PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG RƠ LE G60 TRONG BẢO VỆ MÁY PHÁT NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2 bc178ff7

1. 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

2. 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

3. 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 Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201 Khóa: K34 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.

4. 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

5. 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

6. 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.

7. 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)

8. 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

9. 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

10. 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

11. 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.

12. 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.

13. 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.

14. 4
Hình 1.1: Các thành phần chính máy phát điện thủy lực
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)
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

15. 5
Hình 1.2: Đường cong công suất MF
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.
- 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
Trên Hình 1.3 là sơ đồ tương tương và véc tơ điện kháng đồng bộ, trong đó:
Hình 1.3: Sơ đồ véc tơ điện kháng đồng bộ

16. 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.

17. 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 10-
20V 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.

18. 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).

19. 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 450
C 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 (850
C, 1300
C),
cuộn dây stator (700
C, 1150
C) và lõi sắt stator (600
C, 1050
C).
- Khi nhiệt độ gió làm mát MF tăng giảm hơn 450
C bắt buộc phải tăng hoặc giảm
dòng điện qua stator. Trường hợp nếu tăng 10
C trong phạm vi từ 450
C ÷ 500
C thì phải
giảm dòng điện 2% Iđm, từ 500
C ÷ 550
C thì giảm dòng điện 3% Iđm và nếu giảm
10
C trong phạm vi 450
C ÷ 250
C thì cho phép tăng 0,5% Iđm.
- Khi nhiệt độ gió làm mát giảm thấp dưới 250
C 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

20. 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%.

21. 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). (UF, Uht) là
góc lệch pha điện áp của máy phát điện và điện áp của hệ thống điện, cf là góc lệch
pha giới hạn cho phép. Nếu (UF, Uht) > cf 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

22. 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

23. 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 2 có vận tốc quay nhanh gấp 2 lần tốc độ
đồng bộ, từ thông 2 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)

24. 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 300
C 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

25. 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.

26. 16
Hình 1.4: Đặc tuyến ngắn mạch xoay chiều duy trì
Do thời gian ngắn mạch quá độ rất ngắn nên các thiết bị bảo vệ rơ le và máy cắt
điện không kịp tác động. Chính vì vậy phải tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ theo dòng
điện ngắn mạch duy trì.
1.2.7.4. Máy phát điện bị mất kích thích
Mất kích thích là tình trạng hư hỏng mạch kích thích dẫn đến mất điện cuộn dây
kích thích như Hình 1.5, nguyên nhân do đứt mạch cuộn dây kích thích, chạm đất cuộn
dây kích thích tại hai điểm làm cho cuộn dây kích thích bị nối tắt hoàn toàn và hư
hỏng máy phát điện kích thích (do đứt mạch cuộn dây kích thích của máy phát điện
kích thích thích, chổi than của điện trở điều
chỉnh tiếp xúc kém…).
Trường hợp hư hỏng mạch kích thích
tua bin của máy phát điện vẫn quay để cấp
công suất cơ M1, MF không phát ra điện mà
lại nhận điện áp từ hệ thống. Lúc này hệ
thống điện lại cung cấp cho máy phát điện
một lượng công suất vô công Q’F làm cho
điện áp của hệ thống bị suy giảm. Ngoài ra
hệ thống điện còn phải cung cấp cho MF một dòng điện kích thích phụ trên cuộn dây
kích thích đủ để MF phát ra công suất tác dụng P’F làm cho dòng điện trên stator bị
tăng lên.
Loại trừ trường hợp mất kích thích do đứt mạch cuộn dây kích thích CKF, các
trường hợp còn lại cuộn dây kích thích vẫn là một mạch kín trong khi đó rotor vẫn
quay với vận tốc n làm cho công suất PF bị giảm đột ngột và mô men cản điện từ bị
giảm đột ngột so với mô men sơ cấp MCđt < M1 dẫn đến tốc độ của rotor (n1) bị tăng
lên, MF xuất hiện hệ số trượt s, lúc này MF rơi vào trạng thái không đồng bộ.
S= (n1-n)/n (1.8)
Hình 1.5: Sơ đồ nguyên lý mạch kích
thích MF

27. 17
Khi đã rơi vào tình trạng không đồng bộ sẽ xuất hiện mô men cản điện từ không
đồng bộ Mckđb làm cho tốc độ của rotor lại giảm xuống, lúc này số chỉ trên các đồng
hồ đo điện áp, đo dòng điện, đo tần số, đo công suất bị dao động, máy phát điện có
hiện tượng chấn động.
Nếu máy cắt mạch kích thích MCKT nhảy mà máy cắt đầu cực MF chưa nhảy và
điện áp kích thích vẫn bình thường thì lập tức đóng điện trở lại MCKT để nâng điện áp
kích thích lên. Nếu điện áp kích thích bình thường mà dòng điện trên mạch kích thích
bằng không thì chắc chắn mạch kích thích rotor bị đứt, cần thay thế máy kích thích
chính bằng một máy kích thích dự phòng. Trong mọi điều kiện không cho phép MF
làm việc trong chế độ mất kích thích.
1.3. Các chức năng bảo vệ thường trang bị cho máy phát điện thủy lực
Trước đây, Tổng Công ty điện lực Việt Nam có quy định về cấu hình hệ thống và
qui cách kỹ thuật rơ le bảo vệ cho đường dây và TBA. Tuy nhiên, đối với máy phát
điện thủy lực chưa có quy định nào về cấu hình, phương thức hệ thống bảo vệ và quy
cách kỹ thuật rơ le. Tùy theo sơ đồ đấu dây cấp điện của nhà máy mà ta thiết kế
phương thức bảo vệ rơ le cho tổ máy để đảm bảo các vấn đề kinh tế - kỹ thuật. Theo
quan điểm thiết kế hiện nay, các máy phát điện có công suất lớn được bố trí hai hệ
thống bảo vệ độc lập và được trang bị bằng rơ le kỹ thuật số hiện đại tích hợp đầy đủ
các chức năng bảo vệ cho MF trong mọi chế độ vận hành. Để bảo vệ cho MF vận hành
trong các chế độ làm việc không bình thường và hư hỏng, mỗi tổ máy thường được
trang bị để bảo vệ gồm các chức năng chính sau: Bảo vệ so lệch dọc (87G), bảo vệ so
lệch ngang (87GW), bảo vệ chống chạm đất stator (64S), bảo vệ chạm đất mạch kích
từ (64R), bảo vệ mất kích từ (40), bảo vệ mất đồng bộ (78), bảo vệ quá tải, quá nhiệt
(49). Ngoài ra, còn các chức năng bảo vệ dự phòng được trang bị như bảo vệ khoảng
cách (21G), bảo vệ tần số (81), bảo vệ quá điện áp (59), bảo vệ kém điện áp (27), bảo
vệ công suất ngược (32), bảo vệ mất cân bằng tải (46), bảo vệ quá kích thích (24).
1.4. Khái quát về rơ le kỹ thuật số bảo vệ máy phát điện thủy lực
1.4.1. Các chức năng của rơ le
Hiện nay, các rơ le số bảo vệ MF được chế tạo tích hợp đầy đủ các chức năng, có
bộ vi xử lý riêng, cung cấp các chức năng bảo vệ, điều khiển, giám sát, lưu trữ thông
tin và tự chuẩn đoán dùng cho các MF tuabin nước, khí và thuỷ lực (Hình 1.6).
Chức năng tự chuẩn đoán chứa một bộ ghi sự kiện có khả năng lưu trữ 1024 sự
kiện đã được đánh dấu thời gian, khả năng lưu trữ có thể dao động lên 64 lần ghi.
Đồng hồ bên trong dùng để ghi dấu thời gian có thể được đồng bộ với một tín hiệu
IRIG-B, hoặc bằng giao thức SNTP qua cổng Ethernet.

28. 18
Sự đánh dấu thời gian chính xác này cho phép dãy sự kiện được xác định xuyên
suốt trong hệ thống. Sự thu thập dữ liệu có thể được cài đặt để ghi lại giá trị các thông
số đo lường trước và sau một sự kiện để xem trên máy tính. Các công cụ này làm giảm
đáng kể thời gian sữa chữa và đơn giản hoá việc tạo thành một bản báo cáo về một sự
kiện sự cố trong hệ thống.
Rơ le kỹ thuật số sử dụng công nghệ bộ nhớ cực nhanh cho phép nâng cấp thêm
các chức năng mới.
Hình 1.6: Các chức năng bảo vệ trong rơ le G60
1.4.2. Cấu trúc và nguyên lý hoạt động của rơ le
1.4.2.1. Cấu trúc phần cứng
Cấu trúc phần cứng của loại rơ le GE là các
module card riêng lẻ cho từng chức năng đầu vào,
chức năng xử lý và đầu ra được kết nối theo kiểu giắt cắm liên hệ truyền thông với
nhau.
Thành phần bao gồm (Hình 1.7):
Các phần tử đầu vào gồm đầu vào digital, đầu vào ảo, đầu vào analog, đầu vào
dòng, đầu vào áp, đầu vào từ xa, đầu vào trực tiếp.
Module CPU là bộ xử lý logic hoạt động các chức năng bảo vệ.
Các phần tử đầu ra gồm đầu ra digital, đầu ra ảo, đầu ra analog, đầu ra qua

