Nghiên cứu đề xuất chuyển đổi trạm biến áp 110kv hội an thành trạm biến áp không người trực

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CHUYỂN ĐỔI TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN THÀNH TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC Học viên: Nguyễn Công Vũ Chuyên ngành: Điện Kỹ thuật Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K31.KTĐ Trường

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Đà Nẵng - Năm 2017

LỜI CAM ĐOAN

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

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công

bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

NGUYỄN CÔNG VŨ

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CHUYỂN ĐỔI TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN

THÀNH TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Học viên: Nguyễn Công Vũ Chuyên ngành: Điện Kỹ thuật

Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K31.KTĐ Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Tự động hóa hệ thống điện là yêu cầu cấp thiết trong giai đoạn phát triển hiện nay

Các quốc gia tiên tiến trên thế giới và trong khu vực đã hoàn thành công việc này và đang tiến hành hình thành lưới điện thông minh Tổng công ty điện lực miền Trung đưa ra kế hoạch triển khai Lưới điện thông minh Trong đó, yêu cầu tiến hành tự động hóa lưới điện 110kV

từ nay đến năm 2020 Trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì

nó được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện Xây dựng TBA 110kV Hội An không người trực phù hợp với thực tế vận hành và định hướng phát triển trạm không người trực của Tập đoàn Điện

lực Việt Nam đến năm 2020

Từ khóa - Công ty Lưới điện cao thế miền Trung, Giao diện người – máy, Modbus, Tự

động hóa, Trạm biến áp 110kV Hội An không người trực

Abstract - Automation of electrical systems is an urgent requirement in the present stage of

development Advanced countries in the world and in the region have already accomplished this task and are in the process of establishing a smart grid Central Power Corporation plans

to deploy the Smart Grid In particular, the requirement to automate the 110kV grid from now to 2020 Unmanaged substation is the optimal solution for the power system because it

is managed automatically operation, Labor productivity, minimized manpower; Minimize cable investment, intermediary equipment, improve the reliability of the device's working precision, ensure continuous power supply, solve the problem of overload; Minimizing incidents caused by operator malfunctions, improving safety for operators and meeting the requirements of the electricity market To build a 110kV Hoi An transformerless substation

in line with actual operation and orientation of development of the unmanned station of Vietnam Electricity Group till 2020

Hoi An 110kV transformer station is not in person

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU 1

1 Tính cấp thiết của đề tài 1

2 Mục tiêu nghiên cứu 2

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2

4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 2

5 Đặt tên đề tài 2

6 Bố cục của luận văn 2

CHƯƠNG 1 TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN VÀ HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110kV HỘI AN 3

1.1 TỔNG QUAN VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN 3

1.1.1 Giới thiệu 3

1.1.2 Vai trò của trạm biến áp 110kV Hội An không người trực 4

1.1.3 Những ưu thế 4

1.1.4 Những lợi ích đạt được 4

1.2 HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN 5

1.2.1 Hệ thống điều khiển giám sát phía 110kV, MBA T1 và MBA T2: 5

1.2.2 Hệ thống điều khiển giám sát phía 22kV thanh cái C41, C42: 6

1.2.3 Hệ thống đo lường 6

1.2.4 Hệ thống AC/DC và hệ thống tín hiệu cảnh báo 6

1.3 PHẦN CỨNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA 6

1.3.1 Sơ đồ nhất thứ trạm Hội An 6

1.3.2 Phương thức điều khiển - bảo vệ trạm Hội An 8

1.3.3 Hệ thống máy tính điều khiển - giám sát 9

1.3.4 Hệ thống mạng kết nối thiết bị 10

1.4 PHẦN MỀM HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA 10

1.4.1 Công cụ MatrikonOPC Server 11

1.4.2 Công cụ Triangle MicroWorks 12

1.4.3 Công cụ WinCC 7.0 13

1.4.4 Phần mềm tự động hóa 13

1.5 KẾT LUẬN CHƯƠNG 1 22

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH CÁC PHƯƠNG ÁN CHUYỂN ĐỔI TBA 110KV HỘI AN KHÔNG NGƯỜI TRỰC 23

2.1 CÁC YÊU CẦU CHUNG 23

2.2 THỰC TRẠNG TBA 110KV HỘI AN 25

2.3 ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO TBA 110KV HỘI AN KHÔNG NGƯỜI

TRỰC 26

2.4 GIẢI PHÁP CHUNG CHO HAI PHƯƠNG ÁN 26

2.5 GIẢI PHÁP RIÊNG VÀ DỰ TOÁN CỦA HAI PHƯƠNG ÁN 31

2.5.1 Phương án tận dụng lại hệ thống hiện hữu và bổ sung thiết bị mới 31

2.5.2 Phương án thay thế và bổ sung thiết bị mới 35

2.6 LỰA CHON PHƯƠNG ÁN CHUYỂN ĐỔI TBA 110KV HỘI AN KHÔNG NGƯỜI TRỰC TRONG TƯƠNG LAI 40

2.7 KẾT LUẬN 41

CHƯƠNG 3 PHÂN TÍCH KỸ THUẬT, KINH TẾ TÀI CHÍNH CỦA PHƯƠNG ÁN CHUYỂN ĐỔI TBA 110KV HỘI AN THÀNH TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC 42

3.1 MÔ HÌNH KẾT NỐI PHẦN CỨNG HỆ THỐNG 42

3.2 CÁC THIẾT BỊ CHÍNH LẮP ĐẶT TRONG TRẠM 43

3.2.1 Máy tính thu thập và tập trung dữ liệu trạm 43

3.2.2 Các thiết bị I/O bổ sung 44

3.2.3 Thiết bị Switch 45

3.2.4 Các màn hình (bổ sung) 45

3.3 HỆ THỐNG PHẦN MỀM VÀ SỐ LƯỢNG DỮ LIỆU CÓ THỂ THU THẬP TẠI TRẠM 45

3.3.1 Hệ thống phần mềm bổ sung tại TBA 110kV Hội An 45

3.3.2 Số lượng tín hiệu trong danh sách Data list yêu cầu có thể lấy được về hệ thống tự động hóa 45

3.4 HỆ THỐNG ROBOT MANG CAMERA VÀ GIÁM SÁT HÌNH ẢNH TỪ XA 46 3.4.1 Giới thiệu 46

3.4.2 Các tiêu chuẩn an toàn trong việc lắp đặt thiết bị tại TBA 48

3.4.3 Chi tiết thiết kế 48

3.5 HỆ THỐNG BÁO CHÁY TỰ ĐỘNG, CẢNH BÁO TỪ XA 49

3.6 DỰ TOÁN THỰC HIỆN 50

3.6.1 Khối lượng công việc 50

3.6.2 Dự toán 51

3.7 PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH 51

3.7.1 Những lợi ích mong muốn 52

3.7.2 Phân tích kinh tế tài chính 54

3.7.3 Kết quả phân tích kinh tế – tài chính 55

3.8 KẾT LUẬN 55

KẾT LUẬN 56 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (Bản sao)

PHỤ LỤC

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

CÁC KÝ HIỆU:

F21 : Bảo vệ khoảng cách

F25 : Chức năng kiểm tra hòa đồng bộ

F27 : Bảo vệ kém điện áp

F50/51 : Bảo vệ quá dòng điện pha

F50/51N : Bảo vệ quá dòng điện trung tính

F50BF : Bảo vệ chống hư hỏng máy cắt

F59 : Bảo quá điện áp

F67 : Bảo vệ quá dòng có hướng

F74 : Chức năng giám sát mạch cắt máy cắt

F79 : Chức năng đóng lặp lại máy cắt

F87B : Bảo vệ so lệch thanh cái

F87T : Bảo vệ so lệch máy biến áp

F90 : Chức năng tự động điều chỉnh nấn phân áp

CÁC CHỮ VIẾT TẮT:

A3 Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung

AC Dòng điện xoay chiều (Alternating Current)

ACSI Giao tiếp dịch vụ truyền thông ảo (Abstract Communication

Service Interface) ADU Đơn vị dữ liệu ứng dụng (Application Data Unit)

ASCII Chuẩn mã trao đổi thông tin Hoa Kỳ(American Standard Code for

Information Interchange) ASDU Địa chỉ đơn vị dữ liệu dịch vụ ứng dụng (Application Service Data

Unit) BCU Bộ điều khiển mức ngăn (Bay Control Unit)

CGC Công ty Lưới điện cao thế miền Trung (Central Grid Company) CID Mô tả cấu hình của IED (Configured IED Description)

Client Khách

CPC Tổng công ty Điện lực miền Trung (Central Power Corporation) CPU Bộ xử lý trung tâm của máy tính (Central Processing Unit)

DC Dòng điện một chiều(Direct Current)

DCE Thiết bị truyền thông dữ liệu (Data Communication Equipment)

DCS Hệ thống điều khiển phân tán (Distributed control system)

DTE Thiết bị dữ liệu đầu cuối (Data Terminal Equipment)

Ethernet Phương pháp truy cập mạng máy tính cục bộ (LAN) được sử dụng

phổ biến nhất Engineering

FTP Phương thức truyền file (File Transfer Protocol)

Gateway Cổng kết nối, trao đổi dữ liệu giữa hệ thống điều khiển tích hợp và

hệ thống SCADA của các Trung tâm Điều độ GOOSE Generic Object Oriented Substation Event

GPS Hệ thống định vị toàn cầu(Global Positioning System)

GSE Sự kiện chung trạm biến áp (Generic Substation Event)

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

HMI Giao diện người – máy(Human Machine Interface)

ICD Mô tả chức năng của IED (IED Capability Description)

IEC Ủy ban Kỹ thuật điện Quốc tế (International Electrotechnical

Commission) IEEE Viện kỹ sư điện và điện tử (The Institute of Electrical and

Electronics Engineering) IED Thiết bị điện tử thông minh (Intelligent Electronic Device)

IP Giao thức liên mạng (Internet Protocol)

I/O Đầu vào/ Đầu ra (Input/Output)

LAN Mạng máy tính cục bộ(Local Area Network)

LD Thiết bị logic (Logical Device)

LN Nút logic (Logical Node)

Master Chủ

MMS Thông tin chi tiết đặc tính kỹ thuật nhà sản xuất (Manufacturing

Message Specification) Ngăn Là một bộ phận của TBA bao gồm các thiết bị (như MC, DCL…) làm

nhiệm vụ kết nối ĐD, MBA, MF… với TBA NIM Khối giao diện mạng(Network Interface Module)

NPT Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia

NTP Giao thức đồng bộ thời gian mạng (Network Time Protocol)

OLTC Điều áp dưới tải (OnLoad Tap Changer)

OPC Liên kết và nhúng đối tượng cho quá trình điều khiển (OLE for

Process Control) OSI Kết nối hệ thống mở (Open Systems Interconnection)

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số hiệu

1.2 Danh mục thiết bị lắp vào các tủ hiện hữu 8

2.1 Khối lượng công việc sử dụng giải pháp tận dụng lại hệ thống

hiện hữu của TBA 110kV Hội An có hệ thống tích hợp 33 2.2 Dự toán công việc sử dụng giải pháp tận dụng lại hệ thống hiện

hữu của TBA 110Kv Hội An có hệ thống tích hợp 35 2.3 Khối lượng công việc sử dụng giải pháp bổ sung thiết bị mới

của TBA 110Kv Hội An có hệ thống tích hợp 38

2.4

Dự toán công việc sử dụng giải pháp bổ sung thiết bị tập trungthu thập dữ liệu mới của TBA 110Kv Hội An có hệ thống tích hợp

40

2.5 So sánh các phương án điều khiển từ xa cho trạm biến áp 110Kv

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số hiệu

1.2 Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển - giám sát 9 1.3 Giao diện cài đặt của công cụ MatrikonOPC Server 11 1.4 Công cụ Triangle MicroWorks kết nối với rơle MiCOM 12

1.8 Màn hình giám sát rơle MiCOM P632 và P132 16

1.12 Giám sát trạng thái kết nối của thiết bị 20

2.4 Mô hình hệ thống kiểm soát vào/ra (Access Control) 30 2.5 Mô hình kết nối truyền thông tận dụng lại hệ thống hiện hữu 31 2.6 Mô hình kết nối truyền thông thay thế thiết bị mới 36

3.2 Tổ chức kết nối camera tại TBA 110kV Hội An 46 3.3 Mặt bằng bố trí camera tại TBA 110kV Hội An 47

3.6 Sơ đồ kết nối hệ thống báo cháy, camera và giám sát an ninh tại

MỞ ĐẦU

Cùng với việc nâng cao chất lượng nguồn nhân lực, Tập đoàn điện lực Việt Nam cũng đã có bước tiến dài trong ứng dụng khoa học công nghệ tiên tiến, hiện đại vào sản xuất, kinh doanh điện năng, góp phần tăng năng suất lao động một cách bền vững

Tự động hóa hệ thống điện là yêu cầu cấp thiết trong giai đoạn phát triển hiện nay Các quốc gia tiên tiến trên thế giới và trong khu vực đã hoàn thành công việc này và đang tiến hành hình thành lưới điện thông minh Tổng công ty điện lực Miền Trung đưa

ra “Kế hoạch triển khai Lưới điện thông minh” ngày 21/02/2013 Trong đó, yêu cầu tiến hành tự động hóa lưới điện 110kV từ nay đến năm 2020

