Tài liệu Nghiên cứu hệ thống điều khiển tích hợp và giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110kv sông gianh

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG LÊ NGỌC ĐÍNH NGHIÊN CỨU HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP VÀ GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN XA CHO TRẠM BIẾN ÁP 110kV SÔNG GIANH Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Người hướng dẫn khoa học: GS.TS. Lê Kim Hùng Đà Nẵng - Năm 2018 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả nghiên cứu nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác. Người cam đoan Lê Ngọc Đính MỤC LỤC TRANG BÌA LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC CÁC HÌNH MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1 1. Lý do chọn đề tài ..................................................................................................1 2. Mục đích nghiên cứu ............................................................................................2 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ........................................................................2 4. Phương pháp nghiên cứu ......................................................................................2 5. Đặt tên đề tài ........................................................................................................3 6. Cấu trúc của luận văn ...........................................................................................3 CHƯƠNG 1. HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TBA VÀ GIAO THỨC IEC61850 .........................................................................................................................4 1.1. ĐẶC ĐIỂM CÁC TBA 110 KV KHU VỰC QUẢNG BÌNH ...............................4 1.2. KHÁI NIỆM TBA ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP ......................................................5 1.3. KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG VÀ BẢO VỆ CỦA TBA TRÊN NỀN TẢNG GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG IEC61850 ............8 1.3.1 Giới thiệu một số giao thức truyền thông .......................................................8 1.3.1.1. Giao thức truyền thông MODBUS ..........................................................8 1.3.1.2. Tiêu chuẩn IEC60870 (Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông hỗ trợ cho điều từ xa) ................................................................................................8 1.3.2. Tiêu chuẩn IEC61850 ....................................................................................9 1.3.2.1. Nền tảng IEC61850 .................................................................................9 1.3.2.2. Tiện ích của IEC61850 ..........................................................................10 1.3.2.3. Nội dung tiêu chuẩn IEC 61850 ............................................................10 1.3.2.4. Cấu trúc trạm biến áp tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC61850 .............10 1.4. ĐÁNH GIÁ VIỆC TRIỂN KHAI GIAO THỨC IEC61850 CHO LƯỚI ĐIỆN TỈNH QUẢNG BÌNH ......................................................................................15 1.5. KẾT LUẬN .........................................................................................................16 CHƯƠNG 2. HỆ THỐNG SCADA VÀ TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC ĐÃ TRIỂN KHAI TẠI KHU VỰC TỈNH QUẢNG BÌNH .............................................................18 2.1. GIỚI THIỆU VỀ HỆ THỐNG SCADA ..............................................................18 2.1.1. Định nghĩa Hệ thống SCADA......................................................................18 2.1.2. Nguyên lý hoạt động của SCADA ...............................................................19 2.1.2.1. Cơ chế thu thập dữ liệu..........................................................................19 2.1.2.2. Xử lý dữ liệu ..........................................................................................19 