Ảnh hưởng của nguồn điện phân tán lên bảo vệ lưới điện phân phối và giải pháp khắc phục

thuật số. Ngoài việc xây dựng mô phỏng ảnh 
hưởng của nguồn điện phân tán đến lưới điện 
phân phối bằng cách sử dụng phần mềm Etap, 
báo cáo còn trình bày các bước thực hiện của giải 
pháp khắc phục vấn đề phối hợp bảo vệ.
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 6 / 202016
Báo cáo được tổ chức thành bốn phần, phần 
II trình bày tóm tắt về phương pháp phối hợp 
bảo vệ truyền thống cho một lưới điện phân 
phối điển hình. Phần III xem xét ảnh hưởng 
xấu của nguồn điện phân tán đến phối hợp bảo 
vệ truyền thống và giải pháp khắc phục được 
đề ra nhằm giải quyết vấn đề này, đồng thời 
dựa trên phần mềm Etap các trường hợp khác 
nhau được mô phỏng để minh họa. Phần cuối 
đưa ra kết luận và hướng nhiên cứu tiếp theo.
II. PHƯƠNG PHÁP PHỐI HỢP CỦA TỰ 
ĐÓNG LẠI – CẦU CHÌ
A. Phương pháp truyền thống:
Trên một xuất tuyến phân phối, ba thiết bị 
bảo vệ thông dụng là rơle quá dòng điện được 
đặt ở đầu xuất tuyến, tự đóng lại được đặt ở đầu 
hay giữa xuất tuyến, và cầu chì được đặt các 
nhánh rẻ. Tất cả chúng phải được phối hợp với 
nhau và đảm bảo tính chọn lọc. Sự phối hợp 
của TĐL – cầu chì được quan tâm và phân tích 
trong báo cáo này. Có hai cách phối hợp giữa 
TĐL và cầu chì đó là trường hợp tiết kiệm cầu 
chì và trường hợp không tiết kiệm cầu chì. Vì 
ưu điểm tiết kiệm nên trường hợp tiết kiệm cầu 
chì được khuyến nghị sử dụng cho việc phối 
hợp của TĐL – cầu chì.
Hình 1 cho thấy rằng các thiết bị bảo vệ 
phối hợp theo cách sao cho tất cả các dòng 
điện sự cố nằm trong khoảng giới hạn từ dòng 
điện ngắn mạch cực tiểu của nhánh Ifmin đến 
dòng điện ngắn mạch cực đại của nhánh Ifmax . 
Đường đặc tính tác động nhanh của TĐL nằm 
dưới đặc tính thời gian nóng chảy tối thiểu của 

Hình 1. Sự phối hợp bảo vệ của tự đóng lại – cầu chì
cầu chì, trong khi đường đặc tính tác động chậm 
của TĐL nằm phía trên đặc tính thời gian cắt 
tổng của cầu chì.
Với giả thiết chỉnh định một lần TĐL, khi có 
sự cố thoáng qua TĐL tác động mở máy cắt trước 
khi dây chì bắt đầu nóng chảy. Sau khoảng thời 
gian tự đóng lại đã được chỉnh định, TĐL bắt 
đầu đóng lại máy cắt. Nếu lúc này sự cố không 
còn nữa thì đóng điện lại thành công, cung cấp 
điện lại bình thường. Còn nếu sự cố vẫn còn 
tồn tại thì cầu chì phải đứt và đặc tính tác động 
chậm của TĐL sẽ có nhiệm vụ dự phòng mở 
máy cắt theo đường đặc tính cắt chậm để loại 
trừ sự cố cho trường hợp vì lý do nào đó mà cầu 
chì không đứt. Cuối cùng là rơle quá dòng điện 
nằm ở đầu xuất tuyến đóng vai trò làm bảo vệ dự 
phòng với đặc tính tác động nằm trên cao nhất 
như Hình 1. 
B. Ảnh hưởng của nguồn điện phân tán đến 
bảo vệ truyền thống và giải pháp khắc phục:
Khi nguồn điện phân tán được bổ sung vào 
xuất tuyến phân phối ở bất cứ nơi nào phía dưới 
so với rơle quá dòng điện và TĐL cũng sẽ làm 
thay đổi Ifmax và Ifmin, và làm tăng dòng điện 
qua cầu chì so với TĐL hay rơle quá dòng điện. 
Hậu quả là sự phối hợp sẽ mất tính chọn lọc nếu 
dòng điện ngắn mạch lớn hơn Ifmax. Một hậu 
quả khác là dòng điện đi qua TĐL IRec sẽ nhỏ 
hơn dòng điện đi qua cầu chì IFuse, cầu chì có thể 
nóng chảy trước khi TĐL tác động mở máy cắt 
theo đặc tính tác động nhanh. Để giải quyết vấn 
đề này giải pháp khắc phục được đưa ra và trình 
tự thực hiện theo các bước sau:
Bước 1: Khi có nguồn điện phân tán tham 
gia vào lưới điện phân phối, cần xem xét đến sự 
phối hợp bảo vệ của TĐL – cầu chì. Nếu sự phối 
hợp không đảm bảo tính chọn lọc thì chuyển 
sang Bước 2.
Bước 2: Tính toán các dạng ngắn mạch tại vị 
trí đầu nhánh và cuối nhánh mà cầu chì bảo vệ 
để xác định hai giá trị dòng điện Ifmax và Ifmin.
Bước 3: Cài đặt các đặc tính của các bảo vệ 
dựa trên phương pháp đã trình bày trong phần 
II-A với các giá trị dòng điện giới hạn Ifmax và 
Ifmin.

 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 6 / 2020 17
Bước 4: Với sự xuất hiện của nguồn điện 
phân tán, dòng điện ngắn mạch đi qua TĐL IRec 
nhỏ hơn dòng điện đi qua cầu chì IFuse. Do đó, 
đặc tính tác động nhanh của TĐL đã chọn ở 
Bước 3 cần được hiệu chỉnh thông qua việc xác 
định giá trị nhỏ nhất của tỷ số IRec /IFuse được 
tính bằng cách sử dụng mạch tương đương 
trong trường hợp xấu nhất.
Bước 5: Đường đặc tính tác động nhanh của 
TĐL được hiệu chỉnh bằng cách nhân đường 
đặc tính này với giá trị nhỏ nhất của tỷ số IRec 
/IFuse đã được tính ở Bước 4. Các đường cong 
đặc tính của TĐL dạng kỹ thuật số thì dễ dàng 
được điều khiển nên việc hiệu chỉnh này là có 
tính khả thi cao.
III. PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA 
NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN LÊN LƯỚI ĐIỆN 
PHÂN PHỐI:
A. Cấu trúc lưới điện phân phối điển 
hình:
Xét một lưới điện phân phối có công suất 
ngắn mạch Ssc = 1000 MVA, cung cấp điện cho 
hai xuất tuyến Feeder 1 và Feeder 2 thông qua 
một máy biến áp có công suất 15 MVA và đoạn 
đường dây 69 kV, mỗi nhánh được phối hợp bảo 
vệ bằng rơle quá dòng điện, TĐL, và cầu chì. 
Hai máy phát đồng bộ DG1 và DG2 đóng vai 
trò như nguồn điện phân tán, có công suất lần 
lượt là 4 MW và 3 MW được đấu nối vào mỗi 
xuất tuyến như Hình 2 và thông số các phần tử 
có giá trị được cho từ Bảng 1 đến Bảng 5. Để 
đơn giản cho phân tích trong báo cáo này giả 
sử rằng khi xét phối hợp bảo vệ của TĐL – cầu 
chì chỉ cho nguồn điện phân tán nhánh đó kết 
nối vào còn nguồn nhánh còn lại không kết nối. 
Khảo sát trường hợp có nguồn DG1 kết nối 
vào nhánh Feeder 1, nguồn DG2 không tham 
gia vào nhánh Feeder 2. Khi xuất hiện nguồn 
DG1 sẽ làm cho mất tính phối hợp chọn lọc của 
TĐL – cầu chì đối với trường hợp tiết kiệm cầu 
chì đã nói ở mục II-A. Để giải quyết vấn đề này 
có thể vận dụng giải pháp đã trình bày ở phần 
II-B.
Xem xét dòng điện ngắn mạch khi có sự cố 
xảy ra ở nhánh Feeder 1, dễ nhận thấy là dòng 
điện ngắn mạch cực đại trên nhánh xảy ra tại 
Bus 3 khi có nguồn DG1, còn dòng điện ngắn 
mạch cực tiểu ở vị trí cuối đường dây là tại Bus 
7 khi không có nguồn DG1. Tính toán các giá 
trị cài đặt cho các thiết bị bảo vệ như rơle quá 
dòng điện, TĐL, và chọn cỡ cầu chì được thực 
hiện dựa trên phần mềm Etap.
Giá trị của tỷ số IRec /IFuse tính được bằng 
việc xây dựng mạch tương đương ở Hình 3, kết 
quả là:
 (1)
Với: ZDG1 : Tổng tổng trở của nguồn DG1 
và tổng trở của máy biến áp T1.
 ZTh : Tổng trở tương đương Thevenin 
của mạng nhìn từ nguồn DG1.
Rec DG1
Fuse Th DG1
I Z= =0.501
I Z +Z
Hình 2. Mạch tương đương tính toán giá trị tỷ số IRec /IFuse
Hình 3. Lưới điện phân phối có nguồn điện phân tán kết nối vào

 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 6 / 202018
Bảng 1. Thông số phụ tải của lưới điện phân phối
Bảng 2. Thông số đường dây của lưới điện phân phối
Bảng 3. Thông số các máy phát đồng bộ
Bảng 4. Thông số các máy biến áp
Bảng 5. Bảng chọn lựa cầu chì của hãng Chance loại Fuse Link (K)
Tải Công suất (MW + jMVar) Tải Công suất (MW + jMVar)
L1 0.8+0.47j L3 0.9+0.6j
L2 1.5+1j L4 0.9
Đường dây Điểm đấu nối R + jX (Ω/km) Chiều dài (km)
Line Grid Bus Grid – Bus 1 0.235+0.46j 3.05
Line Feeder 1 Bus 2 – Feeder 1 0.367+0.474j 3.75
Line Feeder 2 Bus 2 – Feeder 2 0.239+0.4j 5.5
Line 1 Bus 3 – Bus 7 0.134+0.174j 0.148
Line 2 Bus 3 – Bus 9 1.34+0.174j 0.104
Line 3 Bus 4 – Bus 6 1.34+0.174j 0.362
Line 4 Bus 4 – Bus 10 0.426+0.155j 0.189
Tên máy phát Cấp điện áp (kV) Công suất (MW) Trở kháng Xd(%) X2(%) X0 (%)
DG1 13.8/13.8 4 20 10 7
DG2 13.8/13.8 3 10 10 7
Tên MBA Cấp điện áp (kV) Công suất (MVA) Trở kháng (%) Tổ đấu dây
T-15 13.8/69 15 10 YNyn0
T1 13.8/13.8 5.5 5 YNd1
T2 13.8/13.8 4 5 YNd1
T3 0.4/13.8 5.5 5 YNd1
T4 0.4/13.8 4 5 YNd1
Tên cầu chì Thông số chì Tên cầu chì Thông số chì
F1 140A F12 80A
F2 140A F23 100A
F11 80A F24 80A

 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 6 / 2020 19
Bảng 6. Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch trên nhánh Feeder 1
Bảng 6 trình bày kết quả tính toán dòng điện 
ngắn mạch gồm dòng điện ngắn mạch ba pha 
(ABC) và dòng điện ngắn mạch một pha chạm 
đất (A-G) cho cả hai trường hợp có nguồn và 
không có nguồn DG1 tham gia kết nối vào lưới 
điện phân phối. 
Kết quả cho thấy dòng điện ngắn mạch sau 
khi có nguồn DG1 tham gia vào lưới điện sẽ cao 
lên như trong Bảng 6. Điều này dẫn đến có thể 
phá vỡ sự phối hợp của TĐL – cầu chì trong 
trường hợp tiết kiệm cầu chì.
Khi chưa có nguồn DG1, dựa vào phần 
mềm Etap mô phỏng kết quả phối hợp của TĐL 
– cầu chì được minh họa như Hình 4, kết quả 
cho thấy lúc có sự cố ba pha sau cầu chì F1 thì 
tự đóng lại REC1 và cầu chì F1 vẫn đảm bảo sự 
phối hợp tốt. Nghĩa là khi có sự cố ngắn mạch 
ba pha TĐL luôn tác động trước so với cầu chì.
Trường hợp có nguồn DG1 tham gia vào 
nhánh Feeder 1, dòng điện ngắn mạch qua cầu 
chì F1 là 3.274 kA trong khi dòng điện qua tự 
đóng lại REC1 là 2.428 kA dẫn đến cầu chì F1 
nóng chảy ứng với thời gian 0.0565 giây so với 
thời gian tác động nhanh của TĐL là 0.0573 
giây. Điều này dẫn đến khả năng mất tính phối 
hợp chọn lọc của TĐL – cầu chì. Hình 5 minh 
họa chi tiết kết quả sự phối hợp các đặc tính của 
TĐL – cầu chì bằng phần mềm Etap. 
Vị trí NM Loại NM
Không có nguồn DG1 Có nguồn DG1
IRec/IFuse khi có 
nguồn DG1IFuse (A) IRec (A) IFuse (A) IRec (A)
Bus 3
ABC 2428 2428 3274 2428 0.742
A-G 1496 1496 4085 2049 0.502
Bus 7
ABC 2407 2407 3237 2407 0.744
A-G 1479 1479 3974 1990 0.501
Hình 4. Phối hợp bảo vệ nhánh Feeder 1 chưa có nguồn DG1 khi 
xảy ra ngắn mạch ba pha
Hình 5. Phối hợp bảo vệ nhánh Feeder 1 có nguồn DG1 khi xảy 
ra ngắn mạch ba pha
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 6 / 202020
Hình 6. Hiệu chỉnh phối hợp bảo vệ nhánh Feeder 1 có nguồn DG1 khi xảy ra ngắn mạch ba pha
Áp dụng giải pháp được trình bày ở phần II-B để hiệu chỉnh đặc tính tác động nhanh của TĐL, 
kết quả đạt được minh họa như Hình 6. Kết quả cho thấy rằng sau khi được hiệu chỉnh nhân với 
tỷ số cực tiểu IRec/IFuse là 0.501 thì thời gian tác động nhanh của tự đóng REC1 lại là 0.0497 giây 
so với thời gian nóng chảy của cầu chì F1 là 0.0565 giây. Như vậy, sự phối hợp bảo vệ đã đảm bảo 
tính chọn lọc cho trường hợp tiết kiệm cầu chì. Lưu ý là TĐL phải phối hợp với cầu chì có thời 
gian nóng chảy nhanh nhất trong nhánh Feeder 1 trường hợp có nhiều cầu chì trên nhánh Feeder 
1 nằm sau tự đóng lại REC1.
Hoàn toàn tương tự, các bước thực hiện tính toán phối hợp bảo vệ cho nhánh 2 và vẫn để đơn 
giản là không xét đến sự xuất hiện của nguồn DG1 ở nhánh Feeder 1. Kết quả tính toán dòng điện 
ngắn mạch trên nhánh Feeder 2 được trình bày trong Bảng 7.
Bảng 7. Kết quả tính toán ngắn mạch trên nhánh Feeder 2
Vị trí NM Loại NM
Không có nguồn DG2 Có nguồn DG2
IRec/IFuse khi có 
nguồn DG2IFusee(A) IRec(A) IFuse(A) IRec(A)
Bus 4
ABC 2204 2204 3253 2204 0.678
A-G 1337 1337 3556 1802 0.507
Bus 8
ABC 2072 2072 3008 2040 0.678
A-G 1230 1230 2980 1507 0.506
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 6 / 2020 21
Hình 7. Phối hợp bảo vệ nhánh Feeder 2 chưa có nguồn DG2 khi 
xảy ra ngắn mạch ba pha
Hình 8. Phối hợp bảo vệ nhánh Feeder 2 có nguồn DG2 khi xảy 
ra ngắn mạch ba pha
Khi chưa có nguồn DG2, dựa vào phần mềm Etap mô phỏng kết quả phối hợp của TĐL – cầu 
chì được minh họa như Hình 7, kết quả cho thấy lúc có sự cố ba pha sau cầu chì F2 thì tự đóng lại 
REC2 và cầu chì F2 vẫn đảm bảo sự phối hợp tốt. Nghĩa là khi có sự cố ngắn mạch ba pha TĐL 
luôn tác động trước so với cầu chì.
Tuy nhiên khi có nguồn DG2 tham gia vào nhánh Feeder 2, dòng điện ngắn mạch qua cầu chì 
F2 là 3.253 kA trong khi dòng điện đi qua tự đóng lại REC1 là 2.204 kA, dẫn đến cầu chì F2 nóng 
chảy ứng với thời gian 0.0573 giây so với thời gian tác động nhanh của TĐL là 0.0574 giây. Điều 
này dẫn đến khả năng mất tính phối hợp chọn lọc của TĐL – cầu chì. Hình 8 minh họa chi tiết kết 
quả sự phối hợp các đặc tính của TĐL – cầu chì bằng phần mềm Etap.
Hình 9. Hiệu chỉnh phối hợp bảo vệ nhánh Feeder 2 có DG2 khi xảy ra ngắn mạch ba pha

 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 6 / 202022
Cũng áp dụng giải pháp đề xuất để hiệu 
chỉnh đặc tính tác động nhanh của TĐL, kết 
quả đạt được minh họa như Hình 9. Kết quả 
cho thấy rằng sau khi được hiệu chỉnh nhân 
với tỷ số cực tiểu IRec/IFuse là 0.506 thì thời 
gian tác động nhanh của tự đóng REC2 lại 
là 0.0497 giây so với thời gian nóng chảy của 
cầu chì F2 là 0.0573 giây. Như vậy, sự phối 
hợp bảo vệ đã đảm bảo tính chọn lọc cho 
trường hợp tiết kiệm cầu chì. Cũng lưu ý là 
tự đóng lại REC2 phải phối hợp với cầu chì 
có thời gian nóng chảy nhỏ nhất trong nhánh 
Feeder 2 trường hợp có nhiều cầu chì trên 
nhánh Feeder 2 nằm sau tự đóng lại REC2.
IV. TỔNG KẾT
Các nguồn điện phân tán tham gia vào 
lưới điện phân phối gay ra các ảnh hưởng 
trực tiếp đến sự tính toán phối hợp bảo vệ 
trên lưới điện phân phối. Cụ thể trong báo 
cáo này quan tâm vấn đề về sự phối hợp của 
TĐL – cầu chì trường hợp tiết kiệm cầu chì. 
Các nguồn điện phân tán có thể phá vỡ sự 
phối hợp của TĐL – cầu vốn có ban đầu. 
Nghĩa là có thể khi sự cố thoáng qua xảy ra 
có thể làm cho cầu chì đứt trước khi TĐL tác 
động. Do đó, giải pháp đã được đề ra và các 
bước thực hiện cũng được đề xuất nhằm khắc 
phục vấn đề này. 
Bên cạnh đó, dựa vào phần mềm Etap các 
trường hợp sự cố có và không có nguồn điện 
phân tán đã được mô phỏng, minh họa sự 
phối hợp bảo vệ của TĐL – cầu chì để thấy 
rõ giải pháp đề ra là khả thi và có thể áp dụng 
vào thực tế.
Tuy nhiên, trong báo cáo này chỉ xem 
xét trường hợp sự cố pha và sự tham gia của 
nguồn điện phân tán dạng máy phát điện 
đồng bộ vào lưới phân phối gay ảnh hưởng 
đến sự phối hợp của TĐL – cầu chì. Hướng 
nghiên cứu tiếp theo sẽ xem xét cho trường 
hợp sự cố chạm đất. Mở rộng hơn nữa, nghiên 
cứu ảnh hưởng giữa các nhánh lên phối hợp 
bảo vệ khi các nhánh đều có nguồn điện phân 
tán, và các dạng nguồn điện phân tán khác 
nhau như mặt trời và gió./ 
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] A. Zamani, T. Sidhu and A. Yazdani, "A strategy for protection coordination in radial distribution 
networks with distributed generators," IEEE PES General Meeting, Providence, RI, 2010, pp. 1-8.
[2] A. Fazanehrafat, S. A. M. Javadian, S. M. T. Batbaee, M. R. Haghifam ”Maintaining the recloser-fuse 
coordination in distribution systems in presence of DG by determining DG’s size”, inProc.IET9thInternational 
Conference on Developments in Power System Protection (DPSP), pp. 132-137, Mar. 2008. 
[3] Etap user guide 18.0 – Protection
[4] K. Maki, S. Repo, P. Jarventausta, ”Methods for assessing the protection impacts of distributed generation 
in network planning activities”, in Proc. IET 9th International Conference on Developments in Power System 
Protection (DPSP), pp. 484-489, March 2008.
[5] N. Hadjsaid, J. F. Canard, F. Dumas ”Disperse generation impact on distribution network”, IEEE 
Computer Application In Power, Vol. 12, Issue 2, pp. 22-28, Apr. 1999.
[6] P. P. Barker, R. W. de Mello, ”Determining the impact of distributed generation on power systems: part 
I-radial distribution systems”, IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 15, pp. 486-493, Apr. 2000.