Giải pháp tự động hóa trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 thành trạm không người trực

Chương 2: Giới thiệu về trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 về vị trí địa lý, chế độ vận hành của trạm; các thiết bị hiện trạng của trạm; đánh giá hệ thống điều khiển bảo vệ, hệthống thông ti

Tên đề tài: Giải pháp tự động hóa không người trực trạm biến áp 110kV Hòa Khánh

2 thành phố Đà Nẵng

Sinh viên thực hiện:

Đề tài này tập trung trên việc nghiên cứu, tìm hiểu về hệ thống điều khiển, bảo vệcủa trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 Bên cạnh đó, đề tài cũng đưa ra các tiêu chí, yêucầu để xây dựng trạm biến áp không người trực và mô hình kết nối giữa trung tâm điềukhiển xa và trạm biến áp không người trực đối với hệ thống điện Việt Nam trong tươnglai Qua đó, đề tài sẽ đưa ra giải pháp cải tạo, nâng cấp để xây dựng trạm biến áp 110kVHòa Khánh 2 thành trạm biến áp không người trực

Tất cả các công việc của đề tài bao gồm: khảo sát hiện trạng tại trạm biến áp, khảosát hệ thống điều khiển tại trạm như: hệ thống nhất thứ, hệ thống nhị thứ Nghiên cứucác giải pháp xây dựng mô hình tự động hóa, đưa ra các yêu đối với trạm biến áp khôngngười trực nói chung và đối với trạm biến áp Hòa Khánh nói riêng Và cuối cùng đề tài sẽxây dựng giải pháp kết nối hệ thống camera tại trạm và truyền dữ liệu về trung tâm điềukhiển xa Đề tài được chia ra là 4 chương như sau:

Chương 1: Giới thiệu tổng quan về lưới điện phân phối thành phố Đà Nẵng bao gồm:

giới thiệu chung về sơ đồ lưới điện Đà Nẵng; chế độ vận hành,ưu và nhược điểm của hệthống lưới; phương thức điều khiển; yêu cầu phát triển

Chương 2: Giới thiệu về trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 về vị trí địa lý, chế độ vận

hành của trạm; các thiết bị hiện trạng của trạm; đánh giá hệ thống điều khiển bảo vệ, hệthống thông tin, truyền thông, SCADA

Chương 3: Đề xuất giải pháp nâng cấp, xây dựng hệ thống điều khiển, hệ thống bảo vệ,

hệ thống thông tin SCADA Nêu các tiêu chí lựa chọn, yêu cầu cho cấu hình thiết bị

Chương 4: Tính toán chỉnh định cho chức năng bảo vệ so lệch máy biến áp.

3 Các số liệu và dữ liệu ban đầu: Thông số các thiết bị nhất thứ trạm Hòa

Khánh 2 lấy từ Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng

Nội dung các phần thuyết minh và tính toán:

Chương 1: Giới thiệu tổng quan về lưới điện phân phối thành phố Đà Nẵng bao gồm: giới thiệu

chung về sơ đồ lưới điện Đà Nẵng; chế độ vận hành,ưu và nhược điểm của hệ thống lưới; phương thức điều khiển; yêu cầu phát triển

Chương 2: Giới thiệu về trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 về vị trí địa lý, chế độ vận hành của

trạm; các thiết bị hiện trạng của trạng; đánh giá hệ thống điều khiển bảo vệ, hệ thống thông tin, truyền thông, SCADA

Chương 3: Đề xuất giải pháp nâng cấp, xây dựng hệ thống điều khiển, hệ thống bảo vệ, hệ

thống thông tin SCADA Nêu các tiêu chí lựa chọn, yêu cầu cho cầu hình thiết bị.

Chương 4: Tính toán cho bảo vệ so lệch

4 Các bản vẽ, đồ thị ( ghi rõ các loại và kích thước bản vẽ ):

Bản vẽ số 1: Sơ đồ lưới điện thành phố Đà Nẵng (A3, A0)

Bản vẽ số 2: Sơ đồ mặt bằng thiết bị trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 (A3, A0)

Bản vẽ số 3: Sơ đồ nhất thứ trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 (A3, A0)

Bản vẽ số 4: Sơ đồ phương thức đo lường-bảo vệ trạm Hòa Khánh 2 (A3, A0)

Bản vẽ số 5: Sơ đồ hệ thống điều khiển theo mô hình mới (A3, A0)

Bản vẽ số 6: Sơ đồ phương thức đo lường-bảo vệ sau nâng cấp (A3, A0)

Bản vẽ số 7: Sơ đồ hệ thống thông tin liên lạc sau nâng cấp (A3, A0)

5 Họ tên người hướng dẫn: Phần/ Nội dung:

TS Trần Tấn Vinh

phố Đà NẵngChương 2: Đặc điểm hiện trạng trạmbiến áp 110kV hòa khánh 2

Chương 3: Giải pháp tự động hóa khôngngười trực trạm biến áp 110kV HòaKhánh 2

Chương 4: Tính toán bảo vệ máy biếnáp

6 Ngày giao nhiệm vụ đồ án: 22/02/2017.

7 Ngày hoàn thành đồ án: 15/05/2017

Đà Nẵng, ngày 22 tháng 02 năm 2017

Đất nước Việt Nam trên con đường đổi mới, hoà nhập chung cùng với nhịp sống củathế giới Đảng cùng nhân dân đã và đang thực hiện đường lối đổi mới Chúng ta đang mộtngày chuyển mình trong công cuộc công nghiệp hoá-hiện đại hoá đất nước, cải thiện đờisống nhân dân và đưa quê hương lên một tầm cao mới

Ngày nay, với sự phát triển của các ngành công nghiệp ngày càng mạnh, cũng như nhucầu tiêu thụ điện năng ngày càng đòi hỏi việc sản xuất và truyền tải điện năng phải đảmbảo cung cấp điện an toàn, liên tục và đảm bảo chất lượng Điều đó đã đặt ra cho ngànhđiện những nhiệm vụ quan trọng, điện phải đi trước một bước trong công cuộc côngnghiệp hoá - hiện đại hoá đất nước Trong đó truyền tải điện là một khâu quan trọng trongquá trình cung cấp điện

Qua 5 năm học tập và nghiên cứu tại trường Đại học Bách Khoa Đà Nẵng, chúng em

đã được các thầy, cô truyền đạt cho những kiến thức cả về lý thuyết lẫn thực hành Đểchúng em có thể áp dụng những kiến thức đó vào thực tế và làm quen với công việc độclập của một người kỹ sư trong tương lai, chính vì lý do đó mà chúng em đã được nhận đề

tài tốt nghiệp đó là: “ Giải pháp tự động hóa trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 thành

trạm không người trực” Trong quá trình làm đề tài chúng em đã được sự hướng dẫn

nhiệt tình của thầy giáo Trần Tấn Vinh là giảng viên bộ môn hệ thống điện trường Đạihọc Bách Khoa Đà Nẵng

Tuy nhiên trong quá trình thực hiện đề tài chúng em còn nhiều bỡ ngỡ do chưa có nhiềukinh nghiệm thực tiễn và kiến thức còn nhiều hạn chế nên không tránh khỏi những thiếusót Vì vậy chúng em rất mong được sự góp ý của các thầy để chúng em có thể hoànthành tốt đồ án tốt nghiệp và nhiệm vụ học tập tại trường

