Đánh giá độ tin cậy của phương thức bảo vệ máy biến áp trạm biến áp 500KV nho quan ninh bình

ĐẠI HỌC THÁI NGUN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CƠNG NGHIỆP

HỒNG NGỌC ANH

ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ
MÁY BIẾN ÁP TRẠM BIẾN ÁP 500KV NHO QUAN - NINH BÌNH

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN

THÁI NGUYÊN - NĂM 2020


ĐẠI HỌC THÁI NGUN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CƠNG NGHIỆP

HỒNG NGỌC ANH

ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ
MÁY BIẾN ÁP TRẠM BIẾN ÁP 500KV NHO QUAN - NINH BÌNH

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
Mã ngành: 8.52.02.01
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. TRƯƠNG TUẤN ANH

THÁI NGUYÊN - NĂM 2020
1

LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan, đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi, được thực hiện trên
cơ sở nghiên cứu về lý thuyết và tổng hợp từ nhiều nguồn tài liệu tham khảo khác
nhau: Sách, báo, tạp chí chuyên ngành, internet, thư viện các trường, cơ quan...
Qua số liệu thu thập thực tế, tổng hợp lại, không sao chép bất kỳ luận văn nào
trước đó và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Trương Tuấn Anh - Giảng viên
trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp – Đại học Thái Nguyên.
Dữ liệu nghiên cứu được thu thập thực tế tại Trạm biến áp 500kV Nho Quan –
Ninh Bình. Các số liệu và kết quả tính tốn trong luận văn là trung thực; các đánh giá,
kiến nghị đưa ra xuất phát từ thực tiễn, kinh nghiệm và chưa từng được cơng bố trong
bất kỳ một cơng trình nào khác.
Tác giả luận văn

Hoàng Ngọc Anh

2


LỜI CẢM ƠN
Sau thời gian học tập cao học chuyên ngành Kỹ thuật điện của trường Đại học
Kỹ thuật Công nghiệp – Đại học Thái Nguyên, tác giả đã nhận thức sâu sắc về cách
thức nghiên cứu, phương pháp tiếp cận các đối tượng nghiên cứu thực tế tại trạm biến
áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình nơi tác giả cơng tác. Đồng thời ln ln tích lũy
nâng cao kiến thức chuyên môn, nâng cao năng lực làm chủ các thiết bị hiện đại, khả
năng thích ứng cao trước sự phát triển của khoa học, kĩ thuật và kinh tế. Có khả năng
phát hiện, giải quyết độc lập những vấn đề thuộc chuyên ngành được đào tạo và phục
vụ cho công tác được tốt hơn, tác giả đã đề xuất và lựa chọn đề tài luận văn tốt nghiệp
cao học “Đánh giá độ tin cậy của phương thức bảo vệ máy biến áp trạm biến áp 500kV

Nho Quan – Ninh Bình”. Việc nghiên cứu gắn liền với thực tế nơi công tác đã tạo điều
kiện cho việc nghiên cứu chuyên sâu để hoàn thành luận văn tốt nghiệp này.
Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến:
TS. Trương Tuấn Anh đã giúp đỡ, hướng dẫn hết sức chu đáo, nhiệt tình trong
quá trình thực hiện đề tài để tác giả hồn thành luận văn thạc sĩ.
Các phịng chức năng trong trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều
kiện thuận lợi cho tác giả trong suốt quá trình học tập, nghiên cứu và hồn thành các
thủ tục bảo vệ luận văn thạc sĩ.
Các đồng nghiệp trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình đã giúp đỡ tác giả
thực hiện việc nghiên cứu và thu thập các số liệu để tác giả hoàn thành nội dung luận
văn thạc sĩ.
Gia đình, bạn bè của tác giả đã giúp đỡ, tạo điều kiện về thời gian, động viên tác
giả trong suốt q trình thực hiện và hồn thành luận văn.
Tác giả mong muốn tiếp tục nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ và tạo điều kiện của Hội
đồng Chấm luận văn thạc sĩ, các bạn bè, đồng nghiệp, gia đình và người thân để bản
luận văn này hồn thiện hơn.
Xin trân trọng cảm ơn!

3


MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN...................................................................................................................................... 2
LỜI CẢM ƠN.............................................................................................................................................. 3
MỤC LỤC.................................................................................................................................................... 4
DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT............................................................................................................. 7
DANH MỤC CÁC BẢNG..................................................................................................................... 8
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ............................................................................................................... 9
MỞ ĐẦU.................................................................................................................................................... 10
Chương 1. CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ THỐNG RƠLE

BẢO VỆ...................................................................................................................................................... 12
1.1. Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ......................................................................... 12
1.1.1. Tính chọn lọc........................................................................................................................ 12
1.1.2. Tác động nhanh................................................................................................................... 13
1.1.3. Độ nhạy.................................................................................................................................. 13
1.1.4. Đảm bảo độ tin cậy............................................................................................................ 14
1.2. Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ............................................................... 14
1.2.1. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 500/220kV...................... 15
1. Bảo vệ chính 1......................................................................................................................... 15
2. Bảo vệ chính 2......................................................................................................................... 15
3. Bảo vệ dự phịng cho các cuộn dây 500kV.................................................................. 16
4. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV.................................................................. 16
5. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp............................................................... 16
6. Các chức năng khác.............................................................................................................. 16
1.2.2. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 220/110kV...................... 16
1. Bảo vệ chính 1......................................................................................................................... 16
2. Bảo vệ chính 2......................................................................................................................... 16
3. Bảo vệ dự phịng cho các cuộn dây 220kV.................................................................. 16
4. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 110kV.................................................................. 16
5. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp............................................................... 17
6. Một số chức năng khác........................................................................................................ 17
1.2.3. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 110kV............................... 17
1. Bảo vệ chính............................................................................................................................ 17
2. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây 110kV.......................................................................... 17
3. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 1................................................................... 17
4. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 2................................................................... 17
5. Một số chức năng khác........................................................................................................ 17
1.3. Một số sự cố thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ........................................................ 20
4

1.3.1. Hư hỏng phần cứng rơle của rơle bảo vệ................................................................... 21
1.3.2. Hư hỏng nguồn làm việc cho rơle bảo vệ.................................................................. 21
1.3.3. Hư hỏng biến dòng điện, biến điện áp........................................................................ 21
1.3.4. Hư hỏng, đấu sai mạch nhị rơle bảo vệ...................................................................... 22
1.3.5. Sai sót khi cài đặt và cấu hình rơle.............................................................................. 22
1.3.6. Hư hỏng của bản thân máy cắt...................................................................................... 22
1.4. Sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ và đề xuất nghiên
cứu............................................................................................................................................................. 23
1.5. Kết luận chương 1...................................................................................................................... 23
Chương 2. PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ
THỐNG BẢO VỆ................................................................................................................................... 24
2.1. Khái niệm chung về độ tin cậy.............................................................................................. 24
2.2. Các chỉ tiêu phổ biến để đánh giá độ tin cậy.................................................................... 24
2.2.1. Giới thiệu chung.................................................................................................................. 24
2.2.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của các phần tử.................................................... 25
2.3. Một số giải pháp nâng cao khả năng sẵn sàng của hệ thống bảo vệ.......................26
2.4. Phương pháp cây sự cố đánh giá độ tin cậy của hệ thống bảo vệ............................29
2.4.1. Giới thiệu phương pháp cây sự cố đánh giá độ tin cậy........................................ 29
2.4.2. Hàm cấu trúc (structure function)................................................................................ 33
2.4.3. Mối liên hệ giữa sơ đồ khối và sơ đồ cây sự cố...................................................... 33
2.5. Ví dụ áp dụng phương pháp cây sự cố............................................................................... 35
2.6. Kết luận chương 2...................................................................................................................... 38
Chương 3. ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ
THỐNG RƠLE BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP TRẠM BIẾN ÁP 500KV NHO QUAN –
NINH BÌNH.............................................................................................................................................. 39
3.1. Giới thiệu về trạm biến áp 500 kV Nho Quan và phương thức bảo vệ..................39
3.1.1. Giới thiệu về trạm biến áp 500 kV Nho Quan......................................................... 39
3.1.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ của máy biếp áp AT3 trạm biến áp 500kV Nho
Quan – Ninh Bình........................................................................................................................... 42

1. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT3............................................................... 42
2. Một số tính năng bảo vệ máy biến áp AT3................................................................... 42
3. Ma trận cắt máy biến áp AT3............................................................................................. 45
3.2. Các kịch bản đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ cho máy biến áp AT3
tại trạm biến áp 500kV Nho Quan - Ninh Bình....................................................................... 47
3.2.1. Các giả thiết khi tính tốn độ tin cậy của các sơ đồ bảo vệ máy biến áp.....47
3.2.2. Các kịch bản so sánh độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến
áp AT3.................................................................................................................................................. 47
5


1. Sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn............................................................................ 47
2. Sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn.................................................................................. 48
2. Sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng................................................................................ 49
3.3. Giá trị không sẵn sàng của một số phần tử trong sơ đồ phương thức bảo vệ rơle
49
3.3.1. Hư hỏng rơle bảo vệ.......................................................................................................... 50
3.3.2. Cài đặt sai cấu hình của rơle........................................................................................... 50
3.3.3. Hư hỏng máy cắt điện....................................................................................................... 50
3.3.4. Hư hỏng hệ thống nguồn điện một chiều.................................................................. 51
3.3.5. Lỗi dây mạch nguồn điện một chiều........................................................................... 51
3.3.6. Hư hỏng máy biến dòng điện......................................................................................... 52
3.3.7. Hư hỏng máy biến điện áp.............................................................................................. 52
3.3.8. Lỗi đi dây mạch máy biến dòng điện hoặc máy biến điện áp (đấu sai, đứt dây,
hở mạch, chập mạch…)................................................................................................................ 52
3.3.9. Các hư hỏng không rõ ràng (hư hỏng ẩn).................................................................. 53
3.3.10. Các lỗi hệ thống................................................................................................................ 53
3.4. Ứng dụng phần mềm tính tốn cây sự cố OpenFTA..................................................... 54
3.4.1. Giới thiệu phần mềm tính tốn cây sự cố OpenFTA............................................. 54
3.4.2. Tính tốn cây sự cố cho các sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT3 .. 56

1. Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của sơ đồ phương
thức bảo vệ rút gọn..................................................................................................................... 56
2. Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của sơ đồ phương
thức bảo vệ mở rộng.................................................................................................................. 58
3. Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của sơ đồ phương
thức bảo vệ tiêu chuẩn.............................................................................................................. 62
3.4.3. Đánh giá kết quả................................................................................................................. 65
3.5. Kết luận chương 3...................................................................................................................... 66
KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG NGHIÊN CỨU................................................................................... 67
1. Kết luận.............................................................................................................................................. 67
2. Hướng nghiên cứu trong tương lai........................................................................................... 67
PHỤ LỤC................................................................................................................................................... 68
Phụ lục 1. Kết quả tính tốn cây sự cố sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn...................68
Phụ lục 2. Kết quả tính toán cây sự cố sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng.................71
Phụ lục 3. Kết quả tính tốn cây sự cố sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn.............76
TÀI LIỆU THAM KHẢO.................................................................................................................... 82

6


BV

Bảo v

BD

Máy b

MBA

Máy b

TC

Thanh

MC

Máy c

ĐD

Đường

87T

Bảo v

49

Bảo v

64

Rơle c

50

Rơle quá dòng cắt nhanh (Instantancous overcurrent relay)

51

Rơle quá dòng cực đại (Inverse time overcurrent relay)
50N
51N
67
67N

Quá d

Bảo v

fault o

Rơle d

Rơle d

relay)

27

Rơle đ

59

Rơle q

50BF

Rơle b

74

Rơle x

FTA

Phươn

AC

Xoay

DC

Một c

FR

Ghi sự

FL

Vị trí

MTTF

Thời g

MTTR

Thời g

MTBF

Thời g


7


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1. Ký hiệu của các sự kiện và các hàm cấu thành cây sự cố. .................................. 32
Bảng 3.1. Ma trận cắt của các bảo vệ cho máy biến áp AT1, 500/220/110kV trạm biến
áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình..................................................................................................... 41
Bảng 3.2. Ma trận cắt của phương thức bảo vệ cho máy biến áp AT3 Nho Quan..........46
Bảng 3.3. Thống kê các chỉ số độ không sẵn sàng của một số phần tử.............................. 54
Bảng 3.4. So sánh mức độ không sẵn sàng của các sơ đồ phương thức bảo vệ..............65
Bảng 3.5. Mức độ đóng góp của các hư hỏng tới độ không sẵn sàng của sự kiện đỉnh 66

8


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 1.1. Sơ đồ minh họa yêu cầu của bảo vệ rơle.................................................................... 12
Hình 1.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 1........................................................................... 18
Hình 1.3. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 2........................................................................... 19
Hình 1.4. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp...................................................................... 20
Hình 2.1. Vùng bảo vệ (phạm vi bảo vệ)........................................................................................ 26

Hình 2.2. Hệ thống bảo vệ máy biến áp khơng có dự phịng.................................................. 28
Hình 2.3. Hệ thống bảo vệ máy biến áp có dự phịng................................................................ 29
Hình 2.4. Cấu trúc sơ đồ cây sự cố................................................................................................... 30
Hình 2.5. Hệ thống kết nối kiểu nối tiếp........................................................................................ 33
Hình 2.6. Hệ thống kết nối kiểu song song................................................................................... 34
Hình 2.7. Sơ đồ mạch bảo vệ đường dây khơng có rơle dự phịng...................................... 36
Hình 2.8. Cây sự cố mạch bảo vệ đường dây khơng có rơle dự phịng..............................36
Hình 2.9. Sơ đồ mạch bảo vệ đường dây có rơle dự phịng.................................................... 37
Hình 2.10. Cây sự cố mạch bảo vệ đường dây có rơle dự phịng......................................... 37
Hình 3.1. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT1, 500/220/110kV trạm biến áp
500kV Nho Quan – Ninh Bình........................................................................................................... 40
Hình 3.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT3 Nho Quan...................................... 42
Hình 3.3. Sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn......................................................................... 48
Hình 3.4. Sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn................................................................................ 48
Hình 3.5. Sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng............................................................................. 49
Hình 3.6. Giao diện chính của phần mềm OpenFTA................................................................. 55
Hình 3.7. Giao diện quản lý dữ liệu của phần mềm OpenFTA.............................................. 55
Hình 3.8. Các biểu tượng có sẵn trong phần mềm OpenFTA................................................ 55
Hình 3.9. Các chức năng hỗ trợ phân tích, tính tốn cây sự cố OpenFTA........................ 56
Hình 3.10. Cây sự cố với sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn................................................. 57
Hình 3.11. Cây sự cố với sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng............................................... 60
Hình 3.12. Cây sự cố với sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn........................................... 63

9


MỞ ĐẦU
Trong q trình vận hành hệ thống điện khơng thể tránh khỏi những sự cố,
nguyên nhân có thể do các yếu tố tác động từ bên ngoài hoặc trong bản thân nội bộ hệ
thống điện gây ra. Để đảm bảo cho hệ thống điện vận hành được an toàn, một bộ phận

khơng thể thiếu đó là hệ thống bảo vệ rơle. Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để làm
việc với độ tin cậy cao, đảm bảo cho hệ thống điện vận hành an toàn trong mọi chế độ,
tuy nhiên do hệ thống rơle gồm nhiều thiết bị hợp thành, cấu tạo, chủng loại khác nhau
nên vẫn có những sự cố xảy ra và có thể dẫn tới những thiệt hại lớn cho hệ thống điện.
Để bảo vệ cho các thiết bị quan trọng trong các trạm biến áp truyền tải như máy
biến áp, đã có những quy định rất rõ ràng về phương thức bảo vệ rơle cho trạm biến
áp, để đảm bảo máy biến áp luôn ln vận hành an tồn. Tuy nhiên phần đấu nối mạch
các thiết bị và mạch nhị thứ còn khác nhau giữa các trạm biến áp. Việc khác nhau của
hệ thống nhị thứ là do quan điểm thiết kế hệ thống bảo vệ rơle của các hãng không
giống nhau. Như vậy, vấn đề cần được quan tâm và giải quyết là phương thức bảo vệ
và hệ thống mạch nhị thứ nào để bảo vệ cho trạm biến áp sẽ có độ tin cậy cao hơn và
phù hợp hơn về mặt kinh tế.
Tác giả hiện đang công tác tại trạm biến áp 500 kV Nho Quan – Ninh Bình, hàng
ngày đều làm việc và tiếp xúc trực tiếp đến hệ thống bảo vệ rơle của trạm. Để nâng cao
trình độ kiến thức về chuyên môn, nghiệp vụ. Tác giả đã đề xuất hướng nghiên cứu
“Đánh giá độ tin cậy của phương thức bảo vệ máy biến áp trạm biến áp 500 kV Nho
Quan – Ninh Bình”. Luận văn sẽ đi sâu vào nghiên cứu cách thức đánh giá định lượng
độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ cho trạm biến áp vì máy biến áp là thiết
bị phổ biến trên lưới điện và có giá thành lớn. Phương pháp sử dụng trong luận văn là
phương pháp cây sự cố, phạm vi nghiên cứu sẽ giới hạn đối với phương thức bảo vệ
cho máy biến áp 220/110/22 kV có cơng suất 125 MVA trạm biến áp truyền tải 500 kV
Nho Quan – Ninh Bình.
Về mặt cấu trúc luận văn được chia ra thành 3 chương:
Chương 1: Giới thiệu tổng quan về cấu hình và các yêu cầu đối với hệ thống rơle
bảo vệ rơle; các sự cố thường gặp và đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ; giới
thiệu các sơ đồ phương thức chung bảo vệ máy biến áp 220 kV & 500 kV và các hư
hỏng thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ. Trong chương này cũng đặt ra mục tiêu
nghiên cứu của luận văn.
Chương 2: Giới thiệu các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá độ tin cậy của hệ
thống điều khiển bảo vệ rơle; các giải pháp để nâng cao độ tin cậy của hệ thống rơle

