NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY VẬN HÀNH CHO LƯỚI ĐIỆN QUẬN NGŨ HÀNH SƠN – TP ĐÀ NẴNG LUẬN VĂN THẠC SĨ
- 1. ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA LÊ TRẦN NGUYỄN NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY VẬN HÀNH CHO LƯỚI ĐIỆN QUẬN NGŨ HÀNH SƠN – TP ĐÀ NẴNG Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG Đà Nẵng, Năm 2019
- 2. LỜI CAM ĐOAN Tôi cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, có trích dẫn một số tài liệu chuyên ngành và một số tài liệu do các nhà xuất bản ban hành. Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác. Tác giả luận văn Lê Trần Nguyễn
- 3. TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY VẬN HÀNH CHO LƯỚI ĐIỆN QUẬN NGŨ HÀNH SƠN – TP ĐÀ NẴNG Học viên : Lê Trần Nguyễn Chuyên ngành : Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 Khóa: 34-ĐN Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN Tóm tắt – Công ty Điện lực Đà Nẵng đã và đang thực hiện đầu tư các giải pháp về công nghệ mới, các giải pháp công nghệ tự động ngày càng được chú trọng nhằm mục đích nâng cao hơn nữa khả năng cấp điện, nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng, góp phần làm tăng sản lượng điện thương phẩm cho Công ty. Do đặc điểm phụ tải hiện trạng khu vực quận Ngũ Hành Sơn tập trung nhiều phụ tải dịch vụ (nhà hàng, khách sạn, khu nghỉ dưỡng cao cấp v.v) và trong tương lai là Đô thị Đại học Đà Nẵng nên nhu cầu tự động hóa lưới điện rất cao. Xuất phát từ yêu cầu thực tế đó, việc nghiên cứu, xây dựng hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối trên địa bàn quận Ngũ Hành Sơn để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là rất cần thiết. Từ khóa: Công ty Điện lực Đà Nẵng; quận Ngũ Hành Sơn; tự động hóa lưới điện phân phối; độ tin cậy. RESEARCH ON THE USE OF SOLUTIONS TO DISTRIBUTION AUTOMATION SYSTEM (DAS) TO ENHANCE OPERATION RELIABILITY FOR POWER NETWORK OF NGU HANH SON DISTRICT – DANANG CITY Abstract: Danang Power Company has been investing in solutions to new technologies for many years. Automatic technology solutions have drawn more and more attention to aim at enhancing more capacity of power supply, raising the quality of electrical power to supply customers, and contributing to increase commercial power production for the company. Because of the fact that the present additional charges of areas in Ngu Hanh Son District are focusing on many service additional charges that are being used in restaurants, hotels and luxurious resorts, etc. and The City of Danang University in the future, the needs of the distribution automation system are very high. Originating from this real demand, doing research and building the distribution automation system in the areas of Ngu Hanh Son District to enhance power supply reliablity are very necessary. Key words: Danang Power Company; Ngu Hanh Son District; distribution automation system; reliablity.
- 4. MỤC LỤC TRANG BÌA LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC CÁC HÌNH MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1 1. Lý do chọn đề tài ................................................................................................1 2. Mục tiêu nghiên cứu ...........................................................................................1 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ......................................................................2 4. Phương pháp nghiên cứu ....................................................................................2 5. Bố cục .................................................................................................................2 CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC ĐÀ NẴNG ...........3 1.1. Tổng quan về lưới điện thành phố Đà Nẵng ............................................................3 1.2. Lưới điện quận Ngũ Hành Sơn.................................................................................3 1.3. Ưu, nhược điểm của lưới điện khu vực quận Ngũ Hành Sơn: .................................4 1.4. Tổng quan về Trung tâm điều khiển và hệ thống Scada đi kèm: .............................4 1.5. Chức năng chính của hệ thống Trung tâm điều khiển..............................................6 1.6. Kết luận.....................................................................................................................7 CHƯƠNG 2. NGHIÊN CỨU VỀ GIẢI PHÁP PHẦN MỀM SURVALENT, GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS)...........................................8 2.1. Nghiên cứu giải pháp phần mềm Survalent .............................................................8 2.1.1. Tổng quan .....................................................................................................8 2.1.2. Trình bày lý thuyết và giải pháp cấu hình cơ sở dữ liệu qua STC Explorer........8 2.1.3. Lý thuyết và giải pháp về xây dựng HMI bằng SmartVU..........................16 2.2. Nghiên cứu giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) ............................25 2.2.1. Khái niệm....................................................................................................25 2.2.2. Cấu trúc của DAS .......................................................................................26 2.3. Giải pháp kỹ thuật truyền thông tin cho hệ thống giám sát điều khiển xa.............28 2.4. Kết luận...................................................................................................................29 CHƯƠNG 3. ỨNG DỤNG VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THỰC TẾ TẠI QUẬN NGŨ HÀNH SƠN - THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẦU TƯ .............................................................30 3.1. Quy mô khối lượng tổng thể...................................................................................30
- 5. 3.2. Phạm vi dự án.........................................................................................................30 3.2.1. Phần điện.....................................................................................................30 3.2.2. Phần công nghệ thông tin ...........................................................................30 3.2.3. Phần SCADA..............................................................................................31 3.3. Đánh giá tình hình nguồn và lưới hiện trạng..........................................................31 3.4. Các phương án kết lưới ..........................................................................................35 3.5. Các giải pháp kỹ thuật phần điện ...........................................................................36 3.5.1. Phần điện.....................................................................................................36 3.5.2. Phần công nghệ thông tin ...........................................................................44 3.5.3. Phần SCADA..............................................................................................52 3.6. Kết luận...................................................................................................................68 CHƯƠNG 4. TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI ĐIỆN QUẬN NGŨ HÀNH SƠN SAU KHI THỰC HIỆN TỰ ĐỘNG HÓA ..69 4.1. Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện .................................................................69 4.1.1. Độ tin cậy....................................................................................................69 4.1.2. Độ tin cậy cung cấp điện ............................................................................69 4.1.3. Những yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện .............................70 4.1.4. Thiệt hại ngừng cung cấp điện....................................................................70 4.1.5. Một số biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.................................71 4.2. Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy ..............................................................72 4.2.1. Phương pháp đồ thị - giải tích. ...................................................................72 4.2.2. Phương pháp không gian trạng thái............................................................74 4.2.3. Phương pháp cây hỏng hóc.........................................................................75 4.2.4. Phương pháp Monte-Carlo .........................................................................75 4.3. Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện ...........................................................................76 4.4. Tính toán độ tin cây lưới điện quận Ngũ Hành Sơn...............................................77 4.5. Kết luận...................................................................................................................82 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.......................................................................................83 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................85 QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (Bản sao) BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN.
- 6. DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 2.1. Mô tả thanh Editor Window Toolbar............................................................17 Bảng 2.2. Mô tả thanh Edit Parts Toolbar.....................................................................20 Bảng 2.3. Mô tả thanh Draw Item Toolbar ...................................................................22 Bảng 4.1. Bảng các số liệu tính toán độ tin cậy (khi không có tự động hóa)................78 Bảng 4.2. Bảng tính toán chỉ tiêu SAIDI khi không có tự động hóa ............................79 Bảng 4.3. Bảng tính toán chỉ tiêu SAIFI khi không có tự động hóa .............................79 Bảng 4.4. Bảng các số liệu tính toán độ tin cậy (khi có tự động hóa)...........................80 Bảng 4.5. Bảng tính toán chỉ tiêu SAIDI khi có tự động hóa .......................................81 Bảng 4.6. Bảng tính toán chỉ tiêu SAIFI khi có tự động hóa ........................................81
- 7. DANH MỤC CÁC HÌNH Hình 1.1. Sơ đồ truyền thông lưới điện thành phố Đà Nẵng...........................................4 Hình 2.1. Giao diện STC Explorer ..................................................................................9 Hình 2.2. Cửa sổ New Station.........................................................................................9 Hình 2.3. Tạo mới Communication Line ......................................................................10 Hình 2.4. Tạo mới RTU.................................................................................................10 Hình 2.5. Tạo mới Status Point .....................................................................................11 Hình 2.6. Cửa sổ New Status Point ...............................................................................11 Hình 2.7. Tab Telemetry ...............................................................................................12 Hình 2.8. Tab Alarms ....................................................................................................12 Hình 2.9. Tạo mới analog point.....................................................................................13 Hình 2.10. Cửa sổTelemetry analog point.....................................................................13 Hình 2.11. Cửa sổ Alarm analog point..........................................................................14 Hình 2.12. Cửa sổ Zone.................................................................................................14 Hình 2.13. Cửa sổ Zone Group .....................................................................................15 Hình 2.14. Cửa sổ User Rights......................................................................................15 Hình 2.15. Cửa sổ User .................................................................................................16 Hình 2.16. Giao diện Smart VU ....................................................................................16 Hình 2.17. Mô phỏng máy cắt đang cắt.........................................................................23 Hình 2.18. Sơ đồ cấu trúc tự động hóa lưới điện ..........................................................27 Hình 3.1. Sơ đồ nguyên lí lưới điện trong dự án DAS..................................................62 Hình 3.2. Sơ đồ lưới điện khi làm việc bình thường.....................................................63 Hình 4.1. Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp ............................................................73 Hình 4.2. Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song. .......................................................73 Hình 4.3. Sơ đồ độ tin cậy các phần tử hỗn hợp ...........................................................74
- 8. 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Hiện nay, lưới điện thành phố Đà Nẵng đang vận hành ở chế độ mạch kín vận hành hở. Khi có sự cố xảy ra trên lưới điện, phải mất một thời gian để nhân viên vận hành thực hiện thao tác cô lập điểm sự cố, thay đổi kết lưới chuyển tải cấp điện trở lại cho khách hàng. Việc này dẫn đến một số lượng khách hàng sẽ bị gián đoạn cung cấp điện trong thời gian thao tác. Về phía Công ty Điện lực, các thiệt hại có thể định lượng được bao gồm: mất lợi nhuận tương ứng với phần điện năng bị mất không bán được do khách hàng bị ngừng cấp điện; giảm độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng. Các thiệt hại không lượng hoá được bao gồm: sự phàn nàn của khách hàng; ảnh hưởng bất lợi đến kinh doanh trong tương lai và phản ứng của dư luận xã hội gây sụt giảm uy tín của Công ty. Công ty Điện lực Đà Nẵng đã và đang thực hiện đầu tư các giải pháp về công nghệ mới, các giải pháp công nghệ tự động ngày càng được chú trọng nhằm mục đích nâng cao hơn nữa khả năng cấp điện, nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng, góp phần làm tăng sản lượng điện thương phẩm cho Công ty. Do đặc điểm phụ tải hiện trạng khu vực quận Ngũ Hành Sơn tập trung nhiều phụ tải dịch vụ (nhà hàng, khách sạn, khu nghỉ dưỡng cao cấp v.v) và trong tương lai là Đô thị Đại học Đà Nẵng nên nhu cầu tự động hóa lưới điện rất cao. Hiện nay xuất tuyến 471E13 và 472E13 đã có ứng dụng DAS cho 05 vị trí máy cắt, tuy nhiên phần mềm Survalent đang ứng dụng là bản limited chỉ cho phép thí điểm trên 05 điểm máy cắt. Tác giả đã khảo sát, thiết kế tự động hóa lưới điện quận Ngũ Hành Sơn, đề xuất giải pháp sử dụng phần mềm Survalant (phiên bản unlimited) mở rộng cho tất cả các thiết bị đóng cắt như: Recloser, LBS, RMU (các ngăn dao cắt tải và ngăn máy cắt)… Sau khi triển khai thi công, lắp đặt và vận hành thành công cho hệ thống DAS của quận Ngũ Hành Sơn, tiếp tục lên kế hoạch và thực hiện DAS cho các quận còn lại, trên phạm vi toàn thành phố Đà Nẵng. Xuất phát từ yêu cầu thực tế đó, việc nghiên cứu, xây dựng hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối trên địa bàn quận Ngũ Hành Sơn để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là rất cần thiết. 2. Mục tiêu nghiên cứu Xây dựng hệ thống Giám sát và điều khiển từ xa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp quận Ngũ Hành Sơn nhằm mục đích:
- 9. 2 - Rút ngắn thời gian thao tác thiết bị, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. - Nâng cao năng suất lao động, rút ngắn thời gian xử lý sự cố. - Tự làm chủ được công nghệ. - Từ mô hình quận Ngũ Hành Sơn, áp dụng cho các quận còn lại của cả Thành phố Đà Nẵng. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu - Nghiên cứu và xây dựng hệ thống giám sát và điều khiển lưới điện phân phối quận Ngũ Hành Sơn trên nền tảng phần mềm của hãng Survalent. 4. Phương pháp nghiên cứu Để giải quyết các mục tiêu nêu trên, luận văn đưa ra phương pháp nghiên cứu như sau: - Nghiên cứu, phân tích các tài liệu, sách báo viết về phần mềm của hãng Survalent. - Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu, xây dựng cơ sở dữ liệu, khảo sát thiết kế và lắp đặt các thiết bị đóng cắt ứng dụng vào thực tế cho lưới điện trung áp quận Ngũ Hành Sơn, đánh giá hiệu quả đầu tư và mô phỏng giao diện hệ thống giám sát và điều khiển các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp quận Ngũ Hành Sơn bằng phần mềm của hãng Survalent. 5. Bố cục MỞ ĐẦU CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC ĐÀ NẴNG CHƯƠNG 2 - NGHIÊN CỨU VỀ GIẢI PHÁP PHẦN MỀM SURVALENT, GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) CHƯƠNG 3 : ỨNG DỤNG VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THỰC TẾ TẠI QUẬN NGŨ HÀNH SƠN: THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẦU TƯ CHƯƠNG 4 : TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI ĐIỆN QUẬN NGŨ HÀNH SƠN SAU KHI THỰC HIỆN TỰ ĐỘNG HÓA KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.
- 10. 3 CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC ĐÀ NẴNG 1.1. Tổng quan về lưới điện thành phố Đà Nẵng Thành phố Đà Nẵng nhận điện từ Trạm biến áp 500kV Đà Nẵng (E51), 220kV Hòa Khánh, 220kV Ngũ Hành Sơn qua 9 trạm biến áp 110kV (Hòa Khánh 2, Liên Chiểu, Xuân Hà, Liên Trì, Cầu Đỏ, An Đồn, Hoà Liên, Hòa Xuân, Ngũ Hành Sơn) với tổng công suất đặt là 937 MVA, 69 xuất tuyến 22kV phân bố trải đều trên địa bàn. Các trạm biến áp 220-110kV Hòa Khánh (E9), 110kV Hòa Khánh 2 và 110kV Liên Chiểu (Elc): cấp điện khu vực quận Liên Chiểu, huyện Hòa Vang, các khu công nghiệp Hòa Khánh, Hòa Khánh mở rộng, Liên Chiểu, khu công nghệ cao, các khu du lịch Bà Nà, Xuân Thiều,… Các trạm biến áp 110kV Xuân Hà (E10) và Liên Trì (E11): cấp điện khu vực trung tâm thành phố như quận Hải Châu, Thanh Khê, các bệnh viện lớn như Bệnh viện Đà Nẵng, bệnh viện C, C17, Hoàn Mỹ, các Trung tâm hành chính, sự nghiệp, sở ban ngành của Thành phố… Trạm biến áp 110kV Cầu Đỏ (E12): cấp điện khu vực huyện Hòa Vang, quận Cẩm Lệ, khu công nghiệp Hòa Cầm, các nhà máy nước Cầu Đỏ, Sân bay, bơm phòng mặn An Trạch… Các trạm biến áp 220kV Ngũ Hành Sơn (E13), 110kV An Đồn (E14), 110kV Ngũ Hành Sơn: cấp điện khu vực quận Ngũ Hành Sơn, Sơn Trà, các khu du lịch dọc đường Hoàng Sa - Trường Sa, bán đảo Sơn Trà, cảng Tiên Sa, các khu công nghiệp An Đồn và dịch vụ thủy sản Thọ Quang. TBA 110kV Hòa Liên: cấp điện cho Khu Công Nghệ Cao. TBA Hòa Xuân: cấp điện cho khu vực Hòa Xuân. 1.2. Lưới điện quận Ngũ Hành Sơn Lưới điện khu vực quận NHS nhận điện từ hai trạm biến áp 110kV Ngũ Hành Sơn và 220kV Ngũ Hành Sơn. Các ngăn xuất tuyến cung cấp điện cho khu vực quận Ngũ Hành Sơn gồm: 471, 472, 473, 474, 478 từ trạm 220kV Ngũ Hành Sơn và 471, 473, 475, 477 từ trạm 110kV Ngũ Hành Sơn. Cung cấp điện cho toàn bộ khu dân cư từ cầu Trần Thị Lý đến giáp giới phía đông nam thành phố Đà Nẵng, gồm các khu vực Hòa Quý, Hòa Hải, Đông Trà, khu vực giáp giới tỉnh Quảng Nam. Tổng công suất vào khoảng 40 MW với khoảng 25000 khách hàng. Các phụ tải chủ yếu của khu vực quận
- 11. 4 Ngũ Hành Sơn là các doanh nghiệp dịch vụ du lịch, khách sạn, các khu dân cư, các đơn vị hành chính, bệnh viện,… 1.3. Ưu, nhược điểm của lưới điện khu vực quận Ngũ Hành Sơn: Ưu điểm của lưới điện quận Ngũ Hành Sơn: - Lưới mới xây dựng, sử dụng các thiết bị có công nghệ mới (recloser, RMU, LBS…) nên độ tin cậy cao, tổn thất thấp. - Các đường dây ở cấp 22kV liên lạc được với nhau giúp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Nhược điểm của lưới điện quận Ngũ Hành Sơn: - Độ tin cậy của lưới điện phân phối chưa cao. 1.4. Tổng quan về Trung tâm điều khiển và hệ thống Scada đi kèm: Trung tâm điều khiển của Điện lực Đà Nẵng ra đời vào tháng 8/2016. Hiện trung tâm đang sử dụng hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) để giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu từ xa. Đối với các trạm biến áp - Sử dụng phần mềm SCADA của hãng Survalent và ABB. So với SCADA của ABB, SCADA của Survalent có một số ưu điểm như đã được Việt hóa nhiều giúp nhân viên thao tác đơn giản hơn, có thể lưu trữ lượng dữ liệu lớn hơn và vận hành ổn định hơn (ít bị chập chờn). - Mỗi trạm biến áp được gắn một địa chỉ IP để kết nối vào hệ thống SCADA. Hình 1.1. Sơ đồ truyền thông lưới điện thành phố Đà Nẵng - Hệ thống này sử dụng đường truyền chính là cáp quang, với 2 Server tổng thực hiện chức năng thu thập và xử lý các thông tin từ các IEDs (BCU-Bay Control Unit,
- 12. 5 rơle bảo vệ, …), đồng thời thực hiện kết nối với Trung tâm Điều độ hệ thống điện Miền Trung dựa trên giao thức IEC 101 và IEC 104: + Server 1: Standby. + Server 2: Master. Ngoài ra còn có Historial Information Server làm nhiệm vụ lưu trữ toàn bộ dữ liệu trong quá khứ và hệ thống đồng bộ thời gian theo thời gian thực GPS Clock. Để đảm bảo cho việc kết nối, hệ thống SCADA sử dụng 2 đường truyền vận hành song song độc lập với nhau. Về giao diện người - máy (HMI:Human - Machine Interface), hệ thống có màn hình cho kỹ sư quản lý (Engineer) dùng cho bảo trì, cấu hình hệ thống, in ấn; 2 màn hình cho kỹ sư vận hành (Operator 1 và Operator 2), cuối cùng là các màn hình đặt tại các trạm biến áp dưới sự theo dõi của tổ thao tác lưu động (Movable Operators). Nhân viên vận hành có quyền: thay đổi chế độ tại chỗ/từ xa, giải trừ (reset) các cảnh báo từ chỉ thị sự cố ở các rơle, thao tác các thiết bị ở chế độ tại chỗ, cô lập hoặc khôi phục nguồn cấp cho thiết bị công nghệ TTĐK khi có sự cố mà có thể ảnh hưởng đến hư hỏng thiết bị. Bằng mạng LAN (Local Area Network), hệ thống cũng kết nối với các camera giám sát ở các trạm biến áp để vận hành từ xa (theo giao thức IEC 101 và IEC 104, với các khối thiết bị đầu cuối từ xa (Remote Terminal Units (RTU) hay các Gateway). RTU và Gateway dùng để tổng hợp các dữ liệu. Tại các trạm tự động, hệ thống sau khoảng thời gian được cài đặt sẽ gửi thông số về TTĐK thông qua RTU hoặc Gateway bằng đường truyền cáp quang. Hệ thống các Switch được dùng để kết nối các máy tính trong trạm với nhau cũng như các thiết bị rơle, BCU với trạm. Máy in mạng phục vụ cho việc in ấn các bản báo cáo thông tin của hệ thống. Đối với lưới 22kV - Sử dụng phần mềm SCADA của hãng Survalent. - Truyền thông bằng: Sóng vô tuyến (UHF, VHF): có các trạm phát, có các dải tần số riêng (hiện sử dụng 7 kênh tần số chính, thêm 1 kênh dự phòng nữa là 8). Sóng 3G. - Sử dụng RTU để tổng hợp dữ liệu. - Giao thức truyền tin là IEC 101, 104. -
- 13. 6 1.5. Chức năng chính của hệ thống Trung tâm điều khiển Điều khiển - Thao tác toàn bộ các thiết bị nhất thứ từ xa: + Điều khiển máy cắt. + Điều khiển dao cách ly. + Điều khiển recloser, LBS. + Điều khiển máy biến áp: chuyển nấc phân áp MBA, bật tắt các nhóm quạt làm mát. + Điều khiển hệ thống tự dùng, chiếu sáng. - Thao tác các thiết bị nhị thứ bên trong trạm: + Tái lập (reset) rơle từ xa. + Điều khiển bật/tắt các chức năng bảo vệ, chuyển nhóm bảo vệ. Giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái, cảnh báo - Đối với máy cắt và dao cách ly: + Trạng thái Đóng/Cắt của MC. + Trạng thái DCL. + Trạng thái dao tiếp địa. + Các tín hiệu MC cảnh báo/tác động. + Cảnh báo khí SF6. + Trạng thái tại chỗ/từ xa (Local/Remote). + Giám sát cuộn cắt của MC. + Trạng thái các Aptomat… - Đối với recloser, LBS: + Trạng thái Đóng/Cắt của recloser, LBS. - Đối với các Aptomat: + Giám sát trạng thái cầu dao. + Cảnh báo cầu dao không bình thường. - Đối với máy biến áp giám sát các trạng thái như: + Nhiệt độ cuộn dây. + Nhiệt độ dầu. + Nấc phân áp. + Chế độ làm việc của bộ điều áp dưới tải (Auto/Manual). + Chế độ làm việc của quạt làm mát (Auto/Manual). + Trạng thái điều khiển bộ điều áp dưới tải (Local/Remote).. + Trạng thái điều khiển quạt làm mát (Local/Remote). + Bảo vệ rơle tác động/cảnh báo.
- 14. 7 - Đối với hệ thống bảo vệ: + Trạng thái của các đèn tín hiệu bảo vệ. + Trạng thái của toàn bộ các tín hiệu Input/Output bảo vệ. + Trạng thái của các chức năng bảo vệ. + Cảnh báo cháy nổ trong TBA. Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường từ rơle, BCU - Dòng điện 3 pha, dòng trung tính. - Điện áp 3 pha. - Công suất tác dụng. - Công suất phản kháng. - Hệ số công suất … Giám sát hình ảnh, bảo vệ, chống cháy nổ 1.6. Kết luận Công ty Điện lực Đà Nẵng đã và đang thực hiện đầu tư các giải pháp về công nghệ mới, các giải pháp công nghệ tự động ngày càng được chú trọng nhằm mục đích nâng cao hơn nữa khả năng cấp điện, nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng, góp phần làm tăng sản lượng điện thương phẩm cho Công ty. Do đặc điểm phụ tải hiện trạng khu vực quận Ngũ Hành Sơn tập trung nhiều phụ tải dịch vụ (nhà hàng, khách sạn, khu nghỉ dưỡng cao cấp v.v) và trong tương lai là Đô thị Đại học Đà Nẵng nên nhu cầu tự động hóa lưới điện rất cao. Xuất phát từ yêu cầu thực tế đó, việc nghiên cứu, xây dựng hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối trên địa bàn quận Ngũ Hành Sơn để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là rất cần thiết.
- 15. 8 CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU VỀ GIẢI PHÁP PHẦN MỀM SURVALENT, GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) 2.1. Nghiên cứu giải pháp phần mềm Survalent 2.1.1. Tổng quan - Phần mềm Survalent là phần mềm SCADA có bản quyền thuộc sở hữu của hãng Survalent Technology (Canada) . - Phần mềm bao gồm các phần mềm con : + ADMS Manager : có chức năng thu thập dữ liệu. + STC Explorer : có chức năng cấu hình cơ sở dữ liệu + SmartVU : Có chức năng xây dựng và hiển thị giao diện HMI. - Phần mềm được ứng dụng cho các hệ thống SCADA trong công nghiệp, hệ thống điện… 2.1.2. Trình bày lý thuyết và giải pháp cấu hình cơ sở dữ liệu qua STC Explorer 2.1.2.1. Giới thiệu những thành phần cơ bản để xây dựng cơ sở dữ liệu a. Stations : là một tập hợp chứa tất cả các biến (biến thật và biến ảo) có trong hệ thống SCADA, một Station có thể có nhiều hơn 1 RTU. b. Communication Lines (Commline) : là một tập hợp các đường truyền thông (và giao thức đi kèm) của hệ thống SCADA, một Commline có thể có nhiều hơn một RTU. c. RTUs : là một tập hợp các RTU của hệ thống SCADA, các RTU này tương ứng với các thiết bị vật lý, và chứa các biến dữ liệu đều là biến thật. d. Status, Analog, Text database points : các biến dữ liệu thật và ảo sẽ được sử dụng trong hệ thống SCADA. 2.1.2.2. Các bước tạo biến cơ bản - Tạo Station; - Tạo Communication line; - Tạo RTU; - Tạo Status point; - Tạo Analog point. a. Station Station có thể được định nghĩa là một nhóm các point được gom lại với nhau. Việc nhóm các point lại để tạo nên một (hoặc nhiều) Station là tùy vào người dùng. Để tạo một Station database, trước hết chạy chương trình STC Explorer.
- 16. 9 Hình 2.1. Giao diện STC Explorer Trong STC Explorer, chọn Stations, ở khoảng trống tương ứng bên phải, click chuột phải và chọn New. Cửa sổ New Station sẽ hiện ra như hình 2.2 . Nhập các thông tin cần thiết cho Station (Name, Zone Group, User Type...). Hình 2.2. Cửa sổ New Station Name: tên Station; Description: Mô tả ngắn gọn; Zone Group: Dùng để giới hạn quyền truy cập, tùy theo người dùng log in vào account nào. b. Communication Lines Communication Lines là một thành phần của database, đại diện cho môi trường kết nối với các RTU. Mỗi Communication Line có một status point tương ứng để chỉ trạng thái của nó (có nhận được data hay không). Việc tạo Communication Line lúc này cũng tương tự như tạo Station. Chọn Communication Lines như hình 2.3, click chuột phải vào vùng bên phải rồi chọn New. Cửa sở Communication Line sẽ hiện ra như hình 2.4.
- 17. 10 Hình 2.3. Tạo mới Communication Line Name: Đặt tên cho Communication Line; Description: Mô tả ngắn gọn; Protocol: Chọn giao thức muốn sử dụng; Auto Start: Tick chọn nếu muốn tự động kết nối thiết bị sau khi khởi động phần mềm SCADA. Nếu không chọn, người dùng sẽ phải tự kích hoạt kết nối. Link Status: Chọn biến thể hiện trạng thái của Communication Line. Các timer dùng để điều khiển tốc độ truy xuất dữ liệu: + All Data: xác đinh thời gian truy xuất toàn bộ dữ liệu (giây). + Time Sync Interval: xác định thời gian đồng bộ giữa các RTU. Cũng tại tab General, tùy vào từng loại giao thức mà ta cài đặt các thông số cho Communication Line. c. RTU Một RTU ở đây đại diện cho một RTU trên thực tế hoặc một vài loại IED khác có kết nối trực tiếp với Communication Line. Cũng giống như Communication Line, RTU cũng cần một status point chỉ trạng thái. Tạo RTU tương tự như Communication line: Hình 2.4. Tạo mới RTU Chọn mục Rtus rồi click phải chuột vào vùng bên trái, chọn New. Name : Chọn tên cho RTU. Communication Line: Chọn Commline tương ứng dùng để giao tiếp với RTU này.
- 18. 11 Address: xác định địa chỉ của RTU trong Communication line. Giá trị của địa chỉ này phải là duy nhất và nằm trong khoảng (1; 254) nếu địa chỉ RTU dài 1 byte; trong khoảng (1;65534) nếu địa chỉ RTU dài 2 byte. Connection: xác định thông tin của phương thức kết nối được sử dụng. Chọn Use Comline Settings để lấy thông tin về phương thức kết nối từ Communication Line. Link Status: xác định status point dùng để hiển thị trạng thái kết nối của RTU. d.Status point Một status point được dùng để chỉ trạng thái của một thiết bị. Để tạo một status point có nhiều cách. Ta có thể truy cập theo 3 cách: Mở rộng Rtus, chọn RTU tương ứng, sau đó chọn Status, click chuột phải vùng bên phải, chọn New. Mở rộng Communication Lines, chọn Communication Line tương ứng và mở rộng nó, sau đó chọn RTU tương ứng, click chuột phải vào vùng bên phải, chọn New. Mở rộng Stations, chọn Station cần tạo status point, sau đó chọn Status, click chuột phải vào vùng bên phải, chọn New . Hình 2.5. Tạo mới Status Point Sau khi tạo mới cửa sổ New Status Point sẽ hiện ra như hình 2.7. Hình 2.6. Cửa sổ New Status Point
- 19. 12 User Type: Mục này nhằm phân loại các point cho mục đích xuất báo cáo về sau. Device Class: mục này xác định loại cảnh báo cho point đó. Zone Group: Người dùng có thể chọn Zone Group có sẵn hoặc tự tạo riêng. Command-State: là kiểu dữ liệu trạng thái và điều khiển cho status point . - Tại tab Telemetry : Hình 2.7. Tab Telemetry RTU: chọn RTU chứa biến Status đó. Tick chọn ô Address để khai báo địa chỉ cho biến Status. Point#: Nhập địa chỉ của biến trong thiết bị. Object Tye : Nhập kiểu dữ liệu của biến. - Tại tab Alarms : Hình 2.8. Tab Alarms State : Trạng thái của biến.
- 20. 13 Priority : Mức cảnh báo Command String : Ký tự xuất hiện khi thao thác thiết bị State string : ký tự hiển thị tương ứng với trạng thái của biến. e. Analog point Analog point biểu diễn các giá trị số như các kết quả đo lường. Các analog point được tạo theo cách giống như với status point. Thay vì chọn mục Status , ở đây ta chọn mục Analog (nằm dưới Status) Hình 2.9 Tạo mới analog point Ở các mục cơ bản, tạo tương tự như status point. Tại trường Telemetry , tùy thuộc vào Commline, protocol mà người dùng chỉnh cho thích hợp. Hình 2.10. Cửa sổTelemetry analog point RTU: chọn RTU chứa biến Analog đó. Tick chọn ô Address để khai báo địa chỉ cho biến Analog. Point#: Nhập địa chỉ của biến trong thiết bị Object Tye : Nhập kiểu dữ liệu của biến - Tại Tab Alarm:
- 21. 14 Hình 2.11. Cửa sổ Alarm analog point Có 3 khoảng giới hạn PreEmerg- Emergency- Unreason. Mỗi khoảng giới hạn có 2 mức giới hạn cảnh báo Low & High Limit. PreEmerg: giới hạn khoảng giá trị mà thiết bị hoạt động bình thường: nếu giá trị Analog nằm ngoài khoảng giá trị này thì mức cảnh báo PreEmerg sẽ kích hoạt. Emergency: Giới hạn khoảng giá trị mà thiết bị hoạt động ở mức cảnh báo: nếu giá trị Analog nằm ngoài khoảng giá trị này thì mức cảnh báo Emergency sẽ kích hoạt. Unreason: Giới hạn khoảng giá trị mà thiết bị hoạt động ở chế độ bất thường: nếu giá trị Analog nằm ngoài khoảng giá trị này thì mức cảnh báo Unreason sẽ kích hoạt. 2.1.2.3. Chức năng bảo mật (Security Function) Zones and Zone Groups Zone là khu vực chuyên trách, với 128 Zone có thể được tạo ra theo yêu cầu người dùng. Ứng dụng của Zone dùng để chia các thiết bị, các biến theo từng khu vực (ví dụ: HighVoltage và LowVoltage), và tài khoản của người dùng tương ứng với Zone nào sẽ chỉ có thể vận hành các thiết bị trong Zone đó. Zone Hình 2.12. Cửa sổ Zone Name: Tên Zone
- 22. 15 Description: Mô tả Zone Groups Hình 2.13. Cửa sổ Zone Group Name: Tên group Description: Mô tả Member Zones: click chọn các Zone sẽ có trong Zone Group. Các tài khoản người dùng được gán Zone Groups tương ứng sẽ điều khiển/ thao tác được các biến trong Zone Groups đó. User Rights and Users User Rights User Rights là những quyền hạn của tài khoản. User Rights có thể chia theo loại: dành cho kỹ sư Engineer , vận hành Operator hay có thể chia theo từng tài khoản cụ thể. Users (tài khoản người dùng) sẽ có những User Rights tương ứng. Trong STC Explorer đã có sẵn 2 User Rights mặc định là NoRights và AllRights. Hình 2.14. Cửa sổ User Rights Tùy theo nhu cầu chia quyền hạn mà mỗi User Rights sẽ có những quyền riêng. Users
- 23. 16 User là tài khoản người dùng, là tập hợp các thông tin về người sử dụng tài khoản, thông tin Zone Groups mà người đó phụ trách và thông tin User Rights của người đó trong hệ thống SCADA. Hình 2.15. Cửa sổ User Trên đây là tài khoản mặc định của phần mềm: SCADA. 2.1.3. Lý thuyết và giải pháp về xây dựng HMI bằng SmartVU 2.1.3.1. Giới thiệu SmartVU Hình 2.16. Giao diện Smart VU Phía trên cửa sổ SmartVU có các tab sau đây: - Start : Tab này thể hiện trang khởi động của SmartVU. Từ trang này, ta có thể đăng nhập vào tài khoản hoặc mở một Map. - Map : Tab này thể hiện sơ đồ (Map) đã được mở. Từ màn hình này, ta có thể di chuyển trong Map và quan sát các trạm và thiết bị. - Alarm : Tab này thể hiện các cảnh báo (alarm) của hệ thống. Từ màn hình này,
- 24. 17 ta có thể di chuyển qua lại và thao tác các cảnh báo. - Opr Sum : Tab thể hiện bản tóm tắt các sự kiện (event logs) trong quá trình vận hành. Từ màn hình này, ta có thể truy cập vào các sự kiện và thao tác chúng. - Editor : Tab thể hiện các Map trong chế độ chỉnh sửa, cho phép người dùng tạo và chỉnh sửa Map trong cơ sở dữ liệu. - Diagnostics Log : Tab này được truy cập bằng một hình vuông nhỏ nằm ở góc dưới bên phải màn hình. Khi hình vuông chuyển sang màu vàng nghĩa là có tin nhắn. Nhấp vào đó, cửa sổ Diagnostics Log sẽ xuất hiện. Các phần tử của Map bao gồm: Color Color Table Control Panel Font PMacro Symbol Symbol Table Template 2.1.3.2. Tạo các phần tử chính của Map 2.1.3.2.1 Giới thiệu thanh công cụ (Editor toolbars) Có 3 thanh toolbar mà người dùng sẽ sử dụng khi tạo Map, vẽ Map, và di chuyển trong Map đã được tạo. a.Editor Window Toolbar Bảng 2.1 mô tả thanh Editor Window Toolbar nằm dọc theo góc trên bên trái của cửa sổ Editor. Bảng 2.1. Mô tả thanh Editor Window Toolbar Công cụ Mô tả Nhập phần tử thư viện (library elements) vào trong thư mục chuẩn đã có. Công cụ này cũng có thể nhập một Map mới, hoặc kết hợp (merge) một Map với một Map đã có. Export Map: xuất Map ra và lưu tất cả các điểm bằng Point ID của chúng. Export Portable Map: Xuất Map và lưu tất cả các điểm bằng Point Name của chúng. Tạo ra một tab, cho phép người dùng có thể chuyển sang cửa sổ khác bên trong cửa sổ ban đầu.
- 25. 18 Công cụ Mô tả Tạo ra cửa sổ khác bên ngoài cửa sổ chính. Lưu công việc. Tìm một vật thể trong Map. Đưa người dùng trở về View của Map chính. Đưa người dùng trở về View trước đó. Đưa người dùng đến View kế tiếp trong một chuỗi các View mà người dùng đã đến trước đó. Phóng to View hiện hành. Thu nhỏ View hiện hành. Xác định một vùng đặc biệt mà ta muốn xem xét chi tiết hơn. Trở về kích cỡ màn hình ban đầu sau khi đã zoom in hoặc zoom out. Sử dụng để làm những phần tử khác mờ hơn phần tử mà người dùng đã chọn. Đưa thanh kéo về bên trái sẽ làm cho những phần tử đó biến mất. Bật chế độ bám theo khung lưới (snap to grid).
- 26. 19 Công cụ Mô tả Làm xuất hiện hoặc biến mất khung lưới trên màn hình hiện hành. Cho phép người dùng thiết lập các thông số của khung lưới. Tắt chế độ Edit, trở về chế độ View. Đi đến thư viện của các file đã tạo hoặc tạo một file mới. Đưa ra ba lựa chọn, sau khi có tác vụ làm thay đổi một Map. eserve – cho phép người dùng lưu giữ một Map trong khi đang thực hiện chỉnh sửa. Khi người dùng chọn chức năng này, không ai khác có thể thực hiện tác vụ làm thay đổi Map đó. elease – thả Map ra khi người dùng hoàn thành các tác vụ. ublish – Cập nhật Map và tất cả những file khác khi người dùng hiệu chỉnh, đồng thời cho phép mọi người thấy sự thay đổi này. Cho phép người dùng hiệu chỉnh các đặc tính (properties) của PMacro. Lưu ý: biểu tượng này chỉ xuất hiện khi người dùng đã chọn một PMacro. Cho phép người dùng thêm, xóa, di chuyển, chỉnh sửa kích cỡ và hiệu chỉnh các phần tử của Map Chỉnh sửa line section.
- 27. 20 Công cụ Mô tả Xem trước các các biến trạng thái (status), analog và line sections Thêm, hiệu chỉnh và xóa Map Views Thêm, hiệu chỉnh và xóa Map layers Xem và chỉnh sửa các đặc tính của Map (Map properties) b.Edit Parts Toolbar Bảng 2.2 mô tả thanh Edit Parts Toolbar nằm phía trên bên phải của cửa sổ Editor. Bảng 2.2. Mô tả thanh Edit Parts Toolbar Công cụ Mô tả Cho phép chọn nhiều phần tử cùng lúc. Sau khi người dùng sử dụng chức năng này để chọn các phần tử, các thao tác sau có thể được thực hiện: C copy P paste D Delete Đ Đổi màu tất cả phần tử lựa chọn S et layer – chuyển tất cả phần tử lựa chọn đến một lớp khác. S et Line Section. C hange Station – thay đổi tất cả điểm đã chọn sang một Station mới.
- 28. 21 Công cụ Mô tả Hủy tác vụ vừa thực hiện Làm lại tác vụ vừa thực hiện. Đóng cửa sổ sau khi hoàn tất. Ngừng chức năng Multiple Selection và ngừng thêm đường thẳng. Vẽ một đường thẳng Vẽ một vật thể cấu thành từ nhiều đường thẳng nối với nhau. Vẽ một hình chữ nhật Vẽ hình tròn và cung tròn Thêm chữ Thêm hình ảnh Thêm những symbol đã được tạo sẵn. Thêm những PMacro đã được tạo sẵn. c. Draw Item Toolbar Bảng 2.3 mô tả thanh Draw Item Toolbar nằm phía dưới bên phải của cửa sổ Editor.
- 29. 22 Bảng 2.3. Mô tả thanh Draw Item Toolbar Công cụ Mô tả Copy những vật thể được chọn vào bộ nhớ tạm (clip board). Dán những phần tử đã copy vào Map. Cắt những vật thể được chọn vào bộ nhớ tạm (clip board). Di chuyển vật thể đến phía trước hoặc phía sau của View. Xóa những phần tử được chọn . 2.1.3.2.2.Tạo Color Mục này mô tả cách thêm color vào thư viện, được sử dụng tạo màu cho: Các trạng thái của máy cắt. Các cấp điện áp khác nhau. Cảnh báo đã xác nhận và cảnh báo chưa được xác nhận. a.Tạo màu cố định (solid color) Bước 1 : Click vào biểu tượng Library trên thanh toolbar, một menu xuất hiện, chọn Color, sau đó chọn New. Một hình vuông trắng lớn xuất hiện trên cửa sổ hiện hành và bảng thuộc tính màu xuất hiện bên phải. Bước 2 : Click vào dòng Color 1. Một danh sách các màu xuất hiện, gồm tên và màu minh họa. Chọn màu muốn tạo. Hình vuông trắng chuyển sang màu đã chọn. Bước 3 : Click vào dòng Name, đặt tên cho màu đã chọn. b.Tạo màu nhấp nháy (Cyclic color) Để tạo màu nhấp nháy, người dùng phải dùng 2 màu hoặc nhiều hơn để đạt được hiệu ứng nhấp nháy. Hiệu ứng này được dùng để báo động cho người vận hành một cảnh báo (alarm) đã xuất hiện. Cách làm tương tự tạo màu cố định, nhưng ở mục Number of Colors, ta chọn là 2. c. Tạo màu cho các đường điện áp Cách làm tương tự tạo màu cố định, nhưng ở ô Line Thickness, ta sẽ chọn kích cỡ cho phù hợp với độ dày của đường dây. 2.1.3.2.3.Tạo biểu tượng (Symbols) Để trình bày các phần tử khác nhau trên Map, ta phải tạo các biểu tượng khác nhau cho từng phần tử và từng trạng thái của nó.
- 30. 23 Ví dụ ta sẽ tạo biểu tượng máy cắt đang mở, mô phỏng bằng một hình vuông xanh lá. Bước 1 : Nhấn vào biểu tượng Library trên thanh công cụ, chọn Symbol, nhấn vào New. Một màn hình chính được thể hiện dưới dạng lưới. Từ đây ta sẽ tạo biểu tượng. Bước 2 : Nhấn vào biểu tượng Add Rectangle. Di chuyển chuột đến sơ đồ và nhấn chuột trái. Một hình vuông nhỏ xuất hiện trên sơ đồ. Bước 3 : Nhấn vào biểu tượng Stop/Cancel Add và sau đó nhấn vào hình vuông vừa tạo. Lúc này xuất hiện đường đứt nét màu vàng bao quanh hình vuông. Ta thay đổi kích cỡ bằng cách nhấn giữ các ô vuông nhỏ màu vàng nằm trên đường viền. Chọn vùng Color và nhấn vào nút Change. Nhấn vào Green sau đó nhấn nút Select. Bước 4 : Nhấn vào biểu tượng tùy chỉnh . Kết quả : bảng tùy chỉnh Symbols Properties xuất hiện. Click vào dòng Name, đặt tên cho symbol. Hình 2.17. Mô phỏng máy cắt đang cắt Tương tự ta thực hiện tạo Symbol cho các thiết bị khác. 2.1.3.2.4.Tạo PMacro PMacro là một công cụ mạnh mẽ để hiển thị giá trị của điểm dữ liệu. Những PMacro liên quan đến điểm dữ liệu thể hiện giá trị thông qua symbol hay chuỗi ký tự. Khi bấm vào một PMacro được kiên kết với điểm dữ liệu thì một hộp thoại sẽ hiển thị chứa những nút bấm để chúng ta có thể điều khiển hoạt động của thiết bị như: Control; Manual Sets; Acknowledge or Block Alarms; Add or Remove Tags;
- 31. 24 Modify Limits (chỉ với analog point). Ta có thể thay đổi thuộc tính ban đầu của một PMacro bằng cách nhấp vào biểu tượng PMacro Resource. Một cửa sổ sẽ hiện ra để ta có thể nhập vào hoặc chọn từ drop-down menu để quyết định giá trị gán vào. Ví dụ ta sẽ tạo 1 PMacro máy cắt : Bước 1 : Nhấp vào biểu tượng Library, chọn PMacro và nhấp chọn New, chọn Status Symbol sau đó nhấp OK. Đặt tên cho PMacro. Bước 2 : Click vào mục Alarm Symbol 0 và sao đó bấm vào nút Change, cửa sổ Symbol Files xuất hiện, click chọn Symbol muốn hiển thị. Bước 3 : Lặp lại bước 2 với các mục Alarm Symbol 1, Symbol 0, Symbol 1. Bước 4 : Nhấp vào nút Save As và đặt tên cho PMacro. Tương tự ta thực hiện tạo PMacro cho các thiết bị khác. 2.1.3.3. Vẽ Map 2.1.3.3.1 Tổng quan Sau khi tạo xong tất cả các symbol và PMacro, ta có thể bắt đầu vẽ Map bằng cách thêm các thành phần và đường dây, sau đó kết nối lại với nhau để được Map hoàn chỉnh. Có 2 bước chính trong quá trình tạo Map : Thêm các thành phần vào Map. Kết nối các thành phần với cơ sở dữ liệu. 2.1.3.3.2 Thêm các thành phần vào Map a.Tạo một Layer Bước 1 : Click vào biểu tượng Layers trên Editor tab, Layers menu xuất hiện. Bước 2 : Click vào biểu tượng Add Layer , ta sẽ được 1 Layer mới. b.Tạo một View Bước 1 : Click vào biểu tượng Map Views, View menu xuất hiện. Bước 2 : Click vào biểu tượng Add View, View vừa được tạo có tên View_1. Bước 3 : Click Set, Click vào Extent Line, Extent menu xuất hiện. Bước 4 : Click Set from Current, màn hình hiện tại trở thành một View. c.Vẽ đường dây Bước 1 : Click vào biểu tượng Add Line, Layer window xuất hiện, ta chọn một layer để vẽ đường dây. Bước 2 : Vẽ đường dây bằng cách kéo thả chuột. Bước 3 : Click vào mục Color Field. Click vào nút Change và chọn màu d. Thêm thiết bị
- 32. 25 Bước 1 : Click vào biểu tượng Add Pmacro. Chọn PMacro máy cắt đã vẽ trước đó và chọn Select. Bước 2 : Click vào Map, máy cắt sẽ hiển thị trên Map. Tương tự thực hiện cho các thiết bị khác. 2.1.3.3.3 Liên kết các phần tử với Database Ví dụ ta tạo liên kết máy cắt với Database. Bước 1 : Ở chế độ Edit, chọn máy cắt . Bước 2 : Click vào biểu tượng PMacro Resources, xuất hiện 1 bảng nguồn mô tả các đặc tính của Pmacro máy cắt. Bước 3 : Chọn ô Point Id 1, xuất hiện 1 bảng ở dưới màn hình. Bước 4 : Chọn nút Browse. Kết quả: xuất hiện 1 bảng Point Browser dialog box hiển thị các Point trong database. Bước 5 : Chọn Point từ database muốn liên kết với máy cắt. Tương tự thực hiện cho các thiết bị khác. 2.2. Nghiên cứu giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) 2.2.1. Khái niệm DAS là viết tắt của Distribution Automation System. Từ Automation nghĩa là thực hiện công việc cụ thể một cách tự động theo thứ tự với tốc độ hoạt động nhanh hơn. Điều này đòi hỏi việc sử dụng bộ vi xử lý cùng với mạng truyền thông và một số chương trình phần mềm có liên quan. Ứng dụng tự động hóa trong lưới điện có thể được định nghĩa là tự động theo dõi, bảo vệ và kiểm soát các hoạt động chuyển mạch thông qua các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) để khôi phục cung cấp điện khi có sự cố và duy trì các điều kiện hoạt động của thiết bị trở lại hoạt động bình thường. Ngày nay, nhờ sự tiến bộ trong công nghệ truyền thông, hệ thống phân phối tự động (DAS) không chỉ là điều khiển từ xa các hoạt động của thiết bị trạm biến áp và nguồn điện mà còn là hệ thống điện tự phục hồi có độ tin cậy cao và phản ứng nhanh với các tình huống theo thời gian thực với phương pháp thích hợp. Do đó, tự động hóa không chỉ thay thế các thủ tục thủ công; nó cho phép hệ thống điện hoạt động theo cách tốt nhất, dựa trên thông tin chính xác được cung cấp kịp thời cho các ứng dụng và thiết bị thực hiện. Có một vài lý do tại sao chúng ta cần các hệ thống tự động phân phối. Cho đến nay, ngành điện đã có những tiến bộ đáng kể về số lượng và chất lượng. Tuy nhiên, dự kiến nhu cầu xã hội đối với các dịch vụ tốt hơn sẽ được yêu cầu. Chức năng chính của DAS là điều khiển từ xa các thiết bị chuyển mạch để xác định vị
- 33. 26 trí, cô lập lỗi và phục hồi cung cấp điện (FLISR), khi một lỗi xảy ra trong đường dây phân phối điện. Bây giờ, tự động hóa phân phối phải đề cập đến các cải tiến về hiệu quả cũng như độ tin cậy và chất lượng của phân phối điện. Ngày nay, người ta quan tâm nhiều hơn đến việc cải thiện độ tin cậy nhờ việc thực hiện các tỷ lệ dựa trên hiệu suất và nâng cao chất lượng điện do tác động của nó đối với các tải nhạy cảm. Hơn nữa, các công cụ cụ thể cần chú ý để thực hiện tự động hóa phân phối nâng cao (ADA) bao gồm các công cụ để đánh giá chi phí/lợi ích, phân tích hệ thống, và đánh giá độ tin cậy. Lợi ích của việc triển khai hệ thống tự động hóa phân phối có thể được phân loại thành ba nhóm chính: - Lợi ích hoạt động và bảo trì: + Cải thiện độ tin cậy bằng cách giảm thời gian mất điện bằng cách sử dụng chương trình phục hồi tự động. + Cải thiện điều khiển điện áp bằng phương pháp tự động điều khiển VAR. + Giảm thời gian và sức lực con người. + Lập kế hoạch chính xác và hữu ích dựa trên thông tin dữ liệu vận hành. + Phát hiện lỗi và phân tích chẩn đoán tốt hơn. + Quản lý hệ thống và tải thành phần tốt hơn. - Lợi ích tài chính: + Tăng doanh thu do phục hồi nhanh chóng. + Tăng cường sử dụng năng lực hệ thống. + Tạo niềm tin với khách hàng vì nâng cao chất lượng cung cấp. - Lợi ích liên quan đến khách hàng: + Độ tin cậy dịch vụ tốt hơn + Giảm chi phí gián đoạn cho khách hàng công nghiệp/thương mại. + Chất lượng cung cấp tốt hơn. 2.2.2. Cấu trúc của DAS Cấu trúc của DAS được minh họa như hình 2.1.
- 34. 27 Hình 2.18. Sơ đồ cấu trúc tự động hóa lưới điện Trong đó: - FCI (Fault Circuit Indicator: chỉ báo lỗi mạch): xác định vị trí sự cố và ghi lại chính xác tải tại bất kỳ điểm nào dọc theo mạng lưới điện phân phối. FCI sử dụng lưới RF năng lượng thấp để giao tiếp với bộ sưu tập dữ liệu thông minh. FCI được trang bị chỉ thị trực quan để hỗ trợ theo dõi thị giác và kiểm toán tại hiện trường trong khi gửi dữ liệu quan trọng, sự kiện và báo động tới hệ thống trung tâm thông qua mạng RF. - FTU: Thiết bị đầu cuối bộ nạp (FTU) được thiết kế cho bộ cấp nguồn MV (10 kV, 13KV, 20kV, 25KV, 35KV). thiết bị này có thể kết nối với bộ phận ngắt mạch ngoài trời và thiết bị điều khiển để thu thập dữ liệu từ xa, bảo vệ, đóng ngắt, điều khiển từ xa, điều khiển cục bộ, vận hành bằng tay và chuyển đổi trạng thái. Nó hỗ trợ nhiều giao tiếp để tạo điều kiện cho việc tái cấu hình hệ thống phân phối tự động. - DTU: Thiết bị đầu cuối dữ liệu được cài đặt trong trạm chuyển mạch phân phối, bộ phận vòng đơn vị, trạm biến áp và trạm biến áp mini để thu được dữ liệu tương tự và số để phát hiện và báo cáo các lỗi của đường phân phối. Các thông tin này sẽ báo cáo từ xa cho hệ thống trung tâm thông qua truyền thông từ xa và cũng có thể DTU nhận được lệnh điều khiển từ hệ thống trung tâm để điều khiển từ xa chuyển đổi từ xa. Bằng cách này, nó có thể xác định lỗi, cấu hình lại mạng, phục hồi nguồn cung cấp điện và giảm thời gian cúp điện cũng như nâng cao độ tin cậy của mạng lưới phân phối. - Smart DMS (Hệ thống trung tâm): Hệ thống Smart DMS là giải pháp hoàn chỉnh để giám sát, điều khiển và quản lý Mạng lưới phân phối bao gồm máy phát, trạm phân phối và trạm biến áp cao, hệ thống giám sát thời gian thực và kiểm soát thông
- 35. 28 minh (giám sát các thông số quan trọng của mạng lưới phân phối, Smart DMS là hệ thống dựa trên GIS và thân thiện với người dùng để theo dõi và kiểm soát mạng lưới phân phối điện. Smart DMS nhận thông tin và cảnh báo từ IED từ mạng lưới điện, thực hiện quá trình và phân tích dữ liệu đã nhận và tạo báo cáo liên quan cho công ty tiện ích và gửi các kiểm soát thông minh có liên quan đến IED. Smart DMS cung cấp giao diện chuẩn cho các hệ thống OMS, IVR, và EMS. 2.3. Giải pháp kỹ thuật truyền thông tin cho hệ thống giám sát điều khiển xa Hệ thống SCADA kết nối từ các máy cắt Recloser về Trung tâm điều khiển (TTĐK) bằng mạng cáp quang được sử dụng để thay cho hệ thống truyền thông qua mạng 3G, UHF cũ. Tuy nhiên, việc sử dụng đường truyền cáp quang tiềm ẩn các rủi ro như sự cố đứt cáp quang, rớt mạng từ hệ thống server nhà cung cấp, hỏng switch…Việc thông tin, xử lý sự cố từ các nhà cung cấp dịch vụ viễn thông có thể chậm trễ dẫn đến khó chủ động trong công tác giám sát, vận hành hệ thống thông tin phục vụ DAS. Vì vậy cần áp dụng giao thức truyền thông SNMP để chủ động giám sát tình trạng hoạt động hệ thống mạng, các switch quang đặt tại vị trí các máy cắt Recloser bằng phần mềm SCADA Survalent. SNMP (Simple Network Management Protocol) là giao thức cho phép kiểm tra các thiết bị mạng như router, switch hay server có đang vận hành hay không; đồng thời hỗ trợ vận hành, quản lý các thiết bị này từ xa một cách tối ưu. Giao thức này hiện được hỗ trợ trên phần mềm SCADA Survalent tại TTĐK. Để hệ thống DAS phân tích và vận hành ổn định, yêu cầu đặt ra là đường truyền thông tin từ các máy cắt Recloser đến TTĐK đảm bảo tốc độ nhanh, liên tục và tin cậy. Tại các vị trí máy cắt Recloser, hệ thống thông tin được kết nối về TTĐK bằng giao thức IEC 60870-5-104 thực hiện truyền liên tục các tín hiệu trạng thái đóng cắt, trạng thái điều khiển, các tín hiệu analog: U, I, P, Q, cosphi, tần số… Máy cắt được kết nối trực tiếp vào switch quang bằng dây cáp mạng và truyền về TTĐK thông qua hệ thống mạng cáp quang vòng kín. Việc thực hiện cấu hình hiệu chỉnh theo giao thức SNMP tại máy chủ TTĐK được thực hiện qua các bước như sau: - Mỗi switch quang tại vị trí máy cắt được cấp một địa chỉ IP theo quy hoạch. Phòng Điều độ sử dụng phần mềm MIB Browser kết nối từ server TTĐK với switch quang để lấy địa chỉ (address) tất các port mạng trên switch. - Thực hiện cấu hình cơ sở dữ liệu Communication Line, RTU với giao thức SNMP trên phầm mềm SCADA Survalent STC Explorer với các địa chỉ trạng thái Normal/Fail được lấy từ bước trên.
- 36. 29 Sử dụng giao thức SNMP giúp chủ động trong công tác quản lý vận hành hệ thống DAS, dễ dàng kiểm tra hoạt động của các thiết bị mạng, tình trạng kết nối với tủ điều khiển máy cắt, nhanh chóng phát hiện sự cố khi có sự cố rớt mạng, hỏng switch, hỏng máy cắt… ảnh hưởng tới khả năng kết nối thông tin về TTĐK, nâng cao độ tin cậy của hệ thống DAS. 2.4. Kết luận Trong chương này đã nêu tổng quan các ứng dụng của phần mềm Survalent, giải pháp tự động hoá lưới điện phân phối và giải pháp kỹ thuật truyền thông tin cho hệ thống giám sát điều khiển từ xa. Chương này là cơ sở lý thuyết cho việc thiết kế, tính chọn các thiết bị đóng cắt cho lưới điện trung áp thực tế ở chương 3 kế tiếp.
- 37. 30 CHƯƠNG 3 ỨNG DỤNG VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THỰC TẾ TẠI QUẬN NGŨ HÀNH SƠN - THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẦU TƯ 3.1. Quy mô khối lượng tổng thể Ứng dụng triển khai thực tế trên các xuất tuyến 22kV thuộc trạm biến áp 220kV Ngũ Hành Sơn (E13) và trạm biến áp 110kV Ngũ Hành Sơn (ENHS) cụ thể: Xuất tuyến 478E13-471E13-472E13-471ENHS-473ENHS-475ENHS-477ENHS. 3.2. Phạm vi dự án Danh mục các vị trí kết nối, cải tạo để phục vụ cho dự án DAS như bản vẽ đính kèm: Tổng cộng 25 vị trí. 3.2.1. Phần điện - Thay thế 01 tủ điều khiển và dây kết nối đến thân máy cắt tại vị trí MC 471 Mai Đăng Chơn; - Di dời MC 474 Lê Văn Hiến hiện trạng tại trụ T86-472E13 về trụ T65-472E13; - Lắp mới 03 bộ (Dao cắt có tải LBS 3 pha loại kín + 03 LTD đơn pha) tại 03 vị trí: trụ T48-472E13; trụ T50-471E13; trụ T154-472E13. - Bổ sung tủ RTU và phụ kiện trọn bộ kèm theo (điều khiển tối thiểu 2 ngăn mà không cần đầu tư thêm, phụ kiện kèm theo gồm: cáp kết nối, motor, TI, chỉ thị sự cố FCI, Card kết nối mở rộng) cho các RMU và Kios hãng Schneider hiện hữu bao gồm: KIOS Trường Sa 2, KIOS Trường Sa 4, RMU 5 Nam Kỳ Khởi Nghĩa, RMU2 Vành Đai Phía Nam; - Bổ sung tủ RTU và phụ kiện trọn bộ kèm theo (điều khiển tối thiểu 3 ngăn mà không cần đầu tư thêm, phụ kiện kèm theo gồm: cáp kết nối, motor, TI, chỉ thị sự cố FCI, Card kết nối mở rộng) cho Kios hãng Schneider hiện hữu : KIOS Trường Sa 1; - Bổ sung trọn bộ phụ kiện kèm theo để điều khiển thêm 1 ngăn LBS của tủ RMU loại 8DJH -Siemens hiện hữu bao gồm: RMU1, RMU Hồ Xuân Hương, RMU5 Trường Sa. (tủ RMU của Siemens hiện đã có sẵn RTU SICAM A8000 vì vậy chỉ cần bổ sung thêm: Bộ chỉ thi sự cố Sicam FCM hoặc tương đương, máy biến dòng, Motor và phụ kiến, cáp kết nối phù hợp để điều khiển thêm 1 ngăn.) 3.2.2. Phần công nghệ thông tin + Đối với phần truyền thông kết nối các Recloser/LBS/RMU: - 02 thiết bị Switch layer 3 Rackmount 24 port 10/100/1000 Mbps + 4 port SFP 1Gbps lắp đặt tại phòng máy chủ Công ty. - 01 thiết bị Switch layer 2 Công nghiệp Rackmount 16 port 10/100/1000 Mbps
- 38. 31 + 8 port SFP 100Mbps/1Gbps lắp đặt tại TBA 220kV Ngũ Hành Sơn. - 21 thiết bị switch layer 2 Công nghiệp DIN Rail lắp đặt tại vị trí Recloser, RMU, LBS. - 60 module quang SFP. - 01 Card 08 port FE cho thiết bị truyền dẫn H2iT7025. - 01 lô phụ kiện lắp đặt (cáp mạng, ống ruột gà, dây rút, dây nhảy quang, dây điện, đầu cos,…). + Đối với hạ tầng máy chủ tại Công ty Điện lực Đà Nẵng: - Trang bị 04 CPU Intel® Xeon® processor E5-2690v4, 14C/28T, 2.60 GHz cho 02 máy chủ Scada. - Nâng cấp RAM 02 máy chủ Scada từ 32 GB (2x16) lên 256 GB (8 x 32). 3.2.3. Phần SCADA - Thiết lập hệ thống kênh dẫn quang kết nối đến các thiết bị - Cấu hình, kết nối các thiết bị về Trung tâm điều khiển qua giao thức IEC 60870-5-104 - Nâng cấp License FDIR phần mềm Survalent hiện hữu (6 xuất tuyến DAS) lên bản Unlimited, cấu hình và chạy thử nghiệm hệ thống FDIR 07 xuất tuyến gồm các ngăn xuất tuyến : 471, 472, 478 Trạm 220kV Ngũ Hành Sơn, các xuất tuyến: 471, 473, 475, 477 Trạm 110kV Ngũ Hành Sơn. 3.3. Đánh giá tình hình nguồn và lưới hiện trạng Các đường dây 22kV gồm có xuất tuyến 471ENHS, 473ENHS, 475ENHS, 477ENHS và 471E13, 472E13, 478E13. XT liên quan Máy cắt / Recloser Dòng tải max (A) (*) Nguồn lấy số liệu Ghi chú 471E13 472E13 478E13 471E13 224 Đơn vị QLVH Máy cắt đầu tuyến 471 Lê Văn Hiến 80 Đơn vị QLVH Recloser Phân đoạn 472E13 201 Đơn vị QLVH Máy cắt đầu tuyến 471 Non Nước 88 Đơn vị QLVH Recloser Phân đoạn 478E13 255 Đơn vị QLVH Máy cắt đầu tuyến 474 RMU1 80 Đơn vị QLVH Recloser Phân đoạn 471ENHS 473ENHS 471ENHS 283 Đơn vị QLVH Máy cắt đầu tuyến 473ENHS 305 Đơn vị QLVH Máy cắt đầu tuyến 474 RMU 5 90 Đơn vị QLVH Recloser Phân đoạn
- 39. 32 Dòng tải lớn nhất năm 2018 trên các XT471E13, 472E13, 478E13; 471ENHS và 473ENHS STT TÊN VỊ TRÍ LOẠI SỐ NGĂN NGUỒN GHI CHÚ 1 KIOS TRƯỜNG SA 1 Schneider RM6 04 Tại chỗ 2 RMU HỒ XUÂN HƯƠNG Siemens (8DJH) 05 Lấy từ TBA khu tập thể NMCaosu Có 1 ngăn MC đến Kios TS1 3 RMU1 Siemens (8DJH) 04 Lấy từ TBA phục vụ dự án Condo2 Có 1 ngăn MC đi RMU2 4 Kios Trường Sa 2 Schneider - RM6 04 Tại chỗ 5 MC KĐT Hòa Hải (đã có SCADA) Nulec (ADVC) Có đường dây hạ thế băng ngang TBA KĐT Hòa Hải 1-3 Có DCL đầu tuyến 87/13-4 Hòa Hải đến RMU4 6 MC 474 Sơn Thủy (lắp tại trụ T93 đường dây 471E13) đã có SCADA Cooper (F6) Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Sơn Thủy 1 Có DCL 87/4 trước khi nối vào T87- 472E13 (DCL lắp tại trụ 87- 472E13) 7 RMU5 Siemens (8DJH) 04 Có VT kiểu plug-in Có 1 ngăn MC từ RMU 4 đến 8 Kios Trường Sa 4 Schneider RM6 04 Tại chỗ 9 MC An Nông (đã có SCADA) Nulec (ADVC) Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Tân Trà 3 Có DCL 102.66-4 đi Cocobay 10 VT154 Cột sắt Có đường dây hạ thế băng Lắp thêm LBS+LTD tại
- 40. 33 STT TÊN VỊ TRÍ LOẠI SỐ NGĂN NGUỒN GHI CHÚ ngang của TBA Trần Đại Nghĩa T4 trụ sắt 154. 11 MC Nguyễn Duy Trinh (đã có SCADA) Nulec (ADVC) Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Nguyễn Duy Trinh T1 Có DCL đầu tuyến Nguyễn Duy Trinh 12 MC Lưu Quang Vũ Nulec (ADVC) Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Tân Trà 2 MC Lưu Quang Vũ đã được lắp đặt tại vị trí mới 13 RMU5 Nam Kỳ Khởi Nghĩa Schneider (RM6) 04 Lấy nguồn từ cột sắt phía sau TBA chiếu sáng VĐPN 14 RMU2 Vành Đai phía Nam Schneider (RM6) 04 Lấy nguồn từ TBA chiếu sáng VĐPN 15 Recloser lắp mới (phân đoạn ĐZ đi Hòa Xuân Nulec (ADVC) Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Hòa Quý 2 T2 16 MC Mai Đăng Chơn Nulec - CAPM5 Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA KPC Hòa Hải T1 Có DCL đầu tuyến Mai Đơn Chơn 17 Recloser lắp mới tại vị trí T142 Nulec (ADVC) Có đường dây hạ thế băng Có LTD lắp về phía
- 41. 34 STT TÊN VỊ TRÍ LOẠI SỐ NGĂN NGUỒN GHI CHÚ (thuộc ĐZ 472E13) ngang của TBA Trần Đại Nghĩa T3 472E13 18 VT 65 (Rec T86 Lê Văn Hiến Chuyển về) Nulec (ADVC) Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Sơn Thủy 5 Bổ sung tiếp địa 19 Trụ 48 - 472E13 DCL 3 pha loại hở Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Đa Mặn 3 Thay bằng LBS+LTD tại vị trí này 20 Trụ 50 - 471E13 DCL 3 pha loại hở Có đường dây hạ thế băng ngang của TBA Đa Mặn 2 Thay bằng LBS+LTD tại vị trí này 21 471ENHS - Máy cắt đầu tuyến tại TBA 110kV NHS Máy cắt hợp bộ 24kV SIMOPRIME A4- SIEMENS Rơle bảo vệ loại SEL 751 22 473ENHS - Máy cắt đầu tuyến tại TBA 110kV NHS Máy cắt hợp bộ 24kV SIMOPRIME A4- SIEMENS Rơle bảo vệ loại SEL 751 23 475ENHS - Máy cắt đầu tuyến tại TBA 110kV NHS Máy cắt hợp bộ 24kV SIMOPRIME A4- SIEMENS Rơle bảo vệ loại SEL 751
- 42. 35 STT TÊN VỊ TRÍ LOẠI SỐ NGĂN NGUỒN GHI CHÚ 24 477ENHS - Máy cắt đầu tuyến tại TBA 110kV NHS Máy cắt hợp bộ 24kV SIMOPRIME A4- SIEMENS Rơle bảo vệ loại SEL 751 25 478E13- Máy cắt đầu tuyến tại TBA 220kV NHS Máy cắt hợp bộ của ABB REF 542Plus- ABB Hiện trạng tại từng vị trí của dự án DAS 2018 3.4. Các phương án kết lưới Lựa chọn hướng tuyến đường dây: Dự án triển khai trên các xuất tuyến 22kV nằm trên địa bàn quận Ngũ Hành Sơn liên kết trạm biến áp 110kV Ngũ Hành Sơn và trạm biến áp 220kV Ngũ Hành Sơn. Vị trí lắp đặt: Tại các vị trí sẵn có trên XT 471E13, 472E13, 478E13, 471ENHS, 473ENHS, 475ENHS, 477ENHS cụ thể tại các vị trí: * XT 478E13: MC 478E13 tại TBA 220kV Ngũ Hành Sơn, Kios Trường Sa 1, RMU Hồ Xuân Hương, RMU 1, Kios Trường Sa 2, RMU5, KioS Trường Sa 4; * XT 472E13: Dao cắt có tải loại kín LBS tại trụ 48, MC 474 Lê Văn Hiến dời từ trụ T86-472E13 về trụ T65-472E13, MC lắp mới tại trụ T142, MC 472 Nguyễn Duy Trinh, MC 474 An Nông, Dao cắt có tải loại kín LBS tại trụ 154-472E13; * XT 471E13: Dao cắt có tải loại kín LBS tại trụ 50, MC 474 Sơn Thủy; * XT 471ENHS: MC 471 đầu tuyến tại TBA 110kV Ngũ Hành Sơn, MC472 Mai Đăng Chơn; * XT 473ENHS: MC 473 đầu tuyến tại TBA 110kV Ngũ Hành Sơn, RMU5 Nam Kỳ Khởi Nghĩa; * XT 475ENHS: MC 475 đầu tuyến tại TBA 110kV Ngũ Hành Sơn, RMU2 Vành đai phía nam, MC 474 Lưu Quang Vũ; * XT 477ENHS: MC 477 đầu tuyến tại TBA 110kV Ngũ Hành Sơn, MC phân đoạn lắp mới.
- 43. 36 3.5. Các giải pháp kỹ thuật phần điện 3.5.1. Phần điện 1. Recloser: * Dự án sẽ thực hiện thay thế 01 tủ điều khiển tại vị trí MC 471 Mai Đăng Chơn: - Thay thế tủ điều khiển hiệu NULEC CAPM5 hiện trạng bằng tủ điều khiển NULEC mã hiệu ADVC, giữ lại phần thân Recloser, thay thế dây điều khiển phù hợp với tủ điều khiển NULEC U-SERIES mã hiệu ADVC. - Việc thao tác đóng cắt recloser được thực hiện từ xa (TTĐK), tại chỗ (tại tủ điều khiển của recloser và bằng sào thao tác). * Dự án sẽ di dời MC474 Lê Văn Hiến : - Di dời MC474 Lê Văn Hiến hiện trạng tại trụ 86-472E13 về VT trụ T65 XT 472E13. - Việc thao tác đóng cắt recloser được thực hiện từ xa (TTĐK), tại chỗ (tại tủ điều khiển của recloser và bằng sào thao tác). 2. Dao cắt tải loại kín LBS+LTD: - Dự án lắp đặt 03 bộ (Dao cắt có tải LBS 3 pha loại kín + 03 LTD đơn pha) tại 03 vị trí: trụ T48-472E13; trụ T50-471E13; trụ T154-475ENHS. - Dao cách ly treo căng trên dây LTD: dùng để tạo khoảng cách an toàn trông thấy khi công tác trên lưới điện khu vực dự án. Các LTD này được treo trên đường dây trung áp và được thao tác đóng/cắt bằng sào tại chỗ. - Dao cắt có tải loại kín được điều khiển từ xa (TTĐK), tại chỗ (tại tủ điều khiển của LBS và bằng cần thao tác sẵn có). - Thực hiện giải pháp đấu nối bằng cụm đấu rẽ - kẹp đấu rẽ vào một phía của dao cắt có tải LBS. 3. RMU, KIOS: a, KIOS Trường Sa 1 (RMU hãng Schneider - RM6): Điều khiển 03 ngăn 471- 7; 472-7; 473-7 - Lắp đặt 01 RTU T300i hoặc tương đương và phụ kiện trọn bộ kèm theo để điều khiển tối thiểu 03 ngăn mà không cần đầu tư thêm (phụ kiện kèm theo gồm: cáp kết nối, motor, TI, chỉ thị sự cố FCI, Cab kết nối mở rộng). - Bổ sung 01 Aptomat 30A + chống sét van hạ áp + 01 sợi cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor. Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau:
- 44. 37 STT Thiết bị Số lượng 471-7 472-7 473-7 Ghi chú 1 RTU 01 bộ RTU T300i hoặc tương đương 2 CT 500/1 đơn pha 09 cái 03 03 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ (2NO+2NC cho LBS và 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 03 bộ 01 01 01 Động cơ tích năng 4 Cáp kết nối 03 sợi 01 01 01 Cáp kết nối từ RTU lắp mới đến Motor, TI 5 Card kết nối mở rộng 03 cái 01 01 01 Card kết nối mở rộng phù hợp với RTU lắp đặt mới (Card Easergy SC150-CT- LPVT/VT hoặc tương đương) 6 Aptomat 30A cấp nguồn 01 cái 7 Cáp lấy nguồn hạ áp tại chỗ 01 sợi 2x7mm2 dài 10m 8 Chống sét van hạ áp 01 cái Chống sét đánh lan truyền
- 45. 38 b, RMU1 (RMU hãng Siemens - 8DJH loại 4 ngăn): Điều khiển ngăn MC 474 hiện hữu và ngăn 471-7 - Lắp đặt bổ sung trọn bộ phụ kiện kèm theo để điều khiển thêm 1 ngăn LBS của tủ RMU loại 8DJH -Siemens hiện hữu (tủ RMU của Siemens hiện đã có sẵn RTU SICAM A8000 vì vậy chỉ cần bổ sung thêm: Bộ chỉ thi sự cố Sicam FCM hoặc tương đương, máy biến dòng, Motor và phụ kiến, cáp kết nối phù hợp để điều khiển thêm 1 ngăn.) - Bổ sung 01 Aptomat 30A + chống sét van hạ áp + 01 sợ cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau: STT Thiết bị Số lượng 471-7 Ghi chú 1 CT 500/1 đơn pha 03 cái 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 2 Bộ chỉ thị sự cố 01 01 Loại SICAM FCM hoặc tương đương 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ (2NO+2NC cho LBS và 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 01 01 Động cơ tích năng 4 Aptomat 30A cấp nguồn 01 cái 5 Cáp lấy nguồn hạ áp 01 sợi 2x7mm2 dài 10m Nguồn lấy trích từ TBA phục vụ thi công dự án Condo2 6 Chống sét van hạ áp 01 cái Chống sét lan truyền c. RMU Hồ Xuân Hương (RMU hãng Siemens - 8DJH loại 4 ngăn): Điều khiển ngăn máy cắt 475 hiện hữu và ngăn 471-7 - Lắp đặt bổ sung trọn bộ phụ kiện kèm theo để điều khiển thêm 1 ngăn LBS của tủ RMU loại 8DJH -Siemens hiện hữu (tủ RMU của Siemens hiện đã có sẵn RTU SICAM A8000 vì vậy chỉ cần bổ sung thêm: Bộ chỉ thi sự cố Sicam FCM hoặc tương đương, máy biến dòng, Motor và phụ kiến, cáp kết nối phù hợp để điều khiển thêm 1 ngăn.) - Bổ sung 01 Aptomat 30A + chống sét van hạ áp + 01 sợ cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor.
- 46. 39 Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau: STT Thiết bị Số lượng 471-7 Ghi chú 1 CT 500/1 đơn pha 03 cái 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 2 Bộ chỉ thị sự cố 01 01 Loại SICAM FCM hoặc tương đương 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ (2NO+2NC cho LBS và 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 01 01 Động cơ tích năng 4 Aptomat 30A cấp nguồn 01 cái 5 Cáp lấy nguồn hạ áp 01 sợi 2x7mm2 dài 10m Nguồn lấy trích từ TBA KTT Cao su 6 Chống sét van hạ áp 01 cái d, KIOS Trường Sa 2 (RMU hãng Schneider - RM6 loại 4 ngăn): Điều khiển 02 ngăn 471-7; 473-7; - Lắp đặt 01 RTU T300i hoặc tương đương và phụ kiện trọn bộ kèm theo để điều khiển tối thiểu 02 ngăn mà không cần đầu tư thêm (phụ kiện kèm theo gồm: cáp kết nối, motor, TI, chỉ thị sự cố FCI, Cab kết nối mở rộng). - Bổ sung 01 Aptomat 30A + chống sét van hạ áp + 01 sợi cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor. Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau: STT Thiết bị Số lượng 471-7 473-7 Ghi chú 1 RTU 01 bộ RTU T300i hoặc tương đương 2 CT 500/1 đơn pha 06 cái 03 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ (2NO+2NC cho LBS và 02 bộ 01 01 Động cơ tích năng
- 47. 40 STT Thiết bị Số lượng 471-7 473-7 Ghi chú 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 4 Cáp kết nối 02 sợi 01 01 Cáp kết nối từ RMU lắp mới đến Motor, TI 5 Card kết nối mở rộng 02 cái 01 01 Card kết nối mở rộng phù hợp với RTU lắp đặt mới (Card Easergy SC150-CT- LPVT/VT hoặc tương đương) 6 Aptomat 30A cấp nguồn 01 cái 7 Cáp lấy nguồn hạ áp tại chỗ 01 sợi 2x7mm2 dài 10m 8 Chống sét van hạ áp 01 cái e, RMU 5 (RMU hãng Siemens - 8DJH loại 4 ngăn): Điều khiển ngăn máy cắt 474 hiện hữu và ngăn 471-7 - Lắp đặt bổ sung trọn bộ phụ kiện kèm theo để điều khiển thêm 1 ngăn LBS của tủ RMU loại 8DJH -Siemens hiện hữu (tủ RMU của Siemens hiện đã có sẵn RTU SICAM A8000 vì vậy chỉ cần bổ sung thêm: Bộ chỉ thi sự cố Sicam FCM hoặc tương đương, máy biến dòng, Motor và phụ kiến, cáp kết nối phù hợp để điều khiển thêm 1 ngăn.) - Bổ sung 01 Aptomat 30A + 01 chống sét van hạ áp + 01 sợi cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor. Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau: STT Thiết bị Số lượng 471-7 Ghi chú 1 CT 500/1 đơn pha 03 cái 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 2 Bộ chỉ thị sự cố 01 01 Loại SICAM FCM hoặc tương đương 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ 01 01 Động cơ tích năng
- 48. 41 STT Thiết bị Số lượng 471-7 Ghi chú (2NO+2NC cho LBS và 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 4 Aptomat 30A cấp nguồn 01 cái 5 Cáp lấy nguồn hạ áp 01 sợi 2x7mm2 dài 10m Nguồn lấy trích từ TBA Đông Hải 2 6 Chống sét van hạ áp 01 cái f, KIOS Trường Sa 4 (RMU hãng Schneider - RM6 loại 4 ngăn): Điều khiển 02 ngăn 471-7; 472-7; - Lắp đặt 01 RTU T300i hoặc tương đương và phụ kiện trọn bộ kèm theo để điều khiển tối thiểu 02 ngăn mà không cần đầu tư thêm (phụ kiện kèm theo gồm: cáp kết nối, motor, TI, chỉ thị sự cố FCI, Cab kết nối mở rộng). - Bổ sung 01 Aptomat 30A + chống sét van hạ áp + 01 sợi cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor. Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau: STT Thiết bị Số lượng 471-7 472-7 Ghi chú 1 RTU 01 bộ RTU T300i hoặc tương đương 2 CT 500/1 đơn pha 06 cái 03 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ (2NO+2NC cho LBS và 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 02 bộ 01 01 Động cơ tích năng 4 Cáp kết nối 02 sợi 01 01 Cáp kết nối từ RTU lắp mới đến Motor, TI 5 Card kết nối mở rộng 02 cái 01 01 Card kết nối mở rộng phù hợp với RTU lắp đặt mới (Card Easergy SC150-CT- Tải bản FULL (102 trang): https://bit.ly/3iRGhRt Dự phòng: fb.com/TaiHo123doc.net
- 49. 42 STT Thiết bị Số lượng 471-7 472-7 Ghi chú LPVT/VT hoặc tương đương) 6 Aptomat 30A cấp nguồn 01 cái 7 Cáp lấy nguồn hạ áp tại chỗ 01 sợi 2x7mm2 dài 10m 8 Chống sét van hạ áp 01 cái g, RMU5 Nam Kỳ Khởi Nghĩa (RMU hãng Schneider - RM6 loại 4 ngăn): Điều khiển 02 ngăn 471-7; 474-7; - Lắp đặt 01 RTU T300i hoặc tương đương và phụ kiện trọn bộ kèm theo để điều khiển tối thiểu 02 ngăn mà không cần đầu tư thêm (phụ kiện kèm theo gồm: cáp kết nối, motor, TI, chỉ thị sự cố FCI, Cab kết nối mở rộng). - Bổ sung 01 Aptomat 30A + chống sét van hạ áp + 01 sợi cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor. - Lắp đặt 01 TU trung áp lấy nguồn từ trụ sắt phía sau tủ RMU 5 Nam Kỳ khởi Nghĩa. Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau: STT Thiết bị Số lượng 471-7 474-7 Ghi chú 1 RTU 01 bộ RTU T300i hoặc tương đương 2 CT 500/1 đơn pha 06 cái 03 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ (2NO+2NC cho LBS và 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 02 bộ 01 01 Động cơ tích năng 4 Cáp kết nối 02 sợi 01 01 Cáp kết nối từ RTU lắp mới đến Motor, TI 5 Card kết nối mở Card kết nối mở rộng phù Tải bản FULL (102 trang): https://bit.ly/3iRGhRt Dự phòng: fb.com/TaiHo123doc.net
- 50. 43 STT Thiết bị Số lượng 471-7 474-7 Ghi chú rộng 02 cái 01 01 hợp với RTU lắp đặt mới (Card Easergy SC150-CT- LPVT/VT hoặc tương đương) 6 Aptomat 30A cấp nguồn 01 cái 7 TU trung áp lấy nguồn 2 pha + 2 FCO 01 bộ Lắp đặt trên trụ sắt phía sau. 7 Cáp lấy nguồn hạ áp 01 sợi 2x7mm2 dài 30m 8 Chống sét van hạ áp 01 cái h, RMU2 Vành Đai Phía Nam (RMU hãng Schneider - RM6 loại 4 ngăn): Điều khiển 02 ngăn 471-7; 474-7; - Lắp đặt 01 RTU T300i hoặc tương đương và phụ kiện trọn bộ kèm theo để điều khiển tối thiểu 02 ngăn mà không cần đầu tư thêm (phụ kiện kèm theo gồm: cáp kết nối, motor, TI, chỉ thị sự cố FCI, Cab kết nối mở rộng). - Bổ sung 01 Aptomat 30A + chống sét van hạ áp + 01 sợi cáp 2x7mm2 cấp nguồn nuôi RTU và nguồn điều khiển các Motor. Số lượng thiết bị vật tư chi tiết như bảng sau: STT Thiết bị Số lượng 471-7 474-7 Ghi chú 1 RTU 01 bộ RTU T300i hoặc tương đương 2 CT 500/1 đơn pha 06 cái 03 03 Giám sát dòng vận hành và sự cố 3 Motor tích năng và bộ tiếp điểm phụ (2NO+2NC cho LBS và 1NO+1NC cho dao tiếp đất) 02 bộ 01 01 Động cơ tích năng 7762091