Ứng dụng phần mềm SYS500 DMS600 để phân tích nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối tỉnh thừa thiên huế

Với việc đầu tư trang bị hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế, tìm hiểu hệ thống SCADA/DMS, làm chủ công nghệ là rất quan trọng, đặc biệt tập trung vào việc khai thác c

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ TRƯƠNG NGUYÊN HÙNG

ỨNG DỤNG PHẦM MỀM SYS500/DMS600 ĐỂ PHÂN TÍCH VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

TỈNH THỪA THIÊN HUẾ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ TRƯƠNG NGUYÊN HÙNG

ỨNG DỤNG PHẦM MỀM SYS500/DMS600 ĐỂ PHÂN TÍCH VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

TỈNH THỪA THIÊN HUẾ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số: 852.02.01

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS Lê Kim Hùng

Đà Nẵng - Năm 2019

MỤC LỤC

Trang phụ bìa

Lời cam đoan

Mục lục

Tóm tắt luận văn

Danh mục các chữ viết tắt

Danh mục các hình

Danh mục các bảng

MỞ ĐẦU

SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ 3

1.1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ 3

1.1.1 Phương thức truyền thông 4

1.1.2 Giao thức truyền thông 4

1.1.3 Thiết bị đầu cuối từ xa – R U (Remote Terminal Unit) 5

1.1.4 Thiết bị chính tại Phòng điều khiển trung tâm 6

1.1.5 Các phần mềm của hệ thống 7

1.1.6 Khả năng mở rộng của hệ thống SCADA 7

1.2 ĐÁNH GIÁ VIỆC KHAI THÁC HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ 7

1.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG 9

CHƯƠNG II: GIỚI THIỆU PHẦN MỀM SCADA/DMS VÀ TÌM HIỂU CÁC CHỨC NĂNG CHÍNH CỦA DMS 10

2.1 PHẦN MỀM SCADA 10

2.2 PHẦN MỀM DMS 24

2.2.1 Giao diện vận hành 24

2.2.2 Các chức năng chính 25

2.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG 36

CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH LĐPP THỪA THIÊN HUẾ 37

3.1 XÂY DỰNG CƠ SỞ DỮ LIỆU CHO PHẦN MỀM DMS 37

3.2 XÂY DỰNG LƯỚI ĐIỆN THỰC TẾ 46

3.3 PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH CƠ BẢN CỦA LƯỚI ĐIỆN THỪA THIÊN HUẾ 53

3.4TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH LƯỚI ĐIỆN TỈNH THỪA THIÊN HUẾ

3.4.1Quản lý cấu trúc lưới điện

3.4.2Tính toán và phân tích lưới điện

3.4.3Quản lý sự cố

3.4.4Lập kế hoạch cắt điện (viết phiếu thao tác)

3.4.5Đánh giá, đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành LĐPP

3.5KẾT LUẬN CHƯƠNG

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN

ỨNG DỤNG PHẦM MỀM SYS500/DMS600 ĐỂ PHÂN TÍCH NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THỪA THIÊN HUẾ

Học viên: Hà Trương Nguyên Hùng Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K34 Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN

Tóm tắt - Đề án phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) tại Việt Nam theo quyết định

1670/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2012 với mục tiêu tổng quát là Phát triển lưới điện thông minh với công nghệ hiện đại để nâng cao chất lượng lưới điện, phát triển kinh tế Để đáp ứng mục tiêu trên, một trong những giải pháp được đưa ra trong lộ trình Phát triển lưới điện mình là triển khai hoàn chỉnh hệ thống SCADA/DMS tại các Công ty Điện lực.

Với việc đầu tư trang bị hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế, tìm hiểu hệ thống SCADA/DMS, làm chủ công nghệ là rất quan trọng, đặc biệt tập trung vào việc khai thác các chức năng của DMS để tính toán, phân tích lưới điện để nâng cao năng lực quản lý vận hành, xây dựng cấu trúc lưới điện hợp lý, nâng cao ĐTTCCĐ cho lưới điện Công

ty Điện lực Thừa Thiên Huế là một việc rất cần thiết Nghiên cứu này với mục đích tìm hiểu,

sử dụng thành thục phần mềm SCADA/DMS vào việc giám sát, phân tích lưới điện để có cái nhìn tổng quan về lưới điện thực tế tại Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế, để nâng cao hơn nữa hiệu quả vận hành LĐPP tại Công ty.

Từ khóa - SCADA/DMS, Lưới điện thông minh, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế, GIS, Dự

báo phụ tải, phân tích lưới điện.

USE SYS500/DMS600 FOR ANALYSIS AND IMPROVING OPERATING

EFFICIENCY IN THUA THIEN HUE DISTRIBUTING NETWORK

Abstract - Smart Grid development project in Vietnam according to Decision 1670/QD-TTg

dated November 8, 2012 with the overall goal of developing smart grid with modern technology to improve the quality of power grids, economic development To meet the above goal, one of the solutions given in the Grid Development Plan is to fully deploy the SCADA/DMS system at Power Companies of EVN.

With the investment in equipping SCADA/DMS system at Thua Thien Hue Power Company, it is important to learn SCADA/DMS system, knowing deeply the technology of SCADA/DMS, especially focusing on exploiting the functions of DMS to calculate and analyze the power grid to improve the capacity of operation management, power reliability, improve the grassroots electricity market for the electrical grid of Thua Thien Hue Power Company is a very necessary task This research aims to understand and master the use of SCADA/DMS software in the monitoring and analysis of the grid to get an overview of the actual grid at Thua Thien Hue Power Company, in order to further improve the operating efficiency of Thua Thien Hue Power Network.

Keywords - SCADA/DMS, Smart Grid, Thua Thien Hue Power Company, GIS, Load

forecast, Network Analysis.

LĐPP - Lưới điện phân phối

ĐTCCCĐ - Độ tin cậy cung cấp điện

PCTTH - Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế

LBS - Load break Switch, dao cắt có tải

OLTE - Optical line Terminal, thiết bị đầu cuối cáp quang

PCM - Pulse code Module, thiết bị mã hõa xung

RTU - Remote terminal Unit, thiết bị đầu cuối

RMU - Ring Main Unit, thiết bị đóng cắt mạch vòng

HMI - Human Machine Interface, giao diện Người - Máy

DCL/DTĐ - Dao cách ly/Dao tiếp đất

CB - Circuit Breaker/ Máy cắt, aptomat

BCU - Bay Control Unit

MV/LV - Medium Voltage/ Low Voltage, Trung thế/Hạ thế (MBA)

HV/MV - High Voltage/Medium Voltatge, Cao thế/Trung thế (MBA)

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1.1: Cấu trúc hệ thống SCADA/DMS 3

Hình 1.2: Mô hình kết nối RTU với hệ thống SCADA 6

Hình 2.1: Màn hình HMI 12

Hình 2.2: Các cửa sổ trên giao diện HMI 13

Hình 2.3: Tiêu đề cửa sổ 13

Hình 2.4: Khu vực hiển thị thông tin cảnh báo 14

Hình 2.5: Sơ đồ giám sát truyền thông các TBA 110kV 15

Hình 2.6: Sơ đồ 1 sợi tại TBA 110kV 16

Hình 2.7: Ngăn xuất tuyến TBA 17

Hình 2.8: Ngăn MC tổng 18

Hình 2.9: Giám sát máy biến áp 19

Hình 2.10: Màn hình giám sát Rơ-le F87 20

Hình 2.11: Màn hình giám sát hệ thống nguồn AC 21

Hình 2.12: Màn hình giám sát hệ thống nguồn DC 22

Hình 2.13: Màn hình giám sát truyền thông của các thiết bị IED 23

Hình 2.14: Màn hình giám sát báo cháy, chống xâm nhập 23

Hình 2.15: Hiển thị sơ đồ một sợi trên lưới điện và tại TBA 25

Hình 2.16: Tiến trình xử lý của chức năng quản lý sự cố 35

Hình 3.1: Dữ liệu từ ArcGIS 37

Hình 3.2: Dữ cập nhật từ excel 37

Hình 3.3: Yêu cầu bắt điểm trên lưới điện 38

Hình 3.4: Yêu cầu bắt điểm trên lưới 38

Hình 3.5: Mô tả việc cập nhật dữ liệu lưới điện vào DMS 39

Hình 3.6: Mô tả liên kết CSDL SQL và dữ liệu đầu vào 40

Hình 3.7: Lưới điện trên ArcGIS sau khi đã biên tập 47

Hình 3.8: Bảng thuộc tính lớp đường dây 22kV 47

Hình 3.9: Bảng thuộc tính của lớp Recloser 49

Hình 3.10: Bảng thuộc tính lớp MBA phân phối 50

Hình 3.11: Công cụ Network Import Tool 51

Hình 3.12: Lưới điện sau cập nhật vào DMS600 WS 52

Hình 3.13: Sơ đồ một sợi TBA 110kV E7 trên DMS 52

Hình 3.14: Dữ liệu thuộc tính MBA lưu vào CSDL của DMS 53

Hình 3.15: Dữ liệu thuộc tính dây dẫn lưu vào CSDL của DMS 53

Hình 3.16: Tô màu lưới điện các xuất tuyến 56

Hình 3.17: Tìm hướng từ tải đến nguồn và ngược lại 57

Hình 3.18: Bảng kết quả tính trào lưu công suất và ngắn mạch 57

Hình 3.19: Hiển thị mức mang tải các xuất tuyến 58

Hình 3.20: Hiển thị tổn thất điện áp theo xuất tuyến 59

Hình 3.21: Hiển thị phối hợp BVRL trên XT 471 61

Hình 3.22: Bảng đề xuất cô lập sự cố 62

Hình 3.23: Bảng tổng hợp mất điện 62

Hình 3.25: Báo cáo mất điện khi thực hiện thao tác mẫu 63

Hình 3.26: Kết quả mô phỏng việc thao tác theo kế hoạch 63

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 3.1: Mô tả dữ liệu dây dẫn 40

Bảng 3.2: Mô tả dữ liệu MBA nguồn 41

Bảng 3.3: Mô tả dữ liệu thông số ngắn mạch đầu nguồn 44

Bảng 3.4: Mô tả dữ liệu MBA phân phối 44

Bảng 3.5 Thông số đường dây xây dựng trên file Excel 48

Bảng 3.6 Thư viện FCO xây dựng trên file Excel 49

Bảng 3.7 Dữ liệu phụ tải xây dựng trên file Excel 50

Bảng 3.8 Kết quả tính toán công suất các xuất tuyến TBA 110kV E7 57

Bảng 3.9 Kết quả tính toán điện áp tại các XT TBA 110kV E7 59

Bảng 3.10 Kết quả tính toán ngắn mạch tại các XT TBA 110kV E7 61

MỞ ĐẦU

1. Lý do lựa chọn đề tài

Đề án phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) tại Việt Nam theoquyết định 1670/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2012 với mục tiêu tổng quát làPhát triển lưới điện thông minh với công nghệ hiện đại nhằm nâng cao chấtlượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện; góp phần trong công tác quản lý nhucầu điện, khuyến khích sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả; tạo điều kiệnnâng cao năng suất lao động, giảm nhu cầu đầu tư vào phát triển nguồn và lướiđiện; tăng cường khai thác hợp lý các nguồn tài nguyên năng lượng, đảm bảo anninh năng lượng quốc gia, góp phần bảo vệ môi trường và phát triển kinh tế - xãhội bền vững [3] Để đáp ứng mục tiêu trên, một trong những giải pháp đượcđưa ra trong lộ trình Phát triển lưới điện thông minh là triển khai hoàn chỉnh hệthống SCADA/DMS tại các đơn vị

Hệ thống SCADA/DMS là công cụ hỗ trợ đắc lực cho công tác quản lý,vận hành cũng như phân tích, đánh giá lưới điện phân phối (LĐPP) Được đưavào vận hành năm 2010, hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện lực ThừaThiên Huế đã góp phần nâng cao năng lực vận hành lưới điện tại Công ty Việcgiám sát các thông số lưới điện theo thời gian thực (trạng thái thiết bị, dòngđiện, điện áp v.v.) cũng như điều khiển thao tác thiết bị từ xa giúp cho Điều độviên đánh giá được tình hình và linh hoạt trong việc thay đổi kết cấu lưới phùhợp với tình hình Tuy nhiên, việc ứng dụng hệ thống SCADA/DMS tại Công tyĐiện lực Thừa Thiên Huế chỉ mới tập trung vào việc giám sát, thao tác các thiết

bị trên lưới điện mà chưa khai thác hết tính năng DMS vào việc phân tích và tựđộng hóa lưới điện

Để khai thác tính năng DMS của hệ thống, tìm hiểu hệ thốngSCADA/DMS là rất quan trọng, đặc biệt tập trung vào các chức năng DMS đểtính toán, phân tích lưới điện để nâng cao năng lực quản lý vận hành, xây dựngcấu trúc lưới điện hợp lý, nâng cao ĐTTCCĐ cho lưới điện Công ty Điện lựcThừa Thiên Huế

2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu.

- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là hệ thống SCADA/DMS - Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế

- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là ứng dụng các chức năng của hệ thống SCADA/DMS để tính toán và phân tích lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế.

3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu.

Mục tiêu:

- Nắm vững việc ứng dụng phần mềm SCADA/DMS và các module hỗ trợ

để tính toán, phân tích và nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện tỉnh Thừa

Thiên Huế

Nhiệm vụ nghiên cứu:

- Tìm hiểu về cấu trúc hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện ThừaThiên Huế

- Nhận xét đánh giá về phần mềm SCADA/DMS và xây dựng CSDL cho lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế

- Tính toán phân tích lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế

4. Đặt tên đề tài:

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nêu trên đề tài được đặt tên: ‘Ứng dụng phần mềm SYS500/ MS600 để phân tích nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối tỉnh Thừa Thiên Huế’

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VÀ ĐÁNH GIÁ VỀ HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ

1.1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ

Hệ thống SCADA/DMS tại Phòng Điều Độ Công ty Điện lực Thừa ThiênHuế (PCTTH) được đưa vào vận hành từ cuối năm 2009 Trong quá trình vậnhành, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế đã chủ động thực hiện nhiều phương án

mở rộng hệ thống Hiện nay, hệ thống thực hiện giám sát điều khiển và thu thậptín hiệu đo lường của Công ty đã phát triển lên hơn 200 điểm nút, bao gồm: 14trạm truyền tải và thủy điẹn, 40 trạm kios 22kV, 11 trạm cắt 22kV và trạm TG35kV và 103 điểm Recloser, 59 LBS trên lưới điện 22 kV Tp Huế

Cấu trúc của hệ thống như hình 1.1:

A 1 Hình 1.1: Cấu trúc hệ thống SCADA/DMS

Hệ thống bao gồm 02 máy tính Server hoạt động theo chế độ Hot-Stand by,

dự phòng nóng (Hot server và Stand by server) để chạy phần mềmSCADA/DMS Tín hiệu truyền thông từ các trạm và thiết bị thông qua cácđường truyền như 3G, Radio, 4W, hoặc E1 được tập trung tại 02 máy tính FE(Hot-Standby) từ đó kết nối với hệ thống Ngoài ra, còn có 02 máy vận hành

(operator 1, operator 2) dùng cho nhân viên vận hành theo dõi, kiểm tra, giám sát hệ thống điện trên màn hình HMI.

1.1.1 Phương thức truyền thông

Hệ thống SCADA sử dụng các phương thức truyền thông sau:

- Phương thức truyền thông hữu tuyến: phương thức này được sử dụng chocác trạm truyền tải (E5, E6, E7, Lăng Cô, Cầu Hai, Phú Bài, Phong Điền, ChânMây, Đồng Lâm) Trên cơ sở chia sẽ mạng cáp quang của Viettel và FPT, cácthiết bị truyền dẫn quang (OLTE) loại STM1, ghép kênh (PCM) của Công ty

- Phương thức truyền thông vô tuyến: Phương thức này được sử dụng chocác điểm nút Recloser, LBS và các các trạm cắt 22 kV trên lưới điện Gồm hệthống Radio và hệ thống mạng 3G:

+ Hệ thống radio truyền số liệu (Point to Multiple point), sử dụng băng tần UHF (400-450 MHz) theo công nghệ của hãng SATEL (Phần Lan)

+ Hệ thống 3G/GPRS sử dụng dịch vụ 3G Office Wan của nhà cung cấpdịch vụ di động với IP tỉnh được cấp cho các điểm đầu cuối Thiết lập kênh VPNvới cơ chế bảo mật IPsec hoặc SSH từ các modem đầu cuối đến thiết bị Routertại Phòng Điều Độ

1.1.2 Giao thức truyền thông

- Giao thức truyền thông từ các thiết bị đầu cuối (RTU) đến hệ thống

SCADA được sử dụng là: IEC 60870-5-101 (IEC 101) Unbalanced và IEC 60870-5-104 (IEC 104)

- Tại các TBA giao thức DNP3 hoặc Modbus RTU Master được sử dụng đểthu thập tín hiệu trạng thái, các giá trị đo lường của các máy cắt, recloser, các tínhiệu này được được RTU biên dịch thành giao thức IEC101 để chuyển đến hệthống SCADA

- Ngoài ra các RTU đều hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-104 Giao thứcIEC104 là phần mở rộng của giao thức IEC 101 với một số thay đổi trong cácdịch vụ truyền thông (lớp vật lý - physical layer và lớp liên kết - link layer).IEC104 chạy trên nền tảng giao thức TCP/IP kết nối vào mạng LAN với bộ địnhtuyến (Router) và các thiết bị mạng khác nhau (ISDN, X.25, Frame Rơ-le ),đồng thời có thể được sử dụng để kết nối với mạng WAN (Wide Area

mạng) Lớp ứng dụng (application layer) của giao thức IEC104 được định nghĩa

4

giống IEC 101 với các ứng dụng lớn hơn do băng thông truyền dẫn được đảmbảo Phương thức truyền dữ liệu qua mạng Ethernet có thể sử dụng theo hìnhthức (Point-to-Point) hoặc (Point to MultiPoint), địa chỉ các đối tượng được xácđịnh theo địa chỉ mạng (Ip) của các thiết bị đầu cuối Với các đặc điểm trên, giaothức IEC104 dễ dàng được triển khai cho các giải pháp truyền thông SCADAcủa lưới điện phân phối, trên cơ sở hạ tầng Internet công cộng với cơ chế bảomật hiệu quả.

Các recloser thế hệ mới (ADVC2 - Schneider) cũng đã hỗ trợ đồng thời haigiao thức truyền thông IEC101/104, đây là điều kiện thuận lợi cho các giải phápkết nối truyền thông mở rộng các điểm Recloser trên lưới

1.1.3 Thiết bị đầu cuối từ xa – RTU (Remote Terminal Unit)

- Tại các TBA 220kV, 110kV, trạm TG 35/22kV, trạm cắt 22 kV, hệ thốngSCADA sử dụng RTU loại RTU560CMU04 của ABB kết hợp với các card mởrộng (Binary Input, Binary Output) Đây là giải pháp RTU tập trung phù hợp vớicác TBA có hệ thống điều khiển bảo vệ chưa tích hợp, thiết bị của nhiều hãngkhác nhau

- Đối với các trạm trung gian, trạm cắt có khối lượng tín hiệu bé, PCTTHđang sử dụng loại RTU560 CID11 hoặc CIG10, đây là các dòng RTU gọn nhỏ,cho phép quản lý số lượng tín hiệu lên đến 500 point, hỗ trợ nhiều giao diện kếtnối

- Tại các điểm nút trên lưới sử dụng RTU loại RTU520, đây là loại RTU cócấu hình nhỏ, phù hợp với các điểm điều khiển có số lượng tín hiệu ít như cáctrạm Kios

- Đối với các Recloser, LBS hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 101/104, hệ thống SCADA thực hiện phương thức kết nối trực tiếp qua cổngtruyền thông của thiết bị, không qua RTU trung gian

60870-5-Mô hình kết nối RTU với hệ thống SCADA được thể hiện theo hình 1.2

RTU thu thập các tín hiệu từ tủ các tủ RMU, các thiết bị TBA, thiết bị IEDbằng mạch nhị thứ hoặc giao thức truyền thông RTU được thiết lập mạng nội

bộ từ Modem 3G được kết nối với thẳng về trung tâm điều khiển và giao tiếpvới hệ thống SCADA qua giao thức IEC-104

A 2 Hình 1.2: Mô hình kết nối RTU với hệ thống SCADA

1.1.4 Thiết bị chính tại Phòng điều khiển trung tâm

Hệ thống máy tính, thiết bị truyền thông và thiết bị mạng:

Thiết bị truyền thông: PCM, modem 4W, modem Dialup, modem Radio

- Thiết bị chuyển mạch (FallBackSwitch): FBS

- Máy tính tiền xử lý (FrontEnd Computer): FE1, FE2

- Server chính của hệ thống chạy ở chế độ Hot-Standby: SYS1, SYS2

- Server lưu trữ dữ liệu quá khứ (History Server): HIS

- Máy tính quản trị (Administrator Computer): ADMIN

- Máy tính cho điều độ viên vận hành: OPR1, OPR2

- Máy tính kèm theo hệ thống phóng hình (Projecter)

- Thiết bị M2M Gateway: thiết lập VPN tunels cho các nodes IEC104

- Thiết bị đồng bộ thời gian (GPS clock): GPS

- Thiết bị cảnh báo sự cố (SACO): ALARM

- Hệ thống máy in laser A4, A3 và A3 màu

- Hệ thống mạng LAN vòng với 04 Switch: SW1, SW2, SW3, SW4

Hệ thống nguồn Backup:

- Nguồn hệ thống SCADA được thiết kế có dự phòng, toàn bộ thiết bị hệthống sử dụng qua 02 dàn UPS (2x15 kVA) kết hợp với máy phát dự phòng 20kVA có chức năng ATS trong vòng từ 5-30 phút

- Hệ thống tủ phân phối (distribution board - MDB, DB2): được thiết kếvới các CB riêng biệt cho từng thiết bị trong hệ thống, và được giám sát chungqua hệ thống SCADA

6

1.1.5 Các phần mềm của hệ thống

- Hệ thống SCADA sử dụng phần mềm của ABB, phần mềm được cài đặttrên các SYS Server và máy tính CEF, hỗ trợ biên dịch tất cả các tiêu chuẩntruyền thông công nghiệp hiện có Phần mềm thực hiện nhiệm vụ thu thập vàtrao đổi dữ liệu với các RTU Trạng thái thiết bị, các giá trị đo lường đều đượcthể hiện dưới giao diện đồ hoạ giúp người vận hành dễ dàng thao tác với thiết bị,đồng thời tất cả thông tin sự kiện từ thiết bị đến hệ thống đều được đồng bộ theođồng hồ chuẩn GPS và được lưu trữ theo trình tự thời gian

- Chương trình quản lý lưới điện phân phối (DMS600) với hệ thống cơ sở

dữ liệu SQL Server liên kết với dữ liệu của SCADA theo phương thức OPC(OLE for process control) Trong đó toàn bộ dữ liệu lưới điện được thể hiệndưới dạng bản đồ địa lý (GIS) Trên cơ sở dữ liệu thu thập từ SCADA kết hợpvới dữ liệu tỉnh được nhập vào chương trình thực hiện các tính toán phân tíchchế độ làm việc của lưới như: tính toán trào lưu công suất, tính toán điểm mở tối

