Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kV không người trực tại Công ty Điện lực Bắc Kạn

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:77

Thêm vào BST

Báo xấu

33
lượt xem 9
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Đề tài này đặt mục tiêu chính là nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kV không người trực tại tỉnh Bắc Kạn. Mời các bạn cùng tham khảo!

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kV không người trực tại Công ty Điện lực Bắc Kạn

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP NGUYỄN ĐỨC THÁI NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN XA CHO CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110 kV KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC BẮC KẠN Ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã ngành: 8520201 LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC NGÀNH KỸ THUẬT ĐIỆN NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. NGUYỄN HIỀN TRUNG Thái Nguyên - 2019 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan, luận văn này là công trình nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, tổng hợp từ nhiều nguồn tài liệu tham khảo khác nhau. Qua số liệu thu thập thực tế, tổng hợp tại Công ty Điện lực Bắc Kạn - nơi tôi làm việc, không sao chép bất kỳ luận văn nào trước đó và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Nguyễn Hiền Trung - giảng viên trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp – Đại học Thái Nguyên. Các số liệu và những kết quả trong luận văn là trung thực, các đánh giá, kiến nghị đưa ra xuất phát từ thực tiễn và kinh nghiệm làm việc trong công ty Điện lực Bắc Kạn; kết quả nghiên cứu này chưa từng được công bố dưới bất cứ hình thức nào trước khi trình, bảo vệ và công nhận bởi “Hội Đồng đánh giá luận văn tốt nghiệp Thạc sĩ kỹ thuật”. Một lần nữa, tôi xin khẳng định về sự trung thực của lời cam kết trên./. Tác giả luận văn Nguyễn Đức Thái Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
LỜI CẢM ƠN Qua thời gian học tập, nghiên cứu chương trình cao học kỹ thuật điện của trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp, đã giúp tác giả nhận thức sâu sắc về cách thức nghiên cứu, phương pháp tiếp cận các đối tượng nghiên cứu và lựa chọn đề tài luận văn tốt nghiệp cao học; đồng thời góp phần nâng cao kiến thức chuyên môn vững vàng, nâng cao năng lực thực hành, khả năng thích ứng cao trước sự phát triển của khoa học, kỹ thuật và kinh tế; có khả năng phát hiện, giải quyết độc lập những vấn đề thuộc chuyên ngành được đào tạo và phục vụ cho công tác được tốt hơn. Việc thực hiện nhiều bài tập nhóm trong thời gian học đã giúp tác giả sớm tiếp cận được cách làm, phương pháp nghiên cứu, tạo tiền đề cho việc độc lập trong nghiên cứu và hoàn thành luận văn tốt nghiệp này. Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến: TS. Nguyễn Hiền Trung đã giúp đỡ, hướng dẫn hết sức chu đáo, nhiệt tình trong quá trình thực hiện để tác giả hoàn thành luận văn thạc sĩ này; Các CBCNV trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều kiện thuận lợi cho tác giả trong quá trình tiến hành thực nghiệm đề tài và bảo vệ luận văn thạc sĩ; Các đồng chí lãnh đạo và tập thể cán bộ công nhân viên của Công ty Điện lực Bắc Kạn đã giúp đỡ tác giả thực hiện việc nghiên cứu, thu thập các số liệu để tác giả hoàn thành luận văn thạc sĩ này; các đồng nghiệp là những người đã hoàn thành chương trình cao học, đã dành thời gian đọc, đóng góp, chỉnh sửa cho luận văn thạc sĩ này hoàn thiện tốt hơn; Bố, Mẹ, Vợ và những người thân trong gia đình, bạn bè của tác giả đã giúp đỡ, tạo điều kiện về thời gian, động viên tác giả trong quá trình thực hiện và hoàn thành luận văn này; Tác giả mong muốn tiếp tục nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ và tạo điều kiện của Hội đồng Chấm luận văn thạc sĩ, các bạn bè, đồng nghiệp, gia đình và người thân để bản luận văn này hoàn thiện hơn. Xin trân trọng cám ơn. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
