Ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại tổng công ty điện lực TPHCM

I- Tên đề tài: Ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại Tổng công ty Điện lực Tp.HCM II- Nhiệm vụ và nội dung: Nhiệm vụ 1: Khảo sát hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP HCM

-TRẦN HỒ ĐĂNG KHOA

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA VÀO TRẠM BIẾN ÁP TẠI TỔNG CÔNG TY

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP HCM

-TRẦN HỒ ĐĂNG KHOA

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA VÀO TRẠM BIẾN ÁP TẠI TỔNG CÔNG TY

ĐIỆN LỰC TP.HCM LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH

Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc

sĩ)

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

TS Nguyễn Xuân Hoàng Việt

TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP HCM

PHÒNG QLKH – ĐTSĐH CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

TP HCM, ngày 20 tháng 8 năm 2016

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên : Trần Hồ Đăng Khoa Giới tính: Nam

Ngày, tháng, năm sinh : 03/02/1980 Nơi sinh: An Giang

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện MSHV:

1441830019

I- Tên đề tài: Ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại Tổng công ty Điện lực Tp.HCM

II- Nhiệm vụ và nội dung:

Nhiệm vụ 1: Khảo sát hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý.Nhiệm vụ 2: Tìm hiểu về các giao thức kết nối được sử dụng trên thế giới

Nhiệm vụ 3: Tìm hiểu Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN

Nhiệm vụ 4: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp

Nhiệm vụ 5: Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống tự động cho trạm biến áp

Nhiệm vụ 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm

III- Ngày giao nhiệm vụ: 20/08/2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: tháng 1/2016

V- Cán bộ hướng dẫn: TS Võ Hoàng Duy

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

TS Võ Hoàng Duy PGS TS Nguyễn Thanh Phương

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết quảnêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ côngtrình nào khác

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được cảm

ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc

Học viên thực hiện Luận văn

Trần Hồ Đăng Khoa

LỜI CÁM ƠN

Trong suốt thời gian theo học, nghiên cứu và hoàn thành luận văn thạc sĩ tại trườngđại học Kỹ Thuật Công Nghệ TP.HCM, để có được thành quả như ngày hôm nay ngoài nỗlực của bản thân, em luôn nhận được sự động viên nhiệt tình từ phía gia đình, thầy cô,bạn bè Để hoàn thành bài luận văn tốt nghiệp này, em luôn ghi nhận và tỏ lòng biết ơnsâu sắc đến mọi người

Và đặt biệt em xin chân thành cảm ơn Thầy – TS Võ Hoàng Duy đã tận tình giúp đỡ,hướng dẫn em trong quá trình thực hiện luận văn

Em xin chân thành cảm ơn Quý thầy cô, phòng quản lý đào tạo sau đại học trườngđại học HUTECH đã luôn tạo điều kiện thuận lợi để chúng em hoàn thành nhiệm vụ tốtnghiệp cũng như trong suốt quá trình học tập

Em xin chân thành cảm ơn ban Giám Đốc và các phòng ban Trung tâm Điều độ Hệthống Điện Tp.HCM, Công ty Lưới điện Cao thế Tp.HCM và Tổng công ty Điện lực Tp.HCM

đã tạo điều kiện và giúp đỡ em hoàn thành luận văn

Xin kính chúc Quý Thầy Cô sức khỏe!

Tp.Hồ Chí Minh, tháng 01 năm 2016

Học viên: Trần Hồ Đăng Khoa

TÓM TẮT

Tự động hóa trạm biến áp là sử dụng công nghệ kết nối tất cả các thiết bị điện tửthông minh (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU), Multimeter, Tariff Meter nhằm thuthập, giám sát tất cả các thông số vận hành theo thời gian thực Giúp người vận hành

có thể đưa ra các kịch bản vận hành trạm biến áp tối ưu và gia nền tảng cho mô hìnhvận hành trạm biến áp không người trực

Hiện nay Tổng công ty Điện lực Tp.HCM đã có rất nhiều trạm biến áp tự động hóaứng dụng thành công tiêu chuẩn IEC61850 để kết nối các thết bị IED với nhau Tuy nhiên

đa số các hệ thống đó đều kết nối các thiết bị IED của cùng một nhà sản xuất và đềumang tính đồng bộ do đó rất khó khăn trong việc bảo trì thay thế các thiết bị

Qua tìm hiểu và khảo sát các hệ thống trạm biến áp tự động hóa hiện hữu vànhận thấy chưa có hệ thống nào thực hiện kết nối giữa thiết bị RTU với thiết bị rơle củacác hãng sản xuất khác nhau theo tiêu chuẩn IEC61850 Do đó, mục tiêu nghiên cứuđược trình bày trong luận văn này chính là đề cập đến vấn đề trên.

