Nghiên cứu thiết kế hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp với phương thức truyền tin IEC61850
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (2.81 MB, 95 trang )
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
MỤC LỤC
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................................... 10
1.1.
Lý do chọn đề tài. ............................................................................................................. 10
1.2.
Mục đích nghiên cứu........................................................................................................ 10
1.3.
Nội dung luận văn ............................................................................................................ 11
1.4.
Phƣơng pháp nghiên cứu.................................................................................................. 11
CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TÍCH HỢP TRẠM BIẾN
ÁP………………………………………………………………………………………………..12
1.1.
Giới thiệu về tự động hóa trạm biến áp ............................................................................ 12
1.2.
Quá trình phát triển của hệ thống điều khiển ................................................................... 12
1.2.1.
Hệ thống điều khiển trạm biến áp kiểu truyền thống ............................................... 12
1.2.2.
Hệ thống điều khiển kiểu tích hợp ........................................................................... 14
1.3.
Tổng quan về hệ thống điều khiển trạm tích hợp ............................................................. 16
1.4.
Các thiết bị điện tử thông minh IEDs ............................................................................... 18
1.5.
Giao thức trong trạm biến áp (Protocol) .......................................................................... 19
1.5.1.
Giao thức Modbus. ................................................................................................... 19
1.5.2.
Giao thức mạng phân phối (DNP – Distributed Network Protocol). ....................... 20
1.6.
Sự phát triển của các dự án truyền thông ......................................................................... 21
1.6.1.
Dự án IEC 61850 ..................................................................................................... 22
CHƢƠNG 2: CÁC MÔ HÌNH ĐỐI TƢỢNG VÀ GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG THEO TIÊU
CHUẨN IEC61850………………………………………………………………………………23
2.1.
Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC 61850. ................................................................................ 23
2.2.
Cấu trúc trạm biến áp tự động hoá theo tiêu chuẩn IEC 61850. ...................................... 25
2.2.1.
Phân tích chức năng ứng dụng và trao đổi thông tin ................................................ 26
2.2.2.
Mô tả về thông tin của dữ liệu.................................................................................. 28
2.2.3.
Các dịch vụ trao đổi thông tin. ................................................................................. 29
2.3.
Mô hình theo hƣớng tiếp cận. .......................................................................................... 31
2.3.1.
Phân tích chức năng ứng dụng và thông tin. ............................................................ 31
2.3.2.
Tạo các mô hình thông tin của các thành phần hợp thành. ...................................... 32
2.3.3.
Mô hình trao đổi thông tin. ...................................................................................... 32
2.4.
Quan sát theo hƣớng ứng dụng. ....................................................................................... 37
2.4.1.
Giới thiệu. ................................................................................................................ 37
2.4.2.
Các LN và data (dữ liệu) .......................................................................................... 39
1
LUẬN VĂN THẠC SỸ
2.5.
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Quan sát theo hƣớng thiết bị. ........................................................................................... 39
2.5.1.
Giới thiệu. ................................................................................................................ 39
2.5.2.
Mô hình thiết bị. ....................................................................................................... 40
2.6.
Quan sát theo hƣớng trao đổi thông tin. ........................................................................... 41
2.6.1.
Các mô hình dịch vụ của IEC 61850........................................................................ 41
2.6.2.
Mô hình ảo. .............................................................................................................. 42
2.7.
Điểm liên kết trao đổi thông tin giữa thiết bị vật lý và mô hình ứng dụng. ..................... 44
2.8.
Sơ đồ ACSI vào hệ thống trao đổi thông tin thực. ........................................................... 45
2.8.1.
Giới thiệu. ................................................................................................................ 45
2.8.2.
Mô hình ánh xạ MMS. ............................................................................................. 46
2.9.
Mô hình lớp dữ liệu.......................................................................................................... 47
2.9.1.
Tổng quan. ............................................................................................................... 47
2.9.2.
Áp dụng. ................................................................................................................... 47
2.10.
Thiết lập tên. ................................................................................................................ 48
2.11.
Mô hình hoá thực hiện lớp Logical Nodes. .................................................................. 48
2.12.
Thực hiện mô hình dữ liệu (Data) và đặc tính dữ liệu (Data Attributes) ..................... 52
2.12.1.
Data: ......................................................................................................................... 52
2.12.2.
Mô hình dữ liệu và đặc tính dữ liệu ......................................................................... 53
2.13.
Mô hình hoá và thực hiện các Logical Devices: .......................................................... 54
2.14.
Mô hình sự cố trạm tổng thể (GSE-Generic substation event class)............................ 56
2.14.1.
Phƣơng thức gửi thông tin GOOSE. ........................................................................ 56
2.15.
Truyền dữ liệu Sampled Value (SV) ............................................................................ 59
2.16.
Báo cáo và ghi nhật ký. ................................................................................................ 60
2.16.1.
Báo cáo..................................................................................................................... 61
2.16.2.
Ghi nhật ký ............................................................................................................... 62
2.17.
Giới thiệu ngôn ngữ SCL (Substation Configuration Language) ................................ 62
2.17.1.
Mô hình đối tƣợng ngôn ngữ SCL. .......................................................................... 62
2.17.2.
Tập tin mô tả file SCL và cấu trúc ngôn ngữ SCL. .................................................. 64
CHƢƠNG 3: THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TRẠM BIẾN ÁP THEO CHUẨN IEC
61850………………………………………………………………………………………………65
3.1.
Phân tich các bƣớc thiết kế trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850. ............................. 65
3.1.1.
Những yêu cầu cho việc xây dựng trạm theo IEC 61850......................................... 65
3.1.2.
Những yêu cầu cho việc nâng cấp trạm theo IEC 61850. ........................................ 66
2
LUẬN VĂN THẠC SỸ
3.1.3.
3.2.
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Các bƣớc thiết kế trạm ............................................................................................. 67
Giới thiệu một số phần mềm thực hiện thiết kế trạm biến áp. ......................................... 68
3.2.1.
Phần mềm hệ điều hành. ............................................................................................ 68
3.2.2.
Phần mềm kết nối thông tin ..................................................................................... 69
3.2.3.
Phần mềm hỗ trợ giao diện ngƣời dùng ................................................................... 70
3.3.
Thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp..................................................................... 70
3.3.1.
Giải pháp nâng cấp trạm biến áp kiểu cũ. ................................................................ 70
3.3.2.
Thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp 220kV Tây Hồ. ................................... 72
3.3.2.1.
Xây dựng sơ đồ 1 sợi ....................................................................................... 72
3.3.2.2.
Xác định chức năng và mô tả đặc trƣng của hệ thống SAS. ............................ 73
3.3.2.3.
Lựa chọn các IED. ............................................................................................ 73
3.3.2.4.
Cấu hình các IED. ............................................................................................ 73
3.3.2.5.
Thiết kế chi tiết................................................................................................. 77
3.3.3.
Áp dụng IEC61850 thực hiện liên động trong TBA 220kV Tây Hồ. ...................... 82
CHƢƠNG 4: KẾT LUẬN ............................................................................................................... 86
3
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan, những vấn đề đƣợc trình bày trong luận văn này là những
nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, có tham khảo một số tài liệu và bài báo của các
tác giả trong và ngoài nƣớc đã xuất bản. Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là
hoàn toàn trung thực. Tôi xin chịu hoàn toàn trách nhiệm nếu sử dụng kết quả của
ngƣời khác.
Tác giả
Đỗ Danh Tú
4
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
LỜI CẢM ƠN
Trong suốt quá trình thực hiện luận văn tốt nghiệp này, tôi đã nhận đƣợc sự
giúp đỡ, động viên rất nhiều từ phía các thầy cô và bạn bè.
Tôi xin gửi lời biết ơn chân thành tới TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt, ngƣời đã
hƣớng dẫn tôi rất nhiều trong quá trình thực hiện luận văn. Xin cảm ơn các thầy cô
trong Bộ môn Hệ thống điện – Viện Điện – Trƣờng Đại học Bách khoa Hà nội đã
giúp đỡ, góp ý để tôi hoàn thiện luận văn. Đồng thời, tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới
bạn bè, đồng nghiệp đã trao đổi và giúp đỡ giải quyết những vƣớng mắc trong quá
trình thực hiện.
5
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
Ký hiệu, chữ viết tắt
Nội dung
HTĐ
Hệ thống điện
ĐKBV
Điều khiển bảo vệ
TBA
Trạm biến áp
IED
Thiết bị điện tử thông minh
UCA
Cấu trúc truyền thông tiện ích
LN
Nút logic
LD
Thiết bị logic
HMI
Giao diện ngƣời máy
SCL
Ngôn ngữ cấu hình trạm biến
áp
ACSI
Dịch vụ giao diện truyền
thông trừu tƣợng
LAN
Local Area Network
SCADA
Supervisory Control And Data
Acquisition
DCL
Dao Cách Ly
6
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 2. 1: Định nghĩa lớp Logical-Node (LN) .........................................................50
Bảng 2. 2: Thông số của dịch vụ GetLogicalNodeDirectory....................................50
Bảng 2. 3: Thông số của dịch vụ GetAllDataValues ................................................51
Bảng 2. 4: Mô hình lớp LD .......................................................................................55
Bảng 2. 5: Tham số của dịch vụ GetLogicalDeviceDirectory ..................................55
7
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ ĐỒ THỊ
Hình 1. 1: Cấu trúc hệ thống điều khiển kiểu truyền thống ............................................................. 13
Hình 1. 2: Cấu hình truyền thông cơ bản hệ thống trạm tích hợp với giao thức IEC61850 ............ 15
Hình 1. 3: Mô hình các kiểu kết nối của IEC 61850 ........................................................................ 17
Hình 1. 4: Một số sản phẩm rơ le kỹ thuật số của hãng SEL. .......................................................... 18
Hình 1. 5: Mô hình truyền thông Modbus........................................................................................ 19
Hình 1. 6: Mô hình giao thức IEC 870 – 5 – 101............................................................................. 20
Hình 1. 7: Mô hình hợp nhất giữa UCA và IEC .............................................................................. 21
Hình 1. 8: đặc điểm mô hình dự án IEC 61850................................................................................ 22
Hình 2. 1: Mô hình cấu trúc trạm biến áp tự động
Hình 2. 2. Mô tả loại thông tin trong LN
Hình 2. 3: Nguyên tắc hợp thành của khối thiết bị (IEC)
Hình 2. 4: Mô tả thông tin vị trí dạng cấu trúc hình cây
Hình 2. 5: Mô hình trích ngắn của một đoạn dịch vụ
Hình 2. 6: Khái niệm quá trình chia nhỏ và hợp thành của một LN
Hình 2. 7: Mô tả thông tin có cấu trúc cây của một XCBR1
Hình 2. 8: Nguyên tắc mô hình đầu vào và đầu ra
Hình 2. 9: Mô hình đầu ra (bƣớc 1)
Hình 2. 10: Mô hình đầu ra (bƣớc 2)
Hình 2. 11: Khái niệm mô tả hình ngõ ra GSE
Hình 2. 12: Khái niệm mô hình ngõ vào với tín hiệu Analog
Hình 2. 13: Thiết lập dữ liệu và báo cáo
Hình 2. 14: Mô hình liên kết trong trạm
Hình 2. 15: Logical Nodes và Data
Hình 2. 16: Mô hình khối Logical device
Hình 2. 17: Mô hình Logical device và LLN0/LPHD
Hình 2. 18: Phƣơng pháp trao đổi thông tin ACSI
Hình 2. 19: Mô hình ảo
Hình 2. 20: Áp dụng cho mô hình GSE
Hình 2. 21: Cấu trúc thành phần của các hƣớng quan sát khác nhau
Hình 2. 22: Ánh xạ ACSI vào lớp trao đổi thông tin
Hình 2. 23: Ánh xạ chi tiết cho ánh xạ có một biến tên MMS
Hình 2. 24: Mô hình tóm tắt dữ liệu trong IEC 61850-7-x
Hình 2. 25: Mô hình tên tham khảo trong tiêu chuẩn
Hình 2. 26: Mô hình định nghĩa tên của thiết bị máy cắt
Hình 2. 27: Mô tả chức năng bảo vệ trong một nút logical
Hình 2. 28: Lớp dữ liệu của XCBR LN
Hình 2. 29: Dịch vụ hoạt động trên dữ liệu
Hình 2. 30: Khái niệm mô hình dữ liệu
Hình 2. 31: Mô hình khối Logical Device
8
25
27
28
28
30
31
32
33
34
35
35
36
37
38
39
40
40
41
42
43
44
45
46
47
48
48
49
52
53
54
54
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Hình 2. 32: Mô hình truyền tin dùng Goose
Hình 2. 33: Sơ đồ lớp GoCB
Hình 2. 34: Định nghĩa thông điệp GOOSE
Hình 2. 35: Mô hình SV
Hình 2. 36: Mô hình báo cáo và ghi nhật ký
Hình 2. 37: Mô hình trao đổi thông tin trong quá trình xử lý cấu trúc trạm
56
57
58
59
60
63
Hình 3. 1: Lƣu đồ các bƣớc thiết kế hệ thống điều khiển trạm biến áp
Hình 3. 3: Cấu trúc các LNN0 mặc định của NSX
Hình 3. 4 : Xuất định dạng file ICD.
Hình 3. 5: Định dạng dữ liệu các LN mặc định của NSX
Hình 3. 6: Định dạng dữ liệu theo 04 nhóm LN
Hình 3. 7: Cấu trúc các LN của IED sau khi đã đƣợc cấu hình
Hình 3. 8: Truy cập dữ liệu từ các IED
Hình 3. 9: Nhập cơ sở dữ liệu từ Data Sever
Hình 3. 10: Cơ sở dữ liệu của các IED đọc từ AX-S4 MMS
Hình 3. 11 : Tính toán lập trình chi tiết cơ sở dữ liệu
Hình 3. 12: Màn hình thiết kế giao diện ngƣời dùng ngăn lộ đƣờng dây 220kV
Hình 3. 13: Màn hình thiết kế HMI cho sân 220kV
Hình 3. 14: Màn hình sơ đồ kết nối mạng LAN
Hình 3. 15 : Dữ liệu GOOSE truyền/nhận giữa ngăn lộ Buscoupler và ngăn lộ đƣờng dây
68
74
75
75
76
76
77
78
79
80
81
81
82
84
9
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
MỞ ĐẦU
1.1. Lý do chọn đề tài.
Ngày nay với sự phát triển không ngừng của công nghệ trong lĩnh vực thiết bị
điện - điện tử, với sự xuất hiện của những rơle kỹ thuật số cùng với những tính năng
vƣợc trội đã thay thế dần các rơle cơ truyền thống trong hệ thống điện. Một hệ
thống trạm sử dụng rơle kỹ thuật số sẽ linh hoạt hơn, đảm nhiệm đƣợc nhiều chức
năng hơn. Với xu hƣớng toàn cầu hóa thì hội nhập là vấn đề cấp thiết với mỗi quốc
gia. Qua đó, việc một trạm biến áp sử dụng thiết bị gồm nhiều chủng loại từ nhiều
nhà cung cấp khác nhau là rất phổ biến. Từ đó, một vấn đề đặt ra là sự kết nối giữa
các thiết bị trong trạm hoặc cần có một giao thức dùng chung có thể áp dụng cho tất
cả các thiết bị từ những nhà cung cấp khác nhau để giao tiếp, trao đổi dữ liệu đƣợc
với nhau trong trạm biến áp.
Sự ra đời của tiêu chuẩn IEC 61850 dựa trên những mục tiêu của cấu trúc
truyền thông tiện ích UCA, đã tạo nên bƣớc đột phá trong công nghệ trạm biến áp.
Từ khi áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 thì việc kết nối, trao đổi dữ liệu giữa những
thiết bị từ nhiều nhà cung cấp trở nên dễ dàng hơn và hạn chế đƣợc giao thức
độc quyền. Từ đó, tiêu chuẩn IEC 61850 đƣợc chọn làm tiêu chuẩn trong tự động
hóa trạm.
Từ những phân tích về tiêu chuẩn IEC 61850 đề tài đƣợc chọn có tên:
Nghiên cứu thiết kế hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp với phương thức
truyền tin IEC61850.
1.2. Mục đích nghiên cứu
Thông qua đề tài nhằm nghiên cứu tìm hiểu về chuẩn IEC61850 để trở thành tài
liệu tham khảo phục vụ cho công việc thiết kế cũng nhƣ vận hành trạm. Bên cạnh
đó đề tài cũng tìm hiểu những kiến thức thực tế về trạm tự động hóa đƣợc thiết kế
và xây dựng theo tiêu chuẩn tích hợp, tự động và điều khiển sử dụng phƣơng thức
truyền tin IEC61850. Cụ thể là trạm biến áp 220kV Tây Hồ đã đƣợc Tập Đoàn Điện
Lực Việt Nam (EVN) đầu tƣ xây dựng và hiện nay đã đi vào hoạt động. Trong quá
trình làm việc của trạm đã chứng minh tính đúng đắn và thực tế của tiêu chuẩn
10
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
IEC61850 và bộc lộ những ƣu điểm vƣợt bậc mà trạm biến áp kiểu truyền thống
không có đƣợc. Chuẩn IEC61850 về tích hợp, tự động và điều khiển trạm biến áp
đã trở thành một tiêu chuẩn xây dựng trạm biến áp mà nhiều nƣớc trên thế giới đang
áp dụng trong đó có Việt Nam.
1.3. Nội dung luận văn
Chƣơng 1 : Tổng quan
Chƣơng 2: Các mô hình đối tƣợng và các giao thức truyền thông theo chuẩn
IEC 61850 .
Chƣơng 3: Phân tích cấu hình ngôn ngữ và mô tả cấu trúc của trạm biến áp theo
tiêu chuẩn IEC 61850.
Chƣơng 4: Kết luận
1.4. Phƣơng pháp nghiên cứu
Để giải quyết các vấn đề trên đề tài đã đƣa ra những phƣơng pháp nghiên cứu
nhƣ sau:
-
Tìm hiểu thực trạng về cấu hình, cách kết nối và truyền thông tin trong
trạm biến áp thực tế ở Trạm 220kV Tây Hồ, Tp Hà Nội.
-
Đọc và tìm hiểu tiêu chuẩn IEC 61850 thông qua bộ tài liệu IEC61850 Full
Standard
-
Phân tích hƣớng dẫn sử sụng AX-S4 MMS và Incontrol.
11
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TÍCH HỢP
TRẠM BIẾN ÁP
1.1. Giới thiệu về tự động hóa trạm biến áp
Tự động hóa trạm biến áp là việc sử dụng dữ liệu của các thiết bị điện tử thông
minh IEDs (Intelligent Electronic Devices) trong trạm biến áp và các lệnh điều
khiển từ xa để điều khiển các thiết bị hệ thống điện trong trạm biến áp.
Hệ thống điều khiển tích hợp tự động hóa trạm biến áp (Integrated Substation
Automation Control System) là hệ thống tự động hóa dựa trên cơ sở một hệ thống
máy tính đƣợc áp dụng 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 đƣợc vào chung
một hệ thống để phục vụ cho công tác quản lý vận hành trạm.
Dữ liệu thu thập bao gồm thông tin liên lạc, thông tin từ rơ le bảo vệ, điều
khiển, thiết bị bảo vệ quá dòng, quá áp, đo lƣờng, báo sự cố, điều khiển tự động hệ
thống phân phối, những thông tin này đƣợc đƣa vào một hệ thống lƣu trữ dữ liệu,
sau đó đƣợc xử lý, điều khiển thống nhất trong trạm.
Sự tích hợp trạm dựa trên một khuôn khổ chung nhằm tạo điều kiện cho việc
phối hợp hoạt động giữa các thiết bị điện tử thông minh IEDs, thiết bị đang có và
dự kiến lắp trong tƣơng lai từ đó tạo ra tính đồng nhất cao, tạo sự thuận lợi cho việc
thiết kế, lắp đặt hay sự qui hoạch thiết kế trong tƣơng lai. Từ quá trình tích hợp
trong trạm đã nâng cao đƣợc hiệu quả và tính tiết kiệm trong việc điều khiển cũng
nhƣ giám sát hệ thống trong các trạm biến áp.
Quá trình phát triển của hệ thống điều khiển
1.2.
1.2.1.
Hệ thống điều khiển trạm biến áp kiểu truyền thống
Cấu trúc của một trạm biến áp đƣợc xây dựng bao gồm các thiết bị nhất thứ
chính nhƣ: máy biến áp, máy cắt, dao cách lý, dao tiếp địa. Trạm biến áp trong hệ
thống điện có nhiệm vụ truyền tải và phân phối điện năng. Đi kèm với các thiết bị
12
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
nhất thứ là hệ thống nhị thứ đƣợc lắp đặt nhằm giám sát và điều khiển các thiết bị
nhất thứ.
Hệ thống điều khiển kiểu truyền thống đã đƣợc thiết kế và lắp đặt trong trạm
biến áp từ hàng trăm năm, đặc điểm cơ bản là hệ thống bao gồm các thiết bị cơ điện
và điện tử đƣợc kết nối với nhau bằng mạch điện để thực hiện các chức năng riêng
biệt nhƣ:
- Chức năng bảo vệ: đƣợc thực hiện bởi các rơ le bảo vệ kiểu cơ điện và kiểu
tĩnh. Mỗi rơ le chỉ đảm nhận một chức năng bảo vệ riêng biệt. Ví dụ: rơ le
bảo vệ quá dòng F50/51, rơ le bảo vệ khoảng cách F21…
- Chức năng đo lƣờng và đo đếm điện năng: đƣợc thực hiển bởi các đồng hồ và
các công tơ điện.
- Chức năng giám sát trạng thái đƣợc thực hiện bằng các đèn báo, thiết bị chỉ
thị…
- Chức năng điều khiển: đƣợc thực hiện bởi các mạch điều khiển riêng rẽ và
chỉ có thể thực hiện đƣợc ở mức điều khiển cơ bản.
- Giao diện ngƣời máy : sử dụng thực hiện bằng các bảng điều khiển thông qua
các công tắc điều khiển.
Hình 1. 1: Cấu trúc hệ thống điều khiển kiểu truyền thống
13
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Hệ thống điều khiển truyền thống mặc dù có những ƣu điểm nhƣ: ngƣời vận
hành có khả năng vận hành và bảo trì hệ thống, việc kết nối giữa các thiết bị trong
cùng hệ thống đơn giản… Tuy nhiên, hiện nay hệ thống này có những nhƣợc điểm
nhƣ sau:
-
Hệ thống phức tap do có quá nhiều thiết bị, quá nhiều cáp tín hiệu, 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 ngƣời.
-
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 đƣợc 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, trƣớc nhu cầu phải gia tăng chất lƣợng cung cấp điện,
giảm thiểu thời gian gián đoạn cung cấp điện, đồng thời do độ phức tạp của sơ đồ
lƣới 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 đƣợc.
1.2.2. Hệ thống điều khiển kiểu tích hợp
Vào những năm đầu 1990, các trạm biến áp bắt đầu sử dụng các rơ le số thay
thế cho các rơ le cơ điện và rơ le tĩnh, các rơ le số này dựa trên nền bộ xử lý bắt đầu
có những chức năng vƣợt trội so với rơ le thế hệ trƣớc 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.
14
LUẬN VĂN THẠC SỸ
-
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chƣa có một chuẩn thống nhất trong
giao thức truyền dữ liệu giữa các rơ le do các hãng khác nhau chế tạo, điều
này làm cho 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 đƣợc, hoặc
chỉ thực hiện đƣợc, hoặc chỉ thực hiện đƣợc với một phí tổn không tƣơng
xứng.
Việc tích hợp dữ liệu thu đƣợc từ các thiết bị số trong trạm biến áp là không
thực hiện đƣợc. Các trạm biến áp nếu đƣợc 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 đƣợc khắc phục khi
xuất hiện các IEDs và chuẩn IEC61850.
Hình 1. 2: Cấu hình truyền thông cơ bản hệ thống trạm tích hợp với giao thức
IEC61850
15
LUẬN VĂN THẠC SỸ
1.3.
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Tổng quan về hệ thống điều khiển trạm tích hợp
Thành phần của hệ thống trạm tích hợp bao gồm ba cấp:
Cấp các thiết bị chấp hành – Process Level
Bao gồm các thiết bị nhất thứ (Primary equipment) nhƣ: máy cắt, dao cách ly,
bộ OLTC…) thiết bị thu thập dữ liệu nhƣ CT, VT, cảm biến lắp đặt trên các thiết bị
nhất thứ,…
Các thiết bị chấp hành đƣợc điều khiển tại chỗ bằng tủ truyền động điện lắp
ngay tại thiết bị
Cấp các ngăn lộ - Bay Level
Cấp các ngăn lộ bao gồm cá IEDs đƣợc lắp đặt tại các tủ điều khiển ngoài trời
hay trong phòng gần các thiết bị chấp hành mà nó điều khiển. Các IEDs đƣợc kết
nối đến các thiết bị chấp hành bằng cáp nhiều sợi thông qua các cổng Iput/Outputs
của các IEDs kết nối đến tủ truyền động, hộp đấu dây của thiết bị ở cấp chấp hành.
Việc lắp đặt các IEDs gần các thiết bị chấp hành nhằm mục đích giảm bớt
lƣợng cáp nhiều sợi đi dây giữa các IEDs và các thiết bị chấp hành, nhờ đó giảm
đƣợc chi phí xây dựng, giảm đƣợc xác suất hƣ hỏng trên cáp nhiều sợi.
Cấp trạm – Station Level.
Cấp trạm bao gồm máy tính HMI (Human Machine Interface), HMI là máy tính
điều khiển trạm đƣợc cài đặt các chƣơng trình ứng dụng để nhân viên vận hành có
thể giám sát và điều khiển toàn bộ bằng máy tính. Máy tính trạm đƣợc lắp đặt trong
phòng điều hành và đƣợc kết nối đến các IEDs thông qua mạng truyền dữ liệu nội
bộ LAN (Local Area Network)
Việc truyền dữ liệu trong mạng LAN đƣợc thực hiện bằng cáp đồng hoặc cáp
quang, xu hƣớng hiện nay là sử dụng cáp quang để tránh bị nhiễu điện từ vốn rất
cao trong trạm biến áp.
16
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Mạng truyền dữ liệu nội bộ LAN còn đƣợc nối đến cổng truyền dữ liệu từ xa sử
dụng cho hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) của trung
tâm điều độ hoặc cho HMI từ xa.
Nhiệm vụ của các thiết bị cấp trạm bao gồm:
Thông tin liên lạc với trung tâm điều độ từ xa
Thông tin liên lạc với các thiết bị cấp xuất tuyến
Giao tiếp ngƣời máy mức trạm
Quản lý sự kiện và cảnh báo
Theo dõi, giám sát
Đánh giá và kích hoạt dữ liệu
Hình 1. 3: Mô hình các kiểu kết nối của IEC 61850
17
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
1.4. Các thiết bị điện tử thông minh IEDs
Các rơ le bảo vệ cơ điện đã đƣợc thay thế liên tiếp bởi rơ le tĩnh, rơ le số và
hiện nay là kỹ thuật số, qua mỗi bƣớc thay đổi đã đem lại kết quả là giảm đáng kể
kích thƣớc của các rơ le và sự cải thiện trong tính năng hoạt động. Cùng lúc độ tin
cậy và tính sẵn sàng hoạt động của rơ le đã đƣợc gia tăng đáng kể về mặt kỹ thuật
trong đó có những chức năng không thể thực hiện đƣợc với những rơ le loại cơ
trƣớc đây nhƣng lại dễ dàng với những rơ le kỹ thuật số hiện nay. Điều này thực sự
là một thành tích to lớn của sự phát triển vƣợt bậc về thiết kế lẫn công nghệ chế tạo
rơ le. Quá trình phát triển công nghệ rơ le cho đến nay đã trải qua 4 thế hệ:
Rơ le cơ điện – Electromechanical Relays.
Rơ le tĩnh – Static Relays
Rơ le số - Digital Relays
Rơ le kỹ thuật số - Numberical Relays
Trong những rơ le trên, rơ le kỹ thuật số đƣợc gọi là thiết bị điện tử thông minh
IEDs, là từ đƣợc sử dụng trong nghành công nghiệp điện để mô tả những thiết bị
dựa trên nền bộ xử lý dùng để điều khiển các thiết bị nhất thứ thuộc hệ thống điện
nhƣ: máy cắt, dao cách ly, máy biến áp, tụ, kháng… Những IEDs nhận tín hiệu từ
CT,VT và các bộ cảm biến lắp trên thiết bị nhất thứ, từ các tín hiệu này, IEDs có thể
phát hiện các tình trạng bất thƣờng hoặc sự cố xảy ra trên lƣới điện thuộc phạm vi
chúng quản lý để ra lệnh điều khiển máy cắt để cô lập vùng sự cố.
Hình 1. 4: Một số sản phẩm rơ le kỹ thuật số của hãng SEL.
18
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Các dạng của IED là các rơ le bảo vệ, bộ điều khiển máy cắt, bộ điều khiển tự
động đóng lại, bộ điều khiển tụ bù, bộ điều áp, thiết bị đo… 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 nhƣ: 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…Theo qui định của
Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam (EVN), các loại IED hiện nay đƣợc sử dụng tại Việt
Nam thuộc các nhà cung cấp sau: ABB, Areva, SEL, Siemens, Toshiba, Nari…
1.5. Giao thức trong trạm biến áp (Protocol)
Rất nhiều các giao thức truyền thông đƣợc sử dụng trong việc giám sát điều
khiển xa TBA, các giao thức phổ biến nhƣ Modbus, UCA 2.0, DNP3 và
IEC60870…
1.5.1.
Giao thức Modbus.
Giao thức này đƣợc phát triển vào năm 1979 cho các hệ thống điều khiển quá
trình. Modbus là một giao thức ứng dụng mở Master/Slave có thể đƣợc sử dụng trên
nhiều lớp vật lý khác nhau. Modbus là giao thức lớp tin nhắn ứng dụng có vị trí ở
mức bày của mô hình OSI. Nó cung cấp truyền thông giữa Client/Server giữa các
thiết bị đƣợc kết nối trong nhiều loại khác nhau của bus hoặc hệ thống. Modbus –
TCP có ý nghĩa là giao thức Modbus đƣợc sử dụng trên Ethernet – TCP/IP.
Hình 1. 5: Mô hình truyền thông Modbus
19
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Nhƣợc điểm của giao thức này chính là khoảng cách kết nối và tốc độ truyền dữ
liệu thấp. Vì vậy không thể đáp ứng đƣợc các yêu cầu về dữ liệu thời gian thực.
1.5.2. Giao thức mạng phân phối (DNP – Distributed Network Protocol).
Giao thức này đƣợc phát triển dựa trên IEC 60870 – 5, đƣợc công bố vào năm
1993. Ban đầu đƣợc thiết kế cho hệ thống SCADA, nhƣng sau này nó có ứng dụng
trong nhiều ngành công nghiệp điện, nƣớc, dầu và khí đốt. Giao thức này là dựa
trên cấu trúc master/slave đƣợc dùng phổ biến chủ yếu ở Bắc Mỹ. Trong trạm biến
áp giao thức này sử dụng để xác định các thông tin liên lạc gữa các trạm với các
trạm thành viên, giữa các RTU với các IED. Phƣơng thức truyền thông sử dụng cáp
RS232 cho giao tiếp khoảng cách ngắn point – to – point, và giao tiếp từ xa RS422
hai chiều mở rộng đến 232 hay RS485 cho truyền thông đa điểm và hơn nữa là
Ethernet cho khu vực địa lý lớn hơn.
1.5.3. IEC 870 – 5 – 101.
Đƣợc coi là “bạn đồng hành” đến từ Châu Âu cũng ở Bắc Mỹ. Nó khác biệt với
giao thức Master/Slave đó là: Cấu trúc nhắn tin hơi khác và khả năng truy cập thông
tin đối tƣợng từ các thiết bị điện tử thông minh.
Hình 1. 6: Mô hình giao thức IEC 870 – 5 – 101
20
LUẬN VĂN THẠC SỸ
1.6.
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Sự phát triển của các dự án truyền thông
Với việc giới thiệu các giao thức tốc độ cao hơn trong các IEDs chỉ cho phép
liên lạc thông tin giữa cá thiết bị giống nhau hoặc nói cách khác thông tin liên lạc
giữa các thiết bị từ cùng một nhà sản xuất. Để giao tiếp một loạt các thiết bị từ các
nhà sản xuất khác nhau, cùng chia sẻ các tiện ích với nhiều khả năng nhƣ: bảo vệ,
giám sát và tự động hóa… cần phải sử dụng có một bộ biến đổi hoặc cổng giao
thức. Hơn nữa, các giao thức của các IEDs cũng hạn chế khả năng về tốc độ, chức
năng và các dịch vụ về kỹ thuật cũng khó khăn hơn, chi phí vận hành và bảo dƣỡng
cũng tăng lên. Trên thế giới, việc bãi bỏ quy định tiện ích điện đang mở rộng và tạo
ra nhu cầu tích hợp, củng cố và phổ biến thông tin thời gian thực một cách nhanh
chóng và chính xác trong các trạm biến áp.
Một giao thức không độc quyền, tiêu chuẩn và tốc độ cao cung cấp các dịch vụ
hữu hiệu là sự cần thiết cho phép một hệ thống thông tin của trạm biến áp đƣợc tích
hợp mạnh mẽ mà không phải dùng các bộ biến đổi giao thức. Việc giới thiệu dự án
tiêu chuẩn IEC 61850 và Cấu trúc truyền thông tiện ích UCA (Utility
Communications Architecture) đã tạo ra điều có thể để tích hợp các IEDs của trạm
thông qua việc tiêu chuẩn hóa.
UCA đƣợc đề nghị bởi EPRI vào năm 1994 để xác định những yêu cầu về cấu
trúc tổng thể và các kỹ thuật truyền thông cơ bản trong trạm, mục tiêu là tiếp cận
thông qua các yêu cầu kỹ thuật về giám sát và điều khiển trong trạm biến áp. Hội
đồng kỹ thuật 57 – (Technical Committee 57) của IEC bắt đầu với dự án IEC 61850
vào năm 1996 với cùng mực tiêu nhƣ UCA. Năm 1997 EPRI và IEC đã thống nhất
một mục tiêu chung IEC 61850 làm nền tảng và đƣợc hỗ trợ thêm một vài đặc tính
của UCA.
Hình 1. 7: Mô hình hợp nhất giữa UCA và IEC
21
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
1.6.1. Dự án IEC 61850
Sự ra đời của phiên bản IEC 61850 chuẩn năm 2003 cho quá trình tự động hóa
các trạm đã chứng tỏ một bƣớc lớn hƣớng đến việc đơn giản hóa quá trình ứng dụng
những thiết bị IED. Phiên bản này đảm bảo sự tƣơng thích giữa các thiết bị và đáp
ứng đƣợc yêu cầu thay thế những protocol có dạng khác nhau trong khu vực ứng
dụng tự động hóa.
IEC 61850 dựa trên yêu cầu và cơ hội về sự phát triển giao thức truyền thông
tiêu chuẩn để cho phép khả năng tƣơng tác của các IEDs từ các nhà sản xuất khác
nhau. Các hệ thống tiện ích cũng yêu cầu khả năng liên kết thay đổi của các IEDs,
đó là khả năng thay thế một thiết bị đƣợc cung cấp bởi một nhà sản xuất này với
một thiết bị đƣợc cung cấp bởi một nhà sản xuất khác, mà không làm thay đổi các
yếu tố khác trong hệ thống.
Một trong những tính năng quan trọng nhất của IEC 61850 là không những chỉ
giao tiếp thông tin mà còn thể hiện đặc tính chất lƣợng của các công cụ kỹ thuật,
biện pháp quản lý chất lƣợng, và quản lý cấu hình. Điều này là cần thiết vì khi các
hệ thống tiện ích đang có kế hoạch xây dựng một hệ thống tự động hóa trạm biến áp
với ý định kết hợp các thiết bị điện tử thông minh từ các nhà cung cấp khác nhau,
họ mong đợi không chỉ là khả năng tƣơng tác của các chức năng và các thiết bị mà
còn là một hệ thống xử lý đồng nhất.
Sự xuất hiện của IEC 61850 đánh dấu một bƣớc tiến quan trọng và sẽ có ảnh
hƣởng rất lớn về tƣơng lại trong việc thiết kế và xây dựng các trạm biến áp.
Hình 1. 8: đặc điểm mô hình dự án IEC 61850
22
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
CHƢƠNG 2:
CÁC MÔ HÌNH ĐỐI TƢỢNG VÀ GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG
THEO TIÊU CHUẨN IEC61850
2.1. Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC 61850.
Tiêu chuẩn IEC 61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế đƣợc ứng dụng trong
tự động hoá trạm biến áp và đƣợc giới thiệu vào năm 2003. Tiêu chuẩn này với mục
tiêu là đạt đƣợc sự tƣơng thích giữa các IEDs bên trong trạm biến áp bằng cách định
nghĩa mô hình đối tƣợng theo tiêu chuẩn cho các IEDs và thực hiện các chức năng
khác trong trạm nhƣ: bảo vệ, điều khiển, đo lƣờng và giám sát truyền thông trong
trạm. Đồng thời, nó có khả năng cung cấp các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân
tán, chức năng liên động và giám sát phức tạp. Và cuối cùng là đạt đƣợc chuẩn hoá
về ngôn ngữ truyền thông cho phép tự do trao đổi thông tin giữa các thiết bị trong
trạm. Tiêu chuẩn IEC 61850 bao gồm 14 phần và đƣợc chia thành 10 chủ đề chính.
Phần nội dung chính của tiêu chuẩn IEC 61850 gồm những phần sau:
Phần 1: Introduction and Overview - Giới thiệu và tổng quan về tiêu chuẩn.
Phần 2: Gossary - Giải thích các thuật ngữ, từ viết tắt đƣợc dung trong tiêu
chuẩn.
Phần 3: General requirements – Xác định rõ yêu cầu của hệ thống với sự
nhấn mạnh yêu cầu về mạng truyền thông.
Phần 4: System and project management – Xác định hệ thống và quản lý dự
án đối với quá trình kỹ thuật.
Phần 5: Communication requirements for functions and device models – Mô
tả về thiết bị và các yêu cầu về chức năng để xác định những yêu cầu truyền
thong giữa các dịch vụ trong trạm biến áp. Mục tiêu chính là đạt đƣợc sự
tƣơng thích cho tất cả kết nối giữa các IEDs.
Phần 6: Configuration description language for communication in electrical
substations related to IEDs - Mô tả ngôn ngữ để cấu hình trạm, thông tin liên
lạc liên quan đến cấu hình IED và thông số IED, cấu hình hệ thống truyền
thông.
23
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Phần 7: Basic communication structure for substation and feeder equipment Cấu trúc truyền thông cơ bản và thiết bị trung gian trong trạm biến áp
Phần 7.1: Principle and models - Giới thiệu phƣơng pháp mô hình, các
nguyên tắc truyền thông và mô hình thông tin trong IEC 618050.
Phần 7.2: Abstract communication service interface (ACSI) - Giới thiệu về
dịch vụ giao diện truyền thông trừu tƣợng ACSI, mô tả giao tiếp giữa Client
và Server, ví dụ nhƣ mô tả giao diện cho truy cập và tìm dữ liệu, điều khiển
thiết bị, báo cáo sự kiện và ghi nhận sự kiện.
Phần 7.3: Common data classes – Xác định các loại thuộc tính và các lớp dữ
liệu dùng chung liên quan đến các ứng dụng cho trạm biến áp. Các lớp dữ
liệu chung đƣợc xác định nhƣ là: Lớp thông tin trạng thái, thông tin đo
lƣờng, thông tin điều khiển.
Phần 7.4: Compatible logical node classes and data classes – Xác định lớp dữ
liệu cho lớp Logical Node cho việc truyền thong giữa các IED.
Phần 8: Specific communication service mapping (SCSM) – Cách xác định
các dữ liệu cần đáp ứng nhanh về thời gian để trao đổi thong qua mạng cục
bộ bằng các ánh xạ ACSI qua phƣơng tiện MMS.
Phần 9: Specific communication service mapping (SCSM).
Phần 9.1: Serial unidirectional multidrop point to point link: Xác định các
dịch vụ truyền thông ở cấp xuất tuyến (Bay level) và cấp chấp hành (Process
level), giới thiệu các ánh xạ của dịch vụ truyền thong cho quá trình truyền
các giá trị mẫu.
Phần 9.2: Sampled values over ISO/IEC 8802-3: Định nghĩa SCSM trong
truyền các giá trị mẫu theo đặc tính truyền thông IEC 61850.
Phần 10: Conformance testing - Kiểm tra để xác định các tiêu chuẩn tự động
hoá cho những trạm đƣợc đảm bảo thực hiện đúng tiêu chuẩn IEC 61850.
Một trong những mục tiêu quan trọng của IEC 61850 kết hợp các IEDs từ các
nhà cung cấp khác nhau, kết nối “tƣơng đồng” trong hệ thống xử lý đồng nhất.
24
LUẬN VĂN THẠC SỸ
GVHD: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT
Khi áp dụng IEC 61850 vào tự động hoá trạm biến áp sẽ mang lại những ƣu
điểm nhƣ sau:
Có thể điều khiển, giám sát tại chỗ hoặc từ xa toàn bộ hệ thống trạm qua giao
diện đồ hoạ, dẫn đến giảm đƣợc chi phí vận hành.
Tăng độ tin cậy và an toàn cung cấp điện do nhiều chức năng nhƣ liên động
hay lựa chọn trƣớc khi thao tác đƣợc tích hợp vào hệ thống.
Các dữ liệu đƣợc phân loại, ƣu tiên xử lý và đƣa ra các cảnh báo kịp thời,
giúp cho ngƣời vận hành xử lý kịp thời, giảm thiểu đƣợc thời gian mất điện.
Các thông tin đƣợc cung cấp theo thời gian thực, các sự kiện, sự cố đƣợc
hiển thị, báo cáo, ghi nhận và có thể in ra, giúp cho việc phân tích các nhiễu
loạn của hệ thống dễ dàng, nhanh chóng và chính xác hơn.
Giảm đƣợc chi phí bảo dƣỡng do theo dõi đƣợc tình trạng của thiết bị nhất
thứ nhƣ máy cắt, máy biến áp…
Giảm đƣợc chi phí lắp đặt cáp nhị thứ.
2.2.
Cấu trúc trạm biến áp tự động hoá theo tiêu chuẩn IEC 61850.
Cấu trúc liên kết và các chức năng truyền thông của hệ thống tự động trạm biến áp
thông qua mô hình sau:
Hình 2. 1: Mô hình cấu trúc trạm biến áp tự động
25
