Nghiên cứu thiết kế hệ thống phần mềm điều khiển và giám sát theo mô hình trung tâm điều khiển từ xa trạm biến áp không người trực ứng dụng cho trạm trôi 110kv

M Ở ĐẦU Hiện nay, thông tin dữ liệu vận hành của các trạm 110kV chỉ được thu thập một phần và chỉ truyền dữ liệu về các Trung tâm Điều độ miền, các đơn vị vận hành trực tiếp như các Công

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

Nguy ễn Tiến Khang

NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ HỆ THỐNG PHẦN MỀM ĐIỀU KHIỂN VÀ GIÁM SÁT THEO MÔ HÌNH TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC ỨNG DỤNG CHO TRẠM

TRÔI 110KV

LU ẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

Điều khiển & Tự động hoá

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

Nguy ễn Tiến Khang

NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ HỆ THỐNG PHẦN MỀM ĐIỀU KHIỂN VÀ GIÁM SÁT THEO MÔ HÌNH TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC ỨNG DỤNG CHO TRẠM

TRÔI 110KV

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

Điều khiển & Tự động hoá

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS TS Hoàng Sĩ Hồng

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

H ọ và tên tác giả luận văn: Nguyễn Tiến Khang

Đề tài luận văn: Nghiên cứu thiết kế hệ thống phần mềm điều khiển và giám

sát theo mô hình trung tâm điều khiển từ xa trạm biến áp không người trực ứng dụng cho Trạm Trôi 110kV

Chuyên ngành: Điều khiển & Tự động hoá

Mã s ố học viên: CB180126

Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận tác

giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng ngày 31/10/2019 với các nội dung sau:

− Chỉnh sửa các lỗi chính tả trong luận văn

− Bổ sung mô tả tổng thể các chức năng của hệ thống điều khiển và giám sát tại trung tâm điều khiển

− Bổ sung, làm rõ các tiêu đề, thuật ngữ (ví dụ ICCP, )

Ngày tháng năm 2019

M ỤC LỤC

M ỤC LỤC 1

L ỜI CAM ĐOAN 4

L ỜI CẢM ƠN 5

DANH M ỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT 6

DANH M ỤC CÁC BẢNG 9

DANH M ỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ 10

M Ở ĐẦU 12

CHƯƠNG 1: ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA, TR ẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC Ở VIỆT NAM 15

1.1 T ổng quan về hệ thống điện Việt Nam 15

1.2 Định hướng phát triển các TTĐK của EVN 17

1.2.1 Nhu cầu và định hướng chung 17

1.2.2 Mô hình tổ chức TTĐK đối với khâu truyền tải 18

1.2.3 Mô hình tổ chức TTĐK đối với khâu phân phối 19

1.2.4 Quy định về các giao thức truyền tin 20

1.2.5 Luồng dữ liệu giữa các hệ thống 21

1.3 K ết luận chương 1 21

CHƯƠNG 2: HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110kV E1.31 TRẠM TRÔI VÀ S Ự CẦN THIẾT NÂNG CẤP THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC 22

2.1 Địa điểm và đặc điểm vận hành trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi 22 2.1.1 Đặc điểm, cấu hình trạm phía 110kV 22

2.1.2 Đặc điểm, cấu hình trạm phía 35kV 22

2.1.3 Đặc điểm, cấu hình trạm phía 22kV 23

2.1.4 Điện tự dùng xoay chiều, một chiều 23

2.2 H ệ thống điều khiển bảo vệ 110kV 24

2.2.1 Hệ thống điều khiển 24

2.2.2 Hệ thống Rơle bảo vệ phía 110kV 25

2.3 H ệ thống Rơle bảo vệ phía 35kV và 22kV 28

2.4 S ự cần thiết nâng cấp thành trạm biến áp không người trực 28

2.5 K ết luận chương 2 29

CHƯƠNG 3: LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KỸ THUẬT NÂNG CẤP TRẠM 110kV E1.31 TR ẠM TRÔI 31

3.1 Cơ sở thực hiện 31

3.2 Quy mô tr ạm sau cải tạo 31

3.3 Các gi ải pháp kỹ thuật 31

3.3.1 Các giải pháp kỹ thuật 31

3.3.2 Giải pháp hệ thống điều khiển 36

3.3.3 Giải pháp bảo vệ 37

3.3.4 Giải pháp hệ thống truyền dẫn 43

3.3.5 Giao thức truyền thông 44

3.3.6 Đặc tính kỹ thuật 48

3.4 K ết luận chương 3 66

CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ PHẦN MỀM SCADA TẠI TTĐK TỪ XA KHU VỰC HÀ N ỘI ỨNG DỤNG CHO TBA 110KV E1.31 TRẠM TRÔI 67

4.1 Hi ện trạng hệ thống thông tin, SCADA tại TBA 110kV E1.31 Trạm Trôi 67

4.1.1 Hệ thống thông tin 67

4.1.2 Hệ thống SCADA 67

4.2 Thi ết kế hệ thống tại SCADA TTĐK từ xa B1 69

4.2.1 Mô hình thiết kế phần cứng SCADA 69

4.2.2 Mô hình trao đổi dữ liệu 71

4.3 Các yêu c ầu chức năng của phần mềm SCADA tại TTĐK từ xa 73

4.4 L ựa chọn phần mềm thiết kế tại TTĐK từ xa B1 73

4.5 Ki ến trúc của phần mềm SCADA 75

4.6 Thi ết kế, xây dựng các mô-đun chức năng của phần mềm SCADA 77

4.6.1 Thiết kế, xây dựng các nút bấm chức năng 78

4.6.2 Thiết kế, xây dựng mô-đun quản trị người dùng 78

4.6.3 Thiết kế, xây dựng các màn hình giám sát dữ liệu 81

4.6.4 Thiết kế mô-đun điều khiển các thiết bị tại trạm 85

4.6.5 Thiết kế, xây dựng mô-đun cảnh báo sự cố 91

4.6.6 Thiết kế, xây dựng mô-đun ghi chép sự kiện 95

4.6.7 Thiết kế, xây dựng mô-đun theo dõi đồ thị phụ tải 96

4.6.8 Thiết kế, xây dựng mô-đun báo cáo 97

4.7 Quy ho ạch, xây dựng datalist theo chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 99

4.7.1 Deadband 99

4.7.2 Quy hoạch, xây dựng datalist tại TTĐK từ xa 101

4.8 K ết luận chương 4 104

TH Ử NGHIỆM, ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN 105 TÀI LI ỆU THAM KHẢO 107

PH Ụ LỤC 108

L ỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết

quả trong luận văn là hoàn toàn trung thực Nội dung luận văn chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Nguyễn Tiến Khang

L ỜI CẢM ƠN

Trong quá trình thực hiện luận văn của mình, tôi đã nhận được rất nhiều sự giúp

đỡ, động viên và chia sẻ của gia đình, các thầy cô giáo, các anh chị và các bạn Đầu tiên, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến PGS.TS Hoàng Sĩ Hồng, người hướng dẫn trực tiếp tôi thực hiện đề tài này PGS.TS Hoàng Sĩ Hồng đã có những định hướng, chỉ bảo, hướng dẫn và trao đổi với tôi trong suốt quá trình học tập, thực

hiện luận văn này

Tôi xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong Viện Điện đã tận tình giảng dạy, trang bị cho tôi những kiến thức quý báu trong năm vừa qua

Tôi xin chân thành cảm ơn Trung tâm điều độ hệ thống điện miền bắc và Trung tâm điều độ hệ thống điện thành phố Hà Nội đã giúp đỡ, tạo điều kiện luận lợi cho tôi được tiếp cận với quy trình điều độ hệ thống điện

Tôi xin gửi lời cảm ơn đến các anh chị cán bộ của trạm biến áp 110kV E1.31

Trạm Trôi đã tạo mọi điều kiện thuận lợi nhất, tốt nhất về thủ tục, kỹ thuật và con người, giúp luận văn này được hoàn thành

Tôi cũng xin gửi lời cảm ơn đến anh Nguyễn Viết Tùng – Kỹ sư tự động hóa tại

Tổng công ty điện lực Hà Nội (Hà Nội PC) đã nhiệt tình giúp đỡ tôi những kiến thức

về thiết bị điện, hệ thống điện và tự động hóa trạm biến áp

Tôi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trường Đại học Bách khoa Hà Nội,

Viện Điện và Bộ môn Kỹ thuật đo và Tin học công nghiệp đã tạo điều kiện thuận lợi giúp tôi hoàn thiện luận văn này

Cuối cùng, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến cha mẹ, anh trai tôi đã giúp

đỡ cả về vật chất lẫn tinh thần, tạo điều kiện, động viên và khích lệ tôi trong suốt quá trình học tập và thực hiện luận văn

Học viên cao học được hỗ trợ bởi chương trình học bổng đào tạo thạc sĩ, tiến sĩ trong nước của Quỹ Đổi mới sáng tạo Vingroup

Nguyễn Tiến Khang

DANH M ỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

điện Quốc gia

điện miền Bắc

điện miền Nam

điện miền Trung

AVR Automatic Voltage Regulator Hệ thống điều khiển điện áp tự

động

CIM Common Interface Model Mô hình giao thức thông dụng

CPU Central Processing Unit Bộ xử lý trung tâm

DCS Distributed Control System Hệ thống điều khiển phân tán

EVN Electric of Vietnam Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Trung

Bắc

GPS Global Positioning System Hệ thống định vị toàn cầu HIS Human Interface System Hệ thống giao diện người dùng HMI Human Machine Interface Giao diện người máy

ICCP Inter Control Center Protocol Máy chủ liên kết dữ liệu

IEC International Electrotechnical

Commision Ủy ban kỹ thuật điển tử quốc tế IED Intelligent Electronic Devices Thiết bị điện tử thông minh

MAIFI Momentary Average

Interruption Frequency Index

Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua của lưới điện phân

phối OSI Open Systems Interconnection Mô hình tham chiếu kết nối các

hệ thống mở

PP Production panel Tủ cấp nguồn cho các máy sản

xuất

RTU Remote Terminal Unit Thiết bị đầu cuối từ xa

SAIDI System Average Interruption

Duration Index

Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân

phối SAIFI System Average Interruption

Frequency Index

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

cấu trúc

DANH M ỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1: Công suất khả dụng theo miền của hệ thống điện Quốc gia (tháng 10/2019)

15

Bảng 1.2: Danh mục số lượng các trạm biến áp toàn hệ thống năm 2018 16

Bảng 3.1: Thống kê hiện trạng Rơle tại trạm 110kV E1.31 Trạm Trôi 31

Bảng 3.2: Danh mục các trang thiết bị cần thiết cho hệ thống truyền dẫn 44

Bảng 3.3: Các kiểu dữ liệu trong IEC 60870 – 5 – 101/104 47

Bảng 3.4: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CXV 2x4mm2 64

Bảng 3.5: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CVV-S-FR 4x4mm2 65

Bảng 3.6: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CVV-S-FR 4x2,5mm2 65

Bảng 3.7: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CVV-S-FR 19x1,5mm2 66

Bảng 4.1: Thống kê hệ thống thông tin tại TBA 110kV E1.31 Trạm Trôi 67

Bảng 4.2: Thống kê thiết bị đầu cuối RTU tại trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi 68

Bảng 4.3: Danh mục các trang thiết bị phần cứng cho TTĐK B1 71

Bảng 4.4: Chức năng các nút bấm 78

Bảng 4.5: Các loại User và mức phân quyền 79

Bảng 4.6: Thiết kế các đối tượng 82

Bảng 4.7: Màu sắc và cấp điện áp 83

Bảng 4.8: Thời gian và mức độ quá tải cho phép của MBA lực trong TBA 93

Bảng 4.9: Quy định màu sắc các nhóm bản tin Alarm 94

Bảng 4.10: Quy định giá trị deadband tương ứng với từng nhóm biến 100

Bảng 4.11: Các thành phần hình thành địa chỉ IEC 60870 – 5 – 101/104 102

Bảng 4.12: Ví dụ bảng Datalist địa chỉ OPC server TTĐK B1 theo tiêu chuẩn IEC – 104 102

DANH M ỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1: Cơ cấu phụ tải hệ thống điện Việt Nam năm 2018 15

Hình 1.2: Sơ đồ khối định hướng mô hình TTĐK lưới truyền tải 19

Hình 1.3: Sơ đồ khối định hướng mô hình TTĐK lưới điện phân phối 20

Hình 1.4: Sơ đồ thủ tục truyền tin 20

Hình 2.1: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn liên lạc 112 25

Hình 2.2: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn đường dây 171, 172 26

Hình 2.3: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn đường dây 131, 132 27

Hình 3.1: Mô hình thiết kế hệ thống kênh truyền 43

Hình 3.2: Mô hình tham chiếu cho tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 101/104 45

Hình 3.3: Các thành phần của tiêu chuẩn IEC 60870 46

Hình 3.4: Kiến trúc Master – Slave 46

Hình 4.1: Luồng dữ liệu đo lường từ các TBA 110kV gửi đến điều độ miền 67

Hình 4.2: Thiết kế hệ thống SCADA tại TTĐK B1 69

Hình 4.3: Mô hình trao đổi dữ liệu hệ thống tại TTĐK B1 72

Hình 4.4: Mô hình kiến trúc phần mềm SCADA 76

Hình 4.5: Các nút bấm chức năng của phần mềm SCADA TTĐK B1 78

Hình 4.6: Cửa sổ đăng nhập 79

Hình 4.7: Biểu đồ trình tự đăng nhập 80

Hình 4.8:Cấu hình User 81

Hình 4.9: Màn hình vị trí tương quan các TBA không người trực 82

Hình 4.10: Màn hình giám sát sơ đồ một sợi 84

Hình 4.11: Lưu đồ thuật toán thực hiện 1 lệnh điều khiển 85

Hình 4.12: Máy cắt 112 sẵn sàng đóng điện sau khi thỏa mãn điều kiện liên động 86 Hình 4.13: Máy cắt 112 sẵn sàng cắt điện sau khi thỏa mãn điều kiện liên động 86

Hình 4.14: Lựa chọn điều khiển thiết bị 87

Hình 4.15: Lựa chọn điều khiển thiết bị 87

Hình 4.16: Giao diện điều khiển máy cắt 88

Hình 4.17: Cửa sổ xác thực thao tác điều khiển 88

Hình 4.18: Màn hình thể hiện các liên động liên quan đến thiết bị 88

Hình 4.19: Các bước thao tác cắt an toàn máy cắt phục vụ sửa chữa/bảo dưỡng 90

Hình 4.20: Cửa sổ điều chỉnh nấc máy biến áp 90

Hình 4.21: Giao diện Rơ le 91

Hình 4.22: Lưu đồ thuật toán cảnh báo sự cố 92

Hình 4.23: Cấu hình cảnh báo nhiệt dộ MBA T1 vượt ngưỡng 93

Hình 4.24: Màn hình Summary Alarm 94

Hình 4.25: Trạng thái giải trừ Alarm 94

Hình 4.26: Màn hình Alarm List 95

Hình 4.27: Tính năng lọc cảnh báo 95

Hình 4.28: Màn hình Event List 96

Hình 4.29: Màn hình đồ thị phụ tải 97

Hình 4.30: Lưu đồ thuật toán quá trình thu thập dữ liệu báo cáo trong 1 ngày 98

Hình 4.31: Báo cáo thông số vận hành trạm 98

Hình 4.32: Cấu hình deaband tại cấp rơ le – Gateway 100

Hình 4.33: Lưu đồ quá trình gửi tín hiệu AI từ TBA không người trực lên TTĐK 101

Hình 4.34: Ánh xạ địa chỉ vào biến nội theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 103

M Ở ĐẦU

Hiện nay, thông tin dữ liệu vận hành của các trạm 110kV chỉ được thu thập một

phần và chỉ truyền dữ liệu về các Trung tâm Điều độ miền, các đơn vị vận hành trực

tiếp như các Công ty Điện lực tỉnh, các Tổng Công ty Điện lực đều không có dữ liệu truyền về

Ngoài ra, việc vận hành trạm cũng còn nhiều hạn chế Dữ liệu vận hành được nhân viên trực trạm chốt bằng tay, ghi vào sổ và nhập vào các file báo cáo Việc thực

hiện các lệnh thao tác theo trình tự nhân viên cấp điều độ gọi điện trực tiếp xuống

trạm, ra lệnh thao tác, nhân viên vận hành trạm thực hiện và báo lại kết quả thao tác cho nhân viên điều độ

Nhân viên điều độ Điện lực tỉnh không có hệ thống giám sát thời gian thực các

trạm biến áp và đường dây, nên phải ghi nhớ trong đầu hoặc đánh dấu trên sơ đồ tình

trạng hoạt động và phải thường xuyên gọi điện trao đổi tình hình với các trạm 110kV

Việc thiếu thông tin giám sát làm ảnh hưởng rất nhiều đến công tác điều hành lưới điện, gây tổn thất và giảm năng suất cấp điện

Ngoài ra, hiện tại các trạm biến áp 110kV đang duy trì chế độ trực toàn thời gian 24/24, 3 ca – 4 kíp, mỗi ca trực 2 người, nên số lượng nhân viên trực vận hành

trạm là rất lớn

Do vậy, nhu cầu đặt ra là xây dựng các hệ thống điều khiển giám sát và thu thập

dữ liệu các trạm 110kV, phục vụ trực tiếp các đơn vị quản lý vận hành trạm

Đề tài “Nghiên cứu thiết kế hệ thống phần mềm điều khiển và giám sát theo mô hình trung tâm điều khiển từ xa trạm biến áp không người trực ứng dụng cho Trạm Trôi 110kV” được thực hiện theo định hướng phát triển của EVN Mục tiêu bao gồm:

− Kiểm chứng lại mô hình tổng thể được mà EVN xây dựng Qua đó, thể hiện mô hình chi tiết hơn về hạ tầng, trang thiết bị tại trạm và trung tâm;

− Thiết kế, xây dựng hệ phần mềm SCADA tại TTĐK từ xa đầy đủ các mô-đun giám sát, điều khiển, cảnh báo sự cố, ghi chép sự kiện, báo cáo,…từng bước làm

chủ công nghệ trong việc triển khai, nâng cấp, đào tạo chuyển giao công nghệ trong ngành điện

Một TTĐK từ xa bao gồm rất nhiều yếu tố như hệ thống SCADA, camera, hệ

thống an ninh, báo cháy… trong đó quan trọng nhất là hệ thống SCADA Hệ thống

SCADA gồm 3 thành phần: Phần cứng, phần mềm và truyền thông, trong đó:

− Phần cứng được hiểu là các thiết bị đầu cuối, thiết bị thu thập dữ liệu (RTU/Gateway); Hệ thống máy tính; Hệ thống cáp ghép nối thiết bị

− Hệ thống phần mềm là hệ thống thu thập, lưu trữ và xử lý dữ liệu như phần mềm giao diện HMI; Phần mềm phục vụ mô phỏng, thử nghiệm hệ thống Sau đây gọi tắt

là phần mềm SCADA với các mô-đun chức năng giám sát, điều khiển, cảnh báo sự

cố, ghi chép sự kiện, báo cáo

Trong phạm vi của luận văn, tác giả tập trung vào việc thiết kế, xây dựng phần

mềm SCADA với các mô-đun chức năng tại TTĐK từ xa phục vụ điều khiển các TBA 110kV khu vực Hà Nội

Đề tài được thực hiện bằng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và triển khai trực

tiếp trên phần mềm SCADA Các mô hình, giải pháp kết nối thu thập dữ liệu được nghiên cứu và thực hiện trên các mô hình mô phỏng

Luận văn bao gồm phần mở đầu, 4 chương và kết luận Phần mở đầu thể hiện tính cấp thiết, mục đích nghiên cứu, đối tượng áp dụng và các nội dung trình bày trong đề tài

Chương 1 đưa ra cái nhìn tổng quan về hệ thống điện Việt Nam bao gồm từ khâu phát điện, truyền tải đến phân phối điện Hiện trạng hệ thống điều khiển – thông tin tại các trạm biến áp và định hướng phát triển của EVN cho hệ thống truyền tải, phân phối điện

Chương 2 đưa ra hiện trạng trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi và sự cần thiết

phải nâng cấp thành trạm biến áp không người trực

Chương 3 nêu ra các lựa chọn giải pháp kỹ thuật cần thực hiện tại các trạm biến

áp 110kV E1.31 Trạm Trôi để để nâng cấp thành các trạm không người trực Chương này cũng đưa ra các giải pháp hệ thống điều khiển, hệ thống bảo vệ, hệ thống truyền

dẫn và các giao thức truyền tin sử dụng

Chương 4 tập trung thiết kế hệ thống, thể hiện các module chức năng, thiết kế

phần mềm SCADA tại trung tâm điều khiển từ xa các TBA khu vực Hà Nội, lập bảng ánh xạ địa chỉ

Phần kết luận tổng kết lại các kết quả đạt được của đề tài, đồng thời đưa ra các định hướng phát triển tiếp theo của các TTĐK, cũng như hướng nghiên cứu mới của

đề tài

Từ những nội dung trên, kết cấu của luận văn bao gồm:

CHƯƠNG 1: ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA,

1.1 T ổng quan về hệ thống điện Việt Nam

Hệ thống điện Việt Nam được chia thành 3 miền và liên kết bởi hệ thống truyền

tải điện 500 KV Công suất đặt hệ thống điện quốc gia năm 2018 đạt 49.122 MW (tăng 27,12% so với năm 2015) Tổng công suất đặt của toàn EVN chiếm 57,18% công suất đặt toàn hệ thống [1]

Tính đến tháng 10/2019, công suất khả dụng công bố (bao gồm cả các tổ máy nhiệt điện than dự phòng, nhập khẩu, thủy điện nhỏ) và hệ số điều chỉnh mực nước cho phép như bảng Bảng 1.1: [2]

Bảng 1.1: Công suất khả dụng theo miền của hệ thống điện Quốc gia (tháng 10/2019)

Tháng 10

Công suất khả dụng Công suất dự phòng Điện năng dự phòng Tỷ lệ dự phòng Alpha

(*) Chưa tính truyền tải và nhiệt điện dầu;

(**) Tính truyền tải, không tính nhiệt điện dầu

Cơ cấu phụ tải hệ thống điện Việt Nam (2018) trong các lĩnh vực sinh hoạt, công nghiệp, nông nghiệp, dịch vụ… được thể hiện trong Hình 1.1 [3]

Hình 1.1: Cơ cấu phụ tải hệ thống điện Việt Nam năm 2018

Trong mô hình hệ thống điện của Việt Nam hiện nay, có thể chia thành ba khâu chính gồm: Phát điện, truyền tải và phân phối

Khâu phát điện: Bao gồm các nhà máy điện như thủy điện, nhiệt điện, phong điện, thực hiện việc biến đổi các dạng năng lượng khác thành điện năng Các nhà máy điện thuộc quyền quản lý của các Tổng Công ty phát điện 1, 2, 3 (EVNGENCO 1, 2, 3), một số thuộc EVN, một số thuộc các đơn vị ngoài ngành điện như Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tập đoàn than và khoáng sản Việt Nam Tính đến hết năm 2018, hệ

thống điện Việt Nam có 520 tổ máy đi vào vận hành [1]

Khâu truyền tải: Bao gồm hệ thống các trạm biến áp 500kV, 220kV và hệ thống lưới điện truyền tải, có chức năng truyền tải năng lượng điện từ khâu phát điện đến các vùng, miền khác nhau Các trạm 500kV, 220kV và một số trạm 110kV thuộc

Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) quản lý và vận hành

Khâu phân phối: Bao gồm hệ thống các trạm 110kV, các trạm trung gian, khách hàng và hệ thống lưới phân phối Khâu phân phối là khâu cuối cùng thực hiện việc cung cấp điện cho người tiêu dùng Các trạm thuộc khâu phân phối thuộc quyền quản

lý của các Tổng Công ty Điện lực miền Bắc, Trung, Nam (NPC, CPC, SPC), Tổng Công ty Điện lực thành phố Hà Nội (HNPC) và Tổng Công ty Điện lực Hồ Chí Minh (HCMPC) Các trạm này có thể được giao cho các Công ty Điện lực Tỉnh quản lý Danh sách số lượng các trạm biến áp 500kV, 220kV và 110kV tính đến tháng 12/2018 được tổng hợp trong Bảng 1.2 [1]

B ảng 1.2: Danh mục số lượng các trạm biến áp toàn hệ thống năm 2018

TT Tr ạm biến áp S ố lượng

Theo tính chất quan trọng trong hệ thống, các trạm 500kV và 220kV được trang

bị hệ thống tự động hóa trạm biến áp SAS hiện đại ngay từ khi xây dựng, cho phép thu thập dữ liệu, giám sát và điều khiển toàn bộ trạm biến áp thông qua giao diện

phần mềm HMI

Các trạm biến áp 110kV nằm dưới sự quản lý của 6 Tổng Công ty Điện lực

(NPT, NPC, CPC, SPC, HNPC, HCMPC) và do các Công ty Điện lực Tỉnh trực tiếp

vận hành, khai thác Hàng năm, các trạm biến áp 110kV được trang bị, bổ sung và nâng cấp thường xuyên Do đó, nên số lượng, chủng loại… máy biến áp, máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, rơ le… rất đa dạng và phức tạp

Căn cứ theo mô hình tổ chức hệ thống trong TBA, có thể chia các TBA có người

trực thành hai loại đó là: TBA điều khiển truyền thống và TBA điều khiển tích hợp [4] Do vậy, tùy theo chủng loại, thiết bị, thời gian xây dựng… mà các trạm biến áp 110kV có thể được trang bị hoặc không trang bị hệ thống tự động hoá trạm biến áp (SAS)

1.2 Định hướng phát triển các TTĐK của EVN

1.2.1 Nhu c ầu và định hướng chung

Hiện nay, thông tin dữ liệu vận hành của các trạm 110kV chỉ được thu thập một

phần và chỉ truyền dữ liệu về các Trung tâm Điều độ miền, các đơn vị vận hành trực

tiếp như các Công ty Điện lực tỉnh, các Tổng Công ty Điện lực đều không có dữ liệu truyền về

Ngoài ra, việc vận hành trạm cũng còn nhiều hạn chế Dữ liệu vận hành được nhân viên trực trạm chốt bằng tay, ghi vào sổ và nhập vào các file báo cáo Việc thực

hiện các lệnh thao tác theo trình tự nhân viên cấp điều độ gọi điện trực tiếp xuống

trạm, ra lệnh thao tác, nhân viên vận hành trạm thực hiện và báo lại kết quả thao tác cho nhân viên điều độ

Nhân viên điều độ Điện lực tỉnh không có hệ thống giám sát thời gian thực các

trạm biến áp và đường dây, nên phải ghi nhớ trong đầu hoặc đánh dấu trên sơ đồ tình

trạng hoạt động và phải thường xuyên gọi điện trao đổi tình hình với các trạm 110kV

Việc thiếu thông tin giám sát làm ảnh hưởng rất nhiều đến công tác điều hành lưới điện, gây tổn thất và giảm năng suất cấp điện

Ngoài ra, hiện tại các trạm biến áp 110kV đang duy trì chế độ trực toàn thời gian 24/24, 3 ca – 4 kíp, mỗi ca trực 2 người, nên số lượng nhân viên trực vận hành

trạm là rất lớn

Do vậy, nhu cầu đặt ra là xây dựng các hệ thống điều khiển giám sát và thu thập

dữ liệu các trạm 110kV, phục vụ trực tiếp các đơn vị quản lý vận hành trạm

Ngày 11 tháng 11 năm 2015, EVN có công văn số 4725/EVN – KTSX về việc

“Định hướng phát triển Trung tâm điều khiển xa và TBA không người trực” Với định hướng chung như sau:

− Áp dụng các giải pháp tự động hóa, xây dựng các Trung tâm điều khiển nhằm nâng cao năng suất lao động và tăng độ tin cậy cung cấp điện, vận hành an toàn lưới điện;

− Mục tiêu đến năm 2020, giảm số lượng nhân viên trực vận hành tại các TBA 500kV, 220kV, riêng TBA 110kV tiến tới toàn bộ không người trực

Về mô hình tổ chức, các đơn vị bố trí lại lực lượng quản lý vận hành thành các đơn vị, bộ phận như sau:

“TTĐK là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin,

vi ễn thông để có thể giám sát, thao tác từ xa các thiết bị trong một nhóm nhà máy điện, nhóm TBA hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các thiết bị thuộc TTĐK Quyền, trách nhiệm và nhi ệm vụ của Nhân viên vận hành TTĐK được quy định chi tiết trong thông tư 40/2014/TT- BCT Quy định quy trình điều độ hệ thống điện Quốc gia” [5]

“TTLĐ là đội thao tác lưu động, trực thuộc các Công ty Truyền tải điện (đối

v ới lưới truyền tải), các Công ty Lưới điện cao thế (đối với lưới điện 110kV) hoặc Công ty Điện lực (đối với lưới điện trung áp) được bố trí theo từng cụm trạm điện

ho ặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện” [5]

TTLĐ thực hiện các nhiệm vụ sau:

− Thực hiện các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành

tốt và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐK;

1.2.2 Mô hình t ổ chức TTĐK đối với khâu truyền tải

Đối với Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT), lựa chọn vị trí các TBA 500kV và 220kV quan trọng trên hệ thống để bố trí các TTĐK Định hướng mỗi TTĐK điều khiển cho một nhóm khoảng 5 TBA trong khu vực Trong trường hợp

mật độ bố trí trạm thuận lợi thì số lượng trạm có thể nhiều hơn Việc lựa chọn số TBA trong nhóm điều khiển xa và số người trực mỗi ca tại TTĐK cần xem xét đến các tình

huống vận hành khó khăn khi xảy ra sự cố diện rộng gây mất điện nhiều TBA với

mục tiêu đảm bảo thời gian thao tác và xử lý sự cố của các nhân viên vận hành trong quá trình khôi phục lại lưới điện khu vực

Mô hình tổ chức TTĐK đối với khâu truyền tải được chỉ ra như Hình 1.2 [5]

TỔ THAO TÁC LƯU ĐỘNG 1 (TRỰC THUỘC CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN)

T.Tin Đ.độ T.Tin Đ.độ

Lệnh thao tác lưới 220/110kV Lệnh thao tác

lưới 500kV Lệnh thao tác lưới trung áp

Thao tác xa TBA 220kV

ỘNG 2

NG TY N)

Hình 1.2 : Sơ đồ khối định hướng mô hình TTĐK lưới truyền tải

1.2.3 Mô hình t ổ chức TTĐK đối với khâu phân phối

Các TTĐK được xây dựng tại các Công ty Điện lực Tỉnh/Thành phố, thực hiện

việc điều khiển cho các TBA và các thiết bị trên lưới trong phạm vi quản lý Các điều

độ viên cấp điều độ phân phối được giao quyền trực tiếp thực hiện thao tác xa các thiết bị trong TBA và trên lưới Số lượng điều độ viên trong mỗi ca trực cần xem xét đến các tình huống vận hành khó khăn khi sự cố diện rộng gây mấy điện nhiều TBA

với mục tiêu đảm bảo thời gian thao tác và xử lý sự cố của nhân viên vận hành trong quá trình khôi phục lại lưới điện khu vực

Mô hình tổ chức TTĐK đối với khâu phân phối được chỉ ra như Hình 1.3 [5]

ĐIỀU ĐỘ MIỀN (A1,2,3) T.Tin Đ.độ TTĐK TRẠM 110KV

Lệnh thao tác lưới 110kV

TỔ THAO TÁC LƯU ĐỘNG 1

(TRỰC THUỘC CÔNG TY LƯỚI

ĐIỆN CAO THẾ)

TỔ THAO TÁC LƯU ĐỘNG 2 (TRỰC THUỘC CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ)

TBA 110kV

Hình 1.3 : Sơ đồ khối định hướng mô hình TTĐK lưới điện phân phối

1.2.4 Quy định về các giao thức truyền tin

Các TTĐK phải tuân thủ theo các thủ tục truyền tin để thực hiện việc trao đổi

dữ liệu với nhau và với hệ thống SCADA tại các Trung tâm điều độ Các thủ tục truyền tin được thể hiện như Hình 1.4 [5]

IED

Thiết bị thông

thường

Thiết bị đầu cuối (RTU/

Gateway)

TTĐK SCADA phân phối

TTĐK khác

Hệ thống SCADA ĐĐQG/ĐĐ miền

ICCP IEC 60870-5-104 IEC 60870-5-104

IEC 60870-5-101 IEC 61850

Cáp tín hiệu Modbus,

Hình 1.4 : Sơ đồ thủ tục truyền tin

Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 101 áp dụng để kết nối thiết bị đầu

cuối (RTU hoặc Gateway) đến TTĐK khi sử dụng kênh truyền theo hình thức điểm

tới điểm (Point to Point)

Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 áp dụng để kết nối giữa thiết bị đầu cuối (RTU hoặc Gateway) và TTĐK hoặc giữa TTĐK và Trung tâm Điều độ khi

sử dụng kênh truyền là mạng IP

Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 hoặc ICCP, hay còn gọi là TASE.2,

áp dụng để kết nối giữa 2 hệ thống SCADA hoặc giữa TTĐK với Trung tâm Điều độ

Tiêu chuẩn IEC 61850 áp dụng để trao đổi thông tin giữa RTU/Gateway với các IEDs trong TBA, nhà máy điện

Tiêu chuẩn IEC 61968 và IEC 61970 (CIM – Common Interface Model) áp

dụng để tạo giao diện trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống phần mềm

1.2.5 Lu ồng dữ liệu giữa các hệ thống

Các tín hiệu từ TBA không người trực được kết nối tập trung về TTĐK Sau đó, các tín hiệu được truyền về Trung tâm Điều độ hoặc TTĐK khác qua thủ tục truyền tin nêu trên

Đối với các TBA hiện hữu, sau khi chuyển đổi thành TBA không người trực và

kết nối với TTĐK thì sẽ bỏ kết nối trực tiếp với Trung tâm Điều độ hệ thống điện

Quốc gia và các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền

Các nhà máy điện và các TBA không kết nối với TTĐK thì vẫn tiếp túc nối trực

tiếp với các Trung tâm Điều độ

1.3 K ết luận chương 1

Hệ thống SCADA và các thiết bị tại TBA 110kV hiện nay rất đa dạng và phức

tạp Các dữ liệu vận hành của trạm chỉ được thu thập một phần và truyền về các trung tâm điều độ, các đơn vị quản lý, vận hành trực tiếp lại không có các dữ liệu vận hành

của trạm, gây khó khăn trong công tác vận hành, điều tiết lưới

EVN đã có định hướng cho phép các đơn vị xây dựng các TTĐK, cũng như giao quyền điều khiển các thiết bị trên lưới cho các đơn vị trực tiếp quản lý Qua đó dần

dần từng bước tự động hóa khâu phân phối điện

Do vậy, nhu cầu Tổng công ty điện lực Hà Nội đặt ra là xây dựng hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu các trạm 110kV đặt tại Trung tâm điều độ hệ thống điện Hà Nội (địa chỉ: 69 Đinh Tiên Hoàng, Lý Thái Tổ, Hoàn Kiếm, Hà Nội) phục

vụ trực tiếp công tác quản lý vận hành trạm

Chương 2 sẽ đưa ra hiện trạng trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi và sự cần thiết phải nâng cấp thành trạm không người trực

CHƯƠNG 2: HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110kV E1.31 TRẠM TRÔI VÀ

2.1 Địa điểm và đặc điểm vận hành trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi

TBA 110kV Trạm Trôi nằm trong khu thị trấn Trạm Trôi, huyện Hoài Đức, thành phố Hà Nội Trạm có nhiệm vụ cấp điện cho các phụ tải khu vực huyện Hoài Đức, Đan Phượng và một số phụ tải vùng lân cận Trạm được xây dựng và đưa vào

vận hành năm từ 2012 với 2 MBA T1, T2 110kV có tổng công suất 80MVA (2x40MVA – 110/35/22kV), phía trung áp khai thác ở điện áp 35kV và 22kV Sơ đồ

1 sợi tổng quan TBA E1.31 Trạm Trôi được thể hiện ở [Phụ lục 1, trang 108]

2.1.1 Đặc điểm, cấu hình trạm phía 110kV

Phía 110kV của trạm hiện đang vận hành theo sơ đồ 2 thanh cái có phân đoạn:

− Nguồn cấp: Lộ 182 E1.6 Chèm và Lộ 171 E10.6 Phúc Thọ

− 05 máy cắt 110kV, tình trạng: đang hoạt động tốt

− Máy biến áp T1 - 40MVA - 115/38,5/23kV; tình trạng: đang vận hành tốt

− Máy biến áp T2 - 40MVA - 115/38,5/23V; tình trạng: đang vận hành tốt

2.1.2 Đặc điểm, cấu hình trạm phía 35kV

Trạm E1.31 hiện đang vận hành 2 thanh cái C31, C32 đặt trong phòng phân

phối với 17 tủ hợp bộ:

− 01 tủ dao cắm và 01 tủ nối thanh cái 35kV

Thiết bị đóng cắt phía 35kV hiện đang vận hành tốt

2.1.3 Đặc điểm, cấu hình trạm phía 22kV

Trạm E1.31 hiện đang vận hành 2 thanh cái C41, C42 đặt trong phòng phân

− 01 tủ dao cắm và 01 tủ nối thanh cái 22kV

Thiết bị đóng cắt phía 22kV hiện đang vận hành tốt

2.1.4 Điện tự dùng xoay chiều, một chiều

Nguồn điện tự dùng 1 chiều 220V DC: Nguồn điện tự dùng 1 chiều 220V hiện

trạng của trạm được cấp bởi hệ thống ắc quy điện áp 220V-DC Hệ thống ắc quy thường xuyên được nạp thông qua các tủ chỉnh lưu

 H ệ thống chiếu sáng trong nhà, ngoài trời, điều hòa và thông gió:

Hiện tại trạm đã trang bị hệ thống chiếu sáng làm việc, hệ thống chiếu sáng ngoài trời, chiếu sáng sự cố, hệ thống điều hoà thông gió đầy đủ, đáp ứng các yêu cầu cho vận hành

 H ệ thống nối đất

Hệ thống nối đất của toàn trạm có Rđất HT ≤ 0,5Ω đáp ứng tiêu chuẩn yêu cầu theo quy phạm Khi lắp mới các thiết bị cần phải kết nối nối đất với hệ thống lưới nối đất hiện có

thống máy tính Còn các Rơle phía trung thế được kết nối đầy đủ các tín hiệu về hệ

thống máy tính, RTU theo giao thức IEC61850

2.2 H ệ thống điều khiển bảo vệ 110kV

Trạm biến áp 110kV Trạm Trôi hiện được trang bị hệ thống điều khiển bảo vệ tích hợp sử dụng máy tính được kết nối với các trung tâm, đảm bảo khả năng điều khiển và giám sát từ xa Tuy nhiên, phía 110kV chưa được trang bị điều khiển mức ngăn, một số Rơle 35kV và 22kV hiện chưa tích hợp chức năng điều khiển mức ngăn BCU

2.2.1 H ệ thống điều khiển

Trạm biến áp 110kV Trạm Trôi hiện được trang bị hệ thống điều khiển bảo vệ tích hợp sử dụng máy tính được kết nối với các trung tâm, đảm bảo khả năng điều khiển và giám sát từ xa Trạm có các phân mức điều khiển như sau:

 M ức 1: Mức trung tâm (Centre level)

Điều khiển trực tiếp từ trung tâm điều độ A1, B1 thông qua hệ thống SCADA

 M ức 2: Mức trạm (Station level)

Trạm được trang bị hệ thống điều khiển tích hợp có hỗ trợ giao diện HMI có thể điều khiển và giám sát các hoạt động của các thiết bị trong phạm vi toàn trạm qua hệ

thống HMI và RTU

 M ức 3: Mức ngăn và tủ bảo vệ (Bay level)

Từ tủ điều khiển: để thực hiện chức năng điều khiển, giám sát quan trọng với các phần tử trong trạm khi hệ thống điều khiển bằng máy tính ngừng làm việc, tại các

tủ điều khiển có lắp các khóa MIMIC cho điều khiển đóng cắt máy cắt, dao cách ly

và chỉ thị dao tiếp địa

 M ức 4: Mức thiết bị (Equitment level)

Điều khiển tại tủ điều khiển tại chỗ của các thiết bị Mức điều khiển này chỉ được thực hiện trong việc thử nghiệm và bảo trì

Tủ điều khiển các ngăn lộ 171, 172, 112, 131, 132, các máy biến áp T1, T2 bao

gồm các khóa điều khiển máy cắt, dao cách ly và đèn chỉ thị dao tiếp địa, hệ thống các nút ấn, khóa lựa chọn vị trí, đồng hồ đa chức năng multifunction, các khối thử nghiệm và các bộ cảnh báo tín hiệu nội bộ SACO 16 kênh

2.2.2 H ệ thống Rơle bảo vệ phía 110kV

Bao gồm các bộ điều khiển bảo vệ chính sau:

− 02 bộ bảo vệ so lệch thanh cái cho phân đoạn 1 và phân đoạn 2 thanh cái 110kV: F87B1 (MiCOM P645-91AA6M0060M) và F87B2 (MiCOM P645-91AA6M0060M)

− 01 bộ bảo vệ quá dòng F50 (MiCOM P143-312A3M0320J)

Hình 2.1: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn liên lạc 112

Tủ bảo vệ ngăn cầu liên lạc được đưa vào sử dụng từ năm 2012, mạch nhị thứ

đã có dấu hiệu xuống cấp, đứt gẫy, suy giảm cách điện, hàng kẹo han rỉ không đảm

bảo vận hành, các Rơle không có cổng truyền thông IEC61850, do đó cần thiết phải thay thế Riêng có Rơle bảo vệ thanh cái C11 F87B1 (P645-91AA6M0060M) và Rơle

bảo vệ thanh cái C12 F87B2 (P645-91AA6M0060M) mới được lắp gần đây, Rơle

hoạt động tốt, có cổng truyền thông IEC61850, do đó 2 Rơle F87B1 và F87B2 vẫn

có thể sử dụng được Hiện hữu ngăn liên lạc 112 chưa được trang bị điều khiển mức ngăn BCU để thu thập điều khiển đầy đủ các tín hiệu của ngăn lộ 112 Cần thực hiện

bổ sung điều khiển mức ngăn BCU cho ngăn lộ 112 để đáp ứng tiêu chí trạm không người trực Ngoài ra Rơle F50 (P143-312A3M0320J) hiện chưa đáp ứng chứng điều khiển bảo vệ của ngăn liên lạc, cần thiết phải thay thế

Ghi chú: Rơle F87B1 và F87B2 (P645-91AA6M0060M) bản chất là loại Rơle

so lệch máy biến áp nhưng được trong ngăn liên lạc làm nhiệm vụ chức năng so lệch thanh cái nên thiếu 1 số chức năng của F87B thông thường

Bao gồm các bộ điều khiển bảo vệ chính sau:

− 01 b ộ bảo vệ so lệch đường dây ngăn 171 F87L1 (MiCOM P543-312B3M0300J)

− 01 b ộ bảo vệ quá dòng có hướng ngăn 171 F671 (MiCOM P441-311B3M0300J)

− 01 b ộ bảo vệ so lệch đường dây ngăn 172 F87L2 (Siprotec 7SD5)

− 01 b ộ bảo vệ quá dòng có hướng ngăn 172 F672 (MiCOM P441-311B3M0300J)

Hình 2.2: B ộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn đường dây 171, 172

Tủ bảo vệ ngăn đường dây được đưa vào sử dụng từ những năm 2012, mạch nhị

thứ đã có dấu hiệu xuống cấp, đứt gẫy, suy giảm cách điện, hàng kẹo han rỉ không đảm bảo vận hành, các Rơle không có cổng truyền thông IEC61850, do đó cần thiết

phải thay thế Riêng có Rơle bảo vệ so lệch đường dây 172 – F87L2(7SD5) mới được

lắp gần đây để phục vụ so lệch đầu đối điện, Rơle hoạt động tốt, có cổng truyền thông IEC61850, do đó Rơle F87L2 vẫn có thể tận dụng lại Hiện trạng Rơle bảo vệ so lệch

đường dây 171 - F87L1 (P543-312B3M0300J) có cổng quang phối hợp so lệch dọc

đường dây, tuy nhiên lại không có cổng truyền thông IEC61850 Hiện hữu ngăn đường dây chưa được trang bị điều khiển mức ngăn BCU để thu thập điều khiển đầy

đủ các tín hiệu của ngăn lộ 171, 172 Cần thực hiện bổ sung điều khiển mức ngăn BCU cho ngăn lộ 171, 172 để đáp ứng tiêu chí trạm không người trực

Bao gồm các bộ điều khiển bảo vệ chính sau:

− 01 b ộ bảo vệ so lệch máy biến áp ngăn 131 F87T1 (P633 3491040NE02A00)

− 01 b ộ bảo vệ quá dòng có hướng phía 110kV ngăn 131 F671 (P127- BA0M311)

− 01 b ộ bảo vệ quá dòng có hướng phía 22kV ngăn 131 F501 (P127- BA0M311)

− 01 b ộ bảo vệ so lệch máy biến áp ngăn 132 F87T1 (P633 3491040MY02E00)

− 01 b ộ bảo vệ quá dòng có hướng phía 110kV ngăn 132 F671 (P127- BA0M311)

− 01 b ộ bảo vệ quá dòng có hướng phía 22kV ngăn 132 F501 (P127- BA0M311)

Hình 2.3: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn đường dây 131, 132

Tủ bảo vệ ngăn máy biến áp được đưa vào sử dụng từ năm 2012, mạch nhị thứ

đã có dấu hiệu xuống cấp, đứt gẫy, suy giảm cách điện, hàng kẹo han rỉ không đảm

bảo vận hành, các Rơle không có cổng truyền thông IEC61850 không có khả năng truy xuất dòng sự cố, do đó cần thiết phải thay thế Hiện hữu ngăn máy biến áp T1, T2 chưa được trang bị điều khiển mức ngăn BCU để thu thập điều khiển đầy đủ các

tín hiệu của ngăn lộ 131, 132 Cần thực hiện bổ sung điều khiển mức ngăn BCU cho ngăn lộ 131, 132 để đáp ứng tiêu chí trạm không người trực

2.3 H ệ thống Rơle bảo vệ phía 35kV và 22kV

Trạm biến áp 110kV Trạm Trôi đang hoạt động 2 thanh cái trung thế 35kV và

2 thanh cái trung thế 22kV Hiện trạng hệ thống Rơle bảo vệ C31, C32, C41, C42 sử

dụng loại Micom (P127, P923, P543, P441, ) được đưa vào sử dụng năm 2012, là các loại Rơle có version cũ không có cổng truyền thông IEC61850, không có khả năng truy xuất dòng sự cố cần phải thay thế Ngoại trừ một số Rơle mới có version P142 lắp bổ sung xuất tuyến theo dự án bổ sung tủ trung thế là loại Rơle mới có cổng truyền thông IEC61850, đáp ứng các tiêu chí trạm không người trực do đó vẫn hoạt động tốt không cần thực hiện thay thế Tuy nhiên hiện nay tại trạm 110kV E1.31

Trạm Trôi đang được điều khiển toàn trạm qua hệ thống RTU bao gồm cả 4 thanh cái phía 35kV và 22kV

2.4 S ự cần thiết nâng cấp thành trạm biến áp không người trực

Hiện trạng vận hành thiết bị phục vụ thao tác xác của trạm biến áp này cụ thể như sau:

− Phần nhị thứ: Toàn bộ tủ bảng ĐK-BV, các Rơle bảo vệ T1, T2 vận hành từ năm 2012, mạch nhị thứ đã có dấu hiệu xuống cấp, các Rơle không có cổng truyền thông IEC61850, các Rơle bảo vệ phía 110kV, 35kV và 22kV sử dụng loại Rơle Micom (P127, P923, P543, P441, ) là các loại version đã cũ không có cổng truyền thông IEC61850 (Ngoại trừ cac Rơle P142 và REF615 mới được thay mới)

− Hiện tại các tủ điều khiển bảo vệ đang tách riêng, hiện hữu các ngăn lộ 110kV chưa trang bị chức năng điều khiển mức ngăn BCU Nhằm đảm bảo điều khiển giám sát vận hành cần đầu tư trang bị điều khiển mức ngăn BCU cho các ngăn 110kV cùng

với tủ điều khiển bảo vệ tích hợp từng ngăn Kết nối các Rơle BCU lên hệ thống máy tính theo giao thức IEC61850

− Phía 35kV và 22kV hiện các xuất tuyến được trang bị Rơle bảo vệ đầy đủ Thanh cái C31, C32, C41, C42 đa số sử dụng Rơle bảo vệ các loại không có cổng truyền thông IEC 61850 và không điều khiển được qua Rơle như: P127, P923, P543, P441 Ngoài ra còn có một số ngăn lộ được trang bị Rơle P142 và GRE140 là loại Rơle đáp ứng có cổng truyền thông, tuy nhiên ngăn lộ vẫn điều khiển qua RTU mà không được

điều khiển qua Rơle; Thanh cái C43 sử dụng các Rơle bảo vệ hãng ABB (REF615, REU615) và Micom (P142) đều là loại Rơle đáp ứng có cổng truyền thông, tuy nhiên ngăn lộ vẫn điều khiển qua RTU mà không được điều khiển qua Rơle Nhằm đảm

bảo tiêu chí trạm không người trực, điều khiển giám sát vận hành cần đầu tư thay thế các Rơle chưa đáp ứng IEC61850 của ngăn lộ chưa đáp ứng và thực hiện cải tạo các ngăn lộ mà Rơle đã đáp ứng nhưng đang điều khiển thu thập qua RTU chuyển về điều khiển thu thập qua Rơle của ngăn lộ đó

− Hiện hữu nhiều điểm trong phòng phân phối cáp nhị thứ, cáp tín hiệu SCADA đang bị đi chung với các mương cáp lực rất nhiều Việc đi chung mương cáp lực rất nguy hiểm cho việc điều khiển bảo vệ Nhằm đảm bảo vận hành an toàn cho trạm,

cần thực hiện xử lý các đoạn cáp nhị thứ đi chung với cáp lực để đảm bảo có độ tin

cậy cao khi sự cố xảy ra

− Phần SCADA: mạch SCADA phần lớn đang được lấy tín hiệu từ đèn chỉ thị, khóa điều khiển, đèn chỉ trạng thái Các tín hiệu này vận hành lâu năm đã bị lão hóa

dễ gây hỏng, tín hiệu trạng thái hiển thị sai gây khó khăn trong công tác thao tác vận hành Các ngăn lộ đường dây còn thiếu nhiều các thông số như P, Q, I, U Một số ngăn lộ trung thế hiện thị sai thông số Các ngăn lộ MBA thiếu một số thông số như tín hiệu trạng thái và chức năng điều khiển, các tín hiệu giám sát nhiệt độ dầu, nhiệt

độ cuộn dây, điều nấp MBA, chuyển nấc MBA từ xa, chế độ vận hành song song MBA, chuyển nhóm cài đặt Rơle từ xa

− Nhằm thực hiện lộ trình xây dựng lưới điện thông minh của tập đoàn Điện lực

Việt Nam và định hướng đưa các trạm vào vận hành thao tác xa từ Trung tâm điều khiển đáp ứng được yêu cầu thao tác xa các thiết bị tại trạm an toàn, tin cậy, ổn định;

Việc đầu tư xây dựng hoàn thiện hệ thống thao tác xa tại trạm E1.31 Trạm Trôi là hết

sức cần thiết trong giai đoạn này Hơn nữa việc này cũng nhằm từng bước hiện đại hóa lưới điện, nâng cao năng suất, hiệu quả sản xuất kinh doanh điện, từng bước áp

dụng CNTT tiên tiến trên thế giới vào quản lý vận hành và thao tác lưới điện truyền

tải phân phối 110kV từ xa thông qua hạ tầng viễn thông CNTT

2.5 K ết luận chương 2

Trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm trôi mặc dù là trạm biến áp tích hợp nhưng dữ

liệu vận hành trạm vẫn chưa được đồng bộ và tập trung gửi về máy chủ RTU Đa số

các Rơle bảo vệ không có cổng truyền thông IEC 61850 và không điều khiển được các thiết bị điều khiển và bảo vệ tại trạm có dấu hiệu xuống cấp theo thời gian

Nhằm thực hiện lộ trình xây dựng lưới điện thông minh, việc nâng cấp trạm

biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi là hết sức cấp thiết

Chương 3 sẽ đưa ra chi tiết giải pháp nâng cấp trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi thành trạm biến áp không người trực

CHƯƠNG 3: LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KỸ THUẬT NÂNG CẤP TRẠM

3.2 Quy mô tr ạm sau cải tạo

− Giữ nguyên quy mô phía 110kV, 35kV và 22kV của trạm E1.31 sau khi cải tạo

− Thực hiện điều khiển toàn trạm với 4 mức điều khiển

− Hệ thống Rơle, BCU kết nối với hệ thống máy tính IEC 61850

b ị Mã thi ết bị Tr ạng thái Ghi Chú

cổng mạng

Không đáp ứng

F67 P441 311B3M0300J

+Không có giao thức, không có

cổng mạng

Không đáp ứng

Đối

tượng Ngăn

Tên thi ết

b ị Mã thi ết bị Tr ạng thái Ghi Chú

112

F87B1 P645-91AA6M0060M + IEC 61850: 01 cổng RJ45 Đáp ứng F87B2 P645-91AA6M0060M + IEC 61850: 01 cổng RJ45 Đáp ứng

F50 P143- 312A3M0320J

+Không có giao thức, không có cổng mạng

Không đáp ứng

131

F87T P633

3491040NE02A00

+Không có giao thức, không có

cổng mạng

Không đáp ứng

F67 P127- BA0M311

+Không có giao thức, không có

cổng mạng

Không đáp ứng

F90 TAPCON 230- Ser:

1018118

+ Không hỗ trợ truyền thông Không đáp ứng

Không đáp ứng

F67 P127- BA0M311

+Không có giao

thức, không có cổng mạng

Không đáp ứng

Đối

tượng Ngăn

Tên thi ết

b ị Mã thi ết bị Tr ạng thái Ghi Chú

Đối

tượng Ngăn

Tên thi ết

b ị Mã thi ết bị Tr ạng thái Ghi Chú

Dựa trên bản thống kê trên, kết luận trong dự án này thu hồi những Rơle nào,

tận dụng những Rơle nào cụ thể như sau:

Hiện hữu hệ thống cáp nhị thứ nội bộ tủ do qua nhiều lần cải tạo đã có dấu hiệu

xuống cấp, đứt gẫy, suy giảm cách điện, các hàng kẹp đã bị han rỉ không đảm bảo

vận hành, cần thiết phải thay thế các tủ điều khiển bảo vệ Các Rơle có version cũ không có cổng truyền thông IEC61850, không có khả năng truy xuất dòng sự cố Rơle F90 lắp tại tủ điều khiển xa MBA T2 có mã Tapcon230, là loại không có cổng truyền thông, không có khả năng điều áp song song, chuyển nấp MBA từ xa; Do đó tại dự

án này thực hiện thu hồi tủ điều khiển, tủ bảo vệ phía 110kV, cụ thể như sau:

− Thu hồi tủ điều khiển, tủ bảo vệ phía 110kV, cụ thể như sau:

+ 01 tủ điều khiển ngăn 171, 172, 112, 131, 132

+ 01 tủ bảo vệ ngăn đường dây 171, 172

+ 01 tủ bảo vệ ngăn máy biến áp 131, 132

+ 01 tủ bảo vệ ngăn liên lạc 112

+ 01 Rơle F90 Tacon230 tại tủ điều khiển xa MBA T2

+ 02 tủ Rack RTU

+ Cáp nhị thứ đã cũ vận hành không ổn định

− Thu hồi các Rơle tủ trung thế 22kV của các lộ sau:

+ Rơle quá dòng F50 cho 12 ngăn xuất tuyến ngăn xuất tuyến: 12 bộ (471, 473,

475, 477, 479, 481, 483, 476, 476, 474, 472, 470)

+ Rơle quá dòng F50 cho ngăn tụ bù T401: 2 bộ

+ Rơle bảo vệ kém áp, quá áp F27/59 cho 02 ngăn biến điện áp TUC41, TUC42:

2 bộ

+ Thu hồi các tủ điều khiển xa MBA T1, T2

− Thu hồi các Rơle tủ trung thế 35kV của các lộ sau:

+ Rơle quá dòng F50 cho 9 ngăn xuất tuyến ngăn xuất tuyến: 9 bộ (371, 373,

475, 377, 379, 381, 374, 372, 370)

+ Rơle quá dòng F50 cho ngăn tụ bù T301: 2 bộ

+ Rơle bảo vệ kém áp, quá áp F27/59 cho 02 ngăn biến điện áp TU341, TU342:

2 bộ

+ Thu hồi các tủ điều khiển xa MBA T1, T2

Hiện hữu bảo vệ phía 110kV các ngăn đều hoạt động tốt, có cổng truyền thông IEC61850 tuy nhiên chưa được kết nối đến hệ thống máy tính Phần điều khiển bảo

vệ tại trạm có thể tận dụng các thiết bị sau:

− Tháo và tận dụng các Rơle: F87B (P645-91AA6M0060M), F87L2(7SD5)

− Tháo và tận dụng Rơle F90 của tủ điều khiển xa MBA T2

− Tận dụng tủ điều khiển và tủ bảo vệ ngăn MBA T1, T2

− Tận dụng đấu nối lại cáp nhị thứ các mạch cấp nguồn, tín hiệu cho các tủ còn

sử dụng tốt theo phương thức hiện trạng bao gồm: Mạch cấp nguồn AC, DC; mạch điện áp TU; mạch tín hiệu; mạch cảnh báo; mạch bảo vệ; mạch liên động các dao tiếp địa

 Lắp mới các tủ thay thế gồm:

− 01 tủ điều khiển bảo vệ ngăn MBA T1 tích hợp điều khiển xa

− 01 tủ điều khiển bảo vệ ngăn MBA T2 tích hợp điều khiển xa (tận dụng F90)

− 01 tủ điều khiển bảo vệ ngăn đường dây 171

− 01 tủ điều khiển bảo vệ ngăn đường dây 172 (trừ F87L2 tận dụng)

− 01 tủ điều khiển bảo vệ ngăn liên lạc 112

− 01 tủ máy tính Server kèm bộ chuyển đổi nguồn

 Kéo rải và đấu nối hoàn thiện cáp mạch dòng, mạch áp, mạch tín hiệu cho toàn

bộ cáp nhị thứ phải thay thế và cáp nhị thứ bổ sung cho toàn trạm

Phía 110kV: Hiện hữu cáp nhị phía 110kV đi từ ngoài trời vào không có đoạn

bị giao chéo mương cáp lực Do đó hướng đi cáp tín hiệu từ thiết bị ngoài trời vào trong nhà giữa nguyên hướng đi cáp

Phía 35/22kV: Hiện hữu cáp nhị thứ phía 35/22kV trong phòng phân phối 35/22kV rất nhiều đoạn đi chung với cáp lực 35/22kV Do đó cần thực hiện làm giá

đỡ cáp treo trên trần nhà Cáp nhị thứ được đi toàn bộ trên giá đỡ cáp Các kết cấu giá đỡ cáp sau khi hoàn thiện được đánh gỉ và mạ kẽm nhúng nóng theo tiêu chuẩn

hiện hành

− Sau khi lắp đặt hoàn chỉnh, tiến hành thí nghiệm hiệu chỉnh các thiết bị nhất

thứ, nhị thứ theo quy trình; thử nghiệm, kiểm tra các mạch liên động giữa các thiết bị

mới với mạch liên động hiện hữu

− Khai báo cài đặt kết nối tín hiệu toàn trạm về hệ thống máy tính GATEWAY

mới và HMI

− Khai báo, Test Point-To-Point, End-To-End tại trạm, và các trung tâm điều khiển

3.3.2 Gi ải pháp hệ thống điều khiển

Trạm biến áp 110kV Trạm Trôi sau khi cải tạo được điều khiển ở 4 mức:

 Mức 1: Điều khiển tại Trung tâm điều độ Hệ thống điện Miền Bắc (A1)và Trung tâm điều độ hệ thống điện TP Hà Nội thuộc Tổng Công ty điện lực Thành phố

Hà Nội (B1): Từ các trung tâm thực hiện việc điều khiển, giám sát, lấy thông số thiết bị, cài đặt từ xa thông qua việc kết nối từ hệ thống máy tính điều khiển về các Trung tâm điều độ nêu trên

 Mức 2: Từ hệ thống điều khiển máy tính trung tâm được đặt trong phòng điều khiển của trạm

 Mức 3: Từ tủ điều khiển, bảo vệ đặt trong phòng điều khiển Cấp điều khiển này

phải được trang bị cho từng nhóm thiết bị của trạm biến áp 110kV, hệ thống điện

tự dùng, hệ thống chiếu sáng, cấp điều khiển này cũng bao gồm các bộ điều khiển chương trình hoá và hệ thống giao diện Người - Máy (HMI)

 Mức 4: Tại các tủ điều khiển tại chỗ của thiết bị phục vụ thí nghiệm và bảo dưỡng

Cấp điều khiển này điều khiển trực tiếp tại tủ local thiết bị bằng cơ khí hoặc bằng điện

Để phục vụ chức năng điều khiển, bảo vệ cho ngăn lộ 110kV Trạm 110kV E1.31 Trạm Trôi cần trang bị tủ điều khiển bảo vệ tích hợp tủ điều khiển phía 110kV

Tận dung các Rơle cũ đáp ứng các tiêu chí và có chuẩn truyền thông IEC61850 Lắp

bổ sung điều khiển mức ngăn BCU cho các ngăn phía 110kV chưa trang bị Thay thế các Rơle phía 35/2kV đã vận hành lâu Trang bị Rơle bảo vệ mới tích hợp chức năng điều khiển mức ngăn thay thế cho các Rơle cũ không có chuẩn truyền thông IEC

61850

3.3.3 Gi ải pháp bảo vệ

Ngăn đường dây 171 cần trang bị, tận dụng các rơle bơle bảo vệ ngăn đường dây Bao gồm các chức năng: bảo vệ so lệch dọc đường dây (F87L), bảo vệ khoảng cách (F21/21N), bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất có hướng (F67/67N), bảo vệ quá dòng cắt nhanh và có thời gian (F50/51), bảo vệ quá dòng chạm đất cắt nhanh và

có thời gian (F50/51N), tự động đóng lặp lại đường dây có kiểm tra đồng bộ (F79/25),

bảo vệ chống hư hỏng máy cắt (F50BF), chức năng thông tin phối hợp bảo vệ với đầu đối diện (F85), chức năng chống dao động công suất (68B/T), chống đóng vào điểm

sự cố (SOFT), chức năng xác định điểm sự cố (FL), chức năng ghi sự cố (FR) Ngoài ra cần trang bị bổ sung cho bộ bảo vệ dự phòng có chức năng bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất có hướng Sau khi bổ sung, bộ bảo vệ dự phòng có chức năng: Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất có hướng (F67/67N), bảo vệ quá dòng

cắt nhanh và có thời gian 9F50/51), bảo vệ quá dòng chạm đất cắt nhanh và có thời gian (F50/51N), bảo vệ chống hư hỏng máy cắt (F50BF), bảo vệ quá áp và thấp áp (F27/59), chức năng chống dao động công suất (68B/T), bảo vệ chống hư hỏng máy

cắt (F50BF), chức năng ghi sự cố (FR), chức năng thông tin phối hợp bảo vệ với đầu