Cuối cùng chúng em xin trân trọng cám ơn sự giúp đỡ nhiệt tình của thầy Trần Vinh Tịnh

và các anh chị tại điện lực Đà Nẵng để em có thể hoàn thành tốt đề tài này

Chủ nhiệm đề tài: Giải pháp tự động hóa không người trực trạm biến áp 110kV HòaKhánh 2 thành phố Đà Nẵng

Tóm tắt

Nhiệm vụ đồ án

Lời nói đầu và cảm ơn i

Lời cam đoan liêm chính học thuật ii

Mục lục iii

Danh sách các bảng biểu, hình vẽ và sơ đồ v

Danh sách các cụm từ viết tắt vi

Trang MỞ ĐẦU 1

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG 5

1.1 GIỚI THIỆU CHUNG 5

1.1.1 Sơ đồ lưới điện Đà Nẵng (Bản vẽ số 1 kèm theo) 5

1.1.2 Thuyết minh 5

1.1.3 Chế độ vận hành của lưới phân phối 22kV thành phố Đà Nẵng 6

1.1.4 Ưu nhược điểm 6

1.2 PHƯƠNG THỨC ĐIỀU KHIỂN 7

1.3 YÊU CẦU PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN ĐÀ NẴNG 8

Chương 2: ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110KV HÒA KHÁNH 2 (EHK2) 10

2.1 GIỚI THIỆU VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HÒA KHÁNH 2 10

2.1.1 Vị trí 10

2.1.2 Vai trò 10

2.1.3 Cơ cấu tổ chức và nhân sự của trạm 10

2.1.4 Phương thức vận hành 10

2.1.5 Quy mô 11

2.2 BẢN VẼ VÀ THIẾT BỊ CHÍNH TRONG TRẠM 11

2.2.1 Mặt bằng trạm (Bản vẽ số 2 kèm theo) 11

2.2.3 Nhị thứ trong trạm (Bản vẽ số 4 phần kèm theo) 13

2.2.4 Hệ thống phụ trợ khác 21

2.2.5 Nhận xét 22

Chương 3: GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA KHÔNG NGƯỜI TRỰC CHO TRẠM 110KV HÒA KHÁNH 2 23

3.1 CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG KẾT NỐI CHO TRẠM BIẾN ÁP 23

3.1.1 Giao thức Modbus 23

3.1.2 Giao thức IEC 60870-5-101 ( T101 ) 24

3.1.3 Giao thức IEC 60870-5-104 ( T104 ) 26

3.1.4 Giao thức IEC 61850 28

3.2 CÁC GIẢI PHÁP VÀ TIÊU CHÍ LỰA CHỌN CHO CÁC HỆ THỐNG 30

3.2.1 Hệ thống điều khiển 31

3.2.2 Hệ thống bảo vệ rơle 40

3.2.3 Hệ thống thông tin và SCADA 50

3.2.4 Một số hệ thống khác 51

3.2.5 Chọn sơ đồ vận hành cho trạm 54

Chương 4: TÍNH TOÁN BẢO VỆ CHO MÁY BIẾN ÁP 56

4.1 CÁC LOẠI BẢO VỆ ĐẶT CHO MÁY BIẾN ÁP 56

4.2 TÍNH TOÁN BẢO VỆ SO LỆCH CÓ HÃM CHO MÁY BIẾN ÁP T1 CỦA TRẠM HÒA KHÁNH 2 58

KẾT LUẬN 68

TÀI LIỆU THAM KHẢO 69

PHỤ LỤC 71

Hình 3.5 Mô hình hệ thống Access Control

Bảng 2.1: Các rơle hiện hữu tại trạm Bảng 3.1 : Các lớp cấu trúc T101 theo các lớp IEC 60870-5 Bảng 3.2: Đề xuất rơle thay mới

SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition (Hệ thống giám sát, điều khiển vàthu thập dữ liệu)

IEC: International Electrotechnical Commission (Ủy ban Kỹ thuật điện Quốc tế)

GOOSE: Generic Object-Oriented Substation Event (Bản tin sự kiện hướng đối tượng trạm thống nhất)

FE: Fast Ethernet

EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

TTĐK(X): Trung tâm điều khiển (xa)

TBA: Trạm biến áp

MBA: Máy biến áp

XT: Xuất tuyến

HTPP: Hệ thống phân phối

IED: Intelligent Electronic Device (Thiết bị điện tử thông minh)

BCU: Bay Control Unit-Phần tử điều khiển mức ngăn

Công ty TNHH MTV: Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên

A3: Trung tâm Điều độ hệ thống điện Miền Trung

B35: Phòng Điều độ Điện lực Đà Nẵng

Ehk2: Trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2

HMI: Human-Machine Interface (Giao diện người-máy)

I/O: Input/Output (Thiết bị xử lý tín hiệu đầu vào/ra)

BI/BO: Binary Input/Output (Thiết bị xử lý tín hiệu đầu vào/ra số)

OLTC: Onload Tap Change (Bộ điều áp dưới tải)

AR: Auto Recloser (Thiết bị tự động đóng lặp lại)

IRIG-B: Inter-Range Instrumentation Group time code (Giao thức đồng bộ thời gian qua cáp đồng trục)

GPS: Global Positioning System (Hệ thống định vị toàn cầu)

LAN: Local Area Network (Mạng nội bộ)

WAN: Wide Area Network (Mạng diện rộng)

SNTP: Simple Network Time Protocol (Giao thức đồng bộ thời gian qua mạng Ethernet)

MỞ ĐẦU

Như chúng ta đã biết ngành điện đóng vai trò cực kì quan trọng thúc đẩy phát triểnkinh tế Việc đầu tư phát triển các ngành công nghiệp, các khu đô thị hiện đại, khu dulịch, hạ tầng giao thông đòi hỏi đầu tư mới và cải tạo các trạm biến áp và phát triển mạnglưới truyển tải và phân phối diện rộng Trong những năm gần đây với sự phát triển vượtbậc của khoa học kỹ thuật, thiết bị điện tử nói chung và thiết bị bảo vệ rơle nói riêng ngàycàng hiện đại Các rơle số này dựa trên nền bộ xử lý bắt đầu có những chức năng vượt trội

đã thay thế dần các rơle cơ Sự tích hợp các chức năng điều khiển tự động của một rơle sốngày nay có thể đảm nhiệm từ 5-12 chức năng bảo vệ, từ 5-8 chức năng giám sát và điềukhiển thiết bị như: tự đóng lại, tự giám sát…, chức năng ghi nhận sự cố, sự kiện, cácnhiễu loạn trên hệ thống điện đặc biệt với chức năng truyền dữ liệu - có khả năng kếtnối với các thiết bị thông tin đã tạo ra bước ngoặc mới trong việc điều khiển tự động hoácác trạm biến áp đem lại nhiều hiệu quả như nâng cấp chất lượng điện, giảm tổn thất, antoàn cho người vận hành,…

