Giải pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kv bắc đồng hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực

Ngày 25/11/2016 của Bộ Công thương đã có Quyết định số 4602/QĐ-BCT phê duyệt đề án tổng thể phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam giai đoạn 2016-2020, trước đó vào ngày 11/11/2015

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Công trình được hoàn thành tại

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS PH N ĂN HIỀN

Phản biện 1: GS.TS LÊ KIM HÙNG

Phản biện 2: TS LÊ THỊ TỊNH MINH

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa

Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10 năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa Đại học Đà Nẵng

- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học

Đà Nẵng

MỞ ĐẦU

Sự phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ, từng bước tự động hoá và hiện đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu quả vận hành tại các trạm biến áp (TBA) 500kV, 220kV và 110kV

Ngày 25/11/2016 của Bộ Công thương đã có Quyết định số 4602/QĐ-BCT phê duyệt đề án tổng thể phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam giai đoạn 2016-2020, trước đó vào ngày 11/11/2015 Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã ban hành văn bản số 4725/EVN-KTSX để triển khai nội dung tổ chức các Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ xa (TTĐK) và TBA không người trực với những định hướng như sau:

- Áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các nhà máy điện và các TBA, nâng cao năng suất lao động và tăng độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện

- Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực tại các TBA 500kV, 220kV, riêng TBA 110kV vận hành không người trực TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì

nó được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu

sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện Mặc dù việc nghiên cứu để áp dụng khá lâu nhưng đến nay, việc triển khai TBA không người trực vẫn còn nhiều thách thức Đối với lưới điện 110kV trên địa bàn tỉnh Quảng Bình gồm có

08 TBA, trong đó có TBA 110kV Bắc Đồng Hới đang vận hành theo hình thức có người trực thường xuyên do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý, điều khiển tại chỗ và tại phòng điều khiển theo lệnh thao tác của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung, Điều

độ Công ty Điện lực Quảng Bình

Tính cấp thiết của đề tài

Ngày 26/7/2017 Tổng công ty Điện lực miền Trung xây dựng tiêu chí kỹ thuật xây dựng TTĐK và TBA KNT theo CV số 5497/EVNCPC-KT+QLĐT về việc ban hành “Datalist tín hiệu SCADA thu thập tại các TBA 110kV KNT, TBA trung gian, Recloser, LBS kết nối TTĐK”

Tại văn bản báo cáo tồn tại về kết nối TBA KNT & TTĐK Quảng Bình của Công ty Điện lực Quảng Bình tồn tại của TBA 110kV Bắc Đồng Hới như sau:

- Chưa đủ tín hiệu theo Tiêu chí kỹ thuật xây dựng TTĐK và TBA KNT theo CV số 5947/EVNCPC-KT+QLĐT ngày 27/7/2017

của EVNCPC

- Tồn tại chính:

+ Các ngăn hợp bộ trung thế thiếu các tín hiệu chính như: giám sát mạch cắt, lựa chọn mức bảo vệ tần số, External trip, Reset relay, ngăn C41 chưa có tín hiệu về TTĐK

+ Không có tín hiệu hệ thống nguồn DC, AC; tín hiệu dòng sự

cố

+ Các ngăn còn lại thiếu chức năng Reset relay, Reset lockout

và một số tín hiệu phụ khác Nguyên nhân là do hệ thống DCS tại trạm do nhà thầu Nari (Trung Quốc) thực hiện, một số tín hiệu không

có, một số do không can thiệp vào hệ thống để lấy ra được, một số

2 Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu của đề tài: Hoán đổi hệ thống tích hợp để chuyển TBA 110kV Bắc Đồng Hới sang vận hành không người trực” nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy trong công tác quản lý vận hành để đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục cho các phụ tải và đáp ứng nhu cầu kết nối TBA về Trung tâm điều khiển để thực hiện TBA không người trực trong năm 2019

- Phân tích các đặc điểm vận hành của TBA 110kV Bắc Đồng Hới, sự cần thiết phải cải tạo để lựa chọn công nghệ, thiết bị phù hợp nhằm thực hiện tiêu chí vận hành lưới điện thông minh

