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

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA , PHẠM HẢI DƯƠNG GIẢI PHÁP H ÁN Đ I H TH NG T CH H P TB B C Đ NG H I Đ ĐƯ SANG CH Đ N HÀNH H NG NGƯỜI TR C Chuyên ngành: ỹ thuật điện Mã số: 8520201 TÓM T T LU N ĂN THẠC SĨ Đà Nẵng - Năm 2018 Ỹ THU T Công trình hồn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS PH N ĂN HIỀN Phản biện 1: GS.TS LÊ KIM HÙNG Phản biện 2: TS LÊ THỊ TỊNH MINH Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật điện họp Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10 năm 2018 * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu Truyền thông Trường Đại học Bách khoa Đại học Đà Nẵng - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng MỞ ĐẦU Sự phát triển ứng dụng khoa học cơng nghệ, bước tự động hố đại hố cơng tác vận hành quản lý hệ thống đòi hỏi cấp thiết ngành điện Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu vận hành trạm biến áp (TBA) 500kV, 220kV 110kV Ngày 25/11/2016 Bộ Cơng thương có Quyết định số 4602/QĐ-BCT phê duyệt đề án tổng thể phát triển Lưới điện thông minh Việt Nam giai đoạn 2016-2020, trước vào ngày 11/11/2015 Tập đồn Điện lực Việt Nam ban hành văn số 4725/EVN-KTSX để triển khai nội dung tổ chức Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ xa (TTĐK) TBA không người trực với định hướng sau: - Áp dụng giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận hành nhà máy điện TBA, nâng cao suất lao động tăng độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện - Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực TBA 500kV, 220kV, riêng TBA 110kV vận hành không người trực TBA không người trực giải pháp tối ưu cho hệ thống điện quản lý vận hành tự động, nâng cao suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư cáp, thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc xác thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải vấn đề tải; giảm thiểu cố thao tác nhầm người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành đáp ứng yêu cầu thị trường điện Mặc dù việc nghiên cứu để áp dụng lâu đến nay, việc triển khai TBA khơng người trực cịn nhiều thách thức Đối với lưới điện 110kV địa bàn tỉnh Quảng Bình gồm có 08 TBA, có TBA 110kV Bắc Đồng Hới vận hành theo hình thức có người trực thường xun Cơng ty Lưới điện cao miền Trung quản lý, điều khiển chỗ phòng điều khiển theo lệnh thao tác Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung, Điều độ Cơng ty Điện lực Quảng Bình Tính cấp thiết đề tài Ngày 26/7/2017 Tổng cơng ty Điện lực miền Trung xây dựng tiêu chí kỹ thuật xây dựng TTĐK TBA KNT theo CV số 5497/EVNCPC-KT+QLĐT việc ban hành “Datalist tín hiệu SCADA thu thập TBA 110kV KNT, TBA trung gian, Recloser, LBS kết nối TTĐK” Tại văn báo cáo tồn kết nối TBA KNT & TTĐK Quảng Bình Cơng ty Điện lực Quảng Bình tồn TBA 110kV Bắc Đồng Hới sau: - Chưa đủ tín hiệu theo Tiêu chí kỹ thuật xây dựng TTĐK TBA KNT theo CV số 5947/EVNCPC-KT+QLĐT ngày 27/7/2017 EVNCPC - Tồn chính: + Các ngăn hợp trung thiếu tín hiệu như: giám sát mạch cắt, lựa chọn mức bảo vệ tần số, External trip, Reset relay, ngăn C41 chưa có tín hiệu TTĐK + Khơng có tín hiệu hệ thống nguồn DC, AC; tín hiệu dịng cố + Các ngăn lại thiếu chức Reset relay, Reset lockout số tín hiệu phụ khác Nguyên nhân hệ thống DCS trạm nhà thầu Nari (Trung Quốc) thực hiện, số tín hiệu khơng có, số không can thiệp vào hệ thống để lấy được, số hư hỏng thiết bị + Về thử nghiệm End-to-End, phần tín hiệu bit bảo vệ điện chưa thử nghiệm - Bổ sung: + Đề nghị bổ sung tín hiệu cịn thiếu cho đầy đủ tín hiệu đảm bảo tiêu chí KNT + Bổ sung cài đặt, thu thập tin rơ le từ TTĐK (Không nằm dự án TTĐK giai đoạn 1) Với mục tiêu dự kiến Dự kiến đến cuối năm 2019 hồn thành lộ trình chuyển tồn TBA 110kV khu vực miền Trung sang vận hành không người trực Cần thiết nghiên cứu lựa chọn công nghệ, thiết bị đưa giải pháp hoán đổi hệ thống điều khiển tích hợp khơng cịn phù hợp yêu cầu kỹ thuật TBA 110kV Bắc Đồng Hới để phù hợp với đặc điểm lưới điện 110kV địa tỉnh Quảng Bình Mục tiêu nghiên cứu Mục tiêu đề tài: Hoán đổi hệ thống tích hợp để chuyển TBA 110kV Bắc Đồng Hới sang vận hành khơng người trực” nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy công tác quản lý vận hành để đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục cho phụ tải đáp ứng nhu cầu kết nối TBA Trung tâm điều khiển để thực TBA không người trực năm 2019 - Phân tích đặc điểm vận hành TBA 110kV Bắc Đồng Hới, cần thiết phải cải tạo để lựa chọn công nghệ, thiết bị phù hợp nhằm thực tiêu chí vận hành lưới điện thơng minh - Nghiên cứu đưa giải pháp công nghệ hệ thống điều khiển, bảo vệ - Đưa biện pháp xây dựng tiến độ thi công - Phân tích, đánh giá hiệu kinh tế - tài Đối tượng phạm vi nghiên cứu: Đối tượng nghiên cứu đề tài: Nghiên cứu áp dụng số thành tựu công nghệ chế tạo thiết bị, lĩnh vực rơle tự động hóa, lĩnh vực thông tin liên lạc để áp dụng vào TBA 110kV để vận hành không người trực Phạm vi nghiên cứu : Đề giải pháp Hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới chuyển sang chế độ vận hành không người trực Đề tài không đề cập đến vấn đề công nghệ viễn thông dùng riêng, điều khiển bảo vệ toàn hệ thống điện, hệ thống đo đếm thu thập liệu … Ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài Đề tài phân tích đánh giá giải pháp kỹ thuật, phân tích kinh tế tài để xây dựng TBA 110kV Bắc Đồng Hới không người trực phù hợp với thực tế vận hành hoàn thành mục tiêu định hướng phát triển trạm không người trực Tập đoàn Điện lực Việt Nam đến năm 2020 Đặt tên đề tài Căn vào mục tiêu nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài đặt tên: "Giải pháp hốn đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực" Nội dung nghiên cứu: Chương 1: Đặc điểm trạng trạm biến áp 110kV Bắc Đồng Hới Chương 2: Phân tích lựa chọn giải pháp Chương 3: Các giải pháp cơng nghệ Chương 4: Dự kiến chi phí phân tích tính tốn hiệu kết luận Chương : ĐẶC ĐI M HI N TRẠNG TB Đ NG H I B C 1.1 Quy mô 1.2 Sơ đồ nối điện trạng 1.3 Các thiết bị điện 1.4 Hệ thống nguồn điện tự dùng C/DC 1.5 Hệ thống rơ b o vệ điều n đo ng hệ thống tích hợp H1 Sơ đồ kết nối tổng quan truyền thông hữu 1.6 Cách điện b o vệ chống sét nối đất 1.7 ết cấu xây dựng 1.8 Thông tin iên ạc – SCADA 1.9 Phòng cháy chữa cháy 1.10 Phương thức vận hành Trạm Chương 2: PHÂN T CH L CHỌN GIẢI PHÁP 2.1 Những yêu cầu kỹ thuật TB không ngư i trực: 2.1.1 Yêu cầu hệ thống rơ le điều khiển, bảo vệ đo lường 2.1.2 Yêu cầu giao thức truyền tin 2.1.3 Yêu cầu giao diện người – máy (HMI) 2.1.4 Yêu cầu Hệ thống SCADA 2.1.5 Yêu cầu Hệ thống thông tin 2.1.6 Yêu cầu Hệ thống an ninh 2.1.7 Yêu cầu Hệ thống chiếu sáng 2.1.8 Yêu cầu Hệ thống báo cháy tự động 2.1.9 Yêu cầu cấp nguồn cho hệ thống điều khiển TBA, thiết bị đầu cuối thiết bị thiết lập kênh truyền 2.1.10 Yêu cầu liệu thu thập (datalist) 2.2 Các gi i pháp đề xuất Theo tiêu chí TBA 110kV KNT trạng TBA 110kV Bắc Đồng Hới tiêu chí chiếu sáng, hệ thống báo cháy tự động, hệ thống an ninh đáp ứng luận văn đưa giải pháp để hoán đổi hệ thống điều khiển tích hợp máy tính TBA 110kV Bắc Đồng Hới sang vận hành KNT Cụ thể giải pháp sau: - Giải pháp 1: Tiếp tục đầu tư cải tạo hệ thống tích hợp cũ đáp ứng yêu cầu kỹ thuật TBA 110kV KNT - Giải pháp 2: Tiếp tục sử dụng hệ thống cũ bổ sung BCU mức ngăn để giải tồn - Giải pháp 3: Đầu tư giải pháp đáp ứng TBA KNT 2.3 Đánh giá phân tích ựa chọn gi i pháp 2.3.1 Giải Pháp 1: Tiếp tục đầu tư cải tạo hệ thống tích hợp cũ đáp ứng yêu cầu kỹ thuật TBA 110kV KNT Với giải pháp khơng thể thực lý sau: - Một số chức hệ thống điều khiển tích hợp theo u cầu datalist khơng thực reset rơle, khóa chức F79 … khơng thực - Một số tính tín hiệu trạng thái, liệu cố rơ le, BCU, hay số liệu đo lường khơng cịn sử dụng tính hổ trợ người dùng hãng nhà thầu Nari kém, không cho người dùng can thiệp sâu vào hệ thống - Các thiết bị, phần mềm hãng Nari sản xuất đáng giá chất lượng thấp cụ thể CPC có 02 TBA 110kV đầu tư cơng nghệ điều khiển tích hợp máy tính hãng Nari có 01 Trạm (TBA 110kV Hòa Thuận/Đăk Lăk) thiết bị hư hỏng phần nhiều phải thay đổi hệ thống hoàn toàn), TBA 110kV Bắc Đồng Hới thường xuyên xảy tình trạng lỗi thiết bị có hư hỏng thiết bị cháy rơle, hư hỏng máy tính lỗi kết nối liệu … - Khả dự phòng thiết bị rơle, BCU khơng có, tồn Tổng Cty Điện lực miền Trung tai Trạm cịn sử dụng thiết bị hệ thơnge điều khiển hãng Nari - Mặt khác giá thành thiết bị rơle, BCU thiết bị hãng Nari thấp chăm sóc sau bán hàng bảo hành chi phí đắt 2.2.2 Giải pháp 2: Tiếp tục sử dụng hệ thống cũ bổ sung BCU mức ngăn để giải tồn tại, cụ thể: Hiện phương án thường dùng để cải tạo TBA đầu tư điều khiển tích hợp để đưa sang vận hành khơng người trực (ví dụ: Chi nhánh Điện cao Quảng Bình cải tạo TBA 110kV Áng Sơn theo phương án này) - Bổ sung ngăn XT 110kV 01 BCU làm việc thu thập tín hiệu trạng thái, đo lường ngăn XT - Bổ sung 01 BCU thu thập tín hiệu trạng thái, đo lường ngăn MBA - Bổ sung 01 BCU thu thập tín hiệu trạng thái, đo lường TC C41 XT 22kV - Bổ sung 01 BCU chung cho tủ AC/DC làm việc song song với BCU hữu Phân tích ưu m nhược m: - Ưu điểm: Phương án đơn giản, tốn kém, giải gần hết tồn cần thiết để đưa Trạm sang vận hành không người trực Duy trì hệ thống điều khiển tích hợp hữu - Nhược điểm: + Chưa giải triệt để tồn trạm KNT mà thiết bị để lại không truy cập tin rơle XT 22kV, không cài đặt rơle TTĐK… 10 Chương 3: CÁC GIẢI PHÁP C NG NGH 3.1 Quy mô 3.1.1 Phần thứ: Giữ nguyên trạng H2 Sơ đồ thứ TBA 110kV Bắc Đồng Hới 11 3.1.2 Hệ thống điều khiển: Thay hệ thống điều khiển bảo vệ ngăn lộ cũ không đồng bộ, chất lượng vận hành thời gian dài ngăn lộ 171; 172; 131+431 hệ thống ĐK-BV với chức tương đương để nâng cao độ tin cậy vận hành đáp ứng yêu cầu vận hành, xử lý cố chuyển TBA sang chế độ không người trực theo lộ trình tự động hóa Giải pháp thực hiện: sử dụng 01 tủ ĐK-BV chung cho ngăn lộ số ngăn lộ, cụ thể sau: + Tủ ĐK-BV ngăn 171 + Tủ ĐK-BV ngăn 172 + Tủ ĐK-BV ngăn MBA T1+131+431 Bổ sung khối điều khiển mức ngăn BCU cho tủ điều khiển để phục vụ kết nối với TTĐK điều khiển xa thiết bị TBA, bao gồm: Thay 05 rơ le bảo vệ ngăn 22 chất lượng rơle hệ mới, có giao thức IEC61850, kết hợp BCU để phục vụ kết nối với TTĐK điều khiển xa thiết bị: 431, 471, 473, 475, 477, 479 Thay 01 BCU cho tủ AC tủ DC để giám sát, điều khiển thiết bị tủ Thay hệ thống cáp nhị thứ 3.1.3 Phần SCADA: Thay tủ RTU, tủ SIC tin cậy hệ thống SCADA hữu vận hành không tin cậy 01 RTU/Gateway để phù hợp với giải pháp thu thập liệu đo lường, trạng thái, điều khiển hệ thống rơle bảo vệ hệ thay phục vụ kết nối A3 Trung tâm điều khiển 3.2 Gi i pháp hệ thống tự động điều n giám sát - Các chức bảo vệ điều khiển thiết bị phía 110kV phải độc lập hồn tồn, khơng sử dụng rơle bảo vệ tích hợp chức điều khiển - Phía trung thế: Sử dụng rơle bảo vệ tích hợp chức điều khiển cho ngăn lộ - BCU mức ngăn rơle tích hợp bảo tích hợp chức điều khiển phải có hình hiển thị sơ đồ mức ngăn thông tin vận hành (trừ trường hợp sử dụng 01 BCU để điều khiển chung cho 12 phân đoạn trung thế) - Chức điều khiển ngăn lộ thực thơng qua BCU khóa điều khiển lắp đặt tủ ĐK-BV Hệ thống mạch liên động cho ngăn lộ thiết lập BCU (đối với chức điều khiển BCU) thiết lập mạch liên động cứng (đối với chức điều khiển khóa thao tác tủ ĐK-BV) - Mỗi máy cắt phía 110kV phải đảm bảo 02 rơle giám sát mạch cắt (F74) 02 rơle Trip&Lockout (F86) Các rơle phải độc lập, khơng tích hợp với rơle bảo vệ khác 3.2.1 Bảo vệ điều khiển cho ngăn xuất tuyến 171: - Rơle bảo vệ khoảng cách (F21): Độc lập hoàn toàn chức điều khiển - Rơle bảo vệ q dịng có hướng (F67): Độc lập hoàn toàn chức điều khiển - BCU điều khiển cho ngăn xuất tuyến phải đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho mạch điều khiển, liên động, thị trạng thái thiết bị cảnh báo số tín hiệu thiết bị ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho ngăn xuất tuyến: 42/25 dự phịng nhất: 05 BI 05 BO ÐH ÐLÐCN BCU RL BVKC H4 Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 171 Phạm Hải D-ơng Phạm Hải D-ơng Tổng hợp Ng-ời vẽ RL BVQDCH Ngày Ký hiệu ./8/2018 Bản vẽ Tỉ lệ BảN Vẽ Nguyên lý giám sát điều khiển bảo vệ XT 171 Để ĐƯA TRạM SANG CHế Độ VậN HàNH KHÔNG NGƯờI TRựC Đề TàI: GIảI PHáP HOáN ĐổI Hệ THốNG TíCH HợP TBA 110KV BắC ĐồNG HớI T? ÐKBV 171 13 14 3.2.2 Bảo vệ điều khiển cho ngăn xuất tuyến 172: - Rơle bảo vệ khoảng cách (F21): Độc lập hoàn toàn chức điều khiển - Rơle bảo vệ q dịng có hướng (F67): Độc lập hoàn toàn chức điều khiển - BCU điều khiển cho ngăn xuất tuyến phải đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho mạch điều khiển, liên động, thị trạng thái thiết bị cảnh báo số tín hiệu thiết bị ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho ngăn xuất tuyến: 42/25 dự phịng nhất: 05 BI 05 BO ÐH ÐLÐCN BCU RL BVKC H 12 Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 172 Phạm Hải D-ơng Phạm Hải D-ơng Tổng hợp Ng-ời vẽ RL BVQDCH Ngày Ký hiệu ./8/2018 Bản vẽ Tỉ lệ BảN Vẽ Nguyên lý giám sát điều khiển bảo vệ XT 172 Để ĐƯA TRạM SANG CHế Độ VậN HàNH KHÔNG NGƯờI TRựC Đề TàI: GIảI PHáP HOáN ĐổI Hệ THốNG TíCH HợP TBA 110KV BắC ĐồNG HớI T? ÐKBV 171 15 16 3.2.3 Bảo vệ điều khiển cho ngăn lộ MBA 110kV: - Rơle bảo vệ so lệch (F87) Rơle bảo vệ q dịng có hướng (F67): Độc lập hoàn toàn chức điều khiển - Rơle điều áp (F90): Độc lập, khơng tích hợp rơle bảo vệ khác, đấu nối vào Bay Switch trực tiếp qua chuyển đổi giao thức - BCU điều khiển cho 01 ngăn MBA 110kV phải đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho mạch điều khiển, liên động, thị trạng thái thiết bị cảnh báo số tín hiệu thiết bị ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho ngăn MBA 110kV: 64/32 dự phịng 05 BI 05 BO Các vẽ chi tiết phương thức bảo vệ, điều khiển, đo lường H19 Phương thức bảo vệ đo lường ngăn 131 Phạm Hải D-ơng Phạm Hải D-ơng Tổng hợp Ng-ời vẽ RL F74 RL F74 RL F86 RL F86 RL F90 RLBV QDCH RLBV SL BCU ÐH ÐLÐCN Ngµy Ký hiƯu ./8/2018 Bản vẽ Tỉ lệ BảN Vẽ Ph-ơng thức bảo vệ131 Để ĐƯA TRạM SANG CHế Độ VậN HàNH KHÔNG NGƯờI TRựC Đề TàI: GIảI PHáP HOáN ĐổI Hệ THốNG TíCH HợP TBA 110KV BắC ĐồNG HớI 17 18 3.2.4 Bảo vệ điều khiển cho ngăn lộ tổng xuất tuyến trung áp: - Rơle bảo vệ dòng tích hợp chức điều khiển thực điều khiển cho ngăn lộ Rơle bảo vệ XT tích hợp thêm chức F81, Lộ tổng tích hợp thêm chức 27/59 TC C41 - Giải pháp điều khiển: Gồm 01 mạch điều khiển cấu hình từ rơle tích hợp bảo vệ điều khiển khóa đóng cắt tủ xuất tuyến - Bố trí sơ đồ mimic điều khiển ngăn xuất tuyến - Số lượng BI/BO rơle tích hợp bảo vệ điều khiển cho 01 ngăn xuất tuyến phải đảm bảo để thực điều khiển, liên động điều khiển, thị trạng thái thiết bị cảnh báo số tín hiệu thiết bị ngăn (phía ngăn lộ tổng xuất tuyến trung áp thay RLBV tích hợp BCU phù hợp phương thức kết nối gateway mới, nên không thay đổi phương thức bảo vệ logic điều khiển) 3.2.5 Bảo vệ điều khiển cho hệ thống tự dùng AC/DC: - Rơle bảo vệ 27/59 tự dùng AC, rơle bảo vệ 27/59, 64 tự dùng DC sử dụng lại - BCU điều khiển cho hệ thống tự dùng AC/DC phải đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho mạch điều khiển, liên động, thị trạng thái thiết bị cảnh báo số tín hiệu thiết bị ngăn Số lượng BI/BO tối thiểu cho hệ thống tự dùng AC/DC : 70/40 dự phịng 05 BI 05 BO Các vẽ chi tiết phương thức bảo vệ, điều khiển, đo lường 3.3 Gi i pháp RTU/Gat way kết nối với IED: - RTU/Gateway: thực chức kết nối với với IED để thu thập liệu đo lường, giám sát, điều khiển thiết bị trạm kết nối với TTĐK A3 - Giao thức truyền tin: Các IEDs kết nối đến RTU/Gateway giao thức IEDs như: IEC61850, Modbus, IEC60870-5-103 Giao thức kết nối RTU/Gateway với TTĐK sử dụng IEC60870-5-101, IEC60870-5-104 - Mạng cục LAN: Sử dụng mạng đơn, độc lập để bảo tính bảo mật tạo liên kết, liên lạc phần tử hệ thống điều khiển bảo vệ trạm Ngan 131 Ngan 171 ÐH ÐLÐCN ÐH ÐLÐCN RLBVQDCH RL BVKC BCU ÐH ÐLÐCN DC BCU RLBVQDCH RL F90 RLBVSL ÐH ÐLÐCN AC BCU IO m? r?ng Ngan 172 éH éLéCN BCU RLBVQDCH RL BVKC Phạm Hải D-ơng Phạm Hải D-ơng Tổng hợp Ng-ời vẽ H28 S kt nối truyền thơng TBA 110kV Bắc Đồng Hới sau hồn thin Ngày Ký hiệu ./8/2018 Bản vẽ Tỉ lệ BảN Vẽ Kết nối truyền thông TBA 110kV BĐH hoàn thiện Để ĐƯA TRạM SANG CHế Độ VậN HàNH KHÔNG NGƯờI TRựC Đề TàI: GIảI PHáP HOáN ĐổI Hệ THốNG TíCH HợP TBA 110KV BắC ĐồNG HớI Ngan 22kV éH éLéCN RL&BCU RL&BCU 19 TU 171 TUC11 479-76 479 C41 J01 MBA/SFZ11-25000/115 NINGBO TIANAN/CHINA 115+9x1,78%/24/(11)kV-25MVA YN/yn0/(d11) OLTC - ONAN/ONAF 3xCVT-123kV-7600pF 110 0,11 0,11 kV 3 2x100VA-CL0,5/3P 131-35 131-3 131-38 CT800/1A C4 131 CT200/1A 131-1 131-15 CT800/1A 171 -15 171-1 171 -14 CT800/1A 171 CT800/1A CT800/1A C1 J03 CT1200/1A CT1200/1A CT800/1A CT1200/1A CT200/1A 431 431-38 171 -7 171 -76 171 -75 1500/1 1000/1 1xCVT-123kV-7600pF 110 0,11 0,11 kV 3 2x100VA-CL0,5/3P TU4T1 22 0,11 kV 3 CL3P-30VA TU C41 J05 TUC41-14 TD41 TD41-18 CC-TD41 J07 J09 -76 475 J13 Phạm Hải D-ơng Ng-ời vẽ XUAT TUYEN PHAN PHOI 22kV J11 Phạm Hải D-ơng -76 473 Tổng hợp 471 172 -76 172 -7 172 -75 477 TU172 -76 1xCVT-123kV-7600pF 110 0,11 0,11 kV 3 2x100VA-CL0,5/3P TØ lÖ Bản vẽ Ngày ./8/2018 Ký hiệu BảN Vẽ Ph-ơng thức bảo vệ đo l-ờng TBA 110kVBĐH Để ĐƯA TRạM SANG CHế Độ VậN HàNH KHÔNG NGƯờI TRựC Đề TàI: GIảI PHáP HOáN ĐổI Hệ THốNG TíCH HợP TBA 110KV BắC §åNG HíI -76 172-15 172-1 172-14 J15 C11 172 CT800/1A C1 CT800/1A CT800/1A 20 H29 Sơ đồ PTĐLBV TBA 110kV Bắc Đồng Hới sau hoàn thiện 21 3.4 Gi i pháp xây dựng 3.5 Yêu cầu thiết bị x m phụ ục 1) 3.6 Liệt kê vật tư thiết bị 3.6.1 Vật tư thiết bị - phần điện 3.6.2 Vật tư thiết bị - xây dựng 22 Chương 4: D I N CHI PH PHÂN TÍCH TÍNH TỐN HI U QUẢ À T LU N 4.1 Dự kiến chi phí phân tích tính tốn hiệu qu 4.1.1 Cơ sở tính tốn lập dự kiến chi phí - Khối lượng công tác lập sở khối lượng theo liệt kê vật tư thiết bị chương - Đơn giá vật tư thiết bị lấy theo giá thị trường thời điểm lập dự toán dự kiến - Định mức dự tốn Xây dựng cơng trình – Phần thí nghiệm điện đường dây trạm biến áp ban hành kèm theo công văn số 1781/BXD–VP ngày 16 tháng năm 2007 Bộ xây dựng - Quyết định số 6060/QĐ-BCT ngày 14/11/2008 Bộ Công thương việc cơng bố định mức dự tốn xây dựng chuyên nghành công tác xây lắp TBA, - Quyết định số 228/QĐ-EVN ngày 08/12/2015 Tập đoàn Điện lực Việt Nam việc ban hành định mức dự toán sửa chữa cơng trình lưới điện - Quyết định số 957/QĐ-BXD ngày 29/9/2009 Bộ xây dựng công bố kèm theo định mức Chi phí quản lý dự án tư vấn đầu tư xây dựng cơng trình - Tổng hợp theo Thông tư số 06/2016/TT-BXD ngày 10/3/2016 Bộ xây dựng việc hướng dẫn xác định quản lý chi phí đầu tư xây dựng - Thơng tư số 09/2016/TT-BTC ban hành ngày 18/01/2016 Bộ tài việc quy định tốn dự án hồn thành thuộc vốn nhà nước - Định mức-đơn giá tính toán tham số chỉnh định rơle bảo vệ lập phương án đóng điện đấu nối cơng trình truyền tải điện hoàn thành vào hệ thống điện quốc gia kèm theo định số 29/QĐ-EVN-HĐQT ngày 12/01/2006 Hội đồng quản trị Tổng Công ty điện lực Việt Nam (nay Tập đoàn Điện lực Việt Nam); - Văn số 1735/EVN-ĐT ngày 29/4/2016 Tập đoàn Điện lực Việt Nam việc hướng dẫn xác định đơn giá nhân cơng quản lý chi phí đầu tư xây dựng - Các chi phí khác theo thơng tư hành Nhà nước định mức đơn giá xây dựng Quảng Bình 23 4.1.2 Dự kiến chi phí Tổng mức đầu tư dự kiến: 6.627.197.455 đồng (bằng chữ: Sáu tỷ sáu trăm hai mươi bảy triệu đồng trăm chín mươi bảy nghìn bốn trăm năm mươi lăm đồng chẵn) Trong đó: Chi phí xây dựng: : 1.307.846.291 đồng Chi phí thiết bị : 3.720.778.947 đồng Chi phí quản lý dự án : 121.464.157 đồng Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng : 365.033.429 đồng Chi phí khác : 509.602.136 đồng Chi phí dự phịng : 602.472.496 đồng Tổng cộng : 6.627.197.455 đồng 4.1.3 Phân tích tính tốn hiệu Phân tích kinh tế tài nhằm đánh giá hiệu dự án cách tồn diện, qua thấy khả thực thi dự án mặt tài kinh tế Đứng quan điểm nhà đầu tư Mục tiêu nhà đầu tư lợi nhuận, đồng vốn bỏ mang lại nhiều lợi nhuận Phân tích kinh tế: Đứng quan điểm tồn xã hội, phạm vi vùng, quốc gia Một dự án khơng mạng lại lợi nhuận cho nhà đầu tư, có lợi cho xã hội, cho vùng cho quốc gia Các số iệu phân tích kinh tế tài - Năm bắt đầu dự án: 2019 - Năm đưa dự án vào sử dụng: 2019 - Đời sống dự án: 20 năm - Lãi suất vốn vay nước: 9%/năm - Tỷ lệ khấu hao tài sản cố định (tính trung bình): 10%/năm - Chi phí vận hành bảo dưỡng: 2%/năm - Bỏ qua trượt giá lạm phát ết qu - Chỉ tiêu tài chính: + Lợi nhuận rồng: 13.456.180.771 đồng (bằng chữ: mười ba tỷ bốn trăm năm mươi sáu triệu trăm tám mươi nghìn bảy trăm bảy mươi mốt đồng) + Thời gian hoàn vốn: 4,63 năm 24 - Chỉ tiêu kinh tế xã hội: + Lợi nhuận rồng: 15.563.005.827 đồng (bằng chữ: mười ba tỷ bốn trăm năm mươi sáu triệu trăm tám mươi nghìn bảy trăm bảy mươi mốt đồng) + Thời gian hoàn vốn: 3,3 năm 4.2 Kết uận Ngày nay, với xu phát triển kinh tế, việc đảm bảo cung cấp điện liên tục cho phụ tải, thực tự động hóa lưới điện 110kV nhằm nâng cao suất lao động, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện quan tâm hàng đầu ngành điện Do vậy, việc triển khai thực hiện: “Hốn đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới” nhằm mục đích khắc phục tồn thiết bị, nâng cao độ tin cậy công tác quản lý vận hành để đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục cho phụ tải đáp ứng nhu cầu kết nối TBA Trung tâm điều khiển để thực TBA khơng người trực theo lộ trình phê duyệt cần thiết Xét gốc độ hiệu đầu tư phân tích đánh giá hiệu phương án đề xuất theo mục tiêu tài chính, kinh tế xã hội dự án mang lại hiệu cao mang lại lợi nhuận suốt trình đầu tư dự án ... thuật TBA 110kV KNT - Giải pháp 2: Tiếp tục sử dụng hệ thống cũ bổ sung BCU mức ngăn để giải tồn - Giải pháp 3: Đầu tư giải pháp đáp ứng TBA KNT 2.3 Đánh giá phân tích ựa chọn gi i pháp 2.3.1 Giải. .. thống an ninh đáp ứng luận văn đưa giải pháp để hoán đổi hệ thống điều khiển tích hợp máy tính TBA 110kV Bắc Đồng Hới sang vận hành KNT Cụ thể giải pháp sau: - Giải pháp 1: Tiếp tục đầu tư cải tạo... dụng vào TBA 110kV để vận hành không người trực Phạm vi nghiên cứu : Đề giải pháp Hốn đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới chuyển sang chế độ vận hành không người trực Đề tài không đề