Hiện nay, việc thực hiện xây dựng hệ thống tự động hóa cho trạm biến áp thuộc Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam (EVN) cần phải tuân theo các qui định chung về tự động hoá TBA, trong đó việc áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 vào hệ thống trạm tích hợp đã đƣợc yêu cầu thực hiện. Quá trình thực hiện cần đảm bảo những yêu cầu sau:
- Độ tin cậy: Là một trong những yêu cầu quan trọng cần có. Với yêu cầu hệ thống không đƣợc ngừng hoạt động khi chỉ có một điểm nào đó bị sự cố, song song đó việc giám sát và điều khiển tại chổ vẫn đƣợc duy trì. Từ đó, việc thiết kế hệ thống có tính dự phòng là cần thiết phải tính đến, dự phòng giúp loại trừ trƣờng hợp có một bộ phận hƣ hỏng khiến cho cả hệ thống ngừng hoạt động.
Để một hệ thống đáp ứng đƣợc độ tin cậy thì hệ thống đó phải có các đặc tính sau:
Hệ thống bảo vệ hoạt động độc lập.
Hệ thống SA thƣờng thực hiện các hoạt động logic trong điều khiển nhƣ tự động khôi phục lỗi do một lỗi ở máy biến áp, mà không cần quan tâm đến thời gian.
HMI cần hoạt động độc lập với giao diện điều khiển từ xa đến trung tâm điều độ
- Tính sẵn sàng của hệ thống: Khi có sự cố trên hệ thống bảo vệ chính, ta không xem đó là nguyên nhân của việc không hoạt động của hệ thống, nếu nhƣ vẫn còn một điểm khác có thể điều khiển đƣợc.
66
- Tự động khôi phục (Backup): Là cần thiết trong hệ thống tự động hóa trạm. Khi đó nếu có một sự cố đơn lẻ nào đó sẽ không làm mất đi dữ liệu của hệ thống cũng nhƣ gây trở ngại cho hoạt động của hệ thống
Tiêu chuẩn về truyền thông trong hệ thống tự động hóa trạm cần có tính dự phòng hoặc phải có các kết nối linh hoạt để tránh việc hệ thống ngừng hoạt động do sự cố mất tín hiệu điều khiển (ví dụ, do đứt cáp…).
3.1.2. Những yêu cầu cho việc nâng cấp trạm theo IEC 61850.
Việc nâng cấp, mở rộng một trạm đã xây dựng tuân theo đúng tiêu chuẩn IEC 61850 là việc làm cần thiết, phù hợp với xu hƣớng phát triển của công nghệ và hiện đại hóa, tuy nhiên cũng cần nhiều cân nhắc về tính khả thi và chi phí.
Với nguồn vốn của Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam (EVN) hiện nay, việc cải tạo, nâng cấp một hệ thống điều khiển đã xây dựng không tuân thủ tiêu chuẩn IEC 61850 thành hệ thống điều khiển tuân thủ đúng quy định của tiêu chuẩn IEC 61850 đang là vấn đề khó khăn. Trong khuôn khổ của đề tài, nêu lên các hƣớng giải quyết, trong trƣờng hợp các nhà quản lý, đầu tƣ có mong muốn nâng cấp một trạm cũ, hoặc với các trạm mà hệ thống điều khiển và thiết bị đã quá lạc hậu, cần phải đầu tƣ nâng cấp.
Hạn chế của các trạm biến áp kiểu cũ
Hiện nay các trạm biến áp trong hệ thống điện phần lớn đƣợc xây dựng trong các thiết bị thuộc nhiều thế hệ, nhiều chủng loại, của nhiều nhà sản xuất khác nhau, không tuân theo tiêu chuẩn IEC 61850. Muốn có một hệ thống đồng bộ, đảm bảo các yêu cầu về trao đổi thông tin, dữ liệu, cần phải thay thế hầu hết các thiết bị điều khiển, nên chi phí đầu tƣ nâng cấp sẽ rất lớn.
Phần mềm điều khiển trạm, nhà cung cấp đã không cung cấp mã nguồn, khiến việc mở rộng trạm (lắp thêm máy biến áp thứ 2) trở nên hết sức khó khăn. Hơn nữa, hầu hết các trạm hiện tại đều đƣợc sử dụng giao thức trao đổi thông tin của nhà sản xuất thiết bị chƣa thống nhất với các tiêu chuẩn quốc tế.
67
Hệ thống điều khiển của trạm sử dụng giao thức IEC 60870-5 để kết nối với các trung tâm điều độ, muốn kết nối với các thiết bị theo tiêu chuẩn IEC 61850, cần có các bộ biến đổi giao thức.
Giao diện ngƣời – máy HMI của trạm vẫn thiếu các chức năng nhƣ xem xét hệ thống điện tự dùng, không thể kết nối truy suất rơle, muốn truy suất rơle phải nhờ vào hệ thống máy tính riêng, với phần mềm riêng của nhà cung cấp thiết bị bảo vệ rơle.
Các phần mềm hiện tại cũng chƣa xây dựng hệ cơ sở dữ liệu, giúp nhân viên vận hành khai thác tối đa các thông tin thu nhận đƣợc. Một khó khăn khác đó là các nhân viên vận hành chƣa đƣợc tiếp xúc nhiều với các hệ thống tự động hóa trạm hiện đại trên thế giới, cũng nhƣ hiểu biết về tiêu chuẩn IEC 61850 còn nhiều hạn chế, do vậy trong quá trình ứng dụng các tiêu chuẩn quốc tế còn nhiều khó khăn.
Ngoài ra, còn một số trạm chƣa trang bị hệ thống tự động hóa đồng bộ thời gian theo hệ thống định vị toàn cầu GPS.
3.1.3. Các bƣớc thiết kế trạm
Quá trình thiết kế bắt đầu thực hiện với việc xác định rõ các chức năng. Bƣớc tiếp theo là thực hiện chọn lựa các IED thích hợp ứng với các chức năng yêu cầu. Sau đó thực hiện kiểm tra xem liệu các nhóm LN có trong IED thực sự thích hợp và đảm bảo theo yêu cầu không. Cuối cùng thực hiện kết nối các IED này với các cấu trúc truyền thông đã thực hiện thiết kế.
Quá trình thực hiện thiết kế một hệ thống tự động hóa trạm có thể thực hiện theo lƣu đồ nhƣ sau:
68
Hình 3. 1: Lƣu đồ các bƣớc thiết kế hệ thống điều khiển trạm biến áp 3.2.Giới thiệu một số phần mềm thực hiện thiết kế trạm biến áp.
3.2.1. Phần mềm hệ điều hành.
Hệ điều hành Windows 2008 server đƣợc sử dụng cho hệ thống tự động hóa TBA. Hệ điều hành Windows 2008 server đƣợc sử dụng có khả năng hỗ trợ driver
69
cho rất nhiều các loại vi xử lý từ Intel IA-32, 80x86 và Pentium, đến IA-64, hay Intel Xeon, Itanium và AMD. Windows 2008 server không những đã chứng minh độ tin cậy, tính ổn định và bảo mật cao của nó mà còn có khả năng “plug and play” với rất nhiều thiết bị phần cứng khác nhau.
3.2.2. Phần mềm kết nối thông tin
AX-S4 MMS đƣợc chọn để thực hiện kết nối thông tin và truyền tin. Đây là phần mềm đƣợc phát triển và cung cấp bởi Systems Integration Specialists Company, Inc. /USA.
AX-S4 MMS cho phép truy nhập dữ liệu thời gian thực tới bất kỳ một thiết bị nào tƣơng thích IEC-61850 bằng phần mềm tƣơng thích Window hỗ trợ giao diện OLE cho Process Control (OPC™) hoặc Dynamic Data Exchange (DDE).
Các đặc tính chính của AX-S4 MMS:
- Giao diện OPC Server hỗ trợ các ứng dụng OPC client bao gồm hầu hết các ứng dụng dựa trên Window nhƣ SCADA, HMI, Historian, và Visual C++. - COM Automation server hỗ trợ các ứng dụng Visual Basic®.
- Làm việc trên môi trƣờng vật lý Ethernet hỗ trợ các thủ tục truyền tin chuẩn ISO/OSI và TCP/IP :
IEC-61850 phần 7-2, 7-3, 7-4, và 8-1 bao gồm ACSI (Abstract Communication Service Interface).
UCA 2.0 bao gồm GOMSFE và CASM. MMS (Manufacturing Message Specification).
- Giao diện OPC server cũng hỗ trợ IEC-61850 GSSE (Generic Substation Status Event) và GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event).
- Hỗ trợ report tự động đối với IEC-61850, UCA 2.0 và thiết bị MMS theo OPC.
- Cung cấp giao diện MMS Object Explorer cho phép dễ dàng truy nhập tới thiết bị.
70
- Không yêu cầu cấu hình từng điểm dữ liệu đối với hầu hết các thiết bị. Dữ liệu trực tiếp đƣợc lấy về trên phần mềm chỉ bằng vài thao tác setup đơn giản, giảm thiểu các lỗi trong quá trình cấu hình từng điểm dữ liệu bằng tay. - Không có giới hạn số điểm dữ liệu định trƣớc và hỗ trợ tới 1000 thiết bị cùng
đƣợc truy nhập.
- Tƣơng thích với nhiều thiết bị khác nhau từ nhiều nhà cung cấp bao gồm RTU, Rơle, đồng hồ, và CNC.
3.2.3. Phần mềm hỗ trợ giao diện ngƣời dùng
Giao diện ngƣời dùng (User Interface) đƣợc hiểu nhƣ là phần tạo ra sự kết nối giữa ngƣời dùng và các chƣơng trình giám sát, điều khiển của hệ thống tự động hóa TBA, cũng nhƣ các trình ứng dụng khác. User Interface cho phép giám sát và điều khiển hệ thống điện, truy xuất tới các thông tin lƣu trữ trong cơ sở dữ liệu một cách đơn giản và dễ tiếp cận.
Thiết kế của các cửa sổ màn hình có thể đƣợc thay đổi và tái sử dụng. Các cửa sổ màn hình này cho phép chạy các trình ứng dụng, xem lại các thông tin, tổng kết sự kiện theo dữ liệu, theo dõi giám sát thông tin thời gian thực về hệ thống điện,… và sử dụng lại dữ liệu quá khứ.
Hiện nay có rất nhiều phần mềm hỗ trợ giao diện ngƣời dùng, tuy nhiên nổi bật lên đó là Intouch của Wonderware.
3.3. Thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp. 3.3.1. Giải pháp nâng cấp trạm biến áp kiểu cũ. 3.3.1. Giải pháp nâng cấp trạm biến áp kiểu cũ.
Do phạm vi của luận văn không cho phép, vì vậy tác giả xin phép đƣợc trình bày giải pháp và các hƣớng giải quyết đối với việc nâng cấp cho các TBA kiểu cũ. Đối với phần thiết kế chi tiết TBA theo tiêu chuẩn IEC61850 xin đƣợc phép trình bày trong phần thiết kế một TBA xây dựng mới, cụ thể là Trạm biến áp 220kV Tây Hồ.
71
Thiết kế và xây dựng hệ thống điều khiển, bảo vệ mới hoàn toàn.
Đối với các trạm có hệ thống điều khiển, bảo vệ đã quá cũ và lạc hậu, để đảm bảo tính ổn định, đồng bộ hóa thiết bị, thì cần thiết phải xây dựng hệ thống điều khiển, bảo vệ hiện đại theo tiêu chuẩn IEC 61850 cho các trạm này. Mô hình hệ thống tự động đƣợc thực hiện nhƣ cách xây dựng cho trạm mới, đƣợc trình bày ở phần sau của đề tài. Tuy nhiên cần xem xét vì đây là giải pháp tốn kém, cần nhiều vốn đầu tƣ.
Ví dụ áp dụng tại TBA 110kV Trình Xuyên, thay thế toàn bộ hệ thống nhƣ sau: - Máy cắt: thay thế các máy cắt dầu, máy cắt không khí cũ thành các máy cắt
SF6 mới sẵn sàng cho việc giám sát điều khiển từ HMI.
- Dao cách ly: thay thế hệ thống DCL cũ không có động cơ điều khiển thành các DCL mới có động cơ sẵn sàng cho việc giám sát điều khiển từ HMI. - Thay thế các thiết bị nhất thứ khác nhƣ TI, TU, dao tiếp địa… đảm bảo đáp
ứng các yêu cầu chung về hệ thống điều khiển bảo vệ TBA.
- Các rơ le bảo vệ: thay thế các rơ le bảo vệ cũ là các rơ le cơ điện của Liên Xô cũ thành các rơ le bảo vệ và các BCU kỹ thuật số có trang bị giao thức IEC61850.
- Hệ thống máy tính và SCADA: đầu tƣ hệ thống máy tính HMI hoàn toàn mới và thay thế hệ thống SCADA cũ từ RTU560 thành máy tính Gateway truyền tin về các trung tâm điều độ.
Thay thế một phần hệ thống điều khiển bảo vệ:
Để tiết kiệm vốn đầu tƣ, giải pháp thay thế một phần các thiết bị điều khiển, bảo vệ mang tính khả thi hơn là đổi mới toàn bộ hệ thống tự động hóa trạm. Trong các trạm cũ, thiết bị từ nhiều nhà cung cấp khác nhau, giao thức không theo chuẩn, nâng cao các trạm này có thể thực hiện từng bƣớc, tùy theo nhu cầu của nhà đầu tƣ, mà thiết bị nào cần ƣu tiên thay đổi trƣớc.
- Trang bị bộ xử lý trung tâm làm nhiệm vụ điều khiển toàn bộ hệ thống và thu thập dữ liệu.
72
- Trang thiết bị điều khiển mức ngăn BCU cho các ngăn lộ chƣa sử dụng thiết bị này.
- Bổ sung thêm máy tính điều khiển dự phòng (Backup host) với trạm chỉ có một máy tính điều khiển.
- Thay thế các rơle bảo vệ tại trạm không đủ điều kiện kết nối trao đổi thông tin bằng các rơle thế hệ mới có hỗ trợ IEC 61850. Hoặc với những hệ thống có thiết bị đƣợc hỗ trợ việc thay thế module trao đổi thông tin và nâng cấp phần firmware để dùng đƣợc với tiêu chuẩn IEC 61850 thì phƣơng án này cũng là phƣơng án tiết kiệm đƣợc nhiều chi phí.
- Thiết kế phần mềm giao diện, thực hiện điều khiển thiết bị, thu thập thông tin và truy xuất các dữ liệu từ các rơle bảo vệ. Với hệ thống tự động hóa càng cao thì các màn hình hiển thị trên máy tính điều khiển cũng nhiều tƣơng ứng. Việc các phần mềm này cần chú trọng đến các tính năng nhƣ truy suất thông số, dữ liệu trong quá khứ, giám sát hệ thống điện tự dùng, mạng thông tin v.v… là cần thiết.
3.3.2. Thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp 220kV Tây Hồ.
Trạm biến áp 220kV Tây Hồ đƣợc xây dựng theo kế hoạch cải tạo và phát triển lƣới điện Hà Nội của Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam (EVN) cũng nhƣ tổng công ty Điện Lực Hà Nội. Trạm biến áp 220kV Tây Hồ đƣợc xây dựng tại phƣờng Phú Thƣợng, quận Tây Hồ, TP Hà Nội.
Trạm biến áp 220kV Tây Hồ đƣợc thiết kế với quy mô 02 MBA với công suất 250MVA, phía 220kV bao gồm 04 ngăn lộ đƣờng dây, 01 ngăn lộ buscoupler, 02 ngăn lộ đầu vào MBA. Phía 110kV bao gồm 12 ngăn lộ đƣờng dây, 01 ngăn lộ buscoupler, 02 ngăn lộ đầu vào MBA.
3.3.2.1. Xây dựng sơ đồ 1 sợi
Với quy mô xây dựng TBA 220kV Tây Hồ nhƣ phần giới thiệu trên. Ta thực hiện việc xây dựng sơ đồ 1 sợi. Hình vẽ chi tiết sơ đồ 1 sợi đƣợc thể hiện trong phần phụ lục.
73
3.3.2.2. Xác định chức năng và mô tả đặc trƣng của hệ thống SAS.
Do phạm vi của đề tài không cho phép, vì vậy tác giả xin đƣợc phép nêu một số đặc trƣng cơ bản của hệ thống tự động hóa TBA 220kV Tây Hồ nhƣ sau:
- Dạng sơ đồ: sơ đồ 2 thanh cái
- Hệ thống mạng LAN kép vận hành song song
- Sơ đồ phƣơng thức bảo vệ đối với từng ngăn lộ theo quy định của EVN về thiết kế hệ thống điều khiển bảo vệ tích hợp TBA. Ví dụ: đối với ngăn lộ đƣờng dây 220kV bảo vệ chính là F87L, bảo vệ dự phòng là F21, 02 bộ điều khiển BCU1 và BCU2, trong đó cho phép 1 bộ BCU đƣợc tích hợp trong rơ le bảo vệ…
- Yêu cầu các IED đáp ứng chuẩn giao thức IEC 61850.
3.3.2.3. Lựa chọn các IED.
Dựa trên sơ đồ phƣơng thức bảo vệ cho TBA 220kV Tây Hồ, lựa chọn các IED phục vụ mục đích bảo vệ và điều khiển cho từng ngăn lộ, các IED đƣợc chọn là các rơ le kỹ thuật số của hãng SEL. Do phạm vi luận văn không cho phép nên tác giả xin phép đƣợc trình bày cho 01 ngăn lộ đƣờng dây, cụ thể khối lƣợng IED nhƣ sau:
- 01 rơ le bảo vệ so lệch đƣờng dây F87L : SEL-311L
- 01 rơ le bảo vệ khoảng cách F21 có tích hợp chức năng BCU: SEL-421 - 01 bộ điều khiển chức năng BCU : SEL-451
3.3.2.4. Cấu hình các IED.
Hầu hết các rơ le kỹ thuật số hiện nay đều đƣợc trang bị giao thức IEC 61850. Đồng thời các nhà sản xuất cũng cung cấp các phần mềm giao tiếp giúp cho ngƣời dùng có thể config dữ liệu bên trong rơ le. Đối với rơ le SEL cũng vậy, phần mềm để config dữ liệu là: SEL AcSELerator Architect.
Đối với trạm biến áp kiểu tích hợp với giao thức truyền tin IEC 61850, số lƣợng IEDs sử dụng trong trạm là rất nhiều, việc trao đổi dữ liệu giữa các IEDs với nhau
74
và giữa các IEDs và hệ thống máy tính HMI là rất lớn. Theo mặc định của nhà sản xuất thì nhóm DataSets của rơ le SEL bao gồm 13 Logical Node LLN0:
Hình 3. 2: Cấu trúc các LNN0 mặc định của NSX
Để tăng hiệu quả và tốc độ làm việc của hệ thống, việc config dữ liệu theo tùy ý ngƣời sử dụng là rất cần thiết. Với mục đích giám sát điều, điều khiển và đo lƣờng tại TBA 220kV Tây Hồ, đối với mỗi Physical Devices (IED) ta có thể config dữ