11042019104945.pdf

HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ VÀ
TĐH TRÊN HTĐ QUỐC GIA
TRUNG TÂM ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
PHÒNG PHƯƠNG THỨC

NỘI DUNG
01. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ RƠ LE BẢO VỆ
02. CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH
03. HỆ THỐNG RLBV CUA NHÀ MÁY NLTT
06. MỘT SỐ VÍ DỤ THỰC TẾ
04. PHỐI HỢP THỰC HIỆN CHỈNH ĐỊNH RƠ LE BẢO VỆ
05. THU THẬP THÔNG TIN VÀ PHÂN TÍCH SỰ CỐ

GIỚI THIỆU CHUNG VỀ
RƠ LE BẢO VỆ
01

National Load Dispatch Centre 4
SỰ CỐ HTĐ & BẤT THƯỜNG HTĐ
 Các chế độ làm việc không bình thường của hệ thống điện
bao gồm:
 Sự cố hệ thống điện (ngắn mạch): bao gồm các dạng sự
cố một pha/nhiều pha chạm đất, sự cố pha – pha, sự cố 3 pha.
 Bất thường hệ thống điện bao gồm các dạng: quá tải
phần tử hệ thống điện, thay đổi đột ngột công suất truyền tải
do chế độ phụ tải thay đổi hoặc do sự cố gây tách phần tử
khác (chế độ N-1), điện áp cao, điện áp thấp, mất đồng bộ, tần
số cao, tần số thấp; mất cân bằng điện áp, dòng điện trên lưới
điện do các chế độ mất cân bằng tải, pha không đối xứng, máy
cắt không toàn pha, tụt lèo.

NGUYÊN NHÂN
 Nguyên nhân sự cố hệ thống điện:

NGUYÊN NHÂN VÀ HẬU QUẢ SỰ CỐ
 Hậu quả sự cố hệ thống điện
 Phá hỏng thiết bị điện.
 Mất an toàn cho người và tài sản.
 Ngừng cung cấp điện, ảnh hưởng đến an ninh
cung cấp điện.
 Ngừng tổ máy do dao động điện, ảnh hưởng đến
chất lượng điện năng (tần số, điện áp, dòng điện).
 Mất ổn định hệ thống điện.
 Nhiễu loạn thông tin.

GIỚI THIỆU CHUNG VỀ RLBV
 Nhiệm vụ của hệ thống RLBV
 Tách rời phần sự cố khỏi hệ thống với hư hỏng tối
thiểu.
 Duy trì trạng thái vận hành an toàn cho các phần
còn lại của hệ thống.
 Hạn chế tối đa thiệt hại về người, thiết bị hay gián
đoạn cung cấp điện.

 Nguyên tắc chung trong việc lựa chọn và chỉnh
định RLBV
 Đảm bảo tốt nhiệm vụ và đáp ứng 5 yêu cầu:
• Tác động nhanh
• Độ nhạy
• Tính chọn lọc
• Tính tin cậy
• Tính kinh tế
~
I> I>
A B
N

 Tác động nhanh
 Bảo vệ rơ-le cắt nhanh phần tử sự cố sẽ giảm
thiểu hư hỏng cho phần tử đó, giảm thiểu ảnh
hưởng đến chất lượng điện năng và duy trì ổn
định hệ thống điện.
 Tính chọn lọc
 Là khả năng của bảo vệ có thể phát hiện và loại
trừ đúng phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống điện.
 Độ tin cậy
 Là tính năng đảm bảo cho thiết bị bảo vệ làm việc
đúng và chính xác với các dạng sự cố theo nguyên
tắc bảo vệ.

 Độ nhạy
 Là khả năng dự trữ của bảo vệ đối với dạng sự cố
được tính toán.
• Bảo vệ quá dòng: Knhạy = Isự cố min /Ikđ
• Bảo vệ khoản cách: Knhạy = Zkđ/Zvùng bv
 Tính kinh tế
 Các thiết bị bảo vệ được trang bị phải thỏa mãn
yêu cầu kỹ thuật theo quy định những đồng thời
cũng đồng thời cũng phải đảm bảo tính kinh tế.

 Yêu cầu về dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời
gian tối đa loại trừ sự cố đối với bảo vệ chính (TT25,39)
 Cho phép áp dụng 40kA/1s cho thanh cái 110kV của các
TBA 500kV và 220kV
Cấp điện áp Inmmax cho
phép (kA)
Tmax loại trừ
sự cố bằng BV
chính (ms)
Thời gian chịu
đựng của BV
chính (s)
500kV 50 80 1
220kV 50 100 1
110kV 31,5 (40) 150 1
Trung áp 25 500 1

 Phân loại bảo vệ dựa trên nguyên lý tác động
 Sơ đồ bảo vệ unit: bảo vệ so lệch dọc; so lệch
pha; bảo vệ khoảng cách, quá dòng có sử dụng
kênh truyền.
 Sơ đồ bảo vệ non-unit: bảo vệ quá dòng, khoảng
cách.

 Phân loại bảo vệ dựa trên nguyên lý tác động
Đặc điểm Sơ đồ unit Sơ đồ non-unit
Nguyên lý
So sánh tín hiệu vào/ra vùng bảo
vệ
Dựa trên đại lượng đo tại một đầu
Vùng bảo vệ
Giới hạn bằng vị trí các thiết bị đo
tín hiệu
Giới hạn bởi giá trị chỉnh định (độ nhậy),
hướng bảo vệ; vùng bảo vệ phải phối hợp với
các bảo vệ xung quanh.
Độ nhạy Độ nhạy cao.
Độ nhạy thấp hơn, do phụ thuộc nhiều vào
các yếu tố dòng tải, kết lưới, chế độ vận hành
Thời gian tác
động/tính chọn
lọc
Đáp ứng tức thời, chọn lọc tuyệt
đối.
Phải đảm bảo phối hợp thời gian.
Dự phòng bảo vệ Không Có
Giá thành
Thường cao hơn đặc biệt khi cần
có trạm trung chuyển tín hiệu.
Tùy thuộc vào trình độ công nghệ được sử
dụng.
Phạm vi ứng dụng
Có thể dùng cho mọi cấp điện áp
nhưng bị hạn chế do giá thành
cao nên chủ yếu áp dụng cho lưới
truyền tải chính
Từng dạng rơle đơn giản ít được dùng cho
lưới truyền tải chính nhưng dạng hỗn hợp (ví
dụ rơle khoảng cách) thì được dùng rộng rãi
cho mọi cấp truyền tải

 Dự phòng bảo vệ
 Dự phòng xa (dự phòng vùng bảo vệ)
• Bảo vệ dự phòng đặt ở các trạm xa, các rơ-le và máy
cắt được dự phòng bằng các thiết bị tương ứng trên
đoạn đường dây kế tiếp đằng trước (tính từ phía
nguồn).
• Dự phòng xa được thực hiện chủ yếu trên nguyên tắc
phối hợp về giá trị tác động và thời gian.
 Dự phòng tại chỗ (dự phòng thiết bị)
• Dự phòng về mạch bảo vệ, mạch đo lường, nguồn nuôi,
cuộn cắt máy cắt…

CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH
02

CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH HTĐ
 Một số kiến thức cơ bản
 Nguyên lý quá dòng
 Nguyên lý so lệch
 Nguyên lý tổng trở

 Định luật Kirchoff
• Tổng dòng điện vào và
ra của một nút (đối
tượng) bằng không.
 Định luật Ohm
• U = I x Z
• Z = U/I
U
R jX
z
I

 Hệ thống ổn định
 Chế độ sự cố: mất cân
bằng, hoặc biên độ
thay đổi.
A
C
B
1200

 Các thành phần đối xứng
A
B
C
A1
B1
C1
C2
A2
B2
A0
B0
C0
Thuận
Nghịch
Không

 Các thành phần đối xứng – Mối quan hệ giữa các
véc tơ thành phần

Nguyên lý quá dòng

CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH HTĐ – QUÁ DÒNG
 Nguyên lý tác động
 Rơ le đo tín hiệu dòng điện.
 Khi dòng điện > trị số đặt → rơ le khởi động và
đưa tín hiệu cắt MC sau khi đếm hết thời gian.
~
I>>
Δt
A B

 Dòng điện đo lường
 Dòng điện pha (I)
 Dòng điện thứ tự nghich (I2)
 Dòng điện thứ tự không (3I0)
~
I>>
Δt
A B

 Cấp tác động
 Cấp cắt nhanh
 Cấp cắt có thời gian
• Tác động theo đặc tính độc lập.
• Tác động theo đặc tính phụ thuộc.

 Phối hợp bảo vệ quá dòng
 Phối hợp theo thời gian
 Phối hợp theo dòng điện
 Kết hợp cả dòng điện và thời gian
HT
A B C
t
L
tc3 = t1
ta2 = Δt + tb1 tb2 = Δt + tc1
I> I> I> D

 Chỉnh định
 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (cấp 1)
• Ikđ cấp1 = Kat * INngmax
 Bảo vệ quá dòng cấp 2
• Ikđ cấp 2 = Kpd * Kat * Ikđ cấp1 trước
 Bảo vệ quá dòng có thời gian (bảo vệ dòng lớn
nhất)
• Ikđ = (Kat /Ktv)*Kmm* Ilvmax

 Nhằm đảm bảo tính chọn lọc, hoặc độ nhạy, BVQD
được trang bị thêm chức năng xác định hướng
hoặc kiểm tra điện áp thấp.
 Bảo vệ quá dòng có hướng (67)
2
3
I> I> I>
~ ~
1
6
5
4
<I <I
<I
N

 Bảo vệ quá dòng có kiểm tra điện áp (51V)
I2
I1
Uđk
I(A)
U(V)
Đặc tính tác động của bảo vệ quá dòng có kiểm tra điện áp

 Tín hiệu đo lường: U, I
~
7SJ61
A
B
C
3I0

Nguyên lý so lệch

CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH HTĐ – SO LỆCH
 Bảo vệ so lệch dòng điện dựa trên nguyên lý của
định luật kirchhoff:
 Trong điều kiện làm việc bình thường, dòng điện đi
vào bằng dòng điện đi ra.

 Trong điều kiện sự cố, dòng điện đi vào khác dòng
điện đi ra.

~ ~
M Send
Receive
C
D
M
S
R
C
D
TC
EQ
TC
EQ
10+15>20
15 10
+15
+10
Đối với đường dây
M : Measurement
C & D : Comparison & Decision
TC EQ : Telecommunication Equipment

 Bảo vệ chọn lọc tuyệt đối => không có dự phòng
cho sự cố ngoài.

I1 I2
I1
I2
 So sánh dòng vào – ra của
đối tượng bảo vệ
• Isl = I1 + I2
 Bình thường
• I1 = -I2 → Isl = 0
 Sự cố trong vùng bảo vệ
• I1 ≠ - I2 → Isl = I1 + I1 > 0

 Chỉnh định
 Isl > Ikcbmax
 Để nâng cao độ nhạy của rơle → sử dụng nguyên
lý so lệch có hãm.
 Idiff = |I1 + I2|
 Ibias = |I1| + |I2|
 Rơle so sánh dòng Idiff với Ibias để phát hiện sự cố.

 Khi vận hành bình thường
 Idiff = |I1 + I2| = 0
 Ibias = |I1| + |I2| = 2I1
 Idiff < Ibias → Không tác động.
 Khi ngắn mạch trong vùng bảo vệ
 Idiff = |I1 + I2| = 2I1
 Ibias = |I1| + |I2| = 2I1
 Idiff = Ibias → Rơle tác động.

 Một đặc tính hãm tiêu chuẩn
Idiff
Ibias
Is2
Is1
Vùng khóa
Vùng tác động
K1
K2

 Một đặc tính hãm của rơ le so lệch 7UT6xx

Nguyên lý tổng trở

 Rơ le tác động khi :
 Z = Ur/Ir < Zđặt
 Hướng công suất ngắn mạch cùng hướng đặt của
rơ le.
CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH HTĐ – TỔNG TRỞ

 Các vùng tác động
 Vùng tác động độc lập: 1 – 4 vùng.
 Vùng tác động có sự trợ giúp của kênh truyền.

 Vùng tác động độc lập
 Vùng 1
 Vùng 2
A B
Vùng 1
A B
C
Vùng 1
Vùng 2

 Vùng tác động độc lập
 Vùng 3
 Phối hợp các vùng độc lập
A B C D
Vùng 3 Vùng 2
Za1
Za2
Zb1
Zb2
Zb3
Za3
Zc2
Zc1
D
A C
B
F21 F21 F21

 Vùng tác động có sự trợ giúp của kênh truyền
 Bảo vệ 100% chiều dài đường dây
 Thời gian tác động 0s
 Điều kiện tác động:
• Phát hiện ra sự cố trong vùng bảo vệ.
• Nhận tín hiệu cho phép cắt từ đầu đối diện.
F21 F21

 Vùng tác động có sự trợ giúp của kênh truyền
 POTT – Permissive Over-reaching Transfer Trip.
 PUTT – Permissive Under-reaching Transfer Trip.

 POTT – Permissive Over-reaching Transfer Trip

 POTT – Permissive Over-reaching Transfer Trip –
Weak in feed.

HỆ THỐNG RLBV CỦA NMNLTT
03

 Thông tư Quy định HTĐ Truyền tải (TT25/2016/TT-BCT), Thông tư
Quy định HTĐ Phân phối (TT39/2015/TT-BCT):
 Quy phạm trang bị điện (Quyết định số 19/2006/QĐ-BCN);
 Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự
động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp (dưới thông tư 25-
đang soạn thảo);
 Quyết định số 2896/QĐ-EVN-KTLĐ-TĐ của EVN về việc Quy định
về tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống điều khiển tích hợp, cấu hình
hệ thống bảo vệ, quy cách kỹ thuật của rơ le bảo vệ cho đường
dây và TBA 500 kV, 220 kV và 110 kV của EVN; Quy định về công
tác thí nghiệm đối với rơ le bảo vệ kỹ thuật số.
 Quy chế đàm phán, ký kết và thực hiện hợp đồng mua bán điện
các dự án điện ban hành kèm theo Quyết định số 246/QĐ-EVN.
CÁC VĂN BẢN QUY ĐỊNH VỀ TRANG BỊ RLBV VÀ TỰ ĐỘNG
TRONG HTĐ

CÁC PHẦN TỬ ĐƯỢC BẢO VỆ
 Các phần tử chính liên quan đến NMĐ NLTT:
 Đường dây đấu nối (220kV, 110kV)
 Thanh cái (220kV, 110kV)
 Máy biến áp chính (220kV, 110kV)
 Xuất tuyến trung áp
 MBA Inverter

Bảo vệ MBA

BẢO VỆ MBA 110 kV
 Bảo vệ chính :
 Tích hợp chức năng: 87T, 49, 64, 50/51, 50/51N, tín
hiệu dòng điện các phía → lấy từ CT MC MBA.
 BV dự phòng cuộn dây 110kV:
 Tích hợp chức năng: 67/67N, 50/51, 50/51N, 27/59,
50BF, 74.

BẢO VỆ MBA 110 kV (TIẾP)
 BV dự phòng cuộn dây trung áp đấu sao, trung tính nối đất trực
tiếp:
 67/67N, 50/51, 50/51N, 25, 50BF, FR.
 Chức năng 87N, 50/51G phải được trang bị cho tất cả các cuộn
dây trung áp đấu Y và có trung tính nối đất trực tiếp hoặc qua
tổng trở.
 BV dự phòng cuộn dây trung áp có trung tính cách ly:
 67/67N, 50/51, 50/51N, 25, 50BF, FR, 59N.
 BV công nghệ: RL nhiệt độ (26), RL áp lực (63), RL gaz (96), RL
báo mức dầu (71) được trang bị đồng bộ với MBA và gửi đi cắt MC
ba phía.

 Bảo vệ chính số 1:
 Tích hợp chức năng: 87T, 49, 64, 50/51, 50/51N, tín hiệu dòng
điện các phía → lấy từ CT MC MBA.
 Bảo vệ chính số 2:
 Tích hợp chức năng: 87T, 49, 64, 50/51, 50/51N, tín hiệu dòng
điện các phía → lấy từ CT đầu cực MBA.
 BV dự phòng cuộn dây 220kV:
 Tích hợp chức năng: 67/67N, 50/51, 50/51N, 27/59, 50BF, 74.
 BV dự phòng cuộn dây trung áp: tương tự với MBA 110kV.
 Các bảo vệ công nghệ (RL nhiệt độ (26), RL áp lực (63), RL gaz
(96), RL báo mức dầu tăng thấp (71)) được trang bị đồng bộ với
MBA.

Bảo vệ đường dây

BẢO VỆ ĐƯỜNG DÂY 220kV
 ĐZ trên không 220kV có truyền tin bằng cáp
quang:
 Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 87L, 67/67N,
50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74.
 Bảo vệ dự phòng: tích hợp chức năng: 21/21N,
67/67N, 50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74.
 F87 và F21 được phối hợp với đầu đối diện thông
qua kênh truyền bằng cáp quang.

BẢO VỆ ĐƯỜNG DÂY 220kV (TIẾP)
 ĐZ trên không 220kV không có truyền tin bằng
cáp quang:
 Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 21/21N,
67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74.
67/67N, 50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74.
 BV F21 hai đầu ĐZ được phối hợp với nhau thông
qua kênh PLC.

 ĐZ 110kV có truyền tin bằng cáp quang
 Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 87L, 21/21N,
67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74.
50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74.
 BV so lệch truyền tín hiệu phối hợp với đầu đối
diện thông qua kênh truyền bằng cáp quang.

BẢO VỆ ĐƯỜNG DÂY 110kV (TIẾP)
 ĐZ 110kV không có truyền tin bằng cáp quang:
 Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 21/21N,
67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74.
50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74.
 BV F21 hai đầu ĐZ được phối hợp thông qua PLC.

BẢO VỆ MBA 110 kV (TIẾP)
ELECTRICITY
OF VIETNAM

Bảo vệ thanh cái

BẢO VỆ THANH CÁI (220kV, 110kV)
 Bảo vệ chính:
 Bảo vệ so lệch thanh cái (87B).
 Bảo vệ dự phòng:
 Bảo vệ quá dòng (50/51, 50/51N).

Bảo vệ máy cắt

BẢO VỆ CHỐNG TỪ CHỐI MÁY CẮT (50BF)
 Tất cả các MC của TBA nâng áp đề được trang bị
bảo vệ chống từ chối máy cắt (50BF).

BẢO VỆ CHỐNG TỪ CHỐI MÁY CẮT (50BF)
 Việc xác định máy cắt chưa cắt được có thể thông
qua tiếp điểm phụ hoặc theo dõi dòng chạy qua
máy cắt.

CHỨC NĂNG HÒA ĐỒNG BỘ (25)
 So sánh điện áp, góc pha và tần số 2 phía của MC
để thực hiện việc cho phép hòa đồng bộ hoặc
khép vòng.
 Giá trị được quy định trong Quy định quy trình
thao tác trong hệ thống điện quốc gia (Thông tư
44/2014).

Bảo vệ phần NMĐ

BẢO VỆ ĐZ TRUNG ÁP NỐI TỚI CÁC TỔ MÁY
 Cấu hình hệ thống rơ le bảo vệ đối với ĐZ trung áp,
lưới trung tính nối đất trực tiếp:
 Hợp bộ bảo vệ được tích hợp các chức năng bảo vệ
67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 81, 25, 50BF, 74, 27/59.
 Cấu hình hệ thống rơ le bảo vệ cho ĐZ trung áp, lưới
trung tính cách ly hoặc qua tổng trở:
 Hợp bộ bảo vệ được tích hợp các chức năng bảo vệ
67/67N, 67Ns (bảo vệ chạm đất có hướng độ nhạy cao),
50/51, 50/51N, 50BF, 81, 25, 50BF, 74, 27/59.

BẢO VỆ MBA INVERTER (TRUNG ÁP)
 MBA có công suất > 6.3MVA phải được trang bị bảo
vệ so lệnh.
 Các chức năng bảo vệ cơ bản: 49, 50/51, 50/51N (đối
với lưới trung áp nối đất trực tiếp), FR.
 MBA có công suất ≤ 1.6 MBA cho phép sử dụng cầu chảy
thay thế cac bảo vệ trên.
 Các bảo vệ công nghệ (RL nhiệt độ (26), RL áp lực (63),
RL gaz (96), RL báo mức dầu tăng thấp (71)) được trang bị
đồng bộ với MBA.

BẢO VỆ ĐƯỜNG DÂY TRUNG ÁP NMNLTT
 Các chức năng bảo vệ cơ bản 49, 50/51, 50BF, 81,
27/59, FR.
 67/67G, 50/51G được trang bị đối với lưới trung
tính cách ly hoặc nối đất qua điện trở.
 67/67N, 50/51N được trang bị đối với lưới trung
tính nối đất trực tiếp.

PHỐI HỢP THỰC HIỆN CHỈNH ĐỊNH
RƠ LE BẢO VỆ
04

CĂN CỨ PHÁP LÝ
 Thông tư số 40-2014/BCT: Quy định quy trình Điều độ HTĐ
Quốc gia (2014).
 Thông tư số 25-2016/BCT: Quy định HTĐ truyền tải
(2016).
 Thông tư số 39-2015/BCT: Quy định HTĐ phân phối
(2015).
 Quyết định số 1656/QĐ-EVN: Hướng dẫn trình tự, thủ tục
đóng điện lần đầu và chạy thử nghiệm thu đối với các công
trình điện (2008).
 Quyết định số 1198/QĐ-EVN: Quy trình phối hợp kiểm soát
thực hiện chỉnh định rơ le bảo vệ (2011).
 Quyết định số 246/QĐ-EVN: Quy chế Đàm phán, Ký kết và
Thực hiện hợp đồng mua bán điện các dự án điện (2014).

PHỐI HỢP THỰC HIỆN CHỈNH ĐỊNH RLBV
 Nhiệm vụ của cấp điều độ quốc gia:
 Tính toán trị số chỉnh định rơle bảo vệ và tự động
cho hệ thống điện 500kV, tính toán trị số chỉnh
định cho các hệ thống tự động chống sự cố diện
rộng, sa thải phụ tải trên hệ thống điện quốc gia.
 Kiểm tra và thông qua trị số chỉnh định rơ le bảo
vệ và tự động cho khối máy phát - máy biến áp
của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp
điều độ quốc gia.
 Kiểm tra và thông qua trị số tính toán chỉnh định
rơle bảo vệ lưới điện 220 kV và nhà máy điện của
Cấp điều độ miền.