Đặc biệt, hiện Ngành Điện đang đầu tư, xây dựng các trạm biến áp không người trực Cuối năm 2015, đầu năm 2016 trạm Lăng Cô, trạm Tam Quan (trực thuộc Công ty Lưới điện cao thế Miền Trung, Tổng công ty điện lực Miền Trung) sau thời gian thí điểm, chính thức đi vào vận hành theo cơ chế không người trực Sau thí điểm thành công trạm Lăng Cô, Tam Quan trong năm 2015, đầu năm 2016 EVN CPC đã triển khai thêm các trạm khác, lộ trình đến năm 2020 tất cả các trạm 110kV thuộc công ty lưới điện cao thế Miền Trung chuyển sang trạm không người trực

TBA không người trực được quản lý vận hành một cách tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực Trong tương lai, hàng loạt trạm biến áp không người trực, vận hành tự động, điều khiển từ xa sẽ được ngành Điện đưa vào vận hành Đây cũng là hướng đi tất yếu, tiến tới thực hiện lộ trình lưới điện thông minh

1 Tính cấp thiết của đề tài

Phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ, từng bước tự động hoá và hiện đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu quả vận hành tại các TBA 500kV, 220kV

và 110kV, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã ban hành văn bản số 4725/EVN-KTSX ngày 11/11/2015 để triển khai nội dung tổ chức các Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ

xa (TTĐK) và trạm biến áp (TBA) không người trực với những định hướng như sau:

- Áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các nhà máy điện và các TBA, nâng cao năng suất lao động và tăng độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện

- Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực tại các TBA 500kV, 220kV, riêng TBA 110kV là trạm không có người trực vận hành

Trạm biến áp không người trực được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện Việc nghiên cứu cải tạo TBA 110kV Hội An thành TBA không người trực đã được

Tổng công ty điện lực miền trung giao cho công ty TNHH MTV thí nghiệm điện Miền Trung triển khai thực hiện hạng mục tích hợp điều khiển bằng hệ thống máy tính từ tháng 11/2014 Tuy nhiên, việc triển khai chỉ mới thực hiện xong hạng mục tích hợp điều khiển bằng máy tính, chưa thực hiện đưa TBA 110kV Hội An vào vận hành không người trực, lộ trình của EVN CPC từ nay đến năm 2020 đưa tất cả các TBA 110kV thuộc tổng công ty quản lý vào vận hành không người trực

Nhằm đáp ứng được nhu cầu và định hướng triển khai TTĐK và TBA 110kV không người trực đến năm 2020, đề tài luận văn được chọn là "Nghiên cứu đề xuất chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành TBA không người trực "

2 Mục tiêu nghiên cứu

- Nghiên cứu đề xuất chuyển đổi TBA 110kV Hôi An thành TBA không người trực, giải pháp kết nối TTĐK hiện nay

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Trung tâm điều khiển thao tác từ xa

- TBA 110kV Hội An

- Các quy trình điều độ, quy trình vận hành, giải pháp an ninh PCCC, quy định xây dựng trung tâm điều khiển và TBA không người trực hiện hành

4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Xây dựng TBA 110kV Hội An không người trực phù hợp với thực tế vận hành và định hướng phát triển trạm không người trực của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đến năm

2020

5 Đặt tên đề tài

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên: "Nghiên cứu đề xuất chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành TBA 110kV không người trực "

6 Bố cục của luận văn

Ngoài phần mở đầu, phần kết luận và các phụ lục, nội dung luận văn được biên chế thành 3 chương

Chương 1: Tổng quát về trạm biến áp 110kV Hội An và hệ thống tự động hóa TBA 110kV Hội an

Chương 2: Phân tích các giải pháp, đề xuất chuyển đổi TBA 110kv Hội An không người trực trong tương lai

Chương 3: Thực hiện chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành TBA không người trực

CHƯƠNG 1 TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN VÀ HỆ THỐNG

TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110kV HỘI AN

1.1 TỔNG QUAN VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN

1.1.1 Giới thiệu

TBA 110 kV Hội An được đưa vào vận hành từ năm 2010 với quy mô ban đầu gồm 01 MBA T1 - 110/22kV - 25MVA, đến năm 2014 nâng công suất MBA 25MVA lên MBA 40MVA, năm 2015 đầu tư xây dựng mới ngăn MBA T2 - 110/22kV - 40MVA, hiện nay quy mô trạm gồm 02 MBA - 110/22kV – với tổng dung lượng 80MVA với những đặc điểm chính như sau:

Sơ đồ nối điện phía 110kV: Sử dụng sơ đồ khối đường dây - MBA gồm:

Đường dây 176 từ TBA 110kV Điện Nam Điện Ngọc đấu nối trực tiếp vào thanh cái C11 TBA 110kV Hội An

Ngăn thanh cái C11 lắp máy biến điện áp TUC11

Ngăn MBA T1 lắp dao cách ly 131 - 1 và máy cắt 131, đấu nối vào thanh cái C11 Ngăn MBA T2 lắp dao cách ly 132 - 1 và máy cắt 132, đấu nối vào thanh cái C11

Sơ đồ nối điện phía 22kV: Sử dụng sơ đồ “02 hệ thống thanh cái có máy cắt phân đoạn” với 02 ngăn lộ tổng 431, 432 và 9 ngăn xuất tuyến, một ngăn lộ phân đoạn 412

Hệ thống phân phối (HTPP) 22kV TBA 110kV Hội An các tủ hợp bộ lắp đặt trong nhà với các xuất tuyến 471, 473, 475, 477, 472, 474, 476, 478, 480

Thực hiện chủ trương của EVN về việc nâng cao năng lực tự động hóa lưới điện, hiện nay một số trạm biến áp 110kV Hội An đã được trang bị các hệ thống điều khiển bảo

vệ tích hợp bằng máy tính, và bước tiếp theo là sẽ chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành TBA không người trực

Trạm biến áp không người trực thuộc lĩnh vực lưới điện thông minh, được đặt ra nhằm giải quyết vấn đề hiện nay là số lượng các trạm biến áp ngày càng tăng cao, cần thiết phải nâng cao năng lực vận hành bằng các hệ thống máy tính tích hợp, nâng cao năng lực của vận hành viên về chuyên môn, nghiệp vụ, thao tác xử lý trên máy tính, giảm chi phí vận hành Các trạm biến áp cần được tập trung vào một hoặc nhiều trung tâm để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, điều độ công suất trong lưới điện truyền tải, phân phối và giảm các lỗi thao tác do vận hành gây ra

Một trong những ưu điểm của trạm biến áp (TBA) 110kV Hội An không người trực là tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện quốc gia

1.1.2 Vai trò của trạm biến áp 110kV Hội An không người trực

Trạm biến áp 110kV Hội An không người trực đóng vai trò là các điểm kết nối cơ

sở đến trung tâm điều khiển Trạm biến áp 110kV Hội An không người trực được trang

bị các thiết bị điều khiển và bảo vệ có tính tự động hóa cao như hệ thống máy tính tự chuẩn đoán, khả năng thao tác đóng mở thiết bị một ngăn lộ hoặc toàn trạm trên một lệnh duy nhất, các hệ thống giám sát hình ảnh và giám sát an ninh liên tục, hệ thống quan sát nhiệt cho các thiết bị, cảm biến nhiệt cho đóng mở chiếu sáng tự dùng Trạm biến áp không người trực và trung tâm điều khiển xa hình thành một hệ thống vận hành

hệ thống điện tập trung và thống nhất

Hiện EVN có khoảng trên dưới 590 TBA ở các cấp điện áp từ 110 - 500kV và con

số này sẽ còn tăng lên trong thời gian tới Trước đây, chức năng điều khiển từ xa, giám sát các TBA chỉ giới hạn ở khả năng thao tác đơn giản như đóng cắt máy, còn lại các thao tác vận hành khác đều thực hiện thủ công trên thiết bị Nghĩa là thiết bị không đồng

bộ, không có hệ thống tích hợp thông tin và xử lý cảnh báo chung

TBA Hội An không người trực được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao

độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện

1.1.3 Những ưu thế

Trạm được giám sát, điều khiển bằng hệ thống máy tính đã thể hiện rõ ưu thế vượt trội so với kiểu truyền thống, đặc biệt là khả năng thu thập, xử lý và lưu trữ một lượng thông tin rất lớn với mức độ chính xác rất cao Đồng thời, mở ra khả năng tự động hóa hoàn toàn công tác quản lý vận hành trạm biến áp Chính vì thế, theo EVN, việc ứng dụng công nghệ máy tính là bước trung gian để xây dựng trạm biến áp không người trực vận hành, đáp ứng bài toán tối ưu hóa cho hệ thống điện

1.1.4 Những lợi ích đạt được

Khi trạm không người trực và trung tâm điều khiển được đưa vào vận hành sẽ mang lại những lợi ích, bao gồm:

 Giảm nhân sự, giảm chi phí vận hành (OPEX)

 Nâng cao chất lượng điện năng

 Giảm thời gian mất điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đáp ứng các yêu cầu về chất lượng dịch vụ theo qui định đối với hoạt động điện lực

 Giảm tổn thất điện năng thông qua khả năng tối ưu vận hành lưới điện thông qua các tính toán với dữ liệu thời gian thực

 Đáp ứng các yêu cầu của Luật, Nghị định, Thông tư, Tiêu chuẩn kỹ thuật, Qui trình, Qui phạm, Quyết định hiện hành đối với công tác Truyền tải, Phân phối và Điều

độ điện lực

 Bảo trì tốt hơn, vận hành tối ưu, hạn chế tai nạn lao động

 Quản lý thông tin tốt hơn

 Có đầy đủ thông tin và dữ liệu quá khứ đáng tin cậy phục vụ báo cáo, phân tích,

dự báo, lập kế hoạch để có thể vận hành trong cơ chế thị trường điện

 Có đầy đủ thông tin và dữ liệu một cách kịp thời để phân tích các sự cố, lập biện pháp khôi phục phù hợp và triển khai một cách tối ưu trong thời gian nhanh nhất

 Quản lý công tác sửa chữa an toàn và hiệu quả

 Có đủ thông tin cần thiết để giải đáp cho khách hàng một cách hiệu quả

 Để triển khai một giải pháp tiên tiến, giải pháp đúng và sẵn sàng cho Smart Grid

1.2 HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110kV HỘI AN

1.2.1 Hệ thống điều khiển giám sát phía 110kV, MBA T1 và MBA T2:

- BCU-1, BCU-3 phía 110kV (loại 7SJ64 - Siemens)

- 02 module I/O (E1210 và E1242) để thu thập dữ liệu MBA

- Phương thức điều khiển:

+ MC, DCL, DTĐ phía 110kV được điều khiển từ BCU-1, BCU-3

+ Điều chỉnh nấc phân áp MBA T1, T2: Tapcon 230 tại tủ RTCC

- Các tín hiệu được giám sát thông qua BCU-1, BCU-3 và rơle bảo vệ

1.2.2 Hệ thống điều khiển giám sát phía 22kV thanh cái C41, C42:

- BCU (loại 6MD61 – Siemens) dùng cho MBA T1 điều khiển MC 431, 412

- 07 bộ chuyển đổi giao thức ACE949-2

- Phương thức điều khiển:

+ Điều khiển các xuất tuyến C41 thì điều khiển bằng RLBV Sepam S23 ở riêng từng ngăn lộ, TC C42 sử dụng RLBV SEL 751A ở từng ngăn lộ riêng để điều khiển

1.2.3 Hệ thống đo lường

Thông số đo lường chính của lộ tổng 110kV và 22kV MBA T1, T2 được lấy từ BCU Ngoài ra, còn có thể xem thông số đo lường trong rơle thông qua giao thức IEC 60870-5-103 kết nối với hệ thống máy tính

Các thông số đo lường xuất tuyến 22kV thanh cái C41, C42 được lấy từ các hợp

bộ đo lường (PM710, PM1200) thông qua giao thức Modbus kết nối với hệ thống máy tính, đồng thời ta có thể xem các giá trị đo lường trên các rơle bảo vệ (SEPAM S23, SEL 751A) của từng ngăn xuất tuyến

1.2.4 Hệ thống AC/DC và hệ thống tín hiệu cảnh báo

- module I/O trong tủ AC, DC để thu thập dữ liệu trạng thái

- Hệ thống máy tính giám sát tín hiệu trạng thái của các thiết bị

- Sử dụng hệ thống báo tín hiệu chuông hiện có của trạm, và lắp thêm hệ thống âm thanh cảnh báo từ máy tính

1.3 PHẦN CỨNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA

1.3.1 Sơ đồ nhất thứ trạm Hội An

Quy mô của trạm biến áp 110kV Hội An 02 MBA 110/22kV tổng dung lượng 80MVA, thanh cái C41, C42 với 09 xuất tuyến 22kV

