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

Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu quả vận hành tại các trạm biến áp TBA 500kV, 220kV và 110kV, trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện nhằm nâng

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

PHẠM HẢI DƯƠNG

MỤC LỤC

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC CÁC HÌNH MỞ ĐẦU 1

1 Tính cấp thiết của đề tài 2

2 Mục tiêu nghiên cứu 3

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: 3

4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 3

5 Đặt tên đề tài 3

6 Nội dung nghiên cứu: 4

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TBA 110KV BẮC ĐỒNG HỚI 5

1.1 QUY MÔ 5

1.2 SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN HIỆN TRẠNG 5

1.3 CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN CHÍNH 5

1.4 HỆ THỐNG NGUỒN ĐIỆN TỰ DÙNG AC/DC 7

1.5 HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ, ĐIỀU KHIỂN VÀ ĐO LƯỜNG HỆ THỐNG TÍCH H P 8

1.6 CÁCH ĐIỆN, BẢO VỆ CHỐNG SÉT, NỐI ĐẤT 14

1.7 KẾT CẤU XÂY DỰNG 14

1.8 THÔNG TIN LIÊN LẠC – SCADA 14

1.9 PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY 14

1.10 PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH TRẠM 14

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH LỰA CHỌN GIẢI PHÁP 15

2.1 NHỮNG YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC: 15 2.1.1 Yêu cầu hệ thống rơ le điều khiển, bảo vệ và đo lường 15

2.1.2 Yêu cầu về giao thức truyền tin 15

2.1.3 Yêu cầu về giao diện người – máy (HMI) 15

2.1.4 Yêu cầu về Hệ thống SCADA 15

2.1.8 Yêu cầu về Hệ thống báo cháy tự động 17

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 17

2.1.10 Yêu cầu về dữ liệu thu thập datalist 17

2.2 CÁC GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT 17

2.3 ĐÁNH GIÁ PHÂN TÍCH LỰA CHỌN CÁC GIẢI PHÁP 18

2.3.1 Giải Pháp 1 18

2.3.2 Giải pháp 2 18

2.3.3 Giải pháp 3 20

2.4 KẾT LUẬN LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN 21

2.5 SƠ ĐỒ KẾT NỐI TỔNG QUAN TRUYỀN THÔNG TBA KNT 23

CHƯƠNG 3 CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ 24

3.1 QUY MÔ 24

3.1.1 Phần nhất thứ: Giữ nguyên hiện trạng 24

3.1.2 Hệ thống điều khiển: 25

3.1.3 Phần SCADA: 25

3.2 GIẢI PHÁP HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG ĐIỀU KHIỂN, GIÁM SÁT 26

3.2.1 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 171: 26

3.2.2 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 172: 35

3.2.3 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ MBA 110kV: 44

3.2.4 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ tổng và xuất tuyến trung áp: 52

3.2.5 Bảo vệ và điều khiển cho hệ thống tự dùng AC/DC: 52

3.3 GIẢI PHÁP ĐỐI VỚI RTU/GATEWAY VÀ KẾT NỐI VỚI IED: 55

3.4 GIẢI PHÁP VỀ XÂY DỰNG 58

3.5 YÊU CẦU THIẾT BỊ XEM PHỤ LỤC 1 58

3.6 LIỆT KÊ VẬT TƯ THIẾT BỊ 58

3.6.1 Vật tư thiết bị - phần điện 58

3.6.2 Vật tư thiết bị - xây dựng 60

CHƯƠNG 4 DỰ KIẾN CHI PHÍ, PHÂN TÍCH TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ

VÀ KẾT LUẬN 61

4.1 DỰ KIẾN CHI PHÍ VÀ PHÂN TÍCH TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ 61

4.2 KẾT LUẬN 66 TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ BẢN SAO

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN

Tên đề tài: GIẢI PHÁP HOÁN Đ I H TH NG T CH H P TBA K

B C Đ NG H I Đ ĐƯA ANG CH Đ N HÀNH KH NG NGƯỜI TR C

Học viên: Phạm Hải Dương Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Tóm tắt – 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, trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho

hệ thống điện nhằm nâng cao năng suất lao động, nâng cao độ tin cậy, giảm thiểu sự cố

do thao tác nhầm của người vận hành Tuy nhiên, mỗi trạm biến áp có những đặc điểm riêng nên để thực hiện tự động hóa trạm biến áp cần phải nghiên cứu và đưa ra giải pháp phù hợp nhất với mỗi trạm Luận văn trình bày nghiên cứu đề xuất giải pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực

Từ khóa – Trạm biến áp Bắc Đồng Hới; điều khiển tích hợp, điều khiển xa; trạm

không người trực; vận hành hệ thống điện

Topic name: THE EXCHANGE SOLUTIONS OF INTERGRATED SYSTEM OF SUBSTATION 110KV THE BAC DONG HOI TO OPERATE WITHOUT PEOPLE

Abstract – The development and application of science and technology, step by

step automation and modernization of the operation and management of the system is an urgent requirement of the power industry With the aim of reducing the number of operators, improve the efficiency of operation at 500kV, 220kV and 110kV substations Substation without operators is the optimal solution for the power system to improve labor productivity, improve reliability, minimize operator malfunction However, each substation has its own characteristics; hence, in order to implement a substation automation system, it is necessary to research and propose the most suitable solution for each station The thesis presents the proposed swapping solution of integrated system of substation 110kV the Bac Dong Hoi to bring into the unmanaged operation mode

Keywords – The Bac Dong Hoi substation; integrated control; remote control; no operators substation; power system operation

- EVNCPC: Tổng công ty Điện lực miền Trung

- TTDK: Trung Tâm Điều khiển

- TBA: Trạm Biến Áp

- CGC: Công ty Lưới điện cao thế miền Trung

- QBPC: Công ty Điện lực Quảng Bình

- B: Bảng

- H: Hình

- A3: Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Trung

- B32: Điều độ Điện lực Quảng Bình

- XLSC: Xử lý sự cố

- IED: Thiết bị điện thông minh

- MBA: Máy biến áp

- HMI: Giao diện người - máy

- PCCC: Phòng cháy chữa cháy

- PCTT: Phòng chống thiên tai:

- SCADA: Hệ thống điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu

- BCU: Thiết bị điều khiển mức ngăn

- IEC: Ủy ban kỹ thuật Điện quốc tế

- LAN: Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các máy tính/thiết bị mạng

trong một phạm vi nhỏ

- WAN: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối giữa các mạng cục bộ

- KNT: Không người trực

1.1 Bảng tổng hợp thiết bị rơle bảo vệ, điều khiển 9

3.1 Sơ đồ nhất thứ TBA 110kV Bắc Đồng Hới 24

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 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:

4602/QĐ 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[1]

- Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực tại các TBA 500kV, 220kV, riêng TBA 110kV vận hành không người trực[1]

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[8]

Đối với lưới điện 110kV trên địa bàn t nh 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 do hư hỏng thiết bị

+ Về thử nghiệm End-to-End, phần tín hiệu 1 bit bảo vệ điện chưa thử nghiệm

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 TBA K B C Đ NG H I

1.1 Quy mô

TBA 110kV Bắc Đồng Hới được thiết kế với công suất 1x25MVA là trạm nguồn quan trọng cấp điện chủ yếu cho khu vực huyện Bố Trạch và một phần TP Đồng Hới

1.2 ơ đồ nối điện hiện trạng

Phía 110kV: Hệ thống phân phối phía 110kV sử dụng sơ đồ “Hệ

thống 01 thanh cái” gồm: 02 ngăn MC ĐZ 171, 172; 01 ngăn MBA T1 (110/22kV(11)–25 MVA)

Phía 22kV: Hệ thống phân phối phía 22kV sử dụng sơ đồ “Hệ thống

01 thanh cái” gồm: Phân đoạn C41 gồm: 01 ngăn lộ tổng 431, 01 ngăn đo lường TU , 01 ngăn MBA tự dùng và 05 xuất tuyến 22kV: 471, 473, 475,

