Chương 3: GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA KHÔNG NGƯỜI TRỰC CHO
3.2 CÁC GIẢI PHÁP VÀ TIÊU CHÍ LỰA CHỌN CHO CÁC HỆ THỐNG
Theo các yêu cầu, quy định hiện nay khi cải tạo trạm 110kV không người trực thì tất cả các trạm đều phải bổ sung kết nối hệ thống camera an ninh, báo cháy tự động và hệ thống thông tin SCADA đảm bảo thu thập đầy đủ dữ liệu phục vụ giám sát, điều khiển từ Trung tâm điều khiển.
Với trạm biến áp 110kV Hòa Khánh 2 đã có hệ thống điều khiển tích hợp là một thuận lợi khi thực hiện kết nối với trung tâm điều khiển, chuyển sang vận hành không người trực. Chính vì vậy, có 2 giải pháp để chuyển trạm sang vận hành không người trực đó là:
- Giải pháp tận dụng lại hệ thống hiện hữu.
- Giải pháp bổ sung thiết bị thu thập tập trung dữ liệu mới.
Các giải pháp đều đáp ứng yêu cầu về thu thập dữ liệu kết nối, tùy nhu cầu người sử dụng, cũng như đáp ứng về nguồn vốn có thể sử dụng một trong các giải pháp trên. Ở đây, ta chọn giải pháp tận dụng lại hệ thống hiện hữu.
Với giải pháp “ Tận dụng lại hệ thống hiện hữu”, ta xây dựng trình tự cải tạo trạm 110kV Hòa Khánh 2 theo các bước như sau:
- Đánh giá quy mô nâng cấp trạm
- Nêu giải pháp cho các hệ thống và yêu cầu chọn lựa thiết bị - Chọn sơ đồ vận hành cho trạm
+ Sơ đồ nhất thứ
+ Hệ thống máy tính điều khiển, thông tin liên lạc
+ Phương thức bảo vệ, điều khiển, đo lường - Chỉnh định cấu hình, đấu nối thiết bị
Quy mô nâng cấp trạm
- Thay mới 02 tủ điều khiển bảo vệ ngăn MBA 110kV T1, T2.
- Phía 110 kV: Thay thế toàn bộ hệ thống rơle bảo vệ hiện hữu bằng hệ thống rơle bảo vệ mới hỗ trợ tiêu chuẩn IEC 61850 nhằm đảm bảo thu thập đầy đủ thông tin về TTĐK cũng như tăng cường khả năng tự động hóa trạm.
- Phía 22kV: Do trạm được xây dựng sau các trạm biến áp khác nên các role phía 22kV đều mới và đáp ứng được tiêu chuẩn IEC 61850
- Trang bị hệ thống điều khiển máy tính theo tiêu chuẩn IEC 61850, đảm bảo tuân thủ Quy định hệ thống điều khiển TBA theo quyết định số 176/QĐ-EVN ngày 4/3/2016.
- Xây dựng hệ thống thông tin kết nối về TTĐK PC Đà Nẵng và Trung tâm điều độ HTĐ Miền Trung.
- Xây dựng hệ thống Camera IP giám sát kết hợp chức năng giám sát đột nhập và cảnh báo an ninh.
- Xây dựng hệ thống báo cháy tự động.
- Xây dựng hệ thống kiểm soát vào ra (access control).
- Thay mới 01 tủ nạp ắc quy.
- Thay mới tủ phân phối tự dùng 380/220VAC kèm BCU theo tiêu chuẩn IEC 61850 giám sát.
3.2.1 Hệ thống điều khiển
3.2.1.1 Giải pháp hệ thống điều khiển
a) Quy định về chức năng hệ thống điều khiển TBA
- Các thiết bị điều khiển và bảo vệ phải được đặt tập trung trong nhà điều khiển TBA.
- Các thiết bị và bảo vệ của từng ngăn lộ sẽ được kết nối về máy chủ của trạm thông qua mạng LAN đơn bằng cáp quang có tốc độ 100Mbps.
- Các thiết bị IED dùng để điều khiển và bảo vệ phải được chế tạo và thử nghiệm theo các tiêu chuẩn IEC.
a.1. Chức năng điều khiển:
Chức năng điều khiển là chức năng chính và quan trọng của hệ thống điều khiển TBA, điều khiển toàn bộ các quá trình vận hành TBA bao gồm điều khiển các công tác độc lập của từng thiết bị, đồng thời quản lý toàn bộ chuỗi sự kiện trong hệ thống, điều khiển các mạch liên động. Việc điều khiển TBA có thể thực hiện ở 4 mức:
- Từ TT Điều độ hoặc TTĐK: TBA được điều khiển thông qua hệ thống SCADA.
- Từ phòng điều khiển trạm: Thực hiện điều khiển các thiết bị trong trạm từ phòng điều khiển đặt tại TBA.
- Tại các tủ điều khiển, bảo vệ ở từng ngăn lộ: Điều khiển các thiết bị trong từng ngăn lộ thông qua các tủ điều khiển, bảo vệ của ngăn lộ đó.
- Tại thiết bị: Điều khiển thiết bị thực hiện thông qua các khóa điều khiển, nút bấm lắp đặt tại các thiết bị.
a.2. Chức năng giám sát và xử lý thông tin:
Chức năng giám sát và xử lý thông tin bao gồm các chức năng chính sau:
- Thu thập và hiển thị dữ liệu của TBA: Thu thập toàn bộ tín hiệu các thiết bị trong TBA, các tín hiệu đo lường theo thời gian thực và cho phép biểu diễn toàn bộ các quá trình, thông số của thiết bị qua giao diện người-máy, cung cấp giao diện vận hành và giám sát.
Các dữ liệu cần thu thập bao gồm:
+ Các thông tin về từng ngăn lộ: Trạng thái của các thiết bị đóng cắt, thông số vận hành (U, I, P, Q, F, hệ số công suất, Wh, VArh).
+ Các thông tin về MBA (dòng điện các phía, điện áp các phía, nấc phân áp, công suất tác dụng, công suất phản kháng, nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây).
- Chức năng cảnh báo: Phát hiện các hiện tượng bất thường, nguy cơ sự cố và đưa ra cảnh báo cho người vận hành dưới dạng tín hiệu đèn và âm thanh. Cảnh báo trong hệ thống được chia thành các cấp độ cảnh báo nguy cơ (Warning), báo động (Alarm) và báo lỗi (Failure).
- Chức năng báo sự cố: Khi có sự cố phải báo ngay cho người vận hành đã có sự cố xảy ra dưới dạng tín hiệu đèn và âm thanh.
- Chức năng an toàn hệ thống: Cung cấp khả năng phân quyền truy cập hệ thống cụ thể đến từng thiết bị và khối điều khiển.
b) Yêu cầu về giao thức truyền tin
Các yêu cầu về kỹ thuật và giao thức truyền tin sau đây bắt buộc phải áp dụng trong hệ thống các thiết bị trao đổi được dữ liệu với nhau:
- Sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850 hoặc Modbus để trao đổi thông tin giữa các thiết bị điều khiển, bảo vệ, đo lường với Gateway/RTU và kết nối giữa các thiết bị khác trong TBA.
- Sử dụng giao thức IEC 60870-5-104 để kết nối giữa thiết bị đầu cuối (RTU hoặc Gateway) với TTĐK, hệ thống SCADA.
c) Yêu cầu về giao diện người – máy (HMI)
Trang bị một máy tính đấu nối trực tiếp vào mạng LAN để thiết lập giao diện người-máy.
Phần mềm HMI phải có tối thiểu các chức năng sau:
- Hiển thị sơ đồ một sợi của toàn trạm và theo từng cấp điện áp, chi tiết từng ngăn lộ đường dây, MBA và các thiết bị khác theo thiết kế của TBA với trạng thái hiện tại của các thiết bị, giá trị đo lường tức thời (thời gian thực) của các thông số vận hành: U, I, P, Q, f, hệ số công suất, nhiệt độ dầu MBA, nhiệt độ cuộn dây, chỉ nấc MBA. Những thông số vận hành được đo theo từng pha thì phải có khả năng hiển thị tất cả các pha hoặc lựa chọn hiển thị theo từng pha.
- Giám sát tình trạng hoạt động của các IED, các thiết bị mạng LAN, GPS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway.
- Hiển thị các sự kiện, cảnh báo, sự cố gắn với thời gian xảy ra với đơn vị thời gian mức ms, thời gian xảy ra phải là thời gian theo đồng hồ của rơle bảo vệ hoặc thiết bị điều khiển (không phải là thời gian lấy theo đồng hồ trên máy tính).
- Cho phép người vận hành gắn, gỡ các biển báo mềm cấm thao tác, chú ý trong vận hành.
- Cho phép người vận hành thao tác điều khiển các thiết bị đóng cắt, chuyển nấc MBA.
Khi thao tác điều khiển các thiết bị đóng cắt, chuyển nấc MBA phải có kiểm tra điều kiện logic.
Hình 3.4 Sơ đồ hệ thống điều khiển theo mô hình mới d) Yêu cầu về cấp nguồn điện cho hệ thống điều khiển TBA, thiết bị đầu
cuối và thiết lập kênh truyền.
- Nguồn điện cấp cho hệ thống điều khiển, bảo vệ TBA là nguồn DC điện áp định mức 220V hoặc 110V và phải được cấp từ 2 nguồn độc lập, trong đó 1 nguồn cấp điện chính, nguồn còn lại ở trạng thái dự phòng và có thiết bị tự động chuyển sang nguồn dự phòng khi hư hỏng nguồn cấp điện chính.
- Thiết bị đầu cuối và thiết bị cấp kênh truyền như: Gateway/RTU, thiết bị truyền dẫn, thiết bị ghép kênh phải sử dụng cùng nguồn cấp điện cho hệ thống điều khiển, bảo vệ của TBA (thông qua bộ biến đổi DC/DC cách ly nếu cần).
3.2.1.2 Cấu hình hệ thống điều khiển TBA:
Hệ thống điều khiển TBA phải đảm bảo tuân thủ Quy định hệ thống ĐK TBA theo quyết định số 176/QĐ-EVN ngày 4/3/2016 của Tập đoàn điện lực Việt Nam.
Các TBA sử dụng hệ thống điều khiển tích hợp ở mức thiết bị nhị thứ phải đáp ứng tối thiểu các yêu cầu sau:
- Hệ thống máy tính chủ đảm nhiệm chức năng sau:
+ Thu thập dữ liệu thời gian thực và giao diện người-máy, được thực hiện trên 2 máy độc lập để dự phòng cho nhau.
+ Truy vấn, khai thác dữ liệu phục vụ công tác quản lý vận hành, phân tích và điều khiển hệ thống.
+ Hệ thống máy chủ phải có chức năng tự bảo quản dữ liệu, tự động chia sẻ dữ liệu giữa các máy chủ, tự bảo trì hệ thống, tự động chuyển chế độ hoạt động khi có một máy server hoặc một mạng bị lỗi.
+ Gateway kết nối lên mạng SCADA/EMS.
+ Máy tính hệ thống Engineer Console để phục vụ công tác bảo dưỡng, chỉnh định hiệu chỉnh thiết bị rơle điều khiển và bảo vệ, đo lường và hệ thống điều khiển.
- Các thiết bị IED kết nối với nhau thông qua một mạng Fast Ethernet nội bộ theo tiêu chuẩn IEEE 802.3 với các thiết bị thiết lập mạng có độ tin cậy cao và hỗ trợ tiêu chuẩn IEC 61850. Các thiết bị và bảo vệ của từng ngăn lộ sẽ được kết nối về máy tính chủ của trạm thông qua mạng LAN được thiết lập vòng ring, bằng cáp quang/cáp đồng bộ có tốc độ 100Mbps.
- Giao tiếp giữa các thiết bị IED thông qua tín hiệu số theo tiêu chuẩn IEC 61850 hoặc Modbus.
- Các mạch liên động được lập trình logic bên trong các thiết bị IED.
- Khóa lựa chọn On/Off chế độ đóng có kiểm tra đồng bộ đối với những TBA có điểm hòa đồng bộ.
- Các thiết bị IED điều khiển mức ngăn phải có màn hình hiển thị trạng thái các thiết bị đóng cắt, các nút thao tác điều khiển đóng cắt thiết bị, nút điều khiển tại chỗ/từ xa chho từng ngăn lộ, tín hiệu báo, đèn báo điều khiển tại chỗ/từ xa (LOCAL/REMOTE).
- Trên các thiết bị IED điều khiển hoặc bảo vệ mức ngăn phải có chức năng hiển thị các thông số vận hành chính: U, I, P, Q, f, hệ số công suất, Wh, VArh. Đối với ngăn điều khiển MBA có thêm đồng hồ chỉ nhiệt độ MBA, chỉ nấc MBA. Những thông số vận hành được đo theo từng pha thì phải có khả năng hiển thị tất cả các pha hoặc lựa chọn hiển thị theo từng pha.
- Tại các tủ lắp thiết bị điều khiển mức ngăn cần trang bị đủ khóa đóng cắt thiết bị bằng tay để có thể thực hiện thao tác thiết bị đóng cắt, chuyển nấc MBA dự phòng khi thiết bị IED điều khiển có sự cố. Các khóa này phải được đấu nối liên động bằng dây điện.
- Khóa/nút lựa chọn On/Off tự động đóng lặp lại.
- Tất cả các thiết bị điều khiển, bảo vệ và các máy tính (nếu có) phải được đồng bộ với nguồn tín hiệu thời gian GPS theo giao thức SNTP hoặc IRIG-B.
3.2.1.3 Tiêu chuẩn lựa chọn thiết bị hệ thống điều khiển
Hệ thống điều khiển của trạm bao gồm các thiết bị lắp đặt trên tủ điều khiển bảo vệ cho các ngăn lộ để thực hiện các chức năng sau:
- Thể hiện sự đấu nối của các phần tử bằng các sơ đồ nổi.
- Điều khiển đóng, cắt các máy cắt 110kV, 22kV và các dao cách ly 110kV.
- Báo vị trí của các máy cắt, dao cách ly và các dao tiếp địa.
- Liên động các mạch điều khiển đóng cắt cách máy cắt, dao cách ly và dao tiếp địa theo đúng sơ đồ thiết kế nhằm tránh việc điều khiển thao tác sai gây hư hại cho thiết bị và người vận hành.
- Điều khiển điện áp đầu ra 22kV của MBA lực bằng các khóa điều khiển có liên động với mạch tự động điều chỉnh.
- Điều khiển hệ thống quạt mát của MBA lực bằng khóa điều khiển với 2 chế động bằng tay vào tự động.
Ngoài ra, có thể điều khiển thiết bị trên màn hình giao diẹn HMI của các thiết bị điều khiển và giám sát trạm bằng máy tính có cấu trúc 3 cấp như sau:
- Cấp tủ điều khiển và bảo vệ.
- Cấp mạng LAN và hệ thống giám sát vận hành lưới điện 110kV/22kV.
- Cấp kết nối SCADA/EMS.
Hệ thống điều khiển và giám sát bằng máy tính trạm biến áp 110kV bao gồm các phần chính sau:
- Mạng cục bộ LAN: tạo sự liên kết, liên lạc giữa các phần tử trong hệ thống điều khiển tích hợp.
- Hệ thống máy tính chủ (bộ xử lý trung tâm): thực hiện thu nhập dữ liệu, trao đổi, xử lý thông tin, lưu trữ dữ liệu, tính toán, điều khiển và giao diện điều khiển, giám sát, cảnh báo và trợ giúp trong vận hành tại trạm…
- Giao thức truyền tin: giao thức liên lạc chung trong toàn hệ thống và với hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS và các trung tâm thao tác.
a. Tiêu chuẩn cho hệ thống điều khiển và giám sát trạm bằng máy tính:
- Tuân thử các tiêu chuẩn công nghiệp, được áp dụng rộng rãi và không phụ thuộc vào nhà sản xuất khi thay thế hoặc nâng cấp mở rộng bất kỳ phần tử của hệ thống.
- Hệ điều hành được sử dụng trong máy tính chủ phải là Windows 2003/2008 server hoặc các phiên bản phát triển sau này của Windows.
- Đảm bảo bất kỳ hư hỏng của phần tử đơn lẻ không ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của hệ thống (chức năng điều khiển và đo lường tại chỗ).
- Đảm bảo đồng bộ với tín hiệu thời gian IRIG-B qua vệ tinh.
- Hệ thống điều khiển tự động hóa trạm, các thiết bị chính trong trạm như Rơ le, BCU, các Ethenet Switch, Bay Switch,… phải có chứng nhận thử nghiệm đáp ứng tiêu chuẩn IEC 61850 do đơn vị thử nghiệm độc lập được quốc tế công nhận.
- Hệ thống điều khiển và giám sát: cấu hình điều khiển kép tại các mức ngăn phía 110kV (mỗi ngăn 110kV phải có 2 mạch điều khiển độc lập), cấu hình đơn đối với 22kV; kèm sơ đồ mimic điều khiển với logic mềm (cấu hình logic mềm từ các IEDs) - Phải có đầy đủ bản quyền sử dụng (full licence)
- Điều khiển và thu nhập dữ liệu trong trạm được thực hiện theo chuẩn yêu cầu phải là một cấu trúc thông tin liên lạc kiểu hệ thống mở cùng với đặc tính kỹ thuật của các thủ tục được yêu cầu cho các ứng dụng trạm. Giao thức sử dụng phải cho phép tích hợp hệ thống điều khiển, bảo vệ và lưu trữ dữ liệu trong toàn trạm. Cấu trúc mở giao thức áp dụng phải cho phép liên kết hoạt động của các thiết bị điện tử thông minh (IED) trong trạm mà không cần quan tâm đến hãng sản xuất.
- Các dữ liệu tương tự về giá trị dòng điện, điện áp, điện năng tác dụng, điện năng phản kháng, công suất tác dụng, công suất phản khác, mức độ quá tải nhiệt của từng đường dây được đo và thu nhập bởi các rơ le và/hoặc, các bộ “Bay control unit”
- Các giá trị điện năng tác dụng, phản khác của từng ngăn 110kV, từng tủ trung thế 22kV được đo bởi các công tơ điện tử. Các công tơ điện tử này được kết nối với máy tính chủ của trạm thông qua mạng Ethernet.
- Tình trạng của máy cắt được giám sát bởi các rơ le bao gồm số lần đóng cắt, dòng cắt sự cố tích lũy, dòng cắt sự cố trung bình.
- Bản ghi trình tự các sự kiện thao tác (SEO) được lưu trữ trong rơ le và bộ thu thập dữ liệu trung tâm, được tự động cập nhật về máy tính chủ, tại đó các SOE được lưu trữ,
phân loại và lọc theo yêu cầu của người sử dụng. Các SOE có thể được làm và truy xuất từ xa bằng một chương trình tìm kiếm.
- Các bản ghi sự cố được các rơ le tự động ghi lại. Bất cứ khi nào sự cố xảy ra hoặc rơ le và/hoặc bộ “Bay control unit” thao tác điều khiển máy cắt, một bản ghi sự cố sẽ được ghi lại.
- Vị trí sự cố sẽ được định vị sự cố trong các rơ le tính toán, ghi lại và được tập hợp về máy tính chủ để hiển thị trên giao diện người máy và lưu trữ trong cơ sở dữ liệu.
- Rơ le và/hoặc bộ “Bay control unit” sẽ thực hiện việc thu nhập các tín hiệu cảnh bảo tại trạm. Các tín hiệu cảnh báo này sẽ được tập hợp về máy tính chủ để hiển thị lên màn hình giao diện người máy và lưu trữ trong các bản ghi sự kiện quá khứ.
- Tất cả các kiểu biển báo được thể hiện trên màn hình máy tính chủ của trạm. Việc đặt biển báo sẽ được lưu trữ lại trong cơ sở dữ liệu không thể xâm phạm của máy tính chủ để phục vụ việc phân tích và theo dõi sau này. Có chức năng đặt biển cảnh báo vào HMI trong hệ thống điều khiển tích hợp.
- Dự phòng việc điều khiển và giám sát các thiết bị trạm trong trường hợp máy tính chủ bị hư hỏng hoặc hệ thống mạng bị trục trặc được thực hiện bởi các bộ “Bay control unit” tại tủ điều khiển và bảo vệ của từng ngăn và MBA. Việc giám sát, điều khiển và thực hiện các liên động, truyền cắt vẫn được đảm bảo hoàn toàn tại mức tủ điều khiển, bảo vệ từng ngăn và máy biến áp, không phụ thuộc vào tình trạng làm việc của máy tính chủ.
b. Tiêu chuẩn về cáp đấu nối mạng LAN:
- Cáp kết nối mạng LAN và giữa các thiết bị IEDs: Cáp UTP CAT6 hoặc cáp quang multi-mode, single-mode tương ứng với giao diện mạng của các thiết bị tin học, thiết bị IEDs, NIM,… Đấu nối từ các IEDs vào Bay Switch bằng cáp quang hoặc cáp đồng và phải được bảo vệ trong ống nhựa hoặc máng cáp.
- Đầu nối cáp: Ưu tiên sử dụng các cáp tín hiệu và connector của nhà sản xuất kèm theo thiết bị. Trong trường hợp cáp và connector cấp sẵn không phù hợp (về giao diện, chiều dài,…) với thực tế lắp đặt, có thể sử dụng các connnector rời để thi công nhưng phải có chất lượng tốt, đảm bảo tiếp xúc tốt và suy hao tín hiệu tmnhấp. Đối với các loại connector quang, phải đảm bảo mức suy hao ≤ 0.5dB tại vị trí tiếp xúc với adaptor.
- Tất cả cáp tín hiệu kết nối giữa các loại thiết bị vào Switch phải được đánh số/dán tem nhãn để đánh dấu cáp tại 2 đầu cuối và tại các vị trí chuyển hướng trong tủ hoặc mương cáp, máng cáp.
c. Yêu cầu hệ thống máy tính chủ bao gồm các chức năng chính sau: