Nghiên cứu, thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kv không người trực vĩnh yên

Đối với các quá trình công nghiệp sử dụng hệ DCS Distributed Control System - Hệ thống điều khiển phân tán người ta thường sử dụng PLC kết hợp với một PC để điều khiển thông qua mạng LAN

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

NGUYỄN VĂN THẢO

NGHIÊN CỨU, THIẾT KẾ HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TBA 110KV

KHÔNG NGƯỜI TRỰC VĨNH YÊN

Chuyên ngành : Kỹ thuật Điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ KĨ THUẬT

Kỹ thuật Điện

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC :

PhD Đinh Quang Huy

Hà Nội – Năm 2014

Tôi xin cam đoan bản thuyết minh luận văn này do tôi thực hiện Các số liệu sử dụng trong thuyết minh, kết quả phân tích và tính toán được tìm hiểu qua các tài liệu

Học viên

Nguyễn Văn Thảo

Mục lục

Trang phụ bìa

Lời cam đoan

Danh mục, ký hiệu và chữ viết tắt

Danh mục các hình vẽ, sơ đồ

Chương 1 Lời nói đầu 8

Chương 2 Hệ thống SCADA/EMS trong hệ thống điện 10

2.1 Hệ thống truyền tải điện Việt Nam 10

2.2 Hệ thống lưới điện phân phối Việt Nam 14

2.3 Tổng quan hệ thống SCADA/EMS 16

2.3.1 Thu thập dữ liệu 16

2.3.2 Điều khiển 16

2.3.3 Giám sát 16

2.4 Các thiết bị 17

2.4.1 Các RTU, Gateway 17

2.4.2 Server ứng dụng 18

2.4.3 Server thu nhận dữ liệu 18

2.4.4 Giao tiếp người máy MMC 19

2.5 Các phần mềm SCADA 19

2.5.1 Thu nhận dữ liệu 19

2.5.2 Giao tiếp người máy 19

2.5.3 Quản lý SCADA 19

2.5.4 Các ứng dụng SCADA 20

2.6 Đo lường xa các thông số hệ thống điện (HTĐ) 20

2.6.1 Đo lường xa 20

2.6.2 Thiết bị thu thập dữ liệu 24

2.7 Phần cứng thiết bị đầu cuối RTU, Gateway 26

2.7.1 Cấu tạo chung 26

2.7.2 Các loại dữ liệu 27

2.8 Ghép nối RTU với HTĐ 28

2.8.1 Ghép nối tín hiệu tương tự 28

2.8.2 Ghép nối tín hiệu số 29

2.8.3 Ghép nối tín hiệu đầu ra số (DOT) 29

2.8.4 Cơ sở dữ liệu 30

2.9 Các thiết bị phụ trợ cho hệ thống SCADA/EMS 31

2.9.1 Nguồn UPS 31

2.9.2 Hệ thống máy phát điện – Diesel 32

2.9.3 Hệ thống thông tin liên lạc 32

2.9.4 Tổng đài điều độ (Lineseizer –LSZ) 33

2.10 Các kênh viễn thông phục vụ kết nối SCADA 37

2.10.1 Kênh kết nối cho Modem 4W 37

2.10.2 Kênh kết nối ICCP 37

2.11 Kết luận 37

Chương 3 Tiêu chuẩn IEC 61850 và trạm biến áp không người trực 38

3.1 Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC 61850 39

3.1.1 Sự xuất hiện của tiêu chuẩn mới 40

3.1.2 Các phần trong tiêu chuẩn IEC 61850 41

3.2 Ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850 trong việc tích hợp bảo vệ và tự động hóa trạm biến áp 42

3.2.1 Sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850 áp dụng cho SCADA của trạm biến áp 42

3.2.2 Sử dụng IEC 61850 giới hạn thời gian truyền tin 47

3.2.3 Sử dụng IEC 61850 trong quá trình kết nối 51

3.2.4 Sử dụng IEC 61850 để thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp 54

3.2.5 Cấu hình và kiểm tra các bản tin GOOSE 58

3.3 Kết luận 59

Chương 4 Tổng quan về trạm biến áp Vĩnh Yên 60

4.1 Qui mô công trình 60

4.1.1 Phần điện nhất thứ 60

4.1.2 Phần điện nhị thứ 60

4.1.3 Phần hệ thống viễn thông 60

4.2 Các thành phần cơ bản của TBA Vĩnh Yên 62

4.2.1 Đấu nối lưới điện 62

4.3 Thiết bị điều khiển bảo vệ trong trạm biến áp 110KV Vĩnh Yên 62

4.3.1 Yêu cầu về thiết bị rơle bảo vệ 62

4.3.2 3.Thiêt bị điều khiển bảo vệ 63

4.3.3 Thiết bị, vật liệu phụ 71

4.4 Kết luận 73

Chương 5 Xây dựng hệ thống SCADA cho TBA Vĩnh Yên theo chuẩn IEC 61850 74

5.1 Phạm vi trang bị thiết bị điều khiển bảo vệ 74

5.2 Các yêu cầu đối với thiết bị điều khiển bảo vệ 74

5.2.1 Phân cấp điều khiển 74

5.2.2 Chức năng của hệ thống điều khiển 76

5.2.3 Các yêu cầu đối với hệ thống điều khiển trạm 78

5.3 Thiết bị điều khiển bảo vệ 81

5.4 Hệ thống SCADA 81

5.4.1 Yêu cầu đấu nối với hệ thống SCADA 81

5.4.2 Các tín hiệu truyền đến Trung tâm điều khiển Vĩnh Phúc 82

5.4.3 Các tín hiệu truyền đến Trung tâm điều độ miền Bắc 82

5.5 Hệ thống giám sát - điều khiển các tín hiệu cảnh báo, báo động chung 83

5.6 Hệ thống SCADA của ABB theo chuẩn IEC 61850 85

5.6.1 Mô tả trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850 85

5.6.2 Các thiết bị IED của ABB 104

5.6.3 Nút logic 105

5.6.4 Kỹ thuật truyền thông dữ liệu và giao thức truyền thông 110

5.6.5 Ngôn ngữ SCL 112

Chương 6 Mô phỏng hệ thống thông tin và điều khiển của trạm không người trực

Vĩnh Yên 115

6.1 Giới thiệu về chương trình mô phỏng 115

6.1.1 Sơ đồ một sợi thiết bị nhất thứ và nhị thứ 115

6.1.2 Sơ đồ điều khiển tại trạm 118

6.1.3 Sơ đồ điều khiển tại trung tâm điều độ 118

6.2 Các thao tác thực hiện với hệ thống mô phỏng 119

6.2.1 Sơ đồ một sợi thiết bị nhất thứ và nhị thứ 119

6.2.2 Sơ đồ điều khiển tại trạm 120

6.2.3 Sơ đồ điều khiển tại trung tâm điều độ 121

Danh sách hình vẽ

Hình 2.1 Bản đồ phân bố vùng quản lý của các Công ty điện lực 15

Hình 2.2 Cấu hình đặc trưng của hệ thống SCADA/EMS 17

Hình 2.3 Tín hiệu truyền về RTU 24

Hình 2.4 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu tần số 28

Hình 2.5 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu chỉ thị chuyển nấc MBA 29

Hình 2.6 Sơ đồ ghép nối tín hiệu chỉ thị trạng thái máy cắt 29

Hình 2.7 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu điều khiển máy 30

Hình 2.8 Cấu trúc CSDL RTU 31

Hình 2.9 Sơ đồ ghép nối LSZ với các kênh liên lạc tại A0 34

Hình 2.10 Sơ đồ hệ thống DHZ 36

Hình 2.11 Sơ đồ kết nối ICCP 37

Hình 3.1 Sơ đồ hệ thống điều khiển tích hợp TBA 110KV 39

Hình 3.2 Truyền thông theo chiều dọc trong các hệ thống tự động hóa trạm biến áp với giao diện quá trình Hardwired 43

