Các giải pháp tự động hóa trạm biến áp 110kv phú bài
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (13.86 MB, 99 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐOÀN LÊ PHƯỚC SƠN
CÁC GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP
110KV PHÚ BÀI
C
C
R
L
T.
DU
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
Đà Nẵng – Năm 2019
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐOÀN LÊ PHƯỚC SƠN
CÁC GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP
110KV PHÚ BÀI
C
C
R
L
T.
Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 8520201
DU
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Người hướng dẫn khoa học: PGS. TS. Đinh Thành Việt
Đà Nẵng - Năm 2019
C
C
DU
R
L
T.
TÓM TẮT LUẬN VĂN
CÁC GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110KV PHÚ BÀI
Học viên: Đoàn Lê Phước Sơn
Mã số: 8520201 - Khóa: K34.KTĐ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Trường Đại học Bách Khoa – ĐHĐN
Tóm tắt - Luận văn nêu ra những tồn tại và khó khăn của trạm biếp áp 110kV
Phú Bài khi đưa vào vận hành không người trực. Qua phân tích và so sánh có thể thấy
được những ưu điểm vượt trội của trạm biến áp tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850,
từ đó tác giả đưa ra giải pháp cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử
dụng IEC 61850 theo quyết định 176/QĐ-EVN của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(EVN) đối với trạm biến áp không người trực. Giải pháp sử dụng phầm mềm
AcSELerator Architect, CCT, RTUtil560, ABB SYS600 để cấu hình, xây dựng dữ
liệu và giao diện điều khiển nhằm đáp ứng các yêu cầu đối với trạm biếp áp không
người trực.
Từ khóa – Tự động hóa trạm biến áp; AcSELerator Architect; CCT;
RTUtil560; ABB SYS600.
C
C
R
L
T.
DU
AUTOMATION SOLUTIONS FOR 110KV PHU BAI SUBSTATION
Abstract – The thesis accentuates some disadvantages and difficulties of Phu
Bai 110kV substation when changing into unmanned. Through analysis and
comparison, we can see the outstanding advantages of integrated Substation that using
IEC 61850 standard, from which the author proposed a solution to upgrade the Phu
Bai 110kV substation to an integrated Substation using IEC 61850 protocol according
to 176/QD-EVN Decision of EVN. The solution uses AcSELerator Architect, CCT,
RTUtil560, ABB SYS600 software to configure, build data and control interfaces to
meet the requirements for unmanned Substation.
Keywords – Automation of substations; AcSELerator Architect; CCT;
RTUtil560; ABB SYS600.
MỤC LỤC
Trang
Lời cam đoan
Tóm tắt luận văn
Mục lục
Danh mục hình ảnh
Danh mục bảng biểu
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VÀ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT AN
NINH, BÁO CHÁY VÀ ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TẠI TRẠM BIẾN ÁP 110KV PHÚ
BÀI. ................................................................................................................................. 3
1.1. Giới thiệu về TBA 110kV Phú Bài .................................................................. 3
1.2. Hiện trạng hệ thống camera giám sát và cảnh báo xâm nhập .......................... 3
1.2.1. Hệ thống camera giám sát. ................................................................. 3
1.2.2. Hệ thống giám sát xâm nhập.............................................................. 4
1.3. Hiện trạng hệ thống báo cháy.......................................................................... 5
1.4. Hiện trạng hệ thống điều khiển bảo vệ ............................................................ 6
1.5. Những khó khăn khi đưa vào vận hành không người trực tại TBA 110kV Phú
Bài. .......................................................................................................................... 8
1.6. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1 ................................................................................ 9
CHƯƠNG 2 - HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TRẠM BIẾN ÁP VÀ TIÊU
CHUẨN TRUYỀN THÔNG IEC 61850 ................................................................... 11
2.1. Hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn IEC 61850 và so sánh với
hệ thống điều khiển hiện trạng TBA 110kV Phú Bài ........................................... 11
2.1.1. Hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850.. ............ .11
2.1.2.So sánh hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 và hệ
thống hiện trạng TBA 110kV Phú Bài. ..................................................... 12
2.2. Giao thức truyền thông IEC 61850 ................................................................ 13
2.2.1. Tổng quan về giao thức IEC 61850 ................................................. 13
2.2.2. Những ưu điểm của IEC 61850 ....................................................... 14
2.2.3. Các thành phần trong mơ hình IEC 61850 ...................................... 14
2.2.3.1. Mơ hình hóa IED .......................................................................... 14
2.2.3.2. Định nghĩa Logical node .............................................................. 16
2.3. Cấu trúc TBA tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 ................................. 17
2.3.1. Cấu trúc liên kết mạng của TBA ..................................................... 18
2.3.2. Ngơn ngữ cấu hình TBA .................................................................. 19
2.3.3. An ninh mạng................................................................................... 21
C
C
DU
R
L
T.
2.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 2 .............................................................................. 22
CHƯƠNG 3 - NÂNG CẤP HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TBA 110KV PHÚ
BÀI THEO TIÊU CHUẨN IEC 61850 ...................................................................... 23
3.1. Những yêu cầu cho việc nâng cấp trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850 ............. 23
3.1.1. Đánh giá những hạn chế và thiếu sót của TBA 110kV Phú Bài...... 23
3.1.2. Hướng nâng cấp và phát triển trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850 .... .23
3.2. Giải pháp cụ thể.............................................................................................. 24
3.2.1. Xây dựng mơ hình ........................................................................... 24
3.2.2. Sơ đồ vận hành trạm 110kV Phú Bài .............................................. 25
3.2.3. Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ ........................ 25
3.2.4. Lựa chọn thiết bị .............................................................................. 26
3.2.5. Hệ thống máy tính điều khiển và sơ đồ kết nối mạng ..................... 30
3.2.6. Xây dựng hệ thống phần mềm ......................................................... 31
3.2.6.1. Giới thiệu phần mềm ABB SYS 600 .............................................. 32
3.2.6.2. Giới thiệu phần mềm CCT ............................................................ 33
3.2.6.3. Phần mềm RTUtil560.................................................................... 34
3.2.6.4. Phần mềm AcSELerator Architect ................................................ 35
3.3. Xây dựng kết nối và mô phỏng hệ thống ....................................................... 36
3.3.1. Quy hoạch danh sách địa chỉ IP các thiết bị trong hệ thống ............ 36
3.3.2.Thiết lập cấu hình IEC 61850 cho các rơle trong phần mềm
AcSELerator Architect .............................................................................. 37
3.3.3. Thiết lập dự án trong phần mềm RTUtil560. .................................. 41
3.3.4. Liên kết dữ liệu trong phần mềm CCT ............................................ 51
3.3.5. Lựa chọn các tín hiệu của rơle cần cho hệ thống SCADA trong phần
mềm RTUtil560 ......................................................................................... 56
3.3.6. Xây dựng giao diện điều khiển ........................................................ 63
3.3.6.1. Ngăn đường dây 110kV ................................................................ 64
3.3.6.2. Ngăn Máy biến áp ......................................................................... 65
3.3.6.3. Gian phân phối 22kV .................................................................... 66
3.3.6.4. Bảng sự kiện, cảnh báo ................................................................. 67
3.3.6.5. Biểu đồ dạng sóng......................................................................... 67
3.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 3............................................................................... 68
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ..................................................................................... 70
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (bản sao)
PHỤ LỤC
C
C
DU
R
L
T.
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
A3
: Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung.
BCU
: Bộ điều khiển mức ngăn (Bay Control Unit).
CID
: Mơ tả cấu hình của IED (Configured IED Description).
Client
: Khách.
CPC
: Tổng công ty Điện lực miền Trung (Central Power Corporation).
DCL
: Dao Cách Ly.
DTĐ
: Dao Tiếp Địa.
Engineering Computer: Máy tính dành cho các cán bộ kỹ thuật sử dụng để làm việc
(như chỉnh định rơle, lập báo cáo, ...)
EVN
: Tập đoàn Điện lực Việt Nam (VietNam Electricity).
Gateway : Cổng kết nối, trao đổi dữ liệu giữa hệ thống điều khiển tích hợp và hệ
thống SCADA của các Trung tâm Điều độ.
GPS
: Hệ thống định vị toàn cầu (Global Positioning System).
HMI
: Giao diện người – máy (Human Machine Interface).
HT
: Hệ thống
HTĐ
: Hệ Thống Điện.
I/O
: Đầu vào/ Đầu ra (Input/Output).
ICD
: Mô tả khả năng của thiết bị IED (IED Capability Description)
IP
: Giao thức liên mạng (Internet Protocol).
LAN
: Mạng máy tính cục bộ (Local Area Network).
LD
: Thiết bị logic (Logical Device).
LN
: Nút logic (Logical Node).
LLN0
: Nút logic zero (Logical Node Zero)
MAIFI
: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân
phối (Momentary Average Interruption Frequency Index)
MBA
: Máy biến áp.
MC
: Máy Cắt.
OLTC
: Điều áp dưới tải (OnLoad Tap Changer)
RTU
: Khối thiết bị vào ra đầu cuối từ xa (Remote Terminal Unit).
PLC
: Bộ điều khiển có thể lập trình (Programable Logic Control).
SAIDI
: Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối
(System Average Interruption Duration Index)
SAIFI
: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System
Average Interruption Frequency Index)
SAS
: Hệ thống tự động hóa trạm biến áp (Substation Automation System).
SSD
: Mơ tả đặc tính của hệ thống (System Specification Description).
C
C
DU
R
L
T.
SCD
: Mơ tả cấu hình của trạm (Station Configuration Description).
SCADA : Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (Supervisory Control
And Data Acquisition).
SCL
: Ngơn ngữ cấu hình trạm (Substation Configuration Language).
Server
: Máy chủ.
SNTP
: Giao thức đồng bộ thời gian mạng đơn (Simple Network Time
Protocol).
Switch
: Thiết bị chuyển mạch dùng để kết nối các máy tính chủ và các thiết bị
khác trên mạng LAN của hệ thống điều khiển tích hợp.
TBA
: Trạm biến áp
TTĐK PC Huế: Trung tâm điều khiển Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
C
C
DU
R
L
T.
DANH MỤC HÌNH ẢNH
Số hiệu
hình vẽ
Tên hình vẽ
Trang
1.1
Sơ đồ nối điện chính TBA 110kV Phú Bài
Sơ đồ hệ thống camera và cảnh báo xâm nhập TBA 110kV
Phú Bài
Sơ đồ bố trí hệ thống báo cháy
Sơ đồ kết nối các rơle dựa trên giao thức sẵn có
Cấu trúc hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn
IEC 61850
Các lớp dữ liệu mơ hình IED
Cấu trúc tên đối tượng IEC 61850
Cấu hình truyền thơng TBA tự động hóa
Cấu trúc liên kết hình sao
Cấu trúc liên kết dạng vịng
Trình tự xây dựng mơ hình TBA tự động hóa
Sơ đồ TBA 110kV Phú Bài
Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của ngăn
171 (ngăn 172 tương tự)
Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của MBA
T1 (ngăn MBA T2 tương tự)
Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển và bảo vệ của phía
thanh cái C41 và MC 412 (thanh cái C42 tương tự)
Một số loại rơle SEL được sử dụng để bổ sung và thay thế tại
TBA 110kV Phú Bài
Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển - giám sát
Trình tự thực hiện thu thập và quản lý dữ liệu
Cơng cụ xây dựng màn hình giao diện
Xây dựng giao diện điều khiển ngăn 171
Cửa sổ các màn hình của một dự án trong phần mềm CCT
Các cửa sổ làm việc trong phần mềm RTUtil560
Các cửa sổ làm việc trong phần mềm AcSELerator Architect
Các loại rơle hiện hữu của nhà sản xuất SEL
Tạo mới rơle SEL_451_1
Đổi tên và đặt IP theo quy hoạch của BCU-171
3
1.2
1.3
1.4
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
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
C
C
DU
R
L
T.
