Nghiên cứu nâng cấp trạm biến áp cao áp đáp ứng tiêu chí vận hành không người trực và mô phỏng giải pháp das cho xuất tuyến trung áp

Luận văn thạc sỹ này tập trung nghiên cứu các giải pháp về kỹ thuật và công nghệ để nâng cấp các thiết bị điện, nâng cấp hệ thống điều khiển, nâng cấp phần tử bảo vệ trong các trạm biến

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA –ĐHQG -HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS Phạm Đình Anh Khôi

Cán bộ chấm nhận xét 1:

Cán bộ chấm nhận xét 2:

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÕA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh Phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: NGUYỄN SƠN NHÃ……… MSHV: 7140975

Ngày, tháng, năm sinh: 15-05-1980……….Nơi sinh: TP.HCM

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện……….Mã số: 60520202

ỨNG TIÊU CHÍ VẬN HÀNH KHÔNG NGƯỜI TRỰC VÀ MÔ PHỎNG GIẢI

PHÁP DAS CHO XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP.

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: tháng 7 năm 2017

III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: tháng 12 năm 2017

IV CÁN BỘ HƯỚNG DẦN: TS.PHẠM ĐÌNH ANH KHÔI

Điện-Điện Tử

TS Đỗ Hồng Tuấn

Em mong quý thầy cô và các bạn có những ý kiến đóng góp quý báu nhằm hoàn thiện hơn cho luận văn.

Em xin chân thành cảm ơn!

TP.HCM, ngày tháng 12 năm 2017

Học viên

Nguyễn Sơn Nhã

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Ngày nay, cùng với sự phát triển của nền kinh tế, các ngành công nghiệp, dịch

vụ phát triển nhanh và mạnh, vì vậy vấn đề sử dụng điện năng là rất lớn và ngày càng tăng Chính vì thế mà hệ thống cung cấp điện từ khâu phát điện, truyền tải và phân phối ngày càng phát triển và mở rộng cả về qui mô lẫn công nghệ Do đó, việc

áp dụng các tiêu chuẩn mới, các công nghệ và kỹ thuật mới để xây dựng các trạm biến áp cao áp và ứng dụng các công nghệ tiên tiến cho lưới điện phân phối là hết sức quan trọng để đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy Trong lĩnh vực cung cấp điện, bước tiến quan trọng trong ngành điện chính và xây dựng các trạm biến áp cao

áp không người trực vận hành được điều khiển xa và xây dựng lưới điện phân phối vận hành tự động

Luận văn thạc sỹ này tập trung nghiên cứu các giải pháp về kỹ thuật và công nghệ để nâng cấp các thiết bị điện, nâng cấp hệ thống điều khiển, nâng cấp phần tử bảo vệ trong các trạm biến áp đang vận hành theo kiểu truyền thống có nhân viên trực vận hành thành trạm biến áp vận hành điều khiển từ xa không người trực vận hành

Đi đôi với việc điều khiển xa các trạm biến áp cao áp không người trực vận hành, nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải, nhanh chóng chuyển đổi tải, cô lập sự cố và tái lập cung cấp điện, công nghệ DAS đã được áp dụng cho các công ty phân phối điện Cùng với việc nghiên cứu về trạm biến áp không người trực, đề tài này cũng sẽ trình bày về công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối

Từ các lý thuyết về tự động hóa lưới phân phối, đề tài sẽ xây dựng mô phỏng một số trường hợp vận hành của hệ thống để làm chương trình tham khảo nhằm giới thiệu cho sinh viên và các nhân viên vận hành lưới điện của các công ty điện lực

ABSTRACT

This Master's thesis focuses on technical and technological solutions for upgrading electrical equipment, control systems and protection elements in transformer substations operating in the transmission, network under unmanned operation mode

In parallel with the remote control of high-voltage transformer substations, in order to improve the reliability of power supply for rapid load transfer, trouble isolation and re-provision of power supply, Distribution Automation System (DAS) technology has been applied to power distribution companies This topic will also

be covered in the thesis

From the theory of distributed grid automation of the system's operating situations will be simulated as a reference program to support students and operators

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn: “NGHIÊN CỨU NÂNG CẤP TRẠM BIẾN ÁP CAO

ÁP ĐÁP ỨNG TIÊU CHÍ VẬN HÀNH KHÔNG NGƯỜI TRỰC VÀ MÔ PHỎNG GIẢI PHÁP DAS CHO XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP” do tôi tự thực hiện dưới sự hướng dẫn của TS Phạm Đình Anh Khôi Các kết quả và số liệu hoàn toàn trung thực

Ngoài các tài liệu tham khảo đã dẫn ra trong luận văn, tôi đảm bảo rằng không sao chép các công trình hay luận văn tốt nghiệp của người khác Nếu phát hiện có sự sai phạm với điều cam đoan trên, tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm Tôi xin chân thành cảm ơn

Người cam đoan

Nguyễn Sơn Nhã

MỤC LỤC

CHƯƠNG 1: MỞ ĐẦU 17

1.1 Lý do chọn đề tài 17

1.2 Các nghiên cứu liên quan đề tài 18

1.3 Tính mới và tính thực tiễn của đề tài 19

1.4 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu đề tài 20

1.5 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu đề tài 20

1.6 Phương pháp nghiên cứu trong đề tài 20

1.7 Tên đề tài 21

1.8 Bố cục đề tài 21

CHƯƠNG 2: 22

ĐẶC ĐIỂM CÁC TRẠM BIẾN ÁP VẬN HÀNH KIỂU TRUYỀN THỐNG 22

2.1 Đặc điểm các TBA truyền thống do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) quản lý 22 2.1.1 Đặc điểm hệ thống điều khiển kiểu truyền thống 22

2.1.2 Hệ thống SCADA kiểu truyền thống 25

2.1.3 Các thiết bị đo đếm, đo lường kiểu truyền thống 26

2.1.4 Mạch liên động đóng cắt, bảo vệ thiết bị 27

2.1.5 Các hạn chế đối với TBA kiểu truyền thống 28

2.2 Lưới điện phân phối hiện hữu và sự cần thiết tự động hóa 29

2.3 Kết luận 30

CHƯƠNG 3: 31

MÔ HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC VÀ CÁC VẤN ĐỀ LIÊN QUAN 31

3.1 Định hướng phát triển mô hình trạm KNT và tự động hóa lưới điện phân phối 31

3.2 Mô hình trạm không người trực và các vấn đề liên quan 32

3.3 Đặc điểm chung về các thiết bị trạm biến áp không người trực điển hình 32

3.4 Yêu cầu về kỹ thuật trạm biến áp không người trực 37

3.4.1 Yêu cầu về hệ thống điều khiển bảo vệ 37

3.4.2 Yêu cầu thiết bị điện tử thông minh IEDs (Intelligent Electronic Devices) 37

3.4.3 Yêu cầu hệ thống SCADA 38

3.4.4 Yêu cầu về hệ thống PCCC 41

3.4.5 Yêu cầu hệ thống camera, chống đột nhập 42

3.4.6 Yêu cầu về vận hành 42

3.5 Trung tâm điều khiển xa 43

3.5.1 Hệ thống thông tin giữa các TTĐK 43

3.5.2 Trung tâm điều khiển xa 45

3.6 Kết luận 47

CHƯƠNG 4: 48

GIẢI PHÁP CHUYỂN ĐỔI MÔ HÌNH TRẠM TRUYỀN THỐNG THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC 48

4.1 Tổng quan 48

4.2 Một số giải pháp nâng cấp, cải tạo TBA KNT 49

4.2.1 Phương án thay thế toàn bộ thiết bị nhất thứ, nhị thứ và hệ thống bảo vệ, điều khiển 49

4.2.2 Phương án thay thế một phần các thiết bị nhất thứ, nhị thứ, rơle bảo vệ 50

4.2.3 Phương án bổ sung thiết bị xử lý trung tâm, giữ nguyên hệ thống bảo vệ, điều khiển hiện có tại TBA 51

4.2.4 Yêu cầu về hệ thống điều khiển cho các phương án 52

4.2.5 So sánh các phương án 53

4.2.6 Lựa chọn phương án chuyển đổi cho đề tài 55

4.3 Thực hiện phương án chuyển đổi cho trạm 110kV Tân Thuận 56

4.3.1 Lựa chọn thiết bị 57

4.3.2 Nâng cấp hệ thống điều khiển - bảo vệ 64

4.3.3 Hệ thống bảo vệ và liên động 69

4.3.4 Nâng cấp kết nối hệ thống SCADA và thông tin liên lạc 73

4.3.5 Nâng cấp hệ thống PCCC, camera quan sát, báo đột nhập hiện hữu thành tự động 75

4.4 Kết luận 82

CHƯƠNG 5: 84

TÍNH TOÁN LỰA CHỌN THIẾT BỊ NHẤT NHỊ THỨ TRẠM TÂN THUẬN 84

5.1 Tổng quan 84

5.2 Khái niệm về Matlab 84

5.3 Sử dụng Matlab để tính dòng ngắn mạch 84

5.3.1 Cơ sở tính toán dòng ngắn mạch 85

5.3.2 Tính dòng điện định mức và chọn thiết bị 92

5.4 Kết luận: 98

CHƯƠNG 6: 99

TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI - DAS 99

6.1 Tổng quan 99

6.2 Giới thiệu về tự động hóa lưới phân phối 99

6.3 Các giai đoạn phát triển của tự động hóa lưới phân phối 101

6.4 Nguyên lý hoạt động hệ thống tự dộng hóa lưới phân phối 102

6.5 Quá trình phát triển DAS của EVNHCMC 105

6.5.1 Giai đoạn 01: 1998 - 2014 105

6.5.2 Giai đoạn 02: 2014 -2016 105

6.5.3 Giai đoạn 03: 2017 – 2020 106

6.6 Các mô hình DAS 106

6.6.1 Giải pháp DAS phân tán 106

6.6.2 Giải pháp DAS tập trung 108

6.7 Quá trình triển khai thực hiện tự động hóa lưới phân phối 111

6.8 Kết luận 112

CHƯƠNG 7: 113

ỨNG DỤNG PHẦN MỀM INTOUCH VẼ GIAO DIỆN HMI VÀ MÔ PHỎNG XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP 22kV TRẠM TÂN THUẬN- DAS 113

