..

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
-------------------------------------

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

ĐÁNH GIÁ TÍNH CHỌN LỌC CỦA THIẾT BỊ BẢO VỆ
TRÊN LƯỚI ĐIỆN 220 KV MIỀN BẮC BẰNG PHẦN
MỀM ASPEN ONELINER

NGÀNH: MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN
MÃ SỐ:

PHẠM QUỲNH

Người hướng dẫn khoa học: VS.GS.TSKH TRẦN ĐÌNH LONG

HÀ NỘI 2008


i

MỤC LỤC
Trang
Lời cam đoan
Mục lục
Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt
Danh mục các bảng biểu
Danh mục các hình vẽ

Lời tựa
Chương 1 Vài nét về HTĐ miền Bắc và hệ thống rơle bảo vệ trang bị
trên HTĐ 220 kV miền Bắc
1.1 Tổng quan về nhu cầu tiêu thụ điện năng, tốc độ tăng trưởng
của HTĐ miền Bắc
1.2 Kết dây trên HTĐ miền Bắc
1.3 Các phương thức bảo vệ cơ bản trên HTĐ 220 kV miền Bắc
và các loại rơle thường dùng
1.4 Những thuận lợi và khó khăn trong việc tính tốn chỉnh định
rơle bảo vệ trên HTĐ miền Bắc
Chương 2 Cơ sở lý thuyết mô phỏng các phần tử trên HTĐ và
chương trình ASPEN Oneliner
2.1 Đặt vấn đề
2.2 Cơ sở lý thuyết mô phỏng các phần tử trên HTĐ
2.2.1 Những giả thiết cơ bản
2.2.2 Mơ hình các phần tử cơ bản của HTĐ
2.2.2.1 Nhánh chuẩn
2.2.2.2 Lưới chuẩn
2.2.2.3 Mơ hình các phần tử cơ bản của HTĐ trong
chế độ xác lập
2.2.2.4 Mơ hình các phần tử cơ bản của HTĐ trong
chế độ sự cố
2.2.2.5 Các sơ đồ tổng hợp thứ tự thuận, thứ tự
nghịch, thứ tự không của HTD

i
iv
v
vi
1

1
3
5
8
10
10
10
10
11
11
12
12
16
20


ii

2.3 Mô phỏng các phần tử và thiết bị rơle bảo vệ trên HTĐ trong
chương trình ASPEN Oneliner
2.3.1 Phương pháp tính tốn áp dụng trong chương trình
ASPEN Oneliner
2.3.2 Mơ phỏng HTĐ trong chương trình ASPEN Oneliner
2.3.3 Mơ phỏng thiết bị bảo vệ trong chương trình ASPEN
Oneliner
2.3.3.1 Mục đích mơ phỏng thiết bị bảo vệ
2.3.3.2 Các thiết bị bảo vệ đang sử dụng trên HTĐ
220 kV miền Bắc và khả năng mơ phỏng
chúng trong chương trình ASPEN Oneliner
2.3.3.3 Mơ phỏng thiết bị bảo vệ trên HTĐ 220 kV

miền Bắc
2.4 Các ứng dụng của phần mềm ASPEN Oneliner
2.4.1 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner tính tốn dịng
điện ngắn mạch trên HTĐ
2.4.2 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner kiểm tra tính
chọn lọc của thiết bị bảo vệ
2.4.3 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner trong phân tích
sự cố
Chương 3 Tính tốn kiểm tra tính chọn lọc của thiết bị bảo vệ
3.1 Nguyên lý làm việc của bảo vệ quá dòng, khoảng cách
3.1.1 Nguyên lý làm việc của bảo vệ quá dòng và các yếu tố
ảnh hưởng đến tính chọn lọc của bảo vệ
3.1.2 Nguyên lý làm việc của bảo vệ khoảng cách, các yếu tố
ảnh hưởng và cách khắc phục
3.1.3 Phương pháp đo khoảng cách (FL) của các rơle kỹ
thuật số
3.2 Cách thức tính tốn, phối hợp (điển hình) để đảm bảo tính
chọn lọc của bảo vệ quá dòng, khoảng cách trên HTĐ 220 kV
miền Bắc

21
21
24
36
36
37

52
53
53

54
55
57
57
57
62
74
78


iii

3.2.1 Bảo vệ quá dòng
3.2.1.1 Xác định chiều tác động và thời gian tác động
cơ sở
3.2.1.2 Tính tốn chỉnh định
3.2.2 Bảo vệ khoảng cách
3.3 Đánh giá việc kiểm tra tính chọn lọc của thiết bị bảo vệ bằng
phương pháp thủ cơng và nhu cầu sử dụng các chương trình
phần mềm
Chương 4 Áp dụng chương trình ASPEN Oneliner vào thực tế
4.1 Kiểm tra tính chọn lọc của thiết bị bảo vệ đang được trang bị
trên HTĐ 220 kV miền Bắc
4.1.1 Đặt vấn đề
4.1.2 Áp dụng cho mạch vòng thực tế
4.2 Ảnh hưởng của hệ số phân bố dòng điện đến bảo vệ khoảng
cách
4.3 Xem xét khả năng thay thế các bảo vệ q dịng có đặc tính
thời gian độc lập bằng đặc tính thời gian phụ thuộc
4.3.1 Ưu, nhược điểm của bảo vệ q dịng có đặc tính thời

gian độc lập so với đặc tính thời gian phụ thuộc
4.3.2 Tính tốn bảo vệ q dịng với đặc tính thời gian phụ
thuộc
Kết luận và kiến nghị
Tài liệu tham khảo
Phụ lục

78
78
79
86
90

93
93
93
94
99
105
105
106
112


TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SỸ

Tên luận văn “Đánh giá tính chọn lọc của thiết bị bảo vệ trên lưới điện 220
kV miền Bắc bằng phần mềm Aspen Oneliner”.
Mục đích chủ yếu của đề tài là: Giới thiệu chương trình Aspen Oneliner và
phương pháp mơ phỏng HTĐ cũng như tính ưu việt (những vấn đề đạt được)

khi ứng dụng chương trình Aspen Oneliner vào thực tiễn.
Nội dung chính của luận văn bao gồm các phần:
Chương 1: Giới thiệu tổng quan về HTĐ miền Bắc và hệ thống rơle bảo vệ
trang bị trên lưới điện 220 kV miền Bắc bao gồm: cơ cấu nguồn, nhu cầu phụ
tải, kết dây cơ bản, thực trạng về hệ thống rơle bảo vệ trên HTĐ miền Bắc và
những thuận lợi, khó khăn trong cơng tác vận hành, tính tốn rơle bảo vệ trên
HTĐ miền Bắc.
Chương 2: Giới thiệu cơ sở lý thuyết mô phỏng các phần tử trên HTĐ và cách
thức thực hiện trong chương trình ASPEN Oneliner, bên cạnh đó đề cập đến
cách thức mô phỏng các thiết bị rơle bảo vệ trong ASPEN Oneliner cũng như
khả năng mô phỏng các rơle bảo vệ trên HTĐ 220 kV miền Bắc.
Chương 3: Tính tốn kiểm tra tính chọn lọc của hệ thống rơle bảo vệ, ngun
lý làm việc của các loại bảo vệ có tính chọn lọc tương đối như bảo vệ quá
dòng, bảo vệ khoảng cách và cách thức phối hợp điển hình để đảm bảo tính
chọn lọc cho hệ thống rơle bảo vệ đang áp dụng trên HTĐ 220 kV miền Bắc
Chương 4: Áp dụng chương trình ASPEN Oneliner vào thực tế tính tốn kiểm
tra tính chọn lọc của hệ thống rơle bảo vệ trên một mạch vịng điển hình, xét
ảnh hưởng của hệ số phân bố dịng cũng như áp dụng tính tốn bảo vệ q
dịng phụ thuộc
Kết luận và kiến nghị
TỪ KHOÁ: CHỌN LỌC CỦA BẢO VỆ


ABSTRACT

Name of the thesis: “Estimate the selectivity of the relay protection on 220 kV
grid of North region by Aspen Oneliner”.
The main purpose of this master thesis: Introducing the ASPEN Oneliner
program and the method to simulate the power system and point out some
preeminent things when apply the ASPEN Onliner to the reality.

The content of this thesis is following:
Chapter 1: Introduction of north power system and relay protection system
equipping on 220 kV grid including: power plants, load demand, normal
operating network, actual situation of relay protection system on north power
and convenient, difficult things in operating and calculating the relay
protection on north power.
Chapter 2: Introduction the basic theory to simulate the power system and the
way to do it on ASPEN Oneliner program. Learning the method to simulate
the relay protection on ASPEN Oneliner and evaluating the realization in
simulating the relay protection system of north power.
Chapter 3: Caculating and checking the selectivity of relay protection system,
the operating principle of non-unit protection such as overcurrent, distance
protections and the typical coordination way to ensure the selectivity of the
relay protection system on north power.
Chương 4: Application the ASPEN Oneliner program to reality. Calculating
and checking the selectivity of relay protection system on a typical ring ,
evaluating the effect of current distribution factor and calculating the
overcurrent protection with Inverse time.
Conclusion and petition
KEY WORD: SELECTIVITY OF THE RELAY


1

Chương 1
VÀI NÉT VỀ HTĐ MIỀN BẮC VÀ HỆ THỐNG RƠLE BẢO
VỆ TRANG BỊ TRÊN HTĐ 220 KV MIỀN BẮC
1.1 TỔNG QUAN VỀ NHU CẦU TIÊU THỤ ĐIỆN NĂNG, TỐC ĐỘ
TĂNG TRƯỞNG CỦA HTĐ MIỀN BẮC
HTĐ miền Bắc là một bộ phận của HTĐ Quốc gia, được cấu thành từ 8

NMĐ chính (Bảng 1.1), ngồi ra HTĐ miền Bắc cịn được kết nối với HTĐ
Quốc gia thông qua 4 trạm 500 kV Thường Tín, Hồ Bình, Nho Quan và Hà
Tĩnh. Trong cơ cấu nguồn của HTĐ miền Bắc thuỷ điện chiếm một tỷ trọng
lớn khoảng 55%, do đó phương thức huy động nguồn phụ thuộc vào yếu tố
mùa.
Bảng 1.1: Các NMĐ chính trên HTĐ miền Bắc (đến q III, 2008)
Cơng suất đặt

No

Tên nhà máy

Loại nhà máy

Số tổ máy

1

Hồ Bình

Thuỷ điện

08

1920

Phả Lại I

Nhiệt điện


04

400

Phả Lại II

Nhiệt điện

02

600

3

Thác Bà

Thuỷ điện

03

120

4

Tuyên Quang

Thuỷ điện

02


228

Uông Bí

Nhiệt điện

02

110

ng Bí MR

Nhiệt điện

01

300

6

Ninh Bình

Nhiệt điện

04

100

7


Na Dương

Nhiệt điện

02

110

8

Cao Ngạn

Nhiệt điện

02

115

2

5

(MW)

Tính đến thời điểm quí III năm 2008 sản lượng trung bình ngày của các
phụ tải HTĐ miền Bắc đạt khoảng 75 triệu kWh tổng công suất cực đại đạt


