intTypePromotion=1
zunia.vn Tuyển sinh 2024 dành cho Gen-Z zunia.vn zunia.vn
ADSENSE
 » 
 » 

Kinh nghiệm triển khai dự án thử nghiệm trạm biến áp kỹ thuật số của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:17

Thêm vào BST
Báo xấu
9
lượt xem 3
download
 
  Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Bài viết Kinh nghiệm triển khai dự án thử nghiệm trạm biến áp kỹ thuật số của Tập đoàn Điện lực Việt Nam mô tả những kinh nghiệm được rút ra từ một dự án thử nghiệm tại Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nơi một trạm biến áp 110 kV truyền thống (trạm biến áp Phú Bài) được nâng cấp thành trạm biến áp kỹ thuật số theo tiêu chuẩn IEC 61850.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Kinh nghiệm triển khai dự án thử nghiệm trạm biến áp kỹ thuật số của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

  1. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 KINH NGHIỆM TRIỂN KHAI DỰ ÁN THỬ NGHIỆM TRẠM BIẾN ÁP KỸ THUẬT SỐ CỦA TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM EXPERIENCE WITH A DIGITAL SUBSTATION PILOT PROJECT OF VIETNAM ELECTRICITY 1 2 Hoàng Ngọc Hoài Quang , Kiều Văn Minh 1Chuyên gia EVN, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế, 0963211112, quanghnh@cpc.vn 2Chuyên gia EVN, Công ty Dịch vụ kỹ thuật truyền tải Điện, 0983180681, kieuvanminh.npts@gmail.com Tóm tắt: Bài báo này mô tả những kinh nghiệm được rút ra từ một dự án thử nghiệm tại Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nơi một trạm biến áp 110 kV truyền thống (trạm biến áp Phú Bài) được nâng cấp thành trạm biến áp kỹ thuật số theo tiêu chuẩn IEC 61850. Một khối lượng lớn dây cáp đồng trong của trạm biến áp đã được thay thế bằng các thiết bị điện tử thông minh và truyền thông qua mạng cáp quang, cho phép thực hiện các chức năng bảo vệ, giám sát và điều khiển mạnh mẽ nhằm nâng cao độ tin cậy của lưới điện. Các khái niệm về trạm biến áp kỹ thuật số dựa trên tiêu chuẩn IEC 61850 và giải pháp chi tiết trong dự án nâng cấp trạm Phú Bài lên thành trạm biến áp kỹ thuật số được trình bày trong bài báo này. Sau khi hoàn thành dự án thí điểm, các đánh giá so sánh giữa công nghệ cũ và công nghệ số được rút ra và phân tích. Kết quả cho thấy trạm biến áp nâng cấp có những ưu điểm tốt hơn như cho phép thiết lập hệ thống điều khiển bảo vệ và tự động hóa trên cơ sở liên kết qua mạng truyền thông thống nhất, các tín hiệu tương tự và logic được số hóa ngay tại hoặc gần các thiết bị nhất thứ, các tín hiệu được truyền đi trên hệ thống nhanh chóng và tin cậy. Từ khoá: Trạm biến áp Kỹ thuật số, IEC 61850, Bảo vệ & Điều khiển, Đồng bộ thời gian, Process Bus, EVN. Summary: This paper describes an experience of a pilot project in Vietnam Electricity (EVN) where a conventional 110kV substation (Phu Bai substation) was upgraded to a digital substation based on the IEC 61850 standard. A large number of copper wires in the process bus of the substation was replaced by intelligent electronic devices and fiber optic communications, enabling robust protection, monitoring, and control function in order to enhance the grid reliability. The concepts of a digital substation based on IEC 61850, and the detail solution in the project to upgrade Phu Bai station to digital solution are presented. After completing the pilot project, the comparative evaluations between old technology and digital technology are derived and analyzed. The results showed that the upgraded substation has better advantages such as allowing the establishment of a protection control system and automation on the basis of links via a unified communication network, logical and analog signals are digitized at or near power devices, and signals are transmitted quickly and reliably in the networks. Keywords: Digital Substation, IEC 61850, Protection & Control, Time Synchronization, Process Bus, EVN. 380
