Phương án hợp lý xây dựng SCADA cho hệ thống điện việt nam

Trước khi bàn về đặt hệ SCADA trong lưới điện khu vực, ta hãy xét qua về phân cấp điều độ trong HTĐ Việt Nam; sự điều hành và tình trạng hiện nay của lưới điện khu vực.. Kỹ sư điều hành

Hội liên hiệp KHKT Việt nam

Liên hiệp hội kHKT công trình

Báo cáo tổng kết đề tài trọng điểm cấp nhà nước

Kc 03 Tự động hóa

Nghiên cứu, thiết kế, chế tạo các scada

phục vụ cho ngành năng lượng thay thế cho nhập ngoại

M∙ số kc 03.11

Chủ nhiệm: PGS Nguyễn trọng quế

Phần 1 Phương án hợp lý xây dựng scada

cho hệ thống điện việt nam

6684-1

28/11/2007

Hà nội – 2003

BÀN VỀ VIỆC ĐẶT HỆ SCADA TRONG ĐIỀU ĐỘ

CÁC LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

Tiến sĩ Lương Ngọc Hải

Hà Nội – 1 - 2002

Trước khi bàn về đặt hệ SCADA trong lưới điện khu vực, ta hãy xét qua về phân cấp điều độ trong HTĐ Việt Nam; sự điều hành và tình trạng hiện nay của lưới điện khu vực Tình hình đặt hệ SCADA trong hệ thống Điện Việt Nam hiện nay

1 Phân cấp điều độ hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam

Các mạng điện ở miền Trung, Nam, Bắc của nước ta hiện nay

đã được kết nối thành một hệ thống điện duy nhất thông qua đường dây trục 500KV Việc chỉ huy vận hành một hệ thống được chia thành ba cấp, theo mô hình tổ chức sơ đồ 1

Sơ đồ 1

Phân cấp điều độ HTĐ

điều độ cao nhất của toàn bộ HTĐ Việt Nam Theo điều 13 “quy trình nhiệm

vụ và phân cấp điều độ HTĐ”, A0 có 24 nhiẹm vụ cụ thể

Các điều

độ điện lựa các tỉnh Miền Bắc

Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia

Trung tâm điều độ HTĐ Miền Nam (Đ ĐM Nam)

Các điều

độ điện lựa các tỉnh Miền Trung

Điều độ CTĐL Thành phố HCM

Điều độ CTĐL Đồng Nai

Các điều

độ Điện lực các tỉnh miền Nam

Trong vận hành hàng ngày, A0 là nơi phát đi lệnh chỉ huy vận hành tới các cấp điều độ HTĐ miền (A1, A2, A3), tới các đối tượng khác thuộc quyền điều khiển là: Các nhà máy điện lớn, các trạm 500KV, Công ty truyền tải điện (CTTTĐ) Kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia trong ca trực của quyền: Độc lập theo tác trên các thiết bị thuộc quyền điều khiển; thay đổi công suất phải của nhà máy điện công suất nhận của các nhà HTĐ miền

để bảo đảm tần số hệ thống và an toàn cung cấp điện; Thay đổi công suất phản kháng (vô công) phát ra từ các nhà máy điện, từ các trạm bù thuộc quyền điều khiển, nhằm điều chỉnh điện áp tạ các nút chỉnh trên HTĐ (Điện

áp thanh cái 500KV, 220KV các trạm biến áp 500KV Hoà Bình, Đà Nẵng Pleicu, Phú Lâm; Điện áp thanh cái 220KV các nhà máy điện chính)

Ngoài ra, một nhiệm vụ quan trọng của kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia là chỉ huy xử lý sự cố và các hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của HTĐ Nhận, chuyển và xử lý kịp thời các thông tin liên quan trực tiếp đến công tác vận hành HTĐ

Một nhiệm vụ có tính chất quản lý của kỹ sư điều hành quốc gia là: Ghi chép đầy đủ nội dung công việc vào sổ nhật ký vận hành Lấy đầy đủ, chính xác các thông số và làm các báo cáo cần thiết

vụ tương tự Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia, nhưng trong phạm vi HTĐ miền Theo điều 14 của “quy trình nhiệm vụ và phân cấp điều độ HTĐ”, các điều độ miền có 22 nhiệm vụ cụ thể

Trong vận hành hàng ngày, Kỹ sư điều hành HTĐ miền là người chỉ huy vận hành hệ thống điện miền, thông qua các nhân viên trực nhật của các cơ sở (Điều độ viên các lưới điện khu vực, trưởng ca các nhà máy điện

đã phân câp, trực nhật các trạm thuộc quyền điều khiển) Thuộc quyền điều

khiển của Điều độ miền là: Các nhà máy điện vừa nhỏ, các trạm diesel, các phạm bù trong miền; Lưới điện truyền tải 220 – 110 – 66KV

Trong ca trực của mình, Kỹ sư điều hành HTĐ miền có quyền:

- Độc tiến hành theo tác trên các thiết bị thuộc quyền điều khiển, thay đổi sơ đồ nối dây cho phù hợp với tình hình thực tế

- Thay đổi công suất nhận của các đơn vị, đề nghị với kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia để thay đổi công suất phát của các nhà máy điện trong miền cho phù hợp với thực tế vận hành trong phạm vi ca của mình (chỉ huy việc điều chỉnh tần số trong HTĐ miền theo yêu cầu của Kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia)

- Khi hệ thống điện miền vận hành độc lập thì kỹ sư điện điều hành HTĐ miền chịu trách nhiệm điều chỉnh tần số trong hệ thống của mình

- Điều chỉnh điện áp ở những nút qui định trong HTĐ miền (Điện áp thanh cái máy phát của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển, điện áp 220KV, 110KV ở các nút kiểm tra của HTĐ miền) Việc điều chỉnh công suất vô công phát và từ các nhà máy phát điện, các trạm bù, đồng thời thông qua sự điều chỉnh của các máy biến áp có điều chỉnh dưới tải

- Chỉ huy sử lý sự cố

Cũng như kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia, kỹ điều hành HTĐ miền còn có nhiệm vụ có tính chất quản lý; Ghi sổ nhật ký vận hành vận hành, lấy các thông số và làm báo cáo cần thiết

2 Điều độ điện lực các tỉnh Nhiệm vụ của nó là chấp hành sự chỉ

huy của cấp Điều độ HTĐ miền để vận hành lưới điện phân phối trong phạm vi tỉnh, thành phố là: Các trạm phân phối, 110 – 66KV phân cấp cho điều độ lưới điện phân phối điều khiển; lưới điện phân phối; các trạm phát hiện nhỏ, trạm bù trong lưới điện phân phối Điều 15 của quy trình nhiệm

vụ và phân cấp điều độ HTĐ” đã quy định cụ thể 21 nhiệm vụ của cấp điều

độ lưới điện phân phối

Trong ca trực ban, điều độ viên lưới điện phân phối có quyền

- Thông qua nhân viên vận hành cấp dưới để chỉ huy banhành lưới điện phân phối

- Độc lập tiến hành thao tác trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển

- Thay đổi sơ đồ kết dây, thay đổi đồ thị tải của các đơn vị cho phù hợp với tình hình thực tế vận hành trong phạm vi ca của mình

- Thay đổi các nguồn công suất phản kháng trong lưới điện, thay đổi các nấc điều chỉnh điện áp ở những nút qui định trong lưới điện phân phối

- Tóm lại, sự phối hợp tương hỗ giữa ba cấp điều độ trong hệ thống điện Việt Nam giúp điều hoà phân bổ công suất trong toàn bộ hệ thống, bảo đảm hệ thống vận hành kinh tế (trong mức độ có thể), ổn định, với chất lượng điện (điện áp và tần số) đúng yêu cầu

Hiện nay, nhìn chung sự liên lạc chỉ huy và trao đổi dữ liệu giữa các cấp điều độ chủ yếu vẫn qua điện thoại (bộ đàm) Vài năm gần đây mới đưa vào sử dụng hệ SCADA/EMS ở cấp điều độ quốc gia (A0)

Ở cấp điều độ phân phối có thể nói chưa có hệ SCADA (SCADA/DMS)

