NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ CƠ - ĐIỆN CHO NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI 3 - 9ae927ba

1. ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
----------
HỒ SĨ HƢNG
NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ
CƠ - ĐIỆN CHO NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI 3
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Đà Nẵng - năm 2018

2. ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
----------
HỒ SĨ HƢNG
NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ
CƠ - ĐIỆN CHO NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI 3
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số : 60520202
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS. TS. NGÔ VĂN DƢỠNG
Đà Nẵng - năm 2018

3. i
LỜI CAM ĐOAN
Tôi cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, Trong luận văn có sử
dụng một số nội dung dịch từ các tài liệu Bảo vệ rơle của nhà máy, các tài liệu hướng
dẫn sử dụng của nhà chế tạo, đơn vị cung cấp thiết bị.
Các giải pháp đề xuất nâng cao độ tin cậy của hệ thống bảo vệ cơ điện của nhà
máy là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác.
Tác giả luận văn
Hồ Sĩ Hƣng

4. ii
MỤC LỤC
MỞ ĐẦU .............................................................................................................. 1
1. Lý do chọn đề tài....................................................................................... 1
2. Mục đích nghiên cứu................................................................................. 2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu............................................................. 2
4. Phương pháp nghiên cứu: ......................................................................... 2
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài.................................................. 2
6. Tên đề tài................................................................................................... 2
7. Cấu trúc luận văn ...................................................................................... 3
CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI 3.... 4
1.1. Vị trí địa lý của nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3........................................... 4
1.2. Đặc điểm cấu tạo............................................................................................ 4
1.3. Nguyên lý hoạt động ...................................................................................... 5
1.4. Bảo vệ phần cơ điện nhà máy Thủy điện đồng Nai 3.................................... 6
1.4.1. Bảo vệ phần cơ máy phát bao gồm bảo vệ các phần sau:................... 6
1.4.2. Bảo vệ phần điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3:.......................... 10
1.5. Kết luận ........................................................................................................ 13
CHƢƠNG 2. NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG
BẢO VỆ PHẦN CƠ. ......................................................................................... 14
2.1. Bảo vệ gối trục ............................................................................................. 14
2.1.1. Bảo vệ ổ đỡ/ổ hướng trên.................................................................. 14
2.1.2. Bảo vệ gối dưới................................................................................. 15
2.1.3. Bảo vệ gối Tuabin............................................................................. 15
2.2. Bảo vệ vượt tốc............................................................................................. 16
2.3. Bảo vệ hệ thống dầu áp lực .......................................................................... 17
2.3.1. hức năng ......................................................................................... 17
2.3.2. Thông số kỹ thuật.............................................................................. 17
2.3.3. Nguyên l làm việc ........................................................................... 18
2.3.4. Các thiết bị giám sát.......................................................................... 18
2.4. Bảo vệ hệ thống nước làm mát..................................................................... 18
2.4.1. Chức năng ......................................................................................... 18
2.4.2. Thiết bị giám sát................................................................................ 18
2.5. Bảo vệ nhiệt độ tăng cao trong máy phát:.................................................... 19
2.5.1. Nhiệt độ Stator .................................................................................. 19
2.5.2. Nhiệt độ gió làm mát......................................................................... 19

5. iii
2.6. Bảo vệ nhiệt độ tăng cao trong máy biến áp chính...................................... 19
2.6.1. Bảo vệ nhiệt độ dầu MBA chính (26O)............................................ 19
2.6.2. Bảo vệ nhiệt độ cuộn dây MBA chính (26W): ................................. 20
2.6.3. Bảo vệ áp xuất dầu tăng cao (63):..................................................... 20
2.6.4. Bảo vệ rơle hơi (96): ......................................................................... 20
2.6.5. Bảo vệ mức dầu MBA (71):.............................................................. 21
2.7. Đánh giá hiện trạng bảo vệ phần cơ nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3......... 23
2.8. Kết luận ........................................................................................................ 25
CHƢƠNG 3. NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG
BẢO VỆ PHẦN ĐIỆN. ..................................................................................... 26
3.1. Bảo vệ máy phát – Máy biến thế.................................................................. 26
3.1.1. Tổng quan về hệ thống bảo vệ phần điện máy phát – máy biến thế: 26
3.1.2. Nguyên lý hoạt động của các chức năng bảo vệ:.............................. 27
3.2. Bảo vệ đường dây và trạm phân phối: ......................................................... 63
3.3.1. Tổng quan về hệ thống bảo vệ đường dây:....................................... 63
3.3.2. Các chức năng bảo vệ đường dây: .................................................... 64
3.3. Đánh giá hiện trạng bảo vệ phần điện:........................................................ 86
3.4. Kết luận: ....................................................................................................... 87
CHƢƠNG 4. ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY VẬN
HÀNH CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ CƠ ĐIỆN.............................................. 89
4.1. Giải pháp cho hệ thống Bảo vệ sự cố phần cơ............................................. 89
4.1.1. Bảo vệ các gối trục:........................................................................... 89
4.1.2. Bảo vệ áp lực dầu điều khiển:........................................................... 91
4.1.3. Bảo vệ hệ thống nước làm mát ......................................................... 92
4.1.4. Bảo vệ nhiệt độ bên trong máy phát: ................................................ 93
4.2. Giải pháp cho Bảo vệ sự cố phần điện......................................................... 94
4.2.1. ài đặt các chức năng bảo vệ của Rơle REG670 của tủ RJA và
REG670 của tủ RJB giống nhau: ....................................................................... 94
4.2.2. Tín hiệu đi cắt các máy cắt liên quan, hiện nay chỉ đưa đến 1 cuộn
cắt, phải hiệu chỉnh tín hiện đến cả hai cuộc tríp của máy cắt liên quan.......... 102
4.2.3. Tín hiệu rơle phát hiện chạm đến rotor chỉ đưa tín hiệu Alarm, cần
phải đưa tín hiệu đi cắt máy cắt và dừng máy................................................... 104
4.2.4. Máy cắt kích từ khi sự cố chưa có interlock với máy cắt đầu cực nên
có thể trong một số trường hợp sẽ mở trước máy cắt đầu cực gây lồng tốc tổ
máy. Cần đưa tín hiệu để máy cắt đầu cực mở trước khi máy cắt kích từ mở. 105

6. iv
4.2.5. Hiện nay các rơle chỉ được truy xuất tại chỗ, trong khi các rơle đều
đã trang bị cổng kết nối RS482 có thể truy xuất từ xa. Để thuận tiện cho việc
truy xuất nhanh, chính xác các sự cố cần đưa vào vận hành phần mềm truy xuất
rơle từ xa ở phòng điều khiển trung tâm........................................................... 105
4.3. Sự phối hợp trong Bảo vệ cơ điện.............................................................. 105
4.3.1. Nhóm sự cố nặng thuộc phần Điện của máy phát: Bao gồm các chức
năng bảo vệ của các rơle số (trừ các chức năng của các nhóm khác) tác động và
gửi tín để dừng nhanh tổ máy tự động theo trình tự như sau:........................... 105
4.3.2. Nhóm sự cố nặng thuộc phần Điện của máy phát, máy biến áp..... 105
4.3.3. Nhóm sự cố nặng về phần cơ Tổ máy: Tổ máy tự động dừng nhanh,
trình tự các thiết bị của tổ máy làm việc như sau: ............................................ 105
4.3.4. Nhóm sự cố khẩn cấp của Tổ máy: Tổ máy tự động dừng khẩn cấp,
trình tự các thiết bị của tổ máy làm việc như sau.............................................. 105
4.3.5. Nhóm sự cố: Cắt các máy cắt (51T) ............................................... 106
4.3.6. Nhóm các sự cố ảnh hưởng đến kích từ của tổ máy (24G, 49G, 46),
trình tự các thiết bị của tổ máy sẽ làm việc như sau:........................................ 106
4.3.7. Nhóm các sự cố dao động từ lưới ảnh hưởng đến tổ máy (40, 32, 78),
trình tự tổ máy sẽ làm việc như sau: ................................................................. 106
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ....................................................................... 108
TÀI LIỆU THAM KHẢO

7. v
DANH MỤC BẢNG
Số hiệu Tên bảng Trang
Bảng 2.1. Tổng hợp giá trị cài đặt bảo vệ phần cơ 22
Bảng 3.1. Tổng hợp giá trị cài đặt bảo vệ phần điện 76

8. vi
DANH MỤC HÌNH
Số hiệu Tên hình Trang
Hình 1.1. Cấu tạo của nhà máy 5
Hình 1.2. Nguyên lý hoạt động của nhà máy Thủy điện 6
Hình 1.3. Tổng quan hệ thống bảo vệ phần cơ 6
Hình 1.4. Đấu nối hệ thống bảo vệ phần cơ 7
Hình 1.5. Cảm biến nhiệt độ RTD 7
Hình 1.6. Cấu tạo RTD 8
Hình 1.7. Nguyên lý hoạt động của cảm biến nhiệt RTD 8
Hình 1.8. Bảo vệ máy phát – Máy biến thế 11
Hình 1.9. Sơ đồ bảo vệ đường dây. 12
Hình 2.1. Nguyên l đo nhiệt độ dầu MBA 19
Hình 2.2. Nguyên l đo nhiệt độ cuộn dây máy biến thế 20
Hình 2.3. Nguyên lý làm việc của rơle hơi 21
Hình 2.4. Nguyên lý làm việc của rơle mức dầu máy biến thế 21
Hình 2.5. Cấu tạo của thiết bị chỉ thị mức dầu 22
Hình 2.6. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ phần cơ hiện hữu 23
Hình 3.1. Sơ đồ bảo vệ tổ máy 26
Hình 3.2. Sơ đồ bảo vệ máy biến thế 27
Hình 3.3. Tín hiệu đầu vào của rơle bảo vệ so lệch máy phát 28
Hình 3.4. Sơ đồ xảy ra ngắn mạch trong vùng bảo vệ 28
Hình 3.5. Sơ đồ xảy ra ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ 29
Hình 3.6. Đặc tính làm việc của Bảo vệ so lệch 29
Hình 3.7. Sơ đồ logic của bảo vệ so lệch 30
Hình 3.8. Vùng làm việc của bảo vệ so lệch 31
Hình 3.9. Logic tác động của bảo vệ 31
Hình 3.10. Khối tạo tín hiệu Trip do bộ phát hiện lỗi bên trong vùng
bảo vệ
32
Hình 3.11. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ so lệch ngang 32
Hình 3.12. Đặc tuyến làm việc 33
Hình 3.13. Sơ đồ logic bảo vệ so lệch ngang 34

9. vii
Hình 3.14. Đặc tuyến bảo vệ khoảng cách máy phát khi chạm đất 1
pha
36
Hình 3.15. Đặc tuyến bảo vệ khoảng cách máy phát khi ngắn mạch
nhiều pha
36
Hình 3.16. Minh họa máy phát làm việc ở chế độ quá kích và kém
kích
37
Hình 3.17. Logic bảo vệ mất kích thích 38
Hình 3.18. Đặc tính làm việc của bảo vệ mất kích từ 38
Hình 3.19. Logic làm việc của bảo vệ công suất ngược 39
Hình 3.20. Logic bảo vệ tần số máy phát tăng cao 40
Hình 3.21. Logic bảo vệ tần số giảm thấp 41
Hình 3.22. Logic bảo vệ kém điện áp 43
Hình 3.23. Đặc tuyến khóa của bảo vệ 27 44
Hình 3.24. Đặc tuyến reset bảo vệ 44
Hình 3.25. Logic tác động của 50BF 45
Hình 3.26. Logic tác động cắt các máy cắt liên quan 45
Hình 3.27. Logic tác động của 59N 46
Hình 3.28. Đặc tính reset của bảo vệ 47
Hình 3.29. Sơ độ bảo vệ chạm đất 100% cuộn dây stator máy phát 48
Hình 3.30. Logic tác động 48
Hình 3.31. Mô tả hai máy phát mất đồng bộ 49
Hình 3.32. Mô tả hiện tượng mất đồng bộ 50
Hình 3.33. Logic tác động của bảo vệ 50
Hình 3.34. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ máy biến thế 52
Hình 3.35. Đặc tính làm việc bảo vệ so lệch máy biến thế 54
Hình 3.36. Logic bảo vệ so lệch máy biến thế tác động 55
Hình 3.37. Logic trip trong vùng bảo vệ 55
Hình 3.38. Đặc tính làm việc bảo vệ 24T 58
Hình 3.39. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ máy phát máy biến thế 59
Hình 3.40. Đặc tính làm việc của bảo vệ so lệch máy phát máy biến
thế
60
Hình 3.41. Logic tạo tín hiệu tác động không điều kiện và có điều 61

