Sử dụng hệ thống điều khiển bằng máy tính để nâng cấp chất lượng điều khiển, giám sát trạm biến áp phân phối nghiên cứu trường hợp trạm biến áp 110KV nhà máy xi măng công thanh t

Tự động hoá trạm biến áp với việc đưa ra các phản ứng tức thời thích hợp đối với các sự kiện xảy trong thời gian thực nhằm đảm bảo duy trì việc cung cấp điện không bị gián đoạn, do đó tr

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

HOÀNG TRỌNG HƯNG

SỬ DỤNG HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẰNG MÁY TÍNH

ĐỂ NÂNG CẤP CHẤT LƯỢNG ĐIỀU KHIỂN, GIÁM SÁT TRẠM BIẾN ÁP PHÂN PHỐI: NGHIÊN CỨU TRƯỜNG HỢP TRẠM BIẾN ÁP 110/6KV NHÀ MÁY XI MĂNG

CÔNG THANH – THANH HÓA

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

HOÀNG TRỌNG HƯNG

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

SỬ DỤNG HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẰNG MÁY TÍNH ĐỂ NÂNG CẤP CHẤT LƯỢNG ĐIỀU KHIỂN, GIÁM SÁT TRẠM BIẾN ÁP PHÂN PHỐI: NGHIÊN CỨU TRƯỜNG HỢP TRẠM BIẾN ÁP 110/6KV

NHÀ MÁY XI MĂNG CÔNG THANH – THANH HÓA

NGÀNH KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC PGS.TS ĐẶNG NGỌC DINH

HÀ NỘI - 2010

Học viên: Hoàng Trọng Hưng

Lớp: Cao học kỹ thuật điện K79 2007-2009

Trường: Đại học Bách khoa Hà Nội

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

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

Hoàng Trọng Hưng

MỤC LỤC

LỜI NÓI ĐẦU 4

DANH MỤC HÌNH VẼ 6

DANH MỤC BẢNG 7

CHƯƠNG 1 : TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM VÀ VẤN ĐỀ TỰ ĐỘNG HÓA TRONG TRẠM BIẾN ÁP 8

1.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam 8

1.1.1 Hệ thống truyền tải điện tại Việt Nam 8

1.1.2 Hệ thống lưới điện phân phối tại Việt Nam 9

1.2 Vấn đề tự động hoá trạm biến áp 10

1.2.1 Về phương diện kinh tế 11

1.2.2 Về phương diện kỹ thuật 15

CHƯƠNG 2 : ĐẶC ĐIỂM, CẤU TRÚC, CHỨC NĂNG VÀ CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 17

2.1 Đặc điểm của hệ thống tự động hoá trạm biến áp 17

2.1.1 Các đặc điểm của hệ thống tự động hoá trạm biến áp 17

2.1.2 Bảo vệ trạm biến áp 18

2.1.3 Điều khiển 19

2.1.4 Đo đếm 20

2.1.5 Giám sát 20

2.1.6 Phân tích và chẩn đoán các sự kiện 20

2.1.7 Thuật toán thông minh cho vận hành và khôi phục trạm 21

2.1.8 Tạo tài liệu tự động 22

2.1.9 Vận hành an toàn và bảo đảm 23

2.1.10 Đa sử dụng dữ liệu 23

2.2 Cấu trúc của hệ thống tự động hoá trạm biến áp 24

2.2.1 Mức trạm 25

2.2.2 Mức ngăn 28

2.2.3 Mức xử lý 30

2.2.4 Phân loại trạm theo không gian lắp đặt 30

2.2.5 Phân loại trạm theo phương pháp thông tin 33

2.3 Các chức năng của hệ thống tự động hoá trạm biến áp 34

2.3.1 Chức năng đấu nối cơ cấu chấp hành 35

2.3.2 Chức năng vận hành 37

2.4 Các yêu cầu về kỹ thuật của hệ thống tự động hoá trạm biến áp 56

CHƯƠNG 3 : THIẾT KẾ HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN TRẠM BIẾN ÁP DỰA TRÊN HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN THÔNG THƯỜNG 60

3.1 Trạm biến áp theo phương pháp điều khiển thông thường 60

3.2 Thiết kế hệ thống giám sát, điều khiển cho trạm biến áp dựa trên hệ thống điều khiển thông thường 62

3.2.1 Sơ đồ cấu trúc chung 62

3.2.2 Mô tả hệ thống 62

3.2.3 Xây dựng cơ sở dữ liệu 67

CHƯƠNG 4 : ỨNG DỤNG TẠI TRẠM BIẾN ÁP 110KV/6KV NHÀ MÁY XI MĂNG CÔNG THANH – THANH HÓA 70

4.1 Tổng quan trạm 110kV/6 kV nhà máy xi măng Công Thanh –

Thanh Hoá 70

4.2 Nâng cấp hệ thống giám sát và điều khiển trạm dựa trên hệ thống điều khiển thông thường 73

4.2.1 Cấu trúc xây dựng hệ thống giám sát và điều khiển 73

4.2.2 Phần cứng của hệ thống 74

4.2.3 Phần mềm 79

4.3 Kết quả mô phỏng thu được tại trạm 110/6kV nhà máy xi măng Công

Thanh – Thanh Hoá 86

4.3.1 kết quả thu được 86

4.3.2 Chỉ tiêu kinh tế khi nâng cấp trạm 92

CHƯƠNG 5 93

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ CỦA TÁC GIẢ 93

LỜI NÓI ĐẦU

Sự phát triển của nền kinh tế ngày càng mạnh mẽ kéo theo đó là nhu

cầu về năng lượng ngày càng tăng cao và tất yếu sự phục vụ của ngành điện

nói riêng ngày càng đòi hỏi tốt hơn, đảm bảo hơn Hoà nhịp cùng với sự phát

triển của công nghệ thông tin và ứng dụng những thành tựu khoa học công

nghệ và những thiết bị điện tử thông minh đã và đang trợ giúp trong ngành

điện rất nhiều Sự hình thành về thị trường điện ở Việt Nam đang ở trong giai

đoạn đầu tiên… Tất cả những yếu tố đó hội tụ, đòi hỏi ngành điện phải có

những cải tiến và ứng dụng những thành tựu khoa học mới để đáp ứng được

nhu cầu ngày càng mở rộng và phát triển của ngành

Luận văn được ra đời bởi cái nhìn thực tế của tác giả trong việc điều

khiển và vận hành trạm biến áp khá “thủ công” hiện nay cũng như sự cần thiết

của thông tin khi tham gia thị trường điện Với chi phí đầu tư thêm là không

nhiều so với toàn bộ chi phí đầu tư trạm biến áp nhưng đã giải quyết được

phần nào vấn đề nâng cao chất lượng điều khiển và giám sát trạm biến áp phù

hợp với cơ sở hạ tầng của trạm hiện hữu

Bản luận văn được trình bày trong 5 chương, với các hình minh hoạ đi

kèm.Trong khuôn khổ nhất định của bản luận văn chắc chắn sẽ còn nhiều

thiếu sót , tác giả hy vọng giới thiệu một giải pháp nhỏ nhưng có tính ứng

dụng trong thực tế

Tôi xin được chân thành cảm ơn PGS.TS Đặng Ngọc Dinh - Người đã

trực tiêp hướng dẫn, chỉ bảo tận tình, động viên và định hướng cho tôi trong

suốt quá trình làm bản luận văn này

Tôi xin được chân thành cảm ơn các thầy giáo, cô giáo trường

ĐHBKHN nói chung và các thầy giáo, cô giáo trong khoa điện nói riêng đã

dạy dỗ, truyền thụ những kiến thức cho tôi để có được hành trang như ngày

hôm nay; Các anh, chị của trung tâm điều độ hệ thống điện Miền Bắc đã cung

cấp những tài liệu quý báu để tôi hoàn thành bản luận văn này

Tôi xin được chân thành cảm ơn!

Hà Nội năm 2010

Tác giả

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 2.1: Minh hoạ cấu trúc của một trạm tự động hoá 25

Hình 2.2 Điều khiển mức ngăn thông qua màn hình LCD 30

Hình 2.3: Sơ đồ nguyên lý trạm tự động hoá loại ngoài trời 31

Hình 2.4: Minh họa cấu trúc hệ thống tự động hóa cơ bản 34

Hình 2.5 Trạng thái hệ thống với thanh cái được đánh màu 39

Hình 2.6: Cấu hình hệ thống thực điển hình của trạm tự động hóa 40

Hình 2.7: Màn hình hiển thi danh mục sự kiện điển hình 41

Hình 2.8: Giao diện người máy cho việc điều khiển và giám sát trạm 43

Hình 2.9 Các lệnh tác động từ giao diện người máy ở trạm 47

Hình 2.10 Nguyên lý điều khiển “Chọn” trước khi “Thực hiện” 47

Hình 2.11: Chỉ báo khóa mức ngăn 51

Hình 2.12: Biểu đồ tự động sa thải phụ tải 53

Hình 3.1: Nguyên lý cấu trúc của một trạm điều khiển thông thường 61

Hình 3.2 : Mô hình xây dựng hệ thống giám sát điều khiển trạm 62

Hình 4.1: Sơ đồ nối điện trạm 110kV/6kV nhà máy xi măng Công Thanh 71

Hình 4.2: Mô hình xây dựng máy tính giám sát điều khiển trạm 73

Hình 4.3: Thiết lập các channel cho các ngăn lộ của nhà máy 79

Hình 4.4 : Khai báo các kết nối 80

Hình 4.5: Định nghĩa các Tag của OPC 80

Hình 4.6: Cửa sổ dữ liệu khi khai báo 81

Hình 4.7: Xác định tham số cho OPCLink 81

Hình 4.8 : Xác định thư mục chứa OPC Path 82

Hình 4.9: Giao diện của phần mềm InTouch - Wonderware 82

Hình 4.10: Xác định Acess Name 83

Hình 4.11: Thiết lập và tạo các Tag dùng trong Intouch 83

Hình 4.12: Định dạng cửa sổ giao diện ngăn 171 84

Hình 4-13: Minh hoạ thiết lập cửa sổ giao diện ngăn 171 84

Hình 4-14: Cửa sổ giao diện nguồn AC-DC 85

Hình 4.15: Tổng quan giao diện toàn trạm 87

Hình 4.16: Giao diện sân phân phối 110kV 88

Hình 4.17: Giao diện sân phân phối 6kV 89

Hình 4.18: Giao diện chi tiết ngăn lộ 89

Hình 4.19: Giao diện chi tiết ngăn máy biến áp 90

Hình 4.20: Giao diện các bước điều khiển thiết bị 91

DANH MỤC BẢNG

Bảng 1.1: Bảng khối lượng lưới điện phân phối của Việt Nam 10

Bảng 1.2 : Hệ thống lưới điện phân phối theo phạm vi quản lý của các công ty điện lực 10

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM

VÀ VẤN ĐỀ TỰ ĐỘNG HOÁ TRONG TRẠM BIẾN ÁP

1.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam

1.1.1 Hệ thống truyền tải điện tại Việt Nam

Lưới điện truyền tải Việt Nam hiện đang sử dụng chủ yếu ở các cấp điện

áp: 500kV, 220kV và 110kV Việc vận hành và bảo dưỡng lưới điện truyền

tải chủ yếu do 4 công ty truyền tải điện đảm nhiệm, đó là: Công ty truyền tải

điện 1, công ty truyền tải điện 2, công ty truyền tải điện 3 và công ty truyền

tải điện 4

Công ty truyền tải điện 1 tại Hà Nội: Quản lý vận hành và bảo dưỡng

toàn bộ lưới điện có cấp điện áp 500kV, 220kV và một số đường dây, trạm

biến áp 110kV thuộc địa phận Bắc miền trung (từ Hà Tĩnh trở ra) và miền bắc

Việt Nam

Công ty truyền tải điện 2 tại Đà Nẵng: Quản lý vận hành và bảo dưỡng

toàn bộ lưới điện có cấp điện áp 500kV, 220kV và hầu hết đường dây, trạm

biến áp 110kV thuộc địa phận từ Quảng Bình đến Quảng Ngãi và Kontum

Công ty truyền tải điện 3 tại Nha Trang: Quản lý vận hành và bảo dưỡng

lưới điện có cấp điện áp: 500kV, 220kV và đa số các đường dây và trạm biến

áp 110kV từ Bình Định vào đến Cam Ranh và các tỉnh Gia Lai, Đăk Lăk, Đăk

Nông

Công ty truyền tải điện 4 tại Thành Phố Hồ Chí Minh: Quản lý, vận hành

và bảo dưỡng lưới điện có cấp điện áp: 500kV, 220kV khu vực Nam Trung

Bộ (Ninh Thuận trở vào), Miền Nam và Lâm Đồng

Các đường dây và trạm biến áp 110kV còn lại không chịu sự quản lý của

các công ty truyền tải điện trên thì sẽ do điện lực các tỉnh tương ứng trực tiếp

quản lý

Theo sự phát triển của nền kinh tế và nhu cầu của thị trường điện, hệ

thống điện Việt Nam ngày càng được mở rộng và hiện đại hoá, các thiết bị

lạc hậu trước đây dần được thay thế bằng các thiết bị hiện đại, được sản xuất

theo công nghệ mới có chất lượng và độ tin cậy cao hơn

Hiện nay đa số các trạm biến áp có cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV

đều được đầu tư đồng bộ hệ thống SCADA Các trạm biến áp 500kV, 220kV

mới và một số trạm biến áp 110kV được đầu tư Hệ thống điều khiển tích hợp

bằng máy tính để phục vụ việc giám sát và điều hành lưới điện từ các Trung

tâm điều độ Miền và Trung tâm điều độ Quốc Gia

Với lưới điện truyền tải như ngày nay, việc vận hành lưới điện sẽ ngày

càng khó khăn hơn khi mật độ các trạm biến áp ngày càng nhiều hơn, việc

đảm bảo tính ổn định hệ thống khó hơn, mặt khác do nhu cầu của phụ tải đòi

hỏi chất lượng điện năng ngày càng cao Do đó việc đầu tư nâng cấp các Hệ

thống SCADA/EMS cũng như các trạm điện được trang bị hệ thống tự động

hóa là rất cần thiết

1.1.2 Hệ thống lưới điện phân phối tại Việt Nam

Hệ thống lưới điện phân phối của Việt Nam hiện nay bao gồm nhiều cấp

điện áp khác nhau, tổn thất trong lưới phân phối cũng khá lớn, ngành điện

đang đầu tư và nâng cấp, mở rộng mạng lưới phân phối để đáp ứng nhu cầu và

chất lượng điện năng Hiện tại, hệ thống lưới điện phân phối của Việt Nam do

bảy công ty điện lực thuộc Tổng công ty điện lực Việt Nam quản lý Dưới đây

là bảng thống kê lưới điện phân phối của Việt Nam

Bảng 1.1: Bảng khối lượng lưới điện phân phối của Việt Nam

Bảng 1.2 : Hệ thống lưới điện phân phối theo phạm vi quản lý của các

công ty điện lực

1.2 Vấn đề tự động hoá trạm biến áp

Ngày nay, với sự phát triển cao của khoa học công nghệ, nhất là lĩnh vực

công nghệ thông tin đã trợ giúp con người rất nhiều trong cuộc sống Từ chỗ

con người tham gia trực tiếp nhiều vào công việc, kéo theo nhiều lao động và

hiệu quả công việc không cao đã dần thay thế bằng những máy móc thiết bị

hiện đại tự động mà ít có sự tham gia trực tiếp của con người Và ngành điện

cũng không ngoại lệ trong xu hướng tất yếu này, ngành điện đang đứng trước

những thử thách là làm thế nào để nâng cao được chất lượng điện năng, đảm

bảo độ tin cậy cao, với giá thành cạnh tranh, trong khi thị trường điện đang

ngày hình thành với sự tham gia nhiều cuả tư nhân

Do đó sự cần thiết phải tự động hoá các trạm biến áp xây dựng mới cũng

như hiện hữu phải được xem xét và đánh giá đúng mực nhằm đạt được những

yêu cầu mong muốn của thị trường điện trong tương lai

Tự động hoá trạm biến áp với việc đưa ra các phản ứng tức thời thích

hợp đối với các sự kiện xảy trong thời gian thực nhằm đảm bảo duy trì việc

cung cấp điện không bị gián đoạn, do đó trong vận hành các trạm biến áp

ngày càng được giám sát và điều khiển một cách hợp lý và hiệu quả để người

vận hành nắm bắt được một cách chính xác các nguy cơ có thể xảy ra các sự

cố gây ngừng cung cấp điện hay không Đồng thời với sự phát triển gần đây

trong công nghệ thông tin cho phép thực hiện hiệu quả các hệ thống điều

khiển giám sát từ xa với khả năng giám sát điều kiện vận hành các thiết bị

trong thời gian thực tại các trạm biến áp

Hiện nay trên thế giới, do nhu cầu của thị trường và xu hướng phát triển

cũng như sự mở rộng không ngừng mạng điện của các nước, các công ty điện

lực đang dần trang bị hệ thống tự động hoá đối với các trạm biến áp trong lưới

điện của họ ở tất cả các cấp truyền tải và phân phối Để thực hiện được công

việc trên, các công ty điện lực phải có được những kiến thức đầy đủ về sự cần

thiết của họ đối với vấn đề tự động hoá và lợi ích của nó Vấn đề quyết định

trong những lựa chọn là xem xét tới yếu tố kinh tế và kỹ thuật của phương án

1.2.1 Về phương diện kinh tế

Việt Nam đang hình thành và phát triển thị trường điện lực, sự cạnh

tranh ngày càng mạnh trong thị trường đòi hỏi phải có những thông tin khi

cần thiết phải quyết định nhanh Trong tương lai, các công ty dịch vụ năng

lượng sẽ thay thế các công ty điện lực, các nhà bán lẻ điện năng đang xuất

hiện trên thị trường điện lực Đồng thời, sự tư nhân hoá phi điều tiết của các

mạng lưới điện quốc gia đã hình thành các công ty phi quốc gia trong thị

trường làm xuất hiện ngày càng nhiều các nhà sản xuất và buôn bán điện

năng Trong thị trường mở này hộ tiêu thụ trở thành một khách hàng - người

có thể chọn hợp đồng cung cấp cho mình Điều này làm tăng sự cạnh tranh

giữa các nhà cung cấp, và dẫn đến một thị trường với giá điện biến đổi Các

nhà cung cấp đưa ra thông tin hàng ngày về khả năng truyền tải công suất và

các nhà bán buôn nhận thông tin tiêu thụ Các yêu cầu này được trao đổi

nhanh thông tin giá cả và nguồn cấp chính xác Hơn thế nữa, các khách hàng

cũng cần phải biết chi phí vận hành hàng ngày của họ nhằm lập kế hoạch sản

xuất phù hợp để tối thiểu hoá chi phí và tăng lợi nhuận của họ Các công ty

truyền tải điện và phân phối điện phải tách biệt công việc điều tiết (truyền tải

và phân phối) và phi điều tiết (thị trường điện năng) để tham gia vào một thị

trường mở Trong kinh doanh thị trường điện có các chức năng mới yêu cầu

để “chạy” các công việc này Trong khi ở kinh doanh có điều tiết không có

yêu cầu thay đổi cơ bản, mà chỉ có sự cần thiết cung cấp thông tin cần thiết

nhằm hỗ trợ các quyết định thị trường điện năng

Để có thể hỗ trợ các quá trình ra quyết định trong thị trường điện, trạm

biến áp phải được nâng cấp để có thể cung cấp thông tin cần thiết theo thời

gian thực Trong tự động hoá trạm biến áp, phương diện kinh tế được xem xét

ở các khía cạnh:

1.2.1.1 Giảm chi phí lắp đặt trạm biến áp

* Giảm cáp và không gian lắp đặt cho điều khiểu và bảo vệ trong

công nghệ điều khiển truyền thống

Với trạm biến áp kiểu truyền thống, việc kéo dài cáp là yêu cầu không

thể tránh khỏi giữa các ngăn trong một trạm, việc đi cáp này chịu ảnh hưởng

của môi trường cũng như sự ăn mòn, cảm ứng, tổn hao tín hiệu, hư hỏng cáp

Tự động hoá trạm biến áp sử dụng quá trình xử lý tín hiệu số không đòi

hỏi việc đi cáp kéo dài Chỉ cần đi cáp cho thông tin liên lạc giữa thiết bị

chính và tủ điều khiển ngăn tại chỗ của nó, hoặc là trực tiếp hoặc qua một bus

xử lý

Hơn nữa, không gian yêu cầu xây dựng của các trạm tự động hoá mới

cũng sẽ được giảm, góp phần vào việc giảm chi phí chung cho việc lắp đặt

trạm

* Giảm thiết bị chuyên dụng cho mỗi chức năng

Trong tự động hoá trạm biến áp hiện đại, vì các chức năng được tổ hợp

và cấu trúc gọn nên kèm theo đó sẽ giảm được chi phí khi nâng cấp, lắp đặt,

và bảo dưỡng thiết bị tự động trong trạm biến áp

1.2.1.2 Giảm tổng chi phí vận hành

Hiện nay, theo thống kê hàng năm, chi phí cho vận hành hệ thống điện

của Việt Nam là rất lớn, do đó có ảnh hưởng đáng kể đến toàn bộ hoạt động

kinh tế của công ty điện lực Tự động hoá trạm biến áp với những thông tin

chính xác là yếu tố cần thiết để giảm chi phí vận hành, từ đó giảm được các

chi phí như:

Giảm nhân viên vận hành trạm, đội ngũ công tác tại hiện trường do việc

thực hiện khả năng điều khiển từ xa các trạm biến áp, kết hợp và chỉ dẫn với

các thông tin về tình trạng hiện tại nhận được từ xa từ các trạm biến áp và lưới

điện, từ đó:

- Định vị và loại trừ sự cố, do đó giảm thời gian gián đoạn cung cấp điện

Thời gian gián đoạn cung cấp điện ngắn hơn liên quan trực tiếp đến chi phí

- Trình tự thao tác và các hệ thống chuyên gia, các hệ thống này thực

hiện các chức năng phức tạp nhanh hơn và chính xác hơn so với người vận

hành

- Các chức năng điều khiển lưới điện tốt hơn và phối hợp được nhiều

hơn như điều khiển điện áp VAR, thay đổi cấu hình lưới, phục hồi cung cấp

điện sau các sự cố

1.2.1.3 Giảm chi phí trong bảo dưỡng

- Giảm chi phí bảo dưỡng và vận hành của thiết bị điều khiển và bảo vệ:

Công nghệ phần mềm mới, ứng dụng thông tin liên lạc kỹ thuật số, các rơ le

số, và thiết bị điều khiển số đã làm giảm đáng kể nhân công tiêu tốn trong vận

hành, thí nghiệm định kỳ, và bảo dưỡng các rơ le thông thường và các thiết bị

điều khiển

- Giảm trục trặc trong các trạm biến áp: Trạm biến áp là bộ phận rất quan

trọng trong mạng điện, mỗi khi trục trặc trong trạm biến áp thì gây ra rất

nhiều khó khăn và phức tạp, ảnh hưởng trực tiếp đến lưới điện phía sau

Trong các trạm biến áp được tự động hoá, trục trặc có thể được tối thiểu hoá

do việc đi dây ít phức tạp hơn và bị giới hạn ở khoảng cách nhất định Hầu hết

khắc phục trục trặc sẽ được thực hiện bằng phần mềm trong đó sức người và

thiết bị thí nghiệm được hạn chế

- Giảm chi phí sửa chữa thiết bị nhất thứ: Trong hệ thống tự động hoá,

nhờ việc ghi nhận chính xác và theo thời gian các dữ liệu về hoạt động của

thiết bị nên đã giảm đáng kể được thiết bị dự phòng và nhân công bảo dưỡng

Ví dụ các rơ le bảo vệ xuất tuyến lưới điện phân phối mới có các tính năng

cung cấp thông tin về bao nhiêu lần máy cắt xuất tuyến tác động trong các

điều kiện sự cố hơn là việc đếm đơn giản là đếm tổng số lần máy cắt tác động

Dữ liệu này không thể nhận được từ trạm biến áp loại cổ điển

Một hệ thống tự động hoá trạm cung cấp khả năng giám sát liên tục hàng

loạt các tín hiệu và các phần tử Theo dõi liên tục và chẩn đoán toàn bộ các

thiết bị lắp đặt trong khi vận hành cho phép lập kế hoạch bảo dưỡng khi cần

thiết hơn là dựa trên cơ sở kiểm tra định kỳ

1.2.2 Về phương diện kỹ thuật

Với tốc độ phát triển của các nền kinh tế như hiện nay, đồng thời mạng

lưới điện giữa các quốc gia cũng ngày càng trở lên gắn kết Sự điều tiết, vận

hành, và chất lượng điện năng ngày càng đòi hỏi cao hơn, các thông số, các sự

kiện được tìm kiếm một cách dễ dàng hơn khi có nhu cầu của người vận hành

Những chi tiết về nhật ký vận hành được trơn hơn chứ không gián đoạn như

mô hình truyền thống Những thông tin, trên cơ sở dữ liệu trạm, chiếm vai trò

cốt yếu trong quản lý tối ưu một hệ thống điện Một công ty điện lực sẽ không

có khả năng cạnh tranh nếu họ không có thông tin chính xác kịp thời và tất cả

các phần tử của hệ thống điện Dữ liệu truyền về các trạm điều khiển chính từ

các trạm được tự động hoá cần phải liên tục Dữ liệu, như các cảnh báo, trạng

thái máy cắt, lấy mẫu công suất W, Var, vôn, am-pe trong thời gian thực,

được sử dụng bởi các chương trình quản lý năng lượng nhằm cung cấp thông

tin liên quan đến khả năng nguồn và đo đếm điện năng Các dữ liệu này cần

thiết trong nền công nghiệp điện lực hiện đại Các trung tâm điều khiển điện

lực tương lai sẽ trở thành các trung tâm công nghệ thông tin Điều này đòi hỏi

trạm hiện tại được nâng cấp như trạm tự động hoá để có khả năng cung cấp

dữ liệu chính xác và kịp thời nhất

1.2.2.1 Về tài liệu

Với hầu hết các mạng điện ngày nay, Các công ty điện lực phải đối mặt

với những khó khăn trong thiết lập tài liệu tất cả những thay đổi và nâng cấp

trong lưới điện, sự cập nhật các điều kiện thực tế tại hiện trường của thiết bị

nhị thứ là việc làm rất khó khăn Thời gian đáng kể bị lãng phí khi phải tiến

hành kiểm tra hiện trạng lắp đặt trước khi bắt đầu việc nâng cấp hoặc thay đổi

một một yêu cầu nào đó là rất lớn

Trong khi đối với các hệ thống số mới hiện nay sẽ đảm bảo cung cấp khả

năng tự động hoá tài liệu cấu hình hệ thống trong khi lắp đặt Phần mềm được

cập nhật theo mỗi sửa đổi trước khi đưa hệ thống mới vào vị trí vận hành, do

đó có được cập nhật liên tục về hệ thống Điều này cho phép thay đổi hệ

thống của tất cả thiết bị nhị thứ đơn giản hơn và đỡ mất thời gian hơn

1.2.2.2 Về chức năng hoá

Đối với hệ thống truyền thống hiện có, khi thêm các chức năng mới, hệ

thống yêu cầu rất nhiều thay đổi ở thiết bị nhị thứ, nhưng đối với một hệ

thống hiện đại mới, khả năng thêm các chức năng vào thiết bị hiện đại hiện có

là đơn giản và ít đòi hỏi hơn Điều này cung cấp khả năng lựa chọn một chức

năng từ các thiết bị phần cứng khác nhau và cung cấp qua hệ thống thông tin

liên lạc dữ liệu cần thiết bởi phần mềm trạm chủ

1.2.2.3 Về độ tin cậy

Khả năng chẩn đoán các vấn đề thời gian thực trong hệ thống, và cung

cấp thông tin chính xác về hệ thống điện trong thời gian ngắn phục vụ yêu cầu

chẩn đoán và tăng độ tin cậy của trạm, từ đó sẽ phục hồi nhanh hơn các trạm

biến áp thông thường

CHƯƠNG 2 ĐẶC ĐIỂM, CẤU TRÚC, CHỨC NĂNG VÀ CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA

TRẠM BIẾN ÁP 2.1 Đặc điểm của hệ thống tự động hoá trạm biến áp

Hệ thống tự động hoá trạm biến áp bao gồm các thiết bị nhị thứ được nối

liên kết nối tiếp với nhau trong một hệ thống thông tin chuẩn Trong đó hệ

thống nhị thứ của một trạm biến áp bao gồm tất cả các thiết bị cho điều khiển

bảo vệ, giám sát, đo lường và thông tin liên lạc

2.1.1 Các đặc điểm của hệ thống tự động hoá trạm biến áp

Việc sử dụng hệ thống thông tin liên lạc để thực hiện việc tự động hoá

trạm biến áp, tính tự động hoá được thể hiện ở các khả năng:

− Toàn bộ hệ thống bảo vệ của trạm biến áp

− Điều khiển thiết bị theo các vị trí tại chỗ và từ xa

− Tự động dự phòng hệ thống điều khiển và hệ thống thông tin

− Điều khiển giàn tụ bù: Dọc hoặc ngang

− Tự động đóng lặp lại

− Ghi các sự kiện theo thời gian thực

− Thực hiện các cảnh báo

− Chỉ thị sự cố

− Hiển thị hoạt động trên các rơ le số

− Các thông số đo lường và điện năng

− Có thể đưa bảo vệ vào hoặc tách ra một cách mềm và linh hoạt

− Giám sát liên động, điều khiển quá trình, có thể thực hiện được các liên

động mềm theo các phép toán logic nhằm mục đích giảm thiểu các liên động

cứng bằng các cáp

− Tự động thu thập và phân tích các sự kiện và đưa ra các cảnh báo về

thiết bị: Thời gian định kỳ, số lần đóng cắt bình thường hoặc sự cố …

− Ghi biểu đồ phụ tải

− Giám sát chất lượng điện năng

− SCADA trạm hay HMI

− SCADA trạm từ xa – Các trung tâm điều độ

− Thời gian của IEDs được đồng bộ theo 1 hệ thời gian chuẩn IED –

Intelligent Electronic Device: Là các thiết bị điện tử thông minh, các rơle số

− Hiển thị sơ đồ MIMIC điều khiển

− Hiển thị được các điều kiện làm việc của thiết bị

− Các chỉ thị và hư hỏng và khả năng giải trừ

Trong trạm biến áp, các chức năng bảo vệ trạm biến áp thông thường

gồm: bảo vệ đường dây, máy biến áp, máy phát, thanh cái… được thực hiện

trong các thiết bị bảo vệ

Ví dụ cho các bảo vệ mức ngăn là:

− Bảo vệ khoảng cách

− Bảo vệ quá dòng điện (O/C)

− Bảo vệ so lệch

− Bảo vệ quá tải nhiệt

− Bảo vệ thanh cái

− Bảo vệ chống hư hỏng máy cắt

2.1.3 Điều khiển

* Các chức năng điều khiển cơ bản, điển hình trong trạm biến áp

thông thường gồm:

− Điều khiển máy cắt (CB)

− Điều khiển dao cách ly (IS)

− Điều khiển dao tiếp địa (ES)

− Điều khiển nấc biến áp

− Khoá liên động

− Kiểm tra đồng bộ (SC) trước khi đóng

− Kết nối với trung tâm điều độ

* Các chức năng điều khiển nâng cao điển hình trong trạm biến áp

thường gồm:

− Trình tự đóng cắt

− Tự động cô lập bộ phận bị sự cố

− Tự động thay đổi các thanh cái

− Tự động đóng lại thông minh (AR)

− Chuyển đổi phụ tải giữa các đường dây

− Sa thải phụ tải thông minh

− Phục hồi nguồn điện thông minh

− Tối ưu hoá trao đổi công suất giữa các công ty điện lực

* Các chức năng điều khiển mức trạm:

Các chức năng điều khiển mức trạm điển hình là:

− Khoá liên động trong phạm vi trạm

− Đồng bộ thời gian trong phạm vi trạm

− Lưu trữ dữ liệu trong trạm

− Thu thập các file ghi nhiễu loạn (sự cố)

− Phân tích và chẩn đoán

2.1.4 Đo đếm

Đo đếm là bộ phận quan trọng để vận hành hệ thống điện, các thiết bị đo

đếm được nối đến cuộn dây các máy biến dòng điện đo lường và các cuộn dây

máy biến điện áp đo lường Dữ liệu đo đếm có thể được tiền xử lý ở trạm và

sau đó được truyền đến phòng đo đếm điện năng

− Tính toán đo lường

− Theo dõi điều kiện

2.1.6 Phân tích và chẩn đoán các sự kiện

Hệ thống tự động hoá trạm biến áp có khả năng phân tích hoặc chẩn

đoán các thiết bị trạm là rất tốt, ví như:

− Ngăn chặn các cảnh báo không đúng

− Phân tích hỏng hóc

− Tự động tạo báo cáo sự cố

− Phân tích trình tự sự kiện

− Thống kê cảnh báo (chẳng hạn của một xuất tuyến)

− Tự động đánh giá nhiễu loạn

2.1.7 Thuật toán thông minh cho vận hành và khôi phục trạm

Trong các thiết bị trạm có tất cả các thời gian của trạm, những dữ liệu

này luôn có sẵn và nhanh chóng được sử dụng cho vận hành và khôi phục (tự

động) thông minh của trạm

* Những tiến bộ điển hình đạt được với các hệ thống tự động hoá là:

− Giải trừ chỉ thị trạng thái trạm (trạm đang bình thường, bắt đầu hỏng

hóc, xuất hiện sự cố v.v ) chỉ thị rõ ràng trạng thái trạm (trạm đang tốt, chớm

hỏng hóc, sự cố xuất hiện, v.v )

− Hệ thống có thể được làm việc gần với các giới hạn

− Phát hiện các sự kiện, các cảnh báo, các sự cố

− Phát hiện các dấu hiệu sự cố

− Đo lường ngăn chặn sớm

− Dự đoán bảo dưỡng khi có yêu cầu

− Đặc tính làm việc dựa trên bảo dưỡng

− Giảm thời gian dừng cho sửa chữa

− Giảm chi phí sửa chữa

* Ví dụ về các chức năng trợ giúp cho vận hành thông minh

− Phân loại cảnh báo (loại 1, loại 2, loại 3)

− Các chương trình tự động khôi phục nguồn

2.1.8 Tạo tài liệu tự động

Tài liệu tự động là rất quan trọng và cần thiết khi thay đổi, nâng cấp và

sửa đổi trạm, và các thao tác dẫn đến từ tất cả các hoạt động

2.1.8.1 Các thay đổi, nâng cấp, và sửa đổi trạm

Trong trạm biến áp và hệ thống điện các hệ thống tự động cũng cần thay

đổi, sửa đổi, nâng cấp hoặc mở rộng Các thao tác như thế được thực hiện ở

mức trạm trong các hệ thống hiện đại, dữ liệu được tải xuống từ đây đến IED

Tất cả các thay đổi thực hiện ở mức trạm có thể do đó được tài liệu hoá tự

động

2.1.8.2 Các thao tác trạm

Các hệ thống tự động hiện đại ghi lại tất cả các công việc vận hành, đóng

cắt, và các thay đổi thực hiện trong một trạm biến áp

* Ví dụ về các thao tác được theo dõi, điều khiển, giám sát hoặc lưu trữ

tự động là:

− Trạng thái

− Các sự kiện, các cảnh báo, các giá trị giới hạn

− Các kiểm tra tính đúng đắn

− Tất cả các thiết bị đóng cắt (các máy cắt, dao cách ly, điều khiển nấc

biến áp, khoá liên động, khoá)

− Các giá trị vận hành ( sau một khoảng thời gian mặc định, sẽ tự động

ghi lại)

− Trình tự thao tác

− Tự động đóng lại

− Các bản ghi nhiễu loạn/sự cố

− Các sự kiện được lựa chọn

− Các giá trị về đặc tính hoạt động (chẳng hạn các thời gian của máy cắt,

các thời gian chạy của thiết bị cách ly)

2.1.9 Vận hành an toàn và bảo đảm

Một trong những đại lượng nổi bật nhất của các hệ thống tự động hoá

hiện đại là tính phân bố thông minh của nó.Tất cả các thao tác, khoá liên

động, kiểm tra tính đúng đắn, v.v được thực hiện càng gần với quá trình

càng tốt Thiết bị trạm ghi lại tất cả các công việc đó Một hỏng hóc trong

thiết bị trạm hoặc trong đường kết nối thông tin liên lạc không dẫn đến bất cứ

hoạt động hư hỏng nào

2.1.10 Đa sử dụng dữ liệu

Tất cả các dữ liệu trong một hệ thống tự động hoá được lưu giữ và nhìn

chung được thực hiện sẵn sàng cho các xử lý tiếp theo bởi bất cứ thiết bị nào

Ví dụ như: Các dòng điện và các điện áp được số hoá trong bộ chuyển đổi

A/D Các giá trị số hoá được sử dụng cho:

− Bảo vệ

− Đo lường

− Hiển thị giá trị vận hành

− Ghi nhiễu loạn

− Các báo cáo

− Đánh giá

− Giám sát giá trị ngưỡng

Các dữ liệu đa dụng có thể đơn giản hoá cho việc đi dây trong trạm một

cách đáng kể, làm cho hệ thống gọn và tin cậy hơn

2.2 Cấu trúc của hệ thống tự động hoá trạm biến áp

Một trạm tự động hoá thông thường được cấu trúc thành 03 mức khác

nhau về phương diện hoạt động và vật lý, bao gồm:

− Mức trạm: Là mức cao nhất, 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: Thông thường gần thiết bị đóng cắt, cho phép vận hành chỉ

trong phạm vi ngăn, cho mục đích bảo dưỡng ngăn này hoặc bảo dưỡng một

thiết bị đơn lẻ nào đó trên ngăn

− Mức xử lý: 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 tự động hoá trạm và thiết bị

Hình 2.1: Minh hoạ cấu trúc của một trạm tự động hoá

2.2.1 Mức trạm

Là trung tâm cho việc vận hành trạm biến áp, ở đây được trang bị giao

diện người - máy Giao diện người - máy được đặt trong phòng điều khiển

trạm, 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, mordem, gateway điều đuợc lắp đặt

tại phòng điều khiển thiết bị ở mức trạm

Các chức năng chính của thiết bị mức trạm gồm:

2.2.1.1 Giao diện người – máy

Để phục vụ các chức năng vận hành và giám sát trạm Trong các hệ

thống tự động hoá trạm biến áp hiện đại được trang bị một hoặc nhiều màn

hình hiển thị và các máy in, máy fax

2.2.1.2 Điều khiển tại chỗ tự động hoá mức trạm

Phụ thuộc vào kích cỡ và tính phức tạp, độ tin cậy theo yêu cầu, các

chức năng tự động hoá trạm được đưa vào trong máy tính giao diện người –

máy hoặc một máy tính đa mục đích khác

2.2.1.3 Lưu trữ và tạo cơ sở dư liệu trạm

Các dữ liệu và cơ sở dữ liệu của trạm được lưu trữ trên các ổ cứng có

dung lượng lớn, các băng từ hoặc các ổ CD, ngoài ra dữ liệu cho việc khai

báo cấu hình hệ thống, bảo dưỡng cũng được khai báo ở mức này

2.2.1.4 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

2.2.1.5 Đồng bộ thời gian

Vấn đề đồng bộ thời gian là không thể thiếu trong các hệ thống tự động

hoá trạm, trong hệ thống tự động hoá, 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 là đồng bộ thời

gian thông qua xung thời gian rời rạc và đồng bộ thời gian thông qua bus

thông tin

− Đồng bộ thời gian thông qua các bus thông tin: Một đồng hồ chủ được

đặt ở mỗi bus thông tin để duy trì thời gian thông tin chính xác Các đồng hồ

cuả các IED được nối với đồng hồ chủ thông qua bus thông tin Phương pháp

này hoặc thực hiện bằng cách phát các bức điện thời gian từ đồng hồ chủ hoặc

bởi các đồng hồ slave

− Đồng bộ thời gian thông qua xung thời gian rời rạc: Phương pháp này

cần 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 được sử dụng trong hệ thống SCADA hiện tại

* Đồng bộ thời gian toàn cầu: Để đồng bộ thời gian giữa tất cả các trạm

tự động hoá, 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

ở hầu hết các nước trên thế giới, tuy nhiên giải pháp này hoàn toàn phụ thuộc

vào hệ thống GPS của Mỹ

2.2.1.6 Điều khiển và giám sát xa

* Cổng nối thông tin: Nhằm phục vụ 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 nhiệm vụ biến đổi

giao thức thông tin thành giao thức phù hợp với giao thức sử dụng của các

trung tâm điều khiển

* Chức năng điều khiển từ xa: Các chức năng điều khiển từ xa phục vụ

cho mục đích vận hành mạng, thời gian đáp ứng yêu cầu phải tính bằng giây,

với sự phát triển của khoa học và công nghệ thông tin ngày nay, thông tin

băng thông rộng đã và đang phổ biến để phục vụ cho nhiều ứng dụng, trong

đó việc điều khiển hệ thống điện cũng được ứng dụng mạnh mẽ Nhờ đó, các

chuẩn giao thức mới ứng dụng các mạng WAN được áp dụng, nâng cao độ tin

cậy trong việc điều khiển hệ thống điện, các chuẩn giao thức như: IEC 60870

– 5 – 104, IEC 61850…

* Các chức năng giám sát: Nhằm cung cấp một sự tổng quan về tình

trạng các thiết bị tại trạm, thiết bị hệ thống điều khiển, tất cả các sự kiện,

nhiễu loạn xảy ra trên hệ thống, cũng như giám sát cho các thao tác vận hành

Các chức năng giám sát thuần tuý thông thường được sử dụng cho việc giám

sát tình trạng hoặc phân tích nhiễu loạn chi tiết sau sự cố Điều này có nghĩa

là vấn đề thời gian không là tiêu chuẩn cho việc truyền dẫn dữ liệu từ xa, do

đó giao thức cho giám sát và giao thức cho điều khiển là hoàn toàn khác nhau

Ngày nay nhờ sự phát triển của công nghệ thông tin nên các giao thức cho

điều khiển và giám sát là cùng dùng một giao thức chẳng hạn như giao thức

IEC 61850

* Trao đổi dữ liệu giữa mức trạm và mức ngăn: Các chức năng mức

trạm dựa trên trao đổi dữ liệu với các chức năng ở mức ngăn, gửi các lệnh

xuống mức ngăn, cũng như cấu hình tham số và dữ liệu, nhận những trạng

thái xử lý và những sự cố, nhiễu loạn đã xảy ra Thường thì hiện nay chức

năng này trên cơ sở các giao thức riêng của nhà chế tạo bắt nguồn từ những

cụm giao thức và được thích ứng ở lớp ứng dụng đến những nhu câu cầu

riêng Phụ thuộc vào truyền thống của nhà chế tạo, các giao thức kết nối

kiểu chủ/tớ; đa cấp được sử dụng chức năng cũng ảnh hưởng đến cấu trúc

của hệ thống điều khiển: Các giao thức trên cơ sở chủ / tớ dẫn đến cấu trúc

hình sao với một máy chủ trung tâm, trong khi các giao thức đa cấp cho phép

phân phối các chức năng giữa các thiết bị mức ngăn và cũng phân phối các

chức năng mức trạm đối với các thiết bị khác nhau

2.2.2 Mức ngăn

Về vật lý mức ngăn là gần thiết bị đóng cắt – thiết bị nhất thứ

Trong trường hợp thiết bị trung áp là các tủ trung áp Các IED điều khiển

và bảo vệ hiện đại có thể được tích hợp vào các tủ này Giao diện người

máy có thể tích hợp trong các IED để vận hành an toàn thiết bị mức ngăn

Trong trường hợp cao áp, thì phân thành 02 loại trạm GIS và AIS Đối với

trạm GIS thì các tủ mức ngăn có thể được đặt trong phòng gần phòng thiết

bị nhất thứ để giảm số lượng cáp đấu nối Trong trường hợp trạm AIS thì các

tủ thiết bị mức ngăn có thể đặt ngoài trời hoặc đặt trong nhà tùy thuộc vào

quy mô trạm và điều kiện thực tế

2.2.2.1 Điều khiển mức ngăn

Chức năng điều khiển mức ngăn cho phép vận hành ngăn tại chỗ Tất

cả các cảnh báo, đo lường, thông tin trạng thái liên quan đến mức ngăn

được hiển thị tại đây Các lệnh điều khiển có thể được thực hiện tại đây trên

panel điều khiển mức ngăn được đặt trong cùng tủ Giao diện người máy có

thể được tích hợp trong các bộ điều khiển ngăn (BCU), sử dụng các màn

hình cảm ứng hoặc màn hình có các phím điều khiển

2.2.2.2 Bảo vệ mức ngăn

Đường dây, máy phát, máy biến áp được phân bố ở các ngăn đóng cắt,

vì vậy chúng có thể được cách ly từ các thanh cái trạm bằng cách cắt các máy

cắt tương ứng

2.2.2.3 Giám sát mức ngăn

Thông tin trạng thái và các cảnh báo cần thiết được mô tả như ở các

phần trên cho mục đích vận hành và bảo dưỡng Với tính năng chính xác hơn

và phân tích hỏng hóc, các bộ ghi sự kiện và nhiễu loạn độ phân giải cao có

thể được lắp đặt ở mức ngăn, thường chỉ lấy dữ liệu từ vài ngăn

2.2.2.4 Giao diện người – máy

Giao diện người máy mức ngăn cho phép điều khiển ngăn, và thực hiện

tất cả các hoạt động điều khiển, mà nó cần thiết để cách ly ngăn lộ cần

kiểm tra, bảo dưỡng khỏi thiết bị trạm Các bộ chỉ thị cảnh báo chỉ ra

những nguyên nhân gây ra hỏng hóc, trạng thái của những thiết bị bảo vệ,

điều khiển Nó hiển thị vị trí hiện tại của thiết bị đóng cắt và các số liệu đo

lường của ngăn tương ứng Panel điều khiển có thể hoặc là các màn hình

LCD được tích hợp vào thiết bị điều khiển hoặc có thể bao gồm vài LED như

trong trường hợp thiết bị bảo vệ

Đối với các trạm cao áp và siêu áp, màn hình giao diện người máy có

thể được đặt trong một panel điều khiển riêng hoàn chỉnh với sơ đồ mimic

và các khóa điều khiển vận hành được khóa liên động, hoặc bằng các phím

ấn, kết hợp với các LED cảnh báo, đồng hồ đo lường, các thanh LED số chỉ

ra các giá trị đo được của điện áp, tần số, dòng điện, công suất phản kháng,

hữu công

Hình 2.2 Điều khiển mức ngăn thông qua màn hình LCD

2.2.3 Mức xử lý

Mức xử lý bao gồm:

− Đấu nối cáp (đấu cứng) đến thiết bị nhất thứ

− Các tiếp điểm phụ chỉ ra vị trí thiết bị đóng cắt

− Các rơ le điều khiển trung gian để truyền các lệnh đóng cắt

− Đấu nối các m á y biến điện áp, m á y biến dòng đ i ệ n cho các mạch

đo lường và bảo vệ

− Các cảm biến cho đo lường các đại lượng không điện như mật độ

khí, dầu, áp lực khí, nhiệt độ, …

− Thông tin nối tiếp bằng điện hoặc quang

2.2.4 Phân loại trạm theo không gian lắp đặt

Xét theo phương diện không gian trạm và cách bố trí thiết bị, thông

thường người ta chia thành hai loại cấu trúc trạm: Trạm tư động hoá trong nhà

và trạm tự động hoá ngoài trời

2.2.4.1 Cấu trúc trạm tự động hoá ngoài trời

Đối với các trạm AIS: Thiết bị ở mức ngăn được lắp đặt hoàn toàn

ngoài trời, chỉ thiết bị mức trạm là được lắp đặt trong nhà Toàn bộ các thiết

bị như: Các rơ le số, các đồng hồ đo số, bộ biến đổi tập trung dữ liệu, các

thiết bị chứa các đầu vào/ra số Tất cả các thiết bị nêu trên được lắp đặt

trong một tủ kín theo tiêu chuẩn bảo vệ

Hình 2.3: Sơ đồ nguyên lý trạm tự động hoá loại ngoài trời

Ở đây:

− Mức xử lý cũng gồm các thiết bị nhất thứ lắp đặt ngoài trời

− Mức ngăn gồm các tủ bảng điều khiển, bảo vệ, thiết bị tập trung

dữ liệu, các đầu vào/ra được tích hợp vào trong một tủ lắp đặt gần các

thiết bị nhất thứ và cũng được lắp đặt đặt ngoài trời

− Mức trạm chỉ gồm các máy tính chủ - Giao diện người máy, máy

in, máy tính cấu hình hệ thống, máy tính gateway, máy thu tín hiệu

đồng bộ vệ tinh GPS

* Ưu điểm: Giải pháp cấu hình trạm tự động hóa dạng ngoài trời

khi lắp đặt sẽ đơn giản hơn do giảm đáng kể lượng cáp tín hiệu, cáp

điều khiển, cáp lực (cáp đồng nhiềi lõi) để nối từ các tủ đấu dây ngoài

trời vào tủ bảng điều khiển bảo vệ Hầu hết công việc đấu nối đã được

tích hợp trong nhà máy Quá trình thi công tại trạm chỉ gồm các đấu nối

quang từ các tủ bảng điều khiển bảo vệ ngoài trời vào mạng LAN trong

nhà ở mức trạm và một số ít cáp lực để cấp nguồn từ trong nhà đến các

tủ bảng này Giảm thiểu phần xây dựng mương cáp do số lượng cáp đã

giảm đáng kể, đồng thời thi công lắp đặt nhanh hơn do đấu nối ít hơn

* Nhược điểm: Do tủ bảng thiết bị điều khiển bảo vệ được lắp đặt

ngoài trời không có điều hòa nhiệt độ, do vậy yêu cầu các thiết bị điển tử như

rơ le số, đồng hồ đo phải được nhiệt đới hóa một cách nghiêm túc và cho

phép vận hành trong nhiệt độ, độ ẩm môi trường ngoài trời cao (ở đây do tác

động của hiện tượng hiệu ứng nhà kính, nhiêt độ trong các tủ bảng điều

khiển bảo vệ ngoài trời sẽ tăng cao hơn nhiệt độ môi trường ) Đặc biệt đối

với các đồng hồ đo, vấn đề này cần phải xem xét đặc biệt khi chọn lựa thiết

bị, để hạn chế sai số đo do nhiệt độ Cấu hình này mặc dù giảm đáng kể số

lượng cáp, tuy nhiên chi phí đầu tư vẫn cao hơn do cáp quang có giá đơn vị

đắt hơn Các tủ tích hợp cũng được thiết kế đặc biệt do đó giá thành cũng

tăng cao hơn tủ bảng thông thường Về phương diện vận hành: Với điều kiện

khí hậu như ở Việt Nam, việc lắp đặt tủ bảng điều khiển bảo vệ tích hợp

ngoài trời sẽ khó khăn trong quá trình bảo dưỡng, sửa chữa thay thế thiết bị

hỏng (vào mùa mưa) Tuổi thọ của các thiết bị cũng giảm đi đáng kể do tác

động cuả môi trường

2.2.4.2 Cấu trúc trạm tự động hoá trong nhà

Đối với trạm AIS: Tất cả các thiết bị thuộc mức ngăn và mức trạm

đều được lắp đặt trong nhà Chỉ có thiết bị xử lý (thiết bị nhất thứ) là được

lắp đặt ngoài trời

* Ưu điểm: Do toàn bộ các tủ bảng điều khiển, bảo vệ đều được lắp đặt

trong nhà, do đó thiết bị được làm việc trong môi trường có tiêu chuẩn, có

điều hòa nhiệt độ, kín bụi (mặt dù giải pháp ngoài trời cũng đã có phương

pháp xử lý lọc bụi), độ ẩm thấp hơn Chính do điều kiện môi trường theo

đúng tiêu chuẩn làm việc của thiết bị điển tử, theo lý thuyết tuổi thọ thiết bị

sẽ đảm bảo hơn Viêc vận hành, thay thế sửa chữa, bảo dưỡng cũng sẽ dễ

dàng thực hiện trong bất cứ điều kiện thời tiết nào Nếu thiết bị biến dòng

và biến điện áp sử dụng loại công nghệ quang, dẫn đến đấu nối cũng đơn

giản và cáp đấu nối từ thiết bị nhất thứ vào thiết bị nhị thứ cũng đa số sẽ

sử dụng cáp quang

* Nhược điểm: Vẫn còn khối lượng lớn cáp điều khiển, bảo vệ bằng

cáp đồng để kết nối giữa thiết bị nhất thứ và nhị thứ Thi công sẽ mất nhiều

thời gian hơn Phần xây dựng sẽ tốn kém hơn

2.2.5 Phân loại trạm theo phương pháp thông tin

2.2.5.1 Phân loại trạm biến áp theo phương pháp điều khiển thông

thường và theo phương pháp tự động hoá cơ bản hiện nay

Các trạm tự động hoá điều khiển theo phương pháp thông thường dần

được thay thế bằng các trạm tự động hoá hiện đại được thiết kế theo nhu cầu

vận hành và theo các lớp vạt lý của trạm

Trạm biển áp theo phương pháp tự động hoá cơ bản hiện nay:

Hình 2.4: Minh họa cấu trúc hệ thống tự động hóa cơ bản

Trong đó:

PISA: Process Interface for Sensors and Acuators

RIO: Remote Input/Out Units

2.2.5.2 Hệ thống thông tin trong trạm tự động hoá

Tùy thuộc vào quy mô trạm và cấu trúc trạm, ta có thể chọn lựa phương

thức thông tin phù hợp để thiết kế cấu trúc thông tin cho trạm, bao gồm:

− Cấu trúc trạm trên cơ sở phương thức thông tin chủ/tớ

− Cấu trúc trạm trên cơ sở truyền trạng thái xử lý định kỳ

− Cấu trúc trạm trên cơ sở phương pháp thông tin ngang cấp

− Cấu trúc trạm trên cơ sở phương pháp thông tin đa cấp

− Cấu trúc trạm trên cơ sở phương pháp thông tin khách/chủ

2.3 Các chức năng của hệ thống tự động hoá trạm biến áp

Một trạm tự động hoá thông thường có các chức năng như: Đấu nối cơ

cấu chấp hành; Chức năng điều khiển, giám sát, kiểm tra, tự động hoá; Chức

năng liên quan như hệ thống viễn thông…

2.3.1 Chức năng đấu nối cơ cấu chấp hành

2.3.1.1 Nguyên lý đấu nối

Trong hệ thống điều khiển và giám sát, để vận hành và điều khiển hệ

thống thì cần các dữ liệu đầu vào từ các thiết bị cơ cấu xử lý, và đưa ra các

dữ liệu để điều khiển các cơ cấu xử lý Giao diện xử lý thực hiện đấu nối

giữa thiết bị nhất thứ và hệ thống tự động hóa trạm Ở hướng ngược lại giao

diện xử lý cho phép chuyển đổi thông tin từ hệ thống SA (Substation

Automation) đến các cơ cấu xử lý

Trong thực tế do ảnh hưởng của nhiễu loạn điện từ cao, các thiết bị và

cách đấu nối cổ điển (sử dụng cáp đồng và thiết bị nhất thứ thông thường) sẽ

giảm đáng kể đến độ tin cậy của hệ thống SAS Ngày nay với sự phát triển

của các thiết bị ứng dụng công nghệ mới cho phép đặt các bộ cảm biến

dòng, áp, đo mật độ khí, chỉ báo vị trí nấc phân áp, các bộ kích thích để điều

khiển đóng cắt máy cắt và dao cách ly được đặt trong một hộp kín và chúng

tích hợp vào thiết bị nhất thứ - các thiết bị thông minh Khi đó các bus giao

diện nối tiếp được xem như là giao diện xử lý (thông thường xử dụng cáp sợi

quang)

Một trạm tự động hóa ngoài việc nhận các tín hiệu từ các rơ le số và các

thiết bị điện tử thông minh (IED), hệ thống SAS còn phải nhận các tín hiệu

rời rạc như trạng thái thiết bị:

− Máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa (tín hiệu hai trạng thái), tín hiệu bảo

vệ nội bộ máy biến áp (tín hiệu 1 trạng thái) thông qua các tiếp điểm phụ của

các rơ le trung gian (độ trễ thời gian ở các rơ le này khoảng 5 – 10 ms) Các

tín hiệu này sẽ đưa vào các đầu vào số của các thiết bị tập trung dữ liệu

− Nấc phân áp thông qua transducer chỉ báo vị trí nấc phân áp có đầu ra

dòng (thông thường từ 4-20mA hoặc 0-20mA), các tín hiệu như nhiệt độ

cuộn dây, nhiệt độ dầu, dòng DC trong các tủ nguồn một chiều (tủ 220VDC

hoặc 110VDC, 48VDC) biến đổi thành các tín hiệu dòng ở đầu ra thông

qua các transducer Các tín hiệu này được đưa vào các đầu vào tương tự

(Analogue Input) của thiết bị tập trung dữ liệu Độ chính xác của các

transducer này được quy định với cấp chính xác 0.2

Để điều khiển đóng cắt các máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, điều khiển

nấc phân áp hệ thống SAS có thể sử dụng một trong hai giải pháp: Sử dụng

giải pháp cổ điển như thiết bị RTU là sử dụng các đầu ra số (Digital

Output) của thiết bị tập trung dữ liệu, kết nối đến các rơ le trung gian lệnh có

tiếp điểm song song với tiếp điểm điều khiển các thiết bị trên Hoặc giải pháp

thứ hai, ứng dụng công nghệ tiên tiến hơn, việc điều khiển các thiết đều

thông qua các rơ le số thông minh, lệnh điều khiển xuất phát từ hệ thống

SAS truyền đến các thiết bị thông qua rơ le số mà không qua thiết bị tập

trung dữ liệu Các tín hiệu dòng và áp của hệ thống điện sẽ được nối đến đồng

hồ đo đa chức năng và các rơ le số có giao diện nối tiếp để nối đến hệ

thống SAS bằng giải pháp thông thường – đấu nối đầu vào tương tự của các

thiết bị đo đếm hoặc rơ le đến các cuộn thứ cấp của biến dòng và biến điện áp

Hoặc sử dụng các biến dòng và biến điện áp quang, tín hiệu dòng và áp sẽ

được lấy từ bộ biến đổi quang điện thông qua các giao diện nối tiếp Trong

trường hợp thiết bị biến dòng và biến điện áp là loại thông thường ta có thể sử

dụng các thiết bị biến đổi điện quang được lắp đặt gần thiết bị nhất thứ, ta

cũng có thể giảm nhiễu đối với tín hiệu dòng và áp

2.3.1.2 Tiền xử lý dữ liệu

* Tiền xử lý dữ liệu nhị phân: Các dữ liệu nhị phân được sử dụng cho hai

mục đích: Chỉ ra trạng thái hiện tại của các thiết bị đóng cắt, các cảnh báo, vv

và ghi những sự kiện đã xảy ra cho mục đích phân tích sự cố sau này; và đánh

dấu thời gian với độ phân giải 1ms Độ chính xác đánh dấu thời gian phụ

thuộc vào độ phân giải này, độ chính xác của đánh dấu thời gian nội bộ thiết

bị cũng như độ chính xác của đồng bộ thời gian giữa các thiết bị

* Tiền xử lý dữ liệu tương tự: Tiền xử lý dữ liệu tương tự sau khi thực

hiện biến đổi từ tương tự sang số phụ thuộc vào loại giá trị và mục đích sử

dụng Điều kiện tiên quyết trong mỗi trường hợp là các đầu vào tín hiệu

tương tự phải thông qua các mạch lọc chống răng cưa để tránh ảnh hưởng của

tần số lấy mẫu Tín hiệu lấy mãu dòng và áp được lưu giữ trong các bộ nhớ

đệm Có thể áp dụng những thuật toán lọc khác nhau phụ thuộc loại hàm

2.3.2 Chức năng vận hành

Chức năng vận hành nhằm mục đích trực tiếp cho phép người vận hành

điều khiển trạm, thông thường là các chức năng: Giám sát, điều khiển và thu

thập dữ liệu

2.3.2.1 Chức năng kiểm tra và giám sát

Chức năng kiểm tra và giám sát nhằm mục đích:

− Chỉ ra trạng thái xử lý của thiết bị và trạng thái của hệ thống tự

điều khiển

− Thông tin về những tình huống diễn biến của những nguy hiểm có

thể đối với hệ thống

− Thu thập dữ liệu cho việc tính toán sau này hoặc của hiệu suất xử

lý, hoặc cho phân tích sự cố sau này hoặc những tình tiết nguy hiểm đã xảy

ra

Các chức năng kiểm tra điển hình gồm: