Sử dụng các thiết bị điện thông minh để xây dựng trạm biến áp 110kV Ba Đồn thành trạm biến áp điều khiển xa

GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

PHAN HỮU QUANG

SỬ DỤNG CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN THÔNG MINH
ĐỂ XÂY DỰNG TRẠM BIẾN ÁP 110KV BA
ĐỒN THÀNH TRẠM BIẾN ÁP ĐIỀU KHIỂN XA

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. PHAN VĂN HIỀN

Phản biện 1: PGS.TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp thạc sĩ chuyên ngành Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại
học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10 năm 2018.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa
Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - Đại học
Đà Nẵng


1
MỞ ĐẦU
Ngành điện đang đứng trước thách thức cũng như cơ hội mà
cuộc cách mạng công nghiệp lần thứ 4 mang lại. Phát triển và ứng
dụng khoa học công nghệ, từng bước hiện đại hoá công tác quản lý
vận hành là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện.
Hiện nay, cả 5 Tổng Công ty điện lực đều đã sử dụng hóa đơn
điện tử, thanh toán tiền điện qua ngân hàng, vừa giảm chi phí phát
hành hóa đơn giấy truyền thống, vừa tinh giản được lực lượng nhân
viên đi thu tiền điện. Ngoài ra, các Tổng công ty điện lực cũng đã lắp
đặt hàng triệu công tơ điện tử; ứng dụng phần mềm ghi chỉ số và
chấm xóa nợ từ xa trên thiết bị thông minh smartphone, tablet…; áp
dụng công nghệ mã vạch trong công tác quản lý đo đếm, chấm xóa
nợ... Những công nghệ này thực sự đã đem lại nhiều lợi ích thiết
thực, giúp các Công ty điện lực sử dụng nguồn nhân lực một cách
hợp lý. Nếu trước đây, nhân viên điện lực ghi chỉ số phải cần đến 2
người, một người trèo lên cột đọc chỉ số công tơ, một người ghi
chép, thì bây giờ công tơ điện tủ thông minh và phần mềm RF Spider
đã đảm nhiệm gần như 100% công việc thủ công này. Công tơ điện
tử cũng góp phần quản lý số liệu đo đếm chính xác và tự động hóa,
hiện đại hóa hệ thống thông tin phục vụ khách hàng, góp phần minh
bạch trong công tác kinh doanh điện năng.
Xây dựng Trung tâm điều khiển xa và các Trạm biến áp điều
khiển xa là bước đi chiến lược trong lộ trình phát triển lưới điện

thông minh. EVN nói chung và Tổng Công ty Điện lực miền Trung
(EVNCPC) nói riêng đang đầu tư, xây dựng các trạm biến áp điều
khiển xa. Đầu năm 2016, Trung tâm điều khiển tại PC Thừa Thiên –
Huế sau thời gian thí điểm, chính thức đi vào vận hành đồng thời
thực hiện chuyển 05 TBA 110kV gồm Lăng Cô, Chân Mây, Huế 3,


2
Điền Lộc, Đồng Lâm thộc Chi nhánh Điện cao thế Thừa Thiên – Huế
sang chế độ 01 người trực và sau một thời gian thí điểm thành công
đã chuyển sang vận hành điều khiển xa.
Tính đến tháng 8/2018 trong toàn EVNCPC đã đưa vào vận
hành 12/13 trung tâm điều khiển xa (TTĐK) và sẽ hoàn thành xây
dựng 100% TTĐK trong năm 2018, đối với các trạm biến áp (TBA)
110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý đã hoàn
thành chuyển 54/99 TBA sang vận hành ở chế độ điều khiển xa. Dự
kiến đến cuối năm 2019 sẽ hoàn thành lộ trình chuyển toàn bộ các
TBA 110kV khu vực miền Trung sang vận hành điều khiển xa.
TBA điều khiển xa là giải pháp hợp lý cho hệ thống điện vì
được quản lý vận hành một cách tự động, nâng cao năng suất lao
động, giảm tối đa nhân lực. Việc chuyển đổi trạm biến áp sang vận
hành điều khiển từ xa 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 TBA
điều khiển xa 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 Trạm điện, nâng cao năng
suất lao động và tăng độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo
vận hành an toàn lưới điện.


3
- 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.
TBA điều khiển xa là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó
được xây dựng theo mô hình 01 TTĐK giám sát, vận hành một cụm
Trạm điện và nhà máy điện trong khu vực, nâng cao năng suất lao
động, giảm tối đa nhân lực; nâng cao độ tin cậy cung cấp điện; giảm
thiểu sự cố do thao tác nhầm, nâng cao mức độ an toàn cho người vận
hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện cạnh tranh trong
tương lai.
Thực hiện theo lộ trình hiện đại hóa lưới điện của Tổng Công
ty điện lực miền Trung (EVNCPC) tính đến năm 2020, trên cơ sỡ đã
đưa vào sử dụng TTĐK Quảng Bình và hiện trạng Trạm biến áp
110kV Ba Đồn đề tài luận văn được chọn là “Sử dụng các thiết bị
điện thông minh để xây dựng Trạm biến áp 110kV Ba Đồn sang chế
độ điều khiển xa”.
2. Mục tiêu nghiên cứu
- Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật TBA 110kV điều khiển
xa, giải pháp kết nối TTĐK hiện nay.
- Lựa chọn giải pháp kỹ thuật điều khiển, giải pháp kết nối
TTĐK cho TBA 110kV Ba Đồn, phân tích kinh tế tài chính.

- Đưa ra các giải pháp cải tạo trạm biến áp 110kV Ba Đồn
sang chế độ điều khiển xa. Lập phương án cụ thể và thiết kế bản vẽ
chi tiết để cải tạo ngăn xuất tuyên 471 TBA 110kV Ba Đồn sang chế
độ điều khiển xa.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- TBA 110kV Ba Đồn.
- Các TBA 110kV hiện nay tỉnh Quảng Bình.


4
- Trung tâm điều khiển thao tác từ xa tỉnh Quảng Bình.
- Các quy trình điều độ, quy trình vận hành, giải pháp an ninh
PCCC, quy định xây dựng trung tâm điều khiển và các TBA không
người trực hiện hành.
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đề tài phân tích đánh giá giải pháp kỹ thuật, phân tích kinh tế
tài chính để cải tạo TBA 110kV Ba Đồn sang chế độ điều khiển xa
phù hợp với thực tế vận hành và định hướng phát triển lưới điện
thông minh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
5. Đặt tên đề tài
Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt
tên: “Sử dụng các thiết bị điện thông minh để xây dựng Trạm biến áp
110kV Ba Đồn sang chế độ điều khiển xa”
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: Nguyên lý về Trạm biến áp điều khiển xa. Đánh
giá hiệu quả mô hình điều khiển xa các TBA 110kV tại Quảng Bình.
Chương 2: Lựa chon, phân tích kinh tế - kỹ thuật các giải pháp
cải tạo TBA 110kV Ba Đồn sang chế độ điều khiển xa.

Chương 3: Giải pháp sử dụng các thiết bị điện thông minh để
xây dựng Trạm biến áp 110kV Ba Đồn thành TBA điều khiển xa.


5
CHƯƠNG 1
NGUYÊN LÝ VỀ TRẠM BIẾN ÁP ĐIỀU KHIỂN XA. ĐÁNH
GIÁ HIỆU QUẢ MÔ HÌNH ĐIỀU KHIỂN XA CÁC TBA
110KV TẠI QUẢNG BÌNH
1.1. KHÁI NIỆM TBA ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP
Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật và việc ứng
dụng các hệ thống thông tin, đo lường, điều khiển thì tự động hóa
trong hệ thống điện là một trong những lĩnh vực phát triển mạnh
trong quá trình tự động hóa hệ thống điện trên thế giới cũng như ở
Việt Nam. Xét trong phạm vi một nhà máy điện đó là hệ thống tự
động hóa nhà máy (Distributed Control System - DCS), đối với trạm
biến áp đó là hệ thống tự động hóa trạm biến áp (Substation
Automation System - SAS). Việc ứng dụng các hệ thống điều khiển
tích hợp trong hệ thống tự động hóa trạm biến áp - Integrated
Substation Automation Control System hay Integrated Control
System - viết tắt là ICS là một trong những công nghệ tiên tiến hiện
nay, đó là hệ thống điều khiển tự động dựa trên cơ sở của một hệ
thống máy tính được lắp đặt tại các trạm biến áp trong hệ thống điện
nhằm điều khiển, giám sát tự động các thiết bị trong trạm và tích hợp
các dữ liệu thu được vào chung một hệ thống để phục cho công tác
quản lý vận hành. Dữ liệu thu thập bao gồm thông tin liên lạc, rơ le
bảo vệ, điều khiển thiết bị điện, đo lường, bản tin sự cố, điều khiển
tự động hệ thống phân phối, đưa vào một hệ thống lưu trữ dữ liệu
điều khiển và thống nhất trong trạm.
1.2.1 Giới thiệu một số giao thức truyền thông

1.2.1.1. Giao thức truyền thông MODBUS:
1.2.1.2. Tiêu chuẩn IEC60870 (Tiêu chuẩn về giao thức truyền
thông hỗ trợ cho điều từ xa):


6
1.2.1.3. IEEE 1525 (Tiêu chuẩn cho bảo vệ, điều khiển và truyền
dữ liệu của trạm biến áp):
1.2.1.4. Tiêu chuẩn IEC 870-5-101/104 (IEC 870):
1.2.2. Tiêu chuẩn IEC61850
1.2.2.1. Nền tảng IEC61850
1.2.2.2. Tiện ích của IEC61850
1.2.2.3. Nội dung tiêu chuẩn IEC 61850
- Mô hình hóa IEDs
- Khái niệm Logical node
1.2.2.4. Cấu trúc trạm biến áp tự động hóa theo tiêu chuẩn
IEC61850
- Cấu trúc liên kết của bus trạm (Station bus)
- Ngôn ngữ cấu hình hệ thống
IEC61850 định nghĩa ngôn ngữ truyền thông trong tự động
hóa trạm biến áp. Vì các IEDs gắn liền với hệ thống tự động hóa nên
các thiết bị phải có một số thông tin giao tiếp với các thiết bị khác
trong trạm như thế nào. Một số cấu hình phải được thực hiện trước
khi các thiết bị làm việc với nhau như thiết kế. Sau khi kết nối vào hệ
thống,
- Khả năng dự phòng và độ tin cậy của hệ thống
- Đồng bộ hóa thời gian
- An ninh mạng
1.2.2.5. Các quy định liên quan
- Hiệp hội tiêu chuẩn (IEC)

- Viện kỹ thuật điện và điện tử (IEEE)
- Viện tiêu chuẩn quốc gia Mỹ (ANSI)
- Hiệp hội công nghiệp điện tử (EIA)
- Tổ chức tiêu chuẩn quốc tế (ISO)


7
- Ủy ban kỹ thuật điện tử quốc tế (IEC)
- Viện tiêu chuẩn và công nghệ (NIST)
- Các tiêu chuẩn ngành điện trong nước
- Các qui định của ngành điện:
1.3. ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ MÔ HÌNH ĐIỀU KHIỂN XA CÁC
TBA TẠI QUẢNG BÌNH
1.3.1. Đặc điểm hiên trạng các TBA 110kV khu vực Quảng Bình
Đến nay, sau khi xây dựng hoàn thành dự án Trung tâm điều
khiển Hệ thống điện Quảng Bình và một số TBA đã được nâng cấp,
cải tạo để đáp ứng tiêu chí lưới điện thông minh, một số TBA đã
được đưa vào vận hành ở chế độ không người trực, điều khiển xa
như: Hòn La, Văn Hóa, Đồng Hới. Đối với TBA 110 kV Sông Gianh
vẫn chưa cải tạo, nâng cấp thành TBA điều khiển xa.
1.3.2. Đánh giá hiệu quả mô hình điều khiển xa các TBA 110kV
khu vực Quảng Bình
Trung tâm điều khiển SCADA tỉnh Quảng Bình chính thức đi
vào hoạt động từ ngày 20/12/2016. Hệ thống SCADA/DMS này đã
chứng minh vai trò của nó là hết sức cần thiết, thực tế đã mang lại
những hiệu quả trong công tác QLVH và điều độ hệ thống điện. Cụ
thể:
- Điều độ viên điều hành lưới điện trên sơ đồ trực quan. Các
thông số vận hành, tình trạng làm việc của thiết bị, cảnh báo sự cố và
điều khiển thiết bị được cập nhật theo thời gian thực. Điều độ viên

tính toán, phân tích lưới điện, lập phương thức vận hành, chuyển
lưới, kết nối mạch vòng và đưa ra các mệnh lệnh điều độ vận hành
một cách hợp lý. Khi chuyển đổi phương thức vận hành do sự cố
hoặc công tác, Điều độ viên thao tác thiết bị từ Trung tâm Điều khiển
làm giảm thời gian phải thao tác thiết bị.


8
- Đã tạo cơ hội cho các cán bộ kỹ thuật, Điều độ viên tiếp cận
với công nghệ mới về điều khiển tự động hoá lưới điện phân phối.
Chương trình đào tạo, chuyển giao công nghệ trong và ngoài nước
của dự án được thực hiện rất cơ bản và có chất lượng làm nền tảng
cho các cán bộ kỹ thuật có thể làm chủ công nghệ trong việc vận
hành và phát triển mở rộng hệ thống SCADA trong tương lai.
- Nâng cao chất lượng cung cấp điện năng và độ tin cậy trong
vận hành.
- Phù hợp với định hướng và là nền tảng cho việc phát triển
mô hình Lưới điện thông minh của EVNCPC trong thời gian đến.
1.3.3. Kết luận:
Sau khi hoàn thành Trung tâm điều khiển Quảng Bình, Công
ty Lưới điện cao thế miền Trung đã tích cực đầu tư, cải tạo để
chuyển các TBA vào vận hành không người trực. Ngoài một số TBA
ngay từ đầu đã xây dựng theo tiêu chí không người trực, một số trạm
khác đã được cải tạo từ trạm truyền thống sang trạm không người
trực. Tuy nhiên để đưa các TBA trên thành trạm điều khiển xa còn
phải lắp đặt bổ sung các hệ thống phụ trợ như hệ thống camera
chống đột nhập, hệ thống báo cháy…
CHƯƠNG 2
LỰA CHỌN, PHÂN TÍCH KINH TẾ - KỸ THUẬT CÁC GIẢI
PHÁP CẢI TẠO TBA 110KV BA ĐỒN SANG CHẾ ĐỘ ĐIỀU

KHIỂN XA
2.1. CÁC YÊU CẦU ĐẶT RA
Do TBA 110kV Ba Đồn đã được đầu tư xây dựng trước
đây khá lâu nên phương án cải tạo phải phù hợp để đáp ứng yêu cầu


9
vận hành ở chế độ điều khiển xa trên cơ sở tận dụng tối đa các thiết
bị hiện có, đặc biệt là các thiết bị nhất thứ MBA, MC, DCL ...
a. Yêu cầu về dữ liệu thu thập (datalist)
c. Yêu cầu về Hệ thống rơ le bảo vệ (Protection)
c. Yêu cầu Hệ thống điều khiển tại trạm
d. Yêu cầu về giao diện người - máy (HMI)
e. Yêu cầu về đồng bộ thời gian
2.2. PHÂN TÍCH CÁC GIẢI PHÁP CẢI TẠO TBA 110KV BA
ĐỒN
2.2.1. Giải pháp chung cần có
a. Giải pháp hệ thống thông tin SCADA
b. Giải pháp hệ thống báo cháy tự động
c. Giải pháp hệ thống an ninh
Hệ thống Camera giám sát vận hành:
Hệ thống Access control tại các TBA 110kV :
Giải pháp bảo mật hệ thống
2.2.2. Giải pháp tận dụng lại hệ thống hiện hữu
a. Hệ thống điều khiển tại trạm
b. Hệ thống SCADA
c. Về giao diện người - máy (HMI)
d. Yêu cầu về đồng bộ thời gian
e. Về dữ liệu thu thập (datalist): Tín hiệu thu thập tại trạm tối
thiểu phải tuân thủ theo quy định.

f. Hệ thống nguồn cấp cho hệ thống điều khiển, hệ thống
thông tin SCADA
g. Hệ thống camera, hệ thống báo cháy, chiếu sáng
Đầu tư đầy đủ như Đầu tư đầy đủ như phần giải pháp chung.
Dự toán thực hiện cho phương án 1:


10
Bảng 2.1. Dự toán phương án tận dụng lại hệ thống hiện hữu
Hạng mục
Chi phí xây dựng

Thành tiền
1.229.725.002

ĐVT
đồng
đồng

Chi phí thiết bị

5.486.152.249

Chi phí QLDA

227.489.644

đồng

Chi phí tư vấn ĐTXD

645.714.734

đồng

1.315.630.091

đồng

271.785.523

đồng

9.176.497.242

đồng

Chi phí khác
Chi phí dự phòng
Tổng cộng:

* Đánh giá ưu nhược điểm phương án:
Ưu điểm:
- Tận dụng lại được một phần hệ thống điều khiển, bảo vệ hiện
có.
- Chi phí vốn đầu tư tương đối thấp.
Nhược điểm:
- Độ tin cậy làm việc của hệ thống không đảm bảo ổn định do
kết nối thiết bị IEDs mới và cũ của hệ thống, qua nhiều thiết bị
chuyển đổi.

- Việc thu thập dữ liệu giám sát không đảm bảo hoàn toàn theo
yêu cầu do một số rơ le hiện hữu đã cũ không hỗ trợ các tín hiệu như:
reset rơ le, led..., đặc biệt 100% các rơle cũ không hỗ trợ giao thức
IEC61850.
- Khi thiết bị RTU hiện hữu bị lỗi ảnh hưởng đến kết nối điều
khiển từ Gateway
- Phương án thi công, thử nghiệm, nghiệm thu rất phức tạp khi


11
thực hiện cấu hình, cải tạo lại hệ thống điều khiển hiện hữu, thời gian
thực hiện có thể kéo dài do ảnh hưởng đến lịch cắt điện thi công.
2.2.3. Giải pháp bổ sung thiết bị thu thập tập trung dữ liệu mới
Để tiết kiệm chi phí cải tạo nhưng vẫn đảm bảo yêu cầu kỹ
thuật, việc kết nối tín hiệu hiện có của các TBA 110kV về TTĐK để
theo dõi, giám sát với quy mô đầu tư tối thiểu nhất, đề xuất mô hình
như sau:
a. Hệ thống điều khiển bảo vệ
b. Hệ thống HMI:
c. Giải pháp về nâng cấp hệ thống SCADA hiện hữu tại trạm
d. Về dữ liệu thu thập (datalist)
Tín hiệu thu thập tại trạm tối thiểu phải tuân thủ theo quy định
của EVNCPC đối với TBA 110kV cải tạo.
e. Hệ thống nguồn cấp cho hệ thống điều khiển, hệ thống
thông tin SCADA
Cải tạo, sửa chữa hệ thống nguồn backup để đáp ứng yêu cầu
cấp điện ổn định liên tục cho hệ thống công nghệ trạm.
f. Hệ thống camera, hệ thống báo cháy, chiếu sáng
Đầu tư đầy đủ như phần giải pháp chung.
Dự toán thực hiện cho phương án 2.

Bảng 2.2 Dự toán phương án bổ sung thiết bị thu thập dữ liệu mới
Hạng mục

Thành tiền

ĐVT

Chi phí xây dựng

2.049.541.670

đồng

Chi phí thiết bị

9.143.587.081

đồng

Chi phí QLDA

227.489.644

đồng

Chi phí tư vấn ĐTXD

645.714.734

đồng

12
2.192.716.818

đồng

Chi phí dự phòng

452.975.871

đồng

Tổng cộng:

14.712.025.818

đồng

Chi phí khác

* Đánh giá ưu nhược điểm phương án
Ưu điểm:
- Không phụ thuộc hệ thống điều khiển của nhà thầu cũ.
- Đảm bảo thu thập đầy đủ dữ liệu, đồng bộ với hệ thống tại
Trung tâm điều khiển.
- Đáp ứng nhu cầu mở rộng thêm mới ngăn lộ sau này.
Nhược điểm:
- Chi phí vốn đầu tư khá cao.
- Phương án thi công, thử nghiệm, nghiệm thu rất phức tạp khi

thực hiện cấu hình, cải tạo lại hệ thống điều khiển hiện hữu ảnh
hưởng đến việc vận hành của trạm, thường các trạm được xây dựng
khá lâu và phụ tải cao.
- Thời gian thực hiện có thể kéo dài do ảnh hưởng đến lịch cắt
điện thi công, khối lượng công việc rất nhiều
- Không tận dụng lại được rơ le, thiết bị cũ thu hồi.
2.3. ĐÁNH GIÁ VÀ KẾT LUẬN
2.3.1. So sánh các giải pháp đã đề ra
Theo các yêu cầu, quy định hiện nay khi cải tạo trạm 110kV
không người trực thì tất cả các trạm đều phải bổ sung kết nối hệ
thống camera an ninh, báo cháy tự động và hệ thống thông tin
SCADA đảm bảo thu thập đầy đủ dữ liệu phục vụ giám sát, điều
khiển từ Trung tâm điều khiển.
Qua phân tích các giải pháp kỹ thuật, kinh tế tài chính của 02
phương án, có thể so sánh lựa chọn giải pháp như sau:


13
Bảng 2.3 So sánh các giải pháp điều khiển từ xa cho TBA 110kV Ba
Đồn
TT

Giải pháp tận dụng lại

Giải pháp bổ sung thiết bị

hệ thống hiện hữu

thu thập tập trung dữ liệu
mới

Ưu điểm:

Ưu điểm:

- Tận dụng lại được hệ thống - Không phụ thuộc hệ thống
hiện có.

điều khiển của nhà thầu cũ

- Chi phí vốn đầu tư tương - Đảm bảo thu thập đầy đủ dữ
đối thấp, khoảng 9 tỷ đồng

liệu, đồng bộ với hệ thống tại
Trung tâm điều khiển
- Đáp ứng nhu cầu khi chuyển
Trạm sang chế độ điều khiễn
xa, có dự phòng cho mở rộng
ngăn lộ trong tương lai.

Nhược điểm:

Nhược điểm:

- Độ tin cậy làm việc của hệ - Chi phí vốn đầu tư khá cao
thống không đảm bảo ổn khoảng 14 tỷ đồng
định do kết nối thiết bị IEDs - Phương án thi công, thử
mới và cũ của hệ thống, qua nghiệm, nghiệm thu rất phức
nhiều thiết bị chuyển đổi.

tạp khi thực hiện cấu hình, cải

- Việc thu thập dữ liệu giám tạo lại hệ thống điều khiển
sát không đảm bảo hoàn toàn hiện hữu ảnh hưởng đến việc
theo yêu cầu do một số rơ le vận hành của trạm, thường
hiện hữu đã cũ không hỗ trợ các trạm được xây dựng khá
các tín hiệu như: reset rơ le, lâu và phụ tải cao
led...

- Thời gian thực hiện có thể

- Khi thiết bị RTU hiện hữu kéo dài do ảnh hưởng đến lịch


14
TT

Giải pháp tận dụng lại

Giải pháp bổ sung thiết bị

hệ thống hiện hữu

thu thập tập trung dữ liệu
mới

bị lỗi ảnh hưởng đến kết nối cắt điện thi công, khối lượng
điều khiển từ Gateway

công việc rất nhiều

- Phương án thi công, thử - Không tận dụng lại được rơ
nghiệm, nghiệm thu rất phức le, thiết bị cũ thu hồi
tạp khi thực hiện cấu hình,
cải tạo lại hệ thống điều
khiển hiện hữu.
2.3.2. Xem xét hiện trạng của TBA 110kV Ba Đồn
a. Phần điện nhất thứ:
b. Phần điện nhị thứ:
c. Các tủ RTU, tủ SIC của hệ thống SCADA
d. Các tủ tự dùng AC/DC
2.3.3. Kết luận
Qua phân tích các giải pháp cải tạo và hiện trạng của TBA
110kV Ba Đồn, tác giả đề xuất giải pháp cải tạo TBA 110kV Ba Đồn
sang chế điều khiển xa là giải pháp bổ sung thiết bị thu thập tập
trung dữ liệu mới với các lý do sau:
- Mặc dù phương án cải tạo tận dụng lại hệ thống hiện hữu có
vốn đầu tư thấp hơn nhưng có những nhược điểm là: Độ tin cậy làm
việc của hệ thống không đảm bảo ổn định do kết nối thiết bị IEDs
mới và cũ của hệ thống, qua nhiều thiết bị chuyển đổi. Việc thu thập
dữ liệu giám sát không đảm bảo hoàn toàn theo yêu cầu do một số rơ
le hiện hữu đã cũ không hỗ trợ các tín hiệu như: reset rơ le, led... Khi
thiết bị RTU hiện hữu bị lỗi ảnh hưởng đến kết nối điều khiển từ
Gateway


15
- TBA 110kV Ba Đồn được thiết kế với công suất 2x25MVA,
là trạm nguồn quan trọng cấp điện chủ yếu cho khu vực trung tâm
Thị xã Ba Đồn và một phần huyện Quảng Trạch. TBA đóng điện đưa

vào vận hành từ 2000. Với thời gian sử dụng đã 18 năm, trạm lại qua
nhiều lần nâng cấp, cải tạo nên hiện nay hệ thống điều khiển bảo vệ
tại trạm không đảm bảo cho việc kết nối với TTĐK để chuyển sang
vận hành không người trực.
- Giải pháp bổ sung thiết bị thu thập tập trung dữ liệu mới tuy
có vốn đầu tư cao hơn tuy nhiên sẽ không phụ thuộc hệ thống điều
khiển cũ, đồng thời thu thập đầy đủ dữ liệu, đồng bộ với hệ thống tại
Trung tâm điều khiển đáp ứng nhu cầu khi đưa vào trạm không
người trực.


16
CHƯƠNG 3
SỬ DỤNG CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN THÔNG MINH ĐỂ XÂY
DỰNG TRẠM BIẾN ÁP 110KV BA ĐỒN THÀNH TBA ĐIỀU
KHIỂN XA
3.1. HIỆN TRẠNG TRAM BIẾN ÁP 110KV BA ĐỒN.
3.1.1 Đặc điểm và sự cần thiết :
TBA 110kV Ba Đồn hiện đang vận hành với qui mô 02 MBA:
MBA T1: 110/35/22kV - công suất 25MVA.
MBA T2: 110/35/22kV – công suất 25MVA.
3.1.2. Sơ đồ nối điện chính: Sơ đồ nhất thứ kèm theo (Phục lục 5)
3.1.3. Các thiết bị điện chính:
3.1.4. Điện tự dùng:
3.1.5. Hệ thống rơle bảo vệ, điều khiển đo lường:
3.1.6. Cách điện và bảo vệ nối đất:
3.1.7. Kết cấu xây dựng:
3.1.8. Thông tin liên lạc-SCADA
3.1.9. Phòng cháy chữa cháy:
3.1.10. Phương thức vận hành Trạm:

3.2. CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ CHÍNH
3.2.1. Quy mô:
3.2.1.1. Phần điện nhất thứ:
Giữ nguyên hiện trạng
3.2.1.2. Phần điện nhị thứ:


17
1. Bổ sung các khối điều khiển mức ngăn BCU cho các tủ điều khiển
để phục vụ kết nối với TTĐK và điều khiển xa các thiết bị của TBA,
bao gồm:
2. Thay thế 13 rơ le bảo vệ các ngăn 22-35kV kém chất lượng bằng
các rơle thế hệ mới, có giao thức IEC61850, kết hợp các BCU để
phục vụ kết nối với TTĐK và điều khiển xa các thiết bị: 371, 373,
432, 472, 474, 476, 478, 412, 431, 471, 473, 475, 477.
3. Bổ sung 01 BCU cho tủ AC và tủ DC để giám sát, điều khiển các
thiết bị trong tủ.
4. Thay thế 04 tủ đấu dây ngoài trời MK của các ngăn lộ 112, 172,
173, 174.
5. Thay thế hệ thống cáp nhị thứ.
3.2.1.3. Phần SCADA:
Thay các tủ RTU, tủ SIC kém tin cậy của hệ thống SCADA hiện hữu
vận hành không tin cậy bằng 01 RTU/Gateway để phù hợp với các
giải pháp thu thập dữ liệu đo lường, trạng thái, điều khiển của hệ
thống rơle bảo vệ thế hệ mới được thay thế phục vụ kết nối về A3
cũng như Trung tâm điều khiển sau này.
3.2.1.4. Phần xây dựng:
3.2.2. Sơ đồ nối điện chính:
Giữ nguyên sơ đồ hiện hữu.
3.2.3. Lựa chọn các thiết bị điện chính:

3.2.3.1. Các giải pháp kỹ thuật chung
a. Giải pháp đối với hệ thống ĐKBV
Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ ĐD 110kV:
Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ MBA 110kV:
Bảo vệ so lệch thanh cái 110kV
Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ tổng và xuất tuyến trung áp:


18
Giải pháp đối với RTU/Gateway và kết nối với IED:
3.2.3.2. Các yêu cầu kỹ thuật chi tiết của thiết bị
a. Yêu cầu của hệ thống RTU/Gateway:
3.2.3.3. Bảo vệ chống sét và nối đất.
Sử dụng hệ thống nối đất hiện có tại trạm.
3.3. GIẢI PHÁP THÔNG TIN-SCADA/EMS
3.3.1. Hiện trạng hệ thống thông tin-SCADA/EMS
Tại trạm 110kV Ba Đồn đã trang bị các thiết bị SCADA gồm tủ
RTU, SIC để phục vụ cho công tác thu thập số liệu của trạm và điều
độ vận hành từ Trung tâm điều độ hệ thống điện Miền Trung.
3.3.2. Giải pháp công nghệ phần thông tin-SCADA
3.3.3. Giải pháp tổng mặt bằng:
Sử dụng mặt bằng hiện có của Trạm biến áp 110kV Ba Đồn
3.3.4. Các giải pháp kết cấu:
3.3.5. Các giải pháp phụ trợ khác:
Các giải pháp khác như cấp nước, phòng cháy chữa cháy... sử dụng
lại hệ thống hiện có tại trạm
3.4. LIỆT KÊ VẬT TƯ-THIẾT BỊ CHÍNH
3.4.1. Liệt kê vật tư-thiết bị phần điện
3.4.2. Liệt kê thiết bị-vật tư phần xây dựng
3.5. THIẾT KẾ CHI THIẾT, TỔ CHỨC THỰC HIỆN ĐỂ CẢI

TẠO NGĂN LỘ 471 TBA 110KV BA ĐỒN SANG CHẾ ĐỘ
ĐIỀU KHIỂN XA
3.5.1. Lựa chọn thiết bị, thiết kế bản vẽ chi tiết:
a. Lựa chon thiết bị:
1. Trên cơ sở các quy định của EVN, EVNCPC về quy định chỉnh
định Hệ thống rơle, Danh mục Datalist , yêu cầu kỹ thuật của các
rơle và BCU đối với ngăn lộ 22kV tác giả lựa chọn thiết bị như sau:


19
- Phần nhị thứ: iến hành thay thế rơle bảo vệ hiện hữu loại Micom
P123/Alstom bằng rơle tích hợp BCU mới loại P139/Schneider.
- Phần nhất thứ: Sử dụng lại tủ hợp bộ 22kV ngăn 471, thiết bị nhất
thứ sử dụng lại không thay đổi trong dự án này.
b. Thiết kế bản vẽ chi tiết cho ngăn lộ 471:
- Trên cơ sở các thông số kỹ thuật, yêu cầu về điều khiển, bảo vệ,
Datalist tác giả lập phương án chi tiết để cải tạo ngăn 471 Trạm biến
áp 110kV Ba Đồn với phương thức bảo vệ như sau: (Hình 3.1)
- Tiếp theo sẽ thiết kế đường truyền thông kết nối rơle tích hợp BCU
ngăn 471 với Gateway: Ở đây, các xuất tuyến 22kV Trạm biến áp
110kV Ba Đồn được ghép nối với Gateway thông qua Main Switch
và dưới Main Switch sẽ là các Bay Switch. Phân đoạn C41 kèm ngăn
412 được ghép nối lên Bay Switch BS22-1, phân đoạn C41 được
ghép nối lên Bay Switch BS22-2. Cả 02 Bay Switch này được lắp đặt
tại tủ chuyển nối 22kV để tận dụng không gian. Các BCU 431, 471,
473, 475, 477, 412 được ghép nối lên BS22-1 thông qua cáp đồng
RJ45. Các BCU ngăn 432, 472, 474, 476, 478 được ghép nối lên Bay
Switch BS22-2 bằng cáp đồng RJ45. Cả 02 Bay Switch BS22-1 và
BS22-2 được ghép nối với Gateway thông qua Main Switch bằng
cáp đồng RJ45 và cáp quang. Mô hình ghép nối truyền thông ngăn

471 lên BS22-1 và ghép nối lên Main Switch như hình: (Hình 3.2).
- Sau khi đã thiết kế được phương thức bảo vệ điều khiển, ghép nối
truyền thông tác giả lập phương án cải tạo bản vẽ nhị thứ ngăn 471
để tương thích với BCU mới. Bản vẽ cải tạo gồm:
1. Bản vẽ mạch đầu vào tương tự (Mạch dòng điện, mạch điện áp)
cho rơle tích hợp BCU ngăn 471. (Hình 3.3)


20
2. Bản vẽ cải tạo mạch điều khiển (đóng/cắt) bằng MIMIC, từ xa,
cắt bằng bảo vệ, giám sát mạch cắt, mạch cấp nguồn nuôi BCU….
(Hình 3.4)
3. Bản vẽ lắp mới mạch đầu vào số (Binary Input) cho BCU ngăn
471. Bao gồm mạch giám sát trạng thái, liên động, giám sát
3.5.2. Cấu hình rơle và phần mềm Survalent ADMS Manager
ngăn 471:
a. Cấu hình rơle+BCU ngăn 471:
- Như đã nói ở trên tác giả đã lựa chon thiết bị bảo về kèm
BCU cho ngăn 471 TBA 110kV Ba Đồn là Micom P139 của hãng
Schneider. Vì vậy việc cấu hình cho rơle này sẽ sử dụng phần mềm
chuyên dụng MICOM S1 Studio của hãng Schneider.
- Sử dụng phần mềm Micom S1 Studio để cấu hình các
thông số cài đặt theo phiếu chỉnh định rơle bảo vệ ngăn 471 do B32
ban hành. Phiếu chỉnh định rơle 471 như phụ lục kèm theo. Phụ lục
4.Cấu hình hiệu lực các chức năng bảo vệ: Theo như phiếu chỉnh
định rơle ban hành cho ngăn 471 TBA 110kV Ba Đồn sẽ hiệu lực
các chức năng bảo vệ sau F50/50N, F51/51N, F79, F74, 50BF; FR,
BCU. Các chức năng này sẽ được hiệu lực thông qua phần mềm
Micom S1 như sau.
- Cài đặt tỷ số biến dòng điện, tỷ số biến điện áp đưa vào

rơle tích hợp BCU: Theo phiếu chỉnh đinh rơle B32 ban hành thì TU
và TI có tỷ số biến như sau.
VT ratio: 22000/110V; CT ratio: 300/1A. Các thông số này
sẽ được chỉnh định thông qua phần mềm Micom S1 như sau:
- Cài đặt giá trị bảo vệ (ngưỡng dòng tác động) theo phiếu chỉnh
định rơle. Phiếu chỉnh định rơle ngăn 471 Ba Đồn đặt giá trị quá
dòng pha cấp 1, 2, 3 như sau:


21
- I>=0.9In; tI>=1,4s
- I>>=7,25In; tI>>=0,4s
- I>>>=10,5In; tI>>>=0s
- Cả 03 ngưỡng dòng này đều tác động mà không có so sánh
hướng. Các thông số này được phần mềm Micom S1 Studio hỗ trợ
cài đặt như sau:
- Cài đặt logic I/O cho role tích hợp BCU để tương thích với bản
vẽ nhị thứ. Trên cơ sở bản vẽ nhị thứ phần điều khiển (Close/Open
CB), phần bảo vệ (Trip/Reclose..) tác giả sử dụng phần mềm Micom
S1 Studio đế cấu hình đầu vào, đầu ra như sau:
Output 901 (K901): Tác động General Trip
Output 603 (K603): Tác động Reclose
Output 903 (K903): Tác động CBF Trip
Output 601 (K601): Tác động Remote Close
Output 602 (K602): Tác động Remote Open…
Các yêu cầu này sẽ được đáp ứng thông qua phần mềm tại các
cửa sổ setting như sau:
- K601 này dùng để Close CB tại HMI của BCU hoặc Close
CB từ TTĐK Quảng Bình thông qua biến trung gian từ phần mềm
Survalent.

Song song với Output dùng để Close CB từ xa thì đồng
thời phải có Output dùng để Open CB từ xa:
b. Cấu hình phần mềm Survalent ADMS Manager ngăn 471:
Đi đôi với việc cấu hình rơle/BCU bằng phần mềm Micom S1
Studio thì phải cấu hình phần mềm Survalent ADMS Manager trên
máy tính Gateway để thu thập thông tin về tín hiệu trạng thái, cảnh
báo, tín hiệu đo lường, lệnh điều khiển cho ngăn máy cắt 471. Phần
mềm Survalent ADMS Manager


22
Sau khi sử dụng phần mềm Survalent ADMS Manager để thu
thập tín hiệu, cấu hình các biến điều khiển và sử dụng các công cụ
khác của Survalent để vẽ sơ đồ lưới điện, cài đặt các khóa mềm sử
dụng trong vận hành điều khiển xa, ngăn máy cắt 471 sẽ được ghép
nối hiển thị trên phần mềm SMARTVU như sau:
Trên đây tác giả đã trình bày phương án chi tiết để lựa chọ
thiết bị bảo vệ, thiết lập bản vẽ cải tạo, lắp đặt và cấu hình rơle/BCU,
cấu hình phần mềm Survalent ADMS Manager và một số phần mềm
hỗ trợ của hãng Survalent để cải tạo ngăn lộ 471 Trạm biến áp
110kV Ba Đồn sang chế độ điều khiển xa. Thiết bị điện thông minh
mà tác giả đề cập tới trong hạng mục cải tạo này chính là rơle tích
hợp BCU loại P139 của hãng Schneider. Các ngăn lộ còn lại, tùy
theo khối lượng công việc, mức độ phức tạp trong việc thiết kế bản
vẽ, cấu hình rơle và phần mềm Survalent ADMS Manager mà có
phương án chi tiết để thực hiện với cách làm tương tự phương án vừa
trình bày ở trên.
Từ hiện trạng của TBA 110 kV Ba Đồn và vai trò, tầm quan
trọng của TBA này đối với Hệ thống điện tỉnh Quảng Bình, việc
chuyển TBA Ba Đồn sang chế độ điều khiển xa là hoàn toàn cần

thiết, đặc biệt trong giai đoạn hiện nay theo lộ trình của Lưới điện
thông minh do EVN đang đầu tư xây dựng nhằm mục đích đích năm
2020 tất cả các TBA 110 kV khu vực miền Trung sẽ kết nối về
TTĐK và vận hành ở chế độ không người trực.


23
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Với sự phát triển của khoa học công nghệ, ngành điện đang
từng bước hiện đại hóa lưới điện nhằm hoàn thiện cơ sở hạ tầng cho
vận hành thị trường điện cạnh tranh. Kết quả nghiên cứu của luận
văn có thể ứng dụng để lựa chọn giải pháp cải tạo TBA 110kV Ba
Đồn thành TBA điều khiển xa đáp ứng yêu cầu kỹ thuật của đơn vị
quản lý vận hành.
Đề tài "Sử dụng các thiết bị điện thông minh để xây dựng TBA
110kV Ba Đồn thành TBA điều khiển xa" với mục đích nghiên cứu,
lựa chọn các giải pháp kỹ thuật, kết nối trạm để chuyển TBA 110kV
Ba Đồn sang chế độ điều khiển xa. Giải pháp nêu ra đã đáp ứng các
yêu cầu về giao thức truyền thông, thu thập dữ liệu kết nối về Trung
tâm điều khiển, đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.
Đề tài đã có các nghiên cứu, tìm hiểu đóng góp trong việc đề
xuất xem xét lựa chọn giải pháp cải tạo hợp lý thông qua các nội
dung:
- Nghiên cứu về các tiêu chí kỹ thuật, giao thức truyền thông
kết nối và các quy định hiện hành xây dựng TBA 110kV không
người trực đảm bảo yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu vận hành. Từ đó tổng
hợp đặt ra các yêu cầu chung, yêu cầu cụ thể để triển khai tìm hiểu
các giải pháp cải tạo trạm thành không người trực đảm bảo về mặt kỹ
thuật.
- Nghiên cứu đề xuất giải pháp kỹ thuật, phân tích kinh tế cho

từng giải pháp đảm bảo yêu cầu vận hành từ xa, kết nối dữ liệu đến
các Trung tâm điều khiển. Kết quả phân tích cho 02 giải pháp cho
thấy các giải pháp đều đáp ứng về yêu cầu kỹ thuật, tuy nhiên mỗi
giải pháp có mức đầu tư khác nhau, đáp ứng nhu cầu khác nhau. Căn