Nghiên ứu giải pháp giám sát và điều khiển từ xa scada ho trạm biến áp phân phối 110kv lê chân, thuộ lưới điện thành phố hải phòng

Do đó, việc quan trọng hàng đầu của đềtài là đề xuất các giải pháp về lưới đ ện phân phối thông minh áp dụng cho Việt Nam, iđiều này mang tính ch t đấ ịnh hướng cho s phát tri n h thự ể

TỔ NG QUAN V H TH Ề Ệ ỐNG GIÁM SÁT VÀ ĐIỀ U KHI N Ể (SCADA)

Đặc điểm công trình

Trạm biến áp 110kV Lê Chân đóng vai trò quan trọng trong hệ thống lưới điện truyền tải và phân phối của HPPC, với công suất ổn định và độ tin cậy cao.

Trạm điện 120MW bao gồm 2 ngăn lộ 110kV và 11 ngăn lộ 22kV hiện đang vận hành Tuy nhiên, hệ thống SCADA vẫn chưa được lắp đặt, và mạng lưới cáp quang kết nối đến trạm chưa hoàn chỉnh.

M c tiêu c ụ ủ a h ệ ố th ng SCADA

Để đáp ứng nhu cầu quản lý tập trung và tự động hóa trong ngành điện, hiện nay có xu hướng phát triển các trạm điều khiển tích hợp và trạm ít người hoặc không người trực Do đó, cần thiết phải thiết kế và triển khai các nội dung phù hợp để đảm bảo hiệu quả hoạt động của hệ thống.

Các tín hiệu giám sát đo lường, trạng thái của rơ le bảo vệ, tín hiệu báo động, và trạng thái thiết bị được thu thập và điều khiển từ xa Các thiết bị này có quyền điều khiển và kiểm tra các ngăn lộ được lắp đặt tại các cấp điện áp 110kV và 3.3kV Dữ liệu này được bổ sung đầy đủ vào cơ sở dữ liệu SCADA của trạm để truyền về Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc (A1), nhằm phục vụ cho công tác chỉ huy điều hành hệ thống điện của A1.

Các tín hiệu bao gồm giám sát đo lường, trạng thái của rơ le bảo vệ, tín hiệu báo động và trạng thái của thiết bị đã được lắp đặt mới, sẽ được truyền về Trung tâm Điều độ của Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Phòng (HPPC) Mục tiêu là phục vụ cho việc chỉ huy điều hành lưới điện của công ty.

Hệ thống local SCADA đã được đầu tư để giám sát và thu thập dữ liệu tại phòng điều hành, giúp giảm thiểu công việc cho điều hành viên và lưu giữ toàn bộ diễn biến tại trạm ngay cả khi mất kết nối với trung tâm điều khiển Ngoài ra, hệ thống này còn có chức năng kiểm tra và thẩm định tất cả các tín hiệu trước khi truyền về trung tâm, nhằm giảm thiểu thông tin rác.

1.3 Phạm vi của hệ ố th ng SCADA

Xây dựng hệ thống SCADA kết nối với 02 trung tâm điều khiển và hệ thống SCADA local tại trạm, phục vụ cho các ngăn lộ ắp mới, bao gồm ngăn 171, 172, ngăn phân đoạn 110kV và ngăn MBA 2T – 63MVA.

GIẢ I PHÁP VÀ THI T K CHO H TH NG SCADA……….17 Ế Ế Ệ Ố

Gi i pháp công ngh cho h th ng SCADA 17 ả ệ ệ ố

 Khai thác tối đa năng lực c a các thi t b IEDs ho c BCU/Multi meter (có ủ ế ị ặ - module I/O) trong tr m ạ

Giảm thiểu khối lượng cáp điều khiển và các thiết bị ghép nối như rơ le lệnh, rơ le lặp lệnh trạng thái và cảnh báo Kết nối qua các thiết bị giao tiếp tín hiệu I/O tại các ngăn lộ và kết nối vào mạng LAN tại trạm.

 Tương tác và tuân thủ các tiêu chu n ẩ

 Đáp ứng kh ả năng bảo dưỡng, tương thích và mở ộ r ng

 Giao di n HMI d hi u, d v n hành ệ ễ ể ễ ậ

 Đáp ứng tính tin c y và s n sàng ậ ẵ

 Định hướng nâng c p lên h thấ ệ ống điều khi n tích h p tr m và tr m ít/không ể ợ ạ ạ người tr c ự

 Yêu c u ki n trúc t i tr m: theo tiêu chuầ ế ạ ạ ẩn mạng LAN

 Các tiêu chu n IEC v m ng truy n d n ẩ ề ạ ề ẫ

 Yêu c u v kh ầ ề ả năng bảo dưỡng

 B o v ả ệchống xung và nhiễm điện

 Môi trường và các điều ki n làm vi c xung quanh ệ ệ

2.1.2 Các yêu c u v n trúc m ng, truyầ ềkiế ạ ền tin, giám sát điều khi n và qu n lý d ể ả ữ li u ệ

Mức trạm là nơi lưu trữ dữ liệu thống nhất, bao gồm các giao diện vận hành, chức năng quản lý cấu hình và kỹ thuật, cũng như hệ thống SCADA Tại đây, thông tin vận hành, kỹ thuật và phi kỹ thuật có thể được truy cập từ công ty Việc truyền tin nội bộ sẽ diễn ra qua thanh dẫn của trạm, đồng thời hệ thống này cũng kết nối với mạng WAN của công ty, dựa trên các giao thức chuẩn IEC.

Việc truy cập thông tin trong mức ngăn và giữa các thiết bị IED theo tiêu chuẩn IEC 61850 giúp tạo ra một mạng lưới tích hợp hoàn chỉnh cho các hệ thống bảo vệ và điều khiển Điều này không chỉ giảm số lượng thiết bị cần thiết mà còn đơn giản hóa việc đấu dây cho bảng điều khiển Tính năng điều khiển, lưu trữ, đo đếm và bảo vệ được thực hiện hiệu quả trong mức ngăn này, với các thiết bị thường được lắp đặt trong phòng điều khiển trung tâm.

Mức xử lý trong hệ thống điện bao gồm giao diện giữa các thiết bị nhất thứ như CT, VT và thiết bị đóng cắt với các thiết bị IED ở mức ngăn Công nghệ thu thập dữ liệu được khai thác để liên kết các trạng thái và số liệu đo nhất thứ, cho phép truy cập thông qua thanh xử lý tốc độ cao theo tiêu chuẩn IEC 61850 Đồng thời, một số IED có thể sử dụng thiết bị đo góc pha để đảm bảo độ chính xác cao Các thiết bị ở mức xử lý thường được lắp đặt gần thiết bị nhất thứ nhằm giảm thiểu lượng cáp sử dụng.

Cấu hình Sao (Star) và Vòng (Ring) là hai lựa chọn phổ biến cho mạng LAN của trạm, đặc biệt khi cần đảm bảo các yêu cầu về dự phòng, sẵn sàng, độ tin cậy và hiệu năng được đáp ứng.

M ng LAN Ethernet ph i h tr chu n TCP/IP, FTP và Telnet [2] ạ ả ỗ ợ ẩ

2.1.2.2 Các giao thức truy n tin tiêu chu n ề ẩ

Xây dựng chiến lược bảo vệ và tăng cường của TBA là yếu tố quyết định đến mô hình thu thập, xử lý và trao đổi dữ liệu của các IEDs Do đó, vấn đề truyền thông giữa các IEDs và giữa các IEDs với trung tâm điều khiển sẽ trở nên quan trọng khi thực hiện các nhiệm vụ này.

Chức năng tự động hóa của trạm rất quan trọng trong việc giám sát điều kiện xa TBA, với nhiều giao thức truyền thông như Modbus, DNP3 và IEC 61850 được sử dụng Các giao thức này không hoàn toàn tương đồng khi cung cấp bởi các hãng khác nhau, và sự hạn chế về tốc độ xử lý gây khó khăn trong việc xây dựng các ứng dụng tự động hóa trạm Kể từ năm 2003, tổ chức kỹ thuật điện quốc tế IEC đã ban hành phiên bản đầu tiên của tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850 dựa trên kiến trúc truyền thông đa dụng UCA 2.0.

IEC 61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế cho các ứng dụng tự động hóa trạm, cho phép tích hợp tất cả các chức năng bảo vệ, điều khiển, đo lường và giám sát Tiêu chuẩn này hỗ trợ các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán, cùng với chức năng liên động và giám sát phức tạp Với ưu điểm của giao thức TCP/IP Ethernet, IEC 61850 mang lại hiệu suất làm việc cao, xử lý thông tin đạt tốc độ 100Mbps và đơn giản trong việc thực hiện kết nối trên mạng LAN.

Giao thức IEC 61850 sẽ được sử dụng làm giao thức truyền tin trong mạng LAN của trạm giữa các RTU và IED Trong trường hợp cấu trúc mạng bao gồm các khối giao diện mạng (Network Interface Modules – NIM), chuẩn IEC 61850 sẽ được áp dụng cho việc trao đổi thông tin giữa các RTU và NIM.

Các giao thức như Modbus TCP, DNP TCP và IEC 870-5-103 cần được hỗ trợ để đảm bảo kết nối với các thiết bị hiện hữu Chuẩn IEC 870-5-101 và IEC 870-5-104 phải được sử dụng để chuyển dữ liệu từ trạm đến các hệ thống SCADA, SCADA/EMS hoặc SCADA/DMS bên ngoài.

2.1.2.3 Giám sát và Điều khi n ể

Các chức năng giám sát và điều khiển phải được thực hiện chủ yếu thông qua các rơ le kỹ thuật số và/hoặc khối I/O interface - BCU được lắp đặt trong trạm Những rơ le kỹ thuật số và khối I/O interface này có nhiệm vụ đóng cắt máy một cách tự động và điều chỉnh từ xa.

Các rơ le và giao diện I/O truyền tải thông tin trạng thái của các máy cắt, đồng thời cung cấp dữ liệu bảo dưỡng vận hành của thiết bị Cấu trúc giám sát và điều khiển trạm bao gồm nhiều thành phần quan trọng.

Các máy tính và RTU của trạm sẽ được cấu hình dự phòng đầy đủ thay cho cấu hình hot-stand-by Trong các yêu cầu kỹ thuật, các máy tính và RTU này sẽ được gọi là Host 1 và hệ thống Host.

 Bảng mimic hi n th mể ị ức ngăn.

Để đảm bảo giám sát và điều khiển trong phòng điều khiển, cấu trúc này không chỉ phụ thuộc vào máy tính của trạm mà còn cần có các tính năng giám sát đầy đủ Điều này được thực hiện thông qua các bộ xử lý thông tin, rơ le kỹ thuật số và các khối I/O-BCU Ngoài ra, việc sử dụng bảng điều khiển mimic với nút bấm và đèn hiệu cũng là yếu tố quan trọng trong quá trình điều khiển.

Ngoài ra, cấu trúc giám sát và điều khi n trể ạm cũng phải đảm bảo kế ốt n i và x lý các thi t b ử ế ị đo lường, bao gồm:

 Đọc d li u th i gian th c ữ ệ ờ ự

 Lưu trữ các s liố ệu đã đọc trong cơ sở ữ ệ d li u an toàn phù h p v i yêu c u ợ ớ ầ ki m toán và ch ể ỉ người có thẩm quyền truy cập được.

Bên cạnh đó, tấ ả t c các thi t bế ị ả b o v và các máy tính chệ ủ phải được chuẩn đồng b th i gian theo chộ ờ ức năng SNTP của IEC61850-3 d a vào tín hi u GPS ự ệ

2.1.2.4 Kho thông tin quá kh vứ ới dung lượng l n và truy c p qua Web ớ ậ

Kiến trúc giải pháp SCADA cần tích hợp hệ thống dữ liệu lịch sử (HIS), sử dụng công nghệ dữ liệu để tạo ra kho chứa thông tin lớn với các đặc điểm nổi bật.

 Chiếm rất ít dung lượng đĩa ức ng

 Có thể truy cập đến m t thộ ời điểm trong quá kh vứ ới độ phân gi i v th i gian ả ề ờ ở ứ m c vài dây

 Không thể ị thay đổ b i một khi đã được lưu, từ đó đảm bảo căn cứ an toàn cho ki m toán ể

 Kèm theo các tính năng tìm kiếm d li u, hi n th tr c quan và l p báo ữ ệ ể ị ự ậ cáo.

Gi i pháp k thu t cho h th ng SCADA 32 ả ỹ ậ ệ ố

2.2.1 H th ng truy n thông ệ ố ề Để đả m b o có kênh truy n SCADA t TBA 110kV Lê Chân v HPPC và A1 ả ề ừ ề cần phả ầu tư mại đ ng cáp quang từ ạm 110kV về tr A1 bằng cách kết nối với thiết bị truyền dẫn PCM MSX19C thông qua 2 luồng back up song song nội bộ- - 2Mbit/s (kênh E1)

- Trang b h th ng thông tin quang t i tr m, gị ệ ố ạ ạ ồm có:

• 01 t thiủ ết bị ghép kênh PCM- 30

• Cáp ngu n, cáp tín hi u và ph ki n… ồ ệ ụ ệ

• Ngu n cung c p cho t thi t b ghép kênh (ngu n 48VDC) ồ ấ ủ ế ị ồ

Phần d ch vị ụ: Đào tạo cán b k thuộ ỹ ật, hướng d n s dẫ ử ụng, bảo trì – bảo dưỡng và phát triển hệ ố th ng thi t b thông tin t i trế ị ạ ạm.

- Trang b các thi t b và ph kiị ế ị ụ ện để ế ố k t n i vào…

Trang bị một thiết bị RTU giúp thu thập và xử lý dữ liệu SCADA từ các thiết bị đầu tư mới thông qua kết nối với IEDs và các BCU/Multi-meter, bao gồm cả các module I/O Thiết bị RTU có nhiệm vụ truyền và nhận dữ liệu từ trạm đến các trung tâm điều khiển CPU và nguồn của RTU được thiết kế với tính năng dự phòng 1+1, đảm bảo RTU hoạt động liên tục và có khả năng dự phòng lẫn nhau.

Hệ thống mạng LAN tuân thủ tiêu chuẩn IEC61850 sử dụng các Ethernet Switch với cấu trúc dự phòng Các Ethernet Switch ở mức trạm được trang bị dự phòng kép, trong khi các Ethernet Switch ở mức bay cũng có nguồn dự phòng kép, đảm bảo tính ổn định và độ tin cậy cho hệ thống mạng.

Trang b 01 b Transducer ch th n c MBA 2T (TAP position transducer) ị ộ ỉ ị ấ

Trang b03 sử dụng giao diện I/O để kết nối tất cả các tín hiệu I/O không lấy được bằng IEC61850 vào mạng LAN tạm thời theo tiêu chuẩn IEC61850 Mục tiêu là giảm thiểu lượng cáp đồng đấu nối vào RTU, từ đó giảm chi phí nhân công, rút ngắn thời gian thi công và dễ dàng bảo trì.

Các tín hiệu đo lường được thu thập từ Multi-Meter hoặc đồng hồ đo đếm tại trạm thông qua giao tiếp IEC61850, cần đảm bảo số lượng tín hiệu phù hợp theo bảng Datalist.

Cáp serial, cáp mạng LAN, cáp điều khi n, cáp ngu n, v t li u và các ph ki n ể ồ ậ ệ ụ ệ để ế ố k t n i các thi t b c n thi t vào m ng ế ị ầ ế ạ

Phần m m giao ti p k t nốề ế ế i các IED’s và RTU vào m ng LAN ạ

Đào tạo cán bộ về kỹ thuật, hướng dẫn sử dụng, bảo trì và bảo dưỡng hệ thống Local SCADA tại trạm là rất quan trọng Chương trình đào tạo cần tập trung vào việc kết nối các IED và RTU vào mạng LAN để đảm bảo hiệu suất hoạt động tối ưu.

− 01 máy tính v i 2 màn hình LCD 19’’ làm chớ ức năng HMI

− 01 b ộ GPS time Receiver + anten + khung giá và cáp đồng b ộ

− 01 b UPS > 4KVA c p ngu n cho máy tính Local SCADA ộ ấ ồ

− 01 b chuyộ ển mạch tự động có liên động cứng

− Phần mềm điều khi n giám sát h th ng local SCADA t i tr m (ph n m m ể ệ ố ạ ạ ầ ề HMI ph i do nhà chả ế ạ tr o RTU cung c p nhấ ằm đảm bảo tương thích với RTU)

− Cáp serial, cáp mạng để đấ u n i RTU – console ố

Phần dịch vụ chuyển giao công nghệ bao gồm cung cấp mã nguồn mở, hướng dẫn sử dụng và bảo trì phát triển, nhằm giúp nhân viên vận hành có khả năng tự bảo dưỡng và phát triển hệ thống HMI trong tương lai.

Các nội dung trong yêu c u k thu t chi tiầ ỹ ậ ết quy định các yêu c u k thu t ầ ỹ ậ cho các nội dung sau:

− Ki n trúc h th ng SCADA trế ệ ố ạm 110kV

− Hiệu năng hệ ố th ng

2.2.4.1 Ki n trúc h th ng SCADA cho tr m và s ế ệ ố ạ ố lượng tín hi u t i thi u ệ ố ể Để chọn được ki n trúc cho h th ng SCADA có cế ệ ố ấu hình đáp ứng được kh ả năng thực hiện SCADA trong giai đoạn này, đồng thời đáp ứng được yêu c u phát ầ triển của trạm và hệ ống trong tương lai tiến tới trạm ít/không người trực thì phả th i căn cứ vào các yế ốu t sau [8]:

− Chiến lược phát tri n công ngh n lể ệ điệ ực của EVN

− Chiến lược và định hướng phát tri n công ngh cể ệ ủa Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Phòng

Nghiên cứu và so sánh các giải pháp kỹ thuật cùng chi phí cho hệ thống SCADA tại các trạm 500/220/110kV ở các quốc gia tiên tiến trên thế giới.

− Căn cứ vào s liố ệu: sơ đồ nh t th , h thấ ứ ệ ống điều khi n b o v và DATALIST ể ả ệ đã lập cho các ngăn lộ ắ l p m i ớ

Dựa trên yêu cầu thu thập tín hiệu liên quan đến MBA 2T và sơ đồ dự kiến của trạm Lê Chân, khối lượng tín hiệu SCADA được xác định như trong bảng datalist.

Khối lượng tín hiệu SCADA của Trung tâm Điều độCông ty TNHH MTV Điệ ựn l c H i Phòng ả

 Tín hiệu đo lường : 63 tín hi u (IEC 61850 link) ệ

 Tín hi u b o v (1bit) ệ ả ệ : 129 tín hi u (IEC 61850 link, I/O link 53) ệ

 Tín hi u tr ng thái (2bit) ệ ạ : 28 tín hi u ệ

 Tín hiệu điều khi n (2bit) ể : 15 tín hi u ệ

Khối lượng tín hi u SCADA cệ ủa Trung tâm Điều độ HTĐ Miền Bắc.

 Tín hiệu đo lường : 20 tín hi u (IEC 61850 link) ệ

 Tín hi u b o v ệ ả ệ(1 bit) : 50 tín hi u (IEC 61850 link:29, I/O link: 21) ệ

 Tín hi u tr ng thái (2 bit) ệ ạ : 15 tín hi u ệ

 Tín hiệu điều khi n (2 bit) ể : 9 tín hi u ệ

Luận văn này tập trung vào việc xây dựng tuyến thông tin giữa trạm 110kV Lê Chân và Công ty TNHH MTV Điện Lực Hải Phòng, với mục tiêu cung cấp dữ liệu SCADA chất lượng cao Thiết bị ghép kênh PCM-30 được sử dụng tại trạm 110kV Lê Chân, cho phép truyền tải dữ liệu với dung lượng tối đa 2Mbit/s Đặc tính kỹ thuật của thiết bị ghép kênh PCM cũng được xem xét để đảm bảo hiệu suất và độ tin cậy trong hệ thống truyền thông.

