Tự động hóa trạm biến áp (Substation automation system - SAS) đã được triển khai trong 30 năm vừa qua, nhưng phát triển rất nhanh chóng trong 10 năm trở lại đây với tư cách là công nghệ tiên tiến kiểm soát mọi vận hành đơn lẻ trong trạm biến áp. Trong vài năm tới, thế hệ trạm biến áp tiếp theo sẽ triển khai rộng rãi trên toàn thế giới. Tại các trạm này, bus trạm (station bus) sẽ kết nối trực tiếp với thiết bị điện thông minh IED dùng bảo vệ, điều khiển, giám sát thiết bị được đặt tại mức trạm (station level) và process bus sẽ kết nối với thiết bị tại sân mức ngăn lộ.
Hệ thống dây thông thường bị loại bỏ, tín hiệu nhị phân và tương tự được truyền qua giao diện mạng. Công nghệ cảm biến và đo lường máy biến áp truyền thống sẽ tồn tại song song với các hệ thống lắp đặt mới với số lượng ngày càng nhiều hơn. Việc sử dụng Ethernet sẽ ngày càng nhiều hơn cho thiết bị trong trạm cũng như giữa trạm và trung tâm điều khiển. Chúng ta sẽ đề cập về khái niệm trạm biến áp tự động hóa, các chức năng và thành phần của nó.
1. ĐIều gì làm trạm biến áp được tự động hóa
Đầu tiên là các thiết bị nhất thứ. Đây là khu vực cao áp trong trạm biến áp bao gồm nhiều thiết bị riêng lẻ xác định bằng điện thế trạm biến áp hoạt động. Các thiết bị nhị thứ là các thiết bị hoạt động ở điện áp thấp.
Thiết bị cao thế bao gồm các thiết bị chuyển trạng thái hay máy cắt (switchgear) như máy cắt (circuit breakers), dao cách ly (disconnector), dao nối đât (earthing switches) dùng để nối hoặc ngắt dòng điện từ / đến đường dây truyền tải hoặc xuất tuyến (load feeders) kết nối trạm biến áp, biến áp đo lường (biến dòng điện hoặc biến điện áp) phản ánh dòng điện hoặc điện áp tại đầu cao thế thiết bị sơ cấp, và máy biến áp chuyển đổi điện áp cao tại đầu sơ cấp thiết bị.
Các thiết bị nhị thứ thì bé hơn bao gồm các thành phần và phương tiện giúp đơn vị vận hành thay đổi cấu hình năng lượng trạm biến áp (như đóng mở máy cắt), rơ le bảo vệ ngắn mạch, quá tải và các điều kiện khắc nghiệt khác, cấp nguồn cho các thiết bị điện bên trong trạm, và các thành phần hỗ trợ trạm vân hành.
Nền tảng của SAS là phần mềm chuyên dụng trong thiết bị phần cứng thuộc phần nhị thứ trạm biến áp. SAS đơn giản bao gồm 3 bộ thiết bị riêng biệt kết nối với 2 mạng LAN cục bộ. Nhóm thiết bị vận hành bao gồm bộ chuyển đổi tương tự sang số, bộ chuyền động chức năng chính là chuyển đổi giữa SAS và thiết bị cao thế. Ở đây còn có thiết bị giao tiếp (interface devices) dùng để chỉ thiết bị điện thông minh IED, có chức năng nhận và xử lý tín hiệu được truyền từ thiết bị cao thế. Nhóm thiết bị ứng dụng bao gồm máy tính và thành phần cần thiết khác hỗ trợ chức năng điều khiển và giao tiếp với hệ thống bên trong và bên ngoài trạm.
Hình - Mô hình đơn giản tự động hóa trạm biến áp.
2. Chức năng tự động hóa trạm biến áp
Sau đây là các chức năng quan trọng nhất của tự động hóa trạm biến áp:
Chức năng điều khiển
1. Lựa chọn, đóng / mở máy cắt (circuit breakers), dao cách lý (disconnectors).
2. Cô lập và bỏ cô lập (block and unblock).
3. Gửi tín hiệu đến máy cắt và dao cách ly để vận hành an toàn thao tác đóng / mở.
Chức năng giám sát
1. Hiển thị cấu hình trạm với chỉ dẫn (đóng / mở) của máy cắt và dao cách ly dựa theo tín hiệu đến từ tiếp điểm thiết bị.
2. Thu thập và xử lý dữ liệu từ máy biến áp cững như các thiết bị nhất thứ liên quan đến vận hành.
3. Hiển thị sự kiện tại trạm biến áp bao gồm thông tin như đóng mở switchgear do nguyên nhân bên ngoài, như rơ le bảo vệ kích hoạt / vận hành.
Chức năng cảnh báo
1. Cảnh báo cho nhân viên vận hành các điều kiện bất lợi ảnh hưởng đến hoạt động trạm.
2. Đề phòng sự cố khi vận hành SAS.
Chức năng đo lường
1. Thu thập và hiển thị giá trị dòng điện và các thông số liên quan.
2. Thu thập dữ liệu năng lượng đi qua phần nhất thứ và dây xuất tuyến.
Cài đặt và theo dõi rơ le bảo vệ
1. Cho phép thay đổi thông số làm việc của rơ le bảo vệ.
2. Phát tín hiệu cảnh báo khi có nguy cơ ảnh hưởng đến vận hành rơ le.
Điều khiển và giám sát hệ thống điện phụ trợ
1. Hiển thị màn hình / sơ đồ hệ thống điện phụ trợ.
2. Cho phép lựa chọn và thực hiện lệnh điều khiển.
3. Kích hoạt chuyển nguồn tự động (automatic transfer switches).
4. Quản lý liên kết bằng phần mềm interlocking logic.
5. Giám sát điện nguồn AC/DC.
6. Đưa tín hiệu cảnh báo tình trạng bất thường.
Điều chỉnh điện áp
1. Giám sát giá trị điện áp thực tế.
2. Thay đổi vị trí bộ điều áp ( tap‐changer) máy biến áp.
3. Đưa ra tín hiệu và cảnh báo.
Tóm lại, SAS chịu trách nhiệm thu thập dữ liệu vận hành, cũng như chức năng điều khiển, giám sát, cảnh báo thiết bị cao thế bên nhất thứ. Ngoài ra, SAS cũng có chức năng tương tự với các thiết bị bên nhị thứ.
Người vận hành được cung cấp thông tin điều khiển và giám sát qua màn hình đồ họa hiển thị sơ đồ, điều khiển, cảnh báo, đo lường, xu hướng (trend), và sự kiện trên màn hình thân thiện.
2.1 Chức năng điều khiển
Người vận hành dùng SAS để đóng hoặc mở máy cắt và dao cách ly đặt tại trạm biến áp để thay đổi cách sắp xếp phía nhất thứ để thực hiện chức năng hệ thống điện. Việc vận hành có thể thực hiện từ các vị trí điển hình là:
1. Sân trạm.
2. Phòng điều khiển tại trạm (mức ngăn lộ).
3. Phòng điều khiển mức trạm (station level).
4. Từ trung tâm điều khiển (Từ xa / qua mạng).
SAS hiển thị màn hình khác nhau cho các chức năng khác nhau. Ít nhất một màn hình có hộp điều khiển cho phép người vận hành chọn đóng hoặc mở máy cắt dao cách ly. Tiếp theo lệnh đóng mở sẽ được đưa ra.
Mô hình kết nối mạng trạm biến áp tự động hóa.
Một quy trình kiểm tra đồng bộ hóa xuất hiện trước khi lệnh chuyển mạch thực hiện đóng máy cắt (closing circuit breaker). Quy trình này sẽ kiểm tra giá trị điện áp hai phía máy cắt, chênh lệch điện thế cũng như lệch pha.
Phải có điều kiện sau đây mới cho phép vận hành máy cắt:
1. Chỉ có điện thế trên thanh cái trạm (substation busbar), không có điện thế trên xuất tuyến (feeder).
2. Chỉ có điện thế trên xuất tuyến, không có điện thế trên thanh cái trạm.
3. Có điện thế trên cả thanh cái và xuất tuyến, nhưng nằm trong khoảng giá trị cho phép.
Sẽ có thêm kiểm tra trước trạng thái liên kết bằng phần mềm interlock được cung cấp bởi interlock tủ điện bên trong, interlock ngăn lộ tại trạm, interlock trạm. Các interlock này bao gồm, không có ngoại lệ, tất cả các vị trí tủ điện và vận hành chuyển mạch tại tất cả các mức điều khiển đảm bảo an toàn cho con người và bảo vệ thiết bị tại trạm.
Thêm nữa, khi không có điều kiện chặn, tất cả lệnh chuyển mạch sẽ được cho phép. Tình huống chặn có thể bắt nguồn từ tất cả thiết bị cao thế (như low gas pressure trên máy cắt được chọn) và từ hệ thống SAS.
Ví dụ màn hình interlock.
Màn hình ngăn lộ 380 kV.
2.2 Chức năng theo dõi
SAS có tập hợp sơ đồ mimic biểu diễn các khu vực khác nhau trong trạm. Sơ đồ này được ký hiệu bằng màu sắc và thông tin đi kèm liên quan đến thiết bị chính và các thành phần nhị thứ liên quan. Trong trạm biến áp, có màn hình hiển thị thông báo và cảnh báo, sự kiện xảy ra trong trạm biến áp và đường dây truyền tải.
Sơ đồ một sợi cho phép người vận hành biểu diễn đơn giản trạng thái hiện tại của tất cả máy cắt trong trạm, cho phép quan sát nhanh:
1. Dây xuất tuyến (feeder) nào được nối với thanh cái (bus bar).
2. Cấu hình thanh cái.
3. Các xuất tuyến đang tạo ra tín hiệu.
Vị trí máy cắt được hiện thị trực quan trong các trường hợp sau
1. Máy cắt ở trạng thái đóng (closed): đèn sáng trong biểu tượng đầy.
2. Máy cắt ở trạng thái ngắt (Open): đèn tắt trong biểu tượng rỗng.
3. Máy cắt trip do rơ le bảo vệ: đèn chớp liên tục, biểu tượng rỗng.
4. Đang ngắt: chớp sáng, biểu tượng rỗng hoặc đầy theo hướng chuyển động.
5. Xáo trộn thông tin vị trí: đèn sáng, biểu tượng điền một nửa.
Ví dụ màn hình sơ đồ 1 sợi.
Ngoài ra, sơ đồ SAS sẽ còn thể hiện dữ liệu liên quan đến xuất tuyến ở mỗi mức điện áp bao gồm:
1. Trạm switchgear và hệ thống phụ trợ.
2. Tín hiệu liên quan.
3. Thay đổi trạng thái.
4. Đo lường
Các thông số sau cũng hiện lên bao gồm:
1. Điện thế.
2. Dòng điện.
3. Công suất
4. Nhiệt độ
SAS cũng được tích hợp các công cụ tự kiểm tra và thử nghiệm các thông số và chức năng trọng yếu. Hệ thống tối thiểu phải có chức năng giám sát:
1. Nguồn điện cấp phụ trợ (auxiliary power supply).
2. Các thành phần hệ thống.
3. Mạch truyền dẫn và thực thi lệnh điều khiển.
4. Đường truyền dữ liệu nối tiếp.
5. Chương trình phần mềm.
6. Khả năng bộ nhớ.
7. Đồng bộ thời gian (timing periods).
8. Trạng thái switchgear.
Khuyến cáo các sự kiện trạm biến áp khi xuất hiện trong quá trình vận hành (như thay đổi vị trí máy cắt, thay đổi cảnh báo, trip mạch bảo vệ khiến rơ le bảo vệ kích hoạt ...) phải hiển thị trên màn hình SAS và in ra máy in.
Các sự kiện phải bao gồm ít nhất các thông tin sau
1. Miêu tả sự kiện.
2. Ngày tháng và thời gian sự kiện.
3. Mức điện thế liên quan.
4. Thông tin bổ sung.
2.3 Chức năng cảnh báo
Ngoài việc điều khiển trạm biến áp từ trung tâm điều khiển tại trạm và trung tâm điều khiển chính, xử lý yêu cầu xác nhận của máy cắt, SAS xử lý và hiển thị tín hiệu lỗi và các tín hiệu bất thường khác. Nó đóng vai trò cơ bản trong việc ra quyết định của người vận hành về hành động bổ sung cần thực hiện, xử lý xác nhận tín hiệu từ máy cắt.
Tín hiệu cảnh báo điển hình bao gồm
1. Trạm switchgear không hoạt động.
2. Quả tải máy cắt (circuit breaker).
3. Nhiệt độ dầu và cuộn dây máy biến áp cao.
4. Rơ le bảo vệ máy biến áp kích hoạt (trip).
5. Hiệu điện thế quá thấp hoặc quá cao.
6. Mất hiệu điện thế.
7. Mất kết nối viễn thông.
8. Điều khiển trạm / ngăn lộ sự cố.
9. Rơ le bảo vệ sự cố.
Tín hiệu cảnh báo được phân loại là chính hoặc phụ dựa trên ảnh hưởng đến hoạt động trạm biến áp. Thiết bị bổ sung được lắp thêm bên ngoài màn hình SAS để phát tín hiệu cảnh báo, tăng khả năng nhận cảnh báo đến người vận hành.
Cảnh báo điển hình trong trạm biến áp.
2.4 Chức năng đo lường
Khả năng đo lường là yếu tố quan trọng của tự động hóa trạm biến áp. Nó cung cấp thông tin cập nhập tức thời để vận hành hiệu quả hệ thống năng lượng. Những thông số chính đo lường bao gồm:
1. Công suất hữu dụng (Active power).
2. Công suất phản kháng (Reactive power).
3. Hiệu điện thế.
4. Cường độ dòng điện.
5. Nhiệt độ trên máy biến áp.
Trong hầu hết các trường hợp, giá trị đo được hiển thị trên cửa sổ hộp thoại đo lường dành riêng cho từng cấp điện áp trạm biến áp.
2.5 Cài đặt và theo dõi rơ le bảo vệ
Vận hành rơ le bảo vệ được điều chỉnh phù hợp với ứng dụng cụ thể (như bảo vệ đường dây truyền tải, bảo vệ máy biến áp ...) phu thuộc tham số tham chiếu, xác định thời điểm rơ le gửi lệnh trip đến máy cắt.
Người vận hành sử dụng chức năng do SAS cung cấp điều chỉnh và cài đặt các tham số này.
Thiết lập rơ le bảo vệ trạm biến áp (Micom P643 thiết lập dùng Freja 543).
2.6 Điều khiển và theo dõi hệ thống nguồn phụ trợ
Hệ thống nguồn phụ trợ cung cấp cho các thiết bị trong trạm biến áp như động cơ cho máy cắt và biến áp, chiếu sáng, hệ thống điều hòa. Những thiết bị này cần có nguồn điện xoay chiều riêng. Trong khi đó thiết bị IED và nhị thứ sẽ cần có nguồn điện một chiều.
Hệ thống nguồn đầy đủ sẽ bao gồm máy biến áp phân phối, chuyển mạch, tủ hạ thế (LV cubicles), ắc quy và đôi khi kèm cả máy phát điện.
Ngày nay với trạm biến áp hiện đại chức năng điều khiển và giám sát nguồn phụ trợ sẽ được tích hợp vào trạm biến áp tự động hóa SAS.
2.7 Điều chỉnh điện áp
Thiết bị điện được thiết kế hoạt động ổn định ở điện áp danh định biến động với tỷ lệ phần trăm, ví dụ là 5%. Nếu điện áp cao hơn mức giới hạn sẽ làm hư hỏng thiết bị, đầu tiên là lớp cách điện. Ngoài ra sự cố cũng xuất hiện nếu điện áp thấp hơn mức cho phép.
Quá trình điều khiển điện áp trong mức cho phép gọi là điều chỉnh điện áp. Với máy biến áp thiết bị sẽ điều chỉnh bộ điều áp tap change thay đổi số vòng dây máy biến áp sử dụng.
Dưới đây là các chức năng điều khiển và tín hiệu SAS dùng để điều chỉnh điện áp:
1. Lệnh điều khiển thay đổi vị trí bộ điều áp tap changer.
2. Chỉ thị vị trí bộ điều áp.
3. Cảnh báo sự cố điện hoặc cơ khí trong quá trình điều chỉnh điện áp.
3 Các thành phần tự động hóa trạm biến áp SAS
3.1 Máy chủ
Máy chủ SAS là máy tính an toàn chạy phần mềm SCADA gateway kết nối với thiết bị điện thông minh IED để giám sát và vận hành lưới điện. Mô hình SAS được trình bày dưới đây
Sơ đồ khối SAS
3.1.1 Máy chủ cơ sở dữ liệu
Phần mềm ứng dụng SCADA chính sẽ được đặt trên máy chủ cơ sở dữ liệu. Nó giao tiếp với thiết bị điện thông minh IED để thu thập dữ liệu và đưa ra lệnh điều khiển. Bao gồm tín hiệu analog thời gian thực, cảnh báo, điều khiển và đặt dữ liệu (set point data).
Dữ liệu được máy chủ hiển thị trên màn hình SCADA HMI. Do sự quan trọng của máy chủ nên nó được thiết lập ở chế độ chạy có dự phòng master - standy. Tùy theo mức điện thế và số thiết bị điện thông minh IED số lượng máy chủ chạy dự phòng có thể nhiều hơn.
3.1.2 Máy chủ phần mềm SCADA gateway
Máy chủ phần mềm SCADA gateway kết nối ra bên ngoài trạm (ví dụ đến master station) để giám sát hoạt động của các trạm trong một khu vực địa lý. Máy chủ phần mềm SCADA gateway thường đi kèm máy chủ cơ sở dữ liệu scada được thiết lập sẵn.
Chức năng chính của máy chủ là chuyển đổi giữa giao thức IEC 61850 và các giao thức khác trong trạm và giao thức sử dụng tại master station (chủ yếu là IEC-101 và IEC-104).
Máy chủ scada gateway rất quan trọng nên phải có chế độ chạy có dự phòng. Tất cả máy chủ gateway luôn được kết nối. Master station sẽ lựa chọn gateway nào để tương tác. Nói cách khác cả hai máy chủ phần mềm SCADA gateway đều được thiết lập ở chế độ master slave.
Hình dưới đây là mô hình máy chủ scada gateway điển hình.
3.2 Mạng kết nối
SAS gồm hai mạng chạy dự phòng sử dụng switch công nghiệp.
3.2.1 Managed Ethernet Switch
Manager ethernet switch kết nối các thiết bị SAS, truyền nhận dữ liệu theo chức năng xác định và độ cần thiết. Thiết bị có nhiều cổng và cấu hình được ở mức cổng.
Switch Ethernet có điều khiển có hai đặc điểm nổi bật: Mạng ảo VLAN và giao thức Rapid Spaning Tree Protocol (RSTP).
3.2.2 Dự phòng song song
Giao thức dự phòng song song (PRP) dựa trên tiêu chuẩn IEC 62439-3. Thiết bị IED và các thiết bị khác chỉ có một giao diện mạng thì không thể sử dụng Giao thức dự phòng song song .
3.2.3 Thiết bị điện thông minh IED
Thiết bị IED là thiết bị thông minh trong hệ thống điện có thể thực hiện các chức năng cơ bản và các chức năng nâng cao như bảo vệ, tự động hóa, giám sát và điều khiển. Bất kỳ thiết bị IED nào tương thích IEC 61850 cũng kết nối được với scada, hoạt động như giao tiếp thông minh với thiết bị tại trạm.
Thiết bị điều khiển ngăn lộ, rơ le bảo vệ, mô đun điều khiển điều áp tap changer máy biến áp, thiết bị đo thông minh, modun giao tiếp I/O IEC 61850 là những thiết bị điện thông minh dùng tích hợp các thiết bị lỗi thời vào tự động hóa trạm biến áp.
3.3 Máy trạm
Nhân viên vận hành sử dụng hai loại máy trạm trong bảo trì và thực hiện điều hành: máy trạm Operator và máy trạm Engineering.
3.3.1 Máy trạm Operator
Máy operator có màn hình đồ họa GUI kết nối trực tiếp với máy chủ cơ sở dữ liệu. Máy trạm Operator không kết nối với thiết bị IED, mà IED dựa vào dữ liệu của máy chủ cơ sở dữ liệu để hoạt động.
Máy operator được thiết lập chỉ kết nối đến máy chủ cơ sở dữ liệu.
3.2.2 Máy trạm Engineering
Máy trạm Engineering kết nối với tất cả thiết bị trong trạm. Nó dùng để cấu hình, thay đổi cấu hình thiết bị IED và tệp tin Substation Configuration Description (SCD) cho tất cả thiết bị IED trong trạm.
Máy tính này phải bảo mật cao vì nó có quyền truy nhập tất cả thiết bị trong trạm.
3.4 Đồng bộ thời gian
Trong hệ thống SCADA, thiết bị đồng bộ thời gian có vai trò quan trọng trong việc phân tích đúng dữ liệu thu thập bởi hệ thống điều khiển phân tán hoặc mạng. thiết bị đồng bộ thời gian sử dụng máy chủ SNPT dùng tín hiệu vệ tinh GPS hoặc GLONASS để tạo tín hiệu đồng bộ thời gian.
Máy chủ SNPT có chi phí đầu tư thấp, cung cấp tín hiệu đồng bộ qua mạng LAN hoặc IRIG cho các thiết bị quan trọng.