II HỆ SCADA/EMS Ở CẤP ĐIỀU ĐỘ QUỐC GIA VÀ CẤP ĐIỀU MIỀN

Như đã biết, hệ thống SCADA cấp điều độ trung ương A0: RANGER Bailey (ABB) đã được lắp đặt năm 1999 – 2000 (xem phụ lục 2, báo cáo tổng kết đề tài “nghiên cứu cấu hình SCADA lưới điện Việt Nam”, PGS Nguyễn Trọng Quế, Hà Nội 12 – 2001) Hệ thống SCADA cấp điệu độ mỗi miền Trung, Nam, Bắc đã và đang lặp đặt Đồng thời các trạm phân phối 220KV cũng đã được lắp đặt các hệ SCADA(hệ SCADA/DMS) các trạm

220KV Nhà Bè, Sóc Sơn, Bắc Giang (ABB); các trạm 220KV Nam Định, Trang Bạch, Việt Trì, Phố Nối (Siemens) (Xem phụ lục 1 - Hệ điều khiển LSA – Siemens đặt lại trạm 220KV Nam Định, báo cáo tổng kết đề tài

“nghiên cứu cấu hình SCADA lưới điện Việt Nam”, PGS Nguyễn Trọng Quế)

Cần chú ý là các trạm 220KV kể trên được phân định thuộc quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia A0 Như vậy, có thể tạm coi là việc thu nhập trao đổi dữ liệu điều khiển gữa A0 và các điều độ miền, giữa A0 và các đối tượng thuộc quyền điều khiển và thuộc quyền kiểm tra của nó cơ bản

đã và sẽ được tự động hoá và giám sát liên tục Nói khác đi, hệ SCADA ở cấp Điều Độ quốc gia có thể tạm coi là đầy đủ trong tình trạng hệ thống điện Việt Nam hiện nay

Ngày nay, không còn ai nghi ngờ hiệu quả của hệ thống SCADA trong việc điều hành, quản lý vận hành hệ thống điện nói chung; đặc biệt là vai trò của SCADA trong Điệu Độ HTĐ quốc gia (A0) Có thể tóm tắt những

ưu điểm chính của việc lắp đặt hệ SCADA ở cấp điều độ A0 như sau:

- Tự động thu nhập, truyền và trao đổi các dữ liệu Giám sát và kiểm tra các thông số chính liên quan đến vận hành hệ thống (Phân bố công suất, điện áp các nút kiểm tra, tần số)

- Xác định cấu hình hệ thống và đánh giá hiệu quả khi thay đổi cấu hình hệ thống

- Tự động điều khiển các luồng công suất, bảo đảm vận hành hệ thống tối ưu, bảo đảm tần số yêu cầu

- Điều khiển sự phân bố công suất vô công để điều chỉnh điện áp ở các nút kiểm tra

- Giúp xử lý nhanh sự cố và ghi thông số sự cố

- Một ưu điểm quan trọng nữa của hệ thống SCADA là giúp cho công tác quản lý hành chính, lập báo cáo, lưu giữ số liệu, lập kế hoạch, dự báo nhu cầu tải

Tóm lại hệ SCADA đặt trong điều độ quốc gia và các Điều độ miền sẽ bảo đảm tự động hoá phần lớn các nhiệm vụ đề ra đối với kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia và HTĐ miền, nâng cao chất lượng điều hành và bảo đảm tính ổn định cao của HTĐ, bảo đảm sự vận hành kinh tế hệ thống

Các hệ thống SCADA ở Điều độ quốc gia, Điều độ miền và ở các trạm 220KV thuộc quyền kiểm tra của Điều độ quốc gia đều nhập ngoại Hơn nữa yêu cầu về nhiệm vụ của các hệ SCADA này khá cao và phức tạp; với trình độ cán bộ kỹ thuật trong nước khó có thể xây dựng một cách hoàn hảo Tuy nhiên, việc nghiên cứu một cách chi tiết tỉ mỉ cấu trúc và vận hành của các hệ SCADA này là rất cần thiết

Hiện nay, trong cấp điều độ lưới điện phân phối của HTĐ Việt Nam chưa đặt hệ SCADA Điều này làm cho hệ SCADA của các Điều Độ miền (A1, A2, A3) trở nên không phát huy được hết ưu điểm của nó Hệ chỉ bảo đảm sự tự động liên lạc, trao đổi dữ liệu hai chiều giữa Điều độ quốc gia A0

và các Điều độ miền, không có tự động thu nhập và trao đổi dữ liệu giữa Điều độ miền và Điều độ các tỉnh, thành phố thuộc phạm vi miền quản lý

Số sở Điện lực và nhà máy điện trong một HTĐ miền rất nhiều Ví dụ Điều độ HTĐ miền Bắc (A1) phải quản lý 23 Sở Điện lực và 7 nhà máy điện Nếu ta nhập ngoại các hệ SCADA đặt tại Điều độ các lưới điện phân phối thì vốn đầu tư sẽ rất lớn Hơn nữa nhiệm vụ của hệ SCADA đặt tại điều độ các lưới điện phân phối không nhiều và yêu cầu không cao như hệ SCADA đặt tại Điều độ HTĐ quốc gia và điều độ HTĐ miền Vì vậy đặt vấn đề trong nước tự nghiên cứu thiết kế và lặp đặt hệ SCADA đặt ở lưới điện phân phối là hiện thực và rất có ích

Trước khi đề cập đến vấn đề SCADA trong Điều độ lưới điện phân phối, ta hãy đề qua đến tổ chức điều hành và thực trạng các lưới điện phân phối và khu vực hiện nay

III TỔ CHỨC ĐIỀU ĐỘ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ HIỆN TRẠNG CỦA CÁC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1 Tổ chức điều độ vận hành của lưới điện phân phối

Trước khi nói đến tổ chức lưới điện phân phối, ta cần nhắc lại các thành phần của một hệ thống điện miền Nhìn chung một hệ thống điện miền bao gồm các nguồn phát công suất tác dụng và phản kháng (các nhà máy phát điện, các trạm bù) và lưới điện phân phối của các tỉnh, thành phố Quản lý vận hành và kinh doanh các lưới điện phân phối là các sở điện tỉnh, thành phố Ví dụ hệ thống điện miền Bắc (Hệ thống điện 1) bao gồm:

* Các nhà máy phát điện: Phả lại, Uông Bí, Ninh Bình, Hoà Bình, Thác Ba, tua bin khi Thái Bình (thuộc sở điện lực Thái Bình), thuỷ điện Bàn Thạch (Thuộc sở Điện lực Thanh Hoá), nhiệt điện Bãi Bằng (Thuộc Bộ Công Nghiệp), nhiệt điện Hà Bắc (thuộc Bộ Công nghiệp)

* Các trạm vù đồng bộ: Thái Nguyên (thuộc Sở Điện Lực Thái Nguyên, Việt Trì (thuộc Sở Điện lực Vĩnh Phúc), cột 5 (thuộc Sở Điện lực Quảng Ninh)

* Các sở điện lực: Gồm 23 Sở Điện Lực, quản lý 23 lưới điện phân phối của 23 tỉnh, thành phố, từ các tỉnh cực Bắc (Lạng Sơn, Sơn La ) đến các tỉnh Nghệ An, Hà Tĩnh ở cực Nam Một số Sở Điện Lực còn quản lý các trạm phát điện nhỏ và các trạm bù

Về các thành phần của một lưới điện phân phối bao gồm:

- Các trạm phân phối 110 – 66KV/22-10-6KV đã phân cấp cho điều

độ lưới điện phân phối điều khiển

- Lưới điện phân phối, thường có điện áp 6, 10, 22KV, có khi cả 35KV

Sơ đồ 2 là ví dụ về sơ đồ kết nối dây của trạm 110KV Nghĩa Đô, Hà Nội (E9) Trạm được cung cấp từ hai nguồn 110KV

Theo điều 132 của “Quy trình nhiệm vụ và phân cấp điều HTĐ” (QTNVPC-09-1999), thì các bộ phận trực tiếp tham gia công tác chỉ huy vận hành lưới điện phân phối của cấp điều độ lưới phân phối gồm:

- Bộ phận trực ban chỉ huy vận hành: Gồm các điều độ viên lưới điện phân phối Dưới quyền chỉ huy trực tiếp của Điều độ viên lưới điện phân phối là (theo điều 9): Trưởng ca kíp các trạm biến phân phối, trạm trung gian, trạm bù, các máy và trạm phát điện nhỏ ở cấp điện áp ≤ 35KV; trưởng ban các đơn vị cơ sở