MỤC LỤC MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1 1. Lý do thực hiện đề tài .................................................................................... 1 2. Mục đích nghiên cứu ..................................................................................... 2 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ................................................................. 2 4. Phương pháp nghiên cứu ............................................................................... 3 5. Cấu trúc của luận văn..................................................................................... 3 CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG MÔ HÌNH TỔ CHỨC ĐIỀU ĐỘ VÀ HẠ TẦNG KỸ THUẬT CÁC TBA 110 kV KHU VỰC BẮC KẠN ....................................... 4 1.1. Khái quát mô hình chỉ huy điều độ tại Công ty .......................................... 4 1.1.1. Mô hình tổ chức công tác chỉ huy điều độ............................................... 4 1.1.2. Mô hình quản lý Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn ......................... 6 1.2. Hiện trạng hạ tầng kỹ thuật các TBA 110 kV phân phối trên địa bàn........ 6 1.2.1. Hiện trạng TBA 110 kV Bắc Kạn (E26.1) .............................................. 7 1.2.2. Hiện trạng TBA 110 kV Chợ Đồn (E26.2) ............................................ 11 1.2.3. Hiện trạng TBA 110 kV Ngọc Linh ...................................................... 13 1.3. Hiện trạng hạ tầng mạng truyền dẫn ......................................................... 14 1.3.1. Hệ thống mạng LAN, WAN, INTERNET ............................................ 14 1.3.2. Hệ thống mạng cáp quang ..................................................................... 14 1.3.3. Hệ thống thiết bị truyền dẫn .................................................................. 14 KẾT LUẬN CHƯƠNG 1 ................................................................................ 14 CHƯƠNG 2: TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA VÀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC ........................................................................................................ 15 2.1. Mô hình tổ chức ........................................................................................ 15 2.1.1. Xây dựng trung tâm điều khiển- Điều độ Bắc Kạn ............................... 15 2.1.2. Nhiệm vụ và chức năng Điều độ viên kiêm trưởng kíp......................... 16 2.1.3. Nhiệm vụ chức năng Điều độ viên- nhân viên ...................................... 17 2.1.4. Công tác chuẩn bị nhân lực.................................................................... 17 2.2. Mô hình Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn ....................................... 18 2.3. Mô hình chỉ huy điều độ ........................................................................... 20 2.4. Đào tạo nguồn nhân lực ............................................................................ 22 2.4.1. Đào tạo đội ngũ trực vận hành TTĐK xa .............................................. 22 2.4.2. Đào tạo vận hành, sửa chữa bảo dưỡng hệ thống SCADA/DMS.......... 22 2.4.3. Thời gian tiến độ đào tạo nhân lực ........................................................ 23 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
2.5. Biên soạn hệ thống quy trình, quy định nội bộ để quản lý vận hành TTĐKX và TBA không người trực ................................................................................ 23 2.5.1. Các quy trình quy định nội quy cần xây dựng ....................................... 23 2.5.2. Thời hạn hoàn thành các quy định, quy trình và phổ biến hướng dẫn cho CBCNV ............................................................................................................ 24 2.5.3. Xây dựng hạ tầng kỹ thuật trung tâm điều khiển ................................... 24 2.6. Giải pháp phần cứng trung tâm điều khiển ............................................... 25 2.6.1. Yêu cầu chung ....................................................................................... 25 2.6.2 Yêu cầu phần cứng tại trung tâm điều khiển .......................................... 25 2.7. Giải pháp phần mềm ................................................................................. 29 2.7.1. Các đặc tính kỹ thuật yêu cầu ................................................................ 