Hình 3.3 Mô hình phân cấp dữ liệu 45

Hình 3.4 Truyền thông ngang trong hệ thống tự động hóa trạm biến áp 48

Hình 3.5 Kết nối giữa chức năng bảo vệ khoảng cách và chức năng tự đóng 49

Hình 3.6 Bảo vệ hỏng máy cắt 50

Hình 3.7 Qúa trình kết nối cùng với truyền thông nối tiếp 52

Hình 3.8 Bus trạm và bus bảo vệ 55

Hình 3.9 Kỹ thuật với SCL 56

Hình 3.10 Sơ đồ một sợi của hệ thống 58

Hình 3.11 Sơ đồ lỗi máy cắt 59

Hình 4.1 Sơ đồ một sợi trạm biến áp Vĩnh Yên……….….61

Hình 4.2 Sơ đồ mặt bằng trạm biến áp Vĩnh Yên……….… 66

Hình 5.1 Phân mức điều khiển 76

Hình 5.2 Sơ đồ một sợi – SLD 85

Hình 5.3 Các thành phần trên phía sơ cấp và thứ cấp trên một ngăn lộ 86

Hình 5.4 Tên của các thành phần trong trạm 87

Hình 5.5 Các thiết bị IED đo lường – bảo vệ - điều khiển trên một ngăn lộ 105

Hình 5.6 Cấu tạo bên trong của IED 105

Hình 5.7 Nút logic trong tiêu chuẩn IEC 61850 106

Hình 5.8 Lựa chọn nhóm logic 106

Hình 5.9 Lựa chọn nút logic 106

Hình 5.10 Lựa chọn dữ liệu 107

Hình 5.11 Lựa chọn thuộc tính của dữ liệu 107

Hình 5.12 Cấu trúc truyền thông trong trạm biến áp 110

Hình 5.13 Giao thức truyền thông trong IEC 61850 111

Hình 5.14 Quy trình thiết kế của SCL 112

Hình 5.15 Các thiết bị trong công cụ IET 113

Hình 5.16 Sơ đồ một sợi trong công cụ IET 113

Hình 5.17 Giao diện SCADA của trạm biến áp 114

Hình 5.18 Các thông số cho một ngăn lộ 114

Hình 6.1 Sơ đồ môt phỏng……….……… ………115

14 DCS Distributed control system

16 GIS Geographic information system

18 GOOSE Generic object oriented system event

20 IED Intelligent electronic device

21 ICCP Inter control center protocol

23 SCADA Supervisory control and data acquisition

25 SCL Substation configuration language

Chương 1 Lời nói đầu

Để nâng cao chất lượng và đảm bảo cung cấp điện, hệ thống điện Việt Nam đang được đầu tư xây dựng và phát triển ngày càng nhiều các đường dây và trạm biến áp (TBA), cũng như không ngừng mở rộng các TBA đã đầu tư xây dựng trước đây như đầu tư xây dựng các máy biến áp (MBA) số hai và các xuất tuyến trung áp nhằm mục đích đảm bảo sự tăng trưởng của phụ tải Mặt khác, hệ thống điện Việt Nam ngày càng được hiện đại hóa bằng các thiết bị hiện đại, được sản xuất theo công nghệ mới

có chất lượng và độ tin cậy cao hơn

Hiện nay, đa số các TBA có cấp điện áp 110kV, 220kV, 500kV đều được đầu tư đồng bộ hệ thống SCADA Các TBA 500kV, 220kV và một số TBA 110kV được đầu

tư hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính để phục vụ việc giám sát và điều hành lưới điện từ các Trung tâm điều độ Miền và Trung tâm điều độ Quốc Gia

SCADA là một hệ thống thu thập số liệu, giám sát và điều khiển từ xa giúp người vận hành khắc phục sự cố, phòng ngừa các sự cố về hệ thống điện cũng như an toàn, chính xác và độ tin cậy trong công tác điều độ, vận hành hệ thống trạm biến áp Với lưới điện phức tạp, việc vận hành ngày càng khó khăn hơn khi mật độ các trạm biến

áp ngày càng nhiều hơn, việc đảm bảo tính ổn định hệ thống khó hơn, mặt khác do nhu cầu của phụ tải đòi hỏi chất lượng điện năng ngày càng cao Do đó, việc đầu tư nâng cấp các hệ thống SCADA/EMS cũng như các trạm điện được trang bị hệ thống

tự động hóa là cần thiết

Đề tài tập trung nghiên cứu xây dựng trạm biến áp không người trực và khả năng khai thác vận hành hệ thống điện: thu thập số liệu, giám sát và điều khiển toàn bộ hệ thống điện thông qua hệ thống SCADA/EMS, ứng dụng vào việc quản lý vận hành trạm biến áp không người trực 110kV Vĩnh Yên Nội dung bài luận văn được trình bày các các vấn đề sau:

 Giới thiệu hệ thống SCADA/EMS trong hệ thống điện

 Tiêu chuẩn IEC 61850 và trạm biến áp không người trực

 Tổng quan về trạm biến áp Vĩnh Yên

 Xây dựng hệ thống SCADA cho TBA Vĩnh Yên theo tiêu chuẩn IEC 61850

 Mô phỏng hệ thống thông tin và điều khiển của trạm không người trực Vĩnh Yên

Đề tài đã được hoàn thành, ngoài sự nỗ lực của bản thân còn có sự chỉ bảo, giúp

đỡ động viên của các thầy cô giáo, gia đình và bạn bè Tôi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc nhất đến thầy giáo – PGS.TS Đinh Quang Huy, người đã luôn quan tâm, động viên, khích lệ và tận tình hướng dẫn tôi trong suốt quá trình thực hiện luận văn này

Các vấn đề được đề cập đến trong quyển luận văn này chắc chắn không tránh khỏi thiếu sót, tôi rất mong nhận được những ý kiến đóng góp từ các thầy cô giáo và các bạn

Tôi xin trân trọng cảm ơn!

Hà Nội, ngày 20 tháng 03 năm 2014

Sinh viên thực hiện

Nguyễn Văn Thảo

Chương 2

Hệ thống SCADA/EMS trong hệ thống điện

2.1 Tổng quan về tự động hóa trạm biến áp

2.1.1 Giới thiệu chung

TĐH trạm được sử dụng để điều khiển, bảo vệ và giám sát TBA TĐH trạm bao gồm ba mức: Mức trạm với máy tính chủ, máy tính vận hành và cổng kết nối với trung tâm điều khiển, mức ngăn gồm các rơle bảo vệ và các bộ điều khiển ngăn lộ, mức trường là phần giao diện với các thiết bị sơ cấp và thứ cấp

2.1.2 Những yêu cầu của tự động hóa trạm biến áp

Bộ xử lý chủ của TBA phải dựa trên các chuẩn công nghiệp và khả năng liên kết mạng mạnh như Ethernet, TCP/IP, UNIX, Windows 2000 hoặc XP, Linux, v.v Nó cũng phải hỗ trợ cấu trúc mở, không có những giao tiếp hoặc sản phẩm độc quyền Cơ

sở dữ liệu quan hệ (relational database - RDB) được công nghiệp tiếp nhận với khả năng truy vấn ngôn ngữ (structured query language - SQL) và tính toán trong toàn doanh nghiệp phải được hỗ trợ.Nhà cung cấp RDB phải có khả năng tái tạo để hỗ trợ

cơ sở dữ liệu dư thừa hoặc dự phòng

Mạng LAN TBA phải đáp ứng các chuẩn công nghiệp để cho phép thao tác giữa các phần và sử dụng thiết bị plug-and-play (cắm vào là chạy) Cần tuân theo các nguyên lý cấu trúc mở bao gồm việc sử dụng các giao thức chuẩn Công nghệ mạng LAN sử dụng phải áp dụng được trong môi trường TBA và tạo điều kiện dễ dàng cho việc giao tiếp với thiết bị IED, PLC, đồng thời phải miễn nhiễm và cách ly với tiếng

bị công suất trong trạm trên hiển thị đồ họa Trên thực tế, cần thiết lập và sử dụng thư viện này trong tất cả các TBA và kết hợp với những hệ thống khác như hệ thống SCADA, hệ thống quản lý năng lượng, hệ thống thông tin địa lý (GIS), hệ thống quản

lý cuộc gọi sự cố…

Như ta đã biết, hệ thống SCADA đã và đang được sử dụng rộng rãi trong ngành điều độ HTĐ Tại các NMĐ, TBA đều được lắp đặt các thiết bị đầu cuối - điều khiển

từ xa (RTU).Các RTU được kết nối với CC thông qua mạng liên lạc viễn thông

Nhìn chung, các RTU có các chức năng sau: Thu thập các thông tin về hệ thống điện và gửi về CC qua kênh truyền theo yêu cầu từ CC và nhận các thông tin điều khiển, đồng bộ thời gian từ CC, thực hiện chúng và gửi kết quả về CC

Đối với các quá trình công nghiệp sử dụng hệ DCS (Distributed Control System -

Hệ thống điều khiển phân tán) người ta thường sử dụng PLC kết hợp với một PC để điều khiển thông qua mạng LAN và các chuẩn kết nối như Profibus, Fieldbus Foundation…

2.1.3 Những tiện ích trong tự động hóa trạm biến áp

Các hệ thống TĐH trạm tích hợp cung cấp những tiện tích nâng cao về mặt chức năng, thiết kế, vận hành, bảo dưỡng và độ tin cậy của trạm.Cấu trúc của hầu hết các hệ thống TĐH trạm khác nhau đáng kể, bao gồm các hệ thống thông minh, các giải pháp độc quyền kiểu hộp đen, các giải pháp mạng WAN/LAN mở sử dụng các tiện ích từ các máy tính và các PLC.Các tiện ích của một hệ thống TĐH trạm

- Lợi ích về mặt thiết kế:

+ Tiêu chuẩn hóa giao diện người dùng

+ Tiêu chuẩn hóa cấu trúc hệ thống cho việc đồng nhất vận hành và xây dựng các

hệ thống SA/DA

+ Giới hạn các thiết bị dự phòng không cần thiết

+ Cấu trúc trạm được giảm xuống bao gồm mương cáp, không gian các tủ bảng bảo vệ, điều khiển, kích thước nhà điều khiển

+ Nâng cấp dễ dàng

+ Giao thức độc lập với các nhà sản xuất

- Những tiện ích trong vận hành:

+ Giao diện người – máy đồng nhất cho việc truy cập dữ liệu

+ Khả năng liên kết làm việc giữa các IED

+ Lưu các cảnh báo tích hợp trong hệ thống và báo cáo trình tự sự kiện

+ Khả năng hiển thị và báo cáo theo yêu cầu của khách hàng từ cơ sở dữ liệu tích hợp

+ Tự động lưu các lần truy cập vào giao diện người máy và các thao tác vận hành

+ Thuật toán đã được lập trình cho việc tự động cấu hình lại các TC và các xuất tuyến

+ Trao đổi các thông tin trong mạng ngang cấp giữa các nút máy tính chủ của các trạm và các nút mạng WAN khác

- Những tiện ích trong công tác bảo dưỡng:

+ Dữ liệu cho việc chuyển tiếp, đo đếm, thông tin sẵn có tại chỗ và từ xa

+ Mỗi IED có thể truy cập tại chỗ thông qua giao diện người máy hoặc từ xa thông qua modem để cấu hình, chỉnh định và chẩn đoán

+ Có thể bảo dưỡng định kỳ từ việc phân tích tự động lịch sử vận hành của thiết

bị

+ Giám sát, quản lý các hoạt động của MBA, bộ điều chỉnh nấc phân áp, MC để bảo dưỡng sớm hay muộn

- Những tiện ích về độ tin cậy

+ Giảm thiểu những rủi ro trong thao tác do tính đồng nhất của giao diện người máy

+ Cơ sở dữ liệu theo thời gian được tích hợp do đó cung cấp thông tin chính xác cho việc phân tích sự cố và bảo dưỡng

+ Giám sát tất cả các thiết bị trong trạm, do đó các thiết bị hỏng sẽ được tách ra khỏi hệ thống trước khi nó gây nhiễu loạn hệ thống

+ Giảm thiểu thời gian mất điện do đó chỉ số độ tin cậy được tăng lên

+ Giảm thiểu những sai sót do người vận hành trong việc thao tác đóng cắt

+ Cách ly nhanh chóng các điểm sự cố và phục hồi nhanh các đoạn không bị sự

cố

- Những tiện ích do giảm chi phí

+ Giảm chi phí cho cấu trúc mới

+ Giảm số lần cắt điện không cần thiết để đọc các cảnh báo và những dữ liệu ghi trong rơle và trong trạm

+ Có thể truy cập thông tin vận hành trong rơle, các thông tin về cảnh báo, định vị

sự cố một cách nhanh chóng cho người vận hành do đó giảm thời gian đi kiểm tra tuyến và tìm kiếm sự cố vì vậy giảm thời gian mất điện

+ Giảm chi phí đào tạo do cơ sở dữ liệu đồng nhất, giao diện người máy, khổ màn hình phù hợp theo nhu cầu do đó dễ dàng sử dụng

+ Kế hoạch bảo dưỡng được tổ chức tốt hơn và được tối ưu hóa do sử dụng các tài liệu hỗ trợ

+ Việc truy cập được chia đến tất cả các mạng WAN tham gia vào hoạt động kinh doanh bởi hệ thống TĐH trạm và các thiết bị TĐH được phân bố

2.2 Hệ thống truyền tải điện Việt Nam

Hiện nay, hệ thống truyền tải điện Việt Nam đang sử dụng 4 cấp điện áp đó là các cấp điện áp: 500kV, 220kV, 110kV và 66kV Tuy nhiên chỉ còn một số nơi rất ít sử dụng cấp điện áp 66kV và trong tương lai gần cấp điện áp này sẽ không được sử dụng cho truyền tải điện ở Việt Nam

Công tác vận hành và bảo dưỡng hệ thống truyền tải điện chủ yếu do 4 Công ty truyền tải điện đảm nhiệm chủ yếu, tuy nhiên trong thực tế hiện nay vẫn có một số đường dây truyền tải điện và TBA110kV, 66kV do các Điện lực quản lý vận hành và bảo dưỡng

Công ty truyền tải điện 1 có trụ sơ đóng tại Hà Nội, có trách nhiệm quản lý vận hành và bảo dưỡng toàn bộ lưới điện có cấp điện áp 500kV, 220kV và một số đường dây 110kV, TBA110kV thuộc địa phận Bắc Miền Trung (từ Hà Tĩnh trở ra) và Miền Bắc Việt Nam

Các Điện lực ở Bắc Miền Trung và Miền Bắc quản lý các đường dây và TBA 110kV trở xuống

Công ty truyền tải điện 2 có trụ sở đóng tại thành phố Đà Nẵng quản lý toàn bộ các đường dây và TBA có cấp điện áp 500kV, 220kV và hầu hết các đường dây và TBA có cấp điện áp 110kV thuộc địa bàn các tỉnh từ Quảng Bình đến Quảng Ngãi và Kon Tum

Công ty truyền tải điện 3 có trụ sở đóng tại thành phố Nha Trang quản lý toàn bộ các đường dây và TBA có cấp điện áp 500kV, 220kV và đa số các đường dây và TBA

có cấp điện áp 110kV từ Bình Định vào đến Cam Ranh và các tỉnh Gia Lai, Đăk Lăk, Đăk Nông

Ngoài ra tại địa bàn Miền Trung, một số Điện lực như Điện lực Quảng Bình, Điện lực Đà Nẵng, Điện lực Khánh Hòa, Điện lực Đăk Lăk quản lý một số ít các đường dây

và TBA110kV

Công ty truyền tải điện 4 có trụ sở tại Thủ Đức, thành phố Hồ Chí Minh quản lý toàn các đường dây và TBA có cấp điện áp 500kV, 220kV khu vực Nam Trung bộ (Ninh Thuận trở vào), Miền Nam và Lâm Đồng

Các Điện lực từ các tỉnh Ninh Thuận trở vào đa số quản lý các đường dây và TBA110kV trở xuống

Để nâng cao chất lượng và đảm bảo cung cấp điện, hệ thống điện Việt Nam đang được đầu tư xây dựng và phát triển ngày càng nhiều các đường dây và TBA, cũng như không ngừng mở rộng các TBA đã đầu tư xây dựng trước đây như đầu tư xây dựng các MBA số 2 và các xuất tuyến trung áp nhằm mục đích đảm bảo cung cấp điện đảm bảo sự tăng trưởng của phụ tải Mặt khác hệ thống điện Việt Nam ngày càng được hiện đại hóa bằng các thiết bị hiện đại, các thiết bị lạc hậu trước đây dần được thay thế bằng các thiết bị hiện đại, được sản xuất theo công nghệ mới có chất lượng và độ tin cậy cao hơn

Hiện nay đa số các TBA có cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV đều được đầu tư đồng bộ hệ thống SCADA Các trạm biến áp 500kV, 220kV mới và một số TBA110kV được đầu tư Hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính để phục vụ việc giám sát và điều hành lưới điện từ các Trung tâm điều độ Miền và Trung tâm điều độ Quốc Gia

Với lưới điện phức tạp như Tổng sơ đồ giai đoạn 5 và Tổng sơ đồ 6, việc vận hành lưới điện sẽ ngày càng khó khăn hơn khi mật độ các trạm biến áp ngày càng nhiều hơn, việc đảm bảo tính ổn định hệ thống khó hơn, mặt khác do nhu cầu của phụ tải đòi hỏi chất lượng điện năng ngày càng cao Do đó việc đầu tư nâng cấp các Hệ thống SCADA/EMS cũng như các trạm điện được trang bị hệ thống tự động hóa là cần thiết

Căn cứ theo Tổng sơ đồ lưới điện truyền tải điện Việt Nam theo tổng sơ đồ giai đoạn 5, hiện nay chỉ có một vài trạm được trang bị hệ thống tự động hóa trạm, tuy nhiên các trạm này chỉ dừng lại ở công việc điều khiển trạm bằng máy tính mà chưa thực hiện chức năng tự động hóa

2.3 Hệ thống lưới điện phân phối Việt Nam

Do điều kiện lịch sử để lại, hiện nay, hệ thống lưới điện phân phối của Việt Nam bao gồm nhiều cấp điện áp khác nhau, cả ở thành thị và nông thôn, do bảy công ty điện lực thuộc Tổng công ty điện lực Việt Nam quản lý Nhằm nâng cao độ tin cậy trong việc cung cấp điện, đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về chất lượng của khách hàng và giảm tổn thất điện năng của toàn hệ thống tới khoảng 10% vào năm 2010, Tổng công ty điện lực Việt Nam thường xuyên đầu tư mở rộng, nâng cấp và cải tạo lưới điện phân phối trên phạm vi cả nước Theo kế hoạch phát triển, từ nay đến năm

2010, lưới điện phân phối của Tổng công ty điện lực Việt Nam sẽ được xây dựng

thêm 282.714 km đường dây trung và hạ áp (tăng 183% so với khối lượng hiện nay)

và 19.010 MVA công suất máy biến áp phân phối (tăng 78,9% so với hiện nay)

Các công ty phân phối điện đã triển khai nhiều biện pháp quản lý nhằm giảm tối

đa tổn thất điện năng khu vực cũng như nâng cao chất lượng trong việc cung cấp điện cho khách hàng

Hình 2.1 Bản đồ phân bố vùng quản lý của các Công ty điện lực

2.4 Tổng quan hệ thống SCADA/EMS

- Trong việc quản lý và điều hành hệ thống điện, hệ thống SCADA /EMS đóng vai trò rất quan trọng, giúp cho Kỹ sư điều hành HTĐ nắm bắt và xử lý chính xác, theo sát mọi diễn biến trong hệ thống điện

- Trong hệ thống SCADA/EMS, thiết bị đầu cuối RTU, Gateway là phần tử rất quan trọng có nhiệm vụ thu thập và phản ánh tình trạng của các thiết bị đang tham gia hoạt động trong HTĐ Nó là công đoạn đầu tiên trong toàn bộ quá trình xử lý thông tin của hệ thống SCADA/EMS

- Chất lượng của hệ thống SCADA/EMS phụ thuộc vào rất nhiều khả năng hoạt động liên tục, ổn định và tính chính xác của thiết bị đầu cuối RTU

- SCADA/EMS là hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu/ quản lý hệ thống điện, xây dựng trên cơ sở hệ thống đo lường từ xa

Nguyên tắc làm việc của hệ thống SCADA/EMS như sau:

2.4.1 Thu thập dữ liệu

Dữ liệu từ các trạm biến áp và các nhà máy điện được chia làm 3 loại chính:

- Dữ liệu trạng thái: trạng thái các máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, trạng thái vị trí các khóa điều khiển từ xa/ tại chỗ Cảnh báo của các bảo vệ

- Dữ liệu tích lũy theo thời gian: điện năng kWh, kVArh

Các dữ liệu trạng thái (Digital) từ các rơ le trung gian được đưa vào các đầu vào số của RTU.Các dữ liệu tương tự (analog) từ cuộn thứ cấp của máy biến dòng điện và điện áp được đưa vào các bộ biến đổi (transducer).Đầu ra của bộ biến đổi được đưa vào các vỉ đầu vào tương tự của RTU.Tại RTU dữ liệu được số hóa và thông qua kênh truyền (giao thức) gửi về trung tâm điều độ

2.4.2 Điều khiển

Lệnh điều khiển từ hệ thống SCADA của trung tâm điều độ thông qua kênh truyền gửi đến RTU (hoặc SAS), các lệnh điều khiển có thể là:

- Lệnh đóng cắt máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa (open/close)

- Lệnh điều khiển tăng giảm (raise/lower)

- Lệnh điều khiển thay đổi giá trị đặt (setpoint)

2.4.3 Giám sát

Dữ liệu thu thập từ các trạm về trung tâm điều khiển sẽ được máy tính xử lý:

- Hiển thị trên các sơ đồ, bảng biểu và các dạng đồ thị xu hướng

- Đối với dữ liệu trạng thái (máy cắt, dao cách lý, cảnh báo ) khi phát hiện ra có

sự thay đổi trạng thái hệ thống SCADA sẽ phát cảnh báo bằng âm thanh và dòng thông báo để lôi kéo sự chú ý của người vận hành

- Đối với dữ liệu giá trị đo xa, dữ liệu nhận được sẽ được kiểm tra so sánh với các ngưỡng dưới và ngưỡng trên (đã được định trước), nếu giá trị đo được bị vi phạm thì hệ thống sẽ phát cảnh báo cho người vận hành

2.5 Các thiết bị

Hệ thống bao gồm nhiều khối cho phép tùy biến trong hệ thống khi bảo trì các bộ phận hợp thành.Bất cứ phần tử nào của hệ thống cũng có thể đặt cấu hình được Hình 2.2 là sơ đồ chung của toàn bộ cấu hình hệ thống

Hình 2.2 Cấu hình đặc trưng của hệ thống SCADA/EMS 2.5.1 Các RTU, Gateway

Các thiết bị RTU có cấu trúc mô-đun khá linh hoạt, thuận lợi cho mở rộng trạm, tăng số lượng tín hiệu nối đến RTU, mỗi mô-đun có khối xử lý và các khối tín hiệu vào/ra, mỗi khối xử lý có hệ điều hành đa nhiệm thời gian thực cho phép có thể làm việc độc lập, nên các mô-đun có thể bố trí phân tán tại các tủ thiết bị trong trạm hoặc nhiều mô-đun có thể được liên kết với nhau để tích hợp thành 1 RTU tập trung Việc cài đặt cấu hình của RTU có thể thực hiện bằng công cụ chạy trên môi trường Windows

Các loại tính hiệu vào/ra:

- Các tính hiệu trạng thái: Các tín hiệu của máy cắt, dao cách ly các lộ đường dây

và MBA, các tín hiệu của dao nối đất, các tín hiệu cảnh báo, các tín hiệu của rơle bảo

vệ các lộ đường dây, MBA, các tín hiệu tác động của hệ thống rơle bảo vệ các tổ máy phát

- Tín hiệu đo lường:

Đối với MBA: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), điện áp

(kV), cường độ dòng điện (A) ở các cấp điện áp khác nhau của MBA, nấc của MBA

Đối với lộ đường dây: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr),

điện áp (kV), cường độ dòng điện (A)

Đối với tổ máy: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), điện

áp đầu cực (kV), tổng công suất tác dụng của nhà máy (MW), tổng công suất phản kháng của nhà máy (MVAr)

Đối với thanh cái: Điện áp (kV)

Tín hiệu đo lường tần số

Giá trị lũy kế: sản lượng trao đổi (MWh, MVArh)

- Tín hiệu của điều khiển:

Điều khiển của tổ máy (AGC)

+ Phương thức điều khiển RAISE/LOWER hay SETPOINT

+ Giới hạn điều chỉnh cao của tổ máy

+ Giới hạn điều chỉnh thấp của tổ máy

Applications Server (AS) là trái tim của hệ thống Nó hỗ trợ các ứng dụng mạng

và các chức năng SCADA, quản lý các trung tâm xử lý phân tán và quy trình cơ sở dữ liệu quan hệ.AS có thể họat động trong cấu hình “failsafe” với cơ sở dữ liệu cấu hình kép đảm bảo không bị mất dữ liệu trong trường hợp sự cố.AS trao đổi với các thành phần khác của hệ thống thông qua TCP/IP

2.5.3 Server thu nhận dữ liệu

Có nhiệm vụ như bộ tiền xử lý cung cấp giao diện vật lý, tập hợp và kiểm tra các

dữ liệu nhận được từ thiết bị đầu cuối rồi xử lý sơ bộ để AS sử dụng Ngoài ra, còn truyền các lệnh giám sát và nhận các phản hồi, theo dõi và điều khiển đường truyền giữa EMS và các đầu cuối

2.5.4 Giao tiếp người máy MMC

MMC là trạm làm việc dựa cùng với màn hình màu đồ họa Mỗi MMC có thể đến

3 màn hình hiển thị, mỗi MMC là một hệ thống máy tính đầy đủ với hệ điều hành, hệ thống nhớ, các cổng truyền tin, đĩa cứng và card giao tiếp mạng Điều độ viên đưa ra các lệnh thông qua bàn phím, chuột và dựa trên menu màn hình

 Thu nhận dữ liệu từ RTU – RTU Data Acquisition (RDA)

 Thu nhận dữ liệu từ hệ thống khác – Computer- Computer Remote (CCR)

 Giám sát điều khiển – Supersivisory Control (SCS)

 Tính toán – Calculations (CAL)

2.6.2 Giao tiếp người máy

Hệ thống giao tiếp người máy cung cấp các thao tác hệ thống cùng với thể hiện dữ liệu và điều khiển các thiết bị.Các giao tiếp thực hiện qua màn hình, bàn phím và các thiết bị in Hệ thống này cũng cung cấp console để cấu hình và bảo trì hệ thống

 Giao tiếp Console – Console Interface (CIS)

 Hiển thị - Display Retrieval and Update (DRU)

 Dữ liệu vào – Data Entry (DES)

 Ghi – Logging (LOG)

 StaRTUp/Restart Initialization (INI)

 Cảnh báo – Alarms (ALL)

 Hệ thống tính toán lỗi – System Error Accounting (SEA)

 Quản lý – Executive (EXC)

 Load Shed Restore (LSR)

 Meter Error Monitor (MEM)

2.7 Đo lường xa các thông số hệ thống điện (HTĐ)

2.7.1 Đo lường xa

Giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái:

- Các giá trị đo lường trong HTĐ bao gồm các đại lượng vật lý như điện áp, dòng điên, công suất hữu công, vô công, điện năng tiêu thụ, nấc MBA

- Tín hiệu trạng thái trong HTĐ cho biết trạng thái đóng hoặc mở của các thiết bị như máy cắt, dao cách ly và các cảnh báo

- Gọi chung các giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái là dữ liệu HTĐ

- Đo lường xa các thống số HTĐ là tổ chức hệ thống thu thập dữ liệu HTĐ tại các thiết bị đầu cuối (RTU – Remote Ternimal Units) và các gửi về trung tâm điều khiển (CC – Control Center)

- Các kênh viễn thông khác nhau đảm bảo liên kết giữa các RTU và CC

Độ chính xác các giá trị đo lường:

- Việc đo lường các đại lượng vật lý bao giờ cũng đi kèm sai số

- Độ chính xác chấp nhận được trong đo lường dữ liệu HTĐ là 1%0 (phần nghìn)

- Việc đo lường phần lớn dữ liệu HTĐ được thực hiện qua bộ chuyển đổi tương

tự - số (ADC – Analog Digital Convertor) nên sai số ở đây chủ yếu xác định bằng biểu thức:

𝜀 = 1/2^𝑛 Trong đó: Là sai số, n là số bit mà ADC dùng để biểu diễn dữ liệu

Ở đây, độ chính xác chính là độ phân giải của ADC

Ví dụ: ADC 8 bit có độ chính xác là 1/2^8 = 1/256

Trong thực tế, các bộ chuyển đổi ADC trong RTU có n>12, do đó:

εmin = 1/2^12 = 1/5096

Độ chính xác thời gian các tín hiệu trạng thái

- Các tín hiệu trạng thái trong HTĐ được thu thập với độ chính xác có thể chấp nhận được về thời gian là cỡ 2ms

- Tức là có thể phân biệt được sự thay đổi trạng thái của thiết bị trong 2ms

Tín hiệu trạng thái đơn và tín hiệu trạng thái kép

- Các thiết bị như máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, có ít nhất 3 trạng thái làm việc:

- Cách mã hóa 1 bít không thể hiện được hết trạng thái làm việc của thiết bị

- Việc sử dụng 1 hoặc 2 bit mã hóa tùy thuộc vào tầm quan trọng của thiết bị

- Máy cắt và dao cách ly thường sử dụng mã hóa 2 bit

- Dao cách tiếp địa và cảnh báo thường sử dụng mã hóa 1 bit

- Thông thường cách mã hóa cần thống nhất từ phía thiết bị đến hệ thống đo lường

- Trường hợp đo lường sử dụng mã hóa 2 bit và thiết bị sử dụng mã hóa 1 bít, cần chuyển đổi (bằng rơ le trung gian 2 tiếp điểm) để tương thích 2 hệ thống

- Tuy nhiên cách làm này không phản ánh đúng thực tế khi sử dụng (ví dụ trường hợp mất nguồn nuôi rơ le trung gian )

Chu kỳ đo lường của RTU và chu kỳ quét của CC

- Mỗi RTU có thể thu thập hàng trăm giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái và dữ liệu thu thập được có thể được lưu trữ trong bộ nhớ

- Đối với các hệ SCADA/EMS trên HTĐ chu kỳ đo lường không đòi hỏi quá nhanh như trong đo lường vật lý

- Tuy nhiên, chu kỳ đo lường được xác định sao cho không quá chậm để không

bỏ sót diễn biến và cũng không quá nhanh để không quá tải RTU

- Thông thường đo lường trên RTU được tổ chức để đo và ghi nhận dữ liệu khi giá trị vượt qua ngưỡng nào đó, dữ liệu từ RTU được gửi về CC khi có yêu cầu ( từ CC)

- Chu kỳ yêu cầu dữ liệu, gọi là chu kỳ quét, được xác định sạo cho không quá chậm để dữ liệu không lỗi thời và không quá nhanh để CC không quá tải

- Đối với các hệ SCADA/EMS chu kỳ quét chấp nhận được vài giây đối với RTU không có chức năng điều khiển công suất tổ máy

- Ngược lại chu kỳ quét có thể nhỏ hơn và cụ thể là bao nhiêu thì do thuật toán điều khiển quy định

Gán nhãn thời gian cho các giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái

- Các giá trị đo lường, tín hiệu trạng thái và dữ liệu đã thu thập được có thể được lưu trữ trong bộ nhớ RTU

- Cần gán nhãn thời gian cho các giá trị này

- Thông thường, RTU được đồng bộ thời gian từ CC và CC lại được đồng bộ từ đồng hồ GPS

- Do đó, việc gán nhãn thời gian được đồng bộ trong toàn hệ thống với độ chính xác cao

- Kỹ thuật “tụ bay” cho phép dữ liệu tương tự (đã chuyển đổi thành dòng hoặc áp

1 chiều) nạp vào tụ điện C ở giai đoạn trích mẫu (Sampling) và sau đó tụ C nối vào mạch đo lường

- Tụ điện C tại 1 thời điểm chỉ được nối với HTĐ hoặc mạch đo lường (qua rơ le hoặc quang điện), do đó mà RTU được cách ly với HTĐ

Giao thức truyền tin

- Dữ liệu HTĐ được trao đổi giữa các bên tham gia truyền tin (giữa RTU & CC hoặc CC & CC) qua điều khiển của giao thức truyền tin ( Communication Protocol)

- Giao thức truyền tin là phần mềm được cài đặt ở cả 2 bên tham gia truyền tin

- Giao thức truyền tin đảm bảo mọi loại dữ liệu được truyền từ RTU đến CC và ngược lại ( khi điều khiển từ xa) một cách an toàn và chính xác

- Giao thức truyên tin sử dụng tập hợp các câu lệnh và dữ liệu có khuôn mẫu chuẩn để 2 phía trao đổi thông tin cho nhau

- Giao thức truyền tin có cơ chế phát hiện lỗi và yêu cầu phát lại để sửa lỗi

- Có nhiều dạng giao thức truyền tin chuẩn được sử dụng trong thu thập dữ liệu HTĐ

- Khi được thiết kế và cài đặt chính xác, giao thức truyền tin không gây sai số

 Biến dòng và biến áp (CT và VT): được sử dụng rộng rãi trong hệ thống điện Chúng cho phép biến đổi dòng điện và điện áp nhất thứ sang dòng điện và điện áp nhị thứ, phục vụ công tác đo lường Hệ số biến đối của CT

và VT được thiết kế và chuẩn hóa theo cấp điện áp và dòng điện CT và VT cho phép cách ly nhất thứ và nhị thứ bằng 2 cuộn dây độc lập

 Bộ chuyển đổi – Transducer : là các thiết bị chuyển đổi các đại lượng ở lối

ra CT và VT sang dòng điện có thang chuẩn hóa là: 0-10mA, 5mA, tương ứng với đại lượng cần đo Tồn tại các Transducer dòng, áp, công suất vô công, hữu công, Các dòng điện ở lối ra các Transducer được dẫn tới lối vào đo lường của RTU với tổng điện trở dây dẫn từ 0 đến vài kΩ tùy theo nhà chế tạo Việc sử dụng nguồn dòng cho phép nối lối ra transducer với lối vào đo lường RTU với độ dài cáp khác nhau mà vẫn không ảnh hưởng tới độ chính xác Việc sử dụng nguồn dòng cũng làm tăng khả năng chống nhiễu

-5mA- Bộ chuyển đổi tương tự - số (ADC – Analog Digital Converter): ADC cho phép số hóa các điện áp vào thành các giá trị nhị phân Việc tạo ra điện áp

ở lối vào ADC từ lối ra dòng điện của transducer được thực hiện bằng cách mắc nối tiếp với 1 điện trở Giá trị của điện trở này được tính trên thang dòng của lối ra transducer và thanh áp vào của ADC(Hình vẽ 3) Ví dụ: dòng ra của transducer biến thiên từ 0-10mA, ứng với điện áp vào của ADC biến thiên từ 0-5V Ta có:

R = 5V/10mA = 500Ω

Hình 2.3 Tín hiệu truyền về RTU 2.7.2 Thiết bị thu thập dữ liệu

2.7.2.1 Công nghệ RTU tập trung

- Thiết bị RTU được xây dựng trên cơ sở kỹ thuật vi xử lý Các bộ vi xử lý ngày nay được sử dụng thuộc loại từ 16 bit trở lên

- Mỗi RTU có khả năng tiếp nhận hàng trăm lối vào đo lường và trạng thái

- Trên RTU có nhiều vỉ chức năng: CPU, bộ nhớ, ngoại vi cơ sở, lối vào tương

tự (AI-Analog Input), lối vào trạng thái (DI – Digital Input)

- Tùy theo dung lượng RTU mà các vỉ AI, DI được sử dụng với số lượng khác nhau

- Các thiết bị RTU được tổ chức thành 3 nhóm, mỗi nhóm gồm các thiết bị lắp đặt trong 1 tủ (có thể nhiều hơn)

- Từ trạm và nhà máy, các tín hiệu được gom vào một tủ gọi là tủ trạm

- Từ tủ trạm, các tín hiệu được dẫn sang tủ trung gian, tại đây lắp đặt các rơ le trung gian, các transducer và các thiết bị lẻ khác

- Tủ RTU chưa có các thiết bị điện tử (CPU, bộ nhớ, ngoại vi, vào ra tương tự, số )

- Thông thường RTU có nhiều cửa vào ra nối tiếp (RS232) phục vụ giao tiếp với

CC và giao tiếp với máy tính Laptop khi thay đổi cấu hình RTU

- Phần mềm cơ sở dữ liệu cho phép thay đổi thông số trên RTU trong quá trình

sử dụng:

 Số lượng các tín hiệu vào ra

 Các thông số của dữ liệu

 Cách mã hóa trạng thái (1 hoặc 2 bít)

 Tốc độ truyền tin

 Chọn giao thức truyền tin



- RTU thường được sử dụng độc lập với các hệ thống đo lường và giám sát các trạm và nhà máy điện Đó là các trạm và nhà máy điện sử dụng công nghệ cũ

- Thông thường tồn tại độ vênh về giá trị (sai số) giữa 2 hệ thống đo lường nói trên

2.7.2.2 Công nghệ RTU phân tán

- Công nghệ này không gom tín hiệu vào tủ trạm

- RTU chia nhỏ thành các phần nhỏ lắp đặt phân tán trong trạm và nhà máy

- Mỗi phần nhỏ của RTU đảm nhiệm chức ngăng như của một RTU nhỏ

- Các phần nhỏ nói trên được liên kết với nhau bằng cáp thông tin và hệ thống làm việc thống nhất như trên 1 RTU

- Công nghệ RTU phân tán cho phép:

 Đơn giản hóa thiết kế RTU

 Đơn giản hóa thiết kế hệ thống, đặc biệt ở các trạm và nhà máy có các thiết

bị lắp đặt quá xa nhau

 Đơn giản hóa việc lắp đặt thiết bị

 Giảm thiểu khối lượng cáp so với RTU tập trung

 Phù hợp xu hướng phát triển công nghệ

2.7.2.3 Công ghệ Gateway

- Các trạm và nhà máy mới hiện nay đều sử dụng các thiết bị công nghệ số

- Cũng có thể sử dụng thêm các bộ thu thập dữ liệu, điều khiển giám sát vạn năng (PLC – Programmable Logic Control)

- Bằng công nghệ mạng, tất cả được tích hợp vào 1 hệ thống gọi là hệ thống tự động hóa trạm và nhà máy

- Như vậy các thiết bị điện và hệ thống thu thập dữ liệu, giám sát, điều khiển đã được thiết kế trong thể thống nhất

- Việc cung cấp thông tin cho các trung tâm điều khiển cấp trên CC chỉ là 1 phần nhỏ của hệ thống tự động hóa trạm và nhà máy

- Sai số của CC chính là sai số của hệ thống tự động hóa trạm và nhà máy

- Để kết nối với CC chỉ cần kênh truyền, thiết bị ghép nối truyền tin phù hợp và thống nhất khai báo dữ liệu trao đổi thông tin

2.7.2.4 Điểu khiển từ xa

a) Tổng quan

- Điều khiển từ xa hiện nay được triển khai cơ sở công nghệ truyền số liệu

- Dưới góc độ truyền số liệu bản chất điểu khiển từ xa là truyền 2 loại dữ liệu:

 Dữ liệu về nội dung điều khiển (điều khiển cái gì)

 Dữ liệu về bản thân lệnh điều khiển (hành động điều khiển)

- Nếu điều khiển gồm 2 bước: một là dự lệnh và hai là lệnh, ta có thể hiểu “điều khiển cái gì” là bước 1 và “hành động điều khiển” là bước 2

- Bản thân cơ cấu nhận lệnh điều khiển từ xa của thiết bị đã được thiết kế theo triết lý điều khiển nói trên

- Giao thức truyền tin đã cho phép các loại dữ liệu được truyền đi an toàn và chính xác giữa 2 thiết bị

- Giao diện người máy của các lệnh điều khiển được thiết kế thân thiện và đảm bảo an toàn về kỹ thuật và về trách nhiệm pháp lý của người điều khiển (mật khẩu, nội dung lệnh và lệnh, )

b) Điều khiển đóng/mở (on/off)

- Điều khiển đóng/ mở áp dụng cho các thiết bị có 2 trạng thái như máy cắt và dao cách ly

- Đây là dạng điều khiển đơn giản nhất

c) Điều khiển tăng/giảm

- Điều khiển tăng/giảm áp dụng cho các thiết bị có nhiều trạng thái như thiết bị chuyển đổi nấc biến áp, tăng giảm công suất tổ máy,

- Để điều khiển tăng giảm giá trị nào đó của thiết bị thì bản thân thiết bị cũng đã được thiết kế để tăng giảm giá trị từng bước (step by step) mà phương pháp điều khiển

số yêu cầu

2.8 Phần cứng thiết bị đầu cuối RTU, Gateway

2.8.1 Cấu tạo chung

Trong hệ thống SCADA, RTU, Gateway là thiết bị đầu cuối thu thập dữ liệu, mã hóa theo giao thức chuẩn và truyền dữ liệu về trung tâm

RTU bao gồm cổng truyền thông tin về trung tâm điều khiển, các kênh vào ra (IO) như: Đo lường, cảm biến, chỉ thị trạng thái, điều khiển RTU cũng có thể thu thập tín hiệu từ các thiết bị thông minh khác (IED)

RTU là thiết bị chuyên dụng có cấu trúc mô-đun khá linh hoạt, mỗi mô-đun có một khối xử lý và các khối tín hiệu vào/ra, thuận lợi cho việc thu thập các tín hiệu hiện có và tín hiệu mở rộng

Mỗi khối xử lý có hệ thống điều hành đa nhiệm thời gian thực cho phép có thể làm việc độc lập nên các mô-đun có thể được bố trí phân tán tại các tủ thiết bị trong trạm (RTU phân tán) hoặc nhiều mô-đun có thể được liên kết với nhau để tích hợp thành 1 RTU tập trung

Việc cài đặt cấu hình của RTU có thể thực hiện bằng công cụ chạy trên môi trường Windows

Cùng với sự phát triển của công nghệ và để tiết kiệm chi phí đầu tư, đối với các trạm/nhà máy mới xây dựng công nghệ sử dụng cổng Gateway để cung cấp số liệu SCADA về các trung tâm điều độ đã được áp dụng Đây là công nghệ sử dụng việc ghép nối hệ thống điều khiển trạm/nhà máy (SAS/DCS) có giao thức truyền tin khác nhau với hệ thống SCADA thông qua Gateway sau khi dữ liệu đã được mã hóa lại theo giao thức chuẩn

Cổng truyền thông của RTU thường sử dụng phương thức truyền tin nối tiếp thông qua giao diện RS232, RS485 hoặc RS422

2.8.2 Các loại dữ liệu

Đối với hệ thống SCADA/EMS của ĐĐQG có 4 loại dữ liệu cơ bản

2.8.2.1 Dữ liệu đầu vào tương tự (Analog Input – AI)

Mỗi kênh AI được mã hóa bằng 16 bit để đo các đại lượng vật lý như: Công suất, dòng điện, điện áp, vị trí chuyển nấc MBA

Các đại lượng này được biến đổi thành một đại lượng điện trung gian như U,I, sau

đó sẽ được đưa vào RTU qua card Analog

Trong hệ thống SCADA đang sử dụng rộng rãi tại ĐĐQG, đại lượng trung gian được sử dụng là dòng điện Vì có ưu điểm lớn là không bị suy hao trên mạch đo khi

bộ biến đổi (BBĐ) đặt cách xa RTU, do đó kết quả đo được tại RTU phản ánh đúng giá trị thực tế

2.8.2.2 Dữ liệu đầu vào số (Digital Input –DI)

Được mã hóa bằng 1 hoặc 2 bít để hiển thị các loại cảnh báo, trạng thái các thiết

bị như: tín hiệu cảnh báo của các bảo vệ so lệch, khoảng cách, quá dòng tín hiệu trạng thái máy cắt, dao cách ly, nối đất

Để ghép nối và cách ly điện giữa RTU và hệ thống điều khiển trạm, nhà máy điện, người ta sử dụng rơ le trung gian có điện áp phù hợp với điện áp tín hiệu tương ứng

2.8.2.3 Dữ liệu đầu ra tương tự (Analog Output –AOT)

Tương tự như dữ liệu đầu vào tương tự, AOT được mã hóa bằng 16 bít để điều chỉnh các đại lượng biến đổi liên tục Lệnh điều chỉnh gửi từ các trung tâm điều độ tới RTU biến đổi D/A thành tín hiệu dòng điện (mA) và đi tác động tới cơ cấu chấp hành Đối với hệ thống SCADA đang sử dụng tại điều độ quốc gia, dữ liệu AOT được

sử dụng để điều chỉnh P,Q của các tổ máy phát

2.8.2.4 Dữ liệu đầu ra số (Digital Output – DOT)

Tương tự như dữ liệu đầu vào số, sử dụng 1 hoặc 2 bít để điều khiển vị trí các thiết bị trong hệ thống điện như: vị trí máy cắt, dao cách ly, tiếp địa

Để ghép và cách ly giữa RTU với hệ thống điều khiển của trạm, người ta sử dụng

rơ le trung gian có điện áp phù hợp với điện áp ra của card DOT, dòng điện của tiếp điểm rơ le phải đủ lớn theo yêu cầu của cơ cấu chấp hành

2.9 Ghép nối RTU với HTĐ

2.9.1 Ghép nối tín hiệu tương tự

Đối với tín hiệu P,Q,U,I sử dụng BBĐ để biến các tín hiệu dòng điện, điện áp, cos(φ) thành tín hiệu dòng điện tỷ lệ tương ứng

Đối với tín hiệu tần số, sử dụng BBĐ để biến f(Hz) thành tín hiệu dòng điện tỷ lệ tương ứng Sơ đồ nguyên lý như hình vẽ:

Hình 2.4 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu tần số

Đối với tín hiệu chỉ thị nấc MBA, sử dụng BBĐ để biến R (Ω) thành tín hiệu dòng điện tỷ lệ tương ứng.Sơ đồ nguyên lý như hình vẽ

Hình 2.5 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu chỉ thị chuyển nấc MBA

2.9.2 Ghép nối tín hiệu số

Đối với tín hiệu số, sử dụng rơ le trung gian để ghép nối HTĐ với RTU.Sơ đồ nguyên lý như hình vẽ

Hình 2.6 Sơ đồ ghép nối tín hiệu chỉ thị trạng thái máy cắt

2.9.3 Ghép nối tín hiệu đầu ra số (DOT)

Đối với tín hiệu số, sử dụng rơ le trung gian để ghép nối HTĐ với RTU.Sơ đồ nguyên lý như hình vẽ

Hình 2.7 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu điều khiển máy

2.9.4 Cơ sở dữ liệu

a) Nhiệm vụ

- Mô tả cấu hình phần cứng, các vỉ vào ra (I/O) hiện hữu của RTU

- Khởi tạo các tham số cho cổng truyền thông giữa RTU và trung tâm điều khiển

- Cấu hình các kênh (I/O) của RTU tương ứng với các tín hiệu thu thập tại trạm

- Ánh xạ các kênh I/O với địa chỉ IOA tương ứng tại trung tâm điều khiển

b) Cấu trúc

Để thực hiện được các nhiệm vụ trên với mỗi loại RTU của các hãng khác nhau thì CSDL có cấu trúc khác nhau Tuy nhiên, về cơ bản CSDL cho RTU đều được cấu hình bởi các mô-đun như hình vẽ:

Hình 2.8 Cấu trúc CSDL RTU

RTU trên hình vẽ bao gồm 3 BAY, trong đó:

- BAY 1: quản lý các vỉ AI, AOT Ngoài ra, BAY 1 còn có nhiệm vụ làm cổng truyền thông, quản lý các tham số cấu hình cổng truyển thông (IEC GEN), quản lý các địa chỉ IOA truyển về trung tâm điều khiển (IEC MAP) Hai mô-đun IEC GEN và IEC MAP luôn đi liền với nhau trong cùng một BAY Trong mỗi RTU có thể có một hay nhiều cổng truyền thông, phụ thuộc vào cấu hình phần cứng

- BAY 2, 3: quản lý các vỉ vào ra: AI, DOT và DI Trong đó, vỉ DI có thể dùng ở dạng Single DI (SDI) hoặc Double DI (DDI)

2.10 Các thiết bị phụ trợ cho hệ thống SCADA/EMS

- Hoạt động trong chế độ vận hành bình thường

 Hệ thống UPS trong chế độ vận hành bình thường liên tục cấp nguồn ổn định và liên tục cho hệ thống máy chủ tại trung tâm Điều độ HTĐ quốc gia

- Hoạt động trong chế độ vận hành bằng nguồn ắc quy khi xảy ra 1 trong các trường hợp sau:

 Chuyển sang chế độ bảo dưỡng

 Hỏng bộ chỉnh lưu (Rectifier); bộ nghịch lưu (Inverter)

 Khi hệ thống UPS bị quá tải

b) Thông số kỹ thuật cơ bản

- Số lượng UPS: 02

- Công suất 1 UPS: 15KVA

- Số lượng tổ ắc quy: 04

- Dung lượng ắc quy: 45KVA

- Hệ thống bao gồm 2 bộ UPS 911 được đấu song song Mỗi bộ UPS được nối với 2 tổ ắc quy 220VDC

2.10.2 Hệ thống máy phát điện – Diesel

a) Tổng quan

- Máy phát Diesel, cũng được sử dụng làm hệ thống nguồn dự phòng tại A0, sử dụng khi mất nguồn lưới

b) Đặc điểm kỹ thuật

- Công suất động cơ Diesel: 30KVA

- Có máy phát và ắc quy để khởi động Diesel

- Khi mất điện lưới, hệ thống Diesel sẽ tự khởi động để cung cấp điện cho phụ tải

2.10.3 Hệ thống thông tin liên lạc

a) Tổng quan

- Hệ thống thông tin liên lạc tại trung tâm bao gồm các thiết bị và kênh truyền đảm bảo thông thoại giữa kỹ sư điều hành HTĐ và các nhân viên trực tại các trạm và các nhà máy điện trong công tác điều hành hệ thống điện

b) Kênh trực thông

- Kết nối trực thông (hotline) là kết nối thoại trực tiếp giữa 2 trạm; người gọi chỉ cần nhấc tổ hợp điện thoại, cuộc gọi sẽ tự động kết nối với đầu xa (địa chỉ đầu xa đã được định trước)

- Hiện tại có trên 60 kênh trực thông kết nối giữa A0 với các trạm, nhà máy điện, các trung tâm Điều độ và các trung tâm Truyền tải

c) Kênh quay số

- Kênh quay số để kết nối thuê bao với tổng đài (ngành điện hoặc bưu điện) Việc lên lạc với một thuê bao khác thực hiện bẳng quay số điện thoại yêu cầu Hiện tại tổng đài điều độ cũng có kết nối với một số thuê bao quay số ngày điện và bưu điện

d) Kênh bộ đàm

- Ngoài cách liên lạc qua điện thoại quay số và điện thoại trực thông như đã nêu

ở trên, còn sử dụng phương thức liên lạc qua máy bộ đàm ( đang sử dụng tại trung tâm Điều độ HTĐ miên Nam) Đặc điểm của phương thức liên lạc này:

 Là hình thức liên lạc vô tuyến, bị hạn chế về cự ly và địa hình

 Là hình thức liên lạc đơn công (tại một thời điểm chỉ có thể nghe hoặc nói) Hình thức này chỉ áp dụng cho 1 số hoàn cảnh đặc biệt

2.10.4 Tổng đài điều độ (Lineseizer –LSZ)

a) Tổng quan

- Thay vì đặt nhiều máy điện thoại trên bàn làm việc, LSZ là thiết bị cho phép gom tất cả các kênh liên lạc (không kể kênh bộ đàm) để làm việc trên 3 bàn điều khiển điện thoại (Console) với 3 điện thoại số và 3 bàn phím

- Các tính năng chính của LSZ:

 Có thể đảm bảo kết nối trực thông tới nhiều nơi

 Dễ dàng nhận biết chính xác cuộc gọi đến (đặc biệt khi có sự cố xảy ra khi

có nhiều cuộc gọi đến)

 Dễ dàng thao tác khi thực hiện cuộc gọi đi theo từng địa chỉ

- Hiện tại tổng đại có khả năng kết nối với 64 kênh (trực thông và quay số)

- Tổng đài có khả năng mở rộng kết nối khi có yêu cầu

Hình 2.9 Sơ đồ ghép nối LSZ với các kênh liên lạc tại A0 b) Thiết bị ghi âm

- Ghi âm các cuộc đàm thoại của KS điều hành với trực ca của nhà máy và trạm điện, nhằm phục vị cho phân tích các tình huống sự cố trong điều hành HTĐ

- Thông thường trung tâm thường có 2 thiết bị ghi âm:

 + Thiết bị ghi âm công nghiệp Marathon (thiết bị chính)

 + Thiết bị ghi âm dự phòng là sử dụng card ghép nối kênh và máy tính PC, được vận hành khi thiết bị chính có sự cố

c) Thiết bị ghi âm công nghiệp

Giới thiệu chung

- Thiết bị ghi âm số Marathon Pro do hãng ASC Telecom chế tạo là một thiết bị ghi âm hiện đại có 128 đầu vào có thể nối với đường thoại, máy TELEFAX hoặc thiết

bị thông tin vô tuyến Việc vận hành thiết bị thông qua bàn phím, định vị trí “mouse”

ở mặt trước của thiết bị Màn hình LCD ở phía trước của thiết bị sẽ hiển thị toàn bộ các thông tin cần thiết cho việc giám sát và vận hành thiết bị

Đặc tính kỹ thuật

- Có khả năng vận hành liên tục 24/24

- Có khả năng ghi âm và giám sát đồng thời 128 cuộc gọi trên các kênh

- Có khả năng mở rộng ghép nối (bằng cách thêm card ghép kênh)

- Có khả năng lưu trữ cao (100 000h)

- Vừa lữu trữ dữ liệu trên ổ cứng, vừa lưu trữ trên băng từ

- Có thể giám sát tình trạng của các kênh thông qua màn hình giám sát kênh

- Có khả năng tìm kiếm các cuộc gọi đã được ghi âm theo các tiêu chuẩn khác nhau (theo thời gian cuộc gọi, theo số liệu kênh )

- Có khả năng lưu trữ cuộc gọi quan trọng để tiện tra cứu trong những địa chỉ lưu trữ riêng

d) Thiết bị ghi âm dự phòng (máy tính + card ghi âm + phầm mềm ghi âm)

Giới thiệu chung

- Hệ thống ghi âm dự phòng sử dụng card ghép kênh cắm trên máy tính PC Dữ liệu được ghi trực tiếp trên ổ cứng của máy tính Máy có khả năng ghép nối trực tiếp với kênh truyền hoặc ghép nối với nguồn tín hiệu âm tần Hệ thống có giao diện tiện lợi cho người sử dụng và cho khả năng khởi động ghi âm theo nhiều cách, ngoài ra còn có nhiều tiện ích khác trong việc lưu trữ và tìm kiếm cuộc gọi

Đặc tính kỹ thuật

- Hiện đang sử dụng 01 card ghép nối với 08 kênh Analog

- Hệ thống có khả năng mở rộng ghép nối

- Có khả năng ghi âm đông thời 32 cuộc thoại trên các kênh

- Có khả năng giám sát cuộc gọi đang được ghi âm

- Có khả năng khởi động quá trình ghi âm theo giọng nói (Voice), mức điện áp (ghi âm khi thực hiện nhấc máy), bằng tay (khi bấm 2 phím trên bàn phím)

- Có khả năng tìm kiếm cuộc gọi theo các tiêu chuẩn tìm kiếm khác nhau: thoe thời gian, theo số liệu cuộc gọi ID

- Lưu trữ dữ liệu trên ổ cứng của máy

- Hệ thống hoạt động một cách an toàn và tin cậy trong quản lý truy nhập dữ liệu thông qua tên và mật khẩu

e) Hệ thống đo tần số và giám sát hòa đồng bộ - DHZ

- Các giá trị tần số được thể hiện trên màn hình máy tính

- Hai tần số của 2 đầu đường dây 500 kV (T500 Hòa Bình và T500 Phú Lâm) còn được thể hiện lên 2 đồng hồ cỡ lớn tại phòng điều khiển

- Các giá trị tần số cũng được truyền tới phòng điều khiển của các Trung tâm điều độ miền (A1, A2, A3)

- Nguyên lý đo tần số của hệ thống này là đo độ dài chu kỳ tín hiệu bằng nhịp dao động thạch anh, từ đó tính ra tần số

- Độ chính xác của phép đo tần số là 0,01Hz trên cả dải đo 45 đến 55 Hz

- Chu kỳ đo và truyền số liệu là 1 sec ( có thể điều chỉnh)

Hình 2.10 Sơ đồ hệ thống DHZ

Đo tần qua hệ thống SCADA/EMS

- Việc sử dụng hệ thống SCADA/EMS để đo tần số HTĐ tại điểm đặt RTU có một số giới hạn sau:

 Các transducer tần số trên RTU là dạng analog cho nên dù sau đó có số hóa cũng không vượt qua độ chính xác của transducer

 Độ chính xác của transducer tần số không đạt yêu cầu đặt ra là 0,01 Hz trên

cả dải đo

 Chu kỳ quét của máy tính chủ là vài giây, quá lớn so với yêu cầu

- Các trung tâm điều độ A0,A1,A2,A3 hiện tại không theo dõi tần số HTĐ qua

hệ thống SCADA/EMS

Công tác quản lý vận hành

- Hệ thống đo tần số là do phòng Công Nghệ - Trung tâm Điều độ HTĐ quốc gia thiết kế chế tạo nên công tác kiểm tra, sửa chữa là hoàn toàn làm chủ Bình thường có thể kiểm tra tình trạng của hệ thống:

 Kiểm tra trình trạng hoạt động của hệ thống qua việc giám sát qua giao diện chương trình tần số riếng

- Việc giám sát tình trạng kết nối với đầu xa có thể thực hiện qua các đèn chỉ thị của Modem

2.11 Các kênh viễn thông phục vụ kết nối SCADA

2.11.1 Kênh kết nối cho Modem 4W

- Máy chủ SCADA kết nối với thiết bị đầu cuối RTU được thực hiện qua kênh 4W và Modem âm tần

- Đặc tính kênh như sau:

 Kênh 4W âm tần (analog)

 Trở kháng đường dây 600Ω

 Băng thông 300Hz đến 3400Hz

 Đáp ứng khuyến nghị G.712

2.11.2 Kênh kết nối ICCP

- Các số liệu ICCP (Inter Control Center Protocol) được gửi từ các hệ thống SCADA/EMS tại A1,A2,A3 về A0

- Kênh truyền ICCP là luồng E1 nối A0-A2-A3 và kênh dự phòng của EVNTel

- Do A0 và A1 nằm cạnh nhau nên sử dụng cáp

- Sơ đồ đấu nối như sau:

Hình 2.11 Sơ đồ kết nối ICCP 2.12 Kết luận

Chương 2 đã đi phân tích những yếu tố cơ bản cấu hình lên một hệ thống SCADA/EMS cho các trạm biến áp có người trực.Qua phân tích ta thây cấu túc trạm loại này đòi hỏi rất nhiều nhân công, khả năng tự động hóa chưa thực sự cao, khả năng thay thế các thiết bị bên trong hệ thống rất phức tạp và phụ thuộc khá nhiều ở nhà sản xuất.Điều này sẽ được khắc phục trong trạm biến áp không người trực mà chúng ta sẽ

đi phân tích ở chương 3

Chương 3 Tiêu chuẩn IEC 61850 và trạm biến áp không người trực

Như đã phân tích ở Chương 2, SCADA cho hệ thống trạm có người trực sử dụng các RTU Các tín hiệu điều khiển, giám sát được lấy từ các tiếp điểm phụ của role, mạch điều khiển, giám sát tại trạm đưa vào các card vào/ra của RTU Các tín hiệu đo lường được lấy từ TU, TI đưa vào Transducer và kết nối với RTU qua cổng giao tiếp RS485 với giao thức truyền thông Modbus Giải pháp kết nối này có ưu điểm là thu thập được các tín hiệu điều khiển, giám sát với các mã hiệu role của các nhà sản xuất khác nhau nhưng có rất nhiều nhược điểm như: Khi mở rộng RTU phụ thuộc hoàn toàn vào công nghệ của nhà sản xuất, lắp đặt quá nhiều các thiết bị phụ như: role trung gian, hàng kẹp, contact, các tín hiệu đầu nối dẫn đến độ tin cậy thấp, khó khăn trong quản lý vận hành, tốn nhiều thời gian và chi phí trong việc đấu nối, thí nghiệm; sai số

đo lường lớn Ngoài ra giải pháp này không khai thác được nhiều chức năng như: truy cập và cài đặt các thông số role từ trung tâm điều khiển, đọc được từ xa các thông số

đo lường từ công tơ (metter) hoặc role (IEDs), không ghi nhận được dòng sự cố thông qua role từ trung tâm điều khiển

Theo định hướng nghành điện Việt Nam đang nỗ lực chuyển từ TBA 110KV có người trực sang trạm không người trực nhằm nâng cao năng suất lao động, vì vậy cần lựa chọn các giải pháp kỹ thuật và công nghệ phù hợp với yêu cầu về quản lý, vận hành và điều độ lưới điện Đề xuất mô hình giải pháp đầu tư TBA 110KV theo giải pháp tự động hóa TBA 110KV trên nền tảng giao thức truyền thông IEC 61850

Trước đây các giao thức truyền thông sử dụng trong việc giám sát điều khiển xa TBA phổ biến như: Modbus, DNP3, UCA và IEC 60870-5-103 Khi xây dựng và phát triển về tự động hóa TBA gặp nhiều khó khăn do các thiết bị được cung cấp bởi các nhà sản xuất khác nhau thì các thiết bị không thể trao đổi, sử dụng thông tin lẫn nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý thông tin Xuất phát từ hạn chế đó từ năm

1994 các chuyên gia của các nước Châu Âu và Bắc Mỹ trong hiệp hội tiêu chuẩn kỹ thuật điện quốc tế IEC và ANSI đã phối hợp xây dựng, phát triển và cho ra đời giao thức truyền thông IEC 61850 trên cơ sở sự kết hợp của tiêu chuẩn UCA2.0 và IEC 60870-5-103 Từ năm 2004, giao thức truyền thông IEC 61850 chính thức được ứng dụng rộng rãi trên thế giới trong lĩnh vực tự động hóa TBA

Hệ thống tự động hóa trạm thực hiện nhiệm vụ thu thập thông tin vận hành, hệ thống bảo vệ, điều khiển và đo lường tại TBA Thông tin sẽ được thu thập thông qua việc kết nối trực tiếp với các thiết bị điều khiển, bảo vệ và đo lường thông minh (IEDs) bằng giao thức truyền thông IEC61850 Giải pháp này sẽ cho phép loại bỏ