  2. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA CHỮ VIẾT TẮT P&C Protection and Control (Bảo vệ và Điều khiển) IEC 61850 TTHPC Công ty Điện lực Thừa Thiên – Huế MU Merging Unit NCIT Non – convention Instrument Transformer SCU Switching Control Unit IEC Intelligent Electronic Device RTU Remote Terminal Unit GW Gateway HMI Human Machine Interface SMV Sample Measured Value BCU Bay Control Unit GOOSE Generic Object-Oriented Substation Event SCL Substation Configuration Language SCT System Configuration Tool PRP Parallel Redundancy Protocol HSR High-Availability Seamless Redundancy - HSR 1. GIỚI THIỆU Trong các trạm biến áp truyền thống, các thiết bị nhất thứ được kết nối với thiết bị bảo vệ và điều khiển (Protection & Control - P&C) bằng hệ thống cáp đồng. Cách kết nối truyền thống này tạo ra một mạng lưới cáp tín hiệu phức tạp làm tăng khối lượng cáp kết nối, và khối lượng công thực hiện khi lắp đặt, vận hành và bảo trì hệ thống. Công nghệ trạm biến áp kỹ thuật số hay còn gọi là công nghệ Process Bus theo tiêu chuẩn IEC 61850 giúp loại bỏ phần lớn khối lượng lớn cáp đồng cho tín hiệu điều khiển và đo lường, thay thế bằng các loại cáp quang nhỏ có khả năng kết nối theo kiểu Plug & Play. Công nghệ này làm giảm đáng kể chi phí thiết lập và các đòi hỏi kỹ thuật trong quá trình lắp đặt và bảo trì, dẫn đến giảm chi phí tổng thể của dự án. Trong những năm gần đây, nhiều công trình nghiên cứu khác nhau đã được triển khai bởi nhiều nhóm nghiên cứu nhằm đánh giá tiềm năng của công nghệ trạm biến áp kỹ thuật số. Trong bài báo [1], Fu Qincui và Jianyun Chen đã xây dựng nền tảng thử nghiệm tích hợp công nghệ tiên tiến cho trạm biến áp kỹ thuật số dựa trên tiêu chuẩn IEC 61850 phục vụ cho giảng dạy trong phòng thí nghiệm của trường đại học. Antonio 381
  3. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 Riccardo [2] mô tả quy trình từng bước được sử dụng bởi National Grid (Hoa Kỳ) để thiết kế kiến trúc, thành phần và kiểm tra hệ thống cho một dự án trạm biến áp hoàn toàn kỹ thuật số ... Trong bài báo [3], nhóm nghiên cứu của Yuvaraj Nayak đã trình bày một số kết quả nghiên cứu về các trường hợp hư hỏng khác nhau trong mạng truyền thông tổng thể và đề xuất đánh giá thực tế về sơ đồ bảo vệ dựa trên IEC 61850 trong với một số điều kiện sự cố được lựa chọn. Bên cạnh đó, các nghiên cứu gần đây về hệ thống tự động hóa trạm biến áp dựa trên tiêu chuẩn IEC 61850 đã được xem xét và đánh giá lại bởi nhóm nghiên cứu của Mohd Asim Aftab [4]. Trong tài liệu [5], nghiên cứu về tiêu chuẩn IEC 61850 và trạm biến áp kỹ thuật số có giám sát tình trạng phần cứng theo thời gian thực đã được thực hiện và cơ bản đã cung cấp một ý tưởng rõ ràng về tự động hóa trạm biến áp dựa trên IEC 61850 và hoạt động của nó trong thời gian thực. Tại Việt Nam, tiêu chuẩn IEC 61850 đã được EVN áp dụng để thiết lập hệ thống điều khiển cho các trạm biến áp trong thời gian gần đây. Tuy nhiên, do chưa có các nghiên cứu kỹ lưỡng về việc tích hợp hệ thống tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850 với các công nghệ hiện có của hệ thống nên hầu hết các hệ thống mới chỉ tập trung khai thác IEC 61850 như một giao thức truyền thông thông thường mà chưa chú ý đến việc thiết lập các giải pháp tự động hóa tại một mức đầy đủ theo tiêu chuẩn. Trong bài báo này, nhóm tác giả sẽ trình bày kinh nghiệm ứng dụng công nghệ trạm biến áp số trong dự án thí điểm nâng cấp hệ thống bảo vệ và điều khiển trạm biến áp 110 kV Phú Bài tại TTHPC, công ty con của EVN. Trong phần 2, tổng quan về tiêu chuẩn IEC 61850 trong trạm biến áp kỹ thuật số được trình bày. Các đặc điểm của trạm biến áp 110kV Phú Bài như một trạm biến áp thông thường được mô tả trong phần 3. Giải pháp chi tiết để nâng cấp trạm biến áp Phú Bài lên trạm biến áp kỹ thuật số được trình bày trong phần 4. Cuối cùng, các đánh giá so sánh và kết luận được đưa ra trong phần 5. 2. TIÊU CHUẨN IEC 61850 TRONG TRẠM BIẾN ÁP KỸ THUẬT SỐ Tiêu chuẩn IEC 61850 không chỉ là một giao thức truyền thông. Hơn thế nữa, tiêu chuẩn IEC 61850 xác định và mô hình hóa các đối tượng trong trạm biến áp, chỉ định cách tổ chức lớp thông tin, khai báo các dịch vụ trừu tượng để mô tả các quá trình trao đổi thông tin, v.v. Việc áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 tạo ra sự thay đổi căn bản trong chiến lược thiết kế hệ thống tự động hóa và thông tin liên lạc của trạm biến áp. 2.1. Mô hình truyền thông chung của trạm biến áp kỹ thuật số Trên cơ sở triển khai mô hình truyền thông và tổ chức phân cấp các ứng dụng tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850, cấu trúc chung của trạm biến áp số được chia thành ba mức: mức thiết bị, mức ngăn lộ và mức trạm. 382
  4. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA  Mức thiết bị (Process level) là mức thực hiện giao tiếp giữa các thiết bị nhất thứ như thiết bị đóng cắt và thiết bị điều khiển bảo vệ. Trên Process Bus, quá trình thu thập thông tin điện áp và dòng điện từ các thiết bị TU, TI và được số hóa bởi các bộ Merging Unit (MU), được sắp xếp trong các ngăn lộ hoặc trực tiếp từ các máy biến áp đo lường loại NCIT (Non-conventional Instrument Transformer) hoặc bộ điều khiển thiết bị đóng cắt (Switching Control Unit - SCU) và được kết nối với hệ thống trên Process Bus.  Mức ngăn lộ (Bay level) tích hợp các IED thực hiện các chức năng bảo vệ và điều khiển. Các thiết bị này thực hiện kết nối đồng thời giữa hai mạng: Process Bus để kết nối với các IED khác, Station Bus để kết nối với RTU/ Gateway, HMI.  Mức trạm (Station level) bao gồm Giao diện Người máy (HMI), RTU/ Cổng vào, máy tính kỹ thuật. Các thiết bị này được kết nối trên Station Bus. Hình 1. Mô hình truyền thông chung của trạm biến áp kỹ thuật số 2.2. Mô hình dữ liệu của trạm biến áp kỹ thuật số Mô hình thu thập và xử lý dữ liệu của trạm biến áp truyền thống và trạm biến áp kỹ thuật số được minh họa trong Hình 2. Đối với các trạm biến áp truyền thống, việc thu thập và xử lý dữ liệu được thực hiện trên cùng một thiết bị, trong khi đó công nghệ trạm biến áp kỹ thuật số cho phép tách rời chức năng thu thập và xử lý dữ liệu. 383
  5. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 Dữ liệu của các đối tượng trạm biến áp được tiêu chuẩn hóa theo nội dung IEC 61850- 7-4 để tạo ra sự tương đồng về dữ liệu và giao tiếp giữa các thiết bị từ các nhà sản xuất khác nhau. Các thành phần này trao đổi thông tin với nhau thông qua Process bus. Điều này cho phép giảm số lượng dây cáp đồng được sử dụng để kết nối tín hiệu và tăng lượng thông tin trao đổi giữa các thành phần trong hệ thống. Hình 2. Mô hình trao đổi dữ liệu trong trạm biến áp truyền thống và trạm biến áp kỹ thuật số 2.3. Process Bus Các phép đo cơ bản được số hóa và truyền đi dưới dạng các giá trị mẫu nhờ việc sử dụng các công nghệ cảm biến dòng điện và điện áp có công suất thấp kết hợp với các kỹ thuật truyền tin quan học hiện đại. Ngoài ra, các tín hiệu trạng thái cũng được truyền đi để đáp ứng các yêu cầu của hệ thống bảo vệ. Tiêu chuẩn IEC 61850 giải quyết yêu cầu này thông qua khái niệm về dịch vụ giá trị đo lường mẫu (Sample Measurement Value – SMV) được triển khai trên Process Bus. Ngoài các giá trị SMV, khả năng thu thập trạng thái và các lệnh điều khiển được phản hồi bởi Time Critical cũng được giải quyết thông qua Process Bus. Giao thức IEC 61850 định nghĩa trao đổi dữ liệu trên Bus quy trình thành hai phần: Phần 9.1 định nghĩa các tập dữ liệu với hình thức truyền tin một chiều đa hướng kiểu Điểm - Điểm; Phần 9.2 xác định các tập dữ liệu cấu hình được có thể được truyền đa hướng từ một nguồn phát (publisher) đến nhiều điểm nhận (subscribers). Hình 3 minh họa cấu trúc cơ bản của Process Bus. Tín hiệu từ các nguồn điện áp và dòng điện cũng như thông tin trạng thái được đầu vào và số hóa bởi bộ MU. Các MU trong một trạm lấy mẫu tín hiệu ở tốc độ đồng bộ thống nhất. Bằng cách này, bất kỳ IED nào cũng có thể nhận dữ liệu từ nhiều MU và tự động cân bằng và xử lý dữ liệu. 384
  6. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA Hình 3. Các tín hiệu trên Process Bus Giá trị lấy mẫu (Sample Value - SV) được thực hiện trên nền tảng Ethernet theo tiêu chuẩn ISO/ IEC 8802-3, để cung cấp các giá trị đo (U, I, P, Q, Cosφ...) từ các thiết bị phát như MU, NCIT đến thiết bị thu là Rơle, BCU thông qua Process Bus. Các dữ liệu SV được thiết bị phát gửi theo những khoảng thời gian chính xác, được gọi là thời gian lấy mẫu, thời gian lấy mẫu phụ thuộc vào hai yếu tố: tần số tín hiệu đo được và số mẫu mỗi chu kỳ (Sample Per Period - SPP). Tiêu chuẩn IEC 61850-9-2LE quy định hai giá trị SPP: 80 mẫu/ chu kỳ (ở 50 Hz = 250 s) đối với hệ thống so sánh pha và 250 mẫu/ chu kỳ (ở 50 Hz = 78.125 µs) đối với hệ thống đo lường thương mại. Sai số đồng bộ hóa: Theo tiêu chuẩn IEE C37.118.1-2011 cho phép đo đồng bộ hóa, nếu lỗi đồng bộ hóa là 4μs, nó sẽ dẫn đến sai số góc là 0,070 (= 4,3'), tương ứng với sai số đo là 0,125% (125A với dòng đỉnh 100kA, 50Hz). 2.4. GOOSE GOOSE: (Generic Object-Oriented Substation Event) là tập dữ liệu sự kiện hướng đối tượng nội bộ của trạm biến áp được xác định theo IEC61850-7-2, được sử dụng để trao đổi dữ liệu giữa các IED qua kênh truyền thông theo chiều ngang. Các bản tin GOOSE như trạng thái thiết bị, yêu cầu khóa liên động và lệnh điều khiển là Sự kiện quan trọng có yêu cầu khắt khe về thời gian (Time Critical Events) và được ánh xạ trực tiếp trên lớp liên kết Ethernet bằng cách sử dụng dịch vụ phát tin đa hướng (Multicast). Bản tin GOOSE hoạt động trong một loại mô hình được gọi là "Publisher / Subscriber". Trong mô hình này, thiết bị gửi “xuất bản” dữ liệu mong muốn trong tin nhắn GOOSE và bất kỳ thiết bị nào trong cùng mạng quan tâm đến bất kỳ dữ liệu nào của tin nhắn xuất bản đều có thể được định cấu hình để “đăng ký” tin nhắn GOOSE của thiết bị xuất 385
  7. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 bản. Điều này có nghĩa là một số thiết bị có thể nhận được một tin nhắn bằng cơ chế phát đa hướng. Hình 4. GOOSE trên kênh truyền thông ngang Để đảm bảo thời gian xử lý, bản tin GOOSE là tin nhắn một chiều, được gửi đến một ứng dụng cụ thể, đảm bảo rằng tin nhắn đến một cách an toàn, không có yêu cầu phản hồi. Tiêu chuẩn IEC61850-8-1 quy định rằng các dịch vụ sử dụng giao thức GOOSE phải có khả năng trao đổi dữ liệu với thời gian phản hồi ≤ 4ms trên Process Bus. 2.5. Cấu hình các chức năng tự động hóa trạm biến áp Cấu hình tự động hóa của trạm biến áp kỹ thuật số được thực hiện bằng cách sử dụng các công cụ hỗ trợ Ngôn ngữ cấu hình trạm (Substation Configuration Language - SCL), được định nghĩa trong IEC 61850-6-1. SCL chỉ định một hệ thống phân cấp các file cấu hình cho phép nhiều cấp của hệ thống được mô tả trong các tệp XML rõ ràng và được chuẩn hóa. Mục đích của SCL là thống nhất mô tả dữ liệu được trao đổi trên cùng một hệ thống tự động hóa trạm biến áp, qua đó dữ liệu có thể được trao đổi giữa các thiết bị từ các nhà sản xuất khác nhau. Các tệp SCL khác nhau bao gồm mô tả đặc tả hệ thống (SSD), mô tả cấu hình hệ thống (SCD), mô tả khả năng của IED (ICD), mô tả các IED đã được cấu hình (CID) và tệp Mô tả IED khi thay đổi cấu hình (IID). Tất cả các tệp này được xây dựng theo cùng một phương pháp và định dạng nhưng có phạm vi khác nhau tùy thuộc vào nhu cầu. SCL cung cấp khả năng cấu hình tốt hơn cho các yêu cầu cụ thể của người dùng. Các kỹ sư có thể sử dụng tệp CID để cung cấp thông tin về cấu hình IED của hệ thống hiện có hoặc nó có thể được sử dụng để tái cấu trúc chức năng IED trên một hệ thống mới, kiểm soát lỗi và hiểu lầm giữa các thành phần khác nhau, nâng cao khả năng tương tác của các thiết bị, giúp cải thiện hiệu suất hệ thống. 386
  8. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA 3. TỔNG QUAN TRẠM BIẾN ÁP PHÚ BÀI TRƯỚC KHI NÂNG CẤP Trạm biến áp Phú Bài (110/ 22kV-2x40 MVA) được đưa vào vận hành từ năm 2003, chịu trách nhiệm cấp điện cho các phụ tải khu công nghiệp Phú Bài, thị xã Hương Thủy, tỉnh Thừa Thiên Huế. Năm 2016, trạm biến áp Phú Bài chuyển sang chế độ vận hành không người trực, có giám sát và được kiểm soát từ trung tâm vận hành của Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế (TTHPC). Hệ thống bảo vệ sử dụng các thiết bị Rơle của các nhà sản xuất khác nhau (Siprotec Siemens, Micom Schneider, Sel Relay), hệ thống điều khiển sử dụng RTU560 CMU04 của ABB và RTU Xcell CRP-031, thông qua các giao thức IEC 61850, IEC 60870-5- 103 và được kết nối với Hệ thống SCADA tại trung tâm điều khiển thông qua giao thức IEC 60870-5-101. Hệ thống điều khiển bảo vệ phức tạp và không đồng bộ, được kết nối với tín hiệu bằng mạng cáp đồng khổng lồ, rất khó quản lý. Độ tin cậy vận hành của trạm không cao và có nhiều nguy cơ xảy ra sự cố. Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của trạm biến áp Phú Bài, TTHPC đã triển khai giải pháp nâng cấp hệ thống bảo vệ và điều khiển trạm biến áp bằng công nghệ số. 4. GIẢI PHÁP NÂNG CẤP THÀNH TRẠM BIẾN ÁP KỸ THUẬT SỐ Giải pháp nâng cấp trạm biến áp 110kV Phú Bài thành trạm biến áp kỹ thuật số được đề xuất dựa trên cơ sở nghiên cứu và tham khảo các mô hình trạm biến áp kỹ thuật số của Hitachi, ABB, Siemens AG, GE… Để phát huy được ưu điểm của việc áp dụng công nghệ trạm biến áp kỹ thuật số, giải pháp được sử dụng đặc biệt chú trọng việc ứng dụng công nghệ Process Bus. Giải pháp này khác biệt hoàn toàn với thiết kế của các kỹ sư với mô hình trạm biến áp truyền thống từng sử dụng trước đó, bao gồm từ thiết kế và lắp đặt thiết bị, bảng điều khiển, hệ thống cáp đến thiết kế hệ thống mạng truyền thông và cấu hình hệ thống điều khiển và tự động hóa. Các nội dung chi tiết được đề cập ở các mục dưới đây 4.1. Thiết kế, bố trí và kết nối thiết bị bảo vệ và điều khiển Công nghệ Trạm biến áp kỹ thuật số cho phép hạn chế tối đa hệ thống cáp tín hiệu bằng đồng, thay thế chúng bằng các kết nối cáp quang để truyền tín hiệu trong mạng LAN, giảm số lượng và diện tích lắp đặt thiết bị nên cần có sự thay đổi về kết cấu và bố trí các thiết bị trong trạm. Bên cạnh đó, sự thay đổi này cũng dẫn đến thay đổi thói quen vận hành của người dùng, thay vì thao tác trên sơ đồ MIMIC truyền thống, người vận hành sẽ phải giám sát trên giao diện HMI của hệ thống SCADA trạm biến áp và thao tác điều khiển các thiết bị trên giao diện HMI của các thiết bị điều khiển. Sơ đồ bố trí của thiết bị Relay, BCU, hệ thống mạng và RTU/ GW/ HMI được thể hiện trong Hình 5. 387
  9. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 Hình 5. Rơ le/ BCU, mạng LAN và RTU/GW/HMI Giải pháp số hóa tín hiệu trạm biến áp được thực hiện bằng cách lắp đặt các thiết bị gồm bộ chuyển đổi tính hiệu (Merging Unit - MU), Bộ điều khiển thiết bị đóng cắt SCU trên hoặc gần các thiết bị nhất thứ trong trạm đóng cắt ngoài trời nên phải đảm bảo các yêu cầu về điều kiện làm việc của thiết bị IED trong môi trường khắc nghiệt. Giải pháp được thực hiện tại trạm biến áp Phú Bài nhằm lắp đặt thiết bị MU trong thành tủ MU được thiết kế đảm bảo bỏ vệ thiết bị khỏi điều kiện nhiệt độ và độ ẩm ở môi trường ngoài trời. Hình 6. Tủ ghép tín hiệu MU ngoài trời 4.2. Cấu hình kết nối đầu cuối ảo Trong thiết kế và cấu hình hệ thống bảo vệ điều khiển kỹ thuật số, cần thực hiện kết nối đầu cuối ảo (kết nối thông qua truyền thông) cho các IED, quy trình tương tự như cách xây dựng Danh sách kết nối đầu cuối của thiết kế hệ thống mạch thứ cấp. Thiết kế của kết nối đầu cuối ảo phải xác định cổng vật lý của thiết bị và sơ đồ luồng thông tin của các tín hiệu GOOSE/ SV và các khối chức năng nhận và xuất tín hiệu trên các thiết bị. Đây là phần cốt lõi của công việc cấu hình, đòi hỏi kỹ sư cấu hình phải có 388
  10. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA kiến thức về mạch nhị thứ của trạm biến áp và các khối chức năng của IED như đã nêu trong thông số kỹ thuật của nhà sản xuất. Công cụ cấu hình hệ thống (System Configuration Tool - SCT) được sử dụng cho phép truy cập vào các tệp .scd .cid để xuất ra các thiết bị đầu cuối ảo là tín hiệu GOOSE/ SV và được ánh xạ tới các đầu ra vật lý trên thiết bị thứ cấp. Bảng 1. Bảng kết nối đầu cuối ảo Publisher Device Subscriber Device Description Sample GO O SE Logical Logical Indicator Value Logical Node Logical Node Device Device 171 CB Opened GOIN11 BININGGIO1.ST .Ind1 MU171.11 XCBR1.ST .Pos.stVal 171.PDIS. 171 CB Closed GOIN12 BININGGIO1.ST .Ind2 MU171.11 XCBR1.ST .Pos.stVal 171.PDIS. 171 CB Open CMD GOOUT 11 CSWI1.OpOpm 171.PDIS. CMDOUT GGIO2.Ind1.stVal MU171.11 171 CB Close CMD GOOUT 12 CSWI1.OpCls 171.PDIS. CMDOUT GGIO2.Ind2.stVal MU171.11 171-7 DS Opened GOIN13 BININGGIO1.Ind9.stVal MU171.11 XSWI1.Pos.stVal 171.PDIS. 171-7 DS Closed GOIN14 BININGGIO1.Ind10.stVal MU171.11 XSWI1.Pos.stVal 171.PDIS. 171 CT 1 Phase A 171SV.AmpA I01AT CT R1.AmpSv.instMag.i MU171.11 T CT R.AmpSv1.PhA 171.PDIS. 171 CT 1 Phase B 171SV.AmpB I01BT CT R1.AmpSv.instMag.i MU171.11 T CT R.AmpSv1.PhB 171.PDIS. 171 CT 1 Phase C 171SV.AmpC I01CT CT R1.AmpSv.instMag.i MU171.11 T CT R.AmpSv1.PhC 171.PDIS. 171 CT 1 Phase N 171SV.AmpN I01DT CT R1.AmpSv.instMag.i MU171.11 T CT R.AmpSv1.PhN 171.PDIS. 171 VT Phase A 171SV.VolA U01AT VT R1.VolSv.instMag.i MU171.11 T VT R.VolSv1.PhA 171.PDIS. 171 VT Phase B 171SV.VolB U01BT VT R1.VolSv.instMag.i MU171.11 T VT R.VolSv1.PhA 171.PDIS. 171 VT Phase C 171SV.VolC U01CT VT R1.VolSv.instMag.i MU171.11 T VT R.VolSv1.PhA 171.PDIS. Bảng 1 mô tả ngắn gọn cách thiết lập kết nối đầu cuối ảo cho các tín hiệu SV/ GOOSE của ngăn lộ 171 Phú Bài từ bộ MU đến Rơ le F21. Các tín hiệu sẽ được mô tả từ thiết bị Publisher (nút Logic, thiết bị Logic) đến các khối chức năng trên thiết bị Subcriber nhận tín hiệu. 4.3. Giải pháp đồng bộ hóa thời gian độ chính xác cao Trong mô hình trạm biến áp kỹ thuật số, chức năng thu thập dữ liệu được tách biệt với các thiết bị bảo vệ điều khiển (Rơ le, BCU), dẫn đến yêu cầu thực hiện đồng bộ thời gian truy vấn dữ liệu giữa các thiết bị. Do đó, đồng bộ thời gian giữa các thiết bị trên Process Bus là một yêu cầu quan trọng trong trình tự thiết kế hệ thống điều khiển số. Theo tiêu chuẩn IEEE C37.118.1-2011 - tiêu chuẩn đo lường đồng bộ pha cho hệ thống điện, trên hệ thống đo đồng bộ ba (Synchrophasor Measurements), sai số pha 0,57 độ (0,01 radian)) sẽ gây ra 1% sai số vec tơ tổng (Total Vector Error - TVE), tương ứng với sai số thời gian ± 26μs đối với hệ thống 60Hz và ± 31μs đối với hệ thống 50Hz. Khuyến nghị của IEEE là cần một nguồn đồng bộ hóa thời gian đáng tin cậy cung cấp độ ổn định thời gian, tần số và tần số tốt hơn ít nhất 10 lần so với giá trị TVE 1% tương ứng, 389
  11. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 tức là ± 2,6μs với hệ thống 60Hz và ± 3,1μs với 50Hz. Với yêu cầu đồng bộ pha cho các hệ thống đo lường và bảo vệ thời gian thực trên mạng Process Bus, tiêu chuẩn IEC 61850-9-3 yêu cầu áp dụng giao thức đồng bộ hóa thời gian chính xác PTP theo tiêu chuẩn IEEE 1588v2 thông qua các khuyến nghị của IEEE C37.238-2011, với sai số từ 100ns đến 1μs tùy theo kiến trúc, sơ đồ mạng và giải pháp kỹ thuật của từng hãng. Với yêu cầu quan trọng là chức năng đồng bộ thời gian với độ chính xác cao, hệ thống bảo vệ trạm Phú Bài được thiết kế để sao lưu các kênh đồng bộ thời gian trên mạng Process Bus bằng 02 thiết bị GPS Clock độc lập trên cùng một lớp mạng, minh họa trên Hình 7. Việc chuyển đổi các thiết bị trên mạng Process Bus phải đáp ứng yêu cầu cấu hình lớp 2, cho phép sử dụng địa chỉ Multicast cho các gói đồng bộ, lỗi thiết bị tham chiếu Projection
  12. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA truyền và nhận dữ liệu giữa các thiết bị. Vì vậy, mạng truyền thông của Trạm biến áp số phải có độ tin cậy và tính sẵn sàng cao. Tiêu chuẩn IEC 61850 quy định thời gian phục hồi cần thiết cho mạng SCADA là 400ms - 800ms; với tính năng khóa liên động (Interlocking) trên lớp mạng theo tiêu chuẩn IEC 61850-8-1, thời gian khôi phục ứng dụng cần thiết là từ 4ms-12ms; Các thông điệp đo lường SV trên lớp Process Bus được truyền với độ trễ khôi phục mong muốn là 0s. Để giải quyết vấn đề về độ trễ thời gian trên mạng, tiêu chuẩn IEC 61850-90-4 yêu cầu tham chiếu đến tiêu chuẩn IEC 62439-3 về định nghĩa của Giao thức dự phòng song song (Parallel Redundancy Protocol - PRP) và giao thức Dự phòng liền mạch khả dụng cao (High-Availability Seamless Redundancy - HSR). Cả hai giao thức này đều được xây dựng với mục tiêu đưa thời gian khôi phục về “0” và không mất dữ liệu. Đây là những tiêu chuẩn để đảm bảo rằng gói tin GOOSE và SV (Sample Value) không làm chậm trễ hoặc mất thông tin trong quá trình truyền tin. Hình 8. Mô hình mạng LAN của trạm biến áp Phú Bài Từ việc phân tích mức độ sẵn sàng, tốc độ đáp ứng cũng như chi phí triển khai hệ thống, giải pháp thiết lập hệ thống mạng LAN trạm Phú Bài được triển khai theo mô hình hỗn hợp PRP và HSR. Cấu trúc mạng theo giao thức PRP được sử dụng cho các thiết bị quan trọng điện áp cao, được phân bố theo kiểu phân tán. Tin nhắn từ thiết bị nguồn được sao chép và gửi 391
  13. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 đồng thời trên hai mạng Process Bus A&B. Các thiết bị đích cũng được kết nối với hai mạng sẽ chấp nhận tin nhắn đến trước và loại bỏ tin nhắn tiếp theo. Trong trường hợp một mạng bị lỗi, tin nhắn đã sao chép vẫn đến trên mạng thứ hai. Cấu trúc mạng HSR được thiết lập để kết nối các thiết bị trong các ngăn phân tán, được bố trí tập trung. Các thiết bị được kết nối với nhau theo cấu trúc liên kết vòng, không có công tắc. Tất cả các thông báo từ máy phát được nhân bản và xuất ra theo cả hai hướng. Người đăng ký sẽ chấp nhận tin nhắn đến trước và hủy tin nhắn tiếp theo. Thiết bị RedBox (Hộp dự phòng) có nhiệm vụ liên kết giữa hai mạng PRP và HSR, dữ liệu từ nguồn trên mạng PRP có thể đến được các HSR Đính kèm Node trong mạng HSR với thời gian khôi phục bằng 0. 4.5. Thiết lập VLANs trên Process Bus Khi có quá nhiều thông báo được phát qua các nút trên Process Bus có thể dẫn đến giảm hiệu suất của hệ thống mạng LAN. IEC 61850-90-4 khuyến nghị thực hiện cấu hình VLAN, gắn thẻ và cài đặt ưu tiên theo tiêu chuẩn IEEE 802.1Q để đạt được yêu cầu về chất lượng dịch vụ (Quality of Service - QoS) truyền dữ liệu trên Process Bus. Tin nhắn được phát trong mạng con, được phân phối trên toàn bộ mạng LAN một cách hợp lý để đảm bảo rằng tín hiệu từ máy phát đến máy thu được ưu tiên trên các nút mạng. VLAN được thiết kế dựa trên các yêu cầu ưu tiên và bảo mật giữa các VLAN và được kiểm soát bởi Danh sách kiểm soát truy cập (ACL). Để thiết lập VLAN, hệ thống LAN cần sử dụng thiết bị chuyển mạch Lớp 2/3 hỗ trợ Trunk VLAN IEC802.2Q. Kết quả kiểm tra thời gian phản hồi cho thấy cấu hình Gắn thẻ ưu tiên VLAN cho Thời gian chuyến đi qua dịch vụ GOOSE bằng hoặc nhỏ hơn so với mạch có dây cứng. 4.6. Thử nghiệm và chạy thử trạm biến áp kỹ thuật số Để hệ thống P&C hoạt động đáng tin cậy, cần phải tiến hành kiểm tra từng phần tử riêng lẻ và kiểm tra toàn bộ hệ thống. Với công nghệ Trạm biến áp kỹ thuật số, điều này có thể là một thách thức đối với các kỹ sư so với cách nó được thực hiện trên các trạm biến áp truyền thống. Thay vì mô phỏng các tín hiệu trên mạch có dây cứng, giải pháp thí nghiệm phải mô phỏng các tín hiệu đo lường và trạng thái dưới dạng giá trị mẫu, bản tin GOOSE trên mạng LAN. Giải pháp thử nghiệm cho dự án Phú Bài sử dụng thiết bị bộ thử nghiệm Omicron CMC 356 kết hợp với phần mềm ITT600 của Hitachi ABB. Omicron CM356 là một giao diện mạng tích hợp hỗ trợ thử nghiệm toàn diện trong môi trường IEC 61850 bằng cách sử dụng mô phỏng và đăng ký GOOSE tùy chọn cũng như chức năng mô phỏng giá trị lấy mẫu. Nó cũng có thể truy xuất, đánh giá và ghi nhật ký giao tiếp IED Client / Server SCADA theo IEC 61850. 392
  14. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA Công cụ Kiểm tra Tích hợp ITT600 được thiết kế để dễ dàng chẩn đoán và khắc phục sự cố của các ứng dụng và hệ thống tự động hóa trạm biến áp tuân thủ IEC 61850. ITT600 hỗ trợ dễ dàng khám phá cấu hình IEC 61850 trong bất kỳ IED bảo vệ và điều khiển nào, hiển thị các bản tin GOOSE về giá trị mẫu và mô phỏng giao tiếp của IED. Hình 9. Thử nghiệm Merging Unit Mô hình thử nghiệm của thiết bị Merging Unit được mô tả trong Hình 9, bằng cách sử dụng bộ thử nghiệm rơle đa năng CM 356 có độ chính xác cao, cung cấp tín hiệu tương tự chính xác vào các kênh đầu vào của MU. Thiết bị thử nghiệm và MU phải được đồng bộ hóa tất cả tín hiệu từ cùng một đồng hồ chính GPS. Giá trị mẫu thu được trên bộ thử nghiệm CM 356 được so sánh với phần mềm ITT600 để đánh giá sai số đo biên độ, góc pha và thời gian truyền thông báo. Thông qua mạng Process Bus, phần mềm ITT600 cho phép quét, thu thập và hiển thị các tín hiệu Giá trị mẫu SV. Giá trị biên độ và góc pha của các đại lượng đo được so sánh với giá trị thực từ bộ đo kiểm để đảm bảo độ chính xác của các giá trị đo được số hóa đến các thiết bị xử lý là rơ le, BCU. Giá trị tham chiếu của tín hiệu giá trị mẫu được thể hiện trong Hình 10. Mô hình thử nghiệm của rơ le bảo vệ được mô tả trong Hình 11. Thay vì đặt tín hiệu điện áp trực tiếp vào rơ le, thử nghiệm rơ le bảo vệ được thực hiện bằng cách áp dụng các tín hiệu mô phỏng giá trị mẫu từ bộ thử nghiệm CM 356, rơ le sẽ phản ứng để đưa ra các tín hiệu (ví dụ: Trip, Pickup, Close) thông qua bản tin GOOSE. Bộ kiểm tra rơ le vạn năng CM 356 và phần mềm ITT600 sẽ thu nhận và phân tích các tín hiệu để đánh giá độ chính xác và tính toán thời gian đáp ứng. 393
  15. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 Hình 10. Giám sát giá trị mẫu Sample Value trên ITT600 Hình 11. Thử nghiệm bảo vệ rơ le 5. SO SÁNH, ĐÁNH GIÁ VÀ KẾT LUẬN Sau khi hoàn thành dự án nâng cấp hệ thống bảo vệ và điều khiển trạm biến áp Phú Bài bằng công nghệ số, so với hệ thống công nghệ trạm biến áp truyền thống, có thể đánh giá một số ưu điểm cơ bản của hệ thống công nghệ số như sau:  Đơn giản hóa việc thiết lập kết nối hệ thống, giảm thiểu số lượng dây tín hiệu, giảm diện tích lắp đặt thiết bị, nâng cao độ tin cậy khi vận hành; 394
  16. CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA  Nâng cao độ chính xác của hệ thống đo lường và bảo vệ, giảm ảnh hưởng của nhiễu điện trường đến hệ thống đo lường;  Cải thiện khả năng tương tác giữa các thiết bị của các nhà sản xuất khác nhau;  Công nghệ kỹ thuật số trạm biến áp giúp thiết lập và quản lý các quá trình tự động hóa và vận hành hệ thống điều khiển và bảo vệ trong trạm biến áp một cách hiệu quả và linh hoạt hơn. Tuy nhiên, việc áp dụng công nghệ mới đi kèm với chi phí đầu tư và thói quen của người vận hành là những vấn đề cần quan tâm trong quá trình chuyển đổi từ công nghệ trạm biến áp truyền thống sang công nghệ trạm biến áp số. Việc áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850 cho hệ thống bảo vệ điều khiển và tự động hóa trạm biến áp đã thể hiện những ưu điểm rõ ràng so với cách thiết kế, vận hành và bảo trì trạm biến áp truyền thống. Sự phát triển của công nghệ số với việc ứng dụng công nghệ Process Bus càng khẳng định ưu điểm của trạm biến áp số trong việc nâng cao độ tin cậy của hệ thống. Tuy nhiên, hiện nay các công ty điện lực áp dụng công nghệ này vẫn tương đối thận trọng. Lý do chính đằng sau sự thận trọng này là việc áp dụng công nghệ mới đòi hỏi một sự thay đổi đột phá trong việc làm chủ kỹ thuật, đòi hỏi nỗ lực đặc biệt trong đào tạo để cập nhật và đạt được tối đa lợi thế của công nghệ mới. Dự án thí điểm trạm biến áp số Phú Bài là bước khởi đầu trong hành trình chiến lược chuyển đổi số điều hành hệ thống điện của EVN. Dự án đã mang lại những kiến thức và kinh nghiệm quý báu cho các kỹ sư của EVN trong việc thiết kế, cấu hình, thử nghiệm và vận hành các hệ thống công nghệ số. Dựa trên kết quả của dự án, công ty điện lực có thể tham khảo để ứng dụng đầu tư mới hoặc nâng cấp các hệ thống bảo vệ điều khiển hiện có nhằm đảm bảo cân đối giữa hiệu quả công nghệ và chi phí đầu tư. LỜI CẢM ƠN Nghiên cứu này được tài trợ bởi Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Fu, Qincui, and Jianyun Chen. "Design of experiment platform for digital substation based on IEC 61850." 2016 5th International Conference on Computer Science and Network Technology (ICCSNT). IEEE, 2016. [2] Riccardo, Antonio, and Harsh Vardhan. "IEC 61850 digital substation design tutorial for novices." 2019 72nd Conference for Protective Relay Engineers (CPRE). IEEE, 2019. [3] Nayak, Yuvaraj, Lakpathi Muniswamy, and Mithun TP. "Study and Analysis of Protection Scheme of Digital Substation Using IEC 61850-9-2 Process Bus Technology." International 395
  17. KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 Journal of Electrical Engineering & Technology 10.3 (2019). [4] Aftab, Mohd Asim et al. "IEC 61850 based substation automation system: A survey." International Journal of Electrical Power & Energy Systems 120 (2020): 106008 [5] Jamil, M., Rizwan, M., Bhattacharjee, T., & Azeem, A., “Digital Substations with the IEC 61850 Standard”, Book chapter - Smart Energy Management Systems and Renewable Energy Resources, AIP Publishing, Melville, New York, 2021. [6] Hoàng Ngọc Hoài Quang, Lê Tiến Dũng. “The solution to upgrade traditional substations to digital substations based on IEC61850 standard” UD-JST ISSN 1859-153. 396
ADSENSE

CÓ THỂ BẠN MUỐN DOWNLOAD

LV.15: Bộ Đồ Án Tốt Nghiệp Chuyên Ngành Cơ Khí
65 tài liệu
2431 lượt tải
THÔNG TIN
TRỢ GIÚP
HỖ TRỢ KHÁCH HÀNG
Theo dõi chúng tôi

Chịu trách nhiệm nội dung:

Nguyễn Công Hà - Giám đốc Công ty TNHH TÀI LIỆU TRỰC TUYẾN VI NA

LIÊN HỆ

Địa chỉ: P402, 54A Nơ Trang Long, Phường 14, Q.Bình Thạnh, TP.HCM

Hotline: 093 303 0098

Email: support@tailieu.vn

Giấy phép Mạng Xã Hội số: 670/GP-BTTTT cấp ngày 30/11/2015 Copyright © 2022-2032 TaiLieu.VN. All rights reserved.

 

Đồng bộ tài khoản
2=>2