Nghiên cứu, thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động

Nhờ sự giúp đỡ, hướng dẫn tận tình của thầy giáo VS.GS.TSKH Trần Đình Long, em đã chọn đề tài: “Nghiên cứu, thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực

1.2 Giới thiệu một vài cấu hình áp dụng trong tự động hóa trạm biến áp 17 1.3 Một số giải pháp điều khiển, bảo vệ trạm biến áp 18 CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU CẤU HÌNH CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV

2.1 Yêu cầu đối với thiết bị sơ cấp trong trạm biến áp 110kV 24 2.2 Giới thiệu một số cấu hình của trạm biến áp 110kV trong hệ thống

CHƯƠNG 3 CÁC YÊU CẦU VỀ ĐO LƯỜNG, BẢO VỆ, ĐIỀU KHIỂN

TỰ ĐỘNG VÀ THÔNG TIN ĐIỆN LỰC CỦA TRẠM BIẾN ÁP GIỚI

3.1 Yêu cầu kỹ thuật đối với công tơ đo đếm điện năng 44

3.3 Yêu cầu của hệ thống điều khiển tích hợp 47 3.4 Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị SCADA tại trạm biến áp 49

CHƯƠNG 4 THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐO LƯỜNG, BẢO VỆ, ĐIỀU

KHIỂN TỰ ĐỘNG VÀ THÔNG TIN ĐIỆN LỰC CHO TRẠM BIẾN ÁP 57

110KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC

4.5 Các yêu cầu đối với thiết kế phần mềm HMI và lập trình điều khiển

4.6 Sơ đồ kết nối các module và phương thức kết nối điều độ 78 CHƯƠNG 5 ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP DỤNG HỆ THỐNG ĐƯỢC

THIẾT KẾ CHO TRẠM BIẾN ÁP 110KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân Các nghiên cứu

và kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một bản luận văn nào trước đây hoặc được ghi chú rõ ràng nếu trích từ các công trình nghiên cứu của tác giả khác

Tác giả luận văn

Vũ Ngọc Nguyên

LỜI CẢM ƠN

Để hoàn thành luận văn này, em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới toàn thể

các thầy giáo, cô giáo trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã truyền đạt cho em

những kiến thức quý báu trong các năm học vừa qua

Đặc biệt, em xin chân thành cảm ơn thầy giáo VS.GS.TSKH Trần Đình Long - Bộ môn Hệ thống điện, trường Đại học Bách Khoa Hà Nội đã tận tình

hướng dẫn, giúp đỡ, tạo điều kiện thuận lợi cho em trong suốt quá trình thực hiện đề tài luận văn này

Cuối cùng, tôi xin chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè và đồng nghiệp đã

động viên giúp đỡ tôi trong suốt quá trình tìm hiểu, nghiên cứu luận văn

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

- CC: Trung tâm điều khiển (Control Center)

- CPU: Bộ xử lý trung tâm (Center Processing Unit)

- HMI: Giao diện người máy (Human Machine Interface)

- IED: Thiết bị điện tử thông minh (Intelligent Electronic Devices)

- KNT: Không người trực

- NMĐ: Nhà máy điện

- MBA: Máy biến áp

- MC: Máy cắt

- OLTC: Bộ điều áp dưới tải (On Load Tap Changer)

- PC: Giao thức truyền tin (Communication Protocol)

- PLC: Bộ thu thập dữ liệu, điều khiển giám sát vạn năng (Programmable Logic Controller)

- RTU: Thiết bị đầu cuối - điều khiển từ xa (Remote Terminal Unit)

- SCADA: Hệ thống giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu (Supervisory Control and Data Acquisition)

- TC: Thanh cái

- TBA: Trạm biến áp

- TĐH: Tự động hoá

- VT: Máy biến điện áp (Voltage Transformer)

- CT: Máy biến dòng điện (Current Transformer)

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1 Bảng thống kê TBA do Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc quản lý Bảng 3.1 Giới thiệu IEC 60870-5-101

Bảng 4.1 Số module sử dụng cho ngăn lộ 171, 172

Bảng 4.2 Số module sử dụng cho ngăn lộ 131, 132, 112

Bảng 4.3 Số module sử dụng cho phía 35kV

Bảng 4.4 Số module sử dụng cho phía 22kV

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

Hình 1.1 Cấu hình hệ thống TĐH TBA (cấu hình 1)

Hình 1.2 Cấu hình hệ thống TĐH TBA (cấu hình 2)

Hình 1.3 Hệ thống tự động hóa TBA của PACIS - AREVA

Hình 1.4 Phương án thay thế một số rơle

Hình 1.6 Cấu hình hệ thống tự động hóa TBA sử dụng RTU

Hình 2.1 Sơ đồ nối điện TBA có 1 MBA, phía 110kV không có TC

Hình 2.2 Sơ đồ TBA có 2 MBA, phía 110kV nối điện theo sơ đồ cầu trong Hình 2.3 Sơ đồ TBA có 2 MBA, phía 110kV nối điện theo sơ đồ cầu ngoài Hình 2.4 Sơ đồ nối điện TBA có 2 MBA, phía 110kV có 2 TC

Hình 2.5 Sơ đồ nối điện TBA có 2 MBA, phía 110kV gồm 2 TC chính và 1 TC vòng

Hình 2.6 Hình ảnh minh họa một cấu trúc của một trạm TĐH

Hình 2.7 Đồng bộ thời gian thông qua bus liên kết ngăn

Hình 2.8 Điều khiển mức ngăn thông qua màn hình LCD

Hình 3.1 Giao diện RS232 (V24), kênh 4W và kênh Modem

Hình 3.2 Kênh RS232 (V24)

Hình 3.3 Các chức năng tích hợp trong RTU560

Hình 3.4 Khả năng kết nối của RTU560

Hình 3.5 Hình minh họa ghép nối RTU560 với trung tâm điều khiển

Hình 3.6 Hình minh họa ghép nối RTU560 với các thiết bị trạm

Hình 3.7 Hình minh họa ghép nối các mô-đun truyền tin của RTU560

Hình 4.1 Giao diện và board nguồn 560PSU02

Hình 4.2 Giao diện và sơ đồ các khối logic của 560CMU04

Hình 4.3: Các khối logic của module 23BE21/23

Hình 4.4: Các khối logic của module 23BA20

Hình 4.5 Các khối logic của module 23AE21/23

Hình 4.6 AC Current & Voltage Transducer

Hình 4.7 Sơ đồ đấu nối AC Current & Voltage Transducer

Hình 4.8 Sơ đồ đấu nối Frequency Transducer

Hình 4.9 Watt & Var Transducer

Hình 4.10 Sơ đồ đấu nối Var Transducer

Hình 4.11 Cách ghép nối tín hiệu AI

Hình 4.12 Cách ghép nối tín hiệu BI

Hình 4.13 Cách ghép nối tín hiệu BO

Hình 4.19 Điều khiển và giám sát ngăn lộ 171

Hình 4.20 Điều khiển và giám sát ngăn lộ 172

Hình 4.21 Điều khiển và giám sát ngăn lộ 112

Hình 4.22 Điều khiển và giám sát MBA T1

Hình 4.23 Cơ sở dữ liệu

Hình 4.24 Cách ghép nối giữa các module và giao tiếp với trung tâm điều khiển, điều độ cấp trên

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Cùng với quá trình phát triển và đổi mới của đất nước, hệ thống điện Việt Nam đang có bước phát triển nhảy vọt cả về quy mô công suất và phạm vi lưới cung cấp điện Sau hơn 20 năm mở cửa, đổi mới Việt Nam đã thu được nhiều thành tựu

to lớn trong công cuộc xây dựng và bảo vệ tổ quốc, đặc biệt về phát triển kinh tế, ổn định chính trị Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, nhu cầu sử dụng điện của nước ta ngày càng tăng nhanh, việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định

và đảm bảo chất lượng điện năng cao là tiêu chí quan trọng hàng đầu của ngành điện nước ta

Nâng cao hiệu quả vận hành HTĐ, hiện đại hóa, đồng bộ hoá thiết bị, nâng cao hiệu quả vận hành, đảm bảo độ tin cậy và an toàn trong cung cấp điện là những nội dung được quan tâm và nghiên cứu rộng rãi trong và ngoài nước Trong đó, TĐH TBA là một khâu quan trọng, đóng góp lớn vào việc đảm bảo chất lượng điện năng và tính ổn định của hệ thống Việc tìm kiếm một giải pháp tối ưu trong vấn đề TĐH trạm đã và đang được nhiều nhà nghiên cứu quan tâm Trong đó, việc xây dựng các TBA KNT là yêu cầu cần thiết trong quá trình hiện đại hóa, tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho HTĐ Quốc gia

Từ năm 2008, Ban Kỹ thuật - Sản xuất, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và một

số đơn vị thành viên như Công ty CP Điện lực Khánh Hòa (KHPC), Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC), Tổng công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh (EVNHCMC), Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) đã tích cực thực hiện các nhiệm vụ được giao theo chỉ đạo của lãnh đạo Tập đoàn về dự án TBA KNT hay còn gọi là TBA tích hợp

Nhờ sự giúp đỡ, hướng dẫn tận tình của thầy giáo VS.GS.TSKH Trần Đình

Long, em đã chọn đề tài: “Nghiên cứu, thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực cho trạm biến áp 110kV không người trực”

làm đề tài nghiên cứu luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật chuyên ngành “Kỹ thuật

điện Hệ thống điện” với mong muốn đóng góp một phần sức lực nhỏ bé của mình vào sự phát triển chung của ngành điện nước nhà

2 Mục đích nghiên cứu

Nghiên cứu, thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực cho TBA 110kV KNT

3 Đối tượng nghiên cứu

Loại TBA 110kV với cấu hình phổ biến trong HTĐ Việt Nam: có 2 MBA, phía 110kV có 2 TC

4 Nhiệm vụ nghiên cứu

- Tổng quan về công tác vận hành TBA

- Nghiên cứu cấu hình các TBA 110kV thường gặp trong HTĐ Việt Nam

- Các công nghệ mới trong hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực của TBA

- Thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực của TBA KNT và khả năng áp dụng thực tế trong HTĐ Việt Nam

5 Giới hạn của đề tài

- Nghiên cứu, thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực cho TBA 110kV KNT dùng RTU560

- Đánh giá khả năng áp dụng hệ thống được thiết kế cho TBA 110kV KNT trong lưới điện Việt Nam

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Áp dụng tiến bộ của khoa học kỹ thuật trong việc nâng cao hiệu quả vận hành HTĐ, hiện đại hóa, đồng bộ hoá thiết bị, nâng cao độ tin cậy và an toàn trong cung cấp điện đối với TBA 110kV KNT

7 Phương pháp nghiên cứu

7.1 Phương pháp nghiên cứu lý luận

Phân tích và tổng hợp các tài liệu có liên quan đến lĩnh vực nghiên cứu để xây dựng cơ sở lý luận của đề tài

7.2 Phương pháp nghiên cứu thực tiễn

Tìm hiểu hiện trạng về TĐH trạm trên thế giới và Việt Nam, cấu hình áp dụng trong TĐH TBA, một số phương pháp điều khiển TBA

Tìm hiểu yêu cầu về TĐH các TBA 110kV trong HTĐ Việt Nam

So sánh các giải pháp TĐH TBA, xác định giải pháp phù hợp cho TBA 110kV

Nghiên cứu thiết kế hệ thống TĐH cho một TBA 110kV cụ thể

8 Bố cục của luận văn

Ngoài phần mở đầu, kết luận, kiến nghị và các danh mục tài liệu tham khảo, các phụ lục của luận văn, nội dung của luận văn bao gồm 5 chương:

Chương 1: Tổng quan về công tác vận hành trạm biến áp trong hệ thống điện Chương 2: Nghiên cứu cấu hình các trạm biến áp 110kV thường gặp trong hệ thống điện Việt Nam

Chương 3: Các yêu cầu về đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực của trạm biến áp Giới thiệu các công nghệ mới

Chương 4: Thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực cho trạm biến áp 110kV không người trực

Chương 5: Đánh giá khả năng áp dụng hệ thống được thiết kế cho trạm biến

áp 110kV không người trực

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC VẬN HÀNH TRẠM BIẾN ÁP

TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

1.1 Tổng quan về tự động hóa trạm biến áp

1.1.1 Giới thiệu chung

TĐH trạm được sử dụng để điều khiển, bảo vệ và giám sát TBA TĐH trạm bao gồm ba mức: Mức trạm với máy tính chủ, máy tính vận hành và cổng kết nối với trung tâm điều khiển, mức ngăn gồm các rơle bảo vệ và các bộ điều khiển ngăn

lộ, mức trường là phần giao diện với các thiết bị sơ cấp và thứ cấp

1.1.2 Những yêu cầu của tự động hóa trạm biến áp [5]

Bộ xử lý chủ của TBA phải dựa trên các chuẩn công nghiệp và khả năng liên kết mạng mạnh như Ethernet, TCP/IP, UNIX, Windows 2000 hoặc XP, Linux, v.v

Nó cũng phải hỗ trợ cấu trúc mở, không có những giao tiếp hoặc sản phẩm độc quyền Cơ sở dữ liệu quan hệ (relational database - RDB) được công nghiệp tiếp nhận với khả năng truy vấn ngôn ngữ (structured query language - SQL) và tính toán trong toàn doanh nghiệp phải được hỗ trợ Nhà cung cấp RDB phải có khả năng tái tạo để hỗ trợ cơ sở dữ liệu dư thừa hoặc dự phòng

Mạng LAN TBA phải đáp ứng các chuẩn công nghiệp để cho phép thao tác giữa các phần và sử dụng thiết bị plug-and-play (cắm vào là chạy) Cần tuân theo các nguyên lý cấu trúc mở bao gồm việc sử dụng các giao thức chuẩn Công nghệ mạng LAN sử dụng phải áp dụng được trong môi trường TBA và tạo điều kiện dễ dàng cho việc giao tiếp với thiết bị IED, PLC, đồng thời phải miễn nhiễm và cách ly với tiếng ồn của trạm

Giao diện người sử dụng trong TBA phải là thiết kế trực giác để đảm bảo sử dụng hiệu quả và giảm thiểu nhầm lẫn Phân cấp hiển thị hiệu quả sẽ cho phép thực hiện tất cả các hoạt động chủ yếu từ một số không nhiều các hiển thị Điều quan trọng là phải giảm thiểu hoặc thậm chí không cần phải đánh chữ Tất cả các hiển thị nên có hình thức và cảm nhận chung Cần sử dụng một thư viện các ký hiệu để thể

hiện các thiết bị công suất trong trạm trên hiển thị đồ họa Trên thực tế, cần thiết lập

và sử dụng thư viện này trong tất cả các TBA và kết hợp với những hệ thống khác như hệ thống SCADA, hệ thống quản lý năng lượng, hệ thống thông tin địa lý (GIS), hệ thống quản lý cuộc gọi sự cố…

Như ta đã biết, hệ thống SCADA đã và đang được sử dụng rộng rãi trong ngành điều độ HTĐ Tại các NMĐ, TBA đều được lắp đặt các thiết bị đầu cuối - điều khiển từ xa (RTU) Các RTU được kết nối với CC thông qua mạng liên lạc viễn thông

Nhìn chung, các RTU có các chức năng sau: Thu thập các thông tin về hệ thống điện và gửi về CC qua kênh truyền theo yêu cầu từ CC và nhận các thông tin điều khiển, đồng bộ thời gian từ CC, thực hiện chúng và gửi kết quả về CC

Đối với các quá trình công nghiệp sử dụng hệ DCS (Distributed Control System - Hệ thống điều khiển phân tán) người ta thường sử dụng PLC kết hợp với một PC để điều khiển thông qua mạng LAN và các chuẩn kết nối như Profibus, Fieldbus Foundation…

1.1.3 Những tiện ích trong tự động hóa trạm biến áp [19]

Các hệ thống TĐH trạm tích hợp cung cấp những tiện tích nâng cao về mặt chức năng, thiết kế, vận hành, bảo dưỡng và độ tin cậy của trạm Cấu trúc của hầu hết các hệ thống TĐH trạm khác nhau đáng kể, bao gồm các hệ thống thông minh, các giải pháp độc quyền kiểu hộp đen, các giải pháp mạng WAN/LAN mở sử dụng các tiện ích từ các máy tính và các PLC Các tiện ích của một hệ thống TĐH trạm

- Lợi ích về mặt thiết kế:

+ Tiêu chuẩn hóa giao diện người dùng

+ Tiêu chuẩn hóa cấu trúc hệ thống cho việc đồng nhất vận hành và xây dựng các hệ thống SA/DA

+ Giới hạn các thiết bị dự phòng không cần thiết

+ Cấu trúc trạm được giảm xuống bao gồm mương cáp, không gian các tủ bảng bảo vệ, điều khiển, kích thước nhà điều khiển

+ Nâng cấp dễ dàng

+ Giao thức độc lập với các nhà sản xuất

- Những tiện ích trong vận hành:

+ Giao diện người – máy đồng nhất cho việc truy cập dữ liệu

+ Khả năng liên kết làm việc giữa các IED

+ Lưu các cảnh báo tích hợp trong hệ thống và báo cáo trình tự sự kiện

+ Khả năng hiển thị và báo cáo theo yêu cầu của khách hàng từ cơ sở dữ liệu tích hợp

+ Tự động lưu các lần truy cập vào giao diện người máy và các thao tác vận hành

+ Thuật toán đã được lập trình cho việc tự động cấu hình lại các TC và các xuất tuyến

+ Trao đổi các thông tin trong mạng ngang cấp giữa các nút máy tính chủ của các trạm và các nút mạng WAN khác

- Những tiện ích trong công tác bảo dưỡng:

+ Dữ liệu cho việc chuyển tiếp, đo đếm, thông tin sẵn có tại chỗ và từ xa + Mỗi IED có thể truy cập tại chỗ thông qua giao diện người máy hoặc từ xa thông qua modem để cấu hình, chỉnh định và chẩn đoán

+ Có thể bảo dưỡng định kỳ từ việc phân tích tự động lịch sử vận hành của thiết bị

+ Giám sát, quản lý các hoạt động của MBA, bộ điều chỉnh nấc phân áp, MC

để bảo dưỡng sớm hay muộn

- Những tiện ích về độ tin cậy

+ Giảm thiểu những rủi ro trong thao tác do tính đồng nhất của giao diện người máy

+ Cơ sở dữ liệu theo thời gian được tích hợp do đó cung cấp thông tin chính xác cho việc phân tích sự cố và bảo dưỡng

+ Giám sát tất cả các thiết bị trong trạm, do đó các thiết bị hỏng sẽ được tách

ra khỏi hệ thống trước khi nó gây nhiễu loạn hệ thống

+ Giảm thiểu thời gian mất điện do đó chỉ số độ tin cậy được tăng lên

+ Giảm thiểu những sai sót do người vận hành trong việc thao tác đóng cắt + Cách ly nhanh chóng các điểm sự cố và phục hồi nhanh các đoạn không bị

sự cố

- Những tiện ích do giảm chi phí

+ Giảm chi phí cho cấu trúc mới

+ Giảm số lần cắt điện không cần thiết để đọc các cảnh báo, và những dữ liệu ghi trong rơle và trong trạm

+ Có thể truy cập thông tin vận hành trong rơle, các thông tin về cảnh báo, định vị sự cố một cách nhanh chóng cho người vận hành do đó giảm thời gian đi kiểm tra tuyến và tìm kiếm sự cố vì vậy giảm thời gian mất điện

+ Giảm chi phí đào tạo do cơ sở dữ liệu đồng nhất, giao diện người máy, khổ màn hình phù hợp theo nhu cầu do đó dễ dàng sử dụng

+ Kế hoạch bảo dưỡng được tổ chức tốt hơn và được tối ưu hóa do sử dụng các tài liệu hỗ trợ

+ Việc truy cập được chia đến tất cả các mạng WAN tham gia vào hoạt động kinh doanh bởi hệ thống TĐH trạm và các thiết bị TĐH được phân bố

1.1.4 Hiện trạng về tự động hoá trạm trên thế giới và Việt Nam

a Trên thế giới [18]

TĐH trạm là một lĩnh vực phát triển mạnh trong quá trình TĐH HTĐ trên thế giới Sau nhiều năm nghiên cứu và phát triển, bảo vệ và điểu khiển TBA theo công nghệ số đã phát triển rộng rãi trên khắp thế giới Hiện nay, hàng trăm nghìn rơle kỹ thuật số và hàng nghìn TBA được TĐH đã được đưa vào khai thác Đã có rất nhiều

dự án nghiên cứu mang lại lợi ích, rõ ràng nhất là:

- Nhờ có việc cung cấp điện ổn định, nhà cung cấp dịch vụ được hưởng những khoản tiền thưởng theo quy định hoặc không phải trả khoản tiền phạt do sự cố xảy ra;

- Tận dụng triệt để năng lực của các trang thiết bị hiện có, loại bỏ các thiết bị không cần thiết;

- Giảm chi phí hoạt động và bảo dưỡng, dễ dàng nâng cấp các phần mềm và phần cứng chuyên dụng;

- Nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực lao động;

- Hiện đại hóa, tạo điều kiện thuận lợi và hiệu quả cho việc mở rộng trạm trong tương lai;

- Giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành;

- Đáp ứng các yêu cầu của vận hành thị trường điện

b Trong nước

Với sự phát triển không ngừng của khoa học công nghệ, đặc biệt là sự lớn mạnh vựợt bậc của công nghệ thông tin đã cho phép ngành Điện Việt Nam có những giải pháp kỹ thuật linh hoạt, tối ưu, an toàn và TĐH trong việc điều khiển, giám sát hoạt động của không chỉ một TBA mà còn cả với HTĐ

Song song với các thiết bị sơ cấp, các rơle bảo vệ, hệ thống điều khiển TBA cũng đã được ứng dụng công nghệ mới là sử dụng máy tính thay thế cho hệ thống điều khiển bằng các bảng vặn khóa truyền thống Hiện nay các TBA được lắp đặt hệ thống TĐH tại Việt Nam đang được thực hiện trên tất cả các miền của đất nước Việc xây dựng các TBA 110kV, 220kV, 500kV KNT là yêu cầu cần thiết trong quá trình hiện đại hóa, tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho HTĐ Quốc gia Do vậy, từ năm 2008, Ban Kỹ thuật - Sản xuất thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam và một số đơn vị thành viên như Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hòa (KHPC), Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC), Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh (EVNHCMC), Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) đã tích cực thực hiện các nhiệm vụ được giao theo chỉ đạo của lãnh đạo Tập đoàn về dự án TBA tích hợp, trong đó có TBA KNT

Dự án triển khai thí điểm trạm KNT của Tập đoàn Điện lực Việt Nam:

- Công ty Truyền tải điện 1: Trạm 500kV Thường Tín; Trạm 220kV Bắc Ninh

- Công ty Truyền tải điện 4: Trạm 220kV Thủ Đức

- Công ty CP Điện lực Khánh Hòa: Trạm 110kV Bình Tân

1.2 Giới thiệu một vài cấu hình áp dụng trong tự động hóa trạm biến áp [5]

+ BAY DEVICES: Thiết bị sơ cấp (MBA, MC, DCL…)

- Để liên kết giữa lớp điều khiển và khối NIM, sử dụng mạng LAN kép

Hình 1.1 Cấu hình hệ thống TĐH TBA (cấu hình 1)

Cấu hình 1 áp dụng cho các trạm cũ nâng cấp (rơle bảo vệ không có khả năng kết nối trực tiếp với giao thức truyền tin chuẩn)

1.2.2 Cấu hình 2

Cấu hình 2 chia hệ thống thành ba lớp:

Khác với cấu hình 1, cấu hình 2 không có khối NIM

Cấu hình 2 áp dụng cho các trạm mới xây dựng đáp ứng được yêu cầu đối với các IED: Phải có 2 cổng truyền tin (cổng quang), có chuẩn giao thức để có thể kết nối trực tiếp với máy tính giám sát, điều khiển

Hình 1.2 Cấu hình hệ thống TĐH TBA (cấu hình 2)

1.3 Một số giải pháp điều khiển, bảo vệ trạm biến áp [8]

Phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ, từng bước TĐH và hiện đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện Hiện nay các TBA phần lớn được xây dựng dựa trên các thiết bị có nhiều thế hệ, nhiều chủng lọai, chưa theo chuẩn chung nào do hạn chế về vốn đầu tư ban đầu Việc xây dựng các TBA chỉ với mục tiêu đáp ứng nhu cầu phụ tải của từng khu vực theo từng giai đoạn khác nhau, cho nên để ứng dụng công nghệ máy tính vào điều khiển TBA

sẽ có chi phí đầu tư rất cao do phải thay thế hầu hết các thiết bị bảo vệ rơle để đảm bảo tính đồng bộ và các yêu cầu liên kết truyền thông trao đổi thông tin Vấn đề này cần có một giải pháp mang tính khả thi với chi phí thấp và hiệu quả cao, phù hợp hơn với điều kiện cụ thể cho từng TBA trong nước Sau đây sẽ giới thiệu một

số phương án điều khiển TBA

1.3.1 Phương án thay thế toàn bộ hệ thống điều khiển, bảo vệ

Do đặc thù riêng của các thiết bị bảo vệ rơle trong các TBA, nên giải pháp TĐH TBA thuận lợi và chắc chắn nhất là thay thế toàn bộ hệ thống rơle bảo vệ cũ bằng hệ thống mới do một hãng cung cấp, có tính đồng bộ cao, các giải pháp kỹ thuật đưa ra đã được chuẩn hóa theo từng nhà sản xuất từ công nghệ sản xuất thiết

bị rơle bảo vệ, thiết bị điều khiển đến các giao thức trao đổi thông tin, cũng như các phần mềm xử lý dữ liệu, phần mềm giao diện người sử dụng

Hình 1.3 Hệ thống tự động hóa TBA của PACIS- AREVA

Đây là phương án thực hiện đơn giản, phù hợp nhất trong trường hợp nâng cấp các TBA Trong thực tế phương án đã được thực hiện ở một số TBA tại Việt Nam khi nâng cấp mở rộng TBA như tăng số ngăn lộ vào/ ra, nâng công suất MBA có bổ sung và thay thế một phần hoặc toàn bộ các thiết bị sơ cấp tại trạm

Hệ thống này họat động dựa trên thiết bị điều khiển mức ngăn C264, thiết bị này kết nối với hệ thống rơle bảo vệ, thực hiện việc điều khiển, thu thập các thông tin đầu vào của thiết bị mức ngăn lộ như: trạng thái thiết bị, thông số dòng điện, điện áp và kết nối với hệ thống BUS trạm

Máy tính HMI thực hiện việc điều khiển, giám sát, thu thập dữ liệu thiết bị toàn trạm thông qua thiết bị C264 Đây là hệ thống điều khiển tự động phân tán, được modul hóa, tiêu chuẩn hóa và hỗ trợ khả năng mở rộng, các thiết bị điện tử thông minh (IED) có thể được tích hợp trong cùng một hoặc nhiều Panel

Các chức năng chính của C264: Điều khiển mức ngăn, RTU, kết nối IED, PLC, ghi sự kiện, đo lường, lưu dữ liệu, giám sát chất lượng điện năng Hỗ trợ các giao thức truyền thông như:

- UCA2, Ethernet IEC60870-5-104, IEC60870-5-101

- DNP3, MODBUS

1.3.2 Phương án thay thế một phần các rơle bảo vệ

Thực hiện phương án thay thế một phần rơle bảo vệ, yêu cầu nhà cung cấp phải khảo sát rất kỹ TBA cần trang bị hệ thống TĐH, để có thể đưa ra phương án phù hợp nhất cho từng TBA Nhìn chung giải pháp kỹ thuật tương đối phức tạp do thực tế các trạm thường dùng nhiều chủng loại thiết bị, nhiều giao thức truyền thông khác nhau nên việc liên kết trao đổi thông tin khó thực hiện được triệt để Phương

án này phải thực hiện các hạng mục như sau:

- Thay thế một số rơle bảo vệ tại trạm không đủ điều kiện kết nối trao đổi thông tin bằng các rơle thế hệ mới

- Giữ lại một số rơle bảo vệ có (hoặc không có) chức năng điều khiển nhưng

có hổ trợ truyền thông và bổ sung các thiết bị điều khiển mức ngăn (BCU)

- Trang bị hệ thống mạng nội bộ, các thiết bị chuyển đổi giao thức truyền thông, liên kết mạng

- Thiết kế phần mềm giao diện, thực hiện điều khiển thiết bị, thu thập thông tin

và truy xuất các dữ liệu từ các rơle bảo vệ

Hình 1.4 Phương án thay thế một số rơle

1.3.3 Phương án bổ sung thiết bị xử lý trung tâm, giữ nguyên hệ thống bảo vệ, điều khiển hiện có tại trạm biến áp

Với mục tiêu nhanh chóng ứng dụng những tiến bộ khoa học kỹ thuật vào TĐH TBA nhằm đơn giản hoá các thao tác trong vận hành thiết bị, nâng cao tính an toàn, tin cậy và linh hoạt trong quản lý vận hành, cần thiết lắp đặt hệ thống điều

Rơle thế hệ mới có cổng quang hổ trợ IEC 61850

Bổ sung các thiết

bị điều khiển

mức ngăn (BCU)

Rơle có hổ trợ IEC 60870-5-

103 được giữ lại

Nhóm rơle thế hệ

cũ, không hổ trợ truyền thông cần

thay thế Điều độ

khiển trạm bằng máy tính nhưng vẫn duy trì hệ thống bảo vệ hiện hữu để tránh các lãng phí, nâng cao hiệu quả đầu tư Phương án này cần:

Bổ sung các thiết bị xử lý trung tâm để điều khiển, thu nhận các thông tin thiết

bị Bổ sung thiết bị biến đổi thực hiện chức năng đo lường, giám sát hệ thống

Xây dựng phần mềm giám sát, điều khiển thu thập và lưu trữ thông tin

Hình 1.5 Sơ đồ khối hệ thống điều khiển TBA

Hình 1.6 Cấu hình hệ thống tự động hóa TBA sử dụng RTU

1.3.4 So sánh các phương án

- Phương án 1.3.1- thay thế toàn hệ thống rơle bảo vệ: có ưu điểm là tính đồng

bộ và độ ổn định hệ thống tương đối cao, tuy nhiên với giá thành chi phí cao trong khi hệ thống rơle bảo vệ hiện hữu vẫn còn sử dụng tốt

Trung tâm điều khiển

RTU

Tín hiệu điều khiển, tín hiệu trạng thái, tín hiệu đo lường

Điều độ

- Phương án 1.3.2- thay thế một số rơle bảo vệ, khả năng kết nối các chủng loại rơle khác nhau sẽ khó thực hiện, đặc biệt với những TBA có rơle của nhiều nhà cung cấp do các giao thức truyền tin khác nhau và độ ổn định hệ thống sau khi tích hợp không cao Mặc dù các nhà cung cấp thiết bị đều cam kết có thể thực hiện TĐH TBA theo yêu cầu trên, tuy nhiên thực tế chưa thể thực hiện được việc kết nối thiết

bị các hãng sản xuất khác nhau

- Phương án 1.3.3- bổ sung thiết bị xử lý trung tâm, được xem là phù hợp với điều kiện thiết bị thực tế của các TBA 110kV của Việt Nam Do vậy trong luận văn này sẽ thiết kế hệ thống đo lường, bảo vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực cho TBA 110kV KNT theo phương án này

CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU CẤU HÌNH CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV

THƯỜNG GẶP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM

Trong TBA, các thiết bị sơ cấp được nối với nhau theo một sơ đồ nhất định, gọi là sơ đồ nối điện chính

Việc lựa chọn sơ đồ nối điện là khâu rất quan trọng khi thiết kế TBA Chọn sơ

đồ nối điện phụ thuộc vào sự làm việc tin cậy của các thiết bị, tính kinh tế của chúng, sự linh hoạt về thao tác hoặc khả năng thay đổi điều kiện làm việc, sự thuận tiện, đơn giản trong vận hành, khả năng mở rộng…

Các TBA 110kV trong HTĐ Việt Nam hiện nay được xây dựng chỉ với mục tiêu đáp ứng nhu cầu phụ tải của từng khu vực theo từng giai đoạn khác nhau do đó

có cấu trúc không thống nhất Các thiết bị có nhiều thế hệ, nhiều chủng loại, chưa theo chuẩn chung nào do hạn chế về vốn đầu tư ban đầu

Một số thiết bị sơ cấp tại các TBA 110kV hiện nay cần được thay thế:

- Máy cắt: Các MC công nghệ cũ có thời gian đóng/ cắt lớn, tuổi thọ vận hành ngắn… (MC dầu, MC khí) đã được thay thế bằng máy cắt khí SF6 hoặc MC chân không đáp ứng được yêu cầu về TĐH TBA

- Dao cách ly: Các TBA 110kV hiện nay đang sử dụng nhiều loại DCL khác nhau

+ Các DCL 110kV được trang bị động cơ điều khiển, có thể thực hiện thao tác tại chỗ hoặc điều khiển từ xa

+ Các DCL điện áp đến 35kV trong rất nhiều trạm chưa được trang bị động cơ điều khiển, chỉ có thể thực hiện thao tác đóng/ cắt tại chỗ

- Dao nối đất: Toàn bộ các DNĐ trong TBA 110kV hiện nay chưa được trang

bị động cơ điều khiển, chỉ có thể thao tác đóng/ cắt tại chỗ

Mục đích của chương này là nêu những yêu cầu cần thiết đối với thiết bị sơ cấp, chuẩn hóa cấu trúc TBA 110kV nhằm đáp ứng yêu cầu TĐH

2.1 Yêu cầu đối với thiết bị sơ cấp trong trạm biến áp 110kV

Thiết bị sơ cấp trong một trạm TĐH cũng phải tuân theo những nguyên tắc thiết kế chung của một trạm thông thường, gồm các thiết bị chính như sau: MBA,

Yêu cầu chung đối với máy cắt:

- MC phải được đánh số theo đúng quy định

- MC và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có đủ khả năng đóng/ cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối

- Hai phía MC cần được trang bị DCL kèm các phương tiện khoá liên động để đảm bảo an toàn khi bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị

Những yêu cầu về điều khiển của máy cắt:

- MC phải có thiết bị giám sát không đồng pha: Đối với các MC có bộ truyền động một pha, phải trang bị thiết bị giám sát không đồng pha để đảm bảo 3 pha đều đóng/ cắt tốt khi thực hiện thao tác

- Điều khiển chống giã giò: Cho phép MC chỉ có thể thực hiện đóng một lần cho mỗi lệnh đóng

- Giám sát khí SF6 (đối với MC khí SF6): Khả năng đóng/ cắt của MC khí SF6 phụ thuộc vào mật độ khí SF6 trong buồng cắt Mật độ khí SF6 được đo bởi một đồng hồ đo áp lực được bù nhiệt độ Nếu áp lực khí giảm xuống dưới giá trị đã chỉ ra, một tín hiệu cảnh báo được kích hoạt và nếu nó tiếp tục rơi xuống giá trị thứ hai thì MC tự khóa

- Điều khiển tại chỗ/ từ xa: Dùng khóa chuyển mạch cho phép điều khiển MC tại chỗ hoặc từ xa

- Tự động đóng lặp lại: Tự động đóng lặp lại nhằm khắc phục các sự cố thoáng qua đối với đường dây trên không

2.1.2 Dao cách ly và dao nối đất

DCL là khí cụ điện dùng để đóng/ cắt mạch điện cao áp không có dòng điện hoặc dòng điện nhỏ hơn dòng định mức nhiều lần

DCL có thể đóng cắt dòng điện dung của đường dây hoặc cáp không tải, dòng điện không tải của MBA

Ở trạng thái cắt, DCL tạo nên khoảng cách cách điện an toàn có thể nhìn thấy được

Ở trạng thái đóng, DCL phải chịu được dòng điện làm việc định mức dài hạn

Các thông số kỹ thuật chính của DCL gồm có: Điện áp định mức, dòng điện định mức, dòng điện ổn định nhiệt ứng với thời gian tương ứng, dòng điện ổn định động

Yêu cầu đối với dao cách ly và dao nối đất trong trạm tự động hóa:

- Đối với một trạm TĐH do điều kiện vận hành KNT, yêu cầu tất cả các DCL

và DNĐ phải được điều khiển bằng động cơ điện cho mục đích điều khiển từ xa Các DCL và DNĐ loại điều khiển tại chỗ là không phù hợp và không ứng dụng được cho trạm KNT

- Để DCL và DNĐ thực hiện đúng chức năng của nó (tạo khoảng cách an toàn nhìn thấy được và nối đất an toàn), cần phải trang bị các camera đặt ở các vị trí thích hợp để quan sát từ xa sau khi thực hiện thao tác đóng/ cắt DCL và DNĐ

2.1.3 Máy biến áp

MBA là thiết bị chính trong TBA Số lượng MBA và công suất định mức của chúng phải thỏa mãn yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện và kinh tế

MBA trong TBA 110kV có nhiệm vụ biến đổi điện áp 110kV xuống 1 hoặc 2 trong các cấp điện áp 35kV, 22kV, 10kV, 6kV

Để tăng cường độ tin cậy cung cấp điện, các TBA cần đặt 2 MBA

Để 2 MBA vận hành song song cần chọn MBA có cùng công suất, cùng tổ nối dây, cùng tỉ số biến đổi điện áp, cùng điện áp ngắn mạch phần trăm

Để đảm bảo chất lượng điện áp phía thanh cái trung áp, hạ áp, MBA cần có OLTC

Các thông số kỹ thuật chính của MBA gồm có: Công suất định mức; Điện áp

sơ cấp, thứ cấp định mức; Điện áp ngắn mạch (thường tính theo phần trăm); Dòng điện không tải; Công suất không tải; Công suất ngắn mạch; Tổ nối dây

MBA phải được tính toán thiết kế, lựa chọn vật liệu, phụ kiện, chế tạo và thử nghiệm phù hợp với các chỉ tiêu thông số kỹ thuật theo IEC 60076 - 1

2.1.4 Biến dòng điện (CT) và biến điện áp (VT) đo lường

CT có nhiệm vụ biến đổi dòng điện từ trị số cao xuống trị số thích hợp (5A, 1A) cung cấp cho các thiết bị đo lường, bảo vệ rơle và TĐH Trong điều kiện làm việc bình thường, các biến dòng làm việc ở chế độ gần ngắn mạch

VT có nhiệm vụ biến đổi điện áp từ trị số cao xuống trị số thích hợp (100V, 110V) cung cấp cho các thiết bị đo lường, rơle và TĐH Trong điều kiện làm việc bình thường, các biến điện áp làm việc ở chế độ gần không tải (hở mạch)

Yêu cầu kỹ thuật của CT sử dụng cho mục đích đo đếm điện năng [4]

Yêu cầu chung:

- Có cuộn dây thứ cấp đo lường dùng riêng cho các thiết bị đo lường và công

tơ đo đếm điện năng;

- Giá trị dòng điện thứ cấp định mức là 1A hoặc 5A;

- Có vị trí niêm phong kẹp chì tại nắp hộp đấu dây cuộn thứ cấp đo lường cấp cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm điện năng đảm bảo không thể tác động vào mạch điện đấu nối nếu không phá bỏ niêm phong

Yêu cầu kỹ thuật của VT sử dụng cho mục đích đo đếm điện năng [4]

Yêu cầu chung:

- Có cuộn dây thứ cấp đo lường dùng riêng cho các thiết bị đo lường và công

tơ đo đếm điện năng;

- Giá trị điện áp hệ thống thứ cấp định mức là 100V hoặc 110V;

- Có vị trí niêm phong tại nắp hộp đấu dây cuộn thứ cấp đo lường cấp cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm điện năng đảm bảo không thể tác động vào mạch điện đấu nối nếu không phá bỏ niêm phong

Yêu cầu về cấp chính xác:

- VT phục vụ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,2 theo tiêu chuẩn IEC 60044-2 đối với VT kiểu cảm ứng, tiêu chuẩn IEC 60044-5 đối với VT kiểu tụ hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương;

- VT phục vụ đo đếm dự phòng phải đạt cấp chính xác 0,5 theo tiêu chuẩn IEC 60044-2 đối với VT kiểu cảm ứng, tiêu chuẩn IEC 60044-5 đối với biến điện áp kiểu tụ hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương

2.2 Giới thiệu một số cấu hình của trạm biến áp 110kV trong hệ thống điện Việt Nam [1]

Cấu hình các TBA 110kV trong HTĐ Việt Nam hiện nay không thống nhất Tùy theo nhiệm vụ cụ thể mà TBA có thể có 1 hoặc 2 MBA, được cung cấp từ 2 đường dây 110kV trở lên, phía 110kV được đấu nối không thống nhất

Ví dụ: Các TBA do Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc quản lý

164

Bảng 2.1 Bảng thống kê TBA do Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc quản lý

2.2.1 Sơ đồ nối điện trạm biến áp có 1 máy biến áp

Không đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải do:

- Đối với TBA có 1 MC 110kV, khi sửa chữa hoặc có ngắn mạch trên bất kỳ 1 phần tử nào đó thì toàn bộ TBA ngừng vận hành

- Đối với TBA có 1 TC:

Khi sửa chữa hoặc có ngắn mạch trên TC thì TBA và các đường dây cung cấp

Hình 2.1 Sơ đồ nối điện TBA có 1 MBA, phía 110kV không có TC

2.2.2 Sơ đồ trạm biến áp có 2 máy biến áp

a Phía 110kV nối theo sơ đồ cầu (hình 2.2, hình 2.3)

TBA có 2 MBA, được cung cấp từ hai đường dây 110kV, người ta thường dùng sơ đồ cầu là sơ đồ đơn giản, giá thành hạ

Sơ đồ gồm 3 MC, để đảm bảo liên lạc giữa hai đường dây khi sửa chữa MC liên lạc, trên sơ đồ dùng thêm một cầu nối bằng DCL

Đặc điểm, phương thức vận hành của sơ đồ cầu trong:

Chỉ đặt MC về phía đường dây, phía MBA chỉ đặt DCL

Sơ đồ cầu trong được sử dụng khi hai đường dây 110kV làm việc song song

và có chiều dài lớn, hay có sự cố trên đường dây, ít phải thao tác tách/ đóng MBA Khi có sự cố trên đường dây thì đường dây đó bị tách ra khỏi vận hành, các phần tử khác vẫn làm việc bình thường

Khi sự cố MBA thì MC liên lạc và MC đường dây nối trực tiếp với nó tác động cắt nên một đường dây tạm thời không làm việc, cho đến khi tách được MBA

bị sự cố ra để đóng lại các MC vừa bị cắt ra Việc tách một MBA nào đó ra để sửa chữa cũng phải tiến hành tương tự

Đặc điểm, phương thức vận hành sơ đồ cầu ngoài:

Chỉ đặt MC về phía MBA, phía đường dây chỉ đặt DCL

Sơ đồ cầu ngoài được sử dụng khi hai đường dây 110kV có chiều dài ngắn, ít

sự cố trên đường dây, nhưng thường xuyên phải thao tác tách MBA khi phụ tải nhỏ

để giảm tổn thất điện năng trong MBA

Khi sự cố trên một đường dây nào đó thì hai MC nối trực tiếp với nó cắt nên một MBA bị mất điện cho đến khi tách được đường dây bị sự cố ra khỏi lưới điện

và đóng lại các MC vừa bị cắt ra

Nhận xét:

Sơ đồ cầu giảm được số lượng MC so với số ngăn lộ nhưng chưa đảm bảo tính

ổn định cung cấp điện

Hình 2.5 Sơ đồ nối điện TBA có 2 MBA, phía 110kV

b Phía 110kV gồm hai thanh cái (hình 2.4)

TBA gồm 2 MBA, có ít nhất 2 đường dây cung cấp đến, phía 110kV bố trí 2 thanh cái (C11 và C12), dùng MC để liên lạc giữa 2 TC, nguồn cung cấp và phụ tải được phân bố đều trên 2 TC

Đặc điểm, phương thức vận hành:

- Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, trạm được bố trí 2 TC, mỗi TC nối với một hoặc hai đường dây 110kV và một MBA

- Để liên lạc giữa hai TC, dùng MC liên lạc (MC 112) và 2 DCL

- Khi vận hành bình thường, 2 TC vận hành song song, các nguồn hỗ trợ công suất cho nhau

- Tùy thuộc vào phương thức vận hành, 2 MBA có thể vận hành song song hoặc độc lập

Ví dụ: Khi xảy ra ngắn mạch tại TC nào thì MC liên lạc, MC đường dây, MC tổng của MBA nối với TC đó nhảy, TC còn lại vẫn làm việc bình thường

- Sơ đồ nối điện phía 110kV bố trí 2 TC chính và 1 TC vòng

- Khi vận hành bình thường, các DCL đấu vào TC vòng ở trạng thái cắt, TC vòng không có điện

- Sơ đồ chỉ phù hợp với TBA có nhiều đường dây

2.2.3 So sánh các sơ đồ nối điện TBA 110kV

Căn cứ vào ưu, nhược điểm của các sơ đồ, ta nhận thấy các TBA 110kV trong HTĐ Việt Nam hiện nay sử dụng sơ đồ trạm gồm 2 MBA, 2 TC (hình 2.4) là phù hợp nhất

Do vậy trong luận văn này sẽ nghiên cứu việc thiết kế hệ thống đo lường, bảo

vệ, điều khiển tự động và thông tin điện lực cho TBA 110kV KNT (chương 4) áp dụng với sơ đồ hình 2.4

2.3 Cấu trúc cơ bản của trạm tự động hóa

Một trạm TĐH được chia thành 03 mức khác nhau về phương diện hoạt động

và vật lý:

Hình 2.6 Hình ảnh minh họa một cấu trúc của một trạm TĐH

- Mức trạm: Là mức cao nhất nó cung cấp toàn bộ thông tin và điều khiển của toàn bộ trạm Thiết bị của mức này được đặt trong nhà điều khiển

- Mức ngăn: Thường gần thiết bị đóng cắt, cho phép vận hành chỉ trong phạm

vi ngăn, cho mục đích bảo dưỡng ngăn hoặc bảo dưỡng một thiết bị đơn lẻ nào đó trên ngăn

- Mức xử lý (mức cơ cấu chấp hành): Là mức thấp nhất, gần hoặc có thể được tích hợp vào trong thiết bị trạm, chỉ cho phép vận hành một đối tượng riêng rẽ và cung cấp giao diện giữa hệ thống TĐH trạm và thiết bị

2.3.1 Mức trạm

Cung cấp giao diện người máy, là nơi trung tâm cho việc vận hành trạm Giao diện người máy được đặt trong phòng điều khiển, phòng này được thiết kế chống nhiễu điện trường từ các thiết bị sơ cấp sang Ở mức này tất cả các thiết bị như máy tính chủ, máy in, UPS, đồng hồ thu tín hiệu đồng bộ vệ tinh, thiết bị tập trung dữ liệu, modem, gateway đều được lắp đặt tại phòng điều khiển Mức trạm gồm các chức năng sau:

- Giao diện người máy: Để phục vụ chức năng vận hành và giám sát trạm

Trong các hệ thống TĐH trạm hiện đại, nó bao gồm một hoặc nhiều màn hình hiển thị để vận hành Máy in cũng được xếp vào giao diện người máy để theo dõi và nhận báo cáo từ các dữ liệu được in

- Điều khiển tại chỗ tự động hóa mức trạm: Phụ thuộc vào kích cỡ và tính

phức tạp, độ tin cậy theo yêu cầu, các chức năng TĐH mức trạm có thể thường trú trên các IED mức trạm với cùng độ tin cậy và chất lượng hơn các IED mức ngăn Các chức năng này cũng có thể được đưa vào trong máy tính giao diện người máy

hoặc một máy tính đa mục đích khác

- Lưu trữ và cơ sở dữ liệu trạm: Ở mức trạm yêu cầu phải có các ổ cứng

dung lượng lớn, băng từ, CD để lưu trữ dữ liệu và cơ sở dữ liệu của trạm Dữ liệu cho việc khai báo cấu hình hệ thống, bảo dưỡng đều được lưu trữ ở mức này Ngày nay với công nghệ mới sử dụng cơ sở dữ liệu hướng đối tượng (Liên kết đối tượng

và nhóm đối tượng cho việc điều khiển và xử lý)

- Truy cập dữ liệu xử lý: Tất cả các chức năng mức trạm cần thiết phải truy

cập đến dữ liệu xử lý Chức năng này phải được phép thông qua các chức năng thông tin chuyên dụng phụ thuộc vào loại dữ liệu được truy cập, cũng như giao thức thông tin được sử dụng Để ghép lại các chức năng mức trạm từ các giao thức thông tin, phải thực hiện một lớp xử lý giữa cơ sở dữ liệu xử lý trung tâm của hệ thống SCADA với các tuyến thông tin mức thấp tương ứng Các phần mềm mới nhất làm hài hòa cả hai phương pháp bằng tiêu chuẩn hóa các giao diện lập trình ứng dụng để

xử lý dữ liệu

- Đồng bộ thời gian: Vấn đề đồng bộ thời gian là không thể thiếu trong các hệ

thống TĐH trạm, đặc biệt khi ứng dụng chức năng bảo vệ diện rộng (Wide Area Protection) Trong hệ thống TĐH, nhiều chức năng cần các dữ liệu được đánh dấu thời gian, do đó đồng bộ thời gian là rất quan trọng Đồng bộ thời gian gồm đồng bộ tại chỗ và đồng bộ trên phạm vi rộng:

+ Đồng bộ tại chỗ: Hiện nay có hai phương pháp

Đồng bộ thời gian thông qua xung thời gian rời rạc: Phương pháp này cần có cáp quang hoặc một cấp kết nối riêng cho việc phân phối xung đồng bộ một lần một giây hoặc một phút đến tất cả các IED – Phương pháp này thường sử dụng trong hệ thống SCADA hiện tại

Hình 2.8 Đồng bộ thời gian thông qua bus liên kết ngăn

Đồng bộ thời gian thông qua các bus thông tin: Một đồng hồ chủ được đặt ở mỗi bus thông tin để duy trì đồng hồ thời gian chính xác Các đồng hồ của các IED được nối với đồng hồ chủ thông qua bus thông tin Phương pháp này được thực hiện bằng cách phát các bức điện thời gian từ đồng hồ chủ Hình 2.8 minh họa giải pháp này

+ Đồng bộ thời gian toàn cầu

Để đồng bộ thời gian giữa tất cả các trạm TĐH hoặc các RTU giữa các trạm, chúng ta có thể sử dụng phương pháp nhận đồng bộ từ hệ thống vệ tinh GPS Các máy thu đồng bộ thời gian tương ứng được đặt ở tất cả các trạm, điển hình là ở mức trạm Giải pháp này hiện nay được sử dụng phổ biến hầu hết trên thế giới, tuy nhiên giải pháp này sẽ phụ thuộc hoàn toàn vào hệ thống GPS của Mỹ

Ở phạm vi rộng hơn cho toàn bộ HTĐ, ta cũng có thể sử dụng giải pháp an toàn hơn, nếu kết hợp giữa hệ thống GPS và đồng hồ điện tử đặt ở CC Việc truyền

dữ liệu thời gian đồng bộ đến các IED trên hệ thống thông qua đường truyền thông tin quang hoặc vi ba số có tốc độ 2Mbit/s để cung cấp tín hiệu đồng bộ đến từng IED thông qua giao diện IRIG-B của các rơle số

- Điều khiển và giám sát xa:

+ Cổng nối thông tin: Cổng nối thông tin cung cấp việc truy cập dữ liệu và điều khiển từ hệ thống trung tâm, cổng kết nối thông tin cần một ghép nối vật lý đến mạng thông tin diện rộng được sử dụng bởi các trung tâm điều độ miền và trung tâm điều độ Quốc gia Cổng kết nối thông tin còn có nhiệm vụ biến đổi giao thức thông tin thành giao thức phù hợp với giao thức sử dụng của các CC

+ Chức năng điều khiển từ xa: Chức năng điều khiển từ xa cho mục đích vận hành mạng, thời gian đáp ứng yêu cầu phải tính bằng giây Với sự phát triển của công nghệ thông tin ngày nay, cũng như do sự hạ giá thành của các thiết bị truyền dẫn thông tin, thông tin băng rộng đã và đang phổ biến để phục vụ cho nhiều ứng dụng, trong đó việc điều khiển HTĐ cũng được thuận lợi từ sự phát triển này Nhờ

đó các chuẩn giao thức mới ứng dụng các mạng WAN được áp dụng, nâng cao độ tin cậy trong việc điều khiển HTĐ Ví dụ IEC 60870-5-104, IEC 61850