BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG HỒ HY VINH TÍCH HỢP CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THỐNG VỚI IEC 61850 TRONG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP TRUYỀN TẢI ĐIỆN Chuyên ngành: Mạng hệ thống điện Mã số: 60.52.50 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2014 Cơng trình hồn thành ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: PGS.TS ĐINH THÀNH VIỆT Phản biện 1: PGS.TS LÊ KIM HÙNG Phản biện 2: TS NGUYỄN LƢƠNG MÍNH Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật họp Đại học Đà Nẵng vào ngày 28 tháng năm 2014 Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Thơng tin - Học liệu, Đại Học Đà Nẵng MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Tự động hóa hệ thống điện yêu cầu cấp thiết giai đoạn phát triển Các quốc gia tiên tiến giới khu vực hoàn thành cơng việc tiến hành hình thành lưới điện thơng minh Tập đồn điện lực Việt Nam có văn số 10/CV-EVNKTLĐ-TĐ ngày 06/12/2006 việc áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 cho hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp ban hành quy định kỹ thuật hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp ngày 26/03/2008 Tổng công ty điện lực miền Trung đưa “Kế hoạch triển khai Lưới điện thơng minh” ngày 21/02/2013 Trong đó, u cầu tiến hành tự động hóa lưới điện 110kV từ đến năm 2022 Hiện nay, đa số trạm biến áp lưới điện truyền tải sử dụng nhiều chủng loại thiết bị có giao thức truyền thơng thấp giao thức IEC 61850, hệ thống điều khiển truyền thống khóa điều khiển tủ bảng, thu thập liệu trạm theo phương thức ghi chép chủ yếu Việc nâng cấp trạm thành trạm tự động hóa gặp nhiều khó khăn: - Thiết bị cũ, nhiều chủng loại - Nhiều giao thức truyền Để tiến hành tự động hóa trạm biến cần phải sử dụng giải pháp tích hợp giao thức truyền thống vào giao thức IEC 61850, sở truy xuất liệu từ thiết bị Mục tiêu nghiên cứu Từ lý trên, đề tài đặt mục tiêu “Xây dựng mơ hình tự động hóa trạm biến áp sử dụng nhiều chủng loại thiết bị nhiều giao thức truyền thông thành trạm tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850” Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu Nghiên cứu giao thức truyền thống sử dụng trạm biến áp truyền tải điện khu vực, sở đưa giải pháp cụ thể cho trường hợp Nghiên cứu giải pháp kỹ thuật nhà cung cấp dịch vụ tự động hóa sử dụng khu vực giới Tìm hiểu nghiên cứu xu hướng tự động hóa trạm biến áp tổ chức kỹ thuật giới, từ lựa chọn giải pháp phù hợp Sử dụng mơ hình tự động hóa có, nghiên cứu khả tương thích để đưa vào áp dụng trạm Phƣơng pháp nghiên cứu Để giải mục tiêu nêu trên, luận văn đưa phương pháp nghiên cứu sau: - Nghiên cứu giao thức Modbus, IEC 60870, IEC 61850 - Nghiên cứu cơng cụ tích hợp giao thức truyền thống với giao thức IEC 61850 tự động hóa trạm biến áp - Nghiên cứu sơ đồ kết nối hệ thống trạm biến áp tự động hóa nhà cung cấp dịch vụ Từ xây dựng mơ hình tự động hóa trạm biến áp truyền tải điện theo tiêu chuẩn IEC 61850, sử dụng nhiều chủng loại thiết bị nhiều giao thức truyền thông Luận văn nghiên cứu xây dựng mơ hình cụ thể phịng thí nghiệm, đồng thời ứng dụng giải pháp để nâng cấp trạm biến áp điều khiển truyền thống thành trạm biến áp tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 để chứng minh tính khả thi giải pháp Bố cục đề tài Mở đầu Chương 1: Tự động hóa trạm biến áp truyền tải điện giao thức truyền thống Chương 2: Giao thức IEC 61850 tự động hóa trạm biến áp truyền tải điện Chương 3: Tích hợp giao thức truyền thống với IEC 61850 tự động hóa trạm biến áp truyền tải điện Chương 4: Xây dựng hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kV Hội An Kết luận kiến nghị Tổng quan tài liệu nghiên cứu Tham khảo tài liệu tác giả ngồi nước hệ thống tự động hóa trạm biến áp, tài liệu từ tổ chức nghiên cứu kỹ thuật IEC, IEEE cơng trình nghiên cứu công bố Tham khảo giải pháp tự động hóa nhà sản xuất, nhà cung cấp dịch vụ nước Căn quy định thông số kỹ thuật thủ tục nghiệm thu hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp truyền tải điện Bộ công thương, Tập đồn điện lực Việt Nam Tổng cơng ty điện lực miền Trung CHƢƠNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP TRUYỀN TẢI ĐIỆNVÀ CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THỐNG 1.1 TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP TRUYỀN TẢI ĐIỆN Trạm biến áp đóng vai trị quan trọng hệ thống truyền tải phân phối điện Số lượng trạm biến áp ngày gia tăng với phát triển kinh tế - xã hội Thiết bị điện tử thông minh thiết bị công nghệ thông tin ngày sử dụng rộng rải hệ thống đo lường, điều khiển bảo vệ trạm điện góp phần thúc đẩy việc tự động hóa trạm biến áp truyền tải điện cách nhanh chóng Cơ sở việc tự động hóa trạm biến áp giao thức truyền thông thiết bị điện Các giao thức truyền thống Modbus, DNP, IEC 60870, Đây giao thức tạo cho nhóm thiết bị, khơng mang tính thống chung cho toàn hệ thống 1.2 GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG MODBUS 1.2.1 Giới thiệu chung Modbus Modicon (hiện thuộc Schneider Electric) phát triển năm 1979, phương tiện truyền thông với nhiều thiết bị thông qua cặp dây xoắn đơn Ban đầu, hoạt động RS232, sau sử dụng cho RS485 để đạt tốc độ cao hơn, khoảng cách dài hơn, mạng đa điểm Modbus nhanh chóng trở thành tiêu chuẩn thơng dụng ngành tự động hóa 1.2.2 Mô tả giao thức 1.2.3 Kiểu liệu Modbus Dữ liệu Modbus dựa kiểu liệu bảng nối tiếp có phân biệt đặc tính rõ ràng 1.3 GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG IEC 60870 IEC 60870-5-101/102/103/104 tiêu chuẩn kèm theo tạo cho việc điều khiển xa bản, truyền thông cho hệ thống tích hợp, trao đổi liệu từ thiết bị bảo vệ truy cập hệ thống mạng IEC101 tương ứng 1.3.1 IEC 60870-5-101 IEC 60870-5-101 [IEC 101] tiêu chuẩn cho hệ thống giám sát, điều khiển, thông tin liên lạc cho việc điều khiển xa, bảo vệ xa viễn thông cho hệ thống điện Tiêu chuẩn phù hợp cho cấu hình phức tạp điểm nối điểm, hình sao, đa điểm., … 1.3.2 IEC 60870-5-103 IEC 60870-5-103 [IEC 103] tiêu chuẩn cho hệ thống điều khiển thông tin liên lạc liên quan hệ thống điện.Tiêu chuẩn hỗ trợ số đặc tính chức bảo vệ cung cấp số công cụ để hợp chức bảo vệ vào dãy liệu riêng 1.3.3 IEC 60870-5-104 IEC 60870-5-104 [IEC 104] giao thức mở rộng giao thức IEC 101 với số thay đổi chuyển tải, hệ thống kết nối, liên kết dịch vụ lớp vật lý để hoàn toàn phù hợp truy cập mạng Tiêu chuẩn sử dụng giao tiếp TCP/IP mở để kết nối hệ thống với mạng LAN router với điều kiện thuận lợi khác sử dụng để kết nối với WAN 1.4 KẾT LUẬN Trong chương này, tác giả giới thiệu tổng quan cần thiết mạnh trạm biến áp tự động hóa Tìm hiểu giao thức truyền thống (Modbus, IEC 60870) thiết bị điện sử dụng trạm biến áp truyền tải điện Giao thức truyền thông tảng để xây dựng hệ thống tự động Hiện nay, giao thức truyền thống nêu không sử dụng để xây dựng hệ thống tự động hóa mà thay giao thức mang tính thống toàn cầu (IEC 61850) CHƢƠNG GIAO THỨC IEC 61850 TRONG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2.1 GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG IEC 61850 2.1.1 Nền tảng IEC 61850 Trong năm đầu thập kỷ 1990, viện nghiên cứu EPRI IEEE bắt đầu phát triển tiêu chuẩn để xác định truyền thông trạm biến áp Dự án đặt tên UCA EPRI IEEE bắt đầu làm việc với UCA 2.0 vào năm 1994, tập trung chủ yếu vào bus truyền thông trạm biến áp.Năm 1997, ba tổ chức EPRI, IEEE IEC liên kết với để tạo tiêu chuẩn quốc tế, đặt tên IEC 61850 xuất năm 2004 2.1.2 Tiện ích IEC 61850 Tiêu chuẩn IEC 61850 tạo với chức mềm dẻo khả mở rộng linh hoạt Tiêu chuẩn sử dụng công nghệ thông tin, hỗ trợ nhiều dịch vụ với việc lựa chọn yêu cầu thực khác Truyền thông tốc độ cao IED độc lập cho phép thực việc truyền thông ngăn lộ với Với giao tiếp ngăn lộ, liên động thực thơng qua đường truyền thơng Với IEC 61850, IED giao tiếp với cách phát nhận tin nhắn GOOSE 2.1.3 Nội dung tiêu chuẩn IEC 61850 a Mơ hình hóa IED Các IED kết nối với mạng địa mạng Một thiết bị vật lý xác định nhiều thiết bị logic Nhiều thiết bị logic dùng để phân chia chức riêng biệt thiết bị vật lý, hoạt động máy chủ proxy gateway cho thiết bị logic khác Việc ảo hóa thiết bị thực theo cách nhằm làm cho cấu hình toàn hệ thống hiểu cách dễ dàng b Khái niệm Logical node Khái niệm logical node đóng vai trị quan trọng tồn tiêu chuẩn Các logical node đối tượng trao đổi thơng tin xương sống việc mơ hình hóa thiết bị thực Các logical node chứa số tập hợp đối tượng liệu xác định trước bắt buộc với thuộc tính liệu cụ thể Thông tin chứa đựng logical node trao đổi dịch vụ với quy tắc yêu cầu thực xác định trước 2.2 CẤU TRÚC TRẠM BIẾN ÁP TỰ ĐỘNG HÓA THEO TIÊU CHUẨN IEC 61850 Theo tiêu chuẩn IEC 61850, thiết bị nhị thứ trạm biến áp xếp theo mức: Mức Trạm (Station Level), Mức Ngăn (Bay Level) Mức Quá trình (Process Level) 2.2.1 Cấu trúc liên kết bus trạm (Station bus) Cấu trúc đơn giải pháp IED kết nối trực tiếp vào bus mà không qua switch hay lặp Giải pháp thường khơng có tính dự phịng, tính sẵn sàng hay độ tin cậy cao Để đáp ứng yêu cầu tiêu chuẩn, hầu hết cáctrường hợp đòi hỏi phải sử dụng Ethernet switch hỗ trợ việc gắn nhãn ưu tiên Cấu trúc vòng bao gồm switch lặp liên kết với để nối IED, máy tính trạm, máy tính chủ, … Ưu điểm cấu trúc vịng độ tin cậy việc lập cố phục hồi thực cách dễ dàng 2.2.2 Ngơn ngữ cấu hình hệ thống IEC 61850 định nghĩa ngôn ngữ truyền thông tự động hóa trạm biến áp Vì IED gắn liền với hệ thống tự động hóa nên thiết bị phải có số thơng tin giao tiếp với thiết bị khác trạm Một số cấu hình phải thực trước thiết bị làm việc với thiết kế Sau kết nối vào hệ thống, thiết bị lấy thơng tin cấu hình hệ thống cách tự động Các dịch vụ tiêu chuẩn hỗ trợ điều này, tiêu chuẩn tương đối nên khả thơng dịch khó thực Do tương tác IED cách xa việc hỗ trợ PnP (Plug and Play) nên việc hiểu ngôn ngữ SCL giản đồ cấu hình quan trọng 2.2.3 Khả dự phòng độ tin cậy hệ thống Khi nói tự động hóa trạm biến áp, khả dự phòng mối quan tâm Nó đảm bảo cho hệ thống làm việc tin cậy Các trạm biến áp lớn thường có hai hệ thống bảo vệ song song có giải pháp khác để tạo tin cậy khả dự phòng Trong trạm biến áp nhỏ khơng cần sử dụng hệ thống song song, IEC 61850 hỗ trợ phương tiện khác để hệ thống tin cậy Khả dự phòng nội IED phụ thuộc vào nhà sản xuất nằm phạm vi tiêu chuẩn Giải pháp để nâng cao khả dự phịng mức truyền thơng lựa chọn cấu trúc vòng sử dụng switch cho bus trạm Giải pháp hỗ trợ độ tin cậy switch bị lỗi Ở mức độ ứng dụng, IEC 61850 có nhiều hỗ trợ khả dự phịng mơ hình thẳng thành chức Khả dự phịng mức ứng dụng mơ hình SCL cách đặt tên IED riêng lẻ, cung cấp thêm mạng liên kết logical node 2.2.4 Đồng hóa thời gian Các kiện trạm có yêu cầu thực thi nghiêm ngặt nên việc đồng hóa thời gian đóng vai trò quan trọng IEC 61850 Đối với mục đích quản lý kiện trạm biến áp, nhãn thời gian kiện phải quán 2.2.5 An ninh mạng Bản thân tiêu chuẩn IEC 61850 không chứa giải pháp bảo mật An ninh mạng nằm phạm vi tiêu chuẩn liên quan chủ yếu đến đơn vị xây dựng hệ thống điều khiển tích hợp để xem xét giải pháp bảo vệ an toàn hệ thống IEC 61850 dựa giao thức truyền thông đại, phải đối mặt với vấn đề 10 phía trung (22kV, 35kV) thuộc hãng khác chưa ghép nối với điều độ Điện lực, điều khiển tủ bảng điều khiển truyền thống Nhóm có trạm Nhóm (Trạm Truyền thống): Thiết bị khơng đồng bộ, nhiều hãng, nhiều đời nhiều chủng loại, điều khiển tủ bảng điều khiển truyền thống Nhóm có 54 trạm 3.2 VẤN ĐỀ TÍCH HỢP CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THƠNG TRONG TỰ ĐỘNG HĨA TRẠM BIẾN ÁP Trước có giao thức truyền thơng IEC 61850, hãng sản xuất thiết bị giới tự xây dựng cho giao thức truyền thơng riêng biệt phục vụ cho việc truyền thông cho thiết bị hãng mình, số chuẩn truyền thơng thơng dụng: Modbus, IEC 60870-5, DNP3.0, Profibus, Lon/Spa bus, K-Bus Courier Các trạm biến áp thuộc Nhóm thiết bị cũ Việc nâng cấp trạm thành trạm tự động hóa với yêu cầu sử dụng lại thiết bị có dẫn đến tốn cần phải giải tích hợp nhiều giao thức vào chung hệ thống theo tiêu chuẩn IEC 61850 3.3 GIẢI PHÁP CỤ THỂ 3.3.1 Xây dựng mơ hình phịng thí nghiệm Lựa chọn thiết bị Chọn sơ đồ vận hành Thiết kế sơ đồ phương thức điều khiển, bảo vệ, đo lường Chế tạo, lắp đặt mô thiết bị thứ Lựa chọn hệ thống máy tính, thiết kế sơ đồ nối mạng Lắp đặt, đấu nối trạm tự động hóa Hình 3.1: Trình tự xây dựng mơ hình trạm biến áp tự động hóa 11 a Lựa chọn thiết bị TT Bảng 3.4: Liệt kê thiết bị để xây dựng mơ hình Tên thiết bị Hãng sản xuất Giao thức Rơle SEL421 SEL IEC 61850 Rơle MiCOM P132 ALSTOM IEC 61850 Rơle REF615 ABB IEC 61850 Rơle 7UT61 SIEMENS IEC 60870-5-103 Rơle 7SJ61 SIEMENS IEC 60870-5-103 Rơle MiCOM P123 ALSTOM MODBUS IEC1107 Côngtơ A1700 ELSTER (IEC62056-21) b Chọn sơ đồ vận hành Hình 3.2: Sơ đồ trạm 110kV điển hình khu vực c Chế tạo, lắp ráp bảng điều khiển mô thiết bị thứ d Sơ đồ phương thức đo lường, điều khiển bảo vệ e Hệ thống máy tính điều khiển sơ đồ kết nối mạng 12 - Máy tính chủ (SERVER): Thu thập, lưu trữ xử lý thông tin từ IED Dữ liệu lưu trữ dựa hệ sở liệu MS SQL Máy tính chủ tích hợp chức lưu trữ liệu khứ (HIS) cổng truyền thông SCADA (GATEWAY) - Máy tính điều khiển (HMI Computer) làm nhiệm vụ sau: Điều khiển thiết bị thứ trạm; Hiển thị thông số đo lường xuất tuyến thông số MBA; Giám sát trạng thái kết nối, trạng thái thiết bị thứ nhị thứ; Cảnh báo tình trạng bất thường, tín hiệu cố; Xuất báo cáo thông số vận hành, thông tin cảnh báo; Tìm kiếm thơng tin cố q khứ - Máy tính kỹ thuật (Engineering Computer) làm nhiệm vụ: Cài đặt rơle phần mềm cài đặt rơle, đọc ghi cố; Cấu hình Dataset cho IED; Thiết lập liên động GOOSE cho thiết bị Sơ đồ kết nối: Hệ thống mạng kết nối mạng LAN đơn, Bay Switch trạm kết nối với Ethernet Switch theo mơ hình hình Hình 3.5: Sơ đồ kết nối hệ thống 13 3.3.2 Giải pháp phần mềm Giải pháp tích hợp nhiều chủng loại thiết bị nhiều giao thức truyền thông vào chung hệ thống điều khiển tự động theo tiêu chuẩn IEC 61850 thực công cụ OPC Server kết hợp với công cụ thiết lập giao diện điều khiển HMI Hình 3.6: Trình tự thực thu thập quản lý liệu a Cơng cụ lập trình điều khiển HMI Cơng cụ WinCC sử dụng để xây dựng giao diện HMI để điều khiển trạm hệ thống máy tính, phục vụ việc xử lý lưu trữ liệu hệ thống tự động hóa Phần mềm điều khiển tích hợp xây dựng chạy hệ điều hành Windows Server 2008/ Windows với chức hữu hiệu cho việc điều khiển, giám sát WinCC sử dụng hệ quản trị sở liệu mở ODBC/SQLvà dễ dàng truy cập tới sở liệu hệ thống ngôn ngữ SQL ODBC Hỗ trợ ngơn ngữ lập trình chuẩn ANSI-C VBScripts để lập trình kiện 14 Hình 3.8: Xây dựng giao diện điều khiển ngăn 171 b Cơng cụ trích xuất liệu - Công cụ Matrikon OPC Server: Sử dụng cơng cụ để trích xuất liệu với IED có giao thức IEC 61850 SEL421, MiCOM P132, REF615 - Công cụ Triangle MicroWorks SCADA Gateway: Sử dụng module SDG để trích xuất liệu: + Protocol driver IEC 60870-5-103 Master cho kết nối thiết bị hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-103 (7UT61, 7SJ61) + Protocol driver IEC 60870-5-101/104 Slave cho kết nối đến trung tâm điều khiển (SCADA computer) + Protocol driver Modbus Master cho kết nối thiết bị hỗ trợ giao thức Modbus (MiCOM P127) c Phần mềm cấu hình rơle, thiết lập GOOSE: - DIGSI 4.87:cấu hình cài đặt thông số cho rơle 7UT61, 7SJ61 - PCM 600 V2.5: cấu hình cài đặt thơng số cho rơle REF615 15 - MICOM S1 Agile: cấu hình cài đặt thông số cho rơle MiCOM P132, MiCOM P127 - SEL Quickset: cấu hình cài đặt thơng số cho rơle SEL421 d Thiết lập liên động (INTERLOCKING) Sử dụng GOOSE để thiết lập liên động IED có giao thức IEC 61850 (SEL421, P132 REF615).Nhờ hạn chế tối đa việc đấu nối dây cứng thiết bị 3.3.3 Mơ hình điều khiển tích hợp trạm biến áp a.Điều khiển - giám sát Mức trạm: Dưới toàn phần điều khiển giám sát tồn trạm xây dựng cơng cụ thiết lập HMI WinCC cơng cụ trích xuất liệu OPC Server Hình 3.14: Sơ đồ tổng quan trạm 110kV Giao diện người máy tính cho phép thực hoàn chỉnh hệ thống giám sát điều khiển, thơng tin xử lý nhanh chóng rõ ràng Tại thời điểm trạng thái trạm hiển thị lưu trữ cách xác, giá trị đo lường lưu trữ cho phép phân tích định dạng bảng hay biểu đồ Tất kiện, 16 cảnh báo đọc từ IED gắn nhãn thời gian với độ phân giải ms - Giám sát trạng thái thiết bị - Báo tín hiệu có tình trạng bất thường hay cố xuất - Điều khiển MC, DCL, DTĐ; Điều khiển nấc phân áp (OLTC) Quạt mát (FAN) MBA T1 - Giám sát rơle bảo vệ bao gồm rơle bảo vệ đường dây 110kV (SEL421, 7SJ61), rơle bảo vệ MBA T1 (P132, 7UT61 P123) rơle bảo vệ xuất tuyến 22kV (REF615) - Giải trừ cảnh báo IED từ xa - Gắn biển báo thiết bị (Tagging) - Giám sát trạng thái kết nối IED trường hợp hư hỏng đường kết nối hư hỏng IED - Bảng kiện, cảnh báo (EVENT LIST/ ALARM LIST) - Âm cảnh báo (SOUND) - Biểu đồ dạng sóng (Trend): Cho phép hiển thị dạng sóng trực tiếp (online trend) tra cứu dạng sóng khứ (his trend) b.Điều khiển - giám sát Mức SCADA Việc phân quyền điều khiển thực HMI Station, sau đăng nhập ca trực vận hành (Login), cho phép chuyển khóa lựa chọn STATION/SCADA từ vị trí STATION sang vị trí SCADA theo yêu cầu Trung tâm điều độ 3.4 KẾT LUẬN Phần mềm điều khiển tích hợp tạo đảm bảo độ tin cậy q trình vận hành, đồng thời có tính linh hoạt cao việc ghép nối thiết bị có nhiều chuẩn truyền thơng khác (IEC 61850, IEC 60870-5-103, IEC1107, Modbus) đảm bảo thời gian nhanh việc thay thiết bị hay xử lý hư hỏng xảy trình vận hành trình cải tạo mở rộng trạm 17 CHƢƠNG XÂY DỰNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM BIẾN ÁP 110kV HỘI AN 4.1 GIỚI THIỆU CHUNG Trạm biến áp 110kV Hội An nằm địa phận thành phố Hội An, tỉnh Quảng Nam Trạm biến áp đưa vào vận hành từ năm 2010 với quy mô ban đầu gồm Máy biến áp 110/22kV-25MVA xuất tuyến 22kV, cung cấp điện cho thành phố Hội An 4.1.1 Mô tả trạng TBA Sơ đồ nối điện hữu trạm biến áp 110kV Hội An sau: Phía 110kV sử dụng sơ đồ “01 – 01 MBA” gồm đường dây 176 từ TBA 110kV Điện Nam Điện Ngọc đấu nối trực tiếp vào C11 TBA 110kV Hội An, ngăn C11 lắp máy biến điện áp TUC11, ngăn MBA T1 lắp dao cách ly 131-1 máy cắt 131 đấu nối vào C11; Phía 22kV sử dụng sơ đồ “01 hệ thống có máy cắt phân đoạn” với 01 ngăn lộ tổng 431 04 ngăn xuất tuyến, hệ thống phân phối 22kV TBA 110kV Hội An xây dựng giai đoạn đầu gồm có C41 xuất tuyến 471, 473, 475, 477, 412 bố trí lắp đặt tủ hợp nhà 4.1.2 Sự cần thiết phải đầu tƣ xây dựng cơng trình Hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường thu thập liệu vận hành trạm tồn số nhược điểm: - Điều khiển thiết bị 110kV, MBA T1 lộ tổng 22kV tủ thiết bị, điều khiển khóa tủ điều khiển theo mạch điện truyền thống; Điều khiển xuất tuyến 22kV mức điều khiển trực tiếp tủ thiết bị - Thông số vận hành ghi chép vào sổ vận hành; Thông tin cố lưu trữ vào nhớ rơle với dung lượng nhớ 18 thấp (nên lưu đến tin) làm việc theo chế ghi đè - Điều khiển thiết bị từ A3 thông qua tủ RTU; Thông tin truyền trao đổi A3 với trạm với số lượng hạn chế Qua trạng nêu cho thấy việc “Tự động hóa trạm biến áp 110kV Hội An” nhằm nâng cấp trạm điều khiển truyền thống thành trạm tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 cần thiết, làm tăng khả linh hoạt điều khiển giám sát tín hiệu trạm, A3, đồng thời nâng cao khả thu thập lưu trữ liệu vận hành, tiến đến trạm bán người trực không người trực theo lộ trình lưới điện thơng minh Tổng Cơng ty điện lực miền Trung 4.2 XÂY DỰNG PHƢƠNG ÁN NÂNG CẤP 4.2.1 Giải pháp cơng nghệ Hệ thống tự động điều khiển, giám sát xây dựng hoàn toàn theo tiêu chuẩn IEC 61850, đồng thời có khả ghép nối thiết bị có chuẩn giao thức khác IEC 60870-5-103, Modbus Hệ thống máy tính theo chuẩn công nghiệp, làm việc tin cậy, liên tục 4.2.2 Hệ thống điều khiển giám sát phía 110kV MBA T1 4.2.3 Hệ thống điều khiển giám sát phía 22kV, C41 4.2.4 Hệ thống đo lƣờng 4.2.5 Hệ thống AC/DC hệ thống tín hiệu cảnh báo 4.3 XÂY DỰNG PHẦN CỨNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA 4.3.1 Danh mục thiết bị bổ sung 4.3.2 Phƣơng thức điều khiển - bảo vệ 4.3.3 Hệ thống máy tính điều khiển - giám sát 4.3.4 Hệ thống mạng kết nối thiết bị Hệ thống mạng toàn trạm (Station Bus): theo giao thức IEC 61850, mạng LAN đơn, hình tia Các thiết bị có chuẩn giao tiếp IEC 61850, IEC 60870-5-103, Modbus, TCP/IP nối với Station Bus thông qua Switch, bao gồm: 19 IEC 61850 PROTOCOL Hình 4.4: Sơ đồ kết nối hệ thống điều khiển - giám sát 4.4 XÂY DỰNG PHẦN MỀM HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA Phần mềm tự động hóa trạm biến áp tác giả xây dựng dựa công cụ OPC Server thiết lập giao diện HMI Đây giải pháp phần cứng sản phẩm phần mềm điều khiển tích hợp trạm biến áp tạo đáp ứng yêu cầu kỹ thuật ngành điện 20 4.4.1 Công cụ MatrikonOPC Server MatrkonOPC Server for IEC 61850 sử dụng để trích xuất liệu từ BCU (7SJ64, 6MD61) có chuẩn truyền thông IEC 61850 Kết nối với BCU 7SJ64 Đặt tên thiết bị Địa kết nối Hình 4.5: Giao diện cài đặt công cụ MatrikonOPC Server 4.4.2 Công cụ Triangle MicroWorks Sử dụng module M103 để trích xuất liệu rơle (MiCOM P632, MiCOM P132) có chuẩn truyền thơng IEC 60870-5-103 Sử dụng module MMB để trích xuất liệu rơle MiCOM P122, SEPAM S40, S23, B22 thiết bị đo lường (PM710) có chuẩn truyền thơng Modbus 4.4.3 Công cụ WinCC 7.0 Thiết lập giao diện điều khiển tồn trạm cơng cụ WinCC 7.0 21 Sử dụng OPC để truy xuất liệu từ IED Các IED có giao thức IEC 61850 Các IED có giao thức IEC 103 Công cụ thiết lập giao diện điều khiển Hình 4.7: Giao diện cài đặt cơng cụ WinCC 7.0 4.4.4 Phần mềm tự động hóa Hình 4.8: Đăng nhập/ Đăng xuất 22 Từ sơ đồ tổng quan truy cập vào ngăn (BAY) trạm biến áp thông qua “button bar” hay click chuột vào ngăn a Ngăn lộ tổng 110kV b Ngăn Máy biến áp T1 Hình 4.11: Sơ đồ ngăn máy biến áp T1 110/22kV c Gian phân phối 22kV d Hệ thống AC/DC e Gắn biển báo thiết bị (Tagging) f Giám sát kết nối thiết bị toàn trạm STATION BUS g Bảng kiện, cảnh báo (EVENT LIST/ ALARM LIST) i Âm cảnh báo (SOUND) j Biểu đồ dạng sóng (Trend) k Xuất báo cáo (EXPORT REPORT) l Phân quyền điều khiển giám sát từ SCADA Việc phân quyền điều khiển thực HMI Computer, sau đăng nhập ca trực vận hành (Login), cho phép chuyển khóa lựa chọn STATION/SCADA từ vị trí STATION sang vị trí SCADA theo yêu cầu điều độ viên A3 23 4.5 KẾT LUẬN Trong chương này, tác giả giới thiệu toàn nội dung giải pháp tự động hóa phần mềm điều khiển tích hợp Trạm biến áp 110kV Hội An Với tiêu chí tiết kiệm chi phí đầu tư, chủ đầu tư yêu cầu sử dụng lại tất thiết bị có, bổ sung thiết bị điều khiển hệ thống máy tính trung tâm Phần mềm điều khiển tích hợp sử dụng công cụ HMI kết hợp với công cụ OPC server nhằm tích hợp nhiều giao thức truyền thông khác vào hệ thống tự động theo tiêu chuẩn IEC 61850 đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật đáp ứng yêu cầu ngành Điện KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Giải pháp "Tích hợp giao thức truyền thống với IEC 61850 tự động hóa trạm biến áp truyền tải điện" kiểm nghiệm mơ hình phịng thí nghiệm đưa vào ứng dụng thực tế TBA 110kV Hội An Phần mềm điều khiển tích hợp trạm biến áp tác giả tạo dựa giải pháp nêu đảm bảo tiêu chuẩn quốc tế yêu cầu kỹ thuật quy định ngành điện trạm biến áp tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 Phần mềm thân thiện với người sử dụng đảm bảo tin cậy an tồn q trình vận hành Đây sản phẩm tự động hóa trạm biến áp tạo nội lực ngành điện Sản phẩm Tổng công ty Điện lực miền Trung đưa vào ứng dụng thực tế TBA 110kV Hội An triển khai cho trạm Phần mềm điều khiển tích hợp phát huy hiệu cao tiến hành nâng cấp trạm biến áp điều khiển truyền thống thành trạm tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 với lý sau: - Sử dụng thiết bị có với giao thức cũ ghép nối vào hệ 24 thống điều khiển toàn trạm giảm thiểu chi phí đầu tư mua thiết bị Đồng thời giữ nguyên mức điều khiển thiết bị mức điều khiển tủ điều khiển nên không làm thay đổi kết cấu trạm - Bổ sung BCU có chuẩn truyền thơng IEC 61850 nhằm bổ sung thêm mạch điều khiển mức ngăn đồng thời làm nhiệm vụ thu thập liệu cấu chấp hành từ hệ thống máy tính trung tâm - Tại mức điều khiển trạm: lắp hệ thống mạng máy tính điều khiển trung tâm đảm bảo tiêu chuẩn IEC 61850, hoàn toàn phù hợp với thiết bị mức ngăn có giao thức IEC 61850 tương lai nâng cấp mở rộng trạm hay thay thiết bị Hƣớng phát triển đề tài: bước hồn thiện phần mềm điều khiển tích hợp dựa công cụ nhà cung cấp Đồng thời nghiên cứu cơng cụ lập trình để tự xây dựng phần mềm giao diện điều khiển nhằm chủ động việc thiết lập phần điều khiển giảm chi phí đầu tư mua sắm cơng cụ thiết lập giao diện HMI Kiến nghị: - Ứng dụng giải pháp vào việc nâng cấp toàn trạm biến áp điều khiển truyền thống khu vực miền Trung Tây Nguyên thành trạm tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 nhằm góp phần đẩy nhanh tiến độ sớm hồn thành giai đoạn tự động hóa trạm biến áp để tiến đến xây dựng lưới điện thơng minh - Rà sốt lại chủng loại thiết bị bảo vệ - đo lường trạm để có phương án nâng cấp cụ thể, ưu tiên nâng cấp trạm biến áp đơn giãn, thiết bị đồng bộ, thiết bị không cũ - Đối với trạm biến áp có thiết bị cũ có nhiều thiết bị có giao thức truyền thơng khác khơng nên áp dụng giải pháp phải đầu tư nhiều thiết bị chuyển đổi giao thức bổ sung nhiều cơng cụ trích xuất liệu dẫn đến chi phí đầu tư lớn