Nghiên cứu xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành trạm biến áp không người trực thuộc công ty truyền tải điện

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

VÕ VĂN TOẢN

NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG
CHƯƠNG TRÌNH HỖ TRỢ GIÁM SÁT VẬN HÀNH
TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC
THUỘC CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

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: PGS.

TS NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 1:

GS. TS Lê Kim Hùng
Phản biện 2:

TS. Lê Thị Tịnh Minh

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp
thạc sĩ Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày
03 tháng 06 năm 2018

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
• Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học
Bách khoa

• Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
- Để đáp ứng nhu cầu năng lượng phục vụ phát triển kinh tế xã
hội của Đất Nước trong thời kỳ cách mạng công nghiệp 4.0. Việc ứng
dụng khoa học công nghệ vào lĩnh vực Truyền tải điện là một nhu cầu
cấp thiết và hướng đi đúng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm
sự cố lưới điện, nâng cao chất lượng điện năng, giảm chi phí trong vận
hành, phục vụ nhu cầu phát triển của Đất Nước.
- Theo quy hoạch phát triển lưới điện thông minh của EVN thì
đến năm 2020 toàn bộ các Trạm biến áp chuyển từ chế độ vận hành
có người trực sang chế độ vận hành không người trực và các trung tâm
điều khiển xa. Việc kiểm tra giám sát thiết bị trong chế độ vận hành
bình thường và giám sát thiết bị trong chế chế độ thao tác cần phải áp
dụng công nghệ giám sát thay thế con người trực vận hành tại chỗ.
- Hiện nay, việc thu thập thông tin vận hành tại các Trạm biến
áp không người trực và trung tâm điều khiển xa được thực hiện thông
qua hệ thống SCADA, hệ thống thu thập công tơ điện tử theo thời gian

thực (MDMS) và camera quan sát an ninh. Tuy nhiên vẫn còn một số
dữ liệu cần phải do con người thực hiện như: Giám sát tình trạng phát
nhiệt tại các kẹp cực thiết bị, tại các biến điện áp, biến dòng điện, sứ
MBA,...; Giám sát thao tác thiết bị.
- Với lý do nêu trên đề tài đề xuất giải pháp xây dựng chương
trình hỗ trợ giám sát vận hành Trạm biến áp không người trực và
Trung tâm vận hành.
2. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
Áp dụng các công nghệ mới và giải pháp tự động hóa để nâng
cao khả năng giám sát và điều khiển lưới điện truyền tải, giảm số lượng
nhân viên vận hành tại các Trạm biến áp 220kV, 500kV; giảm thời
gian thao tác, mất điện; hạn chế sai sót, sự cố chủ quan; nâng cao năng
suất lao động, giảm chi phí vận hành; nâng cao độ tin cậy cung cấp


2
điện và đảm bảo vận hành an toàn lưới điện truyền tải.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
- Mô hình trạm biến áp không người trực và trung tâm vận hành.
- Hệ thống thông tin, tín hiệu giám sát điều khiển thiết bị.
- Quá trình phát nhiệt của mối nối tiếp xúc các kẹp cực thiết bị,
TU, TI tại các Trạm biến áp.
3.2 Phạm vi nghiên cứu: Trạm biến áp không người trực và
trung tâm vận hành lưới Công ty Truyền tải điện 2
4. Nội dung luận văn
- Mô hình Trạm biến áp không người trực và trung tâm vận
hành.
- Thống kê sự cố lưới điện Truyền tải, Phân tích sự cố và đề ra
các giải pháp hạn chế sự cố.

- Thiết kế, xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành
Trạm biến áp không người trực trên lưới điện Truyền tải nhằm nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện.
- Mô hình áp dụng vào thực tế vận hành.
5. Tên Đề tài: Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề
tài được đặt tên như sau:
“Nghiên cứu xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận
hành trạm biến áp không người trực Công ty Truyền tải điện 2”
VI. Bố cục luận văn: Nội dung luận văn được biên chế thành
các chương, mục như sau:
Chương 1: Tổng quan về trạm không người trực
Chương 2: Mô hình triển khai trạm không người trực tại công
ty Truyền tải điện 2
Chương 3: Thiết kế, xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận
hành trạm biến áp không người trực
Chương 4: Mô hình áp dụng tại trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi


3
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC
1.1. Giới Thiệu
Thực hiện chủ trương của EVN về việc nâng cao năng lực tự
động hóa lưới điện, hiện nay một số trạm biến áp quan trọng trên lưới
đã được trang bị các hệ thống điều khiển bảo vệ tích hợp bằng máy tính,
và bước tiếp theo là sẽ xây dựng các trung tâm điều khiển để có thể quản
lý các trạm biến áp nhằm quản lý và vận hành theo nhóm và không cần
nhân viên vận hành tại từng trạm.
Xây dựng trung tâm điều khiển và trạm biến áp không người
trực thuộc lĩnh vực lưới điện thông minh, được đặt ra nhằm giải quyết

vấn đề hiện nay là số lượng các trạm biến áp ngày càng tăng cao, cần
thiết phải nâng cao năng lực vận hành bằng các hệ thống máy tính tích
hợp, nâng cao năng lực của vận hành viên về chuyên môn, nghiệp vụ,
thao tác xử lý trên máy tính, giảm chi phí vận hành. Các trạm biến áp
cần được tập trung vào một hoặc nhiều trung tâm để dễ dàng theo dõi,
quản lý vận hành, điều độ công suất trong lưới điện truyền tải, phân
phối và giảm các lỗi thao tác do vận hành gây ra.
Một trong những ưu điểm của trạm biến áp (TBA) không người
trực là tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ
thống điện quốc gia.
1.1.1. Vai trò của trạm không người trực
Trạm biến áp không người trực đóng vai trò là các điểm kết nối
cơ sở đến các trung tâm điều khiển. Các trạm biến áp không người trực
và các trung tâm điều khiển xa hình thành một hệ thống vận hành hệ
thống điện tập trung và thống nhất.
1.1.2. Thuận lợi và khó khăn
Để triển khai dự án trạm biến áp KNT ở Việt Nam có nhiều
thách thức. Theo EVN, hệ thống lưới điện cao áp và siêu cao áp của


4
nước ta trải trên diện rộng, các trạm biến áp cách xa nhau là yếu tố
không thuận lợi, ảnh hưởng tới khả năng phản ứng nhanh của các đội
vận hành (thao tác) khi áp dụng trạm KNT.
1.1.3. Những lợi thế hiện có
Các trạm biến áp trên lưới điện truyền tải các cấp điện áp
110kV, 220kV và 500kV ở nước ta hiện nay được trang bị hệ thống tự
động hóa.
1.1.4. Những lợi ích mang lại
Khi các trạm không người trực và trung tâm điều khiển được

đưa vào vận hành sẽ mang lại những lợi ích, bao gồm:
- Giảm nhân sự, giảm chi phí vận hành (OPEX) và chi phí đầu
tư (CAPEX) trong dài hạn thông qua nâng cao hiệu quả trong công tác
lập kế hoạch vận hành, sửa chữa, nâng cấp và đầu tư từ ngắn hạn đến
dài hạn.
- Nâng cao chất lượng điện năng
- Giảm thời gian mất điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
đáp ứng các yêu cầu về chất lượng dịch vụ theo qui định đối với hoạt
động điện lực.
- Giảm tổn thất điện năng thông qua khả năng tối ưu vận hành
lưới điện thông qua các tính toán với dữ liệu thời gian thực
- Bảo trì tốt hơn, vận hành tối ưu, hạn chế tai nạn lao động.
- Quản lý thông tin tốt hơn.
1.2. Mô hình xây dựng trung tâm điều khiển và trạm biến áp
không người trực của tổng công ty truyền tải điện quốc gia:
1.2.1. Vị trí thực hiện điều khiển từ xa các thiết bị của TBA
220kV
Việc đóng, cắt MC, DCL tăng giảm nấc máy biến áp cấp điện
áp 220kV, 110kV và đóng cắt máy cắt tổng trung áp được điều khiển
từ xa do điều độ viên trực tại các Trung tâm điều độ miền thực hiện
thông qua hệ thống SCADA. Việc đóng, cắt các máy cắt xuất tuyến