- Cao áp (CA): :25 MVA

- Trung áp (TA) : 25 MVA

- Báo tín hiệu : 0,54 MPa

- Khoá mạch thao tác : 0,51 Mpa

- MC 22kV

1 Kiểu máy cắt : Chân không

2 Loại : HVX 24-25-16-E; HVX 24-25-06-E

1.4 Hệ thống nguồn điện tự dùng AC/DC

1 Tự dùng AC: sử dụng điện áp 220/380VAC Tủ tự dùng AC được đặt trong nhà điều khiển, cung cấp nguồn cho các phụ tải của trạm bao gồm: các động cơ quạt mát MBA 110kV, thiết bị điều ch nh điện áp dưới tải của

MBA 110kV, chiếu sáng ngoài trời, chiếu sáng trong nhà điều khiển và nhà phân phối, điều hoà nhiệt độ

2 Tự dùng DC: Nguồn điện tự dùng 1 chiều 220VDC được cung cấp

từ hệ thống ắc qui gồm một bộ dung lượng 200Ah/10h Hệ thống ắc qui làm việc theo chế độ nạp và phụ nạp thường xuyên qua 02 bộ ch nh lưu TN1 và TN2 để cung cấp cho các phụ tải một chiều của trạm gồm có: Mạch điều khiển, tự động, bảo vệ và báo tín hiệu, thiết bị đóng cắt phía, chiếu sáng sự

rơle P120: chức năng 50N/51N

Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 171:

Bảo vệ khoảng cách dùng rơle RCS 902 chức năng 21/ 21N, 50/51, 50N/51N, 25, 68/79/ FR/FL

Bảo vệ quá dòng có hướng dùng rơle RCS 9611: chức năng 67/67N, 50BF, FR

Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 172

Bảo vệ khoảng cách dùng rơle RCS 902 chức năng 21/ 21N, 50/51, 50N/51N, 25, 68/79/ FR/FL

Bảo vệ quá dòng có hướng dùng rơle RCS 9611: chức năng 67/67N, 50BF, FR

Bảo vệ phía 22kV:

Ngăn C41: Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất xuất tuyến 22kV:

Sử dụng rơle RCS 9611, chức năng 50/51&50/51N, 79, k m BCU

B 1.1 Bảng tổng hợp thiết bị rơle bảo vệ, điều khiển

TT Thiết bị được

bảo vệ

Loại Rơl

Nhà chế tạo/Nước sản xuất

Năm X/Năm LĐ/Năm

VH

Dòng/áp định mức

Các chức năng bảo

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A/110V

67/67N; 50BF; 74

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A/110V

67/67N; 50BF; 74

9679C Nari/TQ 2010/2010 1A/110V

RCS-87; 50/51; 50/51N; 49;

50REF

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A

RCS-50/51; 50/51N; 27/59; 50BF; 74 (110kV)

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A

RCS-50/51; 50/51N; 27/59; 50BF; 74 (220kV) REG-

RCS-994B Nari/TQ 2010/2010 110V

F81; 27/59

5 Phân đoạn 412

RCS-9611C Nari/TQ 2010/2010 1A

50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74

6 Xuất tuyến

471

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A

RCS-50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74

7 Xuất tuyến

473

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A

RCS-50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74

8 Xuất tuyến

475

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A

RCS-50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74

9 Xuất tuyến

477

9611C Nari/TQ 2010/2010 1A

RCS-50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74

10 Xuất tuyến

171

BCU -1 RCS-9705C

Nari/TQ 2010/2010

BCU -2 RCS-9705C

Nari/TQ 2010/2010

11 Xuất tuyến

172

BCU -1 RCS-9705C

Nari/TQ 2010/2010

BCU -2 RCS-9705C

Nari/TQ 2010/2010

12 MBA T1

BCU -1 RCS-9705C

Nari/TQ 2010/2010

BCU -2 RCS-9705C

H 1.1 Sơ đồ kết nối tổng quan truyền thông hiện hữu

1.6 Cách điện bảo vệ chống sét nối đất

Cách điện của trạm bằng được chọn ở mức nhiễm bẩn trung bình (25mm/kV)

Bảo vệ quá điện áp khí quyển và quá điện áp do đóng cắt lưới bằng các chống sét van ô-xít kẽm Ngoài ra, bảo vệ chống sét đánh trực tiếp vào trạm bằng các kim thu sét lắp trên cột cổng và cột thanh cái

Hệ thống nối đất của trạm bằng thép mạ kẽm, dạng nối đất kiểu lưới,

liên kết giữa các cọc bằng các thanh thép 12

1.7 Kết cấu xây dựng

Trụ đỡ thiết bị: bằng thép hình mạ kẽm

Móng: Móng bê tông cốt thép đổ tại chỗ

1.8 Thông tin liên lạc – SCADA

Trạm đang sử dụng phương thức thông tin, điện thoại của Viettel Tại trạm 110kV Bắc Đồng Hới đã trang bị các thiết bị SCADA gồm tủ gateway để phục vụ cho công tác thu thập số liệu của trạm và điều độ vận hành từ Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Trung

1.9 Phòng cháy chữa cháy

Trạm biến áp 110kV Bắc Đồng Hới hiện hữu đã trang bị đầy đủ hệ

thống phòng cháy chữa cháy cho trạm theo quy phạm hiện hành

1.10 Phương thức vận hành Trạm

Trạm 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

CHƯƠNG 2 PHÂN T CH L A CHỌN GIẢI PHÁP

2.1 Những yêu cầu kỹ thuật đối với TBA không người trực:

Để đáp ứng các tiêu chí xây dựng trạm biến áp 110kV không người trực, yêu cầu trước tiên là các thiết bị nhất thứ, rơ le, IEDs trong trạm phải đảm bảo kỹ thuật, giám sát, điều khiển từ xa Bên cạnh đó phải có giải pháp

để kết nối, thu thập dữ liệu hệ thống SCADA, hệ thống camera, báo cháy tự động, an ninh tại các TBA 110kV

2.1.1 Yêu cầu hệ thống rơ le điều khiển, bảo vệ và đo lường

Tất cả các tủ điều khiển phải có khối điều khiển mức ngăn BCU độc lập hoặc rơ le kết hợp BCU có giao thức IEC61850 để phục vụ kết nối với TTĐK

và điều khiển xa các thiết bị của TBA[3]

2.1.2 Yêu cầu về giao thức truyền tin

Sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850 hoặc Modbus để trao đổi thông tin giữa các thiết bị điều khiển, bảo vệ, đo lường với Gateway/RTU và kết nối giữa các thiết bị khác trong TBA Sử dụng chức năng tích hợp HMI với thiết bị đầu cuối để thiết lập máy tính giao diện HMI hỗ trợ nhân viên đến kiểm tra tình trạng hoạt động của trạm Sử dụng giao thức IEC 60870 – 5 – 101/104 để kết nối thiết bị đầu cuối Gateway/RTU với Trung tâm điều khiển, hệ thống SCADA khi sử dụng mạng IP làm kênh truyền[3]

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

Trang bị 01 máy tính kết nối và sử dụng trực tiếp HMI của Gateway/RTU với chức năng gồm: Hiển thị sơ đồ một sợi, giám sát tình trạng hoạt động các IED, hiển thị các sự kiện, cảnh báo, sự cố, cho phép người vận hành gắn/gỡ các biển báo, ghi lại các thông số vận hành và cho phép người vận hành thao tác điều khiển các thiết bị[3]

2.1.4 Yêu cầu về Hệ thống SCADA

- Hỗ trợ HMI client để phục vụ kết nối máy tính khi công tác tại trạm

- Gateway/RTU kết nối các IEDs theo giao thức truyền thông như IEC

61850, Modbus hạn chế sử dụng card I/O

- Mạng LAN cho các thiết bị điều khiển bảo vệ theo giao thức truyền thông phải được tách biệt hoàn toàn với mạng LAN của hệ thống Camera

- Nguồn điện từ 02 hệ thống nguồn độc lập[3]

2.1.5 Yêu cầu về Hệ thống thông tin

Cáp quang:

- Nâng cấp tuyến cáp quang bảo vệ 1+1 độc lập về mặt vật lý

- Số lượng sợi quang trống dự phòng cho mỗi hướng cả mạch bảo vệ : >

02 sợi quang

Thiết bị truyền dẫn quang:

- Bảo vệ 1+1 cho card nguồn, các thiết bị ở điểm trục hoặc kết nối > 03 hướng quang yêu cầu bảo vệ 1+1 cho card điều khiển - chuyển mạch

- Các giao diện dịch vụ còn có thể sử dụng và băng thông tối thiểu: Giao diện 2Mb/s > 2, giao diện Ethernet 100Mb/s > 3 [3]

- Ghi hình, lưu trữ hình ảnh tại trạm và truyền về Trung tâm điều khiển

- Lập trình và điều khiển từ xa qua mạng

Hệ thống cảnh báo đột nhập, giám sát vào/ra:

- Có trung tâm xử lý, báo động tại chỗ và từ xa tại Trung tâm điều khiển khi phát hiện xâm nhập Kết nối với hệ thống camera IP để tự động quan sát vùng báo đột nhập

- Đảm bảo phát hiện xâm nhập từ tất cả các hướng

- Hỗ trợ đầu đọc thẻ hoặc vân tay để giám sát vào/ra

- Các tín hiệu đóng/mở cửa sẽ được truyền về Trung tâm điều khiển

- Không cho phép kết nối bất cứ thiết bị nào vào các máy tính chủ, máy tính trạm của TBA như: thẻ nhớ, USB storage, ổ cứng di động [3]

2.1.7 Yêu cầu về Hệ thống chiếu sáng

- Sử dụng/cải tạo đ n chiếu sáng trong nhà, ngoài trời và tự động bật tắt theo thời gian cài đặt trước hoặc cảm biến ánh sáng

- Sử dụng đ n theo công nghệ tiết kiệm năng lượng[3]

2.1.8 Yêu cầu về Hệ thống báo cháy tự động

- Bổ sung hệ thống báo cháy, báo khói có thỏa thuận với cơ quan thẩm quyền

- Các tín hiệu báo cháy, báo khói truyền về Trung tâm điều khiển[3]

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

- Nguồn cấp cho hệ thống điều khiển, bảo vệ là nguồn 220/110VDC và phải được cấp từ 02 nguồn độc lập, trong đó 01 nguồn chính, nguồn còn lại ở trạng thái dự phòng và có thiết bị tự động chuyển sang nguồn dự phòng khi

hư hỏng cấp điện chính

- Thiết bị đầu cuối và thiết bị cấp kênh truyền: Gateway/RTU, thiết bị truyền dẫn, thiết bị ghép kênh phải sử dụng cùng nguồn cấp điện cho hệ thống điều khiển, bảo vệ của TBA[3]

2.1.10 Yêu cầu về dữ liệu thu thập (datalist)

Theo công văn số: 5497/EVNCPC-KT+QLĐT ngày 27/7/2017 của EVNCPC

- 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 tiêu chí TBA KNT

2.3 Đánh giá phân tích lựa chọn các giải 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 ch duy nhất tai Trạm còn sử dụng thiết bị và

hệ thống 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

2.3.2 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 ch 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 nếu có

Dự toán dự kiến thực hiện

Đầu tư giải pháp mới đáp ứng tiêu chí TBA KNT

Bỏ hệ thống điều khiển tích hợp cũ, đầu tư đáp ứng tiêu chí TBA KNT cụ thể:

+ Tháo dỡ thu hồi hệ thống máy tính điều khiển cũ, 03 Container thiết

bị điều khiển bảo vệ các ngăn lộ 110kV, tủ Master, slave tại phòng điều khiển

+ 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

- Ưu điểm:

+ Phương án giải quyết được hết các tồn tại cần thiết để đưa Trạm sang vận hành không người trực

+ Các thiết bị đồng bộ, sơ đồ mạch đơn giản, giảm thời gian xử lý sự cố nếu có

+ Khắc phục được các lỗi tồn tại của thiết bị hãng Nari do không còn

sử dụng

- Nhược điểm:

Phương án này có giá thành đầu tư cao nhất Tuy nhiên có thể xem xét lại do hiệu quả đầu tư mang lại có thể giảm suất sự cố, giảm thời gian bảo trì bảo dưỡng thiết bị, giảm thời gian ngưng cung cấp điện do phải SCL, SCTX

do hự hỏng thiết bị kém chất lượng của hãng Nari gây ra

Dự toán dự kiến thực hiện

(Chi tiết xem phụ lục 3)

2.4 Kết luận lựa chọn phương án

Như phân tích đánh giá các phương án ở trên, phương án 1 không thực hiện, so sánh lưa chọn phương án 2, 3 cụ thể như sau:

- Về mặt kỹ thuật: qua phân tích ưu điểm nhược điểm phương án 3 có

ưu điểm vượt trội so với phương án 2

- Về mặt đầu tư kinh tế: phương án 3 có vốn đầu tư cao hơn nhiều phương án 2 tuy nhiên để so sanh ta phân tích thêm hiệu quả kinh tế do 2 phương án mang lại cụ thể:

Phương án 2 do vẫn tiếp tục sử dụng thiết bị kém chất lượng Nari khả năng sự cố ngưng cung cấp điện để khắc phục sửa chữa thay thế thiết bị rất lớn các thiết bị trên đã xảy nhiều hiện tượng bất thường và hư hỏng các năm gần đây, năm 2017 đã xãy ra 6 lần hiện tượng bất thường rơle bảo vệ bị treo,

02 lần hư hỏng rơle Chi phí sửa chữa lớn thay 01 rơle bảo vệ XT tuyến 22kV bao gồm chi phí thay thế, thiết kế hiệu ch nh, ch nh định, thí nghiệm rơle và nghiệm thu đóng điện khoảng 210.000.000đ tham khảo dự toán SCL Cty Lưới điện cao thế miền Trung như vậy chi phí sửa chữa lớn nếu thực hiện phương án 2 có thể còn phải thực hiện: 22 thiết bị Nari x 210.000.000 = 4.620.000đ, ngoài ra thiệt hại về thời gian ngưng cung cấp điện do sự cố và sửa chữa lớn thiết bị chưa tính bằng tiền, độ tinh cậy cung cấp điện bị giảm sút

Qua phân tích đánh giá các phương án và so sánh, 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

2.5 ơ đồ kết nối tổng quan truyền thông TBA KNT

CHƯƠNG 3 CÁC GIẢI PHÁP C NG NGH 3.1 Quy mô

3.1.1 Phần nhất thứ: Giữ nguyên hiện trạng

H 3.1 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, trong đó sử dụng các rơ le thế hệ mới, có giao thức để nâng cao độ tin cậy và đáp ứng yêu cầu về vận hành, XLSC khi chuyển TBA sang vận hành không người trực

- Quy mô cụ thể như sau:

- 01 BCU tủ điều khiển bảo vệ ngăn đường dây 171

- 01 BCU tủ điều khiển bảo vệ ngăn đường dây 172

- 01 BCU tủ điều khiển bảo vệ MBA T1, 131

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, 473, 475, 477, 479

5 Thay thế 01 BCU cho tủ AC và tủ DC để giám sát, điều khiển các thiết bị trong tủ

6 Thay thế hệ thống cáp nhị thứ

3.1.3 Phần SCADA:

Thay các tủ RTU, tủ SIC kém tin cậy của hệ thống SCADA hiện hữu vận hành không tin cậy bằng 01 RTU/Gateway để phù hợp với các giải pháp

thu thập dữ liệu đo lường, trạng thái, điều khiển của hệ thống rơle bảo vệ thế

hệ mới được thay thế phục vụ kết nối về A3 cũng như Trung tâm điều khiển

3.2 Giải 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, ch 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

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

H 3.2 Phương thức bảo vệ đo lường ngăn XT 171

H 3.3 Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 171

H 3.4 Sơ đồ Logic điều khiển đóng MC 171

H 3.5 Sơ đồ logic điều khiển cắt MC 171