− Tiêu chuẩn: ITU-T G.703 và TCN:68-145

− Ki u hoể ạt động: Đầu cu i có th c u hình theo ki u Xen/r và cross-ố ể ấ ể ẽ conncect

− Module d phòng: Mự ềm dẻo

− Giao tiếp đường truy n: Theo ITU-T G.703 ề

− Tốc độ ấ l y mẫu kênh: 8kHz

− Giao tiếp đồng b ngoài: ITU-T G.703 ộ

− Giao ti p Biế t mẫu: ITU-T G.703, V.11

− Điều kiện môi trường: Theo tiêu chu n TCN 68-149 ẩ

− Kích thước: Phù h p cho l p trên giá 19’’ ợ ắ

− Phần m m cho qu n lý, về ả ận hành: Đầy đủ

− Phụ ệ ki n cho lắp đặt, đấu n i: Tr n b ố ọ ộ

Trang b thi t b ghép kênh PCM-30 loị ế ị ại Xen/rẽ và Terminal có th c u t o ể ấ ạ theo chức năng cross-connect với cầu hình yêu cầu như sau:

• Phần chung đầy đủ, bao g m: ồ

 H th ng chuyệ ố ển mạch

 H thệ ống điều khi n, cể ảnh báo, giám sát, đồng b ộ

• Các kênh giao diện chuẩn:

 Giao di n lu ng 2Mbit/s, G.703, 120 ệ ồ Ω: ≥ 03 ports

 Giao di n 2W FXS (phía thuê bao), Q552: ệ ≥ 03ports

 Giao diện V.24/RS232: ≥ 03ports Đặc tính k thu t thi t b ngu n 220VAC/48VDC-30A ỹ ậ ế ị ồ

- Điện áp ra (điều chỉnh được): 48VDC ± 15%

- Th i gian khờ ởi động: 3 t i 5 giây ớ

- Điện áp phía accu: Nạp điện (48 ÷ 57)VDC

- Điện áp phía accu: N p bù (57 ÷ 65)VDC ạ

- Điện áp cách điện giữa đầu vào AC và đất: ≥ 2000 V/phút

- Giao ti p máy tính: ế RS-232

- Kh ả năng lập trình: Có

- Kh ả năng hiển th : ị Các tham s cố ủa bộ ắ n n n p ạ

- Kh ả năng cảnh báo: Điện áp cao, hỏng module sự ố c chính, nhiệt độ tăng, điện áp ác quy s t… ụ

- B o v : ả ệ Quá tải, quá áp, tắc nguồn, quá nhiệt

- Điều kiện môi trường: Theo TCN 68-149

- Phần mềm, phụ ệ ắp đặt, đấ ki n l u n i hố ợp bộ: Đầy đủ Đặc tính k thu t t ACCU 48VDC-30A ỹ ậ ổ

- Lo i: Nickel – Cadmium, không c n bạ ầ ảo dưỡng và không ảnh hưởng đến môi trường

- Điện áp phóng định mức cuối: 1,1V/ngăn

- Mức nạp đệm tại 25 o C 1,4V/ngăn

- Mức tự phóng trung bình: ≤ 0,5%/24 gi ờ

- Điều kiện theo môi trường: Theo TCN 68-149

- Đầu cosses, k p c c, cáp n i h p b : ẹ ự ố ợ ộ Đầy đủ

- Lo i telenetics Stand-Alone: ạ o Model: MIU 14.4L (4 – Wire Leased line modem); o Serial Interface: RS232; o Power supply: 48 to 220 VAC/DC;

- Lo i TD-36/485 AV: ạ o Telephone model Dial-up, L/L: o Serial Interface: RS232/485; o DIN-model; o Power supple: 24-246 VAC & 14-300 VDC; o Tốc độ ế k t nối: (theo d i t 1200bps-9600bps) ả ừ

B ng 2.5: Modem quang 4x2Mbit/sả Đặc tính chung Phương thức k t nế ối: điểm – m điể Đáp ứng tiêu chu n: ITU-T G.703, ẩ G.742, G.823, G.955

Qu n lý: Dipswitch, RS-232 (CLI),… ả

S d ng: 02 sử ụ ợi quang đơn mốt (Tx, Rx) Bước sóng công tác (nm): 1310nm và 1550nm

C lý: t i thi u là 20km (có kh ự ố ể ả năng t ự động điều ch nh kho ng cách) ỉ ả Đầu n i: FC/PC ố

Tốc độ bit: 2048Kbps ± 50ppm

Mã đường dây: HDB3 tuân theo tiêu chu n ITU-T G.703 ẩ

H tr local/remote E1 loopback thông ỗ ợ qua ph n c ng và phầ ứ ần mềm Đặc tính k thu t khác ỹ ậ

H tr : Local loopback, remote ỗ ợ lookback điều khi n thông qua Switch ể và phần mềm quản lý

C u hình thi t b : thông qua console ấ ế ị (CLI)

Kích thước: thi t b g n tr c tiế ị ắ ự ếp được trên khung giá 19’’ hoặc dạng Stand- alone được g n ch c ch n trong t thi t ắ ắ ắ ủ ế b ị Ngu n cung c p: - ồ ấ 48 VDC Điều kiện môi trường:

+ Hoạt động: 0 ÷ 70 o C + Độ ẩm: 2 c ng) ộ ế ố ổ

- RS485 giao ti p truy n thông (>2 c ng) ế ề ổ

- Đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành trong môi trường trạm biến áp

Cáp quang s 8: ố Đặc tính k thu t c a s i quang: ỹ ậ ủ ợ

Tiêu chuẩn sợi quang: ITU-T G.652/TCN 68-160: 1996

Lo i sạ ợi: đơn mốt

S s i trong mố ợ ỗi ống đệm lỏng: 06

Bước song công tác: 1310nm và 1550nm Đường kính trường mode: c song 1310nm: 9,2 àm ± 0,4 àm

+ Tại bướ c song 1550nm: 10,4 à ± 0,5 àm

+ Tại bướ m Đường kớnh v ph n x : 125 àm ± 0,7 ỏ ả ạ

Sai số đồ ng tõm của đường kớnh trường mode: ≤ 0,5àm Độ không tròn đều c a v ph n x : ủ ỏ ả ạ ≤ 1%.

H s ệ ốsuy hao: c song 1310 nm: 0,36 dB/km

H s tán s ệ ố ắc: c song 1310 nm: 3,5 ps/(nm.km)

+ Tại bướ ≤ c sóng 1550 nm: 18 ps/(nm.km)

Suy hao (khi cu n 100 vòng v i bán kính 37,5 mm tố ớ ại bước sóng 1550 nm): ≤ 0,5 dB

L p v ớ ỏ sơ cấp của sợi quang: chống được tia c c tím ự

41 | Đường kớnh ngoài c a l p v sơ củ ớ ỏ ấp: 245 àm ± 5 àm Đặc tính cơ điện và c u trúc cáp: ấ

Lo i cáp: hình s ạ ố 8 có dây treo gia cường dùng treo trên cao

Loại dây treo gia cường: phi kim lo i FRP ạ

C u trúc cáp: ng b n l ng, b n chiấ ố ệ ỏ ệ ều thay đổi SZ. Độ võng c a cáp tủ ối đa khi lắp đặt: 1,5%

V cáp: HDPE, ch ng tia c c tím và bỏ ố ự ức xạ ử t ngo i; không b nạ ị ứt, giộp, r ỗ Độ dày v ỏcáp:

+ Bao quanh lõi cáp: ≥ 2,0 mm và đồng đều ng: u

+ Bao quanh dây treo gia cườ ≥ 1,6 mm và đồng đề

Kích thước thân cáp n i giố ữa lõi cáp và dây treo gia cường: 2mm x 2mm ≥

Phầ ử ợ ựn t tr l c trung tâm: phi kim lo i FRP ạ

Lớp bang chống thấm bao quanh các ống đệm lỏng, sợi chống thấm, thành phần gia cường trung tâm FRP.

L p sớ ợi gia cường: Aramid.

Mã màu phân biệt sợi quang, ống đếm: TIA/EIA 598A

Bán kính u n cong cho phép: ố

+ Khi lắp đặ ≤t: 20 lần đường kính ngoài

+ Sau khi lắp đặ ≤t: 10 lần đường kính ngoài

Nhi t khi lệ độ ắp đặt: - 100 o C đến + 500 o C

Cáp có khả năng hoạt động trong dải nhiệt độ từ -100°C đến +750°C và chịu được độ ẩm tương đối từ 0% đến 100% mà không bị đọng sương Áp suất gió tối đa mà cáp có thể chịu đựng là 95 daN/m² Điện áp tối đa cho phép trên đường dây chung là 35kV, và độ dư sợi quang của cáp đạt 0,4% chiều dài cáp.

S i quang dùng trong cáp: xu t x t 1 nhà s n xu t, không có m i n i ợ ấ ứ ừ ả ấ ố ố

Tr ng cáp (bobin, rulo cáp): chi u dài m i trố ề ỗ ống cáp theo đơn đặt hàng

Nội dung đóng gói trên cáp quang bao gồm: loại cáp, chiều dài lô cáp, số mét đầu trong cùng của lô cáp, số mét đầu ngoài cùng của lô cáp, trọng lượng tĩnh, tên nhà sản xuất, và tên HPPC được in trên thân cáp để nhận biết sản phẩm của Công ty TNHH MTV Điện.

Lực Hải Phòng, in địa chỉ ủ c a HPPC và d u ch chi u ra cáp trên rulo cáp ấ ỉ ề

Tensile strength is defined according to IEC 60794-1-E1 standards, while impact resistance follows IEC 60794-1-E4 Crush resistance is measured in accordance with IEC 60794-1-E3, and torsion is evaluated based on IEC 60794-1-E7 Additionally, repeated bending of cables is assessed per IEC 60794-1-E6 standards.

Kh ả năng chống th m (Water Penetration): Theo tiêu chu n IEC 60794-1-ấ ẩ F5.

Khả năng chịu nhiệt (Temperature Cycling) được xác định theo tiêu chuẩn IEC 60794-1-ệ F1 Điểm nóng chảy chất làm đầy (Drip Point) tuân theo tiêu chuẩn IEC 60794-1-E14 Bán kính uốn cong (Bend) được kiểm tra theo tiêu chuẩn IEC 60794-1-E11.

Suy hao s i quang (Atlenuation): Theo tiêu chu n IEC 60793-1-C1C ợ ẩ

Bước song c t s i quang (Cut off Wavelength): Theo tiêu chuắ ợ - ẩn IEC 60794- 1-C7A Đường kính trường mode s i quang: IEC 60794-1-C9B ợ

2.2.5 H th ng thu thệ ố ập dữ ệu và điề li u khi n ể

Thi t k cho h th ế ế ệ ống giám sát điề u khi ển SCADA

T nhừ ững yêu cầu được nêu ở trên, toàn bộ ệ ố h th ng SCADA được thiết kế cho ngăn lộ 171, 172 E2.1 và MBA 2T được bi u di n trong Hình 2.2 ể ễ

Hình 2.2 : Hệ thố ng SCADA cho TBA Lê Chân

Mạng SCADA cục bộ được thiết kế với cấu trúc bus vòng, kết nối qua 4 thiết bị chuyển mạch Ethernet, nhằm nâng cao độ tin cậy của hệ thống.

Hệ thống SCADA, mặc dù gặp sự cố tín hiệu, vẫn duy trì hoạt động bình thường Các thiết bị trong hệ thống này được chia thành hai cấp: cấp điều khiển và cấp ngăn lộ Cấp điều khiển có quyền hạn cao hơn và được kết nối với hai thiết bị, giúp việc liên lạc trở nên hiệu quả hơn.

Hệ thống ống Local SCADA tại Trạm Biến Áp 110kV Lê Chân là một hệ thống điều khiển tích hợp với quy mô nhỏ, đáp ứng các yêu cầu chính một cách hiệu quả.

1 H ệ điều hành áp dụng phải là Windows XP Professional 64bit hoặc tương đương.

2 T ất cảcác thiết bị phải được liên kết vận hành bằng mạng cáp quang Ethernet 100Mbps vòng (Ring) để đả m b o h th ng m ng hoả ệ ố ạ ạt động liên t c ngay c ụ ả trong trường h p có b t k ợ ấ ỳphân đoạn (segment) nào trên m ng b s cạ ị ự ố Mạng LAN ph i tr giúp các th t c TCP/IP, FTP và Telnet ả ợ ủ ụ

3 Giao thức IEC61850được lựa chọn làm giao thức truyền tin chính của mạng LAN gi a máy tính HMI và các thi t b RTU và thi t bữ ế ị ế ị điện t thông minh ử (IEDs) Giao thức IEC70-5-101 được thi t k cho vi c truyế ế ệ ền tải các d li u ữ ệ thời gian thực từ cơ sở ữ ệu trạ d li m đến hệ ống SCADA hiện hữu của các th Trung tâm Điều độ

4 Các chức năng điều khiển và giám sát của hệ ố th ng phải được thực hiện bởi các RTU và máy tính HMI

5 B ộghi trình tự ễ di n biến các sự ệ ki n (SOE) phải được thực hiện một cách tự động b i RTU Các b n ghi trình t di n bi n các s kiở ả ự ễ ế ự ện đượ ự độc t ng g i v ử ề máy tính HMI, nơi chúng được lưu trữ, phân lo i và th hi n lên màn hình ạ ể ệ

Một phần mềm tìm kiếm trên Web được sử ụng để ể d hi n thịcác bản ghi SOE t xa (Optional) ừ

6 Các RTU làm nhiệm vụthu nhập dữ ệu, truy xuất các thiết bị li xa thông qua các cổng Các RTU này liên k t vế ới các Rơ-le k thuỹ ật sốvà máy tính HMI tại tr m qua m ng LAN ạ ạ

7 Các bản ghi sự ố c phải được tự động t o ra bạ ởi các Rơ-le Bất cứkhi nào sự ố c xảy ra, Rơ le đi cắt máy c t, m t b- ắ ộ ản ghi s c phự ố ải được tạo ra và ghi l i ạ

8 Việc định v s c phị ự ố ải được tính toán bởi Rơ-le, các giá tr này sau đó sẽ được ị lấy về máy tính HMI để ể hi n th lên trên màn hình giao di n ị ệ

9 Rơ-le thực hiện chức năng thu thập các tín hiệu cảnh báo trong trạm Các tín hi u c nh báo phệ ả ải được thu thập về máy tính HMI để lưu trữ và hi n th Các ể ị d liữ ệu cảnh báo được lưu trữ, cơ sở d liữ ệu quá khứ trên máy tính HMI tại trạm để phục vụ ệc truy xuất từ vi xa Một phần mềm tìm kiếm trên Web được s dử ụng để ể hi n th các tín hi u c nh báo t xa ị ệ ả ừ

10 Việc treo biển đối với các thiết bị (Đỏ, Vàng, Đỏ tía và Xanh) được thể ện hi trên màn hình máy tính HMI c a tr m B n ghi các l n treo bi n phủ ạ ả ầ ể ải được lưu tr ữ trong cơ sở ữ ệ d li u quá kh ứ

11.Các chức năng điều khi n, giám sát và hi n th s liể ể ị ố ệu được th c hi n bự ệ ởi các

Rơ-le Chức năng điều khi n và giám sát t i tr m không ch d a vào máy tính ể ạ ạ ỉ ự

52 | giao di n, toàn bệ ộ các chức năng điều khi n và giám sát vể ẫn có thể ự th c hiện được thông qua các b RTU ho c NIM ộ ặ

12 Tất cảcác thiết bị ảo vệ, RTU và máy tính phải đượ b c đồng bộ ới nguồn tín v hiệu thời gian theo giao thức SNTP qua thiết bịthu nhận tín hiệu đồng bộGPS có k t n i v i v tinh ế ố ớ ệ

Máy tính HMI cần được thiết kế theo cấu trúc như hình vẽ dưới đây Phần mềm hiển thị các cửa sổ thông tin, cho phép các điều hành viên sử dụng để vận hành hệ thống Các cửa sổ thông tin được phân thành nhiều lớp, với thông tin càng sâu thì càng chi tiết, đáp ứng nhu cầu vận hành tại trạm.

2.3.1 Ch n máy tính giám sát HMI: ọ Đố ớ ệ ối v i h th ng SCADA c p trung tâm, do quy mô và s ấ ố lượng d li u l n, ữ ệ ớ nên thường có thi t k theo d ng máy ch c u hình kép (redundance) và các console ế ế ạ ủ ấ riêng biệt để đảm bảo kh ả năng xửlý và tính khả ụ d ng cao

Hệ thống Local SCADA tại TBA 110kV Lê Chân được thiết kế với quy mô nhỏ, sử dụng một thiết bị kết hợp máy chủ và console Để đáp ứng yêu cầu làm việc liên tục trong môi trường có điện áp cao, công nghệ hiện đại và độ bền cao, máy tính được chọn là Dell xuất xứ USA Giải pháp này sử dụng một máy tính để bàn đặt tại phòng điều khiển trạm với cấu hình chuẩn, đảm bảo hiệu suất hoạt động ổn định và ít hư hỏng.

− 01 card màn hình dual-port VGA (Cung c p 2 c ng VGA out) ấ ồ

− 02 c ng Serial (Cho k t nổ ế ối RTU để thu thập, xử lý, lưu trữ ữ ệ d li u)

− Phần mềm giám sát, điều khi n h th ng t i tr m và hi n th lên màn hình 19'', ể ệ ố ạ ạ ể ị phần mềm Substation HMI có b n quyả ền (license).

− H ệ điều hành Window 7 professional 64bit

Máy tính đóng vai trò giám sát số liệu vận hành trạm, có thao tác của điều hành thông qua các display dạng sơ đồ và d ng b ng ạ ả

− Chu n công nghi p, làm viẩ ệ ệc trong môi trường trạm biến áp

− Đạt ch ng ch kiứ ỉ ểm định UL/CE

− H tr liên kỗ ợ ết mạng vòng ring v i ch khôi phớ ế độ ục lỗi nhanh 15 phút

− C ng ổ giao tiếp máy tính: RS-232

− B o v ả ệchống sét cho thi t b m ng thông qua c ng giao ti p RJ-45 ế ị ạ ổ ế

− Đầy đủ ph kiụ ện đi kèm: phần m m k t n i và cáp ngu n, cáp tín hi u ề ế ố ồ ệ

Thi t k HMI b ế ế ằng phần mềm SubStation HMI

2.4.1 Gi i pháp phả ần mềm

Phần m m hề ệ ố th ng và ph n mầ ềm hỗ ợ tr [12]

• Phần m m h thốề ệ ng bao g m h điều hành Window XP professional 64 bit, ồ ệ các trình điều khi n và ph n m m g r i, các tiể ầ ề ỡ ố ện ích, thư viện liên quan…

• Phần m m h tr bao g m h qu n tr cơ sở ữ ệề ỗ ợ ồ ệ ả ị d li u (SQL Sever, MV Ware Workstation, KEPSEVER…), phần mềm văn phòng…

Phần mềm thu thập dữ liệu và điều khiển bao gồm các tính năng thu thập dữ liệu cơ bản, chức năng hiển thị và điều khiển Những tính năng này cho phép điều hành viên xác định chính xác trạng thái của thiết bị lắp đặt tại trạm và thực hiện các thao tác điều khiển một cách chính xác và an toàn.

• Phần m m giám sát truy n thông ề ề

• Phần m m qu n lý c nh báo ề ả ả

• Phần m m qu n lý các s ki n SOE ề ả ự ệ

• Phần m m qu n lý bi n báo thi t b ề ả ể ế ị

Tất cả phần mềm trong hệ thống cần được cài đặt để đảm bảo thời gian phản hồi của ứng dụng ở mức thấp nhất, đồng thời tối ưu hóa tính dự phòng và sẵn sàng của hệ thống Điều này cho phép chức năng được truy cập từ bất kỳ máy tính cục bộ hoặc từ xa nào trong cấu hình.

Hệ thống mở (Open system) là khả năng tích hợp phần cứng và phần mềm từ nhiều nhà sản xuất khác nhau Để đảm bảo tính tương thích, phần mềm hệ thống mở cần tuân thủ các tiêu chuẩn lý thuyết và thực tiễn công nghiệp toàn cầu như IEC-870-5-x, Industrial Ethernet, và Modbus Điều này giúp Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Phòng giảm sự phụ thuộc vào một nhà cung cấp cụ thể.

Tiêu chí cho việc lựa chọn hệ điều hành dùng cho hệ ố th ng thông tin v n hành ậ lưới điện:

Hình 2.7 : Sơ đồ khối củ a giao di n HMI ệ

- Trạng thái đầu vào/ra các c nh báo ả

Màn hình HT truyền tin

- Trạng thái cổng kế ối t n

- Biển báo các màu đỏ, vàng, xanh

Thông tin về ầ l n c t ắ s c gự ố ần nhất

- Các cảnh báo nội bộ

Màn hình vận hành thiết bị

- Sơ đồ ột sợi thiết bị m

- Thao tác thiết bị (đóng/cắt)

Hệ điều hành được ứng dụng cho hệ thống thông tin vận hành đã trở thành phổ biến trong các máy tính chủ, đặc biệt là cho hệ thống điều khiển SCADA.

Hệ điều hành cần hỗ trợ đa dạng driver cho nhiều loại vi xử lý, bao gồm Intel IA-32, 80x86, Pentium, IA-64, Intel Xeon, Itanium và AMD.

− H tr ỗ ợchế độ đa ngườ i dùng/ multi-user

Here is the rewritten paragraph:Để được sử dụng rộng rãi, hệ điều hành phải đảm bảo đạt độ tin cậy, tính ổn định và bảo mật cao Đồng thời, nó cũng cần cho phép khả năng "plug and play" với nhiều thiết bị phần cứng khác nhau, giúp người dùng thuận tiện hơn trong quá trình sử dụng.

Hệ điều hành đã trải qua quá trình thử nghiệm lâu dài và thường xuyên nhận được sự hỗ trợ từ nhà phát triển, bao gồm việc cập nhật các phiên bản mới và sửa lỗi bảo mật.

Đồ án lựa chọn hệ điều hành Windows 7 Professional 64bit làm nền tảng chính cho máy tính HMI, nhờ vào tính ổn định, độ tin cậy và bảo mật cao Hệ điều hành này hỗ trợ khả năng "plug and play" với nhiều thiết bị phần cứng khác nhau, mang lại sự linh hoạt và tiện lợi cho người sử dụng.