2.1.2.3. Nguyên lý hoạt động .............................................................................20 2.1.3. Thành phần hệ thống SCADA .....................................................................20 2.1.3.1. Phần cứng ..............................................................................................20 2.1.3.2. Phần mềm ..............................................................................................20 2.1.3.3. Hệ thống truyền thông ...........................................................................21 2.1.4. Các yêu cầu chung của hệ thống SCADA ...................................................21 2.1.4.1. Chức năng giám sát ...............................................................................21 2.1.4.2. Chức năng điều khiển ............................................................................21 2.1.4.3. Quản lý và lưu trữ dữ liệu .....................................................................22 2.1.4.4. Tính năng thời gian thực .......................................................................22 2.1.5. SCADA trạm ................................................................................................23 2.2. CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT CHÍNH CỦA HỆ THỐNG SCADA ...................24 2.2.1. Thành phần cơ bản hệ thống SCADA trong hệ thống điện .........................24 2.2.2. Cấu hình của hệ thống SCADA trung tâm ...................................................25 2.2.3. Chức năng của hệ thống SCADA trung tâm ................................................26 2.2.4. Yêu cầu về kết nối, chia sẻ dữ liệu và an ninh mạng ...................................26 2.2.5. Yêu cầu kỹ thuật Hệ thống kênh truyền và giao thức truyền tin .................27 2.2.5.1. Yêu cầu chung .......................................................................................27 2.2.5.2. Tốc độ kênh truyền dữ liệu ....................................................................27 2.2.5.3. Giao thức truyền tin ...............................................................................27 2.2.6. Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đầu cuối RTU/GATEWAY .....................28 2.2.6.1. Yêu cầu kỹ thuật chung .........................................................................28 2.2.6.2. Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị RTU ..................................................28 2.2.6.3. Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị Gateway ............................................28 2.2.6.4. Yêu cầu kỹ thuật đối với bộ biến đổi ....................................................28 2.3. QUY ĐỊNH DATALIST ĐỐI VỚI TBA 110 KV ĐIỀU KHIỂN XA................29 2.3.1. Nội dung kiểm tra nghiệm thu Point to Pont và End to End ........................29 2.3.1.1. Nội dung kiểm tra nghiệm thu Point-to-Point từ RTU đến thiết bị điện .....................................................................................................................29 2.3.1.2. Nội dung kiểm tra nghiệm thu End-to-End ...........................................29 2.3.2. Danh sách dữ liệu SCADA ..........................................................................31 2.3.3. Danh sách datalist tín hiệu SCADA của một số đối tượng ..........................31 2.4. HỆ THỐNG SCADA VÀ TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC ĐÃ TRIỂN KHAI TẠI QUẢNG BÌNH ........................................................................................31 2.4.1. Hệ thống SCADA Quảng Bình ....................................................................31 2.4.2. Hiệu quả TBA không người trực đã thực hiện tại Quảng Bình ...................36 2.5. KẾT LUẬN .........................................................................................................37 CHƯƠNG 3. GIẢI PHÁP CHUYỂN TBA 110KV SÔNG GIANH THÀNH TBA ĐIỀU KHIỂN XA .........................................................................................................38 3.1. VAI TRÒ VÀ SỰ CẦN THIẾT CHUYỂN TBA SÔNG GIANH THÀNH TRẠM ĐIỀU KHIỂN XA ..........................................................................................38 3.1.1. Vai trò của TBA Sông Gianh đối với Hệ thống điện Quảng Bình ..............38 3.1.2. Sự cần thiết phải chuyển TBA Sông Gianh thành trạm điều khiển xa ........39 3.1.3. Sự khác biệt giữa TBA Sông Gianh với các TBA 110 kV trong khu vực đã được cải tạo thành trạm điều khiển xa ........................................................39 3.2. ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG CỦA TBA 110 KV SÔNG GIANH .......................40 3.2.1. Đặc điểm về thiết bị nhất thứ .......................................................................40 3.2.1.1. Quy mô ..................................................................................................40 3.2.1.2. Sơ đồ nối điện ........................................................................................40 3.2.1.3. Các thiết bị điện chính ...........................................................................41 3.2.1.4. Hệ thống điện tự dùng ...........................................................................43 3.2.2. Kết cấu xây dựng, thông tin liên lạc.............................................................43 3.2.2.1. Kết cấu xây dựng ...................................................................................43 3.2.2.2. Thông tin liên lạc - SCADA ..................................................................44 3.2.3. Đặc điểm Hệ thống bảo vệ, điều khiển TBA 110 kV Sông Gianh ..............44 3.2.3.1. Phần điều khiển .....................................................................................44 3.2.3.2. Phần đo lường ........................................................................................45 3.2.3.3. Phần bảo vệ............................................................................................45 3.2.3.4. Hệ thống tủ bảng điều khiển, bảo vệ hiện trạng ....................................47 3.2.4. Hệ thống PCCC, chống đột nhật và camera giám sát ..................................48 3.2.4.1. Hệ thống PCCC .....................................................................................48 3.2.4.2. Hệ thống chống đột nhập và camera giám sát:......................................48 3.3. CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ CHUYỂN TBA 110 KV SÔNG GIANH THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC ................................................................48 3.3.1. Hệ thống thiết bị nhất thứ .............................................................................48 3.3.2. Hệ thống bảo vệ và điều khiển .....................................................................48 3.3.2.1. Giải pháp kỹ thuật chung đối với hệ thống ĐKBV ...............................48 3.3.2.2. Giải pháp cụ thể .....................................................................................50 3.3.3. Hệ thống truyền thông ..................................................................................51 3.3.4. Hệ thống báo cháy tự động, camera giám sát và chống đột nhập ................52 3.3.4.1. Báo cháy tự động ...................................................................................52 3.3.4.2. Hệ thống camera giám sát .....................................................................52 3.3.4.3. Hệ thống giám sát an ninh (Access control) .........................................53 3.3.5. Giải pháp xây dựng ......................................................................................53 3.3.6. Yêu cầu kỹ thuật chi tiết của các thiết bị chính ...........................................53 3.3.6.1. RTU/Gateway ........................................................................................53 3.3.6.2. Tủ ĐK-BV ngăn đường dây 110kV ......................................................54 3.3.6.3. Tủ ĐK-BV ngăn MBA 110kV ..............................................................54 3.3.6.4. BCU tủ điều khiển bảo vệ ngăn ĐZ 110kV ..........................................54 3.3.6.5. BCU tủ điều khiển, bảo vệ máy biến áp ................................................55 3.3.6.6. Rơle bảo vệ quá dòng ngăn 35, 6kV .....................................................55 3.3.6.7. Hệ thống camera ....................................................................................55 3.3.6.8. Hệ thống Access control ........................................................................55 3.3.6.9. Ethernet switch ......................................................................................56 3.3.6.10. Camera & Access controlh Server ......................................................56 3.3.6.11. BCU tủ AC/DC ...................................................................................56 3.3.6.12. Cáp điều khiển .....................................................................................56 3.3.7. Liệt kê vật tư thiết bị ....................................................................................57 3.3.7.1. Phần điện, camera, chống đột nhập và báo cháy ...................................57 3.3.7.2. Phần xây dựng .......................................................................................58 3.3.8. Dự kiến chi phí và đánh giá hiệu quả ...........................................................58 3.3.8.1. Tổng mức đầu tư ...................................................................................58 3.3.8.2. Phân tích hiệu quả tài chính, kinh tế xã hội ..........................................60 3.3.8.3. Vấn đề người lao động khi chuyển trạm thành không người trực ........61 3.3.9. Mô phỏng, giả lập điều khiển xa ngăn lộ 671 ..............................................62 3.3.9.1. Lựa chọn thiết bị, thiết kế bản vẽ chi tiết: .............................................62 3.3.9.2. Cấu hình rơle và phần mềm Survalent ADMS Manager ngăn 671: .....67 3.3.10. Một số bản vẽ liên quan đến logic điều khiển bảo vệ các ngăn thiết bị điển hình .................................................................................................................72 3.4. KẾT LUẬN .........................................................................................................72 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................................................73 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................75 PHỤ LỤC QUYÊT 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 LUẬN VĂN NGHIÊN CỨU HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP VÀ GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN XA CHO TRẠM BIẾN ÁP 110KV SÔNG GIANH Học viên: Lê Ngọc Đính Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 Khóa: K34QB - Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN Tự động hóa trạm biến áp theo giao thức IEC 61850 là xu thế tất yếu hiện nay và cũng là yêu cầu của ngành điện đối với các trạm biến áp truyền tải điện. Hiện nay, trong hệ thống điện Việt Nam nói chung cũng như hệ thống điện khu vực miền Trung và Tây Nguyên nói riêng đang tồn tại rất nhiều trạm biến áp truyền tải điện điều khiển truyền thống với nhiều chủng loại thiết bị cũ và nhiều giao thức truyền thông khác nhau. Để nâng cấp các trạm biến áp này thành trạm biến áp tự động hóa với tiêu chí sử dụng các thiết bị hiện có cần phải có các giải pháp phù hợp với chi phí chấp nhận được trong điều kiện Việt Nam. Đối với trạm 110 kV Sông Gianh việc chuyển từ trạm vận hành theo kiểu truyền thống thành trạm biến áp điều khiển xa là hoàn toàn hợp lý, phù hợp với yêu cầu phát triển của Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong việc xây dựng lưới điện thông minh. Để chuyển trạm này thành không người trực cần thiết phải đầu tư cải tạo hệ thống điều khiển bảo vệ nhằm đáp ứng tiêu chí trạm điều khiển tích hợp ứng dụng tiêu chuẩn IEC61850. Ngoài việc sử dụng các BCU điều khiển, cần thiết thay thế hệ thống cáp điều khiển đã lạc hậu, đồng thời lắp đặt thêm hệ thống phụ trợ như: Hệ thống báo cháy tự động, hệ thống camera giám sát và hệ tống chống đột nhập. Việc đầu tư này phải phủ hợp với hiện trạng hệ thống SCADA đã được đầu tư tại Trung tâm điều khiển Hệ thống điện Quảng Bình. Từ khóa: Trung tâm điều khiển, lưới điện thông minh, không người trực, tự động hóa, IEC61850. RESEARCH IN INTEGRATED CONTROL SYSTEM AND REMOTE CONTROL SOLUTIONS FOR SONG GIANH 110 KV POWER STATION Automation of substations in accordance with IEC 61850 is an indispensable trend nowadays and it is also the requirement of the power industry for transmission stations. At present, in Vietnam’s power system and in the power system in the Central and Central Highlands, there are many traditional substations with various types of old equipment and different media forms. To upgrade these substations into the automatic transformer, it is necessary to have suitable solutions which the cost is acceptable in Vietnamese conditions. For Song Gianh 110kV power station, the conversion from the traditional substation to remote control one is completely reasonable in line with the development requirements of Vietnam Electricity Corporation, one of these is the construction of the smart electricity grids. To achieve it, we need to invest and improve the control system in order to meet the demand of IEC61850 standard in the integrated control station. In addition to the use of BCU, it is essential to replace the backward control cabling systems as well as installing auxiliary systems such as fire alarm systems, surveillance cameras and anti-intrusion systems. This investment must be appropriate to the status of the SCADA system invested in Quang Binh Power System Control Center. Keywords: control center, smart grid, unmanned, automation, IEC61850. DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVNCPC Tổng Công ty Điện lực miền Trung CGC Công ty Lưới điện cao thế miền Trung PCQB Công ty Điện lực Quảng Bình TTĐK Trung tâm Điều khiển hệ thống điện SCADA Hệ thống điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu SAS Tự động hoá trạm biến áp. DCS Tự động hóa nhà máy ICS Hệ thống điều khiển tích hợp IEDs Thiết bị điện tử thông minh. CT Máy biến dòng điện CV Máy biến điện áp OLTC Bộ điều áp dưới tải IEC Tổ chức Kỹ thuật điện Quốc tế HMI Giao diện người - máy WAN Mạng diện rộng LAN Mạng nội bộ SCL Ngôn ngữ cấu hình trạm GPS Hệ thống định vị vệ tinh RTU/Gateway Thiết bị đầu cuối. SIC Tủ ghép nối các thiết bị liên quan đến việc thu thập và truyền dữ liệu ĐZ Đường dây MBA Máy biến áp TBA Trạm biến áp MC Máy cắt DCL Dao cách ly DTĐ Dao tiếp địa AI Giá trị đo lường dạng tương tự DDI Tín hiệu số 2 bit SDI Tín hiệu số 01bit RC Tín hiệu điều khiển từ xa EMS Hệ thống phần mềm quản lý năng lượng PCCC Phòng cháy chữa cháy ĐKBV Điều khiển bảo vệ DANH MỤC CÁC BẢNG Số hiệu 2.1. 2.2. 3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5. 3.6. 3.7. 3.8. 3.9. Tên bảng Datalist tín hiệu SCADA ngăn đường dây, phân đoạn 110kV Datalist tín hiệu SCADA ngăn MBA 110kV Yêu cầu kỹ thuật của tủ ĐK-BV ngăn đường dây 110kV Yêu cầu kỹ thuật của tủ ĐK-BV ngăn MBA 110kV Yêu cầu kỹ thuật của Rơle bảo vệ quá dòng ngăn 35, 6kV Yêu cầu kỹ thuật của Hệ thống camera Bảng kê vật tư phụ phần điện, camera, chống đột nhập và báo cháy Bảng kê trang bị sản xuất; Trang thiết bị thu hồi; Thí nghiệm Bảng tính Vật liệu – Nhân công – Máy thi công Bảng tổng hợp kinh phí phần thiết bị và vật liệu Bảng tổng hợp phân tích tài chính Trang Phụ lục Phụ Phụ Phụ Phụ Phụ lục lục lục lục lục Phụ lục Phụ lục Phụ lục Phụ lục Phụ lục DANH MỤC CÁC HÌNH Số hiệu 1.1. 1.2. 1.3. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5. 3.6. 3.7. 3.8. 3.9. 3.10. 3.11. 3.12. 3.13. 3.14. 3.15. 3.16. 3.17. 3.18. 3.19. 3.20. 3.21. Tên hình Trang Mô hình hóa TBA điều khiển tích hợp Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850 trong ứng dụng tự động hoá TBA Cấu hình truyền thông cơ bản hệ thống tự động hoá trạm với giao thức IEC61850 Sơ đồ hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu SCADA Cấu trúc phần mềm của hệ thống điều khiển và giám sát SCADA Hệ thống SCADA tại trạm biến áp Hệ thống SCADA tại Trung tâm điều khiển 6 Sơ đồ nguyên lý của trạm thể hiện ở Hình 3.1 ở phần phụ lục Hệ thống tủ điều khiển ngăn MBA T1, T2 hiện hữu Hệ thống tủ bảo vệ ngăn T1, T2 hiện hữu. Sơ đồ phương th ức bảo vệ rơ le TBA 110 KV Sông Gianh Mặt bằng bố trí cảm biến báo cháy trong nhà Mặt bằng bố trí camera trong nhà và ngoài trời Mặt bằng bố trí hệ thống access control, camera trong nhà Sơ đồ PTBVĐL ngăn 671 Mô hình ghép nối truyền thông ngăn 671 Mạch đầu vào tương tự cho rơle/BCU ngăn 671 Mạch điều khiển bảo vệ ngăn 671 Mạch đầu vào số Binary Input rơle/BCU ngăn 671 Logo phần mềm Micom S1 Studio của hãng Schneider Hiệu lực chức năng bảo vệ ngăn 671 bằng phần mềm Micom S1 Cài đặt tỷ số biến TU, TI bằng phần mềm Micom S1 Cài đặt tỷ giá trị bảo vệ bằng phần mềm Micom S1 Đặt Output đi tác động General Trip Đặt Output đi tác động Reclose Đặt Output đi tác động CBF Trip Đặt Output đi tác động Remote Close CB 671 Logo phần mềm Survalent ADMS Manager 12 13 18 20 23 25 40 45 47 Phụ lục Phụ lục Phụ lục Phụ lục 62 63 64 65 66 67 67 68 68 69 69 70 70 71 Số hiệu Tên hình Trang 3.22. Giao diện ngăn lộ 671 sau khi hoàn thiện trên phần mềm SMARTVU 3.23. Tổng quan điều khiển, bảo vệ, giám sát ngăn T1 Phụ lục 3 3.24. Logic điều khiển đóng MC 131 Phụ lục 3 3.25. Logic điều khiển cắt MC 131 Phụ lục 3 3.26. Logic điều khiển đóng MC 631 Phụ lục 3 3.27. Logic điều khiển cắt MC 631, DTĐ 631-38 Phụ lục 3 3.28. Logic điều khiển DCL 171-1, DTĐ 171-15 Phụ lục 3 3.29. Logic điều khiển DCL 112-1, DTĐ 112-15 Phụ lục 3 71 1 MỞ ĐẦU 1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI Trong những năm gần đây, Hệ thống điện 110 kV khu vực miền Trung và Tây Nguyên cũng như khu vực Tỉnh Quảng Bình đã được đầu tư không những về “lượng” mà còn cả về “chất” nhằm đảm bảo cung cấp điện ngày càng hiệu quả, đảm bảo chất lượng và nhu cầu sử dụng điện cho toàn xã hội, đáp ứng công cuộc công nghiệp hóa hiện đại hóa khu vực miền Trung và Tây Nguyên. Song song với việc phát triển lưới điện, việc áp dụng các thành tựu mới, nhất là công nghệ tự động hóa để nâng cao chất lượng quản lý vận hành, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện, phát huy hiệu quả kinh tế, tiết kiệm lao động là một yêu cầu cấp bách. Thực hiện chương trình hiện đại hóa, tự động hóa lưới điện theo Đề án “Phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam” do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; Ngành điện đặt mục tiêu đến năm 2020, có 100% số trạm biến áp 110kV được điều khiển từ xa và vận hành theo mô hình trạm biến áp không người trực. Khi các trạm biến áp 110 kV không còn công nhân trực vận hành thì các thao tác đối với hệ thống thiết bị, việc thu thập thông số kỹ thuật đều được thực hiện tự động. Tất cả việc thao tác đóng cắt, điều khiển thiết bị trạm được tiến hành ngay tại Trung tâm điều khiển được đặt tại phòng Điều độ Công ty Điện lực thông qua hệ thống máy tính điều khiển và giám sát. Bên cạnh đó, tín hiệu từ các hệ thống phụ trợ như camera giám sát an ninh; hệ thống báo cháy, báo khói tự động… cũng sẽ được truyền về Trung tâm điều khiển phục vụ công tác theo dõi và quản lý vận hành trạm. Có thể nói, việc chuyển các TBA 110kV sang vận hành không người trực là hướng đi tất yếu và có ý nghĩa quan trọng trong việc hiện đại hóa, tự động hóa lưới điện 110 kV theo lộ trình xây dựng lưới điện thông minh. Đồng thời, việc này cũng mang lại nhiều lợi ích thiết thực như: giảm thời gian thao tác, xử lý sự cố, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện; giảm nhân công ghi chép các thông số vận hành, giảm nhân sự tại các trạm biến áp 110kV và góp phần nâng cao năng suất lao động. Cho đến thời điểm hiện tại, toàn miền Trung đã có 50 TBA 110kV đã chuyển sang vận hành ở chế độ không người trực (KNT), có 09 Trung tâm điều khiển đã được xây dựng và đưa vào vận hành. Đối với địa bàn tỉnh Quảng Bình, hiện nay Trung tâm điều khiển lưới điện Quảng Bình đã đưa vào vận hành từ tháng 11/2016; đã có 3 TBA 110 kV đưa vào vận hành ở chế độ KNT; năm 2018 dự kiến sẽ có 4 TBA sẽ được đầu tư cải tạo để chuyển sang vận hành KNT. Theo lộ trình của Tổng Công ty Điện lực miền Trung, đến hết năm 2019 toàn bộ các TBA 110 kV trên toàn khu vực sẽ được đưa vào vận hành ở chế độ KNT. Đối với TBA 110 kV Sông Gianh, đây là trạm nguồn quan trọng cung cấp điện cho hộ phụ tải công nghiệp trọng điểm của tỉnh Quảng Bình và các huyện Tuyên Hóa, 2 Minh Hóa. Tuy nhiên trạm được xây dựng từ lâu theo công nghệ cũ, hơn nữa qua nhiều lần cải tạo và nâng cấp, các thiết bị nhất thứ và nhị không đồng bộ, nhiều chủng loại… Đặc biệt là việc đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục cho khách hàng đang được đặt lên hàng đầu nên việc đầu tư cải tạo đang còn gặp khó khăn, cần thiết phải nghiên cứu, có giải pháp phù hợp để đẩy nhanh tiến độ đưa trạm vào vận hành không gười trực theo lộ trình. 2. MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU - Đánh giá mô hình TBA điều khiển tích hợp, việc áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 cho các TBA không người trực trong thời gian qua; hiệu quả, kinh nghiệm của các TBA KNT đã triển khai tại khu vực tỉnh Quảng Bình. - Hệ thống SCADA trong việc điều khiển, giám sát lưới lưới điện Quảng Bình. - Giải pháp chuyển TBA 110 kV Sông Gianh sang vận hành ở chế độ không người trực. - Đánh giá hiệu quả giải pháp. 3. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU Đối tượng nghiên cứu - Hệ thống điều khiển tích hợp TBA, tiêu chuẩn IEC 61850. - Hệ thống SCADA đối với TBA. - Hệ thống các quy định đối với TBA điều khiển tự động và hệ thống SCADA cho TBA. - Các vấn đề liên quan để chuyển TBA 110 kV Sông Gianh sang vận hành ở chế độ điều khiển xa, không người trực. Phạm vi nghiên cứu Thực trạng và giải pháp để chuyển TBA 110 kV Sông Gianh từ trạm điều khiển truyền thống thành TBA điều khiển xa, vận hành theo chế độ không người trực. 4. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU - Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Các vấn đề liên quan đến Hệ thống Điều khiển tích hợp TBA; Tiêu chuẩn IEC61850 và áp dụng nó cho TBA điều khiển xa. Hệ thống SCADA điều khiển, giám sát TBA không người trực. - Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng lý thuyết trên để áp dụng chuyển TBA 110 kV Sông Gianh sang vận hành ở chế độ điều khiển từ xa, không người trực đáp ứng theo đúng các quy định và tiêu chuẩn hiện hành. 3 5. ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nêu trên đề tài được đặt tên: “Nghiên cứu Hệ thống điều khiển tích hợp và giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110kV Sông Gianh”. 6. CẤU TRÚC CỦA LUẬN VĂN Nội dung luận văn được biên chế thành: Ngoài phần Mở đầu và Kết luận sẽ có 3 chương và phụ lục. Bố cục nội dung chính của luận văn gồm các phần sau: Chương 1: Hệ thống điều khiển tích hợp TBA; Tiêu chuẩn IEC61850 liên quan đến TBA điều khiển xa. Chương 2: Hệ thống SCADA và TBA không người trực đã triển khai tại khu vực tỉnh Quảng Bình. Chương 3: Giải pháp chuyển TBA 110kV Sông Gianh thành TBA điều khiển xa. 4 CHƯƠNG 1 HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TBA VÀ GIAO THỨC IEC61850 1.1. ĐẶC ĐIỂM CÁC TBA 110 KV KHU VỰC QUẢNG BÌNH Tính đến thời điểm hiện tại, khu vực tỉnh Quảng Bình gồm có 8 TBA 110 kV, với tổng dung lượng là 355 MVA cung cấp điện cho toàn bộ phụ tải tỉnh Quảng Bình. Đó là các TBA: Lệ Thủy, Áng Sơn, Đồng Hới, Bắc Đồng Hới, Ba Đồn, Sông Gianh, Văn Hóa, Hòn La. Với đặc điểm hầu hết các TBA được xây dựng từ rất lâu trên nền hệ thống điều khiển kiểu truyền thống. Với công nghệ cũ và lạc hậu này, các TBA không được điều khiển tập trung từ một Trung tâm, việc lấy các thông số vận hành cũng như các thông tin sự cố đều phải lấy bằng tay nhờ vào nhân viên vận hành. Việc vận hành phải có nhân viên vận hành 2 người/ca trực, trạm phải có tối thiểu 11 nhân viên. Với đặc điểm này, các TBA không đáp ứng được yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cũng như về tăng năng suất lao động. Các trạm biến áp được xây dựng bao gồm các thiết bị nhất thứ như máy biến áp, máy cắt, dao cách ly làm nhiệm vụ truyền tải và phân phối điện năng trong hệ thống điện. Đi kèm với các thiết bị nhất thứ là hệ thống nhị thứ được lắp đặt nhằm giám sát và điều khiển các thiết bị nhất thứ. Hệ thống điều khiển kiểu truyền thống đã được thiết kế và lắp đặt trong trạm biến áp từ hàng trăm năm nay, đặc điểm cơ bản là hệ thống bao gồm các thiết bị cơ điện và điện tử được liên kết với nhau bằng mạch điện để thực hiện các chức năng riêng biệt như: - Chức năng bảo vệ hệ thống điện được thực hiện bởi các rơ le bảo vệ kiểu cơ điện và kiểu tĩnh nối đến các biến dòng điện (CT) và biến điện áp (VT) bảo vệ, mỗi rơ le chỉ đảm nhận một chức năng bảo vệ riêng biệt, ví dụ: rơ le bảo vệ quá dòng 50/51, rơ le bảo vệ khoảng cách 21, rơ le bảo vệ điện áp 27/59… - Chức năng đo lường và đo đếm điện năng được thực hiện bởi các đồng hồ đo và công tơ nối đến các CT và VT đo lường. - Chức năng giám sát trạng thái được thực hiện bằng các đèn báo, thiết bị chỉ thị… - Chức năng điều khiển được thực hiện bởi mạch điều khiển riêng lẻ và chỉ có thể thực hiện được ở mức điều khiển cơ bản. - Giao diện người sử dụng thực hiện bằng các bảng điều khiển thông qua các công tắc (khóa, nút ấn…) điều khiển. Các thiết bị trong hệ thống được lắp đặt trong các tủ điện và kết nối với nhau bằng cáp nhị thứ (cáp nhiều sợi) đi trong các rãnh cáp. Hệ thống điều khiển kiểu truyền thống mặc dù có những ưu điểm như: công nhân có khả năng vận hành và bảo trì hệ thống, độ tin cậy của hệ thống đã được chứng 5 minh trong hàng trăm năm qua, việc kết nối giữa các thiết bị trong cùng một hệ thống rất đơn giản… Tuy nhiên hiện nay chúng đã bộc lộ những nhược điểm như: - Hầu hết các trạm đều được lắp đặt từng phần, mỗi phần thuộc các dự án khác nhau dẫn đến thiết bị không đồng bộ, thuộc nhiều hãng sản xuất khác nhau, hoặc cùng hãng sản xuất nhưng có các đời khác nhau. - Hệ thống mạch nhị thứ bằng cáp đồng phức tạp, sửa chữa cải tạo nhiều lần nên có nhiều sai khác so với sơ đồ xuất xưởng ban đầu. - Hệ thống phức tạp do có quá nhiều thiết bị, quá nhiều dây dẫn dẫn đến khả năng bị sự cố trên hệ thống nhị thứ rất cao. - Khả năng tự động hóa thấp, các chức năng điều khiển nâng cao vẫn phải thực hiện bởi con người. - Việc thu thập dữ liệu phải thực hiện bằng tay, độ chính xác không cao, khả năng phân tích và xử lý dữ liệu bị hạn chế. - Việc quản lý rất khó khăn do thiếu các dữ liệu chính xác được cập nhật kịp thời. - Việc bảo trì và nâng cấp hệ thống rất khó khăn. - Thời gian thao tác chậm, khả năng nhầm lẫn cao do thao tác bằng tay, dẫn đến thời gian mất điện kéo dài. Trong tình hình hiện nay, trước nhu cầu phải gia tăng chất lượng cung cấp điện, giảm thiểu thời gian ngừng 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. Đến nay, sau khi xây dựng hoàn thành dự án Trung tâm điều khiển Hệ thống điện Quảng Bình và một số TBA đã được nâng cấp, cải tạo để đáp ứng tiêu chí lưới điện thông minh, một số TBA đã được đưa vào vận hành ở chế độ không người trực, điều khiển xa như: Hòn La, Văn Hóa, Đồng Hới. Đối với TBA 110 kV Sông Gianh vẫn chưa cải tạo, nâng cấp thành TBA điều khiển xa. 1.2. KHÁI NIỆM TBA ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP 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. 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 6 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 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. Hình 1.1: Mô hình hóa TBA điều khiển tích hợp 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. 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. 7 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 lọai 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… 8 1.3. 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 cũng trở thành một ốc đảo tự động hóa mà thôi, 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. 1.3.1 Giới thiệu một số giao thức truyền thông 1.3.1.1. 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.[8] 1.3.1.2. Tiêu chuẩn IEC60870 (Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông hỗ trợ cho điều 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. 1.3.1.3. 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