5
trung áp tại các TBA 220kV được điều khiển từ xa do điều độ viên
trực tại Điều độ phân phối thực hiện thông qua hệ thống SCADA phân
phối hoặc TTĐK.
1.2.2. Mô hình tổ chức giám sát, điều khiển xa các TBA
220kV

Lệnh điều độ
Thông tin vận hành

Thao tác điều khiển xa thiết bị từ TTĐĐ
Thao tác tại chỗ

Hình 1.1. Mô hình tổ chức giám sát, điều khiển xa các TBA
220kV từ các Trung tâm điều độ Miền và Điều độ phân phối
Đối với việc thao tác các thiết bị trên trong TBA và trên lưới
điện, tổ chức thực hiện như sau:
a. Điều độ viên trực tại các Trung tâm Điều độ miền và Điều
độ phân phối
b. Trực ban của các công ty Truyền tải điện
c. Tổ thao tác lưu động


6
1.2.3. Kết nối tín hiệu, trao đổi thông tin giữa các đơn vị
Trong mục này trình bày về mô hình kết nối tín hiệu SCADA,
giám sát và thông tin liên lạc giữa các bộ phận liên quan đến điều khiển
từ xa, vận hành TBA không người trực.
a. Sơ đồ kết nối tín hiệu SCADA và tín hiệu giám sát TBA
• Sơ đồ kết nối tín hiệu SCADA
• Sơ đồ kết nối tín hiệu giám sát TBA
b. Sơ đồ kết nối kênh thông tin liên lạc

Kết nối thông tin liên lạc

1.3. Kết luận

Trong chương này trình bày vai trò của TBA KNT trong
hệ thống điện, đồng thời trình bày mô hình xây dựng Trạm biến
áp không người trực cấp điện áp 220kV đang được áp dụng thực
hiện trong Tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia .


7
CHƯƠNG 2
MÔ HÌNH TRIỂN KHAI TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC
TẠI CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2
2.1. ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG
2.1.1. Mô hình quản lý vận hành hiện tại của Công ty Truyền
tải điện 2
a. Quản lý điều hành:
Công ty hiện tại quản lý vận hành tổng số 13 Trạm biến áp 220
kV và 3 trạm biến áp 500kV.
b. Vận hành
• Công ty quản lý 2838km đường dây với 1.228km đường dây
500kV, 1610km đường dây 220kV; 16 trạm biến áp với tổng dung
lượng là 6049MVA, trong đó có 03 trạm biến áp 500kV.
• Dung lượng kháng điện: 598 MVAr; dung lượng tụ bù:
1236,7MVAr, trong đó tụ bù ngang có dung lượng 20,745 MVAr
2.1.2. Đánh giá mô hình quản lý vận hành hiện tại:
Phân cấp hệ thống điều độ: Với hiện trạng và nhu cầu phát triển
lưới điện và nguồn điện ngày càng liên tục lớn mạnh, hệ thống điều
độ quốc gia được phân cấp cụ thể như sau:
Cấp 1: Trung tâm điều độ quốc gia (A0), có trách nhiệm điều
khiển các Nhà máy điện và hệ thống 500kV.
Cấp 2: Gồm 3 Trung tâm điều độ miền Bắc, Trung, Nam (A1,
A2, A3).

Cấp 3: Gồm các Trung tâm điều độ lưới điện phân phối.
Hiện trạng vận hành tại các trạm biến áp:
- Hiện nay, đối với mỗi trạm biến áp do PTC2 quản lý, các thiết
bị có thể được thực hiện từ 4 mức:
+ Mức 1: Từ Trung tâm điều độ HTĐ miền Trung hoặc Quốc
gia.


8
+ Mức 2: Từ hệ thống điều khiển máy tính trung tâm được đặt
trong phòng điều khiển của trạm.
+ Mức 3: Từ tủ điều khiển, bảo vệ đặt trong các nhà điều khiển
bảo vệ.
2.2. KẾ HOẠCH TRIỂN KHAI TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG
NGƯỜI TRỰC
2.2.1. Kế hoạch triển khai thực hiện TTVH và TBAKNT:
Bảng 2.3. Danh mục các TTVH và các TBA KNT theo bảng tổng hợp
sau
No Stt

Ví trí đặt Tổ TTLĐ

TBA quản lý

1
Trạm 220kV Ngũ Hành Sơn
2 1 Trạm 220kV Ngũ Hành Sơn Trạm 220kV Hòa Khánh
3
Trạm 220kV Hải Châu (2019)
4

Trạm 220kV Đồng Hới
2
Trạm 220kV Đồng Hới
5
Trạm 220kV Ba Đồn
6
Trạm 220kV Phong Điền (2018)
7 3
Trạm 220kV Phong Điền Trạm 220kV Huế
8
Trạm 220kV Đông Hà
9
Trạm 220kV Tam Kỳ
4
Trạm 220kV Tam Kỳ
10
Trạm 220kV Duy Xuyên (2020)
11
Trạm 220kV Quảng Ngãi
12 5
Trạm 220kV Dung Quất
Trạm 220kV Dung Quất
13
Trạm 220kV Dung Quất 2 (2019)
14 6
Trạm 220kV Lao Bảo
Trạm 220kV Lao Bảo (2019)
15 7
Trạm 220kV Thạnh Mỹ
Trạm 220kV Thạnh Mỹ

16 8 Trạm 220kV Sông Tranh 2 Trạm 220kV Sông Tranh 2
17 9
Trạm 220kV Sơn Hà
Trạm 220kV Sơn Hà
18 10
Trạm 220kV Kon Tum
Trạm 220kV Kon Tum

Tiến độ
thao tác xa
2018
2018
2019
2017
2017
2018
2020
2018
2018
2020
2018
2019
2019
2019
2018
2018
2017
2018

2.2.2. Nội dung thực hiện:

Xây dựng Trung tâm vận hành - TTVH (tổ thao tác lưu động)
và các Trạm biến áp không người trực - TBAKNT như sau:
• Các Tổ thao tác lưu động:
• Các Trạm biến áp không người trực.
2.3. GIỚI THIỆU QUY TRÌNH VẬN HÀNH VÀ KIỂM TRA
THIẾT BỊ TBA KNT


9
2.4. THỐNG KÊ, PHÂN TÍCH SỰ CỐ TẠI CÁC TBA TRONG
CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2
2.4.1. Khối lượng quản lý vận hành
2.4.2. Sự cố trạm biến áp tại PTC2 từ năm 2008 đến năm
2017:
Tổng hợp sự cố trạm biến áp:
- Thống kê sự cố trạm biến áp thuộc PTC2 từ năm 2008 đến
năm 2017 thể hiện trong bảng 2.4:
Bảng 2.4.Thống kê sự cố giai đoạn 2008÷2017
Năm
Năm
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017

Sự cố trạm biến áp(vụ)
500kV
220kV
6
3
1
4
2
2
0
0
2
2
2
2
2
0
0
1
6
5
4
5

Tổng số vụ sự cố
9
5
4
0

4
4
2
1
8
9

Hinh 2.1. Biểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp giai đoạn 2008÷2017


10

Hình 2.2. Biểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp 500kV và trạm biến áp 220kV

2.4.3. Nguyên nhân sự cố trạm biến áp:
- Sự cố trạm biến áp do nhiều nguyên nhân khác nhau gây ra trong
đó chủ yếu là do hư hỏng thiết bị nhất thứ, thiết bị nhị thứ, thao tác và
nguyên nhân khác. Nguyên nhân sự cố do nhị thứ chiếm tỷ lệ lớn nhất
khoảng trên 58,7% tổng số vụ sự cố, cao nhất vào năm 2008 là 9 vụ,
nguyên nhân sự cố do thiết bị nhất thứ đứng thứ hai, chiếm khoảng
17,39% tổng số vụ sự cố. Sự cố do thao tác chiếm tỷ lệ khoảng trên 8,7%.
Bảng 2.5. Thống kê nguyên nhân sự cố giai đoạn 2008÷2017
Nguyên
nhân sự
cố
Năm 2008
Năm 2009
Năm 2010
Năm 2011
Năm 2012

Năm 2013
Năm 2014
Năm 2015
Năm 2016
Năm 2017
TỔNG

Đơn vị
tính
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
Vụ
%

Do thiết
bị nhất
thứ

1
3
1
1

2
8
17.39

Do thiết bị
nhị thứ

Do thao
tác

9
3
3

Nguyên
nhân
khác
2

1
2
1
1
4
4
27
58.70

1

2
1
4
8.70

2
2
7
15.22

Tổng số
9
5
4
0
4
4
2
1
8
9
46


11

Hình 2.3. Biểu đồ thống kê nguyên nhân sự cố
- Thống kê chi tiết nguyên nhân sự cố trạm biến áp;
Bảng 2.6. Chi tiết nguyên nhân sự cố trạm biến áp giai đoạn

2008÷2017
Nguyên nhân sự cố
1. Do thiết bị nhất thứ
Máy biến áp, Kháng
điện
Máy cắt
Dao cách ly
Biến dòng điện, biến
điện áp
Chống sét van
Cáp trung áp
Tủ trung áp
Tụ bù
2. Do thiết bị nhị thứ
Rơ le hư hỏng
Rơ le tác động sai
Cấu hình/ Chỉnh định
Mạch nhị thứ
Rơ le nội bộ MBA,
kháng
Nhận truyền cắt

Năm Năm
2008 2009

Năm
2010

Năm
2011

Năm Năm Năm Năm Năm Năm
2012 2013 2014 2015 2016 2017
1
1
2

1

1
1
1
1
1
2
6
1

1

1
1
1
1

1

1

1

2

2
1
1


12
Nguyên nhân sự cố
Nhiễu tín hiệu
3. Do thao tác
4. Nguyên nhân khác

Năm Năm
2008 2009

2

Năm
2010

Năm
2011

Năm Năm Năm Năm Năm Năm
2012 2013 2014 2015 2016 2017
1
1
1
2

1
1
2
2

2.4.4. Đánh giá, phân tích nguyên nhân và giải pháp giảm
sự cố

2.5. Kết luận
Trong chương này trình bày nội dung triển khai Trạm biến
áp không người trực tại Công ty Truyền tải điện 2:
- Đánh giá mô hình vận hành hiện tại so với mô hình Trạm
biến áp không người trực – TTVH: Công tác điều khiển giám sát
thiết bị tại các Trạm biến áp 220kV sau khi chuyển thành TBA
KNT và TTVH do điều độ viên trực tại các Trung tâm điều độ
thực hiện do đó công tác thao tác cô lập và khôi phục thiết bị tại
các Trạm biến áp được thực hiện nhanh hơn, các tín hiệu điều
khiển được cải tạo bổ sung nâng cao độ tin cậy phục vụ vận hành.
- Sau khi tổng hợp sự cố tại các Trạm biến áp trong công
ty Truyền tải điện 2 trong 10 năm từ 2008 đến 2017; phân tích
đánh giá nguyên nhân sự cố nhận thấy trong công tác quản lý
vận hành tại các Trạm biến áp việc thao tác nhầm vẫn thường
xuyên xảy ra, gây sự cố diện rộng, gây mất an toàn cho con
người. Vì vậy, đề xuất nghiên cứu giải pháp hỗ trợ giám sát vận
hành, thao tác thiết bị khi đưa vào vận hành các TBA KNT,
TTVH, TTĐK xa.


13
CHƯƠNG 3

THIẾT KẾ, XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH HỖ TRỢ GIÁM
SÁT VẬN HÀNH TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC
3.1. GIỚI THIỆU
- Theo lộ trình thực hiện lưới điện thông minh thì đến năm 2020
toàn bộ các Trạm biến áp 220kV tại công ty Truyền tải điện 2 chuyển
từ chế độ vận hành có người trực sang chế độ vận hành không người
trực và các trung tâm vận hành, việc thao tác điều khiển thiết bị chính
được thực hiện từ các Trung tâm điều khiển xa đặt tại cấp các điều độ.
Việc kiểm tra giám sát thiết bị trong chế độ vận hành bình thường và
giám sát thiết bị trong chế chế độ thao tác cần phải áp dụng công nghệ
giám sát thay thế con người trực vận hành tại chỗ.
- Với lý do nêu trên, tác giả đã nghiên cứu giải pháp, thiết kế
xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành Trạm biến áp không
người trực, gồm 02 nội dung: Nội dung 1: Hỗ trợ giám sát trực tuyến
nhiệt độ thiết bị trong vận hành; Nội dung 2: hỗ trợ giám sát trạng thái
vận hành, thao tác thiết bị từ xa (đặc biệt trạng thái đóng/mở hoàn toàn
của DCL, DTĐ). Nhằm mục đích:
3.1.1. Giám sát trực tuyến nhiệt độ thiết bị trong vận hành
Việc xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát nhiệt độ thiết bị vận
hành online trong điều kiện vận hành bình thường, điều kiện vận hành
quá tải hoặc hoặc trong điều kiện phương thức vận hành bất lợi so với
phương thức cơ bản nhằm phát hiện các hiện tượng bất thường của
thiết bị một cách kịp thời, chính xác, trực quan từ xa tại các TTVH và
TTĐK
3.1.2. Giám sát trạng thái vận hành, thao tác thiết bị từ xa
Nhằm giám sát trạng thái của các thiết bị tại các trạm biến áp
220kV không người trực từ TTVH hoặc TTĐK một cách trực quan, tự
động, thường xuyên và liên tục; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của
nhân viên vận hành khi DCL, DTĐ đóng mở không hoàn toàn, nâng

14
cao mức độ an toàn cho người vận hành; đáp ứng các yêu cầu của thị
trường điện và lưới điện thông minh (Smart Grid).
3.2. CẤU TRÚC CỦA HỆ THỐNG
GIÁM SÁT NHIỆT ĐỘ

CHƯƠNG TRÌNH XỬ
LÝ GIÁM SÁT NHIỆT
ĐỘ

LƯU TRỮ HÌNH ẢNH VÀ
ĐƯA RA TÍN HIỆU CẢNH
BÁO VẬN HÀNH

CHƯƠNG TRÌNH XỬ
LÝ GIÁM SÁT VẬN
HÀNH

HỖ TRỢ GIÁM SÁT THAO
TÁC TỪ XA VÀ BỔ SUNG
LOGIC ĐIỀU KHIỂN
THIẾT BỊ

HỆ THỐNG CAMERA
GIÁM SÁT VẬN
HÀNH
GIÁM SÁT THIẾT BỊ

Hình 3.1. Sơ đồ cấu trúc hệ thống giám sát vận hành

3.3. XÂY DỰNG GIẢI PHÁP VỀ CAMERA GIÁM SÁT TẠI
TRUNG TÂM VẬN HÀNH VÀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG
NGƯỜI TRỰC
3.3.1. Yêu cầu đối với hệ thống camera giám sát:
- Trang bị hệ thống camera giám sát cho các TBA KNT và
TTVH.
3.3.2. Giải pháp thực hiện
3.3.3. Yêu cầu kỹ thuật của các thiết bị chính
3.4. XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH HỖ TRỢ GIÁM SÁT
NHIỆT ĐỘ THIẾT BỊ TRONG VẬN HÀNH:
3.4.1. Yêu cầu trong vận hành:
- Trong điều kiện vận hành bình thường (<90% tải định
mức): Tất cả các mối nối, điểm tiếp xúc trong TBA đều phải đo
định kỳ nhiệt độ mối nối.
- Trong trường hợp vận hành đầy tải và quá tải(≥95% tải
định mức): khi TBA vận hành với phương thức tải cao phải tăng
tần suất đo nhiệt độ tại các điểm tiếp xúc, mối nối( đầu cốt, kẹp
cực, mối nối...) trên các ngăn lộ xuất tuyến của TBA có tải tăng
cao.
- Khi độ chênh lệch giữa nhiệt độ mối nối với nhiệt độ
dây dẫn≥ 15oC hoặc nhiệt độ điểm tiếp xúc ≥ 60 oC thì phải kiểm
tra nhiệt độ mối nối, điểm tiếp xúc với tần suất tăng gấp đôi so


15
với tần suất định kỳ và lập kế hoạch, tổ chức xử lý trong vòng 01 tháng.
- Khi độ chênh lệch giữa nhiệt độ mối nối với nhiệt độ dây dẫn≥
o
30 C hoặc nhiệt độ mối nối, điểm tiếp xúc≥ 90 oC thì phải kiểm tra
nhiệt độ mối nối, điểm tiếp xúc với tần suất 01 lần/ngày và xử lý trong

vòng 02 ngày.
- Đối với mối nối tại đầu cực thiết bị khí SF6(MC,TU,TI...) khi
nhiệt độ mối nối ≥ 70 oC thì phải kiểm tra nhiệt độ mối nối với tần suất
01 lần/ngày và xử lý trong vòng 02 ngày.
- Khi độ chênh lệch giữa nhiệt độ mối nối với nhiệt độ dây dẫn≥
o
75 C hoặc nhiệt độ mối nối, điểm tiếp xúc ≥ 120 oC thì phải xử lý
ngay.
3.4.2. Xây dựng chương trình giám sát nhiệt độ thiết bị vận
hành từ camera hồng ngoại.
a. Lựa chọn công nghệ
Lựa chọn camera hồng ngoại để lắp đặt tại các TBA KNT để
giám sát tình trạng thiết bị đang vận hành đáp ứng yêu cầu giám sát
nhiệt độ thiết bị vận hành online
b. Lựa chọn phần mềm lập trình điều khiển, thu thập và xử lý
dữ liệu
Chọn phần mềm Labview để lập trình điều khiển, thu thập và
xử lý dữ liệu.
c. Sơ đồ thuật toán tổng quát
3.5. XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH GIÁM SÁT TỰ ĐỘNG
THIẾT BỊ TỪ HỆ THỐNG CAMERA
3.5.1. Chọn phần mềm lập trình điều khiển, thu thập và xử
lý dữ liệu
3.5.2. Sơ đồ thuật toán tổng quát
3.5.3. Thiết kế bổ sung logic điều khiển đóng cắt thiết bị


16

Hình 3.4. Bổ sung liên động thao tác thiết bị từ hệ thống camera

3.6. Kết luận
Tác giả đã nghiên cứu giải pháp, thiết kế xây dựng chương
trình hỗ trợ giám sát vận hành Trạm biến áp không người trực,
gồm 02 nội dung: Nội dung 1: Hỗ trợ giám sát trực tuyến nhiệt
độ thiết bị trong vận hành; Nội dung 2: hỗ trợ giám sát trạng thái
vận hành, thao tác thiết bị từ xa (đặc biệt trạng thái đóng/mở
hoàn toàn của DCL, DTĐ)


17
CHƯƠNG 4
MÔ HÌNH ÁP DỤNG TẠI TRẠM BIẾN ÁP 220KV QUẢNG
NGÃI
4.1. GIỚI THIỆU TRẠM BIẾN ÁP 220KV QUẢNG NGÃI

Hình 4.2. Sơ đồ nối điện Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi năm 2018
Hệ thống điều khiển tích hợp trạm 220kV Quảng Ngãi do hãng
ABB thiết kế và lắp đặt dựa trên giải pháp SYS 600 được thiết kế để
ứng dụng trong điều khiển và giám sát.


18
4.2. XÁC ĐỊNH MỤC TIÊU GIÁM SÁT
- Giám sát theo dõi nhiệt độ vận hành mối nối tiếp xúc, thiết bị
TU, TI, MBA, kẹp cực và sứ đầu vào/ra máy biến áp tại TBA 220kV
Quảng Ngãi. Hiện tại Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi có tổng số
thiết bị, mối nối tiếp xúc cần kiểm tra trong vận hành là 185 đối tượng.
Trong vận hành nhân viên định kỳ hằng ngày dùng máy đo E30-FLIR
để kiểm tra soi phát nhiệt.

- Giám sát trạng thái đóng/mở của thiết bị như DCL, DTĐ từ
TTVH hoặc TTĐK xa.
4.3. ỨNG DỤNG CHƯƠNG TRÌNH HỖ TRỢ GIÁM SÁT
NHIỆT ĐỘ CÁC THIẾT BỊ TRONG VẬN HÀNH

Hình 4.7. Chương trình xử lý ảnh nhiệt
4.4. TRIỂN KHAI ỨNG DỤNG CHƯƠNG TRÌNH GIÁM SÁT
VẬN HÀNH THỰC HIỆN NHẬN DẠNG TRẠNG THÁI DCL,
DTĐ THỰC TẾ VẬN HÀNH NGĂN LỘ D01 XUẤT TUYẾN
220KV ĐI PHƯỚC AN TẠI TBA 220KV QUẢNG NGÃI
- Viết chương trình xử lý nhận dạng DCL mở. Kết quả chương
trình Labview trên máy tính xử lý nhận dạng DCL mở.


19
Hình 4.8. Chương trình xử lý nhận dạng DCL mở.

- Viết chương trình xử lý nhận dạng DCL đóng. Kết quả chương trình
Labview trên máy tính xử lý nhận dạng DCL đóng.

Hình 4.9. Chương trình xử lý nhận dạng DCL đóng.
- Viết chương trình xử lý nhận dạng DTĐ đóng. Kết quả chương
trình Labview trên máy tính xử lý nhận dạng DTĐ đóng.


20

Hình 4.10. Chương trình xử lý nhận dạng DTĐ đóng.
- Viết chương trình xử lý nhận dạng DTĐ mở. Kết quả chương
trình Labview trên máy tính xử lý nhận dạng DTĐ mở.

Hình 4.11: Chương trình xử lý nhận dạng DTĐ mở.


21
4.5. THIẾT KÊ KẾT NỐI TÍN HIỆU XỬ LÝ TỪ HỆ THỐNG
CAMERA LÊN HT ĐKTH
4.5.1. Lựa chọn thiết bị phần cứng:
4.5.2. Thiết kế modul kết nối máy tính và card ralay 8 kênh:
Xây dựng modul ghép nối dữ liệu xử lý ảnh từ máy tính vào hệ
thống điều khiển tích hợp để phục vụ theo dõi nhiệt độ vận hành mối
nối tiếp xúc, thiết bị TU, TI, MBA, kẹp cực và sứ đầu vào, ra máy biến
áp, giám sát thao tác từ xa.

Hình 4.12: Modul kết nối máy tính camera và hệ thống ĐKTH.
4.5.3. Lựa chọn thiết bị IO kết nối vào HT ĐKTH
Để đưa tín hiệu cảnh báo từ chương trình xử lý hình ảnh camera lên
hệ thống máy tính SCADA tại trạm 220kV Quảng Ngãi và trung tâm
điều khiển xa A3…ta sử dụng Input của bộ RTU560 hiện có tại trạm.


22
Hình 4.13: Bộ RTU560 kết nối tín hiệu lên HT ĐKTH.

Hình 4.16: bản vẽ đấu nối tín hiệu
4.5.4. Bổ sung tín hiệu lên giao diện HMI
Kết quả thực hiện:

Hình 4.18: Giao diện HMI thực hiện bổ sung tín hiệu giám sát

23
4.5.5. Cấu hình bổ sung liên động mền trên hệ thống ĐKTH
Khi bị liên động, dao diện thao tác sẽ mờ nút nhấn đóng, mở

Hình 4.19: Giao diện thao tác thiết bị
4.5.6. Kết quả thử nghiệm
Sau khi hoàn thành, tác giả đã tiến hành thử nghiệm chương trình
thực tế tại Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi. Kết quả như sau:
- Chương trình giám sát nhiệt độ vận hành thiết bị thực hiện định
kỳ theo quy trình đo nhiệt độ mối nối tiếp xúc, chương trình phân tích
số liệu nhiệt độ thiết bị từ ảnh nhiệt và cho ra số liệu chính xác, kết
quả được xuất ra dưới dạng file excel, phục vụ công tác báo cáo và lưu
trữ.
- Chương trình giám sát trạng thái vận hành, thao tác thiết bị: Được
thử nghiệm trong công tác nghiệm thu, tiếp nhận vận hành ngăn lộ
D01 (XT 220kV Quảng Ngãi – Phước An), chương trình xử lý ảnh
và đưa ra kết quả trạng thái của các thiết bị rất chính xác và ổn định.