7.1 Giới thiệu phần mềm vẽ giao diện Intouch 113

7.1.1 Giới thiệu chung 113

7.1.2 Giới thiệu các giao thức 114

7.1.3 Khai báo excel 115

7.1.4 Ngôn ngữ lập trình Visual Basis of Application (VBA) 116

7.2 Xây dựng giao diện HMI cho mô hình phía 110kV 119

7.2.1 Sơ đồ một sợi 120

7.2.2 Xây dựng giao diện cho phía 110kV 120

7.3 Các kịch bản mô phỏng DAS trung áp trạm 110kV Tân Thuận 122

7.3.1 Vận hành tự động hóa từ MC 884 Giấy Nhật  RE Giấy Nhật - Đế Lĩnh 122

7.3.2 Vận hành tự động hóa từ MC 474 Bắc Đẩu RE Bắc Đẩu - Đế Lĩnh, RE Tosok- Bắc Đẩu) 125

7.3.3 Vận hành tự động hóa từ MC 481 Giải Trí RE Giải Trí - Việt Hưng, RE Trọng Lư - Giải Trí) 128

7.3.4 Mô phỏng DAS cho xuất tuyến trung áp Bắc Đẩu 132

7.4 Kết luận 136

CHƯƠNG 8: KẾT LUẬN, HƯỚNG PHÁT TRIỂN ĐỀ TÀI 137

8.1 Kết luận và kiến nghị 137

8.2 Một số vấn đề cần nghiên cứu thêm 138

8.2.1 Đối với TBA KNT 138

8.2.2 Đối với tự động hóa lưới điện phân phối 138

8.3 Hướng phát triển của đề tài 139

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 2.1: Tủ rơle bảo vệ kiểu truyền thống 23

Hình 2.2: Chức năng giám sát trạng thái được thực hiện bằng các đèn báo 24

Hình 2.3: Cáp nhị thứ đi trong các rãnh cáp 24

Hình 2.4: Sơ đồ kết nối điều khiển bằng hệ thống SCADA kiểu truyền thống 25

Hình 2.5: Sơ đồ thu thập tín hiệu đo lường bằng hệ thống SCADA kiểu truyền thống 26

Hình 2.6: Các CT kiểu truyền thống TBA 110kV Tân Thuận 27

Hình 2.7: Sơ đồ điều khiển DCL 110kV kiểu truyền thống 28

Hình 2.8: Sơ đồ điều khiển MC 110kV kiểu truyền thống 28

Hình 2.9: Rơle cơ - điện có chức năng so lệch (87) trạm 110kV Tân Thuận 29

Hình 3.1: Các mô hình TBA 110kV vận hành theo tiêu chí KNT 34

Hình 3.2: Sơ đồ lôgic điều khiển DCL 110kV vận hành KNT 35

Hình 3.3: Sơ đồ lôgic điều khiển MC 110kV vận hành KNT 36

Hình 3.4: Mô hình kết nối các IEDs với các thiết bị trạm theo chuẩn IEC61850 38

Hình 3.5: Hệ thống thông tin quang 40

Hình 3.6: Tín hiệu ánh sáng truyền trong sợi quang 41

Hình 3.7: Phối hợp TTĐK và các tổ TTLĐ 43

Hình 3.8: Cấu trúc mạng LAN 44

Hình 3.9: Sơ đồ kết nối mạng LAN hình sao 44

Hình 3.10: Các nhân viên đang vận hành trung tâm điều khiển xa 45

Hình 3.11: Trung tâm giám sát vận hành điều khiển xa Công ty LĐCT 46

Hình 4.1: Hệ thống PaCiS-AREVA 50

Hình 4.2: Phương án thay thế một số rơle-hệ thống SICAM PAS 51

Hình 4.3: Sơ đồ khối hệ thống điều khiển trạm bằng máy tính theo phương án 4.3 52

Hình 4.4: mô hình kết nối RTU với các thiết bị IEDs theo chuẩn IEC61850 53

Bảng 4.1: So sánh các phương án để lựa cho nâng cấp trạm 110kV 54

Hình 4.5: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV Tân Thuận hiện hữu 56

Bảng 4.2: So sánh các phương án để lựa chọn nâng cấp cho trạm Tân Thuận 60

Hình 4.6: Sơ đồ hệ thống 01 thanh cái 06 phân đoạn kết nối mạch vòng 61

Hình 4.7: Sơ đồ hệ thống 04 thanh cái 03 máy cắt phân đoạn 62

Hình 4.8: Sơ đồ hệ thống 01 thanh cái 04 phân đoạn kết nối mạch vòng 63

Hình 4.9: Sơ đồ nối điện chính trạm 110kV Tân Thuận sau khi nâng cấp 64

Hình 4.10: Sơ đồ nâng cấp hệ thống điều khiển MC 110kV đáp ứng tiêu chí KNT 65

Hình 4.11: Sơ đồ nâng cấp hệ thống điều khiển MC 22kV đáp ứng tiêu chí KNT 65

Hình 4.12: Sơ đồ nâng cấp hệ thống mạng máy tính 68

Hình 4.13: Sơ đồ ngăn MC 110kV bảo vệ MBA 71

Hình 4.14: Sơ đồ lôgic điều khiển xa MC kết dàn phía 110kV đáp ứng vận hành KNT 72

Hình 4.15: Sơ đồ lôgic điều khiển xa MC đường dây phía 110kV đáp ứng vận hành KNT 72

Hình 4.16: Sơ đồ lôgic điều khiển xa MC ngăn MBA phía 110kV đáp ứng vận hành KNT 73

Hình 4.17: Sơ đồ kết nối HMI tại trạm 110kV Tân Thuận 74

Hình 4.18: Sơ đồ kết cấu hạ tầng mạng viễn thông 75

Hình 4.19: Sơ đồ kết nối bình chữa cháy tự động 76

Hình 4.20: Sơ đồ hệ thống PCCC trạm 110kV Tân Thuận 78

Hình 4.21: Mô hình cho giải pháp an ninh trạm 110kV 82

Hình 5.1: Sơ đồ lưới điện Hệ Thống Điện Miền Nam thống kê 2016 85

Hình 5.2: Sơ đồ chỉ vị trí nút trạm 110kV Tân Thuận 86

Hình 5.3: Tính ngắn mạch tại trạm 110kV Tân Thuận từ năm 2016 đến năm 2020 87

Hình 5.4: Tính ngắn mạch tại trạm 110kV Tân Thuận năm 2025 89

Hình 6.1: Các giai đoạn thực hiện tự động hóa lưới phân phối 102

Hình 6.2: Qui trình phục hồi hệ thống LĐPP 102

Hình 6.3: Sơ đồ giải thuật thời gian thực hiện trong hệ thống DAS 103

Hình 6.4: Hệ thống DAS dựa trên phương pháp cảm biến dòng 103

Hình 6.5: Mạch vòng DAS Điện lực Thủ Thiêm 107

Hình 6.6: Hệ thống viễn thông Wireless 2.4 GHz - DAS Điện lực Thủ Thiêm 108

Hình 6.7: Mạch vòng DAS Điện lực Tân Thuận 108

Hình 6.8: Hệ thống viễn thông Modem 3G - DAS Điện lực Tân Thuận 109

Hình 6.9: Giải pháp DAS tập trung với chức năng FDIR 110

Hình 6.10: hệ thống viễn thông cáp quang dùng riêng - DAS Điện lực Tân Thuận 111

Hình 7.1: Giao diện khởi động Intouch 113

Hình 7.2: Mô hình kết nối giữa I/O server và PLC 115

Hình 7.3: Cơ sở dữ liệu Excel 116

Hình 7.4: Lưu đồ chương trình VBA 117

Hình 7.5: Lệnh VBA chuyển dữ liệu Excel vào LF-Input 117

Hình 7.6: Lệnh VBA chuyển dữ liệu Excel vào SC-Input 117

Hình 7.7: Lệnh VBA thực thi chương trình Python 118

Hình 7.8: Lệnh VBA chuyển dữ liệu CSVs sang Excel 118

Hình 7.9: Lệnh chờ 2 giây 119

Hình 7.10: Lệnh lấy giá trị thời gian các tập tin CSV 119

Hình 7.11: Vòng lặp đợi đến khi giá trị thời gian của CSV thay đổi 119

Hình 7.12: Sơ đồ giao diện HMI trạm Tân Thuận 120

Hình 7.13: Giao diện sơ đồ một sợi trạm Tân Thuận 121

Hình 7.14: Thể hiện giao diện hệ thống DAS tuyến Bắc Đẩu có các chức năng 133

Hình 7.15: Điều khiển MC 134

Hình 7.16: Điều khiển Recloser 134

Hình 7.17: Vùng giả lập sự cố bằng cách nhấp chuột và chọn Ok như hình dưới 135

Hình 7.18: Code lập trình trên Intouch và kết quả 136

DANH MỤC BẢNG

Bảng 4.1: So sánh các phương án để lựa cho nâng cấp trạm 110kV 54

Bảng 4.2: So sánh các phương án để lựa chọn nâng cấp cho trạm Tân Thuận 60

Bảng 4.3: Kết quả tính chọn đầu dò nhiệt 77

Bảng 5.1: Bảng đánh dấu số nút trạm Tân Thuận 85

Bảng 5.2: Thông số kỹ thuật của dây nhôm lõi thép TACSR 86

Bảng 5.3: Bảng tính toán giá trị điện trở và điện kháng 87

Bảng 5.4: Bảng tính ngắn mạch trong trường hợp vận hành 3 MBA 40MVA 88

Bảng 5.5: Bảng tính ngắn mạch trong trường hợp vận hành 1 MBA 63MVA 88

Bảng 5.6: Tính ngắn mạch vận hành 3 MBA dự kiến lên 63MVA 90

Bảng 5.7: Tính ngắn mạch vận hành 1 MBA 63MVA 90

Bảng 5.8: Tổng hợp kết quả tính toán dòng ngắn mạch tại thanh cái 110kV và 22kV từ năm 2016 đến năm 2020 và 2025 tại TBA 110kV Tân Thuận 91

Bảng 5.9: Bảng tính toán dòng ngắn mạch tại thanh cái 110kV và 22kV từ năm 2016 đến năm 2020 và 2025 tại TBA 110kV Tân Thuận của Công ty CPTK &XD Đạt Hoàng 91

Bảng 5.10: Bảng lựa chọn điện áp định mức cho thiết bị 110kV và 22kV trạm Tân Thuận 92

Bảng 5.11: Kết quả tính toán dòng điện cho việc lực chọn thiết bị 93

Bảng 5.12: Dòng điện định mức của thiết bị 110kV thường sử dụng trên thị trường 93

Bảng 5.13: Dòng điện định mức thiết bị 22kV thường sử dụng trên thị trường 94

Bảng 5.14: Bảng tham khảo công suất của biến dòng 95

Bảng 5.15: Lựa chọn các thông số MC theo tiêu chí KNT 98

Bảng 5.16: Lựa chọn các thông số biến dòng theo tiêu chí KNT 98

Bảng 7.1: Tải phân đoạn của xuất tuyến 884 Giấy Nhật 123

Bảng 7.2: Công suất trên các tuyến dự phòng của xuất tuyến Giấy Nhật 123

Bảng 7.3: Bảng mô tả thử nghiệm xuất tuyến Giấy Nhật 123

Bảng 7.4: Bảng tóm tắt các bước thử nghiệm trường hợp A.1.1 124

Bảng 7.5: Bảng tóm tắt các bước thử nghiệm trường hợp A.1.2 125

Bảng 7.6: Tải phân đoạn của xuất tuyến 474 Bắc Đẩu 126

Bảng 7.7: Công suất trên các tuyến dự phòng của xuất tuyến Bắc Đẩu 126

Bảng 7.8: Mô tả công tác thử nghiệm xuất tuyến Bắc Đẩu 126

Bảng 7.9: Bảng tóm tắt các bước thử nghiệm trường hợp A.2.1 127

Bảng 7.10: Bảng tóm tắt các bước thử nghiệm trường hợp A.2.2 128

Bảng 7.11: Tải phân đoạn của xuất tuyến 481 Giải Trí 129

Bảng 7.12: Công suất trên các tuyến dự phòng của xuất tuyến Giải Trí 129

Bảng 7.13: Mô tả công tác thử nghiệm xuất tuyến Giải Trí 129

Bảng 7.14: Bảng tóm tắt các bước thử nghiệm trường hợp A.3.1 130

Bảng 7.15: Bảng tóm tắt các bước thử nghiệm trường hợp A.3.2 131

Bảng 7.16: Các biến trạng thái 132

Bảng 7.17: Các biến đo lường 132

Bảng 7.18: Bảng cảnh báo alarm thao tác 135

DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT

Ký hiệu/viết tắt Ý nghĩa/viết đầy đủ

BCU Bộ điều khiển mức ngăn (Bay Control Unit)

HIS Cơ sở dữ liệu quá khứ (Historical Information Subsystem)

RTU Thiết bị đầu cuối (Remote Terminal Unit)

HMI Giao diện Người – Máy (Human Machine Interface)

IED Thiết bị điện tử thông minh (Intelligent Electronic Device) LAN Mạng nội bộ (Local Area Network)

MAN Mạng khu vực đô thị (Metropolitan Area Network)

SCADA Hệ thống giám sát, điều khiển thu thập các dữ liệu (Supervisory

Control and Data Acquisition System) SOE Bảng ghi tuần tự các sự kiện (Sequence of Event)

IEC Tổ chức tiêu chuẩn kỹ thuật điện quốc tế (International

Electrotechnical Commission)

O&M Vận hành và bảo dưỡng (Operation and Maintenance)

AMR Đồng hồ tự động ghi nhận (Automatic Meter Reading)

FDR Rơle phát hiện sự cố (Fault Detecting Relay)

FDIR Tự động xác định sự cố và cô lập vùng sự cố (Fault Detection

Isolation and Restoration) SEC DCL phân đoạn tự động (SECtionalizer)

ADC Trung tâm điều độ (Area Distribution Center)

FR Recloser đầu tiên tính từ MC của các TBA nguồn (Feeder

recloser)

TR Recloser liên lạc (Tie recloser)

MR Recloser phân đoạn (Middle recloser)

SAIFI Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối

(System Average Interruption Frequency Index) SAIDI Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối

(System Average Interruption Duration Index) CAIDI Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer

Average Interruption Duration Index) CAIFI Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer

Average Interruption Frequency Index)

SA TBA tự động hóa (Substation Automation)

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Vietnam Electricity)

CT Biến dòng điện (Current transformer)

VT Biến điện áp (Voltage transformer)

DAS Hệ thống DAS(Distribution Automation System)

SDH Công nghệ truyền dẫn phân cấp số đồng bộ (Synchronous Digital

Hierarchy) A0 Trung tâm điều độ quốc gia

A2 Trung tâm điều độ miền Nam

TTĐK Trung tâm điều khiển xa

TTĐĐ Trung tâm điều độ

OLTC Bộ điều áp dưới tải (On load tap changer)

PCCC Phòng cháy chữa cháy

CCTV Truyền hình mạch kính (Closed Circuit Televison)

TCP/IP Giao thức Điều khiển Giao vận và Giao thức Liên mạng (Tranfer

Control Protocol/Internet Protocol)VBA ngôn ngữ lập trình (Visual Basis of Application)

EVNHCMC Tổng Công ty Điện lực TP.HCM

NFPA Hiệp hội phòng cháy chữa cháy của Mỹ )National Fire Protection

Association)OCC Trung tâm điều khiển vận hành (Operation Control Center) TTLĐ Thao tác lưu động

CHƯƠNG 1: MỞ ĐẦU 1.1 Lý do chọn đề tài

Trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước thì việc áp dụng những thành tựu khoa học kỹ thuật vào các lãnh vực kinh tế, kỹ thuật, công nghiệp, nông nghiệp… là nhu cầu tất yếu Đối với một đất nước đang phát triển trên một nền công nghiệp tiên tiến thì việc đảm bảo an ninh năng lượng, đặc biệt là điện năng rất cực kỳ quan trọng Do đó, việc cung cấp điện liên tục và vận hành an toàn hệ thống điện là vấn đề phải được đặt ra hàng đầu, bao gồm việc nghiên cứu và ứng dụng kỹ thuật công nghệ mới trong công tác truyền tải điện, vận hành hệ thống điện nhằm tự động hóa hệ thống điều khiển, bảo vệ, lưu trữ dữ liệu trong vận hành… tiến tới đảm bảo an ninh năng lượng, tăng độ tin cậy trong vận hành hệ thống điện và cung cấp điện

Ở Việt Nam, hầu hết các trạm biến áp (TBA) với cấp điện áp từ 110kV, 220kV, 500kV đa số được thiết kế và xây dựng theo phương thức truyền thống Nhân viên vận hành thực hiện thao tác điều khiển thiết bị bằng tay tại các tủ bảng điện trong trạm Việc thu thập các thông tin, tín hiệu từ các thiết bị vận hành như máy cắt (MC), dao cách ly (DCL), máy biến áp (MBA), hệ thống bảo vệ, hệ thống công tơ đo đếm được thực hiện định kỳ trong ca trực do nhận viên trực vận hành thực hiện

Thực tế trong quá trình vận hành đã xảy ra nhiều nhược điểm như sau [1]: Quá tải các mương cáp ngoài trời do quá nhiều dây dẫn cùng đặt trong mương, quá tải phòng điều khiển, không đủ không gian vị trí để lắp đặt bổ sung các tủ điều khiển và bảo vệ khi cần bổ sung ngăn lộ, thanh cái

Hệ thống liên động điều khiển thiết kế chồng chéo giữa các tủ trung gian làm tăng số lượng cáp nhị thứ, gây phức tạp hệ thống, dẫn đến xác suất nhầm lẫn và sự cố là rất cao

Các thông số thu thập về hiện trạng vận hành các thiết bị chỉ được báo cáo định kỳ hoặc khi cần thiết bởi nhân viên trực vận hành, không có tính thời gian thực

Việc đọc các chỉ số điện từ hệ thống điện kế, đồng hồ đo đếm được thực hiện thủ công, không có tính chủ động và tính thời gian thực

Các nhược điểm nêu trên sẽ khiến việc vận hành, khai thác TBA không hiệu quả vì công tác vận hành không linh hoạt, không đáp ứng cung cấp thông tin theo thời gian thực, không chủ động phân tích, phán đoán và cô lập các phần tử có nguy

cơ gây sự cố Tuy nhiên điều quan trọng nhất là thời gian mất điện để thao tác khi cần thiết bị kéo dài, ảnh hưởng đến thời gian cung cấp điện, độ ổn định của lưới điện khu vực liên quan vì trong thời gian mất điện để thao tác, các TBA lân cận phải gánh thêm phụ tải của trạm đang thao tác

Trên cơ sở phân tích như trên, đề tài sẽ tập trung nghiên cứu các giải pháp bao gồm: nghiên cứu nâng cấp thiết bị nhất thứ - nhị thứ, hệ thống camera, hệ thống

chống đột nhập, hệ thống phòng cháy và chữa cháy (PCCC), các giải pháp chuyển đổi về công nghệ để có thể chuyển đổi một TBA truyền thống có cấp điện áp 110kV thành TBA có thể giám sát vận hành, điều khiển từ xa, đáp ứng yêu cầu về an toàn

để có thể vận hành không người trực (KNT), từ đó có thể triển khai các ứng dụng rộng rãi để chuyển đổi và nâng cấp hầu hết các TBA có qui mô tương tự

Công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối (DAS: Distribution Automation System) đang được áp dụng rộng rãi trên thế giới, đang dần được thí điểm và nhân rộng trong lưới điện phân phối của Việt Nam Tuy nhiên, công nghệ này chưa được phổ biến rộng rãi để sinh viên ngành điện cũng như các cán bộ, công nhân công ty điện lực nắm bắt rõ Song song với nghiên cứu công nghệ, giải pháp chuyển đổi mô hình các trạm KNT, đề tài sẽ nghiên cứu về công nghệ DAS cũng như có giao diện

mô phỏng một xuất tuyến trung áp 22kV cụ thể để giới thiệu cho sinh viên

1.2 Các nghiên cứu liên quan đề tài

Nghiên cứu công nghệ tích hợp để xây dựng hệ thống điều khiển và giám sát vận hành TBA từ xa, tác giả Phạm Đăng Thanh, bảo vệ luận văn thạc sỹ Đại Học

Đà Nẵng, năm 2011 [1]

Đề tài nghiên cứu cải tạo và xây dựng chương trình điều khiển, giám sát vận hành cho một TBA điển hình 110kV, xây dựng chương trình kết nối, trao đổi dữ liệu để thực hiện quá trình điều khiển, giám sát vận hành các TBA từ

xa Ở đây đề tài đã không nêu rõ các giải pháp chuyển đổi từ một trạm truyền thống với công nghệ lạc hậu thành một trạm vận hành với các thiết bị thông minh, điều khiển dạng KNT, trong đề tài chưa nêu ra được các điều kiện cần thiết để chuyển đổi từ một trạm có người trực thành trạm KNT, vì trên thực tế, để chuyển đổi từ một trạm biến truyền thống thành trạm KNT, đòi hỏi phải nghiên cứu rất nhiều giải pháp, tuy nhiên trong đề tài đa phần chỉ đưa ra các giải pháp công nghệ, các hãng sản xuất các phần mềm, tạo ra các dao diện HMI…

Nghiên cứu công nghệ tự động hóa TBA và đề xuất giải pháp cải tạo TBA 110kV Dung Quất, Quảng Ngãi, tác giả Phạm Tấn Hải, bảo vệ luận văn thạc sỹ Đại Học Đà Nẵng, năm 2011 [2]

Đề tài tập trung nghiên cứu các ứng dụng công nghệ tự động hóa TBA, phân tích đánh giá hiệu quả đầu tư, đề xuất giải pháp cải tạo trạm 110kV, đề tài này tương đối bám sát với thực tế, tuy nhiên trong đề tài cũng tập trung nghiên cứu về các giải pháp công nghệ tự động hóa để chuyển đổi trạm KNT, nhưng không nêu ra các giải pháp phần điện, phần xây dựng, phần thu thập tín hiệu camera, vì trên thực tế để thực hiện được một TBA tự động hóa thì việc kéo theo sơ đồ mạch điện thay đổi, thay đổi sơ đồ nhất thứ, thay đổi sơ đồ mạch nhị thứ và tất cả hệ thống liên quan cũng sẽ thay đổi

Nghiên cứu giải pháp giám sát và điều khiển từ xa trạm 220kV Quảng Ngãi qua mạng internet, tác giả Trần Thành Đô, bảo vệ luận văn thạc sỹ Đại học Đà Nẵng TP.HCM, năm 2013 [3]

Đề tài tập trung nghiên cứu, lựa chọn phần mềm, thiết bị giám sát và điều khiển từ xa để điều khiển TBA nhằm mục đích giúp người quản lý có thể theo dõi, giám sát và điều khiển từ xa các thiết bị thuộc quyền quản lý của mình ở mọi nơi, mọi lúc qua mạng Internet Tuy nhiên trong đề tài vẫn chưa làm rõ các vấn đề khác liên quan tới tiêu chí KNT, như hệ thống camera quan sát, hệ thống PCCC, hệ thống kiến trúc, ngoài ra đề tài cũng không nhắc đến các vấn đề mở rông rộng trong tương lai để đánh giá hiệu quả đầu

tư

Áp dụng công nghệ DAS để tự động hóa và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối điện lực Cam Lâm - tỉnh Khánh Hòa, tác giả Huỳnh Thượng Chí, luận văn thạc sỹ Đại Học Đà Nẵng, năm 2013 [4]

Đề tài thuộc dạng nghiên cứu ứng dụng tính năng của công nghệ DAS trong lưới điện phân phối Nghiên cứu đặc điểm sự cố lưới điện phân phối và hiện trạng cũng như xu thế tự động hóa lưới điện phân phối Phân tích đặc tính làm việc và các nguyên tắc phối hợp của các thiết bị tham gia hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối Tính toán và tìm phương án tối ưu tự động hóa để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Tuy nhiên đề tài chưa phân tích

về các trường hợp phức tạp trên lưới điện phân phối, các trường hợp phân nhánh trên một xuất tuyến xuất phát từ một TBA 110kV cụ thể ra ngoài trạm, đề tài cũng chưa phối hợp được với hệ thống bảo vệ từ các xuất tuyến đầu nguồn có hướng ra từ một TBA 110kV cụ thể, trên thực tế từ một xuất tuyến trung áp trong một TBA 110kV tại khu vực TP.HCM sẽ phức tạp rất nhiều so với những gì trong đề tài đã nêu và tính toán

1.3 Tính mới và tính thực tiễn của đề tài

Lưới điện thông minh là một hệ thống lưới điện sử dụng công nghệ số và những công nghệ tiên tiến khác để giám sát và quản lý việc truyền tải điện từ tất cả các nguồn phát để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng Xét về vận hành, lưới điện thông minh kết hợp trung tâm điều khiển xa (TTĐK) các TBA và nhà máy điện, các TBA KNT, lưới điện phân phối tự động hóa và quản lý khách hàng sử dụng điện bằng công nghệ số Đề tài sẽ tập trung vào nghiên cứu trạm KNT và các xuất tuyến phân phối xuất phát từ trạm KNT được ứng dụng công nghệ tự động hóa

để có cái nhìn trực quan hơn về lưới điện thông minh trong phạm vi một công ty phân phối điện

Từ các nghiên cứu trên, áp dụng cho một TBA 110kV cụ thể là trạm 110kV Tân Thuận, đề tài sẽ xây dựng phương án cụ thể để đổi mô hình trạm 110kV Tân Thuận từ vận hành kiểu truyền thống sang vận hành KNT, điều khiển xa và mô phỏng tự động một phần lưới phân phối xuất phát từ trạm 110kV Tân Thuận Từ đó làm cơ sở tham khảo cho các mô hình trạm 110kV khác cũng như các lưới điện phân phối khác

Kết quả nghiên cứu của đề tài, không những ứng dụng trong ngành điện mà còn là tài liệu tham khảo và phần mềm mô phỏng của đề tài là công cụ nghiên cứu cho sinh viên ngành điện và các cán bộ kỹ thuật của các công ty điện lực chưa áp dụng công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối

1.4 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu đề tài

Đề tài tập trung nghiên cứu việc lựa chọn các giải pháp công nghệ, tiêu chuẩn kết nối truyền thông giữa các phần tử và thiết bị của TBA, ứng dụng phần mềm chuyên dụng, hệ thống camera quan sát, thiết bị giám sát từ xa để có thể vận hành, báo cáo và điều khiển TBA hoàn toàn tự động, không có người trực Từ các nghiên cứu đó đề tài sẽ xây dựng giải pháp chuyển đổi một TBA từ một mô hình có người trực thành trạm có mô hình KNT

Đề tài còn nghiên cứu về công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối, phân tích nguyên lý hoạt động và có mô hình mô phỏng hoạt động của công nghệ DAS để giới thiệu cho sinh viên và các cán bộ, công nhân công ty điện lực

1.5 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu đề tài

Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Đề tài sẽ nghiên cứu chuyển đổi mô hình vận hành của TBA 110kV từ chế độ có người trực sang chế độ điều khiển xa KNT Cùng với đó sẽ nghiên cứu và mô phỏng công nghệ tự động hóa cho các tuyến dây trung áp 22kV cấp nguồn xuất phát từ trạm 110kV được nghiên cứu chuyển đổi nói trên

Phạm vi nghiên cứu: Đề tài tập trung nghiên cứu thay thế, nâng cấp các phần

tử, thiết bị và hệ thống điều khiển bán tự động có người trực tại TBA 110kV Tân Thuận thành trạm vận hành tự động, điều khiển từ xa, KNT