 Nhiệm vụ của cấp điều độ miền:
 Tính toán trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho
lưới điện 220 kV, 110 kV thuộc quyền điều khiển của
Cấp điều độ miền.
 Kiểm tra và lập phiếu chỉnh định cho hệ thống thiết bị sa
thải phụ tải theo tần số của hệ thống điện miền theo
các mức tần số do Cấp điều độ quốc gia cung cấp.
 Kiểm tra và thông qua trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và
tự động cho khối máy phát - máy biến áp của nhà máy
điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.
 Kiểm tra và thông qua trị số tính toán chỉnh định rơ le
bảo vệ và tự động trong lưới điện phân phối

 Nhiệm vụ của nhà máy điện:
 Cung cấp tài liệu kỹ thuật, quy trình vận hành thiết bị
của nhà máy cho các cấp điều độ để thực hiện tính
toán, kiểm tra.
 Cung cấp báo cáo tính toán giá trị chỉnh định của các
chức năng bảo vệ liên quan đến lưới điện quốc gia theo
yêu cầu của cấp điều độ điều khiển.
 Cài đặt giá trị chỉnh định của các chức năng bảo vệ liên
quan đến lưới điện quốc gia theo bản phê duyệt của cấp
điều độ điều khiển cũng như gửi văn bản xác nhận hoàn
thành.

CÁC BƯỚC THỰC HIỆN
1) Cung cấp tài liệu kỹ thuật:
Danh mục tài liệu phục vụ công tác kiểm tra, thông qua trị số RLBV:
 Sơ đồ một sợi phần điện;
 Thông số thiết bị nhất thứ: ĐZ đấu nối, MB, cáp trung thế,
thiết bị đóng cắt, thiết bị đo lường, thiết bị bù…
 Sơ đồ nguyên lý phương thức bảo vệ, mạch nhị thứ bảo vệ;
 Thông tin rơ le bảo vệ (order code, version…), tài liệu hướng
dẫn, phần mềm giao tiếp mô phỏng rơ le;
 Báo cáo tính toán trị số chỉnh định rơ le (tính từ điểm đấu nối
về phía khách hàng đấu nối).
Ngoài ra, khách hàng đấu nối cần cung cấp các tài liệu kỹ thuật
phục vụ các công tác mô phỏng tính toán, lập KHVH …
Thời hạn cung cấp TL:
 Lưới điện truyền tải: 3 tháng/ NMĐ; 2 tháng/ ĐZ & TBA.
 Lưới điện phân phối: 2 tháng/ NMĐ; 1 tháng/ ĐZ & TBA.

CÁC BƯỚC THỰC HIỆN
2) Ban hành văn bản thông qua/ yêu cầu thay đổi với các trị số
chỉnh định rơ le bảo vệ
Thời hạn ban hành văn bản thông qua: 20 ngày làm việc (kể từ
khi nhận đủ tài liệu.
3) Kiểm soát việc thực hiện chỉnh định:
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải/ phân phối gửi văn bản
xác nhận đã thực hiện chỉnh định tới A0/Ax.

VÍ DỤ MẪU PHIẾU CHỈNH ĐỊNH

THÔNG TIN THAM KHẢO
 https://www.nldc.evn.vn/CateNewsg/4/251/Nang-
luong-tai-tao/default.aspx

THU THẬP THÔNG TIN VÀ
PHÂN TÍCH SỰ CỐ
05

CĂN CỨ PHÁP LÝ
 Thông tư số 40 – Quy định quy trình Điều độ HTĐ
Quốc gia (2014).
 Thông tư số 28 – Quy định quy trình Xử lý sự cố
trong HTĐ Quốc gia (2014).
 Quyết định số 185/QĐ-EVN: Quy trình điều tra sự
cố NMĐ, lưới điện, HTĐ của EVN (2014).

BƯỚC 1: THU THẬP THÔNG TIN SỰ CỐ
 Đơn vị tham gia đấu nối có trách nhiệm thu thập các
thông tin sau:
 Thời điểm xảy ra sự cố, các phần tử bị sự cố;
 Tình hình vận hành thiết bị trước sự cố;
 Diễn biến sự cố;
 Quá trình xử lý sự cố của nhân viên vận hành, lệnh điều
độ;
 Bản ghi sự kiện, ghi sự cố, ghi dao động, định vị sự
cố,…liên quan tới sự cố vừa xảy ra được truy xuất từ các
thiết bị ghi nhận lắp đặt tại trạm;
 Thông số chỉnh định thực tế đang cài đặt trong các rơ-le
bảo vệ, tự động của trạm đã tác động và/hoặc khởi
động khi sự cố.

