nghiên cứu giải pháp điều khiển ngăn lộ trong trạm biến áp 110 kv sử dụng rơ le số sel 451 theo công nghệ oneats

Dựa trên một bài toán điều khiển điển hình là một ngăn lộ trong trạm biến áp và các quy trình vận hành thực tế tại trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh, tác giả đã chọn đề tài “Nghiên

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

NGUYỄN QUỲNH LƯU

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN NGĂN LỘ TRONG TRẠM BIẾN ÁP 110 kV SỬ DỤNG RƠ LE SỐ

SEL 451 THEO CÔNG NGHỆ ONEATS

Ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã số: 8.52.02.01

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

THÁI NGUYÊN, NĂM 2023

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

NGUYỄN QUỲNH LƯU

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN NGĂN LỘ TRONG TRẠM BIẾN ÁP 110 kV SỬ DỤNG RƠ LE SỐ

SEL 451 THEO CÔNG NGHỆ ONEATS

Ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã số: 8.52.02.01

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Người hướng dẫn khoa học: TS Lê Tiên Phong

THÁI NHUYÊN, NĂM 2023

TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN 2

1.1 Mô hình quản lý vận hành trong hệ thống điện Việt Nam 2

1.1.1 Giới thiệu chung 2

1.1.2 Cấp điều độ quốc gia 2

1.1.3 Cấp điều độ miền 4

1.1.4 Cấp điều độ địa phương 6

1.2 Rơ le số và SCADA trong hệ thống điện 8

1.3 Công nghệ điều khiển và vận hành trạm biến áp 110 kV Tiên Du E27.31 - Bắc Ninh 9

1.4 Đề xuất hướng nghiên cứu 17

1.5 Kết luận chương 1 18

CHƯƠNG 2 20

XÂY DỰNG GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN NGĂN LỘ TRONG TRẠM BIẾN ÁP 110 kV SỬ DỤNG VỚI RƠ LE SEL 451 20

2.1 Giới thiệu 20

2.2 Kỹ thuật lập trình điều khiển rơ le số SEL 451 theo công nghệ OneATS 21

2.2.1 Cấu trúc hệ thống OneATS 21

2.2.2 Mối quan hệ giữa các khối khi lập trình theo công nghệ OneATS 23

2.2.3 Kỹ thuật làm việc với relay SEL 451 24

2.2.4 Kỹ thuật làm việc với Data Editor 31

2.2.4 Kỹ thuật làm việc với OneATS Grid Studio 34

2.3 Xây dựng bài toán điều khiển một ngăn lộ trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh 36

2.4 Kết luận chương 2 49

CHƯƠNG 3 51

ỨNG DỤNG ĐIỀU KHIỂN MỘT NGĂN LỘ SỬ DỤNG RƠ LE SỐ SEL 451 THEO CÔNG NGHỆ ONEATS CHO TRẠM BIẾN ÁP 110 kV TIÊN DU E27.31 51

3.1 Thiết lập cấu trúc hệ thống 51

3.2 Thiết kế phần cứng mô hình và phần mềm điều khiển 52

3.2.1 Thiết kế phần cứng 52

3.2.2 Gán biến input/output và chu trình GRAFCET vận hành hệ thống 54

3.2.3 Thiết lập bài toán điều khiển theo công nghệ OneATS 56

3.3 Một số kết quả và bình luận 59

3.3.1 Kết quả vận hành mô hình ở chế độ Local (trực tiếp) 59

3.3.2 Kết quả điều khiển điều khiển xa qua HMI 83

3.4 Kết luận chương 3 92

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 93

TÀI LIỆU THAM KHẢO 94

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 Ninh - nơi tôi làm việc, không sao chép bất kỳ luận văn nào trước đó và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS Lê Tiên Phong - 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 Ninh và thực nghiệm tại thiết bị trong phòng thí nghiệm ATS, trường Đại học Kỹ thuật công nghiệp, Đại học Thái Nguyên Kết quả nghiên cứu này chưa từng được công bố dưới bất cứ hình thức nào trước khi 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

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, kĩ 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 này

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến:

TS Lê Tiên Phong 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;

Công ty ATS và hãng SEL đã tài trợ rơ le SEL 451 và phần mềm OneATS; 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 đồng nghiệp của Công ty Điện lực Bắc Ninh 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 đã dành thời đóng góp, chỉnh sửa cho luận văn thạc sĩ này hoàn thiện tốt hơn;

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, để bản luận văn này hoàn thiện hơn

Xin trân trọng cám ơn!

Bắc Ninh, ngày tháng năm 2023

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1 Sơ đồ tổ chức các cấp điều độ HTĐ Việt Nam 2

Hình 1.2 Cấu trúc của RL số và kết nối ngoại vi 8

Hình 1.3 Cấu trúc hệ thống SCADA có sự tham gia của các IED 9

Hình 1.4 Sơ đồ nối điện trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh 10

Hình 1.5 Thiết bị và giao diện điều khiển trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh hiện nay 16

Hình 1.6 Cấu trúc hệ thống SCADA trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh hiện nay 16

Hình 1.7 Các ngăn lộ trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh 18

Hình 2.1 Cấu trúc SCADA đáp ứng điều khiển xa trạm biến áp 20

Hình 2.2 Cấu trúc của hệ thống SCADA 22

Hình 2.3 Mối quan hệ giữa các khối khi lập trình theo công nghệ OneATS 23

Hình 2.4 Mặt lưng của RL SEL 451 với các chân input và output 25

Hình 2.5 Quy định về kết nối phần cứng 25

Hình 2.6 Quy định của biến Latch 27

Hình 2.7 Giao diện phần mềm AcSELogic Quickset 30

Hình 2.8 Chức năng lập trình Automation Logic 30

Hình 2.9 Thiết lập cài đặt output 31

Hình 2.10 Giao diện OneATS Data Editor 31

Hình 2.11 Cấu trúc của OneATS FEP tương ứng với Gateway của RL SEL 451 32

Hình 2.12 Quy định về cây dữ liệu trong OneATS Data Server 33

Hình 2.13 Ví dụ liên kết biến dạng point to point trong OneATS Data Editor 34

Hình 2.14 Giao diện phần mềm OneATS Grid Studio 35

Hình 2.15 Giao diện Data Model View của phần mềm OneATS Grid Studio 35

Hình 2.16 Tạo button và đèn hiệu trên phần mềm OneATS Grid Studio 36

Hình 2.17 Trạng thái làm việc của DCL 3 pha 2 trụ 37

Hình 2.18 Nhân viên vận hành thao tác đóng/cắt tại tủ đặt thiết bị 37

Hình 2.19 Vận hành từ xa các trạm biến áp 38

Hình 2.20 Lộ đường dây nối nguồn với trạm biến áp 110 kV Tiên Du E27.31 38

Hình 2.21 Trạng thái làm việc của DCL 171-1 và 171-15 39

Hình 2.22 Trạng thái làm việc số 1 của hệ MC-DCL 40

Hình 2.23 Trạng thái làm việc số 2 và số 3 của hệ MC-DCL 40

Hình 2.24 Trạng thái làm việc số 4 và số 5 của hệ MC-DCL 41

Hình 2.25 Trạng thái làm việc số 6 và số 7 của hệ MC-DCL 42

Hình 2.26 Trạng thái làm việc số 8 và số 9 của hệ MC-DCL 42

Hình 2.27 Trạng thái làm việc số 10 và số 11 của hệ MC-DCL 43

Hình 2.28 Trạng thái làm việc số 12 và số 13 của hệ MC-DCL 44

Hình 2.29 Trạng thái làm việc số 14 và số 15 của hệ MC-DCL 45

Hình 2.30 Trạng thái làm việc số 16 và số 17 của hệ MC-DCL 45

Hình 2.31 Trạng thái làm việc số 18 và số 19 của hệ MC-DCL 46

Hình 2.32 Trạng thái làm việc số 18 và số 19 của hệ MC-DCL 47

Hình 2.33 Trạng thái làm việc số 22 và số 23 của hệ MC-DCL 47

Hình 2.34 Trạng thái làm việc số 24 của hệ MC-DCL 48

Hình 3.1 Cấu trúc điều khiển hệ thống lộ 171 trạm biến áp 110 kV Tiên Du 51

Hình 3.2 Sơ đồ đấu nối thiết bị tương ứng các board trên RL SEL 451 53

Hình 3.3 Tổng thể các thiết bị trong mô hình 53

Hình 3.4 Các khối kết nối phần cứng tại RL SEL 451 54

Hình 3.5 Chu trình GRAFCET mô tả vận hành hệ thống 55

Hình 3.6 Gán biến vào các chân Output của RL SEL 451 58

Hình 3.7 Giao diện phần mềm điều khiển trên OneATS Grid Studio 59

Hình 3.8 Kết quả vận hành ở trạng thái 1 ở chế độ Local 59

Hình 3.9 Kết quả vận hành ở trạng thái 2 ở chế độ Local 60

Hình 3.10 Kết quả vận hành ở trạng thái 3 ở chế độ Local 61

Hình 3.11 Kết quả vận hành ở trạng thái 4 ở chế độ Local 62

Hình 3.12 Kết quả vận hành ở trạng thái 5 ở chế độ Local 63

Hình 3.13 Kết quả vận hành ở trạng thái 6 ở chế độ Local 64

Hình 3.14 Kết quả vận hành ở trạng thái 7 ở chế độ Local 65

Hình 3.15 Kết quả vận hành ở trạng thái 8 ở chế độ Local 66

Hình 3.16 Kết quả vận hành ở trạng thái 9 ở chế độ Local 67

Hình 3.17 Kết quả vận hành ở trạng thái 10 ở chế độ Local 68

Hình 3.18 Kết quả vận hành ở trạng thái 11 ở chế độ Local 69

Hình 3.19 Kết quả vận hành ở trạng thái 12 ở chế độ Local 70

Hình 3.20 Kết quả vận hành ở trạng thái 13 ở chế độ Local 71

Hình 3.21 Kết quả vận hành ở trạng thái 14 ở chế độ Local 72

Hình 3.22 Kết quả vận hành ở trạng thái 15 ở chế độ Local 73

Hình 3.23 Kết quả vận hành ở trạng thái 16 ở chế độ Local 74

Hình 3.24 Kết quả vận hành ở trạng thái 17 ở chế độ Local 75

Hình 3.25 Kết quả vận hành ở trạng thái 18 ở chế độ Local 76

Hình 3.26 Kết quả vận hành ở trạng thái 19 ở chế độ Local 77

Hình 3.27 Kết quả vận hành ở trạng thái 20 ở chế độ Local 78

Hình 3.28 Kết quả vận hành ở trạng thái 21 ở chế độ Local 79

Hình 3.29 Kết quả vận hành trạng thái 22 ở chế độ Local 80

Hình 3.30 Kết quả vận hành trạng thái 23 ở chế độ Local 81

Hình 3.31 Kết quả vận hành trạng thái 24 ở chế độ Local 82

Hình 3.32 Kết quả vận hành trạng thái 1 ở chế độ Remote 84

Hình 3.33 Kết quả vận hành trạng thái 2 ở chế độ Remote 84

Hình 3.34 Kết quả vận hành trạng thái 3 ở chế độ Remote 84

Hình 3.35 Kết quả vận hành trạng thái 4 ở chế độ Remote 85

Hình 3.36 Kết quả vận hành trạng thái 5 ở chế độ Remote 85

Hình 3.37 Kết quả vận hành trạng thái 6 ở chế độ Remote 85

Hình 3.38 Kết quả vận hành trạng thái 7 ở chế độ Remote 86

Hình 3.39 Kết quả vận hành trạng thái 8 ở chế độ Remote 86

Hình 3.40 Kết quả vận hành trạng thái 9 ở chế độ Remote 86

Hình 3.41 Kết quả vận hành trạng thái 10 ở chế độ Remote 87

Hình 3.42 Kết quả vận hành trạng thái 11 ở chế độ Remote 87

Hình 3.43 Kết quả vận hành trạng thái 12 ở chế độ Remote 87

Hình 3.44 Kết quả vận hành trạng thái 13 ở chế độ Remote 88

Hình 3.45 Kết quả vận hành trạng thái 14 ở chế độ Remote 88

Hình 3.46 Kết quả vận hành trạng thái 15 ở chế độ Remote 88

Hình 3.47 Kết quả vận hành trạng thái 16 ở chế độ Remote 89

Hình 3.48 Kết quả vận hành trạng thái 17 ở chế độ Remote 89

Hình 3.49 Kết quả vận hành trạng thái 18 ở chế độ Remote 89

Hình 3.50 Kết quả vận hành trạng thái 19 ở chế độ Remote 90

Hình 3.51 Kết quả vận hành trạng thái 20 ở chế độ Remote 90

Hình 3.52 Kết quả vận hành trạng thái 21 ở chế độ Remote 90

Hình 3.53 Kết quả vận hành trạng thái 22 ở chế độ Remote 91

Hình 3.54 Kết quả vận hành trạng thái 23 ở chế độ Remote 91

Hình 3.55 Kết quả vận hành trạng thái 24 ở chế độ Remote 91

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1 Số lượng biến của RL SEL 451 26

Bảng 2.2 Bảng tham số trạng thái 27

Bảng 2.3 Các tham số của conditioning timer 28

Bảng 2.4 Số lượng bộ hẹn giờ tuần tự 29

Bảng 2.5 Các thông số của bộ hẹn giờ tuần tự 29

Bảng 3.1 Gán biến Input/Output của RL SEL 451 trong AcSELerator Quickset 56

Bảng 3.2 Gán biến điều khiển của RL SEL 451 trong AcSELerator Quickset 57

Bảng 3.3 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 1 60

Bảng 3.4 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 2 61

Bảng 3.5 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 3 62

Bảng 3.6 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 4 63

Bảng 3.7 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 5 64

Bảng 3.8 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 6 65

Bảng 3.9 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 7 66

Bảng 3.10 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 8 67

Bảng 3.11 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 9 68

Bảng 3.12 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 10 69

Bảng 3.13 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 11 70

Bảng 3.14 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 12 71

Bảng 3.15 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 13 72

Bảng 3.16 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 14 73

Bảng 3.17 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 15 73

Bảng 3.18 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 16 75

Bảng 3.19 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 17 76

Bảng 3.20 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 18 77

Bảng 3.21 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 19 78

Bảng 3.22 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 20 79

Bảng 3.23 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 21 80

Bảng 3.24 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 22 81 Bảng 3.25 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 23 82 Bảng 3.26 Ý nghĩa của thiết bị tương ứng với trạng thái vận hành 24 83

MỞ ĐẦU

Ngày nay với sự tiến bộ khoa học kỹ thuật vượt bậc, thiết bị tự động hóa được ứng dụng vào nhiều vào trong đời sống để nâng cao năng suất, chất lượng công việc Ngành điện cũng đi chung với sự phát triển và đang thực hiện đầu các thiết bị tự động được đưa vào lưới điện nhằm nâng cao chất lượng điện năng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, v.v Tuy nhiên để làm chủ vận cũng như vận hành hiệu quả những thiết bị này đòi hỏi có sự nghiên cứu và khả năng tiếp cận các công nghệ tương xứng Trước đây, các công ty lớn như SIEMENS, ABB, v.v đều đưa ra những giải pháp phần mềm chuyên dụng để điều khiển và tự động hóa hệ thống điện nhưng những phần mềm này chỉ được xây dựng chuyên biệt cho công trình mà không được chuyển giao Điều này có nghĩa là các kỹ sư vận hành tại Việt Nam chỉ biết vận hành theo hướng dẫn mà không hiểu được cách thức thực hiện bên trong của giao diện điều khiển đã được thiết lập sẵn là gì

