Hệ thống điều khiển và giám sát đảm bảo trạm biến áp hoạt động hiệu quả. Nó hiển thị trạng thái của tất cả các thiết bị, bao gồm cả các cảnh báo và chỉ báo thứ cấp. Hệ thống phải có đầu ra số dùng đóng mở máy cắt, điều chỉnh mức cuộn dây tap máy biến áp, hiển thị các thông số chính như điện áp, dòng và công suất.
Ngoài các chức năng cơ bản, hệ thống điều khiển trạm biến áp còn có chức năng đồng bộ, điều khiển điện áp và công suất kháng, điều khiển tải ngăn sự cố tần số, vận hành an toàn liên động ...
Thông thường có ba mức giám sát và điều khiển trong hệ thống điều khiển giám sát. Tuy nhiên có thể chỉ sử dụng 2 mức, tùy theo yêu cầu an toàn tại từng trạm.
1. Điều khiển mức ngăn (Bay Control): trong tòa nhà lắp máy cắt (switchyard/switchgear).
2. Điều khiển mức trạm (điều khiển từ sân trạm biến áp).
3. Điều khiển từ trung tâm điều khiển xa.
Việc chuyển quyền điều khiển giữa mức ngăn và mức trạm được thực hiện tại thiết bị điều khiển mức trạm, trên thiết bị trực tiếp. Các quy luật chuyển quyền điều khiển được người dùng thiết lập. Điểm điều khiển trạm là nơi trạm biến áp được chọn điều khiển từ trung tâm hoặc từ sân trạm. Tại các điểm điều khiển sẽ có tín hiệu, cảnh báo và thiết bị điều khiển.
Hiện tại công nghệ số đã tạo ra sự khác biệt giữa giao điện điều khiển người - thiết bị và giao diện người máy HMI dựa trên máy tính. HMI được sử dụng rộng rãi ngày càng nhiều tại trung tâm điều khiển và phòng điều khiển trạm biến áp.
1. Hệ thống điều khiển HMI kiểu cũ
Hệ thống lắp đặt trong phòng điều khiển trạm, bao gồm các công tắc điều khiển, đèn LED và đồng hồ đo. Thiết bị này chỉ dùng khi bảo dưỡng trạm hoặc điều khiển mức trạm hoặc trung tâm điều khiển bị sự cố.
Thiết bị HMI này được tổ chức theo mạch, chỉ đóng mở được thiết bị tại trạm, theo tủ điều khiển.
Hình 1. Ví dụ về phân vùng HMI,
Trạm biến áp được thể hiện bằng sơ đồ mimic, thường là sơ đồ 1 sợi. Mục đích là cung cấp cho nhân viên vận hành cái nhìn tổng thể trạng thái máy cắt. Sơ đồ có thể lắp ráp bằng các tủ điều khiển riêng biệt đặt cạnh nhau.
Thiết bị cảnh báo phải được lắp trên sơ đồ mimic hoặc tủ điều khiển. Khi có cảnh báo, thiết bị phải chớp sáng và có phát tiếng kêu báo động. Bên cạnh có nút cho phép tắt các cảnh báo này, và thiết lập phương thức báo động cho các lần tiếp theo. Tất cả công tắc và bộ điều khiển phải tuân theo tiêu chuẩn IEC 60337 và các tiêu chuẩn hiện hành. Để vận hành máy cắt, nhân viên vận hành phải thực hiện bằng hai thao tác hoặc bằng hai tay. Thiết bị chỉ thị phải tuân theo tiêu chuẩn IEC 60051.
Hình 2 - Tủ HMI kiểu cũ
2. HMI Số hóa dựa trên máy tính
Hệ thống HMI này dựa trên hệ thống máy tính phân tán. Các hệ thống như thế này bắt đầu được sử dụng trong trạm biến áp từ những năm 1990. Thiết bị RTU giữ vai trò quan trọng trong việc giao tiếp với thiết bị và truyền dữ liệu đến trung tâm điều khiển. RTU sẽ lấy dữ liệu cả dạng analog và digital, sau đó truyền đến trung tâm điều khiển.
Tùy theo mức độ, các thiết bị sau có trong hệ thống HMI
1. Màn hiển thị 1. Visual display unit (VDU).
2. Bàn phím.
3. Máy in.
4. Plotter.
5. Trackball.
6. Joystick.
7. panel đặc biệt.
8. Chuột.
Các trạm lớn phải có màn hiển thị mimic hoặc thiết bị hiển thị trực quan. Tất cả thiết bị trên đều cần thiết để điều khiển và vận hành trạm (ở mức độ trạm) hoặc lưới điện (ở mức trung tâm điều khiển). Tất cả chế độ vận hành : online, bảo dưỡng, đào tạo, và lập trình đều truy cập được qua bộ điều khiển. Hai hoặc nhiều bộ điều khiển có thể điều khiển cùng lúc "online" trừ khi chúng bị ràng buộc bởi liên động mềm.
Màn hình đồ họa, nhiều màu sắc hoạt động liên tục ngày đêm được sử dụng, Các thông tin hiển thị bao gồm:
1. Các thông tin không thể thay đổi (như sơ đồ 1 sợi).
2. Các thông số vận hành thay đổi.
3. Các thông số thay đổi theo thời gian thực.
Mỗi bảng điều khiển phải có bàn phím vận hành với các phím chức năng chuyên dụng để nhập lệnh. Người vận hành nhập lệnh, vận hành máy tính và trạm dùng bàn phím.
Để quản lý trạm dễ dàng hơn, người ta sử dụng màn hình cảm ứng hoặc màn hình đặc biệt với các trạm không có nhân viên trực vận hành liên tục. Điều khiển trạm, chọn trang màn hình, cảnh báo điều khiển được vân hành bằng tay bằng bằng một số phím hoặc nút trên màn hình đặc biệt.
Tất cả các lệnh tác động đến sự vận hành từ HMI bao giờ cũng phải thực hiện qua 2 bước: chọn - kiểm tra- thực thi.
Hình 3. HMI bằng màn hình LCD trên rơ le bảo vệ ABB.
3. Trạm biến áp điều khiển bằng máy tính
Để đảm bảo độ ổn định, sẵn sàng hoạt động và dễ bảo trì cần xem xét kỹ tính năng, chủng loại và cấu hình máy tính dùng trong hệ thống thứ cấp trạm biến áp.
3.1 Máy tính trạm chính (Master Station Computer)
Là máy tính chạy HMI, phải có độ ổn định và tính dự phòng đảm bảo hoạt động liên tục. Khi có sự cố thì hệ thống lập tức chuyển sang chạy trên máy tính dự phòng, đảm bảo hoạt động liên tục.
3.2 Máy tính các hệ thống phụ trợ
Mặc dù ưu tiên độ tin cậy của máy tính các hệ thống phân tán nhưng vẫn chấp nhận có sự cố vì nó chỉ ảnh hưởng đến một phần hoạt động của hệ thống. Máy tính thường được chọn có chất lượng cao, nhưng không cần chạy có dự phòng để tiết kiệm chi phí.
3.3 Truyền thông công nghiệp
Các hệ thống phân tán yêu cầu tính sẵn sàng kết nối truyền thông rất cao. Trong trạm biến áp khuyến cáo nên sủ dụng kênh truyền thông chính (main) và dự phòng (standby). Nếu không có tuyến đường dẫn cáp truyền thông riêng thì phải có biện pháp bảo vệ về mặt cơ học và bảo vệ cách ly điện.
3.4 Khả năng chịu tải máy tính
Khi trạm biến áp ở trạng thái bình thường, trong phần lớn thời gian vận hành, hệ thống điều khiển máy tính dễ dàng cập nhập dữ liệu đo và hiển thị HMI. Nhưng khi có gián đoạn kết nối, lượng dữ liệu đo xa và yêu cầu xử lý tới HMI sẽ đồng thời tăng vọt. Điều quan trọng nhất là không được để mất mất dữ liệu trong bất kỳ trường hợp nào.
4. Điều khiển tại trạm biến áp
Trước đây, các trạm cao thế thường có nhân viên vận hành tại chỗ giám sát và điều khiển tại trạm. Phòng điều khiển trạm sie thực hiện giám sát và điều khiển qua chức năng điều khiển tại chỗ.
Hệ thống điều khiển tại chỗ bao gồm hệ thống thu thập dữ liệu và cơ chế vận hành giao diện người máy HMI. Dữ liệu thu thập bao gồm vị trí và trạng thái máy cắt, dao cách ly và dao nối đất, phụ tải, nhiệt độ và tải máy biến áp, mức điện thế, rơ le và các sự kiện. Thông tin được thể hiện trên màn treo tường dưới sơ đồ mimic (với các thiết bị cũ) hoặc màn hình hiển thị (với các thiết bị số). Phòng điều khiển trạm thực hiện chức năng máy cắt, dao cách ly, điều chỉnh mức điện máy biến áp (tap change) và các thiết bị khác .. hoàn toàn qua màn hình HMI.
Khi hệ thống điều khiển trạm bị sự cố thì chức năng điều khiển thay thế thực hiện trên tủ điều khiển hoặc nằm trên thiết bị.
5. Điều khiển từ trung tâm điều khiển
Hiện nay các công ty điện lực đều sử dụng các trung tâm điều khiển xa, làm giảm số lượng nhân viên vận hành tại trạm. Việc này sẽ làm giảm chi phí vận hành và nhân công. Hiện nay các trạm biến áp đều theo mô hình không người trực và trung tâm điều khiển xa đảm nhận việc vận hành cho nhiều trạm biến áp.'
Công tác này được thực hiện bởi việc triển khai hệ thống SCADA. Thiết bị RTU thu thập thông tin tại trạm cung cấp cho trung tâm điều khiển, và truyền tải lệnh điều khiển từ trung tâm điều khiển đến thiết bị tại trạm biến áp. Việc phân bổ điện năng và điều hành truyền tải giữa các trung tâm điều khiển được thực hiện bởi trung tâm điều độ. Trung tâm thực hiện việc nhận thông tin từ nhà máy điện, yêu cầu tiêu thụ điện năng từ trung tâm điều khiển và các nguồn cung cấp khác như dự báo độ nắng ... để thực hiện chức năng điều hành.
Hệ thống điều khiển tại chỗ trong trạm biến áp không người trực được giữ lại để dự phòng trong trường hợp có sự cố, hoặc bảo trì mặc dù sẽ có chức năng đơn giản hơn. Hệ thống điều khiển tại chỗ hiện nay bao gồm màn hình hiển thị và bàn phím. Với các chức năng tự động hóa tại trạm như tự động chuyển thanh cái , tự động điều chỉnh máy biến áp và cuộn kháng, dữ liệu truyền về trung tâm điều khiển sẽ giảm đi, làm giảm công việc vận hành tại trung tâm điều khiển.
Thông tin thu thập tại trạm biến áp còn rất quan trọng cho việc bảo dưỡng và theo dõi rơ le bảo vệ, được bàn giao cho các trung tâm khác nhau tùy theo nhu cầu sử dụng.
6. Kiến trúc hệ thống điều khiển
Khi lựa chọn kiến trúc hệ thống điều khiển thì người ta sẽ căn cứ vào các yếu số sau:
Yếu tố 1: Kích thước và thiết kế trạm biến áp, điện áp tối đa, kế hoạch mở rộng trong tương lai
- Kích thước và diện tích.
- Trong nhà hay ngoài trời.
- Trạm AIS hay GIS.
Yếu tố 2: Kiểu vận hành trạm:
- Có người trực.
- Không người trực.
Hiện nay phần lớn các trạm đều chuyển sang không người trực. Chỉ có một số trạm vẫn có người trực do:
- Theo thói quen vận hành thông thường.
- Lí do kỹ thuật (ví dụ thiết bị cao thế hoặc phần liên lạc điều khiển hoạt động không tốt).
Yếu tố 3: Khả năng tích hợp với thiết bị nhị thứ.
Yếu tố 4: Công nghệ bảo vệ và điều khiển
- Kiểu cũ truyền thống.
- Dùng máy tính.
Yếu tố 5: Tổng chi phí bao gồm:
- Đầu tư.
- Đào tạo, huấn luyện, vận hành.
- Bảo trì.
thêm nữa cần xem xét đến tính sẵn sàng và độ tin cậy của đường truyền và năng lượng tiêu thụ. Những yếu tố này sẽ quyết định việc lựa chọn kiến trúc hệ thống điều khiển và hệ thống bảo vệ liên kết.
7 Dự phòng mở rộng trạm biến áp
Có nhiều lí do phải mở rộng phần nhị thứ trạm biến áp:
- Phần nhất thứ được bổ sung thêm thiết bị.
- Thay đổi cấu hình trạm biến áp.
- Thay thế thiết bị nhất thứ.
Cần phải dự phòng cả cho hào cáp, ống luồn cáp, chỗ trong tòa nhà điều khiển ... ngay từ khâu thiết kế. Việc này sẽ làm công tác mở rộng sau này dễ dàng.
Nhà điều khiển điển hình phải phân thành 2 khu độc lập có chức năng: bảo trì và vận hành:
1. Khu vực không phụ thuộc quy mô trạm biến áp. Ví dụ khu phục vụ nhân viên vận hành.
2. Khu vực phụ thuộc quy mô trạm biến áp. Ví dụ khu vực chứa rơ le.
Quan trọng nhất khu vực phụ thuộc quy mô trạm biến áp phải có khả năng mở rộng được khi cần.
8. Giảm thiểu các hoạt động không mong muốn trong hệ thống điều khiển
Phần lớn các hoạt động không mong muốn là do nhiễu điện từ. Vì vậy, các công ty điện lực phải áp dụng tiêu chuẩn tương thích nhiễu điện từ EMC cho các thiết bị vận hành trong trạm. Các quy chuẩn quốc tế quy định rõ về yêu cầu tương thích nhiễu điện từ này.
Việc sử dụng cáp sợi quang dùng thông tin liên lạc trong trạm biến áp cũng làm giảm thiểu nhiễu điện từ. Tuy nhiên lại xuất hiện nguy cơ mới và tin tặc tấn công vào thiết bị điều khiển. Nó đã gây sự cố lưới điện tai Ukraine năm 2015 và những quốc gia khác trong 10 năm vừa qua. Vì thế việc đảm bảo an toàn lưới điện qua việc áp dụng tường lửa, data diot ... ngày càng quan trọng.
9. Khóa liên động
Khóa liên động đảm bảo vận hành an toàn dao cách ly, dao nối đất và máy cắt. Khóa liên động đảm bảo nhân viên vận hành không làm ảnh hưởng đến truyền tải do nhầm lẫn vô tính hay cố ý.
Các bảo vệ trong khóa liên động:
Điều kiện 1: Cơ cấu khóa liên động kết nối dao cách ly và máy cắt để chặn việc đóng hoặc ngắt tải của dao cách ly.
Điều kiện 2: Cơ cấu khóa liên động giữa dao cách ly và dao nối đất để dao nối đất không thể đóng khi mạch đang có điện.
Điều kiện 3 Cơ cấu liên động cho phép ngắt dao cách ly để bảo dưỡng chỉ khi nối đất hai đầu được đóng.
Điều kiện 4: Cơ cấu liên động đảm bảo kết nối chính xác thanh cái, dao cách ly, dao nối đất khi đóng điện có tải.
Điều kiện 5: Cơ cấu liên động đảm bảo bộ ghép thanh cái chỉ đóng được khi dao cách ly hai phía ở trạng thái đóng (khi vận hành) hoặc mở (khi bảo dưỡng), máy cắt ở trạng thái hoạt động.
Điều kiện 6: Cơ cấu liên động cấm tiếp cận các khu vực trạm biến áp nếu vi phạm khoảng cách an toàn, trừ trường hợp đã thực hiện biện pháp bảo vệ như cô lập hoặc nối đất.
Trong trường hợp dùng thiết bị đóng cắt thì cơ cấu liên động thực hiện bằng điện. Trạng thái khóa liên động phải được tự động kiểm tra trước khi vận hành, bất kỳ việc bắt đầu vận hành được thực hiện bởi con người hay cơ chế tự động.
Ví dụ khóa liên động máy cắt đường dây đến và dao nối đất
Máy cắt đường dây đến (Q-IL hoặc Q-IR) và dao nối đất (E-IL hoặc E-IR) được liên động cơ khí để tránh cả hai đóng cùng lúc. Dao nối đất chỉ đóng được khi máy cắt mở và ở vị trí kiểm tra racked-out. Máy cắt chỉ đóng được khi ở vị trí làm việc racked-in và dao nối đất mở.
Ở đây còn bổ sung thêm liên động. Dao nối đất chỉ vận hành được khi đường dây cấp không có điện, để tránh đóng dao nối đất khi đang có điện cấp.
Ví dụ Khóa liên động máy cắt dao nối đất.
Khóa liên động vận hành theo 2 cách:
Cách 1 -Vận hành cơ dùng chìa khóa. Dao nối đất E-IL hoặc E-IR vận hành tay quay sử dụng chìa khóa, sau khi máy cắt mở và ở vị trí kiểm tra.
Cách 2- Bằng điện dùng van điện từ (solenoid). Van điện từ được cấp điện khi máy cắt mở và ở vị trí kiểm tra, cho phép dao nối đất E-IL hoặc E-IR vận hành bằng tay.
Mặc dù đôi khi có thể bỏ khóa liên động trong quá trình vận hành nhưng nên ghi nhớ chỉ dùng cho trường hợp đặc biệt, không được sử dụng thường xuyên.
Trong trường hợp vận hành chuyển mạch bằng tay, khóa liên động được thực hiện bằng các thiết bị cơ khí hoặc điện. Khóa liên động được thiết kế để xác định trạng thái liên động trước bất kỳ thao tác vận hành nào. Khóa liên động nên cho phép vận hành linh hoạt nhất có thể, không nên áp đặt trình tự vận hành trước trừ khi bắt buộc phải làm vậy.
Khóa phải an toàn không gây nguy hiểm, trừ khi dùng các công cụ đặc biệt để ghi đè lên khóa. Công cụ ghi đè phải khóa bằng khóa riêng, độc lập với các khóa còn lại. Khóa liên động sẽ hoạt động hiệu quả nếu chuyển mạch hoặc vận hành theo đúng quy trình.
Có một số trường hợp không thể liên động được. Ví dụ như dao nối đất của đường dây đến không thể liên động được với thiết bị đầu xa trừ khi đường dây quá ngắn. Trong những trường hợp này cần phải có nhãn cảnh báo dao nối đất không liên động được.
Các liên động cơ khí được vận hành bằng chìa khóa. Chìa khóa này được thiết kế không cần chìa chính master, có nghĩa là không cần có chìa chính trước khi vận hành chìa khóa tại liên động.
10. Đồng bộ và hệ thống ổn định
Cần phải hòa đồng bộ hệ thống truyền tải để giữ ổn định lưới điện, giảm thiệt hại cho nhà máy và phân chia lưới dễ hơn. Nếu máy cắt trên lưới đóng không đồng bộ sẽ xuất hiện sốc điện máy phát, gây rã lưới hoặc gián đoạn.
Trong hệ thống truyền tải có hai phương thức đồng bộ được dùng là kiểm tra đồng bộ và đồng bộ hệ thống (xem hình). Kiểm tra đồng bộ khi máy cắt đã đóng lưới điện đã nối. Còn đồng bộ hệ thống là lưới được hòa đồng bộ khi máy cắt đang đóng kết nối hai hệ thống đang không kết nối liên tục.
Rơ le hòa đồng bộ kết nối và so sánh dòng và điện áp để đồng bộ.
Để đóng điện đồng bộ cần các điều kiện sau:
1. Máy cắt hai phía phải cùng tần số, zero slip.
2. Không có sai lệch góc pha điện áp hai đầu máy cắt.
3. Điện áp danh định hai đầu máy cắt có cùng điện áp danh định.
Trong hình dưới, rơ le hòa đồng bộ sẽ kiểm tra các điều kiện trên có nằm trong khoảng sai lệch cho phép không.
Rơ le hòa đồng bộ so sánh điện áp cáp và đang sử dụng để hòa đồng bộ.
Các điện áp máy biến áp đầu ra luôn luôn được giám sát. Màn hình hiển thị lựa chọn điện áp sẽ hiển thị điện áp cấp, đo đồng bộ thể hiện góc lệch giữa điện áp cấp và điện áp đang sử dụng, các phương án lựa chọn điện áp cấp, các máy cắt kết nối.
Hệ thống điều khiển trạm biến áp "biết" hết các thông tin cần thiết để hòa đồng bộ nên sẽ vận hành tự động. Để vận hành bằng tay máy cắt, phần mềm điều khiển phải được thiết kế chức năng vận hành bằng tay ở chế độ kiểm tra.
Yêu cầu đối với Hệ thống điều khiển tích hợp tại Việt Nam
Yêu cầu chung:
Trạm được trang bị hệ thống giám sát và điều khiển phù hợp với yêu cầu vận hành trạm từ xa, đáp ứng tiêu chí trạm biến áp không người trực. Hệ thống SCADA với chức năng chính là thu thập và xử lý tín hiệu của hệ thống điện theo thời gian thực. Hệ thống SCADA đưa vào hoạt động đã phục vụ có hiệu quả cho công tác giám sát từ xa trạng thái của máy cắt, dao cách ly, hiển thị tức thời các tham số đo lường của hệ thống điện như công suất, điện áp, tần số và dòng điẹn, lưu lại các biến cố (SOE) giúp cho việc phân tích sự cố được tiện lợi và nhanh chóng. Ngoài ra các dữ liệu về an ninh, cháy nổ cũng được thu thập để phục vụ phương án bảo vệ tài sản và phòng chống cháy nổ.
Tất cả các thiết bị phải được liên kết vận hành bằng mạng cáp quang Ethernet 10/100Mbps. Mạng LAN phải trợ giúp các thủ tục TCP/IP, FTP và Telnet.Thiết kế của hệ thống điều khiển phải đảm bảo rằng bất kỳ hư hỏng của một phần tử đơn lẻ nào cũng không được làm ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của hệ thống. Các giao thức IEC61850/UCA2, Modbus TCP, DNP TCP, và IEC608705 104 được lựa chọn làm giao thức truyền tin của mạng LAN giữa các máy tính chủ và các thiết bị điện tử thông minh (IEDs). Các hệ thống PCCC, Camera, cảnh báo đột nhập, chiếu sáng được tổng hợp tín hiệu tại bộ BCU(I/O) giám sát, thu thập và đưa lên hệ thống SCADA truyền về TTĐK. Các IEDs kết nối với nhau thông qua sơ đồ mạng Ethernet nội bộ (RING LAN) với các thiết bị thiết lập mạng có độ tin cậy cao. Thiết bị điều khiển mức ngăn cấp điện áp 110kV (BCU, I/O...) không cần dự phòng đúp và phải độc lập với các thiết bị bảo vệ. Thiết bị điều khiển mức ngăn cấp 22kV không cần dự phòng đúp và có thể tích hợp các chức năng bảo vệ trên cùng 1 thiết bị IED. Giao thức IEC608705104 được sử dụng để làm giao diện cho việc kết nối hệ thống điều khiển của trạm biến áp 110kV Hậu Lộc 2 với hệ thống SCADA của trung tâm điều khiển xa PC Thanh Hóa và Trung tâm điều độ HTĐ miền Bắc A1. Trang bị hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính có cấu hình và đặc tính kỹ thuật phù hợp với quy định được ban hành theo Quyết định số 176/QĐEVN ngày 04/3/2016 của EVN. Hệ thống điều khiển tích hợp đảm bảo kết nối với Trung tâm điều độ HTĐ miền Bắc (A1) và Trung tâm điều khiển xa khu vực và cho phép thực hiện các nhiệm vụ điều khiển, giám sát hoạt động của các thiết bị, lưu trữ, truy xuất thông số vận hành theo thời gian. Hệ thống điều khiển tích hợp sử dụng máy tính, được thực hiện ở 5 mức: + Điều khiển từ Trung tâm điều độ HTĐ miền Bắc (A1), đối với các thiết bị theo phân cấp điều khiển. + Điều khiển từ Trung tâm điều khiển xa khu vực.
+ Điều khiển mức trạm: thông qua hệ thống điều khiển máy tính. + Điều khiển mức ngăn: thông qua các bộ điều khiển mức ngăn (BCU) và khóa điều khiển Mimic. + Điều khiển tại thiết bị: thông qua khóa điều khiển, nút bấm tại thiết bị. Hệ thống điều khiển có khả năng thu thập, xử lý dữ liệu và kết nối được với hệ thống SCADA, TTĐKX, gồm 02 máy tính (01 Host/Gateway/HIS, 01 Engineering/ HMI) và hệ thống Switch, GPS. Giao thức truyền tin giữa trạm và các hệ thống SCADA/EMS của các Trung tâm điều độ là IEC 608705104. Giao thức truyền thông trong mạng LAN giữa các máy tính chủ và IED tuân thủ IEC 61850 Modbus phiên bản mới nhất. Mỗi ngăn lộ 110kV được trang bị 1 bộ điều khiển mức ngăn (BCU), các ngăn lộ 22kV các BCU được tích hợp trong các rơle bảo vệ. Hệ thống điều khiển trạm sẽ được đầu tư có đặc tính kỹ thuật đảm bảo tương thích với A1 và TTĐKX tỉnh.
* DANH SÁCH DỮ LIỆU:
+ Tín hiệu trạng thái Tín hiệu trạng thái máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa các ngăn đường dây 110kV.
Tín hiệu trạng thái dao cách ly, dao tiếp địa ngăn phân đoạn 112. Tín hiệu trạng thái máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa các phía máy biến áp. Tín hiệu bảo vệ chính và dự phòng của hệ thống rơle bảo vệ ngăn đường dây 110kV, thanh cái 110kV, các phía máy biến áp, bảo vệ công nghệ MBA. Tín hiệu chỉ thị phân quyền điều khiển giữa mức các mức trạm/A1/Trung tâm điều khiển. Tín hiệu sự cố mạch AC, DC, tín hiệu sự cố thiết bị tín hiệu sự cố thiết bị thông tin, tín hiệu sự cố nội bộ thiết bị đầu cuối. Tín hiệu hệ thống báo cháy, hệ thống cảnh báo chạm đất mạng DC, thu thập các hệ thống tín hiệu khác.
+ Tín hiệu đo lường Điện áp và tần số thanh cái. Công suất tác dụng, phản kháng (tổ hợp từ TI đường dây và TU 3 pha thanh cái) và dòng điện các ngăn lộ đường dây 110kV. Điện áp 1 pha ngoài đường dây 110kV. Công suất tác dụng, phản kháng, điện áp và dòng điện các phía của máy biến áp. Điện áp, tần số thanh cái 110kV. Chỉ thị nấc phân áp của máy biến áp.
+ Tín hiệu điều khiển nhận từ A1 Tín hiệu điều khiển máy cắt, dao cách ly, dao nối đất (nếu có) của ngăn lộ ngăn đường dây 110kV. Tín hiệu điều khiển dao cách ly, dao nối đất (nếu có) của ngăn liên lạc. Tín hiệu điều khiển máy cắt, dao cách ly các phía máy biến áp. Tín hiệu điều khiển tăng giảm nấc phân áp.
+ Tín hiệu từ TTĐKX: Ngoài các tín hiệu về A1, các tín hiệu Scada sẽ được kết nối về Trung tâm điều khiển xa của EVN NPC đặt tại PC Thanh Hóa, trung tâm giám sát (EVNNPC20 TNH) bao gồm: Các tín hiệu chung toàn bộ trạm; Giám sát toàn bộ hệ thống AC, DC, TEL, PCCC, Camera…Các tín hiệu điều khiển, giám sát và trạng thái của tất cả các ngăn lộ phía trung áp. Số lượng tín hiệu SCADA cần trao đổi với A1 và Trung tâm điều khiển xa, Trung tâm giám sát (theo thiết kế được phê duyệt).
Hệ thống điều khiển tích hợp được trang bị các chức năng sau:
Thu thập dữ liệu thời gian thực và giao diện người máy, được cài đặt trên 1 hệ thống máy tính hoạt động ở chế độ dự phòng nóng để đảm bảo khả năng hoạt động của hệ thống trong trường hợp 01 máy tính bất kỳ bị sự cố. Thu thập, lưu trữ dữ liệu và quản trị cơ sở dữ liệu quá khứ. Gateway kết nối lên mạng SCADA/EMS đến mỗi trung tâm điều khiển (Trung tâm điều khiển xa điện lực Thanh Hóa và Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Bắc) qua 02 kênh truyền độc lập về vật lý, mỗi kênh truyền bao gồm đầy đủ các dịch vụ SCADA/EMS và Hotline IP qua giao thức IEC 608701104. Hệ thống điều khiển máy tính của trạm có cấu trúc 3 cấp như sau: Cấp thiết bị điều khiển và bảo vệ. Cấp mạng LAN, hệ thống máy chủ, gateway, giao diện người sử dụng và cơ sở dữ liệu trạm.
Cấp kết nối SCADA/EMS. Hệ thống bảo vệ trạm sử dụng các loại rơ le kỹ thuật số có độ nhạy cao, thời gian tác động nhanh, có khả năng giao tiếp với máy tính, hệ thống SCADA/EMS, giao thức truyền tin trong trạm giữa các IEDs theo giao thức IEC 61850 và truyền tín hiệu về trung tâm điều độ HTĐ theo giao thức IEC 608705104. Data base cho hệ thống SCADA phải được thiết lập trên Gateway của hệ thống đảm bảo kết nối theogiao thức truyền tin IEC 608705104. Cấu trúc và các yêu cầu của hệ thống điều khiển: Hệ thống điều khiển trạm sẽ được đầu tư có đặc tính kỹ thuật đảm bảo tương thích với A1 và TTĐKX. Hệ thống phải đáp ứng các nội dung yêu cầu theo Quyết định số 2896/QĐEVNKTLĐ ngày 10/10/2003, quyết định số 176/QĐEVN ngày 4/3/2016 của EVN. Hệ điều hành được sử dụng trong máy tính chủ phải là Windows hoặc tương đương phiên bản sản xuất sau năm 2015;. Tất cả các thiết bị phải được liên kết vận hành bằng mạng cáp quang vòng đơn LAN Ethernet 100Mbps, để đảm bảo hệ thống mạng hoạt động liên tục ngay cả trong trường hợp có bất kỳ một phần tử đơn lẻ nào của hệ thống mạng bị sự cố. Mạng LAN phải trợ giúp các thủ tục TCP /IP, FTP và Telnet. Dung lượng và số cổng vào ra của mạng LAN phải đảm bảo sẵn sàng cho việc mở rộng trong tương lai cũng như khả năng dự phòng theo yêu cầu khi mở rộng trạm ở sơ đồ đầy đủ (02 MBA, 02 ngăn DZ, 01 ngăn phân đoạn phía 110 kV và các ngăn phân phối trung thế) Các thiết bị IED kết nối với nhau thông qua một mạng đơn 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. Thiết kế của hệ thống điều khiển phải đảm bảo rằng bất kỳ hư hỏng của một phần tử đơn lẻ nào cũng không được làm ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của hệ thống. Tất cả các rơ le bảo vệ, BCU phải bao gồm 02 cổng truyền thông kết nối đến 02 switch mạng độc lập. Các switch mạng của hệ thống 110 kV và hệ thống trung áp & hệ thống phụ phải là các switch độc lập. Hệ thống phải đảm bảo khả năng tương thích tốt nhất giữa phần cứng (rơ le, các thiết bị IEDs, ...) với nhau và giữ phần cứng với phần mềm hệ thống tích hợp Các giao thức IEC61850 được lựa chọn làm giao thức truyền tin của mạng LAN giữa các máy tính chủ và các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) hoặc các khối giao diện mạng (NIM). Giao thức IEC8705104 được thiết kế cho việc truyền tải các dữ liệu thời gian thực từ cơ sở dữ liệu trạm lên hệ thống SCADA.
Các chức năng điều khiển và giám sát của hệ thống phải được thực hiện bởi các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các BCU được lắp đặt tại trạm. Các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các BCU chịu trách nhiệm chấp hành lệnh điều khiển đóng, cắt máy cắt tự động, tại chỗ hoặc từ xa. Các rơ le và/hoặc các BCU gửi trả lại trạng thái máy cắt cùng với các dữ liệu bảo dưỡng và vận hành của các thiết bị trong trạm. Các bộ vi xử lý làm nhiệm vụ thu thập dữ liệu, truy xuất các thiết bị từ xa thông qua các cổng. Các bộ vi xử lý này liên kết các rơ le và/hoặc BCU với máy tính chủ tại trạm. Các dữ liệu tương tự từ các ngăn lộ phải được đo bởi các rơ le kỹ thuật số và/hoặc BCU. Các dữ liệu này bao gồm điện năng, điện áp, dòng điện, và các giá trị công suất tác dụng, công suất phản kháng tức thời. Chức năng giám sát điều kiện làm việc của máy cắt phải được thực hiện bởi các rơ le kỹ thuật số. Nó bao gồm bộ đếm số lần làm việc của máy cắt, dòng điện sự cố trung bình và cực đại tích luỹ, phần trăm hao mòn tiếp điểm. Bộ ghi trình tự diễn biến các sự kiện (SER) phải được thực hiện bởi các rơ le kỹ thuật số. Các bản ghi trình tự diễn biến các sự kiện được tự động gửi về máy tính chủ, nơi chúng.
được lưu trữ, phân loại và thể hiện lên màn hình. Một phần mềm tìm kiếm trên Web được sử dụng để hiển thị các bản ghi SER từ xa. Các bản ghi sự cố phải được tự động tạo ra bởi các rơ le. Bất cứ khi nào sự cố xảy ra, rơ le đi cắt máy cắt, một bản ghi sự cố phải được tạo ra và ghi lại. Việc định vị sự cố phải được tính toán bởi rơ le, các giá trị này sau đó sẽ được lấy về máy tính chủ để hiển thị lên trên màn hình giao diện. Rơ le và/hoặc BCU thực hiện chức năng thu thập các tín hiệu cảnh báo trong trạm. Các tín hiệu cảnh báo phải được thu thập về máy tính chủ để lưu trữ và hiển thị. Các dữ liệu cảnh báo đồng thời được chuyển sang máy tính lưu trữ cơ sở dữ liệu quá khứ tại trạm để phục vụ việc truy xuất từ xa. Một phần mềm tìm kiếm trên Web được sử dụng để hiển thị các tín hiệu cảnh báo từ xa. Việc treo biển đối với các thiết bị (Đỏ, vàng, đỏ tía và xanh) được thể hiện trên màn hình rơ le và trên màn hình máy tính giao diện của trạm. Bản ghi các lần treo biển phải được lưu trữ trong cơ sở dữ liệu quá khứ. Hệ thống điều khiển và giám sát bao gồm: + Hệ thống điều khiển và giám sát chính + Hệ thống điều khiển và giám sát dự phòng + Hệ thống điều khiển tại mức ngăn. Các chức năng điều khiển, giám sát và hiển thị số liệu được dự phòng bởi các rơ le và/hoặc BCU. Chức năng điều khiển và giám sát tại trạm không chỉ dựa vào máy tính giao diện, toàn bộ các chức năng điều khiển và giám sát vẫn có thể thực hiện được thông qua các bộ vi xử lý, các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các BCU Tất cả các thiết bị bảo vệ và máy tính chủ phải được đồng bộ với nguồn tín hiệu thời gian IRIG B/SNTP qua vệ tinh với sai số không lớn hơn 1ms. Sơ đồ mạng LAN trạm và trạng thái của các thành phần mạng (Ethernet Switch, IED, ...) cũng như kết nối giữa chúng phải được giám sát liên tục và hiển thị trên màn hình phục vụ vận hành. Tất cả các thiết bị phần cứng được sử dụng trong hệ thống (Rơle&BCU, Công tơ đo lường, Switch mạng, ...) phải được sản xuất theo tiêu chuẩn công nghiệp, đảm bảo độ tin cậy vận hành cao.
Máy tính được sử dụng cho HMI, Gateway kết nối SCADA/EMS và tới EndUser cũng như mạng của EVN phải là loại Server. Thông qua Gateway Server, điều độ viên có thể dễ dàng truy nhập Hệ thống quản lý dữ liệu thời gian thực hoặc Hệ thống dữ liệu quá khứ. Gateway cũng hỗ trợ tính năng điều khiển từ xa với khả năng cho phép hoặc cấm. Gateway và máy tính phục vụ HMI phải là hai thiết bị độc lập nhau về mặt vật lý. Giao diện người máy (HMI) được thiết kế để phục vụ cho nhân viêc vận hành trạm. HMI phải được thiết kế một cách trực quan để nhân viên vận hành có thể sử dụng một cách dễ dàng mà không cần có kiến thức chuyên sâu về công nghệ thông tin và đảm bảo hiển thị đầy đủ thông số của các thiết bị theo yêu cầu. HMI phải được thiết kế theo cấu trúc nhiều lớp với các cửa sổ thông tin cho từng hạng mục riêng biệt: thông tin về thông số đo lường, hệ thống rơ le, hệ thống mạng LAN, hệ thống tín hiệu cảnh báo.... Các cửa sổ thông tin được phân thành lớp, càng vào sâu thông tin cung cấp càng chi tiết đáp ứng nhu cầu vận hành tại trạm. Cấu trúc cơ bản của HMI được thể hiện như hình dưới đây. Ngoài ra hệ thống điều khiển bảo vệ còn có khả năng thu thập và giám sát trạng thái của các phần phụ trong hệ thống như trạng thái nguồn AC/DC và sẵn sàng để thu thập các tín hiệu khác trong tương lai hệ thống phòng cháy chữa cháy, hệ thống báo động đột nhập,... Thiết bị phụ trách việc thu thập, xử lý tín hiệu và truyền tín hiệu nguồn AC/DC đến hệ thống máy tính phải là một thiết bị độc lập.
Cáp kết nối mạng LAN và giữa các thiết bị IEDs: Cáp UTP CAT6 hoặc cáp quang multimode, singlemode tương ứng với giao diện mạng của các thiết bị tin học, thiết bị IEDs, NIM... Đấu nối từ các IEDs vào Switch bằng cáp quang hoặc cáp đồng và phải được bảo vệ trong ống nhựa hoặc máng cáp. Yêu cầu về khả năng sẵn sàng làm việc của hệ thống Khi sảy ra sự cố mất nguồn máy tính, không cần bất kỳ thao tác trực tiếp nào đến hệ thống máy tính, các máy tính phải tự khởi động lại và quay lại trạng thái làm việc bình thường trong thời gian không quá 20 phút từ khi nguồn điện cung cấp cho máy tính được khôi phục. Khi tắt toàn bộ hệ thống máy tính tính năng điều khiển bằng tay tại mức ngăn vẫn đảm bảo, bao gồm: Hệ thống vẫn đảm bảo khóa liên động của từng ngăn và toàn trạm. Tất cả các máy tính sau khi hoàn tất khởi động và hoạt động ổn định trong hệ thống điều khiển tích hợp, mức mang tải trung bình trong 1 phút của CPU, RAM ở trạng thái vận hành bình thường không vượt quá 20% CPU và 50% RAM. Hệ thống nguồn cung cấp: các thiết bị lớp mạng (Switch, các máy Server…) phải có ít nhất 2 nguồn cung cấp hoặc được kết nối hệ thống nguồn lưu trữ dự phòng. Yêu cầu về khả năng mở rộng của hệ thống: Hệ thống có khả năng bổ sung các chức năng mới mà không làm thay đổi hệ thống các phần mềm đang làm việc. Hệ thống phải được thiết kế và phát triển cùng với sự hợp tác của người sử dụng để tăng khả năng mở rộng và phát triển của khách hàng: Mở rộng không làm suy giảm tính đảm bảo, độ tin cậy của hệ thống đang tồn tại. Giảm thiểu thời gian cắt điện phục vụ thi công lắp đặt và thử nghiệm hệ thống sau khi thay đổi mở rộng. Mở rộng hệ thống phải không yêu cầu cấu trúc lại phần mềm và phần cứng đang làm việc. Các phần mềm ứng dụng giám sát, điều khiển phải được thiết kế mang tính module hóa.