bảo vệ rơle. Giới thiệu phương pháp đánh giá mức độ không sẵn sàng của hệ thống
rơle bảo vệ cho trạm biến áp, trong nội dung luận văn đề xuất phương pháp cây sự cố.
10


Chương 3: Áp dụng phương pháp cây sự cố để đánh giá mức độ không sẵn sàng
loại trừ sự cố trong vùng đối với một số sơ đồ bảo vệ máy biến áp phổ biến với mức độ
dự phòng tăng dần. Phạm vi áp dụng là với sơ đồ bảo vệ máy biến áp 220/110/22 kV
có cơng suất 125 MVA trạm biến áp 500 kV Nho Quan – Ninh Bình. Ứng dụng phần
mềm OpenFTA để xây dựng và đánh giá mức độ không sẵn sàng.
Phần cuối của luận văn sẽ đưa ra những kết luận về những nội dung đã đạt được
và từ đó đề xuất các hướng nghiên cứu trong tương lai.

11


Chương 1. CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ
THỐNG RƠLE BẢO VỆ
1.1. Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ
Trong quá trình vận hành hệ thống điện có thể xuất hiện tình trạng sự cố và chế
độ làm việc bất thường của các phần tử. Các sự cố thường kèm theo hiện tượng dòng
điện tăng khá cao và điện áp giảm thấp. Các thiết bị có dịng điện tăng cao chạy qua có
thể bị đốt nóng quá mức cho phép và bị hỏng. Khi điện áp giảm thấp, các hộ tiêu thụ
không thể làm việc bình thường và tính ổn định của các máy phát làm việc song song
và của toàn hệ thống bị giảm. Các chế độ làm việc khơng bình thường làm cho điện áp,
dòng điện và tần số lệch khỏi giới hạn cho phép. Nếu để kéo dài tình trạng này, có thể
xuất hiện sự cố. Muốn duy trì hoạt động bình thường của hệ thống và các hộ tiêu thụ
khi xuất hiện sự cố, cần phát hiện càng nhanh càng tốt chỗ sự cố và cách ly nó ra khỏi
phần tử bị hư hỏng, nhờ vậy phần cịn lại duy trì được hoạt động bình thường, đồng
thời giảm mức độ hư hại của phần tử bị sự cố.

Chỉ có thiết bị tự động bảo vệ mới có thể thực hiện tốt được yêu cầu trên, thiết bị
này gọi là bảo vệ rơle.
Bảo vệ rơle sẽ theo dõi liên tục tình trạng và chế độ làm việc của tất cả các phần
tử trong hệ thống điện. Khi xuất hiện sự cố, bảo vệ rơle phát hiện và cắt phần tử hư
hỏng nhờ máy cắt điện. Khi xuất hiện chế độ làm việc khơng bình thường, bảo vệ rơle
sẽ phát tín hiệu và tùy thuộc u cầu, có thể tác động khơi phục chế độ làm việc bình
thường hoặc báo tín hiệu cho nhân viên trực.
Các yêu cầu chính đối với hệ thống rơle bảo vệ:
1.1.1. Tính chọn lọc
Tính tác động chọn lọc là khả năng phân biệt các phần tử hư hỏng và bảo vệ rơle
chỉ tác động cắt các phần tử đó ra khỏi hệ thống điện.

Hình 1.1. Sơ đồ minh họa yêu cầu của bảo vệ rơle.
12


Ví dụ: trong sơ đồ bảo vệ như hình 1, khi ngắn mạch tại điểm N 1, máy cắt MC3 là
máy cắt gần chỗ sự cố nhất, BV3 phải đưa tín hiệu cắt MC3. Khi ngắn mạch tại điểm
N2, đường dây sự cố (II) được cắt ra bởi các máy cắt MC 1 và MC2 thông qua hai bảo
vệ BV1 và BV2. Như vậy bảo vệ rơle đảm bảo tính chọn lọc chỉ cắt phần tử bị sự cố ra
khỏi hệ thống và bảo tồn sự làm việc bình thường của các phần tử khơng bị sự cố.
Tính chọn lọc là yêu cầu cơ bản nhất của bảo vệ rơle để đảm bảo cung cấp điện
an toàn liên tục. Nếu bảo vệ tác động khơng chọn lọc, sự cố có thể lan rộng.
Yêu cầu tác động chọn lọc cũng không loại trừ khả năng bảo vệ tác động như là
bảo vệ dự trữ trong trường hợp hỏng hóc bảo vệ hoặc máy cắt của các phần tử lân cận.
Cần phân biệt hai khái niệm chọn lọc.
+
Chọn lọc tương đối: Theo ngun tắc tác động của mình, bảo vệ có thể làm
việc như là bảo vệ dự trữ khi ngắn mạch phần tử lân cận.
+

