Nghiên cứu ứng dụng hệ thống scada, ami, pmu và đề ra giải pháp vận hành lưới điện phân phối do tổng công ty điện lực tp hồ chí minh quản lý

Kết quả đạt được của đề tài là đề xuất 3 giải pháp bao gồm: i ứng dụng AMI để hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm soát hệ thống điện phân phối, ii Áp dụng phần mềm HES AMIR được phá

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN VĂN TOÀN

NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG HỆ THỐNG SCADA, AMI, PMU

VÀ ĐỀ RA GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

DO TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM QUẢN LÝ

STUDY OF SCADA, AMI, PMU SYSTEM AND ITS APPLICATION

FOR HCM CITY’S DISTRIBUTION GRID

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Bách Khoa – ĐHQG-HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS HUỲNH QUANG MINH

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Cán bộ chấm nhận xét 1:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 2:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm 2019 Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA…………

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Ngày, tháng, năm sinh: 22/10/1975 Nơi sinh: TP HCM

I TÊN ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG HỆ THỐNG SCADA, AMI, PMU VÀ ĐỀ RA GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI DO TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM QUẢN LÝ

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

Nhiệm vụ 1: Nghiên cứu ứng dụng tính năng kỹ thuật các hệ thống SCADA, AMI, PMU

Nhiệm vụ 2: Đề ra giải pháp áp dụng cho vận hành lưới điện phân phối Tổng Công ty Điện Lực TP HCM quản lý

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 03/5/2019

III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 28/7/2019

IV CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Huỳnh Quang Minh

Tp HCM, ngày … tháng… năm 2019

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TS Huỳnh Quang Minh

TRƯỞNG KHOA …………

LỜI CẢM ƠN

Trước hết, cho phép tôi được báy tỏ lời cảm ơn sâu sắc nhất tới Quý Thầy Cô nhà trường, Quý Lãnh đạo và chuyên viên Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh đã giúp đỡ tôi trong suốt quá trình nghiên cứu thực hiện đề tài luận văn tốt nghiệp này

Tôi xin được trân trọng gửi lời tri ân đến Thầy TS Huỳnh Quang Minh đã tận tình hướng dẫn, định hướng nghiên cứu để tôi hoàn thành luận văn đúng tiến độ và đạt được mục đích, yêu cầu của đề tài

Tôi xin chân thành cảm ơn Lãnh đạo, các Anh (Chị) đồng nghiệp là chuyên viên tại các Ban, đơn vị trực thuộc Tổng công ty Điện lực TP.Hồ Chí Minh đã chỉ dẫn, gợi mở, cung cấp thông tin và hỗ trợ thu thập số liệu để tôi hoàn thành đề tài này

Xin chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè đồng nghiệp đã động viên, hỗ trợ tôi trong suốt thời gian nghiên cứu, thực hiện luận văn này

TP.Hồ Chí Minh, ngày… tháng….năm……

Sinh viên thực hiện

Nguyễn Văn Toàn Khoa Kỹ Thuật Điện

Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh

TÓM TẮT

Lưới điện thông minh là hệ thống lưới điện sử dụng công nghệ số và những công nghệ tiên tiến khác để giám sát và quản lý việc truyền tải điện từ tất cả các nguồn phát nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng Lưới điện thông minh kết hợp những nhu cầu và năng lực của tất cả các nhà máy phát điện trên thị trường điện, người điều hành lưới điện, khách hàng sử dụng điện nhằm vận hành hệ thống điện với độ tin cậy cao, hiệu quả, và an toàn với chi phí đầu tư và ảnh hưởng

về môi trường ở mức thấp nhất

Tổng công ty Điện lực TP.HCM (EVNHCMC) đang nỗ lực không ngừng xây dựng lưới điện thông minh, hiện đại ngang bằng với các điện lực khu vực Điển hình là xây dựng các hệ thống tự động hóa lưới điện, hạ tầng đo đếm thông minh, tích hợp nguồn năng lượng tái tạo, giám sát và điều khiển phụ tải

Đề tài được thực hiện, nhằm nghiên cứu kết hợp các hệ thống SCADA, AMI

và thiết bị đo pha (PMU) vào việc vận hành hệ thống điện phân phối nối chung và

hệ thống điện phân phối do Tổng công ty Điện lực TPHCM quản lý nói riêng

Kết quả đạt được của đề tài là đề xuất 3 giải pháp bao gồm: (i) ứng dụng AMI

để hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm soát hệ thống điện phân phối, (ii) Áp dụng phần mềm HES AMIR được phát triển bởi Nuri Telecom vào hệ thống AMI của Tổng công

ty Điện lực TPHCM trong thời gian hoàn chỉnh EVNHES, kết hợp dữ liệu thu thập từ AMI với hệ thống truyền thông đa phương tiện hiện có tạo kênh trao đổi thông tin chiều thứ 2 từ các đơn vị phân phối điện đến người tiêu thụ, (iii) Lắp đặt thiết bị đo pha (PMU) để giám sát lưới điện 110kV tại Tổng công ty Điện lực TPHCM Mô phỏng và đánh giá hiệu quả của từng giải pháp để áp dụng vào lưới điện phân phối tại TPHCM

ABSTRACT

Smart grid is a grid system that uses digital technology and other advanced technologies to supervise and manage the transmission of electricity from all sources to meet the electricity demand of customers Smart grid combines the needs and capacities of all power generation plants in the electricity market, electric grid operators, customers to operate the electric systems with high reliability, efficiency and safety with the lowest investment costs and environmental impacts

EVNHCMC is trying our best to build a smart and modern power grid to keep pace with the other regional power company Typically, building the grid automation systems, intelligent metering infrastructure, integrating the renewable energy sources, supervising and controlling the additional charge

This study was carried out to research the combination of SCADA, AMI and phase measuring system (PMU) in operating the common electrical distribution system and particularly the distribution power system managed by EVNHCMC

As the results of this study, I propose three solutions including: (i) Applying AMI to support SCADA in supervising and controlling the distribution power system, (ii) Applying the software HES AMIR which was developed by Nuri Telecom into the AMI system of EVNHCMC while completing EVNHES, combining data that were collected from AMI with the existing multimedia communication system, which now creating the second information exchange channel from distributors to consumers, (iii) Installing phase measuring equipment (PMU) to supervise 110kV grid at EVNHCMC Simulating and evaluating the efficiency of each solution to apply to the distribution grid in Ho Chi Minh City

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này

đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc

Tôi cam đoan đây là công trình nghiên cứu của tôi

Tp Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2019

(Ký tên và ghi rõ họ tên)

Nguyễn Văn Toàn

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT Giải thích từ ngữ và chữ viết tắt

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam

A0 Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia

A2 Trung tâm điều độ hệ thống điện Hồ Chí Minh

DCL Dao cách ly

HMI Human - Machine Interface_Màn hình giao diện người - máy

IED Thiết bị điện tử thông minh

RTU Thiết bị đầu cuối tại trạm

PLC Power Line Communication

SCADA Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu

DCU Data Concentrator Unit_Bộ tập trung dữ liệu

DLMS Data Language Messaging Specification

HDLC Giao thức liên kết dữ liệu mức cao

HES Head End System_Hệ thống đầu cuối

MDMS Meter Data Management System_ Hệ thống quản lý dữ liệu

RF Radio Frequency_Sóng vô tuyến

ADC Analog to Digital Converter_ Bộ chuyển đổi tương tự - số

WAMS Wide area monitoring system_Hệ thống theo dõi diện rộng

DMA Direct Memory Access_ Cơ chế truy cập bộ nhớ trực tiếp

IO Input/Output_ Đầu vào/ra của thiết bị

GPS Global Positioning System_ Hệ thống định vị toàn cầu

PDC Phasor Data Concentrator_Bộ tập trung dữ liệu Phasor

PMU Phasor Measurement Unit_ Thiết bị đo lường đồng bộ pha

GFTU Mô đun truyền thông sử dụng GPRS

DANH MỤC CÁC BẢNG, HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Mô hình hệ thống SCADA lưới điện TP HCM 2