ưu, tính toán ngắn mạch, định vị sự cố, dự báo phụ tải, lập kế hoạch vận hành

1.1.6 Khả năng mở rộng của hệ thống SCADA

Theo thiết kế hệ thống SCADA của PCTTH được thiết kế có khả năng mởrộng đến 200 % số nút và số tín hiệu Hiện nay phần cứng hệ thống (số cổngRS232 và card FBS) đang sử dụng chưa đến 50% dung lượng lắp đặt, tuy nhiên

số line tín hiệu IEC-101 đã sử dụng là 18/18 line PCTTH đã thực hiện bổ sungthêm 6 license hệ thống bằng giao thức IEC-104 sử dụng cho các trạm thuộc dự

án mở rộng SCADA trong năm 2015, hiện nay số line IEC-104 cũng đã đượckhai thác cho 14 trạm nên không có khả năng mở rộng thêm Bên cạnh đó sốlượng điểm dữ liệu (datapoint) của phần mềm SCADA đã khai thác 4950/6000datapoint, do đó cần bổ sung các license truyền thông và số lượng datapointstrong các dự án mở rộng các điểm nút điều khiển của hệ thống

lớn Hệ thống đã phát triển lên 218 điểm nút, bao gồm: 1 trạm 220kV, 11 trạm110kV, 11 trạm cắt và trạm trung gian; 40 trạm kios 22kV; 3 NMTĐ, 103Recloser đường dây; 59 LBS.

Dung lượng các điểm điều khiển đã khai thác trên hệ thống SCADA cụ thểnhư sau:

Hệ thống đã phát triển lên 30.696 Procces I/O, trong đó số I/O tính tronglicense datapoints là: 12.526/ 16.250

Số line truyền thông đã được khai thác: 20 Line IEC 60870-5-101; 21 lineIEC 60870-5-104 Master, 02 line IEC 60870-5-104 slave

Hệ thống SCADA/DMS tại PCTTH có cấu trúc linh hoạt, có tính dự phòngcao, hoạt động ổn định Các phần mềm của hệ thống khá thân thiện, tuỳ biến và

có tính mở cao, dễ dàng kết nối mở rộng với các hệ thống điều khiển được cungcấp từ các nhà sản xuất khác

Sau thời gian khai thác vận hành tương đối lâu, dung lượng dữ liệu trên hệthống liên tục được mở rộng, hệ thống SCADA/DMS đang tồn tại nhiều vấn đềảnh hưởng đến chất lượng vận hành cũng như khả năng nâng cấp mở rộng, cụthể như sau:

Hệ thống Server và máy tính FrontEnd: đã xuống cấp phần cứng, các linhkiện thay thế trên thị trường không còn được sản xuất Các thiết bị mạng sửdụng 04 switch (Cisco Catalyst 28x) đã hỏng một số port quang không có linhkiện thay thế Hiện nay PCTTH đã sử dụng hết linh kiện dự phòng được cấptheo dự án (ổ cứng, nguồn)

Hệ điều hành Window Server 2003 và hệ quản trị CSDL SQL Server 2005

đã không còn được nhà sản xuất hỗ trợ Các phần mềm của hệ thốngSCADA/DMS chỉ hỗ trợ hệ điều hành Windows Server 2003 (32 bit) về trước,không có khả năng nâng cấp lên hệ điều hành phiên bản cao hơn

Hệ thống SCADA tại PCTTH đang được khai thác với số điểm dữ liệu trên

hệ thống đã lên đến 30696 I/O, 43 line truyền thông IEC101/104, kèm theo mộtdung lượng khá lớn dữ liệu giao diện vận hành, dữ liệu sự kiện và dữ liệu đolường quá khứ (trên 16,5 triệu dòng sự kiện), nên khả năng xử lý của servercũng như phần mềm khá nặng, trong một số trường hợp thực hiện nhiều tác vụtrên hệ thống dẫn đến tình trạng treo hệ thống Đến cuối năm 2017 dự kiến dung

8

lượng dữ liệu hệ thống sẽ mở rộng lên đến trên 40.000 process I/O nên sẽ khókhăn việc bổ sung thêm các TBA mới Bên cạnh đó một số chức năng trong cácứng dụng tự động hóa trạm chưa được hỗ trợ, nên không đáp ứng yêu cầu xâydựng cơ sở dữ liệu vận hành cho hệ thống điều khiển xa TBA 110kV.

Phần mềm DMS với khả năng quản lý 1500 TBA phân phối, 16 trạm nguồnhiện nay đã quá tải Phần mềm chỉ hỗ trợ trao đổi dữ liệu với hệ thống SCADAnên hạn chế trong việc thiết lập các cơ chế liên kết với các CSDL chức năngkhác Nhiều ứng dụng phục vụ công tác tối ưu hóa hệ thống điện trên phần mềmDMS chưa được hỗ trợ nên không khai thác hiệu quả các chức năng tính toáncủa hệ thống Do đó, trong năm 2019, công ty Điện lực Thừa Thiên Huế đã tiếnhành nâng cấp hệ thống SCADA/DMS cùng với việc cập nhật phầm mềm lênphiên bản mới phù hợp với yêu cầu vận hành hiện tại

1.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG

Trong chương này, tác giả đả tìm hiểu, nghiên cứu cấu trúc của hệ thốngSCADA/DMS thực tế tại công ty Qua nghiên cứu thấy được một số ưu điểmcủa hệ thống SCADA/DSM Chức năng của DMS chưa được sử dụng đến mà lý

do chính là khó khăn trong việc cập nhật dữ liệu lưới điện Trong chương tiếptheo, tác giả nghiên cứu cụ thể hơn về phần mềm SCADA/DMS và đặc biệt chútrọng đến chức năng của DMS

CHƯƠNG II: GIỚI THIỆU PHẦN MỀM SCADA/DMS VÀ TÌM HIỂU CÁC CHỨC NĂNG CHÍNH CỦA DMS

2.1 PHẦN MỀM SCADA.

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisiton) là hệ thống Giám sát,

điều khiển và thu thập dữ liệu Một hệ thống có chức năng thu thập dữ liệu, giámsát và điều khiển các thiết bị cụ thể là:

- Thu thập số liệu đo lường, đo đếm, trạng thái các thiết bị, các thông tin thời

tiết , v.v phục vụ cho công tác vận hành các thiết bị điện trên lưới điện

- Giám sát mọi thay đổi trạng thái của các thiết bị đóng cắt hay các thông tin

về sự tác động của bảo vệ rơle

- Điều khiển các thiết bị (đóng/cắt máy cắt/dao cách ly, nâng/hạ nấc phân áp máy biến áp) từ xa một cách nhanh chóng và tin cậy

- Hệ thống SCADA cho lưới điện được phân biệt với hệ thống SCADA cho công nghiệp, còn gọi là SCADA Process

- Tính tin cậy: đặc tính quan trọng nhất của hệ thống SCADA/DMS nóichung là tính tin cậy Hệ thống được thiết kế để đảm bảo làm việc liên tục, thôngtin chính xác, không xảy ra mất mát thông tin và thực hiện lệnh thao tác nhanhchóng

- Tính sẵn sàng: hệ thống được thiết kế để đảm bảo làm việc liên tục không

có hư hỏng trong một khoảng thời gian nào đó

- Tính thời gian thực: hệ thống được thiết kế để đảm bảo việc thu nhận, xử lýthông tin, đáp ứng lại các sự kiện xảy ra trên hệ thống điện trong một khoảngthời gian đủ nhỏ Điều này đảm bảo cho việc vận hành hiệu quả hệ thống điện(ví dụ: thời gian từ lúc một sự kiện từ lúc xảy ra cho đến khi người sử dụng nhậnđược thông tin không quá 5 giây)

- Tính “mở”: Tính mở đảm bảo cho hệ thống có thể mở rộng dễ dàng đápứng với sự phát triển của hệ thống, dễ dàng nâng cấp phần cứng, dễ dàng bổsung thiết bị khi có yêu cầu, có khả năng làm việc với nhiều thiết bị của nhiềuhãng khác nhau v.v

Phần mềm SCADA có một số chức năng chính như sau:

- Chức năng điều khiển quá trình (Proccess controlling):

10

+Hiển thị các đối tượng trong quá trình vận hành như: tín hiệu trạng tháithiết bị, tín hiệu đo lường được hiển thị lên màn hình trong quá trình vận hànhtheo thời gian thực.

+ Điều khiển các đối tượng trong quá trình vận hành: thao tác MC, LBS, DCL, thay đổi chức năng bảo vệ trên giao diện điều khiển

+ Mô phỏng trạng thái thiết bị: trạng thái thiết bị như MC, DCL sẽ được

mô phỏng (đóng, mở v.v.) mà không ảnh hưởng đến chế độ vận hành

- Đo lường (Mesuarement): giám sát một cách nhanh chóng, dễ dàng,

tường minh giá trị đo lường của các đối tượng trong hệ thống (dòng điện, điện

áp, nhiệt độ v.v.)

+ Hiển thị các giá trị dưới dạng số hoặc đồ họa

+ Giới hạn các ngưỡng để cảnh bảo: high alarm, high warning, low alarm, low warning Giúp nhân viên vận hành kiểm soát tình hình

- Chức năng tô màu thanh cái ( Busbar coloring): hiển thị màu thanh cái,

đường dây theo một số đặc tính nhất định theo điện áp, theo nguồn cấp v.v .+ Chế độ one-color: hiển thị màu đường dây theo một màu theo trạng tháinhất định Ứng với mỗi trạng thái có một màu khác nhau như: ĐZ không xácđịnh trạng tái, không có nguồn cấp, mạch vòng, đóng tiếp địa, lỗi v.v

+ Chế độ voltage level: hiển thi màu sác theo cấp điện áp

+ Chế độ voltage source color: hiển thi màu sắc đường dây theo nguồn cấp

- Chức năng hiển thị danh sách sự kiện (Event list):

+ hiển thị danh sách sự kiện với các tiêu chí khác nhau (Thời gian, vị trí sự

+ Hiển thị vị trí cảnh báo trong DMS hoặc trong màn hình vận hành

Monitor Pro

+ Xắp sếp theo cột theo các tiêu chí khác nhau

- Danh sách khoá (Blocking List): lập danh sách các đối tượng cần kiểm

soát phân quyền trong việc thao tác vận hành Bao gồm một số kiểu như sau:+ Control: không cho phép điều khiển, gửi lệnh xuống thiết bị

+ Alarm: không gửi các cảnh báo

+ Event: không tạo và ghi các dữ liệu vào event list

thái của phần cứng và phần mềm của hệ thống, dựa vào các biến trạng thái củachương trình Các trạng thái được giám sát bao gồm:

+ Giám sát tín hiệu của các thiết bị (application object)

+ Giám sát đăng nhập vào hệ thống

+ Thông tin về trạng thái giám sát hệ thống được hiển thị trong danh mục

sự kiện và cảnh báo

Màn hình tổng quan của giao diện HMI

Mỗi màn hình vận hành hiển thị các cửa sổ HMI độc lập nhau Với 02 máytính thao tác hệ thống SCADA, nhân viên vận hành có thể theo dõi và thao táctrên 04 màn hình hiển thị giao diện HMI

A 3 Hình 2.1: Màn hình HMI

12

Các khu vực trên màn hình

a Lựa chọn cửa sổ hiển thị

Chỉ một cửa sổ HMI là cửa sổ hiện hành ở một máy tính thao tác hệ thốngSCADA Nhân viên vận hành có thể chọn cửa sổ hiện hành bằng cách chuyểncon trỏ chuột vào cửa sổ đó và ấn thả phím chuột trái

Có nhiều loại cửa sổ HMI khác nhau, như: Process display, Trend display,Event list, Alarm list, … Mỗi loại cửa sổ HMI này sẽ có cấu trúc các thành phầnhiển thị khác nhau

A 4 Hình 2.2: Các cửa sổ trên giao diện HMI

đó cho phép mở một chức năng bất kì bằng cách nhấn chuột trái vào tên chứcnăng tương ứng.

d Khu vực hiển thị thông tin cảnh báo

Một danh sách xổ xuống nằm ở phía dưới thanh menu có chức năng hiểnthị các cảnh báo của hệ thống Bên cạnh là nút “Ack.” Cho phép xác nhận/giảitrừ nhanh một tín hiệu cảnh báo

A 6 Hình 2.4: Khu vực hiển thị thông tin cảnh báo

Thu thập dữ liệu và giám sát

- Hình chữ nhật màu vàng: thao tác gửi GI (generate information) và đồng

bộ tín hiệu dữ liệu của trạm

- Trạng thái kết nối thông tin của mỗi trạm được thể hiện bởi các màu sắc khác nhau:

- Màu xanh: Tín hiệu truyền thông tốt

- Màu đỏ: Mất kết nối truyền thông

- Màu hồng: Đối tượng chưa xác định

b Giám sát tổng quan truyền thông các trạm 110kV

Màn hình giám sát tổng quan truyền thông các trạm 110kV thể hiện sơ đồ kết nối thông tin và trạng thái kết nối của các trạm 110kV với TTĐK, trong đó:

- Màu xanh: Tín hiệu truyền thông tốt

- Màu đỏ: Mất kết nối truyền thông

14

- Màu hồng: Đối tượng chưa xác định

Ở trung tâm DCC, màu nền của 02 máy chủ SYS_1 và SYS_2 tương ứng với trạng thái của hệ thống SCADA:

- Màu xanh: thể hiện máy chủ đang đóng vai trò chính

- Màu vàng: thể hiện máy chủ đang đóng vài trò dự phòng

- Màu đỏ: thể hiện tình trạng máy chủ đang có sự cố

- Màu nhấp nháy: thể hiện trạng thái máy chủ đang đồng bộ cơ sở dữ liệu với nhau

A 7 Hình 2.5: Sơ đồ giám sát truyền thông các TBA 110kV

c. Giám sát sơ đồ 1 sợi của trạm.

Màn hình thể hiện sơ đồ 1 sợi của trạm 110kV và một số thông tin cơ bảncủa từng ngăn lộ (hình 2.7), bao gồm trạng thái thiết bị, các tín hiệu cảnh báo(nếu có) và các tín hiệu đo lường

Các tín hiệu đo lường: được hiển thị trên màn hình ở nhiều vị trí khác nhau:

Các màn hình trong HMI được liên kết với các màn hình khác thông qua hệthống menu đứng nằm bên trái của màn hình Để di chuyển đến màn hình thaotác nào đó, người vận hành nhấn chuột trái vào mục tương ứng trên menu đứng.

A 8 Hình 2.6: Sơ đồ 1 sợi tại TBA 110kV

Trong màn hình giám sát sơ đồ 1 sợi của trạm, người vận hành có thể theodõi trạng thái thiết bị thể hiện thông tin qua các hình dạng và màu sắc khácnhau:

- Đối với MC:

+ Hình vuông đặc màu xanh thể hiện tín hiệu truyền thông tốt và MC đang

ở trạng thái đóng

+ Hình vuông rỗng thể hiện MC đang ở trạng thái cắt

+ Hình vuông rỗng nhấp nháy màu đỏ thể hiện trạng thái MC nhảy do có

+ Màu xanh thể hiện tín hiệu truyền thông tốt

+ Màu đỏ thể hiện trạng thái cắt

+ Màu xanh dương thể hiện tình trạng DCL / DTD đang ở trạng thái mô phỏng

+ Màu vàng thể hiện tình trạng DCL / DTD đang ở bị khóa (blocking)+ Màu hồng thể hiện việc mất tín hiệu truyền thông của MC

Để thao tác đóng / cắt thiết bị (MC, DCL, DTD), người vận hành có thểthao tác trực tiếp tại màn hình giám sát sơ đồ 1 sợi này hoặc di chuyển đến mànhình giám sát của ngăn xuất tuyến đường dây, ngăn máy cắt tương ứng

Vị trí khóa Remote/ Station: nếu khóa ở vị trí Remote, quyền điều khiểnthiết bị sẽ thuộc về Trung tâm điều khiển, nếu ngược lại quyền điều khiển thiết

bị tại trạm

d Giám sát ngăn xuất tuyến đường dây

A 9 Hình 2.7: Ngăn xuất tuyến TBA

- Thông tin giám sát thiết bị (MC, DCL, DTD): vị trí khóa Remote/Local của ngăn xuất tuyến, trạng thái đóng cắt của thiết bị

- Thông tin đo lường, giám sát trạng thái ngăn: công suất tác dụng (MW),công suất phản kháng (MVAr), dòng điện (A), giá trị điện áp (kV) thanh cái vàđường dây

- Các tín hiệu cảnh báo:

+ Tín hiệu bảo vệ Rơ-le: F21 zone 1/2/3 (bảo vệ khoảng cách vùng 1/2/3),F50/51 (bảo vệ quá dòng pha), F50N/51N (bảo vệ quá dòng đất), F67 (bảo

vệ có hướng), F67N (bảo vệ chạm đất có hướng), 50BF (hư hỏng MC), F79(tự động đóng lặp lại)

- Tín hiệu trạng thái MCB (ngăn lộ đường dây)

- Các tín hiệu liên động

e. Giám sát máy cắt tổng

A 10 Hình 2.8: Ngăn MC tổng

Các thông tin thể hiện trên màn hình giám sát bao gồm:

- Thông tin giám sát thiết bị (MC, DCL, DTD): vị trí khóa Remote/Local củangăn xuất tuyến, vị trí khóa Remote/Local của các thiết bị, trạng thái đóng cắtcủa thiết bị

- Thông tin đo lường, giám sát trạng thái ngăn: công suất tác dụng (MW), côngsuất phản kháng (MVAr), dòng điện (A), giá trị điện áp (kV) thanh cái và đườngdây

- Thông số sự cố: dòng lỗi pha (kA), điện áp lỗi pha (kV)

- Số lần thao tác đóng/cắt MC

Các tín hiệu cảnh báo:

18

+ Trạng thái của các MCB

+ Tín hiệu báo lỗi của các Rơ-le: F50, F67, F87, Rơ-le 22kV, …

+ Tín hiệu liên động: F74-1 fail, F74-2 fail (giám sát mạch cắt), SF6 alarm, SF6 lock out, CB spring discharge, CB interlock, DS interlock, ES interlock

Tại màn hình giám sát máy cắt tổng, người vận hành có thể xác nhận/giải trừ các tín hiệu cảnh báo bằng cách nhấn nút “Reset” màu vàng

f Giám sát máy biến áp

A 11 Hình 2.9: Giám sát máy biến áp

Các thông tin thể hiện trên màn hình giám sát bao gồm:

- Thông tin về trạng thái quạt làm mát

- Thông tin đo lường: nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây phía hạ áp, phía caoáp

- Các biểu tượng liên kết Rơ-le bảo vệ: F50, F67, F87

- Các tín hiệu cảnh báo của máy biến áp:

+ OLTC OIL LEVEL ALARM: Cảnh báo mức dầu OLTC

+ OLTC IN PROGRESS: Điều áp dưới tải đang chuyển nấc

+ OLTC IN LOWER LIMIT: Cảnh báo nấc OLTC ở giới hạn thấp

+ OTLC IN UPPER LIMIT: Cảnh báo nấc OLTC ở giới hạn cao

+ OLTC FAULT: Cảnh báo OLTC lỗi

+ OLTC POWER FAULT: Cảnh báo nguồn OLTC bị lỗi.

+ Các tín hiệu khác

Tại màn hình giám sát máy biến áp, người vận hành có thể chỉnh nấc phân

áp của MBA thông qua nút “Tap changer” hoặc ngừng khẩn cấp OLTC bằng nút

“Stop emergency” Người vận hành có thể truy cập nhanh thông tin của các

Rơ-le bảo vệ bằng cách nhấn chuột trái lên biểu tượng liên kết Rơ-Rơ-le bảo vệ tươngứng

g Giám sát Rơ-le bảo vệ

20

- Thông số sự cố: dòng lỗi (kA) từng pha, điện áp lỗi (kV) từng pha

- Các tín hiệu cảnh báo:

+ F87-1 trip: Bảo vệ so lệch cấp 1 tác động

+ F87-2 trip: Bảo vệ so lệch cấp 2 tác động

+ REF side 1 trip: Bảo vệ chạm đất cuộn dây thứ tự không của MBA

+ F50P1 side 1 trip: Bảo vệ quá dòng pha cấp 1 phía cao MBA

+ F50P2 side 1 trip: Bảo vệ quá dòng pha cấp 2 phía cao MBA

+ F50N1 side 1 trip: Bảo vệ chạm đất cấp 1 của MBA

+ F50N2 side 1 trip: Bảo vệ chạm đất cấp 2 của MBA

+ F49 side 1 trip: Bảo vệ quá tải

+ Phse A/B/C/N fault: Lỗi pha A/B/C/N

h Giám sát hệ thống nguồn AC

A 13 Hình 2.11: Màn hình giám sát hệ thống nguồn AC.

Người vận hành có thể giám sát trạng thái các Áp tô mát trong tủ AC vàmột số tín hiệu cảnh báo thông qua màn hình giám sát hệ thống nguồn A

Trên màn hình giám sát hệ thống AC, các aptomat sẽ có dạng hình vuôngđặc khi đóng và hình vuông rỗng khi cắt Một số aptomat không xác định đượctrạng thái đóng hay mở sẽ có màu hồng (và/hoặc kèm dấu ?) Bên cạnh mỗi biểu

tượng aptomat là phần tên của nó Tên này có thể thay đổi bởi người sử dụng có phân quyền cao hơn.

Màu của dây thể hiện trạng thái mang điện Màu xanh thể hiện trạng thái mang điện, màu trắng thể hiện trạng thái mất điện

Ngoài ra, một số thông tin khác có thể giám sát như là các thông tin đo lường (dòng điện, điện áp)

k Giám sát thông tin liên lạc

- Các máy tính Gateway phục vụ thu thập và xử lý dữ liệu từ các BCU, BPU và thực hiện trao đổi dữ liệu với Trung tâm điều khiển

- Các BCU được nối vào mạng LAN theo giao thức IEC 61850

- Các BPU được nối tới các station/gateway theo các cổng giao tiếp khác

22

A 15 Hình 2.13: Màn hình giám sát truyền thông của các thiết bị IED.

- Đèn LED hình tròn nhỏ thể hiện trạng thái truyền thông của các Rơ-le bảovệ:

- Màu xanh thể hiện tín hiệu truyền thông tốt

- Màu đỏ thể hiện mất tín hiệu kết nối

l Giám sát cảnh báo cháy, cảnh báo chống xâm nhập

A 16 Hình 2.14: Màn hình giám sát báo cháy, chống xâm nhập.

Màn hình giám sát cảnh báo cháy, cảnh báo xâm nhập được hiển thị dướidạng sơ đồ mặt bằng nhà điều khiển của trạm Trên đó, các vị trí cảnh báo cháy,cảnh báo xâm nhập được thể hiện bằng các biểu tượng đèn LED, chuông cảnhbáo khác nhau

Các cảnh báo cháy, cảnh báo xâm nhập hoạt động như các cảnh báo kháccủa hệ thống SCADA Mỗi khi có cảnh báo, đèn cảnh báo sẽ có màu đỏ, nhấpnháy và chuông cảnh báo sẽ phát liên tục cho đến khi người vận hành xác nhận /giải trừ tín hiệu cảnh báo.

2.2 PHẦN MỀM DMS

DMS là hệ thống quản lý LĐPP trên nền bản đồ địa lí Phần mềm mở rộngkhả năng quản lý vận hành cho hệ thống SCADA bằng hệ thống thông tin địa lícủa lưới điện DMS dựa vào dữ liệu về thông tin địa lý (geographical data) vàcấu trúc lưới điện (topology) và các module chức năng để tính toán các bài toán

về lưới điện DMS có thể sử dụng với hệ thống SCADA, với hệ thống SCADAkhác thông qua giao diện OPC Data hoặc có thể sử dụng độc lập

DMS bao gồm một số chức năng chính như sau:

- Quản lý lưới điện

- Phân tích lưới điện và phân tích bảo vệ L

- Phân tích lưới điện phức tạp với nhiều cấp điện áp

- Phân tích phân bổ công suất với tải không cân bằng

số phần cơ bản như menu bar, toolbar …

24

Của sổ làm việc: cửa sổ làm việc của DMS600 NE và WS hiển thị lưới

điện phân phối thành hai phần Phần của sổ phụ hiển thị toàn bộ lưới điện và của

sổ chính hiển thị phần lưới điện cần theo dõi với nhiều chi tiết cụ thể Tại của sổlàm việc ta có thể phóng to, thu nhỏ và di chuyển sơ đồ lưới điện một cách dễdàng

Dữ liệu lưới điện được xây dựng theo cấu trúc bảng dataform dạng hộpthoại v.v giúp người dùng dễ dàng xây dựng, biên tập dữ liệu

Sơ đồ một sợi: DMS600NE và WS còn có hiển thị sơ đồ một sợi của phần

lưới điện được chọn, phần trạm biến áp được chọn

2.2.2 Các chức năng chính

DMS600 được thiết kế để hỗ trợ công tác vận hành lưới điện cho nhân viênvận hành, nâng cao và mở rộng khả năng cho hệ thống SCADA truyền thốngbằng cách mô tả lưới điện trên nền địa lý và các chức năng tính toán lưới điệnkhác

A 17 Hình 2.15: Hiển thị sơ đồ một sợi trên lưới điện và tại TBA

Các chế độ vận hành:

DMS600NE hoạt động ở ba chế độ:

- DataView mode

- Data Edit mode

- Temporary Network mode

Ở chế độ DataView Mode chỉ hiển thị những phần lưới điện có sẵn Biêntập và chỉnh sửa dữ liệu ở chế độ Data Edit Mode Duyệt, và cập nhật bổ sunglưới điện ở chế độ Temporary Network Mode

DMS600WS hoạt động ở năm chế độ:

- State Monitoring Mode

- Simulation Mode

- Switching Planning Mode

- Automatich Fault and Restoration Mode

- Optimization Mode

Chức năng cảnh báo (Alarming):

Các cảnh báo từ DMS600WS dựa trên các chức năng Network topology,Network and protection analysis và Fault management Các sự kiện được cảnhbáo trong cửa sổ danh sách sự kiện (Event list) và được lưu vào database củaDMS

Chức năng quản lý cấu trúc lưới điện (Network topology managerment):

Chức năng quản lý cấu trúc lưới điện trong DMS để thay thế cho sơ đồMIMICS truyền thống Cấu trúc lưới được thiết lập dựa vào trạng thái của cácthiết bị đóng cắt trên lưới Trạng thái của các thiết bị đóng cắt, thiết bị phânđoạn đều được đưa vào DMS600WS Trạng thái thiết bị được cập nhật tự động(đối với thiết bị có kết nối SCADA) và cập nhật thủ công (thiết bị không có kếtnối)

Tô màu lưới điện dùng để phân biệt các xuất tuyến với nhau, thể hiệnnguồn cấp cho đường dây trên lưới điện Việc phân định xuất tuyến, dựa vàotrạng thái của thiết bị đóng cắt và việc tô màu lưới điện sẽ được thực hiện

Ngoài ra có một số màu đặc trung cho trạng thái của lưới điện trong cáctrường hợp như:

- Mạch vòng

- Đường dây và trạm không điện

- Đường dây và thiết bị nối đất

- Trạng thái không xác định

Chức năng tìm hướng đi từ nguồn đến tải hoặc từ tải đến nguồn: là công cụ

hỗ trợ trong việc quản lý lưới điện, kiểm tra liên kết của lưới điện

Chức năng phân tích lưới điện và tính toán bảo vệ (Network and protection analysis):

26

Chức năng phân tích lưới điện và tính toán bảo vệ của DMS600WS thaythế cho cách tính truyền thống bằng cách tính toán dựa vào trạng thái thiết bị vàthông số theo thời gian thực.

Chức năng phân tích lưới điện và tính toán ngắn mạch để đánh giá trạngthái lưới điện, tính toán các thông số lưới điện như trào lưu công suất, điện áp,dòng điện, dòng ngắn mạch trong cả trường hợp lưới hình tia và mạch vòng.Khi có thay đổi trạng thái của thiết bị trên lưới được cập nhật và tính toán ngaysau đó Việc tính toán theo thời gian thực hỗ trợ và nâng cao hiệu quả vận hànhlưới điện

Biểu đồ phụ tải điển hình: biểu đồ phụ tải điển hình dùng để tính toán

công suất tiêu thụ của từng phụ tải (P,Q) dựa trên biểu đồ phụ tải cho trước phục

vụ cho việc tính toán trào lưu công suất lưới điện Phụ tải dựa vào được tính dựavào công thức Velander hoặc dự vào đồ thị phụ tải được lấy từ dữ liệu quá khứcủa các điểm đo

Công thức thực nghiệm Venlader dựa vào điện năng tiêu thụ hằng nămtrung bình của hộ gia đình để ước tính công suất max của phụ tải.[7]

(3-1)Trong đó:

k1, k2: hệ số thực nghiệm

E: điện năng tiêu thụ hằng năm của hộ phụ tải

n: số lượng hộ phụ tải cần tính toán

Trạm MV/LV, tải khách hàng trung/hạ áp và ảnh hưởng của các tụ bù đượctính trong mô hình tải trong quá trình phân tích mạng Mô hình tải sử dụng sơ

đồ một sợi có khả năng phân tích các mạng trung áp cân bằng (tất cả đường dâytrung thế có 3 pha và tải được phân phối gần như đều cho cả 3 pha) Tải trongtrạm biến áp không được mô hình hóa

Dữ liệu tải được chèn vào trạm MV/LV hoặc khách hàng MV nếu chỉ sửdụng mạng trung thế trong DMS600 Nếu sử dụng mạng hạ áp, dữ liệu tải đượcđưa vào khách hàng hạ áp Dữ liệu tải của trạm MV/LV được thêm vào cơ sở dữliệu mạng trong DMS600 NE Một hoặc một vài phép đo hoặc ước lượng tải cóthể được đưa ra cho mỗi điểm tải Nếu nhiều máy biến áp được đặt trong cùng

một trạm biến áp MV/LV, tải được phân bổ cho máy biến áp đầu tiên Phép đohoặc ước lượng có thể được cung cấp dưới dạng công suất thực hoặc công suấthàng năm Ngoài ra hệ số tải (cosⱷ) có thể được cung cấp cho mỗi lần đo tải.Nếu tải được cung cấp dưới dạng công suất hàng năm, các yếu tố thực nghiệm(yếu tố Velander) được sử dụng để chuyển đổi công suất hàng năm thành côngsuất cực đại Các yếu tố Velander có thể được điều chỉnh trong DMS600 WS.

Có thể liên kết một phép đo từ cơ sở dữ liệu của chương trình SCADA để

tự động cập nhập giá trị P, Q thời gian thực của động cơ và máy phát Loại đolường được sử dụng là P, Q và dòng điện Nếu chỉ có phép đo dòng điện, nóđược sử dụng để điện áp trong điểm đo được sử dụng để ước lượng tổng côngsuất S Công suất này được chia cho phần công suất tác dụng và phản khángbằng cách sử dụng tỷ lệ P và Q được cung cấp tĩnh Sự thay đổi dữ liệu đo động

cơ ảnh hưởng đến kết quả tính toán trào lưu công suất của WS và sự thay đổi dữliệu đo máy phát ảnh hưởng đến kết quả tính toán trào lưu công suất của mạngđược kết nối trong tính toán mạch vòng của WS Trong chế độ mô phỏng, mộthộp thoại xuất hiện để người dùng thay đổi giá trị P và Q của các điểm đo động

cơ và máy phát Khi trở về trạng thái giám sát, giá trị đo lường thời gian thựcđược phục hồi

Các cài đặt của DMS600 WS xác định xem công suất được phân tích làcông suất thực không đổi, hoặc nếu hệ số Velander, cùng với công suất hàngnăm, được sử dụng Hệ số Velander tính đến việc công suất tác dụng của điểmtải không có khả năng xảy ra cùng một lúc Theo cách này, tổng tải (ví dụ của 1xuất tuyến) không thể lớn tổng của công suất tác dụng điểm tải

Nó cũng có khả năng sử dụng hệ số cài đặt không đổi, với tất cả tải trongmột cơ sở dữ liệu mạng được nhân lên trong tính toán mạng Điều này được đưa

ra như một cài đặt cụ thể của hệ thống nhưng có thể thay đổi tạm thời cho mỗimáy trạm trong quá trình mô phỏng Hằng số cài đặt có thể được sử dụng, ví dụ,

để phân tích trường hợp xấu nhất với tải lớn hơn Ngoài ra, các hiệu ứng tăng áp

ở thanh cái của trạm biến áp nguồn có thể được nghiên cứu trong mô phỏng.Cập nhập thủ công, các điểm tải riêng biệt được kết nối với bất kỳ nút nàocủa mạng phân phối có thể dùng để mô hình hóa điểm tải riêng, tải của thiết bịđóng cắt viền hoặc xuất tuyến Điểm tải riêng biệt được tính đến trong quá trínhtính toán mạng bằng cách thêm vào công suất tác dụng của điểm tải vào công

28

suất tác dụng của điểm nút Cập nhập thủ công, điểm tải riêng biệt được kết nốivới một dao cách ly (hoặc LBS), thứ làm điểm kết thúc của một nhánh, để môhình hóa một tải hoặc cung cấp bổ sung từ một mạng lân cận trong cơ sở dữliệu Nếu trạng thái của thiết bị này cắt, thiết bị xử lý một cách thông thườngtrong tính toán Nếu trạng thái đóng và giá trị đo lường âm, nút thiết bị cung cấpđiện cho mạng Mạng này không được tính toán trong quá trình tính toán tràolưu công suất Nếu phép đo công suất tác dụng được đưa vào thiết bị đóng cắt,lượng công suất tác dụng được thêm vào công suất của nút như trong trườnghợp các điểm tải riêng biệt

DMS600 có thể sử dụng các mô hình tải (đồ thị tải) khi dữ liệu công suấtthực khách hàng có thể được nhập từ cơ sở dữ liệu khách hàng bên ngoài, hoặcđược chèn trực tiếp vào bảng cơ sở dữ liệu mạng

Dự báo và ước lượng phụ tải: dự báo tải là tính toán dự báo tải cho các

trạm MV/LV và phần đường dây cho 0-168 giờ sau đó Dự báo được dựa trên

dữ liệu tải của các trạm MV/LV hoặc khách hàng mạng MV và LV phụ thuộcvào phương pháp mô hình hóa tải đã chọn [4]

Ước lượng tải là hiệu chỉnh tải được cung cấp đến các trạm MV/LV saocho tổng tải tính toán của các nguồn cấp dữ liệu gần đúng với các phép đo của

bộ nạp trong các mạng hoạt động hình tia Các thuật toán có thể sử dụng phép

đo có sẵn để các điểm đo bổ sung dọc theo xuất tuyến tạo vùng ước lượng mới.Chương trình ước lượng tải hỗ trợ phép đo dòng nhưng cũng sử dụng các phép

đo P và Q Đối với P và Q phải có một cặp có cả 2 phép đo trong cùng 1 nútmạng, có thể nút phân tuyến hoặc bất kỳ nút nào thuộc xuất tuyến Khi có sẵncặp công suất phản kháng có thể ước lượng một cách độc lập từ công suất tácdụng

Khi sử dụng kết quả ước lượng trạng thái điện của mạng có thể được tínhtoán một cách chính xác nhất có thể Nó có thể gọi là ước lượng trạng thái mạngphân phối Khi không có ước lượng tải có sẵn, tải dự báo được tạo trược tiếp từ

dữ liệu tải trạm MV/LV đã được cho

DMS600 SA tự động tính toán ước tính tải và dự báo tải cho các trạmMV/LV hàng giờ Các tính toán sử dụn dữ liệu đo từ SCADA mới nhất (điện áp

thanh cái, dòng nạp và dòng 1 pha) Sau khi cơ sở dữ liệu dự báo tải được cậpnhập, nó được tải để sử dụng trong máy trạm DMS600 WS

DMS600 WS chứa các lệnh để hiện thị dự báo và ước tính tải cho phầnđường dây, trạm MV/LV và điểm nút phân tuyến cho tuần tiếp theo với sự trợgiúp của đồ thị phụ tải Cửa sổ cũng chứa công suất lớn nhất và nhỏ nhất vàkhoảng thời gian kể từ thời điểm thời điểm hiện tại Thông tin đồ thị phụ tải đãchọn có thể được sử dụng để tìm khoảng thời gian thuận tiện, ví dụ như việcngừng bảo trì

DMS600 SA bắt đầu quá trình ước lượng riêng biệt 5 phút mỗi giờ theomặc định Nên cập nhập giá trị ước lượng tải theo thời gian thực ngay sau khicác giá trị mới đưa vào sử dụng từ các đồ thị phụ tải

Ngoài ra, DMS600 SA đọc các giá trị đo 2 phút trước phút ước lượng đểđảm bảo rằng các giá trị ước lượng gần đó đã có sẵn Thông thường, giá trị đođược cập nhập liên tục vào cơ sở dữ liệu DMS600 ngay sau khi thay đổi

Chương trình ước lượng duy trì kết quả tính toán trào lưu công suất trong

cơ sở dữ liệu cho mỗi xuất tuyến MV cho hàng giờ cho hiện tại (for current) vàtháng trước đó Mỗi giờ ước lượng tải được chạy, chương trình cũng cập nhậpkết quả xuất tuyến cho mọi xuất tuyến Điều này bao gồm mọi xuất tuyến ngay

cả khi giá trị đo cho ước lượng tải không được xác định

Tính toán tổn thất: chương trình ước lượng phụ tải lưu trữ những thông tin

về dòng điện, trào lưu công suất trên các xuất tuyến theo thời gian Dữ liệu đóđược dùng để tính toán các giá trị công suất(P,Q,S) và tổn thất điện áp, tổn thấtcông suất, tổn thất điện năng trên lưới điện [4]

Sử dụng các giá trị đo lường từ SCADA trong phân tích lưới điện: các

định nghĩa về kết nối giữa các phép đo SCADA và cơ sở dữ liệu DMS600 đượcthực hiện ở DMS600 NE

Nếu dữ liệu đo được kết nối với nút của mạng, dữ liệu đo lường sẽ đóngvài trò là dữ liệu đầu vào cho phân tích mạng của DMS600 WS theo các cáchsau:

- Phép đo tức thời được kết nối với một nút của xuất tuyến hoặc với nútgiới hạn trạm MV/LV và xuất tuyến (Node type feeder) được sử dụng trong ước

30