29 2.7.2. Truyền thông và khả năng kết nối ......................................................... 30 2.7.3. Tính bảo mật .......................................................................................... 31 2.7.4. Tính sẵn sàng của hệ thống (System Availability) ................................ 32 2.7.5. Khu vực chuyên trách trong hệ thống .................................................... 32 2.7.6. Yêu cầu về chức năng của hệ thống phần mềm SCADA ...................... 32 2.8. Giải pháp bổ sung thiết bị SCADA và CNTT, sử dụng RTU hiện hữu để bổ sung tín hiệu SCADA còn thiếu ...................................................................... 37 2.8.1 Giải pháp chung ...................................................................................... 38 2.8.2. Giải pháp kỹ thuật đối với từng TBA trong công ty .............................. 39 2.9. Giải pháp kết nối và thu thập bản ghi sự cố ............................................. 45 2.10. Danh sách dữ liệu SCADA kết nối với TTĐK sau cải tạo nâng cấp ...... 45 2.11. Hiệu chỉnh tín hiệu, Kiểm tra test End to end và Point to Point ............. 46 2.12. Phương án đảm bảo an ninh, PCCC tại TTĐK....................................... 46 KẾT LUẬN CHƯƠNG 2 ................................................................................ 47 CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG, CẢI TẠO, NÂNG CẤP CÁC TBA 110 kV THÀNH TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC .............................................................................. 48 3.1. Đề xuất giải pháp ...................................................................................... 48 3.2. Hệ thống truyền dẫn, viễn thông, thiết bị phụ trợ ..................................... 51 3.2.1. Mục tiêu ................................................................................................. 51 3.2.2. Quy mô đầu tư ....................................................................................... 51 3.3. Yêu cầu giải pháp kỹ thuật ....................................................................... 52 3.3.1. Yêu cầu chung ....................................................................................... 52 3.3.2. Tính an toàn, hiệu quả ........................................................................... 53 3.3.3. Độ tin cậy ............................................................................................... 53 3.3.4. Quy chuẩn và tiêu chuẩn áp dụng .......................................................... 53 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
3.4. Thiết kế tổng thể trạm biến áp không người trực ..................................... 54 3.4.1. Sơ đồ kết nối .......................................................................................... 54 3.4.2. Xây dựng hệ thống mạng IP cho các TBA 110 kV ............................... 56 3.4.3. Xây dựng hạ tầng kỹ thuật mạng truyền dẫn cho các TBA 110 kV ...... 56 3.5. Thiết kế nguồn cung cấp ........................................................................... 57 3.6. Thiết kế chi tiết ......................................................................................... 57 3.7. Hệ thống thông tin truyền dẫn cho TTĐK đến A1 ................................... 58 3.8. Tổ chức đào tạo chuyển giao công nghệ .................................................. 58 3.9. Tổng hợp yêu cầu kỹ thuật ....................................................................... 59 3.10. Bản vẽ mô tả quy hoạch lưới điện, sơ đồ kết dây hệ thống thông tin truyền dẫn .................................................................................................................... 64 KẾT LUẬN CHƯƠNG 3 ................................................................................ 64 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ................................................................................ 65 1. Kết luận ........................................................................................................ 65 2. Kiến nghị...................................................................................................... 65 TÀI LIỆU THAM KHẢO...................................................................................... 67 DANH MỤC CÁC PHỤ LỤC ............................................................................... 