Nghiên cứu đề xuất chuyển đổi trạm biến áp 110kv hội an thành trạm biến áp không người trực

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN CÔNG VŨ

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CHUYỂN ĐỔI TRẠM
BIẾN ÁP 110KV HỘI AN THÀNH TRẠM BIẾN ÁP
KHÔNG NGƯỜI TRỰC

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2017


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN CÔNG VŨ

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CHUYỂN ĐỔI TRẠM
BIẾN ÁP 110KV HỘI AN THÀNH TRẠM BIẾN ÁP
KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Đà Nẵng - Năm 2017

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

NGUYỄN CÔNG VŨ


NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CHUYỂN ĐỔI TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN
THÀNH TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC
Học viên: Nguyễn Công Vũ Chuyên ngành: Điện Kỹ thuật
Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K31.KTĐ Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tóm tắt - Tự động hóa hệ thống điện là yêu cầu cấp thiết trong giai đoạn phát triển hiện nay.
Các quốc gia tiên tiến trên thế giới và trong khu vực đã hoàn thành công việc này và đang
tiến hành hình thành lưới điện thông minh. Tổng công ty điện lực miền Trung đưa ra kế hoạch
triển khai Lưới điện thông minh. Trong đó, yêu cầu tiến hành tự động hóa lưới điện 110kV
từ nay đến năm 2020. Trạm biến áp 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. Xây dựng TBA 110kV Hội An không người trực phù
hợp với thực tế vận hành và định hướng phát triển trạm không người trực của Tập đoàn Điện
lực Việt Nam đến năm 2020.
Từ khóa - Công ty Lưới điện cao thế miền Trung, Giao diện người – máy, Modbus, Tự
động hóa, Trạm biến áp 110kV Hội An không người trực.
Abstract - Automation of electrical systems is an urgent requirement in the present stage of

development. Advanced countries in the world and in the region have already accomplished
this task and are in the process of establishing a smart grid. Central Power Corporation plans
to deploy the Smart Grid. In particular, the requirement to automate the 110kV grid from
now to 2020. Unmanaged substation is the optimal solution for the power system because it
is managed automatically operation, Labor productivity, minimized manpower; Minimize
cable investment, intermediary equipment, improve the reliability of the device's working
precision, ensure continuous power supply, solve the problem of overload; Minimizing
incidents caused by operator malfunctions, improving safety for operators and meeting the
requirements of the electricity market. To build a 110kV Hoi An transformerless substation
in line with actual operation and orientation of development of the unmanned station of
Vietnam Electricity Group till 2020.
Key words - Central Grid Company, Human Machine Interface, Modbus, Automation,

Hoi An 110kV transformer station is not in person.


MỤC LỤC
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Tính cấp thiết của đề tài ...................................................................................... 1
2. Mục tiêu nghiên cứu ........................................................................................... 2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ...................................................................... 2
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ............................................................ 2
5. Đặt tên đề tài ....................................................................................................... 2
6. Bố cục của luận văn ............................................................................................ 2
CHƯƠNG 1. TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN VÀ HỆ THỐNG
TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110kV HỘI AN .................................................. 3
1.1. TỔNG QUAN VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN ........................................... 3
1.1.1. Giới thiệu ...................................................................................................... 3
1.1.2. Vai trò của trạm biến áp 110kV Hội An không người trực .......................... 4
1.1.3. Những ưu thế ................................................................................................ 4

1.1.4. Những lợi ích đạt được ................................................................................. 4
1.2. HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN ........................ 5
1.2.1. Hệ thống điều khiển giám sát phía 110kV, MBA T1 và MBA T2: ..............5
1.2.2. Hệ thống điều khiển giám sát phía 22kV thanh cái C41, C42: .....................6
1.2.3. Hệ thống đo lường ........................................................................................6
1.2.4. Hệ thống AC/DC và hệ thống tín hiệu cảnh báo...........................................6
1.3. PHẦN CỨNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA .........................................................6
1.3.1. Sơ đồ nhất thứ trạm Hội An ..........................................................................6
1.3.2. Phương thức điều khiển - bảo vệ trạm Hội An ..............................................8
1.3.3. Hệ thống máy tính điều khiển - giám sát ......................................................9
1.3.4. Hệ thống mạng kết nối thiết bị....................................................................10
1.4. PHẦN MỀM HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA .........................................................10
1.4.1. Công cụ MatrikonOPC Server ....................................................................11
1.4.2. Công cụ Triangle MicroWorks ....................................................................12
1.4.3. Công cụ WinCC 7.0 ....................................................................................13
1.4.4. Phần mềm tự động hóa ...............................................................................13
1.5. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1 .......................................................................................22
CHƯƠNG 2. PHÂN TÍCH CÁC PHƯƠNG ÁN CHUYỂN ĐỔI TBA 110KV HỘI
AN KHÔNG NGƯỜI TRỰC...................................................................................... 23
2.1. CÁC YÊU CẦU CHUNG ...................................................................................... 23
2.2. THỰC TRẠNG TBA 110KV HỘI AN ................................................................. 25


