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

MỤC LỤC TRANG BÌA LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC CÁC HÌNH MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1 1. Tính cấp thiết của đề tài........................................................................................... 2 2. Mục tiêu nghiên cứu. ............................................................................................... 3 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: ......................................................................... 3 4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ................................................................ 3 5. Đặt tên đề tài ............................................................................................................ 3 6. Nội dung nghiên cứu: .............................................................................................. 4 CHƯƠNG 1. ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TBA 110KV BẮC ĐỒNG HỚI.................. 5 1.1. QUY MÔ .............................................................................................................. 5 1.2. SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN HIỆN TRẠNG ...................................................................... 5 1.3. CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN CHÍNH ............................................................................ 5 1.4. HỆ THỐNG NGUỒN ĐIỆN TỰ DÙNG AC/DC .............................................. 7 1.5. HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ, ĐIỀU KHIỂN VÀ ĐO LƯỜNG HỆ THỐNG TÍCH H P .................................................................................................. 8 1.6. CÁCH ĐIỆN, BẢO VỆ CHỐNG SÉT, NỐI ĐẤT ............................................ 14 1.7. KẾT CẤU XÂY DỰNG .................................................................................... 14 1.8. THÔNG TIN LIÊN LẠC – SCADA .................................................................. 14 1.9. PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY ......................................................................... 14 1.10. PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH TRẠM .......................................................... 14 CHƯƠNG 2. PHÂN TÍCH LỰA CHỌN GIẢI PHÁP ................................................. 15 2.1. NHỮNG YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC: . 15 2.1.1. Yêu cầu hệ thống rơ le điều khiển, bảo vệ và đo lường .............................. 15 2.1.2. Yêu cầu về giao thức truyền tin ................................................................... 15 2.1.3. Yêu cầu về giao diện người – máy (HMI) ................................................... 15 2.1.4. Yêu cầu về Hệ thống SCADA ..................................................................... 15 2.1.5. Yêu cầu về Hệ thống thông tin .................................................................... 16 2.1.6. Yêu cầu về Hệ thống an ninh ....................................................................... 16 2.1.7. Yêu cầu về Hệ thống chiếu sáng.................................................................. 17 2.1.8. Yêu cầu về Hệ thống báo cháy tự động ....................................................... 17 2.1.9. Yêu cầu về cấp nguồn cho hệ thống điều khiển TBA, thiết bị đầu cuối và thiết bị thiết lập kênh truyền .................................................................................. 17 2.1.10. Yêu cầu về dữ liệu thu thập datalist ........................................................ 17 2.2. CÁC GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT ............................................................................. 17 2.3. ĐÁNH GIÁ PHÂN TÍCH LỰA CHỌN CÁC GIẢI PHÁP .............................. 18 2.3.1. Giải Pháp 1................................................................................................... 18 2.3.2. Giải pháp 2 ................................................................................................... 18 2.3.3. Giải pháp 3 ................................................................................................... 20 2.4. KẾT LUẬN LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN .......................................................... 21 2.5. SƠ ĐỒ KẾT NỐI TỔNG QUAN TRUYỀN THÔNG TBA KNT .................... 23 CHƯƠNG 3. CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ........................................................... 24 3.1. QUY MÔ ............................................................................................................ 24 3.1.1 Phần nhất thứ: Giữ nguyên hiện trạng. ......................................................... 24 3.1.2. Hệ thống điều khiển: .................................................................................... 25 3.1.3. Phần SCADA: .............................................................................................. 25 3.2. GIẢI PHÁP HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG ĐIỀU KHIỂN, GIÁM SÁT................... 26 3.2.1. Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 171: .......................................... 26 3.2.2. Bảo vệ và điều khiển cho ngăn xuất tuyến 172: .......................................... 35 3.2.3 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ MBA 110kV: .......................................... 44 3.2.4 Bảo vệ và điều khiển cho ngăn lộ tổng và xuất tuyến trung áp: ................... 52 3.2.5 Bảo vệ và điều khiển cho hệ thống tự dùng AC/DC: ................................... 52 3.3 GIẢI PHÁP ĐỐI VỚI RTU/GATEWAY VÀ KẾT NỐI VỚI IED: .................. 55 3.4. GIẢI PHÁP VỀ XÂY DỰNG............................................................................ 58 3.5. YÊU CẦU THIẾT BỊ XEM PHỤ LỤC 1 ....................................................... 58 3.6. LIỆT KÊ VẬT TƯ THIẾT BỊ ............................................................................ 58 3.6.1. Vật tư thiết bị - phần điện ............................................................................ 58 3.6.2. Vật tư thiết bị - xây dựng ............................................................................. 60 CHƯƠNG 4. DỰ KIẾN CHI PHÍ, PHÂN TÍCH TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ VÀ KẾT LUẬN ............................................................................................................ 61 4.1. DỰ KIẾN CHI PHÍ VÀ PHÂN TÍCH TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ .................... 61 4.1.1. Cơ sở tính toán lập dự kiến chi phí .............................................................. 61 4.1.2. Dự kiến chi phí ............................................................................................ 62 4.1.3. Phân tích tính toán hiệu quả......................................................................... 65 4.2. KẾT LUẬN ........................................................................................................ 66 TÀI LIỆU THAM KHẢO PHỤ LỤC 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. TRANG TÓM T T TI NG I T À TI NG ANH Tên đề tài: GIẢI PHÁP HOÁN Đ I H TH NG T CH H P TBA K B C Đ NG H I Đ ĐƯA ANG CH Đ N HÀNH KH NG NGƯỜI TR C Học viên: Phạm Hải Dương Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN Khóa: 34 Tóm tắt – Sự phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ, từng bước tự động hoá và hiện đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện. Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu quả vận hành tại các trạm biến áp TBA 500kV, 220kV và 110kV, trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện nhằm nâng cao năng suất lao động, nâng cao độ tin cậy, giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành. Tuy nhiên, mỗi trạm biến áp có những đặc điểm riêng nên để thực hiện tự động hóa trạm biến áp cần phải nghiên cứu và đưa ra giải pháp phù hợp nhất với mỗi trạm. Luận văn trình bày nghiên cứu đề xuất giải pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực . Từ khóa – Trạm biến áp Bắc Đồng Hới; điều khiển tích hợp, điều khiển xa; trạm không người trực; vận hành hệ thống điện. Topic name: THE EXCHANGE SOLUTIONS OF INTERGRATED SYSTEM OF SUBSTATION 110KV THE BAC DONG HOI TO OPERATE WITHOUT PEOPLE Abstract – The development and application of science and technology, step by step automation and modernization of the operation and management of the system is an urgent requirement of the power industry. With the aim of reducing the number of operators, improve the efficiency of operation at 500kV, 220kV and 110kV substations. Substation without operators is the optimal solution for the power system to improve labor productivity, improve reliability, minimize operator malfunction. However, each substation has its own characteristics; hence, in order to implement a substation automation system, it is necessary to research and propose the most suitable solution for each station. The thesis presents the proposed swapping solution of integrated system of substation 110kV the Bac Dong Hoi to bring into the unmanaged operation mode. Keywords – The Bac Dong Hoi substation; integrated control; remote control; no operators substation; power system operation. DANH MỤC CÁC KÝ HI U À CHỮ I T T T - EVN: - EVNCPC: - TTDK: - TBA: - CGC: - QBPC: - B: - H: - A3: - B32: - XLSC: - IED: - MBA: - HMI: - PCCC: - PCTT: - SCADA: - BCU: - IEC: - LAN: - WAN: - KNT: Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Tổng công ty Điện lực miền Trung. Trung Tâm Điều khiển. Trạm Biến Áp Công ty Lưới điện cao thế miền Trung Công ty Điện lực Quảng Bình. Bảng Hình Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Trung Điều độ Điện lực Quảng Bình Xử lý sự cố. Thiết bị điện thông minh. Máy biến áp. Giao diện người - máy. Phòng cháy chữa cháy. Phòng chống thiên tai: Hệ thống điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu. Thiết bị điều khiển mức ngăn. Ủy ban kỹ thuật Điện quốc tế. Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các máy tính/thiết bị mạng trong một phạm vi nhỏ Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối giữa các mạng cục bộ Không người trực DANH MỤC CÁC BẢNG ố hiệu Tên bảng Trang 1.1. Bảng tổng hợp thiết bị rơle bảo vệ, điều khiển 9 3.1. Bảng liệt kê vật tư thiết bị - phần điện 58 3.2. Bảng liệt kê vật tư thiết bị - xây dựng 60 4.1. Bảng tổng hợp giá trị tổng mức đầu tư/dự toán dự kiến 63 DANH MỤC CÁC HÌNH ố hiệu Tên hình Trang 1.1. Sơ đồ kết nối tổng quan truyền thông hiện hữu 13 3.1. Sơ đồ nhất thứ TBA 110kV Bắc Đồng Hới 24 3.2. Phương thức bảo vệ đo lường ngăn XT 171 27 3.3. Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 171 28 3.4. Sơ đồ Logic điều khiển đóng MC 171 29 3.5. Sơ đồ logic điều khiển cắt MC 171 29 3.6. Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 171-7 31 3.7. Sơ đồ logic đóng /cắt DCL 171-1 32 3.8. Sơ đồ logic đóng/cắt DTĐ 171-76 33 3.9. Sơ đồ logic đóng /cắt DTĐ 171-75, 171-15 34 3.10. Phương thức bảo vệ đo lường ngăn XT 172 36 3.11. Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn XT 172 37 3.12. Sơ đồ Logic điều khiển đóng MC 172 38 3.13. Sơ đồ logic điều khiển cắt MC 172 39 3.14. Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 172-7 40 3.15. Sơ đồ logic đóng /cắt DCL 172-1 41 3.16. Sơ đồ logic đóng/cắt DTĐ 172-76 42 3.17. Sơ đồ logic đóng /cắt DTĐ 172-75, 172-15 43 3.18. Phương thức bảo vệ đo lường ngăn 131 45 3.19. Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ ngăn 131 46 3.20. Sơ đồ logic đóng MC 131 47 3.21. Sơ đồ logic cắt MC 131 48 3.22. Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 131-1 49 3.23. Sơ đồ logic đóng/cắt DCL 131-3 50 3.24. Sơ đồ logic đóng/cắt DTĐ 131-14, 131-15, 131-35, 131-38 51 3.25. Sơ đồ điều khiển bảo vệ tự dùng 220/380Vac 53 3.26. Sơ đồ nguyên lý điều khiển bảo vệ, đo lường tự dùng 220Vdc 54 3.27. Sơ đồ kết nối truyền thông TBA 110kV Bắc Đồng Hới sau hoàn thiện 56 3.28. Sơ đồ PTĐLBV TBA 110kV Bắc Đồng Hới sau hoàn thiện 57 1 MỞ ĐẦU Sự phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ, từng bước tự động hoá và hiện đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện. Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu quả vận hành tại các trạm biến áp TBA 500kV, 220kV và 110kV. Ngày 25/11/2016 của Bộ Công thương đã có Quyết định số 4602/QĐBCT phê duyệt đề án tổng thể phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam giai đoạn 2016-2020, trước đó vào ngày 11/11/2015 Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã ban hành văn bản số 4725/EVN-KTSX để triển khai nội dung tổ chức các Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ xa TTĐK và TBA không người trực với những định hướng như sau: - Áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các nhà máy điện và các TBA, nâng cao năng suất lao động và tăng độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện[1]. - Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực tại các TBA 500kV, 220kV, riêng TBA 110kV vận hành không người trực[1]. TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện. Mặc dù việc nghiên cứu để áp dụng khá lâu nhưng đến nay, việc triển khai TBA không người trực vẫn còn nhiều thách thức[8]. Đối với lưới điện 110kV trên địa bàn t nh Quảng Bình gồm có 08 TBA, trong đó có TBA 110kV Bắc Đồng Hới đang vận hành theo hình thức có người trực thường xuyên do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý, điều khiển tại chỗ và tại phòng điều khiển theo lệnh thao tác của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung, Điều độ Công ty Điện lực Quảng Bình. 2 . Tính cấp thiết của đề tài Ngày 26/7/2017 Tổng công ty Điện lực miền Trung xây dựng tiêu chí kỹ thuật xây dựng TTĐK và TBA KNT theo CV số 5497/EVNCPC-KT+QLĐT về việc ban hành “Datalist tín hiệu SCADA thu thập tại các TBA 110kV KNT, TBA trung gian, Recloser, LBS kết nối TTĐK” Tại văn bản báo cáo tồn tại về kết nối TBA KNT & TTĐK Quảng Bình của Công ty Điện lực Quảng Bình tồn tại của TBA 110kV Bắc Đồng Hới như sau: - Chưa đủ tín hiệu theo Tiêu chí kỹ thuật xây dựng TTĐK và TBA KNT theo CV số 5947/EVNCPC-KT+QLĐT ngày 27/7/2017 của EVNCPC. - Tồn tại chính: + Các ngăn hợp bộ trung thế thiếu các tín hiệu chính như: giám sát mạch cắt, lựa chọn mức bảo vệ tần số, External trip, Reset relay, ngăn C41 chưa có tín hiệu về TTĐK. + Không có tín hiệu hệ thống nguồn DC, AC; tín hiệu dòng sự cố. + Các ngăn còn lại thiếu chức năng Reset relay, Reset lockout và một số tín hiệu phụ khác.... Nguyên nhân là do hệ thống DCS tại trạm do nhà thầu Nari (Trung Quốc thực hiện, một số tín hiệu không có, một số do không can thiệp vào hệ thống để lấy ra được, một số do hư hỏng thiết bị. + Về thử nghiệm End-to-End, phần tín hiệu 1 bit bảo vệ điện chưa thử nghiệm. - Bổ sung: + Đề nghị bổ sung các tín hiệu còn thiếu cho đầy đủ tín hiệu đảm bảo tiêu chí KNT. + Bổ sung cài đặt, thu thập bản tin rơ le từ TTĐK Không nằm trong dự án TTĐK giai đoạn 1 . Với mục tiêu dự kiến Dự kiến đến cuối năm 2019 sẽ hoàn thành lộ trình chuyển toàn bộ các TBA 110kV khu vực miền Trung sang vận hành không người trực. Cần thiết nghiên cứu lựa chọn công nghệ, thiết bị và đưa ra giải pháp hoán đổi hệ thống điều khiển tích hợp không còn phù hợp và yêu cầu kỹ thuật tại TBA 110kV Bắc Đồng Hới để phù hợp với đặc điểm của lưới điện 110kV trên địa bản t nh Quảng Bình. 3 2. Mục tiêu nghiên cứu. Mục tiêu của đề tài: Hoán đổi hệ thống tích hợp để chuyển TBA 110kV Bắc Đồng Hới sang vận hành không người trực” nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy trong công tác quản lý vận hành để đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục cho các phụ tải và đáp ứng nhu cầu kết nối TBA về Trung tâm điều khiển để thực hiện TBA không người trực trong năm 2019. - Phân tích các đặc điểm vận hành của TBA 110kV Bắc Đồng Hới, sự cần thiết phải cải tạo để lựa chọn công nghệ, thiết bị phù hợp nhằm thực hiện tiêu chí vận hành lưới điện thông minh. - Nghiên cứu đưa ra các giải pháp công nghệ về hệ thống điều khiển, bảo vệ. - Đưa ra biện pháp xây dựng cũng như tiến độ thi công. - Phân tích, đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Nghiên cứu áp dụng một số thành tựu mới trong công nghệ chế tạo thiết bị, lĩnh vực rơle tự động hóa, lĩnh vực thông tin liên lạc để áp dụng vào các TBA 110kV để vận hành không người trực. Phạm vi nghiên cứu : Đề ra giải pháp Hoán đổi hệ thống tích hợp tại 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 trong toàn hệ thống điện, hệ thống đo đếm và thu thập dữ liệu … 4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài Đề tài phân tích đánh giá giải pháp kỹ thuật, phân tích kinh tế tài chính để xây dựng các TBA 110kV Bắc Đồng Hới không người trực phù hợp với thực tế vận hành và hoàn thành mục tiêu định hướng phát triển trạm không người trực của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đến năm 2020. 5. Đặt tên đề tài Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên: "Giải pháp hoán đổi hệ thống tích hợp TBA 110kV Bắc Đồng Hới để đưa sang chế độ vận hành không người trực" 4 6. Nội dung nghiên cứu: Chương 1: Đặc điểm hiện trạng trạm biến áp 110kV Bắc Đồng Hới Chương 2: Phân tích lựa chọn giải pháp Chương 3: Các giải pháp công nghệ chính Chương 4: Dự kiến chi phí phân tích tính toán hiệu quả và kết luận 5 CHƯƠNG ĐẶC ĐI M HI N TRẠNG TBA K B C Đ NG H I 1.1. Quy mô TBA 110kV Bắc Đồng Hới được thiết kế với công suất 1x25MVA là trạm nguồn quan trọng cấp điện chủ yếu cho khu vực huyện Bố Trạch và một phần TP Đồng Hới. 1.2. ơ đồ nối điện hiện trạng Phía 110kV: Hệ thống phân phối phía 110kV sử dụng sơ đồ “Hệ thống 01 thanh cái” gồm: 02 ngăn MC ĐZ 171, 172; 01 ngăn MBA T1 (110/22kV(11)–25 MVA). Phía 22kV: Hệ thống phân phối phía 22kV sử dụng sơ đồ “Hệ thống 01 thanh cái” gồm: Phân đoạn C41 gồm: 01 ngăn lộ tổng 431, 01 ngăn đo lường TU , 01 ngăn MBA tự dùng và 05 xuất tuyến 22kV: 471, 473, 475, 477, 479. 1.3. Các thiết bị điện chính - MBA T1: Kiểu : SFZ11-25000/115 Nhà chế tạo : Ningbo Tianan Group Co.,Ltd Năm sản xuất : 2010 Năm vận hành : 2011 Tần số định mức : 50Hz Công suất định mức: - Cao áp (CA): :25 MVA - Trung áp (TA) : 25 MVA - Hạ áp HA : : 8,5 MVA Điện áp định mức: - Cao áp (CA) : 115± 9x1,78% - Trung áp (TA) : 24 - Hạ áp HA : 11 6 Dòng điện định mức: - Cao áp - Trung áp - Hạ áp : 125,5 : 601,4 : 446,1 - MC 171, 172, 131 1. Kiểu máy cắt : Khí SF6 2. Loại : GL 312 F1P 3. Nhà chế tạo : AREVA/INDIA 4. Năm sản xuất : 2009 5. Năm vận hành : 2011 6. Điện áp định mức : 145kV 7. Dòng điện định mức : 3150 A 8. Dòng điện cắt định mức : 40 kA 9. Áp lực khí SF6 tại 200C: - Định mức : 0,64 MPa - Báo tín hiệu : 0,54 MPa - Khoá mạch thao tác : 0,51 Mpa - MC 22kV 1. Kiểu máy cắt : Chân không 2. Loại : HVX 24-25-16-E; HVX 24-25-06-E 4. Nhà chế tạo : AREVA/INDONESIA 5. Năm sản xuất : 2009 7. Năm vận hành : 2011 9. Điện áp định mức : 24kV 10. Dòng điện định mức : 1600 A; 630 A 11. Dòng điện cắt định mức : 20 kA - DCL 110kV: 1. Kiểu 2. Nhà chế tạo 3. Năm sản xuất 4. Năm vận hành : RC 123 : S&S Power Switchclear LTD/India : 2009 : 2010 7 5. Điện áp định mức : 123kV 6. Dòng điện định mức : 1250A 7. Dòng điện ngắn mạch định mức 3s cho DCL - TI 110kV: 1. Kiểu 2. Loại 3. Nhà chế tạo 4. Năm sản xuất 5. Năm vận hành 6. Tần số định mức 7. Điện áp định mức 8. T số biến - TU110kV: 1. Kiểu 2. Loại 3. Số pha 4. Nhà chế tạo 5. Năm sản xuất 6. Năm vận hành 7. Tần số định mức 8. Điện áp sơ cấp định mức : 25kA : Ngâm dầu ngoài trời : I0SK 145/275/650 : Crompton Greaves/India : 2009 : 2011 : 50Hz : 123 kV : 200-400-800/1-1-1-1 : TU kiểu tụ : CVE 145/650/50 : 1 pha : Crompton greaves : 2010 : 2011 : 50Hz : 123 kV 9. Khối tụ C :7600 ( + 10 ÷ - 5)% ρF/100VA 10. Tỷ số biến : 110000/ 3 : 110/ 3 : 110/ 3 1.4. Hệ thống nguồn điện tự dùng AC/DC 1. Tự dùng AC: sử dụng điện áp 220/380VAC. Tủ tự dùng AC được đặt trong nhà điều khiển, cung cấp nguồn cho các phụ tải của trạm bao gồm: các động cơ quạt mát MBA 110kV, thiết bị điều ch nh điện áp dưới tải của 8 MBA 110kV, chiếu sáng ngoài trời, chiếu sáng trong nhà điều khiển và nhà phân phối, điều hoà nhiệt độ ... 2. Tự dùng DC: Nguồn điện tự dùng 1 chiều 220VDC được cung cấp từ hệ thống ắc qui gồm một bộ dung lượng 200Ah/10h. Hệ thống ắc qui làm việc theo chế độ nạp và phụ nạp thường xuyên qua 02 bộ ch nh lưu TN1 và TN2 để cung cấp cho các phụ tải một chiều của trạm gồm có: Mạch điều khiển, tự động, bảo vệ và báo tín hiệu, thiết bị đóng cắt phía, chiếu sáng sự cố ... 1.5. Hệ thống rơ l bảo vệ điều khi n và đo lường hệ thống tích hợp Phần điều khi n: Hệ thống điều khiển tích hợp máy tính TBA 110kV Bắc Đồng Hới sử dụng phần mềm điều khiển RCS-9700 hãng Nari/Trung Quốc Phần đo lường: Đồng hồ đo dòng điện, điện áp, công suất tác dụng, công suất phản kháng đối với các ngăn 110kV: 171;172, 131 sử dụng Công tơ điện tử. Phần bảo vệ: MBA T1 Bảo vệ so lệch MBA sử dụng rơle RCS 9679: chức năng 87; 50/51; 50/51N; 49; 50REF. Các bảo vệ hơi 96B , van an toàn MBA 63S , áp suất đột biến 63Q , rơle dòng dầu bộ OLTC 96P , nhiệt độ dầu tăng cao 26Q , nhiệt độ cuộn dây tăng cao 26W , mức dầu tăng cao giảm thấp của MBA 71-1 và của bộ OLTC (71-2). Các bảo vệ dự phòng: + Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất phía 110kV của MBA: Sử dụng rơle RCS9611: chức năng 50/51&50N/51N, 50BF. + Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất phía 22kV của MBA: Sử dụng rơle RCS9611: chức năng 50/51&50N/51N, 50BF. + Bảo vệ quá dòng chạm đất trung tính phía 22kV của MBA: Sử dụng 9 rơle P120: chức năng 50N/51N. Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 171: Bảo vệ khoảng cách dùng rơle RCS 902 chức năng 21/ 21N, 50/51, 50N/51N, 25, 68/79/ FR/FL. Bảo vệ quá dòng có hướng dùng rơle RCS 9611: chức năng 67/67N, 50BF, FR. Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 172 Bảo vệ khoảng cách dùng rơle RCS 902 chức năng 21/ 21N, 50/51, 50N/51N, 25, 68/79/ FR/FL. Bảo vệ quá dòng có hướng dùng rơle RCS 9611: chức năng 67/67N, 50BF, FR. Bảo vệ phía 22kV: Ngăn C41: Bảo vệ quá dòng và quá dòng chạm đất xuất tuyến 22kV: Sử dụng rơle RCS 9611, chức năng 50/51&50/51N, 79, k m BCU. B 1.1. Bảng tổng hợp thiết bị rơle bảo vệ, điều khiển TT 1 Thiết bị được bảo vệ Xuất tuyến 171 Nhà chế tạo/Nước sản xuất Năm X/Năm LĐ/Năm VH RCS902 Nari/TQ 21/21N; 50/51; 67N; 2010/2010 1A/110V 27/59; 79/25; 85; FL/FR RCS9611C Nari/TQ 2010/2010 1A/110V Loại Rơl Các chức Dòng/áp năng bảo định vệ đang mức sử dụng 67/67N; 50BF; 74 10 2 Xuất tuyến 172 RCS902 Nari/TQ 21/21N; 50/51; 67N; 2010/2010 1A/110V 27/59; 79/25; 85; FL/FR RCS9611C Nari/TQ 2010/2010 1A/110V Nari/TQ 87; 50/51; 50/51N; 2010/2010 1A/110V 49; 50REF RCS9679C RCS9611C 3 Nari/TQ Nari/TQ REGDA 4 5 1A 50/51; 50/51N; 27/59; 50BF; 74 (110kV) 2010/2010 1A 50/51; 50/51N; 27/59; 50BF; 74 (220kV) 2010/2010 110V F90 2010/2010 110V F81; 27/59 2010/2010 MBA T1 RCS9611C TC C41 Phân đoạn 412 RCS994B RCS9611C Nari/TQ Nari/TQ 67/67N; 50BF; 74 2010/2010 1A 50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74 11 6 7 8 9 10 11 12 Xuất tuyến 471 Xuất tuyến 473 Xuất tuyến 475 Xuất tuyến 477 Xuất tuyến 171 Xuất tuyến 172 MBA T1 RCS9611C RCS9611C RCS9611C Nari/TQ Nari/TQ Nari/TQ 2010/2010 2010/2010 2010/2010 RCS9611C Nari/TQ 2010/2010 BCU -1 RCS9705C Nari/TQ 2010/2010 BCU -2 RCS9705C Nari/TQ 2010/2010 BCU -1 RCS9705C Nari/TQ 2010/2010 BCU -2 RCS9705C Nari/TQ 2010/2010 BCU -1 RCS9705C Nari/TQ 2010/2010 1A 50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74 1A 50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74 1A 50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74 1A 50/51; 50/51N; 79; 50BF; FR; 74 12 BCU -2 RCS9705C Nari/TQ 2010/2010 13 BCU AC & DC RCS9702 Nari/TQ 2010/2010 14 RTU RCS9698 Nari/TQ 2010/2010 15 GPS RCS9785 Nari/TQ 2010/2010 RCS9794B Nari/TQ 2010/2010 16 CONVERTER 13 H 1.1. Sơ đồ kết nối tổng quan truyền thông hiện hữu