Qúa trình tự động hóa trạm biến áp Việt Nam và thành phố Đà Nẵng

Ở Việt Nam, tự động hoá các trạm biến áp truyền tải là vấn đề đang được Tập đoànĐiện lực Việt Nam (EVN) quan tâm, nhằm từng bước phát triển hệ thống điện Việt Namtheo hướng hiện đại hoá, mục đích nâng cao chất lượng công nghệ trong công tác vậnhành, giảm thiểu thời gian gián đoạn cung cấp điện Tăng cường khả năng cạnh tranh củangành Điện cũng như nền kinh tế Việt Nam đối với các nước trong khu vực và trên thếgiới

Để nâng cao chất lượng và đảm bảo cung cấp điện, hệ thống Việt Nam đang được đầu

tư và phát triển ngày càng nhiều các đường dây và trạm biến áp (TBA), cũng như khôngngừng mở rộng các trạm biến áp đã đầu tư xây dựng trước đây như đầu tư xây dựng cácmáy biến áp và các xuất tuyến trung áp nhằm mục đích đảm bảo cung cấp điện đảm bảo

sự tăng trưởng phụ tải Mặt khác hệ thống điện Việt Nam ngày càng được hiện đại hóabằng các thiết bị hiện đại, các thiết bị lạc hậu trước đây dần được thay thế bằng các thiết

bị hiện đại, được sản xuất theo công nghệ mới có chất lượng và độ tin cậy cao

Với lưới điện phức tạp việc vận hành lưới điện sẽ ngày càng khó khăn hơn khi mật độcác trạm biến áp ngày càng nhiều hơn, việc đảm bảo tính ổn định hệ thống ngày càng khó

hơn, mặt khác do nhu cầu của phụ tải đòi hỏi chất lượng điện năng ngày càng cao HiệnEVN có khoảng trên dưới 600 TBA ở các cấp điện áp từ 110-500kV và con số này sẽ còntăng lên trong thời gian tới

Hiện nay, tự động hóa trạm biến áp đã được triển khai ở một số trạm, đặc biệt là cáctrạm 500kV, 110kV, một số trạm 110kV khu vực miền Trung mới xây dựng đã áp dụng

hệ thống điều khiển bảo vệ bằng máy tính (Computerized) như Tam Quan, Bình Chánh,Hòa Thuận, Duy Xuyên… Xu hướng của ngành điện trong những năm tới là phát triểnrộng rãi mô hình tự động hóa trạm biến áp không người trực

Tại Đà Nẵng

Trong năm 2016, PC Đà Nẵng đã chuyển trạm biến áp 110kV Xuân Hà và trạm biến

áp 110kV Hòa Liên sang mô hình trạm biến áp không người trực, các trạm biến áp 110kVcòn lại sẽ được thực hiện theo lộ trình từ đây đến năm 2018 Song song với công việc đó,

PC Đà Nẵng đã xây dựng trung tâm điều khiển đặt tại phòng Điều độ Công ty, hoàn thànhvào cuối tháng 9/2016 Hệ thống trung tâm điều khiển được đưa vào vận hành ổn địnhcùng với việc áp dụng thành công chức năng FDIR vào lưới điện phân phối 22kV tại PC

Đà Nẵng sẽ rút ngắn thời gian tạm ngừng cung cấp điện để xử lý sự cố, góp phần đẩynhanh lộ trình xây dựng lưới điện thông minh tại thành phố Đà Nẵng

 Đặc điểm lưới điện tp Đà Nẵng để tự động hóa trạm biến áp

Để đáp ứng nhu cầu điện phục vụ phát triển kinh tế xã hội thành phố, PC Đà Nẵng đã vàđang thực hiện những kế hoạch phát triển nguồn lưới phù hợp với nhu cầu của phụ tải, đề

ra những biện pháp vận hành hợp lý để nâng cao chất lượng điện năng Bên cạnh đó,Công ty tiến hành phân tích hiện trạng lưới điện phân phối để nghiên cứu, triển khai ápdụng công nghệ tự động nhằm giảm thời gian ngừng cung cấp điện khi có sự cố xảy ra.Lưới điện phân phối Đà Nẵng hiện có gần 67 điểm có thể thực hiện thao tác khép vònglưới điện 22kV; tại những vị trí này nhân viên vận hành vẫn phải thực hiện thao tác tạichỗ để cô lập và chuyển tải nên tốn thêm thời gian xử lý sự cố Sự ra đời của các thiết bịđiện tử thông minh (IEDs) và hạ tầng truyền tin đã tạo điều kiện phát triển hệ thống tựđộng hóa lưới phân phối (DAS) DAS được sử dụng cho việc phát hiện nhanh sự cố, côlập, tái cấu trúc lưới điện đã trở thành một phần chính của lưới điện thông minh Trong hệthống, chức năng FDIR (Fault Detection Isolation and Restoration) có nhiệm vụ tự độngxác định sự cố, cô lập vùng sự cố với phần còn lại của hệ thống, khôi phục vùng không bị

sự cố, trong đó vùng mất điện là nhỏ nhất DAS và FDIR đã mở ra định hướng cho việctriển khai nhiều hơn các thiết bị tự động trên lưới điện thành phố Đà Nẵng cụ thể hơn là

tự động hóa trạm biến áp

Vấn đề đặt ra và sự cần thiết tự động hóa trạm biến áp.

Trước đây, chức năng điều khiển từ xa, giám sát các trạm biến áp chỉ giới hạn ở khảnăng thao tác đơn giản như đóng máy cắt, còn các thao tác vận hành khác đều thưc hiệnthủ công trên thiết bị Nghĩa là thiết bị không đồng bộ, không có hệ thống tích hợp thôngtin và xử lý cảnh báo chung đặt ra sự cần thiết phải kịp thời nâng cao năng lực vận hànhbằng các hệ thống điều khiển máy tính, nâng cao về chuyên môn và năng lực nghiệp vụ,

kỹ năng thao tác xử lý trên máy tính, giảm chi phí vận hành Trước đây, ở mỗi trạm biến

áp lớn (500kV, 110kV và 110kV ) việc giám sát vận hành đều do con người đảm nhậnthực hiện thao tác tại chỗ theo mệnh lệnh điều độ từ xa Mô hình này đã và đang bộc lộnhiều bất cập và kém hiệu quả Do đó đầu tư nâng cấp trạm điện được trang bị tự độnghóa là cần thiết, để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, phân tích dữ liệu, chuẩn đoán sự

cố, hỏng hóc, điều độ công suất lưới điện truyền tải, phân phối hạn chế lỗi thao tác do conngười gây ra

Cơ sở pháp lý

Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt đề án phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam( Quyết định số 1670/QĐ-TTg ngày 8-11-2012) Ngay sau đó Bộ công thương đã thànhlập Ban chỉ đạo phát triển Lưới điện thông minh (Quyết định số 350/QĐ-BCT ngày 17-1-2013) Theo thông báo số 79/TB-VPCP ngày 24-2-2014, Tập đoàn điện lực (EVN) cónhiệm vụ hoàn thiện Đề án tổng thể phát triển lưới điện Thông minh với các nội dung và

lộ trình triển khai cụ thể, để trình Bộ công thương phê duyệt Theo Quyết định số312/QĐ-DNPC phê duyệt kế hoạch lưới điện thông minh Công ty Điện lực Đà Nẵng giaiđoạn 2015-2020, nội dung nổi bật cần ưu tiên thực hiện hàng đầu là nhanh chóng triểnkhai cải tạo, xây dựng, hiện đại hóa các TBA theo mô hình trạm biến áp không ngườitrực Hiện nay, nhiều TBA ở Đà Nẵng đang được vận hành theo hình thức có nhân viênvận hành tại trạm, việc thu thập các số liệu vẫn đang theo dạng báo cáo, ghi sổ, điều khiểnthủ công nên chi phí cho công tác quản lý vận hành vẫn cao… Do vậy cần thiết đầu tư hệthống phục vụ mô hình TBA không người trực một cách triệt để, cụ thể:

- Nâng cấp hệ thống điều khiển bảo vệ và các hệ thống phụ trợ khác tại trạm đảm bảođiều kiện vận hành không người trực.

- Xây dựng hệ thống điều khiển máy tính tại trạm, kết nối đến các thiết bị theo giao thứcIEC 61850

- Kết nối trạm về trung tâm điều khiển thuộc Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng để

có thể thao tác, giám sát, thu thập dữ liệu cần thiết phục vụ cho công tác quản lý vận hànhcủa tất cả các trạm biến áp

Vấn đề nghiên cứu công nghệ tự động hoá trạm trước đây đã được nhiều đề tài luận văn

đề cập Tuy nhiên phần lớn đều tập trung đi sâu nghiên cứu về công nghệ, về tính năng vàcác mặt ưu điểm, mà chưa đi sâu phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế trong việc ứng dụngcông nghệ để cải tạo nâng cấp cho các trạm hiện có

Từ những phân tích trên, đề tài được chọn có tên: “ Giải pháp tự động hóa không ngườitrực trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2- Tp.Đà Nẵng”

Qua phân tích ở trên ta thấy được việc tự động hóa trạm không người trực là xu thế tất

yếu của ngành điện Do đó em xin đề xuất nghiên cứu thiết kế mô hình tự động hóa trạmbiến áp không người trực trạm 110kV Hòa Khánh 2 của điện lực Đà Nẵng

Đồ án này sẽ đi phân tích đánh giá giải pháp kỹ thuật để cải tạo nâng cấp trạm 110kVHoà Khánh 2 lên trạm không người trực cho phù hợp với thực tế vận hành Để tiến hànhcải tạo nâng cấp một trạm biến áp 110kV nói chung tại Đà Nẵng ta cần có cái nhìn chung

về trạm biến áp không người trực và lưới điện thành phố để nắm rõ cấu trúc của một trạmcũng như cấu trúc lưới điện, vận hành lưới để đánh giá ưu nhược điểm, để đề ra giải phápcải tạo phù hợp

Đồ án nghiên cứu này được thiết kế gồm 4 chương:

Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối thành phố Đà Nẵng

Chương 2: Đặc điểm hiện trạng trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2

Chương 3: Giải pháp tự động hóa không người trực trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2Chương 4: Tính toán chỉnh định cho chức năng bảo vệ so lệch máy biến áp

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG

Nội dung của chương một đưa ra tổng quan quy mô của lưới điện đà nẵng Qua đónắm được ưu nhược điểm của lưới điện đà nẵng để đẩy mạnh xây dựng trạm tự động hóakhông người trực

1.1 GIỚI THIỆU CHUNG

1.1.1 Sơ đồ lưới điện Đà Nẵng (Bản vẽ số 1 kèm theo)

1.1.2 Thuyết minh

Thành phố Đà Nẵng nhận điện từ Trạm biến áp 500kV Đà Nẵng (E51) qua 09 Trạmbiến áp 110, 220 kV (Hòa Khánh, Hòa Khánh 2, Liên Chiểu, Xuân Hà, Hoà Khánh 2, Cầu

Đỏ, Quận Ba, An Đồn, Hoà Liên) và trạm trung gian Cầu Đỏ với tổng công suất đặt là

811 MVA, 70 xuất tuyến 22kV phân bố trải đều trên địa bàn

1 Các trạm biến áp 220-110kV Hòa Khánh (E9), 110kV Hòa Khánh 2 và 110kV HòaKhánh 2 (Elc): cấp điện khu vực quận Liên Chiểu, huyện Hòa Vang, các khu công nghiệpHòa Khánh, Hòa Khánh mở rộng, Liên Chiểu, khu công nghệ cao, các khu du lịch Bà Nà,Xuân Thiều,…

2 Các trạm biến áp 110kV Xuân Hà (E10) và Hoà Khánh 2 (E11): cấp điện khu vực trungtâm thành phố như quận Hải Châu, Thanh Khê, các bệnh viện lớn như Bệnh viện ĐàNẵng, bệnh viện C, C17, Hoàn Mỹ,…các Trung tâm hành chính, sự nghiệp, sở ban ngànhcủa Thành phố

3 Trạm biến áp 110kV Cầu Đỏ (E12): cấp điện khu vực huyện Hòa Vang, quận Cẩm Lệ,khu công nghiệp Hòa Cầm, các nhà máy nước Cầu Đỏ, Sân bay, bơm phòng mặn AnTrạch…

4 Các trạm biến áp 110kV Ngũ Hành Sơn (E13), 110kV An Đồn (E14): cấp điện khu vựcquận Ngũ Hành Sơn, Sơn Trà, các khu du lịch dọc đường Hoàng Sa- Trường Sa, bán đảoSơn Trà, cảng Tiên Sa, các khu công nghiệp An Đồn và dịch vụ thủy sản Thọ Quang.

5 TBA 110kV Hòa Liên: cấp điện cho Khu Công Nghệ Cao

Trong trường hợp thiếu công suất thì nguồn Diezel tại Trạm phát Cầu Đỏ (T10) được huyđộng và hoà vào hệ thống điện Mọi thao tác cấp nguồn lưới Quốc gia cho hệ thống điện

Đà Nẵng và việc điều động máy Diezel đều do Trung Tâm Điều Độ Miền Trung A3 vàĐiều Độ phân phối B35 phối hợp điều hành

Nguồn Diezel được cung cấp bởi các máy phát Diezel công suất nhỏ, được bố trí tạiTrạm phát Cầu Đỏ với tổng công suất khả dụng khoảng 7 MW, gồm 12 máy SKODA860công suất phát 600 KW mỗi máy

Tổng công suất tải cực đại Pmax năm 2016 khoảng 460MW, sản lượng ngày cựcđại Amax khoảng 9,26 triệu kWh Phụ tải đỉnh hệ thống diễn ra vào lúc 21g00 đến 21g30ngày bình thường

1.1.3 Chế độ vận hành của lưới phân phối 22kV thành phố Đà Nẵng

Lưới điện phân phối Thành phố Đà Nẵng cũng có các đặc điểm đặc chung của lướiđiện phân phối: phân bố trên diện rộng, mạng lưới chằng chịt, nhiều nhánh rẽ, … Trướcđây, lưới phân phối thành phố cũng tồn tại nhiều cấp điện áp như 6, 15, 22, 35kV nhưngqua thời gian cải tạo theo quy hoạch đến cuối năm 2012 chỉ còn một cấp điện áp 22kV

Cấu trúc của lưới phân phối 22kV trên địa bàn thành phố Đà Nẵng là 3 pha 3 dây,trung tính nối đất trực tiếp tại đầu nguồn - phía 22kV của máy biến áp 110/22kV, chế độvận hành bình thường là vận hành hở, hình tia hoặc dạng xương cá Để tăng cường độ tincậy cung cấp điện, các xuất tuyến 22kV liên lạc với nhau tại các điểm mở bằng dao cách

ly, dao cách ly có tải hoặc recloser tạo nên cấu trúc mạch vòng nhưng vận hành hở, chủyếu để phục vụ chuyển tải cấp điện khi cắt điện công tác hoặc xử lý sự cố

Cấu trúc mạch vòng vận hành hở tập trung chủ yếu ở khu vực trung tâm thành phốnhư quận Hải Châu, Thanh Khê, còn các khu vực khác chủ yếu là mạng hình tia, ít liênlạc do đường dây dài, tiết diện dây nhỏ, phân bố trên địa bàn rộng.

1.1.4 Ưu nhược điểm

Ưu điểm:

 Gần nguồn 500kV nên khả năng sẵn sàng cấp điện tốt, tổn thất thấp

 Địa hình tập trung nên bán kính cấp điện nhỏ, giảm tổn thất công suất và

điện áp, đồng thời thuận lợi cho công tác xử lý sự cố, dịch vụ khách hàng…

 Quản lý vận hành lưới điện 110kV nên chủ động trong vận hành, bảo trì

bảo dưỡng và xử lý sự cố

 Toàn bộ lưới điện đã chuyển về điện áp 22kV, thuận lợi cho việc vận hành

và chuyển tải

 Nhiều mạch vòng liên lạc trong khu vực nội thành đảm bảo chuyển tải Đã

đưa vào khép vòng nóng lưới điện

 Có hệ thống SCADA/DMS

 Đã đưa vào vận hành TTĐK và TBA không người trực

 Triển khai ứng dụng hotline

 Thiết bị dần được thay thế hiện đại, đồng bộ

 Phụ tải du lịch dịch vụ chiếm tỉ trọng lớn

Nhược điểm:

 Khu vực thường có mưa bão hàng năm

 Gần nguồn nên dòng điện ngắn mạch lớn

 Mức độ mang tải các TBA 110kV và các đường dây trung thế cao nên khả

năng dự phòng N-1 thấp

 Liên lạc 22kV hai bên bờ sông Hàn yếu

 Lưới điện đi qua khu vực gần biển bị nhiễm mặn thường xảy ra sự cố

 Đường dây dài, đi qua địa hình đồi núi hoặc khu vực trồng cây của khách

hàng thường xảy ra sự cố do giông sét, hành lang tuyến

 Một số cáp ngầm đường trục liên lạc có tiết diện nhỏ nên hạn chế chuyển

tải

 Các phụ tải thép có đồ thị phụ tải không đều, gây ra nhiều sóng hài và

nhấp nháy điện áp làm ảnh hưởng đến các phụ tải khác

1.2 PHƯƠNG THỨC ĐIỀU KHIỂN

PC Đà Nẵng đang sử dụng hệ thống SCADA (Supervisory Control And DataAcquisition) để giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu từ xa

Đối với các trạm biến áp

- Sử dụng phần mềm SCADA của hãng Survalent So với SCADA của ABB (được

sử dụng trước đây), SCADA của Survalent có một số ưu điểm như đã được Việt hóanhiều giúp nhân viên thao tác đơn giản hơn, tài nguyên đa dạng, có thể lưu trữ lượng dữliệu lớn hơn và vận hành ổn định hơn (ít bị chập chờn)

- Mỗi trạm biến áp được gắn một địa chỉ IP để kết nối vào hệ thống SCADA

- Hệ thống này sử dụng đường truyền chính là cáp quang, với 2 Server tổng:

- Bằng mạng LAN, hệ thống cũng kết nối với các camera giám sát ở các trạm biến

áp để vận hành từ xa (theo giao thức IEC101 và IEC104, với các khối thiết bị đầu cuối từxa-Remote Terminal Units (RTU) hay các Gateway)

RTU và Gateway dùng để tổng hợp các dữ liệu Tại các trạm tự động, hệ thống saukhoảng thời gian được cài đặt sẽ gửi thông số về TTĐK thông qua RTU hoặc Gatewayvới đường truyền cáp quang

Đối với lưới 22kV

- Sử dụng phần mềm SCADA của hãng ABB

- Giao thức truyền tin là IEC 101

1.3 YÊU CẦU PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN ĐÀ NẴNG

Với sự phát triển không ngừng của thành phố, trong tương lai nhu cầu phụ tải sẽ tăng vàyêu cầu về chất lượng điện năng cùng độ tin cậy sẽ ngày càng cao

- Dự báo phụ tải tổng toàn thành phố giai đoạn 2015-2025 sẽ tăng khoảng 3 lần (410MWlên 1262MW với tốc độ tăng trưởng từ năm 2016-2020 là 13.49%/năm và từ năm 2021-

2025 là 10.33%/năm (trích Quy hoạch phát triển điện lực thành phố Đà Nẵng giai đoạn2016-2025)

- Để đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, cần hạn chế tối đa số lần và thời gian mất điệncủa khách hàng sử dụng điện, nhất là các sự cố gây mất điện kéo dài trên 05 phút nhằmđạt được các yêu cầu về chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối

(SAIDI); chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (SAIFI) và chỉ tiêu

về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (MAIFI)

- Cần đảm bảo giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối bao gồm giảm tổn thấtđiện năng kỹ thuật gây ra do bản chất vật lý của đường dây dẫn điện, trang thiết bị trênlưới điện phân phối và giảm tổn thất điện năng phi kỹ thuật gây ra do ảnh hưởng của cácyếu tố trong quá trình quản lý kinh doanh điện

Do đó, cần chú trọng phát triển các tuyến đường dây và nâng cấp cũng như xâymới các trạm biến áp theo xu hướng tự động hóa không người trực (Dự án đường dây vàTBA 110kV Cảng Tiên Sa, cấp điện cho các khu du lịch, khu phức hợp đô thị thươngmại, dịch vụ khu vực Nại Hiên Đông, Thọ Quang (quận Sơn Trà), Dự án đường dây vàtrạm biến áp 110kV Hòa Khương, cấp điện khu công nghiệp Hòa Khương và khu vực lâncận ) Các trạm biến áp ngày càng nhiều nên việc tự động hóa không người trực là cầnthiết để cắt giảm bớt chi phí nhân công, bên cạnh đó là giảm được rủi ro tai nạn điện cũngnhư tăng độ tin cậy cung cấp điện nhờ khả năng phục hồi hệ thống nhanh

Nhận xét:

Với quy mô lưới điện ngày càng phát triển, việc quản lý vận hành điện theo phươngpháp hiện nay sẽ cần rất nhiều nhân lực để vận hành lưới điện Đặc biệt là vận hành cáctrạm truyền thống Để giảm chi phí vận hành và tăng cường độ ổn định lưới điện, cầnthiết phải thực hiện từng bước tự động hóa trong công tác vận hành các trạm biến áp110kv đồng thời nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, độ ổn định lưới điện bằng cách tựđộng hóa và vận hành các trạm ở chế độ trạm không người trực

Do đó việc nghiên cứu các giải pháp đi đến thiết kế mô hình tự động hóa là cần thiết.Theo lộ trình phát triển lưới điện thông minh thì Điện Lực Đà Nẵng sẽ cải tạo toàn bộ cáctrạm 110kV lên trên trạm không người trực Hiện tại công ty đang thi công hai trạm làtrạm An Đồn và trạm Cầu Đỏ Các trạm còn lại sẽ tiếp tục được cải tạo đến năm 2018.Sau đây sẽ giới thiệu hiện trạng trạm 110KV Hòa Khánh 2

Chương 2: ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110KV HÒA

KHÁNH 2 (EHK2)

2.1 GIỚI THIỆU VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HÒA KHÁNH 2

2.1.1 Vị trí

Trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 là một trạm trung gian được xây dựng vào năm

2010 tại KCN Hòa Khánh mở rộng – Quận Hòa Khánh 2 – thành phố Đà Nẵng, trạmđược nhận điện từ đường dây 220kV xuất tuyến 173 trạm 220kV Huế- Thừa Thiên Huế

và 175 trạm 110kV Hòa Khánh- Thành phố Đà Nẵng

Ban đầu trạm được lắp đặt 01 máy biến áp T1: 3 pha, 2 cuộn dây với công suất 40MVA Nhưng với tình hình phụ tải phát triển theo sự phát triển kinh tế xã hội đến tháng1/2012 trạm được lắp đặt thêm một máy biến áp T2: 3pha, 2 cuộn dây với công suất 63MVA đưa công suất lắp đặt của trạm lên 103 MVA Nâng cao tầm quan trọng của trạmlên trong việc kết nối truyền tải và kết nối cho phụ tải

2.1.2 Vai trò

Trạm biến áp 110kV Hoà Khánh 2 với vai trò nhận nguồn 110kV từ lưới điện khu vựcnhằm đáp ứng đầy đủ nhu cầu điện năng của các KCN Hoà Khánh, Hoà Khánh mở rộng;cụm công nghiệp Thanh Vinh, các phường lân cận thuộc quận Liên Chiểu; khu công nghệcao; các khu đô thị Quảng Nam – Thủy Tú từ nguồn lưới điện 22kV, đồng thời thựchiện chính sách an sinh xã hội, chỉnh trang đô thị, thu hút đầu tư của UBND thành phố ĐàNẵng

2.1.3 Cơ cấu tổ chức và nhân sự của trạm

Trạm hiện có 10 cán bộ công nhân viên, trong đó có 01 tổ trưởng, 10 nhân viên vận hành(kể cả tổ trưởng)

Việc cắt điện để sữa chữa và thí nghiệm định kỳ hay đột xuất phải thông qua Trungtâm Điều độ HTĐ Miền Trung và do các đội sữa chữa chuyên nghiệp của Công ty TNHHMTV Điện lực Đà nẵng hoặc Tổng Công ty điện lực miền trung phụ trách.

2.1.5 Quy mô

Trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 đấu nối chuyển tiếp trên đường dây 110kV mạch

kép “Huế -Hòa Khánh” để nhận nguồn 110kV và phối hợp với trạm biến áp 110kV HòaKhánh cung cấp điện cho phụ tải 22kV khu vực KCN Hòa Khánh, Hòa Khánh mở rộng,các phường lân cận thuộc quận Liên Chiểu… Quy mô của trạm như sau:

- Kiểu trạm: nửa ngoài trời, có người trực thường xuyên

- HTPP 22kV: Sơ đồ “hệ thống 1 thanh cái, có phân đoạn”, sử dụng các tủ

phân phối trọn bộ 24kV đặt trong nhà

+ Thanh cái 24kV đấu nối vào MBA 110kV T1, gồm 01 tủ lộ tổng (431), 01 tủ đấu nốiđến MBA tự dùng (441), 01 tủ biến điện áp (TUC41) và 04 tủ lộ ra 24kV cấp cho địaphương (471, 473, 475,477, 479,481)

+ Thanh cái 24kV đấu nối vào MBA 110kV T2, gồm 01 tủ lộ tổng (432), 01 tủ đấu nốiđến MBA tự dùng (442), 01 tủ biến điện áp (TUC42) và 05 tủ lộ ra 24kV cấp điện cho địaphương (472, 474, 476, 478,480,482)

- Sơ đồ “Hệ thống 1 thanh cái có phân đoạn”, sử dụng thiết bị ngoài trời

- Từ hình vẽ ta thấy được trạm EHK2 có các xuất tuyến 171, 172 liên lạc với các xuấttuyến là XT 173 trạm 220kV Cầu Hai và XT 175 trạm 220kV Hòa Khánh để nhận điện.Qua các các máy cắt 171, 172; các DCL 171-1, 172-2; trạm sẽ nhận điện 110kV lần lượtđến các phân đoạn thanh cái C11 và C12, từ đó qua 2 bộ DCL phân đoạn 112-1 và 112-2tạo nên sự liên lạc giữa 2 phân đoạn thanh cái C11 và C12 (trong trạng thái vận hành bìnhthường 2 DCL này đóng)

- Phía sơ cấp của 2 máy biến áp (MBA) T1 và T2 được bảo vệ bằng 2 MC 131, 132 vàDCL 131-1, 132-2, đặc điểm của dao cách ly là dùng để đóng cắt mạch điện và tạokhoảng hở nhìn thấy được giúp cho nhân viên vận hành an tâm khi thao tác Bên cạnh đócòn có các dao tiếp địa (DTĐ) 131-15, 132-25 liên động lần lượt với các DCL 131-1, 132-

2 Khi dao cách ly đóng thì dao tiếp địa phải mở và ngược lại nhằm tránh cho nhân viênvận hành thao tác nhầm Nhiệm vụ của dao tiếp địa rất quan trọng nghĩa là khi tiếp địaphần thiết bị cách ly với nguồn nhằm ngăn chặn trường hợp phóng điện từ phía có điệnsang phía mất điện đồng thời dao tiếp địa tháo toàn bộ điện áp dư trên thiết bị xuống đấthoàn toàn nhằm giúp nhân viên vận hành sửa chữa an toàn trên thiết bị và cũng tránhtrường hợp đóng điện lại bất ngờ

 Phía 22kV

- Sơ đồ “Hệ thống 1 thanh cái có phân đoạn”, sử dụng tủ hợp bộ

- Phía 22kV là hệ thống một thanh góp có phân đoạn bởi máy cắt phân đoạn 412 (trongtrạng thái vận hành bình thường MC này mở) Tất cả các máy cắt ở phía 22kV đều dùngmáy cắt hợp bộ

- Hai máy biến áp tự dùng TD1, TD2 là nguồn cung cấp điện tự dùng chính cho trạm nhưnguồn chiếu sáng, nguồn điều khiển…

* Trong sơ đồ này còn có các thiết bị khác dùng cho đo lường, bảo vệ như biến điện áp (TU), biến dòng điện (TI), chống sét van (CS), cầu chì (CC)

Ngoài ra còn có hệ thống điện tự dùng, bao gồm:

a Hệ thống nguồn tự dùng xoay chiều

Điện tự dùng xoay chiều 380/220V trong trạm được cung cấp từ 2 MBA tự dùng:

- 131: Nhà sản xuất AREVA; mã hiệu: GL-312

- 132: Nhà sản xuất CROMPTON; mã hiệu: 120-SFM-32B

- 171; 172: Nhà sản xuất AREVA; mã hiệu: GL-312

2.2.3.1 Hệ thống điều khiển bảo vệ

Hệ thống điều khiển giám sát trạm theo phương thức cổ điển, điều khiển của trạmtại các tủ điều khiển lắp đặt trong nhà bao gồm các thiết bị lắp đặt cho các ngăn lộ để thựchiện các chức năng sau:

- Thể hiện sự đấu nối của các phần tử bằng các sơ đồ (Mimic)

- Điều khiển đóng, cắt các máy cắt 110kV, 22kV và các dao cách ly 110kV

- Báo vị trí của máy cắt, các dao cách ly và các dao tiếp đất

- Liên động các mạch điều khiển dùng đóng cắt các máy cắt, dao cách ly và dao nốiđất theo đúng sơ đồ thiết kế nhằm tránh việc điều khiển thao tác sai gây hư hại cho thiết

Bảng 2-1: Các rơle hiện hữu tại trạm

bảo vệ chính

sản xuất

Chức năng bảo vệ khác

V ị tr í lắ p đ ặ t

khoảngcách XT171(F21)

khoảngcách XT171(F21)

9

có hướng

XT 171(F67)

F50/51-51N,F27-59

50/50-CP1

quá dòngphía110KvMBA T1(F50/51)

điều ápMBA T1(90)

SPAU341C1

ABB

4 Rơle quá

dòngphía22KvMBA T1(50/51-50/51)

50/50-51N/

F51-F27-59

CP4

quá dòngphía110kVMBA T1(F50/51)

F59/50BF

điều ápMBA T1(90)

TAPCON230

4 Rơle quá

dòngphía22KvMBA T1(50/51-50/51)

lộ tổng431(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ431

2 Rơle bảo vệ

điện ápphía22KvMBA T1(F27/59)

TUC41

3 Rơle bảo vệ

tần số

phía22KvMBA T1(F81)

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 471(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ471

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 473(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ473

6 Rơle quá

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 475(50/51-50/51G)

om

51N/

F50-51/50-50BF

Tủ475

7 Rơle quá

dòng vàquá dòng

P127 Micom

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ47

chạm đất

XT 477(50/51-50/51G)

7

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 479(50/51-50/51G)

P123

Micom

51N/

F50-51/50-50BF

Tủ479

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 481(50/51-50/51G)

m

51N/

F50-51/50-50BF

Tủ481

F Thanh

Cái C42

1 Rơle quá

dòng vàquá dòngchạm đất

lộ tổng432(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ432

2 Rơle bảo vệ

điện ápphía22kVMBA T1(F27/59)

TUC42

3 Rơle bảo vệ

tần sốphía22kVMBA T1(F81)

XT 472(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ472

5 Rơle quá

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 474(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ474

quá dòngchạm đất

XT 476(50/51-50/51G)

6

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 478(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ478

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 480(50/51-50/51G)

P14NZ Alsto

m

51N/

F50-51/50-50BF

Tủ480

dòng vàquá dòngchạm đất

XT 482(50/51-50/51G)

P132 Micom

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ482

22kV

dòng vàquá dòngchạm đất

MC 412(50/51-50/51G)

F50-51/50-51N/

50BF

Tủ412

* Các rơle bảo vệ khác

Đây là các rơle dùng cho bảo vệ các sự cố gián tiếp riêng trong MBA, bao gồm các chứcnăng: 96B (rơle hơi Bucholz), 96P (rơle dòng dầu), 26O (rơle bảo vệ nhiệt độ dầu MBAtăng cao), 26W (rơle bảo vệ nhiệt độ cuộn dây MBA tăng cao), 71Q1-1 (rơle bảo vệ mứcdầu thùng dầu chính MBA giảm thấp), 71Q2-1 (rơle bảo vệ mức dầu thùng dầu bộ điều ápdưới tải giảm thấp), 63O (rơle bảo vệ áp suất dầu trong MBA tăng cao)

Hình 2.1 Sơ đồ hệ thống điều khiển áp dụng tại trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2

Đánh giá hệ thống điều khiển hiện tại của trạm:

Hệ thống điều khiển hiện tại mặc dù có những ưu điểm như dễ dàng cho người vận hànhtrong việc vận hành và bảo vệ hệ thống, độ tin cậy của hệ thống đã được chứng minh,việc kết nối giữa các thiết bị trong cùng một hệ thống rất đơn giản… Tuy nhiên hiện nay

đã có những dấu hiệu về nhược điểm như:

- Hệ thống phức tạp do có quá nhiều thiết bị, quá nhiều dây truyền tín hiệu, dẫn đến

khả năng bị sự cố trên hệ thống nhị thứ rất cao

- Khả năng tự động hóa thấp, các chức năng điều khiển nâng cao vẫn phải thực hiện

bởi con người

- Việc thu thập dữ liệu phải thực hiện bằng tay, độ chính xác không cao, khả năng

phân tích và xử lý dữ liệu bị hạn chế

- Việc quản lý rất khó khăn do thiếu các dữ liệu chính xác được cập nhật kịp thời.

- Thời gian thao tác chậm, khả năng nhầm lẫn cao do thao tác bằng tay, dẫn đến thời

gian mất điện kéo dài

Mặc dù trạm đang sử dụng các rơle kỹ thuật số tuy nhiên việc tự động hóa và tích hợp cònnhiều hạn chế vì những nguyên nhân sau:

- Khả năng của thiết bị số còn nhiều hạn chế do giới hạn cảu bộ xử lý và bộ nhớ

- Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giao

thức truyền dữ liệu giữa các role khác nhau trong cùng một trạm hay giữa các trạm vớinhau trong môt hệ thống điện Thậm chí việc kết nối giữa các thế hệ role khác nhau socùng một nhà sản xuất cũng không thể thực hiện được, hoặc thậm chí thực hiện với mộtchi phí không tương xứng

2.2.3.2 Hệ thống thông tin liên lạc và SCADA

- Hiện tại hệ thống thông tin trạm được truyền về Trung tâm điều độ HTĐ Miền Trung(A3) thông qua đường truyền thuê bao công cộng, các tín hiệu thông tin tại trạm được thuthập qua thiết bị RTU để giám sát và điều khiển từ A3

- Các tủ xuất tuyến 24kV được giám sát và điều khiển từ TTĐK của PC Đà Nẵng (DCC)được thu thập giám sát qua hệ thống miniSCADA của hãng ABB thông qua đường truyềnkênh thuê riêng của VNPT.

- Tại trạm trang thiết bị truyền dẫn SDH STM1/4 HiT7030 của hãng Corants có khả năngcấp kênh truyền giao diện Ethernet, E1 (G703) Hệ thống truyền dẫn đã thiết lập kết nối

về Công ty thông qua 2 đường truyền cáp quang riêng biệt, đảm bảo dự phòng 1+1

2.2.4.2 Hệ thống chiếu sáng ngoài trời

Hệ thống chiếu sáng hiện hữu sử dụng các đèn cao áp thủy ngân 220V-250W lắpđặt trên các cột BTLT chiếu sáng độc lập

2.2.4.3 Hệ thống PCCC

- Hệ thống báo cháy tự động: hiện trạng tại trạm đã trang bị hệ thống báo cháy tự độngtrong nhà điều hành, các đầu báo cháy được lắp trong mương cáp, trong các tủ bảng điệntại các phòng điều khiển, phòng phân phối, phòng ắc quy và đưa tín hiệu về tủ báo cháytrung tâm 8 kênh (Ranger 8900) lắp tại phòng điều khiển Tủ báo cháy trung tâm hiện hữukhông còn kênh dự phòng

- Hệ thống chữa cháy ban đầu: tại các MBA lực, MBA tự dùng trang bị bi cát Trong nhàđiều hành tranh bị các bình khí CO2 loại xách tay 5kg và bình MFTZ35 loại xe đẩy Ngoài

ra phía sau nhà điều hành có bể nước 27.6m3 để chữa cháy

2.2.5 Nhận xét

Qua những thông tin, số liệu đã nêu, ta thấy rằng một số thiết bị, hệ thống trongtrạm đã phần nào được tự động hóa, tuy nhiên để vận hành theo mô hình không ngườitrực thì quá trình này phải được đẩy mạnh hơn nữa, nghĩa là phải tiến hành bổ sung, thậmchí thay thế thiết bị Đặc biệt, hệ thống rơle bảo vệ hiện hữu tại trạm hầu hết đều đã cũ,

không hỗ trợ giao thức truyền thông mới (IEC 61850), giá trị còn lại không lớn Nếu sửdụng các rơle này sẽ ảnh hưởng khả năng đồng bộ kết nối giữa các thiết bị, đồng thời kéodài thời gian thi công ảnh hưởng đến việc cung cấp điện cho khách hàng, việc thay mớichúng là cực kì cần thiết Ở chương kế tiếp, chúng ta sẽ đi vào công việc chính: nâng cấptrạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 thành trạm tự động không người trực.

Chương 3: GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA KHÔNG NGƯỜI TRỰC CHO

TRẠM 110KV HÒA KHÁNH 2

Như đã phân tích ở chương II, nhiều thiết bị của trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 đãlỗi thời hoặc không phù hợp với các quy chuẩn chung của tự động hóa không người trựctrạm biến áp; do vậy các thiết bị này cần được nâng cấp để dễ dàng hơn cho việc đồng bộvới hệ thống Trong chương này, chúng ta sẽ tiến hành việc thiết kế nâng cấp cho trạm,

mà trọng tâm là nâng cấp hệ thống điều khiển bảo vệ

3.1 CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG KẾT NỐI CHO TRẠM BIẾN ÁP

Giao thức truyền thông và các tiêu chuẩn được giới thiệu vào năm 1970 trong cácngành công nghiệp, nó nhanh chóng được dùng trong ngành công nghiệp điện nhằm hạnchế các đối tác độc quyền Các mục tiêu chính của giao thức là mở rộng khả năng truycập, khả năng tương tác linh hoạt, cập nhật nhanh chóng và hiệu quả trong việc chia sẽ dữliệu giữa các ứng dụng

Giao thức được định nghĩa là một tập hợp các quy tắc cơ bản phải tuân theo để giaotiếp có trật tự giữa hai bên hoặc nhiều bên giao tiếp Việc truyền thông tin giữa những hệthống xử lý dữ liệu từ các nhà cung cấp khác nhau đặc biệt thường gặp khó khăn do thực

tế có sự khác nhau về kỹ thuật phát triển trong cách thức truyền dữ liệu và xử lý dữ liệu,thường dẫn đến kết quả là các giao diện trở nên phức tạp

Giao thức truyền thông cho phép truyền dữ liệu giữa hai hay nhiều thiết bị Các thiết

bị phải có cùng giao thức mới thực hiện được, nếu không sẽ dẫn đến lỗi trong kết nối.Việc tư động hóa trạm dựa trên cấu trúc tích hợp vì thế yêu cầu các thiết bị từ những nhàcung cấp khác nhau phải giao tiếp được với nhau bằng cách sữ dụng một giao thức thốngnhất theo chuẩn công nghiệp

Sau đây là các giao thức truyền thông kết nối cho trạm biến áp tự động hóa khôngngười trực:

3.1.1 Giao thức Modbus

- Modbus là một giao thức mạng phổ biến bậc nhất được sử dụng hiện nay, nó gồmmột hệ thống “chủ - tớ” (Master-Slave), “chủ” được kết nối với một hay nhiều “tớ” Có 3phiên bản Modbus là Modbus ASCII, Modbus RTU, Modbus/TCP

- “Chủ” thường là một PLC, PC, DCS, hay RTU “Tớ” Modbus RTU thường là các thiết

bị hiện trường, tất cả được kết nối với mạng trong cấu hình multi-drop (hình III.2) Khimột chủ Modbus RTU muốn có thông tin từ thiết bị, chủ sẽ gửi một thông điệp về dữ liệucần, tóm tắt dò lỗi tới địa chỉ thiết bị Mọi thiết bị khác trên mạng sẽ nhận thông điệp nàynhưng chỉ có thiết bị nào được chỉ định mới có phản ứng

3.1.2 Giao thức IEC 60870-5-101 ( T101 )

Giao thức IEC 60870-5-101 (T101) được ra đời năm 1995 dùng để truyền thông cơbản trong hệ thống SCADA IEC 60870-5-101 (T101) là giao thức truyền thông giữa cácthiết bị đầu cuối (RTU) và hệ thống trung tâm (Central Station) Thông tin theo hướng từthiết bị đầu cuối (RTU) tới Central Station thường là các thông số đo RTU thu thập từ cácthiết bị vật lý (như tần số, điện áp, dòng điện, công suất…) và thông tin theo hướng ngượclại thường là các lệnh điều khiển hoạt động thiết bị vật lý)

Bảng 3.1 : Các lớp cấu trúc T101 theo các lớp IEC 60870-5

a) Lớp vật lý:

- Liên quan đến việc truyền và nhận dữ liệu trên đường truyền vật lý

- Sử dụng giao thức RS232, RS485 (đối xứng, bất đối xứng song tuyến)

 Độ dài cố định

 Độ dài thay đổi

Đặc điểm:

- Primary và Secondary:

+ P Station: được truyền ngay từ đầu (Master)

+ S Station: bắt buộc phải chờ đến khi PS hỏi (Slave)

- Cơ chế truyền thông tin:

+ Send – no reply: message hoặc command

+ Send – confirm: command hoặc data

+ Request – respond: nhận data từ master station

- Đường truyền đối xứng và bất đối xứng: (Balanced–Unbalanced transmission)

+ Balanced Tr: sử dụng 1 point – to – point

+ Unbalanced Tr: 1 Master kết nối nhiều Slave

c) Lớp ứng dụng (Application Layer)

- Application Service Data Units (ASDUs): là cấu trúc dữ liệu trên từng ứng dụng

- Các ASDU thực chất là 1 frame có chứa số liệu hay lệnh điều khiển

Hình 3.1 Phương thức truyền thông kết nối theo giao thức IEC T101

Điểm mạnh của T104 là tương thích hoàn toàn với T101, vì vậy dễ dàng xây dựngtrên nền cơ sở dữ liệu của T101 mà không cần thay đổi chúng Mặc khác việc kết nối vật

lý dựa trên nền giao thức TCP/IP mở có những điểm mạnh là tương thích dễ dàng giữa hệthống SCADA với các thiết bị của các hãng khác nhau, kết nối hệ thống với mạng LAN(Local Area Network – mạng cục bộ) và các Router, thậm chí trong một số điều kiện có