ABSTRACT

Automatic substation is to use a technology which can connect all the intelligentelectronic devices (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU) Multimeter, Tariff Meter toacquire, supervise all the operation parameters in real time It helps operators to makedecisions for the substation to be optimized and create the basement for the non-surveillance operating substation model

At the present, HOCHIMINH City Power Corporation has a lot of automaticsubstations that apply successfully the IEC61850 standard to connect IEDs together.However, almost all the systems connect IED from the same manufacturer and have thesynchronous characteristics therefore it has difficulty in maintenance and devicereplacement

Through research and surveys from some current systems at automatic substationand we realize that none of them implement the connection between RTU and Relaydevice of different manufacturers based on IEC61850 standard Hence, this thesispresent the problem mentioned above as the research objective

MỤC LỤC

PHẦN MỞ ĐẦU 1

1.1 Đặt vấn đề: 1

1.2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài 1

1.3 Mục tiêu của đề tài 2

1.4 Nội dung nghiên cứu của đề tài 2

1.5 Phương pháp nghiên cứu 2

1.6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu 3

1.7 Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu 4

1.8 Kết cấu của đề tài 7

Chương 1: Hiện trạng các trạm biến áp do TCT Điện lực Tp.HCM quản lý 8

1.1 Thống kê các trạm biến áp: 8

1.2 Khái niệm chung 8

1.3 Ký hiệu nhận dạng các khí cụ điện trong trạm biến áp 9

1.3.1 Cấu trúc chung của 4 khối ký hiệu 9

1.3.2 Khối ký hiệu “mức ngăn” 9

1.3.3 Khối ký hiệu chỉ “vị trí” 11

1.3.4 Khối ký hiệu nhận dạng các hạng mục 12

1.3.5 Khối ký hiệu “đấu nối, đấu cuối” có ký hiệu đầu cột là (:) 15

1.4 Các chức năng điều khiển và bảo vệ 15

1.4.1 Các chỉ danh của rơle đang sử dụng trong hệ thống điện theo ký hiệu chuẩn của viện tiêu chuẩn quốc gia Hoa Kỳ ANSI 15

1.4.2 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ đường dây và máy biến áp 17

1.4.3 Khoá liên động 18

1.4.4 Các loại hệ thống điều khiển 19

1.4.5 Tín hiệu chỉ thị 21

1.4.6 Tín hiệu đo lường 22

Chương 2: Tìm hiểu IEC 61850 và giao thức IEC 60870-5-104 23

2.1 Giao thức IEC 61850: 23

2.1.1 Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC61850 23

2.1.2 Thách thức và mục tiêu của IEC61850 25

2.1.3 Những đặt tính của tiêu chuẩn:

29 2.1.4 Quy tắt đặt tên theo tiêu chuẩn:

32 2.2 Giao thức IEC 60870-5-104 40

Chương 3: Mô hình tự động hóa trạm biến áp theo quy định của EVN 43

3.1 Giới thiệu hệ thống tích hợp 43

3.2 Qui mô của hệ thống tích hợp 43

3.3 Cấu hình và yêu cầu chung của hệ thống tích hợp 44

3.4 Phạm vi cung cấp 49

3.5 Yêu cầu chi tiết của hệ thống tích hợp 49

A Cấu hình /thiết bị lắp đặt yêu cầu 49

2.7 Giao tiếp giữa các rơle vận hành trong trạm 51

Chương 4:Mô tả cấu trúc mạng của một trạm biến áp tự động hóa

53 theo IEC 61850 53

4.1 Các kỹ thuật truyền thông 53

4.2 Các điều kiện kỹ thuật dùng cho hệ thống điều khiển xa và các giao diện 53

4.2.1 Giao diện điều khiển xa / trạm biến áp

53 4.2.2 Các điều kiện chung đối với các trạm đóng cắt 55

4.2.3 Các lệnh 55

4.2.4 Các trị số đo 55

4.2.5 Đọc dụng cụ đo dếm 56

4.2.6 Nguồn cung cấp, nơi đặt

56 4.2.7 Các kiểu (Topology) của mạng LAN 56

4.2.8 Các giao thức (Protocol) 58

4.2.9 Các dạng sơ đố cấu trúc hệ thống theo tiêu chuẩn IEC 61850 59

Chương 5: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp 61

6.1 Giới thiệu thiết bị RTU560 của ABB 61

6.2 Giới thiệu về Rơle bảo vệ của Toshiba 61

6.3 Giới thiệu Relay bảo vệ của Schneider 63

6.4 Giới thiệu Relay bảo vệ của Siemens 63

76.5 Các phần mềm ứng dụng trong hệ thống kết nối RTU và IED theo IEC61850 636.6 Thực hiện kết nối mô phỏng tại phòng thí nghiệm 78