Hình 1.1 Sơ đồ nhất thứ đầy đủ TBA 110kV Hội An

Danh mục thiết bị:

Bảng 1.1 Danh mục thiết bị trong tủ Server

Bảng 1.2 Danh mục thiết bị lắp vào các tủ hiện hữu

tính

Số

Bảng 1.3 Danh mục phần mềm

1 WinCC 7.0 Phần mềm thiết lập giao diện HMI

2 Matrikon OPC server Phần mềm truy xuất dữ liệu BCU

3 TriangleMicroWorks Phần mềm truy xuất dữ liệu rơle, đo lường

4 Digsi 4.87 Phần mềm cấu hình rơle Siemens

5 MiCOM S1 Agile Phần mềm cấu hình rơle MiCOM

1.3.2 Phương thức điều khiển - bảo vệ trạm Hội An

BCU-1 và BCU-2 phục vụ công tác đo lường ngăn lộ tổng, thu thập dữ liệu và điều khiển ngăn lộ 110kV, điều khiển quạt mát và nấc phân áp MBA T1, điều khiển lộ tổng 22kV Các ngăn xuất tuyến 22kV được điều khiển và giám sát thông qua rơle SEPAM S23 của từng ngăn Các thông số đo lường được truy xuất từ các hợp bộ đo lường đa chức năng (P1-PM710) của các ngăn [2], [5]

1.3.3 Hệ thống máy tính điều khiển - giám sát

Hệ thống máy tính được lắp đặt thực hiện chức năng điều khiển và giám sát hoạt động của các thiết bị trong trạm, đồng thời thực hiện chức năng kết nối và cung cấp thông tin cho các Trung tâm điều độ, Trung tâm thao tác thông qua hệ thống SCADA (nối với Gateway tích hợp trong máy tính chủ SERVER) sử dụng giao thức IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104

Hệ thống bao gồm:

Máy tính chủ (SERVER): máy tính chủ là thiết bị server của trạm, cung cấp các chức năng điều khiển và giám sát, tích hợp chức năng giao diện với trung tâm điều khiển

từ xa, chức năng ghi và lưu trữ dữ liệu

Máy tính điều khiển (HMI Computer): đây là thiết bị giao diện người máy để thực hiện các thao tác điều khiển và giám sát cho toàn bộ trạm

Máy tính kỹ thuật (Engineering PC): đây là máy tính cài đặt các chương trình giao diện rơle bảo vệ để thực hiện các nhiệm vụ cấu hình và kỹ thuật như bảo dưỡng cơ sở

dữ liệu và cài đặt rơle

Hệ thống định vị vệ tinh GPS: đồng bộ hóa thời gian cho các thiết bị trong trạm theo giờ quốc tế/ giờ địa phương

Cổng Gateway trích xuất dữ liệu SCADA được tích hợp trong máy tính chủ (SERVER)

Hình 1.2 Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển - giám sát

1.3.4 Hệ thống mạng kết nối thiết bị

Hệ thống mạng toàn trạm (Station Bus): theo giao thức IEC 61850, mạng LAN đơn, hình tia Các thiết bị có chuẩn giao tiếp IEC 61850, IEC 60870-5- 103, Modbus, TCP/IP được nối với Station Bus thông qua Switch, bao gồm:

- Các rơle bảo vệ ngăn MBAT1 MiCOM P632, P132 (giao thức IEC 103) và rơle P122 (giao thức Modbus) nối vào Switch thông qua bộ chuyển đổi RS232/LAN Nport 5410 tại tủ RP1 Bảo vệ ngăn MBAT2 MiCOM P632, P143, P141 (giao thức IEC 61850) nối vào Switch thông qua mạng LAN

60870-5 Lắp mới BCU-1, BCU-3 (7SJ64, 6MD66 - giao thức IEC 61850) nhằm thu thập thông số đo lường, thu thập tín hiệu và điều khiển các thiết bị ngăn lộ tổng 110kV và MBA T1, T2 Ngoài ra, còn có các module AI – E1242 (thu thập tín hiệu nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây và nấc phân áp MBA T1, T2), module DI – E1210 (thu thập tín hiệu cảnh báo và tín hiệu bảo vệ MBA T1, T2) được lắp tại tủ điều khiển xa MBA T1, T2 (tủ RCC)

- Tủ 22kV thanh cái C41: rơle SEPAM S40, S23, B22 nối với các bộ ACE949-2 (giao thức Modbus), thông qua Nport 5130 nối vào Switch Các hợp bộ đo lường đa chức năng (P1-PM710) có chuẩn giao thức Modbus được nối vào Switch thông qua bộ NP308 lắp tại tủ J07 Tủ 22kV thanh cái C42: rơle SEL 751A (giao thức IEC 61850) nối vào Switch thông qua mạng LAN Các hợp bộ đo lường đa chức năng (PM1200) có chuẩn giao thức Modbus được nối vào Switch thông qua bộ NP5130 lắp tại tủ J02

- Lắp mới BCU-2, BCU-3 (6MD61, 6MD66 - giao thức IEC 61850) nhằm thu thập thông số đo lường, thu thập tín hiệu và điều khiển lộ tổng 22kV

- Lắp mới các module DI – E1210 tại các tủ phân phối AC, DC nhằm thu thập tín hiệu và trạng thái của các Aptomat cấp nguồn

1.4 PHẦN MỀM HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA

Để cung cấp cơ sở dữ liệu từ các IED cho công cụ thiết lập giao diện điều khiển là WinCC, cần có các công cụ đọc – ghi dữ liệu từ các IED Vì vậy, cần thiết phải có thêm công cụ OPC server cho kết nối theo giao thức IEC 61850 và một số công cụ đọc – ghi khác đối với các thiết bị có chuẩn giao tiếp IEC 60870-5-103, Modbus, … Cụ thể như sau: + MatrikonOPC Server: kết nối các thiết bị có giao thức IEC 61850

+ Triangle MicroWorks: kết nối các thiết bị có giao thức Modbus và IEC 5-103 Ngoài ra còn có thêm driver IEC 60870-5-101/104 Slave cho kết nối đến Trung tâm điều độ (A3) và Trung tâm thao tác

60870-1.4.1 Công cụ MatrikonOPC Server

Hình 1.3 Giao diện cài đặt của công cụ MatrikonOPC Server

Tính năng thu thập dữ liệu: đọc theo kiểu Poll/Demand cho kiểu thu thập nhất định hoặc Advice/Report bằng phương pháp loại trừ tăng dần trong suốt quá trình thực thi,

và giảm tải lượng đường truyền mạng, một phương pháp kết hợp Refresh/Polled-Report

Hỗ trợ nhiều kênh, sử dụng các giao thức giống và khác nhau Kiểu kênh hỗn hợp (serial, TCP/IP, modem) và kiểu kết nối đa điểm [17]

MatrkonOPC Server for IEC 61850 được sử dụng để trích xuất dữ liệu từ các BCU (7SJ64, 6MD66 và 6MD61) có chuẩn truyền thông IEC 61850

Kết nối với

BCU 7SJ64

Đặt tên thiết bị

Địa chỉ kết nối

1.4.2 Công cụ Triangle MicroWorks

Hình 1.4 Công cụ Triangle MicroWorks kết nối với rơle MiCOM

Triangle MicroWorks là công cụ OPC Server dùng để trao đổi dữ liệu giữa HMI với các thiết bị IED Hỗ trợ các giao thức Master IEC 60870-5-103, Modbus Serial ASCII/RTU, Modbus Plus, and Modbus TCP để kết nối với các IED và hỗ trợ các giao thức Slave IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104 để kết nối với các Trung tâm điều độ, Trung tâm thao tác

Triangle MicroWorks không giới hạn số lượng đồng thời các kết nối client và không giới hạn giao tiếp với thiết bị trong 1 lúc [23]

Sử dụng module M103 để trích xuất dữ liệu các rơle (MiCOM P632, MiCOM P132) có chuẩn truyền thông IEC 60870-5-103

Sử dụng module MMB để trích xuất dữ liệu rơle MiCOM P122, SEPAM S40, S23, B22 và thiết bị đo lường (PM710, PM1200) có chuẩn truyền thông Modbus

Kết nối với Rơle P632, P132 có giao thức IEC 103

Kết nối với Rơle P122

có giao thức Modbus

Kết nối với Rơle Sepam

có giao thức Modbus

1.4.3 Công cụ WinCC 7.0

Thiết lập giao diện điều khiển toàn trạm bằng công cụ WinCC 7.0:

Hình 1.5 Giao diện cài đặt của công cụ WinCC 7.0

WinCC 7.0 là công cụ chuyên dụng để xây dựng giao diện điều khiển trạm bằng

hệ thống máy tính cũng như phục vụ việc xử lý và lưu trữ dữ liệu trong một hệ thống tự động hóa Nó cung cấp các công cụ để thiết lập một giao diện điều khiển chạy trên các

hệ điều hành của Microsoft như Windows7, với những chức năng hữu hiệu cho việc điều khiển [20]

WinCC sử dụng các hệ quản trị cơ sở dữ liệu ODBC/SQL và có thể dễ dàng truy cập tới cơ sở dữ liệu của hệ thống bằng ngôn ngữ SQL hoặc ODBC và hỗ trợ ngôn ngữ lập trình chuẩn ANSI-C và VBScripts để lập trình sự kiện

1.4.4 Phần mềm tự động hóa

Sử dụng công cụ WinCC7.0 để thiết lập toàn bộ phần mềm tự động hóa trạm biến

áp 110kV Hội An Sản phẩm cụ thể như sau:

- Sơ đồ tổng quan (Substation Overview) của chương trình: Giám sát trạng thái thiết bị, hiển thị điện áp thanh cái, dòng điện, điện áp, Từ sơ đồ tổng quan có thể truy

Sử dụng OPC

để truy xuất dữ liệu từ các IED

Các IED có giao thức IEC 61850

Các IED có giao thức IEC 103

Công cụ thiết lập giao diện điều khiển

cập vào các ngăn (BAY) của trạm biến áp thông qua thanh “button bar” hay click chuột vào ngăn đó [3]

Hình 1.6 Đăng nhập/ Đăng xuất

- Đăng nhập người vận hành: Tất cả các thao tác điều khiển và can thiệp vào hệ thống máy tính đều yêu cầu đăng nhập Đăng nhập/ Đăng xuất (Login/logout) ca trực vận hành bằng nút nhấn Login/Logout trên thanh “button bar” Hệ thống sẽ ghi nhận các thao tác khi Đăng nhập/ Đăng xuất

- Giám sát vị trí Local/Remote, trạng thái Đóng/Mở của thiết bị như Máy cắt, Dao cách ly, Dao tiếp địa ở 3 trạng thái thiết bị là ĐÓNG/MỞ/LƯNG CHỪNG; Giám sát vị trí khóa lựa chọn MIMIC/BCU cho ngăn

- Hiển thị trạng thái liên động từng thiết bị cho thao tác đóng/cắt và thông số đo lường (giá trị nhất thứ): dòng điện 3 pha, điện áp 3 pha, f, P, Q, S

- Báo tín hiệu khi xuất hiện các tình trạng bất thường, hệ thống sẽ cảnh báo bằng

âm thanh và nhấp nháy kênh tín hiệu tương ứng, việc xác nhận cũng như giải trừ tín hiệu theo thao tác của người vận hành Bao gồm: Tín hiệu từ DCL, MC, DTĐ (Lỗi mạch cắt, lò xo chưa căng, khí SF6 của MC, Lỗi nguồn DCL, DTĐ, …); Tín hiệu bảo vệ từ

rơle MiCOM P632, MiCOM P132 (IEC 60870- 5-103) và MiCOM P122 (Modbus), MiCOM P632, MiCOM P141, MiCOM P143 (IEC 61850)

Hình 1.7 Điều khiển máy cắt, dao cách ly 110kV

- Điều khiển thiết bị (MC131; DCL131-1; DTĐ 131-14) thông qua BCU-1; MC132; DCL132-1; DTĐ 132-14, 132-15) thông qua BCU-3:

 Lựa chọn mức điều khiển: khóa lựa chọn SW Mimic/BCU (tủ CP) ở vị trí BCU, khóa vị trí Local/ Remote (trên BCU-1) ở vị trí Remote và lựa chọn trên màn hình STATION/SCADA ở mức STATION

 Lựa chọn đối tượng điều khiển DTĐ, DCL, MC

 Yêu cầu “xác nhận lệnh điều khiển”

 Thông báo điều kiện liên động Đạt/Không đạt

 Thông báo kết quả điều khiển

- Giám sát rơle bảo vệ: sau khi lựa chọn rơle cần giám sát trên màn hình xuất hiện cửa sổ thể hiện các thông tin về rơle như tình trạng kết nối với máy tính (bình thường hoặc hư hỏng), thông số đo lường (giá trị vận hành và giá trị sự cố gần nhất), thông báo

sự cố, thông tin sự cố (loại sự cố, pha sự cố, giá trị dòng sự cố và đèn chỉ thị tương ứng)

- Giải trừ cảnh báo của các IED từ xa: Cho phép giải trừ sau khi đã xác nhận các cảnh báo, bằng cách nhấn nút “xác nhận”, sau đó nhấn nút “giải trừ” sẽ giải trừ được tín

hiệu cảnh báo trên HMI, trên màn hình và LED tại IED

Hình 1.8 Màn hình giám sát rơle MiCOM P632 và P132

- Giám sát vị trí vị trí Local/Remote, MIMIC/BCU và trạng thái của Quạt mát (FAN), bộ điều áp dưới tải (OLTC)

- Hiển thị thông số đo lường (giá trị nhất thứ): dòng điện 3 pha, điện áp 3 pha, Tần

số, hệ số công suất, công suất (P, Q, S) Hiển thị vị trí nấc phân áp và giá trị nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây máy biến áp

- Báo tín hiệu khi xuất hiện các tình trạng bất thường, hệ thống sẽ cảnh báo bằng

âm thanh và nhấp nháy kênh tín hiệu tương ứng, việc xác nhận cũng như giải trừ tín hiệu theo thao tác của người vận hành Bao gồm: Tín hiệu từ OLTC, FAN (lỗi nguồn OLTC, FAN….); Tín hiệu từ bảo vệ nội bộ MBA (Áp lực tăng, nhiệt độ dầu MBA Trip, nhiệt độ cuộn dây MBA Trip, …)

- Điều khiển nấc phân áp (OLTC) và quạt (FAN) máy biến áp:

 Lựa chọn mức điều khiển STATION/SCADA

 Tăng/ Giảm nấc phân áp: cho phép tăng/giảm trong phạm vi 1↔19

 Khởi động/dừng quạt mát: cho phép 02 nhóm quạt

 Cảnh báo lỗi điều khiển trong trường hợp không đủ điều kiện

- Giải trừ cảnh báo: Cho phép giải trừ sau khi đã xác nhận các cảnh báo, bằng cách nhấn nút “xác nhận”, sau đó nhấn nút “giải trừ” sẽ giải trừ được tín hiệu cảnh báo

Hình 1.9 Sơ đồ ngăn máy biến áp 110/22kV

- Giám sát vị trí Local/Remote, khóa lựa chọn MIMIC/BCU, trạng thái Đóng/Mở của thiết bị như Máy cắt, Dao tiếp địa ở 3 trạng thái thiết bị là ĐÓNG/MỞ/LƯNG CHỪNG

- Hiển thị trạng thái liên động của từng thiết bị và các thông số đo lường (giá trị nhất thứ từ BCU và các hợp bộ đo lường PM710, PM1200 của các ngăn): dòng điện (IA, IB, IC, IN), điện áp (UA, UB, UC, UAB, UBC, UC), tần số, hệ số công suất, công suất (P, Q, S)

- Báo tín hiệu khi xuất hiện các tình trạng bất thường, hệ thống sẽ cảnh báo bằng

âm thanh và nhấp nháy kênh tín hiệu tương ứng, việc xác nhận cũng như giải trừ tín hiệu theo thao tác của người vận hành Gồm có: Tín hiệu từ MC (lỗi mạch cắt , lò xo chưa căng của MC, …); Tín hiệu từ rơle bảo vệ SEPAM S40, S23, SEL 751A (các cấp quá dòng điện, lỗi MC, đóng lặp lại, ….); Tín hiệu từ rơle bảo vệ SEPAM B22, SEL 751A (quá/ kém điện áp, quá/kém tần số, aptomat TU cắt)

- Điều khiển máy cắt tổng 431 thông qua BCU-1, điều khiển các máy cắt xuất tuyến 22kV (471, 473, 475, 477) thông qua rơle S23, Điều khiển máy cắt tổng 432 thông qua BCU-3, điều khiển các máy cắt xuất tuyến 22kV (472, 474, 476, 478, 480) thông qua rơle SEL751A Trình tự thao tác như sau:

 Lựa chọn mức điều khiển STATION/SCADA (STATION)

 Lựa chọn đối tượng điều khiển (máy cắt)

 Yêu cầu “xác nhận lệnh điều khiển”

 Thông báo điều kiện liên động Đạt/Không đạt

 Thông báo kết quả điều khiển

- Giám sát rơle bảo vệ (SEPAM S40, S23 và B22, SEL751A) các thông số xuất hiện khi kích chọn vào rơle cần giám sát như: Tình trạng kết nối; Thông số đo lường trên rơle; Thông báo sự cố, thông tin cô đọng về sự cố

- Giải trừ cảnh báo của các IED từ xa: Cho phép giải trừ sau khi đã xác nhận các cảnh báo, bằng cách nhấn nút “xác nhận”, sau đó nhấn nút “giải trừ” sẽ giải trừ được tín hiệu cảnh báo trên HMI, đồng thời giải trừ cảnh báo trên màn hình và LED hiển thị tại IED

- Trạng thái đóng/mở của thiết bị Máy cắt đầu vào và các Aptomat phân phối cấp nguồn cho các ngăn lộ, thiết bị trong trạm

- Báo tín hiệu khi xuất hiện các tình trạng bất thường, hệ thống sẽ cảnh báo bằng

âm thanh và nhấp nháy kênh tín hiệu tương ứng, việc xác nhận cũng như giải trừ tín hiệu theo thao tác của người vận hành Bao gồm: Tín hiệu từ MC đầu vào, MC phân đoạn TRIP; Tín hiệu Aptomat phân phối cắt; Tín hiệu quá/ kém áp hoặc lỗi tủ sạc

Hình 1.10 Hệ thống phân phối DC

e Gắn biển báo thiết bị (Tagging)

- Cho phép gắn biển báo thiết bị trên màn hình HMI để cảnh báo liên quan đến thiết bị, dựa vào màu của biển báo, biết được thông tin như sau:

 Biển báo màu đỏ: "cấm thao tác" Khi biển đỏ được gán, mọi thao tác đối với thiết bị sẽ bị cấm

 Biển báo màu vàng: “đang sửa chữa nóng, cấm đóng lặp lại” Khi gắn biển vàng chức năng tự động đóng lặp lại sẽ bị cấm Chức năng tự động đóng lặp lại sẽ không thể đưa vào vận hành nếu không dỡ biển

 Biển báo màu tím: thông tin cho MC phân đoạn Biển màu tím cho biết có một

số thông tin cần phải kiểm tra trước khi thao tác thiết bị

 Biển báo màu xanh: được sử dụng để người vận hành tùy ý đưa vào các thông tin lưu ý cần thiết đối với thiết bị trong vận hành

- Cho phép gắn Tag tiếp địa lưu động tại vị trí tương ứng trên thực tế

Hình 1.11 Đặt biển báo trên thiết bị

f Giám sát kết nối thiết bị toàn trạm STATION BUS

Hình 1.12 Giám sát trạng thái kết nối của thiết bị

- Trạng thái kết nối các IED luôn được giám sát: trạng thái kết nối tốt được hiển thị màu xanh, khi có một kết nối bị lỗi có thể do lỗi rơle hay do đứt cáp kết nối sẽ chuyển sang màu đỏ nhấp nháy

- Trong trường hợp hư hỏng kết nối, ngoài tín hiệu nêu trên, còn có tín hiệu cảnh báo trên bảng Alarm và đồng thời báo tín hiệu âm thanh tương ứng

- EVENT LIST: Hiển thị tất cả sự kiện, tất cả sự kiện đều được gắn nhãn thời gian tương ứng với sự xuất hiện (ON) hay mất đi (OFF)

- ALARM LIST: Hiển thị tất cả thông tin cảnh báo, tất cả các cảnh báo đều được gắn nhãn thời gian tương ứng với sự xuất hiện (RAISED) hay mất đi (CLEARED) của tín hiệu

- EVENT/ALARM LIST: cung cấp thông tin như thời gian sự kiện, nguồn gốc sự kiện, nguyên nhân sự kiện…

Tìm kiếm thông tin sự cố trong EVENT LIST hoặc ALARM LIST theo: ngày-giờ, nội dung cảnh báo, nơi xảy ra sự cố và giá trị sự cố

Hình 1.13 Bảng sự kiện, cảnh báo sự cố

Nhấn nút “ALARM LIST” trên button bar sẽ hiển thị cửa sổ ALARM LIST Trên thanh MENU cho phép các tùy chọn hiển thị: Short-tern list, Long-tern list,… Để hiển thị History list: chọn “Selection dialog”, cho phép xem event list theo thời gian tùy chọn

Sự kiện xuất hiện sẽ có màu đỏ, sau khi xác nhận có màu xanh, chưa được xác nhận có màu vàng

Tín hiệu cảnh báo được chia làm 3 mức với 3 kiểu âm thanh báo động khác nhau: Mức tín hiệu (Aptomat cắt, lò xo chưa căng, ); Mức cảnh báo (khí SF6 máy cắt giảm cấp 1, bảo vệ 27 Alarm, bảo vệ 46 Alarm, lỗi rơle, ); Mức sự cố (các bảo vệ tác động, khí SF6 máy cắt giảm cấp 2, )

Mỗi sự kiện vận hành hay sự kiện quá trình đều được xuất và in ra máy in Báo cáo sự kiện bao gồm các thông tin cảnh báo (Alarm list) hay các sự kiện (Event list)

Có thể tạo lập báo cáo thông qua định dạng Excel cho thông số đo lường hay thông

số MAX, MIN trong một khoảng thời gian: ngày, tháng, năm Ngoài ra, có thể lập các báo cáo đột xuất khi có sự cố hoặc báo cáo theo yêu cầu của lãnh đạo

Việc phân quyền điều khiển được thực hiện tại HMI Computer, sau khi đã đăng nhập ca trực vận hành (Login), cho phép chuyển khóa lựa chọn STATION/SCADA từ

vị trí STATION sang vị trí SCADA theo yêu cầu của điều độ Khi đã chuyển sang vị trí SCADA chỉ cho phép điều khiển từ SCADA Computer, không cho phép điều khiển từ HMI Computer Thủ tục điều khiển giống như mức STATION

Hình 1.14 Lựa chọn điều khiển từ SCADA

1.5 KẾT LUẬN CHƯƠNG 1

Trong chương này, tác giả giới thiệu phần tự động hóa Trạm biến áp 110kV Hội

An Phần mềm điều khiển tích hợp trạm biến áp dựa trên giải pháp sử dụng công cụ thiết lập giao diện điều khiển HMI kết hợp với công cụ OPC server nhằm tích hợp nhiều giao thức truyền thông khác nhau vào hệ thống tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật và đáp ứng các yêu cầu của ngành Điện

Sự thành công của công trình Tự động hóa trạm biến áp 110kV Hội An đã khẳng định tính thực tiễn của giải pháp Giải pháp này sẽ được nhân rộng, ứng dụng vào các công trình tự động hóa các trạm biến áp thuộc CPC nói riêng và trong toàn EVN nói chung

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH CÁC PHƯƠNG ÁN CHUYỂN ĐỔI TBA 110KV HỘI

AN KHÔNG NGƯỜI TRỰC

2.1 CÁC YÊU CẦU CHUNG

Trạm biến áp 110kV Hội An không người trực, các yêu cầu về thiết bị nhất thứ, rơ

le, IEDs trong trạm phải đảm bảo kỹ thuật, giám sát, điều khiển từ xa Luận văn tập trung tìm hiểu, nghiên cứu giải pháp để kết nối, thu thập dữ liệu hệ thống SCADA, hệ thống camera, báo cháy tự động, an ninh tại TBA 110kV Hội An

a Yêu cầu về giao thức truyền tin

- Sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850 hoặc Modbus để trao đổi thông tin giữa các thiết

bị điều khiển, bảo vệ, đo lường với Gateway/RTU và kết nối giữa các thiết bị khác trong TBA

- Đối với trạm không người trực nên có thể sử dụng chức năng tích hợp HMI với thiết bị đầu cuối để thiết lập máy tính giao diện HMI hỗ trợ nhân viên đến kiểm tra tình trạng hoạt động của trạm

- Sử dụng giao thức IEC 60870 – 5 – 101/104 để kết nối thiết bị đầu cuối (Gateway/RTU) với Trung tâm điều khiển, hệ thống SCADA khi sử dụng mạng IP làm kênh truyền

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

Đối với TBA không có người trực vận hành, giao diện HMI chỉ để phục vụ khi công tác tại TBA và có thể thiết lập bằng một trong hai cách sau:

- Trang bị 01 máy tính đấu nối trực tiếp vào mạng LAN cùng với phần mềm HMI với chức năng gồm: Hiển thị sơ đồ một sợi, giám sát tình trạng hoạt động các IED, hiển thị các sự kiện, cảnh báo, sự cố, cho phép người vận hành gắn/gỡ các biển báo, ghi lại các thông số vận hành và cho phép người vận hành thao tác điều khiển các thiết bị

- Trong trường hợp TBA đã được trang bị loại Gateway/RTU có hỗ trợ giao tiếp người – máy (HMI) thì có thể chỉ cần 01 máy tính kết nối và sử dụng trực tiếp HMI của Gateway/RTU

c Yêu cầu về Hệ thống SCADA

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

- Gateway/RTU kết nối các IEDs theo giao thức truyền thông như IEC 61850, Modbus hạn chế sử dụng card I/O

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