Chọn lọc tuyệt đối: Bảo vệ chỉ làm việc trong trường hợp ngắn mạch ở chính
phần tử được bảo vệ.
1.1.2. Tác động nhanh
Bảo vệ phải tác động nhanh để kịp thời cô lập các phần tử hư hỏng thuộc phạm vi
bảo vệ nhằm:
+ Giảm được thời gian tụt thấp điện áp ở các hộ tiêu thụ.
+ Đảm bảo tính ổn định của hệ thống điện.
+ Giảm tác hại của dòng điện ngắn mạch đối với thiết bị.
Bảo vệ tác động nhanh phải có thời gian tác động nhỏ hơn 0,1 giây.
Để giảm thời gian cắt ngắn mạch cần phải giảm thời gian tác động của thiết bị
bảo vệ rơle. Tuy nhiên trong một số trường hợp để thực hiện u cầu tác động nhanh
thì khơng thể thỏa mãn yêu cầu chọn lọc. Hai yêu cầu này đôi khi mâu thuẫn nhau.
1.1.3. Độ nhạy
Bảo vệ rơle cần phải đủ độ nhạy đối với nhưng hư hỏng và tình trạng làm việc
khơng bình thường có thể xuất hiện ở những phần tử được bảo vệ trong hệ thống điện.
Bảo vệ cần tác động không chỉ với các trường hợp ngắn mạch trực tiếp mà cả khi ngắn
mạch qua điện trở trung gian. Ngoài ra bảo vệ phải tác động khi ngắn mạch xảy ra
trong lúc hệ thống làm việc ở chế độ cực tiểu, tức là một số nguồn được cắt ra nên
dịng ngắn mạch có giá trị nhỏ.
Độ nhạy được đánh giá bằng hệ số độ nhạy, Kn:
Đối với các bảo vệ làm việc theo các đại lượng tăng khi ngắn mạch, hệ số độ nhạy
được xác định bằng tỷ số giữa đại lượng tác động tối thiểu (ví dụ dịng ngắn mạch nhỏ
nhất) khi ngắn mạch trực tiếp ở cuối vùng bảo vệ và đại lượng đặt (dòng khởi động).

13


-

Đối với các bảo vệ tác động theo giá trị cực tiểu (ví dụ bảo vệ thiếu điện áp), hệ

số nhạy được xác định ngược lại: trị số khởi động chia cho trị số cực tiểu.
1.1.4. Đảm bảo độ tin cậy
Bảo vệ phải luôn luôn sẵn sàng khởi động và tác động một cách chắc chắn trong
tất cả các trường hợp ngắn mạch trong vùng bảo vệ và các tình trạng làm việc khơng
bình thường đã định trước. Khơng được tác động sai đối với các trường hợp mà nó
khơng có nhiệm vụ tác động. Bảo vệ khơng tác động hoặc tác động nhầm rất có thể
dẫn đến hậu quả: số phụ tải bị mất điện nhiều hơn hoặc làm cho sự cố lan tràn.
Ví dụ: như hình 1, khi ngắn mạch tại điểm N 2, bảo vệ không tác động cắt MC1 và
MC2 được thì các bảo vệ dự phòng xa khác sẽ cắt nguồn II bởi MC 4, MC5 và trạm B
như vậy bảo vệ thiết kế không tin cậy, làm mất điện nhiều, gây thiệt hại về kinh tế.
Nếu bảo vệ có nhiệm vụ dự trữ cho các bảo vệ sau nó thì khi ngắn mạch trong
vùng dự trữ bảo vệ này phải khởi động nhưng không được tác động khi bảo vệ chính đặt
gần chỗ ngắn mạch hơn chưa tác động.
Để bảo vệ có độ tin cậy cao:
+ Dùng sơ đồ bảo vệ rơle đơn giản nhất và rơle có chất lượng cao.
+
Giảm số lượng rơle và tiếp xúc. Các bộ phận phụ (cực nối, dây dẫn) dùng trong
sơ đồ phải chắc chắn, tiếp xúc tốt.
+
Chế độ và lắp ráp đảm bảo chất lượng, đồng thời kiểm tra thường xuyên sơ đồ
bảo vệ trong quá trình vận hành.
+
Có bảo vệ dự phịng: dự phịng tại chỗ, dự phòng từ xa, khác nguyên tắc làm
việc, khác hãng sản xuất.
Bảo vệ rơle làm việc khơng tin cậy có thể do: thiết kế không đúng hoặc không
hợp lý; thông số của bảo vệ, đối tượng bảo vệ bị suy giảm trong vận hành.

1.2. Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ
Các đường dây và máy biến áp truyền tải đóng một vai trị quan trọng trong việc

đưa điện năng sản xuất từ nguồn đến các hộ tiêu thụ điện. Số lượng các trạm biến áp
truyền tải điện tăng lên không ngừng do phải đáp ứng nhu cầu tăng rất nhanh của các
hộ phụ tải.
Số lượng các máy biến áp ở các cấp điện áp 500 kV, 220 kV, 110 kV trong hệ
thống truyền tải điện ngày càng nhiều chính vì vậy mà phương thức sử dụng dùng để
bảo vệ cho máy biến áp phần tử quan trọng nhất trong trạm biến áp ngày càng trở nên
quan trọng. Bên cạnh các yêu cầu về kỹ thuật, các yêu cầu về tính kinh tế ngày càng
được quan tâm nhằm nâng cao độ tin cậy để bảo vệ máy biến áp tốt hơn và tối ưu về
mặt kinh tế.
14


Việc xây dựng cấu hình hệ thống bảo vệ rơle cho trạm biến áp, tùy theo từng cấp
điện áp, mức độ quan trọng có thể sử dụng kết hợp nhiều loại bảo vệ được sử dụng làm
bảo vệ chính, bảo vệ kép hoặc bảo vệ dự phịng:
- Bảo vệ chính: bảo vệ chủ yếu, tác động trước tiên.
- Bảo vệ kép: hai bảo vệ chính, độc lập, cách ly vật lý, cùng thời gian tác
động.
- Bảo vệ dự phòng (bảo vệ phụ): bảo vệ tác động khi bảo vệ chính không tác động.
Một số chức năng bảo vệ được sử dụng trong việc cấu hình hệ thống bảo vệ rơle
cho máy biến áp:
- 87T: Bảo vệ so lệch máy biến áp (Transformer Differential Protection).
- 49: Bảo vệ quá nhiệt (Thermal relay).
- 64: Rơle chống chạm đất (Earth – Fault relay).
- 50: Rơle quá dòng cắt nhanh (Instantancous overcurrent relay).
- 51: Rơle quá dòng cực đại (Inverse time overcurrent relay).
- 50N: Quá dòng cắt nhanh chống chạm đất.
51N: Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian xác định (Definite time earth fault
overcurrent relay).
- 67: Rơle dòng định hướng (Directional overcurrent relay).

- 67N: Rơle dòng định hướng chống chạm đất (Directional earth fault relay).
- 27: Rơle điện áp thấp (Undervoltage relay).
- 59: Rơle quá điện áp (Overvoltage relay).
- 50BF: Rơle bảo vệ hư hỏng máy cắt.
- 74: Rơle xóa giám sát mạch cắt.
Khi xảy ra chế độ làm việc khơng bình thường hoặc sự cố, việc phát hiện và loại
trừ càng nhanh sự cố bên trong máy biến áp sẽ giúp tăng khả năng cung cấp điện liên
tục cho toàn hệ thống điện, giảm thiệt hại về kinh tế. Theo quy định mới của EVN ban
hành năm 2016 về cấu hình hệ thống và quy cách kỹ thuật của rơle bảo vệ cho các máy
biến áp 500kV; 220kV và 110kV như sau:
1.2.1. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 500/220kV
1. Bảo vệ chính 1
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 87T, 49, 64, 50/51,50N/51N. Tín hiệu dịng
điện các phía lấy từ máy biến dịng chân sứ máy biến áp.
2. Bảo vệ chính 2
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N. Tín hiệu dịng
điện các phía lấy từ máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào các phía máy biến áp.

15


3. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 500kV
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74
tín hiệu dịng điện được lấy từ máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào phía 500kV của
máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 500kV.
4. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74
tín hiệu dịng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của
máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV.
5. Bảo vệ dự phịng cho các cuộn dây trung áp

Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu
dịng điện được lấy từ máy biến dịng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp.
6. Các chức năng khác

-

- Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26).
- Rơle áp lực máy biến áp (63).
- Rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90).
Rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được

gửi đi cắt trực tiếp máy cắt hai phía thông qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt
đồng thời thơng qua hai bộ bảo vệ chính và dự phịng của máy biến áp.
1.2.2. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 220/110kV
1. Bảo vệ chính 1
Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N tín hiệu dịng
điện các phía lấy từ máy biến dòng chân sứ máy biến áp.
2. Bảo vệ chính 2
Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N tín hiệu dịng
điện các phía lấy từ máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào các phía máy biến áp.
3. Bảo vệ dự phịng cho các cuộn dây 220kV
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74
tín hiệu dịng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của
máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV.
4. Bảo vệ dự phịng cho các cuộn dây 110kV
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74.

16

Tín hiệu dịng điện được lấy từ máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào phía 110kV
của máy biến áp,
Tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110kV.
5. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu
dịng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp.
6. Một số chức năng khác

-

- Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26).
- Rơle áp lực máy biến áp (63).
- Rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90).
Rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được gửi

đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thơng qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời
thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phịng của máy biến áp (F87T1, F87T2).

1.2.3. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 110kV
1. Bảo vệ chính
Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64 (theo ngun lý tổng trở thấp),
50/51, 50N/51N. Tín hiệu dịng điện các phía lấy từ máy biến dịng ngăn máy cắt đầu
vào các phía của máy biến áp.
2. Bảo vệ dự phịng cho cuộn dây 110kV
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74
tín hiệu dịng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ 110kV của máy biến áp, tín hiệu
điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110kV.
3. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 1
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dịng
điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp 1 của máy biến áp.

4. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 2
Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dịng
điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp 2 của máy biến áp.
5. Một số chức năng khác
-

Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26).
Rơle áp lực máy biến áp (63).
Rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90).
17


-

Rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được gửi

đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thơng qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời
thông qua bộ bảo vệ chính và dự phịng 110kV của máy biến áp (F87, F67/67N).

Ví dụ một số sơ đồ phương thức bảo vệ đối với các ngăn lộ và máy biến áp:
vệ

F87B: Bảo vệ so lệch thanh cái.
F67/67N: Bảo vệ quá dịng có hướng/ : Bảo

q dịng có hướng chống chạm đất.
- F50/51: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh/ Quá dòng
cực đại.
- F50/51N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chống
chạm đất/ Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian

xác định.
- F74: Rơle xóa giám sát mạch cắt.
- F50BF: Bảo vệ hư hỏng máy cắt.
- F27/59: Bảo vệ điện áp thấp/ Quá điện áp.
- FR: Ghi sự cố.
- FL: Vị trí sự cố

Hình 1.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 1.