2


4000 MW ÷ 4400 MW và cơng suất cực tiểu vào khoảng 2000 MW ÷ 2200
MW, với tốc độ tăng trưởng cơng suất cực đại trung bình hàng năm là 10% 12%, tốc độ tăng trưởng trung bình sản lượng hàng năm là 13% - 17%. Hiện
nay phụ tải trên HTĐ miền Bắc có 2 cao điểm bao gồm cao điểm sáng xảy ra
vào khoảng thời gian từ 10 giờ 30’ đến 11 giờ hàng ngày, cao điểm tối rơi vào
khoảng từ 18 giờ mùa đông hoặc 19 giờ mùa hè hàng ngày, tỷ lệ giữa thấp
điểm và cao điểm là 0,51- 0,60. Tháng tiêu thụ điện năng lớn nhất là các
tháng mùa hè từ tháng 4 đến tháng 8 hàng năm trong đó tháng 7 và tháng 8
HTĐ miền Bắc có sản lượng cao nhất, tháng tiêu thụ điện năng thấp nhất là
tháng 1 và tháng 2 hàng năm.
Cơ cấu phụ tải hiện nay của HTĐ miền Bắc: phụ tải công nghiệp chiếm
40%, phụ tải sinh hoạt chiếm 38%, phụ tải nơng nghiệp chiếm 14% cịn lại là
các phụ tải khác.
Biểu đồ phụ tải có xu hướng ngày càng đầy với những đặc điểm chính :
o Tốc độ tăng trưởng điện năng vào giờ ban ngày (từ 8¸ 17 giờ) nhanh hơn
tốc độ tăng trưởng điện năng vào giờ cao điểm. Tính tại thời điểm 11h trưa,
tốc độ tăng trung bình là 2 ÷ 2,3%/năm.
o Cực đại cao điểm tối vào mùa hè có xu hướng chuyển từ 19h đến 20h bắt
đầu từ năm 2001.
o Tỷ lệ giữa Pmin/Pmax của hệ thống cũng tăng dần.
o Phụ tải đỉnh ban ngày (11h sáng) có xu hướng tăng nhanh và có những
ngày cao hơn phụ tải đỉnh tối, sự chênh lệch giữa cao điểm tối và cao điểm
ngày có xu hướng giảm dần. Nhu cầu tiêu thụ điện năng vào ban ngày tăng
nhanh rõ rệt do những nguyên nhân sau: tỷ trọng điện tiêu thụ cho nghành
công nghiệp trong tổng điện năng thương phẩm ngày càng tăng và biểu đồ
ngày có xu hướng chuyển dịch cao điểm sang ban ngày trong những năm tới.
Với nhu cầu tiêu thụ điện năng ngày càng tăng, cơ cấu nguồn hiện tại
không đáp ứng đủ công suất đỉnh của phụ tải, các NMĐ xây dựng mới không
vào vận hành kịp tiến độ đã dẫn đến tình trạng thiếu điện trong những năm



3

gần đây cho phụ tải cả nước nói chung và phụ tải miền Bắc nói riêng đồng
thời kết dây khơng đồng bộ, phân bố nguồn và phụ tải không đồng đều, phụ
tải tập trung ở các thành phố lớn hay các khu cơng nghiệp như Hà Nội, Hải
Phịng, Bắc Ninh, Quảng Ninh, Thái Nguyên đã gây nên quá tải cục bộ một số
đường dây, MBA trên HTĐ miền Bắc. Do đó, vào giờ cao điểm vẫn phải tiến
hành hạn chế phụ tải bằng cách cắt điện luân phiên, nhu cầu mua điện từ nước
ngoài để đáp ứng nhanh kịp thời nhu cầu của phụ tải và cũng là một trong các
biện pháp chống quá tải cho các đường dây, MBA vốn đã vận hành trong tình
trạng tải cao hoặc quá tải như các dự án mua điện 220 kV Trung Quốc qua
hướng Lào Cai và Hà Giang.

Công suất (MW)

Biểu đồ phụ tải ngày HTĐ miền Bắc
4000.0

HTĐ miền Bắc

3500.0

Cty Điện lực 1

3000.0

Cty Điện Lực Hà Nội
Cty Điện lực Hải Phòng

2500.0


Cty Điện lực Hải Dương
Cty Điện lực Ninh Bình

2000.0
1500.0
1000.0
500.0
0.0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Giờ

Hình 1.1: Biểu đồ phụ tải ngày HTĐ miền Bắc (ngày 28/07/2008)
1.2 KẾT DÂY TRÊN HTĐ MIỀN BẮC
Hiện nay, việc cấp điện cho các phụ tải của miền Bắc được thực hiện bằng
việc truyền tải điện năng từ các NMĐ và từ 4 TBA 500 kV qua các đường
dây 220 kV, 110 kV. Với cơ cấu nguồn như trên, HTĐ miền Bắc có thể tách
ra vận hành độc lập với HTĐ Quốc gia do có NMĐ Hồ Bình có cơng suất
lớn, giải điều chỉnh cơng suất rộng và có khả năng đáp ứng nhanh. Vào cao


4

điểm và đặc biệt là mùa khô, cần phải truyền tải một lượng lớn công suất trên
đường dây 500 kV từ Nam ra Bắc để đáp ứng phụ tải phía Bắc. Do đó, khi
xuất hiện sự cố trên đường dây 500 kV sẽ gây ra dao động lớn trên HTĐ miền
Bắc và có thể gây tách mảng giữa HTĐ miền Bắc và HTĐ Quốc gia.
HTĐ miền Bắc đang thực hiện việc mua điện của Trung Quốc qua 2
đường dây 220 kV và 3 đường dây 110 kV với tổng công suất mua hiện nay

vào khoảng 600 MW. Điều này đã làm giảm bớt áp lực về nguồn với HTĐ
miền Bắc cũng như với HTĐ Quốc gia. Tuy nhiên, do đường dây truyền tải
của khu vực mua điện Trung Quốc tương đối dài trong khi việc trang bị các
thiết bị bù còn chưa đồng bộ (khu vực mua điện qua đường Mã Quan – Hà
Giang) nên khả năng truyền tải bị giới hạn, chất lượng điện năng không cao.
Giữa hai khu vực Đông Bắc và Tây Bắc chỉ được liên kết với nhau bằng
các đường dây 220 kV: Thái Bình - Hải Phịng, Thường Tín - Phả Lại,
Thường Tín - Phố Nối - Phả Lại; và 2 đường dây 110 kV Đông Anh – Chèm.
Do vậy, khi sự cố nguồn hoặc lưới sẽ dẫn đến quá tải 2 đường dây Đông Anh
– Chèm (dây AC 185) và các đường dây Thường Tín - Phả Lại, Thường Tín Phố Nối - Phả Lại (ACKII 400). Bên canh đó, do phục vụ việc mua điện
Trung Quốc nên phải mở vòng một số điểm trong đó có việc mở dao cách ly
272-7 của NMĐ Hồ Bình làm giảm tính linh hoạt của HTĐ miền Bắc gây
khó khăn trong cơng tác vận hành và xử lý sự cố đồng thời làm giảm khả
năng hỗ trợ giữa nguồn Hồ Bình và nguồn khu vực Đơng Bắc. Một số đường
dây 220 kV vận hành với tải tương đối cao nên khi tách hoặc khi có sự cố
phải thay đổi kết lưới cả khu vực để tránh quá tải đường dây. Ví dụ khi tách
đường dây 274 TBA 500 kV Nho Quan – 271 TBA 220 kV Ninh Bình hoặc
các đường dây Thường Tín - Phả Lại, Thường Tín - Phố Nối - Phả Lại. Các
MBA truyền tải 220 kV trên HTĐ miền Bắc hiện nay mang tải tương đối cao
nên khi tách 1 MBA sẽ gây quá tải nặng MBA cịn lại ở những TBA có 2
MBA như Hải Phịng, Ba La, Chèm, Thanh Hố, Việt Trì, Hưng Đông, Vĩnh
Yên, Phố Nối. Trên HTĐ miền Bắc hiện nay vẫn còn tồn tại một số tỉnh chỉ
được cấp điện bởi một đường dây độc đạo. Ví dụ: Sơn La, Lai Châu từ đường
dây 173 NMĐ Hồ Bình; Cao Bằng, Bắc Cạn từ đường dây 174 TBA 220 kV


5

Thái Nguyên. Do vậy, độ tin cậy cung cấp điện không cao, chất lượng điện
năng thấp.

Một số NMĐ hiện đang vận hành trên HTĐ miền Bắc với nhiều tổ máy
chế tạo từ những năm 70 của thế kỹ trước đã quá cũ, không đạt hiệu suất cao
của các thiết bị như lò hơi, turbin, máy phát và các thiết bị phụ dẫn tới điện tự
dùng lớn, tiêu hao nhiên liệu cao, vận hành không kinh tế, độ ổn định trong
vận hành không cao như các NMNĐ Phả Lại I, NMNĐ ng Bí, NMNĐ
Ninh Bình, NMTĐ Thác Bà. Tất cả những yếu tố đó đã gây khó khăn khơng
nhỏ cho cơng tác vận hành lưới điện, đặc biệt vào giờ cao điểm khi phụ tải
tăng cao.
Trong các năm gần đây vào giờ cao điểm HTĐ miền Bắc phải sa thải một
lượng lớn công suất do thiếu công suất đỉnh. Vào giờ cao điểm nguồn trên
HTĐ miền Bắc vẫn chưa đáp ứng đủ công suất cho nhu cầu phụ tải, lượng
công suất lớn vẫn phải truyền tải từ miền Nam ra trên 2 đường dây 500 kV
điều này gây khó khăn trong vận hành và nguy hiểm cho HTĐ Quốc gia khi
sự cố 1 trong 2 mạch đường dây 500 kV. Do vậy hiện nay trên HTĐ miền Bắc
vẫn áp dụng sa thải phụ tải nhanh theo tần số thấp và sa thải đặc biệt khi có sự
cố đường dây 500 kV hoặc sự cố nguồn trên HTĐ vậy nên phụ tải vẫn phải
mất điện diện rộng khi có sự cố lớn trên hệ thống.
1.3 CÁC PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ CƠ BẢN TRÊN HTĐ 220 KV
MIỀN BẮC VÀ CÁC LOẠI RƠLE THƯỜNG DÙNG
Theo quy định hiện hành của EVN, đối với lưới truyền tải 220 kV cấu hình
hệ thống rơle bảo vệ được quy định cụ thể như sau [6]:
a, Đường dây 220 kV
o Cấu hình hệ thống rơ le bảo vệ cho đường dây trên khơng hoặc cáp ngầm
220 kV có truyền tin bằng cáp quang:
- Bảo vệ chính: được tích hợp các chức năng bảo vệ 87L, 67/67N, 50/51,
50/51N, 50BF, 85, 74;


6


- Bảo vệ dự phịng: được tích hợp các chức năng bảo vệ 21/21N, 67/67N,
50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74;
Chức năng 50BF, 79/25, 27/59 khơng cần phải dự phịng, có thể được tích
hợp ở một trong hai bộ bảo vệ nêu trên.
Bảo vệ so lệch và khoảng cách được phối hợp với đầu đối diện thông qua
kênh truyền bằng cáp quang (Bản vẽ số 1 Phụ lục 1.2, Phụ lục 1.3 và [16]).
o Cấu hình hệ thống rơ le bảo vệ cho đường dây trên khơng 220 kV khơng
có truyền tin bằng cáp quang:
- Bảo vệ chính: được tích hợp các chức năng bảo vệ 21/21N, 67/67N,
50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74;
- Bảo vệ dự phịng: được tích hợp các chức năng bảo vệ 21/21N, 67/67N,
50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74
Chức năng 50BF, 79/25, 27/59 khơng cần phải dự phịng, có thể được tích
hợp ở một trong hai bộ bảo vệ nêu trên.
Bảo vệ khoảng cách hai đầu đường dây được phối hợp với nhau thông qua
kênh truyền tải ba (Bản vẽ số 2 Phụ lục 1.2, Phụ lục 1.3 và [16]).
b, Thanh cái 220 kV
Sử dụng 01 bộ bảo vệ so lệch thanh cái theo nguyên tắc tổng trở thấp, so
sánh dòng kết hợp với so sánh hướng.
c, MBA truyền tải 220 kV
- Bảo vệ chính 1: được tích hợp các chức năng bảo vệ 87T, 49, 64, 50/51,
50/51N tín hiệu dịng điện các phía được lấy từ máy biến dịng chân sứ MBA;
- Bảo vệ chính 2: được tích hợp các chức năng bảo vệ 87T, 49,
50/51/50/51N, tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt
đầu vào các phía MBA;
- Bảo vệ dự phịng cho cuộn dây 220 kV: được tích hợp các chức năng bảo
vệ 67/67N, 50/51, 50/51N, 27/59, 50BF, 74 tín hiệu dịng điện được lấy từ


7


máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào phía 220 kV của MBA, tín hiệu điện áp
được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220 kV;
- Bảo vệ dự phịng cho cuộn dây 110kV: được tích hợp các chức năng bảo
vệ 67/67N, 50/51, 50/51N, 27/59, 50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ
máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 110 kV của MBA, tín hiệu điện áp
được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110 kV;
- Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp: được tích hợp các chức năng
bảo vệ 50/51, 50/51N, 50BF, 74 tín hiệu dịng điện được lấy từ máy biến
dịng chân sứ cuộn trung áp của MBA
Chức năng rơ le bảo vệ nhiệt độ dầu /cuộn dây MBA (26), rơ le áp lực
MBA (63), rơ le gaz cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (96), rơ le
báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với MBA, được gửi đi cắt
trực tiếp máy cắt ba phía thơng qua rơ le chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt
đồng thời thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phịng của MBA (87T1, 87T2)
(Bản vẽ số 3 Phụ lục 1.2, Phụ lục 1.3 và [16]).
Với các thiết bị, cơng trình mới đưa vào những năm gần đây cho lưới điện
220 kV miền Bắc nhìn chung là đáp ứng theo các tiêu chuẩn và quy định của
EVN. Tuy nhiên, HTĐ 220 kV miền Bắc qua quá trình xây dựng và phát triển
vẫn tồn tại những phương thức bảo vệ khơng giống như các phương thức trên.
Ví dụ bảo vệ cho các đường dây 220 kV chỉ sử dụng một hợp bộ bảo vệ
khoảng cách và một hợp bộ bảo vệ quá dòng như: các xuất tuyến đường dây
271, 274, 276 TBA 220 kV Tràng Bạch; hay các MBA truyền tải chỉ có một
bộ bảo vệ so lệch thậm chí đang sử dụng rơle cơ đã có thời gian vận hành lâu
năm (Phụ lục 1.1).
Cùng với việc xây dựng các TBA, đường dây 220 kV mới, EVN cũng đã
tiến hành mở rộng, cải tạo cho các TBA, đường dây 220 kV cũ đã qua vận
hành nhiều năm nhằm nâng cao được độ tin cậy vận hành. Bên cạnh các thiết
bị nhất thứ thì hệ thống rơle bảo vệ và điều khiển cũng được EVN cải tạo,
nâng cấp cho phù hợp với các quy định hiện hành về cấu hình rơle bảo vệ và

từng bước áp dụng việc tự động hoá trạm.


8

Hiện tại, trên HTĐ miền Bắc các loại rơle thường dùng là của các hãng lớn
như Siemens, ABB, Areva, SEL hoặc các loại rơle cơ của Liên Xô (cũ) vẫn
chưa được thay thế, các rơle của Trung Quốc sử dụng trên một số đường dây
mua điện từ Trung Quốc hay tại các NMĐ do Trung Quốc làm nhà thầu (Phụ
lục 1.1).
1.4 NHỮNG THUẬN LỢI VÀ KHĨ KHĂN TRONG VIỆC TÍNH
TỐN CHỈNH ĐỊNH RƠLE BẢO VỆ TRÊN HTĐ MIỀN BẮC
Trên HTĐ miền Bắc hiện vẫn còn: NMĐ, TBA 220kV và nhiều TBA 110
kV đang sử dụng rơ le cơ (của Liên xô cũ) để bảo vệ cho một số đường dây,
MBA, thanh cái. Phần lớn rơ le này đã vận hành nhiều năm nên đòi hỏi
thường xuyên kiểm tra, bảo dưỡng, nhiều rơ le có dải chỉnh định khơng cịn
phù hợp với kết cấu lưới hiện tại, khơng có chức năng ghi sự cố nên gây khó
khăn trong cơng tác phân tích sự cố như: TBA 220 kV Hải Phịng, Ninh Bình,
NMĐ Phả lại 1, TBA 110 kV Thạch Tổ, 110 kV Long Bối...
Một số đường dây 220 kV, 110 kV được trang bị bảo vệ q dịng khơng
hướng hoặc chỉ có một cấp q dịng có hướng gây khó khăn trong việc phối
hợp chọn lọc và sẽ không bảo vệ được hết các dạng sự cố khi bảo vệ chính bị
hỏng như:
- Các đường dây 220 kV TBA 220 kV Hải Phịng;
- Các đường dây 110 kV NMĐ Hồ Bình, Thác Bà, TBA 220 kV Mai
Động, Phố Nối, Việt Trì, Xuân Mai, Vật Cách, Tràng Bạch, Hoành Bồ (bộ
7SJ 511, 7SJ 512);
- Các đường dây 220 kV TBA Chèm, 110 kV TBA Ba La, Thái Nguyên sử
dụng loại bảo vệ PS 441 là loại bảo vệ có dải chỉnh định rất thấp không phù
hợp với lưới 220 kV, 110 kV (dải chỉnh định của Io max là 0,8 In);

- Các đường dây 110 kV TBA An lạc, TBA Thanh Hoá chỉ được bảo vệ
bởi một bộ bảo vệ khoảng cách do theo thiết kế bộ bảo vệ quá dòng là loại
q dịng khơng có hướng nên khơng sử dụng được ...


9

Hiện nay còn rất nhiều TBA tuy được trang bị rơ le tự động đóng lại
nhưng khơng sử dụng được do khơng có máy biến điện áp đường dây. Ví dụ:
một số đường dây của TBA 220 kV Ninh Bình, Thanh Hố, NMĐ ng Bí,
Thác Bà, Phả Lại, TBA 110 kV Hải Dương, Đơng Anh, Mơng Dương, Long
Bối, Thái Bình, Mộc Châu, ...
Ngoài ra, do sự đa dạng về chủng loại rơle bảo vệ có khi trong một TBA
sử dụng rơle bảo vệ của 4, 5 hãng sản xuất khác nhau làm nãy sinh phức tạp
cho người vận hành cũng như người tính tốn trong việc nắm vững tính năng
của rơle bảo vệ.
Cùng với sự phát triển chung của đất nước, HTĐ Việt Nam cũng đang
ngày được nâng cấp, mở rộng. Hồ chung với sự phát triển đó, nhu cầu sử
dụng các phần mềm mạnh chạy trên các máy tính hiện đại để mô phỏng HTĐ
nhằm đưa ra các giá trị tính tốn nhanh, chính xác là cấp thiết. Những năm
gần đây, với việc đưa vào sử dụng các phần mềm tính tốn ngắn mạch, mơ
phỏng rơle bảo vệ như PSS/E, ASPEN Oneliner, các phần mềm chỉnh định
rơle bảo vệ của các hãng như Digsi (Siemens), CAP (ABB), Micom S1
(Areva)… đã giúp cho cơng việc tính tốn chỉnh định rơle bảo vệ được thuận
lợi, chính xác hơn.


10

Chương 2

CƠ SỞ LÝ THUYẾT MÔ PHỎNG CÁC PHẦN TỬ TRÊN
HTĐ VÀ CHƯƠNG TRÌNH ASPEN ONELINER
2.1 ĐẶT VẤN ĐỀ
Cấu trúc của HTĐ bao gồm ba bộ phận chủ yếu: NMĐ, các mạng lưới
truyền tải và các hộ tiêu thụ điện.
Trong tất cả các bài tốn tính tốn HTĐ như: tính tốn trào lưu cơng suất,
tính tốn dịng điện ngắn mạch, tính tốn ổn định…thì việc mơ phỏng các
phần tử của HTĐ là cơng việc đặt nền móng ban đầu và đóng vai trị quyết
định đến tính đúng sai của bài tốn.
Bài tốn tính tốn HTĐ dù là tính bằng tay (cho các bài tốn đơn giản) hay
tính bằng máy (cho các bài tốn phức tạp) thì cũng cần phải có phương pháp
mô phỏng các phần tử của HTĐ hợp lý, chính xác và phản ánh được các phản
ứng của thiết bị đó trong thực tế đối với các chế độ nghiên cứu khác nhau.
2.2 CƠ SỞ LÝ THUYẾT MÔ PHỎNG CÁC PHẦN TỬ TRÊN HTĐ
2.2.1 Những giả thiết cơ bản
Để thiết lập sơ đồ mô phỏng các phần tử trên HTĐ cần có các giả thiết
nhằm đơn giản hố nhưng vẫn đảm bảo được độ chính xác cho các ứng dụng
thực tế [9].
a, Tần số hệ thống không thay đổi: thực tế sau khi xảy ra ngắn mạch công
suất của các máy phát thay đổi đột ngột. Sự thay đổi này dẫn đến mất cân
bằng mô men quay (giữa mô men phát động của tua-bin và mô men hãm điện
từ của máy phát), tốc độ quay bị thay đổi trong q trình q độ. Tuy nhiên,
ngắn mạch được tính tốn ở giai đoạn đầu nên sự biến thiên tốc độ còn chưa
đáng kể. Giả thiết này làm đơn giản đáng kể phép tính, ví dụ các điện kháng
sẽ có trị số khơng đổi.
b, Bỏ qua bão hồ từ: bình thường lõi thép của nhiều thiết bị điện làm việc
ở trạng thái gần bão hoà. Trong trạng thái ngắn mạch mức độ bão hồ từ có


11


thể tăng cao hơn. Tuy nhiên để đơn giản coi mạch từ khơng bão hồ, khi đó
điện cảm của phần tử là hằng số và mạch điện là tuyến tính. Trên thực tế, do
số phần tử mang lõi thép chỉ chiếm số lượng ít trong HTĐ, ở tình trạng ngắn
mạch điện áp đặt vào cuộn dây ít khi bị tăng cao nên sai số không nhiều.
c, Hệ thống sức điện động ba pha của nguồn là đối xứng: khi ngắn mạch
không đối xứng, phản ứng phần ứng các pha lên từ trường quay khơng hồn
tồn giống nhau. Tuy nhiên, từ trường vẫn được giả thiết quay đều với tốc độ
không dổi. Khi đó, sức điện động ba pha ln đối xứng. Thực tế, hệ số không
đối xứng của các sức điện động khơng đáng kể.
d, Có thể áp dụng ngun lý bảo tồn từ thơng cho các mạch có cuộn dây
điện cảm (từ thơng móc vịng tổng khơng đột biến). Với giả thiết này, các
máy điện quay (máy phát, động cơ đang làm việc) tương ứng với mơ hình
nguồn sức điện động tỷ lệ với các từ thơng móc vịng. Các từ thông này
không đột biến nên các sức điện động q độ cũng khơng đột biến và có thể
xác định theo thông số mạch trước khi xảy ra sự cố.
2.2.2 Mơ hình các phần tử cơ bản của HTĐ
2.2.2.1 Nhánh chuẩn
Lưới điện hiện đại bao gồm nhiều cấp điện áp, với cấu trúc phức tạp (cấu
trúc mạch vịng, hình tia…) được cung cấp từ nhiều nguồn. Các phần tử trong
HTĐ ngày càng đa dạng với nhiều thiết bị mới. Để có mơ hình tốn học với
tính vạn năng cần chuẩn hoá các nhánh và cách biểu diễn sơ đồ. Người ta
thường sử dụng nhánh chuẩn nối giữa nút i và nút j như Hình 2.1:
kij
Zij
Uj
U’i
Ui
j
i

I’ij
Iij
Hình 2.1: Sơ đồ thay thế của nhánh ij trong HTĐ
Đặc trưng của nhánh là tổng trở Zij nối nối tiếp với một MBA lý tưởng
với hệ số kij phức bao gồm phần thực và phần ảo, biến đổi cả mơ đun và góc
pha, vì khi thay đổi lưới thì cũng thay đổi góc pha của điện áp tại i và j. MBA


12

lý tưởng khơng có tổn thất, khơng có tổng trở, chỉ có tỷ số biến đổi. Mơ đun
của hệ số biến áp kij bằng tỷ số giữa các vòng dây của MBA thực, khi nối
trong mạch sẽ bằng tỷ số mơ đun điện áp hai phía. Góc pha của kij phụ thuộc
'

U
vào tổ đấu dây của MBA kij = i .
Ui

Các phần tử không liên quan đến hệ số biến áp (điện trở, điện kháng) có
thể coi là nhánh chuẩn có hệ số biến áp bằng 1, góc lệch pha bằng 0. Zij bao
gồm điện trở, điện dung và điện cảm. Mọi phần tử trong HTĐ trong tính tốn
đều có thể biểu diễn qua nhánh chuẩn.
2.2.2.2 Lưới chuẩn
Lưới chuẩn được hiểu là tập hợp các nhánh chuẩn, sơ đồ tính tốn chuẩn
được định nghĩa là bao gồm tồn các nhánh chuẩn. Tại các nút của sơ đồ cịn
có các nguồn biểu diễn bằng dòng điện bên trong J hoặc điện áp đầu cực U.
2.2.2.3 Mơ hình các phần tử cơ bản của HTĐ trong chế độ xác lập
a, Đường dây trên không và cáp:
Với đường dây trên không và các đường dây cáp (gọi chung là đường dây)

có cấp điện áp 330 kV ≥ U ≥ 66 kV thì được thay thế bằng một nhánh bao
gồm ba phần tử với ba thơng số R, X, B như Hình 2.2.
X

R

B/2

B/2

Hình 2.2: Sơ đồ thay thế của đường dây
Trong đó:
R = r0.l là tổng trở đường dây (Ω),
X = x0.l là điện kháng đường dây (Ω),
B = -j.b0.l là tổng điện dung ký sinh sinh ra (1/Ω),
r0 là điện trở đơn vị của đường dây (Ω/km),


13

l là chiều dài của đường dây (km),
x0 là điện kháng đơn vị của đường dây (Ω/km),
b0 là dung dẫn đơn vị của đường dây (1/Ωkm).
Hệ số biến áp kij = 1
b, MBA điện lực:
o MBA hai cuộn dây: được thay thế bằng sơ đồ hình Γ với tổn hao không
tải của MBA thay bằng nhánh R0, X0. Các trị số điện trở, điện kháng được
quy về một phía của MBA và tính trong hệ đơn vị có tên. Phía cịn lại được
nối với sơ đồ ngồi thơng qua MBA lý tưởng có hệ số biến áp là k. MBA lý
tưởng với ý nghĩa là thay đổi góc pha và tỷ số biến, góc pha phụ thuộc vào tổ

đấu dây của MBA.
KC-H
cao

XB

cao

hạ

RB

hạ

X0

R0

Hình 2.3: Sơ đồ thay thế của MBA hai cuộn dây
o MBA ba cuộn dây: được thay thế như trên Hình 2.4. MBA ba cuộn dây
phía trung và hạ trong sơ đồ thay thế được nối với 2 MBA lý tưởng, hệ số
biến áp của MBA lý tưởng phụ thuộc vào đầu phân áp và bằng tỷ số giữa các
vịng dây. Các thơng số của nhánh ZC, ZT, ZH, Z0 được tính tốn theo số liệu
thí nghiệm UN%, ∆Pcu, ∆PFe, ∆QFe và I0%.
T
RT
T

XC


RC

XT

KC-T

C

C
H

X0

XH
RH

R0

H
KC-H

Hình 2.4: Sơ đồ thay thế của MBA ba cuộn dây


14

c, Kháng điện, tụ điện:
Kháng điện và tụ điện được thay thế đơn giản bằng các nhánh có điện
kháng và dung kháng tương ứng, nhánh chuẩn có kij = 1. Kháng điện đóng vai
trị như phụ tải điện tiêu thụ cơng suất phản kháng, tụ bù tĩnh ngược lại đóng

vai trị như nguồn phát cơng suất phản kháng lên lưới.
Điện kháng của kháng điện được tính như sau:
2
U đm
Xk =
Q kdm

(2.1)

Uđm là điện áp dây định mức (kV)
Qkđm là công suất ba pha định mức của kháng điện (MVAr)
Đối với tụ bù tĩnh bù công suất phản kháng lên HTĐ, nhà sản xuất thường
cho các giá trị định mức Uđm (điện áp dây) và Qđm tương ứng. Từ đó giá trị
dung kháng được tính theo cơng thức sau:
2
U đm
XC = −
Q Cdm

(2.2)

d, Máy phát điện:
Trong sơ đồ tính tốn chế độ xác lập MPĐ có thể được thay thế như sau:
Xd

U

Eq

Hình 2.5. Sơ đồ thay thế của MPĐ trong chế độ xác lập

Trong đó: Eq là sức điện động đồng bộ của MPĐ.
Xd là điện kháng đồng bộ của MPĐ.
Nếu MPĐ cực ẩn thì Xd = Xq nếu MPĐ cực lồi thì Xd ≠ Xq.
e) Phụ tải điện:


15

Phụ tải điện thường được xác định dưới dạng công suất lấy từ nút của lưới,
có thể là nút thanh cái điện áp cao (110, 220 kV) của TBA đặc trưng cho phụ
tải tồn khu vực hoặc có thể là nút thanh cái trung, hạ áp (3-35 kV hay 380
V). Tuỳ theo bài toán trong yêu cầu thiết kế hay vận hành, mức độ chính xác
khác nhau mà phụ tải được mơ phỏng là giá trị trung bình, trị số cực đại hay
là đường cong đặc tính tĩnh của phụ tải. Tính tốn chế độ của lưới cung cấp
điện trong chế độ vận hành thì thường phải xét đến đặc tính tĩnh của phụ tải.
- Dạng đặc tính tĩnh:
Phụ tải được mơ phỏng theo đặc tính tĩnh là quan hệ phi tuyến theo điện áp
thanh cái và tần số của HTĐ. Nút tải được coi là nơi lấy công suất ra theo
quan hệ hàm số với tần số và điện áp nút xác định bằng thực nghiệm và thống
kê: Pi(Ui, f) = ϕi(Ui, f) và Qi(Ui, f) = ηi(Ui, f), cụ thể như sau:
P(U, f) = P0 (a0 + a1U + a2U2)(α0 + α1f)
Q(U, f) = Q0(b0 + b1U + b2U2)(β0 + β1f).
Trong đó:
U, f là giá trị điện áp và tần số được tính trong hệ đơn vị tương đối.
P, Q là công suất thực dụng và công suất phản kháng của phụ tải.
Trong chế độ xác lập ta có cơng suất ứng với giá trị điện áp và tần số định
mức P0, Q0. Các hệ số tiệm cận là a, b, α, β thoả mãn điều kiện:
a0 + a1 + a2 = b0 + b1 + b2 = 1
α0 + α1 = β0 + β1 = 1
Khi xem phụ tải là hằng số: P = const, Q = const.

Tương ứng với a0 = 1, b0 = 1, α0 = 1, β0 = 1 và các hệ số còn lại bằng 0.
- Dạng tổng trở Z cố định:
Đây là trường hợp đơn giản hố mơ hình phụ tải, phụ tải được tính như
một nhánh nối đất.