Với sự tài trợ của hãng SEL và công ty ATS trong năm 2022 cho trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp, Đại học Thái Nguyên, tác giả luận văn đã đề xuất sử dụng công nghệ OneATS và RL SEL 451 để làm công cụ nghiên cứu Dựa trên một bài toán điều khiển điển hình là một ngăn lộ trong trạm biến áp và các quy trình vận hành

thực tế tại trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh, tác giả đã chọn đề tài “Nghiên

cứu giải pháp điều khiển ngăn lộ trong trạm biến áp 110 kV sử dụng rơ le số SEL 451 theo công nghệ OneATS” Đề tài này là một đề tài mang tính thực tế và

có tính ứng dụng cao Thực hiện thành công đề tài sẽ giúp bản thân nắm được cối lõi công nghệ và góp phần vào nâng cao kiến thức về SCADA cho bản thân

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN

1.1 Mô hình quản lý vận hành trong hệ thống điện Việt Nam 1.1.1 Giới thiệu chung

Tại Việt Nam, quy định quy trình điều độ HTĐ quốc gia được thực hiện theo Thông tư 28/2014/TT-BCT ký ngày 15/9/2014 và Thông tư số 31/2019/TT-BCT ký ngày 18/11/2019 về việc sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư 28/2014/TT-BCT Theo đó, hệ thống điều độ được phân thành nhiều cấp [1]:

- Điều độ HTĐ quốc gia (gọi tắt là điều độ quốc gia), - Điều độ HTĐ miền (gọi tắt là điều độ miền), - Điều độ địa phương

Mỗi cấp sẽ thực hiện những nhiệm vụ riêng nhưng sự phân cấp chỉ mang tính chất tương đối do các cấp luôn luôn có sự liên kết chặt chẽ và hỗ trợ nhau trong quá trình vận hành toàn hệ thống

Sơ đồ tổ chức các cấp điều độ HTĐ Việt Nam được thể hiện trên Hình 1.1

Hình 1.1 Sơ đồ tổ chức các cấp điều độ HTĐ Việt Nam

1.1.2 Cấp điều độ quốc gia

• Nhiệm vụ:

- Thoả mãn nhu cầu của phụ tải về điện năng và công suất đỉnh Điều độ phân phối của

- Đảm bảo hoạt động an toàn và tin cậy của toàn HTĐ cũng như từng phần tử của nó

- Đảm bảo chất lượng điện năng: tần số và điện áp ở các nút của hệ thống - Đảm bảo hiệu quả kinh tế cao bằng cách sử dụng hợp lý các nguồn năng lượng sơ cấp

- Nhanh chóng loại trừ sự cố trong HTĐ • Các công việc chính

- Tính toán chỉnh định rơle và kiểm tra sự phối hợp các trị số chỉnh định rơle của các thiết bị thuộc quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia Cung cấp thông số tính toán ngắn mạch (công suất ngắn mạch, dòng ngắn mạch ) tại các nút có điện áp ≥220 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu Cung cấp các giới hạn chỉnh định rơle cho lưới điện truyền tải thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ miền

- Lập sơ đồ sử dụng tối ưu nguồn năng lượng nước ở thuỷ điện

- Chỉ định và điều chỉnh biểu đồ phụ tải cho các NMĐ trong quá trình vận hành - Tổ chức diễn tập xử lý sự cố trong toàn HTĐ quốc gia Tham gia kiểm tra diễn tập xử lý sự cố trong HTĐ miền, các NMĐ, các TBA

- Tổ chức đào tạo, bồi dưỡng, huấn luyện, kiểm tra chức danh của cấp điều độ quốc gia, kỹ sư điều hành HTĐ miền, trưởng ca các NMĐ thuộc quyền điều khiển và trưởng kíp các TBA 500 kV

- Quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS và hệ thống máy tính chuyên dụng - Tổng kết, báo cáo lãnh đạo Tổng Công ty Điện lực Việt Nam tình hình sản xuất và truyền tải hàng ngày, hàng tuần, hàng tháng, hàng quý, hàng năm Tham gia đánh giá việc thực hiện phương thức đã giao cho các đơn vị

- Tham gia công tác xây dựng quy hoạch phát triển nguồn, lưới điện, hệ thống thông tin liên lạc và SCADA EMS/DMS phục vụ điều độ HTĐ quốc gia Theo dõi tình hình vận hành HTĐ quốc gia đề xuất các chương trình chống quá tải các TBA và đường dây cấp điện áp 220 kV, 500 kV

- Đưa ra các yêu cầu đối với quy hoạch thiết kế hệ thống, đưa ra các phương thức vận hành, hoàn thành hệ thống điều độ trên cơ sở phân tích các hoạt động của HTĐ trong quá khứ

1.1.3 Cấp điều độ miền

- Chấp hành sự chỉ huy của cấp điều độ quốc gia để cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định, chất lượng đảm bảo và kinh tế cho HTĐ miền

- Lập sơ đồ kết dây cơ bản HTĐ miền

- Căn cứ vào phương thức huy động nguồn của cấp điều độ quốc gia lập phương thức vận hành HTĐ miền hàng ngày, bao gồm:

+ Dự kiến nhu cầu phụ tải của toàn HTĐ miền, phân bổ công suất và sản lượng cho các Công ty Điện lực trong miền dựa vào phân bổ của cấp điều độ quốc gia

+ Lập phương thức kết dây HTĐ miền trong ngày

+ Giải quyết các đăng ký, lập phiếu thao tác đưa ra sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ và đưa vào vận hành các tổ máy, đường dây, thiết bị thuộc quyền điều khiển

+ Trình duyệt các đăng ký đưa ra sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ và đưa vào vận hành các tổ máy, đường dây, thiết bị thuộc quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia;

+ Xem xét và thông qua các đăng ký của cấp điều độ lưới điện phân phối đối với việc đưa ra sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ và đưa vào vận hành đường dây, thiết bị thuộc quyền kiểm tra

- Huy động các nguồn điện thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ miền theo yêu cầu của cấp điều độ quốc gia hoặc kế hoạch đã được duyệt

- Điều chỉnh các nguồn công suất phản kháng (bao gồm các NMĐ và của khách hàng trong miền), nấc phân áp của các MBA 220 kV trong HTĐ miền thuộc quyền điều khiển để giữ điện áp các nút trong giới hạn cho phép

- Với các bộ tự động sa thải phụ tải theo tần số:

+ Phối hợp với Công ty Truyền tải điện, Điện lực các địa phương thuộc HTĐ miền để xác định nơi đặt

+ Ban hành phiếu chỉnh định, kiểm tra việc chỉnh định và sự hoạt động phù hợp với yêu cầu của cấp điều độ quốc gia

- Trực tiếp chỉ huy thao tác và xử lý sự cố trong HTĐ miền

- Tính toán trị số chỉnh định bảo vệ rơle cho HTĐ miền (kể cả MBA của NMĐ trong miền) thuộc quyền điều khiển Đồng thời:

+ Cung cấp thông số tính toán ngắn mạch (công suất/dòng điện ngắn mạch ) tại các nút 110 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu

+ Cung cấp giới hạn và kiểm tra trị số chỉnh định bảo vệ rơle cho lưới điện phân phối thuộc quyền kiểm tra của cấp điều độ miền

- Phối hợp với cấp điều độ quốc gia tính toán tổn thất điện năng phục vụ công tác điều độ miền

- Lập phương thức, chỉ huy thao tác để đưa vào vận hành các thiết bị, công trình mới thuộc quyền điều khiển

- Quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS, thông tin liên lạc, máy tính chuyên dụng

- Chỉ huy điều chỉnh tần số và điện áp trong HTĐ miền (hoặc một phần HTĐ miền) trong trường hợp HTĐ miền (hoặc một phần HTĐ miền) bị tách khỏi HTĐ quốc gia hoặc được sự uỷ quyền của cấp điều độ quốc gia

- Chủ trì triệu tập các đơn vị liên quan phân tích, tìm nguyên nhân các sự cố trong HTĐ miền và đề ra các biện pháp phòng ngừa

- Tổ chức diễn tập xử lý sự cố trong toàn HTĐ miền, tham gia diễn tập sự cố toàn HTĐ quốc gia

- Tham gia kiểm tra diễn tập xử lý sự cố trong lưới điện phân phối, các NMĐ, các TBA thuộc quyền điều khiển và kiểm tra

- Tổ chức đào tạo và bồi dưỡng, huấn luyện các chức danh của cấp điều độ miền Tham gia đào tạo, bồi dưỡng, huấn luyện và kiểm tra trưởng ca các NMĐ, trưởng kíp các TBA hay điều độ viên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ miền

- Tổng kết, báo cáo lãnh đạo Tổng Công ty Điện lực Việt Nam và cấp điều độ quốc gia tình hình sản xuất hàng ngày/tuần/tháng/quý/năm của HTĐ miền Tham gia đánh giá việc thực hiện phương thức đã giao cho các đơn vị trong phạm vi phụ trách

- Tham gia Hội đồng nghiệm thu các thiết bị và các công trình mới thuộc quyền điều khiển hoặc theo yêu cầu của Tổng Công ty Điện lực Việt nam hoặc điều độ quốc gia

- Chủ trì (hoặc tham gia) biên soạn và chỉnh lý các tài liệu, quy trình liên quan đến công tác điều độ HTĐ miền

- Tham gia phân tích và tìm nguyên nhân các sự cố lớn trong lưới điện phối, tại các NMĐ trong miền và đề ra các biện pháp phòng ngừa

- Tham gia công tác xây dựng quy hoạch phát triển nguồn, lưới điện, hệ thống thông tin liên lạc và SCADA/EMS/DMS phục vụ điều độ HTĐ miền Theo dõi tình hình vận hành HTĐ miền đề xuất các chương trình chống quá tải các TBA và đường dây cấp điện áp 220 kV Tham gia các công trình nghiên cứu khoa học liên quan đến công tác điều độ và chiến lược phát triển của HTĐ miền

1.1.4 Cấp điều độ địa phương

Điều độ địa phương có nhiệm vụ điều khiển việc tiếp nhận và phân phối điện năng từ các TBA 110 kV và trạm phân phối trung gian cho các mạng điện phân phối trung và hạ áp

Điều độ địa phương đảm bảo cung cấp điện tin cậy và chất lượng cho khách hàng với mức tổn thất thấp nhất

* Nhiệm vụ của điều độ địa phương ở chế độ vận hành bình thường:

- Thực hiện các thao tác đóng cắt và điều chỉnh trên lưới điện nhằm tối ưu hoá chế độ của mạng điện

- Lập sơ đồ kết dây cơ bản lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển

- Huy động các nguồn điện nhỏ (bao gồm các trạm diesel, trạm thuỷ điện nhỏ) trong lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo yêu cầu của cấp điều độ HTĐ miền

- Điều chỉnh các nguồn công suất vô công (gồm trạm bù tĩnh, bù quay kể cả nguồn công suất phản kháng của khách hàng), nấc phân áp của máy biến áp (MBA) trong lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển để giữ điện áp các nút theo quy định của cấp điều độ HTĐ miền

- Tính toán tổn thất điện năng và đề ra các biện pháp giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển

- Thao tác bảo dưỡng định kỳ - Đưa các thiết bị mới vào vận hành

- Điều chỉnh đóng cắt các TBA cho phù hợp với công suất nguồn - Đóng các phụ tải mới và cắt các phụ tải không đạt yêu cầu - Đo đếm các tham số trong mạng điện

- Kiểm tra sự hoạt động của các phụ tải - Duy trì hành lang an toàn của mạng điện

* Nhiệm vụ của điều độ địa phương ở chế độ sự cố:

- Đánh giá nhận định tính chất của các sự cố - Loại trừ hậu quả của các sự cố

- Cô lập các phần tử bị sự cố ra khỏi mạng điện, đóng các nguồn dự phòng để duy trì sự hoạt động bình thường của các thiết bị còn lại

- Khắc phục sự cố

* Nguyên tắc vận hành của điều độ địa phương

- Có các thông tin đầy đủ về đặc tính của các phần tử HTĐ và các trạng thái của chúng

- Gia công xử lý nhanh các thông tin để có quyết định vận hành chính xác - Truyền nhanh và chính xác các thông tin đến nơi thừa hành

- Nhận đúng các thông tin phản hồi để kiểm tra và hiệu chỉnh kịp thời

- Lưu giữ và phân tích các trạng thái của các phần tử hệ thống để rút kinh nghiệm và nghiên cứu đối sách phù hợp

- Dự báo và quy hoạch quá trình vận hành trong tương lai

- Các hoạt động được thực hiện trong một hệ thống thống nhất và đồng bộ

1.2 Rơ le số và SCADA trong hệ thống điện

Bắt đầu xuất hiện từ những năm 70 cho đến nay với (80÷85)% các loại rơ le (RL) mới được chế tạo là RL số Các RL bao gồm các module chính như thể hiện trên Hình 1.2 [1-6]

Đầu vào tương tự

Module truyền thông

Hình 1.2 Cấu trúc của RL số và kết nối ngoại vi

Tất cả các rơ le số đều được trang bị chức năng bảo vệ (quá dòng điện, quá điện áp, v.v.) Các rơ le này có khối đầu vào tương tự và khối chuyển đổi tín hiệu đo lường thành tín hiệu số (A/D) để bộ vi xử lý thực hiện các tính toán dựa trên module chức năng bảo vệ

Các nút ấn trên mặt RL và màn hình LCD giúp người dùng cài đặt và quan sát thông số trạng thái tức thời

Đầu ra số của các RL đều thực hiện chức năng logic 0/1 nhằm gửi tín hiệu đóng cắt đến các thiết bị chấp hành

Trên các RL có tích hợp chức năng tự động hóa, RL có thể thực hiện tiếp nhận các tín hiệu phản hồi từ các thiết bị chấp hành hoặc lệnh điều khiển trực tiếp (các nút ấn, khóa điều khiển) Các RL có trang bị module tự động hóa nên có thể thực hiện nhiều bài toán điều khiển logic kết hợp chức năng bảo vệ và được xem như một thiết bị điều khiển ngăn lộ (BCU - Bay Controller Unit)

Thông qua module truyền thông, người vận hành có thể cài đặt thông số, tiếp nhận nhận thông tin trạng thái và gửi lệnh điều khiển Module này có thể còn được sử dụng để thực hiện việc điều khiển và giám sát từ xa (SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition) Việc tích hợp toàn bộ phần bảo vệ, điều khiển và truyền thông trong một thiết bị nhỏ gọn như RL đã giúp RL trở thành các thiết bị điện tử thông minh (IED - Intelligent Electronic Device) và giúp SCADA trở nên phát triển hơn

Khi sử dụng các RL số như IED, hệ thống SCADA sẽ có cấu trúc như trên Hình 1.3 [2-6]

Hình 1.3 Cấu trúc hệ thống SCADA có sự tham gia của các IED

Theo cấu trúc này, một hệ thống các IED có thể được điều khiển bởi các máy tính trong hệ thống truyền thông mạng LAN Toàn bộ thông tin vận hành theo thời gian thực của tất cả các IED được thu thập về máy tính được kết nối với mạng LAN và được phân quyền Mặt khác, các IED có thực hiện chức năng tự động hóa cũng được giám sát trạng thái của toàn bộ các đầu vào, đầu ra bởi các máy tính (máy tính thu nhận tín hiệu phản hồi từ IED) và có thể được gửi lệnh điều khiển từ các máy tính (máy tính gửi tín hiệu điều khiển đến IED)

Cấu trúc hệ thống SCADA như mô tả trên Hình 1.3 đã được sử dụng rộng rãi trong các hệ thống điện và được áp dụng cho công nghệ điều khiển xa trong phạm vi nhất định, đặc biệt là điều khiển xa cho trạm biến áp

1.3 Công nghệ điều khiển và vận hành trạm biến áp 110 kV Tiên Du E27.31 - Bắc Ninh

Trạm biến áp 110kV Tiên Du được cấp điện từ hai nguồn, một nguồn được cấp điện từ ngăn lộ 173 E27.10 Bắc Ninh 2 và một nguồn được cấp điện từ đường dây

173 E27.6 Bắc Ninh -171 E27.5 Quế Võ Để thực hiện việc đấu nối này xây dựng đoạn tuyến 2 mạch bắt đầu từ Pooctich TBA 110kV Tiên Du – đến vị trí 47 (Đường dây 110kV từ TBA 220kV Bắc Ninh2-VT75) Sơ đồ nối điện trạm biến áp 110 kV Tiên Du được thể hiện trên Hình 1.4

Hình 1.4 Sơ đồ nối điện trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh

Trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh hiện tại đã lắp đặt 01 MBA 63MVA-115/38,5/23 kV Sắp tới sẽ tiếp tục lắp đặt bổ sung thêm 1 MBA giống MBA đã có Phía 110 kV đã lắp đặt 2 ngăn lộ đường dây, 1 ngăn lộ MBA 110kV, 1 ngăn lộ liên lạc (chỉ lắp đặt dao cách ly, dự phòng vị trí lắp đặt máy cắt, biến dòng điện) Lộ MBA còn lại sẽ được lắp đặt khi MBA T2 được lắp bổ sung

Các thiết bị điều khiển, bảo vệ cho các phần tử mở rộng trong trạm được xem xét trang bị trên cơ sở tuân thủ theo TCVN, một số tiêu chuẩn quốc tế thông dụng phù hợp với các quy định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam Cụ thể phải đáp ứng các yêu cầu sau [1]:

- Các bộ vi xử lý làm nhiệm vụ thu thập dữ liệu, truy nhập các thiết bị từ xa thông qua các cổng Các bộ vi xử lý này liên kết các rơ le

- Các dữ liệu tương tự từ các ngăn lộ phải được đo bởi rơ le kỹ thuật số Các dữ liệu này bao gồm điện năng, điện áp, dòng điện và các giá trị công suất tác dụng, công suất phản kháng tức thời

- Chức năng giám sát điều kiện làm việc của máy cắt phải được thực hiện bởi các rơ le kỹ thuật số Nó bao gồm bộ đếm số lần làm việc của máy cắt, dòng diện sự cổ trung bình và cực đại tích luỹ, phần trăm hao mòn tiếp điểm

- Các bản ghi sự cố phải được tự động tạo ra bởi các RL Bất cứ khi nào sự cố xảy ra, rơ le đi cắt máy cắt, một bản ghi sự cố phải được tạo ra và ghi lại

- Hệ thống điều khiển giám sát gồm:

+ Hệ thống điều khiển tại mức ngăn với các logic đi dây cứng + Hệ thống điều khiển và giám sát chính

+ Hệ thống điều khiển và giám sát dự phòng

Các chức năng điều khiển, giám sát và hiển thị số liệu được dự phòng bởi các rơ le số Toàn bộ chức năng điều khiển và giám sát tại trạm có thể thực hiện thông qua hệ thống điều khiển kiểu đi dây truyền thống dùng khoá chuyển mạch, nút ấn và đèn chỉ thị trạng thái

Các trang bị điều khiển, bảo vệ trang bị mới phải thuộc thế hệ tiên tiến trong đó các rơ le chính sẽ là loại rơ le số có bộ vi xử lý phù hợp với mọi phương thức điều khiển hiện tại và trong tương lai (là sản phẩm của một trong các nhà sản xuất: ABB, AREVA, SIEMENS, ALSTOM, SEL, v.v.) Nguồn điện thao tác cho mạch điều khiển và bảo vệ là nguồn 220V-DC

- Trạm biến áp 110kV Tiên Du được thực hiện điều khiển ở 4 cấp: + Điều khiển tại chỗ:

Điều khiển tại chỗ thông qua các khoá điều khiển, nút bấm đặt tại các thiết bị đóng cắt: Máy cắt, dao cách ly, tủ điều khiển xa máy biến áp, tủ trung áp 35kV, 22kV Cấp điều khiển này thường được sử dụng trong trường hợp bảo trì và thử nghiệm cũng như trong trường hợp sự cố khẩn cấp khác

+ Điều khiển và giám sát tại phòng điều khiển: thực hiện thông qua hệ thống điều khiển trạm là hệ thống máy tính, tủ điều khiển tại phòng điều khiển

+ Điều khiển tại hệ thống tủ điều khiển bảo vệ (ngăn lộ BCU, khóa điều khiển, v.v.) Phía trung áp sẽ được đặt tại các tủ trung áp trọn bộ

Để thực hiện các chức năng điều khiển và giám sát hoạt động của các thiết bị trong trạm, tại phòng điều khiển sẽ lắp các tủ điều khiển sau:

1 Tủ điều khiển bảo vệ cho lộ tổng 110kV và máy biến áp T1 - 110/35/22kV 2 Tủ điều khiển bảo vệ cho 2 đường dây 110kV

Mặt trước các tủ điều khiển có lắp các thiết bị kèm theo sơ đồ nổi để thực hiện các chức năng sau: Điều khiển đóng cắt và chỉ thị vị trí các máy cắt, dao cách ly có điều khiển bằng động cơ điện; Chỉ thị vị trí các dao nối đất; Điều chỉnh tăng giảm điện áp và chỉ thị vị trí bộ điều chỉnh điện áp; Đo lường các thông số chính: A, V, W, Wh, VAR, VARh; Thông báo các tình trạng sự cố bằng hai dạng ánh sáng và âm thanh

01 tủ điều khiển xa MBA T1 (được cấp kèm MBA) có các chức năng sau: Tự động điều chỉnh điện áp (90); Điều chỉnh tăng giảm điện áp (tự động / bằng tay); Chỉ thị vị trí của bộ điều chỉnh điện áp; Báo vị trí khoá Local/Remote của hệ thống làm mát; Báo vị trí khoá Local/Remote của bộ điều chỉnh điện áp; Chỉ thị nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây máy biến áp; Báo tín hiệu hư hỏng hệ thống quạt mát, OLTC, cấp nguồn; Thiết bị điều khiển của các ngăn lộ đi 35kV, 22kV được lắp đặt trong các tủ trọn bộ

+ Điều khiển và giám sát tại Trung tâm điều khiển xa tỉnh Bắc Ninh hoặc Điều khiển và giám sát tại Trung tâm điều độ Hệ thống điện Miền Bắc

Việc thu thập dữ liệu, giám sát chế độ làm việc và điều khiển các thiết bị của trạm từ Trung tâm điều độ vùng, miền được thực hiện thông qua hệ thống SCADA Hệ thống SCADA cho phép người vận hành có thể thực hiện các thao tác, điều khiển các thiết bị từ xa như đóng cắt máy cắt, đóng mở dao cách ly, điều chỉnh đầu phân áp của máy biến áp Hệ thống này được kết nối với hệ thống điều khiển của trạm thông qua cổng kết nối với máy tính Gateway được trang bị đồng bộ Giao thức truyền tin giữa trạm và Trung tâm điều độ HTĐ miền Bắc (A1)/Trung tâm điều khiển xa OCC – PC Bắc Ninh sử dụng giao thức IEC60870-5-104

Căn cứ vào yêu cầu của công tác vận hành điều độ cũng như đáp ứng nhu cầu kết nối với hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ vùng, miền Yêu cầu tín hiệu cần trao đổi giữa trạm 110kV Tiên Du và hệ thống SCADA như sau

- Tín hiệu trạng thái thiết lập điều khiển xa:

+ Tín hiệu trạng thái máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa các ngăn đường dây, ngăn máy biến áp, ngăn phân đoạn, các phía máy biến áp 110kV và các ngăn lộ phía trung áp 35kV, 22kV

+ Tín hiệu bảo vệ chính và dự phòng của hệ thống rơle bảo vệ ngăn đường dây 110kV, các phía máy biến áp, bảo vệ công nghệ MBA

+ Tín hiệu chỉ thị phân quyền điều khiển giữa mức các mức trạm/A1 hoặc OCC -– PC Bắc Ninh

+ Tín hiệu sự cố mạch AC, DC, tín hiệu sự cố thiết bị tín hiệu sự cố thiết bị thông tin, tín hiệu sự cố nội bộ thiết bị đầu cuối

+ Tín hiệu trạng thái của các MCB của hệ thống tủ AC, DC

+ Tín hiệu hệ thống báo cháy, hệ thống cảnh báo chạm đất mạng DC, thu thập các hệ thống tín hiệu khác