18


- F87T: Bảo vệ so lệch máy biến áp.
- F87B: Bảo vệ so lệch thanh cái.
- F67/67N: Bảo vệ quá dịng có hướng/ :
Bảo vệ q dịng có hướng chống chạm đất.
- F50/51: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh/ Quá
dòng cực đại.
- F50/51N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh
chống chạm đất/ Bảo vệ quá dòng chạm đất
thời gian xác định.
- F74: Rơle xóa giám sát mạch cắt.
- F50BF: Bảo vệ hư hỏng máy cắt.
- F27/59: Bảo vệ điện áp thấp/ Quá điện áp.
- FR: Ghi sự cố.
- FL: Vị trí sự cố

Hình 1.3. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 2.

19

- F87T: Bảo vệ so lệch máy biến áp
- F74: Rơle xóa giám sát mạch cắt.
- F64: Bảo vệ chống chạm đất.
- F49: Bảo vệ quá nhiệt.
- F50/51: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh/ Quá dòng
cực đại.
- F50/51N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chống
chạm đất/ Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian
xác định.
- F50BF: Bảo vệ hư hỏng máy cắt.
- FR: Ghi sự cố.

Hình 1.4. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp.

1.3. Một số sự cố thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ
Hệ thống rơle bảo vệ bảo vệ máy biến áp của nhà máy phải thỏa mãn các yêu cầu:

- Các thiết bị bảo vệ phải đảm bảo tương thích với nhau.
Phần cứng rơle phải được thiết kế dưới dạng Module hóa, phần mềm phải có
khả năng điều chỉnh và tương thích đáp ứng mở rộng trong tương lai.
- Đảm bảo độ tin cậy và tính dự phịng cao.
Dự đốn và phân tích được nguyên nhân các hư hỏng xảy ra, đồng thời ghi nhận
và lưu giữ chi tiết những sự kiện khi có tín hiệu lỗi cũng như khi xảy ra sự cố nhằm
phục vụ cho cơng tác tìm lỗi và khắc phục sự cố hư hỏng.
Giao diện trực quan với người vận hành. Vận hành đơn giản, thuận lợi trong
công tác bảo dưỡng, thí nghiệm, hiệu chỉnh...
20

Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy nhiên do
hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra như:
1.3.1. Hư hỏng phần cứng rơle của rơle bảo vệ
Bảo vệ cho các máy biến áp là hệ thống các rơle bao gồm rơle số, rơle điện cơ.
Về mặt cấu tạo các rơle kỹ thuật số bao gồm các linh kiện điện tử, các phần tử bảng
mạch như IC, chíp, điốt, transitor, tụ điện…Các linh kiện điện tử này được tổ hợp
thành các đầu vào input và đầu ra output để thực hiện cơ cấu tác động mỗi khi rơle
thực hiện chức năng bảo vệ. Rơle bảo vệ luôn luôn hoạt động 24/24h trong ngày luôn
luôn sẵn sàng để tác động khi có sự cố xảy ra trong máy biến áp, mặt khác các linh
kiện điện tử cũng có tuổi thọ nhất định chính vì vậy mà có xác suất hư hỏng nhất định
dẫn đến nguyên nhân làm rơle khơng tác động khi có sự cố xảy. Bên cạnh các rơle kỹ
thuật số bảo vệ máy biến áp cịn có rơle điện cơ, các rơle cơ này hoạt đồng dựa trên
nguyên lý điện từ, được cấu tạo từ các cuộn dây, mạch điện từ và các tiếp điểm. Qua
quá trình hoạt động lâu dài rơle cơ cũng bị ảnh hưởng và hư hỏng như đứt dây, già hóa
mạch điện từ, các tiếp điểm của rơle tiếp xúc kém.
1.3.2. Hư hỏng nguồn làm việc cho rơle bảo vệ
Trong bất cứ trạm biến áp nào cũng luôn luôn có hệ thống nguồn AC/DC cung cấp
cho tồn bộ hệ thống mạch bảo vệ cũng như điều khiển của các thiết bị máy cắt, dao cách
ly…Khi có sự cố xảy ra cho dù rơle có hoạt động đúng và tác động nhưng nếu thiếu hệ
thống nguồn DC cung cấp thì máy cắt cũng khơng thể cắt được, chính vì lẽ đó mà hệ
thống nguồn AC/DC trong trạm biến áp rất quan trọng. Theo quy chuẩn của EVN thì trong
trạm biến áp thường có hai hệ thống nguồn DC riêng biệt và hoạt động độc lập với nhau.
Nguồn DC được dự phịng nóng bằng hai hệ thống acquy độc lập. Hai hệ thống acquy độc
lập này được phụ nạp bằng hai hệ thống điện AC riêng biệt của trạm. Một nguồn lấy từ
nguồn tự dùng địa phương bên ngoài trạm, một nguồn AC lấy qua máy biến áp tự dùng
trong trạm điện. Với thiết kế hệ thống nguồn AC/DC như vậy đảm bảo cho hệ thống mạch
nhị thứ điều khiển bảo vệ hoạt động tin cậy giúp cho rơle sẵn sàng tác động cơ lập phần tử
bị hư hỏng khi có sự cố xảy ra. Tuy nhiên xác suất hư hỏng hệ thống nguồn AC, DC vẫn
có thể xảy ra như hư hỏng acquy, hư hỏng tủ chỉnh lưu AC/DC, hư hỏng các máy biến áp

tự dùng cung cấp điện từ 22/0,4kV, hư hỏng attomat..v.v. Chính vì vậy khi xét đến tổng
quan về độ tin cậy của cả hệ thống rơle bảo vệ của máy biến áp trong trạm điện cần phải
xét tới hệ thống DC này.