BƯỚC 1: THU THẬP THÔNG TIN SỰ CỐ
 Các cấp điều độ điều khiển phần HTĐ bị sự cố có
trách nhiệm thu thập các thông tin:
 Thời điểm xảy ra sự cố, các phần tử bị sự cố, điều kiện
thời tiết / công tác / tình hình hiện trường khu vực xảy
ra sự cố
 Tình trạng vận hành hệ thống trước sự cố.
 Diễn biến sự cố:
 Quá trình xử lý sự cố của của KSĐH A0/Ax;
 Thông tin liên quan đến sự cố vừa xảy ra được truy xuất
từ tất cả các thiết bị ghi nhận mà các cấp điều độ được
quyền truy cập.

BƯỚC 2: LẬP VÀ GỬI BÁO CÁO SỰ CỐ
 Đơn vị tham gia đấu nối có trách nhiệm:
 Lập và gửi báo cáo sự cố tới cấp Điều độ điều khiển (A0
hoặc Ax).
 Các thông tin truy xuất từ thiết bị ghi nhận được gửi
kèm thư điện tử về cấp Điều độ điều khiển theo các địa
chỉ
• A0: phantichsuco.A0@evn.com.vn; phantichsuco.A0@gmail.com
• Ax: phantichsuco.Ax@evn.com.vn; phantichsuco.Ax@gmail.com
 Thời hạn gửi Báo cáo sự cố: không chậm hơn 24h kể từ
khi xảy ra sự cố.

BƯỚC 2: LẬP VÀ GỬI BÁO CÁO SỰ CỐ
 Cấp điều độ miền (Ax) có trách nhiệm:
 Lập và gửi báo cáo sự cố tới A0.
 Thời hạn gửi Báo cáo sự cố: không chậm hơn 48h
kể từ khi xảy ra sự cố.
 Cấp điều độ Quốc gia (A0) có trách nhiệm:
 Lập và gửi báo cáo sự cố tới EVN.
 Thời hạn gửi Báo cáo sự cố: không chậm hơn 72h
kể từ khi xảy ra sự cố.

BƯỚC 3: PHỐI HỢP PHÂN TÍCH SỰ CỐ
 Nhiệm vụ của đơn vị tham gia đấu nối:
 Thực hiện phân tích sự cố dựa trên các thông tin
thu thập được, xác định nguyên nhân, đánh giá
công tác vận hành thiết bị;
 Lập và gửi Báo cáo phân tích sự cố tới A0/Ax khi
có yêu cầu của A0/Ax;
 Đề xuất các biện pháp ngăn ngừa sự cố (nếu có)
và tham gia thực hiện các biện pháp này trong
phạm vi trách nhiệm.

BƯỚC 3: PHỐI HỢP PHÂN TÍCH SỰ CỐ
 Nhiệm vụ của các cấp điều độ:
 Căn cứ vào báo cáo sự cố và các thông tin thu thập
được tiến hành phân tích xác định nguyên nhân sự cố;
 Đánh giá mức độ tin cậy, an toàn của các thiết bị, chất
lượng của công tác vận hành hệ thống, rơ-le bảo vệ;
 Trong trường hợp kết quả phân tích của A0/Ax có sự
khác biệt so với đơn vị tham gia đấu nối, cần tiến hành
trao đổi thảo luận để đảm bảo hiệu quả của việc PTSC;
 Đề xuất các biện pháp ngăn ngừa sự cố (nếu có) và
tham gia thực hiện các biện pháp này trong phạm vi
trách nhiệm;

MỘT SỐ VÍ DỤ THỰC TẾ
06

11042019104945.pdf

Recommended

Recommended

More Related Content

Similar to 11042019104945.pdf

Similar to 11042019104945.pdf (20)

More from Thien Phan Bản

More from Thien Phan Bản (20)

11042019104945.pdf