- Tín hiệu đo lường giám sát SCADA: + Điện áp và tần số thanh cái

+ Công suất tác dụng, phản kháng (tổ hợp từ TI đường dây và TU 3 pha) và dòng điện các ngăn lộ đường dây 110kV

+ Công suất tác dụng, phản kháng, điện áp và dòng điện các phía ngăn lộ phía 110kV, 35kV và 22kV

+ Chỉ thị nấc phân áp của máy biến áp - Tín hiệu nhận từ trung tâm điều khiển:

+ Tín hiệu điều khiển máy cắt, dao cách ly các phía máy biến áp, phía 110kV

+ Tín hiệu điều khiển các MCB chính (tổng và phân đoạn) của tủ AC, DC - Để đảm bảo ổn định cho hệ thống và an toàn các thiết bị lắp đặt trong trạm, thiết bị RL bảo vệ cho trạm được thiết kế và lắp đặt bảo đảm các yếu tố:

+ Thời gian tác động ngắn, đủ độ tin cậy khi làm việc với mọi dạng sự cố Các thiết bị RL bảo vệ được trang thiết bị mới thuộc thế hệ RL số có bộ vi xử lý có khả năng giao tiếp với hệ thống SCADA, phù hợp với mọi phương thức điều khiển hiện đại trong tương lai, là sản phẩm của một trong các nhà sản xuất: ABB, Schneider, SIEMENS, GE, SEL, TOSHIBA và có chuẩn kết nối theo chuẩn IEC 61850 (bắt buộc), IEC60870-5 101/103/104/105, cổng bảo trì RS232(485)

- Các thiết bị bảo vệ trang bị cho trạm phục vụ SCADA:

+ Thiết bị bảo vệ cho máy biến áp T1 được lắp đặt trong tủ điều khiển bảo vệ; + Thiết bị bảo vệ cho 2 ngăn lộ đường dây 110kV được lắp đặt trong tủ điều khiển bảo vệ

+ Thiết bị bảo vệ cho thanh cái 110kV được lắp đặt trong tủ bảo vệ thanh cái + Thiết bị điều khiển bảo vệ cho ngăn đường dây, ngăn phân đoạn, thanh cái được lắp đặt trong tủ bảo vệ và bố trí trong phòng điều khiển

+ Trạm 110 kV Tiên Du được thiết kế theo phương thức trạm không người trực - Yêu cầu chung: Các trang bị RL bảo vệ, tự động điều khiển, đo lường được thiết kế theo tiêu chuẩn Việt Nam phù hợp với các tiêu chuẩn quốc tế thông dụng

+ Hệ thống điều khiển đảm bảo được các chức năng:

+ Sơ đồ kết dây tương ứng trong trạm thể hiện các đồng hồ thông số vận hành gồm đồng hồ đo công suất hữu công, công suất vô công, cường độ dòng điện, điện áp lưới điện, tần số, đồng hồ đếm điện năng hữu công và vô công;

+ Điều khiển đóng cắt các máy cắt dao cách ly 110kV và chỉ thị vị trí đóng cắt thiết bị bằng tín hiệu ánh sáng, màu sắc;

+ Tín hiệu báo hiệu sự tác động của các thiết bị bảo vệ, tự động bằng ảnh sáng, âm thanh và màu sắc;

+ Các xuất tuyến 110kV đều có bảo vệ chính và bảo vệ dự phòng - Các yêu cầu kĩ thuật đối với bảo vệ RL

+ Dùng thiết bị kỹ thuật số

+ Đảm bảo độ nhạy cao, chọn lọc và tác động nhanh + Dễ vận hành, thí nghiệm và bảo dưỡng

+ Có chức năng tự giám sát

+ Có chức năng xác định điểm sự cố đường dây và các thông số sự cố + Có khả năng đưa vào hệ thống SCADA để tự động hoá trạm

+ Có giao diện với máy tính, sử dụng phần mềm để tự chỉnh định, điều khiển để lưu giữ, phân tích quá trình hoạt động của rơle và các sự cố

+ RL sử dụng cho các ngăn lộ trung áp còn phải có thêm chức năng điều khiển để thực hiện việc điều khiển giám sát các thiết bị trong ngăn lộ

+ Tất cả các RL và BCU có cổng truyền thông với giao diện phù hợp để thuận tiện cho việc kết nối vào hệ thống điều khiển của trạm để kết nối với hệ thống SCADA hiện tại và tương lai

Một số hình ảnh thiết bị và công nghệ SCADA đã trang bị tại trạm biến áp 110 kV Tiên Du được thể hiện trên Hình 1.5

a Tủ truyền thông b Tủ điều khiển (RL và các BCU)

c Giao diện người-máy (HMI) điều khiển trạm biến áp

Hình 1.5 Thiết bị và giao diện điều khiển trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh hiện nay

Cấu trúc hệ thống SCADA trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du được thể hiện trên Hình 1.6

Hình 1.6 Cấu trúc hệ thống SCADA trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh hiện nay

1.4 Đề xuất hướng nghiên cứu

Các phân tích trên cho thấy ngành điện trong những năm gần đây đã có những bước phát triển rất mạnh mẽ trong điều khiển hệ thống điện Để có được sự phát triển này, rất nhiều các đơn vị, cá nhân trong và ngoài nước đều đã tham gia vào quá trình tự động hóa toàn hệ thống

Trước đây, công nghệ điều khiển hệ thống điện đều được mua hoàn toàn bởi các Công ty nước ngoài như ABB, SIEMENS, v.v Các đơn vị trong tập đoàn Điện lực Việt Nam đều phải mua cả phần cứng và phần mềm của các Công ty nước ngoài trên Việc thiết lập phần mềm hoàn toàn do các chuyên gia người nước ngoài thực hiện theo đơn đặt hàng và các kỹ sư Việt Nam chỉ được chuyển giao công nghệ vận hành hệ thống với phần mềm đã thiết kế Điều này khiến cho việc nhận được sự hỗ trợ trong những trường hợp phát sinh vận hành hệ thống gặp nhiều khó khăn và kỹ sư Việt Nam không hiểu được bản chất bên trong của các phần mềm do đã bị khóa cứng bằng các license mà chỉ có chuyên gia người nước ngoài mới được mở

Hiện nay, công ty ATS là công ty hàng đầu về giải pháp, sản phẩm và dịch vụ trong lĩnh vực Tự động hóa Trạm biến áp (SAS) cũng như Điều khiển giám sát thu thập dữ liệu và quản lý vận hành (SCADA/EMS/DMS) tại Việt Nam Từ khi thành lập tới nay, Công ty đã thực hiện thành công hàng trăm dự án cung cấp hệ thống Tự động hóa trạm biến áp (SAS) 110kV-220kV-500kV và Điều khiển phân phối cho các Trạm và Nhà máy Điện Các dự án của Công ty hiện đã chiếm tới gần 40% thị phần lưới truyền tải Việt Nam tới thời điểm này

Công ty ATS đã tài trợ cho Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp bộ licence cho phần mềm OneATS và các rơ le số của hãng SEL Đây là những công cụ hữu ích cho hầu hết kỹ sư làm việc tại các Công ty Điện lực, đặc biệt là các kỹ sư làm việc ở lĩnh vực điều khiển, vận hành trạm biến áp

Với hầu hết những người đang công tác tại tập đoàn Điện lực Việt Nam, các vấn đề liên quan đến lĩnh vực điều khiển hệ thống điện đều là những vấn đề được quan tâm đặc biệt nhưng rất khó tiếp cận do không được đào tạo và được phân quyền để can thiệp sâu hơn vào phần mềm Như vậy, nắm được công nghệ OneATS và cách

thức làm việc với RL số sẽ giúp học viên có thể làm chủ được hoàn toàn công nghệ tại đơn vị

Những phân tích trên cho thấy vấn đề điều khiển trong hệ thống điện nói chung và điều khiển trong trạm biến áp là một trong những vấn đề còn cần được nghiên cứu chuyên sâu để có thể tiếp nhận công nghệ và phát triển chuyên môn nghề nghiệp Là một cán bộ công tác tại Công ty Điện lực Bắc Ninh và được cử đi học Thạc sỹ chuyên ngành Kỹ thuật điện tại trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp, học viên mong muốn tìm hiểu về vấn đề điều khiển ngăn lộ trong một trạm biến áp kết hợp RL số để có kiến thức chuyên sâu về lĩnh vực này Tại Công ty Điện lực Bắc Ninh, trạm biến áp 110 kV Tiên Du mới được xây dựng giai đoạn 1 và sẽ tiếp tục hoàn thiện xây dựng giai đoạn 2 với việc bổ sung một MBA Trạm biến áp này hiện tại có 3 ngăn lộ 110 kV như thể hiện trên Hình 1.7

Hình 1.7 Các ngăn lộ trong trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh

Việc điều khiển các ngăn lộ trên Hình 1.7 nói riêng và cả ngăn lộ 132 sắp tới đều là những vấn đề quan trọng của một kỹ sư vận hành trạm Vì vậy, học viên lựa

chọn đề tài “Nghiên cứu giải pháp điều khiển ngăn lộ trong trạm biến áp 110 kV

sử dụng rơ le số SEL 451 theo công nghệ OneATS” 1.5 Kết luận chương 1

Chương 1 đã tìm hiểu cấu trúc của RL và ý nghĩa của RL số trong hệ thống SCADA, giúp điều khiển và giám sát toàn bộ hệ thống Sự hỗ trợ của các công cụ truyền thông, bao gồm cả phần cứng và phần mềm đã giúp nâng cao khả năng linh hoạt trong việc vận hành hệ thống

Trạm biến áp 110 kV Tiên Du là một trong những trạm biến áp mới được xây dựng và được áp dụng đầy đủ các công nghệ để đảm bảo khả năng điều khiển xa không người trực Chương 1 đã thực hiện phân tích kỹ các yêu cầu kỹ thuật và lựa chọn được một hướng nghiên cứu chuyên sâu cho luận văn, đó là việc điều khiển một ngăn lộ phía 110 kV của trạm biến áp Hướng nghiên cứu này sẽ sử dụng công nghệ OneATS và chức năng tự động hóa của RL SEL 451, qua đó làm sáng tỏ công nghệ SCADA cho bài toán điều khiển xa một ngăn lộ nói riêng và khả năng áp dụng điều khiển toàn bộ trạm biến áp

Để đáp ứng cho hướng nghiên cứu đã đặt ra, chương 2 sẽ thực hiện xây dựng giải pháp điều khiển ngăn lộ trong trạm biến áp 110 kV và công cụ làm việc với RL SEL451 theo công nghệ OneATS Chương 3 sẽ ứng dụng điều khiển một ngăn lộ sử dụng RL SEL 451 theo công nghệ OneATS cho trạm biến áp 110 kV Tiên Du - Bắc Ninh

CHƯƠNG 2

XÂY DỰNG GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN NGĂN LỘ TRONG TRẠM BIẾN ÁP 110 kV SỬ DỤNG VỚI RƠ LE SEL 451

2.1 Giới thiệu

Như đã phân tích trong chương 1, một hệ thống SCADA có thể thực hiện một số những nhiệm vụ tự động hóa sau: Thu thập - Giám sát từ xa; Điều khiển Đóng/Cắt từ xa; Điều chỉnh tự động từ xa; Thông tin từ xa của các đối tượng và các cấp quản lý

Theo sự phân cấp quản lý trong hệ thống điện hiện nay, toàn bộ các trạm biến áp trong một tỉnh được quản lý bởi Công ty điện lực tỉnh, cụ thể là Trung tâm điều khiển xa của Công ty Như vậy, một ngăn lộ trong trạm có thể được điều khiển bởi hệ thống máy tính đặt trong trạm và hệ thống máy tính đặt tại Trung tâm điều khiển xa của Công ty điện lực Cấu trúc của hệ thống SCADA đáp ứng điều khiển xa trong trường hợp này được mô tả trên Hình 2.1

Trung tâm SCADA: tập hợp cả phần mềm và các thiết bị phần cứng cho phép theo dõi và điều khiển hệ thống, trực tiếp nội bộ hoặc từ xa Trung tâm SCADA cũng có thể giám sát, thu thập và xử lý dữ liệu theo thời gian thực

RL (IEDs): RL thông minh được dùng để thực hiện các lệnh điều khiển gửi đến cơ cấu chấp hành (như đã mô tả trên Hình 1.2)

Tủ truyền thông: Thực hiện chuyển dữ liệu phù hợp cho quá trình truyền dữ liệu bằng cáp quang nhằm kết nối truyền thông giữa trạm biến áp và trung tâm điều khiển Tủ truyền thông được thiết kế nhằm tối ưu hóa kết cấu của một hệ thống máy chủ; hỗ trợ bảo mật (vật lý) và thu thập/đẩy tín hiệu giữa 2 vị trí cách xa nhau

Switch ethernet: Tạo điểm kết nối chung trong mạng điện cục bộ cho các IED, máy tính trong trạm

Máy tính điều khiển: công nghệ máy tính thực hiện điều khiển, giám sát, thu thập dữ liệu trong hệ thống điều khiển và được hiển thị trên màn hình HMI

Người vận hành (tại trạm): Giám sát tình trạng hoạt động của các IED, các thiết bị mạng LAN, GPS thiết bị đầu cuối RTU/Gateway

2.2 Kỹ thuật lập trình điều khiển rơ le số SEL 451 theo công nghệ OneATS 2.2.1 Cấu trúc hệ thống OneATS

Cấu trúc hệ thống OneATS gồm: OneATS Data Editor – Project Mangement; OneATS FEP (Front End Processing); OneATS Data Server; OneATS Grid Studio; OneATS Smart HIS

Cơ sở dữ liệu cấu hình của dự án (dữ liệu cấu hình các kênh FEP, dữ liệu cấu hình mô hình dữ liệu DataModel, cấu hình kết nối các module) Việc cấu hình các module trên một cơ sở dữ liệu đảm bảo tính đồng nhất trên các module khai thác chung cơ sở dữ liệu Database được xây dựng trên hệ cơ sở dữ liệu mã nguồn mở MongoDB Cấu của hệ thống OneATS được mô tả trên Hình 2.2 [7]

Người thiết lập cấu hình

Hình 2.2 Cấu trúc của hệ thống SCADA

- OneATS Data Server: Module tính toán, xử lý dữ liệu thời gian thực

- OneATS Grid Studio: Là module phần mềm thiết kế và vận hành giao diện

HMI Trong hệ thống OneATS Platform, bao gồm 2 thành phần chính: + OneATS Gird Designer: Module giao diện người máy HMI + OneATS Gird Viewer: Module vận hành HMI

- OneATS HIS Server: Modele cơ sở dữ liệu quá khứ

- His Client Apps: Các ứng dụng khai thác dữ liệu quá khứ, bao gồm các ứng dụng OneATS hoặc third-parties được tích hợp bởi thư viện OneATS để khai thách dữ liệu HIS Server

- OneATS Data Editor: Module cấu hình và giám sát dữ liệu các thành phần hệ thống: OneATS FEP, OneATS Data Server, OneATS HIS

- OneATS FEP Administrator: Module giám sát dữ liệu trên OneATS FEP FEP server: Là một ứng dụng chạy dưới dạng dịch vụ có nhiệm vụ kết nối và trao đổi dữ liệu với các IEDs và các trung tâm dữ liệu theo giao thức hỗi trợ IEC61850, IEC101, IEC103, v.v

- FEP server hỗ trợ các tính năng sau: + Hỗ trợ nhiều kênh

+ Khả năng quản lý nhiều kênh tại một thời điểm

+ Mỗi kênh có thể cấu hình một kết nối chính và nhiều kết nối dự phòng + Hỗ trợ Force/Unforce giá trị Point

+ Tương thích với các ứng dụng OPC Unified Architecture + Giao diện trên DE đơn giản, thân thiện

2.2.2 Mối quan hệ giữa các khối khi lập trình theo công nghệ OneATS

Khi không xét đến khối HIS, mối quan hệ giữa các khối của hệ thống OneATS được thể hiện trên Hình 2.3 [7-8]

FEP (Front End Phần mềm OneATS Data Editor

Thu thập, trao đổi dữ liệu giữa IED và trung tâm điều khiển

chương trình điều khiển

Hình 2.3 Mối quan hệ giữa các khối khi lập trình theo công nghệ OneATS

Mối liên quan giữa các khối khi lập trình theo công nghệ OneATS trên Hình 2.3 được phân tích như sau:

- Phần mềm AcSELerator Quickset được sử dụng để thiết lập các cài đặt input/output của RL và lập trình chương trình điều khiển Chương trình điều khiển sẽ thực hiện trên menu Automation của phần mềm AcSELerator Quickset của máy tính cài đặt cấu hình của RL (do người lập trình cấu hình thiết lập) Quá trình thiết lập này chỉ diễn ra ở giai đoạn thiết lập ban đầu

Phần mềm AcSELerator QuickSet từ Schweitzer Engineering Laboratories

hình và thiết lập của họ, cung cấp các công cụ kỹ thuật số cho hình dung thông số thiết bị Người sử dụng chương trình thực sự có thể tạo ra các mẫu mà làm cho cấu hình thiết bị đơn giản hơn

- Toàn bộ các tham số của RL được gửi về FEP theo thời gian thực Đồng thời các tín hiệu điều khiển để thực hiện các biến đổi logic (tín hiệu 0/1) cũng được gửi từ FEP về RL theo thời gian thực

- Data Server thực hiện tiếp nhận giá trị của các tham số được chọn (do người thiết lập cấu hình lựa chọn theo yêu cầu của bài toán) Đồng thời, Data Server cũng gửi tín hiệu điều khiển do người vận hành gửi đến từ các máy tính điều khiển

- Phần mềm Grid Studio được sử dụng để thiết kế giao diện HMI Giao diện này sẽ hiển thị giá trị của các tín hiệu phản hồi và thiết lập các nút ấn cho phép người vận hành gửi tín hiệu điều khiển đến Data Server

Các phân tích trên cho thấy, để điều khiển xa trạm biến áp theo công nghệ OneATS thì cần phải sử dụng 3 phần mềm cơ bản: AcSELerator Quickset, OneATS Data Editor (chứa FEP và Data Server) và OneATS Grid Studio

2.2.3 Kỹ thuật làm việc với relay SEL 451

• Quy định về kết nối phần cứng của RL SEL 451 [8]

RL SEL 451 là một trong những RL số được tích hợp đồng thời cả chức năng bảo vệ và tự động hóa (Protection and Automation) Vì vậy, số lượng đầu input và output của RL SEL 451 đủ để thực hiện các tác vụ đóng cắt máy cắt và thu thập tín hiệu điều khiển/tín hiệu phản hồi Để sử dụng được các đầu input và output này, cần phải nắm được quy định về kết nối của chúng

Các đầu vào của RL SEL 451 được ký hiệu là IN, kèm theo thứ tự board và thứ tự của tiếp điểm Ví dụ: IN102 có nghĩa là đầu vào thứ 2 của board 1

Các đầu ra của RL SEL 451 được ký hiệu là OUT, kèm theo thứ tự board và thứ tự của tiếp điểm Ví dụ: OUT102 có nghĩa là đầu ra thứ 2 của board 1

Mặt lưng của RL SEL 451 với các tiếp điểm đầu vào và đầu ra được thể hiện trên Hình 2.4 Quy định kết nối phần cứng với RL SEL 451 được thể hiện trên Hình 2.5

Hình 2.4 Mặt lưng của RL SEL 451 với các chân input và output

• Số lượng biến nội của RL SEL 451 [8]

RL SEL 451 thuộc Series đầu 4 nên mang đầy đủ các loại biến nội của dòng SEL-4XX cho cả phần bảo vệ và phần điều khiển Số lượng các biến được thể hiện trong Bảng 2.1

Bảng 2.1 Số lượng biến của RL SEL 451

Khi sử dụng các biến trên, cần lưu ý rằng các biến có thể là biến trung gian AMV và biến trạng thái ASV (cho chức năng tự động hóa), biến trung gian PMV và biến trạng thái PSV (cho chức năng bảo vệ)

• Lập trình cố định (FIXED SELogic CONTROL EQUATIONS) [8]

Lập trình cố định là phần mà các giá trị bên trái (nơi lưu giữ kết quả) là cố định, không thay đổi Ta chỉ thay đổi phương trình SELogic ở phía bên phải nhằm đạt được các kết quả của phần bên trái theo ý muốn

Ví dụ:

OUT101: = AMV003>5 # OUT101=1 Khi AMV003 lớn hơn 5

- Lập trình dạng tự do (FREE-FORM SELogic CONTROL EQUATIONS) Lập trình tự do cung cấp khả năng tùy biến cũng như lập trình tự động cho RL Phần lập trình tự do được sử dụng cho cả 2 phần Protection và Automation

Ví dụ dưới đây sẽ làm rõ cách lập các phương trình tự do:

PMV01: = VAFM*0.8 # 80% điện áp pha A

PSV01: = PMV01 >= 12000 # PSV01 có giá trị logic bằng 1 khi 80% điện áp pha A lớn hơn hoặc bằng 12kV

- Các biến giữ trạng thái (LATCH BITS) [8-10]

Các biến này lưu thông tin dạng Boolean Mỗi biến Latch Bit có 2 thông số đầu vào và một giá trị được giữ Có 32 biến Latch Bit cho bảo vệ dạng tự do (PLT01-PLT32) và 32 biến Latch Bit dành cho tự động (ALT01-ALT32) Sau đây là các thông số của một biến Latch Bit:

PLTnnR, ALTnnR: Reset biến giữ trạng thái (Latch Bits) PLTnnS, ALTnnS: Set biến giữ trạng thái (Latch Bits) PLTnn, ALTnn: Giá trị được giữ

Hình 2.6 Quy định của biến Latch

Trạng thái của biến Latch Bits được giữ lại khi có sự thay đổi cài đặt hay nguồn cấp cho RL bị mất và sau đó được cấp trở lại

Ví dụ:

ALT01R: = RB02 AND ALT01 ALT01S: = RB02 AND NOT ALT01

Tham số của các bit giữ trạng thái được thể hiện trong Bảng 2.2 Bảng 2.2 Bảng tham số trạng thái

• Các biến thời gian có điều kiện (Conditioning Timers) [8]

Đây là các biến có giá trị Boolean, chúng ta có thể sử dụng các biến này để kéo dài các xung đầu vào Có 32 biến thời gian có điều kiện dành cho phần lập phương trình bảo vệ dạng tự do (PCT01-PCT32) Sau đây là các thông số của một biến thời gian có điều kiện:

PCTnnIN: chứa giá trị của xung đầu vào

PCTnnPU: khoảng thời gian mà đầu vào phải có giá trị 1 trước khi đầu ra có giá trị 1

PCTnnDO: khoảng thời gian mà đầu ra giữ trạng thái sau khi đầu vào xuống giá trị 0

PCTnnQ: chứa giá trị xung đầu ra của biến Timer

Tham số của các biến thời gian được thể hiện trong Bảng 2.3 Bảng 2.3 Các tham số của conditioning timer

Input Input Giá trị mà rơ le duy trì

Input Pickup Time Thời gian mà input phải on trước khi output on

Giá trị thời gian trong các chu kỳ

PCT01PU

Input Dropout Time

Thời gian mà output giữ on sau khi iput bật off

Giá trị thời gian

• Các biến thời gian trình tự (Sequencing Timers) [8]

Có 32 biến cho bảo vệ dạng tự do (PST01-PST32) và 32 biến dành cho tự động dạng tự do (AST01-AST32) Các thông số của biến thời gian trình tự là:

PSTnnIN, ASTnnIN: chứa giá trị của xung đầu vào

PSTnnPT, ASTnnPT: khoảng thời gian mà đầu vào phải có giá trị 1 trước khi đầu ra có giá trị 1

PSTnnR, ASTnnR: thời gian reset

PSTnnET, ASTnnET: thời gian tính toán từ lần cuối cùng reset