Xây dựng hệ thống giám sát điều khiển bằng máy tính trạm biến áp dựa trên RTU

Xây dựng hệ thống giám sát điều khiển bằng máy tính trạm biến áp dựa trên RTU Xây dựng hệ thống giám sát điều khiển bằng máy tính trạm biến áp dựa trên RTU Xây dựng hệ thống giám sát điều khiển bằng máy tính trạm biến áp dựa trên RTU luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp

gian một bản luận văn thạc sỹ gồm các nội dung tóm tắt như sau:

1 Luận văn đã giới thiệu khái niệm, tổng quan về tự động hoá trạm

biến áp trong đó có phân tích rõ những vấn đề về kinh tế, kỹ thuật các ưu điểm và tiện lợi khi áp dụng tự động hoá vào giám sát và điều khiển trạm biến áp Các yêu càu kỹ thuật đối với một

trạm tự động hoá

2 Luận văn đã trình bày hiện trạng lưới truyền tải điện Miền Bắc,

bao gồm tổng dung lượng MBA các cấp điện áp, hiện trạng hệ thống đường dây tải điện, hiện trạng hệ thống điều khiển các trạm biến áp và đánh giá nhu cầu tự động hoá giám sát điều khiển trạm biến áp nói riêng và nhu cầu thu thập thông tin dữ

liệu nói chung

3 Từ các yêu cầu kỹ thuật và phân tích về các ưu điểm của trạm tự

động hoá luận văn thiết kế một hệ thống giám sát và điều khiển

trạm biến áp bằng máy tính cho các trạm biến áp chưa được trạng

bị hệ thống điều khiển tự động dựa trên hệ thống RTU có tại trạm

4 Áp dụng nghiên cứu và thiết kế cho trạm 220kV Thái Bình thuộc

quản lý của Công ty Truyền tải điện 1, đã được trang bị RTU Microsol với nhiều cổng giao tiếp

ết quả đạt được có thể áp dụng được trên hệ thống, tại các trạm biến áp sử dụng RTU chưa được trang bị hệ thống điều khiển máy tính, đáp ứng được phần nào yêu cầu tự động hoá hệ thống điện mà việc đầu

tư thấp nhưng đạt hiệu quả

Người thực hiện

substations in the integrated control system is an intermediate step of development towards fully automatic control, meeting the demands of optimization of the power systems The plan suggests design computerized control solutions for the power substations base on the RTU

1 Introduction about concept, overview of the computerized

control system and technical requirements of the computerized control system for 500kv, 220kv substation EVN Issued

2 Introduction about Actual state of power transmisstion network

in the North of Viet Nam And demand with computerized power substations in one

3 Design computerized control solutions for the power substations

base on the RTU

4 Aplying result for 220kV Thái Bình substation with the Microsol

RTU to control, monitor, and collecting data

Author

Engineer: Pham Thanh Tung

MỤC LỤC

Lời nói đầu ……….…….5

Danh mục hình vẽ ……… ………7

Danh m ục bảng ……… ………8

CHƯƠNG 1 VẤN ĐỀ TỰ ĐỘNG HOÁ TRẠM BIẾN ÁP, ĐẶC ĐIỂM và CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT 1.1 Vấn đề tự động hoá trạm biến áp 9

1.1.1 Tính kinh tế 10

1.1.1.1 Những thay đổi trong thị trường điện 11

1.1.1.2 Giảm chi phí vận hành 12

1.1.1.3 Giảm chi phí trong bảo dưỡng 13

1.1.1.4 Giảm chi phí lắp đặt trạm 14

1.1.2 Tính Kỹ thuật 15

1.1.3 Yêu cầu dữ liệu 16

1.1.4 Tài liệu 16

1.1.5 Chức năng hoá 17

1.1.6 Độ tin cậy 17

1.2 Đặc điểm của hệ thống điều khiển tự động trạm biến áp 17

1.2.1 Cấu trúc điển hình của một hệ thống được tự động hoá 17

1.2.2 Các đặc điểm của hệ thống 19

1.2.2.1 Bảo vệ 20

1.2.2.2 Điều khiển 20

1.2.2.3 Đo đếm 21

1.2.2.4 Theo dõi 22

1.2.2.5 Phân tích và chẩn đoán 22

1.2.2.6 Thuật toán thông minh cho vận hành và khôi phục trạm 23

1.2.2.7 Tạo tài liệu tự động 24

1.2.2.8 Các thay đổi, nâng cấp, và sửa đổi trạm 24

1.2.2.9 Các thao tác trạm 24

1.2.2.10 Vận hành an toàn và bảo đảm 25

1.2.2.11 Đa sử dụng dữ liệu 25

1.3 Các yêu cầu kỹ thuật của hệ thống tự động hoá TBA 26

1.3.1 Các phần chính của một hệ thống tự động hoá TBA 26

1.3.2 Cấu hình và các yêu cầu chung cho hệ thống điều khiển 27

CHƯƠNG 2 HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MIỀN BẮC và NHU CẦU TỰ ĐỘNG HOÁ TRẠM 2.1 Hệ thống lưới điện Công ty Truyền tải điện 1 32

2.1.1 Hệ thống đường dây tải điện 33

2.1.2 Hệ thống các trạm biến áp 33

2.1.3 Các trạm điều khiển máy tính Công ty Truyền tải điện 1 36

2.1.1.1 Trạm SINAUT LSA – SIEMENS 36

2.1.1.2 Trạm sử dụng hệ thống SICAM - SAS – SIEMENS 37

2.1.1.3 Trạm Pacis – AREVA: 37

2.1.1.4 Trạm Micro SCADA: SCS/SMS, Micro SCADA SYS600– ABB: 39

2.2 Sự cần thiết phải điều khiển và giám sát bằng máy các trạm biến áp 40

2.2.1 Những nét chính của giải pháp 42

2.2.2 Thiết kế kết nối mạng rơ le điều khiển số (Engineering) 42

CHƯƠNG 3 THIẾT KẾ HỆ THỐNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN BẰNG MÁY TÍNH CHO TRẠM BIẾN ÁP DỰA TRÊN RTU 3.1 Mô hình phân cấp chức năng giám sát và điều khiển 43

3.2 Sơ đồ hệ thống tổ chức thông tin dữ liệu và phân cấp điều độ TBA Truyền tải 44

3.2.1 Phân cấp giám sát và điều khiển 44

3.2.2 Tổ chức thông tin dữ liệu trong vận hành 45

3.2.3 Cấu trúc hệ thống điều khiển và giám sát SCADA 48

3.2.3.1 Mức xử lý (Process level) 49

3.2.3.2 RTU – “Remote Terminal Unit”, PLC, SAS 49

3.2.3.3 Hệ thống truyền thông- Communication system: 50

3.2.3.4 Hệ thống điều khiển giám sát- Giao diện người máy (HMI) 50

3.2.4 Tổng hợp các mô hình kết nối SCADA các trạm biến áp Miền Bắc 51

3.3 Thiết bị đo xa RTU 52

3.3.1 Chức năng 52

3.3.2 Các thông tin RTU liên tục truyền về trung tâm điều khiển 53

3.3.3 Các lệnh điều khiển từ xa mà RTU 53

3.3.4 Cấu trúc của RTU 53

3.3.4.1 Card xử lý trung tâm 53

3.3.4.2 Các Card vào/ra 54

3.3.4.3 Card thu tín hiệu RS: Digital Input Module (DIM) 54

3.3.4.4 Vỉ thu tín hiệu RM: Analog Input Module (AIM) 54

3.3.4.5 Vỉ phát xung điều khiển RC: Digital Output Module (DOM) 54

3.3.4.6 Vỉ điều khiển AC: Analog Output Module (AOM) 55

3.3.5 Transducer 55

3.3.6 Rơ le cảnh báo chỉ thị và điều khiển 56

3.4 Thiết kế hệ thống giám sát, điều khiển bằng máy tính cho TBA dựa trên RTU 57

3.4.1 Sơ đồ cấu trúc chung 57

3.4.2 Mô tả hệ thống 57

3.4.2.1 Phần cứng 57

3.4.2.2 Phần mềm 58

3.4.3 Thiết lập cơ sở dữ liệu phục vụ cho công việc lưu trữ và báo cáo 61

3.4.3.1 Xây dựng hệ thống thu thập được các dữ liệu 61

3.4.3.2 Các tiêu chí của hệ thống đạt được: 62

3.4.3.3 Phương pháp thực hiện và mô tả cấu trúc hệ thống 63

3.4.4 Lắp đặt mạng chuyên biệt cho các rơ le 64

3.4.5 Yêu cầu về phần mềm 64

3.4.6 Yêu cầu về phần cứng 65

CHƯƠNG 4

ỨNG DỤNG TẠI TRẠM BIẾN ÁP 220KV THÁI BÌNH

4.1 Hiện trạng trạm 220kV Thái Bình 66

4.2 Xây dựng hệ thống giám sát, điều khiển dựa trên RTU 67

4.2.1 Cấu trúc hệ thống xây dựng 71

4.2.2 Phần cứng - Hệ thống RTU Microsol -Xcell 72

4.2.2.1 Cấu trúc điển hình 73

4.2.2.2 Khối Xử lý Cell CPR-031/CPR-031- RTC 74

4.2.2.3 Khối Digital Input HDI-050: 64 kênh 75

4.2.2.4 Khối Analog input(AI) HAI-030-32 kênh 76

4.2.2.5 Kết nối mạch ngoài và danh mục tín hiệu có thể 77

4.2.2.6 Giao thức IEC 60870-5-101 78

4.2.3 Phần mềm sử dụng 79

4.2.3.1 Phần mềm OPC Server: Cybectec Server 870 Master 79

4.2.3.2 Phần mềm OPC Client: Wonderware/IO servsers/OPCLink 81

4.2.3.3 Thiết lập giao diện HMI phần mềm WindowMaker và window viewer 82

4.3 Tổ chức thu thập cơ sở dữ liệu 85

4.3.1 Sơ đồ tổ chức thực hiện 85

4.3.2 Tr iển khai xây dựng CSDL 86

4.3.3 Báo cáo thông số vận hành trạm biến áp 88

4.4 Mạng cho kỹ sư lập trình, cài đặt và đọc các bản ghi sự cố 89

4.4.1 Mô tả sơ đồ rơ le bảo vệ trạm 220kV Thái Bình 89

4.4.1.1 Ngăn máy biến áp 89

4.4.1.2 Ngăn đường dây 220kV 89

4.4.1.3 Ngăn đường dây 110kV 89

4.4.1.4 Thanh cái 110kV 89

4.4.1.5 Phía 10kV 90

4.4.2 Thiết lập mạng chuyên biệt: 90

4.5 Kết quả xây dựng tại trạm 220kV Thái Bình 92

4.5.1 Các kết quả được 92

4.5.2 Đánh giá theo chức năng có sẵn 99

4.5.3 So sánh hệ thống máy tính 100

CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN và CÁC KIẾN NGHỊ K ết luận và các kiến nghị 104

LỜI NÓI ĐẦU

Mục tiêu phát triển chất lượng điện năng nằm trong xu hướng chung của

sự phát triển khoa học kỹ thuật và kinh tế nhằm thoả mãn đòi hỏi ngày càng tăng, đa dạng của nhu cầu xã hội Đó là những bước tiến trong khoa học kỹ thuật

và chịu sự chi phối chung của xu hướng thị trường hoá tất yếu trong cung cấp điện năng

Hệ thống điện Việt Nam cũng như các nước đang phát triển trên thế giới hiện đang trong giai đoạn cần đầu tư phát triển mạnh mẽ bên cạnh sự phụ thuộc vào việc cung cấp các thiết bị và chuyển giao công nghệ cao từ những nước phát triển, Việt Nam còn được thừa hưởng những thành tựu công nghệ mới nhất, tiên tiến nhất khi xây dựng các công trình mới, bỏ qua sự phát triển từng bước và những chi phí nghiên cứu ứng dụng thử nghiệm công nghệ mà các nước phát triển phải trải qua

Như vậy nhiệm vụ đặt ra bước đầu các cán bộ tư vấn, quản lý, kỹ sư vận hành hệ thống điện Việt Nam phải xác định mục tiêu chủ động tìm hiểu, quản lý hiệu quả, lựa chọn giải pháp tối ưu khi sử dụng thiết bị tiên tiến trong xây dựng

và cập nhật hệ thống điện đạt hiệu quả kỹ thuật, mà cao nhất là hiệu quả kinh tế cuối cùng, trước khi chúng ta có mục tiêu từng bước dần nghiên cứu chủ động sản xuất thiết bị hiện đại

Là một kỹ sư thí nghiệm hệ thống điều khiển và bảo vệ HTĐiện, có kinh

nghiệm hơn 10 năm trong công tác xây dựng và quản lý kỹ thuật chủ yếu là phần

thiết bị điều khiển và bảo vệ tôi nhận thấy vấn đề “Tự động hoá trạm biến áp:

Điều khiển và bảo vệ trạm điện” là một nhu cầu tất yếu trong tương lai

Phạm vi: Nội dung chính của luận văn là đưa ra ra giải pháp khai thác,

phát triển các ứng dụng điều khiển và giám sát trạm biến áp trên hệ thống thiết

bị sẵn có cụ thể là hệ thống RTU hiện có tại trạm biến áp để nâng cao công tác quản lý kỹ thuật trong Công ty Truyền tải điện 1

Bản luận văn bao gồm 5 chương chính,

Chương 1: Trình bày khái quát về vấn đề tự động hoá trạm biến áp đặc điểm

và các tiêu chuẩn kỹ thuật của một trạm tự động hoá

Chương 2: Hệ thống lưới điện Truyền tải điện miền Bắc và sự cần thiết tự động

hoá trạm

Chương 3: Dựa trên nội dung chính của chương 1 và chương 2 đưa ra một thiết

kế hệ thống giám sát, điều khiển bằng máy tính cho trạm biến áp dựa trên RTU

Chương 4: Từ các phân tích và thiết kế của các chương trên áp dụng thử nghiệm

thực tế cho trạm biến áp 220kV Thái Bình Đánh giá đáp ứng yêu cầu kỹ thuật và chi phí kinh tế sau khi áp dụng thử thực tế

Chương 5: Kết luận và kiến nghị

Phần Phụ lục

Phần các tài liệu tham khảo

Trong thuyết minh có đưa vào những khái niệm, thuật ngữ, viết tắt tiếng Việt và tiếng Anh Thông dụng trong ngành

Do khuôn khổ của luận văn và thời gian có hạn nên nội dung còn mang nhiều tính tổng quan, bản luận văn chắc chắn sẽ còn nhiều thiếu sót và với hy vọng giới thiệu một giải pháp quy mô nhỏ tuy nhiên có thể ứng dụng được trong thực tế

Tôi xin chân thành cảm ơn Tiến Sỹ Nguyễn Đức Cường đã hết lòng đầu

tư thời gian, kiến thức và kinh nghiệm giúp đỡ tôi hoàn thành bản luận văn này

Tôi xin chân thành cảm ơn tới các Thầy, Cô giáo trường Đại học Bách

Khoa Hà Nội đã truyền thụ kiến thức và phương pháp nghiên cứu khoa học, Trung tâm điều độ hệ thống đện Quốc gia và Miền Bắc đã cung cấp tài liệu quý báu và tạo điều kiện để tôi hoàn thành bản luận văn này

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1-1 Cấu trúc điển hình của một trạm tự động hoá 18

Hình 3.1 Các cấp điều khiển trong HTĐ Việt Nam 45 Hình 3.2: Cấu trúc điển hình của một hệ thống SCADA trạm biến áp 48 Hình 3.3: Cấu trúc và cách bố trí RTU tại trạm 56 Hình 3- 4: Mô hình xây dựng máy tính giám sát điều khiển trạm 57 Hình 3-5: Minh hoạ về ứng dụng của OPC và DDE Server 59 Hình 3- 6: Sơ đồ khối xây dựng CSDL và tạo lập báo cáo 62 Hình 3- 7: Sơ đồ khối phương án kết nối máy tính 64 Hình 4-1: Sơ đồ nối điện trạm 220kV Thái Bình 67 Hình 4- 2: Mô hình xây dựng máy tính giám sát điều khiển trạm 71

Hình 4-4 : Khối Xử lý Cell CPR-031/CPR-031- RTC 74 Hình 4-5 : Nguyên lý hoạt động khối xử lý trung tâm 75 Hình 4-6: Nguyên lý k hối Digital Input HDI-050 75 Hình 4- 7: Nguyên lý khối Digital Input HAI-030 76 Hình 4-8:Chương trình OPC Server-Cybectec Server870 Master 79 Hình 4-9: Khai báo Device name và kết nối 80

Hình 4-11: Danh sách đầy đủ các tag OPC trạm 220kV Thái bình 81

Hình 4-15 : Thiết lập và tạo các Tag dùng trong Intouch 83 Hình 4-16 : Định dạng cửa sổ giao diện ngăn 171 83 Hình 4-17: Minh ho ạ thiết lập cửa sổ giao diện ngăn 171 84 Hình 4-18: Sơ đồ khối xây dựng CSDL và tạo lập báo cáo 86

Hình 4- 18: Sử dụng KITZ201 để kết nối đến cac rơ le tại chỗ, từ xa 91 Hình 4- 19: Sử dụng 02 KIZ201kết hợp cùng KIZ101 để kết nối 92 Hình 4-20 : Tổng quan giao diện toàn trạm 93 Hình 4-21 : Giao diện sân phân phối 220kV 94 Hình 4-22 : Giao diện sân phân phối 110kV 94

Hình 4-23 : Giao diện chi tiết ngăn lộ 95 Hình 4-24 : Giao diện các bước điều khiển thiết bị 96 Hình 4-25 : Giao diện danh sách các cảnh báo 97

DANH MỤC BẢNG

Bảng 2-1: Chi tiết sản lượng điện năm 2007 32 Bảng 2-2: Danh mục các trạm biến áp tự động hoá 34 Bảng 3-1: Mô hình hệ thống điều khiển trạm, mô hình kết nối 51 Bảng 4-1: danh sách SI trạm 220kV Thái Bình 67 Bảng 4-2: Danh sách các biến đo lường trạm 220kV Thái Bình 70

Bảng 4-4: So sánh chức năng của thế hệ công nghệ khác nhau 99

CHƯƠNG 1

VẤN ĐỀ TỰ ĐỘNG HOÁ TRẠM BIẾN ÁP, ĐẶC ĐIỂM và CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT

1.1 Vấn đề tự động hoá trạm biến áp

Công nghiệp điện lực đang ở trong thời kỳ cạnh tranh mạnh để có quản lý tối ưu lưới điện ở tất cả các mức hệ thống Sự tư nhân hoá (cổ phần hoá) của nghành công nghiệp điện lực tạo ra sự mở của thị trường điện mới, khác về mọi mặt so với thị trường truyền thống cũ Một thị trường trong đó hộ tiêu thụ trở thành khách hàng do việc cung cấp điện năng và các nhà buôn bán mới xuất hiện trên thị trường Trên thực tế, trong một tương lai rất gần, công nghiệp điện lực trên toàn thế giới sẽ xuất hiện ngày càng nhiều hơn nhà sản xuất điện, các công ty truyền tải điện và công ty bán buôn sau đó là bán lẻ

Như vậy đối với các hệ thống điện, nhất là đối với các nước đang phát triển liên tục gặp phải các thử thách là làm thế nào để nâng cao được việc cung cấp điện năng với chất lượng đảm bảo và với độ tin cậy cao cho khách hàng sử dụng điện và giá cả cạch tranh

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

như hiện hữu phải được xem xét đánh giá bởi các nhà đầu tư (từng công

ty điện lực) nhằm đạt được các yêu cầu mong muốn của thị trường tương lai và độ tin cậy của thiết bị hiện có Về khía cạnh này, tự động hoá trạm biến áp, với việc tạo ra độ tin cậy cao một hệ thống cung cấp điện 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 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

Các công ty điện lực trên toàn thế giới đang tự chuẩn bị cho các yêu cầu tương lai đang đến gần đối với các trạm biến áp trong lưới điện của

họ ở tất cả các cấp truyền tải và phân phối Để làm được việc đó công ty điện lực phải có được hiểu biết đầy đủ về sự cần thiết của họ đối với tự động hoá và lợi ích của nó

Mỗi công ty điện lực, trong nỗ lực nhằm tự động hoá các trạm biến

áp hiện có, nên tập trung vào hai khía cạnh chính của sự ảnh hưởng của điều khiển tối ưu, của công việc quản lý hệ thống điện Hai khía cạnh đó

là kinh tế và kỹ thuật

1.1.1 Tính kinh tế

Kinh tế chiếm vai trò chủ yếu trong việc chứng minh tính đúng đắn

tự động hoá trạm (SA) hiện có Thông tin về hệ thống điện cho phép Công ty điện lực sức mạnh để thành công hơn trong cạnh tranh ở thị trường tự do trong đó có sự cạnh tranh giữa các công ty điện lực tạo ra bởi việc không điều tiết công nghiệp điện lực Trong môi trường này thông tin trở thành yêu cầu chiến lược khi có yêu cầu các quyết định nhanh Thiếu thông tin này, thông tin không thể nhận được tự trạm biến

áp hiện hữu thông thường, Công ty điện lực không thể đáp ứng được Các thay đổi xuất hiện sớm, và chúng được dự đoán trong tương lai gần, được thảo luận trong phần tiếp theo

1.1.1.1 Những thay đổi trong thị trường điện

Các thay đổi chính chiếm vị trí trong thị trường điện, và còn có những thay đổi trong tương lai gần Trong một thị trường điện truyền thống, ở đó các trung tâm điều độ quốc gia/miền điều khiển và thị trường điện năng không có các nhà cung cấp điện khác đến khách hàng Trong một thị trường điện không điều tiết, tình trạng này biến mất một cách nhanh chóng, và xu hướng sẽ tiếp tục ở một tốc độ nhanh hơn trong tương lai gần Các công ty dịch vụ năng lượng sẽ thay thế các công ty điện lực, và các nhà bán lẻ điện năng đang xuất hiện trên thị trường Đồng thời, 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

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 thoả thuận cung cấp điện mới được chuyển thành bản kê đối với cung cấp điện và giá và các nhà cung cấp khác nhau Điều này được gọi là một "thị trường có giá và vị trí tự do"

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 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 hỗ trợ các quá trình ra quyết định trong thị trường điện trạm biến áp phải được nâng cấp để cung cấp thông tin cần thiết ở dạng theo thời gian thực

1.1.1.2 Giảm chi phí vận hành

Các chi phí vận hành có ảnh hưởng đáng kể đến toàn bộ hoạt động kinh tế của công ty điện lực Thông tin chính xác là yếu tố cần thiết để giảm chi phí vận hành Có thể đạt được những tiết kiệm sau:

Giảm nhân viên trạm do việc thực hiện khả năng điều khiển từ xa các trạm biến áp Bao gồm nhân viên vận hành, đội ngũ bảo dưỡng và công tác tại hiện trường, có thể la sẽ tốt hơn khi 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

 Định vị và loại trừ sự cố, điều này có thể dẫn đến làm giảm thời gian gián đoạn cung cấp điện Thời gian gián đoạn cung cấp điện ngắn hơn liên quan trực tiếp đến chi phí Điều này cũng đúng cho sự hư hỏng của thiết bị điều khiển và bảo vệ

 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 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

1.1.1.3 Giảm chi phí trong bảo dưỡng

 Giảm trục trặc và sửa chữa

Trục trặc trong các trạm biến áp hiện có rất mệt mỏi và mất thời gian do tính phức tạp trong đi dây nối giữa các tủ bảng khác nhau cho thiết bị điều khiển và bảo vệ 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

Vật tư, thiết bị dự phòng, và nhân công tiêu tốn trong các kế hoạch bảo dưỡng thông thường đối với thiết bị nhất thứ giảm được nhờ việc ghi nhận chính xác và theo thời gian các dữ liệu về hoạt động của thiết bị 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

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

Công nghệ phần mềm mới, cuộc cách mạng của thông tin liên lạc

kỹ thuật số, các rơ le số, và thiết bị điều khiển số sẽ giảm một cách 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

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

1.1.1.4 Giảm chi phí lắp đặt trạm

Người ta cho rằng với thiết bị hiện đại mới việc giảm chi phí có thể thực hiện được Việc giảm chi phí đặc biệt sẽ thực hiện khi thiết bị riêng biệt được hợp bộ vào thành một thiết bị Tuy nhiên, điều này phụ thuộc vào kích cỡ và các chức năng yêu cầu của trạm

Các công ty điện lực cũng như các khách hàng công nghiệp cũng phải thấy rõ sự so sánh giảm chi phí giữa các hệ thống truyền thống và

hệ thống mới Một sự so sánh như thế sẽ khuyến khích việc trang bị thêm ở các trạm cũ thiết bị mới Cho đến nay dữ liệu thực tế yêu cầu cho khảo sát này rất khó tìm kiếm, thu thập

Sắp xếp các thiết bị dưới đây được xem như giảm chi phí chính

 Giảm cáp và không gian cho điều khiểu và bảo vệ trong công nghệ điều khiển truyền thống

Việc kéo dài cáp là yêu cầu không thể tránh khỏi giữa các ngăn trong một trạm và phòng điều khiển trong trạm kiểu truyền thống hiện

có 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 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

Thêm vào việc tiết kiệm chi phí do việc giảm đi cáp, không gian yêu cầu xây dựng của các trạm mới cũng có thể được giảm

 Giảm thiết bị chuyên dụng cho mỗi chức năng

Trong tự động hoá trạm hiện đại, việc giảm chi phí chính có được với công nghệ mới Giảm chi phí sẽ cung cấp các tiết kiệm cơ bản khi nâng cấp, lắp đặt, và bảo dưỡng thiết bị như các RTU cho SCADA, bộ ghi sự cố quá độ số (TFR), Các bộ ghi trình tự sự kiện (SOE), các tủ giao tiếp, các bảng đo lường, và các bảng điều khiển nếu chúng được thay thế bởi một thiết bị mới hiện đại Điều này sẽ ảnh hưởng một cách đáng kể đến việc giảm chi phí mà không ảnh hưởng đến độ tin cậy của trạm hoặc tính dự phòng thiết bị

 Các yêu cầu phụ trợ trong trạm

Các trạm biến áp hiện có với hệ thống truyền thống đòi hỏi việc đi cáp nhiều, không gian và tủ bảng thay đổi mỗi khi có một yêu cầu hoặc một chức năng mới đặt ra Việc đi cáp, không gian cho các tủ bảng mới cần được đánh giá trên cơ sở so sánh trường hợp này với trường hợp khác Trong một số trường hợp, các hệ thống tự động hoá trạm mới hiện đại không yêu cầu các thay đổi này

1.1.2 Tính Kỹ thuật

Những nhu cầu của công việc kinh doanh mới, đòi hỏi thông tin nhiều hơn, sẽ yêu cầu một công ty điện lực nâng cấp các trạm hiện có của họ Thông tin cần cho công nghiệp cũng như các khách hàng khác; chẳng hạn, dự báo phụ tải bằng máy tính và đo lường phức tạp cho mua bán quy mô lớn và quản lý năng lượng

Tính chính xác, thông tin theo thời gian và tin cậy phải được cung cấp đến các công ty điện lực và các nhà bán buôn Thông tin này cung cấp cho công ty điện lực một cơ hội nâng cao vị trí cạnh tranh của công

ty trong một môi trường cạnh tranh khốc liệt Tiếp theo là một số vấn đề

kỹ thuật chính yêu cầu nâng cấp trạm biến áp truyền thống hiện có

1.1.3 Yêu cầu dữ liệu

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 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

1.1.4 Tài liệu

Ngày nay, Các công ty điện lực đối mặt với những khó khăn trong thiết lập tài liệu tất cả những thay đổi và nâng cấp trong lưới điện Nói cách khác, không có tài liệu "Hoàn công" nào phản ánh các điều kiện thực tế tại hiện trường của thiết bị nhị thứ 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 lắp đặt hiện có

Các hệ thống số mới 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, một tài liệu

"hoàn công" được cập nhật liên tục Điều này cho phép thay đổi hệ thống của tất cả thiết bị nhị thứ đơn giản hơn và đỡ mất thời gian hơn

1.1.5 Chức năng hoá

Không giống với hệ thống truyền thống hiện có yêu cầu rất nhiều thay đổi ở thiết bị nhị thứ để thêm các chức năng mới, một hệ thống hiện đại mới cung cấp khả năng thêm các chức năng vào thiết bị hiện đại hiện

có 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 Đặc điểm của hệ thống điều khiển tự động trạm biến áp

Tất cả các thiết bị cho điều khiển bảo vệ, giám sát, đo lường và thông tin liên lạc tạo nên hệ thống nhị thứ của 1 trạm biến áp Các thiết

bị nhị thứ này được nối liên kết nối tiếp với nhau trong 1 hệ thống thông tin chuẩn gọi là hệ thống tự động hoá trạm

1.2.1 Cấu trúc điển hình của một hệ thống được tự động hoá

Hình 1-1 minh hoạ một trạm được tự động hoá hiện đại điển hình Được kể đến trong ví dụ này là các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) cho tất cả các chức năng, đấu nối song song của các IED đến thiết bị lực, kết nối thông tin liên lạc nối tiếp của IED với thiết bị trạm và giao tiếp người máy của trạm, và kết nối thông tin liên lạc nối tiếp thông qua

một thiết bị thông tin liên lạc (ComU) với trung tâm điều độ lưới điện IEDs bao gồm các thiết bị bảo vệ (PUs), thiết bị điều khiển (CUs), các thiết bị hợp bộ điều khiển và bảo vệ (C/Ps), và các thiết bị điều khiển trạm (CUs)

Các chức năng thường được bố trí theo thiết bị mức xuất tuyến cho bảo vệ, điều khiển xuất tuyến, ghi sự cố, thu thập dữ liệu chung và đồng

bộ thời gian Các chức năng thường được bố trí theo thiết bị mức trạm cho thông tin liên lạc với trung tâm điều độ từ xa, thông tin liên lạc đến thiết bị xuất tuyến, HMI mức trạm, quản lý cảnh báo và sự kiện, giám sát, đánh giá và kích hoạt dữ liệu, và giám sát trạng thái

Hình 1-1 Cấu trúc điển hình của một trạm được tự động hoá hiện nay

1.2.2 Các đặc điểm của hệ thống

Việc sử dụng hệ thống thông tin liên lạc để thực hiện việc tự động hoá trạm biến áp tính tự động được thể hiện ở các khả năng sau

• 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

• 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

• Truy cập vào/ra

• Đồng bộ thời gian trong phạm vi trạm

• Lưu trữ dữ liệu trong trạm

• 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

1.2.2.2 Điều khiển

Các chức năng điều khiển có thể được phân thành các chức năng "Cơ bản", "nâng cao" và "thiết bị trạm", chúng được thực hiện trong các thiết bị điều khiển (CUs) và/hoặc một thiết bị mức trạm (SU)

 Các chức năng điều khiển cơ bản

Các chức năng điều khiển cơ bản điển hình là:

• 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

Các chức năng điều khiển nâng cao điển hình là:

• 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

1.2.2.3 Đo đếm

Dữ liệu được sử dụng cho các mục đích lập hoá đơn tiền điện là dữ liệu

đo đếm Do đó hệ thống đo đếm là một hệ thống độc lập, hệ thống này với

phần mềm và phần cứng phức tạp, hoạt động độc lập Các thiết bị đo đếm được nối đến cuộn dây các máy biến dòng điện đo lường đặc biệt (CT) và các cuộn dây máy biến điện áp đo lường

Dữ liệu đo đếm có thể được tiền xử lý ở một máy tính đo đếm-trạm (ngày nay thường là một hệ thống khác với hệ thống máy tính trạm dùng điều khiển), và sau đó được truyền đến phòng đo đếm điện năng

• Tính toán đo lường

• Theo dõi điều kiện

1.2.2.5 Phân tích và chẩn đoán

Một trong những ưu điểm chính của một hệ thống được tự động hoá là khả năng sinh ra "thông tin thông minh", chẳng hạn thông tin cung cấp cho việc phân tích hoặc chẩn đoán các thiết bị trạm Dưới đây là các ví dụ về chức năng phân tích và chẩn đoán là:

• 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

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

Thiết bị trạm có tất cả các thời gian của trạm Dữ liệu này luôn có sẵn nhanh chóng và có thể 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 các chức năng trợ giúp cho vận hành thông minh

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

• Tự động chuyển xuất tuyến từ thanh cái sự cố sang thanh cái tốt

• Các chương trình tự động khôi phục nguồn

1.2.2.7 Tạo tài liệu tự động

Tạo tài liệu tự động là yêu cầu đối với các thay đổi, nâng cấp và sửa đổi trạm, và các thao tác dẫn đến từ tất cả các hoạt động

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

Các hệ thống tự động cung 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

• 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 (trung bình 15 phút, xu hướng)

• 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)

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

Xác suất lý thuyết của một lệnh thực hiện sai là rất nhỏ

• Ghi nhiễu loạn

• Các báo cáo

• Đánh giá

• Giám sát giá trị ngưỡng

Dữ liệu đa dụng có thể đơn giản hoá việc đi dây trong trạm một cách đáng kể

1.3 Các yêu cầu kỹ thuật của hệ thống tự động hoá TBA

1.3.1 C ác phần chính của một hệ thống tự động hoá TBA

Một hệ thống tự động hoá trạm bao gồm các phần chính sau đây

 Bộ xử lý trung tâm tại trạm: Đây là giao diện liên lạc trung tâm và

khối xử lý của hệ thống tích hợp Bộ xử lý tại trạm hoạt động như là

bộ xử lý chủ tại chỗ để lưu trữ dữ liệu, tính toán, điều khiển, hiện thị các thông tin về trạm dưới các khuôn dạng khác nhau trên giao diện của người sử dụng tại chỗ (UI), cất giữ các thông tin cho công việc phân tích trong tương lai và lưu giữ các bản ghi

 Mạng cục bộ tại trạm (LAN): LAN tạo ra sự liên lạc giữa các phần

tử của hệ thống tích hợp và các thiết bị điện tử thông minh IEDs

 Các giao diện của hệ thống liên lạc: Giao diện với các thiết bị IED

của trạm nhằm dịch các thủ tục IED sang thủ tục chung của LAN phục vụ các dịch vụ truy nhập Giao diện với hệ thống SCADA/EMS hiện hữu và hệ thống MINISCADA của lưới phân phối (nếu có) Hệ thống tích hợp trao đổi thông tin với các hệ thống bên ngoài và người sử dụng từ xa Trợ giúp các dạng giao diện khác nhau khi mở rộng hệ thống tích hợp tới các lộ phân phối hoặc tại các trạm khách hàng nhỏ hơn

 Giao diện với người sử dụng:Cho phép người vận hành truy nhập,

phát triển và bảo dưỡng hệ thống dữ liệu và thực hiện các thao tác điều khiển các thiết bị trong trạm

1.3.2 Cấu hình và các yêu cầu chung cho hệ thống điều khiển

nhất, hoặc Linux

 Mạng truyền thông: Tất cả các thiết bị được liên kết vận hành theo

thủ tục mạng LAN kép Ethernet 10/100Mbps sử dụng đường truyền cáp quang, một mạng là mạng chính, một mạng làm dự phòng để đảm bảo hệ thống mạng hoạt động liên tục ngay cả trong trường hợp có bất kỳ một phần tử đơn lẻ nào của hệ thống mạng bị sự cố

 Thiết kế của hệ thống: Hệ thống điều khiển phải đảm bảo rằng bất

kỳ hư hỏng của một phần tử đơn lẻ nào cũng không được làm ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của hệ thống

 Các giao thức: Các giao thức IEC61850/UCA2, Modbus TCP,

DNP TCP, và IEC870 -5-104 được lựa chọn làm giao thức truyền tin của mạng LAN giữa các máy tính chủ và các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) hoặc các khối giao diện mạng (NIM) Giao thức IEC870 -5-101 được thiết kế cho việc truyền tải các dữ liệu thời gian thực từ cơ sở dữ liệu trạm lên hệ thống SCADA của trung tâm điều độ hiện hữu

 Các chức năng điều khiển và giám sát của hệ thống phải được

thực hiện bởi các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các khối vào ra được lắp đặt tại trạm Các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các khối vào ra chịu trách nhiệm chấp hành lệnh điều khiển đóng, cắt máy cắt tự động, tại chỗ hoặc từ xa Các rơ le và/hoặc các khối vào ra gửi trả lại trạng thái

máy cắt cùng với các dữ liệu bảo dưỡng và vận hành của các thiết

bị trong trạm

 Các bộ vi xử lý làm nhiệm vụ thu thập dữ liệu, truy xuất các thiết bị

từ xa thông qua các cổng Các bộ vi xử lý này liên kết các rơ le và/hoặc khối vào ra với máy tính chủ tại trạm

 Việc điều khiển các thiết bị ngăn tụ bù được thực hiện thông qua

các rơ le bảo vệ và/hoặc các khối vào ra của ngăn tụ Rơ le bảo vệ cho ngăn tụ và/hoặc khối vào ra phải được cấu hình để thực hiện việc đóng cắt các ngăn tụ một cách phù hợp

 Các dữ liệu tương tự từ các ngăn lộ phải được đo bởi các rơ le kỹ

thuật số và/hoặc khối vào ra Các dữ liệu này bao gồm điện năng, điện áp, dòng điện, và các giá trị công suất tác dụng, công suất phản kháng tức thời,

 Chức năng giám sát điều kiện làm việc của máy cắt phải được

thực hiện bởi các rơ le kỹ thuật số Nó bao gồm bộ đếm số lần làm việc của máy cắt, dòng điện sự cố trung bình và cực đại tích luỹ, phần trăm hao mòn tiếp điểm

 Bộ ghi trình tự diễn biến các sự kiện (SER) phải được thực hiện

bởi các rơ le kỹ thuật số Các bản ghi trình tự diễn biến các sự kiện được tự động gửi về máy tính chủ, nơi chúng được lưu trữ, phân loại và thể hiện lên màn hình

 Các bản ghi sự cố phải được tự động tạo ra bởi các rơ le Bất cứ

khi nào sự cố xảy ra, rơ le đi cắt máy cắt, một bản ghi sự cố phải được tạo ra và ghi lại

 Việc định vị sự cố phải được tính toán bởi rơ le, các giá trị này sau

đó sẽ được lấy về máy tính chủ để hiển thị lên trên màn hình giao diện

 Rơ le và/hoặc khối vào ra thực hiện chức năng thu thập các tín hiệu

cảnh báo trong trạm Các tín hiệu cảnh báo phải được thu thập về máy tính chủ để lưu trữ và hiển thị Các dữ liệu cảnh báo đồng thời được chuyển sang máy tính lưu trữ cơ sở dữ liệu quá khứ tại trạm

để phục vụ việc truy xuất từ xa

 Việc treo biển đối với các thiết bị (Đỏ, vàng, đỏ tía và xanh) được

thể hiện trên màn hình rơ le và trên màn hình máy tính giao diện của trạm Bản ghi các lần treo biển phải được lưu trữ trong cơ sở dữ liệu quá khứ

 Hệ thống điều khiển và giám sát bao gồm:

• Hệ thống điều khiển và giám sát chính

• Hệ thống điều khiển và giám sát dự phòng

• Hệ thống điều khiển tại mức ngăn với logic đi dây cứng

 Các chức năng điều khiển, giám sát và hiển thị số liệu được dự

phòng bởi các rơ le và/hoặc khối vào ra Chức năng điều khiển và giám sát tại trạm không chỉ dựa vào máy tính giao diện, toàn bộ các chức năng điều khiển và giám sát vẫn có thể thực hiện được thông qua các bộ vi xử lý, các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các bộ vào ra và thông qua hệ thống điều khiển kiểu đi dây truyền thống dùng khoá chuyển mạch, nút ấn và đèn chỉ thị trạng thái

 Đồng bộ thời gian: Tất cả các thiết bị bảo vệ và máy tính chủ phải

được đồng bộ với nguồn tín hiệu thời gian IRIG -B qua vệ tinh

 Giao diện người -máy (HMI) phải được thiết kế theo cấu trúc trong

hình vẽ dưới đây Phần mềm hiển thị các cửa sổ thông tin mà nhờ

đó các kỹ thuật viên có thể sử dụng để vận hành hệ thống Các cửa

sổ thông tin được phân thành lớp, càng vào sâu thông tin cung cấp càng chi tiết đáp ứng nhu cầu vận hành tại trạm

Hình 1-2: Cấu trúc Giao diện người –máy

Screen

-Input/Alarm/Output status

Communication Screen

-Communication Layout -Port Status

Manufacture Screen

-Relay Software -Website

Miscellaneous Screens

-Battery System -Relay Instructions -Switching Pro

-Clearance Tags

Equiment Screen

-Metering Data -Control Panel -Element Blocking -LO Reset

-Critical Alarm Ind

-Relay Targets Display -Setting Group Select -Transformer Control -Cap Bank Auto/Manual

Last Trip Information

-Fault Location and

Equipment Operate Screen

-One-Line Load Flow -Operate Equipment (Open/Close)

CHƯƠNG 2

HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MIỀN BẮC và

NHU CẦU TỰ ĐỘNG HOÁ TRẠM Với sự phát triển không ngừng của khoa học công nghệ, đặc biệt là sự lớn mạnh vượt bậc của công nghệ thông tin đã cho phép ngành Điện có những giải pháp kỹ thuật linh hoạt, tối ưu, an toàn và hoàn toàn tự động hóa trong việc điều khiển, giám sát hoạt động của không chỉ một trạm mà còn cả với hệ thống điện Song song với các thiết bị nhất thứ, các rơ le bảo vệ, hệ thống điều khiển trạm biến áp cũng đã được ứng dụng các công nghệ mới là, sử dụng hệ thống máy tính thay thế cho hệ thống điều khiển bằng các tủ bảng vặn khóa truyền thống

Với việc áp dụng các thiết bị tự động gọn nhẹ, làm việc thông minh và

có độ tin cậy cao, các kỹ thuật viên có khả năng điều hành, quan sát và quản

lý toàn bộ hoạt động của tất cả các thiết bị trong trạm biến áp Việc sử dụng

hệ thống điều khiển máy tính trong trạm biến áp đã giảm số lượng thiết bị điều khiển và bảo vệ, số lượng đấu dây, giảm chi phí lắp đặt, thí nghiệm, đặc biệt giảm thao tác bằng tay, tiến tới giảm số người trực và mục tiêu là xây dựng các trạm không người trực

Trong chương này xin sơ lược giới thiệu về hệ thống lưới Truyền tải điện miền Bắc bao gồm hệ thống đường dây tải điện, hiện trạng hệ thống điều khiển và giám sát các trạm biến áp Từ các phân tích và xu hướng phát triển của hệ thống điều khiển và giám sát trạm biến áp đưa ra những nhu cầu và mục đích máy tính hoá các trạm chưa điều khiển bằng máy tính

2.1 Hệ thống lưới điện Công ty Truyền tải điện 1

Công ty Truyền tải điện 1 có nhiệm vụ quản lý vận hành, sửa chữa

hệ thống điện có cấp điện áp từ 220 đến 500kV trên địa bàn Miền Bắc (đến Đèo Ngang) và đóng một vai trò rất quan trọng trong hệ thống điện Quốc gia bao gồm hệ thống đường dây tải điện và các trạm biến áp Sản

lượng điện truyền tải năm 2007 hơn 23 tỷ kWh, tỷ lệ tổn thất 1.78 %

Bảng 2-1: Chi tiết sản lượng điện năm 2007

GIAO

1 Thuỷ điện Hoà Bình 2007 9,057,425,441 51,553,417

2 Lưới 500KV 2007 4,883,460,360 1,446,624,750

3 Công ty Truyền tải điện 2 2007 400 431,831,900

4 Nhiệt điện Phả lại I 2007 6,639,671,253 799,109,138

5 Nhiệt điện Phả lại II 2007 0 246,419,600

6 Công ty Điện lực I 2007 500,931,229 10,872,686,477

7 Công ty Điện lực Ninh Bình 2007 40,493,300 438,295,070

8 Công ty Điện lực Hải Dương 2007 0 824,050,777

9 Công ty Điện lực TP Hà Nội 2007 9,815,944 6,340,426,710

10 Công ty Điện lực TP Hải Phòng 2007 130,994,757 1,850,045,780

11 Tự dùng các Trạm 2007 0 9,160,099

12 Tụ bù các Trạm 2007 0 14,469,010

13 Nhận từ lưới Trung Quốc 2007 1,794,026,500 0

14 Nhiệt điện Uông Bí 2007 474,706,420 43,038,460

15 Thuỷ điện Tuyên Quang 2007 0 0

Tổng cộng 23,531,525,604 23,367,711,188

Kế hoạch 21,000,000,000 Đạt 112.05 %

2.1.1 Hệ thống đường dây tải điện

Hệ thống đường dây tải điện Miền Bắc bao gồm:

833.33 Km đường dây 500 kV với 2 mạch vận hành song song Mạch 1 được xây dựng và khai thác từ năm 1995

Mạch 2 được đóng điện và đưa vào khai thác năm 2005

2396.74Km các đường dây cấp điện áp 220kV mạch đơn và mạch kép được nối mạng vòng toàn lưới điện miền Bắc và các nhà máy điện trên địa bàn

(Bản đồ hệ thống điện miền Bắc được giới thiệu trong phần phụ lục

1 h oặc khảo thông số kỹ thuật chi tiết các đường dây tại đường link:

http://www.ptc1.com.vn/websitedonvi/ktdz/

2.1.2 Hệ thống các trạm biến áp

Tổng số trạm biến áp hiện nay Công ty Truyền tải điện 1 đang quản

lý là 30 trạm với tổng dung lượng đặt:

 4 trạm 500kV với 5 MBA với công suất 2250MVA

 26 trạm 220kV cới 38 MBA công suất 5875MVA

 Và khoảng 782 MVA các máy biến áp 110kV đặt tại các trạm 220kV

Bắt đầu từ năm 1998, trạm biến áp 220 kV Nam Định là trạm biến

áp đầu tiên trong Công ty được trang bị và sử dụng hệ thống điều khiển máy tính SINAUT LSA – SIEMENS đến nay đã có tới 18/30 trạm biến

áp được điều khiển bằng hệ thống máy tính chiếm một tỷ lệ cao nhất trong khối các Công ty Truyền tải điện trong EVN bao gồm nhiều hệ

thống của các hãng khác nhau

Các trạm còn lại vẫn sử dụng phương pháp điều khiển truyền thống

bằng các tủ bảng trang bị các khoá vặn Việc thu thập dữ liệu tại các trạm này của hệ thống SCADA hiện đang sử dụng các bộ RTU được lắp đặt tại các trạm Bảng dưới đây là danh sách các trạm biến áp được tự động hoá

Bảng 2-2: Danh sách các trạm biến áp tự động hoá

1 Trạm 500 kV Nho Quan PACIS Areva

2 Trạm 500 kV Thường Tín PACIS Areva

3 Trạm 220kV Nam Định SINAUT LSA Siemens

4 Trạm 220kV Tràng Bạch SINAUT LSA Siemens

5 Trạm 220kV Vật Cách SINAUT LSA Siemens

6 Trạm 220kV Đồng Hoà SINAUT LSA Siemens

7 Trạm 220kV Phố Nối SINAUT LSA Siemens

8 Trạm 220kV Việt Trì SINAUT LSA Siemens

9 Trạm 220kV Xuân Mai SINAUT LSA Siemens

10 Trạm 220kV Mai Động SINAUT LSA Siemens

11 Trạm 220kV Yên Bái SICAM SAS Siemens

12 Trạm 220kV Bắc Ninh SICAM SAS Siemens

13 Trạm 220kV Hà Giang PACIS Areva

14 Trạm 220kV Bắc Giang SMS/SPA ABB

15 Trạm 220kV Sóc Sơn SMS/SPA ABB

16 Trạm 220kV Lào Cai Micro Scada ABB

17 Trạm 220kV Vĩnh Yên Micro Scada ABB

18 Trạm 220kV Đình Vũ Micro Scada ABB

Đối với các hệ thống điều khiển trạm máy tính cũng được trang bị

rất đa dạng với nhiều mô hình và đạt được yêu cầu tự động hoá ở các mức độ khác nhau, tập trung vào các hãng Siemens, ABB và Areva cụ thể:

 Hệ thống điều khiển SINAUT LSA, SICAM SAS của hãng Siemens

 Hệ thống SCS/SMS, Micro SCADA SYS600 của hãng ABB

 PACIS của hãng Areva

Tất cả các trạm 500, 220kV mới đưa vào vận hành sau này xu hướng đều là hệ thống điều khiển tích hợp thực hiện các chức năng tự động hoá trạm theo yêu cầu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Đánh giá hiệu quả đầu tư của việc lắp đặt trạm điều khiển tích hợp

ưu việt so với trạm điều khiển truyền thống trước đây, thể hiện ở các điểm sau:

 Thuận tiện, an toàn cho việc thao tác vận hành và theo dõi thông số cũng như giám sát hư hỏng của hệ thống trên màn hình máy tính điều khiển chung

 Có thể ghi lại, in ra các sự kiện vận hành: Alarms, Events Một số trạm có thể cài đặt thông số hoặc xem được file (dạng sóng) sự cố

lưu trong rơ le bảo vệ từ màn hình máy tính điều khiển HMI (trạm thao tác) hoặc máy tính kỹ sư

 Giảm số lượng thiết bị điều khiển, bảo vệ, số lượng đấu dây mạch ngoài (hay gây sự cố, mất nhiều thời gian thi công, thí nghiệm định

kỳ, sửa chữa )

2.1.3 Các trạm điều khiển máy tính Công ty Truyền tải điện 1

Hệ thống SINAUT LSA – SIEMENS đang áp dụng cho các trạm biến áp 220kV: Nam Định, Tràng Bạch, Vật Cách, Hải Phòng, Mai Động, Phố Nối, Việt Trì, Xuân Mai

Hệ thống điều khiển và bảo vệ trạm SINAUT LSA-V9.1 của hãng SIEMENS ra đời đầu những năm 1990 lắp đặt và đưa vào vận hành trong lưới điện Công ty Truyền tải điện 1 cuối năm 1998 Hệ thống này thuộc loại: Hệ thống Điều khiển tập trung Sơ đồ cấu hình trạm gồm 01 Master unit, các I/O unit là các Sleave chúng được nối với Master unit thông qua các cáp quang theo mạng hình tia Các I/O unit chỉ thực hiện được chức năng thu thập các tín hiệu analog và digital từ các thiết bị nhất thứ không có chức năng điều khiển mức ngăn không có khả năng trao đổi thông tin trực tiếp với nhau Các thông tin từ rơ le được đưa lên master bằng cáp quang nối qua các I/O unit theo chuẩn ILSA - Một chuẩn của hãng SIEMENS

Hệ thống này ta có thể thực hiện được tất cả các chức năng của 1 trạm phân phối điện năng như có điều khiển máy tính như:

 Điều khiển từ xa – Telecontrol SCADA/SMS

 Điều khiển tại trạm

 Điều khiển tự động

 Giám sát các thiết bị tại trạm

 Đo lường các thông số tức thời

 Tạo được các cơ sở dữ liệu tức thời và thời gian

 Bảo vệ các thiết bị

Hệ thống này đã hạn chế số lượng thiết bị, mạch đấu dây…, khiến cho công tác quản lý cũng như vận hành trạm trở lên dễ dàng hơn, nhanh chóng hơn và chính xác hơn

2.1.1.2 Trạm sử dụng hệ thống SICAM - SAS – SIEMENS

Hệ thống SICAM - SAS – SIEMENS đang áp dụng cho các trạm 220kV: Bắc Ninh, Yên Bái Ra đời từ năm 1996, thế hệ trạm điều khiển SICAM dựa trên chuẩn công nghiệp họ SIMATIC (được Siemens Automtion đã phát triển từ trước đó -1992) của Siemens Tuy nhiên đến năm 2005 trạm SICAM-SAS mới đưa vào sử dụng tại trạm 220kV Yên Bái và Bắc Ninh của lưới truyền tải điện 1 như là một trạm chuyển tiếp giữa thế hệ trạm SINAUT LSA (1986) trình bày ở trên và hệ SICAM PAS (ra đời cuối năm 2004)

Hệ thống này vẫn sử dụng các giao thức áp dụng trước

đây:IEC-103, DNP3.0, … mà chưa có sự có mặt của chuẩn giao thức IEC61850 Tuy nhiên giải pháp tổ chức thông tin, phương pháp lập trình đã có sự thay đổi khác biệt hẳn với hệ LSA trước đây, đã hướng theo một tiêu chuẩn chung mà IEC61850 sẽ sử dụng

Hệ thống này cũng có thể thực hiện được tất cả các chức năng của 1 trạm phân phối điện năng như có điều khiển máy tính như đã nêu ở trên

2.1.1.3 Trạm Pacis – AREVA:

Dựa trên cơ sở của hệ thống tích hợp Pacis – AREVA Tự động hoá bảo vệ và các giải pháp tích hợp trạm biến áp Hệ thống này đang ap dụng tại các trạm 500kV: Nho Quan, Thường Tín

Đây là hệ thống được trang bị theo mô hình mạng LAN kép với cáp quang đa mode tốc độ 100Mbit/s - giao thức TCP/IP cùng các phụ

kiện như Switches với các đầu nối chuẩn RJ45 để kết nối các HMI PC, các máy in, gateways và máy tính kỹ sư…

Mỗi ngăn lộ sử dụng 02 bộ RTU C264 làm các Bay control unit bao gồm các chức năng thu thập tín hiệu và điều khiẻn mức ngăn chúng được kết nối với mạng LAN qua một Card mạng kép được lắp đặt ngay tại các

bộ C264 này thông qua cáp quang Với mạng kép – vòng này khi hư

hỏng bất kỳ một phần tử nào trong mạng cũng không ảnh hưởng đến sự làm việc của hệ thống

Đây là một hệ thống tương đối hoàn hảo về cấu trúc trạm cơ bản tuân thủ theo tiêu chuẩn đề ra của Tập đoàn điện lực Việt nam, tiêu chuẩn về giao thức truyền tin IEC 61850 đã được áp dụng Hệ thống này ngoài những khả năng có thể thực hiện được tất cả các chức năng của 1 trạm phân phối điện năng như có điều khiển máy tính như đã nêu ở trên còn phát huy được một số ưu điểm như:

 Tiết kiệm dây dẫn và công đi dây, nối dây

 Tăng độ linh hoạt của hệ thống nhờ sử dụng mạng LAN kép các thiết bị có giao diện chuẩn và khả năng ghép nối đơn giản

 Thiết kế và bảo trì dễ dàng nhờ cấu trúc đơn giản, các thiết bị thông dụng dễ thực hiện

 Khả năng chuẩn đoán tốt hơn (các thiết bị hỏng được phát hiện dễ dàng)

 Tăng độ tin cậy của toàn hệ thống

 Chia sẻ dữ liệu, giám sát điều khiển trên nền WEB (Chưa thực hiện)