NGHIÊN CỨU CẢI TẠO TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC. LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Regional Load Dispatching Centre CRLDC BCU Buy Control Unit: Bộ điều khiển mức ngăn DCL Dao cách ly EVN Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVNCPC Central Power Corporation,

TRẦN ĐẠI KỊCH

NGHIÊN CỨU CẢI TẠO TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN THỊ ÁI NHI

Đà Nẵng - Năm 2018

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

TRẦN ĐẠI KỊCH

TRANG BÌA

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT 7

DANH MỤC CÁC HÌNH MỞ ĐẦU 1

1 Tính cấp thiết của đề tài 1

2 Mục tiêu nghiên cứu 2

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2

4 Ý nghĩa khoa học và thực tiển của đề tài 2

5 Đặt tên đề tài 2

6 Bố cục luận văn 2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC, ỨNG DỤNG CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG CHO CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG CỦA TRẠM BIẾN ÁP 4

1.1 TỔNG QUAN TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC 4

1.1.1 Giới thiệu 4

1.1.2 Vai trò của trạm không người trực 4

1.1.3 Những thách thức 5

1.1.4 Những ưu thế 6

1.1.5 Những lợi ích đạt được 6

1.1.6 Mô hình cấu trúc của trạm không người trực 7

1.2 KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG VÀ BẢO VỆ CỦA TBA TRÊN NỀN TẢNG GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG IEC61850 10

1.2.1 Giới thiệu một số giao thức truyền thông 11

1.2.2 Tiêu chuẩn IEC61850: 12

1.3 ĐÁNH GIÁ VIỆC TRIỂN KHAI, ÁP DỤNG GIAO THỨC IEC61850 CHO LƯỚI ĐIỆN TỈNH QUẢNG BÌNH 21

1.4 KẾT LUẬN 22

2.1.1 Phần điện nhất thứ: 23

2.1.2 Phần điện nhị thứ 28

2.1.3 Điện tự dùng 30

2.1.4 Hệ thống rơ le bảo vệ, điều khiển, điều khiển và đo lường 30

2.1.5 Cách điện, bảo vệ chống sét và nối đất 32

2.1.6 Kết cấu xây dựng 33

2.1.7 Thông tin liên lạc - SCADA 33

2.1.8 Phòng cháy chữa cháy 33

2.2 CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT CHUNG ĐỐI VỚI TBA 110KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC 33

2.2.1 Yêu cầu về dữ liệu thu thập (datalist) 34

2.2.2 Yêu cầu Hệ thống điều khiển tại trạm 34

2.2.3 Yêu cầu về giao thức truyền tin 34

2.2.4 Yêu cầu về giao diện người - máy (HMI) 35

2.2.5 Yêu cầu về Hệ thống SCADA 35

2.2.6 Yêu cầu về Hệ thống thông tin 35

2.2.7 Yêu cầu về Hệ thống an ninh 36

2.2.8 Yêu cầu về Hệ thống chiếu sáng 36

2.2.9 Yêu cầu về Hệ thống báo cháy tự động 36

2.2.10 Yêu cầu về cấp nguồn cho hệ thống điều khiển TBA, thiết bị đầu cuối và thiết bị thiết lập kênh truyền 37

2.2.11 Yêu cầu về đồng bộ thời gian 37

2.2.12 Yêu cầu đối với thiết bị: 37

2.3 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP CẢI TẠO TBA 110KV ÁNG SƠN THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC: 38

2.3.1 Đề xuất giải pháp: 38

2.3.2 Nhận xét đề xuất giải pháp: 39

2.4 KẾT LUẬN 40

CHƯƠNG 3: CÁC GIẢI PHÁP CẢI TẠO TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN THÀNH KHÔNG NGƯỜI TRỰC 41

3.1 PHẦN ĐIỆN NHẤT THỨ: 41

3.2 HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ 41

3.4 GIẢI PHÁP ĐỐI VỚI RTU/GATEWAY VÀ KẾT NỐI IED 45

3.5 GIẢI PHÁP BÁO CHÁY TỰ DỘNG: 45

3.6 HỆ THỐNG CAMERA VÀ ACCESS CONTROL: 47

3.7 PHẦN XÂY DỰNG 50

3.8 SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH 50

3.9 LIỆT KÊ VẬT TƯ THIẾT BỊ 50

3.9.1 Thiết bị vật tư phần điện 50

3.9.2 Thiết bị vật tư phần xây dựng 54

3.10 PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ TÀI CHÍNH, KINH TẾ XÃ HỘI 54

3.10.1 Mục tiêu phân tích tài chính, kinh tế xã hội 54

3.10.2 Phân tích tài chính, kinh tế xã hội 55

3.11 KẾT LUẬN 56

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 57

TÀI LIỆU THAM KHẢO 59

PHỤ LỤC 60 QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN

THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Học viên: Trần Đại Kịch Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 Khóa: 34 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Hiện nay, việc đẩy mạnh ứng dụng khoa học công nghệ để hiện

đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống điện là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện Việc nghiên cứu và áp dụng các giải pháp cải tạo các trạm biến áp 110kV thành trạm không người trực đã và đang được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Vietnam Electricity - EVN) triển khai thực hiện Trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện nhằm nâng cao năng suất lao động, nâng cao độ tin cậy, giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành Tuy nhiên, mỗi trạm biến áp có những đặc điểm riêng nên để thực hiện tự động hóa trạm biến áp cần phải nghiên cứu và đưa ra giải pháp phù hợp nhất với mỗi trạm Luận văn trình bày nghiên cứu đề xuất giải pháp phù hợp nhất nhằm cải tạo trạm biến áp 110kV Áng Sơn thành trạm không người trực trên cơ sở tìm hiểu thực tế tại trạm Các giải pháp đưa ra trong luận văn có thể áp dụng cho các trạm biến áp khác trong hệ thống điện Việt Nam

Từ khóa – Trạm biến áp Áng Sơn; điều khiển xa; trạm không người trực; vận

hành hệ thống điện; quản lý hệ thống điện

RESEARCH ON UPGRADING 110KV ANG SON SUBSTATION

TO UNMANNED STATION

Abstract – At present, promoting the application of science and technology to

modernize the operation and management of power systems is an urgent requirement

of the power sector Research and application of solutions to upgrade 110kV substations to unmanned ones have been implemented by Vietnam Electricity (EVN) Unmanned substation is the optimal solution for the power system to improve labor productivity, improve reliability, minimize operator malfunction However, each substation has its own characteristics; hence, in order to implement a substation automation system, it is necessary to research and propose the most suitable solution for each station This thesis presents the most suitable solution to upgrade 110kV Anh Son substations to unmanned station based on actual conditions

at the station The solution represented in the thesis can be applied to other substations in Vietnam's power system

Keywords – Ang Son power substation; remote control; unmanned substation; power system operation; power system management.

Regional Load Dispatching Centre (CRLDC) BCU Buy Control Unit: Bộ điều khiển mức ngăn

DCL Dao cách ly

EVN Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam

EVNCPC Central Power Corporation, Tổng Công ty Điện lực Miền

Trung IED Intelligent Electronic Device: Thiết bị điện tử thông minh IEC International Electrotechnical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật

Điện Quốc tế IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật

Điện và Điện Tử HMI Human Machine Interface: Giao diện người máy

KNT Không người trực

LAN Local Area Network: Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các

máy tính/thiết bị mạng trong một phạm vi nhỏ (nhà ở, phòng làm việc, …)

MC Máy cắt

RTU Remote Terminal Unit: Thiết bị đầu cuối, ví dụ cổng giao tiếp

dữ liệu của hệ thống SCADA trong trạm biến áp truyền thống SCADA Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát

Điều khiển Và Thu thập Dữ liệu TBA Trạm biến áp

TTĐK Trung tâm điều khiển

WAN Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối

giữa các mạng cục bộ

Số hiệu hình Tên hình Trang

1.1 Mô hình hóa TBA điều khiển tích hợp 8

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ, từng bước tự động hoá và hiện đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống là một đòi hỏi cấp thiết của ngành điện Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu quả vận hành tại các trạm biến áp (TBA) 500kV, 220kV và 110kV

Ngày 25/11/2016 của Bộ Công thương đã có Quyết định số BCT phê duyệt đề án tổng thể phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam giai đoạn 2016-2020, trước đó vào ngày 11/11/2015 Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã ban hành văn bản số 4725/EVN-KTSX để triển khai nội dung tổ chức các Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ xa (TTĐK) và TBA không người trực với những định hướng như sau:

4602/QĐ Áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các nhà máy điện và các TBA, nâng cao năng suất lao động và tăng

độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện[1]

- Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực tại các TBA 500kV, 220kV, riêng TBA 110kV vận hành không người trực[1]

TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ

an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện Đối với lưới điện 110kV trên địa bàn tỉnh Quảng Bình gồm có 08 TBA, trong đó có TBA 110kV Áng Sơn đang vận hành theo hình thức có người trực thường xuyên do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý, điều khiển tại chỗ theo lệnh thao tác của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung, Điều độ Công ty Điện lực Quảng Bình

2 Mục tiêu nghiên cứu

Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật TBA không người trực, giải pháp kết nối TTĐK hiện nay

- Lựa chọn giải pháp kỹ thuật đưa TBA 110kV Áng Sơn vào vận hành KNT

- Phân tích kinh tế tài chính khi chuyển trạm 110kV Áng Sơn sang vận hành KNT

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Nghiên cứu áp dụng một số thành tựu mới trong công nghệ chế tạo thiết bị, lĩnh vực rơle tự động hóa, lĩnh vực thông tin liên lạc để áp dụng vào các TBA 110kV để vận hành không người trực

Phạm vi nghiên cứu: Đề ra giải pháp kỹ thuật tự động hóa hệ thống điều khiển bảo vệ tại TBA 110kV Áng Sơn thành trạm KNT

4 Ý nghĩa khoa học và thực tiển của đề tài

- Phân tích các đặc điểm vận hành của TBA 110kV Áng Sơn, sự cần thiết phải cải tạo để lựa chọn công nghệ, thiết bị phù hợp nhằm thực hiện tiêu chí vận hành lưới điện thông minh

- Nghiên cứu đưa ra các giải pháp công nghệ về hệ thống điều khiển, bảo vệ

- Đưa ra biện pháp xây dựng

- Phân tích, đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính

Chương 1: Tổng quát về trạm biến áp không người trực, ứng dụng các giao thức truyền thông cho chức năng tự động hóa của trạm biến áp

Chương 2: Đặc điểm hiện trạng trạm biến áp 110kV Áng Sơn và các yêu cầu đối với TBA không người trực

Chương 3: Các giải pháp cải tạo TBA 110kV Áng Sơn thành trạm không người trực

CHƯƠNG 1: TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC, ỨNG DỤNG CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG CHO

CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG CỦA TRẠM BIẾN ÁP

1.1 TỔNG QUAN TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC

1.1.1 Giới thiệu

Trạm điện không người trực là trạm điện mà nơi đó không có người trực vận hành tại chỗ Việc theo dõi, giám sát các thông số vận hành, tình trạng thiết bị và thao tác các thiết bị điện được thực hiện từ xa qua hệ thống điều

khiển và hệ thống thông tin, viễn thông

Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật và việc ứng dụng các hệ thống thông tin, đo lường, điều khiển thì tự động hóa trong hệ thống điện là một trong những lĩnh vực phát triển mạnh trong quá trình tự động hóa hệ thống điện trên thế giới cũng như ở Việt Nam Các TBA cần được tập trung vào một hoặc nhiều trung tâm để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, điều độ công suất trong lưới điện truyền tải, phân phối và giảm các lỗi thao tác do vận hành gây ra

Một trong những ưu điểm của TBA không người trực là tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện quốc gia, giảm suất

sự cố do thao tác nhầm, giám sát liên tục trong quá trình vận hành

1.1.2 Vai trò của trạm không người trực

Trạm biến áp không người trực đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối mọi trạng thái hoạt động tại trạm với TTĐK thông qua hệ thống thông tin Việc giám sát theo dõi thiết bị tại các trạm không người trực thông qua hệ thống giám sát hình ảnh và giám sát an ninh liên tục, hệ thống quan sát nhiệt cho các thiết bị, cảm biến nhiệt cho đóng mở chiếu sáng tự dùng Các TBA không người trực và các TTĐK hình thành một hệ thống vận hành hệ thống điện tập trung và thống nhất

TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của

thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ

an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện Theo tính toán, mỗi TBA trước đây trung bình có 10 người trực, với mức lương bình quân khoảng 13,5 triệu đồng/người/tháng, nếu triển khai TBA không người trực cho toàn hệ thống, mỗi năm, EVNCPC sẽ tiết kiệm khoảng

84 tỷ đồng chi phí tiền lương

Với những ưu thế của TBA không người trực hiện nay, các đơn vị trực thuộc EVNCPC đang tích cực triển khai Hiện nay, đã có 12/13 Trung tâm điều khiển, hơn 60 TBA 110kV vận hành ở chế độ không người trực trên địa bàn các tỉnh miền Trung và Tây nguyên

1.1.3 Những thách thức

Các TBA truyền thống được xây dựng trước đây được thiết kế ở chế độ vận hành có người trực, chưa tính đến khả năng phát triển lưới điện thông minh trong tương lai nên còn nhiều tồn tại từ thiết bị đến công nghệ để đáp ứng yêu cầu chuyển sang vận hành không người trực Do đó để chuyển được một trạm sang không người trực cần phải có sự đầu tư khá lớn về tài chính cũng như phải thay thế các thiết bị không phù hợp với công nghệ mới, đầu tư

bổ sung thiết bị giám sát bằng hình ảnh, thiết bị báo cháy tự động, bộ giám sát dầu online, hệ thống bảo vệ an ninh cho trạm

Một thách thức nữa đó là vấn đề bảo vệ và an ninh mạng Vì hệ thống kết nối, giám sát từ xa nên bắt buộc phải có sự trợ giúp của công nghệ thông tin, mạng internet Trên thực tế, hệ thống lưới điện cao áp và siêu cao áp ở miền Trung trải dài, địa hình phức tạp Các TBA cách xa nhau nên sẽ ảnh hưởng tới khả năng vận hành TBA không người trực nếu xảy ra sự cố, cháý

nổ, phòng chống bão lụt, phá hoại

Xây dựng các TBA không người trực là hướng đi tất yếu nhằm thực hiện

lộ trình lưới điện thông minh Tuy nhiên để đẩy nhanh tiến độ, phát huy những ưu điểm, hạn chế khuyết điểm của loại TBA này đòi hỏi ngành điện phải nỗ lực rất nhiều khi áp dụng cho phù hợp và hiệu quả

1.1.4 Những ưu thế

Hiện nay, ở trong Tổng Công ty điện lực miền Trung đang vận hành khoảng 60 TBA 110kV không người trực Thực tiễn cho thấy ưu thế vượt trội đối với trạm có người trực là khả năng vận hành linh hoạt, khả năng thu nhận tín hiệu và lưu trữ thông tin chính xác, đồng bộ, kịp thời Khả năng tự động hóa hoàn toàn

1.1.5 Những lợi ích đạt được

Trạm không người trực sẽ mang lại những lợi ích, bao gồm:

- Giảm nhân viên vận hành, giảm chi phí vận hành và chi phí đầu tư

- Nâng cao chất lượng điện năng

- Giảm thời gian mất điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đáp ứng các yêu cầu về chất lượng dịch vụ theo qui định đối với hoạt động điện lực

- Giảm tổn thất điện năng thông qua khả năng tối ưu vận hành lưới điện thông qua các tính toán với dữ liệu thời gian thực

- Đáp ứng các yêu cầu của Luật, Nghị định, Thông tư, Tiêu chuẩn kỹ thuật, Qui trình, Qui phạm, Quyết định hiện hành đối với công tác Truyền tải, Phân phối và Điều độ điện lực

- Bảo trì tốt hơn, vận hành tối ưu, hạn chế tai nạn lao động

- Quản lý thông tin tốt hơn

- Hoàn thiện tổ chức

- Khi đáp ứng được các mục tiêu nêu trên, Hệ thống trung tâm điều khiển

và quản lý vận hành các trạm biến áp không người trực sẽ cung cấp cho các đơn vị liên quan của Tổng Công ty Điện lực các khả năng sau:

- Đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật đối với vận hành trạm biến áp cao áp không người trực

- Có đủ thông tin cần thiết và đáng tin cậy để vận hành một lưới điện an toàn, tin cậy và kinh tế

- Giảm thời gian mất điện để đáp ứng quy chuẩn bắt buộc về chất lượng dịch vụ trong qui định của thị trường điện

- Nâng cao chất lượng và dịch vụ trong cung cấp điện, đặc biệt đối với

các tình huống xảy ra thiếu điện

- Giám sát, vận hành và quản lý hệ thống lưới điện tập trung, giảm được

nhân lực trong công tác vận hành lưới điện

- Xác định được nguyên nhân của tổn thất kỹ thuật hệ thống để có biện

pháp phù hợp

- Có đầy đủ thông tin và dữ liệu quá khứ đáng tin cậy phục vụ báo cáo,

phân tích, dự báo, lập kế hoạch để có thể vận hành trong cơ chế thị trường

điện

- Có đầy đủ thông tin và dữ liệu một cách kịp thời để phân tích các sự

cố, lập biện pháp khôi phục phù hợp và triển khai một cách tối ưu trong thời

gian nhanh nhất

- Quản lý công tác sửa chữa an toàn và hiệu quả

- Có đủ thông tin cần thiết để giải đáp cho khách hàng một cách hiệu quả

- Để triển khai một giải pháp tiên tiến, giải pháp đúng và sẵn sàng cho

Smart Grid

1.1.6 Mô hình cấu trúc của trạm không người trực

Xét trong phạm vi một nhà máy điện đó là hệ thống tự động hóa nhà

máy (Distributed Control System - DCS), đối với trạm biến áp đó là hệ thống

tự động hóa trạm biến áp (Substation Automation System - SAS) Việc ứng

dụng các hệ thống điều khiển tích hợp trong hệ thống tự động hóa trạm biến

áp - Integrated Substation Automation Control System hay Integrated Control

System - viết tắt là ICS là một trong những công nghệ tiên tiến hiện nay, đó là

hệ thống điều khiển tự động dựa trên cơ sở của một hệ thống máy tính được

lắp đặt tại các trạm biến áp trong hệ thống điện nhằm điều khiển, giám sát tự

động các thiết bị trong trạm và tích hợp các dữ liệu thu được vào chung một

hệ thống để phục vụ cho công tác quản lý vận hành Dữ liệu thu thập bao gồm

thông tin liên lạc, rơ le bảo vệ, điều khiển thiết bị điện, đo lường, bản tin sự

cố, điều khiển tự động hệ thống phân phối, đưa vào một hệ thống lưu trữ dữ

liệu điều khiển và thống nhất trong trạm

Hệ thống tích hợp trạm dựa trên một khuôn khổ, nguyên tắc, chuẩn chung tạo điều kiện cho việc phối hợp hoạt động giữa các IEDs (thiết bị điện

tử thông minh–Intelligent Electronic Device), thiết bị cơ điện hiện tại và tương lai nhằm làm cho hệ thống điều khiển và giám sát trong trạm hiệu quả hơn, tiết kiệm hơn Sự tích hợp được định nghĩa là: sự giao diện với các thiết

bị ngoài trạm và các thiết bị điện tử thông minh cho phép liên kết mạng và trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống, giữa những người sử dụng trong và ngoài trạm

Xét trên diện rộng, các thiết bị đặt ngoài trạm và các IEDs có thể được lắp đặt tại các nhà máy điện, trong trạm, các đường dây truyền tải, các lộ phân phối hoặc tại các điểm bán điện cho khách hàng

Hình 1.1: Mô hình hóa TBA điều khiển tích hợp

Quá trình phát triển của hệ thống điều khiển tích hợp: Từ trước đến nay, hầu hết các trạm biến áp được xây dựng dựa trên Hệ thống điều khiển kiểu truyền thống Trong tình hình hiện nay, trước nhu cầu phải gia tăng chất lượng cung cấp điện, giảm thiểu thời gian gián đọan cung cấp điện, đồng thời do độ phức tạp của sơ đồ lưới điện ngày một gia tăng đòi hỏi các thao tác điều khiển ngày càng phức tạp, khả năng đáp ứng các yêu cầu trên của hệ thống điều khiển kiểu truyền thống là không thể thực hiện được, đồi hỏi cần phải có Hệ thống điều khiển tích hợp

Vào đầu những năm 1990, các trạm biến áp bắt đầu sử dụng các rơ le số thay thế cho các rơ le điện cơ Các rơ le số này dựa trên nền bộ xử lý bắt đầu

có những chức năng vượt trội so với các rơ le thế hệ trước đây, tuy nhiên việc

tự động hóa và tích hợp còn nhiều hạn chế vì những nguyên nhân sau:

- Khả năng của thiết bị số còn nhiều hạn chế do giới hạn về tốc độ và sức mạnh của bộ xử lý và bộ nhớ

- Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giao thức truyền dữ liệu giữa các loại rơ le do các hãng khác nhau chế tạo, điều này dẫn đến không thể kết nối giữa các rơ le khác nhau trong cùng một trạm biến áp, nếu chúng do các hãng khác nhau chế tạo và giữa các trạm biến áp với nhau trong một hệ thống điện Thậm chí việc kết nối giữa các thế

hệ rơ le khác nhau do cùng một nhà sản xuất cũng không thể thực hiện được, hoặc chỉ thực hiện được với một phí tổn không tương xứng

Việc tích hợp dữ liệu thu được từ các thiết bị số trong trạm biến áp là không thực hiện được Các trạm biến áp nếu được tự động hóa thì cũng trở thành một “ốc đảo tự động hóa”, do không có khả năng liên kết về thông tin với nhau, chúng chỉ có khả năng vận hành độc lập Tất cả những hạn chế trên

đã được khắc phục khi xuất hiện các IEDs và tiêu chuẩn IEC61850

Thiết bị điện tử thông minh: Là những thiết bị dựa trên nền bộ xử lý dùng để điều khiển các thiết bị nhất thứ thuộc hệ thống điện như: máy cắt, dao cách ly, máy biến áp, tụ bù…

Các IEDs nhận các tín hiệu từ CT, VT và từ các bộ cảm biến lắp trên thiết bị nhất thứ Từ các tín hiệu này, IEDs có thể phát hiện các tình trạng bất

thường hoặc sự cố xảy ra trên hệ thống điện thuộc phạm vi chúng bảo vệ, từ

đó xuất ra các lệnh điều khiển như cắt máy cắt để cô lập vùng sự cố

Các dạng thường sử dụng của IEDs là các rơ le bảo vệ, bộ điều khiển bộ điều áp dưới tải (OLTC), bộ điều khiển máy cắt, bộ điều khiển tự động đóng lặp lại, bộ điều khiển tụ bù, bộ điều áp, thiết bị đo… Phần lớn các rơ le số được chế tạo hiện nay là các IEDs Do sự phát triển của công nghệ chế tạo bộ

xử lý, một rơ le số ngày nay có thể đảm nhiệm từ 5-12 chức năng bảo vệ, từ 5-8 chức năng giám sát và điều khiển thiết bị như: tự động đóng lại, tự giám sát…, chức năng ghi nhận sự cố, sự kiện, nhiễu loạn trên hệ thống điện, chức năng truyền dữ liệu

1.2 KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG VÀ BẢO

VỆ CỦA TBA TRÊN NỀN TẢNG GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG IEC61850

Trước đây, việc tích hợp dữ liệu thu được từ các thiết bị số trong trạm biến áp là không thực hiện được, các trạm biến áp nếu được tự động hóa thì đơn lẽ, do chúng không có khả năng liên kết về thông tin với nhau, chúng chỉ

có khả năng vận hành độc lập Rất nhiều các giao thức truyền thông được sử dụng trong việc giám sát điều khiển xa TBA, các giao thức phổ biến như: Modbus, UCA 2.0, DNP3 và IEC60870 Các giao thức trên không có sự tương đồng hoàn toàn khi được cung cấp bởi các hãng khác nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việc xây dựng các ứng dụng tự động hoá trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống khá khó khăn Trên cơ sở kiến trúc truyền thông đa dụng UCA 2.0, từ năm 2003 tổ chức Kỹ thuật điện Quốc tế IEC (International Electrotechnical Commission) ban hành phiên bản đầu tiên

về tiêu chuẩn truyền thông IEC61850

Trước khi có giao thức truyền thông IEC61850, mỗi hãng sản xuất thiết

bị trên thế giới tự xây dựng cho mình một giao thức truyền thông riêng biệt phục vụ cho việc truyền thông cho thiết bị của hãng mình, một số chuẩn truyền thông thông dụng: Modbus, IEC 60870-5, DNP3.0, Profibus, Lon/Spa bus, K-Bus Courier

1.2.1 Giới thiệu một số giao thức truyền thông

1.2.1.1 Giao thức truyền thông MODBUS:

Modbus do Modicon (hiện nay thuộc Schneider Electric) phát triển năm

1979, là một phương tiện truyền thông với nhiều thiết bị thông qua một cặp dây xoắn đơn Ban đầu, nó hoạt động trên RS232, nhưng sau đó nó sử dụng cho cả RS485 để đạt tốc độ cao hơn, khoảng cách dài hơn và mạng đa điểm Modbus đã nhanh chóng trở thành tiêu chuẩn thông dụng trong ngành tự động hóa

Kiểu dữ liệu Modbus: Dữ liệu Modbus dựa trên kiểu dữ liệu trên một bảng nối tiếp có sự phân biệt đặc tính rõ ràng[4]

Hình 1.2: Modbus RS232/485

1.2.1.2 Tiêu chuẩn IEC60870 (Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông

hỗ trợ cho điều khiển từ xa):

IEC60870 là một tiêu chuẩn quốc tế cung cấp các quy tắc cho việc truyền thông và điều khiển từ xa giữa các trạm Mỗi trạm riêng biệt sử dụng giao thức này, có thể được thu thập thông số (trong một hệ thống lắp đặt nối tiếp) trong việc điều khiển và giám sát hoạt động của thiết bị trong phân phối điện từ xa, từ một trạm trung tâm Giao thức này được xác định theo điều kiện

tham chiếu đến một phiên bản đơn giản của mô hình tham chiếu cơ sở (Basic Reference Model – ISO 7498) cho hệ thống nối tiếp

1.2.1.3 IEEE 1525 (Tiêu chuẩn cho bảo vệ, điều khiển và truyền dữ liệu của trạm biến áp):

Tiêu chuẩn IEEE chủ yếu tập trung vào việc sử dụng MMS/Ethernet cho

hệ thống mạng LAN trong trạm Tiêu Chuẩn này xác định yêu cầu truyền thông, chỉ rõ thời gian gửi tin giữa các thiết bị điện tử thông minh IEDs và chỉ

rõ cấu trúc dữ liệu của thông tin được chuyển đổi phục vụ cho việc bảo vệ, điều khiển và nhận dữ liệu của trạm biến áp

1.2.1.3 Tiêu chuẩn IEC 870-5-101 (IEC 870):

Là một giao thức giao tiếp nhằm đáp ứng việc thu nhận và lệnh từ một trạm chủ đến trạm khách Trạm chủ giao tiếp với trạm khách XXCell thông qua địa chỉ RTU và các thông tin về địa chỉ của các đối tượng (IOA – Information Object Addresses) Địa chỉ RTU được xác định tại một Cell còn các IOA được xác định bằng các điểm dữ liệu trong Cell Giao thức IEC870-5-101 hỗ trợ các khả năng phục vụ cho việc giám sát và điều khiển trong trạm biến áp Tiêu chuẩn này được áp dụng trong từng khối điều khiển ứng với từng cấp độ khác nhau của hệ thống trạm biến áp Khối 1 là trung tâm điều khiển gồm các hệ thống máy tính SCADA/Master và các Modem Dialup được kết nối với nhau thông qua giao thức IEC870-5-101 Khối 2 là khối trạm biến áp gồm các ipRouteDialup và các thiết bị rơ le bảo vệ, điều khiển giám sát trạm biến áp và trong khối này các thiết bị cũng được kết nối với nhau theo giao thức IEC870-5-101 Ngoài ra thông qua mạng Ethernet TCP/IP ta

có thể giám sát được toàn bộ thông số các thiết bị trạm biến áp thông qua Notebook

1.2.2 Tiêu chuẩn IEC61850:

Thông thường cách đơn giản nhất để truyền dữ liệu giữa thiết bị gửi và nhận là truyền trực tiếp mà không có bất kỳ sự chuyển đổi nào Tình hình hiện nay là có quá nhiều chuẩn và giao thức được sử dụng trong một trạm biến áp,

để cho các thiết bị có chuẩn và giao thức khác nhau cùng họat động trong một

hệ tích hợp thì cần phải sử dụng các bộ chuyển đổi giao thức, tuy nhiên những

bộ chuyển giao thức lại có thể gây ra những lỗi và sự trì hoãn trong việc truyền dữ liệu

Các thiết bị số trong trạm biến áp trước đây sử dụng rất nhiều chuẩn và giao thức khác nhau để truyền dữ liệu như DNP, Mobbus, Profibus… một trong những cố gắng để thống nhất các giao thức thì chuẩn IEC60870 được hình thành Số luợng giao thức sử dụng lớn dẫn đến chi phí lắp đặt và chi phí bảo dưỡng cao so với những tiện ích mà chúng mang lại

Chuẩn IEC61850 là một tiêu chuẩn quan trọng dùng cho tự động hóa các trạm biến áp Sự xuất hiện của IEC61850 đánh dấu một bước tiến quan trọng

và sẽ có ảnh hưởng rất lớn trong tương lai trong việc thiết kế và xây dựng các trạm biến áp

1.2.2.2 Tiện ích của IEC61850:

Tiêu chuẩn IEC 61850 được tạo ra với chức năng mềm dẻo và khả năng

mở rộng linh hoạt Tiêu chuẩn này sử dụng công nghệ thông tin, hỗ trợ nhiều dịch vụ với việc lựa chọn các yêu cầu thực hiện khác nhau Truyền thông tốc

độ cao giữa các IEDs độc lập cho phép thực hiện việc truyền thông giữa các ngăn lộ với nhau Với giao tiếp giữa các ngăn lộ, các liên động có thể được thực hiện thông qua đường truyền thông Với IEC61850, các IEDs có thể giao tiếp với nhau bằng cách phát đi và nhận về các tin nhắn GOOSE

1.2.2.3 Nội dung tiêu chuẩn IEC 61850:

- Mô hình hóa IEDs

Các IEDs kết nối với mạng bằng một địa chỉ mạng Một thiết bị vật lý có thể được xác định bởi một hoặc nhiều thiết bị logic Nhiều thiết bị logic được

dùng để phân chia các chức năng riêng biệt trong một thiết bị vật lý, hoạt động như một máy chủ proxy hoặc như một gateway cho các thiết bị logic khác trong nó Việc ảo hóa thiết bị được thực hiện theo cách này nhằm làm cho cấu hình và toàn bộ hệ thống được hiểu một cách dễ dàng hơn

- Khái niệm Logical node

Khái niệm logical node đóng vai trò quan trọng trong toàn bộ tiêu chuẩn Các logical node là đối tượng cơ bản trao đổi thông tin và là xương sống trong việc mô hình hóa các thiết bị thực Các logical node chứa một số tập hợp đối tượng dữ liệu xác định trước bắt buộc với các thuộc tính dữ liệu cụ thể Thông tin chứa đựng trong các logical node được trao đổi bằng các dịch

vụ với các quy tắc và các yêu cầu thực hiện được xác định trước

1.2.2.4 Cấu trúc trạm biến áp tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC61850:

Theo tiêu chuẩn IEC61850, các thiết bị nhị thứ của trạm biến áp được sắp xếp theo 3 mức: mức Trạm (Station Level), mức Ngăn (Bay Level) và mức Quá trình (Process Level)

* Cấu trúc liên kết của bus trạm (Station bus)

Cấu trúc đơn sẽ là giải pháp khi các IEDs kết nối trực tiếp vào bus mà không qua các switch hay các bộ lặp Giải pháp này thường không có tính dự phòng, tính sẵn sàng hay độ tin cậy cao Để đáp ứng các yêu cầu tiêu chuẩn, trong hầu hết các trường hợp đòi hỏi phải sử dụng các Ethernet switch hỗ trợ việc gắn nhãn ưu tiên

Cấu trúc vòng bao gồm các switch hoặc các bộ lặp liên kết với nhau để nối các IEDs, máy tính trạm, máy tính chủ… Ưu điểm của cấu trúc vòng là độ tin cậy của nó vì việc cô lập sự cố và phục hồi được thực hiện một cách dễ dàng

* Ngôn ngữ cấu hình hệ thống

IEC61850 định nghĩa ngôn ngữ truyền thông trong tự động hóa trạm biến áp Vì các IEDs gắn liền với hệ thống tự động hóa nên các thiết bị phải

có một số thông tin giao tiếp với các thiết bị khác trong trạm như thế nào Một

số cấu hình phải được thực hiện trước khi các thiết bị làm việc với nhau như

thiết kế Sau khi kết nối vào hệ thống, các thiết bị có thể lấy thông tin cấu hình hệ thống một cách tự động Các dịch vụ tiêu chuẩn đã hỗ trợ điều này, nhưng vì tiêu chuẩn tương đối mới nên khả năng thông dịch khó thực hiện

Do sự tương tác giữa các IEDs còn cách xa việc hỗ trợ PnP (Plug and Play) nên việc hiểu ngôn ngữ SCL và các giản đồ cấu hình là rất quan trọng

* Khả năng dự phòng và độ tin cậy của hệ thống

Khi nói về tự động hóa trạm biến áp, khả năng dự phòng sẽ là một mối quan tâm Nó đảm bảo cho các hệ thống làm việc tin cậy Các trạm biến áp lớn thường có hai hệ thống bảo vệ song song và có giải pháp khác để tạo sự tin cậy và khả năng dự phòng Trong các trạm biến áp nhỏ hơn thì không cần

sử dụng hệ thống song song, IEC61850 hỗ trợ các phương tiện khác để hệ thống tin cậy hơn

Khả năng dự phòng của nội bộ IEDs chỉ phụ thuộc vào các nhà sản xuất

và nằm ngoài phạm vi của tiêu chuẩn Giải pháp cơ bản để nâng cao khả năng

dự phòng ở mức truyền thông là lựa chọn một cấu trúc vòng sử dụng switch cho bus trạm Giải pháp này hỗ trợ độ tin cậy khi một switch bị lỗi Ở mức độ ứng dụng, IEC61850 có nhiều hỗ trợ vì khả năng dự phòng có thể mô hình thẳng thành các chức năng Khả năng dự phòng mức ứng dụng được mô hình trong SCL bằng cách đặt tên mỗi IEDs riêng lẻ, cung cấp thêm các mạng con

và liên kết các logical node

* Đồng bộ hóa thời gian

Các sự kiện trong trạm có các yêu cầu thực thi nghiêm ngặt nên việc đồng bộ hóa thời gian đóng một vai trò quan trọng trong IEC61850 Đối với mục đích quản lý các sự kiện trong trạm biến áp, các nhãn thời gian của sự kiện phải được nhất quán

* An ninh mạng

Bản thân tiêu chuẩn IEC61850 không chứa các giải pháp bảo mật An ninh mạng nằm ngoài phạm vi của tiêu chuẩn và do đó nó liên quan chủ yếu đến đơn vị xây dựng hệ thống điều khiển tích hợp để xem xét các giải pháp và bảo vệ an toàn hệ thống

Tiêu chuẩn IEC61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng dụng tự động hoá trạm Mục đích chính của tiêu chuẩn này là kết hợp tất

cả các chức năng như bảo vệ, điều khiển, đo đạc và kiểm tra các thiết bị ngoại

vi, nhằm cung cấp đầy đủ phương tiện cho các ứng dụng bảo vệ của thiết bị ngoại vi với tốc độ cao, giúp cho các thiết bị này hoạt động ăn khớp với nhau hay tự ngắt kết nối Những thiết bị này thông thường có liên hệ với các thiết

bị điện tử thông minh IEDs Sử dụng tiêu chuẩn ưu tiên IEC61850 để đưa ra liên kết có lô-gíc giữa các thiết bị ngoại vi, các thiết bị cơ sở trong quá trình kết nối, và các thiết bị trung gian Khi ta sử dụng phương pháp này như là một biện pháp chủ yếu thì tiêu chuẩn IEC61850 tách rời từng loại dữ liệu từ thông tin chi tiết Điều này cũng xác định rõ quá trình sắp xếp và kiểm tra tổng thể Với ưu điểm của chuẩn truyền thông TC/IP Internet, giao thức IEC61850

có hiệu năng làm việc cao, xử lý thông tin đạt tốc độ 100Mbps và đơn giản trong việc thực hiện kết nối trên mạng LAN Để đảm bảo cho tất cả các ứng dụng về tự động hoá trạm hiện tại và tương lai đều có khả năng được hỗ trợ bởi tiêu chuẩn, IEC61850 xây dựng mô hình dữ liệu trên cơ sở các mô hình đối tượng và thiết bị trong hệ thống, qua đó hệ thống được mô tả trên cơ sở tập hợp các quy tắc trao đổi dữ liệu giữa các đối tượng trên một cơ chế truyền thông linh hoạt Trên nền tảng giao thức truyền thông IEC61850, các hệ thống

SA sẽ tăng tính linh hoạt, tăng khả năng tương đồng của các thiết bị, đơn giản hoá việc thiết kế phần cứng, giảm chi phí lắp đặt, hạn chế được lỗi và sự can thiệp bằng tay từ người vận hành

Hiện nay việc ứng dụng công nghệ điều khiển tích hợp trạm biến áp truyền tải và phân phối là xu hướng chung của thế giới nhằm giảm chi phí đầu

tư, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) đã ban hành quy định kỹ thuật của hệ thống điều khiển tích hợp TBA, tuy nhiên vấn đề khó khăn nhất là khả năng tương thích về tiêu chuẩn kết nối giữa các thiết bị của các hãng khác nhau Để nâng cao tính cạnh tranh, thuận lợi cho quá trình mở rộng phát triển hệ thống, tiêu chuẩn truyền thông IEC61850 được EVN lựa chọn cho các ứng dụng tự động hoá TBA

Hình 1.3: Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850 trong ứng dụng tự

động hoá TBA

Trong thực tế các ứng dụng tự động hoá trạm phát triển chậm hơn so với khả năng phát triển, nâng cấp của công nghệ truyền thông Do đó để đảm bảo khả năng hoạt động của các ứng dụng khi hệ thống thông tin được nâng cấp, tiêu chuẩn định nghĩa các giao tiếp dịch vụ truyền thông cơ bản (Abstract Communications Services Interface - ACSI) như đọc ghi dữ liệu (GetDataValue, SetDataValue)., các định nghĩa này được quy định trong IEC61850-7-2 ACSI tách biệt với các ứng dụng SA về mặt truyền thông, nghĩa là dịch vụ ACSI sẽ tham chiếu trên giao diện truyền thông TCP/IP để thực hiện các ứng dụng SA, các tham chiếu này vẫn phù hợp khi giao diện truyền thông TCP/IP được nâng cấp

Về cơ bản các thiết bị trong TBA được chia thành 2 loại: thiết bị sơ cấp

và thiết bị thứ cấp Các thiết bị sơ cấp bao gồm: máy biến áp, máy cắt, dao cách ly Các thiết bị thứ cấp bao gồm: thiết bị bảo vệ, điều khiển, đo lường và các thiết bị thông tin Theo tiêu chuẩn IEC61850, các thiết bị thứ cấp của TBA được sắp xếp theo 3 mức: mức trạm (Station Level), mức ngăn lộ (Bay Level) và mức quá trình (Process Level) Sơ đồ sắp xếp theo 3 mức của các thiết bị thứ cấp trạm được thể hiện ở Hình 1.4 Giao diện người máy (Human Machine Interface - HMI) và thiết bị truyền thông (Communication Unit -

ComU) thuộc về mức trạm Các thiết bị ở mức trạm được kết nối với các thiết

bị ở mức ngăn lộ thông qua bus trạm (Station Bus) Hệ thống điều khiển trạm liên lạc với các thiết bị bảo vệ điều khiển bằng hệ thống Station Bus, được định nghĩa trong IEC61850-8-1 HMI là nhóm các phần mềm SCADA với giao diện đồ hoạ trực quan cho phép người vận hành có thể thao tác, giám sát các thiết bị ở mức ngăn lộ (Bay Level) Các hệ thống SCADA sử dụng công

cụ OPC Server để để trao đổi dữ liệu giữa HMI với các thiết bị IEDs OPC (OLE for Process Control – Đối tượng nhúng cho điều khiển quá trình), là một công cụ cho phép biên dịch dữ liệu của các đối tượng điều khiển (IEDs, RTUs) thông qua các hàm của hệ điều hành Thiết bị ComU có thể là một thiết bị định tuyến (Router) để kết nối với mạng diện rộng (WAN) của trung tâm điều khiển, hoặc là một thiết Gateway/Converter chuyển đối giao thức thường gặp như IEC61850/IEC6870-5-101

Các IEDs ở mức ngăn lộ và các thiết bị đo lường, thiết bị chấp hành ở mức quá trình truyền thông với nhau qua hệ thống bus quá trình (Process Bus) Cơ chế trao đổi thông tin trên bus quá trình được thực hiện dưới dạng bản tin sự kiện hướng đối tượng trạm thống nhất (Generic Object-Oriented Substation Event - GOOSE Measage), được định nghĩa trong IEC61850-9-1

& 9-2 Trên hệ thống bus quá trình các bản tin GOOSE được trao đổi giữa các rơle hoặc giữa các rơle với thiết bị trộn tín hiệu (Merging Unit) Thiết bị trộn tín hiệu là một IED, nó cho phép chuyển đổi các tín hiệu đo lường và trạng thái của thiết bị giám sát gửi tới các rơle Hiện nay, các thiết bị đo lường hoặc máy cắt thế hệ mới có khả năng kết nối trực tiếp với hệ thống bus quá trình qua giao thức Với tốc độ xử lý cao sẽ cho phép các IEDs có thể thực hiện chức năng liên động, ghi nhiễu chéo, bảo vệ chống hư hỏng máy cắt, kiểm tra hướng công suất, so sánh dòng điện vi sai và nhiều ứng dụng phức tạp khác

Cơ chế xử lý thông tin dạng GOOSE giữa các IEDs đã làm thay đổi cơ bản cách thực thiết kế nhị thứ của trạm, giảm tối thiểu dây tín hiệu, nâng cao khả năng thực hiện các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán

Như vậy, trên cơ sở công nghệ truyền thông hiện đại và cách tiếp cận mới về mô hình đối tượng giám sát điều khiển cũng như cách thức trao đổi dữ liệu của các đối tượng đó, tiêu chuẩn IEC61850 tạo ra khả năng tích hợp cao cho các hệ thống tự động hoá TBA, vấn đề không tương đồng giữa các thiết

bị từ các nhà sản xuất khác nhau dần được giải quyết Với việc giảm tối đa các dây dẫn tín hiệu, tăng khả năng tương tác giữa các thiết bị, hệ thống sẽ trở nên linh hoạt và tin cậy, đồng thời giảm được giá thành thiết lập cũng như chi phí vận hành, bảo dưỡng Tuy nhiên để có thể ứng dụng hiệu quả tiêu chuẩn IEC61850 trong hệ thống điều khiển tích hợp TBA, cách thức thiết kế cần có những thay đổi quan trọng đó là xây dựng cấu hình phần mềm trên cơ sở đặc điểm thiết bị và phương thức đo lường, điều khiển, bảo vệ của trạm

Hệ thống điều khiển tích hợp trạm cung cấp phương tiện cho EVN nhằm đạt được các lợi ích chiến lược của việc tích hợp các thông tin trạm và việc trao đổi thông tin rộng rãi trên toàn hệ thống, nhờ đó các dự án trong tương lai khi cần đến các dữ liệu hệ thống điện có thể sử dụng cấu trúc hệ thống tích hợp, qua đó tối thiểu hoá được sự phát triển và duy trì hệ thống dữ liệu, mạng

và giao diện cho người sử dụng Các áp lực thúc đẩy EVN đối với dự án hệ thống tích hợp là do sự thay đổi nhanh chóng các điều kiện kinh doanh, các chiến lược của EVN, mục tiêu của các bộ phận và sự gia tăng nhanh chóng của các thiết bị điện tử thông minh IED trong lĩnh vực này Các dự án đang được xem xét để chuẩn bị đầu tư nếu cứ tiếp tục như trước đây sẽ đòi hỏi phải

nỗ lực gấp bội và sẽ tạo ra những ốc đảo tự động hoá đo đó việc tích hợp trong tương lai sẽ khó khăn và tốn kém

Bên cạnh những chức năng chính của hệ thống tích hợp là tích hợp dữ liệu từ IEDs và các thiết bị ngoài trạm, hệ thống còn được yêu cầu hoạt động như một Server dữ liệu cho các ứng dụng và người sử dụng trong phạm và toàn EVN Mục tiêu trước mắt của hệ thống tích hợp là cung cấp việc tích hợp các IEDs trong trạm nhờ đó có thể hỗ trợ cho các ứng dụng tự động hoá trong vận hành và bảo dưỡng theo mức độ mong muốn của các đơn vị quản lý vận hành

1.3 ĐÁNH GIÁ VIỆC TRIỂN KHAI, ÁP DỤNG GIAO THỨC IEC61850 CHO LƯỚI ĐIỆN TỈNH QUẢNG BÌNH

Hiện nay, trên địa bàn tỉnh Quảng Bình đã triển khai áp dụng giao thức chuẩn IEC 61850 và đã đưa vào vận hành trạm không người trực gồm 03 TBA 110kV: Văn Hóa, Đồng Hới và Hòn La Qua thực tiển áp dụng vào vận hành ở chế độ không người trực đã đem lại một số hiệu quả như sau:

- Áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên quản lý vận hành tại các TBA, nâng cao năng suất lao động Trước khi chưa vận hành trạm không người trực thì trạm có 11 người trực, khi chuyển sang không người trực sẽ giảm được 9 nhân viên

- Trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì

nó được quản lý vận hành tự động

- Giảm thiểu đầu tư cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục

- Giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức

độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện

- Khi xảy ra sự cố hoặc hiện tượng bất thường, Kỹ sư vận hành Hệ thống điện nhanh chóng phát hiện, loại trừ, thay đổi chế độ và phương thức vận hành của hệ thống, nhanh chóng cấp điện lại cho các phần tử không sự cố, đảm bảo cấp điện an toàn lien tục cho phụ tải

- Trạm biến áp không người trực có một ưu điểm vượt trội hơn hẳn so với các trạm khác đó là khả năng thu thập và xử lý thông tin rất lớn, có mức

độ chính xác cao Việc cập nhật thông số vận hành cũng như truy cập các dữ liệu sự cố nhanh chóng, chính xác và kịp thời

- Nhanh chóng nắm bắt tình hình và các thông số vận hành để phát hiện các trạm, xuất tuyến đường dây đang quá tải hoặc có khả năng quá tải để có chế độ vận hành phù hợp, san tải cho các xuất tuyến hoặc các trạm biến áp một cách tối ưu nhất

- Thông qua việc chỉ huy, thao tác vận hành, đóng cắt thiết bị từ xa,

trung tâm điều khiển và các TBA không người trực đã giảm thời gian thao tác vận hành, đóng cắt thiết bị; rút ngắn thời gian bảo trì bảo dưỡng, xử lý sự cố TBA

- Việc xây dựng và đưa vào vận hành Trung tâm điều khiển Quảng Bình

và TBA không người trực có ý nghĩa quan trọng trong việc hiện đại hoá, tự động hoá lưới điện, góp phần hoàn thiện theo lộ trình xây dựng lưới điện thông minh của khu vực tỉnh Quảng Bình

1.4 KẾT LUẬN

Việc tìm hiểu đầy đủ các quy định, tiêu chí yêu cầu kỹ thuật nhằm triển khai thực hiện tuân thủ đúng các quy định, đẩy nhanh được tiến độ, cũng như tạo thuận lợi dễ dàng, tiết kiệm chi phí và thực hiện đồng bộ khi cải tạo, nâng cấp mở rộng cho các trạm không người trực

Qua tìm hiểu các tiêu chí yêu cầu kỹ thuật, các giao thức được sử dụng, đảm bảo cho việc lựa chọn giải pháp, đề xuất các yêu cầu thông số vật tư thiết

bị đồng bộ với hệ thống hiện hữu, đảm bảo việc kết nối an toàn, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật, tránh trường hợp thiết bị đã mua sắm nhưng không tương thích, không giao tiếp được với nhau

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110kV ÁNG SƠN VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI TBA KHÔNG

NGƯỜI TRỰC 2.1 ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG:

Trạm biến áp 110kV Áng Sơn được đưa vào vận hành từ 2010 Hiện tại trạm có 02 MBA với tổng dung lượng 50 MVA; 02 xuất tuyến 110kV, 04 xuất tuyến 22kV; 08 xuất tuyến 6kV TBA 110kV Áng Sơn là nguồn cung cấp điện chính cho phụ tải nhà máy xi măng Áng Sơn

Với thời gian sử dụng đã 8 năm, hiện nay hệ thống điều khiển bảo vệ tại trạm không đảm bảo cho việc kết nối với TTĐK để chuyển sang vận hành không người trực, TBA đang có một số tồn tại ảnh hưởng đến khả năng vận hành tin cậy liên tục, hiện trạng TBA như sau:

2.1.1 Phần điện nhất thứ:

- Phía 110kV: Hệ thống phân phối phía 110kV sử dụng sơ đồ “Hệ thống

01 thanh cái có phân đoạn bằng DCL” gồm:

 02 ngăn MC ĐZ 171, 172

 01 ngăn MBA T1 (110/35/6kV–25 MVA)

 01 ngăn MBA T2 (110/22/6kV–25 MVA)

- Phía 22kV: Hệ thống phân phối phía 22kV sử dụng sơ đồ “Hệ thống

01 thanh cái có máy cắt phân đoạn” gồm:

 04 ngăn MC ĐZ 472, 474, 476, 478, 01 ngăn TUC42

 01 ngăn lộ tổng 432, 01 ngăn phân đoạn 412

- Phía 6kV: Hệ thống phân phối phía 6kV sử dụng sơ đồ “Hệ thống 01

thanh cái có phân đoạn bằng máy cắt” gồm:

 Phân đoạn C61 gồm: 01 ngăn lộ tổng 631, 01 ngăn đo lường (TUC61), 04 xuất tuyến 6kV: 671, 673, 675, 677, 01 ngăn TD61; Phân đoạn C62 gồm: 01 ngăn lộ tổng 632, 01 phân đoạn 612, 01 ngăn

đo lường (TUC62), 04 xuất tuyến 6kV: 672, 674, 676, 678

Hình 2.1: Sơ đồ nhất thứ TBA 110kV Áng Sơn

- Các thiết bị chính của trạm biến áp 110kVÁng Sơn

MBA T1:

1 Loại MBA : Máy biến áp dầu, làm việc ngoài trời

2 Chủng loại : MBA 3 pha 3 cuộn dây

- Trung áp (TA) : 25000(kVA)

8 Điện áp định mức:

- Cao áp (CA) : 115± 9 x 1.78%kV (Điều áp dưới tải)

- Trung áp (TA) : 36,5±2 x 2.5%kV (Điều áp không tải)

1 Loại MBA : Máy biến áp dầu, làm việc ngoài trời

2 Chủng loại : MBA 3 pha 3 cuộn dây

- Cao áp (CA) : 25000(kVA)

- Trung áp (TA) : 25000(kVA)

8 Điện áp định mức:

- Cao áp (CA) : 115± 9 x 1.78%kV (Điều áp dưới tải)

- Trung áp (TA) : 24±2 x 2.5%kV (Điều áp không tải)

- Điều khiển đóng, cắt : Bằng tay/ bằng điện

- Dòng điện ngắn mạch định mức 3s cho DCL: 25kA

- Điện áp nguồn cấp cho:

- Điều khiển đóng, cắt : Bằng tay/ bằng điện

- Dòng điện ngắn mạch định mức 3s cho DCL: 25kA

+ Điều khiển : 220VDC

- Điều khiển đóng, cắt : Bằng tay/ bằng điện

- Dòng điện ngắn mạch định mức 3s cho DCL: 25kA

- Điện áp nguồn cấp cho:

- Chu trình thao tác định mức: Mở-0,3s-Đóng cắt-3min-Đóng cắt

Máy cắt hợp bộ 22kV trong nhà: Xuất tuyến

- Đồng hồ khí SF6 : không có đồng hồ SF6

- Chu trình thao tác định mức : Mở-0,3s-Đóng cắt-3min-Đóng cắt

Máy cắt hợp bộ 6 kV trong nhà (Xuất tuyến)

- Điện áp định mức : 7,2 kV

- Dòng điện định mức : 600 A

- Dòng điện cắt định mức : 25 kA

- Chu trình thao tác định mức: Mở - 0,3s - Đóng cắt - 3min - Đóng cắt

Máy biến điện áp 22 kV (Thanh cái C42):

- Hệ thống tủ bảng điều khiển: Gồm nhiều tủ bảng với chức năng điều

khiển riêng lẻ, không đồng bộ, bao gồm:

 Tủ CP1: điều khiển ngăn 171,131, 631,612

 Tủ CP2: điều khiển các ngăn 172,132, 432, 632, 412

 Tủ điều khiển từ xa MBA T1 (RTCT1)

 Tủ điều khiển từ xa MBA T2 (RTCT2)

- Hệ thống tủ bảo vệ: Gồm nhiều tủ bảng với chức năng điều khiển

riêng lẻ, không đồng bộ, bao gồm:

 Tủ RP1: bảo vệ ngănMBA T1

 Tủ RP2: Bảo vệ ngăn MBA T2

 Tủ RP32: Bảo vệ ngăn 171,172

- Các rơle bảo vệ quá dòng các ngăn MBA T1, T2, 22, 6kV: là các rơ

le đang sử dụng có chuẩn IEC 61850

- Các tủ RTU, tủ SIC của hệ thống SCADA

Hệ thống cáp, transduce, rơle trung gian mạch điều khiển (MC, DCL, NPA…) của hệ thống SCADA đã đưa vào sử dụng hơn 8 năm, thường xảy ra

hư hỏng gây mất kết nối tín hiệu Rơle trung gian mạch điều khiển có nguồn cung cấp là 48VDC nên độ tin cậy khi đưa vào vận hành không cao, do đó thường bị nhiễu hoặc chạm đất nguồn một chiều 220V tại trạm dễ dẫn đến các rơle này tác động gây nhảy nhầm máy cắt, dao cách ly Thực tế vận hành trong thời gian qua, hệ thống SCADA tại TBA chỉ sử dụng chức năng thu thập dữ liệu và giám sát còn chức năng điều khiển được cô lập nhằm tránh tác động nhầm

- Các tủ tự dùng AC/DC

Các tủ AC/DC không có BCU giám sát, điều khiển các thiết bị trong tủ

- Các tủ đấu dây ngoài trời

Hiện nay tại trạm có 04 tủ MK của các ngăn lộ 171, 172, 131, 132 do

thời gian sử dụng quá lâu nên vỏ tủ bị rỉ sét, cửa tủ không còn đóng kín, các hàng kẹp, đầu nối bị lão hóa, tiếp xúc không tốt có nguy cơ dễ gây chạm chập nhị thứ, đặc biệt trong mùa mưa làm ảnh hưởng đến độ tin cậy trong vận hành

- Hệ thống mương cáp

- Hệ thống mương cáp được xây dựng từ khi TBA đi vào vận hành với

kích thước chưa tính đến tiến trình nâng cấp mở rộng trạm sau này, kích thước mương cáp không đủ bố trí hợp lý cáp nhị thứ; mương cáp không có giá đỡ cáp; thành và nắp mương cáp xuống cấp, bị bong tróc nên dễ bị thấm nước khi trời mưa và mất mỹ quan Các tồn tại trên gây nhiều khó khăn cho đơn vị quản lý vận hành trong công tác vệ sinh bảo dưỡng, xử lý sự cố…

- Camera, pccc, chống đột nhập: Chưa được trang bị hệ thống camera

chống đột nhập, hệ thống báo cháy tự động sử dụng loại báo cháy thường, khi

có cháy hệ thống chỉ báo chung chung không chính xác

2.1.3 Điện tự dùng

Tự dùng AC: sử dụng điện áp 220/380VAC Tủ tự dùng AC được đặt trong nhà điều khiển, cung cấp nguồn cho các phụ tải của trạm bao gồm: các động cơ quạt mát MBA 110kV, thiết bị điều chỉnh điện áp dưới tải của MBA 110kV, chiếu sáng ngoài trời, chiếu sáng trong nhà điều khiển và nhà phân phối, điều hoà nhiệt độ

Tự dùng DC: Nguồn điện tự dùng 1 chiều 220VDC được cung cấp từ

hệ thống ắc qui gồm một bộ dung lượng 200Ah/10h Hệ thống ắc qui làm việc theo chế độ nạp và phụ nạp thường xuyên qua 02 bộ chỉnh lưu TN1 và TN2

để cung cấp cho các phụ tải một chiều của trạm gồm có: Mạch điều khiển, tự động, bảo vệ và báo tín hiệu, thiết bị đóng cắt phía, chiếu sáng sự cố

2.1.4 Hệ thống rơ le bảo vệ, điều khiển, điều khiển và đo lường Phần điều khiển:

Điều khiển trong TBA 110kV Áng Sơn được thực hiện theo phương thức quy ước, thao tác thiết bị bằng các khóa điều khiển (MC và DCL) hoặc đóng mở bằng tay đối với dao tiếp địa, có tín hiệu âm thanh và ánh sáng báo trạng thái đóng mở không tương ứng của các thiết bị

Phần đo lường:

Đồng hồ đo dòng điện, điện áp, công suất tác dụng, công suất phản kháng đối với các ngăn 110kV: 171,172, 112, 131, 132, 432, 631, 632 sử

dụng đồng hồ của IME và các XT không có đồng hồ đo lường (xem thông số qua rơle)

- Các bảo vệ dự phòng:

+ Bảo vệ quá dòng sử dụng cho ngăn 131: sử dụng rơle Siemens 7SJ6471- Version V4.73 bao gồm các chức năng F50/51; F50/51N; 50BF Giao thức IEC 61850

+ Bảo vệ quá dòng sử dụng cho ngăn 631: sử dụng rơle Siemens 7SJ8031 Version V4.61 bao gồm các chức năng F50/51; 50BF Giao thức IEC 61850

- Các bảo vệ dự phòng:

+ Bảo vệ quá dòng sử dụng cho ngăn 132: sử dụng rơle Siemens 7SJ6471- Version V4.73 bao gồm các chức năng F50/51; F50/51N; 50BF Giao thức IEC 61850

+ Bảo vệ quá dòng sử dụng cho ngăn 432: sử dụng rơle Siemens 7SJ8031 Version V4.61 bao gồm các chức năng F50/51; F50/51N; 50BF Giao thức IEC 61850

+ Bảo vệ quá dòng sử dụng cho ngăn 632: sử dụng rơle Siemens 7SJ8031 Version V4.61 bao gồm các chức năng F50/51; 50BF Giao thức IEC 61850

Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 171:

+ Bảo vệ khoảng cách: sử dụng rơle 7SA610 Version V5.2 Giao thức IEC

61850

+ Bảo vệ quá dòng có hướng: sử dụng rơle 7SJ64 Version V4.73 Giao thức

61850

Bảo vệ ngăn đường dây 110kV 172

+ Bảo vệ khoảng cách: sử dụng rơle 7SA610 Version V5.2 Giao thức IEC

2.1.5 Cách điện, bảo vệ chống sét và nối đất

- Cách điện của trạm bằng được chọn ở mức nhiễm bẩn trung bình (25mm/kV) Bảo vệ quá điện áp khí quyển và quá điện áp do đóng cắt lưới bằng các chống sét van ô-xít kẽm Ngoài ra, bảo vệ chống sét đánh trực tiếp vào trạm bằng các kim thu sét lắp trên cột cổng và cột thanh cái