- Nghiên cứu đưa ra các giải pháp công nghệ về hệ thống điều khiển, bảo vệ

- Đưa ra biện pháp xây dựng cũng như tiến độ thi công

- Phân tích, đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Nghiên cứu áp dụng một số thành tựu mới trong công nghệ chế tạo thiết bị, lĩnh vực rơle tự động hóa, lĩnh vực thông tin liên lạc để áp dụng vào các TBA 110kV để vận hành không người trực

Phạm vi nghiên cứu : Đề ra giải pháp Hoán đổi hệ thống tích hợp tại TBA 110kV Bắc Đồng Hới chuyển sang chế độ vận hành không người trực

Đề tài không đề cập đến vấn đề công nghệ viễn thông dùng riêng, điều khiển bảo vệ trong toàn hệ thống điện, hệ thống đo đếm

và thu thập dữ liệu …

4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Đề tài phân tích đánh giá giải pháp kỹ thuật, phân tích kinh tế tài chính để xây dựng các TBA 110kV Bắc Đồng Hới không người trực phù hợp với thực tế vận hành và hoàn thành mục tiêu định hướng phát triển trạm không người trực của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đến năm 2020

5 Đặt tên đề tài

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên: "Giải pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực"

6 Nội dung nghiên cứu:

Chương 1: Đặc điểm hiện trạng trạm biến áp 110kV Bắc

Đồng Hới

Chương 2: Phân tích lựa chọn giải pháp

Chương 3: Các giải pháp công nghệ chính

Chương 4: Dự kiến chi phí phân tích tính toán hiệu quả và kết luận

Chương : ĐẶC ĐI M HI N TRẠNG TB B C

Đ NG H I 1.1 Quy mô

1.2 Sơ đồ nối điện hiện trạng

1.6 Cách điện b o vệ chống sét nối đất 1.7 ết cấu xây dựng

1.8 Thông tin iên ạc – SCADA

1.9 Phòng cháy chữa cháy

1.10 Phương thức vận hành Trạm

Chương 2: PHÂN T CH L CHỌN GIẢI PHÁP

2.1 Những yêu cầu kỹ thuật đối với TB không ngư i trực:

2.1.1 Yêu cầu hệ thống rơ le điều khiển, bảo vệ và đo lường 2.1.2 Yêu cầu về giao thức truyền tin

2.1.3 Yêu cầu về giao diện người – máy (HMI)

2.1.4 Yêu cầu về Hệ thống SCADA

2.1.5 Yêu cầu về Hệ thống thông tin

2.1.6 Yêu cầu về Hệ thống an ninh

2.1.7 Yêu cầu về Hệ thống chiếu sáng

2.1.8 Yêu cầu về Hệ thống báo cháy tự động

2.1.9 Yêu cầu về cấp nguồn cho hệ thống điều khiển TBA, thiết bị đầu cuối và thiết bị thiết lập kênh truyền

2.1.10 Yêu cầu về dữ liệu thu thập (datalist)

2.2 Các gi i pháp đề xuất

Theo các tiêu chí của TBA 110kV KNT thì hiện trạng TBA 110kV Bắc Đồng Hới tiêu chí về chiếu sáng, hệ thống báo cháy tự động, hệ thống an ninh đã đáp ứng ở bài luận văn này chỉ đưa ra các giải pháp để hoán đổi hệ thống điều khiển tích hợp máy tính tại TBA 110kV Bắc Đồng Hới sang vận hành KNT Cụ thể các giải pháp như sau:

- Giải pháp 1: Tiếp tục đầu tư cải tạo hệ thống tích hợp cũ đáp ứng yêu cầu kỹ thuật TBA 110kV KNT

- Giải pháp 2: Tiếp tục sử dụng hệ thống cũ bổ sung các BCU mức ngăn để giải quyết các tồn tại

- Giải pháp 3: Đầu tư giải pháp mới đáp ứng TBA KNT

2.3 Đánh giá phân tích ựa chọn các gi i pháp

2.3.1 Giải Pháp 1: Tiếp tục đầu tư cải tạo hệ thống tích hợp cũ

đáp ứng yêu cầu kỹ thuật TBA 110kV KNT

Với giải pháp này không thể thực hiện được vì các lý do sau:

- Một số chức năng hệ thống điều khiển tích hợp theo yêu cầu datalist không thực hiện được như reset rơle, khóa chức năng F79 … không thực hiện được

- Một số tính năng như tín hiệu trạng thái, dữ liệu sự cố tại các

rơ le, BCU, hay số liệu đo lường không còn sử dụng được do tính năng hổ trợ người dùng của hãng nhà thầu Nari rất kém, không cho người dùng can thiệp sâu vào hệ thống

- Các thiết bị, phần mềm do hãng Nari sản xuất được đáng giá chất lượng thấp cụ thể tại CPC có 02 TBA 110kV đầu tư công nghệ điều khiển tích hợp máy tính hãng Nari có 01 Trạm (TBA 110kV Hòa Thuận/Đăk Lăk) các thiết bị đã hư hỏng phần nhiều và phải thay đổi hệ thống mới hoàn toàn), tại TBA 110kV Bắc Đồng Hới thường xuyên xảy ra tình trạng lỗi thiết bị và đã có hư hỏng thiết bị như cháy rơle, hư hỏng máy tính lỗi kết nối dữ liệu …

- Khả năng dự phòng các thiết bị rơle, BCU không có, hiện trong toàn Tổng Cty Điện lực miền Trung chỉ duy nhất tai Trạm còn

sử dụng thiết bị và hệ thônge điều khiển của hãng Nari

- Mặt khác tuy giá thành thiết bị rơle, BCU các thiết bị hãng Nari thấp nhưng chăm sóc sau bán hàng và bảo hành kém và chi phí rất đắt

2.2.2 Giải pháp 2: Tiếp tục sử dụng hệ thống cũ bổ sung các

BCU mức ngăn để giải quyết các tồn tại, cụ thể:

Hiện phương án này thường dùng để cải tạo TBA đã được đầu

tư điều khiển tích hợp để đưa sang vận hành không người trực (ví dụ: tại Chi nhánh Điện cao thế Quảng Bình đang cải tạo TBA 110kV Áng Sơn theo phương án này)

- Bổ sung mỗi ngăn XT 110kV 01 BCU chỉ làm việc thu thập các tín hiệu trạng thái, đo lường ngăn XT đó

- Bổ sung 01 BCU thu thập các tín hiệu trạng thái, đo lường ngăn MBA

- Bổ sung 01 BCU thu thập các tín hiệu trạng thái, đo lường

TC C41 và các XT 22kV

- Bổ sung 01 BCU chung cho tủ AC/DC làm việc song song với BCU hiện hữu

Phân tích ưu đi m nhược đi m:

- Ưu điểm: Phương án đơn giản, ít tốn kém, giải quyết được gần hết các tồn tại cần thiết để đưa Trạm sang vận hành không người trực Duy trì hệ thống điều khiển tích hợp hiện hữu

- Nhược điểm:

+ Chưa giải quyết triệt để các tồn tại trạm KNT mà do thiết bị

để lại như không truy cập được bản tin rơle các XT 22kV, không cài đặt được rơle tại TTĐK…

+ Không khắc phục được các lỗi do chất lượng thiết bị của Hãng Nari như rơle thường treo, bản tin sự cố mất, mất dữ liệu đo lường do hệ thống máy tính điều khiển bị tràn bộ nhớ

+ Gây phức tạp mạch nhị thứ do cải tạo bổ sung các BCU, tiểm

ẩn nguy cơ sự cố do chạm chập nhị thứ và kéo dài thời gian sự cố

2.2.3 Giải pháp 3: Đầu tư giải pháp mới đáp ứng tiêu chí TBA

+ Bổ sung 03 tủ ĐK+BV cho các ngăn lộ 110kV

+ Thay thế BCU điều khiển mức ngăn AC/DC

+ Thay thế RL tích hợp BCU tại các XT 22kV, riêng bảo vệ tần số tích hợp vào các rơle bảo vệ XT 22kV, bảo vệ quá áp kém áp tích hợp vào rơle bảo vệ quá dòng lộ tổng 22kV

+ Bổ sung tủ gateway sử dụng phần mềm survalent để điều khiển và đồng bộ kết nối với TTĐK

2.3 ết uận ựa chọn phương án

Qua phân tích đánh giá các phương án, phương án 3 đảm bảo đáp ứng các yêu cầu tiêu chí của TBA 110kV KNT, có nhiều ưu hơn các phương án còn lại và có nhược điểm chấp nhận được Vậy ta chọn phương án 3 để đầu tư Giải pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực

Chương 3: CÁC GIẢI PHÁP C NG NGH 3.1 Quy mô

3.1.1 Phần nhất thứ: Giữ nguyên hiện trạng

H2 Sơ đồ nhất thứ TBA 110kV Bắc Đồng Hới

3.1.2 Hệ thống điều khiển:

1 Thay thế hệ thống điều khiển bảo vệ các ngăn lộ cũ không đồng bộ, kém chất lượng do vận hành trong thời gian dài của các ngăn lộ 171; 172; 131+431 bằng hệ thống ĐK-BV mới với chức năng tương đương để nâng cao độ tin cậy trong vận hành cũng như đáp ứng được các yêu cầu về vận hành, xử lý sự cố khi chuyển TBA sang chế độ không người trực theo lộ trình tự động hóa

2 Giải pháp thực hiện: sử dụng 01 tủ ĐK-BV chung cho mỗi ngăn lộ hoặc một số ngăn lộ, cụ thể như sau:

4 Thay thế 05 rơ le bảo vệ các ngăn 22 kém chất lượng bằng các rơle thế hệ mới, có giao thức IEC61850, kết hợp các BCU để phục vụ kết nối với TTĐK và điều khiển xa các thiết bị: 431, 471,

3.2 Gi i pháp hệ thống tự động điều khi n giám sát

- Các chức năng bảo vệ và điều khiển thiết bị phía 110kV phải độc lập hoàn toàn, không sử dụng rơle bảo vệ tích hợp chức năng điều khiển

- Phía trung thế: Sử dụng rơle bảo vệ tích hợp chức năng điều khiển cho từng ngăn lộ

- BCU mức ngăn hoặc rơle tích hợp bảo tích hợp chức năng điều khiển phải có màn hình hiển thị sơ đồ mức ngăn và thông tin vận hành (trừ trường hợp sử dụng 01 BCU để điều khiển chung cho

một phân đoạn thanh cái trung thế)

- Chức năng điều khiển của các ngăn lộ có thể thực hiện thông qua BCU hoặc tại các khóa điều khiển lắp đặt tại tủ ĐK-BV

Hệ thống mạch liên động cho từng ngăn lộ được thiết lập tại các BCU (đối với chức năng điều khiển tại BCU) và thiết lập mạch liên động cứng (đối với chức năng điều khiển bằng khóa thao tác tại các

tủ ĐK-BV)

- Mỗi máy cắt phía 110kV phải đảm bảo 02 rơle giám sát mạch cắt (F74) và 02 rơle Trip&Lockout (F86) Các rơle này phải độc lập, không được tích hợp với các rơle bảo vệ khác

3.2.1 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 171:

- Rơle bảo vệ khoảng cách (F21): Độc lập hoàn toàn chức năng điều khiển

- Rơle bảo vệ quá dòng có hướng (F67): Độc lập hoàn toàn chức năng điều khiển

- BCU điều khiển cho ngăn xuất tuyến phải đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho các mạch điều khiển, liên động, chỉ thị trạng thái thiết bị và cảnh báo một số tín hiệu chính của các thiết bị trong ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho ngăn xuất tuyến: 42/25 và

dự phòng ít nhất: 05 BI và 05 BO

H4 Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 171

3.2.2 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 172:

- Rơle bảo vệ khoảng cách (F21): Độc lập hoàn toàn chức năng điều khiển

- Rơle bảo vệ quá dòng có hướng (F67): Độc lập hoàn toàn chức năng điều khiển

- BCU điều khiển cho ngăn xuất tuyến phải đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho các mạch điều khiển, liên động, chỉ thị trạng thái thiết bị và cảnh báo một số tín hiệu chính của các thiết bị trong ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho ngăn xuất tuyến: 42/25 và

dự phòng ít nhất: 05 BI và 05 BO

H 12 Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 172

3.2.3 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ MBA 110kV:

- Rơle bảo vệ so lệch (F87) và Rơle bảo vệ quá dòng có hướng (F67): Độc lập hoàn toàn chức năng điều khiển

- Rơle điều áp (F90): Độc lập, không tích hợp trong các rơle bảo vệ khác, đấu nối vào các Bay Switch trực tiếp hoặc qua bộ chuyển đổi giao thức

- BCU điều khiển cho 01 ngăn MBA 110kV phải đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho các mạch điều khiển, liên động, chỉ thị trạng thái thiết bị và cảnh báo một số tín hiệu chính của các thiết bị trong ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho ngăn MBA 110kV: 64/32 và dự phòng ít nhất 05 BI và 05 BO

Các bản vẽ chi tiết phương thức bảo vệ, điều khiển, đo lường

H19 Phương thức bảo vệ đo lường ngăn 131

3.2.4 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ tổng và xuất tuyến trung áp:

- Rơle bảo vệ quá dòng tích hợp chức năng điều khiển thực hiện điều khiển cho từng ngăn lộ Rơle bảo vệ các XT tích hợp thêm chức năng F81,

Lộ tổng tích hợp thêm chức năng 27/59 TC C41

- Giải pháp điều khiển: Gồm 01 mạch điều khiển được cấu hình từ rơle tích hợp bảo vệ điều khiển và các khóa đóng cắt cơ tại từng tủ xuất tuyến

- Bố trí sơ đồ mimic điều khiển tại từng ngăn xuất tuyến

- Số lượng BI/BO của rơle tích hợp bảo vệ điều khiển cho 01 ngăn xuất tuyến phải đảm bảo để thực hiện điều khiển, liên động điều khiển, chỉ thị trạng thái thiết bị và cảnh báo một số tín hiệu chính của các thiết bị trong ngăn

(phía ngăn lộ tổng và xuất tuyến trung áp chỉ thay thế RLBV tích

hợp BCU phù hợp phương thức kết nối gateway mới, nên không thay

đổi về phương thức bảo vệ và logic điều khiển)

3.2.5 Bảo vệ và điều khiển cho hệ thống tự dùng AC/DC:

- Rơle bảo vệ 27/59 tự dùng AC, rơle bảo vệ 27/59, 64 tự dùng

DC sử dụng lại

- BCU điều khiển cho hệ thống tự dùng AC/DC phải đảm bảo

số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho các mạch điều khiển, liên động, chỉ thị trạng thái thiết bị và cảnh báo một số tín hiệu chính của các thiết bị trong ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho hệ thống tự dùng AC/DC : 70/40 và dự phòng ít nhất 05 BI và 05 BO

Các bản vẽ chi tiết phương thức bảo vệ, điều khiển, đo lường

3.3 Gi i pháp đối với RTU/Gat way và kết nối với IED:

- RTU/Gateway: thực hiện chức năng kết nối với với các IED

để thu thập dữ liệu đo lường, giám sát, điều khiển các thiết bị tại trạm và kết nối với TTĐK và A3

- Giao thức truyền tin: Các IEDs được kết nối đến RTU/Gateway bằng các giao thức của các IEDs như: IEC61850, Modbus, IEC60870-5-103 Giao thức kết nối giữa RTU/Gateway với TTĐK sử dụng IEC60870-5-101, IEC60870-5-104

- Mạng cục bộ LAN: Sử dụng mạng đơn, độc lập để bảo tính bảo mật và tạo liên kết, liên lạc giữa các phần tử trong hệ thống điều khiển bảo vệ của trạm