Lập trình Matlab để xây dựng chương trình tính toán ngắn mạch từ đó làm cơ

sở để kiểm chứng trong việc lựa chọn thiết bị nhất thứ - nhị thứ Nghiên cứu và lựa chọn tiêu chuẩn kết nối giữa các phần tử, ứng dụng các phần mềm chuyên dụng trong quá trình nâng cấp TBA 110kV Tân Thuận

Nghiên cứu về lý thuyết tự động hóa lưới điện phân phối, trên cơ sở đó, sử dụng phần mềm vẽ giao diện HMI (Human Machine Interface) và lập trình lôgic để lập trình mô phỏng vận hành tự động cho một tuyến dây trung áp 22kV đi từ trạm 110kV Tân Thuận để từ đó giới thiệu trực quan hơn về công nghệ DAS hiện nay

1.6 Phương pháp nghiên cứu trong đề tài

Dựa trên những kỹ thuật công nghệ tiên tiến về thiết bị điện và các hệ thống điều khiển máy tính, SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition System), các công nghệ về camera và chống đột nhập để có thể cải tạo, nâng cấp một trạm 110kV vận hành truyền thống thành trạm KNT

Dựa vào lý thuyết về công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối, trên cơ sở những tuyến dây trung áp xuất phát thực tế tại trạm 110kV Tân Thuận để vẽ giao diện mô phỏng lại hoạt động của công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối

người trực

xuất tuyến trung áp 22kV trạm Tân Thuận - DAS

CHƯƠNG 2:

ĐẶC ĐIỂM CÁC TRẠM BIẾN ÁP VẬN HÀNH KIỂU TRUYỀN THỐNG 2.1 Đặc điểm các TBA truyền thống do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) quản lý

Hiện nay các TBA truyền tải 220kV, 500kV cũng như các TBA trung gian 110kV do EVN quản lý phần lớn được xây dựng dựa trên các thiết bị có nhiều thế

hệ, nhiều chủng loại, chưa theo quy chuẩn chung nào do hạn chế về vốn đầu tư ban đầu cũng như hạn chế về công nghệ

Ở các trạm trên, các thiết bị điện nhất thứ như: MC, DCL, cho đến các thiết bị nhị thứ như các rơle bảo vệ, các đồng hồ đo đếm hầu hết được sản xuất từ thập niên

90 Do đó hầu như các thiết bị này đều có đặc điểm kỹ thuật là vận hành theo kiểu

cơ - điện, bán tự động

Các MC phía 110kV và 22kV có đặc điểm: Các chức năng điều khiển chỉ giới hạn ở khả năng thao tác đóng cắt MC từ phòng điều khiển trung tâm đặt trong trạm đến thiết bị, còn lại các thao tác vận hành khác đều thực hiện bằng tay [1]

Rơle có đặc điểm: Kiểu cơ - điện hoặc điện tử, do đó các rơle này có nhiều hạn chế như: các chức năng bảo vệ của rơle đơn giản, không tích hợp được nhiều chức năng khác nhau trên cùng một rơle, không thể kết nối mạng truyền thông để thực hiện tự động hóa thiết bị phục vụ vận hành điều khiển xa

Hầu hết các thiết bị nhất thứ trong trạm đều có các chức năng kết nối liên động với nhau Tuy nhiên do được sản xuất theo các tiêu chuẩn trước đây, nên các kết nối liên động hạn chế về khoảng cách điều khiển, đa phần các thiết bị được điều khiển tại chỗ, thông qua các tủ điều khiển tại phòng điều hành

Tín hiệu báo sự cố chỉ thông qua bảng báo động tại trạm và vận hành viên thông báo về điều độ bằng máy bộ đàm nên các thông tin nhận được thường chậm trễ, việc xử lý sự cố chậm sẽ gây mất điện nhiều giờ trên lưới điện

Các chức năng liên động rời rạc, có tính chất cục bộ Điều này khiến cho việc kết nối liên động trong nhiều trường hợp rất phức tạp và nhiều khi không thể thực hiện trong điều kiện thiết bị có công nghệ cũ, lạc hậu

2.1.1 Đặc điểm hệ thống điều khiển kiểu truyền thống

Hệ thống điều khiển truyền thống đã được thiết kế và lắp đặt trong TBA từ hàng chục năm nay, đặc điểm cơ bản là hệ thống bao gồm các thiết bị cơ điện và điện tử được liên kết với nhau bằng mạch điện để thực hiện các chức năng riêng biệt như:

Chức năng bảo vệ hệ thống điện được thực hiện bởi các rơle bảo vệ kiểu cơ điện và kiểu tĩnh nối đến các CT (Current Transformer) và VT (Voltage Transformer) bảo vệ, mỗi rơle chỉ đảm nhận một chức năng bảo vệ riêng biệt, ví dụ: rơle bảo vệ quá dòng (50/51), rơle bảo vệ khoảng cách (21)

(Hình 2.1 thể hiện các rơle trong tủ đảm nhận mỗi phần tử chỉ có một chức năng bảo vệ)

Hình 2.1: Tủ rơle bảo vệ kiểu truyền thống Chức năng giám sát trạng thái được thực hiện bằng các đèn báo, thiết bị chỉ thị (Hình 2.2 thể hiện chức năng chỉ thị bằng đèn báo)

Chức năng điều khiển được thực hiện bởi mạch điều khiển riêng lẻ, giao diện người sử dụng thực hiện bằng các bảng điều khiển thông qua các công tắc điều khiển

Chức năng đo lường và đo đếm điện năng được thực hiện bởi các đồng hồ

đo và công tơ nối đến các CT và VT đo lường

Các thiết bị trong hệ thống được lắp đặt trong các tủ điện và kết nối với nhau bằng cáp nhị thứ (cáp nhiều sợi) đi trong các rãnh cáp (Hình 2.3 thể cáp nhị thứ quá nhiều gây quá tải mương cáp)

Hình 2.2: Chức năng giám sát trạng thái đƣợc thực hiện bằng các đèn báo

Hình 2.3: Cáp nhị thứ đi trong các rãnh cáp

Hệ thống điều khiển kiểu truyền thống mặc dù có những ưu điểm như: công nhân có khả năng vận hành và bảo trì hệ thống, độ tin cậy của hệ thống đã đuợc chứng minh trong hàng chục năm qua… tuy nhiên hiện nay, chúng đã bộc lộ những nhược điểm như:

Hệ thống phức tạp do có quá nhiều thiết bị, quá nhiều dây dẫn, 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 không được cập nhật kịp thời, việc bảo trì và nâng cấp hệ thống trạm cũng rất khó khăn

Thời gian thao tác chậm, khả năng nhầm lẫn cao do thao tác bằng tay, dẫn đến thời gian mất điện kéo dài

2.1.2 Hệ thống SCADA kiểu truyền thống

SCADA là hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ SCADA trợ giúp việc điều hành kỹ thuật ở các cấp trực điều độ trong các hệ thống TBA cũng như trong

hệ thống điện

Hình 2.4: Sơ đồ kết nối điều khiển bằng hệ thống SCADA kiểu truyền thống

Với công nghệ SCADA ở nước ta trước đây, do nhập thiết bị của nhiều hãng khác nhau như: ABB, Siemens, SEL… nên hệ thống SCADA rất đa dạng về mẫu

mã, cấu trúc, về chủng loại, do đó chức năng điều khiển bằng hệ thống SCADA được thực hiện thông qua các thiết bị Transducer, hệ thống trở nên rời rạc, kém tin cậy do chưa có hệ thống tích hợp thông tin và xử lý điều khiển (Hình 2.4 và 2.5 thể hiện hệ thống SCADA truyền thống thực hiện chức năng điều khiển và đo lường)

Hình 2.5: Sơ đồ thu thập tín hiệu đo lường bằng hệ thống SCADA kiểu truyền thống

2.1.3 Các thiết bị đo đếm, đo lường kiểu truyền thống

Đối với các thiết bị đo đếm, đo lường như VT, CT, đồng hồ đo lường, điện kế chỉ sử dụng những loại đơn giản, có sai số lớn, có cấp chính xác thấp, dẫn đến việc

đo lường không chính xác, gây tổn thất công suất trên lưới điện (Hình 2.6 thể hiện các CT loại dầu kiểu truyền thống tại trạm 110kV Tân Thuận)

Các đồng hồ đo lường, điện kế chỉ có chức năng đo đếm, thiếu độ chính xác và không có các cổng kết nối để truyền tín hiệu đi xa, không thể giám sát và báo cáo số liệu đo đếm từ xa Do đó luôn cần phải có nhân viên trực vận hành ghi nhận các thông số trạng thái, thông số đo đếm định kỳ tại trạm Việc này thường dẫn đến những sai sót do việc báo cáo phụ thuộc vào nhân viên vận hành, như sai số do chỉ

số đọc, báo cáo chậm trễ do các điều hành viên tại trạm chuyển thông tin về điều độ thông qua bộ đàm

Hình 2.6: Các CT kiểu truyền thống TBA 110kV Tân Thuận

2.1.4 Mạch liên động đóng cắt, bảo vệ thiết bị

Việc kết nối liên động trong trạm được thực hiện từ các mạch nhị thứ nối từ các tiếp điểm phụ cơ khí của thiết bị nhất thứ, đặc điểm của các tiếp điểm loại này

là rất dể bị ăn mòn trong quá trình vận hành dẫn đến liên động điều khiển không chính xác, gây khó khăn cho điều hành viên trạm trong quá trình vận hành hoặc xử

lý sự cố Trong nhiều trường hợp còn làm ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện Mặt khác, việc giám sát tín hiệu hầu như không chuẩn xác do sự bất thường từ các thiết bị nhất thứ và mạch nhị thứ, sơ đồ liên động điều khiển các TBA kiểu truyền thống như hình 2.7 và 2.8 bên dưới

Theo sơ đồ mạch hình 2.7, thì nguồn dương đi qua điện trở 1.5k, đến tiếp diểm thường đóng 52b của MC 171, qua bộ cần điều khiển đóng/cắt tại tủ CP4, đường mạch mở đi thẳng về nguồn âm, còn đường mạch đóng qua thêm bộ tiếp điểm thường đóng của DNĐ rồi về nguồn âm Việc thực hiện liên động này làm cho hệ thống kém tin cậy do sử dụng các tiếp điểm cơ khí có thể bị hao mòn tiếp xúc do quá trình vận hành lâu năm

31 32

21

52b

R=1.5K, 15W R=1.5K, 15W

22

10

MẠCH MỞ 171-7

35 65

Hình 2.7: Sơ đồ điều khiển DCL 110kV kiểu truyền thống

CC3 OC3 CC2 OC1 OC2 CC1

M

V1 V2

V4

OC

CC

NO HEATING

4

MU

MU1 65 66 TR1

11 1 OC4 CC4 OLS OC5

O C

CC6 CLS

OC6 11 CC5 14 52

54 53

55 95 96 94 98

B

25 24

73 R

38

68

11 9 10

TỦ TG 112

NTĐK112-1

31 21

CS/C

X1

1 2 3

CS/O

9 8

9 8

2xR1,5K 15W

1

3

4 1

3 4 5

MC112

65 65 ES112-15 ES112-14

Hình 2.8: Sơ đồ điều khiển MC 110kV kiểu truyền thống

2.1.5 Các hạn chế đối với TBA kiểu truyền thống

Thiết bị đƣợc xây dựng theo nhiều thế hệ, nhiều chủng loại, chƣa theo quy chuẩn chung nào Chức năng điều khiển từ xa (từ phịng điều khiển trung tâm đặt trong trạm) chỉ giới hạn ở khả năng thao tác đĩng cắt MC

Chức năng giám sát trạm đƣợc thực hiện thơng qua thiết bị tiếp điểm cơ khí hoặc các rơle trung gian nên chỉ giám sát đƣợc tại chỗ hoặc truyền tín hiệu từ thiết

Phần lớn trạm vận hành truyền thống thường sử dụng các loại rơle cơ hoặc điện tử nên các chức năng bảo vệ đơn giản, mỗi rơle chỉ có một chức năng bảo vệ, không tích hợp được nhiều chức năng khác nhau trên cùng một rơle, không thể kết nối thông tin để thực hiện tự động hóa đồng bộ thông tin do không có cổng kết nối hay giao tiếp máy tính như các rơle kỹ thuật số hiện nay

Các trạm truyền thống luôn phải duy trì thường xuyên chế độ ca trực 24/24 gây tốn kém về mặt kinh tế, dư thừa lao động, không tận dụng được năng xuất của người lao động

Việc thao tác đóng cắt thiết bị hoặc chuyển tải điện trong trường hợp cần thiết

từ thanh cái này sang thanh cái kia đòi hỏi phải thực hiện thao tác gián đoạn theo lệnh từ các trung tâm điều độ (TTĐĐ) Điều này làm việc vận hành lưới điện kém linh hoạt, không đảm bảo các hệ số SAIFI, SAIDI, CAIFI và CAIDI như EVN yêu cầu (Hình 2.9 thể hiện tủ bảo vệ rơle ngăn MBA tại trạm Tân Thuận)

Hình 2.9: Rơle cơ - điện có chức năng so lệch (87) trạm 110kV Tân Thuận

2.2 Lưới điện phân phối hiện hữu và sự cần thiết tự động hóa

Cùng với việc nghiên cứu TBA KNT, xây dựng trung tâm điều khiển xa, thì xu hướng hiện nay các công ty điện lực cũng đang tích cực nghiên cứu áp dụng công nghệ tự động hóa trên lưới điện phân phối 22kV, nhằm hướng đến lưới điện thông minh trong tương lai

Các hệ thống lưới điện phân phối hiện hữu hầu hết đang sử dụng công nghệ

cũ của những năm 1990: Lưới điện có kết cấu mạch vòng nhưng chủ yếu vận hành hình tia, việc thao tác kết nối giữa các phát tuyến với nhau được thực hiện thông qua thao tác trên lưới của công nhân vận hành trong trường hợp cần thiết Điều này làm lưới điện rất kém linh hoạt, thời gian thao tác trong trường hợp cô lập sự cố

thường mất khoảng 6 giờ trở lên, bao gồm thời gian dò tìm vị trí sự cố, cô lập vùng

sự cố, xử lý và tái lập cung cấp điện

Tuy nhiên, với sự ra đời của các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) và hạ tầng truyền tin đã tạo điều kiện phát triển hệ thống tự động hóa lưới phân phối (DAS: Distribution Automation System) DAS được sử dụng cho việc phát hiện nhanh sự

cố, tự động cô lập, tái cấu trúc lưới điện đã trở thành một phần chính của lưới điện thông minh

Trong hệ thống, chức năng FDIR (Fault Detection Isolation and Restoration)

có nhiệm vụ tự động xác định sự cố, cô lập vùng sự cố với phần còn lại của hệ thống, khôi phục vùng không bị sự cố, với nguyên tắc là phạm vi mất điện là nhỏ nhất DAS và FDIR đã mở ra định hướng cho việc triển khai nhiều hơn các thiết bị

tự động trên lưới điện phân phối [8]

Lưới điện thông minh mang lại rất nhiều cải tiến như: Tăng cường sự ổn định,

độ tin cậy và hiệu năng của lưới điện, giảm thiểu mất mát trên đường dây tải điện Các công nghệ hiện đại như cảm biến và đo lường, các thiết bị điện nâng cao được

áp dụng để phát triển các tính năng của lưới điện

2.3 Kết luận

Từ những phân tích trên, TBA kiểu truyền thống có thời gian thao tác và xử lý

sự cố kéo dài vì phụ thuộc vào trình độ vận hành viên Cùng với đó, thông số vận hành không được cập nhật liên tục và có nhiều sai số do được ghi chép bằng tay Do

đó vấn đề đưa các ứng dụng khoa học kỹ thuật vào ngành điện nhằm nâng cao năng suất lao động, tăng độ ổn định và tin cậy lưới điện từ khâu truyền tải đến khâu phân phối điện là giải pháp cần thiết hiện nay Từ đó, việc nghiên cứu và đưa ra giải pháp chuyển đổi các TBA cao áp kiểu truyền thống thành TBA vận hành KNT, điều khiển xa đồng thời phối hợp đồng bộ với giải pháp DAS để thực hiện lưới điện thông minh là nhu cầu tất yếu đối với ngành điện Việt Nam hiện nay và cũng là xu thế tương lai cho công cuộc hiện đại hóa nền công nghiệp của nước ta hiện nay

CHƯƠNG 3:

MÔ HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC VÀ CÁC VẤN ĐỀ LIÊN QUAN 3.1 Định hướng phát triển mô hình trạm KNT và tự động hóa lưới điện phân phối

Theo định hướng của EVN về việc đưa ra các mô hình, kế hoạch xây dựng trung tâm điều khiển xa và TBA KNT trong tương lai với các mục tiêu và kế hoạch như sau:

Đến năm 2020 đạt được kết quả ít nhất 60% các TBA 220kV và 100% các TBA 110kV là trạm KNT vận hành

Sử dụng hiệu quả hạ tầng kỹ thuật đã đầu tư các hệ thống SCADA của A0, TTĐK của các Tổng Công ty Điện lực, hệ thống viễn thông dùng riêng của EVN, tiết kiệm chi phí triển khai

Xây dựng TTĐK và TBA KNT dựa trên cơ sở các quy trình, quy định hiện hành, hạn chế tối đa việc sửa đổi các văn bản quy phạm pháp luật

Việc chuyển các TBA truyền thống sang chế độ vận hành KNT phải đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng, giải phóng công suất của nhà máy điện

và an toàn cho con người, thiết bị trên hệ thống điện

Làm chủ các hệ thống điều khiển, bảo vệ, tự động hóa, viễn thông và công nghệ thông tin tại các TBA và trên lưới điện truyền tải Tự tích hợp các hệ thống này cho các TBA xây dựng mới hoặc được nâng cấp, cải tạo từ các TBA hiện hữu

Giải pháp nâng cấp TBA truyền thống thành TBA KNT vận hành là bổ sung các yêu cầu, các giải pháp kỹ thuật và cải tạo kiến trúc hạ tầng so với điều kiện hiện hữu của các TBA để làm cơ sở áp dụng cho việc xây dựng trạm mới hoặc cải tạo, phát triển TBA 110kV thành trạm KNT

Việc thực hiện phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam đang được triển khai nhằm nâng cao hiệu quả và chất lượng cung cấp điện năng, áp dụng công nghệ mới để từng bước chuyển đổi mô hình vận hành sang tự động hóa các TBA 110kV, 220kV phù hợp với xu hướng phát triển chung đã được nhiều nước trong khu vực và trên thế giới thực hiện

Theo đề án tổng thể phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam bao gồm

03 phần chính: Phát triển và hoàn thiện hệ thống SCADA, áp dụng khoa học công nghệ trong điều khiển - tự động hóa trạm điện, trang thiết bị lưới điện

để đồng bộ thực hiện chuyển các TBA từ mô hình có người trực vận hành tại chỗ sang mô hình KNT

Công tác tự động hóa hệ thống điện cần phải được thực hiện đồng bộ từ các khâu phát dẫn, truyền tải, phân phối cho đến các dịch vụ đối với khách hàng như đo đếm tự động từ xa, cải tiến và nghiên cứu ứng dụng các phần mềm

quản lý, giám sát năng lượng, giám sát việc cung cấp điện, dịch vụ đối với khách hàng

3.2 Mô hình trạm không người trực và các vấn đề liên quan

TBA KNT là mô hình vận hành mới nhất ở Việt Nam hiện nay Theo mô hình này, không có đội ngũ vận hành viên tại các TBA, thay vào đó các thiết bị trong TBA được nhân viên vận hành ngồi tại TTĐĐ hoặc TTĐK để giám sát, vận hành từ

xa Nhờ hệ thống thu thập tín hiệu thiết bị và hình ảnh camera được truyền về TTĐK, các vận hành viên có thể theo dõi, kiểm tra hoạt động của thiết bị và ra lệnh điều khiển thông qua hệ thống SCADA [5]

Để xây dựng và vận hành mô hình TBA KNT cần thực hiện nhiều công tác cùng lúc như: ban hành tiêu chuẩn về TBA KNT, chuyển đổi mô hình vận hành các trạm hiện hữu, hiệu chỉnh thiết kế, thi công các trạm xây mới để phù hợp với tiêu chí TBA KNT Vì đặc điểm không có vận hành viên trực vận hành để theo dõi trực tiếp hoạt động của thiết bị, kịp thời phát hiện và xử lý các bất thường, sự cố thiết bị cũng như các bất thường gây mất an ninh, an toàn nên các tiêu chí về lựa chọn, thay thế thiết bị, cải tạo nâng cấp hệ thống điều khiển, đặc biệt đảm bảo an ninh, an toàn

là những vấn đề cần giải quyết cho mô hình TBA KNT [5]

3.3 Đặc điểm chung về các thiết bị trạm biến áp không người trực điển hình

Hệ thống điều khiển giám sát và hệ thống thông tin viễn thông lắp đặt tại TTĐK phải được trang bị thiết bị sao cho đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy lưới điện do TTĐK thực hiện

TTĐK phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn từ lưới điện quốc gia

Tự động ghi nhận, báo cáo số liệu, tình trạng vận hành của thiết bị, lưới điện

và báo cáo về trung tâm điều khiển từ xa

Tự động phân biệt và cô lập các phần tử sự cố Đảm bảo các yêu cầu xử lý kỹ thuật, an ninh trong trường hợp có xuất hiện bất thường trong trạm, hạn chế tối đa thời gian cô lập để xử lý khi xuất hiện các vấn đề bất thường

Điều khiển tại chỗ và qua trung tâm điều khiển từ xa tất cả các thiết bị trong trạm, hệ thống thông tin liên lạc hoàn chỉnh, không cần nhân viên trực vận hành Chữa cháy các thiết bị ngoài trời tự động, tình trạng vận hành bên ngoài các thiết bị được giám sát qua hệ thống camera truyền về TTĐK, được giám sát và bảo

vệ an ninh bằng hệ thống camera, hệ thống báo động chống đột nhập kết nối với các

cơ quan bảo vệ an ninh

Đáp ứng nhu cầu an toàn cung cấp điện khu vực, phải tránh tối đa việc ảnh hưởng của tác động con người từ bên ngoài và đáp ứng yêu cầu xử lý khi xuất hiện các vấn đề bất thường (Hình 3.1, 3.2, 3.3 là các mô hình trạm KNT theo tiêu chí do Tổng Công ty Điện Lực TP.HCM (EVNHCMC) ban hành theo văn bản số 1342/EVNHCMC-KT ngày 07/03/2013)

Ngoài ra, một thành phần cấu thành hệ thống các TBA điều khiển xa là TTĐK

Đó có thể là các Trung tâm điều độ khu vực, vùng, miền, quốc gia hoặc các trung tâm giám sát điều khiển xa đƣợc ủy quyền [6]

Mô hình TBA 110kV vận hành theo tiêu chí KNT-TH1

Mô hình TBA 110kV vận hành theo tiêu chí KNT-TH2

Mô hình TBA 110kV vận hành theo tiêu chí KNT-TH3 Hinh 3.1: Các mô hình TBA 110kV vận hành theo tiêu chí KNT

Để có thể tự động hóa trong công tác vận hành TBA, các thiết bị của trạm có các đặc điểm, yêu cầu sau: Tính vận hành linh hoạt, đảm bảo độ tin cậy, các chức năng được tích hợp không rời rạc…

i Tính vận hành linh hoạt

Các chức năng liên động với các thiết bị liên quan phải đảm bảo được kết nối đầy đủ để thiết bị có thể vận hành linh hoạt, vừa có thể điều khiển thao tác từ xa, vừa có thể điều khiển tại chỗ trong những trường hợp cần thiết như sửa chữa, thí nghiệm hiệu chỉnh, kiểm tra…Tính năng linh hoạt trong vận hành rất quan trọng, để đảm bảo các thiết bị được thao tác đúng, tránh nhầm lẫn, nhất là trong trường hợp được lập trình để có thể thao tác tự động từ xa [7]

ii Đảm bảo độ tin cậy

Các thiết bị phải đảm bảo độ tin cậy cao trong vận hành: Tác động có chọn lọc, chính xác, đồng thời có các cấp tác động dự phòng trong trường hợp cần thiết (đối với các hệ thống bảo vệ rơle), thời gian tác động đáp ứng lẫn nhau khi liên kết trong cùng hệ thống liên động Phù hợp với quy cách, tiêu chuẩn vật tư thiết bị, thiết bị kỹ thuật hiện hữu, ít chịu ảnh hưởng từ các yếu tố bên ngoài, Có xác xuất hư hỏng thấp (dưới 0,5% năm), vận hành bình thường ở chế độ < 70% tải định mức (tham khảo

bộ tiêu chí KNT theo CV số1342/EVNHCMC-KT ngày 07/03/2013 [7]

iii Các chức năng đƣợc tích hợp, không rời rạc

Các hệ thống truyền động, liên động cần đƣợc tích hợp để đảm bảo thao tác nhanh chóng và tin cậy, giảm số lƣợng mạch liên động phải thực hiện nhằm tăng độ tin cậy trong vận hành, nhanh chóng phát hiện, cô lập sự cố để khắc phục ngay (nhƣ các dạng thiết bị tích hợp Compact, GIS…) Việc tích hợp các cơ chế truyền động

về cơ, điện là yêu cầu bắt buộc để đảm bảo việc vận hành tránh sai sót, thao tác nhầm (đối với các liên động giữa MC và DCL….) và tác động nhầm của hệ thống bảo vệ rơle

iv Các thiết bị phải đƣợc kết nối truyền thông theo một yêu cầu hoặc tiêu chuẩn kỹ thuật thống nhất

Tất cả các thiết bị tham gia trong hệ thống vận hành, bao gồm các MC, DCL, các thiết bị đo đếm CT, VT, các thiết bị chống sét phía 110kV và 22kV, các hệ thống bảo vệ rơle, đo đếm các thông số cơ - điện, các hệ thống giám sát từ xa gồm camera, hệ thống chống đột nhập, hệ thống chữa cháy…đều phải đƣợc kết nối với nhau tại chỗ và truyền về TTĐK bằng các tiêu chuẩn kết nối thống nhất, đảm bảo việc báo cáo, giám sát và điều khiển theo thời gian thực (Hình 3.2 và 3.3 thể hiện các chức năng kết nối của thiết bị với nhau theo tiêu chí KNT)

Hình 3.2: Sơ đồ lôgic điều khiển DCL 110kV vận hành KNT

Hình 3.3: Sơ đồ lôgic điều khiển MC 110kV vận hành KNT

v Tính năng tự động lập trình, tự động báo cáo, có thể khai thác thông tin, báo cáo, can thiệp, điều khiển từ xa

Các thiết bị phục vụ cho việc giám sát, điều khiển, báo cáo (gồm các rơle, điện

kế đo đếm xa, các multi meter, hệ thống SCADA) đều phải có các tính năng tự động lập trình, tự động báo cáo để có thể lập trình sẵn, nhằm phục vụ các mục đích báo cáo tự động, được lập trình để tự động cô lập và chuyển tải giữa các ngăn lộ, các thanh cái lẫn nhau trong trường hợp cần thiết như khi có sự cố hoặc khi có yêu cầu của các TTĐĐ

vi Khả năng thay thế đồng bộ lẫn nhau

Với việc áp dụng các tiêu chuẩn đồng nhất trong hệ thống, từ các thiết bị cơ điện, các thiết bị liên động, hệ thống bảo vệ và truyền thông kết nối sẽ đảm bảo nhanh chóng thay thế, cải tạo các thiết bị khi cần thiết như khi có sự cố, khi cần thay thế các thiết bị lẫn nhau Điều này nhằm tăng tính linh hoạt trong vận hành, đảm bảo tính hiệu quả và kinh tế khi đầu tư xây dựng TBA cũng như trong quá trình khai thác, vận hành trạm

-3.4 Yêu cầu về kỹ thuật trạm biến áp không người trực

3.4.1 Yêu cầu về hệ thống điều khiển bảo vệ

MC 110kV được điều khiển tại chỗ và từ xa bằng các khoá đặt trên tủ điều khiển MC và các bảng điều khiển đặt ngoài trời tại từng ngăn lộ, DCL 110kV được thao tác tại chỗ và từ tủ điều khiển đặt ngoài trời tại từng ngăn lộ [7]

Các MC tổng 22kV được điều khiển tại chỗ trước tủ hợp bộ và từ xa bằng các khoá đặt trên các bảng điều khiển trong phòng điều hành [7]

Các thiết bị trạm được điều khiển từ xa tại trung tâm điều độ miền (A2) hoặc trung tâm điều độ TP.HCM thông qua hệ thống SCADA Hệ thống HMI trang bị tại phòng điều khiển kết nối với RTU hiện hữu [7]

Hệ thống bảo vệ và liên động: Tất cả các rơle bảo vệ chính đều dùng loại rơle

kỹ thuật số (digital hoặc numerical), có cổng giao tiếp với PC và hệ thống SCADA, được trang bị theo “Qui định về tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống điều khiển tích hợp, cấu hình hệ thống bảo vệ, qui cách kỹ thuật của rơle bảo vệ cho đường dây và TBA 500kV, 220kV và 110kV của EVN và qui định về công tác thí nghiệm đối với rơle kỹ thuật số” của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (nay là Tập đoàn Điện lực Việt Nam) ban hành số 2896/QĐ-EVN-KTLĐ-TĐ ngày 10/10/2003 [9]

3.4.2 Yêu cầu thiết bị điện tử thông minh IEDs (Intelligent Electronic Devices)

IEDs là từ được sử dụng trong ngành công nghiệp điện để mô tả những thiết bị dựa trên nền bộ xử lý dùng để điều khiển các thiết bị nhất thứ thuộc hệ thống điện như: MC, DCL, MBA và tụ bù …., được phát triển và áp dụng rộng rãi tại Việt Nam từ những năm 2002 trở đi, với những thiết bị IEDs thế hệ đời đầu

Trong các TBA, nguyên lý của các thiết bị IEDs được sử dụng trong TBA như sau: IEDs nhận tín hiệu từ CT, VT và từ các bộ cảm biến lắp trên thiết bị nhất thứ,

từ các tín hiệu này IEDs có thể phát hiện các tình trạng bất thường hoặc sự cố xảy ra trên hệ thống điện thuộc phạm vi chúng quản lý để ra các lệnh điều khiển như cắt

MC nhằm cô lập vùng sự cố hoặc ngăn ngừa sự cố lây lan

Các dạng thường sử dụng của IEDs là các rơle bảo vệ, bộ điều khiển OLTC,

bộ điều khiển MC, bộ điều khiển tự đóng lại, bộ điều áp, thiết bị đo…Phần lớn các rơle số được chế tạo hiện nay là các IEDs Nguyên nhân chủ yếu là do sự phát triển của công nghệ chế tạo bộ xử lý, một rơle số ngày nay có thể đảm nhiệm từ 5-12 chức năng bảo vệ, từ 5-8 chức năng giám sát và điều khiển thiết bị như: tự đóng lại,

tự giám sát…, chức năng ghi nhận sự cố, sự kiện, nhiễu loạn trên hệ thống điện, chức năng truyền dữ liệu

Thông thường cách đơn giản nhất để truyền dữ liệu giữa thiết bị gởi và nhận là truyền trực tiếp mà không có bất kỳ sự chuyển đổi nào Thực tế hiện nay là có rất nhiều chuẩn và giao thức được sử dụng trong một TBA Do đó để cho các thiết bị

có chuẩn và giao thức khác nhau cùng họat động trong một hệ tích hợp thì cần phải

sử dụng các bộ chuyển đổi giao thức, tuy nhiên những bộ chuyển giao thức lại có thể gây ra những lỗi và sự trì hoãn trong việc truyền dữ liệu

Các thiết bị số trong TBA trước đây sử dụng rất nhiều giao thức khác nhau để truyền dữ liệu như DNP, Modbus, Profibus …Sau đó, để có thể thống nhất các giao thức, chuẩn IEC60870 ra đời Tuy nhiên nó cũng chưa thể đáp ứng yêu cầu và chưa trở thành một chuẩn thống nhất được nhiều nhà sản xuất chấp nhận

Hiện nay, chuẩn giao thức IEC61850 là một chuẩn giao thức có thể đáp ứng được tính thống nhất, tiện lợi để kết nối các thiết bị thông minh, bao gồm các IEDs của các TBA Sự xuất hiện của IEC61850 đánh dấu một bước tiến quan trọng và sẽ

có ảnh hưởng rất lớn trong tương lai trong việc thiết kế và xây dựng các TBA KNT

Hình 3.4: Mô hình kết nối các IEDs với các thiết bị trạm theo chuẩn IEC61850

Với sự phát triển không ngừng của khoa học kỹ thuật mà nền tảng dựa trên kỹ thuật thông tin liên lạc, yêu cầu nâng cao năng lực tự động hóa lưới điện, ứng dụng công nghệ máy tính trong vận hành, kiểm soát hệ thống điện là yêu cầu tất yếu Đặc biệt đối với các TBA cao áp từ 110kV trở lên, mô hình tự động hoá trong vận hành, điều khiển và bảo vệ TBA là xu hướng mà rất nhiều nước trên thế giới đã và đang thực hiện Việc tự động hoá nhằm bảo đảm cung cấp điện an toàn, liên tục, giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành, qua các thang đánh giá chỉ số như SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI…

3.4.3 Yêu cầu hệ thống SCADA

Hệ thống điều khiển trong TBA KNT cần đảm bảo điều khiển từ xa được hầu hết thiết bị chính (MC, DCL, nấc MBA, hệ thống làm mát MBA) và thu thập đầy đủ tín hiệu giám sát hoạt động của các thiết bị và hệ thống phụ trợ bên trong TBA như

hệ thống AC/DC, máy nạp ắc-quy, thông tin liên lạc Ngoài ra, hệ thống điều khiển

trong TBA KNT phải kết nối với hệ thống PCCC và báo động đột nhập để có thể theo dõi mọi hoạt động trong TBA và cảnh báo mất an toàn [9]

Hệ thống SCADA của TBA KNT sẽ có nhiều điểm khác so với mô hình trạm vận hành có người trực như: Số lượng tín hiệu truyền về TTĐK nhiều hơn, khả năng điều khiển nhiều thiết bị hơn và hệ thống có thêm tính dự phòng về kênh truyền SCADA để đảm bảo khả năng điều khiển và giám sát TBA liên tục và tin cậy Với số lượng tín hiệu tăng nhiều, cùng với việc thu thập hình ảnh từ hệ thống camera và các cảnh báo từ hệ thống báo động chống đột nhập, kênh truyền dẫn tín hiệu từ TBA KNT về TTĐK cần có tốc độ cao và băng thông rộng hơn Để đáp ứng

về đường truyền, có thể sử dụng mạng viễn thông dùng riêng (VTDR) với mạng lưới cáp quang và thiết bị mạng lắp bổ sung hoặc sử dụng các kênh truyền Internet thuê ngoài của các công ty viễn thông Tuy nhiên, khi sử dụng các kênh truyền thuê ngoài cần đảm bảo về bảo mật và an toàn thông tin Ngoài ra, để đảm bảo tính dự phòng về đường truyền, mỗi TBA KNT phải có hai đường truyền độc lập về vật lý kết nối về TTĐK [9]

3.4.3.1 Hệ thống thông tin viễn thông

Hệ thống thông tin viễn thông là một thành phần chính trong cấu trúc TTĐK, TBA KNT, đóng một vai trò nhân tố quyết định trong việc thực hiện mô hình điều khiển này

Truyền thông cáp quang là một phương pháp truyền thông tin từ nơi này đến nơi khác bằng cách gửi các xung ánh sáng thông qua một sợi quang học Ánh sáng tạo thành một sóng mang điện được điều chế để truyền thông tin Phát triển đầu tiên vào những năm 1970, hệ thống thông tin cáp quang đã cách mạng hóa ngành công nghiệp viễn thông và đã đóng một vai trò quan trọng trong sự ra đời của thời đại thông tin Vì lợi thế của mình trên truyền tải điện, sợi quang học đã thay thế phần lớn thông tin liên lạc dây đồng trong mạng lõi trong các nước phát triển Cáp quang được sử dụng bởi nhiều công ty viễn thông để truyền tín hiệu điện thoại, thông tin liên lạc Internet và tín hiệu truyền hình cáp

Quá trình giao tiếp bằng cách sử dụng sợi quang học bao gồm các bước cơ bản sau đây: Tạo tín hiệu quang học liên quan đến việc sử dụng một máy phát, chuyển tiếp tín hiệu dọc theo sợi, đảm bảo rằng các tín hiệu không trở nên quá méo mó hay yếu, nhận được tín hiệu quang học và chuyển đổi nó thành tín hiệu điện

Tất cả các tín hiện truyền và nhận giữa TTĐK, TBA KNT như tín hiệu điều khiển, tín hiệu bảo vệ, tín hiệu giám sát hệ thống điện và giám sát an ninh, tín hiệu hình ảnh camera, tín hiệu PCCC với dung lượng yêu cầu rất lớn Đường truyền thông tin từ TTĐK đến TBA KNT phải đảm bảo cấu trúc kép, với 2 đường truyền vật lý riêng biệt, tốc độ cao, đảm bảo tốc độ và tính an toàn liên tục của dữ liệu Các mạng truyền thông đề cập đến các thiết bị thông tin liên lạc cần thiết để chuyển dữ liệu đến và đi từ các vị trí khác nhau Các môi trường truyền dẫn được sử dụng hoặc có thể hình cáp, điện thoại hoặc sóng vô truyến Các mạng truyền thông

đề cập đến các thiết bị thông tin liên lạc cần thiết để chuyển dữ liệu đến và đi từ các khoảng cách khác nhau