- Bộ phận phương thức vận hành ngắn hạn

- Bộ phận phương thức vận hành dài hạn

- Bộ phận tính toán chỉnh định rơle bảo vệ tự động

- Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính

Ví dụ: đối với Công ty điện lực Hà Nội, bộ phận trực ban chỉ huy vận hành lưới điện phân phối Hà Nội được tổ chức theo sơ đồ 3 lưới dây:

Tổ chức ban chỉ huy vận hành lưới điện phân phối

Trực ban Điều độ lưới điện phân phối (B1) chấp hành sự chỉ huy của Điều độ miền A, thông qua trưởng kíp các trạm phân phối 119KV và trực ban các chi nhánh điện, để chỉ huy vận hành lưới điện phân phối Nhiệm vụ của B1 đã tóm tắt ở mục 1-3

Trực ban các trạm phân phối 110KV có nhiệm vụ: Thực hiện các lệnh đóng cắt của B1; xử lý các sự cố; hàng giờ khi các thông số U, I, P, Q, nhiệt độ máy biến áp; sau 24 giờ ghi sản lượng KWh; lập các báo cáo cần thiết

Các trạm hạ áp phụ tải không có trực ban thường xuyên và do các chi nhánh điện quản lý Các chi nhánh, ngoài nhiệm vụ vận hành (đóng/cắt

hạ áp, sửa chữa đường dây dưới 35KV), còn giữ trách nhiệm kinh doanh

Trạm hạ áp

phụ tải

Trạm hạ áp phụ tải

Trạm hạ áp phụ tải

Trạm hạ áp phụ tải

2 Hiện trạng các thiết bị trong lưới điện phân phối

Đa phần các trạm phân phối thuộc quyền điều khiển của lưới điện phân phối đều là các trạm cũ Các thiết bị trong trạm, cái thì đã được thay mới hiện đại, cái thì vẫn giữ của Liên Xô cũ Do đó các thiết bị trong trạm nhình chung là nhiều chủng loại, không đồng bộ (trừ các trạm mới) Ví dụ:

- Các máy biến áp 110KV hiện vẫn còn khoảng 30% là của Liên Xô

cũ Các máy biến áp Liên Xô cũ có điều chỉnh dưới tải bằng tay Các máy biến áp thì điều chỉnh dưới tải là tự động

- Các dao cách ly cũ đa phần điều khiển đóng/cắt bằng sào cách điện Các dao cách ly mới điều khiển bằng tay nếu cần

- Các đồng hồ cũng không đồng bộ, có loại số, có loại tương tự Các đồng hồ đo công suất và năng lượng loại cơ - điện vẫn chiếm phân lượng lớn

- Các rơle bảo vệ cũng ở tình trạng tương tự Tuy nhiên các rơle số

đã chiếm ưu thế

- Sự không đồng bộ của các thiết bị trong trạm sẽ gây khó khăn cho việc lắp đặt hệ SCADA cấp điều độ lưới điện phân phối, và đẩy vốn đầu tư lên cao

- Đường dây phân phối những năm gần đây đã được cải thiện nhiều Công suất trạm và đường dây về cơ bản đã thoả mãn phụ tải Sự cố cắt điện do quá tải giảm hẳn, chất lượng điện áp đã tốt hơn, tuy vẫn chưa đạt tổn thất điện áp yêu cầu, nhất là giờ cao điểm

Tuy nhiên, phía mạng hạ áp 0,4KV chưa có sự cải thiện đáng kể, 100% công tơ vẫn là loại cơ điện Việc quản lý kinh doanh chưa có tiến bộ

rõ rệt Tổn thất kinh doanh còn cao (ở lưới điện phân phối Hà Nội là khoảng trên dưới 100%; ở các lưới điện phân phối khác còn cao hơn)

IV BÀN VỀ ĐẶT HỆ SCADA Ở CẤP ĐIỀU ĐỘ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

Như đã ở mục II, hệ SCADA đã được đặt ở cấp Điều độ quốc gia A0 Các cấp Điều độ miền A1, A2, A3 cũng đã đang đặt hệ SCADA Sau khi đã đặt song hệ SCADA/EMS ở các cấp Điều độ miền và hệ SCADA/DMS ở các trạm 220KV thuộc quyền kiểm tra của cấp Điều độ quốc gia, thì hệ SCADA của cấp Điều độ gia tạm coi là đã hoàn chỉnh Số lượng hệ SCADA/EMS và hệ SCADA/DMS đặt ở trạm 220KV thuộc quyền kiểm tra của A0 là không lớn và đều nhập trọn bộ ở nước ngoài, ở đây không bàn tới

Cấp Điều độ các lưới điện khu vực của Việt Nam hiện nay đều chưa đặt hệ SCADA Nếu đặt thì số lượng yêu cầu sẽ lớn và có thể lắp ráp ở trong nước được Dưới đây ta sơ bộ bàn tới vấn đề này

1 Sự cần thiết phải đặt hệ SCADA ở các lưới điện khu vực

Dưới đây là vài nguyên nhân chính dẫn tới yêu cầu đặt hệ SCADA ở các cấp Điều độ lưới điện khu vực

a Nếu không đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực sẽ không khai thác hết khả năng của hệ SCADA/EMS đặt ở các cấp Điều

độ miền

Điều độ miền chỉ có thể tự động trao đổi dữ liệu với cấp Điều độ quốc gia A0 không thể tự động thu thập và trao đổi dữ liệu với các cấp Điều độ lưới điện khu vực do nó quản lý

b Về phương diện kỹ thuật vận hành lưới điện khu vực

Hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực sẽ hỗ trợ tối đa cho người vận hành các trạm, loại bỏ những sự cố chủ quan, hỗ trợ xử lý nhanh chóng các sự cố khách quan, hỗi trợ tốt cho công tác quán lý lưới điện (lập báo cáo, lưu trữ số liệu, phân tích đánh giá sự cố) Dưới đây là

một số nhiệm vụ chính đề ra thiết kế hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực

* Hệ SCADA phải đảm bảo khả năng điều khiển từ xa, điều khiển tự động (ví dụ tự động điều khiển các máy biến áp có điều chỉnh dưới tải, tự động đóng cắt tụ bù theo hệ số cosϕ và điều khiển tại chỗ

* Hệ SCADA phải bảo đảm khả năng tự động thu thập và truyền các thông số vận hành tại các trạm, theo dõi (giám sát) tình trạng các thiết bị ở các trạm

* Với các phần mềm đã viết sẵn cho một thao tác (ví dụ thao tác đóng/cắt cách ly, theo tác đóng cầu dao tiếp địa chỉ sữa chữa ), hoặc phần mềm viết sẵn cho một loại thao tác kế tiếp nhau (ví dụ các thao tác/ cắt đường dây tải điện), những sự cố chủ quan khi vận hành lưới điện sẽ bị loại trừ nếu dùng SCADA Các sự cố vận hành lưới điện gồm sự cố chủ quan và sự cố khách quan Sự cố chủ quan là những sự cố xây ra do sự nhầm lẫn của người vận hành Trở lại với ví dụ thao tác đóng/cắt đường dây tải điện Khi đóng đường dây tải điện phải theo trình tự sau:

1 – Đóng dao cách ly thanh cái

2 – Đóng dao cách ly đường dây

3 - Đóng máy cắt

Khi thao tác cắt điện đường dây, trình tự thao tác tiến hành ngược lại: 1- Cắt máy cắt

2 - Cắt dao cách ly đường dây

3 - Cắt dao cách ly thanh cái

Không tuân thủ thứ tự thao tác trên sẽ dân tới sự cố gây hư hại dao cách ly, có khi còn nguy hiểm đến tính mạng người thao tác Hệ SCADA, với lập trình trước tuần tự các thao tác điều khiển, sẽ loại bỏ được thao tác nhầm lẫn của người vận hành Hiện nay vẫn vòn có các sự cố chủ quan

trong điều hành lưới điện phân phối; việc loại bỏ nó nhờ dùng hệ SCADA là rất đáng quan tâm

* Nhờ các thiết bị ngoại vi như máy tính, máy in, hệ SCADA có khả năng ghi nhận các sự cố, giám sát được các tình trạng bất thường của thiết

bị, giúp người vận hành dễ dàng phân tích nguyên nhân sự cố và xử lý nhanh chóng Các công việc quản lý như lập báo cáo, lưu trữ, thống kê số liệu cũng được tự động hoá

c Về mặt quản lý kinh doanh lưới điện khu vực Hệ SCADA sẽ giúp tự động hoá nhiều khâu trong quản lý kinh doanh

Nhìn một cách tổng thể, công tác điều hành hệ thống điện là việc điều hành một hệ thống sản xuất, kinh doanh dịch vụ Tuy nhiên việc điều hành HTĐ quốc gia và HTĐ miền chủ yếu là điều hành kỹ thuật vận hành hệ thống; Bảo đảm hệ thống làm việc ổn định với độ tin cậy cung cấp điện cao, chất lượng điện tốt và tối ưu về mặt kinh tế Việc điều hành quản lý kinh doanh là rất đơn giản vì không trực tiếp với các khách hàng

Đối với điều hành lưới điện khu vực thì việc điều hành quản lý dinh doanh lạ là một khâu quan trọng và phức tạp vì số lượng khách hàng rất lớn và khác nhau Vì vậy, khi thiết kế hệ SCADA cấp điều độ lưới điện khu vực ta phải đặc biệt chú ý thoả mãn tự động hoá một số khâu trong quản lý kinh doanh Hãy lấy ví dụ điện hình sau: Từ lâu người ta đã nói đến chuyện công tơ hai giá để tính tiền điện khác nhau ở giờ cao điểm và bình thường

Ta có thể lắp đặt các loại công tơ số điều khiển ghi điện năng tiêu thụ ở giờ cao điẻm và giờ bình thường Do đó khách hàng khi nhận hoá đơn tiền điện hàng tháng sẽ thấy rõ lợi hại và tự động xắp xếp điều chỉnh thời gian dùng điện hợp lý, không cần sự vận động, giải thích

2 Tổ chức hệ SCADA điều hành lưới điện khu vực

Theo mục II – 1, Điều độ viên lưới điện phân phối điều hành lưới điện mình phụ trách thông qua các cấp dưới sau:

- Qua trưởng kíp các trạm phân phối để điều hành các trạm phân phối 110kV Nếu trong lưới điện có các trạm phát điện nhỏ thì không qua trực ca để điều hành các trạm này

- Qua trực ban các chi nhánh điện điều hành các trạm hạ áp 22 – 10 – 6/0,4KV Các chi nhánh điện còn làm nhiệm vụ sữa chữa đường dây và quản lý kinh doanh

Khi đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực, chỉ cần Điều độ viên ở trung tâm, thông qua hệ SCADA để điều phối, giám sát vận hành các trạm 110KV, các trạm hạ áp 22-10-6/0,4KV, trạm bù (nếu có) Không cần trực ban ở các trạm này Như vậy cấp chi nhánh điện không có nhiệm

vụ thao tác các trạm hạ áp, chỉ còn thuần tuý nhiệm vụ thao tác các trạm hạ

áp, chỉ còn thuần tuý nhiệm vụ kinh doanh và sửa chữa đường dây Nếu trong lưới điện có các trạm phát điện nhỏ thì có thể vẫn giữ liên lạc điện thoại (bộ đàm) giữa trực ban các trạm phát điện và Điều độ viên lưới điện Như vậy, tổ chức hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực có thể được

mô tả như ở sơ đồ 4

Trên cơ đồ, SCADA đặt ở trung tâm Điều độ lưới điện khu vực Nó thu thập dữ liệu gửi lên từ các trạm và truyền ngượi về các trạm và các lệnh điều khiển Thông qua các máy tính, máy in Điều độ viên thực hiện việc xử lý số liệu, giám sát tình trạng vận hành các trạm, đồng thời có thể giúp tự động hoá một số khâu do quản lý kinh doanh yêu cầu

Tại các trạm 110KV và các trạm hạ áp đặt hệ điều khiển và truyền tin

Nó gửi các số liệu vận hành thông tin về tình trạng thiết bị lên Điều Độ lưới

điện và nhận về các lệnh điều khiển Từ trung tâm SCADA hàng ngày còn phát đi các tín hiệu điều khiển làm việc của các công tơ hai giá

Sơ đồ 4

3 Nghiên cứu lắp đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện phân phối

Việc lắp đặt SCADA ở cấp điều độ quốc gia và cấp Điều độ miền là một yêu cầu bức thiết Với đường dây 500KV dài xuyên Bắc – Nam, hệ thống khó lòng vận hành ổn và an toàn cung cấp điện, nếu không điều hành bằng

hệ SCADA ở cấp điều độ quốc gia

Đối với điều độ lưới điện khu vực thì có khác theo phân tích ở trên thì lợi ích của việc đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực là rõ ràng Tuy nhiên nó không phải là yêu cầu bức thiết sự cố xảy ra ở lưới điện khu vực khó có thể gây mất ổn định hệ thống Thực tế hiện nay hệ thống vận hành được khi chưa có hệ SCADA ở cấp điều độ lưới điện khu vực Do sự rộng lớn của lưới điện khu vực, yêu cầu vốn đầu tư cho việc lắp đặt hệ SCADA lớn, nên theo chúng tôi việc đặt hệ SCADA ở cấp điều độ khu vực

Điều độ lưới điện khu vực SCADA

hạ áp

Điều khiển các công tơ hai giá Điều độ miền

chỉ hợp lý khi có sự phát triển mạnh hơn của nền kinh tế đất nước nói cung Hơn nữa nên chia việc lắp đặt làm ba giai đoạn

* Giai đoạn 1: Đặt hệ SCADA ở Điều độ các lưới khu vực và nó chỉ giao tiếp với các trạm phân phối 110KV, các trạm bù Đương nhiên là cần

cả giao tiếp với Điều độ miền Các đầu ra giao tiép với các trạm hạ áp 22/0,4KV và đầu ra điều khiển các công tơ hai giá còn để ngỏ

* Giai đoạn 2: Thực hiện việc giao tiếp giữa Điều độ lưới điện khu vực

và các trạm hạ áp 6-22/0,4KV

* Giai đoạn 3: Thay thế công tơ – cơ bằng công tơ hai giá, đồng thời với việc hoàn thiện mạng hạ áp 0,4KV

Thời điểm bắt đầu của từng giai đoạn phụ thuộc sự tăng trưởng kinh

tế đất nước nói chung và tiềm năng vốn của ngành Điện lực nói riêng

Tuy nhiên, theo chúng tôi thì việc nghiên cứu thiết kế, lắp đặt thử nghiệm hệ SCADA thuộc cấp Điều độ lưới điện khu vực (ở giai đoạn 1 và 2) phải bắt đầu ngay Nếu không đến, khi yêu cầu lắp đại trà, chúng ta sẽ không có sản phẩm đủ tín nhiệm để cạnh tranh và sẽ để cơ hội sản phẩm

đủ tín nhiệm để cạnh tranh và sẽ để tuột vào tay các hãng nước ngoài Để

có được một thiết kế hoàn chỉnh, sau đó là lặp đặt, chạy thử nghiệm, đến khi được công nhận (bởi khách hàng) là một sản phẩm chuẩn hoá hoàn chỉnh, có chất lượng đảm bảo, phải cần thời gian nhanh từ 2-3 năm, chậm

có thể tới 4-5 năm!

V YÊU CẦU VỀ CÀI TỔ CƠ CẤU TỔ CHỨC ĐIỀU HÀNH HTĐ

Khi áp dụng một tiến bộ KHKT mới vào trong sản xuất, ngoài yêu cầu cải thiện chất lượng sản phẩm, một vấn đề lớn cũng rất được quan tâm là hiệu quả kinh tế của nó Việc áp dụng hệ SCADA vào trong diều hành HTĐ cũng không nằm ngoài qui luật đó

Vì vậy song song với giai đoạn lắp đặt hệ SCADA trong lưới điện khu vực phải nghiên cứu cơ cấu tổ chức điều hành HTĐ mới phù hợp, chỉ lấy một ví dụ nhỏ: Hiện nay, để vận hành một trạm phân phối 110KV ở Hà Nội cần có biến chế từ 6÷10 người khi có hệ SCADA thì không cần trực trạm 110kV Như vậy, với 10 trạm 110KV ở Hà Nội đã thừa ra khoảng 180 người, chưa kể việc giảm biên chế ở các chi nhánh điện khi có hệ SCADA Không chỉ đơn thuần việc giảm lực lượng lao động, mà còn phải cải tổ cả

cơ cấu tổ chức từ dưới lên trên cho phù hợp Điều này quả không dễ đối với ngành điện!

Hiện nay, vì chưa nghiên cứu kỹ nên ta chưa thể nói được phải cải tổ

ra sao Nhưng một đièu chắc chắn là một cơ cấu tổ chức điều hành HTĐ dựa trên con người, không thể thích hợp với một cơ cấu tổ chức điều hành

tự động thông qua hệ SCADA

Một HTĐ điều tra dựa trên hệ thống SCADA hoàn chỉnh sẽ không thể phát huy hiệu quả kinh tế nếu không có cải tổ cơ cấu tổ chức điều hành thích hợp Rất có thể cơ cấu tổ chức điều hành cũ lại còn gây khó khăn cho việc điều hành tự động

BÁO CÁO TỔNG KẾT GIAI ĐOẠN 1 ĐỀ TÀI:

SCADA HỆ THỐNG ĐIỆN

I THU THẬP TÀI LIỆU

1 Thu thập số liệu của HTĐ Việt Nam

- Bản đồ HTĐ Việt Nam 1/2002 Từ A0 đến các trạm 220/110KV tức HTĐ chính Việt Nam, thực hiện các chức năng EMS và DMS

- Bản đồ HTĐ Hà Nội gồm 18 trạm 110KV (E1 – E18) phân phối điện xuống các quận huyện thành phố Hà Nội

(Tất cả các trạm 35, 15, 11, 6/0.4KV)

- Sơ đồ một số trạm 110KV tiêu biểu

- Một số mạng điện của sở điện lực địa phương: (Đông Anh, Hoàn Kiếm)

- Sơ đồ nối dây một số trạm hạ thế tiêu biểu

- Các sơ đồ này đủ để đặc trưng cho HTĐ Việt Nam

2 Phương hướng phát triển HTĐ Việt Nam trong thời gian 2010-2020

(Bài viết của giáo sư Trần Đình Long)

3 Tài liệu về hệ thống thông tin đo lường điều khiển hệ thống điện Việt Nam

- Tài liệu trung tâm điều độ quốc gia A0 (hệ Ranger của Balley ABB)

- Hệ thống SCADA của trạm biến áp 220KV

(Trạm Nam Định)

- Các chức năng và yêu cầu của hệ thống thông tin đo lường và điều khiển HTĐ (Trần Đình Long, Lương Ngọc Hải, Trần Kỳ Phục)

- SCADA thực nghiệm ở trạm 110KV Ba La Hà Đông

3 Tài liệu quy trình quy phạm quản lý kỹ thuật hệ thống điện Việt Nam:

- Quy trình quản lý hệ thống điện toàn quốc của EVN (năm 2000)

- Quy tình quản lý hệ thống khu vực I (1996)

Tuy nhiên, số liệu phục vụ cho việc thực hiện các chức năng trên coi như chưa có gì, có nghĩa là mạng SCADA chỉ thu được số liệu của năm

ba trạm biến thế 500KV, 220KV, còn các nguồn phát điện liên hệ với A0còn rất lỏng lẻo

Cấp 2: Cấp A1, A2, A3 còn đang lắp chưa có thông tin đầy đủ về các trung tâm này Đây là cấp trung gian, mục đích là chia sẻ chức năng của

A0

Cấp 3: Cấp điều khiển công trình: Nhà máy, trạm biến áp lớn (ứng với sơ đồ HTĐ toàn quốc Việt Nam)

- Các nhà máy mới được xây dựng do tiền vay và viện trợ ODA, có

hẹ SCADA của bản thân nhà máy, chưa được, hoặc chỉ mới lẻ tẻ nối với hệ thống I&C của hệ thống điện quốc gia (A0)

- Các nhà máy cũ, chưa có hệ SCADA của riêng nhà máy, do đó không có liên hệ với A0

Đối với trung tâm điều độ Quốc gia coi như đã có hệ thống I&C Hệ I&C đã được trang bị phần cứng và phần mềm có đủ khả năng thực hiện các nhiệm vụ: Thu thập số liệu (DAQ), MES (Expert System), MDS (Data Management System) EXS (Enptert System) và BMS (Business Management System) Tuy nhiên, thông tin có được sử dụng được từ HTĐ còn rất ít

- Một số trạm 500KV

- 5-10 trạm 220KV

- Một số nhà máy điện hiện đang mới xây dựng

- Thông tin giữa A0 ,A1, A2, A3

Để có thể nhận thông tin của trên 300 trạm trạm 220/110KV cần phải đầu tư rất nhiều về SCADA trạm và rõ ràng đây là một vấn đề khó khăn

Vì vậy trước mắt ở các trung tâm điều độ A0 ,A1, A2, A3 phải thực hiện các lệnh sau thì mới phát huy được hiệu quả đầu tư, mới phục vụ cho các chức năng mà HTĐ Viiệt Nam yêu cầu thể hiện trong các quy trình, quy phạm

a Xây dựng thủ tục và tiêu chuẩn thông tin dùng để nối các trạm với các trung tâm điều độ hiện có (đã có SCADA hay chưa có SCADA) điều này rất cần về kỹ thuật truyên tin (Tôpô, cấu hình, thủ tục, phương tiện thông tin) đảm bảo một sự thống nhất trong

hệ thống, đảm bảo kinh tế, tiện lợi cho việc vận hành và sửa chữa Tốt nhất là phải nghiên cứu thật kỹ đề ra tiêu chuẩn để cho mọi thiết kế SCADA đều phải tuân thủ tiêu chuẩn này (Server RDAS)

b Học tập tìm hiểu và khai thác các hệ đã có trong trung tâm, vận dụng trên các chức năng yêu cầu của hệ thống

- EMS: Trên cơ sở các dữ liệu thu được (tự động hoặc thông qua các phương tiện thông tin khác) chạy thử trên mô hình, ghi lại và kiểm tra lại bằng lý thuyết, tính toán và hiện tượng thực tế xảy ra trên HTĐ

Bao giờ kết quả thử đúng, có thể chạy bán tự động trên hệ thực (thu thập kết quả tự động, và EMS chạy tự động)

Có làm như vậy thì sau này khi có đầy đủ thông tin mới có thể triển khai thác tự động đựơc

- DMS: khi làm việc được với Server EMS ta có thể phát triển ra hệ DMS (Data Management System) Đây là hệ quản lý thông tin phục vụ cho việc phát triển và khai thác hệ thống

- DTS: Đây là 1 phần của hệ chuyên gia hệ thống điện Nó gồm có DAS (Data Accquition System), DS (Diagnostic System) và DTS (Data Training System hay Technical guidance dauce System)

- Phần này phải tự làm lấy cho sát với hệ thống điện Việt Nam và

là phần rất đắt nếu thuê nước ngoài thực hiện Có thể mua các phần mềm cung cụ chung sau đó áp dụng cụ thể cho lưới điện

Việt Nam Nhiệm vụ này chỉ có EVN mới giải quyết được nếu biết tập hợp chuyên gia trong và ngoài nước

3 SCADA trạm

Tổ chức

a Trạm, nhà máy, các lộ lớn là thuộc cấp 3 cấp 4 trong hệ thống điện Việt Nam

Hiện nay trên toàn quốc (theo bản đồ HTĐ quốc gia) có trên khoảng

10 trạm có hệ thống SCADA Vì vậy việc trang bị SCADA đầy đủ cho trên

300 trạm biến áp 220, 110KV không phải là chuyện nhỏ và bây giờ tất cả mọi người đều thấy: Ta có thể tự lực xây dựng được hệ SCADA trạm với tổn phí nhỏ hơn nhiều so với đặt ở nước ngoài

Về cấu hình trạm biến áp và trạm phân phối, đều giống nhau và đã được chuẩn hoá Hệ SCADA do đó cũng phải chuẩn hoá Vì vậy nếu có thể bỏ công ra thiết kế cơ bản cho 1 trạm nhân ra cho các trạm khác là việc hoàn toàn có lợi về kinh tế và kỹ thuật Do đó đầu tư xây dựng mẫu một cách đầy đủ, hệ SCADA cho trạm 110/220KV là việc phải làm

Hiện nay đã có những cơ quan trong EVN và ngoài EVN đã tiến hành những nghiên cứu bước đầu, nay phải tổ chức lại rút kinh nghiệm, xây dựng thành SCADA trạm mẫu để phổ biến

b.Thông tin thu thập: Hệ SCADA trạm phải thu thập các thành phần thông tin sau:

- Thu thập số liệu đo lường: Hiện nay người ta đã sử dụng các Transducer thông minh (dạng số)

- Trạng thái máy cắt, dao cách ly các rơle số (trạng thái logic)

- Bản báo cáo sự cố của các rơle số hợp bộ, dưới dạng bản tin (Event Recorder)

Các thông tin này phải được tổ chức truyền đi theo chu kỳ tự động

Chọn một cấu hình Concentrator nào cho hợp lý có thể làm việc ấy trên cùng một bus là một vấn đề hiện đang được nghiên cứu trên thế giới

c Hệ truyền tin phân bố Hệ SCADA trạm là hệ phân bổ:

Số liệu phải lấy từ các ví trí sau:

- Trên thanh cái 110, 220 KV

- Trên thanh cái trung áp ở các lộ của các trạm phân phối, để có đủ thông tin về truyền tải của mỗi trạm Như vậy số liệu cũng “khá hơn”; khoảng cách truyền tin cũng không ngắn lắm Phải tổ chức thành một mạng phân bố, phải tổ chức cơ sở dữ liệu và quản lý thông tin về các số liệu này hàng giờ, hàng ngày, hàng tháng Nói chung hệ SCADA của trạm phải được thiết kế rất cần thể để tránh thiết thông tin, các hệ thống SCADA cũ thường hay bị lạc hậu và nhất là không tương thích với nhau Nối với nhau đòi hỏi phải có thiết bị ghép nối và đòi hỏi nhiểu hiểu biết về kỹ thuật truyền tin

Trong hệ thống điện, nếu mua hệ SCADA của nhiều nhà cung cấp khác nhau ta chưa có tiêu chuẩn cụ thể chặt chẽ sẽ vấp phải tình trạng không tương thích và sẽ lãng phí tiền và nhất là phân tán lực lượng kỹ thuạt không câfn thiết trong khi ta còn rất thiếu người có khả năng về thông tin công nghiệp

4 SCADA cho hệ thống kinh doanh

Trong lưới điện Việt Nam, theo tổ chức của EVN, phần kinh doanh điện năng năm ở các điện lực quận, huyện

- Ở đây, điện năng được bán trực tiếp cho người tiêu thụ

- Đóng cắt, sữa chữa, phát triển là ở cấp này

- Tính toán hiệu quả kinh doanh cũng là ở cấp này

Để đảm bảo hiệu quả kinh doanh, ở đây cần tổ chức hệ thống SCADA phục vụ đầy đủ thông tin cho việc theo dõi tình hình lưới điện

phục vụ kinh doanh Hệ thống điện ở đây gồm mạng lưới trạm biến thế (không có người), đặt ở các khu dân cư phân phối điện, một hệ thống máy cắt tại trạm, bên phía trung thế của trạm 110 KV phục vụ cho việc đóng cắt tải cho khu dân cư, các cầu dao trung thế phục vụ cho việc các ly thiết

bị khỏi lưới điện, phục vụ cho việc sữa chữa biến áp, các aptomat hạ thế, công tơ phản kháng hạ thế để đo điện áp, các biến dòng hạ thế, công tơ

ba pha hạ thế, công tơ phản kháng hạ thế (theo sơ đồ điển hình trạm biến thế 35 6KV/0,4KV và trạm treo)

Đó là các thiết bị tối thiểu cho việc theo dõi các trạm biến áp và phụ

vụ cho việc khai thác kinh doanh điện năng Các con số này được tập trung về điện lực quận huyện

Trong các trạm hiện có đã có đầy đủ các biến dòng, các phân áp hay biến điện áp, các công tơ tác dụng phản kháng đặt tại chỗ Người quản lý chỉ ghi giá trị đo trong các tua kiểm trâ và sửa chữa

Để đảm bảo tính hiệu quả kinh doanh, việc xây dựng hệ SCADA kinh doanh này là cần thiết Nó sẽ phục vụ cho việc quản lí kỹ thuật lưới

hạ thế đảm bảo chất lượng điện đến người tiêu dùng, đảm bảo hiệu quản kinh doanh

Hệ thống SCADA phải đảm bảo hiệu quả kinh doanh

- Thu thập đủ thông tin cần thiết cho người quản lý lưới hạ áp đảm bảo chất lượng cho người tiêu dùng

- Thống kê được sơ đồ phụ tải các trạm, thống kê lần và giờ mất điện ở các nơi, theo dõi được vạn hành các trạm, đánh giá được tính kinh tế, kỹ thuật của các trạm hạ áp không người

- Số lượng trạm rất lớn (vạn trạm) vì vậy thiết kế phải rẻ tiền để phổ biến

- Xây dựng SCADA một số trạm này để thử nghiệm là vừa khả

năng và vừa cấp thiết phục vụ cho việc nâng cao hiệu quả quản

lý kinh doanh điện năng

5 Hệ thống cơ tơ khách hàng

Với hệ thống công tơ hiện nay, có những nhược điểm sau:

- Số lượng người đi đọc công tơ phải rất nhiều, độ tin cậy không cao

- Không thể triển khai, tính toán thưởng phạt cho hộ dùng điện

khuyến khích sử dụng điện ở các giờ thấp tải

- Muốn như vậy phải có một hệ thống công tơ cơ tính năng tốt và có

phổ biến dễ dàng với giá thành hạ

Vì vậy, thiết kế một hệ thống công tơ số có nhiều giá, rẻ tiền, lại có

khả năng thông tin cho người ghi điện, đảm bảo việc vào ra máy tính tế

toán, là một vấn đề cần thiết phải đặt ra

Hiện nay mới ra đời một số IC chuyên dụng để đo công suất và năng

lượng với giá thành rất hạ, độ chính xác cao Việc ứng dụng IC này vào

công tơ số nhiều giá phải được đặt ra

Chủ nhiệm đề tài KC-03-11

PGS Nguyễn Trọng Quế

NHIỆM VỤ THƯ THIẾT KẾ HỆ ĐIỀU KHIỂN VÀ BẢO VỆ CÁC TRẠM BIẾN ÁP PHÂN PHỐI 110-220

KV TƯƠNG LAI

Khi xây dựng nhiệm vụ này, chúng tôi đã tự đặt mình vào hai vị trí để soạn thảo:

• Ở vị trí người vận hành quản lí trạm, đề ra những nhiệm vụ chính có tính khái quát ở một trạm biến áp phân phối Dựa vào đó nhà thiết kế sẽ xây dựng hệ điều khiển và bảo vệ

• Ở vị trí người thiết kế: Kết hợp hiểu biết của mình và tham khảo ý tưởng thiết kế vài trạm phân phối ở miền Bắc, do các hãng nước ngoài thực hiện, chúng tôi đề ra những yêu cầu chi tiết của từng mục đích điều khỉên vận hành cụ thể trong trạm Nhìn chung, khi chi tiết hoá nhiệm vụ thiết kế, chúng tôi đều hình dung sơ bộ giải pháp kỹ thuật thực hiện Điều đó đảm bảo tính khả thi của nhiệm

vụ thư thiết kế, phù hợp với trình độ thiết kế của Việt Nam

• Những ví dụ thuyết minh cho nhiệm vụ thư đều dựa trên giả định thiết kế điều khiển - bảo vệ cho trạm phân phối 110KV, E9 – Nghĩa Đô, thuộc sở Điện lực

Hà Nội

PHẦN I ĐẶT VẤN ĐỀ

Chương 1 Khái quát những nhiệm vụ chính đề ra cho thiết kế hệ điều khiển và bảo vệ trạm

1.1 Mở đầu

Các trạm phân phối tương lai yêu cầu đảm bảo theo hướng “máy tính hoá điều khiển và quản lý phân tán” Mặt khác, vì vậy trong hệ thống SCADA hệ thống điện quốc gia, nên yêu cầu trạm phân phối đảm bảo “tính mở”, nghĩa là nói có thể liên hệ với cấp điều khiển cao hơn và giao tiếp được với các trạm hạ áp cuối cùng (10-20/0.4KV) trong lưới điện phân phối Theo phân cấp quản lý hiện hành thì cấp cao điều khiển trực tiếp các trạm phân phối là Sở Điện lực các tỉnh, thành phố Tuy nhiên, tương lai khi xây dựng được hệ SCADA hoàn chỉnh, thì cấp trên trực tiếp điều khiển các trạm phân phối có thể là cấp Điều Độ miền, Hiện nay, việc quản lý các trạm hạ áp cuối cùng thuộc chi nhánh điện các quận, huyện Tuy nhiên, theo chúng tôi, tương lai cần phải ở ra sự giao tiếp giữa trạm phân phối và các trạm hạ áp cuối cùng Sự giao tiếp bước đầu có thể chỉ giới hạn ở việc truyền thông tin lên trạm phân phối tình trạng làm việc của các thiết bi, về các thông số

đo lường trong vận hành ác trạm hạ áp cuối cùng Từ trạm phân hoạt động của công tơ hai giá (nếu có yêu cầu) đặt ra tại một số trạm hạ áp cuối cùng

Hướng “máy tính hoá điều khiển và quản lý phân tán”, tạo điều kiện rất thuận lợi cho việc tự động hoá quản lý kinh doanh điện Tuy nhiên chúng tôi hoàn toàn không có vốn kiến thức về quản lý kinh doanh Hơn nữa tự động hoá quản lý hành chính kinh doanh của ngành điện hiện hành, điều mà nghe chừng còn rất xa vời

Vì vậy trong nhiệm vụ thư thiết kế này còn để ngỏ vấn đề tự động hoá kinh doanh Dưới đây sẽ khái quát các nhiệm vụ chính của hệ thống điều khiển - bảo vệ trạm

1 Điều khiển các thiết bị đóng/cắt đơn lẻ

2 Điều khiển liên tiếp, theo trình tự các thiết bị đóng cắt

3 Điều khiển chức năng tự động đóng lại của đường dây (AR)

4 Điều khiển bộ điều áp dưới tải của máy biến áp (OLTC)

5 Điều khiển đóng cắt mạch tự dùng của trạm

6 Điều khiển giàn tụ bù

7 Yêu cầu khả năng cảnh báo, giám sát từ xa vận hành trạm

8 Bảo đảm khả năng tự động cắt phụ tải theo thứ tự ưu tiên

1.2 Cấu hình của hệ thống điều khiển và bảo vệ trạm

Cấu hình chi tiết của hệ thống điều khiển- bảo vệ trạm sẽ do thiết kế quyết định tuy nhiên bất kỳ một trạm nào về cơ bản cũng sẽ có những khối cơ bản chung nhất, Hình 1.1 là khái quát cấu hình của hệ điều hành

Hình 1.1: Cấu hình của hệ điều khiển - bảo vệ, tiếp cận theo chức năng

1.3 Yêu cầu về phần cứng của hệ điều khiển - bảo vệ

Hình 1.1 đã mô tả các phần cứng chính của hệ điều khiển bảo vệ, bào gồm:

• Bàn điều khiển tại trạm: Trên đó máy tính cá nhân PC, máy in “bàn phím chức năng” Bàn điều khiển ở trạm có thể có thêm môđem để liên lạc với cấp cao hơn qua mạng internet, điều này cho phép thông nhất liên lạc từ cấp cao xuống cấp thấp, và phù hợp với xu thế phát triển của công nghệ quản lý tập trung thông qua công nghệ web (hướng triển khai hợp nhất sẽ được trình bày trong Chương 5)

• Khối điều khiển chủ đạo: là trái tim điều khiển của hệ Nó gồm các CPU, PLC, các bộ nhớ dung lượng khá lớn, các modul thông tin để giao tiếp với bên ngoài Ta thấy yêu cầu điều khiển và bảo vệ của trạm phân phối 110 – 220KV

Bàn điều khiển tại trạm

Giao tiếp với cấp điều khiển cao hơn

Giao tiếp với cấp điều khiển thấp hơn (10-22/0,4KV)

Khối điều khiển chủ đạo

Hệ rơle số bảo vệ

Hệ thu thập

dữ liệu

Các thiết bị cần được điều khiển và bảo vệ

không nhiều và cũng không phức tạp Do đó việc xây dựng tốt khối điều khiển chủ đạo là hoàn toàn nằm trong tầm tay các nhà thiết kế tin học trong nước

• Hệ rơle bảo vệ: Hiện nay, hệ rơle bảo vệ các trạm phân phối 110KV ở ta rất đa dạng và chưa được chuẩn hoá Điều này gây khó khăn cho việc thực hiện chuẩn hoá điều khiển bảo vệ các trạm biến áp phân phối

Trên cơ sở nguyên lý kinh điển của các rơle bảo vệ như bảo vệ quá dòng, bảo vệ khoảng cách bảo vệ so lệch, bảo vệ theo hướng công suất truyền tải , các hãng nổi tiến như ABB, Schneider, Siemens đã tạo nên các modul rơle số chức năng

có chất lượng bảo vệ tốt hơn (độ tin cậy, tính chọn lọc, tính tác động nhanh) Nhờ các modul này mà việc thiết kế hệ thống bảo vệ rơle rễ dàng, linh hoạt hơn Yêu cầu đối với thiết kế rơle là: Nghiên cứu, tính toán, chọn các modul rơle của các hãng nước ngoài thích hợp nhất (về mặt kinh tế và kĩ thuật) cho việc bảo vệ trạm phân phối Ta có thể phân các modul này thành hai nhóm là khối rơle bảo vệ chuẩn hoá:

- Khối rơle chuẩn hoá bảo vệ các đường dây, thanh cái điện áp cao 220KV bà bảo vệ các máy biến áp

110 Khối rơle bảo vệ các đường dây phân phối trung áp (10110 22KV) Khối này khá đơn giản, rơle đặt ngay tại tủ các đường dây phân phối Ví dụ trạm 220KV Nam Định, các đường dây phân phố trung áp 22KV được trang bị các tủ hợp bộ 8BJ50 với rơle bảo vệ 7SJ351

Yêu cầu hệ rơle, ngoài nhiệm vụ xử lí dữ liệu và để phát tín hiệu cắt đối tượng bảo vệ thông qua các khối vào ra, còn phải đưa tín hiệu về khối điều khiển chủ đạo, nhằm cảnh báo và ghi lại sự cố

• Hệ thu thập dữ liệu: thu thập các thông tin cần thiết cho việc điều khiển, bảo vệ, đo lường Ví dụ: U, I, P, Q của từng đường dây, nhiệt độ dầu máy biến áp, mức dầu trong máy biến áp, vị trí nấc của OLTC, chất lượng điện tự dùng Hệ thu thập dữ liệu sẽ làm việc trực tiếp với các thiết bị đo lường để thu thập các

thông tin cần thiết điều này sẽ đảm bảo tương thích đối với các hệ thống hiện hữu Mặt khác để đáp ứng với các modul hiện đại và các hệ thống rơle số, hệ thu thập

dữ liệu cũng cần nối với hệ thống truyền tin để thu thập các thông tin được báo về

từ các rơle và các thiết bị

Việc tính toán thiết kế chính xác, tin cậy ccs hệ rơle bảo vệ và hệ thu thập

dữ liệu sẽ quyết định phần lớn sự làm việc tin cậy của hệ điều khiển - bảo vệ trạm

1.4 Phần mềm điều khiển và quản lý vận hành

Ngoài phần cứng, yêu cầu phải thiết kế xây dựng một số phần mềm chính sau:

• Phần mềm điều khiển các thiết bị

• Phần mềm thu thập, lưu trữ, báo cáo các thông số đo lường trong trạm

• Phần mềm thu thập, lưu trữ các sự cố, sự kiện trong vận hành trạm

• Phần mềm giám sát sự hoạt động của trạm

• Phần mềm làm nhiệu vụ kiểm tra phần thông tin giữa các khối thiết bị trong hệ thống điều khiển - bảo vệ trạm, giữa trạm với cấp điểu khiển cao hơn

Tóm lại, phần I và II ở trên đã cung cấp những yêu cầu khái quát, làm căn cứ cho thiết kế Tiếp theo sẽ chi tiết hoá các thao tác của từng mục đích điều khiển vận hành cụ thể trong trạm Trên cơ sở đó sẽ tạo dễ dàng hơn cho việc thiết kế chi tiết phần cứng và phần mềm điều khiển - bảo vệ trạm

