Đánh giá các công nghệ tự động hóa và chọn giải pháp hợp lý cho trạm biến áp 110kV Tư Nghĩa tỉnh Quảng Ngãi

Lý do chọn đề tài Hiện nay công tác tự động hóa các TBA 110kV để thực hiện điều khiển xa, giám sát từ Trung tâm điều khiển Tỉnh/Thành phố, chuyển các TBA này sang vận hành ở chế độ khôn

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HUY HOÀNG

ĐÁNH GIÁ CÁC CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA

VÀ CHỌN GIẢI PHÁP HỢP LÝ CHO TRẠM BIẾN

ÁP 110kV TƯ NGHĨA TỈNH QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019

Công trình được hoàn thành tại TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS LÊ KIM HÙNG

Phản biện 1: PGS.TS NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 2: TS LÊ HỮU HÙNG

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 09 tháng 03 năm 2019

Có thể tìm hiểu luận văn tại:

- Trung tâm Học liệu và truyền thông tại Trường Đại học Bách khoa, Đại học Đà Nẵng

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

Đà Nẵng

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Hiện nay công tác tự động hóa các TBA 110kV để thực hiện điều khiển xa, giám sát từ Trung tâm điều khiển Tỉnh/Thành phố, chuyển các TBA này sang vận hành ở chế độ không người trực nhằm tăng năng suất lao động, tối ưu hóa chi phí trong quản lý vận hành (QLVH) đang được các đơn vị trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) triển khai quyết liệt

Việc ứng dụng công nghệ tự động hóa vào hệ thống điều khiển, giám sát các TBA 110kV trong thời gian qua trên lưới điện do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung (CGC) QLVH được thực hiện với nhiều giải pháp khác nhau phụ thuộc vào các thiết bị điện tử thông minh (IED) được lắp đặt tại các trạm Mỗi giải pháp đều có ưu

và nhược điểm riêng Tuy nhiên, đến nay vẫn chưa có một đánh giá

cụ thể nào cho các giải pháp đang sử dụng Với mục tiêu hoàn thành

kế hoạch tự động hóa các TBA 110kV để chuyển sang vận hành ở chế độ không người trực theo đúng lộ trình EVN giao Hiện nay CGC và các đơn vị có liên quan đang tiếp tục thực hiện công tác tự động hóa các TBA 110kV trên địa bàn miền Trung và Tây Nguyên trong đó bao gồm việc đầu tư các TBA mới và cải tạo các TBA hiện

có

Việc ứng dụng công nghệ tự động hóa vào các TBA 110kV hiện có đang vận hành gặp nhiều khó khăn do đa số các thiết bị đã vận hành lâu năm, được sửa chữa, thay thế nhiều đợt khác nhau trong quá trình vận hành nên không đồng bộ

Vì vậy, để có những đánh giá tổng quan về các giải pháp đang áp dụng nhằm lựa chọn giải pháp hợp lý áp dụng cho các TBA 110kV khác trong thời gian đến là rất cần thiết

2 Mục đích nghiên cứu

Đánh giá ứng dụng công nghệ tự động hóa đang sử dụng cho các TBA 110kV do CGC QLVH

Lựa chọn giải pháp công nghệ tự động hóa hợp lý và áp dụng thực hiện cho TBA 110kV Tư Nghĩa

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

3.1 Đối tượng nghiên cứu

Các giải pháp công nghệ tự động hóa bao gồm các thiết bị nhất thứ, nhị thứ và hệ thống SCADA tại các TBA 110kV

4 Phương pháp nghiên cứu

Tìm hiểu, nghiên cứu các tài liệu, các qui định, sách báo,… có liên quan đến tự động hóa TBA

Khảo sát phân tích, đánh giá ưu nhược điểm của các giải pháp

tự động hóa hiện có tại các TBA 110kV do CGC QLVH

Khảo sát, đánh giá khả năng đáp ứng theo tiêu chí tự động hóa của các thiết bị nhất thứ, nhị thứ và hệ thống SCADA hiện có tại TBA 110kV Tư Nghĩa Trên cơ sở đó, lựa chọn giải pháp hợp lý để cải tạo thành TBA 110kV tự động hóa

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

việc cải tạo các TBA 110kV nói chung và tại CGC nói riêng

5.2 Về mặt thực tiễn

Đánh giá được tính hợp lý việc áp dụng các công nghệ hiện có tại các TBA 110kV do CGC quản lý

Phân tích, đánh giá và tìm ra giải pháp hợp lý để áp dụng thực

tế cho TBA 110kV Tư Nghĩa nhằm tối ưu hóa công tác quản lý vận hành và nâng cao năng suất lao động

Phù hợp với chủ trương của ngành điện và xu thế phát triển chung của thế giới

6 Đặt tên đề tài

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nêu trên đề tài được đặt tên:

‘Đánh giá các công nghệ tự động hóa và chọn giải pháp hợp lý cho TBA 110kV Tư Nghĩa tỉnh Quảng Ngãi’

CHƯƠNG 1 ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA HIỆN NAY TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110kV DO CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ VẬN HÀNH 1.1 Hiện trạng triển khai tự động hóa các TBA 110kV do CGC QLVH

1.1.1 Qui mô quản lý vận hành của CGC

1.1.2 Tổng quan về hệ thống điều khiển, bảo vệ, đo lường và SCADA

Hình 1.1 Sơ đồ kết nối hệ thống ĐKBV, đo lường tại TBA

1.1.2.1 Hệ thống điều khiển bảo vệ

Các tủ điều khiển, bảo vệ đã vận hành lâu năm (>= 10 năm), qua nhiều lần cải tạo, sửa chữa, đấu nối bổ sung nên hệ thống cáp điều khiển cũng như thiết bị bố trí trong tủ quá nhiều, không còn không gian để đấu nối bổ sung và cũng không đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy đặc biệt khi chuyển sang vận hành ở chế độ không người trực

1.1.2.2 Hệ thống SCADA (Tủ RTU, SIC)

Đối với các TBA được đầu tư theo kiểu truyền thống: Hệ thống SCADA sử dụng đấu nối mạch cứng bằng các sợi cáp đồng nhiều ruột, tập trung tín hiệu đo lường, điều khiển, giám sát về tủ SIC, RTU

1.1.2.3 Hệ thống nguồn AC/DC

Hệ thống phân phối nguồn AC/DC bao gồm các tủ AC/DC, các aptomat tại các tủ điều khiển, bảo vệ, RTU, SIC, tủ truyền động của các thiết bị,.…

1.1.3 Nhận xét về công tác tự động hóa TBA 110kV do CGC QLVH

Dựa trên thực tế thiết bị tại các TBA do CGC quản lý vận hành, ta có thể chia thành 03 nhóm trạm như sau:

1.1.3.1 Nhóm 1

- Bao gồm các TBA có thiết bị đồng bộ, hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính Nhóm này đã được đầu tư đầy đủ hệ thống DCS nhưng của nhiều nhà cung cấp khác nhau

- Đặc điểm chung của các TBA thuộc nhóm này là phần mềm điều khiển tích hợp và các key của hệ thống do nhà thầu nắm giữ nên việc mở rộng, sửa chữa thiết bị đều phải do nhà thầu thực hiện, do đó khó khăn trong việc phối hợp và chi phí thực hiện cao

1.1.3.2 Nhóm 2

Các TBA nhóm này đã đầu tư gateway, hệ thống ĐKBV đồng

bộ, các rơ le bảo vệ có giao thức IEC 61850 Tín hiệu ĐKBV phía 110kV và lộ tổng, phân đoạn trung thế (6kV, 22kV, 35kV) đã được kết nối với A3 Các XT trung thế đa số chưa được kết nối với Điều

độ Điện lực tỉnh

1.1.3.3 Nhóm 3

Các TBA nhóm này có hệ thống ĐKBV không đồng bộ, nhiều hãng khác nhau, phần lớn rơ le bảo vệ không có chuẩn giao thức IEC-61850, Điều khiển bằng tủ bảng điều khiển truyền thống Hệ thống SCADA tại trạm theo giải pháp RTU truyền thống (thu thập, kết nối và truyền dữ liệu với Trung tâm Điều độ HTĐ miền Trung thông qua các tủ RTU, SIC)

1.2 Các giải pháp cần xem xét để sử dụng

1.2.1 Đối với các TBA thuộc nhóm 1 và các TBA đang đầu

tư theo dạng DCS/Gateway

Dựa trên cơ sở phần mềm của các hãng do các nhà thầu cung cấp trước đây thực hiện bổ sung cấu hình, kết nối với TTĐK để thực hiện giám sát, điều khiển xa các thiết bị Bổ sung BCU để thu thập tín hiệu của các aptomat cấp nguồn tại các tủ phân phối AC, DC Đầu tư bổ sung hệ thống camera, phần mềm kết nối, hệ thống phòng cháy chữa cháy, an ninh cho các TBA 110kV để kết nối về Trung tâm điều khiển

1.2.2 Đối với các TBA 110kV thuộc nhóm 2

Lắp mới hệ thống thu thập dữ liệu bao gồm thiết bị máy tính chủ Server/Gateway và hệ thống mạng LAN để kết nối với các thiết

bị bảo vệ, đo lường hiện hữu Các rơle bảo vệ và các thiết bị điện tử thông minh (IED) được kết nối trực tiếp với Gateway theo giao thức IEC 61850 và kết nối với hệ thống SCADA của A3 qua giao thức IEC60870-5-101 Bổ sung kết nối giữa RTU tích hợp với các rơle và các thiết bị điện tử thông minh (IED) của các ngăn lộ phân phối trung, hạ thế để kết nối với TTĐK Bổ sung BCU để thu thập tín hiệu của các aptomat cấp nguồn tại các tủ phân phối AC, DC Bổ sung hệ thống camera, phần mềm kết nối, hệ thống phòng cháy chữa cháy, an ninh, sử dụng RTU tích hợp để kết nối về Trung tâm điều khiển

1.2.3 Đối với các TBA 110kV thuộc nhóm 3

Lắp mới hệ thống thu thập dữ liệu bao gồm thiết bị máy tính chủ Server/Gateway và hệ thống mạng LAN để kết nối với các thiết

bị bảo vệ, đo lường

Thực hiện cải tạo hệ thống điều khiển, bảo vệ hiện có để đáp ứng tiêu chí TBA KNT Tùy thuộc vào từng trạm cụ thể ta thực hiện việc cải tạo theo hướng: Nếu thiết bị IED có giao thức thì sử dụng lại, bổ sung BCU mức ngăn và các phần mềm tương ứng để thực hiện kết nối với TTĐK và A3; Nếu hệ thống điều khiển, bảo

vệ, đo lường quá cũ không đảm bảo cho công tác vận hành an toàn lâu dài hoặc không có giao thức để kết nối thì thay thế bằng hệ thống điều khiển, bảo vệ, đo lường mới và các phần mềm để thực hiện kết nối với TTĐK và A3; Bổ sung hệ thống camera, phần mềm kết nối, hệ thống phòng cháy chữa cháy, an ninh đảm bảo các yêu cầu về TBA KNT

1.3 Đánh giá các giải pháp công nghệ hiện đang áp dụng tại các TBA 110KV do CGC quản lý vận hành

Từ việc xem xét các giải pháp ở mục 1.2, ta có thể đánh giá chung về các giải pháp như sau:

Đối với các TBA thuộc nhóm 1:

Việc cấu hình hệ thống do các nhà thầu cung cấp thiết bị và giải pháp phần mềm thực hiện, không đào tạo chuyển giao công nghệ nên không làm chủ được công nghệ Điều này sẽ khó khăn trong quá trình vận hành, xử lý sự cố hoặc khi cần mở rộng, nâng công suất trạm thì chi phí sửa chữa, mở rộng cao và thời gian sửa chữa thường

kéo dài

Đối với các TBA thuộc nhóm 2:

Tương tự như nhóm 1, việc cấu hình hệ thống tại trạm phụ

thuộc nhà thầu cung cấp thiết bị và phần mềm trước đây do đó có nhược điểm là thời gian khắc phục các bất thường, sự cố thường kéo dài, chi phí cao

Đối với các TBA thuộc nhóm 3:

Sử dụng phần mềm Survalent, do ETC thực hiện việc cấu hình nên việc mở rộng trạm, nâng công suất sau này rất thuận tiện Việc làm chủ được công nghệ giúp cho công tác QLVH, xử lý sự cố, khắc phục các bất thường trong vận hành được nhanh chóng, đảm bảo các yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện Tuy nhiên, qua công tác vận hành nhận thấy đối với một số rơ le bảo vệ có giao thức IEC 61850 đời đầu hoặc modbus hoặc IEC 103 được giữ lại thường xảy ra lỗi kết nối hoặc các tín hiệu đáp ứng chậm

1.4 Kết luận

Trong chương này, hiện trạng công tác tự động hóa các TBA 110kV do CGC QLVH và các giải pháp để thực hiện tự động hóa các TBA đã được xem xét, phân tích Căn cứ vào các yêu cầu, tiêu chí kỹ thuật cũng như thực tế vận hành, việc đánh giá hiện trạng công nghệ

tự động hóa đang sử dụng tại các TBA 110kV hiện nay trên lưới CGC cho ta thấy được những ưu điểm cũng như hạn chế của các giải pháp

Dựa trên các yêu cầu kỹ thuật, tính đáp ứng của các vật tư thiết

bị hiện có tại từng trạm biến áp, chúng ta sẽ xem xét đánh giá và lựa chọn giải pháp hợp lý để thực hiện tự động hóa TBA 110kV Tư Nghĩa tỉnh Quảng Ngãi sẽ được trình bày ở các chương sau

CHƯƠNG 2 ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG ĐỂ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP

TỰ ĐỘNG HÓA CHO TBA 110KV TƯ NGHĨA

2.1 Tổng quan

TBA 110kV Tư Nghĩa được thiết kế với qui mô công suất ban đầu là 25MVA và được đóng điện vận hành năm 2006 Trạm có vị trí tại xã Nghĩa Phương, huyện Tư Nghĩa, Quảng Ngãi Trạm là nguồn cung cấp điện chính cho các huyện Tư Nghĩa, Nghĩa Hành và các huyện lân cận TBA này là trạm thuộc nhóm 3 như đã trình bày trong chương 1

Hình 2.1 Sơ đồ nối điện chính trạm 110kV Tư Nghĩa

Hiện tại, trạm đang vận hành với 01 MBA AT1

115/23kV-25MVA Hệ thống phân phối phía 110kV được thiết kế theo sơ đồ

“Hệ thống 01 thanh cái có máy cắt phân đoạn” (hình 2.1) Phía 22kV

sử dụng sơ đồ “Hệ thống 01 thanh cái” bao gồm các tủ hợp bộ trong

nhà

2.2 Các thiết bị nhất thứ

2.2.1 MBA AT1

MBA AT1 115±9x1,78%/23±2x2,5%/15,75/11kV-25MVA

làm nhiệm vụ truyền tải và cung cấp điện năng cho các xuất tuyến

phía 22kV tại trạm

2.2.1 Máy cắt 110kV (171, 172, 131, 112)

Các máy cắt 110kV tại trạm sử dụng loại 3 pha, lắp đặt ngoài

trời, khí SF6, truyền động bằng lò xo

2.2.2 Máy biến điện áp 110kV (TUC11, TUC12, TU171, TU172)

Các máy biến điện áp phía 110kV tại trạm đều sử dụng loại

biến điện áp dầu, 1 pha, kiểu tụ, ngoài trời

2.2.3 Máy biến dòng điện 110kV (ngăn 171, 172, 131, 112)

Các máy biến dòng điện 110kV là loại dầu, 1 pha, ngoài trời

2.2.4 Dao cách ly 110kV 3 pha 1 hoặc 2 lưỡi tiếp đất

Dao cách ly sử dụng loại 3 pha lắp đặt ngoài trời

Máy biến áp tự dùng tại trạm được lấy điện từ thanh cái 22kV

để cung cấp nguồn cho các phụ tải xoay chiều tại trạm

Nhận xét:

- MBA AT1:

Trong quá trình vận hành MBA đã xảy ra hiện tượng rỉ dầu từ

TI chân sứ xuống tủ đấu dây tại chỗ trên thân máy (LCU), rỉ dầu rốn

sứ pha B phía 110kV, rỉ dầu mặt bích pha C phía 22kV Việc rỉ dầu vào tủ LCU đã làm hỏng các hàng kẹp đấu nối bên trong tủ

Ngày 28/4/2010 đã xảy ra phóng điện tủ hợp bộ MC 471 và các phíp cách điện bên trong tủ

- Máy biến điện áp 1 pha phía 110kV:

Trong quá trình vận hành một số máy biến điện áp đã xảy ra hiện tượng sai số về tỷ số biến lớn, không đạt cấp chính xác, điện dung của khối tụ phân áp bị lệch nhiều so với giá trị định mức

2.3 Các thiết bị nhị thứ

Sau 11 năm vận hành, TBA đã qua nhiều lần nâng cấp, sửa chữa nên hệ thống điều khiển bảo vệ tại trạm có phần suy giảm về chất lượng, số lượng cáp trong tủ nhiều, ảnh hưởng đến khả năng vận hành tin cậy, cung cấp điện liên tục trong thời gian đến

2.3.1 Hệ thống rơ le bảo vệ

Hệ thống rơle bảo vệ tại trạm đã được trang bị rơle kỹ thuật

số Tuy nhiên, đa số các rơle chỉ có giao thức IEC 60870-5-103 hoặc modbus, không có giao thức IEC 61850 Sơ đồ phương thức bảo vệ

tại trạm 110kV Tư Nghĩa hiện nay như hình 2.10

Hình 2.10 Sơ đồ phương thức bảo vệ trạm 110kV Tư Nghĩa

Nhận xét:

Nhìn chung hệ thống rơle bảo vệ tại trạm làm việc ổn định, tin cậy đáp ứng các yêu cầu trong quá trình vận hành Tuy nhiên sau khi đưa vào vận hành vài năm, các rơle bảo vệ loại MICOM bắt đầu xảy

ra hư hỏng, đặc biệt là màn hình của rơle này Các các rơ le bảo vệ tại trạm đều không có giao thức truyền thông IEC 61850 (trừ ngăn 112)

Ngoài ra, các rơle bảo vệ thế hệ cũ được kết nối với Gateway qua giao thức IEC 60870-5-103 truyền dữ liệu về TTĐK thường xảy

ra hiện tượng mất kết nối do lỗi card truyền thông

2.3.2 Hệ thống đo lường

Các đồng hồ đo lường trên tủ điều khiển bảo vệ đa phần là các đồng hồ analog, hoặc đồng hồ số nhưng không có giao thức truyền thông

2.3.3 Các tủ tự dùng AC/DC

Tại các tủ AC/DC sử dụng các aptomat tổng không có điều khiển bằng điện, một số aptomat nhánh không có tiếp điểm phụ Đo lường tại các tủ AC, DC đang sử dụng đồng hồ cơ

2.3.4 Các tủ đấu dây ngoài trời

Các tủ MK được lắp đặt ngoài trời, do thời gian sử dụng quá lâu nên vỏ tủ bị rỉ sét, các roăng bị lão hóa nên cửa tủ không còn đóng kín, các hàng kẹp, đầu nối bị lão hóa, tiếp xúc không tốt có nguy cơ dễ gây chạm chập nhị thứ, đặc biệt trong mùa mưa

2.4 Nhận xét hệ thống mương cáp

Hệ thống mương cáp qua nhiều lần nâng cấp, cải tạo, kích thước mương cáp không đủ chỗ để bố trí cáp nhị thứ, không có giá

đỡ cáp; thành và nắp mương cáp xuống cấp

2.5 Hệ thống thông tin và SCADA

2.5.1 Hiện trạng hệ thống thông tin

2.5.2 Hiện trạng hệ thống SCADA tại Trạm 110kV Tư Nghĩa

Hiện nay các tín hiệu SCADA của các thiết bị đã được thu thập về RTU Microsol Xcell để truyền về A3 theo IEC60870-5-101 Ngoài ra trong năm 2016-2017 tại trạm được lắp đặt bổ sung

01 Gateway và HMI theo dự án miniSCADA để thu thập tín hiệu và điều khiển toàn bộ các thiết bị phía 22kV tại trạm từ PC Quảng Ngãi