Chương 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm 116

6.1 Giới thiệu hệ thống SCADA trung tâm 116

6.2 Thiết lập cấu hình trên hệ thống SCADA 117

Chương 7 : Kết quả thực hiện 122

7.1 Kết quả thực hiện tại phòng thí nghiệm 122

7.2 Kết quả thực hiện kết nối trạm 110kV Nam Sài Gòn 2 125

7.3 Kết quả thực hiện kết nối trạm ngắt Cường Để 127

7.4 Tổng kết các vấn đề đã tìm hiểu và nghiên cứu trong đề tài 128

7.5 Kiến nghị những nghiên cứu tiếp theo 128

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

CID - Configured IED Description : Mô tả cấu hình của thiết bị IED IC

- IED Configurator tool : Công cụ cấu hình thiết bị IED ICD - IED Capability Description : Mô tả khả năng của thiết bị IED IED -

Intelligent Electrical Device : Thiết bị điện tử thông minh

IP - Internet Protocal : Giao thức mạng

LD - Logical Devices : Thiết bị logic LLN0

- Logical Node Zero : Nút logic zero LN -

Logical Node : Nút logic

SC - System Configurator tool : Công cụ cấu hình hệ thống

: Ngôn ngữ miêu tả cấu trúc trạm

SSD - System Specification Description : Mô tả đặc tính của hệ thống

TBA : Trạm biến áp

UI - Unit Interface : Giao diện sử dụng

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1: Bảng chữ cái nhận diện cấp điện áp của các ngăn lộ 9

Bảng 1.2: Các chữ cái nhận biết mức điện áp <1kV trong khối ký hiệu mức ngăn 10

Bảng 1.3: Các ký tự giúp nhận biết vị trí đặt các thiết bị 11

Bảng 1.4: Các ký tự giúp nhận dạng các loại khí cụ điện trong trạm 12

Bảng 1.5: Các ký hiệu và con số nhận dạng các chức năng của các thiết bị trong trạm 13

Bảng 1.6: Các ký hiệu giúp nhận dạng các thiết bị đo lường 14

Bảng 2.1: Tiêu chuẩn hóa các nút logic 32

Bảng 2.2: Danh sách các lớp dữ liệu chung 38

Bảng 2.3: Danh sách các lớp chức năng giới hạn của nút logic 39

DANH MUC CÁC MÔ HÌNH, BIỂU ĐỒ, SƠ ĐỒ, HÌNH

Hình 1.1: Ba mức trong ngăn lộ trạm 26

Hình 1.2: Cấu trúc hệ thống IEC61850 27

Hình 3.1: Giao diện HMI của hệ thống điều khiển từ xa 54

Hình 3.2: Hệ thống cấu trúc dạng sao 59

Hình 3.3: Hệ thống cấu trúc dạng vòng 59

Hình 3.4: Hệ thống cấu trúc dạng vòng / sao 60

Hình 3.5: Hệ thống cấu trúc dạng vòng kép 60

Hình 5.6.2.1: Cửa sổ các màn hình của một dự án trong phần mềm CCT 64

Hình 5.6.3.1: Mô tả các khả năng của phần mềm PCM600 67

Hình 5.6.3.2: Cách nhập một dự án vào phần mềm PCM600 68

Hình 5.6.3.3: Cách tạo một dự án trong phần mềm PCM600 69

Hình 4.12: Cách tạo một dự án mới trong phần mềm CCT 71

Hình 5.6.4.1: Cách nhập tập tin station.SCD vào phần mềm CCT 71

Hình 5.6.4.2: CCT: Nhập tập tin ied.ICD 72

Hình 5.6.4.3: CCT: Xuất tập tin ied.ICD 73

Hình 5.6.5.1: Các cửa sổ làm việc trong phần mềm RTUtil560 74

Hình 5.6.5.2: Hộp thoại help online 76

Hình 5.7.1.1: Sơ đồ kết nối hệ thống mô hình mô phỏng 78

Hình 5.2.1: Sơ đồ khối mô tả các bước cấu hình hệ thống kết nối giữa RTU560/ABB và rơle 79

Hình 5.3.1: cửa sổ Initialize Project 80

Hình 5.3.2: Cửa sổ Initialize SignalTree 81

Hình 5.3.3: Cách tạo một hệ thống RTU560 81

Hình 5.3.4: Hộp thoại Add node to NetworkTree 81

Hình 5.3.5: Cửa sổ Network Tree 82

Hình 5.3.6: Cách xây dựng các giao thức trong phần mềm RTUtil560 82

Hình 5.3.7: Hộp thoại Add node to RTU560 83

Hình 5.3.8: Cửa sổ Network Tree 83

Hình 5.3.9: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị IED 84

Hình 5.3.10: Hộp thoại Add node to Line T61850 84

Hình 5.3.11: Cửa sổ Network Tree 85

Hình 5.3.12: Cửa sổ Network Tree 85

Hình 5.3.13: Cửa sổ Hardware Tree 86

Hình 5.3.14: Hướng dẫn cách liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED 86

Hình 5.3.15: Hộp thoại Link node to HardwareTree 87

Hình 5.3.15: Kết quả sau khi liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED 87

Hình 5.3.16: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560 88

Hình 5.3.17: Các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560 88

Hình 5.3.18: Hướng dẫn cách xuất tập tin cấu hình ra thành tập tin excel 89

Hình 5.3.19: Hộp thoại Start the export of the pattern data 89

Hình 5.3.20: Hướng dẫn cách xuất ra tập tin RTU.iid 90

Hình 5.3.21: Hộp thoại IEC61850 – IID file export 90

Hình 5.3.22: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED 91

Hình 5.3.23: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED 91

Hình 5.3.24: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED 92

Hình 5.3.25: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED 92

Hình 5.3.26: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED 93

Hình 5.3.27: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED 94

Hình 5.3.28: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED 94

Hình 5.3.29: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication 95

Hình 5.3.30: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication 95

Hình 5.3.31: Hướng dẫn cách nhập các tập tin ICD cho từng thiết bị IED 96

Hình 5.3.32: Cửa sổ IEC61850 – SCL Import 96

Hình 5.3.33: Chọn tập tin ICD của rơle GRZ100 96

Hình 5.3.34: Mô tả các nút logic có trong một thiết bị IED 97

Hình 5.3.35: Hướng dẫn cách đặt chỉ danh cho từng thiết bị IED 98

Hình 5.3.36: Hướng dẫn cách đặt địa chỉ IP cho từng thiết bị IED 98

Hình 5.3.37: Hướng dẫn cách xuất tập tin với định dạng station_PCM.SCD 99

Hình 5.3.38: Hướng dẫn cách nhập tập tin station_PCM.SCD đã được tạo ra từ phần mềm PCM600 vào phần mềm CCT 99

Hình 5.3.39: Cửa sổ Project Navigator 100

Hình 5.3.40: Hướng dẫn cách nhập tập tin Demo.iid được tạo từ phần mềm RTUtil560 100

Hình 5.3.41: Cửa sổ Project Navigator 101

Hình 5.3.42: Hướng dẫn cách liên kết RTU560 vào chung hệ thống mạng IEC61850 với thiết bị IED 102

Hình 5.3.43: Cách liên kết RTU560 vào report của các nút logic trong thiết bị IED 102

Hình 5.3.45: Cách xuất tập tin với định dạng station.SCD 103

Hình 5.3.46: Cách lưu và đặt tên cho tập tin station.SCD 104

Hình 5.3.47: Tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls trước khi nhập tập tin station.SCD 104

Hình 5.3.48: Cách nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls 105

Hình 5.3.49: Chọn tập tin station.SCD 105

Hình 5.3.50: Chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls 106

Hình 5.3.51: Cách chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls 106

Hình 5.3.52: Kết quả sau khi chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls 107

Hình 5.3.53: Kết quả sau khi đã nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls 107

Hình 5.3.54: Nút logic XCBR11/Pos/DPC/stVal 108

Hình 5.3.55:Cách nhập lại tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm RTUtil560 109

Hình 5.3.56:Cách chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls 109

Hình 5.3.57:Chọn sheet Excel Relay 110

Hình 5.3.58:Gán sheet Excel Relay qua cửa sổ select Excel sheets 110

Hình 5.3.59: Chọn Start để nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm RTUtil560 111

Hình 5.3.60: Cửa sổ RTUtil560 sau khi đã nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls 112

Hình 5.3.61: Cách xuất ra tập tin cấu hình RTU560 113

Hình 5.3.63: Cài đặt địa chỉ IP cho máy tính 114

Hình 5.3.64: Đăng nhập vào RTU560 114

Hình 5.3.66: Nhập Username và Password để đăng nhập vào RTU560 114

Hình 5.3.67: Cách chọn các tập tin cấu hình và Load lên RTU560 115

Hình 6.2.1 Tại màn hình chính Scada Explorer chọn Station và chọn New để thêm một trạm mới vào hệ thống 117

Hình 6.2.3 Thiết lập cổng kết nối và giao thức kết nối, các thông số kết nối 118

Hình 6.2.4 Thiết lập cấu hình cho RTU trạm ngắt Cường Để như địa chỉ RTU, Cổng kết nối 119

Hình 6.2.5Tạo tín hiệu cần thu thập: tín hiệu chỉ thị trạng thái, điều khiển 119

Hình 6.3.6 Tín hiệu đo lường 120

Hình 6.2.7 Thử nghiệm kết nối thu thập dữ liệu từ trạm gửi về cho hệ thống trung tâm 120

Hình 6.2.8 Xây dựng giao diện đồ họa và gán dữ liệu vào hệ thống 121

Hình 6.2.9 Chọn dữ liệu cần gán lên màn hình đồ họa 121

Hình 7.1.1: Các tín hiệu 1 bit đang ở trạng thái “OFF” 122

Hình 7.1.2: Các tín hiệu 1 bit chuyển sang trạng thái “ON” khi chúng ta tác động từ bên ngoài 122

Hình 7.1.3: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) đang ở trạng thái “OFF” 123

Hình 7.1.4: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) chuyển sang trạng thái “ON” khi chúng ta thao tác đóng máy cắt 123

Hình 7.1.5: Các giá trị đo lường trước khi bơm dòng áp cho rơle 124

Hình 7.2.1 Sơ đồ lưới điện thành phố Hồ Chí Minh trên hệ thống SCADA 125

Hình 7.2.1 Màn hình giám sát điều khiển trên hên thống SCADA trạm Nam Sài Gòn 125

Hình 7.2.2 Kiểm tra các giá trị trạng thái báo động Relay REF 620 kết nối theo giao thức IEC 61850 126

Hình 7.3.1 Màn hình giám sát trạm ngắt 15kV Cường Để 127

Hình 7.3.2 kiểm tra kết nối relay P132 của ngăn máy cắt J02 128

Hình 7.3.3 Các giá trị đo lường của ngăn J06 được thu thập qua giao thức Modbus RTU 128

có thể đưa ra các kịch bản vận hành trạm biến áp tối ưu và nền tảng cho mô hình vậnhành trạm biến áp không người trực.

Qua khảo sát các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý vậnhành hiện đang sử dụng rất nhiều thiết bị điện tử thông minh như:

a Multimeter để giám sát các thông số: P, Q, I, Cos, U Các thiết bị này hỗ trợkết nối theo giao thức Modbus RTU hoặc Modbus TCP/IP tuy nhiên vẫn chưa được khai thác

b Relay bảo vệ: Sử dụng chức năng bảo vệ 50/51,67, 21, 87, 79 khi làm việcxuất tín hiệu cảnh báo đến các ô đèn cảnh báo thông qua output Các Relaynày hỗ trợ các giao thức kết nối IEC 60870-5-103 hoặc IEC 61850

c Tariff Meter được sử dụng độc lập để ghi nhận sản lượng điện năng sử dụng

Hỗ trợ các giao thức Modbus RTU hoặc IEC 60256-21

Hiện nay các nhân viên vận hành trạm phải ghi nhận các thông số theo phươngpháp thủ công định kỳ 1h/lần

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài.

Hiện nay việc ứng dụng công nghệ điều khiển tích hợp trạm biến áp (TBA) truyềntải và phân phối là xu hướng chung của thế giới nhằm giảm chi phí đầu tư, nâng cao độtin cậy cung cấp điện Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) đã ban hành quy định kỹthuật của hệ thống điều khiển tích hợp TBA (ICS03-04), tuy nhiên trong quá trình đầu

tư thi công một trạm biến áp hoàn chỉnh các nhà thầu thường chào một hệ thốngtích hợp do họ sản xuất từ Software đến các thiết bị IED, Relay, BCU do một hãng sảnxuất nên giá thành cao và khó khăn trong việc bảo trì, thay thế thiết bị Vấn đề khó

2khăn nhất là khả năng tương thích về tiêu chuẩn kết nối giữa các thiết bị của cáchãng khác

nhau Để nâng cao tính cạnh tranh, thuận lợi cho quá trình mở rộng phát triển hệthống, giao thức IEC 61850 được EVN lựa chọn là giao thức chính trong việc tíchhợp hệ thống tự động hóa TBA

3 Mục tiêu của đề tài

Việc tìm hiểu, nghiên cứu tiêu chuẩn IEC61850 nhằm áp dụng trong hệ thốngtích hợp điều khiển và bảo vệ trạm biến áp Tiêu chuẩn này bảo đảm sự tương tác cầnthiết trong các trạm điện Điều mới thật sự của đề tài nghiên cứu này là tất cả cácthiết bị điện tử thông minh (IED) được kết nối với nhau sẽ “nói” cùng một ngôn ngữ,bất kể nguồn gốc chế tạo của các thiết bị IED và trao đổi thông tin với nhau mà không

có bất cứ vấn đề gì

4 Nội dung nghiên cứu của đề tài.

Tìm nghiên cứu các thiết bị hiện đang vận hành tại các trạm biến áp 110kV,220kV do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý

- Multimeter PM7xx, Vamp do Schneider Electric sản xuất

- Relay bảo vệ: do các hãng ABB, Alstom/Schneider, SEL, Siemens

- Tariff Meter: MK6, A1700

- RTU: RTU560 (ABB), C264 (Alstom/Schneider), TM 1703 (Siemens) Tìm hiểu giao thức kết nối với các thiết bị trên:

- Giao thức IEC 61850

- Giao thức IEC 60870-5-104

- Giải pháp truyền thông sử dụng cho các giao thức trên

Thực hiện kết nối các thiết bị RTU, Relay, Multimeter, Tariff Meter tại Phòng thínghiệm Kết nối với hệ thống SCADA của Tổng công ty Điện lực Tp.HCM

5 Phương pháp nghiên cứu

5.1 Phương pháp luận

- Thu thập, tổng hợp các tài liệu báo cáo khoa học, các sách báo tạp chí chuyên ngành, các luận án luận văn và các tài liệu hướng dẫn sử dụng

5.2 Phương pháp nghiên cứu

- Tham khảo Hồ sơ hoàn công về hệ thống tích hợp điều khiển và bảo vệ cho trạm biến áp co TCT Điện lực Tp.HCM

- Khảo sát các trạm biến áp thực tế đã thực hiện kết nối giữa RTU và IEDtheo IEC61850

- Tiến hành thực hiện kết nối RTU, Relay, Multimeter tại phòng thí nghiệm của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Tp.HCM

- Cấu hình kết nối hệ thống thử nghiệm vào hệ thống SCADA trung của Tổng công ty Điện lực TP.HCM theo giao thức IEC 104

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu.

Dữ liệu từ rơle của trạm biến áp có nhiều công dụng và cung cấp giá trị đáng kể

để phục vụ cho việc vận hành, bảo trì, lên kế hoạch Công nghệ mới cho phép thuthập số lượng và chủng loại dữ liệu nhiều hơn.Các kỹ sư SCADA/DMS có được nguồn

dữ liệu đầu vào chính xác theo thời gian thực để tính toán các bài toán của lưới điệnphân phối như: tối ưu hóa công suất, cô lập điểm sự cố và khôi phục cung cấp dịch vụ,giám sát và điều khiển chất lượng điện năng… Các kỹ sư bảo vệ hệ thống điện có khảnăng giao tiếp và trích xuất thông tin chính xác từ các thiết bị dùng kỹ thuật vi xử lý,thường được gọi là các IEDs Trong thập kỷ qua, những IEDs này thực hiện việc đolường và phân tích thiết bị của hệ thống điện dựa trên các thuật toán của nhà sảnxuất cụ thể Việc tích hợp và tự động hóa trạm biến áp là các công cụ quan trọng nhất

sử dụng hiện nay để tích hợp các rơle và các IEDs khác nhau trong môi trường trạmbiến áp, hình thành nên một hệ thống điều khiển và đo lường kinh tế để hỗ trợ chocác trạm biến áp về các khía cạnh: giám sát, phân tích, và tự động hóa Các sơ đồ

5thông tin truyền thông và các giao thức được thiết kế và phát triển thực thi cơ bảnchiến lược này.

Việc triển khai hệ thống tự động tích hợp tại TBA giúp hoàn thành lộ trình đưa100% TBA do Tổng công ty quản lý thành TBA không người trực và điều khiển từ hệ thống SCADA trung tâm nhanh chóng hoàn thành

Việc tích hợp này cũng cho phép sử dụng các thiết bị RTU, BCU, Relay,Multimeter của nhiều hãng khác giúp phá bỏ thế độc quyền, giảm chi phí đầu tư

Và quan trong nhất là việc nghiên cứu các hệ thống tích hợp giúp cho đội ngũ kỹ

sư của Tổng công ty hoàn toàn làm chủ công nghệ không phải lệ thuộc vào các nhàthầu nước ngoài như trước kia

7 Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu.

Vấn đề truyền thông giữa các IEDs và giữa các IEDs với trung tâm điều khiển sẽrất quan trọng khi thực hiện các chức năng tự động hoá của trạm Rất nhiều cácgiao thức truyền thông được sử dụng trong việc giám sát điều khiển xa TBA, các giaothức phổ biến như Modbus, DNP3, IEC60 IEC60870 Nhưng các giao thức trên lạikhông có sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi được cung cấp bởi các nhàsản xuất khác nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việc xây dựng các ứng dụng

tự động hoá trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống khá khó khăn Vào năm

1995 ủy ban kỹ thuật điện quốc tế (IEC) đã chấp thuận cần có một tiêu chuẩn tổngquát hơn cho mạng thông tin và những hệ thống trong trạm Việc thiết lập tiêu chuẩnmới này là do các nhóm TC57 WG10, WG11 và WG12 phát triển thành Ba nhóm nàyđược thành lập với các chuyên gia từ nhiều nước Với kinh nghiệm của IEC60870 củanhững nghi thức và công nghệ truyền thông đa chức năng 2.0 (UCA 2.0), kết quả củamột dự án tương tự tại Mỹ Mục tiêu của sự nỗ lực này là để tạo ra một tiêu chuẩncho những thiết bị điện tử thông minh (IEDs) từ những nhà sản xuất khác nhau có thểhoạt động cùng với nhau trong một hệ thống tự động hóa trạm Không phụ thuộc vàokích thước và nhu cầu thao tác của trạm Tiêu chuẩn bao gồm cả điện áp cao và điện

áp trung bình truyền dẫn và phân phối trong trạm Nó đủ tính linh hoạt trước sự thayđổi của hệ thống trong tương lai Ví dụ như thay đổi trong công nghệ truyền thônghoặc những chức năng tự động mới Cơ quan IEC và Electric Power Research Institute(UCA 2.0) cùng nhau đạt được một tiêu chuẩn toàn cầu và đã được chấp nhận chính

là IEC61850 “mạng thông tin và hệ thống trong trạm” IEC61850 là tiêu chuẩntruyền thông quốc tế mới cho các ứng

dụng tự động hoá trạm Tiêu chuẩn cho phép tích hợp tất cả các chức năng bảo vệ,điều khiển, đo lường và giám sát truyền thống của TBA, đồng thời nó có khả năng cungcấp các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán, chức năng liên động và giám sát phứctạp

Ngày nay, tiêu chuẩn IEC61850 đang trở thành một chủ đề nóng và mang tính cấpthiết để các nhà nghiên cứu trong nước và trên thế giới ra sức tìm tòi, nghiên cứu đểđáp ứng được tất cả các yêu cầu đặt ra

7.1 Tình hình nghiên cứu trên thế giới

Hiện nay, các tập đoàn công nghiệp sản xuất các thiết bị điện tử thôngminh (IED) hàng đầu trên thế giới như : ABB, Toshiba, Siemens, AREVA, SEL…đều có nhưng giao thức truyền thông riêng của họ Đồng thời họ cũng đã cho rađời các hệ thống tích hợp cho hệ thống tự động hóa trạm sử dụng các thiết

bị IED của họ theo IEC61850 Tuy nhiên các hệ thống này chỉ sử dụng các thiết

bị của cùng một nhà sản xuất Các công trình tiêu biểu trên thế giới ứngdụng tiêu chuẩn IEC61850 như:

- Hệ thống tự động hóa trạm biến áp GSC1000 của công ty Toshiba

- Hệ thống tự động hoá trạm biến áp PACiS của công ty GE

- Hệ thống tự động hoá trạm biến áp SICAM PAS của công ty Siemens

7.2 Tình hình nghiên cứu trong nước

Hiện nay theo yêu cầu của Tổng công ty Điện lực Tp.HCM tất cả các trạm biến

áp vận hành là không người trực Để thực hiện được mục tiêu đó thì hệ thống tựđộng hóa tại trạm phải tin cậy và thu thu thập đủ thông tin giúp người vậnhành có thể phân tích sự cố và đưa ra quyết định một cách nhanh nhất Để đápứng yêu cầu này thì việc thu thập dữ liệu thông qua giao thức IEC 61850 là bắtbuộc

Một số trạm biếp áp ở Việt Nam đang sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850:

- Trạm biến áp 110kV Hố Nai và 110kV Sông Mây thuộc Điện Lực Đồng Nai sửdụng hệ thống SCADA tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA theoIEC61850

- Trạm biến áp 220kV Bình Tân thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh

sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)theo IEC61850

- Trạm biến áp 220kV Hiệp Bình Phước thuộc công ty Điện Lực Thành phố HồChí Minh sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA(Alstom) theo IEC61850

- Trạm biến áp 110kV Tân Sơn Nhất thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ ChíMinh sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)theo IEC61850

- Trạm biến áp 110kV Bình Phú thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh

sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)theo IEC61850

- Trạm biến áp 110kV Tân Hiệp thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh

sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)theo IEC61850

- Trạm biến áp 110kV Đakao thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh sửdụng hệ thống SICAM PAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Siemens theoIEC61850

- Trạm biến áp 110kV Bến Thành thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh

sử dụng hệ thống SICAM PAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Siemens theoIEC61850

8 Kết cấu của đề tài

Ngoài phần danh mục, phần mở đầu, tài liệu tham khảo và phụ lục, luận văn

được kết cấu gồm 7 chương với nội dung như sau:

Chương 1: Hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý Chương 2: Tìm hiểu về các giao thức kết nối được sử dụng trên thế giới

Chương 3: Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN

Chương 4: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp

Chương 5: Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống tự động cho trạm biến

áp Chương 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm

Chương 7: Kết quả thực hiện

1.2 Khái niệm chung

Nội dung của bảo vệ và điều khiển là tất cả phương tiện và trợ giúp kỹ thuật cầnthiết nhằm giám sát, bảo vệ, điều khiển và quản lý tối ưu mọi phần tử và thiết bị của

hệ thống trong lưới cao áp Nhiệm vụ của các hệ thống thứ cấp là thu thập thông tintrực tiếp ở các khí cụ cao và trung áp và thực hiện thao tác tại chổ, kể cả bảo dưỡngnguồn dự phòng Các tiếp điểm hoặc bộ cảm biến thiết lập giao diện với hệ thốngđiều khiển xa và qua đó với phương tiện điều khiển lưới

Các thiết bị bảo vệ dùng để bảo vệ thiết bị đắt tiền và đường dây truyền tảichống lại quá tải và hư hỏng bằng cách cách ly nhanh chóng và có chọn lọc những

bộ phận của lưới cung cấp

Mục tiêu của quản lý lưới là phân công điều khiển hệ thống điện nhằm đảmbảo an toàn truyền tải và phân phối điện trong các lưới cung cấp phức tạp hơn, bằngcách cung cấp cho mỗi trung tâm điều khiển một bức tranh toàn cục và liên tục cậpnhật trên toàn lưới Mọi thông tin quan trọng từ trạm được gửi qua kênh điều khiển

xa đến trung tâm điều khiển Ở đó thông tin được đánh giá và tác động hiệu chỉnh mộtcách tức thời Khi lượng thông tin quá tải thì các buồng điều khiển trước đây với mànhình trực quan để điều khiển trực tiếp quá trình cần phải được thay thế bằng hệ thốngquản trị có máy tính và màn hình video đầu cuối, không những sử dụng mô phỏng sơ

đồ địa lý của lưới mà còn dùng cả trong các trường hợp khẩn cấp

1.3 Ký hiệu nhận dạng các khí cụ điện trong trạm biến áp

1.3.1 Cấu trúc chung của 4 khối ký hiệu

Hiện nay quy chuẩn IEC 750 và DIN 40 719 phần 2 vẫn còn giá trị để ký hiệunhận dạng khí cụ điện Để nhận biết mỗi bộ phận của thiết bị ( khí cụ ) trongtrạm và tài liệu kỹ thuật, có bốn ký hiệu, các khối này được phân biệt bằng các

ký hiệu đầu như sau:

Ký hiệu đầu Ý nghĩa của khối

= Ký hiệu mức cao hơn+ Vị trí của hạng mục

- Nhận dạng hạng mục: Ký hiệu kết thúc

1.3.2 Khối ký hiệu “mức ngăn”

Khối ký hiệu này giúp cho các nhân viên vận hành trạm phân biệt và xác địnhchính xác các ngăn lộ mà họ đang thực hiện thao tác và giám sát

Các chữ cái giúp nhận diện các ngăn lộ thuộc cấp điện áp nào trong trạm Chúng

ta có thể tra cứu trong bảng sau:

Bảng 1.1: Bảng chữ cái nhận diện cấp điện áp của các ngăn lộChữ cái

14

-T -Thiết bị máy biến áp

U Thiết bị điều khiển, tín

6 kV đến < 10 kV

1 kV đến < 6 kV

< 1 kV-

Các thiết bị viễn thông

Các thiết bị và hệ thống không có quyđịnh đặc biệt cho điện áp hoặc mộtnhánh

Bảng 1.2: Các chữ cái nhận biết mức điện áp <1kV trong khối ký hiệu mức ngăn.Chữ cái

NN NP NQ NR NS NT

NU NV

Khối ký hiệu chỉ vị trí mang dấu cộng (+) để chỉ nơi đặt hạng mục thiết bị

Ví dụ: toà nhà, buồng, tủ, ngăn và vị trí

Bảng 1.3: Các ký tự giúp nhận biết vị trí đặt các thiết bịChữ cái nhận biết Ý nghĩa

T Các tủ bảng máy biến áp

U Các tủ bảng điều khiển, tín hiệu, hệ thống phụ

V Các tủ sắp xếp

W Các tủ bảng điều khiển

X Các tủ bảng thiết bị trung tâm,

hệ thống cảnh báo hệ thống máy tính quá trình

A Khối, khối con

B Biến đổi các đại lượng không điện thành đại lượng điện và ngược lại

P Dụng cụ đo, thiết bị thử nghiệm

Y Cơ cấu cơ khí tác động bằng điện

Z Đầu cuối chỗ rẽ, bộ lọc, bộ cân bằng, bộ hạn chế, chỗ rẽ đầu cuối

 Các ký hiệu và các con số giúp nhận dạng các chức năng của các thiết bị trongtrạm, chúng ta có thể tra trong bảng sau:

Bảng 1.5: Các ký hiệu và con số nhận dạng các chức năng của các thiết bị trong trạm

Dao nối đất bảo dưỡng thông

thường Cầu dao nối đất bảo dưỡng

thứ nhất Cầu dao nối đất bảo dưỡng

Q0Q01Q02

Q1Q10Q11…Q14Q15…Q19Q5

Q51Q52