68 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam; EVNNPT : Tổng Công ty truyền tải điện Quốc gia; EVNNPC : Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc; EVNICT : Trung tâm Viễn thông và Công nghệ thông tin; PCBK : Công ty Điện lực Bắc Kạn; LĐTM : Lưới điện thông minh; TTĐK : Trung tâm điều khiển; TTĐKX : Trung tâm điều khiển xa; TBAKNT : Trạm biến áp không người trực; TTLĐ : Thao tác lưu động; QLVH : Quản lý vận hành; NVVH : Nhân viên vận hành; CNTT : Công nghệ thông tin; PCCC : Phòng cháy chữa cháy; TBA : Trạm biến áp; NMĐ : Nhà máy điện; B26 : Phòng Điều độ - Công ty Điện lực Bắc Kạn; VTDR : Viễn thông dùng riêng; CBPT : Cán bộ phương thức; ĐĐV : Điều độ viên; ĐĐV-TrK : Điều độ viên – Trưởng kíp; PTT : Phiếu thao tác; TTĐĐ : Trung tâm điều độ; ĐQLVH : Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn; CNVH : Chứng nhận vận hành; CBCNV : Cán bộ công nhân viên; GIS : Hệ thống thông tin địa lý (Geographic Information System); MAIFI : Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average Interruption Frequency Index). SAIDI : Thời gian mất điện trung bình của lưới điện trung bình của lưới điện (System Average Interruption Duration Index); SAIFI : Số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index) Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng Nội dung các bảng Trang Bảng 1.1 Khoảng cách địa lý giữa các trạm 110kV 7 Bảng 1.2 Bảng dữ liệu thu thập đến A1 tại trạm 110kV Bắc Kạn 7 Bảng 1.3 Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm 110kV Bắc Kạn 8 Bảng 1.4 Bảng dữ liệu thu thập đến A1 tại trạm 110kV Chợ Đồn 11 Bảng 1.5 Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm 110kV Chợ Đồn 11 Bảng 2.1 Danh mục vật tư thiết bị tại trung tâm điều khiển xa 28 Bảng 2.2 Các phần mềm bản quyền chính sử dụng tại TTĐKX 36 Bảng 2.3 Thống kê phương thức lấy các tín hiệu cần bổ sung trạm 40 110kV Bắc Kạn Bảng 2.4 Thống kê phương thức lấy các tín hiệu cần bổ sung trạm 44 110kV Chợ Đồn Bảng 3.1 Quy mô đầu tư xây dựng hệ thống thông tin truyền dẫn 52 cho các TBA 110 kV Bảng 3.2 Danh sách thiết bị hệ thống mạng WAN 57 Bảng 3.3 Tổng hợp yêu cầu kỹ thuật 59 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Hình Nội dung các hình vẽ, đồ thị Trang Hình 1.1 Sơ đồ tổ chức điều độ HTĐ 4 Hình 1.2 Mô hình phòng Điều độ hiện tại PCBK 4 Hình 1.3 Mô hình quản lý Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc 6 Kạn Hình 2.1 Mô hình tổ chức TTĐKX cho Công ty Điện lực Bắc 15 Kạn Hình 2.2 Mô hình tổ chức bố trí thao tác 15 Hình 2.3 Mô hình Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn 18 Hình 2.4 Mô hình chỉ huy điều độ khi quản lý trạm 110 kV 20 KNT và trạm truyền thống Hình 2.5 Mô hình giao nhận lưới điện 21 Hình 2.6 Mô hình khi chỉ quản lý trạm 110 kV TBAKNT 22 Hình 2.7 Sơ đồ khối phần nguồn TTĐKX 25 Hình 2.8 Sơ đồ cấu trúc chung TTĐKX 26 Hình 2.9 Sơ đồ cấu trúc kết nối phần cứng tại TTĐKX 27 Hình 3.1 Sơ đồ khối phân cấp điều khiển TBAKNT 48 Hình 3.2 Sơ đồ hệ thống điều khiển TBA 110 kV 55 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
MỞ ĐẦU 1. Lý do thực hiện đề tài Ngành điện là một ngành công nghiệp hoạt động mang tính hệ thống và đồng bộ cao, luôn được coi là một ngành kinh tế mũi nhọn và là ngành phải luôn đi trước một bước, có vai trò vô cùng to lớn đối với sự phát triển kinh tế xã hội của đất nước, góp phần không nhỏ trong việc công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước góp phần đưa nước ta sớm trở thành một nước công nghiệp theo hướng hiện đại. Điện ngoài việc phục vụ nhu cầu sản xuất nó còn phục vụ nhu cầu sinh hoạt và nâng cao đời sống của nhân dân vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo, góp phần đảm bảo an sinh xã hội; góp phần đảm bảo an ninh chính trị, an ninh quốc phòng, an ninh năng lượng, đẩy mạnh điện khí hóa nông thôn, xây dựng nông thôn mới. Chính vì vậy, Đảng và Nhà nước ta luôn luôn quan tâm tập trung đầu tư, chỉ đạo một cách toàn diện đối với hoạt động của ngành điện. Trải qua hơn 60 năm ngành điện luôn hoàn thành tốt nhiệm vụ mà đã Đảng và Nhà nước giao phó, đóng