【nhận định real sociedad vs】PTC3: Nâng cấp hệ thống điều khiển bảo vệ các trạm biến áp nhằm hiện đại hóa lưới điện truyền tải

Ông Huỳnh Quang Thịnh – Trưởng phòng Kỹ thuật (PTC3) cho biết: Ứng dụng khoa học công nghệ,ângcấphệthốngđiềukhiểnbảovệcáctrạmbiếnápnhằmhiệnđạihóalướiđiệntruyềntảnhận định real sociedad vs từng bước tự động hoá và hiện đại hoá lưới điện truyền tải được Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) nói chung, PTC3 nói riêng triển khai với nhiều giải pháp quan trọng. Trong đó, PTC3 triển khai nâng cấp hệ thống điều khiển giám sát hiện có theo kiểu truyền thống bằng công nghệ đo lường, điều khiển bằng hệ thống máy tính với công nghệ hiện đại nhằm đáp ứng nhu cầu về độ tin cậy, an toàn, chất lượng điện, tiết kiệm năng lượng. Đây là nền tảng cho việc phát triển thành mô hình trạm biến áp không người trực, đồng thời là tiền đề cho phát triển hình thành hệ thống lưới điện thông minh.

Theo PTC3, Hệ thống điều khiển các trạm biến áp được lắp đặt đồng thời xây dựng trạm biến áp và đưa vào vận hành từ nhiều năm trước đây như: TBA 500kV Pleiku năm 1994, TBA 220kV Krông Búk năm 1999, TBA 220kV Quy Nhơn năm 1994, TBA 220kV Bảo Lộc năm 2001, theo kiểu hệ thống điều kiển truyền thống cổ điển, có người trực thường xuyên. Các thiết bị 500kV, 220kV, 110kV lắp đặt ngoài trời, thiết bị 22kV lắp đặt trong nhà và các tủ bảng điều khiển, bảo vệ rơ le, thông tin liên lạc và SCADA..., được lắp đặt trong nhà điều hành. Hệ thống điều khiển của trạm theo kiểu truyền thống bao gồm các tủ điều khiển bảo vệ được lắp đặt trong nhà điều hành trạm. Qua nhiều giai đoạn mở rộng, lắp đặt thêm ngăn lộ, hệ thống rơ le bảo vệ bao gồm nhiều chủng loại thiết bị của nhiều hãng sản xuất khác nhau (Siemens, Areva, SEL, ABB…); Hệ thống Scada kết nối với các cấp điều độ gặp nhiều khó khăn trong công tác vận hành vì thiếu sự đồng bộ giữa các thiết bị, thiếu thông tin điều khiển và bảo vệ cần thiết, thiếu một số thông tin đo lường trong vận hành. Đến nay, một số rơle bảo vệ đã cũ, kém tin cậy và lạc hậu so với yêu cầu quản lý vận hành và không đáp ứng các quy định mới của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Do đó, để đáp ứng yêu cầu cấp thiết hiện nay, việc nâng cấp hệ thống điều khiển giám sát hiện có nhằm đáp ứng nhu cầu về độ tin cậy, an toàn, chất lượng điện, tiết kiệm năng lượng, đồng thời là nền tảng cho việc phát triển thành mô hình trạm không người trực nhằm giảm thiểu nhân viên quản lý vận hành trạm trong tương lai đồng thời là tiền đề cho phát triển hình thành hệ thống lưới điện thông minh (Smart grid) trong thời gian tới.

Hệ thống điều khiển bảo vệ đo lường trang bị trong giai đoạn này đáp ứng kết nối với hệ thống hiện hữu và tuân thủ theo các qui định, tiêu chuẩn hiện hành với quy mô gồm:

Hệ thống điều khiển sẽ trang bị mới hệ thống điều khiển máy tính lắp đặt trong trạm theo cấu hình mạng LAN đơn thay thế cho hệ thống điều khiển truyền thống, mạng LAN tạo ra sự liên lạc giữa các phần tử của hệ thống tích hợp với các thiết bị điện tử thông minh IEDs, giao thức truyền tin trong mạng LAN đáp ứng đầy đủ tiêu chuẩn IEC 61850. Mỗi ngăn lộ lắp 01 bộ BCUs cho điều khiển và giám sát. Hệ thống điều khiển trang bị mới đảm bảo kết nối tín hiệu SCADA tới các trung tâm điều khiển và kết nối tín hiệu giám sát về tổ thao tác lưu động phù hợp với phương thức điều khiển xa và vận hành không người trực.

Hệ thống rơ le bảo vệ sẽ thay thế, bổ sung các rơ le bảo vệ mới theo chuẩn giao tiếp IEC 61850, xem xét sử dụng lại các rơ le hiện hữu đã trang bị theo chuẩn giao tiếp giao tiếp IEC61850 và IEC 60870-5-103 phù hợp với các qui định hiện hành của EVN và EVNNPT.

Hệ thống thông tin và SCADA sẽ thực hiện trang bị đầy đủ các cổng kép Gateway truyền tín hiệu SCADA đến A0, Ax, Bx; lắp bổ sung các firewall SCADA, FE/E1 chuyển giao thức truyền tín hiệu từ IEC 60870-5-101 sang IEC 60870-5-104 và bổ sung cổng Gateway truyền tín hiệu đến tổ thao tác lưu động.

Phần xây dựng, sẽ xây dựng mới các nhà Bay-housing (BH) ngoài trời để lắp đặt tủ điều khiển và bảo vệ mới; Bố trí lại tủ bảng điều khiển bảo vệ trong nhà điều khiển; và thực hiện cải tạo lại hệ thống mương cáp trong nhà, ngoài trời để dẫn cáp vào các nhà điều khiển xây mới.

Về phòng cháy chữa cháy, khi dự án đưa vào vận hành với mô hình vận hành trạm không người trực thì để đảm bảo an toàn PCCC, hệ thống PCCC sẽ được giám sát và điều khiển từ xa đáp ứng yêu cầu có thể điều khiển dập tắt sự cố cháy nổ tại chỗ, trong đó: thực hiện lắp mới tủ báo cháy trung tâm cho các nhà điều khiển ngăn lộ xây mới; trang bị mới hệ thống báo cháy tự động và thiết bị chữa cháy cho các nhà điều khiển ngăn lộ xây dựng mới; trang bị bổ sung tủ báo cháy mới kết nối với máy tính để kết nối giám sát về Box.

Nhân viên vận hành TBA 220kV Bảo Lộc ghi thông số bằng IPAD tại phòng điều hành hiện hữu

Ông Huỳnh Quang Thịnh – Trưởng phòng Kỹ thuật (PTC3) cho biết: Tính đến nay, các trạm biến áp 500kV Pleiku, 220kV Krông Búk, 220kV Quy Nhơn, 220kV Bảo Lộc đang được gấp rút hoàn thành nâng cấp hệ thống điều khiển bảo vệ các trạm biến áp và chắc chắn đem lại kết quả rất tích cực.

Cụ thể, đảm bảo an toàn vận hành tin cậy, giảm việc mất điện và chất lượng điện năng kém, giảm nguy cơ và hậu quả của việc mất điện diện rộng. Cùng với đó, giảm chi phí sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng, đáp ứng tính toán vận hành thị trường điện Việt Nam .

Hệ thống điều khiển kết nối các thiết bị với nhau và với máy tính chủ bằng cáp quang nên thời gian lắp đặt, thí nghiệm và hiệu chỉnh nhanh chóng hơn so với dùng hệ thống thông thường vì thực hiện theo từng block và ngăn lộ, dễ dàng kiểm soát, thí nghiệm hiệu chỉnh, nghiệm thu và đưa vào vận hành .

Hệ thống ít rơ le trung gian hơn, giảm số lượng cáp nhị thứ đấu nối, đồng thời giảm xác suất chạm chập cáp điều khiển. Kết cấu hệ thống đơn giản kiểu mô đun nên độ tin cậy cao, lắp đặt và bảo dưỡng nhanh chóng.

Đặc biệt, sau khi hoàn thành nâng cấp dễ dàng chuyển đổi phương thức vận hành trạm theo mô hình trạm không người trực nhằm giảm thiểu số lượng nhân viên quản lý vận hành trạm, đáp ứng yêu cầu thực hiện cuộc cách mạng công nghệ lần thứ 4 và chuyển đổi số .

(责任编辑：Nhà cái uy tín)