IEC61850 được ch n làm giao th c k t nọ ứ ế ối thông tin trong h thệ ống mạng LAN t i trạ ạm.

Chức năng giám sát mạng thông tin trong hệ ố th ng sẽ được cung cấp như mô t ả dưới đây:

− Giám sát m ng thông tin: ạ

• Có kh ả năng truy cậ ớp t i thông s cố ủa dữ ệu kế ố li t n i thông tin

• Có th b o trì, sể ả ửa đổi các thông s k t n i ố ế ố

• Rò l i kỗ ết nối và khôi phục kế ốt n i

• Hi n th dể ị ạng đồ ọ h a tr ng thái làm viạ ệc của mạng thông tin và các thi t b ế ị được k t n i ế ố

− Thẩm định giao di n và kênh k t n i ệ ế ố

− Kiểm tra và giám sát kết nối thông tin của các kết nối LAN/Serial tới Modem/RTUs/Control Center

Chức năng giám sát mạng thông tin cho phép người vận hành theo dõi toàn bộ mạng thông tin trong hệ thống ống đang hoạt động, cung cấp cảnh báo kịp thời khi có sự cố mất kết nối hoặc trục trặc của thiết bị được kết nối với mạng truyền tin.

Phần mềm quản lý cơ sở dữ liệu cần cho phép người điều hành trạm lưu trữ xử lý một khối lượng lớn dữ liệu, bao gồm cả dữ liệu đã được thu thập và xử lý, cũng như kết quả tính toán từ hệ thống.

2.4.2 Gi i thi u phớ ệ ần mềm SubStationHMI:

SubStationHMI là phần mềm giao tiếp giữa người và máy, được thiết kế với giao diện thân thiện và dễ sử dụng Phần mềm này tối ưu hóa các thao tác, đặc biệt phục vụ cho người dùng trong các trạm điện phân phối, như máy cắt, dao cách ly và dao tiếp đất.

Trong giao ti p hế ệ ống, SubStationHMI đóng vai trò là mộ th t OPCClient kết n i tr c ti p v i ố ự ế ớ OPCServer đểthu thập và th c hiự ện các lệnh điều khi n ể

Quản lý đa cửa sổ giúp vi c qu n lý v n hành thu n l i ệ ả ậ ậ ợ

Công cụ ỗ ợ ạ h tr m nh m cho thi t k (smart symbol và factory symbol) cho ẽ ế ế nhiều lĩnh vực.

Giao diện người dùng (User Interface) thân thiện, đẹp

Kh ả năng đồ ọ h (Archestra A) phân gia độ ải mạnh mẽ

Môi trường phát tri n và s p x p cho nhiể ắ ế ều ngườ ửi s dụng, thân thiện, linh hoạt nâng cao cho năng suấ ỹt k thu t c ng tác ậ ộ

Ký hiệu đồ họa Archestra A là công cụ mạnh mẽ hỗ trợ trong việc viết và kết nối, giúp duy trì hoạt động hiệu quả thông qua việc tái sử dụng và tiêu chuẩn hóa.

Mạnh mẽ và linh hoạt, tính năng viết và đồ họa hoàn hảo cho phép cả kỹ sư phần mềm và người không biết lập trình nhanh chóng thay đổi chức năng ứng dụng.

Các tính năng xử lý và giám sát chất lượng d li u bên trong ữ ệ

Các đặc tính v n hành cung c p giám sát rõ ràng, ch ng ậ ấ ố ồn, chính xác, m r ng ở ộ s ố lượng thông tin…

2.4.3 Giao di n s dệ ử ụng & các chức năng chính

Sau khi cài đặt hoàn tất, người s dử ụng khởi chạy SubStationHMI như một ứng dụng Window Application thông thường t menu Start Program filesừ \ \SubStationHMI như Hình 2.7”

Hình 2.8 : Khởi chạy phần mề m Substation HMI

Nếu OPC Sever chưa được chạy, SubStationHMI sẽ ự độ t ng gọi OPC Sever Giao di n ệ chính SubStationHMI như Hình 2.8

Hình 2.8: Giao di n chính Substation HMI ệ

Menu chính LOGO & tên tr m ạ

Hình 2.9 : Giao diện đăng nhậ p

Nhập Username, password để đăng nhập vào h th ng ệ ố

Tài khoản đăng nhập SubStationHMI đượ ửc s dụng chung với tài khoản đăng nhập Web thông s vố ận hành để đồ ng nh t ấ

Việc đăng nhập là b t buắ ộc trước khi ngườ ử ụi s d ng có th thao tác điều ể khiển các đối tượng được khai báo trên giao di n ệ

Ký hi u di n giệ ễ ải: kV, A, MW, MVAR

Các giá trị đo lường U, I, P, Q của ngăn lộ 110kV được hiển thị ngay bên cạnh máy cắt hoặc dao cách ly, tùy thuộc vào việc ngăn lộ có trang bị máy cắt hay không.

Th t t ứ ự ừ trên xuống sẽ là: U, I, P, Q Đơn vị ẽ đượ s c mô tả ằ b ng chữ màu ghi ngang hàng sang bên phải như Hình 2.10:

Hình 2.10 : Hiể n th ị các giá trị đo lườ ng

Có th ể đọc thông số như sau:

• Phần v sơ đẽ ồ nh t th tr m (Hình 2.11): ấ ứ ạ

− Nét v : Cẽ đỏ ấp điện áp 110kV

Hình 2.11 : Sơ đồ nh ất thứ ạ tr m 110kV

• Phần v sơ đẽ ồ nh th tr m (Hình 2.12): ị ứ ạ

− Nét v vàng: Cẽ ấp điện áp 35/22/10kV

Hình 2.12 : Sơ đồ nh ị thứ trạm 110kV

− Đối tượng máy bi n áp (Hình 2.13) ế

Hình 2.13 : Hiể n th hình nh máy bi n áp ị ả ế

− Đối tượng máy c t ắ o Máy cắt ngoài tr iờ:

Ch n c ỉthị ấ Đ/C tăng nấc Đ/C giảm n c ấTên MBA

Tùy theo giá tr thu th p t ị ậ ừ RTU, các đối tượng máy cắt có 4 trang sau:

1 Trạng thái Transit (lơ lủng)

2 Tr ng thái Open (m hoàn toàn) ạ ở

3 Trạng thái Close (đóng hoàn toàn)

4 Tr ng thái lạ ỗi (không xác định) Để xem địa ch tín hi u & a ch điềỉ ệ đị ỉ u khi n c a máy c t, có 2 cách: ể ủ ắ

1 Di chuy n chu t tể ộ ới đối tượng & gi c nh chu t th i gian lữ ố đị ộ ờ ớn hơn 1s:

Hình 2.14 : Địa chỉ ủa máy cắt 473 c Đối tượng máy cắt 473 có địa ch : ỉ

2 D-Click vào đối tượng cần xem, menu Popup xu t hiấ ện như dưới

Hình 2.15 : Hiể n th hình nh khi D- ị ả click vào máy cắt

Nếu ngườ ử ụng đã đăng nhậi s d p thành công vào h th ng, giao diệ ố ện

Popup s hiẽchỉ ển thị thao tác Đóng/ Cắt đối tượng, muốn xem địa chỉ thì ph i ả click đúp vào nền menu popup

Hình 2.16 : Cử ổ a s điều khiển đóng/cắt Máy Cắ t

T i giao diạ ện PopUp điều khiển như Hình 2.16, ngườ ử ụi s d ng Click ch n ọ

CLOSE Yêu cầu đóng máy cắt

TRIP Yêu cầu mở ắt) máy cắ (c t Để an toàn, ph n m m s yêu cầ ề ẽ ầu ngườ ử ụi s d ng xác nh n m t l n nậ ộ ầ ữa như Hình 2.17

Menu popup khi click đúp đối tượng

Click đúp vào popup để xem địa chỉ đối tượng ở phía dưới

Hình 2.17 : Cử ổ a s xác nhậ ệnh đóng máy cắt n l

• No ho c Cancel: Hu l nh ặ ỷ ệ

− Đối tượng dao cách ly, dao tiếp đất (hình qu trám) ả

Dao cách ly: ểu ngang, đóng) hoặc ể ọ ỗ

Dao tiếp địa: (kiểu ngang, mở) hoặc (ki u dể ọc, m )ở

Tu theo giá tr thu th p t ỳ ị ậ ừ RTU, các đối tượng dao có 4 tr ng thái sau: ạ

1 Trạng thái Transit (lơ lửng):

2 Tr ng thái Open (m hoàn toàn): ạ ở

3 Tr nạ g thái Close (đóng hoàn toàn):

4 Tr ng thái lạ ỗi (không xác định): Để xem địa ch tín hiỉ ệu & địa ch u khi n cỉ điề ể ủa đối tượng dao, có 2 cách:

1 Di chuy n chuể ột tớ ối đ i tượng & giữ cố đị nh chu t th i gian lớn ộ ờ hơn 1s:

Hình 2.18 : Địa chỉ ủ c a dao cách lý 112-1 Đối tượng dao 112-1 có địa ch : ỉ

2 D-Click vào đối tượng cần xem, menu Popup xu t hiấ ện như dưới

Hình 2.19 : Hiể n th hình nh khi D- ị ả click vào dao cách ly

Nếu người dùng đã đăng nhập thành công vào hệ thống, giao diện Popup sẽ hiển thị tùy chọn Đóng/Cắt đối tượng Để xem địa chỉ, người dùng cần nhấp đúp vào menu popup.

Hình 2.20 : Cử ổ a s điều khiển đóng/cắ t Dao cách ly Điều khiển Đóng/Cắt dao cách ly

T i giao diạ ện PopUp điều khiển như trên, ngườ ử ụi s d ng Click ch n ọ

CLOSEYêu cầu đóng dao

TRIPYêu cầu mở ắ (c t) dao Để an toàn, ph n m m s yêu cầ ề ẽ ầu ngườ ử ụi s d ng xác nh n m t l n nậ ộ ầ ữa như hình 2.21

Hình 2.21 : Cử ổ a s xác nhậ ệ n l nh m ở dao cách ly

• No ho c Cancel: Hu l nh ặ ỷ ệ

Click đúp vào popup để xem địa chỉ đối tượng ở phía dưới

T i giao di n, Click vào g i lạ ệ để ử ệnh tăng nấc, g i l nh giđể ử ệ ảm nấc Để xem địa ch , di chuy n chuỉ ể ột đến v ị trí mũi tên & giữ ố đị c nh > 1s

Hình 2.22 : Điề u ch ỉnh nút tăng giả m n c ấ

Hình 2.23 : Biểu thị các TU, TI tự dùng Được v tình tu tẽ ỳ ừng đối tượng th c t ự ế

Hình 2.24 : Hình ả nh bi ết thị các thi ết bị độ c l ập

Ch th tr ng thái hi n t i c a tín hi u: ỉ ị ạ ệ ạ ủ ệ

• Màu n n tr ng: Giá tr False ề ắ ị

• Màu nền đỏ: Giá tr True ị

Phương pháp khi xả y ra s c ự ố lưới điệ n 110kV

3.2.1 Nguyên tắc xử lý s c : ự ố a Nhân viên vận hành có trách nhi m áp d ng các bi n pháp x lý s c theo ệ ụ ệ ử ự ố quy định để nhanh chóng lo i tr s c ạ ừ ự ố và ngăn ngừ ự ốa s c lan r ng ộ b Nhân viên vận hành có trách nhiệm nhanh chóng khôi phục việc cung cấp điện cho khách hàng, đặc bi t là các ph t i quan trệ ụ ả ọng và đảm b o ch t ả ấ lượng điện năng về ầ t n số, điện áp c Trong quá trình xử lý s cự ố, Đơn vị điều độ ệ ống điệ h th n quốc gia được phép v n hành hậ ệ ống điệ th n v i t n sớ ầ ố và điện áp khác v i tiêu chu n quy ớ ẩ định ch vở ế độ ận hành bình thường t i Qạ uy định h thệ ống điện truy n t i, ề ả Quy định h thệ ống điện phân ph i do B ố ộ Công Thương ban hành nhưng phải nhanh chóng thực hiện các giải pháp để khôi phục hệ ống điệ th n về trạng thái vận hành bình thường, đảm b o s làm vi c ả ự ệ ổn định c a h th ng ủ ệ ố điện d Nhân viên vận hành phải nắm vững diễn biến sự ố c , tình trạng thiết bị đã được tách ra khi s c , phân tích các hiự ố ện tượng s c , d ự ố ự đoán thời gian khôi ph ục. e Lệnh chỉhuy xử lý sự ố được truyền đi bằng lời nói hoặc bằ c ng tín hi u ệ điều khi n ể f Lệnh chỉhuy xử lý s c bự ố ằng lời nói do Điều độviên cấp trên truyền đạt trực tiếp tới Nhân viên vận hành cấp dưới tuân thủ theo Quy định quy trình điều độ ệ h thống điện qu c gia do B Công Thương ban hành Lệố ộ nh ch huy ỉ x ửlý sự ố c phải chính xác, ngắn gọn và rõ ràng Điề độu viên cấp trên ra lệnh phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về ệnh của mình trong quá trình xử l lý s c ự ố

Trong thời gian xử lý sự cố, việc sử dụng các phương tiện thông tin liên lạc để phục vụ điều độ vào các mục đích khác là nghiêm cấm Nhân viên vận hành phải tuân thủ nghiêm ngặt các quy định của Thông tư số 28/2014/TT-BCT và Thông tư số 31/2019/TT-BCT của Bộ Công Thương, cùng với các quy chuẩn kỹ thuật, TCVN, quy trình, quy định chuyên ngành và các quy định khác của pháp luật liên quan đến an toàn thiết bị điện do nhà chế tạo quy định.

3.2.2 Nhi m v c a nhân viên vệ ụ ủ ận hành trong xử lý s c : ự ố a X ửlý sự ố theo đúng quy trình vậ c n hành và x lý s c cử ự ố ủa nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khi n ể b Áp dụng mọi biện pháp cần thiết theo quy định để ngăn ngừ ự ốa s c lan rộng và khôi ph c vi c cung cụ ệ ấp điện cho khách hàng trong th i gian ng n nh t ờ ắ ấ c Ở các khu vực xảy ra sự ố c , ph i báo cáo k p th i, chính xác hiả ị ờ ện tượng và di n bi n s c cho Nhân viên v n hành c p trên tr c ti p ễ ế ự ố ậ ấ ự ế d Ở những khu vực không xảy ra sự ố c , phải thường xuyên theo dõi những biến động của sự ố c qua thông số trên lưới điện thu c ph m vi qu n lý, báo ộ ạ ả cáo cho Nhân viên v n hành c p trên trậ ấ ực tiếp bi t nh ng hiế ữ ện tượng đặc bi t, bệ ất thường e Sau khi xử lý s c xong, Nhân viên v n hành c p trên tr c ti p cung c p ự ố ậ ấ ự ế ấ thông tin tóm t t v tình hình x lý sắ ề ử ự c ố làm thay đổi ch ếđộ vận hành bình thường c a h thủ ệ ống điện thu c quyộ ền điều khi n c a Nhân viên v n hành ể ủ ậ cấp dưới theo quy định về quyền nắm thông tin tại Quy định quy trình điều độ ệ ống điệ h th n qu c gia do B ố ộ Công Thương ban hành. f Khi có sự ố c trong n i b phộ ộ ần lưới điệ ựn t dùng của nhà máy điện, tr m ạ điện, Nhân viên v n hành tậ ại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển có trách nhiệm xửlý sự ố c và báo cáo cho Nhân viên vận hành cấp trên tr c tiự ếp để ph i hố ợp ngăn ngừa sự ố c phát tri n r ng ể ộ g Thông báo cho cấp có thẩm quyền nguyên nhân sự ố c và dự ến thời gian ki cấp điện tr l i nở ạ ếu sự ố gây gián đoạ c n cung cấp điện

3.2.3 Quy định thao tác thi t b tế ị ại Trung tâm điều khi n B2 ể

Trưởng kíp TTĐK B2 sẽ thực hiện giám sát và thao tác đóng/cắt thiết bị từ máy tính tại trung tâm điều khiển Trong trường hợp không thể thao tác do hư hỏng đường truyền hoặc thiết bị, trưởng kíp sẽ ra lệnh cho TTLĐ hoặc nhân viên của đơn vị quản lý vận hành thực hiện thao tác tại chỗ.

Đối với các thiết bị chưa được trang bị hệ thống giám sát, điều kiện từ xa sẽ yêu cầu ĐĐV B2 thực hiện nhiệm vụ cho hệ thống TTLĐ hoặc nhân viên của đơn vị QLVH thực hiện thao tác máy cắt tại chỗ.

3.2.4 Phương pháp xử lý khi đường dây nh y s c ả ự ố a) Đố ới Trưởng kíp TTĐK B2: i v

- Ki m tra MC các phía, MBA và các thiể ết bị khác;

Kiểm tra tên máy cắt nhảy và tình trạng của máy cắt thông qua hệ thống SCADA và camera là rất quan trọng Các chỉ số như SF6, Alarm, Lock-out, CB not ready, F86(1), F86(2), F74(1), F74(2) giúp theo dõi trạng thái hoạt động của máy cắt Việc giám sát trạng thái TRIP của máy cắt cũng được thực hiện qua hệ thống camera, đảm bảo an toàn và hiệu quả trong quá trình vận hành.

- Ki m tra s l n nhể ố ầ ảy MC.

- Kiểm tra tình trạng làm việc của hệ thống BVRL thông qua hệ th ng ố SCADA:

+ Loạ ảo vệ nào tác đội b ng;

+ Các tín hiệu đã chỉ ị th ;

+ Các bản ghi thông s s c ố ự ố đã ghi nhận được.

- Xác định tình trạng điện áp đường dây, thanh cái

- Ki m tra tr ng thái làm viể ạ ệc các thiế ịt b khác

- Th i tiờ ết tại TBA thông qua h ệthống Camera

Báo cáo ĐĐV A1 và ĐĐV B2 đã nêu rõ các nội dung liên quan đến rơle bảo vệ tác động, các tín hiệu đã chỉ thị, cùng với các bản ghi thông số sự cố đã được ghi nhận trong các rơle được trang bị.

82 | hoặc các thiết bịchuyên dụng khác, tình trạng điện áp đường dây, TĐL có làm vi c không (nệ ếu máy cắt có đặt TĐL).

- Th c hi n theo l nh ch ự ệ ệ ỉhuy xử lý s c cự ố ủa ĐĐV A1;

- Hoàn thành báo cáo nhanh s c gự ố ửi ĐĐV A1 b) Đố ới ĐĐV B2: i v

- Phố ợi h p với ĐĐV A1, TK TTĐK để ự th c hiện x lý s c ; ử ự ố

- ĐĐV B2 báo Lãnh đạo TTĐK B2 và Phó Giám đốc Công ty ph trách K ụ ỹ thu t phậ ối hợp các ĐĐV Cx, Bx liên quan;

- Giao nh n thi t b s c t ậ ế ị ự ố ừ ĐĐV A1 và bàn giao cho đơn vị QLVH để ử x lý c) Đố ới v i Tr c ca T ự ổ TTLĐ:

- Khẩn trương đến TBA KNT theo l nh cệ ủa TK TTĐK B2;

- Khôi phục/chuyển đổi ngu n t ồ ự dùng TBA KNT (trong trường h p m t ợ ấ điệ ựn t dùng);

- Nhận lệnh chỉhuy xử lý sự ố c và thực hiện thao tác theo lệnh của TK TTĐK B2.

- Kiểm tra tình trạng thiết bị ại TBA KNT, tách cô lập phần tử ự ố t s c (nếu có) theo đúng quy định, quy trình

Trong thời gian công tác tại Trạm Biến Áp KNT, cần thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận thiết bị bảo vệ điện với đơn vị công tác (nếu có).

- Phối hợp với các đơn vị khẩn trương thực hi n công tác kh c ph c s c ệ ắ ụ ự ố đường dây, nhanh chóng đưa đường dây vào v n hành ậ d) Đố ới Đội v i QLLD Cao th : ế

- Giao/nhận đường dây 110kV với ĐĐV B2.

- Phối hợp với các đơn vị khẩn trương thực hi n công tác kh c ph c s c ệ ắ ụ ự ố đường dây, nhanh chóng đưa đường dây vào v n hành ậ

3.2.5 Phương pháp xử lý khi s c MBA 110kV ự ố a) Đố ới Trưởng kíp TTĐK B2.i v

- Ki m tra MC các phía, MBA và các thiể ết bị khác;

Kiểm tra tình trạng máy cắt nhảy và tên máy cắt thông qua hệ thống SCADA và camera Cần theo dõi các thông số như SF6, báo động, khóa, trạng thái máy cắt không sẵn sàng, và các chỉ số F86(1), F86(2), F74(1), F74(2) Đặc biệt, chú ý đến trạng thái cắt TRIP của máy cắt qua hệ thống camera để đảm bảo an toàn và hiệu quả hoạt động.

+ Loạ ải b o vệ nào tác động;

Báo cáo ĐĐV A1 và ĐĐV B2 bao gồm các nội dung quan trọng như rơle bảo vệ tác động, các tín hiệu đã chỉ thị, và các bản ghi thông số sự cố đã được ghi nhận trong các rơle hoặc thiết bị chuyên dụng khác Ngoài ra, báo cáo cũng đề cập đến tình trạng điện áp đường dây và việc TĐL có hoạt động hay không, đặc biệt khi máy cắt được đặt TĐL.