2.3. ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO TBA 110KV HỘI AN KHÔNG NGƯỜI
TRỰC ............................................................................................................................ 26
2.4. GIẢI PHÁP CHUNG CHO HAI PHƯƠNG ÁN ................................................... 26
2.5. GIẢI PHÁP RIÊNG VÀ DỰ TOÁN CỦA HAI PHƯƠNG ÁN ........................... 31
2.5.1. Phương án tận dụng lại hệ thống hiện hữu và bổ sung thiết bị mới ........... 31
2.5.2. Phương án thay thế và bổ sung thiết bị mới ............................................... 35
2.6. LỰA CHON PHƯƠNG ÁN CHUYỂN ĐỔI TBA 110KV HỘI AN KHÔNG

NGƯỜI TRỰC TRONG TƯƠNG LAI ........................................................................ 40
2.7. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 41
CHƯƠNG 3. PHÂN TÍCH KỸ THUẬT, KINH TẾ TÀI CHÍNH CỦA PHƯƠNG
ÁN CHUYỂN ĐỔI TBA 110KV HỘI AN THÀNH TBA KHÔNG NGƯỜI
TRỰC............................................................................................................................ 42
3.1. MÔ HÌNH KẾT NỐI PHẦN CỨNG HỆ THỐNG ................................................ 42
3.2. CÁC THIẾT BỊ CHÍNH LẮP ĐẶT TRONG TRẠM ........................................... 43
3.2.1. Máy tính thu thập và tập trung dữ liệu trạm ............................................... 43
3.2.2. Các thiết bị I/O bổ sung .............................................................................. 44
3.2.3. Thiết bị Switch ............................................................................................ 45
3.2.4. Các màn hình (bổ sung) .............................................................................. 45
3.3. HỆ THỐNG PHẦN MỀM VÀ SỐ LƯỢNG DỮ LIỆU CÓ THỂ THU THẬP TẠI
TRẠM ............................................................................................................................ 45
3.3.1. Hệ thống phần mềm bổ sung tại TBA 110kV Hội An ............................... 45
3.3.2. Số lượng tín hiệu trong danh sách Data list yêu cầu có thể lấy được về hệ
thống tự động hóa .......................................................................................................... 45
3.4. HỆ THỐNG ROBOT MANG CAMERA VÀ GIÁM SÁT HÌNH ẢNH TỪ XA . 46
3.4.1. Giới thiệu .................................................................................................... 46
3.4.2. Các tiêu chuẩn an toàn trong việc lắp đặt thiết bị tại TBA ......................... 48
3.4.3. Chi tiết thiết kế ............................................................................................ 48
3.5. HỆ THỐNG BÁO CHÁY TỰ ĐỘNG, CẢNH BÁO TỪ XA ............................... 49
3.6. DỰ TOÁN THỰC HIỆN ....................................................................................... 50
3.6.1. Khối lượng công việc.................................................................................. 50
3.6.2. Dự toán........................................................................................................ 51
3.7. PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH ..................................................................... 51
3.7.1. Những lợi ích mong muốn .......................................................................... 52
3.7.2. Phân tích kinh tế tài chính .......................................................................... 54
3.7.3. Kết quả phân tích kinh tế – tài chính .......................................................... 55
3.8. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 55

KẾT LUẬN .................................................................................................................. 56
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (Bản sao)
PHỤ LỤC


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CÁC KÝ HIỆU:
F21
: Bảo vệ khoảng cách
F25
: Chức năng kiểm tra hòa đồng bộ
F27
: Bảo vệ kém điện áp
F50/51
F50/51N

: Bảo vệ quá dòng điện pha
: Bảo vệ quá dòng điện trung tính

F50BF

: Bảo vệ chống hư hỏng máy cắt.

F59

: Bảo quá điện áp

F67

F74

: Bảo vệ quá dòng có hướng
: Chức năng giám sát mạch cắt máy cắt

F79
F87B
F87T
F90

: Chức năng đóng lặp lại máy cắt
: Bảo vệ so lệch thanh cái
: Bảo vệ so lệch máy biến áp
: Chức năng tự động điều chỉnh nấn phân áp

CÁC CHỮ VIẾT TẮT:
A3
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung
AC
ACSI

Dòng điện xoay chiều (Alternating Current)
Giao tiếp dịch vụ truyền thông ảo (Abstract Communication
Service Interface)

ADU
ASCII

Đơn vị dữ liệu ứng dụng (Application Data Unit)
Chuẩn mã trao đổi thông tin Hoa Kỳ(American Standard Code for

Information Interchange)
Địa chỉ đơn vị dữ liệu dịch vụ ứng dụng (Application Service Data
Unit)

ASDU
BCU
CGC
CID
Client
CPC
CPU
DC
DCE
DCL

Bộ điều khiển mức ngăn (Bay Control Unit)
Công ty Lưới điện cao thế miền Trung (Central Grid Company)
Mô tả cấu hình của IED (Configured IED Description)
Khách
Tổng công ty Điện lực miền Trung (Central Power Corporation)
Bộ xử lý trung tâm của máy tính (Central Processing Unit)
Dòng điện một chiều(Direct Current)
Thiết bị truyền thông dữ liệu (Data Communication Equipment)
Dao Cách Ly