29. 19
truyền thông (DNA), đầu ra trực tiếp.
Hình 1.7: Cấu trúc phần cứng của rơ le G60
1.4.2.2. Nguyên lý hoạt động của rơ le
Hình 1.8: Sơ đồ hoạt động của module CPU
Rơ le làm việc theo nguyên tắc các phần tử đầu vào tiếp nhận và xử lý các thông
tin rồi đưa vào bộ xử lý trung tâm CPU Module. Bộ CPU Module sẽ xử lý thông tin
đầu qua các cổng logic, các phần tử bảo vệ rồi đưa các tín hiệu đầu ra cho tương ứng
(Hình 1.8). Ngoài ra, các rơ le đều có cổng giao tiếp truyền thông dùng để kết nối với
hệ thống giám sát điều khiển hoặc giao diện với người sử dụng thông qua các cổng
thông thường như 2 cổng RS485 (115.2 kbps), 1 cổng RS232 (19.2 kbps), 2 cổng
Ethernet 10 Base- F…bằng các giao thức IEC 61850, Modbus TCP, IEC60870-5-
104 và DNP 3.0 và IEC60870-5-104.
Các thiết bị hoạt động theo kiểu quét tuần hoàn. Thiết bị đọc các đầu vào bảng
trạng thái đầu vào, xử lý chương trình logic và sau đó đặt từng đầu ra về trạng thái

30. 20
thích hợp trong bảng trạng thái đầu ra. Bất kỳ việc thực thi tác vụ kết quả nào cũng
được ưu tiên gián đoạn điều khiển.
Mặt trước của các rơ le có giao diện như hình
bên, rơ le có màn hình chính để hiển thị các thông tin
(giá trị cài đặt, vận hành, tác động, cảnh báo...), các
phím bấm, các đèn LED cảnh báo và cổng giao diện
với máy tính (cổng RS232, Ethernet). Người sử dụng có thể giao điện với rơ le qua
cổng RS232 hoặc cổng Ethernet.
Rơ le có thể kết nối với các hệ thống SCADA, DCS (Hình 1.9)
Hình 1.9: Kết nối truyền thông của rơ le
1.4.3. Công tác bảo dưỡng và thử nghiệm đối với rơ le kỹ thuật số
Hàng năm, chúng ta phải bỏ ra một nguồn kinh phí lớn cho việc thử nghiệm, bảo
dưỡng rơ le cũng như phân bổ nhân sự và thiết bị tương ứng. Khác với các rơ le kiểu
điện từ và bán dẫn trước đây, rơ le kỹ thuật số ngày nay sử dụng công nghệ tích hợp
cao rất ít gặp phải các vấn đề mà các rơ le kiểu điện từ trước đây gặp phải, ngược lại
các rơ le kỹ thuật số lại gặp phải các vấn đề mà rơ le kiểu điện từ ít gặp. Do sự thay
đổi về công nghệ, các chính sách về thí nghiệm cũng phải được thay đổi theo cho phù
hợp nhằm tiết kiệm công sức và các chi phí không cần thiết.
1.4.3.1. Các thử nghiệm, bảo dưỡng rơ le kỹ thuật số
Mục đích của việc thử nghiệm rơ le bảo vệ là để tối ưu hoá độ sẵn sàng cho bảo
vệ và tối thiểu hoá việc tách khỏi vận hành của rơ le. Chúng ta phải đề ra các phương