1.3.3. Hư hỏng biến dòng điện, biến điện áp
Các biến dòng điện và biến điện áp cung cấp tín hiệu để rơle liên tục kiểm tra và
phát hiện các tình trạng làm việc bất thường hoặc sự cố. Khi có sự cố xảy ra, các giá trị
21


dòng điện và điện áp này vượt quá (hoặc giảm thấp hơn) giá trị cài đặt trong rơle thì
rơle sẽ tác động gửi lệnh tới cắt các máy cắt để cơ lập điểm sự cố. Xác xuất hư hỏng
biến dịng điện và biến điện áp là rất nhỏ và chiếm một tỷ lệ thấp trong thực tế.
1.3.4. Hư hỏng, đấu sai mạch nhị thứ rơle bảo vệ
Bên cạnh những nhân tố khách quan thì nhân tố chủ quan của con người cũng là
một trong nguyên nhân gây ra sai sót khiến rơle tác động nhưng khơng cắt được khi có
sự cố xảy ra. Rơle muốn làm việc được cần phải đấu các mạch điện nhị thứ liên quan
như mạch lực dòng điện, điện áp cấp cho rơle, mạch nguồn DC nuôi, mạch các input
đầu vào nhị phân, các đầu ra output tiếp điểm làm việc đi cắt các máy cắt. Rơle hoạt
động cắt đúng được máy cắt theo yêu cầu chỉ khi các mạch này đúng với nguyên lý
thiết kế của rơle. Thực tế cho thấy xác suất xảy ra việc đấu sai mạch nhị thứ này là khá
nhiều, lý do có thể là do trình độ, do kỹ năng và cả do hiểu sai về nguyên lý hoạt động
của rơle dẫn đến nhầm lẫn.
1.3.5. Sai sót khi cài đặt và cấu hình rơle
Một nguyên nhân khá phổ biến dẫn tới hệ thống rơle bảo vệ không hoạt động như
mong muốn là do sai sót khi cấu hình rơle, cài đặt giá trị tác động, cài đặt các output,
input cho rơle bảo vệ. Như chúng ta đã biết rơle là một sản phẩm điện tử thông minh
của con người dùng để bảo vệ cho các thiết bị điện, tuy nhiên tùy vào đối tượng bảo vệ
mà nó cần phải được cài đặt các thơng số phù hợp theo tính tốn trước. Cơng việc này
này địi hỏi người cài đặt và cấu hình rơle phải có chun mơn, trình độ và được đào

tạo. Công việc cài đặt không đúng sẽ dẫn đến rơle làm việc sai, làm việc không đúng
gây ảnh hưởng tới tuổi thọ của thiết bị điện nói riêng và ảnh hưởng đến các thiết bị
khác lân cận. Ngày nay dưới tác động của khoa học và kỹ thuật các loại rơle kỹ thuật
số phát triển không ngừng cả về số lượng và chất lượng, ngày càng có nhiều hãng rơle
và nhiều chủng loại rơle khác nhau, sử dụng nhiều loại phần mềm khác nhau để cài đặt
cũng như cấu hình chức năng bảo vệ. Chính vì thế khi một chủng loại hay một hãng
rơle mới đưa vào vận hành trên lưới cơng việc cài đặt cũng như thí nghiệm đơi khi
cũng xảy ra sai sót dẫn đến ngun nhân khơng cắt được máy cắt khi có sự cố xảy ra.
1.3.6. Hư hỏng của bản thân máy cắt
Một yếu tố quan trọng chính dẫn tới việc hệ thống rơle khơng loại trừ được sự cố
chính là do hư hỏng của bản thân máy cắt. Mặc dù rơle bảo vệ đã tác động, mạch nhị
thứ làm việc tốt, các cuộn cắt đã làm việc nhưng máy cắt vẫn không cắt được đó là do
ngun nhân như hư hỏng chính cuộn cắt, cuộn cắt bị hỏng, các cơ cấu cơ khí của máy
cắt bị kẹt làm cho các trụ cực của máy cắt khơng thể tách rời tiếp điểm chính của máy
cắt. Xác suất hư hỏng này nói chung xảy ra khá ít và hiếm khi gặp trong thực tế.
22


1.4. Sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ và đề
xuất nghiên cứu
Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy nhiên do
hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra và có thể dẫn tới
những thiệt hại lớn cho hệ thống.
Có thể thấy phương thức bảo vệ của các thiết bị chính trong hệ thống đã được qui
định khá rõ ràng; tuy nhiên phần đấu nối các thiết bị và mạch nhị thứ còn khác nhau
giữa các trạm.
Cấu hình của các hệ thống nhị thứ có thể khác nhau tùy theo quan điểm thiết kế
của các hãng. Vấn đề cần quan tâm đối với đơn vị sử dụng là phương thức bảo vệ và
hệ thống mạch nhị thứ nào sẽ có độ tin cậy cao hơn và phù hợp về mặt kinh tế.
Xuất phát từ lý do này, luận văn sẽ đi sâu nghiên cứu cách thức đánh giá định

lượng độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ dựa trên phương pháp cây sự cố.
Phạm vi nghiên cứu sẽ giới hạn đối với phương thức bảo vệ máy biến áp vì đây là thiết
bị phổ biến trên lưới điện và có giá thành lớn. Phần tính tốn áp dụng kết quả nghiên
cứu sẽ thực hiện đối với sơ đồ phương thức bảo vệ của máy biến áp AT3 tại trạm
500kV Nho Quan, Ninh Bình.

1.5. Kết luận chương 1
Nội dung chương 1 tác giả đã giới thiệu tổng quan về cấu hình và các yêu cầu đối
với hệ thống rơle bảo vệ với máy biến áp 500kV, 220kV, 110kV; các sự cố thường gặp
và đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ cho máy biến áp; giới thiệu các sơ đồ
phương thức chung bảo vệ máy biến áp 220 kV & 500 kV và các hư hỏng thường gặp
với hệ thống rơle bảo vệ máy biến áp.
Qua đó, cho thấy sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ
cho máy biến áp và tác giả cũng đề xuất mục tiêu nghiên cứu của luận văn.

23