DCS

Hệ thống điều khiển phân tán (Distributed control system)

DTĐ

Dao Tiếp Địa

DTE
ĐD
Ethernet

Thiết bị dữ liệu đầu cuối (Data Terminal Equipment)
Đường Dây
Phương pháp truy cập mạng máy tính cục bộ (LAN) được sử dụng

phổ biến nhất
Engineering Máy tính dành cho các cán bộ kỹ thuật sử dụng để làm việc (như
Computer
chỉnh định rơle, lập báo cáo, ...)
EPRI

Viện nghiên cứu năng lượng điện tử (Electronic Power Research
Institute)

EVN
FTP

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (VietNam Electricity)
Phương thức truyền file (File Transfer Protocol)

Gateway
GOOSE
GPS

GSE
HIS

Cổng kết nối, trao đổi dữ liệu giữa hệ thống điều khiển tích hợp và
hệ thống SCADA của các Trung tâm Điều độ
Generic Object Oriented Substation Event
Hệ thống định vị toàn cầu(Global Positioning System)
Sự kiện chung trạm biến áp (Generic Substation Event)
Cơ sở dữ liệu quá khứ(Historical Information Subsystem)

HMI
HT
HTĐ
ICD

Giao diện người – máy(Human Machine Interface)
Hệ thống
Hệ Thống Điện
Mô tả chức năng của IED (IED Capability Description)

IEC

IED

Ủy ban Kỹ thuật điện Quốc tế (International Electrotechnical
Commission)
Viện kỹ sư điện và điện tử (The Institute of Electrical and
Electronics Engineering)
Thiết bị điện tử thông minh (Intelligent Electronic Device)

IP
I/O
LAN
LD
LN
Master
MBA
MC

Giao thức liên mạng (Internet Protocol)
Đầu vào/ Đầu ra (Input/Output)
Mạng máy tính cục bộ(Local Area Network)
Thiết bị logic (Logical Device)
Nút logic (Logical Node)
Chủ
Máy biến áp
Máy Cắt

IEEE


MMS

Thông tin chi tiết đặc tính kỹ thuật nhà sản xuất (Manufacturing
Message Specification)

Ngăn
NIM

Là một bộ phận của TBA bao gồm các thiết bị (như MC, DCL…) làm

nhiệm vụ kết nối ĐD, MBA, MF… với TBA
Khối giao diện mạng(Network Interface Module)

NPT
NTP
OLTC

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia
Giao thức đồng bộ thời gian mạng (Network Time Protocol)
Điều áp dưới tải (OnLoad Tap Changer)

OPC

Liên kết và nhúng đối tượng cho quá trình điều khiển (OLE for
Process Control)

OSI

Kết nối hệ thống mở (Open Systems Interconnection)


DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu

Tên bảng

bảng

Trang

1.1.

Danh mục thiết bị trong tủ Server

7

1.2.

Danh mục thiết bị lắp vào các tủ hiện hữu

8

1.3.

Danh mục phần mềm

8

2.1.

Khối lượng công việc sử dụng giải pháp tận dụng lại hệ thống
hiện hữu của TBA 110kV Hội An có hệ thống tích hợp

33

2.2.

Dự toán công việc sử dụng giải pháp tận dụng lại hệ thống hiện
hữu của TBA 110Kv Hội An có hệ thống tích hợp

35

2.3.

2.4.

2.5.

Khối lượng công việc sử dụng giải pháp bổ sung thiết bị mới
của TBA 110Kv Hội An có hệ thống tích hợp
Dự toán công việc sử dụng giải pháp bổ sung thiết bị tập
trungthu thập dữ liệu mới của TBA 110Kv Hội An có hệ thống
tích hợp
So sánh các phương án điều khiển từ xa cho trạm biến áp 110Kv
Hội An không người trực

38

40

41

3.1.

Khối lượng công việc thực hiện

50

3.2.

Dự toán công việc thực hiện

51


DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
hình

Tên hình

Trang

1.1.

Sơ đồ nhất thứ đầy đủ TBA 110kV Hội An

7

1.2.

Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển - giám sát

9

1.3.

Giao diện cài đặt của công cụ MatrikonOPC Server

11

1.4.

Công cụ Triangle MicroWorks kết nối với rơle MiCOM

12

1.5.

Giao diện cài đặt của công cụ WinCC 7.0

13

1.6.

Đăng nhập/ Đăng xuất

14

1.7.

Điều khiển máy cắt, dao cách ly 110kV

15

1.8.

Màn hình giám sát rơle MiCOM P632 và P132

16

1.9.

Sơ đồ ngăn máy biến áp 110/22kV

17

1.10.

Hệ thống phân phối DC

18

1.11.

Đặt biển báo trên thiết bị

19

1.12.

Giám sát trạng thái kết nối của thiết bị

20

1.13.

Bảng sự kiện, cảnh báo sự cố

21

1.14.

Lựa chọn điều khiển từ SCADA

22

2.1.

Kết nối thông tin của hệ thống

26

2.2.

Sơ đồ kết nối hệ thống báo cháy tự động

28

2.3.

Hệ thống camera IP tại TBA 110Kv Hội An

29

2.4.

Mô hình hệ thống kiểm soát vào/ra (Access Control)

30

2.5.

Mô hình kết nối truyền thông tận dụng lại hệ thống hiện hữu

31

2.6.

Mô hình kết nối truyền thông thay thế thiết bị mới

36

2.7.

Mô hình kết nối phần mềm

38

3.1.

Mô hình tổ chức kết nối mức TBA

42

3.2.

Tổ chức kết nối camera tại TBA 110kV Hội An

46

3.3.

Mặt bằng bố trí camera tại TBA 110kV Hội An

47

3.4.

Thiết kế 3D tổng quan của đường dẫn

49

3.5.

Thiết kế 3D tổng quan robot

49

3.6.

Sơ đồ kết nối hệ thống báo cháy, camera và giám sát an ninh tại
TBA 110kV Hội An

49


1

MỞ ĐẦU

Cùng với việc nâng cao chất lượng nguồn nhân lực, Tập đoàn điện lực Việt Nam
cũng đã có bước tiến dài trong ứng dụng khoa học công nghệ tiên tiến, hiện đại vào sản
xuất, kinh doanh điện năng, góp phần tăng năng suất lao động một cách bền vững.
Tự động hóa hệ thống điện là yêu cầu cấp thiết trong giai đoạn phát triển hiện nay.
Các quốc gia tiên tiến trên thế giới và trong khu vực đã hoàn thành công việc này và
đang tiến hành hình thành lưới điện thông minh. Tổng công ty điện lực Miền Trung đưa
ra “Kế hoạch triển khai Lưới điện thông minh” ngày 21/02/2013. Trong đó, yêu cầu tiến
hành tự động hóa lưới điện 110kV từ nay đến năm 2020.
Đặc biệt, hiện Ngành Điện đang đầu tư, xây dựng các trạm biến áp không người
trực. Cuối năm 2015, đầu năm 2016 trạm Lăng Cô, trạm Tam Quan (trực thuộc Công ty
Lưới điện cao thế Miền Trung, Tổng công ty điện lực Miền Trung) sau thời gian thí
điểm, chính thức đi vào vận hành theo cơ chế không người trực. Sau thí điểm thành công
trạm Lăng Cô, Tam Quan trong năm 2015, đầu năm 2016. EVN CPC đã triển khai thêm
các trạm khác, lộ trình đến năm 2020 tất cả các trạm 110kV thuộc công ty lưới điện cao
thế Miền Trung chuyển sang trạm không người trực.
TBA không người trực được quản lý vận hành một cách tự động, nâng cao năng
suất lao động, giảm tối đa nhân lực. Trong tương lai, hàng loạt trạm biến áp không người
trực, vận hành tự động, điều khiển từ xa sẽ được ngành Điện đưa vào vận hành. Đây
cũng 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 trạm biến áp (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.
- 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.
Trạm biến áp không người trực 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.
Việc nghiên cứu cải tạo TBA 110kV Hội An thành TBA không người trực đã được


2
Tổng công ty điện lực miền trung giao cho công ty TNHH MTV thí nghiệm điện Miền
Trung triển khai thực hiện hạng mục tích hợp điều khiển bằng hệ thống máy tính từ
tháng 11/2014. Tuy nhiên, việc triển khai chỉ mới thực hiện xong hạng mục tích hợp
điều khiển bằng máy tính, chưa thực hiện đưa TBA 110kV Hội An vào vận hành không
người trực, lộ trình của EVN CPC từ nay đến năm 2020 đưa tất cả các TBA 110kV
thuộc tổng công ty quản lý vào vận hành không người trực.
Nhằm đáp ứng được nhu cầu và định hướng triển khai TTĐK và TBA 110kV
không người trực đến năm 2020, đề tài luận văn được chọn là "Nghiên cứu đề xuất
chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành TBA không người trực ".
2. Mục tiêu nghiên cứu
- Nghiên cứu đề xuất chuyển đổi TBA 110kV Hôi An thành TBA không người
trực, giải pháp kết nối TTĐK hiện nay.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Trung tâm điều khiển thao tác từ xa.
- TBA 110kV Hội An.
- Các quy trình điều độ, quy trình vận hành, giải pháp an ninh PCCC, quy định xây
dựng trung tâm điều khiển và TBA không người trực hiện hành.
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Xây dựng TBA 110kV Hội An không người trực phù hợp với thực tế vận hành và
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: "Nghiên cứu đề
xuất chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành TBA 110kV không người trực "
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: Tổng quát về trạm biến áp 110kV Hội An và hệ thống tự động hóa TBA
110kV Hội an
Chương 2: Phân tích các giải pháp, đề xuất chuyển đổi TBA 110kv Hội An không
người trực trong tương lai
Chương 3: Thực hiện chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành TBA không người trực.


3

CHƯƠNG 1
TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN VÀ HỆ THỐNG
TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110kV HỘI AN
1.1. TỔNG QUAN VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV HỘI AN
1.1.1. Giới thiệu
TBA 110 kV Hội An được đưa vào vận hành từ năm 2010 với quy mô ban đầu
gồm 01 MBA T1 - 110/22kV - 25MVA, đến năm 2014 nâng công suất MBA 25MVA
lên MBA 40MVA, năm 2015 đầu tư xây dựng mới ngăn MBA T2 - 110/22kV - 40MVA,
hiện nay quy mô trạm gồm 02 MBA - 110/22kV – với tổng dung lượng 80MVA với
những đặc điểm chính như sau:
Sơ đồ nối điện phía 110kV: Sử dụng sơ đồ khối đường dây - MBA gồm:
Đường dây 176 từ TBA 110kV Điện Nam Điện Ngọc đấu nối trực tiếp vào thanh
cái C11 TBA 110kV Hội An.
Ngăn thanh cái C11 lắp máy biến điện áp TUC11.

Ngăn MBA T1 lắp dao cách ly 131 - 1 và máy cắt 131, đấu nối vào thanh cái C11.
Ngăn MBA T2 lắp dao cách ly 132 - 1 và máy cắt 132, đấu nối vào thanh cái C11.
Sơ đồ nối điện phía 22kV: Sử dụng sơ đồ “02 hệ thống thanh cái có máy cắt phân
đoạn” với 02 ngăn lộ tổng 431, 432 và 9 ngăn xuất tuyến, một ngăn lộ phân đoạn 412.
Hệ thống phân phối (HTPP) 22kV TBA 110kV Hội An các tủ hợp bộ lắp đặt trong nhà
với các xuất tuyến 471, 473, 475, 477, 472, 474, 476, 478, 480.
Thực hiện chủ trương của EVN về việc nâng cao năng lực tự động hóa lưới điện,
hiện nay một số trạm biến áp 110kV Hội An đã được trang bị các hệ thống điều khiển bảo
vệ tích hợp bằng máy tính, và bước tiếp theo là sẽ chuyển đổi TBA 110kV Hội An thành
TBA không người trực.
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) 110kV Hội An không người
trực là tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện quốc
gia.


4
1.1.2. Vai trò của trạm biến áp 110kV Hội An không người trực
Trạm biến áp 110kV Hội An không người trực đóng vai trò là các điểm kết nối cơ
sở đến trung tâm điều khiển. Trạm biến áp 110kV Hội An không người trực được trang
bị các thiết bị điều khiển và bảo vệ có tính tự động hóa cao như hệ thống máy tính tự
chuẩn đoán, khả năng thao tác đóng mở thiết bị một ngăn lộ hoặc toàn trạm trên một
lệnh duy nhất, các hệ thống giám sát hình ảnh và giám sát an ninh liên tục, hệ thống
quan sát nhiệt cho các thiết bị, cảm biến nhiệt cho đóng mở chiếu sáng tự dùng. Trạm

biến áp không người trực và trung tâm điều khiển xa hình thành một hệ thống vận hành
hệ thống điện tập trung và thống nhất.
Hiện EVN có khoảng trên dưới 590 TBA ở các cấp điện áp từ 110 - 500kV và con
số này sẽ còn tăng lên trong thời gian tới. Trước đây, chức năng điều khiển từ xa, giám
sát các TBA chỉ giới hạn ở khả năng thao tác đơn giản như đóng cắt máy, còn lại các
thao tác vận hành khác đều thực hiện thủ công trên thiết bị. Nghĩa là thiết bị không đồng
bộ, không có hệ thống tích hợp thông tin và xử lý cảnh báo chung.
TBA Hội An không người trực 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.
1.1.3. Những ưu thế
Trạm được giám sát, điều khiển bằng hệ thống máy tính đã thể hiện rõ ưu thế vượt
trội so với kiểu truyền thống, đặc biệt là khả năng thu thập, xử lý và lưu trữ một lượng
thông tin rất lớn với mức độ chính xác rất cao. Đồng thời, mở ra khả năng tự động hóa
hoàn toàn công tác quản lý vận hành trạm biến áp. Chính vì thế, theo EVN, việc ứng
dụng công nghệ máy tính là bước trung gian để xây dựng trạm biến áp không người trực
vận hành, đáp ứng bài toán tối ưu hóa cho hệ thống điện.
1.1.4. Những lợi ích đạt được
Khi 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)
 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.


5

 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
 Đáp ứng các yêu cầu của Luật, Nghị định, Thông tư, Tiêu chuẩn kỹ thuật, Qui
trình, Qui phạm, Quyết định hiện hành đối với công tác Truyền tải, Phân phối và Điều
độ điện lực.
 Bảo trì tốt hơn, vận hành tối ưu, hạn chế tai nạn lao động.
 Quản lý thông tin tốt hơn.
 Hoàn thiện tổ chức.
Khi đáp ứng được các mục tiêu nêu trên, trạm biến áp không người trực sẽ cung
cấp cho Tổng Công ty Điện lực miền Trung các khả năng sau:
 Đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật đối với vận hành trạm biến áp cao áp không người
trực.
 Có đủ thông tin cần thiết và đáng tin cậy để vận hành một lưới điện an toàn, tin
cậy và kinh tế.
 Giảm thời gian mất điện để đáp ứng quy chuẩn bắt buộc về chất lượng dịch vụ
trong qui định của thị trường điện.
 Nâng cao chất lượng và dịch vụ trong cung cấp điện, đặc biệt đối với các tình
huống xảy ra thiếu điện.
 Giám sát, vận hành và quản lý hệ thống lưới điện tập trung, giảm được nhân lực
trong công tác vận hành lưới điện.
 Có đầy đủ thông tin và dữ liệu quá khứ đáng tin cậy phục vụ báo cáo, phân tích,
dự báo, lập kế hoạch để có thể vận hành trong cơ chế thị trường điện.
 Có đầy đủ thông tin và dữ liệu một cách kịp thời để phân tích các sự cố, lập biện
pháp khôi phục phù hợp và triển khai một cách tối ưu trong thời gian nhanh nhất.
 Quản lý công tác sửa chữa an toàn và hiệu quả.
 Có đủ thông tin cần thiết để giải đáp cho khách hàng một cách hiệu quả.
 Để triển khai một giải pháp tiên tiến, giải pháp đúng và sẵn sàng cho Smart Grid.
1.2. HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110kV HỘI AN
1.2.1. Hệ thống điều khiển giám sát phía 110kV, MBA T1 và MBA T2:

- BCU-1, BCU-3 phía 110kV (loại 7SJ64 - Siemens).
- 02 module I/O (E1210 và E1242) để thu thập dữ liệu MBA.
- Phương thức điều khiển:
+ MC, DCL, DTĐ phía 110kV được điều khiển từ BCU-1, BCU-3 .
+ Điều chỉnh nấc phân áp MBA T1, T2: Tapcon 230 tại tủ RTCC.


6

- Các tín hiệu được giám sát thông qua BCU-1, BCU-3 và rơle bảo vệ.
1.2.2. Hệ thống điều khiển giám sát phía 22kV thanh cái C41, C42:

- BCU (loại 6MD61 – Siemens) dùng cho MBA T1 điều khiển MC 431, 412.
- 07 bộ chuyển đổi giao thức ACE949-2.
- Phương thức điều khiển:
+ Điều khiển các xuất tuyến C41 thì điều khiển bằng RLBV Sepam S23 ở riêng
từng ngăn lộ, TC C42 sử dụng RLBV SEL 751A ở từng ngăn lộ riêng để điều khiển.
1.2.3. Hệ thống đo lường
Thông số đo lường chính của lộ tổng 110kV và 22kV MBA T1, T2 được lấy từ
BCU. Ngoài ra, còn có thể xem thông số đo lường trong rơle thông qua giao thức IEC
60870-5-103 kết nối với hệ thống máy tính.
Các thông số đo lường xuất tuyến 22kV thanh cái C41, C42 được lấy từ các hợp
bộ đo lường (PM710, PM1200) thông qua giao thức Modbus kết nối với hệ thống máy
tính, đồng thời ta có thể xem các giá trị đo lường trên các rơle bảo vệ (SEPAM S23,
SEL 751A) của từng ngăn xuất tuyến.
1.2.4. Hệ thống AC/DC và hệ thống tín hiệu cảnh báo

- module I/O trong tủ AC, DC để thu thập dữ liệu trạng thái.
- Hệ thống máy tính giám sát tín hiệu trạng thái của các thiết bị.
- Sử dụng hệ thống báo tín hiệu chuông hiện có của trạm, và lắp thêm hệ thống âm

thanh cảnh báo từ máy tính.
1.3. PHẦN CỨNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA
1.3.1. Sơ đồ nhất thứ trạm Hội An
Quy mô của trạm biến áp 110kV Hội An 02 MBA 110/22kV tổng dung lượng
80MVA, thanh cái C41, C42 với 09 xuất tuyến 22kV.


7

Hình 1.1. Sơ đồ nhất thứ đầy đủ TBA 110kV Hội An
Danh mục thiết bị:
Bảng 1.1. Danh mục thiết bị trong tủ Server
Đơn vị

Số

tính

lượng

Máy tính chủ, tích hợp chức năng
HIS và Gateway

Bộ

1

2

Máy tính điều khiển

Bộ

1

2 màn hình

3

Máy tính kỹ thuật

Bộ

1

1 màn hình

4

Bộ nghịch lưu VDC/AC

Bộ

2

5

Switch công nghiệp

Cái

1

6

Thiết bị GPS

Bộ

1

TT

Tên thiết bị

1

Ghi chú


8
Bảng 1.2. Danh mục thiết bị lắp vào các tủ hiện hữu
Tên thiết bị

TT

Đơn vị
Số
tính
lượng

Tủ hiện hữu

1

BCU

Cái

3

RP1, RP2

2

Bộ chuyển đổi Nport5410

Bộ

1

RP1

3

Bộ chuyển đổi ACE949-2

Bộ

6

J05,07,09,11,13,15

4

Bộ chuyển đổi Nport5130

Bộ

1

J15

5

Bộ chuyển đổi NP 308

Bộ

1

J07

6

Modun I/O

Bộ

3

AC, DC, RTCC

Bảng 1.3. Danh mục phần mềm
TT

Tên phần mềm

Chức năng

1

WinCC 7.0

Phần mềm thiết lập giao diện HMI

2

Matrikon OPC server

Phần mềm truy xuất dữ liệu BCU

3

TriangleMicroWorks

Phần mềm truy xuất dữ liệu rơle, đo lường

4

Digsi 4.87

Phần mềm cấu hình rơle Siemens

5

MiCOM S1 Agile

Phần mềm cấu hình rơle MiCOM

6

STF2841

Phần mềm cấu hình rơle SEPAM

1.3.2. Phương thức điều khiển - bảo vệ trạm Hội An


9
BCU-1 và BCU-2 phục vụ công tác đo lường ngăn lộ tổng, thu thập dữ liệu và điều
khiển ngăn lộ 110kV, điều khiển quạt mát và nấc phân áp MBA T1, điều khiển lộ tổng 22kV.
Các ngăn xuất tuyến 22kV được điều khiển và giám sát thông qua rơle SEPAM
S23 của từng ngăn. Các thông số đo lường được truy xuất từ các hợp bộ đo lường đa
chức năng (P1-PM710) của các ngăn. [2], [5]
1.3.3. Hệ thống máy tính điều khiển - giám sát
Hệ thống máy tính được lắp đặt thực hiện chức năng điều khiển và giám sát hoạt
động của các thiết bị trong trạm, đồng thời thực hiện chức năng kết nối và cung cấp
thông tin cho các Trung tâm điều độ, Trung tâm thao tác thông qua hệ thống SCADA
(nối với Gateway tích hợp trong máy tính chủ SERVER) sử dụng giao thức IEC 608705-101, IEC 60870-5-104.

Hệ thống bao gồm:
Máy tính chủ (SERVER): máy tính chủ là thiết bị server của trạm, cung cấp các
chức năng điều khiển và giám sát, tích hợp chức năng giao diện với trung tâm điều khiển
từ xa, chức năng ghi và lưu trữ dữ liệu.
Máy tính điều khiển (HMI Computer): đây là thiết bị giao diện người máy để thực
hiện các thao tác điều khiển và giám sát cho toàn bộ trạm.
Máy tính kỹ thuật (Engineering PC): đây là máy tính cài đặt các chương trình giao
diện rơle bảo vệ để thực hiện các nhiệm vụ cấu hình và kỹ thuật như bảo dưỡng cơ sở
dữ liệu và cài đặt rơle.
Hệ thống định vị vệ tinh GPS: đồng bộ hóa thời gian cho các thiết bị trong trạm
theo giờ quốc tế/ giờ địa phương.
Cổng Gateway trích xuất dữ liệu SCADA được tích hợp trong máy tính chủ
(SERVER).

Hình 1.2. Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển - giám sát


10
1.3.4. Hệ thống mạng kết nối thiết bị
Hệ thống mạng toàn trạm (Station Bus): theo giao thức IEC 61850, mạng LAN
đơn, hình tia. Các thiết bị có chuẩn giao tiếp IEC 61850, IEC 60870-5- 103, Modbus,
TCP/IP được nối với Station Bus thông qua Switch, bao gồm:

- Các rơle bảo vệ ngăn MBAT1 MiCOM P632, P132 (giao thức IEC 60870-5103) và rơle P122 (giao thức Modbus) nối vào Switch thông qua bộ chuyển đổi
RS232/LAN Nport 5410 tại tủ RP1. Bảo vệ ngăn MBAT2 MiCOM P632, P143, P141
(giao thức IEC 61850) nối vào Switch thông qua mạng LAN.

- Lắp mới BCU-1, BCU-3 (7SJ64, 6MD66 - giao thức IEC 61850) nhằm thu thập
thông số đo lường, thu thập tín hiệu và điều khiển các thiết bị ngăn lộ tổng 110kV và
MBA T1, T2. Ngoài ra, còn có các module AI – E1242 (thu thập tín hiệu nhiệt độ dầu,

nhiệt độ cuộn dây và nấc phân áp MBA T1, T2), module DI – E1210 (thu thập tín hiệu
cảnh báo và tín hiệu bảo vệ MBA T1, T2) được lắp tại tủ điều khiển xa MBA T1, T2
(tủ RCC).

- Tủ 22kV thanh cái C41: rơle SEPAM S40, S23, B22 nối với các bộ ACE949-2
(giao thức Modbus), thông qua Nport 5130 nối vào Switch. Các hợp bộ đo lường đa
chức năng (P1-PM710) có chuẩn giao thức Modbus được nối vào Switch thông qua bộ
NP308 lắp tại tủ J07. Tủ 22kV thanh cái C42: rơle SEL 751A (giao thức IEC 61850) nối
vào Switch thông qua mạng LAN. Các hợp bộ đo lường đa chức năng (PM1200) có
chuẩn giao thức Modbus được nối vào Switch thông qua bộ NP5130 lắp tại tủ J02.

- Lắp mới BCU-2, BCU-3 (6MD61, 6MD66 - giao thức IEC 61850) nhằm thu thập
thông số đo lường, thu thập tín hiệu và điều khiển lộ tổng 22kV.

- Lắp mới các module DI – E1210 tại các tủ phân phối AC, DC nhằm thu thập tín
hiệu và trạng thái của các Aptomat cấp nguồn.
1.4. PHẦN MỀM HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA
Để cung cấp cơ sở dữ liệu từ các IED cho công cụ thiết lập giao diện điều khiển là
WinCC, cần có các công cụ đọc – ghi dữ liệu từ các IED. Vì vậy, cần thiết phải có thêm
công cụ OPC server cho kết nối theo giao thức IEC 61850 và một số công cụ đọc – ghi khác
đối với các thiết bị có chuẩn giao tiếp IEC 60870-5-103, Modbus, … Cụ thể như sau:
+ MatrikonOPC Server: kết nối các thiết bị có giao thức IEC 61850.
+ Triangle MicroWorks: kết nối các thiết bị có giao thức Modbus và IEC 608705-103. Ngoài ra còn có thêm driver IEC 60870-5-101/104 Slave cho kết nối đến Trung
tâm điều độ (A3) và Trung tâm thao tác.


11
1.4.1. Công cụ MatrikonOPC Server

Kết nối với

BCU 7SJ64
Đặt tên thiết bị

Địa chỉ kết nối

Hình 1.3. Giao diện cài đặt của công cụ MatrikonOPC Server
Tính năng thu thập dữ liệu: đọc theo kiểu Poll/Demand cho kiểu thu thập nhất định
hoặc Advice/Report bằng phương pháp loại trừ tăng dần trong suốt quá trình thực thi,
và giảm tải lượng đường truyền mạng, một phương pháp kết hợp Refresh/Polled-Report.
Hỗ trợ nhiều kênh, sử dụng các giao thức giống và khác nhau. Kiểu kênh hỗn hợp (serial,
TCP/IP, modem) và kiểu kết nối đa điểm. [17]
MatrkonOPC Server for IEC 61850 được sử dụng để trích xuất dữ liệu từ các BCU
(7SJ64, 6MD66 và 6MD61) có chuẩn truyền thông IEC 61850.


12
1.4.2. Công cụ Triangle MicroWorks
Kết nối với Rơle P632,
P132 có giao thức IEC 103

Kết nối với Rơle P122
có giao thức Modbus

Kết nối với Rơle Sepam
có giao thức Modbus

Hình 1.4. Công cụ Triangle MicroWorks kết nối với rơle MiCOM
Triangle MicroWorks là công cụ OPC Server dùng để trao đổi dữ liệu giữa HMI
với các thiết bị IED. Hỗ trợ các giao thức Master IEC 60870-5-103, Modbus Serial
ASCII/RTU, Modbus Plus, and Modbus TCP để kết nối với các IED và hỗ trợ các giao

thức Slave IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104 để kết nối với các Trung tâm điều độ,
Trung tâm thao tác.
Triangle MicroWorks không giới hạn số lượng đồng thời các kết nối client và
không giới hạn giao tiếp với thiết bị trong 1 lúc. [23]
Sử dụng module M103 để trích xuất dữ liệu các rơle (MiCOM P632, MiCOM
P132) có chuẩn truyền thông IEC 60870-5-103.
Sử dụng module MMB để trích xuất dữ liệu rơle MiCOM P122, SEPAM S40, S23,
B22 và thiết bị đo lường (PM710, PM1200) có chuẩn truyền thông Modbus.


13
1.4.3. Công cụ WinCC 7.0
Thiết lập giao diện điều khiển toàn trạm bằng công cụ WinCC 7.0:

Sử dụng OPC
để truy xuất dữ
liệu từ các IED
Các IED có giao
thức IEC 61850

Các IED có giao
thức IEC 103

Công cụ thiết
lập giao diện
điều khiển

Hình 1.5. Giao diện cài đặt của công cụ WinCC 7.0
WinCC 7.0 là công cụ chuyên dụng để xây dựng giao diện điều khiển trạm bằng
hệ thống máy tính cũng như phục vụ việc xử lý và lưu trữ dữ liệu trong một hệ thống tự

động hóa. Nó cung cấp các công cụ để thiết lập một giao diện điều khiển chạy trên các
hệ điều hành của Microsoft như Windows7,... với những chức năng hữu hiệu cho việc
điều khiển. [20]
WinCC sử dụng các hệ quản trị cơ sở dữ liệu ODBC/SQL và có thể dễ dàng truy
cập tới cơ sở dữ liệu của hệ thống bằng ngôn ngữ SQL hoặc ODBC và hỗ trợ ngôn ngữ
lập trình chuẩn ANSI-C và VBScripts để lập trình sự kiện.
1.4.4. Phần mềm tự động hóa
Sử dụng công cụ WinCC7.0 để thiết lập toàn bộ phần mềm tự động hóa trạm biến
áp 110kV Hội An. Sản phẩm cụ thể như sau:

- Sơ đồ tổng quan (Substation Overview) của chương trình: Giám sát trạng thái
thiết bị, hiển thị điện áp thanh cái, dòng điện, điện áp, .... Từ sơ đồ tổng quan có thể truy