31. 21
pháp thử nghiệm và chu kỳ thử nghiệm phù hợp cho các loại thiết bị thí nghiệm rơ le
bảo vệ khác nhau.
Khi một rơ le truyền thống gặp trục trặc sẽ dẫn đến rơ le ra lệnh cắt sai, hoặc làm
biến đổi các đặc tính vận hành của rơ le. Các rơ le truyền thống không có khả năng tự
giám sát, vì vậy việc thử nghiệm định kỳ là cần thiết để bảo đảm sự vận hành đúng cho
rơ le. Nếu có vấn đề phát sinh đối với rơ le truyền thống, chúng sẽ không được phát
hiện cho đến khi được thí nghiệm định kỳ, hoặc rơ le không vận hành đúng khi xuất
hiện sự cố trong hệ thống điện. Do đó, độ tin cậy của các rơ le truyền thống hầu như
phụ thuộc vào tần suất thực hiện bảo dưỡng định kỳ.
Các sự cố của rơ le số cũng có thể gây ra việc rơ le tách khỏi vận hành và có thể
không vận hành đúng khi có sự cố. Tuy nhiên, các đặc tính rơ le nói chung không bị
ảnh hưởng bởi các hư hỏng. Các hư hỏng có thể dẫn đến việc chức năng tự giám sát
đưa ra thông báo hư hỏng, hoặc làm cho người sử dụng nhận ra hỏng hóc trong quá
trình sử dụng thông thường.
Chức năng tự giám sát của rơ le số phải có tối thiểu các chức năng sau: giám sát
các chip bộ nhớ, bộ chuyển đổi A/D, nguồn cấp và bộ nhớ lưu giữ các thông số chỉnh
định, các chức năng tự giám sát trạng thái và đóng tiếp điểm cảnh báo khi tìm thấy hư
hỏng. Ngoài ra, rơ le số còn phải cách ly các chức năng cắt và điều khiển khi tìm thấy
hư hỏng một cách chắc chắn. Do chức năng tự giám sát được thực hiện thường xuyên
trong rơ le, hư hỏng ở các phần tử thường được phát hiện và phát hiện hiện sớm khi
xảy ra.
Thử nghiệm gồm 3 thử nghiệm chính: Thử nghiệm đặc tính độ chính xác các
phần tử; thử nghiệm trước khi đưa vào phần vận hành và thử nghiệm định kỳ. Các thử
nghiệm thường được các Trung tâm thí nghiệm đến thực hiện với sự hỗ trợ của các
công cụ chuyên dụng.
- Thông thường nếu chu kỳ bảo dưỡng ngắn thì độ tin cậy của toàn hệ thống sẽ
tăng lên, tuy nhiên cũng có những hạn chế nhất định. Đó là xác suất xảy ra sự cố hệ
thống có thể xảy ra trong quá trình thực hiện bảo dưỡng định kỳ. Việc bảo dưỡng định
kỳ sẽ gây ra rủi ro mà các rơ le chức năng có thể bị xâm hại hoặc bị tách khỏi vận hành
do việc thử nghiệm.
- Thời gian giữa các lần thử nghiệm thường được tính theo năm. Nếu một rơ le bị
hư hỏng mà không biết trước và đã sửa chữa thì có rủi ro do các rơ le không được thử
nghiệm và chúng sẽ không vận hành đúng trong các trường hợp cần thiết.
- Để vạch ra thời gian biểu cho bảo dưỡng định kỳ, cần phải cân bằng các rủi ro:
rủi ro để tồn tại các rơ le hư hỏng vào vận hành và rủi ro nhỏ hơn của việc hư hỏng các
rơ le bình thường.

32. 22
- Các thử nghiệm định kỳ sẽ xác định hư hỏng trong rơ le bảo vệ như thế nào? Để
tìm ra các hư hỏng có thể đang tồn tại, sẽ rất có ích khi xác định loại hư hỏng có thể
xảy ra ở tất cả các phần của rơ le. Sau đó, xác định loại thử nghiệm sẽ được thực hiện
cho rơ le bằng các phương pháp cần thiết.
1.4.3.2. Thử nghiệm định kỳ cho các loại rơ le kỹ thuật số
Các rơ le kỹ thuật số thường được trang bị các chức năng tự thử nghiệm. Việc tự
thử nghiệm sẽ xác nhận việc vận hành đúng của các phần tử thiết yếu trong rơ le. Khi
việc tự thử nghiệm tìm thấy điều kiện bất thường, tiếp điểm đầu ra có thể được đóng
lại, rồi gửi thông báo, hoặc cung cấp các chỉ số khác liên quan đến hư hỏng. Khi xuất
hiện cảnh báo, kỹ thuật viên có thể được điều động để sửa chữa hoặc thay thế thiết bị
một cách nhanh chóng.
Chúng sẽ có lợi cho việc xác định các yêu cầu cho việc bảo dưỡng định kỳ bằng
việc phân chia các phần cứng theo các mục và thực hiện bảo dưỡng chi tiết theo các
thử nghiệm từng phần tương ứng. Để phục vụ cho các mục đích thử nghiệm, sẽ thuận
tiện hơn khi chia rơ le thành 3 phần như dưới đây:
 Phần đầu vào tương tự (analog input)
 Phần xử lý
 Mạch tiếp điểm vào ra
Phần đầu vào tương tự thường được giám sát bằng chức năng tự động thử
nghiệm. Tuy nhiên chúng có thể bị hạn chế phần nào bởi vì điều kiện xác lập không
thể được xác định hoàn toàn. Với rơ le bảo vệ, thường có nhiều điều kiện xác lập
tương ứng với mỗi chế độ vận hành. Phần đầu vào tương tự của rơ le số chỉ tự thử
nghiệm cục bộ, hay cho các công việc hỗ trợ cho bảo dưỡng định kỳ để xác nhận các
phần tử đo lường tương tự.
Nhiều rơ le số có đưa vào các đặc tính đo đếm cho phép người sử dụng xác định
mức độ chính xác của phần đầu vào nhị phân. Người sử dụng có thể xác minh các đại
lượng đo và có thể được bảo đảm rằng rơ le sử dụng dữ liệu đúng cho các tính toán
của chúng.
Mạch tiếp điểm đầu vào/ra là một phần khác của rơ le số cho phép riêng cho việc
thử nghiệm tự động. Vì lý do này, chúng có thể phù hợp cho việc thực hiện kiểm tra
định kỳ việc cắt. Nhiều rơ le số cung cấp đặc tính cắt mà cho phép người sử dụng cắt
rơ le tại chỗ hoặc từ xa. Việc kiểm tra cắt sẽ kiểm chứng việc đấu nối mạch cắt và khả
năng tích hợp của cuộn cắt. Đặc tính của lệnh cắt cung cấp khả năng cắt máy cắt mà
không cần mô phỏng sự cố cho rơ le. Nếu rơ le luôn tác động khi có sự cố, việc vận
hành rơ le trên thực tế sẽ là đánh giá thích hợp đối với các chức năng vào /ra của rơ le.

