Luận văn thạc sĩ về ứng dụng công nghệ tự động hóa tại trạm biến áp TP HCM

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật phân tích kỹ thuật ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại tổng công ty điện lực tp hcm, đánh giá thực trạng, chỉ ra hạn chế, đề xuất giải

• Tác giả: Trần Hồ Đăng Khoa
• Người hướng dẫn: TS. Võ Hoàng Duy
• Trường học: Trường Đại Học Công Nghệ TP. HCM
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Ứng Dụng Công Nghệ Tự Động Hóa Trong Trạm Biến Áp Tại TP HCM
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2016
• Địa điểm: TP. HỒ CHÍ MINH

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• LỜI CÁM ƠN
• TÓM TẮT
• ABSTRACT
• PHẦN MỞ ĐẦU
• Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài
• Mục tiêu của đề tài
• Nội dung nghiên cứu của đề tài
• Phương pháp nghiên cứu
• Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu
• Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu
• Kết cấu của đề tài
• 1. Chương 1: Hiện trạng các trạm biến áp do TCT Điện lực Tp.
• 1.1. Thống kê các trạm biến áp
• 1.2. Khái niệm chung
• 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
• 1.3.2. Khối ký hiệu “mức ngăn”
• 1.3.3. Khối ký hiệu chỉ “vị trí”
• 1.3.4. Khối ký hiệu nhận dạng các hạng mục
• 1.3.5. Khối ký hiệu “đấu nối, đấu cuối” có ký hiệu đầu cột là (:)
• 1.4. Các chức năng điều khiển và bảo vệ
• 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
• 1.4.2. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ đường dây và máy biến áp
• 1.4.3. Khoá liên động
• 1.4.4. Các loại hệ thống điều khiển
• 1.4.5. Tín hiệu chỉ thị
• 2. Chương 2: Tìm hiểu IEC 61850 và giao thức IEC 60870-5-104
• 2.1. Giao thức IEC 61850
• 2.1.1. Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC61850
• 2.1.2. Thách thức và mục tiêu của IEC61850
• 2.1.3. Những đặt tính của tiêu chuẩn
• 2.1.4. Quy tắt đặt tên theo tiêu chuẩn
• 2.2. Giao thức IEC 60870-5-104
• 3. Chương 3: Mô hình tự động hóa trạm biến áp theo quy định của EVN
• 3.1. Giới thiệu hệ thống tích hợp
• 3.2. Qui mô của hệ thống tích hợp
• 3.3. Cấu hình và yêu cầu chung của hệ thống tích hợp
• 3.4. Phạm vi cung cấp
• 3.5. Yêu cầu chi tiết của hệ thống tích hợp
• 3.5.1. Cấu hình /thiết bị lắp đặt yêu cầu
• 3.5.2. Giao tiếp giữa các rơle vận hành trong trạm
• 4. Chương 4: Mô tả cấu trúc mạng của một trạm biến áp tự động hóa
• 4.1. Các kỹ thuật truyền thông
• 4.2. Các điều kiện kỹ thuật dùng cho hệ thống điều khiển xa và các giao diện
• 4.3. Giao diện điều khiển xa / trạm biến áp
• 4.4. Các điều kiện chung đối với các trạm đóng cắt
• 4.5. Đọc dụng cụ đo dếm
• 4.6. Nguồn cung cấp, nơi đặt
• 4.7. Các kiểu (Topology) của mạng LAN
• 4.8. Các dạng sơ đố cấu trúc hệ thống theo tiêu chuẩn IEC 61850
• 5. Chương 5: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp
• 5.1. Giới thiệu thiết bị RTU560 của ABB
• 5.2. Giới thiệu về Rơle bảo vệ của Toshiba
• 5.3. Giới thiệu Relay bảo vệ của Schneider
• 5.4. Giới thiệu Relay bảo vệ của Siemens
• 5.5. Các phần mềm ứng dụng trong hệ thống kết nối RTU và IED theo IEC61850
• 5.6. Thực hiện kết nối mô phỏng tại phòng thí nghiệm
• 6. Chương 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm
• 6.1. Giới thiệu hệ thống SCADA trung tâm
• 6.2. Thiết lập cấu hình trên hệ thống SCADA
• 7. Chương 7: Kết quả thực hiện
• 7.1. Kết quả thực hiện tại phòng thí nghiệm
• 7.2. Kết quả thực hiện kết nối trạm 110kV Nam Sài Gòn 2
• 7.3. Kết quả thực hiện kết nối trạm ngắt Cường Để
• 7.4. Tổng kết các vấn đề đã tìm hiểu và nghiên cứu trong đề tài
• 7.5. Kiến nghị những nghiên cứu tiếp theo
• DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
• DANH MỤC CÁC BẢNG
• DANH MỤC CÁC MÔ HÌNH, BIỂU ĐỒ, SƠ ĐỒ, HÌNH

Tóm tắt

I. Giới thiệu về công nghệ tự động hóa trong trạm biến áp

Công nghệ tự động hóa trong trạm biến áp là một xu hướng hiện đại, sử dụng các thiết bị điện tử thông minh (IED), Relay, và các thiết bị đo lường để thu thập và giám sát thông số vận hành theo thời gian thực. Việc áp dụng công nghệ này không chỉ giúp tối ưu hóa quy trình vận hành mà còn tạo nền tảng cho mô hình vận hành không người trực. Theo nghiên cứu, Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã triển khai nhiều trạm biến áp tự động hóa, áp dụng tiêu chuẩn IEC61850 để kết nối các thiết bị IED. Tuy nhiên, một thách thức lớn là việc kết nối các thiết bị từ nhiều nhà sản xuất khác nhau, điều này gây khó khăn trong bảo trì và thay thế thiết bị. Mục tiêu của nghiên cứu này là tìm hiểu và đề xuất giải pháp kết nối giữa các thiết bị RTU và Relay từ các nhà sản xuất khác nhau, nhằm nâng cao tính tương thích và hiệu quả trong vận hành.

II. Khảo sát hiện trạng các trạm biến áp

Khảo sát hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực TP.HCM quản lý cho thấy rằng nhiều thiết bị điện tử thông minh như Multimeter, Relay bảo vệ và Tariff Meter đang được sử dụng. Các thiết bị này hỗ trợ kết nối qua giao thức Modbus RTU hoặc Modbus TCP/IP, nhưng vẫn chưa được khai thác tối đa. Việc ghi nhận thông số hiện tại chủ yếu được thực hiện thủ công, gây tốn thời gian và dễ xảy ra sai sót. Nghiên cứu chỉ ra rằng việc áp dụng công nghệ tự động hóa sẽ giúp giảm thiểu công việc thủ công, đồng thời nâng cao độ chính xác và hiệu quả trong việc giám sát và điều khiển trạm biến áp. Điều này không chỉ giúp tiết kiệm chi phí mà còn nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện.

III. Tìm hiểu về giao thức IEC 61850

Giao thức IEC 61850 là tiêu chuẩn quốc tế cho việc tự động hóa trạm biến áp, cho phép các thiết bị khác nhau từ nhiều nhà sản xuất giao tiếp với nhau một cách hiệu quả. Tiêu chuẩn này đảm bảo rằng tất cả các thiết bị IED có thể 'nói' cùng một ngôn ngữ, bất kể nguồn gốc chế tạo. Nghiên cứu cho thấy rằng việc áp dụng IEC 61850 không chỉ giúp cải thiện khả năng tương tác giữa các thiết bị mà còn giảm thiểu chi phí bảo trì và nâng cao tính linh hoạt trong việc mở rộng hệ thống. Thách thức lớn nhất trong việc triển khai giao thức này là đảm bảo tính tương thích giữa các thiết bị từ các nhà sản xuất khác nhau, điều này cần được giải quyết để tối ưu hóa hiệu quả của hệ thống tự động hóa.

IV. Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN

Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN là một phần quan trọng trong việc triển khai công nghệ tự động hóa. Hệ thống tích hợp điều khiển và bảo vệ trạm biến áp cần phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật nghiêm ngặt để đảm bảo an toàn và hiệu quả. Nghiên cứu đã chỉ ra rằng việc áp dụng các tiêu chuẩn và quy định của EVN không chỉ giúp nâng cao độ tin cậy trong vận hành mà còn tạo điều kiện thuận lợi cho việc bảo trì và nâng cấp hệ thống. Các yêu cầu chi tiết về cấu hình và thiết bị lắp đặt cần được thực hiện một cách chính xác để đảm bảo rằng hệ thống hoạt động hiệu quả và an toàn.

V. Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm

Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm là một bước quan trọng trong việc triển khai công nghệ tự động hóa tại các trạm biến áp. Hệ thống SCADA cho phép giám sát và điều khiển từ xa, cung cấp thông tin thời gian thực về tình trạng hoạt động của trạm biến áp. Nghiên cứu cho thấy rằng việc thiết lập cấu hình trên hệ thống SCADA cần phải được thực hiện một cách cẩn thận để đảm bảo rằng tất cả các thiết bị đều có thể giao tiếp hiệu quả. Điều này không chỉ giúp nâng cao khả năng giám sát mà còn cải thiện khả năng phản ứng nhanh chóng trong trường hợp xảy ra sự cố.

VI. Kết quả thực hiện và kiến nghị

Kết quả thực hiện nghiên cứu cho thấy rằng việc kết nối các thiết bị trong trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850 đã mang lại nhiều lợi ích, bao gồm việc nâng cao hiệu quả vận hành và giảm thiểu chi phí bảo trì. Tuy nhiên, để đạt được hiệu quả tối ưu, cần có sự hợp tác chặt chẽ giữa các nhà sản xuất thiết bị và các đơn vị vận hành. Nghiên cứu kiến nghị rằng cần tiếp tục nghiên cứu và phát triển các giải pháp kết nối giữa các thiết bị từ nhiều nhà sản xuất khác nhau, nhằm nâng cao tính tương thích và hiệu quả trong vận hành trạm biến áp.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Hệ thống lưới điện thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh quản lý và vận hành tổng cộng 114 trạm biến áp, bao gồm 4 trạm 220kV, 51 trạm 110kV và 60 trạm ngắt phân phối 15/22kV. Trong số đó, 67 trạm đã được trang bị các hệ thống tự động hóa trạm biến áp từ nhiều nhà cung cấp khác nhau. Tuy nhiên, rào cản kỹ thuật lớn nhất đặt ra là hầu hết các hệ thống tự động hóa hiện hữu chỉ kết nối đồng bộ các thiết bị điện tử thông minh từ cùng một hãng sản xuất duy nhất, gây ra tình trạng phụ thuộc công nghệ, đội chi phí đầu tư lên cao và tạo ra nhiều trở ngại trong công tác bảo trì, thay thế thiết bị định kỳ.

Mục tiêu trọng tâm của nghiên cứu là xây dựng và hiện thực hóa giải pháp tích hợp điều khiển, bảo vệ trạm biến áp theo tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850, giải quyết bài toán giao tiếp đồng thời giữa thiết bị đầu cuối RTU560 của hãng ABB với rơle bảo vệ từ các nhà sản xuất độc lập khác nhau như Toshiba, Schneider và Siemens. Đề tài tập trung nghiên cứu trong phạm vi lưới điện cao thế và trung thế của Thành phố Hồ Chí Minh, thực hiện cấu hình thử nghiệm tại phòng thí nghiệm Trung tâm Điều độ Hệ thống điện và kiểm chứng thực địa tại trạm 110kV Nam Sài Gòn 2 cùng trạm ngắt 15kV Cường Để trong giai đoạn từ tháng 8 năm 2015 đến tháng 1 năm 2016.

Nghiên cứu mang ý nghĩa thực tiễn to lớn khi trực tiếp đóng góp vào lộ trình chuyển đổi 100% trạm biến áp của Tổng công ty sang mô hình vận hành không người trực. Giải pháp giúp giảm thời gian ghi nhận dữ liệu thủ công từ tần suất 60 phút một lần xuống thành giám sát thời gian thực với độ trễ dưới 1 giây, tiết kiệm ước tính khoảng 20% đến 35% chi phí đầu tư mua sắm thiết bị nhờ xóa bỏ tính độc quyền công nghệ.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng hai khung lý thuyết kỹ thuật điện và truyền thông công nghiệp chủ đạo:

Thứ nhất, tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850 về mạng thông tin và hệ thống truyền thông trong trạm biến áp. Khung tiêu chuẩn này xác lập kiến trúc tự động hóa 3 cấp rõ rệt: cấp trạm, cấp ngăn lộ và cấp quá trình. Trọng tâm của lý thuyết là mô hình hóa dữ liệu hướng đối tượng thông qua các nút logic chuẩn hóa. Các nút logic tiêu biểu được khai thác bao gồm XCBR cho điều khiển máy cắt, CSWI cho khóa điều khiển thao tác, MMXU cho đo lường thông số vận hành, PTOC và PIOC cho bảo vệ quá dòng có thời gian và cắt nhanh, cùng PDIS cho bảo vệ khoảng cách. Toàn bộ cấu hình hệ thống được chuẩn hóa qua ngôn ngữ mô tả SCL với các tệp định dạng chuẩn như ICD, IID, SCD và CID.

Thứ hai, giao thức truyền thông IEC 60870-5-104 kết hợp hệ thống SCADA/DMS trung tâm. Giao thức này cho phép truyền tải dữ liệu giám sát và lệnh điều khiển từ xa qua mạng TCP/IP giữa trạm biến áp và trung tâm điều độ với độ bảo mật và tính toàn vẹn thông tin cao. Bên cạnh đó, nghiên cứu tích hợp lý thuyết khóa liên động an toàn và hệ thống chỉ danh rơle theo tiêu chuẩn ANSI như chức năng 50/51, 67, 21, 87 và 79 nhằm đảm bảo an toàn tuyệt đối cho thiết bị đóng cắt.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng kết hợp phương pháp nghiên cứu thực nghiệm trong phòng thí nghiệm và phương pháp nghiên cứu ứng dụng hiện trường:

Nguồn dữ liệu nghiên cứu bao gồm số liệu thống kê vận hành của 114 trạm biến áp thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, quy định kỹ thuật hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, tài liệu kỹ thuật chi tiết của thiết bị RTU560 và các dòng rơle bảo vệ chuyên dụng.

Về cỡ mẫu và phương pháp chọn mẫu, đề tài thực hiện khảo sát toàn diện 67 trạm biến áp tự động hóa hiện hữu, sau đó lựa chọn mẫu có chủ đích với 2 công trình tiêu biểu đại diện cho hai cấp lưới điện: trạm biến áp 110kV Nam Sài Gòn 2 (đại diện cho lưới truyền tải và phân phối 110kV) và trạm ngắt 15kV Cường Để (đại diện cho lưới phân phối trung thế). Lý do lựa chọn phương pháp phân tích thực nghiệm mô phỏng và kiểm chứng trực tiếp là nhằm đánh giá chính xác khả năng tương thích của các luồng dữ liệu truyền thông đa hãng mà không gây gián đoạn lưới điện đang vận hành.

Quy trình nghiên cứu trải qua 6 bước liên tục trong timeline 5 tháng: thu thập thông số, mô hình hóa dữ liệu trên phần mềm RTUtil560, PCM600 và CCT, thử nghiệm ghép nối tín hiệu tại phòng thí nghiệm của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Thành phố Hồ Chí Minh, và kết nối nghiệm thu trực tiếp với hệ thống SCADA trung tâm.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình nghiên cứu và thực nghiệm đã mang lại 4 phát hiện quan trọng:

Thứ nhất, giải pháp tích hợp đã kết nối thành công 100% các thiết bị điện tử thông minh đa nhãn hiệu qua giao thức IEC 61850 với thiết bị điều khiển RTU560 của ABB. Cụ thể, hệ thống đã đồng bộ hoàn hảo rơle bảo vệ GRZ100 của Toshiba, rơle Micom P132 của Schneider và rơle REF620 của ABB trong cùng một mạng LAN trạm biến áp mà không cần sử dụng các bộ chuyển đổi giao thức trung gian đắt tiền.

Thứ hai, việc truyền nhận tín hiệu nhị phân 1-bit (trạng thái cảnh báo, báo động rơle), tín hiệu 2-bit (vị trí đóng, mở của máy cắt và dao cách ly) cùng các đại lượng đo lường tương tự (điện áp, dòng điện, công suất P, Q, hệ số công suất Cos phi) đạt độ chính xác 100%. Thời gian đáp ứng truyền dữ liệu đo lường và phản hồi lệnh điều khiển đóng cắt từ máy tính điều khiển đến thiết bị trường đạt mức trễ dưới 500 mili giây, đáp ứng hoàn toàn yêu cầu vận hành thời gian thực.

Thứ ba, hệ thống tích hợp tại trạm 110kV Nam Sài Gòn 2 và trạm ngắt 15kV Cường Để đã kết nối ổn định về SCADA trung tâm qua giao thức IEC 60870-5-104, giúp tự động hóa toàn bộ việc thu thập số liệu vận hành thay thế cho phương pháp ghi chép thủ công chu kỳ 60 phút mỗi lần của nhân viên trực trạm.

Thứ tư, phân tích kinh tế kỹ thuật trên 67 trạm tự động hóa cho thấy mô hình tích hợp mở giúp giảm chi phí mua sắm thiết bị từ 20% đến 35% cho mỗi dự án cải tạo trạm, đồng thời rút ngắn 40% thời gian xử lý sự cố nhờ nguồn dữ liệu cảnh báo chi tiết được số hóa tập trung.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân cốt lõi giúp hệ thống kết nối thành công các thiết bị đa hãng là nhờ việc khai thác triệt để tính năng mô tả cấu hình chuẩn SCL của IEC 61850. Bằng việc sử dụng tệp mô tả khả năng thiết bị ICD từ nhà sản xuất, trích xuất cấu hình qua phần mềm PCM600 và CCT, sau đó nạp vào phần mềm quản lý RTUtil560, các nút logic như XCBR11 hay MMXU đã được chuẩn hóa định danh và liên kết địa chỉ IP chính xác.

So với các công trình nghiên cứu trước đây tại Việt Nam vốn chủ yếu ứng dụng các hệ sinh thái đóng như hệ thống PACiS của Alstom tại trạm 220kV Hiệp Bình Phước hay SICAM PAS của Siemens tại trạm 110kV Đa Kao, nghiên cứu này tạo ra bước đột phá khi chứng minh thiết bị RTU của một hãng có thể làm chủ và điều khiển hoàn toàn rơle của các hãng đối thủ cạnh tranh.

Trong thực tế phân tích dữ liệu, các kết quả đo lường và kiểm tra trạng thái có thể được minh họa trực quan thông qua bảng đối chiếu mã hóa tín hiệu và biểu đồ thời gian đáp ứng lệnh điều khiển. Việc hiển thị dữ liệu đồ họa trên giao diện HMI và SCADA trung tâm giúp người điều độ nhận diện trực tiếp sự thay đổi trạng thái đóng mở máy cắt chỉ qua hai màu quy ước rõ ràng, tăng cường 100% độ tin cậy trong các kịch bản sa thải phụ tải khẩn cấp.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả nghiên cứu, 4 nhóm giải pháp kỹ thuật và quản lý được đề xuất cụ thể:

1. Chuẩn hóa quy trình cấu hình và quản lý tệp tin SCL cho toàn bộ các dự án cải tạo và xây mới trạm biến áp.

   • Chủ thể thực hiện: Ban Kỹ thuật và Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Thành phố Hồ Chí Minh.
   • Mục tiêu: Ban hành bộ tài liệu hướng dẫn chuẩn hóa việc lập hồ sơ cấu hình trạm SCD, hướng tới 100% trạm biến áp mới áp dụng cấu hình đa hãng từ năm 2017 đến năm 2020.
   • Lộ trình: Hoàn thành xây dựng và ban hành tài liệu trong vòng 6 tháng.

2. Đẩy nhanh tiến độ chuyển đổi các trạm biến áp hiện hữu sang mô hình vận hành không người trực.

   • Chủ thể thực hiện: Công ty Lưới điện Cao thế và các Công ty Điện lực khu vực.
   • Mục tiêu: Chuyển đổi tối thiểu 10 đến 15 trạm biến áp 110kV sang chế độ điều khiển xa mỗi năm, đạt tỷ lệ 100% trạm 110kV/220kV vận hành không người trực vào năm 2020.
   • Lộ trình: Triển khai liên tục từ năm 2016 đến năm 2020.

3. Thành lập phòng kiểm định và thử nghiệm tương thích thiết bị IED đa hãng chuyên trách.

   • Chủ thể thực hiện: Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh.
   • Mục tiêu: Kiểm tra và đánh giá khả năng tương thích của 100% các chủng loại rơle, công tơ đo đếm và bộ điều khiển trước khi đưa vào lắp đặt trên lưới điện thực tế.
   • Lộ trình: Đầu tư hoàn thiện trang thiết bị phần cứng và phần mềm kiểm định trong 12 tháng.

4. Tổ chức đào tạo chuyên sâu và chuyển giao công nghệ làm chủ phần mềm cấu hình hệ thống.

   • Chủ thể thực hiện: Phòng Đào tạo phối hợp với các chuyên gia kỹ thuật SCADA.
   • Mục tiêu: Đào tạo ít nhất 30 kỹ sư chuyên trách có khả năng sử dụng thành thạo các công cụ RTUtil560, PCM600, CCT và cấu hình độc lập hệ thống tự động hóa mà không phụ thuộc vào nhà thầu nước ngoài.
   • Lộ trình: Tổ chức định kỳ 2 khóa đào tạo chuyên sâu mỗi năm.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung luận văn mang tính ứng dụng kỹ thuật cao, đặc biệt hữu ích cho 4 nhóm đối tượng sau:

1. Kỹ sư SCADA/DMS và Kỹ sư bảo vệ rơle tại các tổng công ty điện lực: Luận văn cung cấp cẩm nang chi tiết từng bước cấu hình liên kết phần cứng RTU560 với các dòng rơle Toshiba, Schneider, Siemens qua tệp tin SCL, hỗ trợ trực tiếp công tác xử lý lỗi giao tiếp và ghép nối tín hiệu thực địa.

2. Nhà quản lý, cán bộ kế hoạch và quy hoạch lưới điện: Tài liệu cung cấp cơ sở dữ liệu thực chứng và luận cứ kinh tế kỹ thuật rõ ràng để xây dựng hồ sơ mời thầu mở, giúp phá vỡ thế độc quyền thiết bị, tối ưu hóa từ 20% đến 35% ngân sách đầu tư trạm biến áp.

3. Giảng viên, nghiên cứu sinh và sinh viên ngành Kỹ thuật điện, Tự động hóa: Luận văn là tài liệu tham khảo học thuật chuyên sâu về việc ánh xạ các nút logic của tiêu chuẩn IEC 61850 và cơ chế truyền thông IEC 60870-5-104 trong môi trường công nghiệp thực tế.

4. Các đơn vị tư vấn thiết kế, nhà thầu cơ điện và tích hợp hệ thống điện: Khung giải pháp của đề tài giúp các kỹ sư thiết kế nhanh chóng xây dựng giải pháp kiến trúc mạng LAN trạm biến áp tối ưu và cấu hình hệ thống giám sát từ xa đạt chuẩn quy định ngành điện.

Câu hỏi thường gặp

1. Tiêu chuẩn IEC 61850 giải quyết triệt để vấn đề gì trong tự động hóa trạm biến áp? Tiêu chuẩn IEC 61850 giải quyết triệt để rào cản bất đồng ngôn ngữ truyền thông giữa các thiết bị điện tử thông minh từ các hãng sản xuất khác nhau. Bằng cách chuẩn hóa mô hình dữ liệu qua các nút logic, tiêu chuẩn cho phép các thiết bị của ABB, Toshiba, Siemens cùng kết nối và chia sẻ dữ liệu trực tiếp trên một đường bus truyền thông duy nhất mà không cần bộ chuyển đổi phức tạp.

2. Làm thế nào để thiết bị RTU560 của ABB giao tiếp được với rơle bảo vệ của Toshiba hay Schneider? Thiết bị RTU560 giao tiếp được với rơle hãng khác nhờ quy trình ánh xạ tệp tin cấu hình SCL. Kỹ sư sử dụng tệp mô tả ICD của từng rơle, biên dịch qua phần mềm PCM600 và CCT để tạo tệp SCD của toàn trạm, sau đó ánh xạ các nút logic vào bảng dữ liệu của phần mềm RTUtil560 trước khi tải cấu hình lên RTU560.

3. Giao thức IEC 60870-5-104 đóng vai trò gì trong mô hình điều khiển từ xa trạm biến áp? Giao thức IEC 60870-5-104 đóng vai trò cầu nối truyền thông đường dài qua mạng IP giữa cổng giao tiếp RTU560 tại trạm biến áp với máy chủ SCADA tại Trung tâm Điều độ Hệ thống điện. Giao thức này đảm bảo việc truyền tải dữ liệu đo lường, trạng thái máy cắt và lệnh điều khiển từ xa với độ trễ thấp và độ tin cậy bảo mật cao.

4. Việc ứng dụng giải pháp tự động hóa đa hãng mang lại hiệu quả kinh tế như thế nào? Giải pháp tích hợp đa hãng giúp các đơn vị điện lực không bị ràng buộc vào một nhà cung cấp thiết bị duy nhất. Điều này tạo ra sự cạnh tranh công bằng giữa các nhà thầu, giúp giảm từ 20% đến 35% chi phí mua sắm thiết bị thay thế, đồng thời tận dụng tối đa các thiết bị đo lường và rơle hiện hữu trên lưới điện.

5. Những công cụ phần mềm nào đóng vai trò then chốt trong quy trình tích hợp hệ thống của luận văn? Quy trình tích hợp dựa trên 3 phần mềm then chốt: phần mềm PCM600 dùng để quản lý và nhập xuất cấu hình IED, phần mềm CCT (Communication Configuration Tool) dùng để liên kết mạng và định tuyến báo cáo dữ liệu giữa các nút logic, và phần mềm RTUtil560 dùng để cấu hình phần cứng và nạp chương trình vào RTU560.

Kết luận

• Luận văn đã giải quyết thành công bài toán tích hợp truyền thông đa hãng theo tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850, kết nối thông suốt thiết bị RTU560 của ABB với rơle bảo vệ của Toshiba, Schneider và Siemens.
• Thử nghiệm thực tế tại trạm biến áp 110kV Nam Sài Gòn 2 và trạm ngắt 15kV Cường Để khẳng định độ chính xác 100% của việc thu thập tín hiệu đo lường và điều khiển đóng cắt từ xa qua giao thức IEC 60870-5-104.
• Công trình giúp loại bỏ hoàn toàn sự phụ thuộc vào các gói thầu độc quyền từ các hãng sản xuất nước ngoài, tiết kiệm từ 20% đến 35% kinh phí đầu tư cho mỗi trạm biến áp tự động hóa.
• Đề tài đóng góp quy trình kỹ thuật chuẩn hóa từ lý thuyết mô hình hóa dữ liệu nút logic đến các bước cấu hình cụ thể trên các phần mềm chuyên dụng như RTUtil560, PCM600 và CCT.
• Kết quả nghiên cứu tạo nền tảng công nghệ vững chắc để ngành điện triển khai diện rộng mô hình trạm biến áp không người trực trong lộ trình hiện đại hóa lưới điện thông minh giai đoạn 2016 - 2020.

Các kỹ sư hệ thống điện, đơn vị quản lý vận hành và nhà tích hợp hệ thống có thể ứng dụng ngay khung quy trình cấu hình của nghiên cứu này để triển khai nâng cấp và tối ưu hóa hệ thống tự động hóa trạm biến áp trong thực tiễn.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Đặt vấn đề: Tự động hóa trạm biến áp là sử dụng công nghệ kết nối tất cả các thiết bị điện tử thông minh (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU), Multimeter, Tariff Meter nhằm thu thập, 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 nền tảng cho mô hình vận hành trạm biến áp không người trực. Qua khảo sát các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý vận hành 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 trợ kết nối theo giao thức Modbus RTU hoặc Modbus TCP/IP tuy nhiên vẫn chưa được khai thác. Relay bảo vệ: Sử dụng chức năng bảo vệ 50/51,67, 21, 87, 79. khi làm việc xuất tín hiệu cảnh báo đến các ô đèn cảnh báo thông qua output. Các Relay này hỗ trợ các giao thức kết nối IEC 60870-5-103 hoặc IEC 61850.

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 phương pháp thủ công định kỳ 1h/lần. 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) truyền tải và phân phối là xu hướng chung của thế giới nhằm giảm chi phí đầu tư, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) đã ban hành quy định kỹ thuật 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 thống tích hợp do họ sản xuất từ Software đến các thiết bị IED, Relay, BCU do một hãng sản xuất nên giá thành cao và khó khăn trong việc bảo trì, thay thế thiết bị. Vấn đề khó khăn nhất là khả năng tương thích về tiêu chuẩn kết nối giữa các thiết bị của các hãng khác 2 nhau. Để nâng cao tính cạnh tranh, thuận lợi cho quá trình mở rộng phát triển hệ thống, giao thức IEC 61850 được EVN lựa chọn là giao thức chính trong việc tích hợp hệ thống tự động hóa TBA.

Mục tiêu của đề tài Việc tìm hiểu, nghiên cứu tiêu chuẩn IEC61850 nhằm áp dụng trong hệ thống tích hợp điều khiển và bảo vệ trạm biến áp. Tiêu chuẩn này bảo đảm sự tương tác cần thiết trong các trạm điện. Điều mới thật sự của đề tài nghiên cứu này là tất cả các thiết 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. 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. - Multimeter PM7xx, Vamp do Schneider Electric sản xuất. - Relay bảo vệ: do các hãng ABB, Alstom/Schneider, SEL, Siemens. - Tariff Meter: MK6, A1700.

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 thí nghiệm.

Kết nối với hệ thống SCADA của Tổng công ty Điện lực Tp. 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 3 (manual handbook) trong và ngoài nước có liên quan đến IEC61850 về việc điều khiển, bảo vệ cho các trạm biến áp. - Phân tích, đánh giá, tổng hợp và xử lý số liệu từ các tài liệu khoa học, báo cáo kinh tế kỹ thuật các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.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. - Khảo sát các trạm biến áp thực tế đã thực hiện kết nối giữa RTU và IED theo IEC61850.

- Tiến hành thực hiện kết nối RTU, Relay, Multimeter. tại phòng thí nghiệm của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Tp. - 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 thu thập 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 điện phân 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 khả năng 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 đo lường và phân tích thiết bị của hệ thống điện dựa trên các thuật toán của nhà sản xuất 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 trạm biến áp, hình thành nên một hệ thống điều khiển và đo lường kinh tế để hỗ trợ cho các trạm biến áp về các khía cạnh: giám sát, phân tích, và tự động hóa.

Các sơ đồ thông tin truyền thông và các giao thức được thiết kế và phát triển thực thi cơ bản chiến lược này. 4 Việc triển khai hệ thống tự động tích hợp tại TBA giúp hoàn thành lộ trình đưa 100% 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 nhà thầu nước ngoài như trước kia.

Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu. Vấn đề truyền thông giữa các IEDs và giữa các IEDs với trung tâm điều khiển sẽ rất quan trọng khi thực hiện các chức năng tự động hoá của trạm. Rất nhiều các giao thức truyền thông được sử dụng trong việc giám sát điều khiển xa TBA, các giao thức phổ biến như Modbus, DNP3, IEC60 IEC60870. Nhưng các giao thức trên lại không có sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi được cung cấp bởi các nhà sản 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 tổng quát hơn cho mạng thông tin và những hệ thống trong trạm. Việc thiết lập tiêu chuẩn mới này là do các nhóm TC57 WG10, WG11 và WG12 phát triển thành. Ba nhóm này được thành lập với các chuyên gia từ nhiều nước. Với kinh nghiệm của IEC60870 của những nghi thức và công nghệ truyền thông đa chức năng 2.0), kết quả của một dự án tương tự tại Mỹ.

Mục tiêu của sự nỗ lực này là để tạo ra một tiêu chuẩn cho những thiết bị điện tử thông minh (IEDs) từ những nhà sản xuất khác nhau có thể hoạt động cùng với nhau trong một hệ thống tự động hóa trạm. Không phụ thuộc vào kích 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 thay đổi của hệ thống trong tương lai.

Ví dụ như thay đổi trong công nghệ truyền thông hoặc 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 chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng 5 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 cung cấp các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán, chức năng liên động và giám sát phức tạp.

Ngày nay, tiêu chuẩn IEC61850 đang trở thành một chủ đề nóng và mang tính cấp thiết để các nhà nghiên cứu trong nước và trên thế giới ra sức tìm tòi, nghiên cứu để đáp ứng được tất cả các yêu cầu đặt ra. Tình hình nghiên cứu trên thế giới Hiện nay, các tập đoàn công nghiệp sản xuất các thiết bị điện tử thông minh (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 ra đời 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 ứng dụng 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. 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 tự động hóa tại trạm phải tin cậy và thu thu thập đủ thông tin giúp người vận hành có thể phân tích sự cố và đưa ra quyết định một cách nhanh nhất. Để đáp ứng yêu cầu này thì việc thu thập dữ liệu thông qua giao thức IEC 61850 là bắt buộc.