- Thao tác xa c t t t c ắ ấ ảcác MC trung th thu c MBA b s c ế ộ ị ự ố

- Ghi nhận diễn bi n s c và các thao tác thiế ự ố ết bị vào s nh t ký vổ ậ ận hành.

Kiểm tra, reset các rơle bảo v ; ệ

- Yêu c u Trầ ực ca TTLĐ kiểm tra tình tr ng thi t b t i TBA 110kV ; ạ ế ị ạ

- Báo cáo ĐĐV A1, ĐĐV B2 nội dung và di n bi n s c ; ễ ế ự ố

- Tách MBA khỏi vận hành và làm biện pháp an toàn phục vụ ểm tra MBA ki theo quy trình;

- Giao Trực ca Tổ TTLĐ MBA bị ự s c ố đã cắt điện và làm biện pháp an toàn để ể ki m tra và x lý s c ; ử ự ố

- G i báo cáo nhanh s c ử ự ố đến ĐĐV A1 b) Đố ới Điều đội v viên B2

- Nh n thông tin s c t ậ ự ố ừ TK TTĐK B2.

- Công cấp thông tin sự ố cho ĐĐV Cx, Bx có phụ ả c t i lấy điện từMBA bị s c ; ự ố

- Ch ỉ huy điều độ chuy n k t dây cể ế ứu phụ ả t i ;

- Thông báo ĐĐV Cx, Bx có phụ ả t i lấy điện từMBA thời gian dự kiến có điện;

- Báo cáo Lãnh đạo TTĐK B2 và Phó Giám đốc Công ty ph trách K thuụ ỹ ật n i dung và di n bi n s c ; ộ ễ ế ự ố

- Phối hợp TK TTĐK B2 tách MBA khỏ ậi v n hành và làm bi n pháp an toàn ệ phục vụ ể ki m tra MBA theo quy trình. c) Đố ới v i Tr c ca T ự ổ TTLĐ:

- Thao tác tách MBA 110KV khỏi vận hành và làm biện pháp an toàn phục v ki m tra MBA 110KV theo l nh cụ ể ệ ủa TK TTĐK B2, ĐĐV B2 ;

- Báo cáo lãnh đạo Đội QLLĐ Cao thế để ểm tra xác đị ki nh nguyên nhân và kh c phắ ục sự ố c MBA 110KV;

- Tái lập ca trực trong quá trình kiểm traxác định nguyên nhân và khắc phục s ự

85 | d) Sau khi kh c ph c xong s c ắ ụ ự ố MBA 110KV, TK TTĐK B2 đăng ký với Điều độ viên A1 cho khôi ph c l i MBA 110KV ụ ạ

3.2.6 Phương pháp xử lý s c khi mự ố ất điện toàn tr m ạ a) Đố ới Trưởng kíp TTĐK B2:i v

Để kiểm tra tình trạng máy cắt nhảy, cần sử dụng hệ thống SCADA và camera để giám sát các thông số như tên máy cắt, trạng thái SF6, cảnh báo, khóa máy, và các tín hiệu như CB not ready, F86(1), F86(2), F74(1), F74(2) Việc theo dõi các chỉ số này giúp xác định trạng thái hoạt động của máy cắt, đặc biệt là khi máy cắt ở trạng thái TRIP.

+ Loạ ảo vệ nào tác đội b ng;

Báo cáo ĐĐV B2 cung cấp thông tin về rơle bảo vệ tác động, các tín hiệu đã chỉ thị, và các bản ghi thông số sự cố được ghi nhận trong các rơle Ngoài ra, báo cáo cũng đề cập đến tình trạng điện áp đường dây và việc hoạt động của thiết bị điều khiển từ xa (TĐL) nếu máy cắt có đặt TĐL.

- Thực hiện thao tác xa, sa thải toàn bộ ph tụ ải từ ệ ống SCADA tại TTĐK h th B2;

Thu thập và truy xuất thông tin sự cố hệ thống SCADA tại Trung tâm Điều khiển (nếu có) hoặc theo lệnh của nhân viên Tổ TTLĐ trong trường hợp cần tái lập ca trực là quy trình quan trọng để đảm bảo hoạt động hiệu quả và an toàn của hệ thống.

- Thông báo tình tr ng TBA KNT vạ ới ĐĐV A1 và các thông tin liên quan;

- L nh nhân viên T ệ ổ TTLĐ đến TBA KNT để ph i hố ợp xử lý s c ; ự ố

- Th c hi n thao tác theo l nh ch ự ệ ệ ỉhuy xử lý s c cự ố ủa ĐĐV A1, B2;

- Th c hi n giao/nh n thi t b s c cho T ự ệ ậ ế ị ự ố ổ TTLĐ;

- G i báo cáo nhanh s c ử ự ố đến ĐĐV A1 b) Đố ới Điều đội v viên B2:

- Thu th p thông tin s c t ậ ự ố ừ TK TTĐK B2; Tổ TTLĐ, ĐĐV Cx ;

- Tìm các biện pháp khôi phục hệ thống điện tự dùng, thực hiện chuyển phương thức ph t i b mụ ả ị ất điện (n u c n thi t) ế ầ ế

- Báo cáo Lãnh đạo TTĐK B2, Phó Giám đốc Công ty ph trách K thuụ ỹ ật và các ĐĐV Cx, Bx liên quan c) Đố ới v i Tr c ca T ự ổ TTLĐ:

- Khẩn trương đến TBA KNT theo l nh cệ ủa TK TTĐK B2

- Th c hi n thao tác theo l nh cự ệ ệ ủa TK TTĐK B2.

- Kiểm tra tình trạng thiết bị ạ t i TBA KNT, tách cô lập phần tử ự ố s c (nếu có) theo đúng quy định, quy trình

Trong quá trình xử lý sự cố tại Trạm Biến Áp KNT, cần thực hiện các biện pháp an toàn nghiêm ngặt và giao nhận thiết bị bảo vệ điện cho đơn vị công tác, nếu có.

Phối hợp với các đơn vị để khẩn trương khắc phục sự cố, nhanh chóng đưa thiết bị vào vận hành Đối với Đội quản lý lưới điện cao thế, cần tập trung vào đường dây 110kV.

- Giao/nhận đường dây 110kV với ĐĐV B2 (nếu có)

- Phối hợp với các đơn vị khẩn trương thực hi n công tác kh c ph c s c ệ ắ ụ ự ố đường dây, nhanh chóng đưa đường dây vào v n hành ậ

CHƯƠNG 4: PHÂN TÍCH Ả NH HƯ Ở NG KHI ÁP D Ụ NG

SCADA CHO TR ẠM BIẾ N ÁP

Nh ng l i ích chung sau khi ữ ợ ứ ng d ụ ng SCADA

EVNNPC quản lý 200 TBA 110kV và hàng chục ngàn km đường dây điện, giúp nâng cao hiệu quả trong việc phát hiện sự cố Trước đây, nhân viên kỹ thuật phải dựa vào phản ánh của khách hàng để xác định nguyên nhân sự cố Hiện nay, với hệ thống điều hành SCADA, điều độ viên có thể nhanh chóng phát hiện sự cố qua còi báo động của phần mềm, giảm thời gian xử lý sự cố và nhanh chóng cung cấp điện trở lại cho khách hàng Điều này đảm bảo lưới điện hoạt động an toàn, liên tục, tin cậy và kinh tế.

Trong điều kiện thời tiết khắc nghiệt như mưa, gió, bão lũ, việc sử dụng hệ thống SCADA để thao tác cắt điện các đường dây và thực hiện cấp điện trở lại cho khách hàng nhanh chóng là rất quan trọng Điều này không chỉ giúp ngăn ngừa nguy cơ sự cố mà còn giảm thiểu hậu quả nghiêm trọng cho con người và thiết bị.

Hệ thống SCADA đã cải thiện đáng kể việc quản lý và vận hành so với phương pháp trước đây, khi mỗi trạm biến áp cần khoảng 10 nhân viên trực Hiện nay, chỉ cần khoảng 2 người/trạm nhờ vào việc thực hiện các thao tác qua máy tính Điều này không chỉ giúp giảm số lượng nhân viên trực mà còn tạo nền tảng cho việc tiến tới các trạm biến áp không người trực, đồng thời là giải pháp hiệu quả để tăng năng suất lao động.

4.2 Ưu điểm v mề ặt thời gian

4.2.1 Th i gian thao tác m t thiờ ộ ết bị điệ n trung th ế trước đây:

Khi thao tác mạch thiết bị điện trung thế, cần tuân thủ Quy trình thao tác Hệ thống trong các trường hợp có kế hoạch, đột xuất hoặc khi xử lý sự cố.

88 | điện Qu c gia, Quy trình x lý s c H thố ử ự ố ệ ống điện Quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình K thuỹ ật an toàn điện do EVN ban hành

Thời gian trung bình để thao tác m t thiộ ết bị điện được tính như sau:

Ttb = Tchb + Ttht + Tktr + Tbc

Thời gian chuẩn bị thao tác (Tchb) là khoảng thời gian mà nhân viên vận hành liên lạc với điều độ viên lưới điện để nhận lệnh thao tác Trong giai đoạn này, nhân viên sẽ viết phiếu thao tác, kiểm tra các trang bị an toàn như bút thử điện, găng tay, xào, và ủng cách điện Họ cũng thực hiện thao tác thử trên sơ đồ nguyên lý và di chuyển đến thiết bị để kiểm tra hiện trạng, đảm bảo thiết bị phù hợp với nhu cầu thao tác.

Thời gian thao tác thiết bị (Ttht) là khoảng thời gian cần thiết để nhân viên thực hiện các thao tác trên thiết bị điện Quy trình thao tác yêu cầu có hai người: một người giám sát với yêu cầu an toàn cấp 4/5 và một người thao tác với yêu cầu an toàn cấp 3/5 Trong suốt quá trình thao tác, người giám sát sẽ đọc lần lượt từng hạng mục theo trình tự trong phiếu, trong khi người thao tác sẽ lắng nghe và thực hiện các động tác cần thiết trên thiết bị.

Thời gian kiểm tra (Tktr) là khoảng thời gian mà nhân viên thực hiện các thao tác kiểm tra tình trạng thiết bị, bao gồm việc đo khoảng cách giữa các lưỡi dao và dòng điện từng pha qua thiết bị Mục tiêu của quá trình này là xác nhận rằng thiết bị đã được vận hành đúng cách và đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật.

− Tbc (thời gian báo cáo): Là thời gian để nhân viên vận hành liên lạc với người ra l nh và báo cáo l i k t qu ệ ạ ế ả đã thực hi n ệ

Như vậy thời gian trung bình đểthao tác một thiế ị điện như trước đây sẽt b là:

Ttb = Tchb + Ttht + Tktr + Tbc = 10 + 2,5 + 1,5 + 01 = 15 phút

4.2.2 Th i gian thao tác m t thiờ ộ ết bị điệ n trung th thông qua h th ng SCADA: ế ệ ố ng SCADA vào v n hành ph u, giám sát Khi đưa hệthố ậ ục vụthu thập sốliệ và điều khi n th xa Các thông s v n hành bao g m giá tr ể ừ ố ậ ồ ị đo lường, tr ng thái ạ

Thiết bị được cập nhật thường xuyên và liên tục, cho phép nhân viên vận hành theo dõi trên màn hình máy tính Nhân viên có thể điều khiển thiết bị từ xa thông qua giao diện của chương trình Trong trường hợp nhân viên thao tác cùng với điều độ viên, lệnh thao tác sẽ được đặt theo chế độ tự động, với hệ thống tự kiểm tra các điều kiện khóa logic, thực hiện thao tác và báo cáo kết quả Thời gian thao tác trung bình của thiết bị điện sẽ được tính toán dựa trên các thông số này.

Ttb = Tchb + Ttht + Tktr + Tbc = 05 + 0,1 + 0 + 0 ≈ 05 phút.

Việc áp dụng hệ thống SCADA có thể giảm thời gian thao tác của một thiết bị lên đến 2/3 Cụ thể, tổng số lần thao tác máy cắt trung thế 22kV Lê Chân E2.12 phục vụ cho công tác có kế hoạch là 16 lần.

Trong hệ thống điện, có 16 cột và 16 lần ắ ần đóng máy cắt trung thế Trong trường hợp này, Tchb chỉ ảnh hưởng đến thời gian mất điện của khách hàng khi thực hiện khôi phục.

T ng th i gian thổ ờ ực hiện thao tác máy c t phắ ục vụ công tác:

− T ng th i gian cổ ờ ắt máy cắt: 16*5 = 80 phút

− T ng thổ ời gian đóng máy cắt: 16*15 = 240 phút

∑Tthao tác công tác = 80 + 240 = 320 phút b T ng s l n máy c t trung th nh y do s c là: 13 l n ổ ố ầ ắ ế ả ự ố ầ

− Trong đó 09 lần đóng lạ ốt, tương ứi t ng 09 l n thao tác máy c t: ầ ắ

Th i gian th c hiờ ự ện thao tác đóng máy cắt: 9*15 = 135 phút

− 04 lần đóng lại không thành công ph i tiả ến hành phân đoạn, theo Quy trình x lý s c ử ự ố HTĐ Quốc gia thì s lố ần đóng lại không quá 03 l n nên: ầ

Th i gian trung bình thao tác máy cờ ắt trong trường h p này là: ợ

90 | c S lố ần thao tác các thiết bị để tách TBA 110kV Lê Chân ra khỏi vận hành phục vụ ảo dưỡng đị b nh k theo quy trình: ỳ

Cần 10 thao tác máy cắt để tách được TBA và 10 thao tác đóng máy cắt để khôi phục Do trong trường h p này Tợ chb chung cho tất cảcác thao tác và chỉ ả nh hưởng đến đến th i gian mờ ất điện c a khách hàng khi khôi ph c c a 10 lủ ụ ủ ần đóng máy cắt nên th i gian tách và khôi phờ ục TBA được tính:

T ng th i gian thổ ờ ực hiện thao tác máy c t phắ ục vụ tách TBA:

− T ng th i gian cổ ờ ắt máy cắt: 10*5 = 50 phút

− T ng thổ ời gian đóng máy cắt: 10(là Tchb) + 10*5 = 60 phút

∑Tthao tác đị nh k ỳ= 50 + 60 = 110 phút t th

Như vậy trong trước khi áp dụng SCADA ổng số ời gian thực hiện các thao tác máy cắ ạt t i trạm 110kV Lê Chân là:

∑Tthao tác 2014 = ∑Tthao tác công tác + ∑Tthao tác sự ố c + ∑Tthao tác đị nh k ỳ = 320 + 315 +

Sau khi trạm được vận hành bán tự động, thời gian thao tác máy cắt giảm còn 248 phút Điều này đồng nghĩa với việc số khách hàng mua điện sẽ có thêm trung bình khoảng 497 phút sử dụng điện (tương đương 8,2 giờ) trong một năm do những lần cắt điện này.

B ng 4.1 ả : Bảng tổ ng h p so sánh ợ

Sản lượng điện Công ty Điệ ựn l c H i Phòng cung c p cho khách hàng trong ả ấ th i gian này là: ờ

− Trong th i gian c t công tác có k ờ ắ ếhoạch:

∆Atb công tác = ∆Ptb lộ phụ tải * ∑Tthao tác công tác = 4.000 (kW) * 320/60 (h) = 21.333 kWh

∆Atb sụ ố c = ∆Ptb lộ ph t i ụ ả * ∑Tthao tác sự ố c = 4.000 (kW) * 315/60 (h) = 21.000 kWh

− Tách TBA Lê Chân kiểm tra định kỳ:

∆A tb đị nh k ỳ = ∆Ptb lộ ph tải ụ * ∑Tthao tác đị nh k ỳ= 20.000 (kW) * 110/60 (h) = 37.667 kWh

∆Atb= ∆Atb công tác + ∆Atb sụ c ố+ ∆Atb đị nh k ỳ= 21.333 + 21.000 + 37.667= 80.000 kWh

4.3 Ưu điểm v ềchất lượng điện năng (chỉ ố độ s tin c y cung cậ ấp điện)

4.3.1 SAIDI (System Average Interruption Duration Index)

SAIDI cho bi t thông tin vế ề chỉ s v thố ề ời gian mất điện trung bình của lưới điện phân ph i ố

SAIDI được tính bằng tổng thời gian mất điện kéo dài của các khách hàng sử dụng điện chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện, theo công thức sau:

Th i ờ gian khách hàng ị b m t ấ điện

Tổng ố khách hàng có điệ s n =∑    

∑   Trong đó:   – th i gian cờ ắt điện hàng năm tại nút i

  – s ố lượng khách hàng t i nút th i ạ ứKhi chưa áp dụng SCADA:

Hình 4.1 : Chỉ ố độ s tin cậ y SAIDI trư ớ c khi áp dụ ng SCADA

Sau khi áp d ng SCADA: ụ

Hình 4.2 : Chỉ ố độ s tin cậ y SAIDI sau khi áp d ụng SCADA 1 năm

Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện do sự cố

So sánh k t qu ế ả trước và sau khi áp dụng SCADA:

Hình 4.4 : Biểu đồ so sánh ch s ỉ ố SAIDI trước và sau áp d ng SCADA ụ

Trước SCADA Sau SCADA 1 Sau SCADA 2

B ng 4.2 ả : Chỉ ố s tin cậy SAIDI trướ c và sau khi áp d ng SCADA ụ

T ng hổ ợp (Các trường h p m t ợ ấ điện)

Mất điện do c t ắ điện có k ho ch ế ạ

Mất điện do s c ự ố lưới điện

4.3.2 SAIFI (System Average Interruption Frequency Index)

SAIFI cho biết thông tin về ầ t n số trung bình các l n mầ ất điện kéo dài trên m i khách hàng cỗ ủa một vùng cho trước.

SAIFI được tính b ng t ng s khách hàng bị ất điệằ ổ ố m n kéo dài chia cho t ng ổ khách hàng s dử ụng điện trong m t khu v c, theo công thộ ự ức sau:

Tổng ố khách hàng ị s b m t ấ điệ kéo dàin

Tổng ố khách hàng có điệ s n =∑    

∑   Trong đó:   – cường độ ự ố ạ s c t i nút i

  – s ố lượng khách hàng t i nút th i ạ ứ Khi chưa áp dụng SCADA:

Hình 4.5 : Chỉ ố độ s tin cậ y SAIFI trư ớ c khi áp d ụng SCADA

Hình 4.8 : Biểu đồ so sánh ch s ỉ ố SAIFI trướ c và sau áp d ng SCADA ụ

B ng 4.3 ả : Chỉ ố s tin cậy SAIFI trướ c và sau khi áp d ụng SCADA

4.3.3 MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index)

MAIFI cho biết thông tin về ầ t n s trung bình các lố ần mất điện thoáng qua trên mỗi khách hàng c a một vùng cho trước ủ

MAIFI được tính b ng t ng s khách hàng b mằ ổ ố ị ất điện thoáng qua chia cho t ng s khách hàng s dổ ố ử ụng điện, theo công th c sau: ứ

Tổng ố khách hàng ị s b m t ấ điệ thoáng quan

Tổng ố khách hàng có điệ s n =∑    

Trong đó:   – cường độ ự ố ạ s c t i nút i

  – s ố lượng khách hàng t i nút th i ạ ứ

Khi chưa áp dụng SCADA:

Hình 4.9 : Chỉ ố độ s tin cậy MAIFI trước khi áp d ng SCADA ụ

Hình 4.10 : Chỉ ố độ s tin cậ y MAIFI sau khi áp d ụng SCADA 1 năm

Hình 4.11 : Chỉ ố độ s tin cậ y MAIFI sau khi áp d ụng SCADA 2 năm

Hình 4.12 : Biểu đồ so sánh chỉ ố s MAIFI trước và sau áp dụng SCADA

B ng 4.4 ả : Chỉ ố s tin cậ y MAIFI trư ớ c và sau khi áp d ng SCADA ụ

Ngoài ra Scada con là hệ thống mở, linh hoạt và nhiều ưu điểm khác như:

− Giảm thời gian, chi phí nhân công để ghi lại dữ liệu từ các đồng hồ cơ, nhập vào file excel tạo báo cáo mỗi tháng.

− Giảm được sơ sót trong quá trình thu thập dữ liệu bằng tay, tăng độ chính xác trong do lường

− Kiểm soát dữ liệu điện năng liên tục 24/7 tại bất kỳ trạm làm việc nào

− Khả năng đáp ứng nhanh với bất kỳ sự cố điện nào thông qua các cảnh báo, giảm được thời gian dừng máy.

− Giảm thời gian xử lý sự cố do dữ liệu được thu thập đầy đủ, chụp được dạng sóng của nguồn điện khi sự cố xảy ra.

− Theo dõi toàn tải của nhà xưởng theo thời gian thực, hữu ích cho việc lên kế hoạch tiết kiệm.

− Có khả năng tạo các báo cáo về điện năng tiêu thụ ở dạng bảng, dạng đồ thị, xuất ra file Excel.

− Kiểm tra hóa đơn điện lực thông qua báo cáo về năng lượng sử dụng

Nh ững ưu điể m khác