Tài liệu đánh giá các công nghệ tự động hóa và chọn giải pháp hợp lý cho trạm biến áp 110kv tư nghĩa tỉnh quảng ngãi

MỤC LỤC TRANG BÌA LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC CÁC HÌNH MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1 1. Lý do chọn đề tài ................................................................................................1 2. Mục đích nghiên cứu ..........................................................................................1 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ......................................................................1 4. Phương pháp nghiên cứu ....................................................................................2 5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ............................................................2 6. Đặt tên đề tài .......................................................................................................2 7. Bố cục luận văn...................................................................................................2 CHƯƠNG 1. ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA HIỆN NAY TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110kV DO CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ VẬN HÀNH .....................................................................3 1.1. Hiện trạng triển khai tự động hóa các tba 110KV do CGC QLVH .........................3 1.1.1. Qui mô quản lý vận hành của CGC ..............................................................3 1.1.2. Tổng quan về hệ thống điều khiển, bảo vệ, đo lường và SCADA ...............3 1.1.3. Nhận xét về công tác tự động hóa TBA 110kV do CGC QLVH .................6 1.2. Các giải pháp cần xem xét để sử dụng ...................................................................11 1.2.1. Đối với các TBA thuộc nhóm 1 và các TBA đang đầu tư theo dạng DCS/Gateway ................................................................................................................13 1.2.2. Đối với các TBA 110kV thuộc nhóm 2 ......................................................13 1.2.3. Đối với các TBA 110kV thuộc nhóm 3 ......................................................15 1.3. Đánh giá các giải pháp công nghệ hiện đang áp dụng tại các TBA 110KV do CGC quản lý vận hành ............................................................................................................15 1.4. Kết luận...................................................................................................................16 CHƯƠNG 2. ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG ĐỂ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO TBA 110KV TƯ NGHĨA ........................................................................17 2.1. Tổng quan ...............................................................................................................17 2.2. Các thiết bị nhất thứ................................................................................................17 2.2.1. MBA AT1 ...................................................................................................17 2.2.2. Máy biến điện áp 110kV (TUC11, TUC12, TU171, TU172) ....................20 2.2.3. Máy biến dòng điện 110kV (ngăn 171, 172, 131, 112) ..............................20 2.2.4. Dao cách ly 110kV 3 pha 1 hoặc 2 lưỡi tiếp đất.........................................20 2.2.5. Chống sét van 110kV ..................................................................................21 2.2.6. Các tủ máy cắt hợp bộ 22kV ......................................................................21 2.2.7. Máy biến áp tự dùng TD1 ...........................................................................22 2.3. Các thiết bị nhị thứ .................................................................................................23 2.3.1. Hệ thống rơ le bảo vệ ..................................................................................24 2.3.2. Hệ thống đo lường ......................................................................................27 2.3.3. Các tủ tự dùng AC/DC................................................................................28 2.3.4. Các tủ đấu dây ngoài trời ............................................................................29 2.4. Nhận xét hệ thống mương cáp ................................................................................29 2.5. Hệ thống thông tin và SCADA ...............................................................................30 2.5.1. Hiện trạng hệ thống thông tin .....................................................................30 2.5.2. Hiện trạng hệ thống SCADA tại Trạm 110kV Tư Nghĩa ...........................30 2.6. Kết luận...................................................................................................................32 CHƯƠNG 3. ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA ĐỂ CẢI TẠO TBA 110KV TƯ NGHĨA VÀ TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ ĐẦU TƯ .................................34 3.1. Giải pháp cho thiết bị nhất thứ ...............................................................................34 3.2. Giải pháp cho thiết bị nhị thứ và ht camera, báo cháy ...........................................34 3.2.1. Các thiết bị nhị thứ......................................................................................34 3.2.2. Hệ thống camera, báo cháy .........................................................................39 3.3. Hệ thống SCADA ...................................................................................................44 3.3.1. Phương án thu thập tín hiệu SCADA .........................................................45 3.3.2. Phương án lắp đặt các thiết bị SCADA ......................................................46 3.4. Khối lượng vật tư, thiết bị ......................................................................................48 3.4.1. Vật tư, thiết bị phần điện ............................................................................48 3.4.2. Khối lượng phần xây dựng .........................................................................49 3.4.3. Dự toán thực hiện........................................................................................50 3.5. Kết luận...................................................................................................................51 3.6. Đánh giá hiệu quả đầu tư ........................................................................................52 3.6.1. Tiến độ thực hiện ........................................................................................52 3.6.2. Các chỉ tiêu kỹ thuật ...................................................................................54 3.6.3. Các chỉ tiêu kinh tế .....................................................................................54 3.7. Kết luận...................................................................................................................56 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .....................................................................................57 TÀI LIỆU THAM KHẢO PHỤ LỤC QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (Bản sao) BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN. TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH Tên đề tài: ĐÁNH GIÁ CÁC CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA VÀ CHỌN GIẢI PHÁP HỢP LÝ CHO TBA 110kV TƯ NGHĨA TỈNH QUẢNG NGÃI Học viên: Nguyễn Huy Hoàng Chuyên nghành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 Trường Đại học Bách Khoa - ĐHĐN Khoá: K34 Tóm tắt - Ứng dụng khoa học công nghệ vào trong sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng tiến tới thực hiện lưới điện thông minh nhằm mục tiêu vận hành hiệu quả lưới điện, giảm lao động trực tiếp trong khâu sản xuất và phân phối điện góp phần tăng năng suất lao động là một trong những yêu cầu cấp thiết của ngành điện. Trong thời gian qua các đơn vị trong EVN đã triển khai thực hiện tự động hóa các TBA để chuyển sang vận hành ở chế độ không người trực trong đó có việc cải tạo các TBA 110kV hiện hữu. Có nhiều giải pháp khác nhau để cải tạo các TBA hiện hữu sang không người trực, tùy thuộc vào đặc điểm hiện trạng các thiết bị hiện có tại trạm. Đánh giá các công nghệ tự động hóa và thực trạng các thiết bị để chọn giải pháp hợp lý cho việc cải tạo các TBA hiện có là rất cần thiết. Vì vậy tác giả đã thực hiện đánh giá và chọn giải pháp hợp lý để cải tạo TBA 110kV Tư Nghĩa tỉnh Quảng Ngãi sang không người trực và đề xuất áp dụng cho các TBA 110kV khác trong thời gian đến. Từ khóa – Trạm biến áp; Tư Nghĩa; Tự động hóa; Trung tâm điều khiển. ASSESSING AUTOMATION TECHNOLOGIES AND SELECTING REASONABLE SOLUTIONS FOR 110kV TU NGHIA SUBSTATION (QUANG NGAI PROVINCE) Summary - Application of science and technology in production, transmission and distribution power energy to implement smart Grid to operate effectively power network, reducing the number of direct labors in the production and distribution of electricity contributes to increase Labor Productivity is one of the urgent requirements of the electricity sector. During that time through subsidiaries and affiliates in EVN have implemented automation of substations to switch to operating in an unmanned substation, including the renovation of the existing 110kV substations. There are many different solutions to renovate existing substations to unmanned substation, depending on the current characteristics of existing equipment at the substation. Evaluate the automation technologies and the status of devices to choose a reasonable solution for renovating existing substations is essential. So the author has made an assessment and selected a reasonable solution to renovation of 110kV substation Tu Nghia (Quang Ngai province) to unmanned substation and proposed application for other 110kV substations in the coming time. Keywords - Substation; Tư Nghĩa; Automation; Control center. DANH MỤC CÁC KÍ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT A3 Southern Regional Load Dispatching Centre (SRLDC): Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Miền Trung BCU Bay Control Unit: Bộ điều khiển mức ngăn tích hợp bảo vệ rơ le CGC Công ty lưới điện cao thế Miền Trung CPC Tổng Công ty Điện lực Miền Trung DCS Distributed Control System: Hệ thống điều khiển phân tán ĐKBV EVN Điều khiển bảo vệ Vietnam Electricity: Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVNCPC Tổng Công ty Điện lực Miền Trung HMI Human Machine Interface: Giao diện người dùng HTĐ Hệ thống điện IEC International Electro technical Commission: Ủy ban Kỹ thuật Điện Quốc Tế IED Intelligent Electronic Device: Thiết bị điện tử thông minh KNT Không người trực LAN Local Area Network: Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các máy tính thiết bị mạng trong một phạm vi nhỏ MBA MK Máy biến áp Tủ đấu dây ngoài trời NVVH Nhân viên vận hành PCCC Phòng cháy chữa cháy QLVH Quản lý vận hành RTU SCADA Remote Terminal Unit: Thiết bị đầu cuối Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu SDC Substation Data concentrator: Các bộ tập trung dữ liệu TBA Trạm biến áp TĐH Tự động hóa TTĐK Trung tâm điều khiển WAN Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối giữa các mạng cục bộ. XT Xuất tuyến DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 3.1. Thiết bị, vật liệu báo cháy................................................................... 43 Bảng 3.2. Vật tư, thiết bị phần điện .................................................................... 48 Bảng 3.3. Khối lượng phần xây dựng ................................................................. 50 Bảng 3.4. Tổng dự toán ....................................................................................... 51 Bảng 3.5. Chỉ tiêu tài chính theo giải pháp cải tạo TBA 110kV Tư Nghĩa ........ 55 Bảng 3.6. Chỉ tiêu kinh tế xã hội theo giải pháp cải tạo TBA 110kV Tư Nghĩa 55 Bảng 3.7. Tiền lương trả cho NVVH trong 10 năm ............................................ 55 DANH MỤC CÁC HÌNH Hình 1.1. Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển, bảo vệ, đo lường tại TBA ........................3 Hình 1.2. Cấu trúc phần cứng kết nối phía trung thế trạm Bình Chánh ..........................7 Hình 1.3. Cấu trúc phần cứng kết nối phía trung thế trạm Quán Ngang .........................9 Hình 1.4. Cấu trúc phần cứng kết nối trạm Hội An ......................................................10 Hình 1.5. Cấu trúc phần cứng trạm Đức Phổ ................................................................11 Hình 1.6. Cấu trúc hệ thống thu thập dữ liệu tại trạm 110kV .......................................12 Hình 2.1. Sơ đồ nối điện chính trạm 110kV Tư Nghĩa .................................................18 Hình 2.2. Máy biến áp AT1 ...........................................................................................19 Hình 2.3. Máy cắt 110kV ..............................................................................................19 Hình 2.4. Máy biến điện áp 110kV ...............................................................................20 Hình 2.5. Máy biến dòng điện 110kV ...........................................................................20 Hình 2.6. Dao cách ly 110kV ........................................................................................21 Hình 2.7. Chống sét van 110kV ....................................................................................21 Hình 2.8. Tủ máy cắt hợp bộ 22kV ...............................................................................22 Hình 2.9. Hệ thống tủ điều khiển bảo vệ .......................................................................24 Hình 2.10. Sơ đồ phương thức bảo vệ trạm 110kV Tư Nghĩa ......................................26 Hình 2.11. Tủ phân phối nguồn AC .............................................................................29 Hình 2.12. Tủ phân phối nguồn DC ..............................................................................29 Hình 2.13. Sơ đồ tuyến thông tin quang khu vực Quảng Ngãi .....................................30 Hình 2.14. Sơ đồ bố trí thiết bị truyền dẫn khu vực Quảng Ngãi .................................31 Hình 2.15. Hiện trạng hệ thống SCADA về A3 tại trạm...............................................31 Hình 2.16. Hiện trạng hệ thống SCADA về TTĐK tại trạm .........................................31 Hình 3.1. Sơ đồ phương thức bảo vệ rơle đo lường của giải pháp ................................38 Hình 3.2. Cấu trúc phần cứng hệ thống Camera ...........................................................39 Hình 3.3. Cấu trúc phần cứng hệ thống Camera, PCCC tại trạm ..................................40 Hình 3.4. Sơ đồ bố trí camera ngoài trời .......................................................................41 Hình 3.5. Sơ đồ bố trí camera trong nhà .......................................................................41 Hình 3.6. Sơ đồ bố trí hệ thống báo cháy ......................................................................43 Hình 3.7. Sơ đồ đấu nối hệ thống báo cháy tại trạm Tư Nghĩa .....................................44 Hình 3.8. Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA tại TTĐK .........................................44 Hình 3.9. Mô hình kết nối SCADA tổng quan tại trạm.................................................45 Hình 3.10. Sơ đồ kết nối mạng tại trạm.........................................................................45 Hình 3.11. Mặt bằng bố trí tủ bảng trong phòng điều khiển .........................................46 Hình 3.12. Mặt trước các tủ bảng trong phòng điều khiển ............................................47 Hình 3.13. Sơ đồ kết nối các rơ le bảo vệ với máy tính kỹ thuật tại trạm .....................47 Hình 3.14. Dự kiến tiến độ xây dựng và thời gian đưa công trình vào vận hành .........52 Hình 3.15. Khối lượng công việc hoàn thành theo tháng ..............................................53 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Hiện nay công tác tự động hóa các TBA 110kV để thực hiện điều khiển xa, giám sát từ Trung tâm điều khiển Tỉnh/Thành phố, chuyển các TBA này sang vận hành ở chế độ không người trực nhằm tăng năng suất lao động, tối ưu hóa chi phí trong quản lý vận hành (QLVH) đang được các đơn vị trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) triển khai quyết liệt. Việc ứng dụng công nghệ tự động hóa vào hệ thống điều khiển, giám sát các TBA 110kV trong thời gian qua trên lưới điện do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung (CGC) QLVH được thực hiện với nhiều giải pháp khác nhau phụ thuộc vào các thiết bị điện tử thông minh (IED) được lắp đặt tại các trạm. Mỗi giải pháp đều có ưu và nhược điểm riêng. Tuy nhiên, đến nay vẫn chưa có một đánh giá cụ thể nào cho các giải pháp đang sử dụng. Với mục tiêu hoàn thành kế hoạch tự động hóa các TBA 110kV để chuyển sang vận hành ở chế độ không người trực theo đúng lộ trình EVN giao. Hiện nay CGC và các đơn vị có liên quan đang tiếp tục thực hiện công tác tự động hóa các TBA 110kV trên địa bàn miền Trung và Tây Nguyên trong đó bao gồm việc đầu tư các TBA mới và cải tạo các TBA hiện có. Việc ứng dụng công nghệ tự động hóa vào các TBA 110kV hiện có đang vận hành gặp nhiều khó khăn do đa số các thiết bị đã vận hành lâu năm, được sửa chữa, thay thế nhiều đợt khác nhau trong quá trình vận hành nên không đồng bộ. Vì vậy, để có những đánh giá tổng quan về các giải pháp đang áp dụng nhằm lựa chọn giải pháp hợp lý áp dụng cho các TBA 110kV khác trong thời gian đến là rất cần thiết. 2. Mục đích nghiên cứu Đánh giá ứng dụng công nghệ tự động hóa đang sử dụng cho các TBA 110kV do CGC QLVH. Lựa chọn giải pháp công nghệ tự động hóa hợp lý và áp dụng thực hiện cho TBA 110kV Tư Nghĩa. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 3.1. Đối tượng nghiên cứu Các giải pháp công nghệ tự động hóa bao gồm các thiết bị nhất thứ, nhị thứ và hệ thống SCADA tại các TBA 110kV. 3.2. Phạm vi nghiên cứu Phạm vi nghiên cứu là các TBA 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý vận hành. 2 So sánh các giải pháp công nghệ tự động hóa, tìm ra giải pháp hợp lý cho TBA 110kV. 4. Phương pháp nghiên cứu Tìm hiểu, nghiên cứu các tài liệu, các qui định, sách báo,… có liên quan đến tự động hóa TBA. Khảo sát phân tích, đánh giá ưu nhược điểm của các giải pháp tự động hóa hiện có tại các TBA 110kV do CGC QLVH. Khảo sát, đánh giá khả năng đáp ứng theo tiêu chí tự động hóa của các thiết bị nhất thứ, nhị thứ và hệ thống SCADA hiện có tại TBA 110kV Tư Nghĩa. Trên cơ sở đó, lựa chọn giải pháp hợp lý để cải tạo thành TBA 110kV tự động hóa. 5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 5.1. Về mặt khoa học Phân tích, đánh giá và tổng hợp các giải pháp đã triển khai thực hiện tự động hóa tại TBA 110kV do CGC QLVH. Tìm ra giải pháp hợp lý với công nghệ hiện nay áp dụng cho việc cải tạo các TBA 110kV nói chung và tại CGC nói riêng. 5.2. Về mặt thực tiễn Đánh giá được tính hợp lý việc áp dụng các công nghệ hiện có tại các TBA 110kV do CGC quản lý. Phân tích, đánh giá và tìm ra giải pháp hợp lý để áp dụng thực tế cho TBA 110kV Tư Nghĩa nhằm tối ưu hóa công tác quản lý vận hành và nâng cao năng suất lao động. Phù hợp với chủ trương của ngành điện và xu thế phát triển chung của thế giới. 6. Đặt tên đề tài Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nêu trên đề tài được đặt tên: ‘Đánh giá các công nghệ tự động hóa và chọn giải pháp hợp lý cho TBA 110kV Tư Nghĩa tỉnh Quảng Ngãi’. 7. Bố cục luận văn: Nội dung luận văn gồm các phần chính. Mở đầu Chương 1: Đánh giá hiện trạng công nghệ TĐH hiện nay tại các TBA 110kV do CGC quản lý vận hành. Chương 2: Đánh giá hiện trạng để đề xuất giải pháp TĐH cho TBA 110kV Tư Nghĩa. Chương 3: Áp dụng giải pháp tự động hóa để cải tạo TBA 110kV Tư Nghĩa và tính toán hiệu quả đầu tư. Kết luận và kiến nghị. 3 CHƯƠNG 1 ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA HIỆN NAY TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110kV DO CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ VẬN HÀNH 1.1. Hiện trạng triển khai tự động hóa các TBA 110kV do CGC QLVH 1.1.1. Qui mô quản lý vận hành của CGC Hiện nay Công ty Lưới điện cao thế miền Trung đang QLVH 102 trạm biến áp 110kV với 158 MBA, tổng công suất 5076MVA. Trong đó có 56 TBA được đầu tư theo công nghệ điều khiển bằng máy tính tại trạm, 46 TBA còn lại được đầu tư theo mô hình điều khiển truyền thống, điều khiển thiết bị bằng các khóa điều khiển tại phòng điều khiển hoặc tại thiết bị. Các TBA được vận hành theo chế độ có người trực thường xuyên, nhân viên vận hành TBA làm việc theo chế độ 3 ca 5 kíp, mỗi ca 02 nhân viên. 1.1.2. Tổng quan về hệ thống điều khiển, bảo vệ, đo lường và SCADA Hình 1.1. Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển, bảo vệ, đo lường tại TBA Hệ thống điều khiển, bảo vệ và đo lường và SCADA tại TBA do CGC quản lý vận hành gồm có: 1.1.2.1. Hệ thống điều khiển bảo vệ 4 Đa số tại các trạm được đầu tư theo mô hình điều khiển truyền thống có người trực thường xuyên đều sử dụng tủ điều khiển riêng biệt với tủ bảo vệ. Các tủ điều khiển, bảo vệ này đã vận hành lâu năm (>= 10 năm), qua nhiều lần cải tạo, sửa chữa, đấu nối bổ sung nên hệ thống cáp điều khiển cũng như thiết bị bố trí trong tủ quá nhiều, không còn không gian để đấu nối bổ sung và cũng không đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy đặc biệt khi chuyển sang vận hành ở chế độ TBA không người trực, cụ thể như sau: - Hệ thống điều khiển, đo lường (tủ điều khiển): Sử dụng các khóa điều khiển và các khóa chỉ thị để điều khiển và chỉ thị trạng thái của các thiết bị. Sử dụng các khóa lựa chọn chế độ bằng tay như: khóa chọn lựa chế độ hòa đồng bộ, tự động đóng lặp lại (ON/OFF), chọn mức cắt tần số …. Sử dụng các bộ cảnh báo tín hiệu kèm chuông còi để cảnh báo sự cố và bất thường trong vận hành. Sử dụng các đồng hồ đo lường để hiển thị các giá trị U, I, P, Q của từng ngăn lộ trong vận hành. Đấu nối liên kết giữa tủ RTU, SIC với tủ điều khiển bằng cáp đồng để thu thập các tín hiệu và thực hiện, giám sát, điều khiển thiết bị. - Hệ thống bảo vệ (tủ bảo vệ): Đối với các TBA đã được lắp đặt và đưa vào vận hành trước năm 2008: Sử dụng nhiều loại rơle bảo vệ gồm: rơle kiểu điện tử hoặc rơle kỹ thuật số [1] thế hệ cũ không có giao thức, không đáp ứng yêu cầu cho việc thu thập tín hiệu để chuyển sang vận hành ở chế độ không người trực [2], [3]. Chỉ có một số ít rơle được lắp đặt bổ sung theo các dự án nâng công suất, chống quá tải, mở rộng để kết lưới hoặc thay thế do hư hỏng trong vận hành trong thời gian từ năm 2008 trở lại đây thì có giao thức nhưng nhiều loại như: modbus, IEC 60870-5-103, IEC 61850. Đối với các TBA được lắp đặt và đưa vào vận hành từ năm 2012 đến nay: Đa số rơle đều có giao thức theo tiêu chuẩn IEC 61850. 1.1.2.2. Hệ thống SCADA (Tủ RTU, SIC) Đối với các TBA được đầu tư theo kiểu truyền thống: Các TBA đã vận hành trước khi có SCADA thì được đầu tư và đưa vào vận hành theo dự án SCADA và miniSCADA. Các TBA đưa vào vận hành sau khi có SCADA thì được đầu tư và đưa vào vận hành cùng lúc với hệ thống điều khiển bảo vệ của trạm. Hệ thống SCADA sử dụng đấu nối mạch cứng bằng các sợi cáp đồng nhiều ruột, tập trung tín hiệu đo lường, 5 điều khiển, giám sát về tủ SIC, RTU. Các khối thu thập dữ liệu và điều khiển thiết bị là các card I/O được lắp đặt tại tủ SIC và RTU, cụ thể: - Để thu thập các tín hiệu đo lường: thường đấu nối với hệ thống đo lường hiện có qua các tranducer được lắp đặt tại tủ SIC, sau đó đấu nối với các card AI tại tủ RTU. - Để giám sát trạng thái thiết bị: sử dụng các rơle trung gian lặp lại tại các tủ điều khiển, sau đó đấu nối với tủ SIC bằng cáp đồng và đấu nối với các card DI tại tủ RTU. - Để điều khiển thiết bị: đấu nối từ các card DO tại tủ RTU đến các rơle trung gian lệnh 48VDC (lắp đặt tại tủ SIC), sau đó đấu nối với hệ thống điều khiển của trạm. Các rơle trung gian 48VDC này vận hành không tin cậy trong trường hợp xảy ra chạm đất hệ thống điện một chiều (220VDC, 110VDC) hoặc nhiễu, nhiễm ẩm ở các mạch nhị thứ tại trạm, dẫn đến các rơle này tác động cắt các thiết bị không mong muốn trong vận hành (gây sự cố và hư hỏng thiết bị). - Hệ thống mạch liên động: sử dụng chung mạch liên động cứng tại trạm. - Không thực hiện được việc truy cập, kiểm tra, cài đặt trị số chỉnh định của rơle bảo vệ từ xa. - Ngoài ra, các tủ này cũng vận hành lâu năm và qua nhiều lần bổ sung, sửa chữa, cùng với việc đấu dây qua lại giữa các tủ này với tủ điều khiển bảo vệ nhiều nên hệ thống mạch nhị thứ tại trạm rất phức tạp, không đảm bảo an toàn, tin cậy và không đáp ứng yêu cầu cho TBA không người trực. - Một số khu vực đã thực hiện dự án mini SCADA thì các thiết bị trung thế thuộc quyền điều khiển của Điều độ phân phối được kết nối về phòng Điều độ của Công ty Điện lực để thực hiện điều khiển và giám sát xa. Đối với các TBA được đầu tư theo công nghệ điều khiển bằng máy tính: Hệ thống SCADA được thu thập trực tiếp từ các IEDs về gateway và kết nối với Trung tâm Điều độ HTĐ miền Trung để thực hiện điều khiển, giám sát từ xa. Đa số các IEDs đều có đầy đủ giao thức để kết nối với hệ thống [2]–[4]. 1.1.2.3. Hệ thống nguồn AC/DC Hệ thống phân phối nguồn AC/DC bao gồm các tủ AC/DC, các aptomat tại các tủ điều khiển, bảo vệ, RTU, SIC, tủ truyền động của các thiết bị,.… Tủ cấp nguồn AC/DC tại các trạm được trang bị ngay từ đầu, được đóng điện đưa vào vận hành cùng với thời điểm đóng điện vận hành TBA. Tủ điều khiển, bảo vệ, RTU, SIC, tủ truyền động của các thiết bị thì được đầu tư nhiều giai đoạn khác nhau nên các thiết bị không đồng bộ, để chuyển sang vận hành ở chế độ không người trực 6 cần phải xử lý các tồn tại như sau: - Các aptomat chính không có điều khiển (đóng/cắt) bằng điện, chỉ điều khiển bằng tay. - Một số aptomat không có tiếp điểm phụ để giám sát trạng thái. - Sử dụng một aptomat cấp nguồn chung cho nhiều thiết bị, nhiều tủ.… Vì vậy, không thể thu thập đầy đủ tín hiệu về Trung tâm điều khiển, Trung tâm Điều độ theo yêu cầu [4], [5]. Nhận xét: Căn cứ vào thực trạng của hệ thống điều khiển bảo vệ, đo lường và SCADA tại các TBA ta có thể phân chia các TBA thành 03 nhóm chính như sau: - Nhóm 1: Bao gồm các TBA có thiết bị đồng bộ, hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính. Điều khiển bằng máy tính tại trạm. - Nhóm 2: Bao gồm các TBA có thiết bị phía 110kV, lộ tổng trung thế (6kV, 22kV, 35kV) đồng bộ và đã được kết nối với hệ thống SCADA RTU (đầu tư theo giải pháp DCS) và kết nối với A3, các thiết bị ngăn xuất tuyến và thanh cái phía trung thế thuộc các hãng khác và chưa ghép nối với A3. Điều khiển bằng tủ bảng điều khiển truyền thống. - Nhóm 3: Gồm các TBA có thiết bị không đồng bộ, nhiều hãng, nhiều đời và nhiều chủng loại khác nhau (điều khiển, bảo vệ và đo lường). Điều khiển bằng tủ bảng điều khiển truyền thống. Hệ thống SCADA tại trạm theo giải pháp truyền thống (lắp đặt các tủ RTU, SIC để thu thập và truyền tín hiệu). 1.1.3. Nhận xét về công tác tự động hóa TBA 110kV do CGC QLVH Nhìn chung, các trạm biến áp 110kV được thiết kế, đầu tư đầy đủ với hệ thống rơle bảo vệ, điều khiển, đo lường đồng bộ [1], [6]. Tuy nhiên, trong thực tế hầu hết các trạm đều được lắp đặt từng phần, mỗi phần thuộc các dự án khác nhau hoặc thay thế các thiết bị hư hỏng trong quá trình vận hành dẫn đến tại các TBA 110kV các thiết bị không đồng bộ, thuộc nhiều hãng khác nhau, hoặc thuộc 1 hãng nhưng có các đời sản xuất khác nhau. Dựa trên thực tế thiết bị tại các TBA do CGC quản lý vận hành, ta có thể chia thành 03 nhóm trạm như sau: 1.1.3.1. Nhóm 1 - Bao gồm các TBA có thiết bị đồng bộ, hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính. Nhóm này có 20 TBA (tính đến ngày 30/12/2014) đã được đầu tư đầy đủ hệ thống DCS nhưng của nhiều nhà cung cấp khác nhau, cụ thể: + 03 TBA 110kV Tam Quan, KonPlong, Bình Chánh sử dụng thiết bị rơ le bảo vệ, BCU và phần mềm Sicampas của Siemens do Công ty TNHH Kỹ thuật Năng 7 lượng ENTEC cung cấp và lắp đặt (hình 1.2). Trong đó, trạm 110kV Bình Chánh, Tam Quan khi thực hiện kết nối với TTĐK Quảng Ngãi, Bình Định do ATS thực hiện đã lắp bổ sung các Gateway và phần mềm @Station tại trạm để thu thập và truyền dữ liệu về TTĐK. Trạm KonPlong được ETC và Công ty Điện lực Kon Tum phối hợp thực hiện kết nối với TTĐK Kon Tum. Bổ sung hệ thống camera giám sát, camera an ninh chống đột nhập, hệ thống báo cháy tự động [7] và kết nối truyền về TTĐK. Hình 1.2. Cấu trúc phần cứng kết nối phía trung thế trạm Bình Chánh + 02 TBA 110kV Hoà Thuận, Bắc Đồng Hới sử dụng thiết bị rơ le bảo vệ, BCU và hệ thống điều khiển của hãng NARI (Trung Quốc) do Công ty Comin Asia cung cấp và lắp đặt. Tuy nhiên trong quá trình vận hành đã xảy ra các trường hợp sét đánh khu vực gần trạm đã làm hư hỏng các thiết bị, đặc biệt tại trạm Hòa Thuận đã xảy ra hư hỏng gần như toàn bộ. Để khôi phục vận hành CGC đã thay thế tạm thời bằng các rơ le dự phòng trên lưới. Phần mềm điều khiển tích hợp tại trạm do nhà thầu cung cấp thực hiện mà không đào tạo chuyển giao nên khi có thay thế thiết bị gặp rất nhiều khó khăn trong việc phối hợp thực hiện và chi phí phải trả. Qua các lần sự cố, hư hỏng thiết bị cho thấy nguyên nhân hư hỏng là do khả năng chịu đựng điện áp xung sét của 8 các thiết bị này kém. Để thực hiện TĐH chuyển sang vận hành ở chế độ KNT CGC đã thay thế hệ thống ĐKBV tại trạm Hòa Thuận bằng hệ thống mới sử dụng phần mềm survalent do ETC tự thực hiện. Tại trạm Bắc Đồng Hới CGC cũng đã có kế hoạch thực hiện thay thế tương tự như trạm Hòa Thuận. + 04 TBA 110kV Văn Hóa, Tân Mai, Eatam, Krông Păk sử dụng thiết bị rơ le bảo vệ, BCU của hãng SEL và phần mềm @Station do Công ty CAS-ATS cung cấp và lắp đặt. Phần mềm điều khiển tích hợp và các key của hệ thống do nhà thầu nắm giữ không có đào tạo chuyển giao nên phụ thuộc toàn bộ nhà thầu. Việc mở rộng, sửa chữa thiết bị đều phải do nhà thầu thực hiện nên gặp khó khăn trong việc phối hợp và chi phí thực hiện. Vì vậy, CPC đã quyết định thay thế hệ thống phần mềm tại trạm Tân Mai Kon Tum và EaTam bằng phần mềm Survalent do ETC tự thực hiện. + 03 TBA 110kV Phước Sơn, Nhơn Hội, Quán Ngang sử