5
6
8
12
15
15
18
19
19
24
25
25
26
26
27
31
31
33
33
34
35
35
37
38
39
3.43
Kết quả sau khi cấu hình các loại rơle theo chủng loại và IP
đã quy hoạch
Hướng dẫn cách đẩy cấu hình IEC 61850 vào rơle BCU-171
Hướng dẫn xuất file *.CID của BCU-171
Cửa sổ Initialize Project
Cửa sổ Initialize SignalTree
Cách tạo một hệ thống RTU560
Hộp thoại Add node to NetworkTree
Hộp thoại Network Tree
Hộp thoại Add node to RTU560
Tạo các thiết bị IED
Hộp thoại Add node to Line T61850
Cửa sổ Network Tree sau khi thêm các rơle
Cửa sổ Network Tree sau khi định danh RTU560
Liên kết RTU560 và thiết bị IED tại cửa sổ Hardware Tree
Hộp thoại Link node to HardwareTree
Kết quả sau khi liên kết RTU560 và các thiết bị IED
Các thiết bị bên trong của RTU560
Đặt địa chỉ IP của RTU560
Đặt IP của máy tính FRONT END và máy tính HMI
Kiểm tra lỗi file cấu hình RTU560
Xuất tập tin cấu hình ra thành tập tin excel
Hộp thoại IEC 61850 – IID file export
Xây dựng mơ hình quản lý các thiết bị trong trạm
Hướng dẫn nhập file *.CID của rơle
Tìm đường dẫn nơi lưu file *.CID của rơle
Chọn file *.CID của tất cả rơle đã được export từ phần mềm
AcSELerator Architect
Danh sách rơle sau Import file *.CID vào chương trình CCT
3.44
Nhập tập tin RTU560.iid được tạo từ phần mềm RTUtil560
3.17
3.18
3.19
3.20
3.21
3.22
3.23
3.24
3.25
3.26
3.27
3.28
3.29
3.30
3.31
3.32
3.33
3.34
3.35
3.36
3.37
3.38
3.39
3.40
3.41
3.42
3.45
3.46
3.47
3.48
C
C
R
L
T.
DU
RTU560 và các rơle chưa được liên kết vào chung mạng IEC
61850
RTU560 và các rơle được liên kết vào chung mạng IEC
61850
Cách xuất tập tin với định dạng station.SCD
Chọn đường dẫn để lưu và đặt tên cho tập tin station.SCD
39
40
41
41
42
42
43
43
44
44
45
45
46
46
47
47
48
48
49
49
50
51
51
52
52
53
53
54
54
55
55
56
3.49
3.50
3.51
3.52
3.53
3.54
3.55
3.56
3.57
3.58
3.59
3.60
3.61
3.62
3.63
3.64
3.65
3.66
3.67
3.68
3.69
Tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls trước khi nhập file
110KV PHU BAI.scd
Cách nhập file 110KV PHU BAI.scd vào tập tin
ExcelImportPD_ PHU BAI.xls
Chọn file 110KV PHU BAI.scd
Chọn tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls
Chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImportPD_PHU
BAI.xls
Kết quả sau khi đã nhập tập tin file 110KV PHU BAI.scd vào
tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls
Gán giá trị cho nút logic BKR1/CSWI/pos/DPC/stVal
Gán địa chỉ IEC 60870-104 cho nút logic
BKR1/CSWI/pos/DPC/stVal
Nhập lại tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls vào phần mềm
RTUtil560
Chọn tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls
Tín hiệu của ngăn MC 472 sau khi đã nhập tập tin
ExcelImportPD_PHU BAI.xls
Tín hiệu của tất cả các ngăn lộ TBA 110kV Phú Bài sau khi
đã nhập tập tin ExcelImportPD_PHU BAI.xls
Xuất ra tập tin cấu hình RTU560
Chọn đường dẫn lưu các tập tin cấu hình của RTU560
Chọn các tập tin cấu hình và Load lên RTU560
Sơ đồ tổng thể TBA 110kV Phú Bài
Sơ đồ ngăn MC 171 (tương tự đối với ngăn MC 172)
Điều khiển tăng/ giảm nấc phân áp MBA T1 (tương tự đối
với ngăn MBA T2)
Sơ đồ ngăn MC 472
Bảng tin sự kiện, cảnh báo sự cố
Biểu đồ dạng sóng của các giá trị đo lường P, Q, U, I
D
T
U
R
L
.
C
C
56
57
57
57
58
58
59
59
60
60
61
61
62
62
63
63
64
65
66
67
68
DANH MỤC BẢNG BIỂU
Số hiệu
bảng
1.1
2.1
2.2
2.3
Tên bảng
Trang
Thống kê các loại rơle hiện trạng tại TBA 110kV Phú Bài
So sánh các chức năng của các hệ thống điều khiển
Các nhóm Logical node
Mơ tả phần mở rộng các tập tin SCL
3.2
3.3
Liệt kê các thiết bị để thay thế và bổ sung tại TBA 110kV Phú
Bài
Danh mục phần mềm cần bổ sung
Địa chỉ IP của rơle trong trạm
3.4
Địa chỉ IP của các thiết bị khác trong hệ thống
3.1
C
C
DU
R
L
T.
7
13
17
21
29
31
36
37
-1-
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong những năm gần đây, cùng với sự phát triển vượt bậc của khoa học, kỹ
thuật, thiết bị điện tử nói chung và thiết bị bảo vệ rơle nói riêng ngày càng hiện đại. Các
rơle số được tích hợp nhiều chức năng như bảo vệ, giám sát, điều khiển thiết bị, ghi nhận
các sự cố, sự kiện hay các nhiễu loạn trên hệ thống điện…. ngồi ra cịn có chức năng
truyền dữ liệu và khả năng kết nối, giao tiếp với các thiết bị thông tin qua các cổng
truyền thông đã tạo ra bước ngoặt mới trong việc điều khiển và tự động hóa trạm biến
áp.
Hiện nay, việc áp dụng công nghệ điều khiển các trạm biến áp (TBA) truyền tải
và phân phối là xu thế chung của các nước trên thế giới nhằm giảm chi phí trong cơng
tác quản lý vận hành, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Tự động hóa các TBA truyền tải là vấn đề đang được Tập đoàn Điện lực Việt
Nam (EVN) quan tâm và đầu tư nhằm từng bước phát triển hệ thống điện Việt Nam theo
hướng hiện đại hóa, nâng cao chất lượng cơng nghệ trong công tác vận hành, giảm thiểu
thời gian gián đoạn cung cấp điện. Tăng cường khả năng cạnh tranh của ngành Điện
cũng như nền kinh tế của Việt Nam đối với các nước trong khu vực và trên thế giới.
Với những yêu cầu thiết yếu nêu trên, tất cả các TBA xây dựng mới đều phải
được đầu tư hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính để phục vụ việc giám sát và
điều hành lưới điện từ các Trung tâm điều độ hệ thống Điện. Tuy nhiên, việc cải tạo,
nâng cấp hạ tầng công nghệ tại các TBA đã được đưa vào vận hành trước đây để phù
hợp với công tác giám sát điều hành từ các Trung tâm điều khiển (TTĐK) cũng là một
yêu cầu rất cấp thiết và thiết thực. TBA 110kV Phú Bài là TBA đã được đưa vào vận
hành khá lâu, sử dụng các thiết bị bảo vệ điều khiển có cơng nghệ tương đối cũ, một số
thiết bị đã được thay thế và nâng cấp để đưa vào vận hành TBA không người trực từ
năm 2016, tuy nhiên với cơng nghệ hiện trạng thì vẫn chưa đáp ứng đầy đủ yêu cầu đối
với TBA không người trực.
Vì vậy, tơi chọn đề tài luận văn là: “Các giải pháp tự động hóa trạm biến áp
110kV Phú Bài” để thực hiện.
C
C
R
L
T.
DU
2. Đối tượng nghiên cứu và phạm vi nghiên cứu
Những điểm hạn chế của hệ thống công nghệ hiện trạng của TBA 110kV Phú Bài
khi đưa vào vận hành khơng người trực.
3. Mục đích nghiên cứu
Cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử dụng giao thức IEC 61850
theo quyết định 176/QĐ-EVN của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nhằm đáp ứng
hoàn toàn yêu cầu đối với TBA không người trực.
-24. Phương pháp nghiên cứu
- Tìm hiểu, nghiên cứu các tài liệu, các quy định,… có liên quan đến tự động hóa
TBA.
- Nghiên cứu giao thức IEC 61850 trong TBA.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn đề tài
Về mặt khoa học:
- Phân tích và đánh giá những tồn tại của TBA 110kV Phú Bài khi đưa vào vận
hành không người trực.
- Cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử dụng giao thức IEC 61850,
đây là xu hướng chung của các TBA khi đưa vào vận hành không người trực.
Về mặt thực tiễn:
- Đề xuất được phương án cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử
dụng giao thức IEC 61850, nhằm khắc phục các hạn chế hiện tại và đáp ứng hoàn toàn
các tiêu chí đối với TBA khơng người trực.
C
C
R
L
T.
6. Bố cục của luận văn
Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận văn
được biên chế thành 3 chương như sau:
Chương 1: Tổng quan và hiện trạng hệ thống giám sát an ninh, báo cháy và điều
khiển bảo vệ tại trạm biến áp 110kV Phú Bài.
Chương 2: Hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp và tiêu chuẩn IEC 61850.
Chương 3: Nâng cấp hệ thống điều khiển bảo vệ TBA 110kV Phú Bài theo tiêu
chuẩn IEC 61850.
DU
-3-
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VÀ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT AN NINH,
BÁO CHÁY VÀ ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TẠI TRẠM BIẾN ÁP
110KV PHÚ BÀI
1.1.
Giới thiệu về TBA 110kV Phú Bài
Trạm biến áp 110 kV Phú Bài (2x40 MVA - 110/22kV) nằm trên địa bàn thị xã
Hương Thủy, tỉnh Thừa Thiên Huế được đưa vào vận hành từ năm 2003, cấp điện cho
phụ tải KCN Phú Bài và một phần địa bàn thị xã Hương Thuỷ, Phú Vang. Sản lượng
trung bình 1.300.000 kWh/ngày, chiếm 1/4 sản lượng của toàn tỉnh Thừa Thiên Huế.
Sơ đồ nối điện chính TBA 110kV Phú Bài như sau:
C
C
R
L
T.
DU
Hình 1.1: Sơ đồ nối điện chính TBA 110kV Phú Bài
Trong năm 2016, TBA 110kV Phú Bài đã được nâng cấp cải tạo để đưa vào vận
hành không người trực, về cơ bản đã đáp ứng được các yêu cầu sau:
1.2.
Hiện trạng hệ thống camera giám sát và cảnh báo xâm nhập
1.2.1. Hệ thống camera giám sát.
Hệ thống camera được thiết kế cung cấp khả năng quan sát các thiết bị chính và
quan sát tổng thể trạm, đồng thời phối hợp với hệ thống cảnh báo xâm nhập để thực hiện
chức năng giám sát an ninh trạm.
-4Sử dụng giải pháp Camera IP (Network camera) cho phép quản lý và hiển thị hình
ảnh trên bất cứ máy tính nào theo giao thức mạng thơng qua các phần mềm quản lý hình
ảnh chuyên dụng hoặc trình duyệt web.
Hệ thống camera giám sát thống nhất có thể quan sát đồng thời hình ảnh tại TBA
theo thời gian thực. Có thể tích hợp các chức năng phân tích hình ảnh, cảnh báo sự kiện
tạo thành một hệ quan sát hiệu quả, thông minh và thống nhất giúp vận hành tại TBA an
tồn, chính xác.
Độ ổn định và tin cậy cao, giảm chi phí vận hành, bảo trì sửa chữa. Camera có khả
năng quản lý và cấu hình từ xa thơng qua trình duyệt web, dễ dàng vận hành hệ thống
do trung tâm giám sát và lưu trữ tập trung tại một điểm.
Các Camera có tốc độ ghi và chất lượng hình ảnh cao đạt chuẩn HD. Các camera
loại đặt ngồi trời đều có chức năng quan sát được vào ban đêm.
Hệ thống cho phép lưu trữ hình ảnh trực tiếp trên ổ đĩa cứng của thiết bị ghi hình
hoặc đồng thời trên một hay nhiều máy tính ở trong mạng và hệ thống hỗ trợ lưu trữ từ
xa. Chất lượng hình ảnh khơng bị suy hao trên đường truyền và lưu trữ. Tất cảc các tín
hiệu cần thiết đều được truyền qua hệ thống mạng và được tích hợp sẵn trong mỗi
camera.
C
C
DU
R
L
T.
1.2.2. Hệ thống giám sát xâm nhập
Hệ thống kiểm sốt vào ra có khả năng phát hiện và báo động khi có xâm nhập.
Hệ thống được liên kết với hệ thống camera để tự động quan sát vùng báo đột nhập,
đồng thời liên kết với hệ thống SCADA để cung cấp thông tin giám sát từ xa.
Tất cả các cửa có khả năng ra vào đều được lắp đặt tiếp điểm cảnh báo cửa mở
dạng từ, có độ nhạy cao. Các lối vào chính được giám sát bằng đầu quét hồng ngoại, có
khả năng phát hiện xâm nhập từ bên ngồi.
Hệ thống kiểm sốt xâm nhận được quản lý tập trung bằng thiết bị giám sát trung
tâm (Access Control Unit). Thiết bị giám sát trung tâm kết nối và nhận tín hiệu cảnh báo
từ các thiết bị giám sát xâm nhập (tiếp điểm cửa, đầu quét hồng ngoại), phân biệt được
các vùng cảnh báo, phát tín hiệu cảnh báo bằng chng đèn, gửi tín hiệu cảnh báo qua
hệ thống mạng ethernet, đồng thời cung cấp tiếp điểm cảnh báo đầu ra để gửi tín hiệu
lên hệ thống SCADA.
Thiết bị giám sát trung tâm có khả năng kết nối mạng Ethernet, cho phép cấu hình
và kiểm sốt dữ liệu giám sát qua giao diện web server, hoặc phần mềm quản lý và cấu
hình có bản quyền được cấp kèm theo.
-5-
C
C
Hình 1.2: Sơ đồ hệ thống camera và cảnh báo xâm nhập TBA 110kV Phú Bài
R
L
T.
1.3. Hiện trạng hệ thống báo cháy
Hệ thống báo cháy tự động hoạt động trên 03 trạng thái làm việc: trạng thái thường
trực (khi không có cháy), trạng thái báo cháy và trạng thái sự cố.
Bình thường tồn bộ hệ thống ở chế độ thường trực, ở chế độ này trung tâm báo
cháy ln có tín hiệu kiểm tra sự làm việc đến các thiết bị trong hệ thống đồng thời các
đầu báo cháy địa chỉ cũng có tín hiệu hồi đáp về trung tâm.
Trong chế độ giám sát nếu trung tâm nhận được tín hiệu báo lỗi từ các thiết bị
hoặc không nhận được tín hiệu hồi đáp từ các thiết bị thì trung tâm sẽ chuyển sang chế
độ sự cố.
Trong trường hợp cháy xảy ra ở các khu vực bảo vệ, các yếu tố mơi trường sự
cháy (nhiệt độ, khói) thay đổi sẽ tác động lên các đầu báo cháy. Khi các yếu tố này đạt
tới ngưỡng làm việc thì các đầu báo cháy sẽ làm việc tạo ra tín hiệu truyền về trung tâm
báo cháy. Tại trung tâm báo cháy sẽ diễn ra các hoạt động xử lý tín hiệu truyền về Trung
tâm điều khiển tại Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế (TTĐK PC Huế) để đưa ra tín hiệu
thơng báo khu vực xảy ra cháy, đồng thời tín hiệu chng báo, đèn báo cháy tại TBA sẽ
hoạt động để cảnh báo có sự cố cháy xảy ra.
Thiết bị báo cháy sử dụng: Đầu báo cháy khói và đầu báo cháy nhiệt
- Đầu báo cháy khói (Smoke detector): Các đầu báo này chủ yếu phát hiện ra
sự gia tăng nồng độ khói ở trong khu vực bảo vệ.
- Đầu báo cháy nhiệt (Heat detector): Các đầu báo cháy nhiệt chủ yếu phát hiện
ra sự thay đổi nhiệt độ ở trong khu vực bảo vệ.
DU
-6Đầu báo cháy là thiết bị cảm biến nhạy cảm với sự thay đổi của các yếu tố môi
trường khi cháy như nhiệt độ, nồng độ khói, để tạo ra các tín hiệu truyền về trung tâm
khi giá trị của các yếu tố môi trường đạt một giá trị nhất định.
Hệ thống báo cháy tự động sử dụng giải pháp thiết bị báo cháy, báo khói theo kiểu
địa chỉ (Addressable fire alarm system), có khả năng cung cấp chính xác thơng tin vị trí
nguồn nhiệt, nguồn khói, thơng báo địa chỉ của từng đầu báo cháy. Thiết bị tập trung
báo cháy cung cấp các kênh tín hiệu cảnh báo đầu ra (alarm output) để kết nối với hệ
thống giám sát tại TTĐK PC Huế.
C
C
R
L
T.
DU
Hình 1.3: Sơ đồ bố trí hệ thống báo cháy
1.4. Hiện trạng hệ thống điều khiển bảo vệ
Mặc dù đã được nâng cấp cải tạo vào năm 2016, song hệ thống công nghệ tại TBA
hiện tại vẫn chưa đáp ứng được đầy đủ các yêu cầu đối với TBA không người trực do
các thiết bị được đưa vào vận hành theo các giai đoạn khác nhau, từ nhiều nhà cung cấp
và hãng sản xuất khác nhau nên hệ thống bảo vệ điều khiển trạm không đồng bộ và
tương đối cũ. Đa phần các rơle hỗ trợ giao thức truyền thông theo chuẩn serial (IEC103,
Modbus). Một số rơle bảo vệ thế hệ cũ không hỗ trợ giao thức truyền thông. Từ năm
2014 một số rơle mới được lắp đặt đã hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 61850.
Danh sách các loại rơle bảo vệ và khả năng hỗ trợ giao thức truyền thông của TBA
110kV Phú Bài theo bảng sau:
-7Bảng 1.1: Thống kê các loại rơ le hiện trạng tại TBA 110kV Phú Bài
NGĂN
RƠLE
LOẠI
GIAO THỨC
Hãng
F21
7SA522
Siemens
IEC 60870-5-103
F67
7SJ622
Siemens
IEC 60870-5-103
F21
7SA522
Siemens
IEC 60870-5-103
F67
7SJ622
Siemens
IEC 60870-5-103
F87
7UT612
Siemens
IEC 60870-5-103
7SJ64
Siemens
IEC 60870-5-103
F50-431
7SJ621
Siemens
IEC 60870-5-103
F87
7UT511
Siemens
NO
7SJ612
Siemens
IEC 60870-5-103
F50-432
P123
Micom
Modbus
471
F50
7SJ621
Siemens
473
F50
7SJ621
475
F50
7SJ621
477
F50
479
F50
481
XT171
XT172
MBA T1 F67-131
MBA T2 F67-132
C
C
R
L
T.
Siemens
Siemens
IEC 60870-5-103
IEC 60870-5-103
IEC 60870-5-103
IEC 60870-5-103
Siemens
IEC 60870-5-103
F50
DU
Siemens
7SJ621
Siemens
IEC 60870-5-103
412
F50
7SJ621
Siemens
IEC 60870-5-103
432
F50
SEL751
Schneider
IEC 61850
472
F50
SEL751
Siemens
IEC 61850
474
F50
SEL751
Siemens
IEC 61850
476
F50
P123
Siemens
Modbus
478
F50
7SJ621
Siemens
IEC 60870-5-103
480
F50
7SJ621
Siemens
IEC 60870-5-103
482
F50
7SJ621
Siemens
IEC 60870-5-103
442
F50
7SA522
Siemens
IEC 60870-5-103
7SJ621
7SJ621
Hệ thống rơle bảo vệ điều khiển: Sử dụng các rơle loại Siprotec của Siemens
(7SA522, 7SJ622, 7UT612, 7SJ64, 7SJ6211...), hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-103; Rơle
Micom P123 của Schneider hỗ trợ giao thức Modbus và một số rơle SEL 751 của SEL
hỗ trợ giao thức IEC 61850. TBA 110kV Phú Bài hiện trạng đã sử dụng kết nối các rơle
dựa trên giao thức sẵn có (IEC 103) như hình 1.4.
-8-
C
C
R
L
T.
DU
Hình 1.4: Sơ đồ kết nối các rơle dựa trên giao thức sẵn có
1.5. Những khó khăn khi đưa vào vận hành không người trực tại TBA
110kV Phú Bài.
Với những yêu cầu ngày càng cao về tính cấp điện an toàn, ổn định, điều này đồng
nghĩa là các chỉ tiêu về độ tin cậy (MAIFI, SAIDI, SAIFI) phải giảm thấp. Đây là chỉ
tiêu quan trọng trong công tác đánh giá thi đua giữa các đơn vị trong Tổng Công ty Điện
lực miền Trung (CPC) nói riêng và trong Tập đồn điện lực Việt Nam (EVN) nói chung.
Để hồn thành các chỉ tiêu này hàng năm CPC luôn chú trọng công tác đầu tư, bảo dưỡng
hệ thống điện.
-9Mặc dù đã được cải tạo nâng cấp từ năm 2016 để đưa vào vận hành không người
trực, nhưng với hiện trạng công nghệ và thiết bị tại TBA 110kV Phú Bài đã quá cũ (đưa
vào vận hành từ năm 2003), chưa đáp ứng được những yêu cầu kỹ thuật đối với TBA
khơng người trực cũng như khó khăn trong công tác vận hành như:
- Các thiết bị đưa vào vận hành từ lâu và nhiều chủng loại làm cho việc vận hành
khơng an tồn và tin cậy, khả năng đáp ứng chậm.
- TBA vẫn còn nhiều cáp điều khiển làm chức năng điều khiển, liên động và phối
hợp bảo vệ còn hạn chế.
- Khả năng của thiết bị còn nhiều hạn chế do giới hạn về tốc độ, sức mạnh của
bộ xử lý và bộ nhớ vì chỉ thực hiện các thuật tốn đơn giản và khơng u cầu khả năng
truyền dữ liệu tốc độ cao.
- Điều khiển thiết bị thơng qua các bộ điều khiển RTU với tính năng của các cổng
I/O đơn giản.
- Các xuất tuyến 22kV: cấp điện cho các cụm phụ tải quan trọng như khu công
nghiệp Phú Bài, sân bay, một số xuất tuyến cấp tải dân sinh có số lượng khách hàng rất
lớn (như XT 472 cấp điện 16.634 khách hàng). Một số rơle đã quá cũ nên không hỗ trợ
truy xuất dữ liệu sự cố từ xa, dữ liệu về TTĐK PC Huế cịn hạn chế. Vì vậy, khó khăn
trong việc phân tích sự cố, người vận hành khơng thể đưa ra quyết định đóng lại hay
khơng, gây mất điện kéo dài, ảnh hưởng rất lớn đến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện.
- Hiện nay cơng tác sửa chữa nóng lưới điện đã đem lại hiệu quả hết sức tích cực
cho ngành điện và người sử dụng điện. Đó là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm
thời gian mất điện đối với khách hàng; không phải cắt điện để công tác nên tăng sản
lượng điện thương phẩm; không phá vỡ sơ đồ vận hành cơ bản của hệ thống điện, do đó
giảm được tổn thất điện năng; xử lý kịp thời các yếu tố gây sự cố nên giảm được sự cố
trên lưới điện và đặc biệt là nâng cao sự hài lòng đối với khách hàng sử dụng điện. Tuy
nhiên, việc khơng thể khóa chức năng đóng lặp lại (F79) từ xa của một số xuất tuyến
gây khó khăn trong cơng tác sửa chữa nóng lưới điện.
- Trạm 110kV Phú Bài thuộc phạm vi quản lý vận hành của tổ thao tác lưu động
phía Nam (Tổ thao tác phía Nam quản lý vận hành các TBA: Cầu Hai, Chân Mây, Lăng
Cô, Phú Bài) do khoảng cách địa lý giữa các TBA rất xa nên việc di chuyển, đi lại mất
nhiều thời gian. Chính vì TBA 110kV Phú Bài cịn nhiều hạn chế nêu trên nên việc bố
trí các đội thao tác lưu động chung cho 01 nhóm TBA khơng người trực cũng gặp nhiều
khó khăn khi phải đảm bảo yêu cầu về thời gian tiếp cận TBA.
C
C
R
L
T.
DU
1.6. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
Trong chương này, tác giả đã giới thiệu tổng quan về hiện trạng tại TBA 110kV
Phú Bài khi đưa vào vận hành không người trực. Về cơ bản TBA đã được trang bị hệ
thống giám sát an ninh, hệ thống báo cháy và cảnh báo xâm nhập. Tuy nhiên, hệ thống
điều khiển bảo vệ tại TBA Phú Bài được đầu tư từ nhiều giai đoạn khác nhau, các thiết
-10bị không đồng nhất, đa phần các rơle từ nhiều nhà sản xuất khác nhau, hỗ trợ giao thức
truyền thông theo chuẩn serial (IEC103, Modbus). Một số rơle bảo vệ thế hệ cũ không
hỗ trợ giao thức truyền thông.
Với hệ thống cơng nghệ hiện trạng thì TBA 110kV Phú Bài chưa đáp ứng đầy đủ
yêu cầu đối với TBA không người trực. Qua đó, tác giả đề cập đến những khó khăn khi
đưa vào vận hành khơng người trực đối với TBA 110kV Phú Bài.
Vì vậy, giải pháp cải tạo TBA 110kV Phú Bài thành TBA tích hợp sử dụng giao
thức IEC 61850 theo quyết định 176/QĐ-EVN của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)
sẽ được nghiên cứu trong các chương tiếp theo.
C
C
DU
R
L
T.
-11-
CHƯƠNG 2
HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TRẠM BIẾN ÁP VÀ TIÊU
CHUẨN TRUYỀN THÔNG IEC 61850
2.1. Hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu chuẩn IEC 61850 và so sánh với
hệ thống điều khiển hiện trạng TBA 110kV Phú Bài
2.1.1. Hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850
Sự ra đời của truyền thông tốc độ cao với giao thức TCP/IP (Transmission Control
Protocol/Internet Protocol) và các vi xử lý thuật toán tốc độ cao, bộ nhớ lớn tích hợp
trong các thiết bị điện tử thơng minh IED là cơ sở để đồng bộ hóa giao thức truyền thông
theo tiêu chuẩn IEC 61850 giữa các thiết bị trong hệ thống điều khiển tích hợp TBA.
Với tốc độ truyền dữ liệu cao lên đến Giga bit/giây qua đường cáp quang, đường truyền
theo TCP/IP Ethernet đáp ứng tốt yêu cầu về độ tin cậy và tốc độ truyền dữ liệu cho khả
năng vận hành tự động hóa hồn tồn TBA. Hệ thống điều khiển tích hợp TBA theo tiêu
chuẩn IEC 61850 sẽ có các chức năng sau:
C
C
R
L
T.
-
Chức năng đo lường và giám sát: được tích hợp trong các thiết bị IED; các thơng
số đo lường và q trình giám sát vận hành có thể được truyền về máy tính của
trung tâm điều khiển đặt tại trạm hay từ xa. Ngoài ra, các thiết bị IED cịn có
chức năng ghi nhận và lưu trữ dữ liệu trong bộ nhớ để có thể được truy xuất trong
tương lai.
-
Chức năng bảo vệ: được thực hiện trên các IED với khả năng đảm nhiệm đồng
thời nhiều chức năng khác nhau. Các IED cịn có khả năng phối hợp bảo vệ qua
giao thức được quy định chặt chẽ theo tiêu chuẩn IEC 61850; từ đó, có thể giảm
thiểu hệ thống cáp điều khiển.
-
Chức năng liên động: khơng cịn dùng các tiếp điểm trạng thái và cáp điều khiển,
thay vào đó là các thiết bị IED sẽ trao đổi với nhau theo các giao thức đồng cấp,
qua đó làm chức năng liên động cho ngăn lộ và cho toàn bộ thiết bị trong trạm.
-
Chức năng điều khiển tại trạm: tiêu chuẩn IEC 61850 cho phép điều khiển thiết
bị từ máy tính qua giao diện HMI tại trạm. Quá trình điều khiển thực hiện qua
việc quản lý trực tiếp thiết bị của IED, do đó, khơng cần kéo hệ thống cáp điều
khiển đi xa.
-
Chức năng điều khiển qua SCADA: chức năng điều khiển xa từ các trung tâm
giám sát vận hành xa được thực hiện thông qua mạng LAN tốc độ cao, sử dụng
DU
-12chính hệ thống máy tính gateway tại TBA sẽ tăng tốc độ và độ tin cậy cho quá
trình điều khiển xa.
C
C
R
L
T.
DU
Hình 2.1: Cấu trúc hệ thống điều khiển tích hợp TBA
theo tiêu chuẩn IEC 61850 [1]
2.1.2. So sánh hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn IEC 61850 và hệ
thống hiện trạng TBA 110kV Phú Bài.
Để có thể xây dựng hệ thống điều khiển TBA 110kV Phú Bài đáp ứng nhu cầu
tự động hóa hồn tồn đảm bảo vận hành không người trực, cần so sánh chức năng hệ
thống hiện trạng của TBA 110kV Phú Bài và TBA điều khiển tích hợp theo tiêu chuẩn
IEC 61850 như bảng 2.1.
-13Bảng 2.1 So sánh các chức năng của các hệ thống điều khiển
Chức năng
Đo lường
TBA đáp ứng tiêu chuẩn
IEC 61850
TBA 110kV Phú Bài
hiện trạng
Chưa đồng bộ, thực hiện bằng
Được tích hợp trong các
các thiết bị đo lường để thu thập
thiết bị IED
các thông số đo lường tại trạm
Điều khiển và giám Thực hiện bằng các I/O (đầu Được tích hợp trong các
sát
vào/ra) của thiết bị giám sát
thiết bị IED
Số lượng tín hiệu
Cịn hạn chế
Liên động
Liên động bằng tiếp điểm trạng Liên động qua mạng
thái và dây dẫn trong mạch nhị truyền thông giữa các ngăn
thứ
lộ
Truyền thông
Không ổn định
Ổn định
Khả năng đáp ứng
Chậm
Nhanh
C
C
R
L
T.
DU
Đầy đủ
Qua bảng so sánh trên, có thể thấy rằng hệ thống điều khiển tích hợp theo tiêu
chuẩn IEC 61850 sẽ là lựa chọn tối ưu cho công nghệ tự động hóa TBA 110kV Phú Bài
nhằm đáp ứng đầy đủ yêu cầu của TBA không người trực.
2.2. Giao thức truyền thông IEC 61850
2.2.1. Tổng quan về giao thức IEC 61850
Trong những năm đầu thập kỷ 1990, viện nghiên cứu EPRI và IEEE bắt đầu phát
triển một tiêu chuẩn để xác định các truyền thông trong TBA. Dự án được đặt tên UCA.
Phiên bản đầu tiên của UCA tập trung vào thông tin liên lạc giữa các trung tâm điều
khiển và giữa trung tâm điều khiển với TBA. EPRI và IEEE bắt đầu làm việc với UCA
2.0 vào năm 1994, trong đó tập trung chủ yếu vào bus truyền thơng trong TBA. [6]
Vài năm sau, Ủy ban Kỹ thuật 57 (Technical Committee 57) của IEC bắt đầu một
dự án tương tự để xác định bus trạm (station bus) được đặt tên IEC 61850. Năm 1997,
cả ba tổ chức EPRI, IEEE và IEC liên kết với nhau để tạo ra một tiêu chuẩn quốc tế, đặt
tên IEC 61850 và được xuất bản năm 2004. IEC 61850 chứa hầu như tất cả các đặc điểm
