Với mục tiêu nâng cao năng suất lao động, áp dụng KHCN vào sản xuất, nâng cao năng lực đội ngũ quản lý và nhân viên vận hành hệ thống giúp nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng sử dụng điện tới làm chủ công nghệ, không phụ thuộc vào nhà cung cấp phần mềm hệ thống.
Trang 1
XÂY DỰNG TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA VÀ
TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC CỦA TỔNG CÔNG TY
ĐIỆN LỰC MIỀN BẮC GIAI ĐOẠN 2016 2020
Nguyễn Danh Đức
EVNNPP
Tóm tắt: Với mục tiêu nâng cao năng suất lao động, áp dụng KHCN vào sản xuất, nâng
cao năng lực đội ngũ quản lý và nhân viên vận hành hệ thống giúp nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng
sử dụng điện tới làm chủ công nghệ, không phụ thuộc vào nhà cung cấp phần mềm hệ thống Tổng công ty Điện lực miền Bắc xây dựng kế hoạch, lộ trình thực hiện các nội dung công việc liên quan để tiến tới thành lập các Trung tâm điều khiển xa (TTĐKX) và phấn đấu chuyển toàn bộ các trạm biến áp 110 kV trên lưới điện NPC sang chế độ vận hành không người trực (KNT)
1 ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG THIẾT BỊ TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP VÀ CÔNG TÁC ĐIỀU HÀNH LƯỚI ĐIỆN
1.1 Mô hình tổ chức vận hành các TBA trên lưới điện NPC
1.1.1 Phân cấp điều độ vận hành hệ thống điện hiện tại
Thực tế đang tồn tại 03 cấp điều độ:
+ Điều độ quốc gia (A0);
+ Điều độ miền (Ax);
+ Điều độ phân phối tỉnh (Bx)
Tại NPC chưa có cấp điều độ quận, huyện (điều độ C)
Phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra, tổ chức vận hành hệ thống điện tại các cấp điều độ và các đơn vị quản lý vận hành hiện nay tuân thủ theo các quy trình vận hành hệ thống điện liên quan trực tiếp đã được ban hành
1.1.2 Thực trạng công tác chỉ huy vận hành hệ thống điện phân phối hiện nay tại điều độ lưới điện phân phối
Hiện nay, ngoài một số ít công ty điện lực (Hải Phòng, Bắc Ninh, Ninh Bình, Hải Dương), còn lại phương tiện hỗ trợ công tác điều độ hầu hết các phòng điều độ của các công ty điện lực còn lạc hậu
Trang 2 Do chưa được trang bị hệ thống SCADA nên điều độ viên của các điều độ PC đến nay chủ yếu vẫn phải dùng điện thoại liên lạc để nắm bắt thông số vận hành hệ thống điện và ghi chép vào sổ Khi xảy ra sự cố một trạm điện, điều độ viên thường chỉ biết được thông tin chi tiết qua phương thức liên hệ trực tiếp với trực ca TBA qua điện thoại Để ra những mệnh lệnh điều độ nhằm sớm nhất đưa hệ thống điện trở lại vận hành an toàn, điều độ viên lại phải gọi điện thoại đến những TBA, NMĐ khác để nắm thông tin Việc chậm trễ trong công tác điều độ tiềm ẩn nhiều nguy cơ gây sự cố lan tràn dẫn đến tan rã hệ thống cũng như việc khôi phục hệ thống điện sau sự cố kéo dài Công tác điều độ lưới điện ở cấp điều độ phân phối hàng chục năm qua tại các công ty điện lực gần như không có gì thay đổi Điều độ viên không giám sát được lưới điện theo thời gian thực nên không thể biết chỗ nào xảy ra mất điện, phải chờ khách hàng báo tin
Sau các sự cố lớn việc xác định đúng nguyên nhân để củng cố các yếu điểm, rút kinh nghiệm vận hành không thực hiện được do thiếu dữ liệu để phân tích
2 ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA VÀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC
Mục tiêu:
Áp dụng các giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các trạm biến áp, nâng cao năng suất lao động
Nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện, đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng sử dụng điện
Nâng cao năng lực đội ngũ nhân viên quản lý và nhân viên vận hành hệ thống điện Đặc biệt, đối với đội ngũ cán bộ trực tiếp quản lý các hệ thống SCADA và hệ thống điều khiển tích hợp TBA 110 kV
Làm chủ công nghệ, tiến tới không phụ thuộc nhà cung cấp phần mềm của
hệ thống
2.1 Mô hình tổ chức trung tâm điều khiển
2.1.1 Định hướng phát triển
Tại mỗi tỉnh/thành phố, xây dựng 01 TTĐK đặt tại phòng Điều độ Công ty Điện lực (CTĐL) có chức năng vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện 110 kV, vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện phân phối
TTĐK phải hình thành trước để kết nối các TBA 110 kV với TTĐK để chuyển các TBA 110 kV sang vận hành không người trực
Tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng thiết bị công nghệ hiện có và phát huy khả năng
tự thực hiện để làm chủ công nghệ
Trang 32.1.2 Mô hình tổ chức TTĐK lưới điện phân phối
Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn 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 nhiệm vụ của nhân viên vận hành TTĐK được quy định chi tiết trong Thông tư 40/2014/TTBCT Quy định quy trình điều độ HTĐ quốc gia
Giao Điều độ viên (ĐĐV) lưới điện phân phối thuộc các CTĐL trực tiếp thực hiện thao tác xa các thiết bị trong TBA 110 kV và trên lưới điện trung áp trong phạm vi một tỉnh/thành phố Số lượng ĐĐV trong mỗi ca trực cần xem xét đến các tình huống vận hành khó khăn khi sự cố diện rộng gây mất điện nhiều TBA 110 kV 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
Sơ đồ khối định hướng mô hình TTĐK lưới phân phối
Tổ chức đội thao tác lưu động (TTLĐ): là đội thao tác trực thuộc các công ty lưới điện cao thế, XN lưới điện cao thế (đối với lưới điện 110 kV) hoặc các công ty điện lực tỉnh (đối với lưới điện trung áp) được bố trí theo từng cụm trạm điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện TTLĐ chịu trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ sau:
+ Thực hiện các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành bình thường và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐK;
+ Hỗ trợ xử lý sự cố khi cần thiết;
+ Thực hiện công tác vệ sinh công nghiệp và kiểm tra định kỳ các thiết bị trong TBA và trên lưới điện;
Trang 4+ Thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường cho các nhóm công tác tại TBA hoặc trên lưới điện, trực tại hiện trường trong thời gian có nhóm công tác;
2.2 Giải pháp kỹ thuật
Hạ tầng cơ sở kỹ thuật của các TTĐK và TBA không người trực vận hành xây dựng trên nền tảng hệ thống SCADA của đơn vị
2.2.1 Mạng viễn thông
Mạng viễn thông phải được xây dựng hướng tới giải pháp mạng IP hội tụ, các thiết bị của TBA như Camera giám sát, điện thoại, thiết bị đầu cuối SCADA (RTU/Gateway) kết nối đến TTĐK và việc truy xuất rơle bảo vệ, đo xa công tơ đều thông qua mạng Ethernet với thủ tục truyền tin IP (Internet Protocol – gọi tắt là mạng IP)
Đối với những TBA hiện đang dùng hình thức điểm tới điểm để kết nối đến hệ thống SCADA hoặc TTĐK vẫn tiếp tục sử dụng cho đến khi có đủ điều kiện chuyển sang mạng IP
2.2.2 Thủ tục truyền tin
Để các thiết bị trao đổi được dữ liệu với nhau các thủ tục truyền tin sau đây bắt buộc phải áp dụng trong hệ thống SCADA và các TTĐK:
Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 608705101 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 608705104 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 mạng IP làm kênh truyền
Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 608706503 hay còn gọi là TASE.2 hoặc ICCP (Intercontrol Center Communication Protocol) 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 thiết bị điện tử thông minh (IED Inteligent Electronic Divice) trong trạm biến áp, nhà máy điện
Tiêu chuẩn IEC 61968 (CIM Common Interface Model) áp dụng để tạo giao diện trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống phần mềm
Trang 5Sơ đồ thủ tục truyền tin
2.2.3 Luồng dữ liệu giữa các hệ thống
Các tín hiệu từ trạm biến áp 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 các thủ tục truyền tin nêu trên
Đối với các trạm biến áp 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 HTĐ Quốc gia và các trung tâm điều độ HTĐ miền
Các nhà máy điện và các TBA không kết nối về TTĐK thì vẫn tiếp tục kết nối trực tiếp với các trung tâm điều độ
2.2.4 An ninh hệ thống
Phải áp dụng các giải pháp an ninh mạng tối thiểu sau:
Cách ly hoàn toàn mạng IP của hệ thống điều khiển với mạng Internet, mạng nội bộ của đơn vị
Các kết nối với hệ thống SCADA, TTĐK khác phải phải qua tường lửa (Fire wall)
Không được phép cài đặt bất cứ phần mềm nào khác vào các máy tính chủ, máy tính trạm ngoài các phần mềm chuyên dùng cho TTĐK
Không cho phép nối bất cứ thiết bị nào vào các máy tính chủ, máy tính trạm của TTĐK như: thẻ nhớ, USB storage, ổ cứng di động, máy điện thoại, máy ảnh, máy nghe nhạc
Thực hiện các quy định của EVN về an ninh mạng
Trang 62.2.5 Yêu cầu kỹ thuật đối với TTĐK và TBA không người trực
2.2.5.1 Hệ thống SCADA tại các TBA
Tín hiệu xuất tuyến trung thế: Trang bị, lắp đặt các thiết bị SCADA để lấy bổ sung tín hiệu các xuất tuyến trung thế
Tín hiệu 110 kV: chia sẻ dữ liệu từ RTU đang truyền về A1
Tín hiệu thu thập về trung tâm bao gồm các loại: tín hiệu đo lường (P, Q, U, I các pha, hệ số công suất, nấc MBA), tín hiệu trạng thái (đóng/mở máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa); tín hiệu cảnh báo/sự cố (khí, lò xo, vị trí máy cắt, tác động rơle,…); bản ghi rơle, thông số công tơ
Tín hiệu điều khiển (đóng cắt máy cắt, dao cách ly, tăng/giảm nấc phân áp, điều khiển quạt, reset rơle/lockout)
Sử dụng giao thức IEC608705104 để truyền tín hiệu từ các TBA về TTĐK dựa trên hệ thống kênh truyền IP
2.2.5.2 Hệ thống tại trung tâm
Trang bị các thiết bị công nghệ thông tin gồm:
Máy chủ SCADA để thu thập dữ liệu từ các TBA và máy chủ HIS để lưu trữ dữ liệu vận hành quá khứ
Các máy tính vận hành hiển thị giao diện HMI cho các nhân viên vận hành
Máy tính đọc thông tin sự cố rơle từ xa: Máy tính này được cài đặt phần mềm đọc thông tin sự cố của hãng sản xuất rơle
Hệ thống máy tính phục vụ cho hệ thống Camera giám sát tại các TBA
Hệ thống hiển thị là màn hình lớn hiển thị sơ đồ hệ thống điện với các thông số trạng thái, đo lường đang vận hành
Thiết bị đồng bộ thời gian, Router, Switch, UPS, tủ Rack
Trang bị hệ thống phần mềm thu thập dữ liệu, giám sát, điều khiển các TBA Theo từng giai đoạn sẽ bổ sung chức năng DMS và một số phần mềm phát triển khác liên quan
2.2.5.3 Các chức năng của hệ thống
2.2.5.3.1 Chức năng của hệ thống trung tâm
a) Chức năng cơ bản của phần mềm SCADA
Thu thập dữ liệu về sự hoạt động của các thiết bị tại các TBA 110 kV, Recloser, các bộ cảnh báo sự cố,…
Trang 7 Giám sát hệ thống điện đang vận hành, ghi nhận các cảnh báo và sự cố
Người dùng tại TTĐK có thể trích xuất các thông tin sự cố lưu tại các rơle tại các trạm thông qua kết nối mạng giữa trung tâm với các trạm biến áp Giao thức sử dụng để đọc thông tin sự cố là giao thức của hãng sản xuất rơle
Các thông tin sự cố bao gồm: bản ghi trình tự sự kiện, bản ghi sóng hài… Từ các bản ghi này, người vận hành có thể sử dụng để phân tích và xử lý sự cố (dòng sự cố, thời gian sự cố, loại sự cố,…), báo cáo sự cố
Điều khiển từ xa các thiết bị và giám sát trực quan tác động của thiết bị đóng cắt
110 kV; trung áp
Cơ sở dữ liệu quá khứ: lưu trữ lâu dài dữ liệu vận hành phục vụ công tác báo cáo, khai thác dữ liệu
Chức năng báo cáo, khai thác dữ liệu: truy xuất, tổng hợp dưới dạng file báo cáo (Web, Word, Excel) giúp giảm thiểu thời gian ghi chép, báo cáo thủ công
Quản trị hệ thống: cho phép tạo, xóa các User, phân quyền cho User, theo dõi, ghi log các hoạt động của người vận hành
Có chức năng mô phỏng phục vụ đào tạo đối với lưới điện cao thế, chức năng
mô phỏng phục vụ vận hành & đào tạo đối với lưới điện trung thế
b) Chức năng cơ bản phần mềm DMS
Theo từng giai đoạn sẽ bổ sung chức năng DMS và một số phần mềm phát triển khác liên quan cho phù hợp:
Quản lý sự cố và phục hồi hệ thống
Điều khiển điện áp/công suất vô công
Giúp nghiên cứu tính toán hệ thống
Chức năng sa thải phụ tải
Phân tích kết nối lưới
Quản lý việc cắt điện và thắc mắc của khách hàng
2.2.5.3.2 Các mức điều khiển tại các TBA trang bị RTU truyền thống
Mức 1: Tại Trung tâm điều độ miền A1: Hệ thống kết nối đến các trung tâm điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 608705101 cho phép điều độ trực tiếp điều khiển từ các trung tâm điều độ A1
Mức 2: Trung tâm điều khiển xa: Hệ thống kết nối đến TTĐK Điều độ thông qua giao thức IEC 608705104, cho phép điều khiển trực tiếp từ Trung tâm điều khiển
xa đặt tại Điều độ tỉnh
Trang 8 Mức 3: Điều khiển tại trạm: Tại các tủ điều khiển tại phòng điều khiển, nhân viên vận hành có thể điều khiển và giám sát các thiết bị trong phạm vi toàn trạm thông qua khóa điều khiển và các đồng hồ, rơle
Mức 4: Mức thiết bị
2.2.5.3.3 Các mức điều khiển tại các TBA trang bị HTĐK tích hợp
Mức 1: Tại Trung tâm điều độ miền A1: Hệ thống kết nối đến các trung tâm điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 608705101 cho phép điều độ trực tiếp điều khiển từ các trung tâm điều độ A1
Mức 2: Trung tâm điều khiển xa: Hệ thống kết nối đến trung tâm điều khiển PCHP thông qua giao thức IEC 608705104, cho phép điều khiển trực tiếp từ Trung tâm điều khiển xa đặt tại Điều độ B2
Mức 3: Điều khiển tại trạm: Tại các máy tính HMI đặt tại phòng điều khiển, nhân viên vận hành có thể điều khiển và giám sát các thiết bị trong phạm vi toàn trạm thông qua các giao diện đã được thiết kế tương ứng với cấu trúc trạm
Mức 4: Mức ngăn: Các ngăn lộ đều được trang bị các BCU (các rơle điều khiển)
liên động mức ngăn, có chức năng điều khiển và thu thập xử lý các tín hiệu số, tín hiệu tương tự trong một ngăn lộ
Mức 5: Mức thiết bị
2.2.5.4 Các tín hiệu điều khiển và giám sát tại các TBA
2.2.5.4.1 Điều khiển
Thao tác toàn bộ các thiết bị nhất thứ từ xa như:
+ Điều khiển máy cắt;
+ Điều khiển dao cách ly;
+ Điều khiển chuyển nấc MBA, bật/tắt các nhóm quạt
Thao tác các thiết bị nhị thứ bên trong trạm như:
+ Tái lập (Reset) rơle từ xa;
+ Điều khiển bật/tắt các chức năng bảo vệ từ xa;
+ Điều khiển chuyển nhóm bảo vệ
Trang 92.2.5.4.2 Giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái
Đối với máy cắt thu thập dữ liệu các dữ liệu trạng thái như:
+ Vị trí máy cắt (2 bits);
+ Cảnh báo khí SF6 thấp;
+ SF6 không đủ áp lực làm việc;
+ Trạng thái tại chỗ/từ xa của máy cắt;
+ Giám sát cuộn cắt của máy cắt;
+ Lò xo máy cắt đang căng;
+ Trạng thái nguồn AC, DC cung cấp cho máy cắt…
+ Trạng thái trạm đất các phía
Đối với cầu dao:
+ Giám sát trạng thái cầu dao (2 bits);
+ Cảnh báo cầu dao không bình thường;
Các tín hiệu giám sát VT/CT, mạch nguồn:
+ Aptomat nguồn VT;
+ Aptomat nguồn CT;
+ Aptomat nguồn AC cho tủ;
+ Aptomat nguồn DC cho tủ;
Đối với máy biến áp cần giám sát các trạng thái như:
+ Cảnh báo nhiệt độ cuộn dây;
+ Cảnh báo nhiệt độ dầu;
+ Mức dầu bình dầu chính;
+ Mức dầu bình dầu phụ;
+ Bảo vệ dòng dầu tác động/cảnh báo;
+ Báo vệ hơi tác động cảnh báo;
+ Quạt hỏng;
+ Điều khiển quạt ở vị trí tại chỗ/từ xa;
+ Bộ chuyển nấc hư hỏng;
+ Bộ chuyển nấc ở chế độ tại chỗ/từ xa;
Trang 10+ Bộ chuyển nấc đang làm việc;
+ Aptomat nguồn CT/VT;
+ Aptomat nguồn AC cho tủ;
+ Aptomat nguồn DC cho tủ
Đối với hệ thống bảo vệ:
+ Trạng thái của các chức năng bảo vệ;
+ Đối với hệ thống nguồn AC/DC của trạm;
+ Trạng thái của toàn bộ các aptomat AC/DC;
+ Trạng thái của hệ thống chuyển nguồn
Đối với hệ thống máy tính mạng LAN:
+ Giám sát tình trạng làm việc của thiết bị trên mạng LAN;
+ Giám sát hoạt động của thiết bị mạng như Switch, Router…
+ Giám sát trạng thái hoạt động của hệ thống máy tính
Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường:
+ Dòng điện 3 pha, dòng trung tính;
+ Điện áp 3 pha, điện áp dây;
+ Công suất tác dụng 3 pha, công suất tổng;
+ Công suất phản kháng 3 pha, công suất tổng;
+ Công suất biểu kiến 3 pha, công suất tổng;
+ Cosφ 3 pha, tổng;
+ Nhiệt độ dầu máy biến áp;
+ Nhiệt độ cuộn dây máy biến áp
Lấy thông tin sự cố của tất cả các thiết bị từ xa:
+ Lấy các bảng ghi phân tích sự cố;
+ Lấy các bảng trình tự sự kiện
Giám sát hình ảnh, bảo vệ, chống chảy nổ:
+ Hệ thống tích hợp chức năng quan sát từ xa các thiết bị nhất thứ, nhị thứ, phòng điểu khiển tại trạm từ xa qua camera
+ Hệ thống được kết nối với hệ thống báo cháy, báo khói, an ninh trong trạm