Điều kiện cần: Xây dựng hệ thống SCADA và trung tâm điều khiển xa Điều kiện đủ:
- Thành lập đội thao tác lưu động.
- Xây dựng hệ thống truy xuất rơ le từ xa.
- Xây dựng hệ thống camera giám sát và phòng cháy chữa cháy.
7.3.1 Thành lập tổ thao tác lưu động a. Định hướng chung:
- Từng bước áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các trạm biến áp 110kV nhằm nâng cao năng suất lao động và độ tin
cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện. Mục tiêu đến năm 2020, toàn bộ TBA 110kV là trạm không có người trực vận hành. Để thực hiện thao tác đóng cắt xa từ các TTĐK, cần hình thành các đơn vị sau:
- Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, thao tác từ xa các thiết bị trong một nhóm nhà máy điện, nhóm TBA hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các thiết bị thuộc TTĐK.
b. Nhiệm vụ của Tổ Thao tác lưu động:
- Chấp hành lệnh chỉ huy thao tác, kiểm tra, xử lý sự cố của Trưởng kíp TTĐK.
- Thực hiện các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành bình thường và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐK.
- Thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường cho các nhóm công tác tại trạm biến áp hoặc trên lưới điện, trực tại hiện trường trong thời gian có công tác.
- Tham gia, hỗ trợ xử lý sự cố khi cần thiết.
- Thực hiện xử lý bước đầu sự cố các thiết bị SCADA, viễn thông tại các TBA và các thiết bị trên lưới thuộc phạm vi quản lý. Xử lý các trở ngại mạch nhị thứ, thiết bị nhất thứ không điều khiển được.
- Kiểm tra định kỳ, giám sát, bảo dưỡng, sửa chữa thường xuyên các thiết bị trong trạm biến áp.
- Kiểm tra định kỳ, bảo dưỡng, sửa chữa thường xuyên, xử lý sự cố hệ thống thông tin liên lạc, SCADA, mạng viễn thông cho SCADA.
- Thực hiện công tác vệ sinh công nghiệp trong các trạm biến áp thuộc phạm vi quản lý. Trực bảo vệ TBA trong thời gian chưa thuê bảo vệ bên ngoài.
- Tham gia công tác phòng cháy chữa cháy, phòng chống lụt bão.
- Đối với những trường hợp cần thiết, tổ thao tác có thể được huy động hỗ trợ cho các tổ thao tác, TBA khác khu vực quản lý.
7.3.2 Xây dựng hệ thống truy xuất rơ le từ xa.
a. Yêu cầu chung:
- Từ Trung tâm Điều khiển xa (TTĐKX) phải truy xuất được tất cả các Relay của các trạm biến áp (TBA) trong phạm vi quản lý của TTĐKX.
- Tất cả các thiết bị Relay bên trong trạm chỉ được truy xuất tại TTĐKX, từ các trạm không thể truy xuất lẫn nhau.
- Đường truyền và các thiết bị viễn thông sử dụng độc lập với hệ thống SCADA của SPC để đảm bảo an ninh, bảo mật theo yêu cầu của Trung tâm Điều hành SCADA và Công ty Lưới điện Cao thế miền Nam.
b. Mô hình kết nối:
❖ Tại Trung tâm điều khiển xa:
- Router công nghiệp: Dùng để định tuyến đến đúng địa chỉ các Relay cần truy xuất và giám sát ngăn chặn việc giả mạo địa chỉ IP tại TTĐKX.
- Switch công nghiệp: Nhiệm vụ chính là tập trung các kết nối của các trạm biến áp 110kV về TTĐKX để xử lý.
- Máy tính truy xuất xa: Kết nối, truy xuất dữ liệu các Relay bảo vệ từ các trạm biến áp thuộc phạm vi trung tâm điều khiển xa.
❖ Tại trạm biến áp 110kV:
- Router công nghiệp: Nhiệm vụ lọc địa chỉ IP và chỉ đường các tín hiệu truy xuất từ Relay gửi về TTĐKX.
- Switch công nghiệp: Nhiệm vụ chính là kết nối từ trạm về TTĐKX hoặc làm trung gian cho các trạm khác kết nối về TTĐKX phục vụ cho công tác truy suất Relay từ xa.
- Ethernet Switch: Nhiệm vụ tập trung kết nối tất cả các Relay bảo vệ vận hành trong trạm biến áp.
Hình 7. 24 Mô hình kết nối truy xuất relay từ xa
7.3.3 Xây dựng hệ thống camera giám sát và phòng cháy chữa cháy.
a. Giải pháp:
- Trang bị hệ thống camera giám sát an ninh, hệ thống báo cháy cho các Trạm biến áp 110kV và hệ thống server, phần mềm tại các Trung tâm điều khiển như mô hình bên dưới với các tính năng để đảm bảo vận hành - giám sát từ xa và chuyển đổi thành Trạm biến áp không người trực.
- Các thiết bị (camara, thiết bị báo cháy) được kết nối đến Trung tâm điều khiển, giám sát khu vực qua phần mềm chuyên dụng đảm bảo các chức năng thu thập dữ liệu, cảnh báo an ninh, quản lý thiết bị trên bản đồ GIS, gửi các hình ảnh và sự kiện đến người quản lý bằng tin nhắn, Email, giám sát điều hành toàn bộ quá trình xử lý sự kiện tại TBA, kết nối với cơ quan an ninh và PCCC địa phương,...
- Hệ thống phải tận dụng lại được tất cả camera và thiết bị báo cháy, chữa cháy tự động hoặc bán tự động đã được trang bị tại các TBA.
- Tận dụng hệ thống mạng và đường truyền có sẳn của EVNSPC để kết nối các thiết bị tại TBA đến Trung tâm điều khiển, giám sát không phải trang bị thêm.
Phần mềm giám sát Trung tâm phải đảm bảo kết nối được tối thiểu 20 Trạm biến áp mà không giới hạn số lượng camera, thiết bị báo cháy,...
Hình 7. 25 Mô hình hệ thống camera giám sát và phòng cháy chữa cháy b. Hệ thống camera
➢ Khu vực ngoài sân ngắt:
- Khu vực hàng rào và cổng Trạm: lắp đặt 06 camera IP giám sát bao quát hết xung quanh Trạm, loại camera cố định 2MP, hồng ngoại 40 mét, tích hợp tính năng tự động nhận dạng, chụp hình và cảnh báo về Trung tâm. Vị trí lắp đặt trên tường rào Trạm.
- Khu vực MBA và thiết bị nhất thứ: lắp đặt 01 camera IP speed dome loại ngoài trời, hồng ngoại 100 mét, độ phân giải hình ảnh HD 2 Megapixel, zoom xoay 360, IP66, tích hợp các preset để quan sát rõ các dao cách ly. Ngoài ra camera tích hợp tự động quay về vị trí định sẳn như MBA, MC để chụp hình khi có xảy ra cháy nổ và gửi về Trung tâm. Camera được lắp đặt trên trụ chống sét.
➢ Khu vực trong nhà:
- Phòng điều khiển: lắp đặt 01 camera IP speed dome loại trong nhà, hồng ngoại, độ phân giải HD 2 Megapixel, zoom xoay 360 độ. Camera được lắp đặt trên trần phòng điều khiển.
- Phòng thiết bị 22kV: lắp đặt 02 camera IP speed dome loại trong nhà, hồng ngoại, độ phân giải HD 2 Megapixel, zoom xoay 360 độ. Vị trí lắp đặt trên tường phòng thiết bị hộp bộ.
- Phòng thông tin: lắp đặt 01 camera IP loại camera cố định 2MP, hồng ngoại, tích hợp tính năng tự động nhận dạng, chụp hình và cảnh báo về Trung tâm. Vị trí lắp đặt trên tường phòng thông tin.
c. Thiết bị báo cháy:
➢ Khu vực ngoài sân ngắt: Khu vực MBA 63MVA: lắp đặt 04 đầu dò nhiệt chống nổ và 01 tủ đấu dây để kết nối đến tủ báo cháy trung tâm đặt trong Trạm.
➢ Khu vực trong nhà:
- Phòng điều khiển: lắp đặt 02 đầu dò khói.
- Phòng thiết bị 22kV: lắp đặt 02 đầu dò khói.
- Phòng thông tin: lắp đặt 01 đầu dò khói.
- Phòng Accu: lắp đặt 01 đầu dò khói và 01 đầu dò nhiệt.
- Các đầu dò khói và dò nhiệt được kết nối đưa đến tủ điều khiển trung tâm lắp đặt tại phòng thông tin. Tủ điều khiển hỗ trợ kết nối truyền dữ liệu về Trung tâm qua đường mạng WAN/LAN hoặc bằng sóng 3G, và kết nối đến hệ thống chữa cháy hiện hữu để kích hoạt hệ thống từ xa.
Hình 7. 26 Bố trí hệ thống camera giám sát và phòng cháy chữa cháy 7.4 Xây dựng tự động hóa lưới điện trung thế 22kV tỉnh Vũng Tàu 7.3.1 Tạo các phần tử trên lưới điện:
a) Đường dây 22kV:
Đường dây không có điện Đường dây có điện
Hình 7. 27 Đường dây 22kV b) Recloser:
Recloser mở Recloser đóng
Hình 7. 28 Recloser c) LBS:
LBS mở LBS đóng
Hình 7. 29 LBS d) Máy cắt:
Máy cắt đóng Máy cắt mở
Hình 7. 30 Máy cắt
e) FI:
FI không sự cố FI có sự cố: trạng thái chớp đỏ
Hình 7. 31 FI
f) Sơ đồ lưới điện trung thế:
Hình 7. 32 Sơ đồ lưới một phần lưới trung thế Vũng tàu 7.3.2 Tự động hóa trên lưới điện trung thế:
7.3.2.1 Khi hệ thống vận hành bình thường:
Lưới điện mô phỏng gồm có 2 trạm 110kV: trạm Mỹ Xuân B1, trạm Thị Vải liên kết với nhau thông qua các LBS kết vòng, mạch kết nối vòng kín nhưng vận hành thường hở qua 4 phát tuyến.
Khi lưới điện hoạt động ở trạng thái bình thường:
- Tuyến 475 trạm Thị Vải cấp điện cho các hộ tiêu dùng và các khu công nghiệp trong khu vực, liên kết với tuyến 482 trạm Mỹ Xuân B1 thông qua LBS kết vòng T Phong.
- Tuyến 477 trạm Thị Vả cấp điện cho các hộ tiêu dùng và các khu công nghiệp trong khu vực, liên kết với tuyến 480 trạm Mỹ Xuân B1 thông qua LBS kết vòng 75 Phú Mỹ
- Các LBS kết vòng luôn ở trạng thái thường mở.
Điều kiện mở LBS kết vòng:
- Đồng vị pha.
- Cùng tần số.
- Chênh lệch điện áp không quá 10%.
- Chênh lệch góc tải không quá 300. 7.3.2.2 Khi hệ thống có sự cố trên đường dây Lưu đồ xử lý sự cố như sau:
Hình 7. 33 Lưu đồ xử lý sự cố.
7.3.2.3 Trường hợp 1: Sự cố giữa máy cắt đầu phát tuyến và Recloser.
Hình 7. 34 Sơ đồ lưới điện hoạt động bình thường Sự cố giữa máy cắt đầu phát tuyến và Recloser:
Hình 7. 35 Sơ đồ lưới khi có sự cố máy cắt 475 cắt
Khi có sự cố trên đường dây từ trạm 475 trạm Thị Vải đến khu vực Cảng song nội địa, máy cắt 475 cắt ngay lập tức, sau khoảng thời gian 7s chờ tín hiệu ổn định FI xác định sự cố trên đường dây là đúng, Recloser Cảng sông nội địa tự động cắt cô lập sự cố. Sau 7s chờ trạng thái tín hiệu ổn định, kiểm tra trạng thái Recloser Cảng sông nội địa đã cắt, LBS T Phong kết vòng sẽ tự động đóng lại cung cấp điện cho các khu vực còn lại.
Hình 7. 36 Sơ đồ sau khi cô lặp sự cố
Khi sự cố được khắc phục xong, thực hiện thao tác đóng máy cắt 475, đóng Recloser Cảng sông nội địa tái lập điện cho khu vực và mở LBS T Phong.
7.3.2.4 Trường hợp : Sự cố giữa Recloser và Recloser.
Sự cố giữa Recloser và Recloser:
Hình 7. 37 Sơ đồ lưới khi có sự cố Recloser Cảng sông nội địa và Ngã ba Chinfon
Khi có sự cố trên đường dây từ Recloser Cảng sông nội địa đến khu vực Ngã ba Chinfon, Recloser Cảng sông nội cắt ngay lập tức, sau khoảng thời gian 7s chờ tín hiệu ổn định FI xác định sự cố trên đường dây là đúng, Recloser Ngã ba Chinfon tự động cắt cô lập sự cố. Sau 7s chờ trạng thái tín hiệu ổn định, kiểm tra trạng thái Recloser Ngã ba Chinfon đã cắt, LBS T Phong kết vòng sẽ tự động đóng lại cung cấp điện cho các khu vực còn lại.
Hình 7. 38 Sơ đồ sau khi cô lặp sự cố
Khi sự cố được khắc phục xong, thực hiện thao tác đóng Recloser Cảng sông nội địa, đóng Recloser Ngã ba Chinfon tái lập điện cho khu vực và mở LBS T Phong.
7.3.2.5 Trường hợp 2: Sự cố giữa Recloser và LBS.
Sự cố giữa Recloser và LBS:
Hình 7. 39 Sơ đồ lưới khi có sự cố Recloser Ngã ba Chinfon và LBS T Phong Xác định khu vực mất điện là Ngã ba Chinfon, tiến hành kiểm tra giải trừ sự cố và tái lập điện.
7.3.3 Sa thải phụ tải
Sau khi đã hết nguồn dự phòng mà tần số vẫn tiếp tục giảm xuống dưới 49,5Hz, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thực hiện biện pháp sa thải phụ tải để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện và đưa tần số lên trên 49,5Hz.
Căn cứ theo nhu cầu tiêu thụ, sử dụng điện năng và phân loại phụ tải theo độ tin cậy cung cấp điện được chia làm 3 loại như sau
- Phụ tải loại 1: Đây là loại phụ tải được cung cấp điện liên tục nếu mất điện sẽ gây ra những hậu quả vô cùng nghiêm trọng. Các phụ tải này là các hầm mỏ, bệnh viện, các nhà máy luyện kim.
- Phụ tải loại 2: Đây là loại phụ tải nếu mất điện sẽ gây thiệt hại về kinh tế như sản xuất sản phẩm bị thiếu hụt, thứ phẩm tăng, gây ra lãng công và không sử dụng hết công suất thiết bị.
- Phụ tải loại 3: Là loại phụ tải cho phép mất điện, đó là các công trình dân dụng, công trình phúc lợi, khu dân cư.
Như vậy để phục vụ công tác cắt khẩn khi cần giảm tải theo yêu cầu cần xây dựng chức năng sa thải phụ tải tại trung tâm điều khiển xa để điều hành viên nhanh chóng cắt giảm và đảm bảo tần số ổn định cho hệ thống.
Các bước thực hiện như sau:
Bước 1: Tập hợp danh sách các phát tuyến cung cấp cho phụ tải loại 3.
Bước 2: Phân thứ tự ưu tiên cắt khi cần cắt giảm tải.
Bước 3: Cập nhật vào chức năng sa thải phụ tải trên hệ thống SCADA.
Bước 4: Điều kiện cắt giảm: công suất cần cắt giảm.
Lưu đồ sa thải phụ tải:
Hình 7. 40 Lưu đồ sa thải phụ tải Lưu đồ khôi phục phụ tải:
Hình 7. 41 Lưu đồ khôi phục phụ tải:
Hình 7. 42 Chức năng sa thải phụ tải
Sau khi các nguồn cấp đầy đủ cho phép điều hành viên nhanh chóng khôi phục các tải đã cắt giảm theo từng công suất mà điều độ yêu cầu.
7.5 Kết luận và hướng phát triển tương lai
Từ thực tế hệ thống SCADA/DMS và hiện trạng của lưới điện 110kV và 22kV, qua nghiên cứu của đề án kết quả đạt được như sau:
1. Nắm bắt và am hiểu phần mềm SCADA. Đưa ra các hướng dẫn cài đặt, sử dụng, tạo và kết nối cơ sở dữ liệu, tạo giao diện HMI, sử dụng các cú pháp cơ bản…
quản trị được phần mềm SCADA.
2. Đưa ra được giải thuật và viết chương trình để giám sát và điều khiển tự động nấc MBA từ hệ thống SCADA trung tâm thay cho các rơ le điều áp tự động tại các TBA 110kV bị hư hoặc hoạt động chưa ổn định để duy trì điện áp tại thanh cái 22kV nằm trong ngưỡng từ 22.6 đến 23.1kV.
3. Đưa ra được giải thuật và viết chương trình để giám sát và điều khiển tự động các giàn tụ bù tại thanh cái 22kV của các TBA 110kV từ hệ thống SCADA trung tâm để giảm tối thiểu trào lưu Q trên lưới điện.
4. Đánh giá, phát hiện các khuyết và mức độ áp dụng của mô hình tự động hóa TBA 110kV để định hướng triển khai trong tương lai.
5. Từ khi ứng dụng hệ thống SCADA vào hệ thống lưới điện độ tin cậy của Điện lực Vũng Tàu giảm theo từng năm. Cụ thể: Saifi năm 2018 giảm 3.53 lần so với năm 2015, Saidi năm 2018 giảm 2.603,18 phút. Việc áp dụng chức năng DAS cải thiện chỉ số độ tin cậy đáng kể cũng như đảm bảo cấp điện liên tục cho khách hàng.
6. Tự động hóa TBA 110/22kV và tự động hóa lưới điện trung thế là bước kế tiếp của việc đang triển khai điều khiển xa các thiết bị trên lưới trung thế và TBA 110kV không người trực hiện nay. Duy trì mức điện áp hướng đến 23kV tại các thanh cái 22kV ở các TBA 110/22kV, kiểm soát trào lưu công suất phản kháng thấp nhất trên lưới 110kV và thực hiện DAS là một trong các vấn đề quan trọng và cấp thiết đối với xã hội mà tác động trực tiếp đến tổn thất, độ tin cậy lưới điện và công tác Điều độ lưới điện.
7. Thông qua đề tài, hình thành một cái nhìn tổng quan về các thách thức trong tương lai khi lực lượng Điều độ sẽ đảm nhiệm luôn công tác Điều độ lưới điện và điều khiển xa các TBA 110/22kV không người trực cũng như thao tác xa các thiết bị trên lưới trung thế. Qua đó, cũng phát hiện ra được việc quản lý vận hành trào lưu công suất phản kháng của các Công ty Điện lực hiện nay chưa tối ưu cũng như chưa
kết hợp được việc kiểm soát cả điện áp và trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện. Việc giám sát và điều khiển tự động nấc MBA và giàn tụ bù từ hệ thống SCADA phụ thuộc nhiều vào đường truyền cũng như chất lượng dữ liệu đo đến.
Thông qua đề án Tôi có một số đề xuất như sau:
8. Sớm ứng dụng chức năng kiểm soát điện áp và trào lưu công suất phản kháng của hệ thống DMS nhằm giảm tối thiểu tổn thất của lưới điện đồng thời chỉ ra các điểm tối ưu cần bù trên lưới 22kV nhằm hạn chế tối đa đóng/ngắt nhiều các máy cắt tụ bù tại thanh cái 22kV.
9. Áp dụng chức năng DAS của hệ thống DMS để giảm SAIDI/SAIFI và tăng độ tin cậy cung cấp điện nhằm từng bước áp dụng tự động hóa lưới trung thế. Sau khi triển khai thành công chức năng DAS cần xem xét triển khai tiếp các chức năng tự động khác như: Chuẩn đoán, phát hiện và cảnh báo sự tình trạng lưới điện; tự động thay đổi kết lưới để vận hành tối ưu lưới trung thế.
10. Với trạm 110/22kV truyền thống và các trạm lai (vừa truyền thống vừa áp dụng tiêu chuẩn IEC61850) đánh giá hiện trạng và lập kế hoạch từng bước nâng cấp thành trạm tự động hóa (áp dụng tiêu chuẩn IEC61850). Đối với các TBA 110kV đang áp dụng tiêu chuẩn IEC61850 cần triển khai gấp việc quy định quản lý vận hành, bảo trì, thí nghiệm hiệu chỉnh và xử lý sự cố (quy định về thiết bị sử dụng, phương pháp và nhân sự...để quản trị trạm tự động hóa theo IEC61850). Từ nay đến năm 2020, cần xem xét áp dụng các chức năng tự động ngắt tải và khôi phục tải, tự động thực hiện điều chỉnh (điều nấc MBA, giàn tụ bù, …), tự động thao tác tuần tự các thiết bị để phối hợp chuyển tải, tự thao tác khi có sự cố cũng như tái lập sau khi sự cố. Triển khai thêm cấp Process bus (IEC61850-9) để tăng thêm tính ổn định, an toàn và liên tục của trạm.
11. Thành lập bộ phận gồm OT và IT để tổ chức đánh giá lại hệ thống an ninh bảo mật hiện hữu, đưa ra các tiêu chuẩn an ninh bảo mật cho hệ thống SCADA/DMS (tham khảo các tiêu chuẩn quốc tế như IEC, NERC CIP, ICS-CERT, NIST và ứng dụng SIEM, Blacklist, Whitelist, IPS/IDS/FIREWALL, Test case, DATADIODE.. để ngăn ngừa các cuộc tấn công), đưa ra quy định bảo mật trong mua sắm, kiểm tra trước khi lắp đạt và kiểm soát trong quá trình vận hành…
12. Ngành điện cần sớm thống nhất áp dụng tiêu chuẩn IEC61968 và IEC61970 (CIM) để thống nhất mô hình chia sẽ dữ liệu của các phần mềm giữa bộ