Hình 1.2 Cấu trúc hệ thống SCADA lưới điện TP HCM 2

Hình 1.3 Nguyên lý thu thập dữ liệu từ xa bằng sóng RF 5

Hình 1.4 Mô hình thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua mạng cáp quang, mạng viễn thông GSM 6

Hình 1.5 Mô hình thu thập dữ liệu từ xa qua bộ tập trung dữ liệu 7

Hình 1.6 Mô hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP HCM (đang xây dựng) 9

Hình 2.1 Cấu trúc chung hệ thống SCADA 14

Hình 2.2 Các cấu trúc truyền thông cơ bản hệ thống SCADA 15

Hình 2.3 Cấu trúc truyền thông hệ thống SCADA lớn 16

Hình 2.4 Ví dụ về một hệ thống SCADA 17

Hình 2.5 Một số kênh liên lạc trong hệ thống SCADA 18

Hình 2.6 Chức năng thu thập dữ liệu 20

Hình 2.7 Chức năng chỉ thị trạng thái 21

Hình 2.8 Đo lường giá trị tương tự 22

Hình 2.9 Cơ sở dữ liệu phục vụ cho tính toán 23

Hình 2.10 Mô hình kết nối hệ thống Mini-SCADA/DMS lưới điện EVNHCMC 27

Hình 2.11 Cấp độ quốc gia AMI 31

Hình 2.12 Cấp độ PC AMI 32

Hình 2.13 AMI Cấp độ tại chỗ (I) 32

Hình 2.14 AMI Cấp độ tại chỗ (II) 33

Hình 2.15 Kết nối hệ thống AMI 34

Hình 2.16 Mô hình thiết bị PMU 36

Hình 2.17 Hoạt động của module thu tín hiệu GPS 38

Hình 2.18 Antenna và mạch thu GPS SIM 908 39

Hình 2.19 Hoạt động của module thu thập dữ liệu 40

Hình 2.20 Cấu trúc bên trong module thu thập dữ liệu 41

Hình 2.21 Hoạt động của module truyền thông 43

Hình 2.22 Kết nối biến áp, biến dòng với PMU 45

Hình 2.23 Cấu trúc kết nối các thiết bị PMU 45

Hình 2.24 Liên kết hệ thống điều khiển PMU 46

Hình 3.1 Mô hình liên kết các cấu phần lưới điên thông minh 48

Hình 3.2 Cấu trúc của hệ thống đo xa sử dụng công nghệ PLC 52

Hình 3.3 Mô hình tệp truyền thông trong DLMS/COSEM Bên trái: 3 lớp, CO, HDLC; Bên phải: TCP-UDP/IP 56

Hình 3.4 Điều khiển thiết bị từ xa bằng giao thức SIP 58

Hình 3.5 Trao đổi thông điệp trong một phiên SIP 58

Hình 3.6 Phương thức truyền thông thu thập dữ liệu cho khách hàng tập trung 60

Hình 3.7 Phương thức truyền thông thu thập dữ liệu cho khách hàng tập trung 60

Hình 3.8 Sơ đồ khối phần cứng của công tơ 62

Hình 3.9 Công tơ 1 pha Nuri Telecom 64

Hình 3.10 Bộ tập trung NDC-I121 của Nuri Telecom 65

Hình 3.11 Thiết bị PMU thương mại 68

Hình 3.12 Sơ đồ cấu trúc của hệ thống AMI 72

Hình 3.13 Cấu hình của GFTU 72

Hình 3.14 Sơ đồ mạng GPRS trong hệ thống AMI 73

Hình 3.15 GFTU lắp đặt trên lưới 75

Hình 3.16 Xác định vị trí sự cố và khôi phục lại hệ thống 76

Hình 3.17 Bảng điều khiển của AIMIR 77

Hình 3.18 Giao diện tiện ích của AIMIR 78

Hình 3.19 Trạng thái hoạt động của các bộ DCU trên lưới 79

Hình 3.20 Trạng thái hoạt động của các công tơ trên lưới 79

Hình 3.21 Quản lý thông tin các công tơ trên lưới 80

Hình 3.22 Thông tin về công tơ 81

Hình 3.23 Chỉ số chốt công tơ tại các điểm đo 82

Hình 3.24 Tiện ích quản lý thông số vận hành 83

Hình 3.25 Thông số vận hành của điện áp theo ngày 84

Hình 3.26 Sự kiện của lưới điện được lưu trữ trên AIMIR 85

Hình 3.27 Nhật ký sự kiện và giải pháp 86

Hình 3.28 Nhóm nhận thông báo tự động 87

Hình 3.29 Minh họa thanh toán tiền điện trực tuyến 87

Hình 3.30 Dịch vụ tra cứu thông tin 88

Hình 3.31 Tra cứu biểu đồ phụ tải 88

Hình 3.32 Đăng ký dịch vụ điện 89

Hình 3.33 Đăng ký dịch vụ khác 89

Hình 3.34 Quản lý tài khoản 90

Hình 3.35 Một số dạng topo cơ bản của lưới điện 93

Hình 3.36 Một ví dụ về việc chọn vị trí đặt PMU để phát hiện lỗi Topo 94

Hình 3.37 Ví dụ về giải thuật dành cho rờ-le bảo vệ mất đồng bộ tự thích nghi sử dụng PMU 95

Hình 3.38 PMU bổ sung thêm thông số ngõ vào và từ nhiều vị trí khác, mở rộng khả năng điều khiển rờ-le trên diện rộng 96

Hình 3.39 Ví dụ về mô hình lưới điện microgrid 96

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN i

TÓM TẮT ii

ABSTRACT iii

LỜI CAM ĐOAN iv

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT v

DANH MỤC CÁC BẢNG, HÌNH ẢNH vii

MỤC LỤC x

CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP HCM VÀ CÁC YÊU CẦU XÂY DỰNG HỆ THỐNG SCADA, AMR/AMI/MDMS VÀ PMU 1

1.1 Quy mô lưới điện Khu vực TPHCM 1

1.2.1 Hiện trạng hệ thống SCADA TP HCM 1

1.2.2 Hiện trạng công nghệ trong đo đếm điện năng tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC) 3

1.2.3 Hiện trạng ứng dụng đơn vị đo pha (Phasor Measurement Units (PMU)) tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC) 7

1.3 Nhu cầu cần thiết xây dựng SCADA, AMR và PMU 8

1.3.1 Hệ thống SCADA 8

1.3.2 Hệ thống AMI 10

1.3.3 Thiết bị đo pha (PMU) 11

1.4 Kết luận 12

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ KỸ THUẬT CỦA HỆ CỦA HỆ THỐNG SCADA, AMI, PMU 13

2.1 Hệ thống SCADA 13

2.1.1 Tổng quan 13

2.1.2 Cấu trúc 14

2.1.3 Chức năng 19

2.1.3.1 Chức năng thu nhập dữ liệu (Data acquisition) 20

2.1.3.2 Chức năng chỉ thị trạng thái (Status indications) 21

2.1.3.3 Chức năng đo lường 21

2.1.3.4 Chức năng giao tiếp người máy 22

2.1.3.5 Chức năng giám sát và báo cáo (Monitoring and event reporting) 22

2.1.3.6 Chức năng điều khiển 24

2.1.3.7 Chức năng tính toán 24

2.1.4 Hệ thống Mini-SCADA/DMS đang triển khai tại EVNHCMC 25

2.2 Hệ thống AMR/AMI 29

2.2.1 Tổng quan 29

2.2.2 Cấu trúc 31

2.2.3 Chức năng 34

2.3 Thiết bị đo pha (PMU) 36

2.3.1 Cấu tạo 36

2.3.2 Các ứng dụng của PMU 37

2.3.3 Hoạt động 37

CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT, MÔ PHỎNG VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN TRUNG, HẠ THẾ 48