PHẦN II

TRIỂN KHAI THIẾT KẾ

Chương 2: Triển khai hệ giao tiếp người máy

2.1.Triển khai thiết kế bàn phím chức năng

2.1.1.Mở đầu

2.1.1.1.Cấu trúc của bàn phím chức năng

Việc điều khiển trạm có thể sử dụng bàn phím máy tính PC để thực hiện một số chức năng điều khiển Tuy nhiên, đưa thêm vào bàn điều khiển trạm một bàn phím chức năng sẽ tạo sự dễ dàng và linh hoạt cho điều khiển vận hành trạm, tránh được

sự nhầm lẫn trong thao tác mặt khác đây cũng là cơ sở cho việc thống nhất hoá bàn phím điều khiển tại trạm với các bàn phím tích hợp với thiết bị điều khiển tại chỗ Bàn phím chức năng bao gồm một số phím điều khiển, ví dụ như ở Hình 2.1 Việc thiết kế bàn phím chức năng, số lượng các phím, ví trí các phím phải tuân thủ theo các tiêu chí sau:

- Phối hợp chặt chẽ với ngữ cảnh sử dụng và với thói quen của người dùng

- Phân nhóm rõ ràng theo chức năng

- Thiết kế cho người thuận tay phải

- Hạn chế nhầm lẫn khi sử dụng

- Hạn chế số lượng phím

Hình 2.1: Bàn phím chức năng

KeyLock F1 F2 F3 F4 F5 F6 F7 F8

H Shift

Các chức năng của các phím trên bàn phím

• Các nhóm từ F1 – F8 được gọi là các phím “gán động” Mỗi phím có thể giữ các chức năng khác nhau, tuỳ theo từng mục đích điều khiển cụ thể

và từng thao tác điều khiển cụ thể Các phím này được bố trí thành ba nhóm nhỏ, việc bố trí này dựa trên đặc tính khi sử dụng của chúng, số lượng các phím ở trong một nhóm nhỏ, việc định hướng sử dụng người điều khiển sẽ dễ dàng hơn Bên cạnh đó, các phím trong cùng một nhóm

sẽ có cùng một tính chất hoặc là hầu như không đổi ví dụ phím chức năng 7 và 8 sẽ hầu như không thay đổi chức năng

• Phím di chuyển con trỏ ←,↑,↓,→ Cũng có thể điều khiển con trỏ bẳng

“chuột” Chúng tôi khuyến khích việc sử dụng chuột để thao tác trên các màn hình, tuy nhiên việc sử dụng chuột cũng có thể dễ dẫn đến thao tác sai lầm của người vận hành nên luôn cần có các biện pháp xác nhận đối với các lệnh thao tác quan trọng

• Phím Home

• Ổ khoá khởi động S: Chỉ khi người vận hành tra chìa khoá vào ổ S và vặn tới vị trí đóng thì mới thực hiện được các thao tác điều khiển Hoá S coi như sự chứng nhận được uỷ quyền thao tác hệ điều khiển bảo vệ Có thể bàn phím chức năng có thêm vài khoá khác, khi thiết kế cụ thể, tuỳ theo yêu cầu thực tế sẽ thêm vào Trong thực tế, việc sử dụng khoá S sẽ chỉ được sử dụng lần đầu, và ổ khoá sẽ được thiết kế để khoá nằm luôn trong ổ khoá ở vị trí cho phép thao tác Vì lí do đó, ổ khoá được thiết kế

ở gốc trên bên trái sẽ không làm ảnh hưởng nhiều đến thao tác của người

sử dụng

2.1.1.2 Ưu điểm của menu bàn phím động

Với mỗi mục đích điều khiển khác nhau (ví dụ truy nhập bảng sự kiện, đóng/cắt dao cách ly đóng/cắt máy cắt, điều khiển bộ điều áp dưới tải máy biến áp ) sẽ chỉ

yêu cầu môt số thao tác chức năng xác định Nếu mỗi phím trên bàn phím chức năng chỉ được gán cho một thao tác chức năng cố định thì số phím yêu cầu sẽ rất nhiều và người thao tác sẽ rất dễ bị nhầm lẫn, khó nhớ và gặp nhiều trở ngại trong thao tác Vì vậy chúng tôi đưa ra giải pháp chỉ sử dụng một số lượng hạn chế các phím chức năng (8 phím “chức năng”) để thao tác Mỗi phím được gán nhiều chức năng khác nhau, tuỳ theo từng mục đích điều khiển cụ thể vì thế chúng được gọi là các “phím gán động” Khái niệm “động” ở đây có thể được hiểu theo các nghĩa sau:

- Động theo nghĩa trạng thái: các phím thuộc menu bàn phím có thể tự thay đổi trạng thái (xem phần 2.1.2.2) (cho phép/không cho phép người thao tác tác động )

Không cho phép Cho phép

Hình 2.2: Minh hoạ ý nghĩa động thái trạng thái của các phím chức năng

Trong trường hợp minh hoạ ở ví dụ Hình 2.2, ta thấy cùng một phím chức năng

“F2” nhưng phím có 2 trạng thái cho phép tác động và không cho phép tác động

- Động theo nghĩa chức năng: tự thay đổi chức năng theo tình trạng hiện hành của hệ thống, của trang màn hình hiện tại và tình trạng/tiến trình thao tác mà người vận hành đang thực hiện (ta gọi chung các yếu tố này ngữ cảnh tương tác)

Hình 2.3: Minh hoạ ý nghĩa động chức năng của các phím chức năng

Diagram 110KVF22

Diagram 110KVF22

Phần 2.1.2 sẽ giới thiệu chi tiết các thành phần hiển thị của một phím động Các menu bàn phím được sử dụng trong chương trình sẽ được trình bày trong phần 2.1.3

Hình 2.4: Các thông tin hiển thị trên một phím động

Như ta thấy nó có 2 phần chính, phần “từ gợi ý” và “Chỉ thị phím chức năng”

- Phần “từ gợi ý” là một từ thay hay một cụm từ ngắn gọn nhằm gợi ý cho người dùng về chức năng hiện tại đang được gán cho “phím động” này Phần “từ gợi ý” này cũng có thể thay đổi động, ứng với các thao tác xung khắc nhau, ví dụ:

Ta muốn thay đổi trạng thái hiển thị giá trị dòng điện của các thiết bị trên màn hình Có hai trường hợp xảy ra, hoặc là chuyển từ hiển thị sang không hiển thị (On sang Off) hoặc ngược lại (Off sang On)

Đây chính là hai trường hợp xung khắc, khi đó ta chỉ dùng một phím để thực hiện các thao tác tác này Minh hoạ cho trường hợp này, ở đây chỉ phần gợi ý thay đổi theo ngữ cảnh

Hình 2.5: Minh hoạ cho hai trường hợp xung khắc

a) Nhấn phím chức năng sẽ chuyển từ trạng thái hiển thị giá trị dòng điện sang trạng thái

ẩn giá trị dòng điện b) Nhấn phím chức năng sẽ chuyển từ trạng thái ẩn giá trị dòng điện

sang trạng thái hiển thị giá trị dòng điện

Dislay F 7

I On F4 I On F4

- Phần “chỉ thị phím chức năng”, cố định theo vị trí của phím chức năng trong menu bàn phím, nhằm mục đích nhắc người dùng tao tác sẽ tương ứng với phím với chức năng tương ứng nào

2.1.2.2 Các trạng thái của phím chức năng “động”

Để hạn chế tạo thao tác nhầm và giảm nhẹ việc xử lí thông tin khi sử dụng menu bàn phím động, một phím động sẽ 3 trạng thái chính: không cho phép tác động, cho phép tác động và vô nghĩa

Không cho phép Cho phép Vô nghĩa

Hình 2.6: Ba trạng thái của một phím “động”

- Trạng thái không cho phép tác động: là trạng thái mà lúc đó thao tác trên chức năng mà phím này tượng trưng được phép Sự không được phép này có thể là do các nguyên nhân, không có quyền điều khiển hợp lệ, tình trạng hiện tại của hệ thống không cho phép thao tác mà phím đó tượng trưng

- Trạng thái cho phép tác động: Người dùng được phép thao tác

- Trạng thái vô nghĩa: phím không được gán chức năng trng màn hình hoạt động hiện đại

2.1.2.3 Cách thao tác trên các phím chức năng

Có hai cách để thao tác trên các bàn phím “động” là dùng chuột “click phím trái của chuột khi con trỏ chuột nằm tại vị phím chức năng) và dùng bàn phím (nhấn phím chức năng tương ứng)

Hình 2.7: Thao tác bằng chuột

Diagram 110KVF2

Diagram 110KVF4

Diagram 110KVF4

F6