16

Trị số tổng trở tải khi cho P0 và Q0 ứng với Uđm là:
2
2
U đm
U đm
Z = R +jX = 2 (P0 + jQ 0 ) = 2 (cos ϕ + jsin ϕ)
S0
S0

U

(2.3)

U
P+jQ
R+jX
P+j Q

Hình 2.6 Sơ đồ thay thế của phụ tải điện
- Được cấp bởi MBA điều áp dưới tải:
Trong phạm vi điều chỉnh được của MBA (phạm vi thay đổi được của đầu
phân áp) ± ∆U thì coi P = P0 và Q = Q0 vì điện áp thanh cái hạ áp hầu như

khơng đổi cịn khi nằm ngồi phạm vi điều chỉnh được của MBA thì phụ tải
sẽ thay đổi theo đặc tính tĩnh của nó. Vậy có thể viết:
P(U+∆U)
P(U) = P0
P(U-∆U)

khi U< Uđm - ∆U
khi Uđm - ∆U< U< Uđm + ∆U
khi U > Uđm + ∆U

Đối với cơng suất phản kháng ta cũng có cơng thức tương tự.
Trong phạm vi đồ án này, tổng trở được xem xét như là một tổng dẫn cố
định nối xuống đất.
2.2.2.4 Mơ hình các phần tử cơ bản của HTĐ trong chế độ sự cố
Trong chế độ sự cố (ngắn mạch), HTĐ được mô phỏng dưới dạng 3 thành
phần đối xứng dựa trên các thông số thứ tự thuận, thứ tự nghịch và thứ tự
không của các phần tử. Tất cả các tổng trở đặc trưng cho các phần tử của
mạng điện, vẫn thường áp dụng để tính tốn cho chế độ làm việc bình thường
của HTĐ (3 pha đối xứng) chính là tổng trở thứ tự thuận. Chúng đặc trưng


17

cho phản ứng của mạch đối với dòng điện 3 pha đối xứng thứ tự thuận. Với
hệ thống dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không, phản ứng của mạch khác
đi. Trị số điện kháng khơng cịn giống như với hệ thống dòng điện thứ tự
thuận:
Khi xem xét điện kháng thứ tự nghịch và thứ tự không của các phần tử có
thể áp dụng các nguyên tắc sau:
1. Các phần tử đứng yên (không chuyển động quay) điện kháng thứ tự

nghịch bằng điện kháng thứ tự thuận;
2. Các phần tử khơng có hỗ cảm giữa các pha thì điện kháng thứ tự không
bằng điện kháng thứ tự thuận;
3. Trong mạch có điện dung thì cả thành phần tác dụng (điện trở) thứ tự
không cũng khác với thứ tự thuận. Chẳng hạn, tổng trở của đường dây
siêu cao áp do ảnh hưởng của điện dung các pha so với đất phần thực của
tổng trở tương đương thay đổi đáng kể so với điện trở thứ tự thuận.
a, Đường dây trên không và cáp:
Các phần tử đường dây tải điện trên khơng và dây cáp là phần tử khơng có
chuyển động quay nên điện kháng thứ tự nghịch bằng điện kháng thứ tự
thuận. Tuy nhiên, do giữa các pha có hỗ cảm nên điện kháng thứ tự không
khác điện kháng thứ tự thuận. Điện kháng thứ tự không của đường dây phụ
thuộc vào cấu tạo của dây dẫn, tiết diện dây, kích thước cột, số lộ, số dây
chống sét và điện áp của đường dây.
b, MBA điện lực:
MBA là phần tử đứng yên nên điện kháng thứ tự nghich bằng điện kháng
thứ tự thuận. Trong khi đó, điện kháng thứ tự không của MBA khác điện
kháng thứ tự thuận. Trên HTĐ miền Bắc, thường lấy thành phần điện kháng
thứ tự không bằng 0,8 điện kháng thành phần dòng điện thứ tự thuận (X0 = 0,8
X1) trừ những trường hợp đặc biệt phải lấy theo Catalog của MBA.
Tuy nhiên, vì dịng điện và điện áp các thành phần khi đi qua MBA bị biến
đổi cả về biên độ lẫn góc pha nên có các kết luận sau:


18

1. Tất cả các MBA làm di lệch góc pha của dòng điện và điện áp trong sơ
đồ thành phần thứ tự nghịch bằng và ngược dấu so với trong sơ đồ thành
phần thứ tự thuận;
2. Thành phần dòng điện và điện áp thứ tự không chỉ chạy qua được

MBA trong trường hợp tổ đấu dây Y0/Y0 – 12. Các trường hợp cịn lại
hoặc là khơng tồn tại (ngay ở sơ cấp) hoặc khơng qua được thứ cấp MBA.
Chính vì thế khi tính tốn phải xét xem có dịng điện thứ tự khơng hay
khơng. Nếu có, đó là trường hợp đấu Y0/Y0, sẽ có góc pha như nhau ở 2
phía của MBA.
Ta xét cụ thể sơ đồ thay thế trong thành phần thứ tự không của các dang tổ
đấu dây khác nhau của MBA như Bảng 2.1
c, Kháng điện, tụ điện:
Kháng điện và tụ điện cũng là nhứng phần tử đứng yên nên có điện kháng
thứ tự nghịch bằng điện kháng thứ tự thuận. Riêng kháng, điện kháng thứ tự
không thường lấy bằng 0,8 lần điện kháng thứ tự thuận (như MBA – xem
mục b).
d, Máy phát điện:
Theo giả thiết d thì các từ thơng móc vịng khơng đột biến, các máy điện
quay (máy phát, động cơ đang làm việc) tương ứng với mơ hình nguồn sức
điện động tỷ lệ với các từ thơng móc vịng. Các từ thơng này không đột biến
nên các sức điện động quá độ cũng khơng đột biến và có thể xác định theo
thơng số mạch trước khi xảy ra sự cố. Để mơ hình MPĐ, phân tích q trình
q độ và tính tốn ngắn mạch sử dụng sức điện động quá độ E’q, siêu quá độ
E’’q. Khi đó điện kháng của máy phát cũng được thể hiện bằng trị số mới là
các điện kháng quá độ dọc trục X’d, ngang trục X’q hay điện kháng siêu quá độ
dọc trục X’’d, ngang trục X’’q. Với bài tốn tính tốn ngắn mạch phục vụ việc
tính tốn chỉnh định rơle bảo vệ thường sử dụng các thông số siêu quá độ và
có dạng sơ đồ thay thế như Hình 2.7.


19

Bảng 2.1: Sơ đồ thay thế thứ tự không của MBA
Sơ đồ thứ tự thuận

Thứ tự

Tổ đấu dây

1

Yo/Yo

Sơ đồ thứ tự không
Zt

2

∆/Yo

3

Yo/∆

4

Y/∆ hoặc ∆/Y

5

Y/Yo hoặc Y/Y- nối
đất qua tổng trở Zg

6


Yo/Y hoặc Y-nối đất
qua tổng trở Zg/Y

7

8

Y-nối đất qua tổng trở

Zt

Zt

Zt

Zg/∆

3Zg

∆/Y-nối đất qua tổng

Zt

trở Zg

3Zg