3.1 Hiện trạng lưới điện Tổng công ty Điện lực TPHCM đang xây dựng: 48

3.1.1 Hệ thống SCADA, MINI-SCADA, DAS 49

3.1.2 Hệ thống AMI 50

3.1.2.1 Phương thức truyền sóng 50

3.1.2.2 Giao thức truyền thông 55

3.1.2.3 Giải pháp thu thập dữ liệu 59

3.1.2.4 Hệ thống HES đa năng 66

3.1.2.5 Đánh giá 66

3.1.3 Thiết bị phasor measurement unit (PMU) 66

3.1.3.1 Thiết bị PMU 66

3.1.3.2 Ứng dụng hệ thống PMU trong vận hành lưới điện: 68

3.2 Đề xuất giải pháp, mô phỏng và đánh giá giải pháp trong vận hành hệ thống điện 71

3.2.1 Giải pháp ứng dụng AMI để hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm

soát hệ thống điện phân phối 71

3.2.1.1 Cấu trúc mô phỏng của hệ thống đo lường và kiểm soát với AMI 71

3.2.1.2 Đánh giá hiệu quả 76

3.2.2 Sử dụng phần mềm HES cho hệ thống AMI và ứng dụng truyền thông đa phương tiện với AMI tạo kênh thông tin đến khách hàng 76

3.2.2.1 Mô phỏng ứng dụng 77

3.2.2.2 Đánh giá hiệu quả 91

3.2.3 Lắp đặt thiết bị đo pha (PMU) để giám sát lưới điên 110kV tại Tổng công ty Điện lực TPHCM 92

3.2.3.1 Mục đích 92

3.2.3.2 Đáng giá khả năng áp dung vào lưới điện 97

CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN 98

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 100

CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP

HCM VÀ CÁC YÊU CẦU XÂY DỰNG HỆ THỐNG SCADA,

AMR/AMI/MDMS VÀ PMU

1.1 Quy mô lưới điện Khu vực TPHCM

Lưới điện truyền tải do Tổng công ty Điện lực TP HCM quản lý có các cấp điện áp 220kV và 110kV Tính đến cuối năm 2018, Tổng công ty Điện lực TP HCM quản lý gồm: 5 trạm 220110kV với tổng dung lượng 2.500MVA và 63 trạm 110/22 kV với tổng dung lượng 6.677 MVA, cùng với hệ thống các đường dây cao thế và cáp ngầm kết nối các trạm điện với nhau, đảm bảo khả năng cung cấp điện an toàn tin cậy trong điều kiện bình thường cũng như khi sự cố 1 đường dây hoặc 1 máy biến thế

Lưới điện phân phối khu vực TP HCM hiện có cấp điện áp trung thế là 22kV Đến cuối năm 2018 có tổng chiều dài đường dây 22kV là: 7.155 km và đường dây 0,4kV là: 12.784 km Trên lưới điện có 28.166 trạm biến thế tổng dung lượng 13.230 MVA, 1.339 Recloser, 1.019 LBS, 3049 RMU.Trên 90% các tuyến trung thế có khả năng kết nối mạch vòng đảm bảo khả năng chuyển tải khi sự cố hoặc khi cần cô lập 1 đoạn đường dây để công tác

1.2 Hiện trạng lưới điện

1.2.1 Hiện trạng hệ thống SCADA TP HCM

Hệ thống SCADA lưới điện TP HCM là Hệ thống SCADA đầu tiên tại Việt Nam, do Công ty ABB Thụy điển cung cấp lắp đặt từ năm 1990 Bao gồm hệ thống SCADA trung tâm và hệ thống SCADA tại các trạm Hệ thống có đầy đủ các chức năng giám sát, thu thập số liệu trạng thái lưới điện và điều khiển xa các thiết bị đóng cắt tại trạm

Sau hơn 20 năm vận hành hệ thống SCADA này đã trở nên lạc hậu, không

đủ khả năng đáp ứng số lượng trạm ngày càng tăng và hoạt động thiếu tin cậy thường xuyên bị hư hỏng Vào cuối năm 2013 các kỹ sư SCADA tại Trung tâm Điều độ HTĐ đã nghiên cứu thay thế thành công hệ thống SCADA trung tâm của ABB bằng hệ thống SCADA của hãng Survalent ( Canada )

Hiện tại hệ thống SCADA đang thu thập và có khả năng điều khiển xa 53 trạm trung gian, 15 trạm ngắt và 1.180 Recloser trên lưới điện TPHCM

Hình 1.1 Mô hình hệ thống SCADA lưới điện TP HCM

Hình 1.2 Cấu trúc hệ thống SCADA lưới điện TP HCM

1.2.2 Hiện trạng công nghệ trong đo đếm điện năng tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC)

Trong hoạt động phân phối và kinh doanh điện, bên cạnh cơ sở hạ tầng phục

vụ cung cấp điện như đường dây, máy biến áp, thiết bị đóng cắt … thì không thể thiếu vai trò của các hệ thống đo đếm điện năng (gọi chung là điện kế) đối với việc xác định sản lượng điện năng mua bán Độ chính xác, tin cậy và ổn định trong vận hành của các hệ thống đo đếm điện năng có ý nghĩa quan trọng trong việc bảo đảm quyền lợi cho cả bên mua và bên bán theo như thỏa thuận trong hợp đồng Đặc biệt, với 99% doanh thu là từ kinh doanh bán điện thì hệ thống đo đếm điện năng càng trở nên quan trọng trong việc xác định đúng và đủ doanh thu, bảo đảm hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp

Trong thời gian qua, công nghệ sản xuất điện kế không ngừng được cải tiến nhằm nâng cao độ chính xác trong đo đếm và tiện lợi hơn trong quá trình lắp đặt, sử dụng Đặc biệt trong những năm gần đây, công nghệ sản xuất điện kế đã có sự phát triển vượt bậc khi chuyển đổi mạnh từ các chủng loại điện kế cơ khí truyền thống

sang điện kế điện tử So sánh với điện kế cơ, điện kế điện tử có các ưu điểm vượt

trội như: có cấp chính xác cao hơn (cấp chính xác thông thường là ± 0,5% so với cấp chính xác của điện kế cơ là ± 2%); hoạt động tin cậy, ổn định; kết cấu nhỏ gọn, thuận tiện trong việc lắp đặt; có khả năng mở rộng và tích hợp thêm các module rời nhằm bổ sung các tiện ích riêng theo nhu cầu của người sử dụng; đo đếm đa chức năng và đặc biệt là có các cổng giao tiếp dữ liệu cho phép kết nối vào các hệ thống thu thập dữ liệu tự động từ xa qua các mạng truyền dẫn phổ biến như RF, PSTN, PLC, GSM, GPRS, CDMA, 3G, Wifi …

Ngoài ra, trước tình trạng lấy cắp điện đang ngày càng trở nên tinh vi khó phát hiện và chưa được đẩy lùi thì khả năng chống các hình thức vi phạm sử dụng của điện kế điện tử được coi là một trong những giải pháp hiệu quả để ngăn chặn các hành vi vi phạm sử dụng điện cũng như góp phần giảm tổn thất điện năng

Nhận thấy được các ưu điểm và tiện ích của điện kế điện tử, EVNHCMC là

một trong những đơn vị tiên phong thử nghiệm và ứng dụng điện kế điện tử trong

hoạt động sản xuất kinh doanh từ rất sớm Tính đến đầu năm 2013, EVNHCMC đã

trang bị được khoảng 350.000 điện kế điện tử, chiếm 18% trong tổng số 1.900.000

điện kế đang vận hành trên lưới điện Số lượng điện kế điện tử này đã góp phần không nhỏ cho EVNHCMC trong việc nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, tăng năng suất lao động và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng

Trước năm 2003, công tác ghi chỉ số điện kế tại EVNHCMC được thực hiện theo quy trình thủ công mà không có các phương tiện, thiết bị hỗ trợ Theo đó, định

kỳ hàng tháng, nhân viên ghi điện phải đến tận nơi lắp đặt điện kế, đọc chỉ số bằng mắt và ghi chép dữ liệu vào sổ ghi điện Sau khi về trụ sở Điện lực, nhân viên sẽ nhập tay chỉ số điện kế ghi nhận được vào máy tính để làm cơ sở tính toán lượng điện năng khách hàng đã tiêu thụ và số tiền phải thanh toán Quy trình này có nhiều hạn chế và nhược điểm như:

- Năng suất thấp dẫn đến áp lực về nhân công khi số lượng khách hàng ngày càng tăng

- Nhiều sai sót khách quan cũng như chủ quan trong quá trình ghi nhận chỉ

số và nhập liệu vào máy tính

- Bất tiện cho khách hàng khi phải có mặt ở nhà vào thời điểm ghi chỉ số do hầu hết điện kế tại TP.HCM đều được lắp đặt trong nhà

- Nhiều trường hợp không ghi được chỉ số điện kế do khách hàng vắng nhà,

đi làm … dẫn đến việc phải tính phỏng định, không chính xác

- Khách hàng không được thông báo lượng điện năng tiêu thụ và số tiền phải thanh toán sau khi nhân viên ghi chỉ số điện kế

Do đó, bên cạnh đầu tư trang bị điện kế điện tử thì EVNHCMC đã xác định nhiệm vụ khác không kém phần quan trọng trong mục tiêu hiện đại hóa hệ thống điện năng là phải từng bước tự động hóa công tác ghi chỉ số điện kế thông qua việc ứng dụng các giải pháp thu thập chỉ số điện kế từ xa (gọi tắt là AMR: Automatic Meter Reading) Tính đến nay, EVNHCMC đã triển khai ứng dụng một số giải pháp sau:

a Giải pháp thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ sóng RF (radio frequency) thông qua máy tính cầm tay HHC (Hand-held computer)

Với số lượng khách hàng quản lý khá lớn, việc ứng dụng các giải pháp AMR hoàn toàn tự động đòi hỏi nguồn vốn đầu tư lớn và phức tạp về mặt kỹ thuật nên từ năm 2004 EVNHCMC đã quyết định lựa chọn giải pháp đọc chỉ số bán tự động bằng công nghệ truyền dữ liệu qua sóng RF thông qua việc trang bị đồng bộ chủng loại điện kế điện tử có bộ thu phát RF và máy tính cầm tay để thu thập số liệu Với giải pháp này, nhân viên ghi điện không cần phải đến vị trí lắp đặt điện kế để đọc chỉ số bằng quy trình thủ công như trước mà chỉ cần thao tác trên máy tính cầm tay

để tự động thu thập dữ liệu từ xa các điện kế trong bán kính 25 ÷ 50m Sau khi hoàn tất việc thu thập chỉ số điện kế theo lộ trình được giao, nhân viên ghi điện sẽ mang HHC về đơn vị, kết nối với máy tính để xuất dữ liệu thu nhận được phục vụ cho việc tính toán hóa đơn tiền điện thay cho thao tác nhập liệu thủ công như trước đây Các thông số kỹ thuật cơ bản của giải pháp này như sau:

Hình 1.3 Nguyên lý thu thập dữ liệu từ xa bằng sóng RF

So với phương pháp ghi chỉ số thủ công, giải pháp đọc chỉ số từ xa bằng HHC này có những ưu điểm như sau:

- Năng suất lao động cao, giúp giảm nhân công trong công tác ghi chỉ số

- Thu thập chỉ số chính xác, loại trừ được các sai sót khách quan cũng như chủ quan từ nhân viên ghi điện

- Không gây phiền hà cho khách hàng (nhân viên ghi điện không phải vào nhà khách hàng như trước)

◼ Bán kính phát sóng:

50m (không có vật cản) và 25m (có vật cản như tường dày 20cm)

- Khách hàng được thông báo ngay lượng điện năng tiêu thụ và số tiền điện

sẽ phải thanh toán

- Giá thành đầu tư phù hợp

Tính đến đầu năm 2013, EVNHCMC đã lắp đặt được hơn 300.000 điện kế RF

và đã trang bị 300 bộ HHC cùng với máy in cho nhân viên ghi điện trong toàn Tổng công ty Có thể nói giải pháp này đã phát huy hiệu quả hết sức tích cực trong thời gian vừa qua, tạo được bước chuyển mạnh mẽ đối với mục tiêu tự động hóa trong công tác kinh doanh điện năng

b Giải pháp thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua mạng cáp quang, mạng viễn thông GSM và CDMA (thí điểm)

Thực hiện chương trình nghiên cứu phụ tải thuộc dự án DSM giai đoạn 2 của EVN, EVNHCMC đã triển khai hệ thống AMR thành phần trên địa bàn TP.HCM

Hệ thống này bao gồm phần mềm lõi để thu thập, quản lý và phân tích dữ liệu của hãng ITRON và 233 điện kế điện tử được lắp đặt modem GSM để truyền dữ liệu tự động từ xa trên hạ tầng mạng viễn thông GSM

Hình 1.4 Mô hình thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua mạng

cáp quang, mạng viễn thông GSM

So sánh với giải pháp thu thập dữ liệu bằng công nghệ RF thì giải pháp này có

ưu điểm là:

- Đọc và truyền chỉ số tự động hoàn toàn

- Theo dõi tình hình sử dụng điện của khách hàng theo thời gian thực

- Tích hợp với các module phần mềm khác để phân tích dữ liệu sử dụng điện, dự báo phụ tải …

Ngoài ra, trong năm 2011, EVNHCMC đã triển khai thí điểm thêm nhiều giải pháp tự động thu thập dữ liệu từ xa qua mạng cáp quang, mạng CDMA như:

- Ứng dụng giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua mạng cáp quang: thực hiện tại 35 trạm 110kV với 550 điểm đo

- Ứng dụng thí điểm giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua mạng CDMA: thực hiện tại các điểm đo ranh giới nội bộ, trạm khách hàng và trạm công cộng với tổng cộng 250 điểm đo

- Ứng dụng giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua bộ tập trung dữ liệu (concentrator) kết hợp với mạng CDMA: thực hiện tại một số khu vực tập trung khách hàng thắp sáng sinh hoạt sử dụng điện kế RF với tổng số 200

bộ tập trung dữ liệu

Hình 1.5 Mô hình thu thập dữ liệu từ xa qua bộ tập trung dữ liệu

1.2.3 Hiện trạng ứng dụng đơn vị đo pha (Phasor Measurement Units (PMU)) tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC)

Các đơn vị đo Pha (PMU) được sử dụng để theo dõi, bảo vệ và kiểm soát các lưới thông minh Chúng đo một số lượng vật lý dựa trên điện áp lấy mẫu và dạng sóng hiện tại Phép đo được đồng bộ hóa với Giờ Quốc tế Phối hợp (UTC) sử dụng

tín hiệu thời gian được lấy từ Hệ thống Định vị Toàn cầu (GPS) Hệ thống Vệ tinh Điều hướng Toàn cầu khác Hiệu suất nhất quán của PMU, được cài đặt, vận hành

và duy trì bởi các thực thể khác nhau, là cơ sở để triển khai thành công PMU và là một hoạt động nghiên cứu và phát triển đang diễn ra khi ngành công nghiệp điện chuyển từ công nghệ lưới điện truyền thống sang hiện đại Nó đạt được bằng cách đảm bảo sự phù hợp với các tiêu chuẩn tài liệu xác định các yêu cầu đo lường cho PMU và thông qua truy xuất của các phép đo tương ứng với hệ đơn vị quốc tế (SI)

Với sự ra đời của các đơn vị đo Pha thời gian thực (PMU), các phép đo phasor đồng bộ có thể cho phép giám sát các hiện tượng động Các thiết bị đầu cuối PMU được lắp đặt trong các nút thích hợp của hệ thống điện cho phép tăng dung lượng truyền tải Ngoài ra nó cải thiện an toàn hoạt động của hệ thống điện Hiệu suất đo lường tốt hơn và hệ thống dữ liệu rộng để theo dõi và vận hành hệ thống điện cung cấp cho nhà điều hành thông số pha trong thời gian thực phục vụ cho việc vận hàng và giri pháp khắc phục sự cố

Đây là vấn đề mới, Tổng công ty Điện lực TP.HCM chưa có các đề tài nghiêng cứu ứng dụng

1.3 Nhu cầu cần thiết xây dựng SCADA, AMR và PMU

ty đang thực hiện với hãng Alstom (Pháp)

Đây là một hệ thống SCADA/DMS có nhiều tính năng nổi trội hơn so với hệ thống SCADA hiện hữu

Hệ thống có một màn hình lớn kích thước 2x6m để có thể trình bày toàn cảnh hệ thống lưới điện TP HCM

Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống thông tin địa lý (GIS) của Tổng công ty để thu thập các số liệu lưới điện và hiển thị các thông số vận hành lưới điện trên nền bản đồ

Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống quản lý mất điện (OMS) để bổ sung cung cấp các số liệu mất điện từ lưới trung thế, cho phép giám sát tình hình mất điện đến cà các khách hàng hạ thế Cho phép tính các chỉ số tin cậy cung cấp điện SAIDI, SAIFI trên lưới điện

Hệ thống có khả năng chia sẻ các consol để các Công ty Điện lực có thể cùng theo dõi giám sát lưới điện tại đơn vị mình và đồng thời có khả năng cung cấp một giao diện Web về tình hình vận hành lưới điện

Hình 1.6 Mô hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP HCM (đang xây

dựng)

tế, hành lang pháp lý và trình độ của nguồn lực lao động

Từ năm 2000, các đơn vị đã bắt đầu nghiên cứu, áp dụng công tơ điện tử và các công nghệ thu thập dữ liệu công tơ từ xa trong các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện Tuy nhiên, do hạ tầng công nghệ thông tin – viễn thông lúc bấy giờ chưa đáp ứng, khả năng nguồn lực còn hạn chế nên khó khăn trong đầu tư, việc áp dụng công tơ điện tử và thu thập dữ liệu đo đếm từ xa trong hệ thống điện chỉ ở mức quy mô nhỏ, chủ yếu tập trung ở các nhà máy điện và một số trạm biến áp truyền tải Trong những năm gần đây, trước sự phát triển mạnh mẽ về hạ tầng công nghệ thông tin và viễn thông, việc triển khai thu thập dữ liệu đo đếm từ xa đã trở nên dễ dàng và thuận lợi, nhu cầu mở rộng hiện đại hóa hệ thống đo đếm để tăng cường giám sát và quản lý phụ tải phục vụ điều hành sản xuất, kinh doanh điện năng, tăng năng suất lao động, sử dụng năng lượng tiết kiệm, hiệu quả và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng ngày càng trở nên bức thiết

Do đó sự cần thiết xây dựng Hệ thống AIM là nhằm đáp ứng các yêu cầu sau: Thực hiện thị trường bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh theo lộ trình đã được phê duyệt tại Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08/11/2013 của TTg cũng như Quyết định 6463/QĐ-BCT ngày 22/7/2014 của Bộ Công thương về phê duyệt thiết

kế tổng thể Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam

Thực hiện điều hành cung ứng điện, giảm thiểu thiệt hại do cắt điện, xác định tổn thất điện năng nhanh và chính xác để nhanh chóng tìm ra nguyên nhân và đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm giảm tổn thất điện năng

Hiện đại hóa hệ thống đo đếm điện năng và thu thập số liệu đo đếm từ xa nhằm đáp ứng các yêu cầu quản lý phụ tải và quản lý vận hành hệ thống điện tốt hơn và cũng đồng nghĩa với việc từng bước nâng cao hiệu quả trong cung ứng và sử dụng điện

Nâng cao năng suất lao động trong khâu quản lý vận hành hệ thống đo đếm và ghi chỉ số công tơ, đồng thời kiểm soát được nhanh chóng và chính xác sản lượng điện sản xuất và kinh doanh, nhằm cải thiện hiệu quả hoạt động sản xuất, kinh doanh

Nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng Cung cấp cho khách hàng phương tiện theo dõi trực tiếp tình hình sử dụng điện, giúp khách hàng kiểm soát được lượng điện tiêu thụ để có giải pháp sử dụng điện năng tiết kiệm và hiệu quả, đảm bảo tính khách quan, minh bạch trong mua bán điện với khách hàng

1.3.3 Thiết bị đo pha (PMU)

Đã có nhiều nghiên cứu về công nghệ Synchrophasor về những tiềm năng lợi ích nhưng hầu hết chỉ tập trung vào việc giải quyết các vấn đề cục bộ hoặc liên kết như hiển thị diện rộng hoặc dự đoán sự cố mất điện Hiện nay, các đơn vị hàng đầu

về công nghệ điện đã nghiên cứu và sử dụng bộ đo lường pha (PMUs - Phasor Measurement Units) như một công cụ để xác định và giải quyết các vấn đề xảy ra hàng ngày của công tác vận hành cung cấp và phân phối điện nhằm giảm thiểu các

sự cố mất điện, phân phối hợp lý điện một cách tối đa

Khi lưới điện hoạt động, các đường dây tải điện sẽ có những điểm xuất hiện các nhiễu động bất thường Để có thể xác định đúng vị trí và nguyên nhân sẽ giúp

Trung tâm phân phối điện xử lý chính xác, giảm thiểu các sự cố tương tự cần có một hệ thống trung tâm xử lý dữ liệu tự động Lưới điện đã lắp đặt các trạm lưu trữ thông tin của hệ thống SCADA Nhưng SCADA chủ yếu chỉ có chức năng lưu trữ thông tin mà thiếu bước xử lý Hệ thống đồng bộ pha chính là bước cuối cùng để hoàn thiện lưới điện khi nắm bắt và xử lý các nhiễu động nhỏ nhất trên lưới điện Tuy nhiên phần mềm Synchro Wave không có khả năng xem lại các dữ liệu lịch sử Chính vì vậy việc phát triển một phần mềm để lưu trữ các dữ liệu dưới dạng

cơ sở dữ liệu Microsoft SQL bên cạnh ứng dụng phần mềm tùy chọn là PhasorView qua đó có thể hiển thị dữ liệu thực và quá khứ để nâng cấp xử lý các thông số về các

sự cố mất điện là rất cần thiết và quan trọng

Luận văn này, sẽ nghiên cứu và đề xuất các giải pháp để ứng dụng PMU vào vận hàng lưới điện TP.HCM

1.4 Kết luận

Khoa học công nghệ có vai trò rất quan trọng trong sự phát triển của một quốc gia, doanh nghiệp Khoa học công nghệ là động lực thúc đẩy sản xuất, dịch vụ phát triển, góp phần nâng cao năng suất lao động và khả năng cạnh tranh trên thị trường Doanh nghiệp biết ứng dụng khoa học công nghệ tiên tiến, hiện đại một cách hợp lý trong hoạt động của mình sẽ giúp doanh nghiệp phát triển bền vững trong xu thế hội nhập kinh tế quốc tế sâu rộng như hiện nay

Trong thời kỳ khoa học công nghệ phát triển mạnh mẽ như hiện nay, các doanh nghiệp cần thiết phải xây dựng định hướng đổi mới công nghệ để vừa đáp ứng yêu cầu trong hoạt động sản xuất kinh doanh trong tương lai vừa đảm bảo sử dụng hiệu quả các công nghệ đã được đầu tư Bên cạnh đó, việc xây dựng được định hướng đổi mới công nghệ sẽ giúp doanh nghiệp chủ động và nâng cao hiệu quả hoạt động của mình

Xuất phát từ tầm quan trọng trên và góp phần thực hiện nâng cao năng suất lao động, nâng cao chất lượng vận hành lưới điện và đáp ứng dịch vụ khách hàng, Tôi nhận thấy việc nghiên cứu đề tài “NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG HỆ THỐNG SCADA, AMI, PMU VÀ ĐỀ RA GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI DO TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM QUẢN LÝ” là hết sức cần thiết

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG SCADA, AMI, PMU 2.1 Hệ thống SCADA

2.1.1 Tổng quan

Hệ thống SCADA là hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (Supervisory Control And Data Acquisition-SCADA) Hệ thống SCADA tích hợp các hệ thống thu thập dữ liệu với các hệ thống truyền dữ liệu và các phần mềm giao tiếp người máy HMI để tạo ra một hệ thống điều khiển và giám sát cho các đầu vào

và ra của quá trình Hệ thống SCADA được thiết kế để thu thập các thông tin tại hiện trường, truyền dữ liệu tới một máy tính trung tâm và hiển thị các thông tin đó bằng hình ảnh hoặc văn bản, do đó cho phép người vận hành giám sát và điều khiển toàn bộ hệ thống tại một vị trí trong cùng một thời điểm

Hệ thống SCADA được hình thành và phát triển cùng với sự phát triển chung của các ngành công nghiệp khác như công nghiệp vi xử lý, viễn thông, tin học

Từ những năm đầu thập niên 70 nền công nghiệp các nước phát triển đi vào xu hướng tự động hóa Việc sản xuất thủ công được thay thế dần ở các xí nghiệp công nghiệp Bên cạnh đó ngành công nghệ thông tin, đặc biệt sự phát triển mạnh mẽ của lĩnh vực tin học - công nghệ phần mềm, các hệ thống tự động hóa điều khiển bằng chương trình cũng ra đời Với đặc điểm là một công cụ tự động hóa nó được ứng dụng rộng rãi trong nhiều lĩnh vực, từ việc quản lý điều khiển trong sản xuất công nghiệp, đến quản lý truyền tải và phân phối điện năng trong hệ thống điện rộng lớn Đối với các nhà máy và trạm biến áp của hệ thống điện, hệ thống SCADA được ứng dụng và triển khai từ đầu những năm 2000 tại các trạm biến áp 220kV, 500kV và các nhà máy điện công suất lớn

Để đáp ứng với khả năng phát triển chung của nền kinh tế, hệ thống điện đóng vai trò chủ đạo không những thúc đẩy nền kinh tế mà còn đảm bảo an ninh, chính trị, quốc phòng Vì vậy việc sử dụng SCADA trong hệ thống điện Việt Nam để đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, vận hành, xử lý tình huống một cách nhanh chóng để đáp ứng yêu cầu của nền kinh tế phát triển

2.1.2 Cấu trúc

Hệ thống SCADA bao gồm cả phần cứng và phần mềm Phần cứng điển hình bao gồm một máy chủ trung tâm MTU đặt tại trung tâm điều khiển, các thiết bị truyền thông (ví dụ như thiết bị phát thanh, đường truyền điện thoại, cáp, vệ tinh…) , và một hoặc nhiều các thiết bị giao tiếp dữ liệu trường, thông thường là các RTU hoặc PLC để giao tiếp với các thiết bị cảm biến và các cơ cấu chấp hành Máy chủ trung tâm MTU lưu trữ và xử lý thông tin từ các tín hiệu vào và ra của RTU/PLC trong khi RTU hoặc PLC điều khiển các quá trình tại hiện trường Khối truyền thông cho phép truyền thông tin và dữ liệu qua lại giữa MTU và các RTU hoặc các PLC Phần mềm được lập trình để thông báo cho hệ thống giám sát cái gì và khi nào giám sát, dải thông số nào là chấp nhận được, đáp ứng như thế nào khi các thông số vượt ra ngoài dải cho phép Một thiết bị thông minh IED, chẳng hạn như một rơle bảo vệ, nó có thể truyền thông trực tiếp lên trạm chủ SCADA, hoặc một RTU có thể thông qua các IED để thu thập dữ liệu và truyền lên trạm chủ SCADA Các IED cung cấp giao diện trực tiếp để điều khiển và giám sát thiết bị và các cảm biến

Hình 2.1 Cấu trúc chung hệ thống SCADA

Hình 2.1 chỉ ra các thành phần và cấu trúc chung của hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển là nơi đặt máy chủ điều khiển MTU và các khối truyền thông Các thiết bị khác trong trung tâm điều khiển bao gồm màn hình giao diện HMI, các máy tính lập trình EWS, máy tính lưu trữ dữ liệu HIS, tất cả được kết nối với nhau bằng mạng LAN Trung tâm điều khiển thu thập và ghi lại thông tin được

thu thập bởi các khu vực hiện trường, hiển thị thông tin trên màn hình HMI, và có thể tạo ra những hành động dựa trên sự kiện được thu thập Trung tâm điều khiển cũng có trách nhiệm báo động, phân tích xu hướng, và báo cáo Các thiết bị tại hiện trường (RTU, PLC, IED) sẽ thực hiện điều khiển tại chỗ các cơ cấu chấp hành và giám sát các cảm biến Các thiết bị tại hiện trường (RTU, PLC, IED) thường được trang bị khả năng truy cập từ xa để cho phép nhân viên vận hành thường xuyên thực hiện chuẩn đoán và sửa chữa từ xa thông qua kết nối điện thoại hoặc mạng diện rộng WAN Các giao thức truyền thông tiêu chuẩn và độc quyền chạy trên truyền thông nối tiếp được sử dụng để truyền thông tin giữa trung tâm điều khiển và các thiết bị tại hiện trường sử dụng công nghệ truyền đi xa như đường dây điện thoại, cáp, sóng vô tuyến, sóng viba và vệ tinh

Hình 2.2 Các cấu trúc truyền thông cơ bản hệ thống SCADA

Cấu trúc truyền thông MTU- RTU/PLC biến đổi khác nhau giữa các sự thi hành Hình 2.1 chỉ ra các cấu trúc khác nhau được sử dụng bao gồm cấu trúc điểm tới điểm (point -to - point), cấu trúc nối tiếp (series), cấu trúc nối tiếp sao (series- star), cấu trúc đa điểm (multi- drop) Cấu trúc kiểu điểm tới điểm về mặt chức năng

là đơn giản nhất tuy nhiên lại có chi phí tương đối tốn kém do việc phải sử dụng một kênh truyền cũng như các thiết bị thông tin liên lạc riêng biệt cho mỗi một đối

tượng Trong cấu trúc kiểu nối tiếp, các RTU/PLC có thể chia sẻ cùng một kênh liên lạc Nhưng điều đó sẽ làm ảnh hưởng đến hiệu quả cũng như tính linh hoạt trong hoạt động của hệ thống SCADA, số lượng đối tượng và phạm vi hoạt động bị hạn chế Tương tự như nhau, cấu trúc nối tiếp – sao và cấu trúc đa điểm sử dụng một kênh truyền trên thiết bị, kết quả là làm giảm sự hiệu quả và tăng sự phức tạp của hệ thống

Bốn cấu trúc cơ bản thể hiện trong hình 2.2 có thể được mở rộng bằng cách sử dụng các thiết bị truyền thông chuyên dụng để quản lý trao đổi thông tin Các hệ thống SCADA lớn bao gồm hàng trăm RTU/PLC, thường sử dụng các MTU phụ để giảm tải cho MTU chính Loại cấu trúc này được chỉ ra trong hình 2.3

Hình 2.3 Cấu trúc truyền thông hệ thống SCADA lớn

Hình 2.4 Ví dụ về một hệ thống SCADA

Hình 2.4 giới thiệu một ví dụ hệ thống SCADA Hệ thống SCADA này bao gồm một trung tâm điều khiển chính và ba khu vực hiện trường Một trung tâm điều khiển sao lưu thứ hai cung cấp dự phòng trong trường hợp có sự cố trung tâm điều khiển chính Kết nối điểm tới điểm được sử dụng cho tất cả các trung tâm điều khiển để truyền thông với khu vực hiện trường, với hai kết nối sử dụng trạm thu phát sóng từ xa Khu hực hiện trường thứ ba giao tiếp với trung tâm điều khiển thông qua mạng truyền thông diện rộng WAN Một trung tâm điều khiển khu vực đặt trên trung tâm điều khiển chính cho một mức độ cao hơn của điều khiển giám sát Mạng công ty có quyền truy cập vào tất cả các trung tâm điều khiển thông qua mạng WAN, và khu vực hiện trường có thể được truy cập từ xa cho hoạt động xử lý

sự cố và bảo dưỡng Trung tâm điều khiển chính thu thập dữ liệu thông qua các thiết bị trường trong khoảng thời gian xác định (ví dụ như 5s, 60s,…) và có thể gửi các giá trị đặt mới tới thiết bị trường

Hình 2.5 Một số kênh liên lạc trong hệ thống SCADA

Kênh liên lạc chính là đường dẫn để hai đối tượng có thể trao đổi thông tin và

dữ liệu Hình 2.5 mô tả một số kênh thông tin liên lạc sử dụng trong hệ thống SCADA:

- Mạng điện thoại công cộng: Đây là mạng quay số được cung cấp bởi các công ty điện thoại, có thể dùng truyền tải giọng nói và số liệu Kênh liên lạc này được sử dụng khi mà thời gian liên lạc thông tin ngắn, không liên tục, hoặc đây là giải pháp thành lập đường truyền dự phòng cho hệ thống

- Kênh truyền chuyên dụng (Leased line): Leased line được cung cấp bởi các công

ty điện thoại Đây là kênh truyền thuê bao riêng cho mạng, có thể sử dụng 24/24 giờ trong ngày Kênh truyền này chỉ có thể truyền tín hiệu dưới dạng analog Đường truyền tiêu chuẩn có tốc độ 28800 bps (bit per seconds)

- Sử dụng đường truyền số: Đây là giải pháp nâng cấp của kênh truyền Leased line nói trên, được cải tiến với kỹ thuật truyền tải tín hiệu số Kênh truyền này

được lựa chọn khi cần truyền một lượng rất lớn số liệu Tốc độ truyền có thể đạt 2,4 kbps; 4,8 kbps; 9,6 kbps; 19,2 kbps; 38,4 kbps và 57,6 kbps

- Kênh viba (Microwave): Đường truyền này có thể truyền tín hiệu với khoảng cách rất lớn với điều kiện nơi thu và phát phải không bị chướng ngại vật cao ngăn cách Tuy nhiên, kênh truyền này gặp nhiễu lớn khi có thời tiết xấu (sương

độ cao và độ tin cậy lớn

Một hệ thống SCADA có thể sử dụng hai (hoặc nhiều hơn nữa) kênh thông tin liên lạc nhằm mục đích cung cấp khả năng dự phòng trong trường hợp kênh liên lạc chính bị hỏng Đối với hệ thống SCADA lớn áp dụng cho lưới điện 220kV, 500kV sử dụng cả cấu trúc dự phòng (redunDASnt) đối với trung tâm điều khiển Trong trường hợp trung tâm điều khiển chính gặp hỏng hóc, trung tâm dự phòng sẽ nắm quyền kiểm soát hệ thống bởi nó vẫn luôn cập nhật thông tin về các đối tượng song song với trung tâm chính Khi trung tâm dự phòng hoạt động ở chế độ “lắng nghe” (listen), nó sẽ tiếp nhận tất cả các thông tin trao đổi theo cả hai chiều Nếu không tự động nhận được lượng thông tin này, nó sẽ phải thực hiện các lệnh quét để cập nhật cơ sở dữ liệu của các đối tượng trạm (nhà máy điện, trạm biến áp )

2.1.3 Chức năng

Hệ thống SCADA thực hiện chức năng thu thập dữ liệu từ xa, các số liệu về sản lượng, các thông số vận hành ở các trạm biến áp thông qua đường truyền số liệu được truyền về trung tâm, lưu trữ ở hệ thống máy tính chủ và dùng các cơ sở số liệu đó để cung cấp những dịch vụ về điều khiển giám sát hệ thống điện Thông thường một hệ thống SCADA trong hệ thống điện có các chức năng tùy thuộc vào

yêu cầu cụ thể của một dự án và lĩnh vực hoạt động Phần sau đây chỉ trình bày những chức năng cơ bản và mang tính phổ biến được áp dụng đối với hệ thống điện

2.1.3.1 Chức năng thu nhập dữ liệu (Data acquisition)

Hình 2.6 Chức năng thu thập dữ liệu

Với SCADA, những thông tin cơ bản của hệ thống tại các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng được thu nhập tự động bởi các thiết bị đặt tại hiện trường và các thiết bị điều khiển được đặt tại các trung tâm điều khiển hoặc dữ liệu cũng có thể là truy nhập thủ công bởi nhân viên vận hành thu thập qua hệ thống máy fax, điện thoại, cũng có thể là dữ liệu được tính toán

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

- Dữ liệu trạng thái: trạng thái các máy cắt, Dao cách ly, Dao tiếp địa, các khoá điều khiển từ xa/tại chỗ v.v Các cảnh báo của các bảo vệ

- Dữ liệu tương tự: Công suất tác dụng MW, phản kháng MVAr, điện áp, dòng điện, vị trí nấc biến áp v.v

- Dữ liệu tích luỹ theo thời gian: Điện năng kWh, kVArh v.v

2.1.3.2 Chức năng chỉ thị trạng thái (Status indications)

Hình 2.7 Chức năng chỉ thị trạng thái

Trạng thái của các thiết bị tại hiện trường, tín hiệu cảnh báo và các loại tín hiệu khác được gọi là các chỉ thị trạng thái Các trạng thái của thiết bị có thể được hiển thị trực quan trên sơ đồ nhất thứ: các thông tin chỉ trạng thái của các thiết bị chuyển mạch, các cảnh báo nếu có trên các thiết bị, tình trạng làm việc của thiết bị (mang điện, không mang điện, tiếp đất, quá tải v.v.)

Các tín hiệu chỉ thị trạng thái này được kết nối đến các board kỹ thuật số đầu vào (digital input) của các RTU Thông thường có cả loại tín hiệu một bit (single bit) và tín hiệu 2 bit (double bit)

2.1.3.3 Chức năng đo lường

Các giá trị đo lường của các loại tín hiệu đầu vào khác nhau được thu nhập bởi các RTU Thường có hai loại giá trị đo lường chủ yếu là:

- Giá trị tương tự (analog), được biến đổi thông qua các bộ biến đổi Tương tự/ Số (A/D) để chuyển đổi thành dạng số

- Giá trị đo lường dạng số

Hình 2.8 Đo lường giá trị tương tự

Các giá trị dạng số sẽ được truyền về trung tâm điều khiển trong mỗi một chu kì quét của RTU đối với các board analog đầu vào

Các giá trị đo lường được sử dụng để thiết lập các báo dưới dạng các đồ thị Ví dụ như biểu đồ công suất, dòng điện của các lộ đường dây trong ngày Ngoài ra, các giá trị đo lường cũng thường được kết hợp với các thuật toán khác nhau để thực hiện các phép ngoại suy, ví dụ phục vụ cho việc dự báo phụ tải cho công tác điều

độ

2.1.3.4 Chức năng giao tiếp người máy

Các sơ đồ một sợi hệ thống, nhất thứ của nhà máy hay trạm biến áp, sơ đồ hệ thống một chiều, các tín hiệu trạng thái online … được thể hiện rõ ràng trên màn hình đồ họa giúp nhân viên vận hành dễ dàng thực hiện các thao tác phục vụ điều hành lưới điện hoặc truy suất các dữ liệu cần thiết

2.1.3.5 Chức năng giám sát và báo cáo (Monitoring and event reporting)

Với SCADA, các dữ liệu quá trình thu nhập được sẽ thường xuyên được giám sát tự động để đảm bảo các thông số hệ thống như điện áp, dòng điện… nằm trong phạm vi cho phép Các giá trị đo lường được giám sát để phục vụ cho việc báo cáo cũng như thiết lập các bản ghi phục vụ cho việc phân tích sự cố

Các giá trị chỉ thị trạng thái được giám sát để theo dõi kịp mọi sự thay đổi của hệ thống, đôi khi chúng được gán nhãn thời gian bởi các RTU Các sự thay đổi trạng thái và giá trị đo lường này sẽ được tổng hợp thành các báo cáo để phục vụ cho việc điều hành hệ thống điện

Hình 2.9 Cơ sở dữ liệu phục vụ cho tính toán

Các báo cáo được lập theo định kỳ hoặc theo yêu cầu Thông thường có các loại báo cáo như sau:

- Báo cáo dữ liệu quá khứ (Historical Data report)

- Báo cáo in ra các đồ thị (Plotting of curver)

- Báo cáo về trạng thái (Status report)

- Báo cáo về đo lường (Measurement report)

* Giám sát trạng thái và cảnh báo

Mỗi một trạng thái chỉ thị của các phần tử sẽ được so sánh với các giá trị trước đó đã được lưu trong cơ sở dữ liệu (của hệ thống SCADA) Các trạng thái này thường được đối chiếu với trạng thái chuẩn hay là trạng thái thông thường, từ đó có thể cung cấp cho các kỹ sư điều hành các cảnh báo về trạng thái bất bình thường của hệ thống

* Giám sát giới hạn đo lường

Mỗi giá trị đo lường thường được giám sát và so sánh với giá trị giới hạn Các giá trị giới hạn này có thể được xác định theo các cách khác nhau tuỳ thuộc vào các điểm đo và có thể được thay đổi bởi người điều hành hệ thống thông qua các

giao diện người- máy Khi các giá trị giới hạn được thay đổi từ xa, các giá trị mới sẽ được truyền đến các RTU tại trạm thông qua các kênh liên lạc SCADA

2.1.3.6 Chức năng điều khiển

Chức năng điều khiển được phân ra làm bốn nhóm chính: Điều khiển các thiết bị riêng biệt; Thông báo điều khiển; Dãy điều khiển; Điều khiển tự động

* Điều khiển các thiết bị riêng biệt

Chức năng này thực hiện các lệnh ON/OFF, START/STOP hoặc TRIP/CLOSE để điều khiển các thiết bị như máy phát điện, máy cắt, Dao cách ly, Dao tiếp địa…

* Thông báo điều khiển

Việc truyền các thông báo để điều khiển các thiết bị bao gồm có chức năng TĂNG/GIẢM và điều chỉnh các giá trị đặt (Set point)

* Chuỗi điều khiển

Chuỗi điều khiển là chức năng thực hiện một loạt các lệnh điều khiển riêng biệt có tương quan với nhau Chức năng chuỗi điều khiển được thiết kế nhằm cho phép thực hiện các lệnh điều khiển theo một nhiệm vụ nào đó đã được định trước, bao gồm có cả việc kiểm tra logic và độ trễ về thời gian Thông thường, kỹ sư vận hành chỉ cần phát ra một lệnh điều khiển để khởi động cho một chuỗi điều khiển

Chuỗi điều khiển có thể được dùng trong các trường hợp:

- Đóng/Cắt một lộ đường dây với một chuỗi các lệnh điều khiển đối với máy cắt và Dao cách ly

- Khôi phục phương thức của một thanh cái

- Một loạt các lệnh Đóng/Cắt đối với máy cắt để điều khiển san tải hoặc khôi phục phụ tải sau sự cố …

- Công suất (tác dụng và phản kháng)

- Dòng điện

- Hệ số công suất

- Công việc tính toán được thực hiện theo thời gian thực và theo chu kỳ

2.1.4 Hệ thống Mini-SCADA/DMS đang triển khai tại EVNHCMC

a Định hướng cho giải pháp công nghệ

Theo định hướng mà EVNHCMC đặt ra, đối với các lưới điện trung áp khu vực TP Hồ Chí Minh, việc phát triển sẽ được thực hiện theo mô hình Mini-SCADA/DMS/DAS Cụ thể nhằm các mục đích sau:

* Đồng bộ hóa trang thiết bị điều khiển hệ thống điện, từ đó có được cái nhìn toàn diện về toàn bộ hệ thống điện Việt Nam từ cấp siêu cao đến cấp hạ áp

* Trang bị nhận thức cho điều độ viên khả năng điều khiển hệ thống điện hiện đại, theo kịp với các nước tiên tiến

* Làm cho các phần tử của lưới điện được sử dụng hiệu quả hơn và do đó ngoài việc cải thiện được sự vận hành của hệ thống điện còn cho phép kết hợp được các nguồn vốn lớn của ngành đã đầu tư để tăng cường khả năng cung cấp của hệ thống điện

* Việc điều hành tốt hệ thống điện trên địa bàn các quận, huyện xuất phát từ Trung tâm Điều độ Hệ thống điện của Tổng công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh sẽ đem lại hiệu quả rõ rệt cho Tổng Công ty về mọi mặt: an toàn, kinh tế, liên tục và chất lượng điện năng

Hệ thống điều khiển xa giám sát các trạm biến áp có tính chất rất quan trọng trong công tác vận hành lưới điện Việc trang bị hệ thống điều khiển xa để kết nối các thiết bị đóng cắt trên lưới là cần thiết để nâng cao độ ổn định cung cấp điện, đồng thời giúp nhân viên vận hành phát hiện nhanh sự cố, xác định nhanh nguyên nhân gây sự cố, khôi phục nhanh sự cố nhằm giảm trị số SAIDI, SAIFI, MAIFI

b Mô hình tổng thể hệ thống Mini-SCADA/DMS/DAS trên lưới điện trung thế

Giải pháp cho lưới điện phân phối sẽ bao gồm việc xây dựng Phòng điều khiển trung tâm (phòng Điều Độ), và các tù Switch quang, các Modem 3G sẽ được

bố trí tại các thiết bị đóng cắt