Giải pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kv bắc đồng hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM HẢI DƯƠNG

GIẢI PHÁP HOÁN Đ I H TH NG T CH H P
TBA
CH Đ

K B C Đ NG H I Đ ĐƯA ANG
N HÀNH KH NG NGƯỜI TR C

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

LU N ĂN THẠC Ĩ KỸ THU T

Người hướng dẫn khoa học: T . PHAN ĂN HIỀN

Đà Nẵng - Năm 2

8


LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng
được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác.
Tác giả luận văn

PHẠM HẢI DƯƠNG


MỤC LỤC
TRANG BÌA
LỜI CAM ĐOAN
MỤC LỤC
TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
1. Tính cấp thiết của đề tài........................................................................................... 2
2. Mục tiêu nghiên cứu. ............................................................................................... 3
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: ......................................................................... 3
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ................................................................ 3
5. Đặt tên đề tài ............................................................................................................ 3
6. Nội dung nghiên cứu: .............................................................................................. 4
CHƯƠNG 1. ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TBA 110KV BẮC ĐỒNG HỚI.................. 5
1.1. QUY MÔ .............................................................................................................. 5
1.2. SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN HIỆN TRẠNG ...................................................................... 5
1.3. CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN CHÍNH ............................................................................ 5
1.4. HỆ THỐNG NGUỒN ĐIỆN TỰ DÙNG AC/DC .............................................. 7
1.5. HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ, ĐIỀU KHIỂN VÀ ĐO LƯỜNG HỆ
THỐNG TÍCH H P .................................................................................................. 8
1.6. CÁCH ĐIỆN, BẢO VỆ CHỐNG SÉT, NỐI ĐẤT ............................................ 14
1.7. KẾT CẤU XÂY DỰNG .................................................................................... 14
1.8. THÔNG TIN LIÊN LẠC – SCADA .................................................................. 14
1.9. PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY ......................................................................... 14
1.10. PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH TRẠM .......................................................... 14

CHƯƠNG 2. PHÂN TÍCH LỰA CHỌN GIẢI PHÁP ................................................. 15
2.1. NHỮNG YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC: . 15
2.1.1. Yêu cầu hệ thống rơ le điều khiển, bảo vệ và đo lường .............................. 15
2.1.2. Yêu cầu về giao thức truyền tin ................................................................... 15
2.1.3. Yêu cầu về giao diện người – máy (HMI) ................................................... 15
2.1.4. Yêu cầu về Hệ thống SCADA ..................................................................... 15


2.1.5. Yêu cầu về Hệ thống thông tin .................................................................... 16
2.1.6. Yêu cầu về Hệ thống an ninh ....................................................................... 16
2.1.7. Yêu cầu về Hệ thống chiếu sáng.................................................................. 17
2.1.8. Yêu cầu về Hệ thống báo cháy tự động ....................................................... 17
2.1.9. Yêu cầu về cấp nguồn cho hệ thống điều khiển TBA, thiết bị đầu cuối và
thiết bị thiết lập kênh truyền .................................................................................. 17
2.1.10. Yêu cầu về dữ liệu thu thập datalist ........................................................ 17
2.2. CÁC GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT ............................................................................. 17
2.3. ĐÁNH GIÁ PHÂN TÍCH LỰA CHỌN CÁC GIẢI PHÁP .............................. 18
2.3.1. Giải Pháp 1................................................................................................... 18
2.3.2. Giải pháp 2 ................................................................................................... 18
2.3.3. Giải pháp 3 ................................................................................................... 20
2.4. KẾT LUẬN LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN .......................................................... 21
2.5. SƠ ĐỒ KẾT NỐI TỔNG QUAN TRUYỀN THÔNG TBA KNT .................... 23
CHƯƠNG 3. CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ........................................................... 24
3.1. QUY MÔ ............................................................................................................ 24
3.1.1 Phần nhất thứ: Giữ nguyên hiện trạng. ......................................................... 24
3.1.2. Hệ thống điều khiển: .................................................................................... 25
3.1.3. Phần SCADA: .............................................................................................. 25
3.2. GIẢI PHÁP HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG ĐIỀU KHIỂN, GIÁM SÁT................... 26
3.2.1. Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 171: .......................................... 26
3.2.2. Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 172: .......................................... 35

3.2.3 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ MBA 110kV: .......................................... 44
3.2.4 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ tổng và xuất tuyến trung áp: ................... 52
3.2.5 Bảo vệ và điều khiển cho hệ thống tự dùng AC/DC: ................................... 52
3.3 GIẢI PHÁP ĐỐI VỚI RTU/GATEWAY VÀ KẾT NỐI VỚI IED: .................. 55
3.4. GIẢI PHÁP VỀ XÂY DỰNG............................................................................ 58
3.5. YÊU CẦU THIẾT BỊ XEM PHỤ LỤC 1 ....................................................... 58
3.6. LIỆT KÊ VẬT TƯ THIẾT BỊ ............................................................................ 58
3.6.1. Vật tư thiết bị - phần điện ............................................................................ 58
3.6.2. Vật tư thiết bị - xây dựng ............................................................................. 60
CHƯƠNG 4. DỰ KIẾN CHI PHÍ, PHÂN TÍCH TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ
VÀ KẾT LUẬN ............................................................................................................ 61
4.1. DỰ KIẾN CHI PHÍ VÀ PHÂN TÍCH TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ .................... 61


4.1.1. Cơ sở tính toán lập dự kiến chi phí .............................................................. 61
4.1.2. Dự kiến chi phí ............................................................................................ 62
4.1.3. Phân tích tính toán hiệu quả......................................................................... 65
4.2. KẾT LUẬN ........................................................................................................ 66
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 T T TI NG I T À TI NG ANH

Tên đề tài: GIẢI PHÁP HOÁN Đ I H TH NG T CH H P TBA
K
B C Đ NG H I Đ ĐƯA ANG CH Đ

N HÀNH KH NG NGƯỜI TR C
Học viên: Phạm Hải Dương

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201

Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Khóa: 34

Tóm tắt – Sự 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 trạm biến áp
TBA 500kV, 220kV và 110kV, trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho
hệ thống điện nhằm nâng cao năng suất lao động, nâng cao độ tin cậy, giảm thiểu sự cố
do thao tác nhầm của người vận hành. Tuy nhiên, mỗi trạm biến áp có những đặc điểm
riêng nên để thực hiện tự động hóa trạm biến áp cần phải nghiên cứu và đưa ra giải pháp
phù hợp nhất với mỗi trạm. Luận văn trình bày nghiên cứu đề xuất giải pháp hoán đổi hệ
thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế độ vận hành không người
trực .
Từ khóa – Trạm biến áp Bắc Đồng Hới; điều khiển tích hợp, điều khiển xa; trạm
không người trực; vận hành hệ thống điện.

Topic name: THE EXCHANGE SOLUTIONS OF INTERGRATED SYSTEM OF
SUBSTATION 110KV THE BAC DONG HOI TO OPERATE WITHOUT PEOPLE

Abstract – The development and application of science and technology, step by
step automation and modernization of the operation and management of the system is an
urgent requirement of the power industry. With the aim of reducing the number of

operators, improve the efficiency of operation at 500kV, 220kV and 110kV substations.
Substation without operators is the optimal solution for the power system to improve
labor productivity, improve reliability, minimize operator malfunction. However, each
substation has its own characteristics; hence, in order to implement a substation
automation system, it is necessary to research and propose the most suitable solution for
each station. The thesis presents the proposed swapping solution of integrated system of
substation 110kV the Bac Dong Hoi to bring into the unmanaged operation mode.
Keywords – The Bac Dong Hoi substation; integrated control; remote control; no
operators substation; power system operation.


DANH MỤC CÁC KÝ HI U À CHỮ I T T T
- EVN:
- EVNCPC:
- TTDK:
- TBA:
- CGC:
- QBPC:
- B:
- H:
- A3:
- B32:
- XLSC:
- IED:
- MBA:
- HMI:
- PCCC:
- PCTT:
- SCADA:
- BCU:

- IEC:
- LAN:
- WAN:
- KNT:

Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Tổng công ty Điện lực miền Trung.
Trung Tâm Điều khiển.
Trạm Biến Áp
Công ty Lưới điện cao thế miền Trung
Công ty Điện lực Quảng Bình.
Bảng
Hình
Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Trung
Điều độ Điện lực Quảng Bình
Xử lý sự cố.
Thiết bị điện thông minh.
Máy biến áp.
Giao diện người - máy.
Phòng cháy chữa cháy.
Phòng chống thiên tai:
Hệ thống điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu.
Thiết bị điều khiển mức ngăn.
Ủy ban kỹ thuật Điện quốc tế.
Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các máy tính/thiết bị mạng
trong một phạm vi nhỏ
Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối giữa các mạng cục bộ
Không người trực

DANH MỤC CÁC BẢNG
ố hiệu

Tên bảng

Trang

1.1.

Bảng tổng hợp thiết bị rơle bảo vệ, điều khiển

9

3.1.

Bảng liệt kê vật tư thiết bị - phần điện

58

3.2.

Bảng liệt kê vật tư thiết bị - xây dựng

60

4.1.

Bảng tổng hợp giá trị tổng mức đầu tư/dự toán dự kiến

63

DANH MỤC CÁC HÌNH
ố hiệu

Tên hình

Trang

1.1.

Sơ đồ kết nối tổng quan truyền thông hiện hữu

13

3.1.

Sơ đồ nhất thứ TBA 110kV Bắc Đồng Hới

24

3.2.

Phương thức bảo vệ đo lường ngăn XT 171

27

3.3.

Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 171

28

3.4.

Sơ đồ Logic điều khiển đóng MC 171

29

3.5.

Sơ đồ logic điều khiển cắt MC 171

29

3.6.

Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 171-7

31

3.7.

Sơ đồ logic đóng /cắt DCL 171-1

32

3.8.

Sơ đồ logic đóng/cắt DTĐ 171-76

33

3.9.

Sơ đồ logic đóng /cắt DTĐ 171-75, 171-15

34

3.10.

Phương thức bảo vệ đo lường ngăn XT 172

36

3.11.

Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 172

37

3.12.

Sơ đồ Logic điều khiển đóng MC 172

38

3.13.

Sơ đồ logic điều khiển cắt MC 172

39

3.14.

Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 172-7

40

3.15.

Sơ đồ logic đóng /cắt DCL 172-1

41

3.16.

Sơ đồ logic đóng/cắt DTĐ 172-76

42

3.17.

Sơ đồ logic đóng /cắt DTĐ 172-75, 172-15

43

3.18.

Phương thức bảo vệ đo lường ngăn 131

45

3.19.

Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn 131

46

3.20.

Sơ đồ logic đóng MC 131

47

3.21.

Sơ đồ logic cắt MC 131

48

3.22.

Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 131-1

49

3.23.

Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 131-3

50

3.24.

Sơ đồ logic đóng/cắt DTĐ 131-14, 131-15, 131-35, 131-38

51

3.25.

Sơ đồ điều khiển bảo vệ tự dùng 220/380Vac

53

3.26.

Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ, đo lường tự dùng 220Vdc

54

3.27.

Sơ đồ kết nối truyền thông TBA 110kV Bắc Đồng Hới sau hoàn
thiện

56

3.28.

Sơ đồ PTĐLBV TBA 110kV Bắc Đồng Hới sau hoàn thiện

57


1

MỞ ĐẦU
Sự 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 trạm biến áp TBA 500kV, 220kV và 110kV.
Ngày 25/11/2016 của Bộ Công thương đã có Quyết định số 4602/QĐBCT phê duyệt đề án tổng thể phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam
giai đoạn 2016-2020, trước đó vào ngày 11/11/2015 Tập đoàn Điện lực Việt
Nam đã ban hành văn bản số 4725/EVN-KTSX để triển khai nội dung tổ
chức các Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ xa TTĐK và TBA không
người trực với những định hướng như sau:
- Áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận
hành tại các nhà máy điện và các TBA, nâng cao năng suất lao động và tăng
độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện[1].
- Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực tại các TBA
500kV, 220kV, riêng TBA 110kV vận hành không người trực[1].
TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được
quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực;
giảm thiểu đầu tư cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc
chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết
được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành,
nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu
của thị trường điện. Mặc dù việc nghiên cứu để áp dụng khá lâu nhưng đến
nay, việc triển khai TBA không người trực vẫn còn nhiều thách thức[8].

Đối với lưới điện 110kV trên địa bàn t nh Quảng Bình gồm có 08
TBA, trong đó có TBA 110kV Bắc Đồng Hới đang vận hành theo hình thức
có người trực thường xuyên do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản
lý, điều khiển tại chỗ và tại phòng điều khiển theo lệnh thao tác của Trung
tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung, Điều độ Công ty Điện lực Quảng
Bình.


2

. Tính cấp thiết của đề tài
Ngày 26/7/2017 Tổng công ty Điện lực miền Trung xây dựng tiêu chí kỹ
thuật xây dựng TTĐK và TBA KNT theo CV số 5497/EVNCPC-KT+QLĐT
về việc ban hành “Datalist tín hiệu SCADA thu thập tại các TBA 110kV
KNT, TBA trung gian, Recloser, LBS kết nối TTĐK”
Tại văn bản báo cáo tồn tại về kết nối TBA KNT & TTĐK Quảng Bình của
Công ty Điện lực Quảng Bình tồn tại của TBA 110kV Bắc Đồng Hới như sau:
- Chưa đủ tín hiệu theo Tiêu chí kỹ thuật xây dựng TTĐK và TBA
KNT theo CV số 5947/EVNCPC-KT+QLĐT ngày 27/7/2017 của EVNCPC.
- Tồn tại chính:
+ Các ngăn hợp bộ trung thế thiếu các tín hiệu chính như: giám sát
mạch cắt, lựa chọn mức bảo vệ tần số, External trip, Reset relay, ngăn C41
chưa có tín hiệu về TTĐK.
+ Không có tín hiệu hệ thống nguồn DC, AC; tín hiệu dòng sự cố.
+ Các ngăn còn lại thiếu chức năng Reset relay, Reset lockout và một
số tín hiệu phụ khác.... Nguyên nhân là do hệ thống DCS tại trạm do nhà thầu
Nari (Trung Quốc thực hiện, một số tín hiệu không có, một số do không can
thiệp vào hệ thống để lấy ra được, một số do hư hỏng thiết bị.
+ Về thử nghiệm End-to-End, phần tín hiệu 1 bit bảo vệ điện chưa thử
nghiệm.

- Bổ sung:
+ Đề nghị bổ sung các tín hiệu còn thiếu cho đầy đủ tín hiệu đảm bảo
tiêu chí KNT.
+ Bổ sung cài đặt, thu thập bản tin rơ le từ TTĐK Không nằm trong
dự án TTĐK giai đoạn 1 .
Với mục tiêu dự kiến Dự kiến đến cuối năm 2019 sẽ hoàn thành lộ trình
chuyển toàn bộ các TBA 110kV khu vực miền Trung sang vận hành không
người trực. Cần thiết nghiên cứu lựa chọn công nghệ, thiết bị và đưa ra giải
pháp hoán đổi hệ thống điều khiển tích hợp không còn phù hợp và yêu cầu kỹ
thuật tại TBA 110kV Bắc Đồng Hới để phù hợp với đặc điểm của lưới điện
110kV trên địa bản t nh Quảng Bình.


3

2. Mục tiêu nghiên cứu.
Mục tiêu của đề tài: Hoán đổi hệ thống tích hợp để chuyển TBA 110kV
Bắc Đồng Hới sang vận hành không người trực” nhằm mục đích nâng cao độ
tin cậy trong công tác quản lý vận hành để đảm bảo cung cấp điện an toàn liên
tục cho các phụ tải và đáp ứng nhu cầu kết nối TBA về Trung tâm điều khiển
để thực hiện TBA không người trực trong năm 2019.
- Phân tích các đặc điểm vận hành của TBA 110kV Bắc Đồng Hới, sự
cần thiết phải cải tạo để lựa chọn công nghệ, thiết bị phù hợp nhằm thực hiện
tiêu chí vận hành lưới điện thông minh.
- Nghiên cứu đưa ra các giải pháp công nghệ về hệ thống điều khiển,
bảo vệ.
- Đưa ra biện pháp xây dựng cũng như tiến độ thi công.
- Phân tích, đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Nghiên cứu áp dụng một số thành tựu

mới trong công nghệ chế tạo thiết bị, lĩnh vực rơle tự động hóa, lĩnh vực
thông tin liên lạc để áp dụng vào các TBA 110kV để vận hành không người
trực.
Phạm vi nghiên cứu : Đề ra giải pháp Hoán đổi hệ thống tích hợp tại
TBA 110kV Bắc Đồng Hới chuyển sang chế độ vận hành không người trực.
Đề tài không đề cập đến vấn đề công nghệ viễn thông dùng riêng, điều
khiển bảo vệ trong toàn hệ thống điện, hệ thống đo đếm và thu thập dữ liệu …
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 xây dựng các TBA 110kV Bắc Đồng Hới không người trực phù hợp với
thực tế vận hành và hoàn thành mục tiêu định hướng phát triển trạm không
người trực của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đến năm 2020.
5. Đặt tên đề tài
Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên: "Giải
pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế
độ vận hành không người trực"