góp xứng đáng vào công cuộc đấu tranh bảo vệ và giải phóng đất nước trước đây cũng như công cuộc đổi mới xây dựng đất nước, thực hiện công nghiệp hoá, hiện đại hoá ngày nay. Sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng được xác định là nhiệm vụ trọng yếu có vai trò cực kỳ quan trọng đảm bảo an ninh năng lượng, thúc đẩy phát triển tăng trường kinh tế. Đầu tư phát triển các ngành công nghiệp, các khu đô thị hiện đại, khu du lịch, hạ tầng giao thông đòi hỏi không ngừng đầu tư mới và cải tạo các TBA và phát triển mạng lưới truyền tải và phân phối điện rộng khắp. Hiện EVN có khoảng trên dưới 600 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 đặt ra sự cần thiết phải kịp thời nâng cao năng lực vận hành bằng các hệ thống điều khiển tích hợp máy tính, nâng cao năng lực của các vận hành viên về chuyên môn và nghiệp vụ, kỹ năng thao tác xử lý trên máy tính, giảm chi phí vận hành. Trước đây, ở mỗi TBA lớn (500kV, 220kV và 110 kV) việc giám sát vận hành đều do con người đảm nhận thực hiện thao tác tại chỗ theo mệnh lệnh điều độ từ xa. Mô hình vận hành này đã và đang bộc lộ nhiều bất cập và kém hiệu quả. Giải pháp hiệu quả trong lộ trình phát triển LĐTM là đưa các TBA vào một hoặc nhiều TTĐKX để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, phân tích dữ liệu, chuẩn đoán sự cố, hỏng hóc, điều độ công suất lưới điện truyền tải, phân phối hạn chế lỗi thao tác do con người gây ra. TTĐKX đóng vai trò như một hệ thống điều khiển trung tâm điều khiển các trạm biến áp được thiết kế và lắp đặt theo mô hình không có người điều hành viên trực vận hành tại trạm. TTĐKX sẽ điều khiển thao tác đóng mở thiết bị điện tại các trung tâm điều khiển từ xa. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
TBAKNT đóng vai trò là các điểm kết nối cơ sở đến các TTĐKX, TBAKNT được trang bị các thiết bị điều khiển và bảo vệ có tính tự động hóa cao như hệ thống điều khiển 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. Các TBAKNT và các TTĐKX hình thành một hệ thống vận hành hệ thống điện tập trung và thống nhất. Bước đi đột phát trong lộ trình phát triển LĐTM chính là việc xây dựng các TTĐKX cho các TBA 110 kV, tiếp đến sẽ xây dựng và hoàn thiện các TTĐKX để vận hành toàn bộ lưới điện truyền tải từ 110 kV đến 500kV bao gồm cả TBA và lưới truyền tải, hình thành liên kết giữa các TTĐKX với nhau và giữa TTĐKX với trung tâm điều độ khu vực như điều độ của EVNNPT, các Tổng Công ty Điện lực và Điều độ miền, Quốc gia (A0, A1, A2, A3). Thực hiện lộ trình xây dựng LĐTM của EVN và của EVNNPC, việc đâu tư xây dựng TTĐKX và TBAKNT là nhiệm vụ cấp bách trong giai đoạn hiện tại. Để từng bước hiện đại hóa lưới điện, nâng cao năng suất và nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh điện. Từng bước áp dụng các ứng dụng CNTT tiên tiến trên thế giới vào quản lý vận hành và thao tác lưới điện truyền tải phân phối 110 kV từ xa thông qua hạ tầng viễn thông CNTT trong công tác QLVH hệ thống điện trong EVNNPC. Đối với EVNNPC do địa bàn quản lý trải dài trên 27 tỉnh thành phía Bắc với diện tích rộng, địa bàn phức tạp, sự phân bố nguồn điện và phụ tải không đồng đều giữa các vùng, do đó cần thiết phải xây dựng hệ thống điều khiển giám sát trên lưới điện của các khu vực trong EVNNPC để giúp cho việc quản lý vận hành thuận lợi, nâng cao hiệu suất quản lý và vận hành. PCBK là đơn vị thành viện của EVNNPC, do vậy việc xây dựng đề án xây dựng TTĐK xa và TBAKNT khu vực Bắc Kạn là cần thiết trong thời điểm hiện nay. Xuất phát từ những lý do trên tôi đã chọn đề tài “Nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kV không người trực tại Công ty Điện lực Bắc Kạn” làm đề tài Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ. 2. Mục đích nghiên cứu Đề tài này đặt mục tiêu chính là nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kV không người trực tại tỉnh Bắc Kạn. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu - Các TBA 110 kV không người trực hiện nay. - Các Trung tâm điều khiển thao tác từ xa. - Các TBA 110 kV hiện nay trên địa bàn tỉnh Bắc Kạn. - 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. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
4. Phương pháp nghiên cứu - Nghiên cứu lý thuyết: Phân tích đánh giá và hệ thống hóa các công trình nghiên cứu được công bố thuộc lĩnh vực liên quan: Bài báo, sách tham khảo, tài liệu hướng dẫn. - Nghiên cứu thực tiễn: Nghiên cứu các Rơle hiện hữu và khả năng kết nối. 5. Cấu trúc của luận văn Ngoài phần mở đầu và kết luận, luận văn gồm 3 chương: Chương 1: Hiện trạng mô hình tổ chức Điều độ và hạ tầng kỹ thuật các TBA 110 kV khu vực Bắc Kạn. Chương 2: Trung tâm điều khiển xa và các TBA không người trực. Chương 3: Xây dưng, cải tạo, nâng cấp các TBA 110 kV thành TBA không người trực. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
CHƯƠNG 1 HIỆN TRẠNG MÔ HÌNH TỔ CHỨC ĐIỀU ĐỘ VÀ HẠ TẦNG KỸ THUẬT CÁC TBA 110 kV KHU VỰC BẮC KẠN 1.1. Khái quát mô hình chỉ huy điều độ tại Công ty 1.1.1. Mô hình tổ chức công tác chỉ huy điều độ Công tác điều độ lưới điện thực hiện các chức năng, nhiệm vụ được Quy định tại các thông tư gồm Thông tư quy định Quy trình điều độ hệ thống điện Quốc gia ban hành ngày 5/11/2014 kèm theo quyết định số 40/2014/TT – BCT [5]; Thông tư quy định Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia ban hành ngày 15/09/2014 kèm theo quyết định số 28/2014/TT – BCT [5]; Thông tư quy định Quy trình thao tác hệ thống điện quốc gia ban hành ngày 28/11/2014 kèm theo quyết định số 44/2014/TT – BCT [5]. Với sơ đồ tổ chức: A0 A1 ĐIỀU ĐỘ TỈNH TBA 1 TBA … Đường dây, thiết bị …. Hình 1.1. Sơ đồ tổ chức điều độ HTĐ Tại PCBK, phòng Điều độ thực hiện chức năng chỉ huy điều độ lưới điện thuộc quyền điều khiển, với mô hình tổ chức: TRƯỞNG PHÒNG Trực điều độ Phó phòng, bộ phận phương thức Hình 1.2. Mô hình phòng Điều độ hiện tại PCBK + Trưởng phòng: 01 người; Phó phòng: 01 người. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
+ Kỹ sư phương thức: 01 người (viết phiếu và duyệt PTT, lập phương thức cắt điện, tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ lưới điện thuộc quyền điều khiển). + Bộ phận trực điều độ: Đi ca theo chế độ 3 ca - 5 kíp, nhiệm vụ chỉ huy điều độ lưới điện thuộc quyền điều khiển và theo dõi tính toán các chỉ số độ tin cậy lưới điện. - Tổng số lao động hiện tại tại phòng Điều độ PCBK: 11 người (01 trưởng phòng, 01 phó phòng, 08 điều độ viên, 01 học kèm cặp điều độ viên). - Hiện nay, phòng Điều độ của PCBK phương tiện hỗ trợ công tác điều độ còn lạc hậu, điều độ viên đến nay chủ yếu vẫn phải dùng điện thoại liên lạc để nắm bắt thông số vận hành hệ thống điện và ghi chép vào sổ. Khi xảy ra sự cố một trạm điện, điều độ viên thường chỉ biết được thông tin chi tiết qua phương thức liên hệ trực tiếp với trực ca TBA qua điện thoại. Để ra những mệnh lệnh điều độ nhằm sớm nhất đưa hệ thống điện trở lại vận hành an toàn, điều độ viên lại phải gọi điện thoại đến những TBA, NMĐ khác để nắm thông tin. Việc chậm trễ trong công tác điều độ tiềm ẩn nhiều nguy cơ gây sự cố lan tràn dẫn đến tan rã hệ thống cũng như việc khôi phục hệ thống điện sau sự cố kéo dài. Công tác điều độ lưới điện ở cấp điều độ phân phối hàng chục năm qua gần như không có gì thay đổi. Điều độ viên không giám sát được lưới điện theo thời gian thực nên chậm trễ trong việc phát hiện các trương hợp mất điện, phụ thuộc vào trực vận hành các đơn vị hoặc khách hàng thông báo. - Sau các sự cố lớn việc xác định đúng nguyên nhân để củng cố các yếu điểm, rút kinh nghiệm vận hành không thực hiện được do thiếu dữ liệu để phân tích. * Phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra của các cấp điều độ: - Tuân thủ theo quy định tại thông tư 40/TT-BCT do Bộ Công thương ban hành ngày 05/11/2015 và tại công văn 342/EVN-ĐĐQG-KTSX của Tập đoàn Điện lực Việt Nam [5]. - Phân cấp quyền điều khiển cụ thể như sau: Các thiết bị từ máy cắt tổng trung áp và thiết bị đóng cắt đi kèm đến cấp 110 kV thuộc quyền của A1; thiết bị bù, các thiết bị đóng cắt phía hạ áp của các MBA cấp điện cho khu vực địa phương thuộc quyền điều khiển của Điều độ lưới điện phân phối. - Chỉ huy thao tác: + Cấp điều độ có quyền điều khiển (A1, Bx) viết phiếu, duyệt phiếu và chỉ huy thực hiện thao tác khi phải phối hợp thao tác thiết bị tại nhiều trạm điện, nhà máy điện hoặc trong trường hợp thao tác xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển. + Đơn vị quản lý vận hành viết phiếu, duyệt phiếu và thực hiện thao tác trong nội bộ phạm vi 01 trạm điện. Trước khi thực hiện phiếu thao tác phải được cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép. + Thực hiện thao tác: Điều độ viên chỉ huy thao tác trên thiết bị thuộc quyền điều khiển tương ứng với trực ca vận hành các đơn vị QLVH. - Giao nhận lưới điện: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
+ Đối với các thao tác do A1 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua B26, sau đó B26 giao/nhận với ĐQLVH để bàn giao/tiếp nhận với đơn vị công tác. + Đối với thao tác trong phạm vi nội bộ 01 trạm điện: Sau khi thao tác xong và làm các biện pháp an toàn cần thiết, việc giao nhận thiết bị với đội công tác do trực chính TBA thực hiện (có thông báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển để nắm thông tin). + Đối với các thao tác do B26 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua trực ban các đơn vị QLVH thiết bị như trực ca TBA 110 kV, các tổ trực vận hành các Điện lực… để bàn giao/tiếp nhận với đơn vị công tác. 1.1.2. Mô hình quản lý Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn Thực hiện Quyết định số 3559/QĐ-EVNNPC ngày 23/11/2018 của Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc về việc chuyển giao Chi nhánh lưới điện cao thế Bắc Kạn từ Công ty lưới điện cao thế Miền Bắc về trực thuộc PCBK, trong đó lao động vận hành trạm khu vực Bắc Kạn: 29 người. Hiện trạng bố trí lao động tại các TBA 110 kV từ 9-11 người/trạm. Đội QLVH Trạm truyền thống Khối V. phòng Tổ đường dây Hình 1.3. Mô hình quản lý Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn Tổ chức tại Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn như hình 1.3, gồm Đội trưởng, đội phó, khối văn phòng; tổ đường dây và các trạm 110 kV. 1.2. Hiện trạng hạ tầng kỹ thuật các TBA 110 kV phân phối trên địa bàn Các TBA 110 kV khu vực Bắc Kạn do PCBK quản lý gồm 03 TBA: Trong đó có 02 TBA đang vận hành là TBA 110 kV Bắc Kạn (E26.1), TBA 110 kV Chợ Đồn (E26.2) và TBA 110 kV Ngọc Linh đang đầu tư xây dựng. Khoảng cách địa lý giữa các trạm như bảng 1.1. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
Bảng 1.1. Khoảng cách địa lý giữa các trạm 110kV Ngọc Ghi chú Mã trạm Tên trạm Bắc Kạn Chợ Đồn Linh E26.1 Bắc Kạn 0 E26.2 Chợ Đồn 37,7 km 0 Ngọc Linh 44,5 km 6,8 km 0 2019 Nà Phặc N.rẽ: 1,5km 2020 Cẩm Giàng B.Kạn-C.Giàng: 3,5km 2021 Thanh Bình N.rẽ: 1,5km 2023 Na Rì B.Kạn-N.Rì: 38km 2025 Ba Bể N.Phặc-B.Bể: 30km 1.2.1. Hiện trạng TBA 110 kV Bắc Kạn (E26.1) 1.2.1.1. Hệ thống SCADA - Hệ thống thu thập dữ liệu SCADA sử dụng thiết bị IO và RTU560 của hãng ABB. Hệ thống kết nối tín hiệu với trung tâm điều độ hệ thống điện A1 theo giao thức IEC60870-5-101. - Hệ thống SCADA chưa kết nối thu thập tín hiệu các ngăn xuất tuyến trung thế. - Kiểm tra các RTU hiện hữu: + RTU: ABB.  Cổng Ethernet: Có 2 cổng Ethernet  Cổng Serial: o Cổng 1: Cài đặt giao thức T101 kết nối SCADA đến A1. o Cổng 2: Dự phòng. o Cổng 3: Cài đặt giao thức Modbus RTU, kết nối đến các Transducer hoặc các đồng hồ đa năng. o Cổng 4: Kết nối đến module IO/DNP. Các module này được sử dụng để thu thập trạng thái tín hiệu SI, DI và điều khiển các ngăn lộ từ phía tổng trung áp trở lên. - Bảng dữ liệu thu thập đến A1: Bảng 1.2. Bảng dữ liệu thu thập đến A1 tại trạm 110kV Bắc Kạn STT Mô tả Đơn vị Số lượng 1 Measurement Tín hiệu 44 2 Single Input Tín hiệu 72 3 Double Input Tín hiệu 39 4 Double Output Tín hiệu 19 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
1.2.1.2. Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm Bảng 1.3. Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm 110kV Bắc Kạn Ngăn Hãng sản Khả năng TT Loại thiết bị Mã hiệu lộ xuất kết nối Tapcon 230 MR F90 KVGC20201V51GEC AREVA RS232 NĐ dầu NĐ cuộn dây MBA 1 110 kV MÁY USSR T1 NĐ cuộn dây 35kV NĐ cuộn dây 22kV F87 SEL-387-604X13XX5XX SEL RS232 2 131 F50 SEL-551-006X131X SEL RS232 Multimeter PD561E-9SY CSQ F90 VC100-BU MR RS232 NĐ dầu NĐ cuộn dây MBA 110 kV MÁY USSR 3 T2 NĐ cuộn dây 35kV NĐ cuộn dây 22kV SCHNEIDE F87 P6431AA6M0048K R IEC61850 4 132 7VH6002-0EA20-0AA0/BB SIEMENS RS485 F50 7SJ6105-5EB01-1FA0 SIEMENS RS232 Multimeter PECA300 ARDETEM Modbus F21 SEL - 311C - 00324215XX SEL RS232 F67 SEL - 351A - 00324515XX SEL RS232 5 171 PD561E-9SY CSQ Multimeter EMA 96n Contrel Modbus F21 7SA5225-5AB00-OHN0 SIEMENS RS232 6 172 F67 7SJ6221-6EB21-1FE1 SIEMENS RS232 Multimeter EMA 96n Contrel Modbus 7 173 F21 SEL - 311C - 00324215XX SEL RS232 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
F67 SEL - 351A - 00324515XX SEL RS233 Elite 440 CEWE Multimeter MV2307 Selec Modbus F87BB1 không F87BB2 không 8 112 F50 7SJ6221-6EB21-1FE1 Multimeter Không F50 SEL-551-006X131X SEL RS232 9 331 Multimeter EMA 96n Contrel Modbus F50 7SJ6005-5EA00-0DA0/BB SIEMENS RS485 10 371 Multimeter PECA300 ARDETEM Modbus F50 7SJ6005-5EA00-0DA0/BB SIEMENS RS485 11 373 Multimeter MFM384 SELEC Không REV615 HBVBBTADNBA1ANN11 12 301 F50 G ABB IEC61850 Multimeter PE977 Trung Quốc Modbus F81 7RW6000 Siemens 13 TUC31 Multimeter Không có F50 không có 14 TD31 Multimeter không có F50 SEL-551-006X131X SEL RS232 15 312 Multimeter Không F50 7SJ6105-5EB01-1FA0 SIEMENS RS232 16 332 Multimeter PECA300 ARDETEM Modbus F50 7SJ6005-5EA00-0DA0/BB SIEMENS RS485 7RW6000-5EA00- 17 372 F81 0DA0/BB SIEMENS RS485 Multimeter PECA300 ARDETEM Modbus F50 SEL-551-006X131X SEL RS232 18 374 Multimeter MFM374 SELEC Không F50 SEL-551-006X131X SEL RS232 19 376 Multimeter MFM374 SELEC Không 7SJ8031-5EB90-1FB1/DD - 20 378 F50 LOR Siemens IEC61850 Multimeter MFM384 SELEC Không Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
F81 P923 0ASM311 AREVA RS232 21 TUC32 Multimeter cơ F50 không 22 TD32 Multimeter không F50 SEL-551-006X131X SEL RS232 23 431 Multimeter EMA 96n Contrel Modbus F50 REF610 ABB 24 471 Multimeter emm-4e F50 REF610 ABB 25 473 Multimeter EMM-4E F50 Không có 26 TD41 Multimeter CƠ F81 Không có 27 TUC41 Multimeter Cơ khí F50 SPAJ 140C ABB 28 412 Multimeter EMM 4E 29 432 REF615 ABB IEC61850 30 472 REF615 ABB IEC61850 31 474 REF615 ABB IEC61850 32 476 REF615 ABB IEC61850 33 TD42 REF615 ABB IEC61850 34 TUC42 không có 1.2.1.3. Hệ thống tự dùng xoay chiều (AC)  Máy biến áp tự dùng: Sử dụng 02 máy biến áp tự dùng bao gồm: 232x2,5%/0,4 kV-100 kVA và 352x2,5%/0,4 kV-100 kVA  Nguồn tự dùng xoay chiều 380/220 V Nguồn tự dùng xoay chiều 380/220 V-AC: Nguồn này được cấp từ 02 máy biến áp tự dùng 232x2,5%/0,4 kV-100 kVA và 352x2,5%/0,4 kV-100 kVA. Đầu ra 0,4 kV được đưa đến tủ phân phối AC đặt ở phòng điều khiển để cấp điện cho máy bơm, quạt hút gió, các động cơ làm mát máy biến áp, điều chỉnh điện áp dưới tải của máy biến áp, động cơ của các bộ truyền động các máy cắt, tủ chỉnh lưu nạp acqui, chiếu sáng trong nhà điều khiển và ngoài trời v.v... Hệ thống điện tự dùng xoay chiều được bảo vệ bằng các Aptomat đặt trong tủ xoay chiều. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn
1.2.1.4. Hệ thống tự dùng một chiều (DC) Nguồn tự dùng 1 chiều 220 V-DC: Được cấp từ hệ thống ắc quy kiềm, kiểu kín. Hệ thống ắc quy làm việc theo chế độ nạp và phụ nạp thường xuyên nhờ 2 bộ chỉnh lưu, bộ chỉnh lưu có dòng điện nạp lớn nhất là 100 A, điện áp nạp 380/220 V, dòng phụ nạp 50/100 A. Nguồn 1 chiều dùng để cấp điện cho mạch điều khiển, tự động, bảo vệ và báo tín hiệu, chiếu sáng sự cố, thông tin liên lạc và điều khiển v.v... 1.2.2. Hiện trạng TBA 110 kV Chợ Đồn (E26.2) 1.2.2.1. Hệ thống SCADA - Hệ thống thu thập dữ liệu SCADA sử dụng thiết bị IO và Gateway TM1703 ACP của hãng SIEMENS. Hệ thống kết nối tín hiệu với trung tâm điều độ hệ thống điện A1 theo giao thức IEC60870-5-101. - Hệ thống SCADA chưa kết nối thu thập tín hiệu các ngăn xuất tuyến trung thế. - Kiểm tra các RTU hiện hữu: + RTU: TM1703 ACP của hãng SIEMENS.  Cổng Ethernet: Có 2 port Ethernet đang dự phòng.  Cổng Serial: o Cổng 1: Cài đặt giao thức T101 kết nối SCADA đến A1. o Cổng 2: Cài đặt giao thức Modbus RTU, kết nối đến các Transducer hoặc các đồng hồ đa năng. - Bảng dữ liệu thu thập đến A1: Bảng 1.4. Bảng dữ liệu thu thập đến A1 tại trạm 110kV Chợ Đồn STT Mô tả Đơn vị Số lượng 1 Measurement Tín hiệu 18 2 Single Input Tín hiệu 35 3 Double Input Tín hiệu 19 4 Double Output Tín hiệu 12 1.2.2.2. Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm Bảng 1.5. Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm 110kV Chợ Đồn Khả STT Ngăn lộ Loại thiết bị Mã hiệu Hãng sản xuất năng kết nối F90 TAPCON 230 MR RS232 NĐ dầu TERMAN OPM Không 1 MBA T1 NĐ cuộn dây 110 kV Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn