(Đồ án tốt nghiệp) các giải pháp tự động hóa trạm biến áp 110kv phú bài

DANH MỤC HÌNH ẢNH Số hiệu 1.2 Sơ đồ hệ thống camera và cảnh báo xâm nhập TBA 110kV 2.1 Cấu trúc hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn 3.3 Sơ đồ phương thức đo lường, điều khi



ĐOÀN LÊ PHƯỚC SƠN

CÁC GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP

110KV PHÚ BÀI

LUẬN VĂN THẠC SĨ Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện

Đà Nẵng – Năm 2019

DUT.LRCC

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

ĐOÀN LÊ PHƯỚC SƠN

CÁC GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP

110KV PHÚ BÀI

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: PGS TS Đinh Thành Việt

Đà Nẵng - Năm 2019

DUT.LRCC

DUT.LRCC

TÓM TẮT LUẬN VĂN CÁC GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110KV PHÚ BÀI

Học viên: Đoàn Lê Phước Sơn Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 - Khóa: K34.KTĐ Trường Đại học Bách Khoa – ĐHĐN

Tóm tắt - Luận văn nêu ra những tồn tại và khó khăn của trạm biếp áp 110kV

Phú Bài khi đưa vào vận hành không người trực Qua phân tích và so sánh có thể thấy được những ưu điểm vượt trội của trạm biến áp tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850,

từ đó tác giả đưa ra giải pháp cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử dụng IEC 61850 theo quyết định 176/QĐ-EVN của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đối với trạm biến áp không người trực Giải pháp sử dụng phầm mềm AcSELerator Architect, CCT, RTUtil560, ABB SYS600 để cấu hình, xây dựng dữ liệu và giao diện điều khiển nhằm đáp ứng các yêu cầu đối với trạm biếp áp không người trực

Từ khóa – Tự động hóa trạm biến áp; AcSELerator Architect; CCT;

RTUtil560; ABB SYS600

AUTOMATION SOLUTIONS FOR 110KV PHU BAI SUBSTATION

Abstract – The thesis accentuates some disadvantages and difficulties of Phu

Bai 110kV substation when changing into unmanned Through analysis and comparison, we can see the outstanding advantages of integrated Substation that using IEC 61850 standard, from which the author proposed a solution to upgrade the Phu Bai 110kV substation to an integrated Substation using IEC 61850 protocol according

to 176/QD-EVN Decision of EVN The solution uses AcSELerator Architect, CCT, RTUtil560, ABB SYS600 software to configure, build data and control interfaces to

meet the requirements for unmanned Substation

Keywords – Automation of substations; AcSELerator Architect; CCT;

RTUtil560; ABB SYS600

DUT.LRCC

MỤC LỤC

Trang

Lời cam đoan

Tóm tắt luận văn

Mục lục

Danh mục hình ảnh

Danh mục bảng biểu

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VÀ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT AN NINH, BÁO CHÁY VÀ ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TẠI TRẠM BIẾN ÁP 110KV PHÚ BÀI 3

1.1.Giới thiệu về TBA 110kV Phú Bài 3

1.2.Hiện trạng hệ thống camera giám sát và cảnh báo xâm nhập 3

1.2.1 Hệ thống camera giám sát 3

1.2.2 Hệ thống giám sát xâm nhập 4

1.3. Hiện trạng hệ thống báo cháy 5

1.4 Hiện trạng hệ thống điều khiển bảo vệ 6

1.5. Những khó khăn khi đưa vào vận hành không người trực tại TBA 110kV Phú Bài 8

1.6. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1 9

CHƯƠNG 2 - HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TRẠM BIẾN ÁP VÀ TIÊU CHUẨN TRUYỀN THÔNG IEC 61850 11

2.1. Hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn IEC 61850 và so sánh với hệ thống điều khiển hiện trạng TBA 110kV Phú Bài 11

2.1.1 Hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 .11

2.1.2.So sánh hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 và hệ thống hiện trạng TBA 110kV Phú Bài 12

2.2.Giao thức truyền thông IEC 61850 13

2.2.1 Tổng quan về giao thức IEC 61850 13

2.2.2 Những ưu điểm của IEC 61850 14

2.2.3 Các thành phần trong mô hình IEC 61850 14

2.2.3.1 Mô hình hóa IED 14

2.2.3.2 Định nghĩa Logical node 16

2.3.Cấu trúc TBA tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 17

2.3.1 Cấu trúc liên kết mạng của TBA 18

2.3.2 Ngôn ngữ cấu hình TBA 19

2.3.3 An ninh mạng 21

DUT.LRCC

2.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 2 22

CHƯƠNG 3 - NÂNG CẤP HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TBA 110KV PHÚ BÀI THEO TIÊU CHUẨN IEC 61850 23

3.1.Những yêu cầu cho việc nâng cấp trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850 23

3.1.1.Đánh giá những hạn chế và thiếu sót của TBA 110kV Phú Bài 23

3.1.2 Hướng nâng cấp và phát triển trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850 .23

3.2.Giải pháp cụ thể 24

3.2.1 Xây dựng mô hình 24

3.2.2 Sơ đồ vận hành trạm 110kV Phú Bài 25

3.2.3 Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ 25

3.2.4 Lựa chọn thiết bị 26

3.2.5 Hệ thống máy tính điều khiển và sơ đồ kết nối mạng 30

3.2.6 Xây dựng hệ thống phần mềm 31

3.2.6.1 Giới thiệu phần mềm ABB SYS 600 32

3.2.6.2 Giới thiệu phần mềm CCT 33

3.2.6.3 Phần mềm RTUtil560 34

3.2.6.4 Phần mềm AcSELerator Architect 35

3.3.Xây dựng kết nối và mô phỏng hệ thống 36

3.3.1 Quy hoạch danh sách địa chỉ IP các thiết bị trong hệ thống 36

3.3.2.Thiết lập cấu hình IEC 61850 cho các rơle trong phần mềm AcSELerator Architect 37

3.3.3 Thiết lập dự án trong phần mềm RTUtil560 41

3.3.4 Liên kết dữ liệu trong phần mềm CCT 51

3.3.5.Lựa chọn các tín hiệu của rơle cần cho hệ thống SCADA trong phần mềm RTUtil560 56

3.3.6 Xây dựng giao diện điều khiển 63

3.3.6.1 Ngăn đường dây 110kV 64

3.3.6.2 Ngăn Máy biến áp 65

3.3.6.3 Gian phân phối 22kV 66

3.3.6.4 Bảng sự kiện, cảnh báo 67

3.3.6.5 Biểu đồ dạng sóng 67

3.4.KẾT LUẬN CHƯƠNG 3 68

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 70 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (bản sao)

PHỤ LỤC

DUT.LRCC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

A3 : Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung

BCU : Bộ điều khiển mức ngăn (Bay Control Unit)

CID : Mô tả cấu hình của IED (Configured IED Description)

Client : Khách

CPC : Tổng công ty Điện lực miền Trung (Central Power Corporation)

Engineering Computer: Máy tính dành cho các cán bộ kỹ thuật sử dụng để làm việc

(như chỉnh định rơle, lập báo cáo, ) EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam (VietNam Electricity)

Gateway : Cổng kết nối, trao đổi dữ liệu giữa hệ thống điều khiển tích hợp và hệ

thống SCADA của các Trung tâm Điều độ

GPS : Hệ thống định vị toàn cầu (Global Positioning System)

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

HTĐ : Hệ Thống Điện

I/O : Đầu vào/ Đầu ra (Input/Output)

ICD : Mô tả khả năng của thiết bị IED (IED Capability Description)

IP : Giao thức liên mạng (Internet Protocol)

LAN : Mạng máy tính cục bộ (Local Area Network)

LD : Thiết bị logic (Logical Device)

LN : Nút logic (Logical Node)

LLN0 : Nút logic zero (Logical Node Zero)