10. viii
kiện
Hình 3.42. Logic tạo tín hiệu trip khi phát hiện lỗi trong vùng bảo vệ 62
Hình 3.43. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ đường dây và trạm nhà máy 64
Hình 3.44. Modul truyền thông LD M và đường truyền cáp quang 64
Hình 3.45. Nguyên lý bảo vệ so lệch đường dây 65
Hình 3.46. Đặc tính làm việc của bảo vệ so lệch đường dây 65
Hình 3.47. Đặc tuyến làm việc của bảo vệ quá dòng có hướng 67 67
Hình 3.48. Đặc tuyến làm việc của bảo vệ quá dòng chạm đất có
hướng 67
67
Hình 3.49. Đặc tuyến làm việc của bảo vệ khoảng cách khi ngắn
mạch một pha
69
Hình 3.50. Đặc tuyến làm việc của bảo vệ khoảng cách khi ngắn
mạch hai pha
69
Hình 3.51. Logic tác động của chức năng SOTF 71
Hình 3.52. Logic tác động của chức năng 85 71
Hình 3.53. Logic tác động của bảo vệ không đồng pha 73
Hình 3.54. Logic khởi động chức năng 79 74
Hình 3.55. Giản đồ thời gian cho đóng lặp lại một pha 74
Hình 3.56. Tín hiệu trip từ rơle REG670 của tủ RJA 86
Hình 3.57. Tín hiệu trip từ rơle REG670 của tủ RJB 87
Hình 4.1. Hình giám sát mức dầu hiện hữu, nước lẫn dầu hiện hữu
(chỉ bảo alarm)
89
Hình 4.2. Hình hiệu chỉnh đấu nối đưa thêm 2 tiếp điểm vào thước
từ để đưa ra tín hiệu trip ở mức thấp và mức cao cho cả
mạch cứng và mạch mềm.
90
Hình 4.3. Hình Nguyên lý bảo vệ nhiệt độ bạc ở đỡ hiện tại 90
Hình 4.4. Nguyên lý bảo vệ nhiệt độ bạc ở đỡ hiệu chỉnh 91
Hình 4.5. Hình Giám sát mức dầu của bồn dầu điều tốc hiện hữu 91
Hình 4.6. Giám sát mức dầu của bồn dầu điều tốc hiệu chỉnh 92
Hình 4.7. Hình Nguyên lý giám sát hệ thống nước hiện hữu 92
Hình 4.8. Nguyên lý giám sát hệ thống nước hiệu chỉnh 93
Hình 4.9. Nguyên lý giám sát bảo vệ nhiệt độ máy phát hiện hữu 93

11. ix
Hình 4.10. Nguyên lý giám sát bảo vệ nhiệt độ máy phát hiệu chỉnh 94
Hình 4.11. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ tổ máy hiệu chỉnh đấu nối phần
cứng
94
Hình 4.12. Đấu nối đầu ra mạch trip đến đồng thời 2 cuộn cắt 103
Hình 4.13. Đấu nối đầu ra mạch trip đến đồng thời 2 cuộn cắt 103
Hình 4.14. Đấu nối bảo vệ chạm đất rotor 104

12. 1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Công trình Nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 là bậc thang thứ 3 nằm trên sông
Đồng Nai, Nhiệm vụ chính là cung cấp điện lên hệ thống điện quốc gia với sản lượng
điện trung bình hàng năm là 607 triệu kwh; Hiện nay ông trình đã hoàn thành góp
phần bình đảm bảo an ninh năng lượng, phục vụ sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại
hoá đất nước. Ngoài nhiệm vụ cung cấp năng lượng điện, Thủy điện Đồng Nai 3 còn
Cắt lũ cho vùng hạ du về mùa mưa, cung cấp nước về mùa khô và góp phần phát triển
kinh tế - xã hội,
Công trình Thủy điện Đồng Nai 3 là Công trình có vốn đầu tư lớn hơn 5675 tỷ
đồng, có dung tích hồ chứa lớn 1,69 tỷ m3, phía dưới Công trình là hàng loạt các công
trình thủy điện khác như: Đồng Nai 4, Đồng Nai 5, Trị An và nhiều khu dân cư sau
đập. Vì vậy, nếu có bất kỳ sự cố nào xảy ra đối với đập dẫn tới làm vỡ đập Đồng Nai 3
sẽ làm ảnh hưởng lớn đến các Nhà máy Thủy điện Đồng Nai 4, Đồng Nai 5, Trị n và
ảnh hưởng đến dân cư vùng hạ lưu. Như các huyện Bảo Lâm, át Tiên, Đạ Tẻh, tỉnh
Lâm Đồng, huyện Đắk Glong, Đắk R’Lấp tỉnh Đắk Nông, huyện Bù Đăng tỉnh Bình
Phước, huyện Tân Phú tỉnh Đồng Nai và ảnh hưởng lớn đến Thủy điện Trị An và
thành phố Hồ Chí Minh.
Chính vị trí và tầm quan trọng của nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 như vậy nên
việc thiết kế bảo vệ để các nhà máy vận hành an toàn đòi hỏi hết sức nghiêm ngặt. Để
bảo vệ, giám sát hoạt động của máy phát điện, trạm biến áp, đường dây truyền tải của
các nhà máy điện trong nhà máy điện Đồng Nai 3 các nhà thiết kế đã sử dụng các rơle
điện tử thông minh với nhiều chức năng bảo vệ được tích hợp của dòng REX670 gồm:
Bảo vệ tổ máy, MBA sử dụng 2 rơle REG670 (để dự phòng cho nhau) và 1 rơle
RED670 được bố trí tại các tủ RJ1A và RJ1B. Bảo vệ trạm và đường dây sử dụng 4
rơle RED670, 2 rơle REL670 và 4 rơle RE 670 được bố trí tại các tủ từ APR1 ~
APR7. Ngoài ra còn thiết kế bảo vệ phần cơ bảo vệ các gối trục, hệ thống phụ trợ
(nước, dầu, khí), bảo vệ vượt tốc, bảo vệ chữa cháy…
Tuy nhiên việc phối hợp cài đặt các chức năng bảo vệ của các rơle điện tử cũng
như những rơle bảo vệ phần cơ khí có một số điểm chưa đáp ứng được yêu cầu. Một
số chức năng bảo vệ trong rơle có nhưng chưa đưa vào sử dụng để tăng tính dự phòng.
Hơn nữa để đáp ứng với lộ trình phát triển hiện đại hóa ngành điện và phát triển
lưới điện thông minh theo chủ trương của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nhằm
nâng cao hiệu quả trong công tác điều hành sản xuất kinh doanh các nhà máy điện theo
hướng tập trung, phát huy tối đa hiệu quả trong quá trình tham gia thị trường phát điện
cạnh tranh cũng như định hướng phát triển thị trường điện trong thời gian tới, tối ưu
hóa nguồn nhân lực, đòi hỏi Công ty Thủy điện Đồng Nai phải nghiên cứu lắp đặt

13. 2
trung tâm điều khiển xa (Operation Control Center: viết tắt OCC) tại trụ sở Công ty ở
Bảo Lộc cách nhà máy thủy điện Đồng Nai 3 120km.
Để đảm bảo điều khiển xa khi chuyển nhà máy về trạng thái vận hành không
người trực bao gồm: Chuẩn bị cơ sở pháp lý quản lý vận hành, đào tạo nhân lực, xây
dựng đường truyền dữ liệu (Điều khiển, hotline điện, thoại, SCADA), phần mềm, phần
cứng điều khiển, thì việc khảo sát cài đặt lại toàn bộ hệ thống bảo vệ cơ - điện của nhà
máy để tổ máy vận hành an toàn khi không có người trực là hết sức cần thiết.
Chính vì các lý do trên, luận văn được chọn với tên đề tài “Nghiên cứu đề xuất
các giải pháp nâng cao độ tin cậy của Hệ thống Bảo vệ cơ - điện cho nhà máy
Thủy điện Đồng Nai 3”.
2. Mục đích nghiên cứu
- Tìm ra các giải pháp để nâng cao độ tin cậy làm việc của hệ thống bảo vệ cơ
điện tại nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 khi vận hành không người trực.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
- Hiện trạng Hệ thống bảo vệ phần cơ nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3
- Hiện trạng Hệ thống bảo vệ phần điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3
- Tìm ra các giải pháp để nâng cao độ tin cậy làm việc của hệ thống bảo vệ cơ
điện tại nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3
3.2. Phạm vi nghiên cứu
- Hệ thống bảo vệ cơ điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3
4. Phƣơng pháp nghiên cứu:
Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Tìm hiểu nguyên lý bảo vệ của sensor nhiệt
độ, áp lực, mức, lưu lượng, biến dòng điện, biến điện áp; Đặc tính bảo vệ, dòng điện,
điện áp, tổng trở, V/f.
Phương pháp nghiên cứu thực tiễn: Tiến hành khảo sát bảo vệ thực tế tại nhà máy
Thủy điện Đồng Nai 3.
Phương pháp tổng hợp: Dựa vào kết quả nghiên cứu thực tiễn và lý thuyết, đánh
giá tình trạng làm việc của hệ thống bảo vệ hiện hữu và đưa ra giải pháp để nâng cao
độ tin cậy làm việc của hệ thống bảo vệ cơ điện tại nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 khi
vận hành không người trực.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
- Ý nghĩa khoa học: Tạo tiền đề để thiết kế hệ thống bảo vệ khi cho các nhà máy
không người trực
- Ý nghĩa thực tiễn: Thực hiện áp dụng các giải pháp để triển khai tại nhà máy
Đồng Nai 3, Đồng Nai 4.
6. Tên đề tài
“Nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của Hệ thống Bảo vệ cơ -
điện cho nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3”

14. 3
7. Cấu trúc luận văn
Phần mở đầu:
hương 1: Tổng quan về nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3:
hương 2: Nghiên cứu đánh giá hiện trạng hệ thống bảo vệ phần cơ.
hương 3: Nghiên cứu đánh giá hiện trạng hệ thống bảo vệ phần điện.
hương 4: Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy vận hành của hệ thống bảo vệ
cơ điện.
Kết luận.

15. 4
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI 3
1.1.Vị trí địa lý của nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3
Công trình Thủy điện Đồng Nai 3 được xây dựng ở ranh giới giữa 2 tỉnh Lâm
Đồng, Đắk Nông và nằm trong Hệ thống Thủy điện trên dòng sông Đồng Nai bao gồm
các Thủy điện: Đa Nhim, Đại Ninh, Đồng Nai 2, Đồng Nai 3, Đồng Nai 4, Đồng Nai 5
và Trị n. ông trình được khởi công xây dựng từ ngày 26/12/2004, Qua hơn sáu
năm xây dựng đến tháng 1/2011 Nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 đã hoàn thành hòa
vào lưới điện quốc gia.
Nhà máy thủy điện Đồng Nai 3 gồm 02 tổ máy có công suất 2x90MW với điện
lượng trung bình hàng năm 607 triệu kWh và kết nối với lưới điện quốc gia qua đường
dây 220kV nối vào trạm 500kV Đắk Nông. Từ khi đưa vào vận hành đến nay
(30/4/2018), nhà máy đã sản xuất được 4,025 tỷ kWh góp phần đảm bảo nguồn năng
lượng phục vụ cho việc phát triển KT-XH của Đất nước. Ngoài ra, nhà máy còn có
nhiệm vụ: chống lũ, tưới tiêu cho hạ du cho bà con nhân dân huyện Đăk Glong – tỉnh
Đăk Nông và huyện Cát Tiên và huyện Đạ Tẻh - tỉnh Lâm Đồng.
1.2.Đặc điểm cấu tạo
Nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 có cấu tạo là loại tuabine fransic trục đứng, kiểu
dù. hiều dài từ tâm tuabine đến hết trục trên máy phát là 13m. Để trục thẳng đứng
không bị xê dịch theo phương ngang người ta thiết kế ba ổ hướng (ổ hướng trên, ổ
hướng dưới và ổ hướng tuabine). Để nâng toàn bộ máy phát tuabine người ta thiết kế ổ
đỡ nằm chung bồn dầu làm mát ổ hướng trên. Khi tổ máy quay trục máy sẽ ma sát với
các bạc hướng, bạc đỡ sinh nhiệt. Để giảm nhiệt độ và ma sát người ta cho ngâm toàn
bộ các bạc hướng, bạc đỡ vào một bể dầu và khi dầu này nóng lên thì người ta thiết kế
một hệ thống nước làm mát dầu các ổ.

16. 5
Hình 1.1. ấu tạo của nhà máy
1.3.Nguyên lý hoạt động
Nhà máy thủy điện là nơi chuyển đổi sức nước (thủy năng) thành điện năng.
Nước được trữ từ hồ có dung tích 1,7 triệu m3 nước tạo một thế năng với cột áp 95m.
Nước từ hồ chứa qua đường hầm có đường kính 8m, dài gần 1km, năng lượng dòng
chảy của nước được truyền tới tua-bin nước, tua-bin nước được nối với máy phát điện,
nơi chúng được chuyển thành năng lượng điện.
(MW)
(k = 0.0088; Q = 215 m3
/s; H = 95m; P = 180MW)

17. 6
Hình 1.2. Nguyên l hoạt động của nhà máy Thủy điện
1.4.Bảo vệ phần cơ điện nhà máy Thủy điện đồng Nai 3.
1.4.1. Bảo vệ phần cơ máy phát bao gồm bảo vệ các phần sau:
Hình 1.3. Tổng quan hệ thống bảo vệ phần cơ

18. 7
Hình 1.4. Đấu nối hệ thống bảo vệ phần cơ
a. Bảo vệ nhiệt độ: Gồm có các bảo vệ nhiệt độ bạc, nhiệt độ dầu các ổ và nhiệt
độ gió máy phát:
Nguyên lý hoạt động của dầu dò nhiệt độ RTD:
Hình 1.5. ảm biến nhiệt độ RTD
RTD (Resistance Temperature Detector – nhiệt điện trở – Pt100) hoạt động dựa
trên nguyên tắc điện trở của kim loại tăng lên khi nhiệt độ tăng lên – hiện tượng đó gọi
là nhiệt điện trở suất. Do đó, đo nhiệt độ có thể được suy ra bằng cách đo điện trở của
cảm biến RTD.

19. 8
Hình 1.6. Cấu tạo RTD
Hình 1.7. Nguyên l hoạt động của cảm biến nhiệt RTD
Khi nhiệt độ môi trường tăng hoặc giảm, điện trở RAB (điện trở của RTD) sẽ tăng
hoặc giảm theo nhiệt độ môi trường (nhiệt độ tăng thì điện trở tăng, nhiệt độ giảm thì
điện trở giảm). Đo giá trị điện trở đó ta có thể suy ra ngược lại giá trị của nhiệt độ.
ảm biến RTD có thể được chế tạo từ platin, đồng hoặc niken. Platin được sử
dụng phổ biến nhất vì độ chính xác cao, khả năng lặp lại tốt và tuyến tính trong một
phạm vi nhiệt độ rộng và nó thể hiện sự thay đổi điện trở lớn trên mỗi mức độ thay đổi
nhiệt độ. Đồng và niken thường được sử dụng trong các ứng dụng công nghiệp ít quan
trọng do độ chính xác và tuyến tính hạn chế, và các phạm vi nhiệt độ tương đối hẹp.
ác giá trị điện trở thay đổi theo một hệ số lpha α. Hệ số alpha được xác định
bằng phương trình:
Alpha = (R100 - R0) ÷ 100 R0
(Trong đó, R0 là điện trở của cảm biến tại 0 ° và R100 là điện trở của cảm biến
tại 100 ° )
 Bạc là phần chịu lực cũng như định vị cho phần quay, quay với trọng tâm cân
bằng. Phần tiếp xúc giữa phần tĩnh (ổ bạc) và phần quay (trục của tổ máy) tạo ma sát
và sinh nhiệt. Bạc các ổ trục được phủ một lớp vật liệu ba bít, thông thường là hợp kim
của thiếc. Vật liệu này có khả năng chống mài mòn, giảm ma sát tiếp xúc và chịu giãn
nở nhiệt tốt, tuy nhiên nhiệt độ nóng chảy của vật liệu này thấp dễ cháy hỏng bề mặt
khi nhiệt độ cao. Khi lớp bề mặt bạc bị hỏng sẽ dẫn tới hiện tượng không mòn đều và
gây ra mất cân bằng của hệ quay.
 Dầu trong các ổ bạc có nhiệm vụ bôi trơn và làm mát các bạc hướng, bạc đỡ
khi nhiệt độ dầu tăng cao trong thời gian dài sẽ làm tính chất bôi trơn của dầu bị giảm.
Nguyên nhân làm cho nhiệt độ dầu tăng cao có thể do hiệu suất làm mát của hệ thống

20. 9
làm mát giảm, dầu bôi trơn giảm chất lượng hoặc do độ rung đảo của tổ máy cao.
 Nhiệt độ gió máy phát tăng cao làm nhiệt độ môi trường trong buồng máy phát
tăng, là nguyên nhân làm già cõi các phần tử cách điện stator, rotor. Nguyên nhân của
nhiệt độ gió máy phát tăng cao có thể do hiệu suất làm mát không tốt hoặc tổ máy làm
việc trong tình trạng quá tải lâu dài.
ác đầu dò RTD (PT100) được đặt tại các bộ phận cần được bảo vệ nhiệt độ, đầu
ra của đầu dò được nối lên tủ hiển thị và bảo vệ nhiệt độ “Instrument”. Tại các đồng
hồ nhiệt độ sẽ được cài đặt các giá trị cài đặt tương ứng cho từng bộ phận bảo vệ và
khi đạt giá trị tác động đồng hồ sẽ đóng tiếp điểm gửi tín hiệu lên tủ LCU và thực hiện
dừng tổ máy.
b. Bảo vệ áp lực.
 Hệ thống dầu điều tốc nhằm duy trì áp lực để điều khiển tăng, giảm công suất,
dừng máy an toàn, nếu áp lực hệ thống dầu điều tốc giảm thấp cấp một sẽ gửi tín hiệu
đi cảnh báo và giảm thấp cấp 2 sẽ gửi lệnh đi dừng tổ máy.
 Tín hiệu áp lực được giám sát bởi các rơle áp lực đặt trên bồn dầu điều tốc, khi
áp lực giảm thấp xuống giá trị cài đặt rơle sẽ gửi tín hiệu đến tủ điều khiển tại chỗ
(LCU) đồng thời gửi tín hiệu đến các Rơle tương ứng để báo động hoăc dừng máy an
toàn.
c. Bảo vệ sự cố từ hệ thống nước làm mát.
 Khi một trong các điều kiện sau không thỏa mãn, hệ thống nước sẽ báo lỗi
Interruption và gửi tín hiệu đi dừng tổ máy.
 Áp lực nước trước van 4 ngã (van có 2 ngõ vào, 2 ngõ ra dùng để đảo chiều
đi của nước làm mát) không đủ, rơle áp lực SP1 (lắp trước van 4 ngã) sẽ tín hiệu cho
PL điều khiển hệ thống nước.
 Lưu lượng nước trước van 4 ngã không đủ rơle lưu lượng (lắp trước van 4
ngã) gửi tín hiệu cho PL điều khiển hệ thống nước.
 Áp lực nước đệm kín trục không đủ rơle áp lực SP2 (lắp trên đường ống cấp
nước cho đệm kín trục) gửi tín hiệu cho PL điều khiển hệ thống nước.
 Lưu lượng nước đệm kín trục không đủ rơle lưu lượng (lắp trên đường ống
cấp nước cho đệm kín trục) gửi tín hiệu cho PL điều khiển hệ thống nước.
 Khi PLC nhận được một trong các lỗi trên sẽ gửi tới LCU cấp nguồn cho rơle
phụ tương ứng và thực hiện báo hiệu hoặc dừng tổ máy theo trình tự dừng máy bảo vệ
phần cơ.
d. Bảo vệ tốc độ.
Tín hiệu tốc độ tổ máy được lấy từ 2 đầu dò tốc độ và TU đầu cực máy phát gửi
đến điều tốc điện và L U, đồng thời tín hiệu này được đưa vào 2 đồng hồ tốc độ tại tủ
LCU, giá trị đặt tại 2 đồng hồ này là 115%nđm khi có vượt tốc điện và 145%nđm khi có
vượt tốc cơ.

21. 10
 Vượt tốc 115% tác động nếu kèm theo các sự cố van phân phối, gãy chốt cắt
cánh hướng khi đang dừng máy thì sẽ đưa tín hiệu đi dừng tổ máy trình tự theo bảo vệ
phần cơ.
 Khi có vượt tốc cơ cấp 2 đặt ở giá trị 145% trong vòng 3s thì dừng máy khẩn
cấp.
e. Bảo vệ rung đảo tăng cao.
 Khi độ rung của tổ máy vượt của tổ máy vượt quá 300 hoặc độ đảo của tổ máy
vượt quá 700 thì tín hiệu đi dừng tổ máy sẽ được xuất ra tại máy tính đo độ rung, độ
đảo gửi tới LCU, gửi tín hiệu đến rơle phụ tương ứng để thực hiện dừng máy theo
trình tự dừng máy phần cơ.
1.4.2. Bảo vệ phần điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3:
- Bảo vệ tổ máy, MBA sử dụng 2 rơle REG670 và 1 rơle RED670 được bố trí
tại các tủ RJ1A và RJ1B.

22. 11
Hình 1.8. Bảo vệ máy phát – Máy biến thế

23. 12
- Bảo vệ trạm và đường dây sử dụng 4 rơle RED670, 2 rơle REL670 và 4 rơle
RE 670 được bố trí tại các tủ từ APR1 ~ APR7
Hình 1.9. Sơ đồ bảo vệ đường dây.
REx670 do hãng chế tạo ABB sản xuất, được sử dụng để bảo vệ, giám sát hoạt
động của máy phát điện, trạm biến áp, đường dây truyền tải của các nhà máy điện nói
chung và nhà máy điện đồng nai 3 nói riêng. Đây là một thiết bị điện tử thông minh
đáp ứng được sự đòi hỏi cao về độ tin cậy. Ngoài ra REx670 còn có khả năng phối hợp
với nhau trong quá trình làm việc để tạo một hệ thống bảo vệ dự phòng chắc chắn.
Một số đặc điểm nổi bật của rơle REX670:
- REx670 tương thích với những yêu cầu bảo vệ của hầu hết các nhà máy,
trạm biến áp và đường dây truyền tải.
- REX670 giao tiếp với máy tính cài đặt thông qua phần mềm PCM600 hoặc
cài đặt các chức năng và thông số bảo vệ thông qua hệ thống bàn phím trên rơle.
- Cấu tạo các modul phần cứng và các khe cắm để sẵn rất thuận lợi cho việc

24. 13
mở rộng tính năng bảo vệ cũng như thay thế các modul hỏng.
- Các chức năng bảo vệ rơle có thể lựa chọn On/Off theo yêu cầu bảo vệ.
- Có thể cài đặt, kiểm tra thông qua máy tính. Đây là tính năng rất tiện lợi cho
người sử dụng.
- Rơle làm việc dựa trên việc xử lý tín hiệu số nên nâng cao tính chính xác.
- Có khả năng tự giám sát một cách liên tục phần cứng của bản thân rơle.
- Các thủ tục kiểm tra định kỳ bằng phần mềm.
- Thiết lập các thông số, cài đặt và ghi lại bằng máy tính.
- Hiển thị các sự kiện, ghi nhận và in ra các sự kiện.
- Tính năng làm việc ổn định lâu dài.
- Giao tiếp và phối hợp với trạm điều khiển.
Các bảo vệ phần cơ phần điện nêu trên giúp bảo vệ, giám sát hoạt động Nhà máy
Thủy điện Đồng Nai 3 đảm bảo vận hành an toàn, Tuy nhiên việc phối hợp cài đặt các
chức năng bảo vệ của các rơle điện tử có một số điểm chưa đáp ứng được yêu cầu.
Một số chức năng bảo vệ trong rơle có nhưng chưa đưa vào sử dụng để tăng tính dự
phòng.
1.5.Kết luận
Nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 có vị trí địa l quan trọng nằm giữa 2 tỉnh Lâm
Đồng, Đắk Nông, là nhà máy có hồ chứa lớn nhất thượng nguồn trong các nhà máy
thuộc sông Đồng Nai đồng thời cung cấp vào phụ tải lớn nhất của cả nước đòi hỏi nhà
máy phải được vận hành tuyệt đối an toàn để đảm bảo an toàn cho hạ du và an ninh
năng lượng quốc gia.
Hệ thống bảo vệ cơ điện trong nhà máy được thiết kế tương đối đầy đủ, tuy nhiên
một số chức năng chưa được đưa vào hoạt động đầy đủ như hệ thống bảo vệ gối trục,
hệ thống nước làm mát, bảo vệ nhiệt độ máy phát, các chức năng của rơle số REX…
Hơn nữa để đáp ứng với lộ trình phát triển hiện đại hóa ngành điện và phát triển lưới
điện thông minh theo chủ trương của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là điều
khiển từ xa các nhà máy thì cần phải khảo sát cài đặt lại toàn bộ hệ thống bảo vệ cơ
điện của nhà máy để tổ máy vận hành an toàn khi không có người trực.

25. 14
CHƢƠNG 2
NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG BẢO VỆ PHẦN CƠ.
2.1. Bảo vệ gối trục
2.1.1. Bảo vệ ổ đỡ/ổ hướng trên
a. Chức năng ổ đỡ/ổ hướng trên: Ổ đỡ có chức năng chịu toàn bộ tải trọng phần
quay của tổ máy và cho phép trục của tổ máy quay tròn đều nhờ mặt gương xoay trên
bề mặt bạc; Ổ hướng trên có chức năng định vị phần trên trục của tổ máy quay không
bị lệch tâm theo phương thẳng đứng.
b. Thông số kỹ thuật:
Thông số kỹ thuật ổ đỡ
STT Thông số Đơn vị
1 Tải trọng nâng 460 tấn
2 Số lượng bạc 8 chiếc
3 Vật liệu tráng bề mặt bạc PTFE (teflon)
Thông số kỹ thuật ổ hướng trên:
STT Thông số Đơn vị:
1 Khe hở một bạc với trục 0,12÷0,15mm
2 Số lượng bạc 8 chiếc
3 Vật liệu tráng bề mặt bạc Ba bít
c. C c thi t gi s t bảo vệ:
- 08 RTD giám sát nhiệt độ bạc đỡ loại PT100.
- 08 RTD giám sát nhiệt độ ổ hướng loại PT100.
- 02 đầu dò nhiệt độ dầu loại PT100.
- 01 thước phao đo mức dầu.
- 01 sensor mức dầu loại LT-J.
- 01 đầu dò nước lần dầu loại LT-WIO-T-D-60000-UI.
- 01 thước thủy tinh giám sát mức dầu.
- 02 Sensor đo độ đảo ổ hướng trên loại TR-81.
Trong các thiết bị giám sát nêu trên chỉ có 4 tín hiệu nhiệt độ ổ đỡ, 2 tín hiệu
nhiệt độ ổ hướng và tín hiệu nhiệt độ dầu tăng cao có cài đặt giá trị đi dừng máy khi
vượt ngưỡng giá trị cài đặt, các tín hiệu còn lại như mức dầu giảm thấp, nước lẫn dầu
chỉ đưa tín hiệu đi cảnh báo.

26. 15
2.1.2. Bảo vệ gối dưới
a. Chức năng: Ổ hướng dưới có chức năng định vị phần trục dưới của tổ máy
quay không bị lệch quỹ đạo tim theo phương thẳng đứng.
b. Th ng số ỹ thuật:
STT Thông số Đơn vị
1 Khe hở một bạc với trục 0,12÷0,15mm
2 Số lượng bạc 12 chiếc
3 Vật liệu tráng bề mặt bạc Ba bít
4 Nhiệt độ bạc báo alarm 600
C
5 Nhiệt độ dầu báo alarm 400
C
c. C c thi t gi s t:
- 12 RTD giám sát nhiệt độ ổ hướng loại PT100.
- 01 đầu dò nhiệt độ dầu loại PT100.
- 01 thước phao đo mức dầu.
- 02 sensor mức dầu loại LT-J.
- 01 đầu dò nước lẫn dầu loại LT-WIO-T-D-60000-UI.
- 01 thước thủy tinh giám sát mức dầu.
- 02 Sensor đo độ đảo ổ hướng dưới loại TR-81.
Trong các thiết bị giám sát nêu trên chỉ có 2 tín hiệu nhiệt độ ổ hướng và nhiệt độ
dầu có cài đặt giá trị đi dừng máy khi vượt ngưỡng giá trị cài đặt, các tín hiệu còn lại
như nước lẫn trong dầu chỉ đưa tín hiệu đi cảnh báo.
2.1.3. Bảo vệ gối Tuabin
a. Chức năng: Ổ hướng turbine có chức năng hướng phần trục turbine quay
không bị lệch quỹ đạo tim theo phương thẳng đứng.
b. Th ng số ỹ thuật:
STT Thông số Đơn vị:
1 Khe hở của bạc và bề mặt vai trục 0.2 0.25mm( một bạc)
2 Số bạc hướng 8 chiếc
3 Loại dầu bôi trơn VG-46
4 Mức dầu ngâm ( tính từ giá đỡ bạc) 150-250mm
5 Lưu lượng nước làm mát 30m3
/h
6 p lực nước làm mát 3÷ 6 Bar
7 Nhiệt độ bạc báo alarm 600
8 Nhiệt độ dầu báo alarm 500

27. 16
c. Các thi t b giám sát:
- Tín hiệu điện kiểm tra gãy các chốt cắt cánh hướng.
- 08 RTD đo nhiệt độ bạc ổ hướng turbine loại PT100.
- 02 RTD đo nhiệt độ dầu ổ hướng turbine loại PT100.
- 01 Sensor đo mức dầu trong ổ dầu turbine loại LT-J.
- 01 thước từ đo mức dầu.
- 01 Sensor nước lẫn dầu loại LT-WIO-T-D-60000-UI.
- Đo lưu lượng và áp lực nước tại head cover, áp lực nước đệm kín trục, áp lực
nước tại đầu vào côn hút, áp lực nước tại đầu ra côn hút, áp lực nước tại đầu vào
buồng xoắn, lưu lượng nước trong buồng xoắn, Đo lưu lượng nước tại ổ hướng
turbine.
- Sensor đo độ mòn đệm kín trục.
- Độ đảo ổ turbine theo trục X, Y.
- Độ rung head cover theo phương dọc
Trong các thiết bị giám sát nêu trên chỉ có 2 tín hiệu nhiệt độ ổ hướng và nhiệt độ
dầu có cài đặt giá trị đi dừng máy khi vượt ngưỡng giá trị cài đặt, các tín hiệu còn lại
như nước lẫn trong dầu chỉ đưa tín hiệu đi cảnh báo.
2.2. Bảo vệ vƣợt tốc
Khi tổ máy chưa có kích từ, tín hiệu tốc độ tổ máy được lấy từ 2 đầu dò tốc độ để
đưa vào hệ thống điều tốc điều chỉnh tốc độ tổ máy lên đến định mức. Khi có kích từ
tín hiệu tốc độ sẽ lấy từ TU đầu cực máy phát gửi đến điều tốc điện điều chỉnh tốc độ
để hòa đồng bộ đồng thời gửi đến LCU để hiển thị.
Nếu trục trặc hệ thống điều tốc hoặc do sự cố hệ thống, sự cố dừng máy khẩn cấp
làm tốc độ tổ máy tăng thì giá trị đặt tại 2 đồng hồ này là 115% nđm khi có vượt tốc
điện và 145%nđm khi có vượt tốc cơ.
 Vượt tốc 115% tác động nếu kèm theo các sự cố van phân phối, gãy chốt cắt
cánh hướng khi đang dừng máy thì sẽ đưa tín hiệu đi dừng tổ máy trình tự theo bảo vệ
phần cơ.
 Khi có vượt tốc cơ cấp 2 đặt ở giá trị 145% trong vòng 3s thì dừng máy khẩn
cấp.
 Cách phát hiện hư hỏng các đầu dò tốc độ: Nếu độ mở cánh hướng lớn hơn
2% mà sau 5s không nhận được tín hiệu phản hồi tốc độ từ đầu dò tốc độ thì lỗi Pick
up failure sẽ được gửi đến bởi chương trình điều khiển; PT signal failure: Tín hiệu
lỗi này sẽ được phát hiện bởi chương trình. Nếu độ mở cánh hướng lớn hơn 2% mà
sau 15s không nhận được tín hiệu phản hồi tốc độ từ PT singnal thì lỗi “PT singnal” sẽ
được gửi bởi hệ thống điều khiển; Nếu cả 2 tín hiệu Pick up và PT signal đều bị lỗi thì
hệ thống điều tốc sẽ xuất lỗi “speed failure” và “governor failure” dẫn đến Shutdown
tổ máy; Nếu cả 1 trong 2 tín hiệu Pick up hoặc PT signal bị lỗi thì hệ thống sẽ tự động
lựa chọn tín hiệu kia làm tín hiệu phản hồi. Và xuất lỗi báo “governor alarm”.

28. 17
2.3. Bảo vệ hệ thống dầu áp lực
2.3.1. hức n ng
- Dùng để đóng, mở cánh hướng điều chỉnh tốc độ tổ máy trong vận hành bình
thường.
- Dùng để điều khiển đóng, mở cánh hướng điều chỉnh tốc độ trong quá trình thử
nghiệm.
- Dùng để đóng cánh hướng khẩn cấp khi tổ máy gặp sự cố.
2.3.2.Thông số kỹ thuật
Số lượng động cơ, bơm 02
Loại đông cơ Y100L-2B5
Hãng sản xuất động cơ Beijing Biaoli
Số vòng quay 1430v/p
ông suất động cơ 37Kw
Nguồn động cơ 380V/50Hz/70,4 A
Loại bơm : Bơm trục vít 3RG60 X 6C
Hãng sản xuất bơm Tianja
Tốc độ bơm định mức 1450v/p
ông suất bơm 26,5 Kw
Lưu lượng 12.6 m3
/h
p lực 6,3 Mpa
p suất thiết kế 7 Mpa
p suất vận hành Max 6.3 Mpa
Nhiệt độ thiết kế 700
C
Nhiệt độ làm việc ≤500
C
Nhiệt độ làm việc min ≥ 50
C
Thể tích bình 2,5m3
Thể tích dầu 0,83 m3
p suất tác động van an toàn: 7 Mpa
Trạng thái áp lực dầu Quá trình làm việc
Khi áp lực dầu giảm đến 5.7 Mpa Bơm 1 chạy.
Khi áp lực dầu giảm đến 5.5 Mpa Bơm 2 chạy.
Khi áp lực dầu giảm đến 5.3 Mpa Báo áp lực dầu giảm thấp cấp 1.
Khi áp lực dầu giảm đến 4.7 Mpa
Gởi tín hiệu báo áp lực dầu
giảm thấp cấp 2
Khi áp lực dầu tăng đến 6.3Mpa Dừng bơm
Khi áp lực dầu tăng đến 6.4Mpa Gởi tín hiệu báo áp lực khí cao.

29. 18
2.3.3. guyên m việc
Trong vận hành bình thường, bơm chính và bơm dự phòng sẽ tự động chạy
mang tải hay dừng theo tín hiệu các sensor hoặc rơle áp lực dầu của bồn dầu áp lực.
Và hoạt động ở chế độ tự động, khi bơm chạy và đủ áp lực thì dừng và chuyển
sang dự phòng còn bơm dự phòng trước đó thì chuyển thành bơm chính.
2.3.4. Các thiết bị giám sát
- Thước đo mức dầu: LV31, LV32, LV33, LV34, LV35 Đo mức dầu và gửi tín
hiệu theo dõi và cho bộ xử l điều khiển bơm dầu. Trong đó có: 01 tiếp điểm báo mức
dầu quá cao và đi alarm, 1 tiếp điểm báo mức dầu cao đưa tín hiệu đi nạp khí bổ sung,
1 tiếp điểm báo mức dầu bình thường để chạy máy, 1 tiếp điểm báo mức dầu thấp để
dừng van nạp khí bổ sung, 1 tiếp điểm báo mức dầu giảm thấp cấp 2 và báo alarm.
- Các rơle giám sát áp lực tại bồn dầu áp lực (PR31, PR32, PR33, PR34, PR35).
Đo áp lực và gửi tín hiệu đi theo d i và cho bộ xử l điều khiển bơm dầu. Trong đó
gồm 01 tiếp điểm báo áp lực cao, đưa tín hiệu đi alarm, 01 tiếp điểm báo áp lực bình
thường để chạy máy, 01 tiếp điểm báo áp lực giảm đến mức tác động để nạp khí bổ
sung, 01 rơle báo áp lực giảm thấp cấp 1 đưa tín hiệu chạy bơm chính, 01 tiếp điểm
báo áp lực giảm thấp cấp 2 để chạy bơm dự phòng, 1 tiếp điểm báo áp lực quá thấp
đưa tín hiệu đi dừng máy.
- Sensor để biến đổi tín hiệu mức dầu thành tín hiệu điện 4~20m để gửi đi hiển
thị, 01 sensor biến đổi tín hiệu áp lực thành tín hiệu dòng điện 4~20m để gửi đi hiển
thị và chạy dừng bơm dầu áp lực .
- Một đồng hồ cơ để hiển thị áp lực quan sát tại chỗ.
2.4. Bảo vệ hệ thống nƣớc làm mát
2.4.1. Chức n ng
Hệ thống nước làm mát cho tổ máy của NMTĐ Đồng Nai 3 được thiết kế bố trí
riêng cho từng tổ máy độc lập nhau. Nước làm mát được lấy lấy từ draft tube thông
qua bộ tách khí, được hút lên bởi Jetpump, áp lực để Jetpump làm việc được lấy từ
đường ống áp lực, nước cấp đến bộ trao đổi nhiệt để làm mát cho:
+ ấp nước làm mát gió máy phát.
+ ấp nước làm mát dầu ở các ổ hướng, ổ đỡ máy phát.
+ Cấp nước đi làm mát dầu thùng chứa dầu điều tốc.
+ Cấp nước làm mát chèn trục Tuabin.
+ ấp nước làm mát khe hở bánh xe công tác.
2.4.2. Thiết bị giám sát
- Sensor nhiệt độ: Hiển thị nhiệt độ đường nước vào van 4 ngã và các đường
nước ra sau khi làm mát bộ trao đổi nhiệt gió máy phát, ổ hướng trên dưới, ổ hướng
dưới, ở hướng tuabin, hiển thị tại tủ điều khiển, LCU và MCR.
- Rơle lưu lượng: Báo larm lưu lượng thấp và cao tại tủ điều khiển, LCU,
MCR. Có 6 Rơle lưu lượng được đặt ở đường nước vào tuabin, các đường nước ra bộ

30. 19
trao đổi nhiệt gió máy phát, ổ hướng trên dưới, ổ hướng dưới, ở hướng tuabin, nước
cho đệm kín trục. ó 6 đèn hiển thị: Màu đỏ: không lưu lượng; Màu vàng: lưu lượng
thấp; 4 màu canh lá cây: thể hiện lưu lượng từ thấp đến cao.
- Sensor áp lực và Rơle áp lực: Hiển thị áp lực tại tủ điều khiển, LCU và MCR.
Áp lực nước 0.2 Mpa sẽ dừng máy.
2.5. Bảo vệ nhiệt độ tăng cao trong máy phát:
2.5.1. hiệt độ Stator
- Nhiệt độ stator máy phát Thủy điện Đồng Nai 3 được giám sát bởi 30 sensor
nhiệt độ đặt trong lõi thép và phân bố đều xung quanh máy phát, sau đó được đưa đến
transducer gửi tín hiệu hiển thị tại tủ instrument và LCU.
- Tín hiệu nhiệt độ này được cài đặt chỉ báo hiệu khi nhiệt độ vượt ngưỡng 1100
C
2.5.2. hiệt độ gió m mát
- Nhiệt độ gió máy phát Thủy điện Đồng Nai 3 được giám sát bởi 8 sensor nhiệt
độ đặt ở mặt trong của bộ làm mát, 8 sensor nhiệt độ đặt ở mặt ngoài của bộ làm mát
và phân bố đều trên các bộ làm mát xung quanh máy phát, sau đó được đưa đến
transducer gửi tín hiệu hiển thị tại tủ instrument và LCU.
- Tín hiệu nhiệt độ gió máy phát đặt bên trong bộ làm mát được cài đặt chỉ báo
hiệu khi nhiệt độ vượt ngưỡng 750
và đưa tín hiệu đi dừng tổ máy nếu nhiệt độ vượt
ngưỡng 800
C.
- Tín hiệu nhiệt độ gió máy phát đặt bên ngoài bộ làm mát được cài đặt chỉ báo
hiệu khi nhiệt độ vượt ngưỡng 650
và đưa tín hiệu đi dừng tổ máy nếu nhiệt độ vượt
ngưỡng 700
C.
2.6. Bảo vệ nhiệt độ tăng cao trong máy biến áp chính
2.6.1. Bảo vệ nhiệt độ dầu MBA chính (26O)
 Khí máy biến áp quá tải, quá kích tích trong thời gian dài, hệ thống làm mát bị
sự cố khi MBA đang mang trên 70% tải sẽ là nguyên nhân làm cho nhiệt độ dầu MBA
chính tăng cao. Nhiệt độ dầu tăng tăng cao sẽ làm giảm tính chất cách điện của dầu và
sẽ là nguyên nhân gây phóng điện, ngắn mạch cuộn dây MBA.
 Nguyên l đo nhiệt độ dầu của MBA
Hình 2.1. Nguyên l đo nhiệt độ dầu MBA
 Tín hiệu bảo vệ được lấy từ đồng hồ giám sát nhiệt độ MBA chính (đặt tại MBA)
và gửi đến các rơle phụ RXMS1 (tác động Cắt) và RXSF1 (tác động báo tín hiệu).

31. 20
Giá trị nhiệt độ cài đặt:
 to
1: 45o
C (dừng quạt làm mát).
 to
2: 55o
C (chạy quạt làm mát).
 to
3: 85o
C (báo Alarm cấp 1).
 to
4: 95o
(tác động Cắt: cắt MC 271 (272), 273 (274), GCB, FCB, QFB1 (2)
và dừng tổ máy.
2.6.2. Bảo vệ nhiệt độ cuộn dây MBA chính (26W):
Khi MBA bị quá tải và một phần ảnh hưởng của nhiệt độ môi trường sẽ dẫn đến
cuộn dây MBA tăng cao, đây là nguyên nhân gây già hóa các phần tử cách điện (đặc
biệt là c ch điện cuộn dây).
 Nguyên l đo nhiệt độ cuộn dây của MBA:
Hình 2.2. Nguyên l đo nhiệt độ cuộn dây máy biến thế
 Tín hiệu bảo vệ được lấy từ đồng hồ giám sát nhiệt độ cuộn dây MBA (đặt tại
MBA) và gửi đến các rơle phụ RXMS1 (tác động Cắt) và RXSF1 (t c động báo tín
hiệu).
 Giá trị nhiệt độ cài đặt:
 to
1: 105o
C (báo Alarm cấp 1).
 to
2: 110o
C (t c động Cắt: Cắt MC 271 (272), 273 (274), GCB, FCB, QFB1 (2)
và dừng tổ máy.
2.6.3. Bảo vệ áp suất dầu t ng cao (63):
 Khi có sự cố trong máy biến áp, hồ quang điện làm dầu sôi và bốc hơi làm áp
suất trong MBA rất lớn thiết bị an toàn áp suất lắp trên nắp thùng dầu chính MBA sẽ
mở rất nhanh để thoát khí, dầu ra ngoài môi trường và đồng thời tác động tiếp điểm
(gắn trên thiết bị an toàn) đi cắt máy cắt.
 Khi bảo vệ tác động sẽ cắt MC 271 (272), 273 (274), GCB, FCB, QFB1 (2) và
dừng tổ máy.
2.6.4. Bảo vệ rơ e hơi (96):
Rơle hơi được đặt trên ống nối gữa thùng dầu chính và thùng dầu phụ MBA.
Khi có quá tải hoặc ngắn mạch sẽ sinh ra khí và khi đó rơle sẽ tác động.

32. 21
Nguyên lý làm việc của rơle hơi:
Hình 2.3. Nguyên l làm việc của rơle hơi
 Rơle được thiết kế với hai mức tác động gắn liền với 2 phao thiết kế trong bảo
vệ.
 Ở chế độ làm việc bình thường khoang của rơle được chứa đầy dầu nên các
phao nằm trong dầu và ở trạng thái mở tiếp điểm.
 Khi khí bốc ra yếu (ví dụ dầu nóng do quá tải), sẽ tập trung phía trên khoang
rơle làm mức dầu trong khoang giảm xuống đồng thời làm phao 1 đi xuống tác động
tiếp điểm báo alarm cấp 1.
 Khi không khi thoát ra nhiều (do ngắn mạch cuộn dây trong MBA), luồng khí
sẽ đẩy phao 2 xuống tác động đóng tiếp điểm đi cắt máy cắt (rơle tác động cấp 2: Cắt
MC 271 (272), 273 (274), GCB, FCB, QFB1 (2) và dừng tổ máy.
2.6.5. Bảo vệ mức dầu MBA (71):
 Khi mức dầu trong MBA (tại bình dầu phụ) tăng hoặc giảm làm dịch chuyến
kim đồng hồ hiển thị mức và đồng thời sẽ đóng tiếp điểm đi báo tín hiệu mức dầu cao
hoặc thấp.
 Nguyên lý làm việc của rơle mức:
 Sơ đồ lắp đặt
Hình 2.4. Nguyên l làm việc của rơle mức dầu máy biến thế
 Cấu tạo của thiết bị chỉ thị mức

33. 22
Hình 2.5. ấu tạo của thiết bị chỉ thị mức dầu
Khi mức dầu dâng lên hay hạ xuống làm cho phao (3) chuyển động lên hoặc
xuống, chuyển động của phao (3) làm trục (9) sẽ quay đồng thời quay nam châm (4),
nam châm (4) sẽ làm nam châm (5) chuyển động theo và làm quay kim chỉ thị (6). Bộ
phận chỉ thị sẽ tác đóng tiếp điểm đi báo khi mức dầu thấp hoặc cao.
Bảng 2.1. Tổng hợp giá trị cài đặt bảo vệ phần cơ
1. Bảo vệ phần cơ máy phát:
Tên sự cố
Giá trị tác động
Alarm Cắt
Nhiệt độ bạc đỡ 500
C 550
C
Nhiệt độ bạc OHT 600
C 650
C
Nhiệt độ bạc OHD 600
C 650
C
Nhiệt độ bạc OHTB 600
C 650
C
Nhiệt độ dầu OHT 400
C 450
C
Nhiệt độ dầu OHD 400
C 450
C
Nhiệt độ dầu OHTB 500
C 550
C
Nhiệt độ gió nóng MF 650
C 750
C
Nhiệt độ gió lạnh MF 450
C 500
C
Dộ rung 200 300
Độ đảo 600 700
Áp lực dầu điều tốc giảm thấp 5.3 MPa 4.7 MPa
Vượt tốc điện và “Governor out off control” 115%nđm
Vượt tốc cơ 145%nđm

34. 23
2. Bảo vệ sự cố cơ MBA.
Tên sự cố
Giá trị tác động
Alarm Cắt
26O (nhiệt độ dầu MBA chính) 850
C 950
C
26W (nhiệt độ cuộn dây MBA chính) 1050
C 1100
C
26TE (nhiệt độ MBA kích từ) 1300
C 1500
C
2.7. Đánh giá hiện trạng bảo vệ phần cơ nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3.
Hệ thống bảo vệ phần cơ của nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3 cơ bản đảm bảo
cho các tổ máy vận hành an toàn. Tuy nhiên qua quá trình vận hành và để đáp ứng yêu
cầu nhà máy vận hành không người trực trong thời gian tới thì còn những hạn chế cần
có giải pháp khắc phục để nâng cao độ tin cậy và an toàn hơn như sau:
Hình 2.6. Sơ đồ nguyên l bảo vệ phần cơ hiện hữu
 Bảo vệ các gối trục
Hiện trạng các bảo vệ gối trục bao gồm: Nhiệt độ bạc, nhiệt độ dầu, mức dầu,
nước lẫn trong dầu, lưu lượng nước làm mát, tuy nhiên chỉ có bảo vệ nhiệt độ bạc,
nhiệt độ dầu là đưa tín hiệu đến cắt tổ máy, trong khi những nguyên nhân dẫn đến
nhiệt độ bạc, nhiệt độ dầu tăng cao có thể do lưu lượng nước làm mát giảm, các bộ
trao đổi nhiệt bị bẩn, chất lượng dầu làm mát không đảm bảo (hoặc không đủ dầu làm
do bị xì hoặc nước lẫn trong dầu) chưa đưa tín hiệu đi dừng máy. Như vậy các nguyên

35. 24
nhân dẫn đến nhiệt độ bạc, nhiệt độ dầu tăng cao không được bảo vệ, không có tính dự
phòng, để bảo vệ tránh làm hư hỏng bạc khi nhiệt độ tăng cao. Đề xuất một số giải
pháp sau:
- Khi lưu lượng nước làm mát giảm thấp trong thời gian t = 1 phút thì đưa tín
hiệu đi dừng máy phần cơ vì trong khoảng khoảng thời gian này chúng ta biết chắc
chắn lưu lượng nước bị giảm thấp, tránh tác động nhầm và cũng trong khoản thời gian
này nhiệt độ dầu và bạc chưa tăng đến giá trị nguy hiểm.
- Khi nước lẫn trong dầu đến một giá trị nhất định trong thời gian t = 1 phút thì
đưa tín hiệu đi dừng máy phần cơ vì trong khoảng khoảng thời gian này chúng ta biết
chắc chắn dầu bị nhiễm nước do xì bộ làm mát, tránh tác động nhầm và cũng trong
khoản thời gian này nhiệt độ dầu và bạc chưa tăng đến giá trị nguy hiểm.
- Khi mức dầu ổ trong ổ giảm thấp hơn bạc thì không còn khả năng làm mát cho
bạc nữa thì đưa tín hiệu đi dừng máy phần cơ để tránh hư hỏng cho bạc.
- Áp lực nước trước và sau bộ làm mát chêch lệch đến một giá trị ∆P = 0,2 Bar
để biết chắc chắn bộ làm mát đã bị bẩn không còn khả năng trao đổi nhiệt trong
khoảng thời gian t = 1 phút để tránh tác động nhầm khi tín hiệu chập chờn thì đưa tín
hiệu đi dừng máy phần cơ.
Tất cả các bảo vệ nhiệt độ bạc, nhiệt độ dầu đều dùng cảm biến RTD, khi RTD
hỏng hoặc hở mạch hoặc do nhiễu làm cho giá trị tăng vọt rất dễ gây tác động nhầm và
đưa tín hiệu đi dừng máy không cần thiết, cần thực hiện một số giải pháp sau:
- Phải lấy ít nhất 2 tín hiệu nhiệt độ bạc hoặc nhiệt độ dầu của cùng 1 gối trục
cùng một vị trí gối trục tác động thì mới xuất hiệu tác động đi dừng máy.
- Trước khi đưa tín hiệu đi dừng máy thì phải có một thời gian trễ t = 1 phút vì
trong khoảng thời gian này nhiệt độ chưa thể tăng cao đến giá trị nguy hiểm.
 Bảo vệ áp lực dầu điều khiển
Bảo vệ bình dầu áp lực điều khiển cánh hướng bao gồm: Thước đo mức dầu, Các
rơle giám sát áp lực, Sensor để biến đổi tín hiệu mức dầu thành tín hiệu điện 4~20mA
để gửi đi hiển thị, 01 sensor biến đổi tín hiệu áp lực thành tín hiệu dòng điện 4~20mA
để gửi đi hiển thị và chạy dừng bơm dầu áp lực. Tuy nhiên chỉ có tín hiệu áp lực giảm
thấp cấp 2 mới đưa tín hiệu đi dừng máy. Tín hiệu mức dầu giảm thấp chỉ báo hiệu
không có tính dự phòng khi bị xì, thất thoát dầu dẫn đến không đủ dầu để đi điều khiển
công suất tổ máy cần thực hiện giải pháp bổ sung thêm tín hiệu đi báo hiệu và tín hiệu
đi dừng máy và được cài đặt như sau:
- Khi mức dầu giảm thấp cấp 1, h = ½ thì gửi tín hiệu đi báo hiệu
- Khi mức dầu giảm thấp đến một giá trị h = 1/3 mức dầu trong bình thì đưa tín
hiệu đi dừng máy phần cơ.
 Bảo vệ hệ thống nƣớc làm mát
Hiện tại hệ thống nước làm mát được giám sát bởi lưu lượng làm mát, áp lực

36. 25
nước làm mát và nhiệt độ nước làm mát, tất cả các tín hiệu này chỉ đưa tín hiệu đi báo
hiệu, nếu vì nguyên nhân nào đó làm mất hệ thống làm mát thì rất nguy hiểm cho tổ
máy, cần phải đưa tín hiệu đi dừng máy theo trình tự phần cơ để tránh hư hỏng tổ máy.
 Bảo vệ nhiệt độ bên trong máy phát
Hiện tại để giám sát nhiệt độ máy phát có các sensor giám sát nhiệt độ stator,
nhiệt độ gió làm máy máy phát, tuy nhiên chỉ có nhiệt độ gió làm máy phát phát là đưa
tín hiệu đi dừng máy, chưa bảo vệ được trực tiếp đối tượng bảo vệ là stator máy phát.
Vì vậy cần phải đưa tín hiệu bảo vệ nhiệt độ máy phát tăng cao đi dừng máy theo trình
tự bảo vệ phần cơ.
2.8. Kết luận
Hệ thống bảo vệ phần cơ máy phát tương đối đầy đủ, tuy nhiên còn nhiều khuyết
điểm như sau:
- Các đầu dò nhiệt độ dùng đầu dò RTD-PT100 hay bị nhiễm hoặc hở mạch dễ
tác động nhầm nhưng thực tế chỉ lấy từng đầu dò riêng biệt không lấy tín hiệu 2 đầu dò
đối xứng để xác định chắc chắn nhiệt độ bạc tăng cao thật sự và không có rơle delay
thời gian để xác định nhiệt độ tăng thật sự làm cơ tổ máy tác động nhầm và dừng sự cố
không cần thiết, vì vậy cần phải hiệu chỉnh lại mạch bảo vệ.
- Một số nguyên nhân tiềm ẩn dẫn đến hư hỏng tổ máy vẫn chưa được đưa tín
hiệu đi dừng máy để bảo vệ an toàn như:
+ Khi mức dầu bôi trơn, làm mát các ổ hướng giảm thấp không còn khả năng
làm mát thì chưa có tín hiệu đi dừng máy để đảm bảo an toàn cho bạc;
+ Khi bộ làm mát dầu bị xì làm cho chất lượng dầu làm mát giảm do nước lẫn
dầu cũng không có tín hiệu đi dừng máy để đảm bảo an toàn cho bạc;
+ Khi mức dầu của bồn dầu áp lực do bị xì giảm thấp không còn đủ dầu để đi
dừng tổ máy cũng chưa đưa tín hiệu đi dừng máy để đảm bảo an toàn;
+ Lưu lượng nước làm mát các gối trục vì l do nào đó do hỏng bơm hoặc nghẹt
bộ lọc làm cho lưu lượng giảm thấp không đủ nước làm mát sẽ gây hư hỏng bạc hư
hỏng stator máy phát cũng chưa có tín hiệu đi dừng máy để đảm bảo an toàn.
+ Tín hiệu nhiệt độ Stator máy phát chỉ đưa tín hiệu đi báo hiệu chưa có tín hiệu
đi dừng máy gây nguy hiểm cho máy phát.
Tất cả các nguy cơ tìm ẩn dẫn đến hư hỏng máy phát cần phải được cài đặt lại để
đảm bảo an toàn cho tổ máy.

37. 26
CHƢƠNG 3
NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG BẢO VỆ PHẦN ĐIỆN.
3.1. Bảo vệ máy phát – Máy biến thế
3.1.1. Tổng quan về hệ thống bảo vệ phần điện máy phát – máy biến thế:
Hệ thống bảo vệ tổ máy gồm 2 tủ bảo vệ RJ1A và RJ1B:
- Tủ bảo vệ RJ bao gồm rơle bảo vệ số REG670 có các chức năng bảo vệ
(87G, 87T, 81, 59, 59N, 51GN, 51N, 50BF, 27/50, 49G, 46, 40, 32, 27, 24G, 24T, 21),
rơle RED670 có chức năng 87BT, rơle SP J140 bảo vệ chạm đất rotor, rơle
RXMS1, RXSF1 bảo vệ các bảo vệ phần cơ của máy biến thế (nhiệt độ dầu, nhiệt độ
cuộn dây, mức dầu..);
- Tủ bảo vệ RJB bao chỉ có rơle REG670 bao gồm các chức năng (87GT, 81,
78, 59, 64N, 64R, 59N, 51GN, 51N, 50BF, 27/50, 49G, 46, 40, 32, 27, 24G, 24T, 21).
Hình 3.1. Sơ đồ bảo vệ tổ máy

38. 27
Hình 3.2. Sơ đồ bảo vệ máy biến thế
3.1.2. guyên hoạt động của các chức n ng bảo vệ:
a. Chức năng ảo vệ so lệch y ph t (PDIF, 87G).
Khi có ngắn mạch một pha hay nhiều pha trong cuộn dây stator máy phát sẽ có
dòng ngắn mạch lớn dẫn đến làm hư hỏng cách điện cuộn dây và lõi stator máy phát,
lực điện động sinh ra do dòng ngắn mạch sinh ra tác động lên cuộn dây, trục và các ổ
trục dẫn đến hỏng hóc phần cơ khí, vì vậy cần phải loại trừ sự cố một cách nhanh nhất.
Tín hiệu T được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy (gồm tín hiệu T phía trước trung
tính máy phát và T phía sau đầu cực máy phát). Vùng tác động của bảo vệ cũng được
xác định bởi giới hạn giữa 2 T. Điều quan trọng là bảo vệ không được tác động khi
có ngắn mạch ngoài cũng như quá tải.
Để tăng tính chọn lọc và làm việc được chắc chắn, tin cậy chức năng 87G sử
dụng đặc tính làm việc có hãm.
Khi chức năng 87G tác động sẽ gửi tín hiệu cắt máy cắt đầu cực, cắt máy cắt kích
từ, khởi động chức năng 50BF và dừng tổ máy.
Cách tính dòng so lệch.

39. 28
 Nguyên lý của bảo vệ
Hình 3.3. Tín hiệu đầu vào của rơle bảo vệ so lệch máy phát
Hướng của các T được lắp đặt sao cho trung tính hướng về phía máy phát như
hình trên.
 Công thức tính dòng so lệch cho một pha và dòng hãm [tham khảo:
Technical reference manual REG 670 Generator protection IED (I)]
 Dòng so lệch được tính bằng tổng dòng phức chạy trong các CT
 Độ lớn của dòng so lệch được tính theo công thức
Trong đó Re, Im là thành phần thực, thành phần ảo của dòng điện.
 Độ lớn của dòng hãm được chọn bằng dòng lớn nhất của các pha đo từ hai
phía
Nguyên l tác động của bảo vệ.
 Khi có ngắn mạch trong vùng bảo vệ
Hình 3.4. Sơ đồ xảy ra ngắn mạch trong vùng bảo vệ
Idiff_L1 2.IL1nlớn hơn nhiều so với dòng hãm nên bảo vệ sẽ tác động.
 Khi có ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ

40. 29
Hình 3.5. Sơ đồ xảy ra ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ
Idiff_L1 = IKCB(dòng điện không cân bằng chạy trong CT) nhỏ hơn nhiều so với
dòng điện hãm nên bảo vệ không tác động.
Đặc tính làm việc
Hình 3.6. Đặc tính làm việc của Bảo vệ so lệch
Đặc tuyến làm việc được chia ra 3 vùng làm việc độc lập như sau:
 Vùng làm việc không điều kiện:
Khi dòng so lệch tính được Idiff_L1 ≥ IdUnre = 10*Ibase (với Ibase = 3881.5
A dòng làm việc định mức của máy phát), khi đó bảo vệ sẽ tác động không ràng buộc
điều kiện nào.
 Vùng hãm:
Là vùng khóa của bảo vệ, bảo vệ sẽ không tác động khi giá trị tính toán dòng so
lệch và dòng hãm có điểm làm việc nằm dưới đường đặc tuyến gấp khúc trên hình vẽ.
 Vùng làm việc có điều kiện:
Vùng làm việc có hãm được giới hạn bởi đường đặc tuyến IdUnre =10*Ibase
và đường đặc tuyến gấp khúc như hình vẽ.
Đường đặc tuyến gấp khúc được chia thành 3 vùng như sau:
 Vùng 1: Đây là vùng nhạy nhất của bảo vệ, trong điều kiện làm việc bình

41. 30
thường thì dòng trong bảo vệ chỉ là dòng không cân bằng sinh ra do có sự sai số của
CT giữa hai phía, sai khác của điện trở dây nối. Trong vùng này dòng khởi động sẽ
được cài đặt là Idmin = 0.2*Ibase và dòng hãm là 0.5*Ibase (điểm cuối của vùng 1).
Vùng này được cài đặt với độ dốc bằng 0.
 Vùng 2: Đây là vùng được cài đặt với độ dốc 30% và có điểm cuối là 3*Ibase
nhằm loại trừ dòng so lệch sinh ra do sai số lớn hơn khi dòng chạy qua các CT là dòng
ngắn mạch ngoài.
 Vùng 3: Đây là vùng được cài đặt với độ dốc 80% nhằm loại trừ dòng so lệch
sinh ra khi CT bị bão hòa mạch từ.
Logic làm việc của bảo vệ so lệch.
Hình 3.7. Sơ đồ logic của bảo vệ so lệch
Logic làm việc của bảo vệ được phân biệt 3 phần đầu vào chính:
Phần 1 (nằm trong vùng màu vàng): Khối này có nhiệm vụ tính toán dòng so
lệch và dòng hãm, lấy tín hiệu đầu vào là dòng hai phía máy phát. Thông qua đặc tính
so lệch nó sẽ phát hiện được sự cố có nằm trong vùng tác động hay không. Nếu có sẽ
gửi tín hiệu tới khối xử lý tín hiệu tác động hoặc cảnh báo.
Phần 2 (nằm trong vùng màu xanh): Khối này có nhiệm vụ tính toán dòng so
lệch tức thời và phân tích sóng hài bậc 2 và bậc 5 sau đó sẽ gửi tín hiệu đi khóa chức
năng bảo vệ hay không.
Phần 3 (nằm trong vùng màu đỏ): Khối này có nhiệm vụ tính toán dòng so lệch
thứ tự nghịch, đưa ra tín hiệu xác định sự cố bên trong hay bên ngoài vùng bảo vệ
(hình mô tả).

42. 31
Hình 3.8. Vùng làm việc của bảo vệ so lệch
Chức năng này được cài đặt các thông số sau:
 IminNegSeq (dòng so lệch thứ tự nghịch nhỏ nhất): 0.04*Ibase
 NegSeqROA (góc làm việc của rơle): 600
 Cả 3 phần trên đưa tín hiệu tới khối “Khởi động và Cắt logic”. Khối này có
nhiệm vụ xử lý tín hiệu và xuất ra các tín hiệu Cắt, Start, Block, ghi nhận các sự cố
bên trong hay bên ngoài.
Logic tác động của bảo vệ.
 Khối tạo tín hiệu Cắt có điều kiện (CẮTRESL1) và Cắt không điều kiện
(CẮTUNREL1)
Hình 3.9. Logic tác động của bảo vệ
 Khối tạo tín hiệu Cắt do bộ phát hiện lỗi bên trong vùng bảo vệ

43. 32
Hình 3.10. Khối tạo tín hiệu ắt do bộ phát hiện lỗi bên trong vùng bảo vệ
b. Bảo vệ so lệch ngang y ph t (51GN).
Khi cách điện của dây cuốn stator bị hỏng sẽ sinh ra chạm chập giữa các vòng
dây trong cùng một nhánh (cuộn dây đơn) hoặc giữa các vòng dây của các nhánh với
nhau trong cùng một pha (cuộn dây kép), dòng điện chạm châp có thể đủ lớn để đốt
nóng, làm hỏng cuộn dây stator. Đặc biệt với dây cuộn kép, khi các vòng dây trong các
nhánh chạm chập nhau làm cho sức điện động giữa các nhánh khác nhau dẫn đến xuất
hiện dòng không cân bằng chạy trong vòng sự cố mà có thể chức năng so lệch dọc
không thể phát hiện được.
Sơ đồ đấu nối tín hiệu T được thể hiện trong sơ đồ bảo vệ tổ máy.
Sơ đồ nguyên lý.
Hình 3.11. Sơ đồ nguyên l bảo vệ so lệch ngang
Chức năng so lệch ngang máy phát thực chất là chức năng quá dòng (51GN) hoạt
động theo đặc tuyến làm việc là độc lâp, khi bảo vệ tác động sẽ cắt máy cắt đầu cực,
máy cắt kích từ, khởi động chức năng 50BF và dừng tổ máy.
 Giá trị cài đặt:
 IN1 (dòng tác động) >: 300% IB (với IB = 500A)
 T1 (thời gian tác động): 0s
 Đặc tuyến thời gian độc lập
c. hức năng bảo vệ quá kích từ máy phát (PVPH, 24G).
Từ biểu thức cơ bản của điện áp cảm ứng trong dây cuốn:

44. 33
 E = 4,44.f.A.N.Bm
 E: điện áp cảm ứng (V)
 f: tần số (Hz)
 A: tiết diện khung dây (m2
)
 N: số vòng dây
 Bm: mật độ từ thông (Wb/m2
)
 Từ biểu thức trên ta thấy tất cả các thành phần trong biểu thức là hằng số trừ
E và f có mối quan hệ sau:
 Ta thấy mật độ từ thông không chịu ảnh hưởng của tải mà chỉ ảnh hưởng bởi
tỉ số E/f, trong khi đó hiện tượng từ trễ và dòng điện xoáy ảnh hưởng rất nhiều vào mật
độ từ thông và cũng là nguyên nhân sinh ra quá nhiệt trong máy phát. Bởi vậy hiện
tượng quá nhiệt xảy ra có thể phát hiện bằng cách đo tỉ số V/Hz.
 Quá kích từ có thể được sinh ra bởi bộ điều chỉnh điện áp máy phát cố giữ
điện áp định mức trong khi tốc độ máy phát bị suy giảm, tác động bằng tay tăng điện
áp lên quá cao hoặc do ảnh hưởng của hệ thống điện làm điện áp đầu cực tăng đột biến
trong khi tần số của tổ máy có tăng chậm hoặc không thay đổi.
Tín hiệu điện áp được lấy tại PT đầu cực máy phát như sơ đồ bảo vệ tổ máy.
Thông số cài đặt: IBase = 3882 A; Ubase = 15,75 kV.
 Bảo vệ tác động cấp 1 (báo tín hiệu Alarm).
 V/Hz > 110%*UB/f
 T1 = 5 s
 Đặc tuyến thời gian độc lập
 Bảo vệ tác động cấp 2 (Cắt).
 V/Hz >> 140%*UB/f
 Làm việc theo đặc tuyến thời gian phụ thuộc (Tailor)
Hình 3.12. Đặc tuyến làm việc
 tMin: 0.5s
Thời gian trễ (s)
tMax
tMim

45. 34
 tMax: 1000s
Khi bảo vệ tác động cấp 2 sẽ cắt máy cắt đầu cực, máy cắt kích từ và khởi động
chức năng 50BF.
Logic tác động.
Hình 3.13. Sơ đồ logic bảo vệ so lệch ngang
d. Chức năng qu dòng có hóa điện p (27/50).
Đây là một chức năng quá dòng cực đại và thêm tính năng khóa điện áp nhằm
nâng cao độ nhạy cho chức năng quá dòng.
Bảo vệ này sử dụng để ngăn ngừa các thao tác đóng điện vào thiết bị khi thiết bị
đang bị sự cố hoặc đối với máy phát khi tổ máy đang dừng, dẫn đến dòng chạy trong
thiết bị lớn làm hư hỏng thiết bị. Ngoài ra chức năng này còn phân biệt giữa quá tải và
sự cố.
Sơ đồ dấu tín hiệu PT, T được thể hiện tại sơ đồ bảo vệ tổ máy. Tín hiệu đưa
vào bảo vệ được lấy từ T phía trước trung tính máy phát và PT phía sau máy cắt đầu
cực.
Khi có ngắn mạch,dòng điện sẽ tăng và điện áp giảm là điều kiện để bảo vệ tác
động. Khi bảo vệ tác động sẽ cắt máy cắt đầu cực và khởi động chức năng 50BF.
Giá trị cài đặt của bảo vệ: IB = 3882 A; UB = 15,75 kA.
 Chức năng quá dòng điện:
 I >: 150%*IB
 Đặc tuyến làm việc độc lập.
 Chức năng kém áp
 U <: 70%*UB bảo vệ sẽ tác động
 U >: 80*UB bảo vệ sẽ bị khóa
e. Chức năng ảo vệ quá áp máy phát (PTOV, 59G).
Khi điện áp đầu cực máy phát tăng cao sẽ dẫn đến nguy cơ phá hỏng cách điện
của cuộn dây stator máy phát, máy biến áp và các thiết bị phụ đi kèm.

46. 35
Hiện tượng quá điện áp có thể xảy ra do các nguyên nhân sau:
 Do sự cố hệ thống kích từ dẫn đến điều khiển tăng điện áp lện quá cao
 Do hệ thống điện dao động làm sa thải phụ tải đột ngột làm điện áp đầu cực
máy phát tăng cao mà hệ thống kích từ không điều chỉnh giảm điện áp kịp thời
Sơ đồ tín hiệu PT được thể hiện như sơ đồ bảo vệ tổ máy. Tín hiệu điện áp đưa
vào bảo vệ được lấy từ PT đầu cực máy phát.
Nguyên l tác động của bảo vệ là đo điện áp đầu cực máy phát, bảo vệ tác động
khi điện áp vượt quá ngưỡng cài đặt và sau một khoảng thời gian đặt. Khi bảo vệ tác
động sẽ cắt máy cắt đầu cực, máy cắt kích từ, khởi động chức năng 50BF và dừng tổ
máy.
Giá trị cài đặt của bảo vệ: UB = 15.75 kV
 Bảo vệ tác động cấp 1:
 U1 >: 130%*UB
 T1: 0.5 s
 Đặc tuyến làm việc là độc lập
f. Chức năng ảo vệ hoảng c ch y ph t (PDIS, 21G).
Chức năng dùng để ngăn ngừa ngắn mạch một pha hay nhiều pha trong cuộn dây
stator máy phát và cũng là chức năng bảo vệ dự phòng cho chức năng 87G.
Để nâng cao tính chọn lọc của bảo vệ, không tác động nhầm khi có ngắn mạch
phía ngoài máy biến áp, giá trị cài đặt trong vùng 1 của bảo vệ được cài đặt bao gồm
toàn bộ điện kháng của máy phát với 70% điện kháng của máy biến áp, giá trị cài đặt
của vùng 2 là phần điện kháng còn lại của máy biến áp với đường dây liền kề.
Tín hiệu đưa vào bảo vệ được lấy từ T phía trước trung tính máy phát và PT
trước đầu cực máy phát. Sơ đồ đấu nối được thể hiện như sơ đồ bảo vệ tổ máy.
Chức năng hoạt động theo nguyên lý tính toán trở kháng để phát hiện sự cố.
 Công thức tính tổng trở phức khi có ngắn mạch giữa hai pha
 Công thức tính tổng trở phức khi có ngắn mạch pha với đất
Giá trị cài đặt và đặc tuyến làm việc của bảo vệ.
 Giá trị cài đặt: IB = 3882 A; UB = 15,75 kV
 ZPE: 0.005 Ω/p (tổng trở khởi động khi ngắn mạch pha với đất theo hướng
thuận)
 ZRevPE: 0.1 Ω/p (tổng trở khởi động khi ngắn mạch pha với đất theo hướng
ngược)

47. 36
 IminOpPE = 10%*IB (dòng làm việc tối thiểu của bảo vệ khi ngắn mạch một
pha)
 ZAngPE: 800
(góc lệch giữ U và I)
 tPE: 0.5 s (thời gian tác động của bảo vệ khi có ngắn mạch một pha)
 ZPP: 0.2 Ω/p (tổng trở khởi động khi ngắn mạch pha với pha theo hướng
thuận)
 ZRevPP: 0.4 Ω/p (tổng trở khởi động khi ngắn mạch pha với pha theo hướng
ngược)
 IminOpPP = 10%*IB (dòng làm việc tối thiểu khi ngắn mạch nhiều pha)
 ZAngPE: 850
(góc lệch giữ U và I)
 tPP: 0.5 s (thời gian tác động của bảo vệ khi có ngắn mạch một pha)
 Đặc tuyến làm việc của bảo vệ
 Khi chạm đất một pha
Hình 3.14. Đặc tuyến bảo vệ khoảng cách máy phát khi chạm đất 1 pha
 Khi ngắn mạch nhiều pha
Hình 3.15. Đặc tuyến bảo vệ khoảng cách máy phát khi ngắn mạch nhiều pha

48. 37
Logic tác động của bảo vệ.
 Khi bảo vệ tác động cấp 1 với thời gian 0.5s: Bảo vệ gửi tín hiệu cắt MC 271
(274), 273 (272) và khởi động chức năng 50BF bảo vệ cho các MC này.
 Khi bảo vệ tác động cấp 2 với thời gian 1s: bảo vệ gửi tín hiệu cắt máy cắt
đầu cực, máy cắt kích từ, khởi động chức năng 50BF và dừng tổ máy.
g. Chức năng ảo vệ ất ích thích (PDIS, 40G).
Nguyên nhân và hậu quả của mất kích thích: Trong quá trình vận hành máy phát
điện có thể xảy ra mất kích từ do hư hỏng trong mạch kích từ (do ngắn mạch hoặc hở
mạch), hư hỏng hệ thống tự động điều chỉnh điện áp, do thao tác sai của nhân viên vận
hành... Khi máy phát bị mất kích từ sẽ dẫn đến mất đồng bộ giữa roto và stator. Nếu
mạch kích từ hở có thể gây nên quá áp cuộn dây roto làm hỏng cách điện cuộn dây
roto.
Ở chế độ vận hành bình thường, máy phát làm việc với sức điện động E lớn hơn
điện áp đầu cực máy phát UF (chế độ quá kích thích đưa công suất Q vào hệ thống, Q
> 0). Khi máy phát làm việc ở chế độ thiếu kích thích hay mất kích thích, sức điện
động E nhỏ hơn điện áp đầu cực máy phát UF (máy phát nhận công suất Q từ hệ thống,
Q < 0). Như vậy khi máy phát mất kích từ, tổng trở đo được của máy phát thay đổi từ
Zpt (tổng trở của phụ tải nhìn từ MF) nằm ở góc phần tư thứ nhất trên mặt phẳng tổng
trở phức sang ZF (tổng trở của máy phát nhìn từ phía đầu cực máy phát) nằm ở góc
phần tư thứ tư trên mặt phẳng tổng trở phức. Khi xảy ra mất kích thích điện kháng của
máy phát sẽ chuyển từ điện kháng đồng bộ Xd sang điện kháng đồng bộ X’
d và có tính
chất dung kháng (hình minh họa).
Hình 3.16. Minh họa máy phát làm việc ở chế độ quá kích và kém kích
Tín hiệu đưa vào bảo vệ được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy. Tín hiệu được lấy từ
T phía trước trung tính máy phát và PT phía sau máy cắt đầu cực.
Logic tác động của bảo vệ:

49. 38
Hình 3.17. Logic bảo vệ mất kích thích
Khi bảo vệ tác động sẽ gửi tín hiệu đi cắt máy cắt đầu cực và khởi động chức
năng 50BF.
Thông số cài đặt và đặc tuyến làm việc của bảo vệ.
 Đặc tuyến làm việc
Hình 3.18. Đặc tính làm việc của bảo vệ mất kích từ
 Thông số cài đặt: IB = 3881.5A; UB = 15.8 kV
 Z: trở kháng biểu khiến đo được từ mạch điện máy phát
 XoffsetZ1 (điện kháng bù của Z1): -11.7%*ZB với ZB = UB/( *IB)
 Z1diameter (đường kính Z1): 88.9%*ZB.
 Z1 = Z - (XoffsetZ1 + Z1diameter/2): nếu Z1< (Z1diameter/2) thì bảo vệ sẽ
hoạt động.
h. Chức năng ảo vệ c ng suất ngược (PDUP, 32G)
Công suất sẽ đổi chiều từ hệ thống vào máy phát nếu như nguồn năng lượng cung
cấp cho turbin bị gián đoạn hoặc sụt giảm, không đủ để quay máy phát ở chế độ không
tải. Khi đó máy phát sẽ hoạt động ở chế độ động cơ tiêu thụ công suất từ hệ thống. Đối
với máy phát thủy điện, quá trình này sẽ tạo áp suất chênh lệch tác động lên lưng cánh
bánh xe công tác, đây là nguyên nhân tạo nên các bọt khí và dẫn tới hiện tượng xâm
thực ăn mòn cánh bánh xe công tác.

50. 39
Tín hiệu PT, T được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy. Gồm tín hiệu điện áp đầu cực
máy phát và dòng điện máy phát.
Bảo vệ hoạt động trên nguyên lý tính công suất biểu khiến S dựa trên điện áp thứ
tự thuận và nghịch đảo dòng thứ tự thuận của máy phát. Bảo vệ sẽ tác động khi công
suất nhận về lớn hơn giá trị đặt và trong khoảng thời gian đặt trước.
 Công thức tính:
Logic tác động của bảo vệ.
Hình 3.19. Logic làm việc của bảo vệ công suất ngược
Khi bảo vệ tác động sẽ cắt máy cắt đầu cực, và khởi động chức năng 50BF.
Giá trị cài đặt của bảo vệ: IB = 3882 A; UB = 15,75 kV; góc lệch giữa U và I là
1800
.
 Giá trị tác động cấp 1 (báo Alarm):
 Salarm 1: 1%*SB
 T1: 2s
 Giá trị tác động cấp 2 (cắt)
 Scắt 2: 2.2%*SB
 T2: 0.5 s
i. Chức năng ảo vệ tần số (81G).
Tín hiệu PT được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy.
Chức năng ảo vệ tần số cao (PTOF, 81H).
 Nguyên nhân dẫn tới tần số cao:
 Do máy phát bị mất tải đột ngột mà hệ thống điều tốc không đáp ứng
kịp thời để giảm tốc độ.
 Do dao động hệ thống điện làm tần số hệ thống tăng cao.

51. 40
 Khi tần số tăng cao sẽ làm ảnh hưởng đến chế độ làm việc của các thiết bị
điện nối vào hệ thống.
 Logic tác động của bảo vệ
Hình 3.20. Logic bảo vệ tần số máy phát tăng cao
Khi bảo vệ tác động sẽ gửi tín hiệu cắt máy cắt đầu cực, cắt máy cắt kích từ, khởi
động chức năng 50BF và dừng tổ máy.
 Giá trị cài đặt:
 Cấp 1:
 F: 51.5Hz
 T: 180 s
 Cấp 2:
 F: 52 Hz
 T: 30 s
 Cấp 3:
 F: 54 Hz
 T: 0.5
Chức năng ảo vệ tần số thấp (PTUF, 81L).
 Nguyên nhân dẫn tới tần số thấp là do công suất nguồn của hệ thống không
đáp ứng đủ công suất của phụ tải, do sự cố làm cắt bớt công suất nguồn của
hệ thống mà việc sa thải phụ tải chưa được thực hiện.
 Khi tần số hệ thống giảm thấp làm ảnh hưởng đến chế độ làm việc bình
thường của các thiết bị điện nối vào hệ thống điện.
 Logic tác động của bảo vệ

52. 41
Hình 3.21. Logic bảo vệ tần số giảm thấp
Khi bảo vệ tác động sẽ gửi tín hiệu cắt máy cắt đầu cực, cắt máy cắt kích từ, khởi
động chức năng 50BF và dừng tổ máy.
 Giá trị cài đặt:
 Cấp 1:
 F <: 48.5 Hz
 T: 60 s
 Cấp 2:
 F <: 47.5 Hz
 T: 20 s
 Cấp 3:
 F <: 47 Hz
 T: 20 s
j. Chức năng ảo vệ dòng thư tự ngh ch (PTOC, 46G).
Dòng thứ tự nghịch có thể xuất hiện trong cuộn dây stator máy phát khi xảy ra
đứt dây (hay hở mạch một pha), khi phụ tải không đối xứng hoặc ngắn mạch ngoài
không đối xứng.
Quá tải không đối xứng nguy hiểm hơn quá tải đối xứng rất nhiều vì nó tạo ra
dòng thứ tự nghịch I2 chạy trong cuộn dây stator và có vector quay theo chiều ngược
lại so với dòng thứ tự thuận. Từ thông do dòng thứ tự nghịch sinh ra quét lên roto với
tốc độ gấp 2 lần tốc độ quay của roto làm cảm ứng lên roto một dòng điện lớn đốt
nóng roto.
k. Tín hiệu CT được đấu nối như sơ đồ ảo vệ tổ y.
Bảo vệ hoạt động dựa trên nguyên l đo dòng thứ tự nghịch, sẽ tác động khi dòng
thứ tự nghịch vượt quá giá trị đặt. Khi bảo vệ tác động sẽ gửi tín hiệu cắt máy cắt đầu
cực, cắt máy cắt kích từ va khởi động chức năng 50BF.
Giá trị cài đặt của bảo vệ: IB = 3882 A

53. 42
 Tác động cấp 1:
 I2>: 13%*IB
 T1: 3 s
 Đặc thời gian độc lâp
 Tác động cấp 2:
 I2>: 10%*IB
 T2: theo đặc tính phụ thuộc
 K2: 100
l. Chức năng ảo vệ qu tải tổ y (PTTR, 49G).
Quá tải gây phát nóng cuộn dây stator (làm già hóa cách điện của cuộn dây) có
thể do nhiều nguyên nhân như: máy phát điện vận hành với hệ số công suất thấp, thành
phần công suất phản kháng vượt quá mức cho phép khi tổ máy đang phát công suất
Pmax.
Thời gian chịu quá tải của máy phát có giới hạn và phụ thuộc vào mức độ quá tải,
kết cấu của máy phát, hệ thống làm mát và công suất của máy phát.
Tín hiệu T được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy. Là tín hiệu T phía trước điểm
trung tính máy phát.
Chức năng hoạt động dựa trên nguyên l tính toán dòng điện. Khi bảo vệ tác
động sẽ gửi tín hiệu cắt máy cắt đầu cực, cắt máy cắt kích từ và khởi động chức năng
50BF.
Giá trị cài đặt của bảo vệ: IB = 3882 A
 Tác động cấp 1: (báo Alarm)
 I1 >: 111%*IB
 T1: 0.5 s
 Đặc tuyến làm việc là độc lập
 Tác động cấp 2: (Cắt tổ máy)
 I2 >: 110%*IB
 T2: thời gian làm việc theo đặc tính phụ thuộc
 K2: 5

54. 43
m. Chức năng ảo vệ é p (PTUV, 27G).
Nguyên nhân gây ra hiện tượng kém áp có thể do sự cố bộ điều chỉnh điện áp tự
động, do tác động bằng tay của nhân viên vận hành khi máy phát cung cấp cho các tải
độc lập với lưới. Hiện tượng kém áp sẽ làm ảnh hưởng đến chế độ làm việc bình
thường của các thiết bị điện trên lưới.
Bảo vệ tác động khi điện áp giảm thấp xuống dưới một giá trị đặt và sau một
khoảng thời gian đặt trước. Khi bảo vệ tác động sẽ cắt máy cắt đầu cực, cắt máy cắt
kích từ, khởi động chức năng 50BF và dừng tổ máy.
Tín hiệu PT được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy. Là tín hiệu PT đầu cực máy phát.
Logic tác động của bảo vệ.
Hình 3.22. Logic bảo vệ kém điện áp
Giá trị cài đặt và đặc tuyến khóa: UB = 15.75 kV
 Giá trị cài đặt:
 U1 <: 80%*UB
 T1: 5s
 Đặc tuyến thời gian độc lập
 IntBlkStVal1 (điện áp khóa): 10%*UB
 tBlkUV1: 5.2 s
 Đặc tuyến khóa của bảo vệ: bảo vệ sẽ bị khóa khi điện áp bất kỳ pha nào
nhỏ hơn 10%UB và sau thời gian 5.2s.

55. 44
Hình 3.23. Đặc tuyến khóa của bảo vệ 27
 Đặc tuyến reset của bảo vệ.
Hình 3.24. Đặc tuyến reset bảo vệ
 HystAbs1 (giá trị sai khác nhỏ hơn giá trị đặt): 0.5%*UB
 tReset1: 0.025 s
- Khi bảo vệ đã khởi động và chưa đạt thời gian Cắt mà điện áp đo được tăng và
lớn hơn giá trị đặt một lượng “Hyst bs1” sau khoảng thời gian “tReset1” thì bảo vệ sẽ
được reset.
n. Chức năng ảo vệ chống y cắt hỏng (RBRF, 50BF).
Khi bất kỳ chức năng bảo vệ nào gửi tín hiệu đến cắt máy cắt đầu cực đều có tín
hiệu khởi động chức năng 50BF, và sau một khoảng thời gian cài đặt t1 mà dòng sự cố
vẫn còn tồn tại bảo vệ sẽ gửi đi cắt lại máy cắt đầu cực, nếu cắt vẫn không thành công
thì sau thời gian cài đặt t2 bảo vệ sẽ gửi tín hiệu đi cắt các máy cắt liên quan (máy cắt
271 (272), 273 (274), máy cắt tự dùng và dừng tổ máy).
Tín hiệu T được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy.
Logic tác dộng của bảo vệ
 Tác động cắt lặp lại (TRRET)

56. 45
Hình 3.25. Logic tác động của 50BF
 Tác động cắt các máy cắt liên quan (TRBU)
Hình 3.26. Logic tác động cắt các máy cắt liên quan
Giá trị cài đặt: IB = 3882 A
 IP >: 20%*IB
 T1: 0.05 s (thời gian TRRET)
 T2: 0.25 s (thời gian TRBU)
 T2mph: 0.25 s (thời gian cắt khi có nhiều pha start)
o. Rơle SPAJ140C ảo vệ qu tải rotor (51R).
Hiện tượng quá tải rotor có thể xảy ra khi có hiện tượng chạm chập trong rotor
hoặc do bộ điều chỉnh kích từ lỗi dẫn đến điều chỉnh dòng kích từ lên quá cao.
Quá tải rotor sẽ làm cho cách điện của cuộn dây rotor bị già hóa và dẫn tới hỏng
cách điện cuộn dây.
Tín hiệu CT cho bảo vệ được lấy từ CT phía hạ áp máy biến thế kích từ như sơ
đồ bảo vệ tổ máy.
Giá trị cài đặt:
 I >: 750 (dòng sơ cấp); 0.5 A (dòng thứ cấp của CT).

57. 46
 T: đặc tuyến thời gian phụ thuộc
 K: 0.37
p. Chức năng ảo vệ ph t hiện chạ đất (0-95%) cuộn dây stator (PTOV, 59N).
Đối với máy phát điện nối bộ MF-MBA và có trung tính nối đất qua máy biến
thế thì dòng chạm đất thường rất bé. Tuy nhiên quá trình chạm đất diễn ra lâu dài có
thê đốt nóng cách điện cuộn dây stator tại vị trí chạm đất, đồng thời lan ra các vị xung
quanh dễ dẫn đến hiện tượng ngắn mạch nhiều pha. Vì vậy cần được phát hiện sơm
hiện tượng chạm đất.
Để phát hiện chạm đất trong cuộn dây stator chức năng 59N lấy tín hiệu từ cuộn
tam giác hở của PT đầu cực máy phát, thực hiện đo áp thứ tự không (3U0) tần số cơ
bản để báo tín hiệu. Tuy nhiên khi có chạm đất tại gần điểm trung tính thì biên độ điện
áp náy rất nhỏ nên bảo vệ không thể phát hiện được. Chính vì vậy bảo vệ chỉ phát hiện
được 95% cuộn dây stator tính tứ đầu cực máy phát.
Tín hiệu PT được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy.
Điện áp đầu ra của cuộn tam giác hở được tính:
Logic tác động.
Hình 3.27. Logic tác động của 59N
Khi bảo vệ tác động sẽ gửi tín hiệu cắt máy cắt đầu cực, máy cắt kích từ, khởi
động chức năng 50BF và dừng tổ máy.
Giá trị cài đặt: UB = 15.75 kV
 U1 >: 9%*UB
 T1: 5 s
 Đặc tính thời gian độc lập.
 Đặc tính reset của bảo vệ

58. 47
Hình 3.28. Đặc tính reset của bảo vệ
 HystAbs1 (giá tri sai khác nhỏ hơn giá trị đặt): 0.5%*UB
 tReset1: 0.025 s
Khi bảo vệ đã khởi động và chưa đạt đên thời gian Cắt mà điện áp thứ tự không
đo được giảm nhỏ hơn giá trị đặt một lượng “Hyst bs1” trong một khoảng thời gian
“tReset1” thì bảo vệ sẽ được reset.
q. Chức năng ảo vệ chống chạ đất 100% cuộn dây stator (PHIZ, 64N).
Khi có chạm đất gần điểm trung tính máy phát, để phát hiện được ta phải sử dụng
chức năng 64N.
Chức năng này hoạt động dựa trên điện áp so lệch sóng hài bậc 3 ở biến áp
trung tính máy phát và PT đầu cực máy phát. Chức năng này bảo vệ tối đa được 30%
cuộn dây stator tính từ trung tính máy phát về phía đầu cực.
Tín hiệu đưa vào bảo vệ được lấy như sơ đồ bảo vệ tổ máy.
Sơ đồ nguyên lý sử dụng so lệch sóng hài bậc 3.
 Do tính chất phi tuyến của mạch từ nên điện áp cuộn dây stator luôn chứa
thành phần điện áp sóng hài bậc 3.
 Trong điều kiện bình thường nếu đo điện áp sóng hài bậc 3 của các điểm trên
cuộn dây với đất ta có phân bố điện áp như hình dưới đây. Trong đó U’
F , U’
N là điện
áp đo được khi máy phát không tải, U”
F , U”
N là điện áp đo được khi máy phát đầy tải.

59. 48
Hình 3.29. Sơ độ bảo vệ chạm đất 100% cuộn dây stator máy phát
Khi có chạm đất trong cuộn dây stator điên áp U3N (sóng hài bậc 3 điểm trung
tính) và U3T (sóng hài bậc 3 điểm đầu cực máy phát) lệch pha nhau gần 1800
.
Điều kiện để bảo vệ tác động là:
 Biểu thức sau phải thỏa mãn
 Bảo vệ không bị khóa
Hình 3.30. Logic tác động
Giá trị cài đặt của bảo vệ: UB = 15.75 kV
 Tác động với điện áp tần số cơ bản đo được tái điểm trung tính UN
 UNFund >: 5%*UB

60. 49
 tUNFund: 0.5 s
 đặc tuyến thời gian độc lập
Khi bảo vệ tác động sẽ cắt máy cắt đầu cực, cắt máy cắt kích từ, khởi động chức
năng 50BF và dừng tổ máy.
 Tác động theo biểu thức sóng hài bậc 3 (gửi tín hiệu báo Alarm)
 Điều kiện sau phải được thỏa mãn: 3N 3T 3N
U +U β×U

 β: 1
 Điều kiện bảo vệ không khóa:
 UN3rdH <: 2%*UB
 UT3BikLevel >: 4%*UB
r. Chức năng ảo vệ mất đồng bộ (PPAM, 78G).
Bảo vệ chống mất đồng bộ đôi khi còn được gọi là bảo vệ chống trượt cực từ.
Khi máy phát điện đồng bộ bị mất kích từ, rotor máy phát có thể mất đồng bộ với từ
rường quay. Việc mất đồng bộ cũng có thể xảy ra khi dao động công suất trong hệ
thống do ngắn mạch kéo dài hoặc do cắt một đường dây trong hệ thống. Hậu quả của
việc mất đồng bộ gây nên sự dao động công suất trong hệ thống làm mất ổn định kéo
theo sự tan rã hệ thống điện, ngoài ra nó còn tạo ra các ứng suất cơ nguy hiểm trên một
số phần tử của máy phát (trục turbin, máy phát...).
Bảo vệ hoạt động dựa trên nguyên l đo tổng trở và đếm số lần vector tổng trở
dao động vào vùng làm việc của bảo vệ được cài đặt trước.
Ví dụ về mô tả hai máy phát mất đồng bộ:
Hình 3.31. Mô tả hai máy phát mất đồng bộ
 Mô tả hiện tượng mất đồng bộ:
 Khi góc δ hợp bởi đầu mút vector tổng trở phức với hai điểm A, B lớn hơn góc
StartAngle thì bảo vệ sẽ khởi động. Khi tổng trở đi qua đoạn BC thì bảo vệ được hiểu
là sự cố vùng 1, nếu tổng trở đi qua đoạn CA thì bảo vệ hiểu là sự cố vùng 2.
 Khi thỏa mãn về góc lệch δ và xác định vùng sự cố thì bảo vệ sẽ đếm và ghi
một lần.