dụng thiết bị rơ le bảo vệ, BCU và phần mềm SYS 600 của hãng ABB do Công ty PTS cung cấp và lắp đặt (hình 1.3). Cũng có nhược điểm như trên đó là phần mềm điều khiển tích hợp và các key của hệ thống do nhà thầu nắm giữ không có đào tạo chuyển giao nên phụ thuộc toàn bộ nhà thầu. Việc mở rộng, sửa chữa thiết bị đều phải do nhà thầu thực hiện nên gặp khó khăn trong việc phối hợp và chi phí thực hiện. Trong quá trình vận hành Gateway tại trạm đã bị hư hỏng, hệ thống thường hay bị treo khi có sự cố làm mất nguồn tự dùng xoay chiều tại trạm. Để kết nối với TTĐK Bình Định, Quảng Trị nhà thầu ATS đã trang bị 01 gateway và phần mềm @Station mới để kết nối với gateway của PTS trước đây. Do những khó khăn, tồn tại nêu trên nên trong dự án Nâng công suất trạm 110kV Nhơn Hội EVNCPC đã quyết định chuyển đấu nối toàn bộ thiết bị sang gateway ATS, thực hiện khai báo và thử nghiệm lại toàn bộ dữ liệu trên Gateway do ATS cung cấp. 9 Hình 1.3. Cấu trúc phần cứng kết nối phía trung thế trạm Quán Ngang + 01 TBA 110kV Hội An (hình 1.4) sử dụng lại toàn bộ các rơ le bảo vệ của nhiều hãng sản xuất khác nhau như Siemens, Areva, Schneider và được Công ty TNHH MTV Thí nghiệm điện miền Trung cải tạo, cung cấp phần mềm và lắp đặt bổ sung các BCU, Gateway để nâng cấp thành trạm điều khiển tích hợp. Tuy nhiên do sử dụng nhiều chủng loại rơ le bảo vệ với nhiều hãng, nhiều giao thức khác nhau nên khả năng đáp ứng của các tín hiệu chậm, các rơ le bảo vệ cũ thường hay xuất hiện lỗi do bị treo. 10 Hình 1.4. Cấu trúc phần cứng kết nối trạm Hội An + 05 TBA 110kV Hòn La, Tà Rụt, Lăng Cô, Mang Yang, Đăk Song sử dụng thiết bị rơ le bảo vệ, BCU, Gateway của hãng SEL và phần mềm Survalent do Công ty CAS cung cấp và lắp đặt. Các thiết bị đồng bộ nên vận hành ổn định. + 02 TBA do ETC thực hiện nâng cấp cải tạo hệ thống ĐKBV thành DCS và đã hoàn thành trong năm 2015 gồm Tam Kỳ và Quy Nhơn 2. Do ETC làm chủ được công nghệ nên giải quyết sự cố, bất thường nhanh. Tuy nhiên do có sử dụng lại một số thiết bị nên việc kết nối và truyền dữ liệu về TTĐK, Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung cũng thường xảy ra lỗi. 1.1.3.2. Nhóm 2 Có 12 TBA gồm: Áng Sơn, Duy Xuyên, Đức Phổ, Sơn Hòa, Chư Prong, Krong Ana, Cư M'Gar, Qui Nhơn 2, Long Mỹ, EaHleo, Chân Mây và K’Bang. Các TBA này đã đầu tư gateway, hệ thống ĐKBV đồng bộ, các rơ le bảo vệ có giao thức IEC 61850. Tín hiệu ĐKBV phía 110kV và lộ tổng, phân đoạn trung thế (6kV, 22kV, 35kV) đã được kết nối với A3; Có 04 TBA (Chân Mây, EaHleo, Krong Ana, Cư M'Gar) tín hiệu ĐKBV các XT trung thế đã được kết nối với Điều độ Công ty Điện lực TT-Huế, Đăk Lăk thuộc dự án mini SCADA; 08 TBA còn lại tín hiệu ĐKBV các XT trung thế chưa được kết nối với Điều độ tỉnh. Điều khiển thiết bị tại trạm bằng các khóa điều khiển trên tủ bảng điều khiển truyền thống. 11 Hình 1.5. Cấu trúc phần cứng trạm Đức Phổ 1.1.3.3. Nhóm 3 Gồm 47 trạm biến áp còn lại (chi tiết như phụ lục 1). Các TBA này có hệ thống ĐKBV không đồng bộ, nhiều hãng khác nhau, phần lớn rơ le bảo vệ không có chuẩn giao thức IEC-61850, Điều khiển bằng tủ bảng điều khiển truyền thống. Hệ thống SCADA tại trạm theo giải pháp RTU truyền thống (thu thập, kết nối và truyền dữ liệu với Trung tâm Điều độ HTĐ miền Trung thông qua các tủ RTU, SIC), đa số là mã hiệu XCell của hãng Microsol/Areave (Ireland) trong đó: + 15 TBA có RTU là tài sản của A0: Đồng Hới, Đông Hà, Lao Bảo, Văn Xá, Huế 2, Tam Kỳ, Kỳ Hà, Hoài Nhơn, Đồn Phó, Tuy Hòa, Hòa Hiệp, Đắk Tô, Kon Tum, Buôn Ma Thuột, Cư Jut. + 28 TBA có RTU là tài sản của EVNCPC. + 04 TBA có RTU là tài sản của A0 và RTU/Gateway là tài sản của EVNCPC (phần mở rộng gồm TBA 110kV Ba Đồn, Quy Nhơn 2, Pleiku, Ayunpa). 1.2. Các giải pháp cần xem xét để sử dụng Nhằm đảm bảo đáp ứng tiêu chí trạm không người trực [2], [4], [8], toàn bộ cơ sở dữ liệu tại TBA 110kV sẽ được truyền về Trung tâm điều khiển theo cơ chế lặp lại từ Gateway theo giao thức IEC60870-5-104 hoặc giao thức IEC60870-5-101 đối với trường hợp không thể bổ sung giao thức. 12 Giải pháp kỹ thuật thu thập tín hiệu cho trạm biến áp 110kV như sau: Hình 1.6. Cấu trúc hệ thống thu thập dữ liệu tại trạm 110kV Các bộ tập trung dữ liệu (Substation Data concentrator) SDC làm việc như một máy tính trung tâm (Embedded Automation Computing Flatform) kết nối với các rơle bảo vệ, khối điều khiển kỹ thuật số (tích hợp chức năng BCU - Bay Control Unit), công tơ số, thiết bị đo lường đa chức năng và các thiết bị giám sát điều khiển. Thiết bị này được trang bị hệ thống phần mềm có giao thức tương thích thiết bị hiện hữu, thiết bị được trang bị mới và công tơ hiện hữu như IEC 60870-5-101/103, Modbus, DDE, OPC. Máy tính công nghiệp phải trang bị lập trình logic điều khiển theo tiêu chuẩn IEC 61131. Máy tính công nghiệp trang bị 16 cổng Serial để kết nối với các thiết bị bảo vệ hiện hữu cũng như các thiết bị đo lường điện tử hiện hữu. Các cổng này cũng được sử dụng để kết nối với hệ thống RTU hiện hữu, các IEDs có khả năng giao tiếp để thu thập dữ liệu. Ngoài ra tại trạm còn được trang bị các thiết bị sau: + Thiết bị giám sát, điều khiển gồm I/O (DI, DO, AI) làm nhiệm vụ giám sát, điều khiển máy biến áp, máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa. + Mạng và thiết bị mạng để thiết lập mạng LAN 100/1000Mb/s làm nhiệm vụ kết nối các thiết bị tại trạm. 13 Xây dựng các TTĐK đặt tại các Công ty Điện lực Tỉnh/Thành phố để kết nối, truyền dữ liệu và thực hiện điều khiển, giám sát các thiết bị tại các TBA 110kV trong khu vực và các recloser trên lưới trung thế [2], [5], [8]. Tại các Trung tâm điều khiển của các Công ty Điện lực Tỉnh/Thành phố đang sử dụng các phần mềm như: Survalent, SYS600 (ABB), @Station (ATS), cụ thể: + Survalent: Tại 04 TTĐK Kon Tum, Quảng Bình, Phú Yên và Đăk Nông. Trong đó TTĐK Kon Tum do Công ty Điện lực Kon Tum tự thực hiện, còn lại 03 TTĐK Quảng Bình, Phú Yên và Đăk Nông do ETC thực hiện. + SYS600 (ABB): Tại 04 TTĐK Huế, Đăk Lăk, Quảng Nam và Gia Lai. Trong đó TTĐK Huế và ĐăkLăk do Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế và ĐăkLăk tự xây dựng trên cơ sở mở rộng hệ thống miniSCADA hiện có của ABB, còn lại 02 TTĐK Quảng Nam và Gia Lai do Công ty PTS thực hiện. + @Station (ATS): Tại 03 TTĐK Bình Định, Quảng Trị và Quảng Ngãi do Công ty ATS thực hiện. Trên cơ sở các nhóm TBA nêu trên, đề xuất phương án thực hiện TĐH cho từng nhóm, đáp ứng các yêu cầu để chuyển các TBA 110kV sang vận hành ở chế độ không người trực [2], [4], [7] theo lộ trình, cụ thể như sau: 1.2.1. Đối với các TBA thuộc nhóm 1 và các TBA đang đầu tư theo dạng DCS/Gateway Dựa trên cơ sở phần mềm của các hãng do các nhà thầu cung cấp trước đây thực hiện bổ sung cấu hình, kết nối với TTĐK để thực hiện giám sát, điều khiển xa các thiết bị. Bổ sung BCU để thu thập tín hiệu của các aptomat cấp nguồn tại các tủ phân phối AC, DC. Đầu tư bổ sung hệ thống camera, phần mềm kết nối, hệ thống phòng cháy chữa cháy, an ninh cho các TBA 110kV để kết nối về Trung tâm điều khiển: 22 TBA (20 TBA nhóm 1 nêu trên, TBA 110kV Lăng Cô đang thực hiện thí điểm trạm biến áp một người trực và TBA 110kV Tam Kỳ đã có dự án chuyển đổi sang TBA tự động hóa); thêm 05 TBA 110kV mới Huế 3, Điền Lộc, Điện Bàn, Quảng Phú, Đức Cơ đang được xây dựng dạng DCS/Gatetway; 03 TBA 110kV Tam Quan, Phước Sơn, Nhơn Hội được đầu tư đồng bộ với dự án xây dựng trung tâm điều khiển tại Bình Định). 1.2.2. Đối với các TBA 110kV thuộc nhóm 2 Lắp mới hệ thống thu thập dữ liệu bao gồm thiết bị máy tính chủ Server/Gateway và hệ thống mạng LAN để kết nối với các thiết bị bảo vệ, đo lường hiện hữu. Các thiết bị bảo vệ và đo lường đều có giao thức truyền thông, vì vậy sẽ được sử dụng lại và kết nối với hệ thống mới. Các rơle bảo vệ và các thiết bị điện tử thông minh (IED) được 14 kết nối trực tiếp với Gateway theo giao thức IEC 61850 từ các ngăn lộ tổng trung thế MBA trở lên và kết nối với hệ thống SCADA của A3 qua giao thức IEC60870-5-101. Các ngăn xuất tuyến trung thế chưa kết nối với RTU tích hợp và A3; Riêng các TBA 2 tỉnh TT-Huế, Đăk Lăk có hệ thống miniSCADA (4 TBA Chân Mây, EaHleo, Krong Ana, Cư M'Gar) các lộ trung thế đã kết nối với Điều độ Điện lực thông qua RTU 560 (ABB). Do đó để kết nối các TBA này với TTĐK tỉnh cần phải bổ sung kết nối giữa các RTU tích hợp với các rơle và các thiết bị điện tử thông minh (IED) cấp các ngăn lộ phân phối trung thế và các thanh cái trung thế. Theo đó nếu các ngăn lộ trung thế sử dụng rơle không có và không hỗ trợ giao thức IEC 61850 thì cần thiết phải thay thế các rơle này bằng rơle mới có hỗ trợ giao thức IEC 61850 để kết nối với RTU tích hợp. Đối với rơle các xuất tuyến 22kV chưa có chức năng điều khiển thì bổ sung BCU để thu thập trạng thái và điều khiển thiết bị từ xa. Bổ sung BCU để thu thập tín hiệu của các aptomat cấp nguồn tại các tủ phân phối AC, DC. Bổ sung hệ thống camera, phần mềm kết nối, hệ thống phòng cháy chữa cháy, an ninh, sử dụng RTU tích hợp để kết nối về Trung tâm điều khiển: 11 TBA (trong số 12 TBA nêu trên có 02 TBA đã có dự án đó là TBA Quy Nhơn 2 đã có dự án cải tạo sang DCS và TBA 110kV Long Mỹ được đầu tư đồng bộ với dự án xây dựng trung tâm điều khiển tại Bình Định). - Hệ thống thu thập dữ liệu: Hệ thống thu thập dữ liệu được lắp đặt thực hiện chức năng 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 thông qua hệ thống SCADA (nối với hệ thống máy tính chủ SERVER thông qua cổng Gateway) sử dụng giao thức IEC 60870-5-101 và kết nối với các Trung trâm điều khiển theo giao thức IEC 60870-5-104. Hệ thống bao gồm: + Máy tính Server/Gateway: Thu thập dữ liệu từ các thiết bị điều khiển, bảo vệ, đo lường và làm Gateway để giao tiếp với trung tâm điều khiển từ xa (A3, Trung tâm thao tác), đồng thời làm chức năng ghi và lưu trữ dữ liệu. + Máy tính kỹ thuật (Engineering PC): đây là thiết bị được sử dụng để thực hiện việc truy cập, cấu hình cơ sở dữ liệu và cài đặt rơle. - Hệ thống mạng kết nối thiết bị: + Station Bus: IEC61850, mạng LAN, mạng hình sao. + Kết nối thiết bị có chuẩn giao tiếp IEC61850: Nối trực tiếp với Station Bus thông qua các SWITCH. + Kết nối trực tiếp các thiết bị có chuẩn giao tiếp Modbus/TCP vào SWITCH.