33. 23
Phần xử lý tín hiệu số, thông thường đối với bộ vi xử lý, là giao diện giữa đầu
vào tương tự và và tiếp điểm đầu ra/vào. Các tiếp điểm đầu vào/ra tương tự không thể
hoạt động khi không có quá trình xử lý, việc kiểm tra sử dụng và bảo dưỡng một rơ le
thông thường sẽ hoạt động như là việc kiểm tra định kỳ bộ vi xử lý. Thêm nữa, các nhà
sản xuất có thể cung cấp chức năng giám sát liên tục trạng thái máy tính thông qua
việc tự thử nghiệm.
Người sử dụng nên cộng tác với các nhà cấp hàng để xác định các chức năng rơ
le chưa được kiểm tra bằng việc tự thử nghiệm và các chức năng đó nên được kiểm tra
như thế nào tại hiện trường. Đối với trường hợp của bộ phận xử lý thì thông thường
không yêu cầu thử nghiệm đặc biệt nào.
Rất nhiều đặc tính bảo dưỡng có thể được thực hiện bởi lệnh từ xa và thường có
thể thay thế cho việc bảo dưỡng định kỳ. Ngoài ra, cần quan tâm đến việc phân tích dữ
liệu sự cố trong rơ le số mà chúng có thể giúp ích cho việc kiểm tra bảo dưỡng định kỳ.
Do rơ le số cung cấp một biểu hiện sao cho khi có vấn đề phát sinh, khả năng rơ
le bị hỏng hóc mà vẫn được vận hành trong khoảng thời gian đáng kể, sẽ được giảm
xuống. Khi ta giám sát các tiếp điểm cảnh báo tự thử nghiệm, nói chung một rơ le bị
hư hỏng sẽ được sửa chữa hoặc thay thế trong vòng vài giờ hoặc vài ngày.
1.4.3.3. Phân tích dữ liệu rơ le kỹ thuật số
Khi sử dụng đúng, các đặc tính mà báo cáo sự kiện do rơ le số cung cấp sẽ giúp
ích cho việc bảo dưỡng định kỳ. Các báo cáo sự kiện nói chung sẽ cung cấp một bản
ghi vận hành của mỗi rơ le cùng với cách giải quyết như nhau đối với các rơ le số ở
cùng một cấp độ. Các nhân viên thí nghiệm có thể xác định các vấn đề rơ le trong dữ
liệu sự kiện bằng cách phân tích bản ghi sự cố. Việc phân tích các bản ghi sự kiện của
rơ le sẽ chỉ ra các vấn đề mà có thể không nhận thấy do một số hạn chế đối với chức
năng tự thử nghiệm rơ le số [6].
Các báo cáo sự kiện cũng có thể chỉ ra các vấn đề ngoại vi của rơ le số. Các
MBA, các mạch cắt, thiết bị giao tiếp, các thiết bị đầu vào/ra dự phòng là các ví dụ về
thiết bị ngoại vi có thể được giám sát gián tiếp thông qua báo cáo sự kiện. Vài hướng
dẫn cơ bản có thể trợ giúp cho việc tìm kiếm hư hỏng thông qua báo cáo sự kiện:
- Vị trí của điểm sự cố được chỉ ra có phù hợp với vị trí điểm sự cố thực hay
không? Nếu rơ le chỉ ra vị trí sự cố không phù hợp với vị trí thực, người sử dụng sẽ
được cảnh báo về khả năng tồn tại các lỗi chỉnh định tổng trở, các vấn đề về tỷ số
biến MBA.
- Vị trí điểm sự cố có nằm trong vùng chỉnh định hay không? Các phân tích phụ
trợ về vị trí điểm sự cố sẽ giúp ta kiểm tra chỉnh định của rơ le. Vị trí của điểm sự cố
phải phù hợp với vùng tổng trở đã định trước. Nếu vị trí điểm sự cố nằm ngoài vùng

34. 24
tổng trở, điện trở sự cố có thể ảnh hưởng đến việc tác động của phần tử rơ le khi có
sự cố.
- Các phần tử rơ le có hoạt động như mong đợi hay không? Bản báo cáo sự kiện
sẽ chỉ ra từng kênh tương tự và trạng thái của từng phần tử rơ le trong toàn bộ quá
trình báo cáo. Nếu một phần tử được chỉnh định hoặc vận hành không đúng, lỗi này sẽ
thể hiện ngay trong dữ liệu báo cáo sự kiện.
- Thời gian vận hành của MC có hợp lý không? Thời gian tác động của MC có
thể được giám sát bằng cách so sánh lệnh cắt đầu ra và trạng thái đầu vào MC. Thời
gian tác động MC bị chậm hay không phù hợp sẽ chỉ ra rằng MC cần phải được bảo
dưỡng kịp thời.
- Các giá trị đo dòng điện và điện áp trước sự cố có hợp lý hay không? Các báo
cáo sự kiện thường chỉ ghi lại một phần nhỏ dữ liệu trước sự cố. Các thông tin trước sự
cố cho phép người sử dụng phân tích khả năng tích hợp hệ thống trước sự cố xảy ra.
- Phân bố công suất có phù hợp với dữ liệu hệ thống hay không? Phân bố công
suất theo dữ liệu trước sự cố có thể được so sánh với các công cụ ghi sự cố khác, để
xác nhận chiều công suất phù hợp với tất cả công cụ ghi sự cố. Nếu chiều công suất
không phù hợp, tức là đã xuất hiện lỗi trong việc kết nối của một trong số các công cụ.
1.4.3.4. Lựa chọn chu kỳ thời gian thử nghiệm tối ưu
Phân tích xác suất cho thấy rằng các rơ le có chức năng tự thử nghiệm thì không
cần thiết phải thử nghiệm định kỳ như là rơ le không có chức năng tự thử nghiệm. Nếu
rơ le được kiểm tra đúng và chức năng tự thử nghiệm không bị hư hỏng thì không cần
có thêm thử nghiệm rơ le nào khác.
Việc sử dụng các chức năng báo cáo của rơ le số tương đương như các công cụ
bảo dưỡng. Việc phân tích báo cáo sự kiện cần được tiến hành bổ sung hoặc thay thế
cho việc kiểm tra bảo dưỡng định kỳ đối với rơ le có chức năng tự thử nghiệm. Việc
phân tích báo cáo sự kiện sẽ làm tăng mức độ sâu sắc trong hiểu biết cho người làm
công tác thử nghiệm đối với rơ le số trong HTĐ.
Giảm sự phức tạp và tần suất thử nghiệm rơ le số sẽ tiết kiệm nhân công. Nguồn
nhân lực được sử dụng nhiều hơn cho việc thử nghiệm các rơ le kiểu truyền thống. Kết
quả là sẽ đem lại độ tin cậy và độ sẵn sàng cao hơn cho tất cả các rơ le, kể cả rơ le kiểu
truyền thống và cả rơ le số.
Trên cơ sở phân tích trên đây, kết hợp với thực trạng công tác quản lý, vận hành
hệ thống rơ le bảo vệ trên hệ thống điện, thời gian cho công tác thí nghiệm định kỳ với
rơ le kỹ thuật số được thực hiện là 3 năm và rơ le kiểu truyền thống là 1 năm.

35. 25
1.5. Kết luận
Các vấn đề về máy phát điện thủy lực, đặc tính công suất, ảnh hưởng góc tải và
các hệ thống liên quan đến các chế độ làm việc bình thường của MF như HTKT, hệ
thống điều tốc,..là nội dung cơ sở nhằm phân tích, đánh giá ứng dụng hiệu quả rơ le kỹ
thuật số cho hệ thống bảo vệ MF.
Sự nắm bắt sâu sắc, đầy đủ các chế độ làm bình thường, không bình thường và
các chế độ làm việc khi có tình trạng hư hỏng xảy ra đối với MF đưa ra phương án đầu
tư trang bị đầy đủ các chức năng bảo vệ sẽ giúp chúng ta phân tích, đánh giá đúng và
đầy đủ ứng dụng hiệu quả rơ le kỹ thuật số cho hệ thống bảo vệ MF.
Cấu tạo phần cứng loại rơ le GE khác với một số loại rơ le kỹ thuật số, các chức
năng là các card module riêng lẻ kết nối theo kiểu giắt cắm nên rất thuận lợi, kinh tế
hơn trong công tác sửa chữa, bảo dưỡng và thay thế khi bất kỳ module nào bị hỏng.
Hiện nay, việc ứng dụng nhiều loại rơ le kỹ thuật số khác nhau cho nhiều đối
tượng được bảo vệ, trong đó sự tích hợp các chức năng, sự phối hợp làm việc của rơ le
ngày càng tối ưu hóa công nghệ rất phức tạp nên công tác bảo dưỡng và thử nghiệm
đối với rơ le kỹ thuật số cũng đòi hỏi cần sự nghiên cứu nhất định, đặc biệt sự phân
tích dữ liệu của rơ le và lựa chọn chu kỳ thời gian thử nghiệm tối ưu là rất cần thiết để
thử nghiệm đưa đưa vào vận hành liên tục, an toàn và tin cậy.

36. 26
CHƯƠNG 2
PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ TỔ MÁY
NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2
Trên các nội dung cơ sở của chương một, trong chương hai tác giả đi sâu vào tìm
hiểu nghiên cứu hệ thống rơ le bảo vệ, tính toán thông số chỉnh định và phân tích các
chức năng của rơ le bảo vệ MF tại nhà máy thủy điện Sông Tranh 2. Hệ thống rơ le
bảo vệ MF nhà máy được đầu tư thiết kế bằng loại rơ le kỹ thuật số G60 công nghệ
mới của hãng sản xuất GE Multilin đưa vào vận hành từ năm 2010 cho đến nay, đây là
loại rơ le đang được ứng dụng để bảo vệ MF tại một số ít nhà máy điện trong Hệ thống
điện Việt Nam, vì vậy rất cần thiết nghiên cứu ứng dụng của loại rơ le này.
2.1. Giới thiệu về nhà máy thủy điện Sông tranh 2
Nhà máy thuỷ điện Sông Tranh 2 nằm trên Sông Tranh thuộc bậc thang hệ thống
sông Vu Gia – Thu Bồn. Nhà máy thuộc 2 xã Trà Tân và Trà Đốc huyện Bắc Trà My,
cách thị trấn huyện Bắc Trà My khoảng 10km về phía Tây, cách thị xã Tam Kỳ 70km
về phía Tây Nam, toạ độ tuyến đập là 19019’50” độ vĩ Bắc, 108008’30” độ kinh đông.
Nhà máy là một dự án đa mục tiêu với các nhiệm vụ chính như sau:
- Phát điện cung cấp công suất 190MW cho hệ thống điện Quốc gia, với sản
lượng điện trung bình hàng năm là 679,6 GWh (106
kWh);
- Chống lũ cho vùng hạ lưu Nhà máy;
- Tạo nguồn nước bổ sung cho khu vực hạ lưu vào mùa kiệt đáp ứng nhu cầu
phục vụ nước sinh hoạt, công nghiệp và đẩy mặn cho vùng đồng bằng hạ lưu;
- Phát triển kinh tế xã hội của khu vực;
- Đầu tư xây dựng nhà máy, ngoài việc đảm bảo thực hiện nhiệm vụ chính, còn
tạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển kinh tế - xã hội của khu vực phía vùng Tây
của tỉnh Quảng Nam.
2.2. Sơ đồ nối điện chính của nhà máy thủy điện Sông Tranh 2
Sơ đồ nối điện chính của nhà máy như Hình 2.1, gồm các thành phần chính sau:
- Nhà máy gồm 2 tổ máy, mỗi tổ máy có công suất 95MW (Uđm = 13,8kV, f=
50Hz, cosφ= 0,85) được nối bộ với 3 máy biến áp 1 pha được đấu nối theo sơ đồ Y/∆-
11, các MBA 1 pha có công suất 40MVA, điện áp U= 230/ ±2x2,5/13,8kV, Uk =
12%.
- Kết nối giữa MF và MBA áp lực bằng các thanh dẫn dòng đặt trong ống dẫn
dòng (IPB 6300A, Ip = 230kA) và hợp bộ máy cắt 13,8kV.

37. 27
- Hợp bộ MC 13,8kV bao gồm 3 máy biến điện áp, chống sét van 13,8kV, 2 dao
tiếp địa ES, dao cách ly (DS-7700A, Ip=32kA) và MC đầu cực loại HGC-3(CB-SF6-
7700A, Ik=63kA/3s, Ip=32kA). Máy cắt đầu cực sử dụng bộ truyền động tích năng
bằng lò xo thủy lực để truyền động đóng cắt cho cả 3 pha, sử dụng khí SF6 để cách
điện và dập hồ quang. Dao cách ly và dao tiếp địa được truyền động bằng động cơ.
Hình 2.1: Sơ đồ nối điện chính nhà máy thủy điện Sông Tranh 2
- Phía cao áp MBA, công suất được truyền tải bằng đường dây nhôm lõi thép ra
Trạm phân phối 220kV. Sơ đồ trạm được thiết kế theo sơ đồ hai thanh góp có thanh
góp vòng, có MC nối và MC vòng đầy đủ. Trên sơ đồ có bố trí các thiết bị sau: MC
220kV mã hiệu LG314 (CBSF6-245kV-3150A-40kA/1s), các DCL có mã hiệu
GW4A-252DW nES gồm DCL 3 pha có 2 DTĐ (DS/2ES-245kV-2500A-50kA/3s-
3Ø), DCL 3 pha có 1 DTĐ (DS/1ES-245kV-2500A-50kA/3s-3Ø) và DCL 1 pha (DS-
245kV-2500A-50kA/3s-1Ø), các máy biến dòng, máy biến điện áp và chống sét van.
Nhà máy phát công suất qua các MBA tăng áp truyền tải lên trạm phân phối 220kV và
đến trạm 220kV Tam Kỳ bằng 2 xuất tuyến đường dây 271 và 272.
- Hệ thống tự dùng xoay chiều của nhà máy được lấy từ phía hạ áp MBA T1, T2
tổ máy H1 và H2 thông qua thanh dẫn dòng đến 2 MBA tự dùng TD91 và TD92

38. 28
(TD1600kVA, 13,8±2x2,5%/0,4kV, Uk= 6%). Từ hạ áp MBA TD91 và TD92 được
cấp cho 2 THB 1 và 2, hai THB này được liên lạc với nhau thông qua MC phân đoạn.
Ngoài ra hệ thống tự dùng còn có cấp dự phòng từ lưới 35kV của địa phương thông
qua MBA tự dùng TD3 (TD3-1600kVA, 35±2x2,5%/0,4kV, Uk=6%) và máy phát
Diesel D1 dự phòng (Loại HPC520/680kW- 0,4kV, 50Hz, cosφ=0,8).
- Hệ thống kích từ của các tổ máy là hệ thống kích từ tĩnh, được thực hiện theo
sơ đồ tự kích, cuộn dây roto được nhận điện từ đầu cực MF thông qua MBA kích từ
TE1 (TE2) và HTKT của 2 tổ máy H1 (H2).
2.3. Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA
Hệ thống rơ le bảo vệ khối MF – MBA nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 được
thiết kế gồm 2 hệ thống bảo vệ vận hành độc lập cho mỗi tổ máy như Hình 2.2.
Hình 2.2: Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA

39. 29
Mỗi một đối tượng được thiết kế đầy đủ các chức năng để đảm bảo bảo vệ trong
mọi chế độ làm việc, các chức năng bảo vệ được quy định ký hiệu bởi các chỉ danh và
được tích hợp trong 1 loại rơ le kỹ thuật số nhất định (Bảng 2.1)
Bảng 2.1: Các chức năng rơ le bảo vệ hệ thống I
Stt Chức năng bảo vệ Chỉ danh Tên rơ le Ghi chú
I Máy phát điện thủy lực H1 (H2)
1 Bảo vệ so lệch dọc 87G
G60
2 Bảo vệ so lệch ngang 87GW
3 Bảo vệ chạm đất 95% cuộn stator 59N
4 Bảo vệ chạm đất 100% cuộn stator 64S
5 Bảo vệ quá điện áp 59
6 Bảo vệ mất kích từ 40
7 Bảo vệ quá kích từ 24
8 Bảo vệ quá tải 49
9 Bảo vệ quá dòng thứ tự nghịch 46
10 Bảo vệ công suất ngược 32R
11 Bảo vệ công suất thuận thấp 32L
12 Bảo vệ quá dòng có kiểm tra áp 50/27
13 Bảo vệ điện áp thấp 27
14 Bảo vệ trở kháng thấp 21G
15 Bảo vệ tần số 81
16 Bảo vệ mất đồng bộ 78
17 Bảo vệ sự cố chạm đất rotor 64R MRR1
II Máy biến áp chính T1 (T2)
1 Bảo vệ so lệch dọc 87T
T60
2 Bảo vệ so lệch dòng thứ tự không 87TN
3 Bảo vệ quá từ trường 24T
4 Bảo vệ quá dòng trung tính 51N
5 Bảo vệ quá điện áp thứ tự không 64
6 Bảo vệ quá dòng 50/51
7 Bảo vệ rơ le hơi 96T
8 Bảo vệ nhiệt độ 26T