4

6. Nội dung nghiên cứu:
Chương 1: Đặc điểm hiện trạng trạm biến áp 110kV Bắc Đồng Hới
Chương 2: Phân tích lựa chọn giải pháp
Chương 3: Các giải pháp công nghệ chính
Chương 4: Dự kiến chi phí phân tích tính toán hiệu quả và kết luận


5

CHƯƠNG

ĐẶC ĐI M HI N TRẠNG TBA

K B C Đ NG H I

1.1. Quy mô
TBA 110kV Bắc Đồng Hới được thiết kế với công suất 1x25MVA là
trạm nguồn quan trọng cấp điện chủ yếu cho khu vực huyện Bố Trạch và một
phần TP Đồng Hới.
1.2. ơ đồ nối điện hiện trạng
Phía 110kV: Hệ thống phân phối phía 110kV sử dụng sơ đồ “Hệ
thống 01 thanh cái” gồm: 02 ngăn MC ĐZ 171, 172; 01 ngăn MBA T1
(110/22kV(11)–25 MVA).
Phía 22kV: Hệ thống phân phối phía 22kV sử dụng sơ đồ “Hệ thống
01 thanh cái” gồm: Phân đoạn C41 gồm: 01 ngăn lộ tổng 431, 01 ngăn đo
lường TU , 01 ngăn MBA tự dùng và 05 xuất tuyến 22kV: 471, 473, 475,
477, 479.
1.3. Các thiết bị điện chính
- MBA T1:
Kiểu
: SFZ11-25000/115
Nhà chế tạo
: Ningbo Tianan Group Co.,Ltd
Năm sản xuất
: 2010
Năm vận hành
: 2011
Tần số định mức
: 50Hz
Công suất định mức:
- Cao áp (CA):

:25 MVA
- Trung áp (TA) : 25 MVA
- Hạ áp HA :
: 8,5 MVA
Điện áp định mức:
- Cao áp (CA)
: 115± 9x1,78%
- Trung áp (TA)
: 24
- Hạ áp HA
: 11


6

Dòng điện định mức:
- Cao áp
- Trung áp
- Hạ áp

: 125,5
: 601,4
: 446,1

- MC 171, 172, 131
1. Kiểu máy cắt
: Khí SF6
2. Loại
: GL 312 F1P
3. Nhà chế tạo

: AREVA/INDIA
4. Năm sản xuất
: 2009
5. Năm vận hành
: 2011
6. Điện áp định mức
: 145kV
7. Dòng điện định mức
: 3150 A
8. Dòng điện cắt định mức : 40 kA
9. Áp lực khí SF6 tại 200C:
- Định mức
: 0,64 MPa
- Báo tín hiệu
: 0,54 MPa
- Khoá mạch thao tác
: 0,51 Mpa
- MC 22kV
1. Kiểu máy cắt
: Chân không
2. Loại
: HVX 24-25-16-E; HVX 24-25-06-E
4. Nhà chế tạo
: AREVA/INDONESIA
5. Năm sản xuất
: 2009
7. Năm vận hành
: 2011
9. Điện áp định mức
: 24kV

10. Dòng điện định mức : 1600 A; 630 A
11. Dòng điện cắt định mức : 20 kA
- DCL 110kV:
1. Kiểu
2. Nhà chế tạo
3. Năm sản xuất
4. Năm vận hành

: RC 123
: S&S Power Switchclear LTD/India
: 2009
: 2010


7

5. Điện áp định mức
: 123kV
6. Dòng điện định mức
: 1250A
7. Dòng điện ngắn mạch định mức 3s cho DCL
- TI 110kV:
1. Kiểu
2. Loại
3. Nhà chế tạo
4. Năm sản xuất
5. Năm vận hành
6. Tần số định mức
7. Điện áp định mức
8. T số biến

- TU110kV:
1. Kiểu
2. Loại
3. Số pha
4. Nhà chế tạo
5. Năm sản xuất
6. Năm vận hành
7. Tần số định mức
8. Điện áp sơ cấp định mức

: 25kA

: Ngâm dầu ngoài trời
: I0SK 145/275/650
: Crompton Greaves/India
: 2009
: 2011
: 50Hz
: 123 kV
: 200-400-800/1-1-1-1

: TU kiểu tụ
: CVE 145/650/50
: 1 pha
: Crompton greaves
: 2010
: 2011
: 50Hz
: 123 kV

9. Khối tụ C

:7600 ( + 10 ÷ - 5)% ρF/100VA

10. Tỷ số biến

: 110000/ 3 : 110/ 3 : 110/ 3

1.4. Hệ thống nguồn điện tự dùng AC/DC
1. Tự dùng AC: sử dụng điện áp 220/380VAC. Tủ tự dùng AC được
đặt trong nhà điều khiển, cung cấp nguồn cho các phụ tải của trạm bao gồm:
các động cơ quạt mát MBA 110kV, thiết bị điều ch nh điện áp dưới tải của


8

MBA 110kV, chiếu sáng ngoài trời, chiếu sáng trong nhà điều khiển và nhà
phân phối, điều hoà nhiệt độ ...
2. Tự dùng DC: Nguồn điện tự dùng 1 chiều 220VDC được cung cấp
từ hệ thống ắc qui gồm một bộ dung lượng 200Ah/10h. Hệ thống ắc qui làm
việc theo chế độ nạp và phụ nạp thường xuyên qua 02 bộ ch nh lưu TN1 và
TN2 để cung cấp cho các phụ tải một chiều của trạm gồm có: Mạch điều
khiển, tự động, bảo vệ và báo tín hiệu, thiết bị đóng cắt phía, chiếu sáng sự
cố ...
1.5. Hệ thống rơ l bảo vệ điều khi n và đo lường hệ thống tích hợp
Phần điều khi n:
Hệ thống điều khiển tích hợp máy tính TBA 110kV Bắc Đồng Hới sử
dụng phần mềm điều khiển RCS-9700 hãng Nari/Trung Quốc
Phần đo lường:
Đồng hồ đo dòng điện, điện áp, công suất tác dụng, công suất phản

kháng đối với các ngăn 110kV: 171;172, 131 sử dụng Công tơ điện tử.
Phần bảo vệ:
MBA T1
Bảo vệ so lệch MBA sử dụng rơle RCS 9679: chức năng 87; 50/51;
50/51N; 49; 50REF.
Các bảo vệ hơi 96B , van an toàn MBA 63S , áp suất đột biến 63Q ,
rơle dòng dầu bộ OLTC 96P , nhiệt độ dầu tăng cao 26Q , nhiệt độ cuộn
dây tăng cao 26W , mức dầu tăng cao giảm thấp của MBA 71-1 và của bộ
OLTC (71-2).
Các bảo vệ dự phòng:
+ Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất phía 110kV của MBA: Sử
dụng rơle RCS9611: chức năng 50/51&50N/51N, 50BF.
+ Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất phía 22kV của MBA: Sử
dụng rơle RCS9611: chức năng 50/51&50N/51N, 50BF.
+ Bảo vệ quá dòng chạm đất trung tính phía 22kV của MBA: Sử dụng


9

rơle P120: chức năng 50N/51N.
Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 171:
Bảo vệ khoảng cách dùng rơle RCS 902 chức năng 21/ 21N, 50/51,
50N/51N, 25, 68/79/ FR/FL.
Bảo vệ quá dòng có hướng dùng rơle RCS 9611: chức năng 67/67N,
50BF, FR.
Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 172
Bảo vệ khoảng cách dùng rơle RCS 902 chức năng 21/ 21N, 50/51,
50N/51N, 25, 68/79/ FR/FL.
Bảo vệ quá dòng có hướng dùng rơle RCS 9611: chức năng 67/67N,
50BF, FR.

Bảo vệ phía 22kV:
Ngăn C41: Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất xuất tuyến 22kV:
Sử dụng rơle RCS 9611, chức năng 50/51&50/51N, 79, k m BCU.
B 1.1. Bảng tổng hợp thiết bị rơle bảo vệ, điều khiển

TT

1

Thiết bị được
bảo vệ

Xuất tuyến
171

Nhà chế
tạo/Nước
sản xuất

Năm
X/Năm
LĐ/Năm
VH

RCS902

Nari/TQ

21/21N;
50/51;

67N;
2010/2010 1A/110V
27/59;
79/25; 85;
FL/FR

RCS9611C

Nari/TQ

2010/2010 1A/110V

Loại
Rơl

Các chức
Dòng/áp
năng bảo
định
vệ đang
mức
sử dụng

67/67N;
50BF; 74


10

2

Xuất tuyến
172

RCS902

Nari/TQ

21/21N;
50/51;
67N;
2010/2010 1A/110V
27/59;
79/25; 85;
FL/FR

RCS9611C

Nari/TQ

2010/2010 1A/110V

Nari/TQ

87; 50/51;
50/51N;
2010/2010 1A/110V
49;
50REF

RCS9679C

RCS9611C
3

Nari/TQ

Nari/TQ

REGDA
4

5

1A

50/51;
50/51N;
27/59;
50BF; 74
(110kV)

2010/2010

1A

50/51;
50/51N;
27/59;
50BF; 74

(220kV)

2010/2010

110V

F90

2010/2010

110V

F81;
27/59

2010/2010

MBA T1

RCS9611C

TC C41

Phân đoạn 412

RCS994B
RCS9611C

Nari/TQ

Nari/TQ

67/67N;
50BF; 74

2010/2010

1A

50/51;
50/51N;
79; 50BF;
FR; 74


11

6

7

8

9

10

11

12

Xuất tuyến
471

Xuất tuyến
473

Xuất tuyến
475

Xuất tuyến
477

Xuất tuyến
171

Xuất tuyến
172

MBA T1

RCS9611C

RCS9611C

RCS9611C

Nari/TQ

Nari/TQ

Nari/TQ

2010/2010

2010/2010

2010/2010

RCS9611C

Nari/TQ

2010/2010

BCU -1
RCS9705C

Nari/TQ

2010/2010

BCU -2
RCS9705C

Nari/TQ

2010/2010

BCU -1

RCS9705C

Nari/TQ

2010/2010

BCU -2
RCS9705C

Nari/TQ

2010/2010

BCU -1
RCS9705C

Nari/TQ

2010/2010

1A

50/51;
50/51N;
79; 50BF;
FR; 74

1A

50/51;

50/51N;
79; 50BF;
FR; 74

1A

50/51;
50/51N;
79; 50BF;
FR; 74

1A

50/51;
50/51N;
79; 50BF;
FR; 74


12

BCU -2
RCS9705C

Nari/TQ

2010/2010

13

BCU
AC & DC

RCS9702

Nari/TQ

2010/2010

14

RTU

RCS9698

Nari/TQ

2010/2010

15

GPS

RCS9785

Nari/TQ

2010/2010

RCS9794B

Nari/TQ

2010/2010

16 CONVERTER


13

H 1.1. Sơ đồ kết nối tổng quan truyền thông hiện hữu


14

1.6. Cách điện bảo vệ chống sét nối đất
Cách điện của trạm bằng được chọn ở mức nhiễm bẩn trung bình
(25mm/kV).
Bảo vệ quá điện áp khí quyển và quá điện áp do đóng cắt lưới bằng
các chống sét van ô-xít kẽm. Ngoài ra, bảo vệ chống sét đánh trực tiếp vào
trạm bằng các kim thu sét lắp trên cột cổng và cột thanh cái.
Hệ thống nối đất của trạm bằng thép mạ kẽm, dạng nối đất kiểu lưới,
liên kết giữa các cọc bằng các thanh thép 12
1.7. Kết cấu xây dựng
Trụ đỡ thiết bị: bằng thép hình mạ kẽm.
Móng: Móng bê tông cốt thép đổ tại chỗ.
1.8. Thông tin liên lạc – SCADA
Trạm đang sử dụng phương thức thông tin, điện thoại của Viettel.
Tại trạm 110kV Bắc Đồng Hới đã trang bị các thiết bị SCADA gồm tủ
gateway 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.
1.9. Phòng cháy chữa cháy
Trạm biến áp 110kV Bắc Đồng Hới hiện hữu đã trang bị đầy đủ hệ
thống phòng cháy chữa cháy cho trạm theo quy phạm hiện hành
1.10. Phương thức vận hành Trạm
Trạm vận hành theo hình thức có người trực thường xuyên do Công ty
Lưới điện cao thế miền Trung quản lý, điều khiển tại chỗ và tại phòng điều
khiển theo lệnh thao tác của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung,
Điều độ Công ty Điện lực Quảng Bình


15

CHƯƠNG 2
PHÂN T CH L A CHỌN GIẢI PHÁP
2.1. Những yêu cầu kỹ thuật đối với TBA không người trực:
Để đáp ứng các tiêu chí xây dựng trạm biến áp 110kV không người
trực, yêu cầu trước tiên là các thiết bị nhất thứ, rơ le, IEDs trong trạm phải
đảm bảo kỹ thuật, giám sát, điều khiển từ xa. Bên cạnh đó phải có giải pháp
để kết nối, thu thập dữ liệu hệ thống SCADA, hệ thống camera, báo cháy tự
động, an ninh tại các TBA 110kV.
2.1.1. Yêu cầu hệ thống rơ le điều khiển, bảo vệ và đo lường
Tất cả các tủ điều khiển phải có khối điều khiển mức ngăn BCU độc lập
hoặc rơ le kết hợp BCU có giao thức IEC61850 để phục vụ kết nối với TTĐK
và điều khiển xa các thiết bị của TBA[3].
2.1.2. Yêu cầu về giao thức truyền tin
Sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850 hoặc Modbus để trao đổi thông tin giữa
các thiết bị điều khiển, bảo vệ, đo lường với Gateway/RTU và kết nối giữa
các thiết bị khác trong TBA. Sử dụng chức năng tích hợp HMI với thiết bị
đầu cuối để thiết lập máy tính giao diện HMI hỗ trợ nhân viên đến kiểm tra

tình trạng hoạt động của trạm. Sử dụng giao thức IEC 60870 – 5 – 101/104 để
kết nối thiết bị đầu cuối Gateway/RTU với Trung tâm điều khiển, hệ thống
SCADA khi sử dụng mạng IP làm kênh truyền[3].
2.1.3. Yêu cầu về giao diện người – máy (HMI)
Trang bị 01 máy tính kết nối và sử dụng trực tiếp HMI của
Gateway/RTU với chức năng gồm: Hiển thị sơ đồ một sợi, giám sát tình trạng
hoạt động các IED, hiển thị các sự kiện, cảnh báo, sự cố, cho phép người vận
hành gắn/gỡ các biển báo, ghi lại các thông số vận hành và cho phép người
vận hành thao tác điều khiển các thiết bị[3].
2.1.4. Yêu cầu về Hệ thống SCADA
- Hỗ trợ HMI client để phục vụ kết nối máy tính khi công tác tại trạm.
- Gateway/RTU kết nối các IEDs theo giao thức truyền thông như IEC
61850, Modbus...hạn chế sử dụng card I/O.


16

- Mạng LAN cho các thiết bị điều khiển bảo vệ theo giao thức truyền
thông phải được tách biệt hoàn toàn với mạng LAN của hệ thống Camera.
- Nguồn điện từ 02 hệ thống nguồn độc lập[3].
2.1.5. Yêu cầu về Hệ thống thông tin
Cáp quang:
- Nâng cấp tuyến cáp quang bảo vệ 1+1 độc lập về mặt vật lý .
- Số lượng sợi quang trống dự phòng cho mỗi hướng cả mạch bảo vệ : >
02 sợi quang.
Thiết bị truyền dẫn quang:
- Bảo vệ 1+1 cho card nguồn, các thiết bị ở điểm trục hoặc kết nối > 03
hướng quang yêu cầu bảo vệ 1+1 cho card điều khiển - chuyển mạch.
- Các giao diện dịch vụ còn có thể sử dụng và băng thông tối thiểu: Giao
diện 2Mb/s > 2, giao diện Ethernet 100Mb/s > 3 [3].

2.1.6. Yêu cầu về Hệ thống an ninh
Hệ thống Camera giám sát vận hành:
- Đảm bảo quan sát được hiện tượng bất thường của thiết bị, ghi hình
được vào ban đêm hồng ngoại .
- Ghi hình, lưu trữ hình ảnh tại trạm và truyền về Trung tâm điều khiển.
- Lập trình và điều khiển từ xa qua mạng.
Hệ thống cảnh báo đột nhập, giám sát vào/ra:
- Có trung tâm xử lý, báo động tại chỗ và từ xa tại Trung tâm điều khiển
khi phát hiện xâm nhập. Kết nối với hệ thống camera IP để tự động quan sát
vùng báo đột nhập.
- Đảm bảo phát hiện xâm nhập từ tất cả các hướng.
- Hỗ trợ đầu đọc thẻ hoặc vân tay để giám sát vào/ra.
- Các tín hiệu đóng/mở cửa sẽ được truyền về Trung tâm điều khiển.
An ninh mạng:
- Cách ly hoàn toàn mạng IP của hệ thống điều khiển, bảo vệ với mạng
Internet, mạng máy tính diện rộng, nội bộ phục vụ công tác quản lý của đơn vị.
- Không cho phép cài đặt bất cứ phần mềm nào khác vào các máy tính chủ,
máy tính trạm ngoài các phần mềm chuyên dùng cho điều khiển, bảo vệ trạm.