MAIFI : Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân

phối (Momentary Average Interruption Frequency Index) MBA : Máy biến áp

OLTC : Điều áp dưới tải (OnLoad Tap Changer)

RTU : Khối thiết bị vào ra đầu cuối từ xa (Remote Terminal Unit)

PLC : Bộ điều khiển có thể lập trình (Programable Logic Control)

SAIDI : Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối

(System Average Interruption Duration Index) SAIFI : Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System

Average Interruption Frequency Index) SAS : Hệ thống tự động hóa trạm biến áp (Substation Automation System) SSD : Mô tả đặc tính của hệ thống (System Specification Description)

DUT.LRCC

SCD : Mô tả cấu hình của trạm (Station Configuration Description)

SCADA : Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (Supervisory Control

And Data Acquisition)

SCL : Ngôn ngữ cấu hình trạm (Substation Configuration Language)

Server : Máy chủ

SNTP : Giao thức đồng bộ thời gian mạng đơn (Simple Network Time

Protocol)

Switch : Thiết bị chuyển mạch dùng để kết nối các máy tính chủ và các thiết bị

khác trên mạng LAN của hệ thống điều khiển tích hợp

TTĐK PC Huế: Trung tâm điều khiển Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế

DUT.LRCC

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Số hiệu

1.2 Sơ đồ hệ thống camera và cảnh báo xâm nhập TBA 110kV

2.1 Cấu trúc hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn

3.3 Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của ngăn

3.4 Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của MBA

3.5 Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của phía

3.6 Một số loại rơle SEL được sử dụng để bổ sung và thay thế tại

3.13 Các cửa sổ làm việc trong phần mềm AcSELerator Architect 35

DUT.LRCC

3.17 Kết quả sau khi cấu hình các loại rơle theo chủng loại và IP

3.18 Hướng dẫn cách đẩy cấu hình IEC 61850 vào rơle BCU-171 40

3.30 Liên kết RTU560 và thiết bị IED tại cửa sổ Hardware Tree 46

3.42 Chọn file *.CID của tất cả rơle đã được export từ phần mềm

3.48 Chọn đường dẫn để lưu và đặt tên cho tập tin station.SCD 56

DUT.LRCC

3.49 Tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls trước khi nhập file

3.50 Cách nhập file 110KV PHU BAI.scd vào tập tin

3.53 Chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImportPD_PHU

3.54 Kết quả sau khi đã nhập tập tin file 110KV PHU BAI.scd vào

3.56 Gán địa chỉ IEC 60870-104 cho nút logic

3.57 Nhập lại tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls vào phần mềm

3.59 Tín hiệu của ngăn MC 472 sau khi đã nhập tập tin

3.60 Tín hiệu của tất cả các ngăn lộ TBA 110kV Phú Bài sau khi

3.66 Điều khiển tăng/ giảm nấc phân áp MBA T1 (tương tự đối

3.69 Biểu đồ dạng sóng của các giá trị đo lường P, Q, U, I 68

DUT.LRCC

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Số hiệu

1.1 Thống kê các loại rơle hiện trạng tại TBA 110kV Phú Bài 7

DUT.LRCC

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Trong những năm gần đây, cùng với sự phát triển vượt bậc của khoa học, kỹ thuật, thiết bị điện tử nói chung và thiết bị bảo vệ rơle nói riêng ngày càng hiện đại Các rơle số được tích hợp nhiều chức năng như bảo vệ, giám sát, điều khiển thiết bị, ghi nhận các sự cố, sự kiện hay các nhiễu loạn trên hệ thống điện… ngoài ra còn có chức năng truyền dữ liệu và khả năng kết nối, giao tiếp với các thiết bị thông tin qua các cổng truyền thông đã tạo ra bước ngoặt mới trong việc điều khiển và tự động hóa trạm biến

áp

Hiện nay, việc áp dụng công nghệ điều khiển các trạm biến áp (TBA) truyền tải

và phân phối là xu thế chung của các nước trên thế giới nhằm giảm chi phí trong công tác quản lý vận hành, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Tự động hóa các TBA truyền tải là vấn đề đang được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) quan tâm và đầu tư nhằm từng bước phát triển hệ thống điện Việt Nam theo hướng hiện đại hóa, nâng cao chất lượng công nghệ trong công tác vận hành, giảm thiểu thời gian gián đoạn cung cấp điện Tăng cường khả năng cạnh tranh của ngành Điện cũng như nền kinh tế của Việt Nam đối với các nước trong khu vực và trên thế giới

Với những yêu cầu thiết yếu nêu trên, tất cả các TBA xây dựng mới đều phải được đầu tư hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính để phục vụ việc giám sát và điều hành lưới điện từ các Trung tâm điều độ hệ thống Điện Tuy nhiên, việc cải tạo, nâng cấp hạ tầng công nghệ tại các TBA đã được đưa vào vận hành trước đây để phù hợp với công tác giám sát điều hành từ các Trung tâm điều khiển (TTĐK) cũng là một yêu cầu rất cấp thiết và thiết thực TBA 110kV Phú Bài là TBA đã được đưa vào vận hành khá lâu, sử dụng các thiết bị bảo vệ điều khiển có công nghệ tương đối cũ, một số thiết bị đã được thay thế và nâng cấp để đưa vào vận hành TBA không người trực từ năm 2016, tuy nhiên với công nghệ hiện trạng thì vẫn chưa đáp ứng đầy đủ yêu cầu đối với TBA không người trực

Vì vậy, tôi chọn đề tài luận văn là: “Các giải pháp tự động hóa trạm biến áp

110kV Phú Bài” để thực hiện

2 Đối tượng nghiên cứu và phạm vi nghiên cứu

Những điểm hạn chế của hệ thống công nghệ hiện trạng của TBA 110kV Phú Bài khi đưa vào vận hành không người trực

3 Mục đích nghiên cứu

Cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử dụng giao thức IEC 61850 theo quyết định 176/QĐ-EVN của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nhằm đáp ứng hoàn toàn yêu cầu đối với TBA không người trực

DUT.LRCC

4 Phương pháp nghiên cứu

- Tìm hiểu, nghiên cứu các tài liệu, các quy định,… có liên quan đến tự động hóa TBA

- Nghiên cứu giao thức IEC 61850 trong TBA

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn đề tài

6 Bố cục của luận văn

Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận văn được biên chế thành 3 chương như sau:

Chương 1: Tổng quan và hiện trạng hệ thống giám sát an ninh, báo cháy và điều

khiển bảo vệ tại trạm biến áp 110kV Phú Bài

Chương 2: Hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp và tiêu chuẩn IEC 61850 Chương 3: Nâng cấp hệ thống điều khiển bảo vệ TBA 110kV Phú Bài theo tiêu

chuẩn IEC 61850

DUT.LRCC

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VÀ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT AN NINH, BÁO CHÁY VÀ ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TẠI TRẠM BIẾN ÁP

110KV PHÚ BÀI

1.1 Giới thiệu về TBA 110kV Phú Bài

Trạm biến áp 110 kV Phú Bài (2x40 MVA - 110/22kV) nằm trên địa bàn thị xã Hương Thủy, tỉnh Thừa Thiên Huế được đưa vào vận hành từ năm 2003, cấp điện cho phụ tải KCN Phú Bài và một phần địa bàn thị xã Hương Thuỷ, Phú Vang Sản lượng trung bình 1.300.000 kWh/ngày, chiếm 1/4 sản lượng của toàn tỉnh Thừa Thiên Huế

Sơ đồ nối điện chính TBA 110kV Phú Bài như sau:

Hình 1.1: Sơ đồ nối điện chính TBA 110kV Phú Bài

Trong năm 2016, TBA 110kV Phú Bài đã được nâng cấp cải tạo để đưa vào vận hành không người trực, về cơ bản đã đáp ứng được các yêu cầu sau:

1.2 Hiện trạng hệ thống camera giám sát và cảnh báo xâm nhập

1.2.1 Hệ thống camera giám sát

Hệ thống camera được thiết kế cung cấp khả năng quan sát các thiết bị chính và quan sát tổng thể trạm, đồng thời phối hợp với hệ thống cảnh báo xâm nhập để thực hiện chức năng giám sát an ninh trạm

DUT.LRCC

Sử dụng giải pháp Camera IP (Network camera) cho phép quản lý và hiển thị hình ảnh trên bất cứ máy tính nào theo giao thức mạng thông qua các phần mềm quản lý hình ảnh chuyên dụng hoặc trình duyệt web

Hệ thống camera giám sát thống nhất có thể quan sát đồng thời hình ảnh tại TBA theo thời gian thực Có thể tích hợp các chức năng phân tích hình ảnh, cảnh báo sự kiện tạo thành một hệ quan sát hiệu quả, thông minh và thống nhất giúp vận hành tại TBA an toàn, chính xác

Độ ổn định và tin cậy cao, giảm chi phí vận hành, bảo trì sửa chữa Camera có khả năng quản lý và cấu hình từ xa thông qua trình duyệt web, dễ dàng vận hành hệ thống

do trung tâm giám sát và lưu trữ tập trung tại một điểm

Các Camera có tốc độ ghi và chất lượng hình ảnh cao đạt chuẩn HD Các camera loại đặt ngoài trời đều có chức năng quan sát được vào ban đêm

Hệ thống cho phép lưu trữ hình ảnh trực tiếp trên ổ đĩa cứng của thiết bị ghi hình hoặc đồng thời trên một hay nhiều máy tính ở trong mạng và hệ thống hỗ trợ lưu trữ từ

xa Chất lượng hình ảnh không bị suy hao trên đường truyền và lưu trữ Tất cảc các tín hiệu cần thiết đều được truyền qua hệ thống mạng và được tích hợp sẵn trong mỗi camera

1.2.2 Hệ thống giám sát xâm nhập

Hệ thống kiểm soát vào ra có khả năng phát hiện và báo động khi có xâm nhập

Hệ thống được liên kết với hệ thống camera để tự động quan sát vùng báo đột nhập, đồng thời liên kết với hệ thống SCADA để cung cấp thông tin giám sát từ xa

Tất cả các cửa có khả năng ra vào đều được lắp đặt tiếp điểm cảnh báo cửa mở dạng từ, có độ nhạy cao Các lối vào chính được giám sát bằng đầu quét hồng ngoại, có khả năng phát hiện xâm nhập từ bên ngoài

Hệ thống kiểm soát xâm nhận được quản lý tập trung bằng thiết bị giám sát trung tâm (Access Control Unit) Thiết bị giám sát trung tâm kết nối và nhận tín hiệu cảnh báo

từ các thiết bị giám sát xâm nhập (tiếp điểm cửa, đầu quét hồng ngoại), phân biệt được các vùng cảnh báo, phát tín hiệu cảnh báo bằng chuông đèn, gửi tín hiệu cảnh báo qua

hệ thống mạng ethernet, đồng thời cung cấp tiếp điểm cảnh báo đầu ra để gửi tín hiệu lên hệ thống SCADA

Thiết bị giám sát trung tâm có khả năng kết nối mạng Ethernet, cho phép cấu hình

và kiểm soát dữ liệu giám sát qua giao diện web server, hoặc phần mềm quản lý và cấu hình có bản quyền được cấp kèm theo

DUT.LRCC

Hình 1.2: Sơ đồ hệ thống camera và cảnh báo xâm nhập TBA 110kV Phú Bài

1.3 Hiện trạng hệ thống báo cháy

Hệ thống báo cháy tự động hoạt động trên 03 trạng thái làm việc: trạng thái thường trực (khi không có cháy), trạng thái báo cháy và trạng thái sự cố

Bình thường toàn bộ hệ thống ở chế độ thường trực, ở chế độ này trung tâm báo cháy luôn có tín hiệu kiểm tra sự làm việc đến các thiết bị trong hệ thống đồng thời các đầu báo cháy địa chỉ cũng có tín hiệu hồi đáp về trung tâm

Trong chế độ giám sát nếu trung tâm nhận được tín hiệu báo lỗi từ các thiết bị hoặc không nhận được tín hiệu hồi đáp từ các thiết bị thì trung tâm sẽ chuyển sang chế

độ sự cố

Trong trường hợp cháy xảy ra ở các khu vực bảo vệ, các yếu tố môi trường sự cháy (nhiệt độ, khói) thay đổi sẽ tác động lên các đầu báo cháy Khi các yếu tố này đạt tới ngưỡng làm việc thì các đầu báo cháy sẽ làm việc tạo ra tín hiệu truyền về trung tâm báo cháy Tại trung tâm báo cháy sẽ diễn ra các hoạt động xử lý tín hiệu truyền về Trung tâm điều khiển tại Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế (TTĐK PC Huế) để đưa ra tín hiệu thông báo khu vực xảy ra cháy, đồng thời tín hiệu chuông báo, đèn báo cháy tại TBA sẽ hoạt động để cảnh báo có sự cố cháy xảy ra

Thiết bị báo cháy sử dụng: Đầu báo cháy khói và đầu báo cháy nhiệt

- Đầu báo cháy khói (Smoke detector): Các đầu báo này chủ yếu phát hiện ra

sự gia tăng nồng độ khói ở trong khu vực bảo vệ

- Đầu báo cháy nhiệt (Heat detector): Các đầu báo cháy nhiệt chủ yếu phát hiện

ra sự thay đổi nhiệt độ ở trong khu vực bảo vệ

DUT.LRCC

Đầu báo cháy là thiết bị cảm biến nhạy cảm với sự thay đổi của các yếu tố môi trường khi cháy như nhiệt độ, nồng độ khói, để tạo ra các tín hiệu truyền về trung tâm khi giá trị của các yếu tố môi trường đạt một giá trị nhất định

Hệ thống báo cháy tự động sử dụng giải pháp thiết bị báo cháy, báo khói theo kiểu địa chỉ (Addressable fire alarm system), có khả năng cung cấp chính xác thông tin vị trí nguồn nhiệt, nguồn khói, thông báo địa chỉ của từng đầu báo cháy Thiết bị tập trung báo cháy cung cấp các kênh tín hiệu cảnh báo đầu ra (alarm output) để kết nối với hệ thống giám sát tại TTĐK PC Huế

Hình 1.3: Sơ đồ bố trí hệ thống báo cháy

1.4 Hiện trạng hệ thống điều khiển bảo vệ

Mặc dù đã được nâng cấp cải tạo vào năm 2016, song hệ thống công nghệ tại TBA hiện tại vẫn chưa đáp ứng được đầy đủ các yêu cầu đối với TBA không người trực do các thiết bị được đưa vào vận hành theo các giai đoạn khác nhau, từ nhiều nhà cung cấp

và hãng sản xuất khác nhau nên hệ thống bảo vệ điều khiển trạm không đồng bộ và tương đối cũ Đa phần các rơle hỗ trợ giao thức truyền thông theo chuẩn serial (IEC103, Modbus) Một số rơle bảo vệ thế hệ cũ không hỗ trợ giao thức truyền thông Từ năm

2014 một số rơle mới được lắp đặt đã hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 61850

Danh sách các loại rơle bảo vệ và khả năng hỗ trợ giao thức truyền thông của TBA 110kV Phú Bài theo bảng sau:

DUT.LRCC

Bảng 1.1: Thống kê các loại rơ le hiện trạng tại TBA 110kV Phú Bài

Hệ thống rơle bảo vệ điều khiển: Sử dụng các rơle loại Siprotec của Siemens (7SA522, 7SJ622, 7UT612, 7SJ64, 7SJ6211 ), hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-103; Rơle Micom P123 của Schneider hỗ trợ giao thức Modbus và một số rơle SEL 751 của SEL

hỗ trợ giao thức IEC 61850 TBA 110kV Phú Bài hiện trạng đã sử dụng kết nối các rơle dựa trên giao thức sẵn có (IEC 103) như hình 1.4

DUT.LRCC

Hình 1.4: Sơ đồ kết nối các rơle dựa trên giao thức sẵn có

1.5 Những khó khăn khi đưa vào vận hành không người trực tại TBA 110kV Phú Bài

Với những yêu cầu ngày càng cao về tính cấp điện an toàn, ổn định, điều này đồng nghĩa là các chỉ tiêu về độ tin cậy (MAIFI, SAIDI, SAIFI) phải giảm thấp Đây là chỉ tiêu quan trọng trong công tác đánh giá thi đua giữa các đơn vị trong Tổng Công ty Điện lực miền Trung (CPC) nói riêng và trong Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) nói chung

Để hoàn thành các chỉ tiêu này hàng năm CPC luôn chú trọng công tác đầu tư, bảo dưỡng

hệ thống điện

DUT.LRCC

Mặc dù đã được cải tạo nâng cấp từ năm 2016 để đưa vào vận hành không người trực, nhưng với hiện trạng công nghệ và thiết bị tại TBA 110kV Phú Bài đã quá cũ (đưa vào vận hành từ năm 2003), chưa đáp ứng được những yêu cầu kỹ thuật đối với TBA không người trực cũng như khó khăn trong công tác vận hành như:

- Các thiết bị đưa vào vận hành từ lâu và nhiều chủng loại làm cho việc vận hành không an toàn và tin cậy, khả năng đáp ứng chậm

- TBA vẫn còn nhiều cáp điều khiển làm chức năng điều khiển, liên động và phối hợp bảo vệ còn hạn chế

- Khả năng của thiết bị còn nhiều hạn chế do giới hạn về tốc độ, sức mạnh của

bộ xử lý và bộ nhớ vì chỉ thực hiện các thuật toán đơn giản và không yêu cầu khả năng truyền dữ liệu tốc độ cao

- Điều khiển thiết bị thông qua các bộ điều khiển RTU với tính năng của các cổng I/O đơn giản

- Các xuất tuyến 22kV: cấp điện cho các cụm phụ tải quan trọng như khu công nghiệp Phú Bài, sân bay, một số xuất tuyến cấp tải dân sinh có số lượng khách hàng rất lớn (như XT 472 cấp điện 16.634 khách hàng) Một số rơle đã quá cũ nên không hỗ trợ truy xuất dữ liệu sự cố từ xa, dữ liệu về TTĐK PC Huế còn hạn chế Vì vậy, khó khăn trong việc phân tích sự cố, người vận hành không thể đưa ra quyết định đóng lại hay không, gây mất điện kéo dài, ảnh hưởng rất lớn đến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện

- Hiện nay công tác sửa chữa nóng lưới điện đã đem lại hiệu quả hết sức tích cực cho ngành điện và người sử dụng điện Đó là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm thời gian mất điện đối với khách hàng; không phải cắt điện để công tác nên tăng sản lượng điện thương phẩm; không phá vỡ sơ đồ vận hành cơ bản của hệ thống điện, do đó giảm được tổn thất điện năng; xử lý kịp thời các yếu tố gây sự cố nên giảm được sự cố trên lưới điện và đặc biệt là nâng cao sự hài lòng đối với khách hàng sử dụng điện Tuy nhiên, việc không thể khóa chức năng đóng lặp lại (F79) từ xa của một số xuất tuyến gây khó khăn trong công tác sửa chữa nóng lưới điện

- Trạm 110kV Phú Bài thuộc phạm vi quản lý vận hành của tổ thao tác lưu động phía Nam (Tổ thao tác phía Nam quản lý vận hành các TBA: Cầu Hai, Chân Mây, Lăng

Cô, Phú Bài) do khoảng cách địa lý giữa các TBA rất xa nên việc di chuyển, đi lại mất nhiều thời gian Chính vì TBA 110kV Phú Bài còn nhiều hạn chế nêu trên nên việc bố trí các đội thao tác lưu động chung cho 01 nhóm TBA không người trực cũng gặp nhiều khó khăn khi phải đảm bảo yêu cầu về thời gian tiếp cận TBA

1.6 KẾT LUẬN CHƯƠNG 1

Trong chương này, tác giả đã giới thiệu tổng quan về hiện trạng tại TBA 110kV Phú Bài khi đưa vào vận hành không người trực Về cơ bản TBA đã được trang bị hệ thống giám sát an ninh, hệ thống báo cháy và cảnh báo xâm nhập Tuy nhiên, hệ thống điều khiển bảo vệ tại TBA Phú Bài được đầu tư từ nhiều giai đoạn khác nhau, các thiết

DUT.LRCC

bị không đồng nhất, đa phần các rơle từ nhiều nhà sản xuất khác nhau, hỗ trợ giao thức truyền thông theo chuẩn serial (IEC103, Modbus) Một số rơle bảo vệ thế hệ cũ không

hỗ trợ giao thức truyền thông

Với hệ thống công nghệ hiện trạng thì TBA 110kV Phú Bài chưa đáp ứng đầy đủ yêu cầu đối với TBA không người trực Qua đó, tác giả đề cập đến những khó khăn khi đưa vào vận hành không người trực đối với TBA 110kV Phú Bài

Vì vậy, giải pháp cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử dụng giao thức IEC 61850 theo quyết định 176/QĐ-EVN của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)

sẽ được nghiên cứu trong các chương tiếp theo

DUT.LRCC

CHƯƠNG 2

HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TRẠM BIẾN ÁP VÀ TIÊU

CHUẨN TRUYỀN THÔNG IEC 61850

2.1 Hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn IEC 61850 và so sánh với

hệ thống điều khiển hiện trạng TBA 110kV Phú Bài

2.1.1 Hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850

Sự ra đời của truyền thông tốc độ cao với giao thức TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet Protocol) và các vi xử lý thuật toán tốc độ cao, bộ nhớ lớn tích hợp trong các thiết bị điện tử thông minh IED là cơ sở để đồng bộ hóa giao thức truyền thông theo tiêu chuẩn IEC 61850 giữa các thiết bị trong hệ thống điều khiển tích hợp TBA Với tốc độ truyền dữ liệu cao lên đến Giga bit/giây qua đường cáp quang, đường truyền theo TCP/IP Ethernet đáp ứng tốt yêu cầu về độ tin cậy và tốc độ truyền dữ liệu cho khả năng vận hành tự động hóa hoàn toàn TBA Hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn IEC 61850 sẽ có các chức năng sau:

- Chức năng đo lường và giám sát: được tích hợp trong các thiết bị IED; các thông

số đo lường và quá trình giám sát vận hành có thể được truyền về máy tính của trung tâm điều khiển đặt tại trạm hay từ xa Ngoài ra, các thiết bị IED còn có chức năng ghi nhận và lưu trữ dữ liệu trong bộ nhớ để có thể được truy xuất trong tương lai

- Chức năng bảo vệ: được thực hiện trên các IED với khả năng đảm nhiệm đồng thời nhiều chức năng khác nhau Các IED còn có khả năng phối hợp bảo vệ qua giao thức được quy định chặt chẽ theo tiêu chuẩn IEC 61850; từ đó, có thể giảm thiểu hệ thống cáp điều khiển

- Chức năng liên động: không còn dùng các tiếp điểm trạng thái và cáp điều khiển, thay vào đó là các thiết bị IED sẽ trao đổi với nhau theo các giao thức đồng cấp, qua đó làm chức năng liên động cho ngăn lộ và cho toàn bộ thiết bị trong trạm

- Chức năng điều khiển tại trạm: tiêu chuẩn IEC 61850 cho phép điều khiển thiết

bị từ máy tính qua giao diện HMI tại trạm Quá trình điều khiển thực hiện qua việc quản lý trực tiếp thiết bị của IED, do đó, không cần kéo hệ thống cáp điều khiển đi xa

- Chức năng điều khiển qua SCADA: chức năng điều khiển xa từ các trung tâm giám sát vận hành xa được thực hiện thông qua mạng LAN tốc độ cao, sử dụng

DUT.LRCC

chính hệ thống máy tính gateway tại TBA sẽ tăng tốc độ và độ tin cậy cho quá trình điều khiển xa

Hình 2.1: Cấu trúc hệ thống điều khiển tích hợp TBA

theo tiêu chuẩn IEC 61850 [1]

2.1.2 So sánh hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 và hệ thống hiện trạng TBA 110kV Phú Bài

Để có thể xây dựng hệ thống điều khiển TBA 110kV Phú Bài đáp ứng nhu cầu

tự động hóa hoàn toàn đảm bảo vận hành không người trực, cần so sánh chức năng hệ thống hiện trạng của TBA 110kV Phú Bài và TBA điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 như bảng 2.1

DUT.LRCC

Bảng 2.1 So sánh các chức năng của các hệ thống điều khiển

Chức năng TBA 110kV Phú Bài

Được tích hợp trong các thiết bị IED

Điều khiển và giám

sát

Thực hiện bằng các I/O (đầu vào/ra) của thiết bị giám sát

Được tích hợp trong các thiết bị IED

Liên động

Liên động bằng tiếp điểm trạng thái và dây dẫn trong mạch nhị thứ

Liên động qua mạng truyền thông giữa các ngăn

2.2 Giao thức truyền thông IEC 61850

2.2.1 Tổng quan về giao thức IEC 61850

Trong những năm đầu thập kỷ 1990, viện nghiên cứu EPRI và IEEE bắt đầu phát triển một tiêu chuẩn để xác định các truyền thông trong TBA Dự án được đặt tên UCA Phiên bản đầu tiên của UCA tập trung vào thông tin liên lạc giữa các trung tâm điều khiển và giữa trung tâm điều khiển với TBA EPRI và IEEE bắt đầu làm việc với UCA 2.0 vào năm 1994, trong đó tập trung chủ yếu vào bus truyền thông trong TBA [6] Vài năm sau, Ủy ban Kỹ thuật 57 (Technical Committee 57) của IEC bắt đầu một

dự án tương tự để xác định bus trạm (station bus) được đặt tên IEC 61850 Năm 1997,

cả ba tổ chức EPRI, IEEE và IEC liên kết với nhau để tạo ra một tiêu chuẩn quốc tế, đặt tên IEC 61850 và được xuất bản năm 2004 IEC 61850 chứa hầu như tất cả các đặc điểm

DUT.LRCC

kỹ thuật từ UCA 2.0 với các tính năng bổ sung hỗ trợ nhiều chức năng khác nhau Tiêu chuẩn mới được tạo ra trong việc hợp tác của một số lượng lớn các chuyên gia và các nhà sản xuất chính để đảm bảo rằng tiêu chuẩn mới sẽ đáp ứng người dùng [6]

2.2.2 Những ưu điểm của IEC 61850

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 IED 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

IED là các thiết bị dựa trên nền tảng vi xử lý và công nghệ vi xử lý đang phát triển nhanh chóng Trong một TBA có nhiều loại IED và để TBA tự động hóa vận hành tự động, các IED phải có khả năng giao tiếp với nhau [5]

Một ưu điểm của IEC 61850 là nó hỗ trợ công nghệ NCIT (Non-Conventional Instrument Transformer) Công nghệ NCIT đã được phát triển hơn trong vài năm so với mười lăm năm trước khi có IEC 61850 Công nghệ NCIT có nhiều lợi ích so với các CT

và VT thông thường như loại bỏ sự quá độ, cải thiện an toàn, độ chính xác và giảm lượng dây nối [7]

2.2.3 Các thành phần trong mô hình IEC 61850

2.2.3.1 Mô hình hóa IED

Các IED kết nối với hệ thống mạng bằng một địa chỉ IP 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 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 Một rơle bảo vệ hiện đại có nhiều chức năng ví dụ như bảo vệ, điều khiển và truyền thông Các chức năng sẽ được quản lý dễ dàng hơn khi được phân loại phân cấp Hình 2.2 minh họa các mức mô hình IED [4]

DUT.LRCC

Hình 2.2: Các lớp dữ liệu mô hình IED [4]

Các logical node được xây dựng từ các lớp dữ liệu, mỗi lớp trong số đó chứa các thuộc tính dữ liệu Tiêu chuẩn định nghĩa các khái niệm và các quy tắc cho các thiết bị vật lý và thiết bị logic, nhưng định nghĩa khắc khe hơn từ các logical node đến các thuộc tính dữ liệu Các lớp dữ liệu khác nhau được chia thành 7 nhóm Các nhóm này là: thông tin hệ thống, thông tin thiết bị vật lý, các bộ đo lường, các giá trị đo đếm, dữ liệu điều khiển, thông tin trạng thái và các cài đặt Các lớp dữ liệu là rất chung chung và phải được sử dụng một cách cẩn thận

Các điểm dữ liệu chuẩn được xây dựng theo cùng một cách như các IED được mô hình hóa Chuẩn này sắp đặt dữ liệu thành dạng dễ hiểu thay cho số chỉ mục Thông tin

có thể được hiểu mà không cần thêm các giải mã bổ sung Bằng việc sử dụng cách sắp đặt theo IEC 61850 trong phần mềm cài đặt, phần mềm giám sát và trong tất cả các hệ thống như vậy, việc đặt tên các hệ thống sẽ nhất quán và dễ hiểu Hình 2.3 trình bày ví

dụ về điểm dữ liệu chuẩn [16]

Hình 2.3: Cấu trúc tên đối tượng IEC 61850 [16]

Mô hình này cũng tạo ra cách để tham chiếu đến các đối tượng riêng lẻ Mỗi đối tượng được đặt tên theo vị trí và đường dẫn của nó trong cây thông tin Phần đầu tiên

DUT.LRCC

trong tên của đối tượng, từ trái qua phải trong Hình 2.3 là tên thiết bị (Relay1) Tên của thiết bị có thể được chọn một cách tự do, có nghĩa là người dùng có thể sử dụng tên của các thiết bị mà họ đã quen thuộc Phần thứ hai biểu thị logical node trong thiết bị Chữ cái đầu tiên trong phần logical node biểu thị nhóm của node Các nhóm logical node được trình bày trong Bảng 2.2 Trong trường hợp này (Hình 2.4), X biểu thị cho thiết bị chuyển mạch và các chữ cái còn lại (CBR1) là máy cắt thứ nhất Các logical node có thể bao gồm các số tham chiếu Bằng cách này, máy cắt thứ nhất có thể được xác định bởi XCBR1 và máy cắt thứ hai bởi XCBR2 Bởi vì giao tiếp truyền thông cơ bản được ánh

xạ thông qua giao thức MMS, dấu phân cách được định nghĩa là ‘$’ [16]

Chức năng ràng buộc (Functional constrain) là nhóm các thuộc tính đơn lẻ Nó chỉ định các dịch vụ có thể được sử dụng để truy cập các dữ liệu kèm theo Các thuộc tính riêng lẻ có các chức năng xác định trước và do đó chúng được gom thành nhóm chức năng của chúng Trong giao thức IEC 61850, ràng buộc chức năng được dùng để

tổ chức thông tin là phổ biến Trong Hình 2.3, chức năng ràng buộc (ST) đại diện cho các thuộc tính trạng thái Có các chức năng ràng buộc cho thuộc tính mô tả (DC), thuộc tính giá trị thay thế (SV), bộ đo lường (MX), thuộc tính định nghĩa mở rộng (EX) và một số khác được liệt kê trong phần 61850 Phần dữ liệu cho tên gọi dễ hiểu đối với dữ liệu Các thành phần dữ liệu được đặt tên bởi chức năng của chúng trong các hệ thống [16]

2.2.3.2 Định nghĩa Logical node

Các thiết bị logical được xác định bởi các logical node Các logical node mô tả các chức năng và các giao diện chức năng Một chức năng có thể được xây dựng từ nhiều logical node và các logical node có thể nằm trong các thiết bị vật lý khác nhau

Do đó, chức năng được gọi là phân tán Các logical node liên kết với nhau bởi các kết nối logic mà không phụ thuộc vào kết nối vật lý với việc sử dụng giải pháp Ethernet Tiêu chuẩn định nghĩa logical node, nhưng nhóm logical node thì có thể mở rộng nghĩa

là các nhà sản xuất không bị bắt buộc với các node đã có Tiêu chuẩn xác định các quy tắc cho việc tạo ra các logical node và các lớp dữ liệu chung mới Các quy tắc cho việc tạo ra các đối tượng mới đã được xác định để giữ khả năng tương tác [6]

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 Tất cả các khái niệm này có một cấu trúc logic và ngữ nghĩa mạnh mẽ liên quan đến các thiết bị và các tác vụ tự động hóa TBA thực tế 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 [6]

DUT.LRCC

Bảng 2.2: Các nhóm Logical node

Các nhóm Logical node Ký hiệu nhóm

2.3 Cấu trúc TBA tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850

Các thiết bị trong TBA được chia làm hai loại: thiết bị nhất thứ và thiết bị nhị thứ Thiết bị nhất thứ bao gồm: máy biến áp, máy cắt, dao cách ly … Các thiết bị nhị thứ bao gồm: thiết bị bảo vệ, điều khiển, đo lường và các thiết bị thông tin liên lạc Theo tiêu chuẩn IEC 61850, các thiết bị nhị thứ của TBA được sắp xếp theo 3 mức: Mức Trạm (Station Level), Mức Ngăn (Bay Level) và Mức Quá trình (Process Level) như hình 2.4 Giao diện người - máy HMI và thiết bị truyền thông (Communication Unit) thuộc về mức trạm Các thiết bị ở mức trạm được kết nối với các thiết bị ở mức ngăn lộ thông qua mạng trạm (Station Bus) Hệ thống điều khiển trạm liên lạc với các thiết bị bảo vệ điều khiển bằng hệ thống mạng trạm 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 Các hệ thống SCADA sử dụng công cụ OPC Server để trao đổi dữ liệu giữa HMI với các IED 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 (IED, RTU) thông qua các hàm của hệ điều hành Thiết bị truyền thông có thể là một thiết bị định tuyến (Router) để kết nối với mạng diện rộng (WAN) của Trung tâm điều khiển (Trung tâm điều độ, Trung tâm điều khiển), hoặc là một thiết Gateway/Converter chuyển đối giao thức thường gặp như IEC 61850/ IEC6870-5-101/104 [3]

Cấu trúc TBA tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 được thể hiện ở hình vẽ dưới đây:

DUT.LRCC

Hình 2.4: Cấu hình truyền thông TBA tự động hóa [3]

2.3.1 Cấu trúc liên kết mạng của TBA

Mạng nội bộ LAN là mạng nhỏ theo giới hạn địa lý như bên trong TBA hay bên trong phòng điều khiển Các thiết bị trong mạng LAN được nối với nhau theo nhiều cấu hình khác nhau nhưng chủ yếu có hai cấu hình cơ bản: Cấu trúc hình sao (star) và dạng mạch vòng (ring)

Trong cấu trúc hình sao, máy tính trạm, máy tính chủ, … được nối vào một Ethernet switch, switch này nối đến các switch bên dưới và đến bus tiến trình như hình 2.5 Vì các IED được nối đến máy tính trạm qua một hay nhiều switch, và nếu một switch trên đường dẫn đến máy tính trạm bị lỗi thì các bức điện sẽ không thể được chuyển giao Với cấu trúc hình sao, mạng truyền thông sẽ đáp ứng các yêu cầu về hiệu suất nhưng nếu so sánh với mạng vòng thì nó có độ tin cậy kém

DUT.LRCC

Hình 2.5: Cấu trúc liên kết hình sao

Cấu trúc vòng bao gồm các switch hoặc các bộ lặp liên kết với nhau để nối các IED, 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 Nếu một dây nối truyền thông bị lỗi thì mạng vẫn tiếp tục làm việc nhưng cấu trúc mạng sẽ chuyển sang hình sao và nếu sự cố thứ hai xảy ra thì sẽ rất nguy hại Cấu trúc vòng hỗ trợ dây nối truyền thông có chiều dài lớn vì các bức điện sẽ được lặp lại khi qua các switch hay các bộ lặp Thường thì các IED hỗ trợ cấu trúc vòng sẽ được trang bị các bộ lặp Nếu không sử dụng việc gắn nhãn ưu tiên và Ethernet switch, việc truyền dẫn các bức điện quan trọng có thể bị trì hoãn vì các switch sẽ nối tất cả các thông tin vào chung dây nối liên kết với vòng Một ví dụ đơn giản về kiến trúc truyền thông dạng vòng được thể hiện trong hình 2.6

Hình 2.6: Cấu trúc liên kết dạng vòng

2.3.2 Ngôn ngữ cấu hình TBA

Tiêu chuẩn IEC 61850 quy định một ngôn ngữ chung cho quá trình cấu hình thiết

bị và cả hệ thống trong tự động hóa TBA Xây dựng cấu hình phần mềm cho các ứng dụng tự động hóa trạm được thực hiện bằng ngôn ngữ cấu hình trạm SCL (Substation Configuration Language) Ngôn ngữ SCL dựa trên cấu trúc ngôn ngữ đánh dấu có thể

DUT.LRCC

mở rộng XML (eXensible Marker Language) Việc sử dụng ngôn ngữ SCL với mô hình

dữ liệu đối tượng của IEC 61850 cho phép sử dụng nhiều công cụ khác nhau của nhiều nhà sản xuất để biên dịch và hiểu các thông tin được chứa đựng trong bất kỳ IED nào Điều này cho phép trong quá trình trao đổi dữ liệu giữa các IED sẽ tránh được tình trạng không hiểu nhau, thuận lợi trong việc tích hợp hệ thống từ nhiều nhà sản xuất [16] Ngôn ngữ SCL được sử dụng để mô tả cấu hình IED Mục đích là để làm việc như một công cụ cho việc trao đổi dữ liệu liên quan đến các mô tả IED và SAS giữa các công

cụ cấu hình IED và như một hệ thống các công cụ cấu hình Tiêu chuẩn giới thiệu ba bước đặc trưng khi thiết kế SAS, đó là: đặc tả thông số kỹ thuật chức năng SAS, mô tả khả năng của các IED và mô tả SAS Trong bước đầu tiên, hệ thống được quy định phân

bổ các logical node đến các chức năng và thiết bị cần thiết Bước thứ hai liên quan chủ yếu đến cấu hình sẵn của các IED riêng lẻ, sắp xếp các logical node Trong bước thứ ba, các IED cấu hình sẵn được liên kết với các tiến trình và truyền thông được thiết lập Cấu hình truyền thông giữa các IED liên quan đến mô tả các mạng con, các điểm truy cập thông tin và các kết nối giữa các logical node [16]

Việc cấu hình liên quan đến sự trao đổi bốn tập tin SCL khác nhau Tất cả bốn tập tin sử dụng phần mở rộng khác nhau để tránh sự pha trộn các tập tin Các tập tin thường được gọi bởi phần mở rộng của chúng, đó là: ICD (IED Capability Description), SSD (System Specification Desciption), SCD (Substation Configuration Description) và CID (Configured IED Description) Các phần mở rộng của tập tin SCL được mô tả trong Bảng 2.3 Mỗi tập tin cũng phải chứa số phiên bản và sửa đổi Vì việc cấu hình thường được thực hiện với công cụ cấu hình của các nhà sản xuất khác nhau nên các tập tin SCL phải tuân thủ nghiêm ngặt các quy tắc SCL được định nghĩa trong IEC 61850 để đảm bảo khả năng tương tác.[16]

Tập tin ICD được dùng để mô tả khả năng của các IED Nó chứa vùng dành cho các mô tả IED, các loại mẫu dữ liệu cần thiết, các định nghĩa kiểu logical node và nó cũng có thể chứa các vùng trạm tùy chọn và vùng dành cho các địa chỉ mặc định Vùng trạm tùy chọn xác định trước việc liên kết các logical node trong chức năng phân tán Tập tin ICD được sử dụng để truyền dữ liệu từ công cụ cấu hình IED đến công cụ cấu hình hệ thống [16]

Tập tin SSD được sử dụng để mô tả hệ thống với sơ đồ một sợi cơ bản Nó chứa

sơ đồ một sợi của các logical node, các mẫu dữ liệu cần thiết và các định nghĩa kiểu logical node Tập tin SSD được dùng để truyền dữ liệu từ công cụ đặc tả hệ thống đến công cụ cấu hình hệ thống [16]

Tập tin SCD được sử dụng để cấu hình trao đổi dữ liệu, được thực hiện bằng cách kết hợp các IED với các chức năng xử lý riêng lẻ với các thiết bị nhất thứ và với các điểm truy cập Tập tin SCD chứa đựng từng IED trong hệ thống, vùng dành cho cấu

DUT.LRCC

hình truyền thông và cho mô tả trạm Tập tin này được dùng để truyền dữ liệu từ công

cụ cấu hình hệ thống đến công cụ cấu hình IED [16]

Tập tin CID được sử dụng để mô tả và khởi tạo một IED trong hệ thống Nó chứa địa chỉ của các IED và các tên gọi được chỉ định trong hệ thống Tập tin CID được truyền

từ công cụ cấu hình IED đến IED và nó là phiên bản rút gọn của tập tin SCD Tập tin SCD chứa tất cả các thông tin liên quan đến cấu hình hệ thống trong khi tập tin CID chỉ chứa các dữ liệu liên quan đến IED [16]

Bảng 2.3: Mô tả phần mở rộng các tập tin SCL

.SSD Mô tả sơ đồ một sợi của TBA được thiết kế với các

logical node yêu cầu

.SCD Chứa thông tin truyền thông của trạm, tất cả các IED và

mô tả trạm

.CID Chứa cấu hình truyền thông của từng IED riêng lẻ Mô

tả IED được khởi tạo Tiêu chuẩn xác định rằng các IED đã được cấu hình để làm việc như một server phải có khả năng tạo ra hoặc đi kèm với một tập tin ICD Nó cũng phải có khả năng sử dụng một tập tin SCD Không bắt buộc các IED thực hiện các nhiệm vụ này một cách độc lập, nhưng các nhiệm vụ có thể được thực hiện với sự giúp đỡ của các công cụ kỹ thuật SCL cho phép các nhà sản xuất tạo ra các phần riêng nhỏ cho các thiết bị và các công cụ sử dụng nội bộ vào các tập tin SCL mà chỉ có thể biên dịch hoặc sửa đổi bằng công cụ của họ Các công cụ khác có thể xem chúng nhưng không thể xóa bỏ và vẫn giữ

để dùng trong tương lai Các phần riêng không nên được sử dụng để mô tả các thông tin được yêu cầu cho sự tương tác đầy đủ

2.3.3 An ninh mạng

Bản thân tiêu chuẩn IEC 61850 không chứa các giải pháp bảo mật Các khía cạnh của an ninh mạng nằm ngoài phạm vi của tiêu chuẩn và do đó nó liên quan chủ yếu đến các nhà sản xuất và các đơn vị xây dựng hệ thống điều khiển tích hợp để xem xét các giải pháp và bảo vệ an toàn hệ thống

Vì IEC 61850 dựa trên giao thức truyền thông hiện đại, nó phải đối mặt với các vấn đề an ninh mạng như các cuộc tấn công xâm nhập vào hệ thống từ bên ngoài Ethernet cung cấp một số bảo mật riêng để chống lại những kẻ xâm nhập nguy hiểm, nhưng các công nghệ bảo mật cần thiết như định tuyến IP, tường lửa, VPN (Virtual Private Network) và IDS (Intrusion Detection System) để chắc chắn vận hành an toàn bên ngoài TBA IEC 61850 cũng cung cấp một số công cụ bảo mật dưới hình thức kiểm soát truy cập Tuy nhiên, để đảm bảo tính riêng tư và an toàn của hệ thống cần phải cung cấp nhiều công cụ bảo vệ an ninh hơn

DUT.LRCC

2.4 KẾT LUẬN CHƯƠNG 2

Trong chương này, tác giả đã so sánh và phân tích hệ thống điều khiển hiện trạng của TBA 110kV Phú Bài và TBA tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 Qua so sánh và phân tích hai hệ thống, có thể thấy rằng hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 sẽ là lựa chọn tối ưu cho công nghệ tự động hóa TBA 110kV Phú Bài nhằm đáp ứng đầy đủ yêu cầu của TBA không người trực

Đồng thời IEC 61850 cung cấp một giao diện trung lập nhằm trao đổi dữ liệu tương thích giữa các thành phần của hệ thống tự động hóa TBA trên cơ sở các logical node Ngôn ngữ cấu hình trạm tự động hóa với mô hình đối tượng dữ liệu của IEC 61850 cho phép sử dụng nhiều công cụ khác nhau của các nhà sản xuất để biên dịch các thông tin trong các IED IEC 61850 sẽ là tiêu chuẩn toàn cầu được sử dụng thống nhất cho hệ thống tự động hóa TBA

DUT.LRCC

CHƯƠNG 3 NÂNG CẤP HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TBA 110KV

PHÚ BÀI THEO TIÊU CHUẨN IEC 61850

3.1 Những yêu cầu cho việc nâng cấp trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850

Việc nâng cấp, mở rộng một trạm đã xây dựng tuân theo đúng tiêu chuẩn IEC

61850 là việc làm cần thiết, phù hợp với xu hướng phát triển của công nghệ hiện đại hóa Trong phạm vi của đề tài sẽ đề xuất phương hướng với những mong muốn nâng cấp TBA 110kV Phú Bài không hỗ trợ tiêu chuẩn IEC 61850 với hệ thống điều khiển

và thiết bị đã quá lạc hậu

3.1.1 Đánh giá những hạn chế và thiếu sót của TBA 110kV Phú Bài

Trước hết, cần nêu lên các mặt hạn chế, thiếu sót của TBA 110kV Phú Bài, từ đó rút ra cách giải quyết thích hợp và hiệu quả

- TBA 110kV Phú Bài được xây dựng bởi các thiết bị thuộc nhiều thế hệ, nhiều chủng loại từ nhiều nhà cung cấp khác nhau, không tuân theo tiêu chuẩn IEC

61850 Muốn có một hệ thống đồng bộ, đảm bảo các yêu cầu về trao đổi thông tin, dữ liệu, cần phải thay thế hầu hết các thiết bị điều khiển như đã thống kê ở bảng 1.1

- Hệ thống điều khiển của trạm sử dụng giao thức IEC 60870-5 để kết nối với các trung tâm điều độ, muốn kết nối với các thiết bị theo tiêu chuẩn IEC 61850, cần

có các bộ biến đổi giao thức

3.1.2 Hướng nâng cấp và phát triển trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850

Thiết kế hệ thống điều khiển - bảo vệ mới: TBA 110kV Phú Bài có hệ thống điều khiển, bảo vệ đã quá cũ và lạc hậu, nếu muốn đảm bảo tính ổn định, đồng bộ hóa từ các thiết bị thì cần phải xây dựng hệ thống điều khiển, bảo vệ hiện đại theo tiêu chuẩn IEC

- Trang bị bộ xử lý trung tâm làm nhiệm vụ điều khiển toàn bộ hệ thống và thu thập dữ liệu [1]

- Trang bị bộ điều khiển ngăn lộ BCU (Bay Control Unit), cho các ngăn lộ chưa

sử dụng thiết bị này [1]

DUT.LRCC

- Thay thế các rơle bảo vệ tại trạm không đủ điều kiện kết nối trao đổi thông tin bằng các rơle thế hệ mới có hỗ trợ IEC 61850 [1]

- Thiết kế phần mềm giao diện, thực hiện điều khiển thiết bị, thu thập thông tin và truy xuất các dữ liệu từ các rơle bảo vệ Các phần mềm này phải tính đến khả năng như truy suất thông số, dữ liệu trong quá khứ, giám sát hệ thống điện tự dùng, mạng thông tin,… là cần thiết [1]

3.2 Giải pháp cụ thể

3.2.1 Xây dựng mô hình

Hiện nay các TBA trong khu vực miền Trung nói chung và PC Huế nói riêng sử dụng nhiều nhiều chủng loại và nhiều giao thức truyền thông Vì vậy, việc nâng cấp TBA 110kV Phú Bài thành trạm tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 đòi hỏi phải đưa ra một giải pháp mới, để chứng minh tính khả thi của giải pháp này, cần xây dựng một mô hình cụ thể như hình 3.1

Hình 3.1: Trình tự xây dựng mô hình TBA tự động hóa

DUT.LRCC

3.2.2 Sơ đồ vận hành trạm 110kV Phú Bài

Hình 3.2: Sơ đồ TBA 110kV Phú Bài

3.2.3 Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ

Hình 3.3: Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của ngăn 171

(ngăn 172 tương tự)

Thiết bị bổ sung Thiết bị thay thế

DUT.LRCC

Hình 3.4: Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của MBA T1

(ngăn MBA T2 tương tự)

Hình 3.5: Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của phía thanh cái

C41 và MC 412 (thanh cái C42 tương tự)

3.2.4 Lựa chọn thiết bị

Mặc dù đã được nâng cấp cải tạo vào năm 2016, song hệ thống công nghệ hiện trạng của TBA 110kV Phú Bài vẫn chưa đáp ứng được đầy đủ yêu cầu đối với TBA không người trực do các thiết bị được đưa vào vận hành theo các giai đoạn khác nhau,

Thiết bị thay thế

DUT.LRCC

từ nhiều nhà cung cấp và hãng sản xuất khác nhau nên hệ thống bảo vệ điều khiển trạm không đồng bộ và tương đối cũ Đa phần các rơle hỗ trợ giao thức truyền thông theo chuẩn serial (IEC103, Modbus) Một số rơle bảo vệ thế hệ cũ không hỗ trợ giao thức truyền thông

Hệ thống rơle bảo vệ điều khiển: Sử dụng các rơle loại Siprotec của Siemens (7SA522, 7SJ622, 7UT612, 7SJ64, 7SJ6211 ), hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-103; Rơle Micom P123 của Schneider hỗ trợ giao thức Modbus và một số Rơle loại SEL 751 của SEL hỗ trợ giao thức IEC 61850 như bảng 1.1

Vì vậy, yêu cầu đặt ra để xây dựng mô hình hệ thống điều khiển giám sát tự động hóa TBA 110kV Phú Bài từ nhiều chủng loại thiết bị và nhiều giao thức truyền thông

về mô hình TBA tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 Trong phạm vi đề tài này, tác giả chọn các thiết bị hỗ trợ IEC 61850 của hãng SEL cụ thể như sau:

Hình 3.6: Một số loại rơle SEL được sử dụng để bổ sung và thay thế tại TBA

110kV Phú Bài

 Ngăn đường dây 171

- Bổ sung BCU-171 phía 110kV loại SEL 451 [9]

- Thay thế rơle khoảng cách (F21) loại 7SA522 - Siemens bằng SEL 311C

hỗ trợ giao thức IEC 61850 [10]

- Thay thế rơle quá dòng có hướng (F67) loại 7SJ622 - Siemens bằng SEL

351 hỗ trợ giao thức IEC 61850 [11]

- Phương thức điều khiển:

+ MC, DCL, DTĐ, bật/tắt F79 phía 110kV của ngăn 171 được điều khiển từ BCU-171

+ Kiểm tra đồng bộ MC 171: sử dụng chức năng kiểm tra trong BCU-171

- Các tín hiệu được giám sát thông qua BCU-171 và rơle bảo vệ

 Ngăn đường dây 172

- Bổ sung BCU-172 phía 110kV loại SEL 451 [9]

DUT.LRCC

- Thay thế rơle khoảng cách (F21) loại 7SA522 - Siemens bằng SEL 311C

hỗ trợ giao thức IEC 61850 [10]

- Thay thế rơle quá dòng có hướng (F67) loại 7SJ622 - Siemens bằng SEL

351 hỗ trợ giao thức IEC 61850 [11]

- Phương thức điều khiển:

+ MC, DCL, DTĐ, bật/tắt F79 phía 110kV của ngăn 172 được điều khiển từ BCU-172

+ Kiểm tra đồng bộ MC 172: sử dụng chức năng kiểm tra trong BCU-172

- Các tín hiệu được giám sát thông qua BCU-172 và rơle bảo vệ

 Hệ thống điều khiển giám sát phía MBA T1

- Bổ sung BCU-T1 loại SEL 451 [9]

- Thay thế rơle so lệch (F87) loại 7UT612 - Siemens bằng SEL 787 hỗ trợ giao thức IEC 61850 [12]

- Thay thế rơle quá dòng có hướng (F67-131) loại 7SJ64 - Siemens bằng SEL 351 hỗ trợ giao thức IEC 61850 [11]

- Thay thế rơle quá dòng (F50-431) loại 7SJ621 - Siemens bằng SEL 751

hỗ trợ giao thức IEC 61850 [8]

- Phương thức điều khiển:

+ MC, DCL, DTĐ các phía của MBA T1 được điều khiển từ BCU-T1

+ Kiểm tra đồng bộ MC 131: sử dụng chức năng kiểm tra từ BCU-T1

+ Điều chỉnh nấc phân áp, quạt mát MBA T1: điều khiển từ BCU-1

- Các tín hiệu được giám sát thông qua BCU-T1 và rơle bảo vệ

 Hệ thống điều khiển giám sát phía MBA T2

- Bổ sung BCU-T2 loại SEL 451 [9]

- Thay thế rơle so lệch (F87) loại 7UT511 - Siemens bằng SEL 787 hỗ trợ giao thức IEC 61850 [12]

- Thay thế rơle quá dòng có hướng (F67-132) loại 7SJ612 - Siemens bằng SEL 351 hỗ trợ giao thức IEC 61850 [11]

- Thay thế rơle quá dòng (F50-432) loại P123 - Micom bằng SEL 751 hỗ trợ giao thức IEC 61850 [8]

- Phương thức điều khiển:

+ MC, DCL, DTĐ các phía của MBA T2 được điều khiển từ BCU-T2

+ Kiểm tra đồng bộ MC 132: sử dụng chức năng kiểm tra từ BCU-T2

+ Điều chỉnh nấc phân áp, quạt mát MBA T2: điều khiển từ BCU-T2

- Các tín hiệu được giám sát thông qua BCU-T2 và rơle bảo vệ

 Hệ thống điều khiển giám sát phía 22kV và thanh cái

DUT.LRCC