M ỤC ĐÍCH CỦA ĐỀ TÀI
- Đề tài tập trung nghiên cứu các tiêu chuẩn và cấu hình cơ bản của hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kV
Nghiên cứu ứng dụng các tiêu chuẩn và cấu hình cơ bản cho hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kV, đặc biệt là tại các trạm biến áp 110kV ở khu vực miền Bắc, là cần thiết để nâng cao hiệu quả vận hành và đảm bảo an toàn cho hệ thống điện Việc áp dụng các tiêu chuẩn này không chỉ giúp cải thiện tính năng của trạm biến áp mà còn tối ưu hóa quy trình quản lý và bảo trì, góp phần vào sự phát triển bền vững của ngành điện lực.
Ứng dụng các tiêu chuẩn trong xây dựng trạm biến áp không người trực giúp tối ưu hóa khả năng khai thác và vận hành trạm biến áp 110kV Việc thu thập số liệu, giám sát và điều khiển toàn bộ trạm biến áp được thực hiện qua hệ thống Scada/EMS, đảm bảo hiệu quả và an toàn trong quá trình vận hành.
N ỘI DUNG CỦA ĐỀ TÀI
Trạm biến áp không người trực tại miền Bắc Việt Nam phải tuân thủ các yêu cầu nghiêm ngặt về tiêu chuẩn kỹ thuật và an toàn Hệ thống SCADA/EMS hiện đang được áp dụng trong quản lý và giám sát lưới điện miền Bắc, giúp nâng cao hiệu quả vận hành và đảm bảo cung cấp điện ổn định Việc áp dụng công nghệ tiên tiến này không chỉ tối ưu hóa quy trình quản lý mà còn tăng cường khả năng phản ứng nhanh với các sự cố trong hệ thống điện.
Tiêu chuẩn IEC61850 đóng vai trò quan trọng trong việc xây dựng và cải tạo các trạm biến áp 110kV không người trực Ứng dụng tiêu chuẩn này giúp tối ưu hóa hiệu suất hoạt động của các trạm biến áp mới và hiện có, đồng thời nâng cao tính tự động hóa và giảm thiểu sự can thiệp của con người Việc tuân thủ tiêu chuẩn IEC61850 không chỉ cải thiện độ tin cậy mà còn đảm bảo an toàn cho hệ thống điện.
- Tổng quan về trạm biến áp 110kV không người trực Yên Phong 5;
- Xây dựng hệ thống Scada cho trạm biến áp 110kV Yên Phong 5 theo tiêu chuẩn IEC61850, mô phỏng hệ thống điều khiển của trạm không người trực Yên Phong 5
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG TỰ ĐỐNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC
T ỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN B ẮC V IỆT N AM
Tính đến nay, miền Bắc Việt Nam đang quản lý 205 trạm biến áp 110kV và 1 trạm biến áp 220kV, với tổng dung lượng vượt quá 12.000 MVA và gần 8.000 km đường dây 110kV.
Đ ÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG CÁC THIẾT BỊ NHẤT THỨ , NHỊ THỨ TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110 K V ĐANG
áp 110kV đang vận hành:
* Các tr ạm điều khiển truyền thống
- Trong các trạm biến áp 110kV có 55/168 trạm còn một số thiết bị đóng cắt không điều khiển xa được
+ Dao cách ly 35kV: 409 bộ; Dao cách ly 110kV: 175 bộ; Máy cắt 6kV: 31 bộ;
- Ngoài ra còn một số thiết bị như: máy cắt, TU, TI, đã được vận hành trên
20 năm đã xuống cấp cũng cần được thay thế trong các chương trình cải tạo, sửa chữa hàng năm để đáp ứng vận hành tin cậy
- Các rơle bảo vệ cơ đã được thay thế hầu hết bằng rơle kỹ thuật số tuy nhiên có nhiều chủng loại và thế hệ khác nhau
Các tín hiệu được kết nối vào rơle số chủ yếu phục vụ cho hệ thống đo lường và bảo vệ của ngăn lộ Hầu hết các tín hiệu điều khiển và trạng thái thiết bị không được kết nối với rơle.
- Các giám sát điều khiển các ngăn lộ xuất tuyến trung áp hiện chưa được
10 tích hợp vào hệ thống RTU/Gateway tại trạm
* Các trạm trang bị hệ thống điều khiển máy tính.
Các trạm điều khiển bằng máy tính sử dụng thiết bị, giải pháp của 3 nhà cung cấp: SEL, GE và Nari bao gồm 2 nhóm:
- Nhóm các trạm xây dựng theo mô hình không người trực gồm các trạm được trang bị hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp, cụ thể:
+ Trạm 110kV được đầu tư hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp của hãng GE/Mỹ
+ Hệ thống máy tính: 01 máy tính Server, 01 máy tính HMI và 01 máy tính
Mỗi ngăn lộ được trang bị một BCU chính và một BCU dự phòng, với chức năng BCU có thể tích hợp trong Rơle bảo vệ, nhằm thu thập, giám sát và điều khiển các thiết bị của ngăn lộ.
+ Mỗi trạm biến áp được trang bị 01 tủ thu thập các tín hiệu không điện (như tín hiệu cảnh báo cháy, tín hiệu nhiệt độ phòng, …)
Nhóm các trạm được xây dựng và cải tạo theo mô hình điều khiển tích hợp bằng máy tính, với hệ thống điều khiển tích hợp cho trạm biến áp.
+ Hệ thống máy tính: 01 máy tính Server, 01 máy tính HMI và 01 máy tính
Mỗi ngăn lộ được trang bị một BCU chính và một BCU dự phòng, với chức năng BCU có thể tích hợp trong Rơle bảo vệ Các thiết bị trong ngăn lộ được thu thập, giám sát và điều khiển thông qua hệ thống này Đặc biệt, TBA 110kV Yên Bình 2 chỉ được trang bị một BCU chính.
+ Mỗi trạm biến áp được trang bị 01 tủ thu thập các tín hiệu không điện (như tín hiệu cảnh báo cháy, tín hiệu nhiệt độ phòng…)
C Giới thiệu chung về hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kV
Trong phần này, luận văn sẽ trình bày tổng quan về hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kV, bao gồm quá trình phát triển của hệ thống điều khiển cũng như các yêu cầu đối với hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kV theo tiêu chí không người trực Ngoài ra, phần này cũng sẽ giới thiệu mô hình trung tâm điều khiển xa tại các tỉnh miền Bắc Việt Nam và cách kết nối các trạm biến áp 110kV với trung tâm điều khiển xa của các tỉnh, nhằm nâng cao hiệu quả điều độ miền.
G IỚI THIỆU CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110 K V
Tự động hóa hệ thống trạm biến áp là quá trình điều khiển tự động thông qua việc sử dụng dữ liệu từ thiết bị điện tử thông minh và lệnh điều khiển từ xa Quá trình này cho phép thực hiện các chức năng quan trọng như bảo vệ, đo lường và điều khiển thiết bị một cách hiệu quả.
Hệ thống điều khiển được tích hợp trong trạm biến áp (Integrated Substation Automation Control System) là hệ thống tự động dựa trên cơ sở một
Hệ thống máy tính được lắp đặt tại các trạm trong hệ thống điện có vai trò quan trọng trong việc điều khiển và giám sát tự động các thiết bị Các dữ liệu thu thập được sẽ được tích hợp vào một hệ thống chung, hỗ trợ hiệu quả cho công tác quản lý và vận hành trạm.
Dữ liệu thu thập từ các thiết bị như rơle bảo vệ, rơle điều khiển, và thiết bị bảo vệ quá dòng, quá áp được lưu trữ trong hệ thống dữ liệu Những thông tin này bao gồm đo lường, báo sự cố và điều khiển tự động hệ thống phân phối, sau đó được xử lý và điều khiển một cách thống nhất tại trạm.
Sự tích hợp trong trạm dựa trên một khuôn khổ chung giúp phối hợp hoạt động giữa các IED, tạo tính đồng nhất và thuận lợi cho thiết kế, lắp đặt và quy hoạch tương lai Quá trình này nâng cao hiệu quả quản lý vận hành trạm, đáp ứng tốt hơn cho hoạt động giám sát và điều khiển.
Hình 1.1: Mô hình trạm được tích hợp với thiết bị Sicom
* Các mức điều khiển tại các TBA trang bị RTU truyền thống [1]:
Tại Trung tâm điều độ miền A1, hệ thống kết nối với các trung tâm điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 60870-5-101, cho phép điều độ trực tiếp kiểm soát từ các trung tâm điều độ A1.
Mức 2: Trung tâm điều khiển xa cho phép kết nối đến trung tâm điều độ thông qua giao thức IEC 60870-5-104, đảm bảo khả năng điều khiển trực tiếp từ Trung tâm điều khiển xa tại Điều độ tỉnh.
Tại mức 3, nhân viên vận hành có khả năng điều khiển và giám sát toàn bộ thiết bị trong trạm thông qua các tủ điều khiển tại phòng điều khiển Việc này được thực hiện thông qua khóa điều khiển cùng với các đồng hồ và rơle, đảm bảo hoạt động hiệu quả của hệ thống.
* Các mức điều khiển tại các TBA trang bị HTĐK tích hợp [1]:
Tại Trung tâm điều độ miền A1, hệ thống kết nối với các trung tâm điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 60870-5-101, cho phép điều độ trực tiếp thực hiện việc điều khiển từ các trung tâm điều độ A1.
Mức 2: Trung tâm điều khiển xa cho phép kết nối đến trung tâm điều khiển PCHP thông qua giao thức IEC 60870-5-104, giúp thực hiện điều khiển trực tiếp từ Trung tâm điều khiển xa tại Điều độ B2.
Tại mức 3, nhân viên vận hành sử dụng máy tính HMI trong phòng điều khiển để điều khiển và giám sát toàn bộ thiết bị tại trạm Các giao diện được thiết kế phù hợp với cấu trúc của trạm, giúp tối ưu hóa quá trình quản lý và vận hành.
Mức 4: Mức ngăn là hệ thống mà các ngăn lộ được trang bị BCU (rơle điều khiển) nhằm điều khiển và thu thập, xử lý các tín hiệu số và tín hiệu tương tự trong mỗi ngăn lộ.
Q UÁ TRÌNH PHÁT TRIỂN CÁC KIỂU HỆ THỐNG TRẠM BIẾN ÁP
1.4.1 Hệ thốngđiều khiển kiểu truyền thống.
Các trạm biến áp bao gồm thiết bị nhất thứ như máy biến áp, máy cắt và dao cách ly, có vai trò quan trọng trong việc truyền tải và phân phối điện năng trong hệ thống điện Bên cạnh đó, hệ thống nhị thứ được lắp đặt để giám sát và điều khiển các thiết bị nhất thứ, đảm bảo hoạt động hiệu quả của toàn bộ trạm biến áp.
Hệ thống điều khiển truyền thống tại các trạm biến áp đã tồn tại hàng trăm năm, với đặc điểm nổi bật là sự kết hợp giữa các thiết bị cơ điện và tĩnh điện Những thiết bị này được kết nối qua cáp truyền tín hiệu để thực hiện các chức năng riêng biệt, đảm bảo hiệu quả trong quá trình vận hành.
Chức năng bảo vệ hệ thống điện được thực hiện thông qua các rơle bảo vệ cơ điện và tĩnh điện, kết nối với biến dòng và biến áp bảo vệ Mỗi rơle đảm nhận một chức năng duy nhất, đảm bảo an toàn cho hệ thống điện.
Chức năng đo lường và đo đếm điện năng được thực hiện thông qua các đồng hồ và công tơ kết nối với các biến dòng và biến điện áp.
- 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 các mạch điều khiển riêng lẽ và chỉ có thể thực hiệnđược ở mức điều khiển cơ bản.
- Giao diện người sử dụng được thực hiện bằng các bảng điều khiển thông qua các công tắc điều khiển
Hình 1.2: C ấu trúc hệ thống điều khiển kiểu truyền thống 1
Các thiết bị trong hệ thống được lắp đặt trong tủ điện và kết nối với nhau thông qua cáp nhị thứ (cáp nhiều sợi), được dẫn đi trong các rãnh cáp.
Hệ thống điều khiển truyền thống có nhiều ưu điểm như dễ dàng vận hành và bảo trì, độ tin cậy đã được chứng minh qua hàng trăm năm, và kết nối giữa các thiết bị trong cùng một hệ thống rất đơn giản Tuy nhiên, hiện nay đã xuất hiện những nhược điểm đáng lưu ý.
Hệ thống phức tạp với nhiều thiết bị và dây truyền tín hiệu có thể dẫn đến nguy cơ sự cố cao trên hệ thống nhị thứ.
- 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 nhằm lẫn cao do thao tác bằng tay, dẫn đến thời gian mất điện kéo dài
Trong bối cảnh hiện tại, việc nâng cao chất lượng cung cấp điện và giảm thiểu thời gian gián đoạn là vô cùng cần thiết Để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng, các giải pháp hiệu quả cần được triển khai nhằm cải thiện quy mô và độ ổn định của hệ thống điện.
Hệ thống truyền tải điện hiện nay đang trở nên phức tạp với mạng lưới đường dây và trạm biến áp cao áp ngày càng gia tăng, yêu cầu nâng cao chất lượng và giảm thiểu thời gian gián đoạn cung cấp điện Hệ thống điều khiển truyền thống không còn đáp ứng được các yêu cầu này, dẫn đến sự phát triển của các hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp Những hệ thống này được chia thành hai thế hệ: thế hệ đầu tiên không tuân theo tiêu chuẩn IEC 61850 và thế hệ thứ hai tuân thủ tiêu chuẩn này.
Hình 1.3 Cấu trúc của hệ thống điều khiển trạm biến áp truyền thống 2
1.4.2 Hệ thống điều khiển kiểu tích hợp
Vào đầu những năm 1990, các trạm biến áp đã chuyển sang sử dụng rơle kỹ thuật số thay cho rơle cơ điện và rơle tĩnh điện, nhờ vào sự phát triển của bộ vi xử lý với các chức năng vượt trội Tuy nhiên, quá trình tự động hóa và tích hợp vẫn gặp nhiều hạn chế do một số nguyên nhân nhất định.
- Khả năng của thiết bị số còn nhiều hạn chế do giới hạn của bộ xử lý và bộ nhớ
Khả năng truyền dữ liệu giữa các rơle từ các hãng khác nhau bị hạn chế do thiếu một chuẩn thống nhất trong giao thức truyền dữ liệu.
Việc không thể kết nối giữa các rơle khác nhau trong cùng một trạm hoặc giữa các trạm trong hệ thống điện là một vấn đề nghiêm trọng Điều này cũng xảy ra với việc kết nối các thế hệ rơle khác nhau từ cùng một nhà sản xuất, dẫn đến chi phí cao và khó khăn trong việc tích hợp.
Việc tích hợp dữ liệu từ các thiết bị số trong trạm biến áp hiện nay gặp nhiều khó khăn, khiến cho các trạm biến áp tự động hóa trở thành những "ốc đảo" không thể kết nối thông tin với nhau, chỉ có khả năng vận hành độc lập Tuy nhiên, những hạn chế này đã được giải quyết nhờ sự ra đời của các IED và tiêu chuẩn IEC 61850, giúp cải thiện khả năng liên kết và tương tác giữa các thiết bị trong hệ thống điện.
Hình 1.4: Mô hình gi ữa điều khiển truyền thống và điều khiển tích hợp
N HỮNG YÊU CẦU CỦA TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110 K V KHÔNG NGƯỜI TRỰC
Chức năng điều khiển là yếu tố then chốt trong hệ thống điều khiển TBA, đảm nhiệm việc quản lý và điều phối toàn bộ quá trình vận hành các thiết bị trong trạm biến áp Điều này bao gồm việc kiểm soát các công tác độc lập của từng thiết bị và quản lý chuỗi sự kiện trong hệ thống, cũng như điều khiển các mạch liên động.
Việc điều khiển TBA có thể thực hiện ở 4 mức:
Trạm biến áp được điều khiển từ Trung tâm Điều độ hoặc Trung tâm điều khiển thông qua hệ thống, đảm bảo quản lý và vận hành hiệu quả.
- Từ phòng điều khiển trạm: Thực hiện điều khiển các thiết bị trong trạm từ phòng điều khiển đặt tại trạm biến áp
Tại các tủ điều khiển, việc bảo vệ và điều khiển các thiết bị trong từng ngăn lộ được thực hiện thông qua các tủ điều khiển chuyên dụng.
- Tại thiết bị: Điều khiển thiết bị thực hiện thông qua các khóa điều khiển, nút bấm lắp đặt tại các thiết bị
1.5.2 Chức năng giám sát và xử lý thông tin
Chức năng giám sát và xử lý thông tin bao gồm các chức năng chính như sau:
Việc thu thập và hiển thị dữ liệu tại trạm biến áp rất quan trọng, bao gồm toàn bộ tín hiệu từ các thiết bị và thông số đo lường theo thời gian thực Điều này cho phép biểu diễn các quá trình và thông số thiết bị qua giao diện người-máy, đồng thời cung cấp giao diện vận hành và giám sát hiệu quả Các dữ liệu cần thu thập bao gồm thông tin chi tiết về từng ngăn lộ, như trạng thái của các thiết bị đóng cắt và các thông số vận hành như điện áp (U), dòng điện (I), công suất (P, Q), tần số (F), hệ số công suất, và các chỉ số năng lượng (Wh, Varh).
Thông tin quan trọng về MBA bao gồm dòng điện các phía, điện áp các phía, nấc phân áp, công suất tác dụng, công suất phản kháng, nhiệt độ dầu và nhiệt độ cuộn dây Những yếu tố này đóng vai trò quan trọng trong việc đánh giá hiệu suất và độ tin cậy của máy biến áp.
Chức năng cảnh báo trong hệ thống giúp phát hiện các hiện tượng bất thường và nguy cơ sự cố, cung cấp tín hiệu cảnh báo cho người vận hành thông qua đèn và âm thanh Hệ thống cảnh báo được phân loại thành ba cấp độ: cảnh báo nguy cơ (Warning), báo động (Alarm) và báo lỗi (Failure).
Chức năng báo sự cố là một hệ thống quan trọng giúp thông báo ngay lập tức cho người vận hành khi xảy ra sự cố, thông qua tín hiệu đèn và âm thanh.
- Chức năng an toàn hệ thống: Cung cấp khả năng phân quyền truy cập hệ thống cụ thể đến từng thiết bị và khối điều khiển
1.5.3 Hệ thống điều khiển trạm biến áptích hợp mức thiết bị nhị thứ
Các trạm biến áp sử dụng hệ thống điều khiển tích hợp ở mức thiết bị nhị thứ phải đáp ứng tối thiểu các yêu cầu sau:
Các thiết bị IED liên kết qua một mạng LAN đơn Fast Ethernet, tuân thủ tiêu chuẩn IEEE 802.3, đảm bảo độ tin cậy cao và hỗ trợ tiêu chuẩn IEC 61850.
Trang bị một thiết bị điều khiển mức ngăn cho các thiết bị cấp điện áp từ 110 kV trở lên là cần thiết, bao gồm BCU, PLC và I/O, và thiết bị này phải hoạt động độc lập với các thiết bị bảo vệ.
Thiết bị điều khiển mức ngăn chỉ được trang bị cho các thiết bị cấp điện áp từ 35 kV trở xuống, bao gồm BCU, PLC và I/O Thiết bị này có khả năng tích hợp các chức năng bảo vệ, cho phép thực hiện cả chức năng điều khiển và chức năng bảo vệ trong cùng một thiết bị IED.
- Giao tiếp giữa các thiết bị IED thông qua tín hiệu số theo tiêu chuẩn IEC
Khi nâng cấp và cải tạo hệ thống điều khiển tích hợp cho trạm biến áp, việc áp dụng các tiêu chuẩn giao thức như 61850 hoặc Modbus là rất cần thiết Điều này đảm bảo rằng các thủ tục truyền tin phù hợp với các thiết bị IED hiện có tại trạm, giúp tối ưu hóa hiệu suất và tính tương thích của hệ thống.
- Các mạch liên động được lập trình logic bên trong các thiết bị IED
- Khóa lựa chọn on/off chế độ đóng có kiểm tra đồng bộ đối với những trạm biến áp có điểm hòa đồng bộ
Các thiết bị IED điều khiển mức ngăn cần được trang bị màn hình hiển thị trạng thái của các thiết bị đóng cắt, cùng với các nút thao tác để điều khiển việc đóng cắt Ngoài ra, cần có nút điều khiển tại chỗ và từ xa cho từng ngăn lộ, cùng với tín hiệu báo và đèn báo điều khiển tại chỗ hoặc từ xa (LOCAL/REMOTE).
Trên các thiết bị IED điều khiển hoặc bảo vệ mức ngăn, cần có chức năng hiển thị các thông số vận hành chính như điện áp (U), dòng điện (I), công suất (P), công suất phản kháng (Q), tần số (F), hệ số công suất, Wh và Varh Đối với ngăn điều khiển máy biến áp (MBA), cần bổ sung đồng hồ chỉ thị nhiệt độ và chỉ số nấc của máy biến áp Các thông số vận hành được đo theo từng pha phải cho phép hiển thị tất cả các pha hoặc có tùy chọn hiển thị theo từng pha riêng biệt.
Tại các tủ lắp thiết bị điều khiển mức, cần trang bị đầy đủ khóa đóng cắt thiết bị bằng tay Điều này cho phép thực hiện thao tác đóng cắt và chuyển nấc máy biến áp dự phòng khi thiết bị IED gặp sự cố Đặc biệt, các khóa này không yêu cầu đấu nối liên động bằng dây điện.
- Khóa/nút lựa chọn On/Off tự động đóng lặp lại
Tất cả thiết bị điều khiển, bảo vệ và máy tính (nếu có) cần được đồng bộ hóa với nguồn tín hiệu thời gian GPS thông qua giao thức SNTP hoặc IRIG-B.
Hình 1.5 Cấu trúc hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp mức thiết bị nhị thứ
1.5.4 Quy định về Giao diện người-máy (HMI) tại các trạm biến áp điều khiển tích hợp
TIÊU CHUẨN IEC61850 VÀ HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP
M Ộ T S Ố GIAO TH Ứ C TRONG CÁC TR Ạ M BI Ế N ÁP 110 K V
Có rất nhiều chuẩn về giao thức kết nối được sử dụng trong các mô hình trạm biến áp, những giao thức phổ biến thường được sử dụng như:
Giao thức Modbus, được phát triển vào năm 1979, là một giao thức lớp tin nhắn ứng dụng dành cho các hệ thống điều khiển quá trình Nó cho phép truyền thông kiểu Client/Server giữa nhiều loại thiết bị kết nối khác nhau trong bus hoặc hệ thống Các thông điệp trong Modbus chủ yếu là các câu lệnh Read/Write với địa chỉ bên trong các IED.
- Giao thức mạng phân phối DNP (Distributed Network Protocol): Giao thức này được phát triển dựa trên IEC 60870-5, được công bố vào năm 1993
Giao thức SCADA, ban đầu thiết kế cho hệ thống SCADA, hiện nay được áp dụng rộng rãi trong các ngành công nghiệp như điện, nước, dầu và khí đốt Giao thức này sử dụng cấu trúc Master/Slave phổ biến ở Bắc Mỹ để xác định thông tin liên lạc giữa các trạm và các thành viên, cũng như giữa các RTU và IED trong trạm biến áp Phương thức truyền thông bao gồm cáp RS232 cho kết nối ngắn, RS422 hai chiều mở rộng RS485 cho truyền thông đa điểm, và Ethernet cho các khu vực địa lý lớn hơn.
IEC-870-5-101 được xem như một "bạn đồng hành" từ Châu Âu, nổi bật với cấu trúc tin nhắn khác biệt so với giao thức Master/Slave và khả năng truy cập thông tin từ các thiết bị IED.
Hình 2 1: Mô hình giao thức IEC 870-5-101
S Ự PHÁT TRIỂN CỦA TIÊU CHUẨN TRUYỀN THÔNG
Việc triển khai các giao thức tốc độ cao trong IED giúp tối ưu hóa việc trao đổi thông tin giữa các thiết bị cùng loại hoặc từ cùng một nhà cung cấp, cho phép kết nối nhiều thiết bị khác nhau và chia sẻ các tiện ích như bảo vệ và giám sát Tuy nhiên, để đạt được điều này, cần áp dụng một bộ biến đổi giao thức Ngoài ra, giao thức từ các IED thường gặp phải những hạn chế về tốc độ, chức năng và dịch vụ kỹ thuật, dẫn đến chi phí vận hành và bảo trì gia tăng Trên toàn cầu, việc bãi bỏ quy định tiện ích đang diễn ra mạnh mẽ, tạo ra nhu cầu cao về việc tích hợp và phổ biến thông tin thời gian thực một cách nhanh chóng và chính xác trong các trạm biến áp.
Giao thức không độc quyền đáp ứng tiêu chuẩn trạm bằng cách truyền dữ liệu nhanh chóng, kịp thời và chính xác mà không cần bộ biến đổi giao thức Dự án IEC 61850 và Cấu trúc truyền thông tiện ích UCA (Utility Communications Architecture) đã cho phép tích hợp các IED trong trạm thông qua ngôn ngữ mở rộng XML UCA, được EPRI đề xuất vào năm 1994, nhằm xác định các yêu cầu về cấu trúc tổng thể và kỹ thuật truyền thông cơ bản trong trạm, tập trung vào giám sát và điều khiển Dựa trên yêu cầu thực tế, Technical Committee 57 bắt đầu dự án IEC 61850 vào năm 1996 với mục tiêu tương tự như UCA Đến năm 1997, EPRI và IEC đã thống nhất mục tiêu chung và phát triển tiêu chuẩn IEC 61850, kết hợp với một số đặc tính của UCA.
Hình 2.2: Mô hình h ợp nhất giữa UCA và IEC
2.2.1 Cấu trúc truyền thông UCA [8]
UCA là một cấu trúc truyền thông tiện ích, được thiết kế nhằm đáp ứng mọi yêu cầu trong thiết bị trạm biến áp Mục tiêu chính của UCA là giảm chi phí liên quan đến kỹ thuật, giám sát, vận hành và bảo trì tại các trạm biến áp, thông qua việc phát triển các thiết bị có thông tin về đặc điểm kỹ thuật tích hợp bên trong.
Với sự hỗ trợ của EPRI, nhiều nhà sản xuất IED đã phát triển các phiên bản UCA tuân thủ cho sản phẩm của họ Các đặc điểm kỹ thuật cho một giao thức truyền thông, bao gồm chức năng thu thập dữ liệu và điều khiển tốc độ cao, đã được xây dựng nhanh chóng Các nhà sản xuất thiết bị liên tục cập nhật và cải tiến sản phẩm, mang đến trải nghiệm ấn tượng và khả năng tương tác giữa các thiết bị từ nhiều nhà cung cấp khác nhau Sự quan trọng của kết nối tương thích đã thúc đẩy sự hợp tác chặt chẽ giữa các đối thủ cạnh tranh.
Hình 2.3: Đặt điểm mô hình dự án IEC 61850
Phiên bản IEC 61850 ra đời vào năm 2003 đã đánh dấu một bước tiến quan trọng trong việc tự động hóa các trạm, góp phần đơn giản hóa quy trình này.
Quá trình ứng dụng thiết bị IED trong phiên bản này đảm bảo sự tương thích giữa các thiết bị và đáp ứng yêu cầu thay thế các giao thức riêng lẻ bằng một giao thức chung áp dụng trong trạm.
Dự án IEC 61850 đánh dấu một bước tiến quan trọng trong ngành công nghiệp điện, mang lại ảnh hưởng lớn đến thiết kế và xây dựng trạm biến áp trong tương lai.
S O SÁNH CÁC HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TRẠM BIẾN ÁP
Để xây dựng hệ thống điều khiển trạm biến áp tự động hóa hoàn toàn tại Việt Nam, việc áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 là cần thiết Tuy nhiên, điều này chỉ khả thi với các trạm biến áp mới, trong khi nhiều trạm cũ vẫn sử dụng hệ thống điều khiển truyền thống Việc nâng cấp các trạm này lên hệ thống điều khiển tích hợp thế hệ thứ nhất và thứ hai gặp nhiều khó khăn.
Hệ thống điều khiển tích hợp không theo tiêu chuẩn IEC 61850 chủ yếu dựa trên việc thu thập dữ liệu từ các thiết bị trong trạm sử dụng giao thức truyền dữ liệu cũ như Modbus hoặc DNP Lệnh điều khiển được thực hiện qua các rơle trung gian trong bộ PLC trước khi đến thiết bị nhất thứ Hệ thống này thường được áp dụng cho các trạm kiểu cũ, nâng cấp từ hệ thống điều khiển truyền thống thành hệ thống điều khiển tích hợp thế hệ thứ nhất bằng cách lắp thêm PLC và thay thế thiết bị đo lường Mặc dù là hệ thống điều khiển tích hợp, nhưng việc tích hợp dữ liệu từ các thiết bị kỹ thuật số thành một cơ sở dữ liệu chung và giao tiếp đồng cấp giữa các thiết bị không khả thi, dẫn đến việc các trạm biến áp trở thành các “ốc đảo” tự động hóa, hoạt động độc lập mà không thể liên kết thông tin với nhau.
Hệ thống điều khiển tích hợp không theo tiêu chuẩn IEC 61850 chủ yếu dựa trên việc thu thập dữ liệu từ các thiết bị cũ sử dụng giao thức Modbus và DNP Lệnh điều khiển được thực hiện qua các rơle trung gian trong bộ PLC trước khi đến thiết bị nhất thứ Hệ thống này thường được áp dụng cho các trạm kiểu cũ, nâng cấp từ hệ thống điều khiển truyền thống thành hệ thống điều khiển tích hợp thế hệ thứ nhất bằng cách lắp thêm bộ PLC và thay thế thiết bị đo lường Nó cũng phù hợp cho các trạm có yêu cầu tự động hóa thấp với mức đầu tư hợp lý.
Mặc dù là một hệ thống điều khiển tích hợp, việc hợp nhất dữ liệu từ các thiết bị kỹ thuật số trong trạm biến áp thành một cơ sở dữ liệu chung vẫn gặp nhiều thách thức.
Các giao tiếp đồng cấp giữa các thiết bị là không khả thi, khiến cho các trạm biến áp trở thành những "ốc đảo" tự động hóa và vận hành độc lập Điều này xảy ra do chúng không có khả năng liên kết thông tin với nhau.
Bảng so sánh dưới đây sẽ trình bày các chức năng cơ bản trong vận hành, điều khiển và bảo vệ, đồng thời đối chiếu mức đầu tư và công nghệ của ba loại hệ thống điều khiển trạm biến áp đã được giới thiệu trước đó.
Chức năng Truyền thống Không đáp ứng
IEC 61850 (Modbus, DNP…) Đáp ứng IEC 61850 Đo lường Ghi nhận thông số vận hành bằng tay
Hệ thống tự động cập nhật và lưu trữ thông số vận hành, cho phép tính toán thời gian thực Giám sát được thực hiện qua cảnh báo bằng máy tính, bảng đèn cảnh báo, và có khả năng lưu trữ cảnh báo trong báo cáo cũng như chuông báo Bảo vệ hệ thống được thực hiện thông qua các rơle đa chức năng, cho phép phối hợp bảo vệ trực tiếp qua cổng truyền thông theo tiêu chuẩn IEC 61850.
Liên động Liên động bằng tiếp điểm trạng thái và dây dẫn trong mạch nhị thứ
Liên động trong mạch nhị thứ có thể được tính toán thông qua tiếp điểm trạng thái và dây dẫn, cho phép xác định liên động mềm trên máy tính và thông báo lỗi thao tác một cách hiệu quả.
Liên động qua mạng truyền thông giữa các ngăn lộ và toàn trạm cho phép tự tính toán liên động mềm mà không cần hệ thống máy tính Hệ thống này có khả năng tự động báo và lưu lỗi logic điều khiển tại trạm, đồng thời hỗ trợ điều khiển thủ công từ phòng điều khiển hoặc thông qua thiết bị điều khiển bằng máy tính.
SCADA là hệ thống điều khiển từ xa thông qua RTU, cho phép quản lý và giám sát qua mạng WAN thông qua máy tính gateway Đầu tư cho SCADA có thể phân loại theo ba mức giá: giá thành đầu tư thấp và đơn giản, giá thành vừa phải với công nghệ đơn giản, và giá thành cao với công nghệ phức tạp.
2.3.1 Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC 61850 [7] [8] [9]
Tiêu chuẩn IEC 61850, được giới thiệu vào năm 2003, là tiêu chuẩn truyền thông quan trọng trong tự động hóa trạm biến áp Mục tiêu chính của tiêu chuẩn này là đảm bảo sự tương thích giữa các thiết bị điện tử thông minh (IED) trong trạm biến áp thông qua việc cấu hình chúng để thực hiện các chức năng như bảo vệ, điều khiển, đo lường và giám sát truyền thông.
Tiêu chuẩn IEC 61850 nhằm mục tiêu chuẩn hóa ngôn ngữ truyền thông, cho phép trao đổi thông tin giữa các thiết bị từ nhiều nhà cung cấp khác nhau Nó giới thiệu khả năng thực hiện các ứng dụng cao hơn của IED, như điều khiển phân tán, chức năng liên động và giám sát phức tạp Tiêu chuẩn này bao gồm 14 phần, được chia thành 10 chủ đề chính, với nội dung chi tiết về các yêu cầu và hướng dẫn kỹ thuật.
Hình 2.4: Mô hình tiêu chuẩn IEC 61850
Phần 1: Giới thiệu và tổng quan về tiêu chuẩn
Phần 2: Giải thích các thuật ngữ, từ viết tắt được dùng trong tiêu chuẩn
Phần 3: Xác định rõ yêu cầu của hệ thống với sự nhấn mạnh yêu cầu về kết nối truyền thông trong trạm
Phần 4: Xác định hệ thống và quản lý dự án đối với quá trình kỹ thuật
Phần 5: Mô tả về thiết bị và các yêu cầu về chức năng để xác định những yêu cầu truyền thông giữa các dịch vụ trong trạm biến áp Mục tiêu chính là đạt được sự tương thích cho tất cả kết nối giữa các IED
Phần 6: Mô tả ngôn ngữ để cấu hình trạm, thông tin liên lạc liên quan đến cấu hình IED và thông số IED để cấu hình trạm
Phần 7: Cấu trúc truyền thông cơ bản và thiết bị trung gian trong trạm biến áp
+ Phần 7.1: Giới thiệu phương pháp mô hình, các nguyên tắt truyền thông và mô hình thông tin trong IEC 61850
+ Phần 7.2: Giới thiệu về dịch vụ giao diện truyền thông trù tượng ACSI, mô tả giao tiếp giữa Client và Server
+ Phần 7.3: Xác định các loại thuộc tính và các lớp dữ liệu dùng chung liên
29 quan đến các ứng dụng cho trạm biến áp
+ Phần 7.4: Xác định lớp dữ liệu LN dùng cho việc truyền thông giữa các
Phần 8: Cách xác định các dữ liệu cần đáp ứng nhanh về thời gian để có thể trao đổi thông qua mạng cục bộ bằng các ánh xạ ACSI qua phương tiện MMS
Phần 9: Những đặc điểm của dịch vụ SCSM
Phần 9.1 tập trung vào việc xác định các dịch vụ truyền thông ở cấp xuất tuyến và cấp chấp hành, đồng thời giới thiệu các ánh xạ của dịch vụ truyền thông cho quá trình truyền tải các giá trị mẫu.
+ Phần 9.2: Định nghĩa SCSM trong truyền các giá trị mẫu theo đặc tính truyền thông IEC 61850
Phần 10: Kiểm tra để xác định các tiêu chuẩn tự động hóa cho những trạm được đảm bảo thực hiện đúng tiêu chuẩn IEC 61850
S Ử DỤNG IEC61850 ĐỂ THIẾT KẾ HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110 K V
2.4.1 Những yêu cầu cho việc xây dựng trạm theo IEC 61850
Hiện nay, việc xây dựng hệ thống tự động hóa cho trạm biến áp thuộc tập đoàn EVN phải tuân thủ các quy định của tập đoàn, đặc biệt là việc áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 vào hệ thống trạm tích hợp Quá trình thực hiện cần đảm bảo các yêu cầu cụ thể đã được đề ra.
Độ tin cậy là yêu cầu quan trọng trong thiết kế hệ thống, đảm bảo rằng hệ thống không ngừng hoạt động khi xảy ra sự cố tại một điểm nào đó Việc duy trì giám sát và điều khiển tại chỗ là cần thiết, do đó, thiết kế hệ thống cần tính đến tính dự phòng Tính dự phòng giúp loại trừ khả năng một bộ phận hư hỏng có thể làm gián đoạn toàn bộ hoạt động của hệ thống.
- Để một hệ thống đáp ứng được độ tin cậy thì hệ thống đó phải có các đặc tính sau:
+ Hệ thống bảo vệ hoạt động độc lập
Hệ thống SA thực hiện các hoạt động điều khiển logic, như tự động khôi phục lỗi từ sự cố ở máy biến áp, mà không cần chú trọng đến thời gian.
+ HMI cần hoạt động độc lập với giao diện điều khiển từ xa đến trung tâm điều độ
Tính sẵn sàng của hệ thống là yếu tố quan trọng, khi sự cố xảy ra ở hệ thống bảo vệ chính, không nhất thiết dẫn đến việc hệ thống ngừng hoạt động, miễn là vẫn còn một điểm điều khiển khác hoạt động hiệu quả.
Khôi phục tự động (Backup) là yếu tố quan trọng trong hệ thống tự động hóa trạm, giúp bảo vệ dữ liệu và đảm bảo hoạt động liên tục của hệ thống ngay cả khi xảy ra sự cố đơn lẻ.
Tiêu chuẩn truyền thông trong hệ thống tự động hóa trạm cần đảm bảo tính dự phòng và kết nối linh hoạt, nhằm ngăn chặn sự cố ngừng hoạt động do mất tín hiệu điều khiển, chẳng hạn như do đứt cáp.
2.4.2 Những yêu cầu cho việc nâng cấp trạm theo IEC 61850
Việc nâng cấp và mở rộng các trạm điện đã xây dựng theo tiêu chuẩn IEC 61850 là rất cần thiết để phù hợp với xu hướng công nghệ hiện đại Bài viết này sẽ đề xuất các phương hướng nâng cấp cho những trạm không hỗ trợ tiêu chuẩn IEC 61850 hoặc cho các trạm có hệ thống điều khiển và thiết bị đã trở nên lạc hậu.
• Đánh giá những hạn chế và thiếu sót của các trạm cũ.
Trước tiên, chúng ta cần chỉ ra những hạn chế và thiếu sót của các trạm đã được xây dựng và vận hành Từ đó, có thể rút ra những giải pháp phù hợp và hiệu quả để cải thiện tình hình.
Hiện nay, hệ thống trạm của tập đoàn EVN chủ yếu được xây dựng bằng các thiết bị đa dạng, thuộc nhiều thế hệ và đến từ nhiều nhà cung cấp khác nhau.
Hệ thống hiện tại có 45 thiết bị khác nhau không tuân theo tiêu chuẩn IEC 61850, điều này gây khó khăn trong việc đồng bộ hóa và đảm bảo yêu cầu trao đổi thông tin Để cải thiện tình hình, cần thay thế hầu hết các thiết bị điều khiển, dẫn đến chi phí đầu tư nâng cấp rất lớn.
Một số phần mềm điều khiển trạm không cung cấp mã nguồn, gây khó khăn trong việc mở rộng trạm Thêm vào đó, một số thiết bị vẫn chưa được thống nhất theo tiêu chuẩn quốc tế.
Hệ thống điều khiển của trạm áp dụng giao thức IEC 60870-5 để kết nối với các trung tâm điều độ, nhằm đảm bảo khả năng tương tác với các thiết bị theo tiêu chuẩn IEC.
61850, cần có các bộ biến đổi giao thức
Giao diện HMI của trạm hiện tại còn thiếu nhiều chức năng quan trọng, như khả năng xem xét hệ thống điện tự dùng và kết nối truy suất Rơle Để có thể truy suất Rơle, người dùng phải sử dụng một hệ thống máy tính riêng kèm theo phần mềm do nhà cung cấp thiết bị Rơle bảo vệ cung cấp.
+ Các phần mềm hiện tại cũng chưa xây dựng hệ cơ sở dữ liệu, giúp nhân viên vận hành khai thác tối đa các thông tin thu nhận được
Nhân viên vận hành thiếu kinh nghiệm với các hệ thống tự động hóa trạm hiện đại toàn cầu và kiến thức về tiêu chuẩn IEC 61850 còn hạn chế, dẫn đến nhiều khó khăn trong quá trình vận hành trạm.
Ngoài ra, còn một số trạm chưa được trang bị hệ thống tự động hóa đồng bộ thời gian theo hệ thống định vị toàn cầu GPS
• Hướng nâng cấp và phát triển trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850.
Để nâng cao tính ổn định và đồng bộ hóa cho các trạm có hệ thống điều khiển, bảo vệ cũ kỹ, việc thiết kế hệ thống điều khiển, bảo vệ mới theo tiêu chuẩn IEC 61850 là cần thiết Mặc dù giải pháp này đem lại hiệu quả cao, nhưng yêu cầu đầu tư vốn lớn và chi phí tốn kém.
