Tài liệu Nghiên cứu cải tạo trạm biến áp 110kv áng sơn thành trạm không người trực

MỤC LỤC TRANG BÌA LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC HÌNH 7 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 CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC ......................................... 23 2.1. ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG: ............................................................................................. 23 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 3.2.1. Các giải pháp kỹ thuật chung ..................................................................... 41 3.2.2. Các giải pháp cụ thể ................................................................................... 44 3.3. GIẢI PHÁP THÔNG TIN - SCADA ................................................................................ 45 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. TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH NGHIÊN CỨU CẢI TẠO TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC Học viên: Trần Đại Kịch Mã số: 8520201 Khóa: 34 Chuyên ngành: Kỹ thuật điện 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. DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT A3 BCU DCL EVN EVNCPC IED IEC IEEE HMI KNT LAN MC RTU SCADA TBA TTĐK WAN Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung. Central Regional Load Dispatching Centre (CRLDC) Buy Control Unit: Bộ điều khiển mức ngăn Dao cách ly Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam Central Power Corporation, Tổng Công ty Điện lực Miền Trung Intelligent Electronic Device: Thiết bị điện tử thông minh International Electrotechnical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật Điện Quốc tế Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật Điện và Điện Tử Human Machine Interface: Giao diện người máy Không người trực 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, …) Máy cắt Remote Terminal Unit: Thiết bị đầu cuối, ví dụ cổng giao tiếp dữ liệu của hệ thống SCADA trong trạm biến áp truyền thống Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát Điều khiển Và Thu thập Dữ liệu Trạm biến áp Trung tâm điều khiển Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối giữa các mạng cục bộ. DANH MỤC CÁC HÌNH Số hiệu hình 1.1 1.2 Tên hình Mô hình hóa TBA điều khiển tích hợp Modbus RS232/485 Trang 8 11 Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850 trong 1.3 ứng dụng tự động hoá TBA 17 Cấu hình truyền thông cơ bản hệ thống tự động 1.4 hoá trạm với giao thức IEC61850 19 2.1 Sơ đồ nhất thứ TBA 110kV Áng Sơn 24 3.1 Sơ đồ nhất thứ sau cải tạo 42 Bản vẽ mặt bằng bố trí báo cháy tự động tại 3.2 trạm 110kV 46 Sơ đồ kết nối hệ thống camera, báo cháy tự 3.3 động và chống đột nhập trạm 110kV Áng Sơn 48 3.4 Bản vẽ bố trí camera và PCCC ngoài trời 49 1 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 4602/QĐBCT 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: - 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 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. 5. Đặt tên đề tài Căn cứ mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứa, đề tài được đặt tên “Nghiên cứu cải tạo trạm biến áp 110kV Áng Sơn thành trạm không người trực”. 6. Bố cục luận văn Ngoài phần mở đầu, phần kết luận và các phụ lục, nội dung luận văn được biên chế thành 3 chương. 3 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. 4 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 5 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. 6 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. 7 - 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 8 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 9 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 10 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. 11 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 12 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 IEC8705-101 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 13 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. 1.2.2.1. Nền tảng IEC61850: 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 trạm biến áp. Dự án được đặt tên UCA 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 trạm biến áp. Năm 1997, cả ba tổ chức EPRI, IEEE và IEC liên kết với nhau để tạo ra một tiêu chuẩn quốc tế, đặt tên IEC61850 và được xuất bản năm 2004. 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 14 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