TÌM HIỂU tự ĐỘNG hóa lưới điện PHÂN PHỐI – tự ĐỘNG hóa lưới điện PHÂN PHỐI QUẬN 7

\

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

TÌM HIỂU TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI – TỰ ĐỘNG HÓA
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI QUẬN 7


CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN ĐỀ TÀI

1.1 Lý do lựa chọn đề tài:
Lưới điện phân phối gồm những trạm phân phối với cái thiết bị ngoài trời và
đường dây phân phối dài. Thành phố Hồ Chí Minh (TPHCM) có công suất lớn, tổng
công suất trên 4.138,5MW, số lượng khách hàng được cung cấp điện nhiều
(2.326.326 khách hàng-năm 2018). Trong đó có nhiều khách hàng quan trọng,
thương mại, đòi hỏi sự ổn định, cung cấp điện liên tục, nghiêm túc. Chính vì vậy
cần có những biện pháp khôi phục sự cố trong thời gian nhanh nhất. Trước đây, hệ
thống điện sử dụng thiết bị điện thủ công, đóng ngắt bằng tay, không có khả năng
kết nối với các trung tâm giám sát, điều khiển nên việc vận hành hệ thống điện
tương đối khó khăn. Ngày nay, để giải quyết những vấn đề trên thì các đường dây
phân phối được lắp những thiết bị thông minh, hệ thống SCADA/DAS kết nối từ xa
các thiết bị điện đến trung tâm điều khiển. Supervisory Control and Data
Acquisition (SCADA) đã mang lại những hiệu quả tích cực rõ ràng cho công tác
vận hành lưới điện phân phối như giúp việc thao tác thiết bị trên lưới điện chính
xác, nhanh chóng giảm thời gian xử lý sự cố, nhanh chóng cung cấp điện lại cho
khách hàng, tiết kiệm được thời gian, chi phí để đi tới các thiết bị, giảm thiểu thời
gian mất điện cho khách hàng đồng thời đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, liên
tục, tin cậy và kình tế. Như vậy sự xuất hiện của DAS là rất quan trọng.
Với sự ra đời của các thiết bị thông minh (IEDs) và hạ tầng truyền tin, hệ
thống phần mềm tự động hỗ trợ điều khiển, cô lập và khôi phục lưới điện phân phối

dựa trên hệ thống DAS (Distribution Automation System), áp dụng trên lưới điện
phân phối có cấu trúc dạng mạch vòng có các thiết bị đóng cắt (Recloser/RMU). Hệ
thống được kết nối và truyền tín hiệu với trung tâm điều khiển bằng hệ thống truyền
tin cáp quang hoặc 3G.


1.2 Mục đích nghiên cứu:
 Trình bày bức tranh tổng thể lưới điện khu vực TP. Hồ Chí Minh nói
chung và lưới điện Quận 7 nói riêng. Tình hình ứng dụng công nghệ
thông tin trong việc giám sát và điều khiển lưới điện.
 Việc nghiên cứu ứng dụng hiệu quả hệ thống DAS mở ra một phương
thức vận hành mới, hiện đại giúp việc quản lý vận hành lưới điện phân
phối một cách dễ dàng, giúp nhanh chóng cô lập vùng bị sự cố đồng thời
tái lập vùng bị ảnh hưởng để giảm thiểu tối đa thời gian mất điện cũng
như khu vực mất điện.
1.3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
 Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối Quận 7
 Phạm vi nghiên cứu:
 Lưới điện Quận 7.
 Xác định vị trí sự cố lưới phân phối bằng phần mềm DAS.
 Hệ thống DAS.
 Nghiên cứu ứng dụng FLISR (Fault location, Isolation and Service
Restoration)
 Phát hiện sự cố
 Cô lập sự cố
 Tái lập cung cấp điện cho các phần từ không bị ảnh hưởng.
1.4 Phương pháp nghiên cứu:






Tìm hiểu về hệ thống điện, các thành phần trên hệ thống điện.
Nghiên cứu lý thuyết, các bước xây dựng hệ thống SCADA/DAS.
Tập trung nghiên cứu, áp dụng DAS vào lưới điện thực tế.
Thu thập và xử lý thông tin từ DAS áp dụng vào lưới điện phân phối

Quận 7.
 Tìm hiểu và phân tích về công tác vận hành lưới điện và khả năng, ứng
dụng của DAS.


1.5 Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn của đề tài
 Ý nghĩa khoa học: Hiểu được cấu trúc của lưới điện và các phần tử trên
hệ thống điện. Hiểu được cách giải quyết bài toán của DAS trên hệ thống
phân phối.
 Ý nghĩa thực tiễn: Nâng cao được được chất lượng của phần mềm. Xác
định được vị trí sự cố, từ đó có biện pháp xử lý thích nhằm giảm thời gian
xử, tăng chất lượng cung cấp, kinh tế.
1.6 Cấu trúc luận văn:
Thông qua đề tài, luận văn có cấu trúc như sau:





Chương 1: Tổng quan đề tài.
Chương 2: Khái quát các kiến thức liên quan để phục vụ đề tài.
Chương 3: Tổng quan về SCADA.
Chương 4: Giới thiệu về DAS - Nghiên cứu DAS áp dụng cho lưới điện

Quận 7.
 Chương 5: Thử nghiệm và đánh giá.
 Chương 6: Kết luận.


CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN

2 . Giới thiệu về hệ thống điện Quốc gia:
2.1 Giới thiệu về hệ thống điện:
Hệ thống điện gồm các nhà máy điện, các lưới điện, các hộ tiêu thụ, được
liên kết với nhau thành một hệ thống điện để thực hiện 4 quá trình sản xuất, truyền
tải, phân phối và tiêu thụ điện năng. Tập hợp các bộ phận của hệ thống điện (HTĐ)
gồm các đường dây tải điện và các trạm biến áp được gọi là lưới điện. Điện năng
truyền tải đến hộ tiêu thụ phải thỏa mãn các tiêu chuẩn chất lượng phục vụ (bao
gồm chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện và tính kinh tế) và có chi phí
sản xuất truyền tải và phân phối nhỏ nhất.
Có nhiều cách phân loại hệ thống điện:
- HTĐ tập trung trong đó gồm các nguồn điện và nút phụ tải lớn tập trung
trong một phạm vi không lớn chỉ cần dùng các đường dây ngắn để tạo
-

thành hệ thống.
HTĐ hợp nhất trong đó các HTĐ độc lập ở cách rất xa nhau được nối liền

-

thành hệ thống bằng các đường dây tải điện dài siêu cao áp.
HTĐ địa phương hay cô lập là HTĐ riêng, như HTĐ tự dùng của các xí
nghiệp công nghiệp lớn, hay các HTĐ ở các vùng xa không thể nối liền

vào HTĐ quốc gia.


Hình 2.0: Hệ thống điện
-

Nguồn điện:

Hình 2.1: Sơ đồ cấu trúc hệ thống điện


-

Lưới điện: là một tập hợp bao gồm đường dây tải điện và tramh biến áp
làm nhiệm vụ truyền tải và phân phối năng lượng điện từ các nhà máy
điện đến các hộ tiêu thụ điện.
o Lưới điện quốc gia có nhiều cấp điện áp. Sử dụng cấp điện áp nào,
ở đâu phụ thuộc vào chiều dài và công suất truyền tải. Lưới điện
Việt Nam hiện nay có các cấp điện áp: 500 kV, 220 kV, 110 kV,
35Kv, 22 Kv, 15kV, 0,4 kV.
o Căn cứ vào trị số điện áp chia ra: lưới hạ áp (0,4kV), lưới trung áp
(15,22,35 kV), lưới cao áp (110, 220, 500 kV).
o Lưới hệ thống: bao gồm các đường dây tải điện và trạm biến áp
khu vực, nối liền các nhà máy điện tạo thành HTĐ, có các đặc
điểm:
 Lưới có nhiều mạch vào kín để khi ngắt điện bảo quản
đường dây sự cố 1 đến 2 đường dây vẫn đảm bảo cung cấp
điện liên tục.
 Vận hành kinh tế để đảm bảo liên lạc thường xuyên và chắc
chắn giữa các nhà máy điện với nhau và phụ tải.

 Điện áp từ 110kV đến 500kV.
 Lưới được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên

-

không.
 Phải bảo quản định kỳ hàng năm.
Lưới truyền tải: phần lưới từ trạm trung gian khu vực đến thanh cái cao
áp cung cấp điện cho trạm trung gian địa phương. Thường tư 110-220kV

-

do A1, A2, A3 quản lý.
Các đặc điểm của lưới truyền tải:
o Sơ đồ kín có dự phòng, 2 lộ song song từ 1 trạm khu vực, hai lộ từ
2 trạm khu vực khác nhau.
o Điện áp 110kV, 220kV thực hiện bằng đường dây trên không là
chính, trong các trường hợp không thể làm đường dây trên không

-

thì dùng cáp ngầm.
Lưới phân phối: từ các trạm trung gian địa phương đến các trạm phụ tải
(trạm phân phối). Lưới phân phối trung áp (15/22/35 kV) do sở điện lực
tỉnh quản lý và phân phối hạ áp (220-380V).


-

Phụ tải: là nơi mà điện năng sẽ được biến đổi thành những năng lượng

khác như nhiệt năng, quang năng… nhằm phục vụ nhu cầu và mục đích
đa dạng của con người.

Tùy theo tính chất quan trọng và mức độ sử dụng điện, các hộ tiêu thụ (HTT)
phụ tải được chia thành các loại phụ tải như sau.
-

Phụ tải loại 1:
Gồm các loại phụ tải mà phải cung cấp điện liên tục, nếu mất
điện sẽ gây tổn thất lớn cho nên kình tế, ảnh hưởng không tốt đến an
ninh chính trị, làm hư hỏng hàng loạt sản phẩm có giá trị kinh tế lớn,
làm rối loạn các công nghệ phức tạp, hoặc có thể gây nguy hiểm đến
tính mạng, sức khỏe con người.
Đối với phụ tài loại này phải được cấp điện từ 2 nguồn đi đến,
có nguồn dự phòng nhằm hạn chế mức thấp nhất của việc mất điện.
Việc gián đoạn cấp điện chỉ được phép trong thời gian tự đóng nguồn

-

dự phòng.
Phụ tải loại 2:
Gồm các loại phụ tải mà nếu tạm ngừng cung cấp điện sẽ dẫn đến
việc ngưng sản xuất hàng loạt các sản phẩm, đình trệ sự làm việc và lãng
phí sức lao động.
ở phụ tải loại 2 cho phép ngừng cung cấp điện trong thời gian

-

đóng nguồn dự trữ bằng tay.
Phụ tải loại 3:

Gồm các loại phụ tải không nằm trong loại 1 và loại 2, cho phép
mất điện trong thời gian sửa chữa, thay thế các thiết bị hư hỏng, nhưng
không cho phép quá 24h.

2.2 Hệ thống điện Việt Nam
Hệ thống điện Việt Nam được hình thành trên cơ sở thống nhất hệ thống điện
các miền mà xương sống của nó là đường dây tải điện 500kV Bắc-Năm. Lần đầu
tiên 4 máy phát của nhà máy thủy điện Hòa Bình được hòa với hệ thống điện mền
Nam vào lức 19 giờ 06 phút ngày 27 tháng 5 năm 1994 và lần đầu tiên 2 hệ thống


điện chính thức được hòa với nhau lúc 10 giờ 27 phút ngày 29 tháng 5 năm 1994.
Đây là những mốc lịch sử của hệ thống điện Việt Nam.
Hệ thống điện Việt Nam có các phần tử chính sau: 12 nhà máy
-

Nhà máy thủy điện Sơn La (nhà máy thủy điện lớn nhất Việt Nam và khu
vực Đông Nam Á) với tổng công suất lắp ráp 2400MW, sản lượng điện

-

trung bình hàng năm 10 tỷ kW.
Nhà máy thủy điện Hòa Bình với tổng công suất sản sinh điện năng là
1920 MW, gồm 8 tổ máy, mỗi tổ 240 MW, sản lượng điện hàng năm 8,16

-

tỷ kW.
Thủy điện Lai Châu tổng công suất lắp đặt là 1200MW với 3 tổ máy, mỗi

-

năm cung cấp lên lưới điện quốc gia khoảng 4670,8 triệu kWh.
Nhà máy thủy điện Yaly với tổng công suất lắp đặt 720MW và lượng điện

-

trung bình quân năm là 3,68 tỷ kWh.
Nhà máy thủy điện Huội Quang tổng công suất lắp ráp 520MW với 2 tổ

-

máy.
Nhà máy thủy điện Trị An được xây dựng trên sông Đồng Nai với 4 tổ
máy công suất thiết kế 400 kW, sản lượng trung bình hàng năm khoảng

-

1,7 tỷ kWh.
Nhà máy thủy điện Hàm Thuận – Đa Mi có công suất 300MW với 2 tổ

-

máy
Nhà máy thủy điện Tuyên Quang với công suất 342MW.
Thủy điện Sông Ba Hạ công suất lắp đặt 220MW với 2 tổ máy, sản lượng

-

điện trung bình 825 triệu kWh/năm.

Nhà máy thủy điện Trung Sơn có công suất lắp đặt 260MW gồm 4 tổ máy

-

sản xuất 1.018,61 triệu kWh hàng năm.
Nhà máy thủy điện Thác Mơ có công suất 150MW với 2 tổ máy.
Nhà máy thủy điện Thác Bà gồm có 3 tổ máy với công suất 108MW, sản
lượng trung bình hàng năm khoảng 400 triệu kWh.


2.3 Các cấp điều độ:
Điều độ trong hệ thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát
điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình,
quy chuẩn kỹ thuật và phương thức vận hành đã được xác định.
Có 03 cấp điều độ trong hệ thống điện Việt Nam:
A. Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy, điều độ cao nhất trong công tác
điều độ hệ thống điện Quốc gia. Cấp điều độ quốc gia do trung tâm

-

Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhận:
Nhiệm vụ:
Thỏa mãn nhu cầu của phụ tải về điện năng và công suất định mức.
Đảm bảo hoạt động an toàn và tin cậy của toàn hệ thống điện cũng như

-

từng phần tử của nó.
Đảm bảo chất lượng điện năng, tần số và điện áp ở các nút của hệ thống.
Đảm bảo hiệu quả kinh tế cao bằng cách sử dụng hợp lý các nguồn năng

-

lượng sơ cấp.
Nhanh chóng loại trừ sự cố trong hệ thống điện.
B. Cấp điều độ miền là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện miền, chịu sự
chỉ huy trực tiếp của cấp điều độ Quốc gia. Cấp điều độ miền do các
Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Bắc, Trung tâm điều độ hệ
thống điện miền Nam, Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Trung

-

đảm nhiệm.
Nhiệm Vụ:
Chấp hành sự chỉ huy của cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia trong việc

-

chỉ huy điều độ hệ thống điện miền.
Chỉ huy điều độ hệ thống điện miền nhằm mực đích cung cấp điện an

-

toàn, liên tục, ổn định, chất lượng đảm bảo và kinh tế.
Lập sơ đồ kết dây cơ bản HTĐ miền.
C. Cấp điều độ phân phối:
a. Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện
phân phối trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu
sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng.
Cấp điều độ phân phối tỉnh do đơn vị điều độ trực thuộc Tổng

công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty điện lực Thành
phố Hồ Chí Minh và các Công ty điện lực tỉnh đảm nhiệm.
b. Cấp điều độ phân phối quận, huyện là cấp chỉ huy điều độ hệ
thống điện phân phối quận, huyện trên địa bàn tỉnh, thành phố trực
thuốc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của cấp điều
độ phân phối tỉnh.
2.4 Giải thích các kí tự trong trạm:
-

Đánh số cấp điện áp:
o Điện áp 500 kV: Lấy chữ số 5
o Điện áp 220 kV: Lấy chữ số 2
o Điện áp 110 kV: Lấy chữ số 1
o Điện áp 66 kV: Lấy chữ số 7
o Điện áp 35 kV: Lấy chữ số 3
o Điện áp 22 kV: Lấy chữ số 4
o Điện áp 15 kV: Lấy chữ số 8 (riêng điện áp đầu cực máy phát
điện, máy bù đồng bộ  15 kV đều lấy số 9);
o Điện áp 10 kV: Lấy chữ số 9 (điện áp đầu cực máy phát điện, máy
bù đồng bộ  10 kV đều lấy số 9);
o Điện áp 6 kV: Lấy chữ số 6 (điện áp đầu cực máy phát điện, máy

-

bù đồng bộ < 10 kV đều lấy số 6);
Đặt tên thanh cái:
o Ký tự thứ nhất lấy là chữ C.
o Ký tự thứ hai chỉ cấp điện áp, được lấy theo quy định tại Điều 70

của Quy trình này.
o Ký tự thứ ba chỉ số thứ tự thanh cái, riêng số 9 ký hiệu thanh cái
vòng.
Ví dụ:
- C12: biểu thị thanh cái 2 điện áp 110 kV;
- C21: biểu thị thanh cái 1 điện áp 220 kV;

-

- C29: biểu thị thanh cái vòng điện áp 220 kV.
Đặt tên máy biến áp:
o 1. Ký tự đầu được quy định như sau:
 Đối với máy biến áp 2 hoặc 3 dây quấn ký hiệu là chữ T;
 Đối với máy biến áp tự ngẫu ký hiệu là AT;


 Đối với máy biến áp tự dùng ký hiệu là TD;
 Đối với máy biến áp kích từ máy phát ký hiệu là TE;
 Đối với máy biến áp tạo trung tính ký hiệu là TT.
o 2. Ký tự tiếp theo là số thứ tự của máy biến áp. Đối với máy biến
áp tự dùng ký tự tiếp theo là cấp điện áp và số thứ tự.
Ví dụ:
- T1: biểu thị máy biến áp số một.
- T2: biểu thị máy biến áp số hai.
- TD41: biểu thị máy biến áp tự dùng số một cấp điện áp 22 kV.
- AT1: biểu thị máy biến áp tự ngẫu số một.
2.5 Giới thiệu về trạm biến áp trong Hệ thống điện:
2.5.1 Khái niệm Trạm biến áp:
-

Trong các hệ thống điện, trạm biến áp là bộ phận không thể thiếu trong
một HTĐ, làm nhiệm vụ truyền tải điện năng từ lưới U1 sang lưới điện có

-

điện áp U2 phục vụ cho việc truyền tải và phân phối điện năng.
Trạm biến áp tăng áp làm nhiệm vụ truyền tải điện năng từ lưới điện có
điện áp thấp lên lưới điện có điện áp cao hơn, phục vụ cho việc truyền tải

-

điện đến các hộ tiêu thụ ở xa.
Trạm hạ áp làm nhiệm vụ truyền tải điện năng từ lưới điện có điện áp cao
sang lưới điện áp có điện áp thấp hơn, phục vụ cho việc phân phối và tiêu
thụ điện năng.

Hiện nay nước ta đang sử dụng các cấp điện áp sau đây:
-

Cấp cao áp
o 500kV dùng cho hệ thống điện quốc gia nối liền ba miền Bắc,
Trung, Nam.
o 220kV dùng cho mạng điện khu vực.
o 110kV dùng cho mạng điện phân phối, cung cấp cho các phụ tải

-

lớn.
Cấp trung áp:

o 22kV trung tính trực tiếp nối đất, dùng cho mạng điện địa phương,
cung cấp cho các nhà máy vừa và nhỏ, cung cấp cho các khu dân
-

cư.
Cấp hạ áp:
o 380/220 dùng cho mạng hạ áp. Trung tính trực tiếp nối đất.

2.6 Lưới điện TP. Hồ Chí Minh:
2.6.1 Khối lượng điện truyền tải:
-

Khu vực TP.HCM nhận nguồn cung cấp từ 03 trạm truyền tải
500/220/110kV Phú Lâm, Nhà Bè, Cầu Bông; 05 trạm truyền tải
220/110kV Bình Tân, Hiệp Bình Phước, Củ Chi 2, Khu Công Nghệ Cao,
Quận 8 do Công ty Lưới điện Cao thê Tp. Hồ Chí Minh quản lý; 05 trạm
truyền tải 220/110kV bao gồm Bình Chánh, Thủ Đức, Cát Lái, Tao Đàn,

-

Hóc Môn do Công ty Truyền tải điện 4 quản lý.
Lưới điện do Công ty Lưới điện Cao thế Tp. Hồ Chí Minh quản lý bao
gồm 99,23 km đường dây 220kV; 1,17 km cáp ngầm 220kV, 656,26 km
đường dây 110kV và 49,58 km cáp ngầm 110kV cung cấp cho 56 trạm
trung gian 110kV với tổng dung lượng máy biến thể lắp đặt là
6.378MVA.
2.6.2 Khối lượng lưới điện phân phối
Lưới điện phân phối trên địa bàn Tp. HCM bao gồm 6.704,59 km
đường dây trung thế, 12.366,15 km lưới hạ thế, 41.025 trạm biến thế

phân phối với tổng dung lượng là 11.917,113 MVA.
2.6.3

Các trạm điều khiển đóng cắt từ xa:

(tính từ 01/01/2018 đến 21/06/2018)
-

Có 40 trạm không người trực: Tân Sơn Nhất, Nam Sài Gòn 1, Phú Mỹ
Hưng, Tăng Nhơn Phú, Đa Kao, Tân Quy, Tân Bình 3, Láng Cát, Bình
Lợi, Thạnh Lộc, Đông Thạnh, Long Thới, Binh Trị Đông, Thảo Điền, Thị
Nghè, Bến Thành, Tân Bình 2, Bàu Đưng, Nam Sài Gòn 3, Linh Trung 1,
Gò Vấp, Hùng Vương, Linh Trung 2; các trạm đưa vào năm 2017: Nam


Sài Gòn 2, Tân Túc, Tham Lương, Tân Bình 1, Thủ Đức Đông, Hòa
Hưng, Củ Chi, Trường Đua, Việt Thành, Bình Phú, Lê Minh Xuân, Phú
-

Hòa Đông, Bình Triệu, Tân hiệp, An Nghĩa, Cần Giờ, Thanh Đa.
Điều khiển toàn trạm tại 07 trạm: Chánh Hưng, Hỏa Xa, Phú Định, Chợ
Quán; trạm đưa vào năm 2018: Tân Tạo, Lưu Động Bà Điểm, Chợ Lớn.

2.7 Tổng quan về Recloser (Máy cắt tự động đóng lại)
Là thiết bị đóng cắt có tải, có rơ-le bảo vệ, có thể thao tác xa, hoạt động tin
cậy và kinh tế dùng cho lưới điện phân phối.
2.7.1 Vị trí lắp đặt:
Recloser có thể đặt bất kỳ nơi nào trên hệ thống mà thông số định mức của
nó thỏa mãn các đòi hỏi hệ thống. Những vị trí hợp lý có thể là:
-

Đặt tại trạm như thiết bị bảo vệ chính của hệ thống.
Đặt trên đường dây trực chính nhưng cách xa trạm để phân đoạn các
đường dây dài, như vậy ngăn chặn sự ảnh hưởng đến toàn bộ hệ thống

-

khi có sự cố cách xa nguồn.
Đặt trên các nhánh rẽ của đường dây chính nhằm bảo vệ đường dây trục
chính khỏi bị ảnh hưởng do các sự cố trên nhãnh rẽ.
2.7.2 Nguyên lý hoạt động:

Recloser làm việc theo nguyên tắc: khi có tín hiệu sự cố nó sẽ cắt điện trong
một thời gian ngắn nào đó rồi tự đóng lại. Nếu là có sự cố thoáng qua khi Recloser
cắt điện nó sẽ loại trừ sự cố này và khi đóng lại thì đường dây sẽ hoạt động bình
thường. Đôi khi dòng sự cố xảy ra trong một thời gian dài, thời gian cắt lần đầu
chưa thể loại trừ được sự cố thì Recloser sẽ cắt ra và tự đóng lại lần thứ hai thứ
ba… tùy theo chỉ định. Nếu sự cố vĩnh cửu thì sau vài lần tự đóng lại không thành
công Recloser sẽ cắt mạch ra hẳn để cách ly sự cố. Sau khi sửa chữa sự cố phải
đóng Recloser lại bằng sào cách điện.


2.7.3 Recloser trên lưới điện:
Trước khi truyền điện xuống các tải, mỗi phát tuyến phải qua Recloser hoặc
LBS để cho phép điều khiển có tải và giảm thời gian mất điện.

Hình 2.3: Hình ảnh Recloser trên sơ đồ SCADA MINI bản CAD.
Trên 1 đoạn đường dây có thể có nhiều Recloser tùy theo yêu cầu khu vực
quản lý.
Phân loại Recloser:

Theo nguyên lý hoạt động có 2 loại Recloser:
-

Recloser phân đoạn: chia 1 tuyến thành nhiều đoạn nhỏ, mục đích để
cách ly sự cố, cấp điện cho những đoạn không bị ảnh hưởng.

-

Recloser giao liên: có kết nói thường mở, liên kết giữa nhánh này đến
nhánh khác khi có sự cố hoặc khi có nhu cầu.

Cách thực hiện:
Khi có sự cố xảy ra, có thể cô lập 1 đoạn đường dây nhỏ, cắt 2 Recloser của
đầu và cuối đoạn dây bị sự cố đồng thời các Recloser khác liên quan để cấp điện
liên tục cho những pháp tuyến còn lại.
Mục đích:
-

Chia nhỏ các đoạn đường dây để dễ kiểm soát và phát hiện sự cố.

-

Đảm bảo mất điện ít nhất.

-

Đảm bảo tính kinh tế cho các công ty Điện Lực.


Hình 2.4: Thông tin chi tiết 1 Recloser thông qua HMI

Thông qua màn hình HMI tại các trung tâm điều độ, các kỹ sư, người vận
hành hệ thống điện có thể quan sát trạng thái, số liệu các Recloser, LBS.
Ví dụ: như hình 2.4 người vận hành có thể thấy được dòng điện Ia, Ib, Ic, và
điện áp Vab, Vbc, Vca từng pha của Recloser và LBS và điện áp các pha của tải tương
tự L-Vab, L-Vbc, L-Vca.
Trạng thái hệ thống (System Status)
-

AC Power: Nguồn xoay chiều AC đang được cấp.
Battery: Nguồn 1 chiều DC ắc-quy đang được cấp.
Normal Profile Selected: Recloser đang hoạt động ở trạng thái bình

thường
- Alternate Profile Selected: Trạng thái luân phiên
- Negative Pickup: Pickup tín hiệu âm.


-

Control Lockout From CPL: Điều khiển khóa từ CPL
Lost Voltage of Load: Tổn hao của tải.
Lost Voltage of Source: Tổn hao của nguồn.
Phase A Fault Trip: Ngắn mạch pha A
Phase B Fault Trip: Ngắn mạch pha B
Phase C Fault Trip: Ngắn mạch pha C
Ground Fault Trip: Ngắn mạch chạm đất
Relay 50/51 Pickup: Relay cảnh báo quá dòng cắt nhanh có thời gian
Recloser Control Lockout: Mất trạng thái điều khiển Recloser
Hotline Tag: Trạng thái đang trực tuyến
Recloser Function Enable: Chức năng Recloser đang hoạt động.

Ground Protect Enable: Trạng thái bảo vệ đang hoạt động

Các giá trị đo (Measurement)
Hiện thị đo lường: Dòng điện (A), Điện áp (kV), Công suất tiêu thụ (kW),
Công suất phản kháng (kVAR), Dòng ngắn mạch (A), hệ số công suất, đếm số lần
ngắt.
2.8 Tổng quan về LBS:
 Cấu tạo và nguyên lý hoạt động.
LBS – Load BreakSwitch Máy cắt phụ tải có cấu tạo tương tự như Recloser
nhưng không có cuộn đóng, cuộn cắt và bộ điều khiển nên không thể điều khiển từ
xa hoặc kết hợp với bảo vệ rơle thực hiện chức năng bảo vệ. LBS có thể đóng mở
mạch lúc đầy tải. Việc đóng mở LBS thường được thực hiện bằng xào và ngay tại
nơi đặt LBS. Để thực hiện chức năng bảo vệ LBS phải sử dụng kết hợp với cầu chì.
Buồng dập hồ quang được nạp đây khí SF6, cơ cấu đóng ngắt bằng lực lò xo.
2.9 Tổng quan về FCO:
FCO – Fuse cut out thực chất là một loại cầu dao kèm cầu chì dùng để bảo
vệ các thiết bị trên lưới trung thế khi quá tải và khi ngắn mạch. Tính chất tự rơi của
nó là tạo một khoảng hở trông thấy được, giúp dễ dàng kiểm tra sự đóng cắt của
đường dây và tạo tâm lý an toàn cho người vận hành. FCO chỉ có thể đóng cắt dòng
không tải.


Khi có quá tải hay ngắn mạch xảy ra, dây chì chảy ra và đứt, đầu trên của cầu
chì tự động nhả chốt hãm làm cho ống cầu chì rơi xuống tạo ra khoảng cách ly
giống như mở cầu dao. Vì thế cầu chì tự rơi làm cả hai chức năng của cầu chì và cầu
dao.


CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ SCADA

3.1 Giới thiệu về SCADA
SCADA – Supervisory Control and Data Acquisition là một hệ thống quản
lý tự động hóa trong công nghiệp với chức năng điều khiển và giám sát và thu thập
dữ liệu, xây dựng trên cở sở hệ thống đo lường từ xa. Trong việc quản lý và điều
hành hệ thống điện, hệ thống SCADA đóng vai trò rất quan trọng, giúp cho kỹ sư
điều hành HTĐ nắm bắt và xử lý chính xác, theo mọi diễn biến trong hệ thống điện.
Ưu điểm của hệ thống SCADA là các dữ liệu chính xác và kịp thời cho phép
tối ưu hóa hoạt động của hệ thống và quá trình. Hơn nữa, hệ thống SCADA luôn có
hiệu quả hơn, độ tin cậy cao và an toàn hơn trong vận hành.
3.1.1 Cấu trúc trong hệ thống SCADA:
Hệ thống viễn

RTU

thông

Trung Tâm điều khiển

Hình 3.1: Cấu trúc SCADA
Các RTU được lắp đặt tại trạm để thu thập dữ liệu từ các Recloser. Sau đó truyền
thông về hệ thống viễn thông thông qua các giao thức. Cuối cùng truyền về trung
tâm điều khiển bằng cáp quang do tính ổn định.
3.1.2 . RTU tại trạm:
RTU – thiết bị đầu cuối:
-

Là thiết bị điện tử thu thập dữ liệu từ các cảm biến, các thiết bị thông
minh và chuyển đổi nó thành dữ liệu kỹ thuật số và gửi đến các hệ
thống điều khiển giám sát thuộc các trung tâm điều độ.

-

RTU rất đa dạng – từ những cảm biến nguyên thủy thực hiện thu thập
thông tin từ đối tượng cho đến những bộ phận máy móc đã xử lý thực
hiện xử lý thông tin và diều khiển trong chế độ thời gian thực.

RTU có các module I/O:
-

Đầu vào số
Module đầu ra số
Module tín hiệu Analog Input
Có thể kết nối các module với nhau

Các lệnh điều khiển từ xa mà RTU có thể thực hiện:
-

Các lệnh điều khiển đóng – mở máy cắt, dao cách ly, lệnh chuyển nấc

-

máy biến áp từ xa.
Các lệnh điều khiển liên tục từ xa
Các lệnh đặt chế độ từ xa

Tất cả hệ thống SCADA đều được thiết kế để có thể thực hiện được việc điều
khiển từ xa, nghĩa là điều độ viên có thể từ máy tính chủ tại trung tâm điều khiển
thực hiện lệnh điều khiển từ xa thông qua RTU tại trạm điện để đóng mở tự động
các máy cắt, dao cách ly ….

(Tài liệu hệ thống SCADA – Tổng công ty Điện Lực TPHCM/1.7.2014)


Hình 3.2: Nguyên lý điều khiển máy cắt từ xa thông qua RTU
Khi nhận được yêu cầu điều khiển từ máy tính chủ của trung tâm điều
khiển (control center - CC), RTU sẽ trả lời CC rằng có chấp nhận hay không sau khi
thực hiện một số bước kiểm tra độ sẵn sàng của các trạng thái sau:
-

Tráng thái của thiết bị phải VALID và đang là OPEN (nếu muốn điều

-

khiển CLOSE) hoặc phải là CLOSE (nếu muốn điều khiển OPEN)
Trạng thái LOCAL/REMOTE (của khóa trong tủ RTU) phải ở vị trí

-

REMOTE
Trong hệ thống không được xuất hiện một cảnh báo nghiêm trọng nào
UNCERTAIN STATE hoặc 48 VSC FAULT

Các loại RTU 560:


-

Dạng Rack: có thể lắp tối đa 8CPU, 2 Power Supply, 17 board IO trên
1 Rack. Ngoài ra có thể mở rộng thêm board IO, output chịu được
dòng nhỏ  phải điều khiển thông qua mini-contactor

Hình 3.3: RTU dạng Rack thực tế của hãng ABB
-

Dạng DIN-RAY: Thuộc dòng compact của ABB vừa kết hợp CPU,
nguồn và IO.

Hình 3.4: RTU dạng DIN-RAY thực tế của hãng ABB
3.2 Gateway
Gateway là thiết bị điện tử có thể kết nối các loại mạng khác nhau.


Hệ thống Gateway:

Hình 3.5: Gateway trong hệ thống SCADA.
-

Khối thiết bị chấp hành:

Switchgear: là các thiết bị chấp hành dùng cho việc đóng cắt lưới điện
CT/VT: Là các máy biến dòng và biến áp phục vụ cho việc bảo vệ đo lường.
-

Khối thiết bị xử lý:

Bay Controller (BCU): thiết bị điều khiển mức ngăn, trên thiết bị có tích hợp
các module IO phục vụ cho việc thu thập dữ liệu trang thái. Có cổng giao tiếp với
gateway khác thông qua giao thức IEC 61850, …
Relay: là các thiết bị bảo vệ trong trạm, có cổng giao tiếp với gateway khác
thông qua giao thức IEC61850, ….

-

Khối thiết bị trung tâm


Gateway: là thiết bị đầu cuối dùng cho việc thu thập tín hiệu trạng thái, đo
lường và điều khiển các thiết bị chấp hành, ngoài ra còn có chức năng lưu trữ các
dữ liệu quá khứ, tạo các báo cáo, kết nối với máy tính HMI tại trạm.

3.3 Hệ thống truyền thông tin – Các giao thức trong SCADA:
Cấu trúc chung:

S u b s ta tio n : R T U ,G a te w a y, H M

IEC 61850,60870-103,
Hình 3.6 Cấu trúc chung
I60870-5-104, modbus
RTU …

B a y le v e l: IE D , B C U M u tim e te r
IEC 61850 đầu cứng

E q u ip m e n t: C B , V T,C T, S w itc h
truyền thông tin.
Cấu trúc một trạm gồm có:
-

Mức thiết bị: là các phần tử có chức năng bảo vệ, theo dõi và điều

-

khiển cho từng thiết bị riêng biệt (máy cắt, thiết bị đo dòng, đo áp…)
Mức Bay: là các IED (các thiết bị điện tử thông mình)
Mức trạm: chủ yếu là thu thập số liệu từ các IED do nó quản lý, lưu
lại trong các cơ sở dữ liệu, phục vụ việc đọc dữ liệu tại chỗ qua các
HMI (human machine interface).

Mức Trạm: hệ thống truyền thông cần thiết để truyền dữ liệu từ các địa điểm
ở nơi xa đến hệ thống điều khiển trung tâm và truyền tín hiệu điều khiển đến RTU.
Tiêu chuẩn IEC 61850, IEC 60870-5-103, Modbus RTU hoặc Modbus
TCP/IP áp dụng để trao đổi thông tin giữa RTU/Gateway với các IED trong TBA,
NMĐ.


Cấu trúc 1 trạm có các relay hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-103 để thu thập
dữ liệu bảo vệ tại ngăn và truyền chúng đến RTU/Gateway để chuyển đổi giao thức
thành IEC 60870-5-101/104 trước khi truyền về trung tâm. RTU/Gateway trao đổi
thông tin giữa RTU/Gateway trong NMĐ, TBA bằng giao thức IEC 60870-5101/104.

Hình 3.7: cấu trúc trạm giao thức 103
Đối với các trạm có Relay hỗ trợ giao thức IEC 60780-5-103 thì qua các BCU
làm nhiệm vụ chuyển đổi giao thức từ IEC 60780-5-103 sang IEC-60780-5-101/104
để truyền về hệ thống điều khiển máy tính tại trạm.