GIỚI THIỆU CHUNG
Giới thiệu
Để hướng tới lưới điện thông minh trong tương lai và nâng cao hiệu quả chỉ huy điều độ hệ thống điện theo thời gian thực, việc trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS và kết nối các nhà máy điện, trạm điện là điều cần thiết Hệ thống điện đã không thay đổi nguyên lý từ khi ra đời, nhưng đã ứng dụng công nghệ thông tin và viễn thông để quản lý hiệu quả hơn Sự phát triển của SCADA/EMS/DMS phụ thuộc vào sự tiến bộ của công nghệ thông tin và viễn thông Trên thế giới, hệ thống SCADA đã được áp dụng hơn 40 năm, trong khi tại Việt Nam, Tổng công ty Điện lực TP.HCM là đơn vị đầu tiên ứng dụng vào năm 1990 Đến nay, hầu hết các đơn vị điều độ ngành điện đã được trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS, tuy nhiên, một số hệ thống cũ không còn đáp ứng được sự phát triển mạnh mẽ của ngành điện Các Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia và các miền đã có hệ thống SCADA/EMS hiện đại do nhà thầu OSI của Mỹ cung cấp, đồng nhất giữa các cấp điều hành.
Tổng công ty Điện lực TP.HCM đang áp dụng phần mềm E-terra của Alstom để giám sát các TBA 220 và 110kV, cùng với phần mềm SmartVU của Survalent/Canada cho lưới 22kV Tổng công ty Điện lực miền Nam sử dụng phần mềm Spectrum Power7 để quản lý TBA 110kV và lưới 22kV, trong khi Công ty Điện lực Đồng Nai, thuộc Tổng công ty Điện lực miền Nam, cũng sử dụng SmartVU để quản lý 26 TBA 110kV và lưới 22kV Tổng công ty Điện lực miền Trung áp dụng phần mềm SmartVU và MicroSCADA Pro cho các TBA 110kV và lưới 22kV Cuối cùng, Tổng Công ty Điện lực Hà Nội và Tổng Công ty Điện lực miền Bắc đang đầu tư vào hệ thống SCADA/DMS và dự kiến sẽ đưa vào vận hành trong năm 2017.
Mặc dù các Tổng công ty điện lực phân phối đã triển khai hệ thống SCADA/DMS, hiện tại chỉ áp dụng chức năng SCADA cho việc thu thập dữ liệu, giám sát và điều khiển xa, mà chưa tận dụng các chức năng của hệ thống DMS và tự động hóa lưới trung thế Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã dẫn đầu trong việc tự động hóa lưới trung thế cho một số xuất tuyến, nhưng quy mô và chức năng vẫn còn hạn chế Việc kiểm soát trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện 110kV hiện nay vẫn diễn ra thủ công, giao cho nhân viên vận hành tại trạm theo dõi và thông báo cho điều độ viên để điều chỉnh các giàn tụ bù Hơn nữa, hầu hết các trạm biến áp 110kV vẫn còn nhân viên vận hành, mặc dù một số đã chuyển sang vận hành không người trực, nhưng việc tự động hóa vẫn chưa được triển khai.
Hệ thống SCADA/DMS của PCĐN sử dụng phần mềm SmartVU từ hãng Survalent/Canada để giám sát và điều khiển xa 26 TBA 110kV, 3 trạm cắt 22kV, cùng các xuất tuyến 22kV từ 2 trạm 220/110kV Long Bình và Long Thành, cũng như các thiết bị Recloser/LBS trên lưới 22kV.
Kiến trúc phần cứng bao gồm hệ thống mạng LAN kép, được thiết lập thông qua hai switch Ethernet, kết nối với các máy tính chủ Hệ thống truyền thông có các chức năng chính như được mô tả trong Hình 1.4.
+ Các máy tính chủ trên hệ thống bao gồm: SERVER1, SERVER2, OPERATOR1, OPERATOR2, ENGINEERING, HISTORIAL
Máy tính chủ SERVER1 và SERVER2 hoạt động theo cơ chế dự phòng nóng (Redundance), đảm bảo tính liên tục trong quá trình vận hành Chức năng chính của máy chủ SERVER là trao đổi dữ liệu giữa các nút SCADA bên ngoài và trung tâm SCADA, hỗ trợ cho việc mở rộng hệ thống một cách hiệu quả.
Máy tính chủ OPERATOR1 và OPERATOR2 được trang bị 04 màn hình, bao gồm một màn hình 65 inch, nhằm phục vụ cho việc giám sát và điều khiển các thiết bị thông qua giao diện đồ họa HMI.
+ Máy tính chủ HISTORY (01 màn hình): phục vụ cho việc lưu trữ và truy xuất dữ liệu SCADA
+ Máy tính chủ ENGINEERING (02 màn hình): phục vụ cho việc cấu hình, bảo trì và nghiên cứu phát triển mở rộng hệ thống
+ Máy tính Remote console: phục vụ việc giám sát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI
+ Các máy tính chủ kết nối với nhau thông qua Switch sử dụng giao thức mạng TCP/IP
Các máy tính chủ kết nối với các nút SCADA bên ngoài thông qua thiết bị Router và Terminal IO LAN, sử dụng giao thức mạng TCP/IP và IEC 60870-5.
Hệ thống Remote console bao gồm các máy tính đặt tại Trung tâm Giám sát (TTGS) và các Điện lực thuộc Công ty, kết nối về Trung tâm SCADA tại phòng Điều độ thông qua router Hệ thống này phục vụ cho việc giám sát và điều khiển các thiết bị thông qua giao diện đồ họa HMI.
+ RTU/ Gateway tại các nút SCADA bên ngoài thu thập, chuyển đổi dữ liệu và truyền tín hiệu SCADA về trung tâm SCADA
- Chức năng phần mềm SmartVU như sau: (Giao diện hình 1.4)
+ Giám sát kết nối truyền thông giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt
Tài liệu HUTECH thiết bị đầu cuối RTU/Gateway
Giám sát kết nối giữa các thiết bị tại trung tâm SCADA bao gồm máy tính chủ, Terminal, GPS, Switch và Router, đồng thời theo dõi trạng thái hoạt động Hot-Standby của máy chủ Server.
+ Giám sát kết nối giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt thiết bị đầu cuối RTU/Gateway
+ Giám sát trạng thái đóng/ngắt của thiết bị, giá trị vượt ngưỡng, tín hiệu 81 Trip, tổng công suất và tần số của hệ thống,…
Sơ đồ giao diện một sợi được hiển thị nhằm phục vụ cho việc giám sát và điều khiển Nó cung cấp các giá trị đo lường quan trọng như công suất hữu công (P), công suất vô công (Q), dòng điện (I), điện áp (U), hệ số công suất (Cos phi), nấc MBA, nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây, sóng hài (THD) và tần số của lưới điện.
+ Điều khiển đóng/ ngắt thiết bị từ xa
+ Ghi nhận tất cả các sự kiện và cảnh báo xuất hiện trên lưới
+ Ghi nhận các thông số điện và báo cáo theo thời gian
+ Ngoài ra còn có các phần mềm phụ trợ như Excel, phần mềm diệt virus
Hình 1.1 Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA/DMS của PCĐN
- Hệ thống mạng chuyền dẫn cho SCADA:
PCĐN đã xây dựng một mạng truyền dẫn khép kín, không kết nối với Internet, nhằm phục vụ việc truyền dữ liệu hệ thống SCADA từ các trạm biến áp 110kV về hệ thống SCADA trung tâm Hệ thống mạng này được thiết lập với hai cấu hình khác nhau để đảm bảo hiệu quả và an toàn trong việc quản lý dữ liệu.
Hệ thống đường quang vật lý của HUTECH được thiết kế theo hai hướng khác nhau, tạo thành mạng vòng nhằm đảm bảo kênh truyền ổn định cho hệ thống SCADA Các Switch được lắp đặt tại các trạm biến áp 110kV, tuân thủ tiêu chuẩn vận hành trong môi trường trạm biến áp theo IEC61850-3.
Hình 1.2 Hệ thống mạng truyền dẫn của hệ thống SCADA
Hệ thống SCADA tại TBA 110kV cho phép giám sát và điều khiển thiết bị qua màn hình HMI, nhưng hiện tại, sự đa dạng và không đồng nhất của hệ thống Local SCADA tại các TBA 110kV của PCĐN gây khó khăn trong vận hành và bảo trì Hơn 90% hệ thống SCADA vẫn sử dụng phương pháp truyền thống với tín hiệu đấu cứng, dẫn đến thời gian thi công kéo dài và độ tin cậy không cao Việc sử dụng nhiều phần mềm từ các đơn vị khác nhau cũng làm phức tạp công tác quản trị Do các quy định đầu tư xây dựng chưa rõ ràng, hệ thống SCADA hiện tại còn nhiều hạn chế, như thiếu khả năng lập trình tự động, đồng bộ thời gian không nhất quán, và khó khăn trong việc truy xuất cấu hình từ xa cho các thiết bị IEDs Cần có sự xem xét và quy định cụ thể để thống nhất hệ thống SCADA tại các trạm.
Từ năm 2017 đến 2020, PCĐN đã triển khai đề án kết nối các Recloser và LBS trên lưới trung thế, đồng thời ứng dụng chức năng FDIR Trong năm 2017, tất cả các Recloser đã được kết nối với SCADA, và hàng năm sẽ có kế hoạch nâng cấp để kết nối các Recloser/LBS cũ, với mục tiêu đến năm 2020 đảm bảo tất cả được kết nối vào hệ thống SCADA của PCĐN Bên cạnh đó, PCĐN sẽ áp dụng rộng rãi chức năng FDIR nhằm tiến tới tự động hóa lưới trung thế.
Mục tiêu và nội dung nghiên cứu
Đề tài “Ứng dụng phần mềm SmartVU để triển khai tự động hóa lưới điện khu vực tỉnh Đồng Nai” nhằm mục tiêu nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành lưới điện Nội dung nghiên cứu sẽ tập trung vào việc áp dụng công nghệ SmartVU để tối ưu hóa quy trình tự động hóa, cải thiện độ tin cậy và giảm thiểu sự cố trong hệ thống điện.
- Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình cho vận hành tự động các trạm 110kV và lưới điện trung thế
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế 22kV.
Tính cấp thiết của đề tài
Hiện nay, nhiều công ty Điện lực thuộc Tập đoàn đã chuyển các trạm biến áp 110kV sang chế độ vận hành không người trực Kế hoạch của PCĐN trong năm 2017 dự kiến sẽ chuyển ít nhất 9 trạm biến áp 110kV sang vận hành không người trực Điều này yêu cầu các Điều độ viên của PCĐN điều khiển từ xa tất cả thiết bị tại các trạm này và thường xuyên theo dõi trào lưu công suất phản kháng (Q) Họ cần quyết định đóng hoặc ngắt giàn tụ bù tại các trạm 110kV nhằm giảm thiểu Q trên lưới điện theo quy định của Tổng công ty Điện lực miền Nam Theo quy định, mỗi sáng, Điều độ viên phải đóng hơn 52 máy cắt tụ bù, và vào chiều/tối sẽ ngắt 52 máy cắt này.
Điều độ viên tại HUTECH phải quản lý và xử lý sự cố cho hơn 300 xuất tuyến từ 26 trạm biến áp 110kV, đối mặt với khối lượng công việc lớn và áp lực cao, dễ dẫn đến sai sót trong điều khiển lưới điện công nghiệp tại Đồng Nai Do đó, việc tự động hóa các trạm và lưới điện trung thế, cũng như lập trình phần mềm SCADA/DMS để hỗ trợ Điều độ viên trong một số công việc là nhiệm vụ cấp bách cần thực hiện.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Luận văn này nghiên cứu phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada, tập trung vào TBA 110kV và lưới điện trung thế của Điện lực Trị An.
Đề tài nghiên cứu tập trung vào phần mềm SmartVU, với mục tiêu lập trình để tự động đóng/ngắt tụ bù tại trạm Thống Nhất và điều khiển nấc MBA tại Trạm 110kV Phú Thạnh từ trung tâm SCADA Ngoài ra, nghiên cứu cũng phát triển chức năng tự động phát hiện sự cố, khoanh vùng và cô lập sự cố, cũng như khôi phục điện cho khu vực không bị ảnh hưởng từ hai xuất tuyến 22kV của Điện lực Trị An.
Ý nghĩa của đề tài
Hiện nay, Việt Nam và nhiều quốc gia trên thế giới đang hướng tới việc phát triển lưới điện thông minh nhằm cân bằng cung cầu điện năng Để đạt được mục tiêu này, các nước đã đầu tư vào các nguồn năng lượng tái tạo như gió và mặt trời, đồng thời ứng dụng các công nghệ hiện đại như SCADA, DMS, GIS, OMS và hệ thống tự động hóa cho trạm điện và lưới điện Điều này sẽ góp phần quan trọng trong việc chuyển đổi lưới điện Việt Nam thành lưới điện thông minh.
Việc điều khiển tự động giàn tụ bù trên thanh C41 và C42 tại trạm Thống Nhất, cùng với việc điều chỉnh nấc MBA tại trạm Phú Thạnh, đã giúp giảm thiểu công suất phản kháng trên lưới điện và duy trì ổn định điện áp theo quy định Những cải tiến này đã giảm đáng kể tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng điện áp cho khách hàng Ngoài ra, việc mô phỏng phát hiện sự cố, khoanh vùng, cô lập và khôi phục điện nhanh chóng cho khách hàng cũng sẽ được triển khai sớm.
Tài liệu HUTECH được áp dụng thực tế trên lưới điện nhằm nâng cao độ tin cậy và từng bước cải thiện chỉ số độ tin cậy của các công ty điện lực.
Phần mềm SmartVU của Survalent/Canada đang ngày càng được ưa chuộng tại các Tổng công ty và Công ty Điện lực, đặc biệt là trong các trung tâm điều khiển tại phòng Điều độ và tại các trạm biến áp 110kV Nghiên cứu này sẽ hỗ trợ các Công ty Điện lực trong việc phát triển và quản lý hiệu quả hệ thống SCADA của Survalent.
Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu lý thuyết kết hợp tình hình vận hành thực tế của công ty Điện lực Đồng Nai và mô phỏng trên phần mềm SmartVU
Nghiên cứu lý thuyết kết hợp với mô phỏng trên phần mềm SmartVU.
Bố cục của luận văn
Bố cục của luận văn gồm 5 chương:
+ Chương 2: Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình tự động hóa trạm 110kV và lưới điện trung thế
Chương 3 tập trung vào việc nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV, trong khi Chương 4 phân tích các chức năng tự động hóa của lưới trung thế 22kV Cuối cùng, Chương 5 đưa ra kết luận và đề xuất hướng phát triển tương lai cho hệ thống điện.
NGHIÊN CỨU PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ LẬP TRÌNH TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM 110KV VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ
Giới thiệu cấu trúc và khái niệm phần mềm SCADA của hãng Survalent
Thông thường phần mềm SCADA của Survalent bao gồm 3 phần: SCADA Server, SCADA Client và WorldView Mỗi phần sẽ đảm nhiệm các chức năng khác nhau
- SCADA Server: module này là nơi mà database được lưu lại Muốn khởi động hệ thống thì cần phải có module này
- SCADA Client: Cho phép người dùng tạo và chỉnh sửa database và các ứng dụng trên hệ thống (Mapping datapoint, Data Exchange, Point Resources, Alarms, Automation,…)
- SmartVU: Dùng để tạo giao diện người-máy (HMI) cho người vận hành (operator)
A SCADA Server Để khởi động hoặc ngừng server của hệ thống, ta sẽ dùng SCADA Manager của module SCADA Server này Trước đó, hãy chắc chắn là trong folder
…/quindar/SCADAServer/ đã có folder “Database” Sử dụng Dongle key và SCADA Manager để kích hoạt các chức năng phần mềm
Khi tạo hoặc sao chép một cơ sở dữ liệu mới, thư mục của cơ sở dữ liệu cần được đặt tên chính xác là "Database" Sau đó, hãy sử dụng SrvAdjust.exe để điều chỉnh toàn bộ cơ sở dữ liệu cho máy chủ.
B SCADA Client Ở module này, ta sẽ sử dụng SCADA Explorer Để sử dụng SCADA Explorer, phải kích hoạt bằng Dongle key trước như đã nói ở trên
Cửa sổ SCADA Manager hiển thị cấu trúc của database theo dạng cây ở vùng bên trái Khi người dùng chọn một mục trong cây, danh sách các item thuộc nhánh đó sẽ được hiển thị ở vùng bên phải.
- Station, Communication Line, RTU, IED: dùng cho việc mapping các datapoint
Data exchange simplifies the process of sharing information with master stations by utilizing a common protocol for connecting to RTUs (Remote Terminal Units).
- Alarms: Tạo ra các format (định dạng) của các cảnh báo cho hệ thống
- Automation: Ứng dụng cho việc tự động hóa với việc tính toán database, sử dụng command sequence…
- Access Control: quản lý, phân quyền tài khoản người dùng
- Report: Điều chỉnh lịch thu thập dữ liệu cho việc báo cáo (report)
SmartVu is a world map user interface that operates on the Windows operating system, functioning as a client for SCADA servers.
Chương trình này sử dụng bản sao bản đồ được lưu trữ trên ổ cứng của máy tính để kết nối với dữ liệu analog và trạng thái từ máy chủ Nó hỗ trợ các hoạt động như điều khiển và xác nhận cảnh báo.
SmartVU cung cấp đầy đủ các chức năng hỗ trợ hiệu quả cho việc tạo sơ đồ và bản đồ Người dùng PC có thể chỉnh sửa bản đồ mà không cần giao tiếp với máy chủ, chỉ cần kết nối để lấy thêm các điểm dữ liệu.
2.1.2 Các cấu trúc cơ bản của hệ thống SCADA:
- Sơ đồ cấu trúc Single Sever, sơ đồ cấu trúc Dual Sever, sơ đồ cấu trúc Quad Sever:
Cài đặt cấu hình và hiệu chỉnh phần mềm
Gói phần mềm SCADA của Survalent gồm 4 phần mềm: SCADA Server, SCADA Client, WorldView và SmartVU:
A Hướng dẫn cài đặt phần mềm SCADA Server
Phần mềm cần được cài đặt đầu tiên là SCADA Server:
- Trong thư mục “new update” chứa file cài đặt, mở tập tin
- Cửa sổ cài đặt “Survalent SCADA Server – InstallShield Wirzard” xuất hiện Chọn “Next”
- Chọn “Modify” nếu muốn cài đặt mới, “Repair” để sửa lỗi phần mềm bị hỏng hoặc “Remove” nếu muốn xóa phần mềm SCADA Server
- Tùy chọn những tính năng của phần mềm sẽ được cài đặt Sau đó chọn
- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt
- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất
B Hướng dẫn cài đặt phần mềm SCADA Client
Phần mềm tiếp theo cần được cài đặt là SCADA Client:
- Trong thư mục “new update” chứa file cài đặt, mở tập tin
- Cửa sổ cài đặt “Survalent SCADA Client – InstallShield Wirzard” xuất hiện Chọn “Next”
- Chọn “Modify” nếu muốn cài đặt mới, “Repair” để sửa lỗi phần mểm bị hỏng hoặc “Remove” nếu muốn xóa phần mềm SCADA Client Sau đó chọn
- Tùy chọn những tính năng của phần mềm sẽ được cài đặt Sau đó chọn
- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt
- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất
C Hướng dẫn cài đặt phần mềm WorldView
Tiếp theo ta sẽ tiến hành cài đặt phần mềm WorldView:
- Trong thư mục “new update” chứa file cài đặt, mở tập tin
- Cửa sổ cài đặt “Survalent WorldView – InstallShield Wirzard” xuất hiện Chọn “Next”
- Chọn “Modify” nếu muốn cài đặt mới, “Repair” để sửa lỗi phần mềm bị hỏng hoặc “Remove” nếu muốn xóa phần mềm WorldView
- Tùy chọn những tính năng của phần mềm sẽ được cài đặt Sau đó chọn
- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt
- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất
D Hướng dẫn cài đặt phần mềm SmartVU
Tiếp theo ta sẽ tiến hành cài đặt phần mềm SmartVU:
- Trong thư mục “new update” chứa file cài đặt, mở tập tin “SmartVU_setup”
- Cửa sổ cài đặt “Survalent SmartVU – InstallShield Wirzard” xuất hiện Chọn
- Chọn “Modify” nếu muốn cài đặt mới, “Repair” để sửa lỗi phần mềm bị hỏng hoặc “Remove” nếu muốn xóa phần mềm SmartVU
- Tùy chọn những tính năng của phần mềm sẽ được cài đặt Sau đó chọn
- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt
- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất
Lưu ý: Thứ tự cài Đặt:
Gỡ cài đặt ngược lại với thứ tự cài đặt
2.2.2 Kích hoạt khóa Dongle Key
Tiếp theo, ta sẽ tiến hành cài đặt phần mềm driver
- Trong thư mục “SCADAServer” (C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAServer), mở tập tin “CBUSetup.exe”
- Chọn “Install” và nhấn “Ok”
2.2.3 Cấu hình chương trình Server Setup Để config chương trình “Server Setup”, trong thư mục “SCADAServer” (C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAServer), mở chương trình “SCADA Server Setup”
Nếu chương trình SCADA không được chạy trên máy tính có kết nối trực tiếp với Dongle key, người dùng cần nhập địa chỉ IP vào phần “This computer is Host”.
- Nếu chương trình SCADA được chạy ngay trên máy tính có cắm trực tiếp Dongle Key, trong phần “License Key” ta sử dụng tùy chọn “USB”
- Đến đây, chúng ta đã hoàn thành việc cài đặt gói phần mềm SCADA của hãng Surlavent cho máy tính
2.2.4 Hướng dẫn chạy SCADA server của phần mềm Survalent
Trên màn hình desktop, kích chạy SCADA manager, lưu ý trước khi khởi động server phải cắm Dongle key vào máy tính server
Chọn “Start” để kích hoạt, cửa sổ lúc đó sẽ như sau:
Cửa sổ SCADA Manager sau khi click “Start”
Sau khi kích hoạt, các phần mềm của Survalent đã có thể sử dụng, cụ thể là SCADA Explorer và WorldView, SmartVU
Lưu ý: Sau khi sử dụng xong, muốn rút Dongle key ra thì phải bấm nút “Stop” ở SCADA Manager trước rồi mới được rút
Chú ý: Sau khi nhấn “Stop”, nếu vẫn còn hiển thị như trên thì chưa được rút
Dongle key Chờ đến khi “SCADA is stopping” chuyển thành “SCADA is not running” thì mới được rút
2.2.5 Lưu trữ sao chép cơ sở dữ liệu của hệ thống:
2.2.5.1 Lưu trữ cơ sở dữ liệu khi hoàn thành việc cấu hình hệ thống:
Sau khi hoàn tất cấu hình hệ thống SCADA, việc lưu trữ dữ liệu là thao tác quan trọng để sao lưu hoặc chuyển cơ sở dữ liệu sang hệ thống khác.
- Việc cần làm đầu tiên là lưu lại tất cả các công việc đã hoàn thành, sau đó tắt phần mềm SCADA bằng chương trình SCADA Manager
- Cơ sở dữ liệu của gói phần mềm SCADA được lưu trong 3 thư mục chính có tên mặc định là Database, Standard, Templates:
The database serves as the central repository for all system information, including the database structure of SCADA Explorer and SCS data By default, the database directory is located at C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAServer\Database.
- Standard: là nơi lưu trữ toàn bộ dữ liệu HMI của phần mềm SmartVU Địa chỉ mặc định của thư mục là: C:\Program Files (x86)\Survalent\SmartVU\Standard
- Templates: là nơi lưu trữ các Template được tạo Địa chỉ mặc định của thư mục là: C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAClient\Templates
- Để lưu trữ cơ sở dữ liệu của hệ thống, sau khi tắt phần mềm SCADA, ta chỉ cần sao chép lại 3 thư mục trên
2.2.5.2 Hướng dẫn sao chép cơ sở dữ liệu
Trong một số tình huống, việc sử dụng cơ sở dữ liệu đã được xây dựng trước đó là cần thiết Do đó, chúng ta cần sao chép cơ sở dữ liệu hiện có vào hệ thống của mình.
Đầu tiên, hãy tắt phần mềm SCADA thông qua chương trình SCADA Manager Tiếp theo, lưu trữ cơ sở dữ liệu hiện tại bằng cách sao chép ba thư mục Database, Standard và Templates sang một vị trí khác hoặc đổi tên ba thư mục này để khác với tên mặc định ban đầu.
To copy the necessary databases, rename the three folders (Database, Standard, Templates) and transfer them into the corresponding SCADAServer, SmartVU, and SCADAClient directories in the specified order.
Tài liệu HUTECH đúng như tên mặc định để phần mềm SCADA có thể nhận biết đúng được thư mục chứa cơ sở dữ liệu
- Sau khi tiến hành sao chép dữ liệu vào đúng địa chỉ, mở chương trình
“Adjust Database” trong thư mục SCADAServer (C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAServer)
- Nhấn nút “Adjust” để chương trình update cơ sở dữ liệu mới vào hệ thống Khi đã hoàn thành update dữ liệu và nhấn “Finish” để kết thúc
- Đến đây, chúng ta đã có thể mở lại phần mềm SCADA bằng SCADA Manager và tiến hành thao tác trên cơ sở dữ liệu vừa được cập nhật
2.3 Hường dẫn cấu hình, tạo cơ sở dữ liệu cho hệ thống SCADA-(Database và HMI)
Tạo Database với SCADA Explorer
Trước khi tiến hành, người dùng cần kích hoạt các chức năng của phần mềm với Dongle key
Station là một tập hợp các điểm được tổ chức lại với nhau, và việc nhóm các điểm này để hình thành một hoặc nhiều station phụ thuộc vào nhu cầu của người dùng Để thiết lập một cơ sở dữ liệu station, bước đầu tiên là khởi động chương trình SCADA Explorer.
Trong SCADA Explorer, bạn hãy chọn “Station” và nhấp chuột phải vào khoảng trống bên phải, sau đó chọn “New” Cửa sổ “New Station” sẽ xuất hiện; hãy điền các thông tin cần thiết như Tên, Nhóm Khu vực, Loại Người dùng… rồi nhấn “OK” để hoàn tất.
- Description: Mô tả ngắn gọn
Zone Group là công cụ dùng để kiểm soát quyền truy cập dựa trên tài khoản người dùng Người dùng có thể lựa chọn hoặc tự tạo một Zone (Zone Group) mới bằng cách mở rộng mục Access Control, chọn Zone (Zone Group), sau đó nhấp chuột phải vào vùng bên phải và chọn New.
- User Type: Cũng như Zone Group, người dùng có thể User Type sẵn có hoặc tự tạo riêng bằng cách:
- Mở rộng mục Point Resources Chọn User Point Types right click vùng bên phải, chọn New
Communication line là một thành phần của database, đại diện cho môi trường kết nối với các RTU
The SCADA server software operates distinct scan tasks for each communication line created Each scan task polls the associated RTU linked to that communication line and stores the received data in the database.
Mỗi line giao tiếp có một điểm trạng thái tương ứng để xác định xem nó có nhận được dữ liệu hay không Ví dụ, với một trạm có tên “TestStation”, bạn có thể mở rộng “Station” bằng cách nhấn vào dấu [+] để xem tên trạm mới tạo Tiếp theo, mở rộng trạm đó và chọn “Status” Để tạo một điểm trạng thái, bạn cũng có thể nhấp chuột phải vào vùng bên phải và chọn “New”.
Mục đích của việc này là thiết lập một điểm trạng thái cho Communication Line (gọi tắt là comm.line), điều này sẽ được thực hiện ở bước tiếp theo Đây là điểm trạng thái cần thiết cho comm.line và là điều kiện tiên quyết trước khi tiến hành tạo bất kỳ comm.line nào.
Chọn Station Name tương ứng (ở đây là TestStation) và các mục khác theo ý muốn Trong thẻ Alarm, ở mục Alarm Format, chọn Format01 Xong click “OK”
Việc tạo communication line lúc này cũng tương tự như tạo Station Chọn Communication Lines như hình, click chuột phải vào vùng bên phải rồi chọn
- Name: Đặt tên cho Commline
- Link Status: chọn status point cho commline này, chính là status point đã tạo ở phần Station (chọn bằng cách giữ chuột status point kéo thả vào)
- Mode: kiểu quét dữ liệu (Poll, Quiescent)
- Protocol: Chọn giao thức sử dụng
- All Data: thời gian yêu cầu RTU quét toàn bộ dữ liệu
- Poll Retry Count: số lần quét xuống trạm khi mất dữ liệu (hết thời gian này thì phần mềm sẽ báo mất kết nối trong cửa sổ Event)
- Time Between Scans: khoảng thời gian giữa các lần quét
- Dll Long Response Timeout: thời gian cho 1 lần quét
- Display Extra Configuration Switches: nhập lệnh để hệ thống lưu log file: /logug
-> Tùy từng loại RTU mà người dùng set các thông số, tùy chọn cho phù hợp
- Host Name: nhập địa chỉ RTU (nếu dùng giao thức IEC-104), nhập địa chỉ thiết bị gần nhất, VD Terminal server (nếu dùng IEC-101)
- Port: 2404 (sử dụng cho IEC-104), nếu IEC-101 nhập vào port trên thiết bị chuyển đổi
Tag IEC104 và Statistics: để mặc định
Một RTU ở đây đại diện cho một RTU trên thực tế hoặc một vài loại IED khác có kết nối trực tiếp với communication line
Cũng giống như đường truyền Communication line, RTU cũng cần một điểm trạng thái để chỉ ra tình trạng hoạt động Việc tạo điểm trạng thái cho RTU tương tự như quy trình thực hiện với comm.line Trong phần User Type, bạn chỉ cần chọn RTU thay vì Comm.line.
Trong thẻ Alarms, chọn Format01 trong Alarm Format Xong click “OK”
Tạo RTU tương tự như Communication line:
Chọn mục “RTU” rồi click phải chuột vào vùng bên trái, chọn “New”
Chọn tên cho RTU, chọn comm.line tương ứng… Thực hiện các thao tác chọn, kéo thả status point tương ứng như đối với Communication Lines
- Name: đặt tên cho RTU
- Link Status: chọn status point cho Rtu này, chính là status point đã tạo ở phần Station (chọn bằng cách giữ chuột status point kéo thả vào)
- Communication Line: chọn tên Commline đã tạo trong phần Communication Line
- Connection: chọn Use Comline Settings
- Address: nhập vào địa chỉ ASDU Adress đã được cấu hình trong RTU
Các tag con lại để mặc định
2.3.4 Tạo Status Point: (tín hiệu trạng thái, điều khiển, cảnh báo)
- Status point được dùng để chỉ trạng thái của thiết bị, có 3 cách để tạo một status point: a) Tạo từ Station:
- Mở rộng Station/ chọn Station cần tạo status point/ Status/ bên phải r.click chọn New b) Tạo từ Communication Line:
- Mở rộng Communication Line/ chọn CommLine cần tạo status point/ chọn Rtus/ Status/ bên phải r.click chọn New c) Tạo từ Rtus:
- Mở rộng Rtus/ chọn RTU tương ứng cần tạo status point/ status/ bên phải r.click chọn New
- Station: chọn tên station đã tạo ở phần station
- Name: đặt tên cho thiết bị
- User Type: phân loại các point
- Device Class: xác định loại Alarm cho point đó
+ Momentary:chuyển trạng thái Alarm, chỉ báo khi tín hiệu = 1, tín hiệu =0 thì không đưa vào cửa sổ Alarm
+ Sustained: Alarm lên xuống đề báo (khi ACK xong sẽ xuất hiện chữ CL bên cạnh tín hiệu)
+ Non-Alarm: không báo alarm
+ 4-State Moment:Báo alarm khi tín hiệu lên 0, 1, 2, 3
- Zone Group: giới hạn quyền điều khiển thiết bị
- Command-State: hiển thị giá trị trả về của thiết bị trên cửa sổ Alarm và Opr Sum
- Privilege Mode: áp đặt phân quyền
- Event Data Recording: lưu vào Event
- RTU: chọn tên RTU tương ứng
- Address: nhập địa chỉ cho trạng thái
- Object Type: chọn kiểu dữ liệu cho point
- Format: kiểu hiển thị dữ liệu Close, Open khi giá trị của trạng thái trả về tương ứng 0,1
- Control-0, Control-1: nhập cùng một địa chỉ điều khiển
- Object Type: chọn kiểu dữ liệu điều khiển 0,1 tương ứng với On, Off
- Priority: độ ưu tiên sẽ hiển thị cạnh Alarm, Event khi trạng thái thay đổi 0,
- Command String: hiển thị trong cửa sổ alarm, event hiện trạng tín hiệu sau khi thực hiện lệnh điều khiển
- State String: hiển thị trạng thái của tín hiệu trong cửa sổ alarm, event
- Normal State: trạng thái chưa binh thường chưa thay đổi
- Alarm Format: chọn kiểu hiển thị dữ liệu trong trang alarm, event
2.3.5 Tạo Analog Point: (tín hiệu đo lường)
- Cách tạo tương tự Status point
- Scale Factor: nhập thông số scale
- Engineering Units: đơn vị đo lường
- RTU: chọn tên RTU đã tạo tương ứng
- Address: nhập địa chỉ đo lường
- Object Type: chọn kiểu type (5, 9, 13)
+ 9: Normalized deadband hoặc Scaled deadband
Cảnh báo khi có giá trị vượt ngưỡng
- PreEmerg: tương ứng giá trị trả về LO, HI
- Emergency: tương ứng giá trị trả về LOLO, HIHI
- Unreason: tương ứng giá trị trả về LOLOLO, HIHIHI
2.3.6 Hướng dẫn định dạng format code cho các biến Status, Analog
Format code là quy định chuyển đổi giá trị từ tủ thành cơ sở dữ liệu trong các giao thức khác nhau Mỗi kiểu Format code có ý nghĩa riêng biệt tương ứng với từng giao thức Bài viết này sẽ khám phá cách định dạng Format Code cho các biến Status và Analog trong các giao thức DNP3, IEC101, IEC104 và IEC 61850.
Định dạng 1 được sử dụng cho các biến single bit thông thường, trong đó giá trị nhận được từ RTU là 0 hoặc 1 Các giá trị này sẽ được lưu trữ trong cơ sở dữ liệu với giá trị tương ứng là 0 và 1.
Tạo HMI với SmartVU
Chương trình WorldView sử dụng bản đồ lưu trữ trên ổ cứng máy tính, kết hợp với dữ liệu từ máy chủ như analog và trạng thái Các hành động như điều khiển và cảnh báo sẽ được gửi về máy chủ để thực hiện.
Cũng như SCADA Explorer, người dùng phải kich hoạt phần mềm bằng Dongle key để có thể sự dụng dược toàn bộ các chức năng
2.4.1 T ạ o th ư vi ệ n: Thư viện là nơi chứa tất cả các màu sắc, chữ, các ký hiệu,… được dùng để vẽ HMI Để tạo thư viện, trước hết từ giao diện SmartVU, sau khi đăng nhập, ta vào chế độ
Edit bằng cách click vào thẻ trên thanh công cụ để xuất hiện thanh Edit bar bên trái màn hình
Từ thanh Edit, người dùng click chuột vào ký hiệu để mở cửa sổ Library
Tại cửa sổ Library, click chọn Color -> New -> đặt tên cho màu muốn tạo
- Line Style (kiểu vẽ ): có 4 kiểu
+ Dash: gạch ngang đứt nét
+ Dash Dot Dot: gạch – chấm – chấm
- Line Thickness (độ dày): chọn độ dày của màu theo pixels, từ 1 đến 15
- Number of Colors: số dãy màu
- Color 1: để chỉnh chọn màu mong muốn
Bảng màu là một chuỗi màu sắc được sử dụng để tạo ra màu động Chẳng hạn, tín hiệu cảnh báo nhấp nháy hai màu trắng và đỏ sẽ được thể hiện bằng hai kiểu màu này trong bảng màu.
- Name: điền tên bảng màu
- Number of Colors: để chọn số màu cần
- Color 1: nhấp change để chọn màu
- Color 2: nhấp change để chọn màu
Các chuỗi văn bản trên giao diện HMI được xác định bởi kiểu màu và kiểu chữ Chúng ta có thể tùy chỉnh font chữ, kích thước và vị trí của văn bản so với con trỏ chuột.
- Name: đặt tên cho font cần tạo
- Font Name: chọn font chữ
- Horizontal Justify: vị trí của dòng text tương ứng với con trỏ chuột theo phương ngang Mặc định là Left
+ Left: đầu trái của dòng text tương ứng vị trí con trỏ
+ Right: đầu phải của dòng text tương ứng vị trí con trỏ
+ Center: giữa dòng text tương ứng vị trí con trỏ
+ Decimal: phần này giành riêng cho chữ số, dấu chấm thập phân tương ứng vị trí con trỏ
- Vertical Justify: vị trí của dòng text tương ứng với con trỏ chuột theo phương dọc Mặc định là Baseline
+ Baseline: đường chuẩn của dòng text nằm ngay trên con trỏ
+ Top: đỉnh của hộp text nằm dưới con trỏ
+ Bottom: đáy của hộp text nằm trên con trỏ
+ Center: giữa của hộp text nằm ngay con trỏ
- Orientatior: chữ nằm ngang (Horizontal) hay nằm dọc (Vertical)
- Height: độ cao của chữ
- Click vào dấu “X” của cửa sổ Color để Save Font đã tạo
Tại cửa sổ Library, click chọn Map -> New -> đặt tên cho map muốn tạo
Ký hiệu trong giao diện HMI bao gồm các phần tử đồ họa cơ bản và chuỗi ký tự, cho phép sử dụng nhiều lần để biểu thị các vật thể trên bản đồ như máy cắt, dao cách li và máy biến áp.
Tại cửa sổ Library, click chọn Symbol -> New -> đặt tên cho Symbol muốn tạo
Ta sử dụng các chức năng vẽ trên thanh công cụ để tạo (VD tạo máy cắt)
Pmacro là các vật thể động được dùng để:
- Thể hiện giá trị của biến dữ liệu (Trạng thái, đo lường)
- Thao tác như các nút bấm
- Tập hợp 2 cách dùng trên
Tại cửa sổ Library, click chọn Symbol -> New -> đặt tên cho Symbol muốn tạo Trong đó, các pmacro thường được dùng là:
+ Analog Value: hiển thị giá trị của biến analog bằng số
+ Pushbutton Image: dùng hình ảnh để hiển thị nút bấm cho View, graph, Image, Note
+ Pushbutton Symbol: dùng ký hiệu để hiển thị nút bấm cho View, graph, Image, Note
+ Station Image: dùng hình ảnh để hiển thị trạng thái cảnh báo của station
+ Station Symbol: dùng ký hiệu để hiển thị trạng thái cảnh báo của station
+ Status Color: hiển thị giá trị của biến trạng thái bằng 1 ký hiệu có màu khác nhau
+ Status Symbol: hiển thị giá trị của biến trạng thái bằng các ký hiệu khác nhau + Time Value: hiển thị thời gian
VD: tạo PMacro cho Recloser (ta phải tạo 8 Symbol tương ứng cho 4 trạng tháo CLOSE, OPEN, INVALID, ERROR và 4 trạng thái alarm )
Tại cửa sổ PMacro type, chọn Status Symbol-> ok
In the PMacro resource window, assign the symbols CLOSE, OPEN, INVALID, and ERROR to positions 0, 1, 2, and 3, respectively, where 0 represents OPEN, 1 represents CLOSE, 2 represents INVALID, and 3 represents ERROR Additionally, at Alarm Symbol positions 0, 1, 2, and 3, input the symbols CLOSE_BLINK, OPEN_BLINK, INVALID_BLINK, and ERROR_BLINK as shown in the accompanying image.
2.4.1.7 Kết nối trạng thái đến CSDL:
In the Edit interface, navigate to PMacro and select the created PMacro status (e.g., Reclose) Then, in the PMacro resource window, click on Point Id 1, browse for the station, and choose Recloser from the database.
2.4.1.8 Kết nối đo lường đến CSDL:
In the Edit interface, navigate to PMacro and select the created measurement PMacro (e.g., Analog) In the PMacro resource window, click on Point Id 1, then click Browse to choose the station and select the measurement value from the database.
- Tạo bảng màu Color Table tương ứng với 14 màu với các chức năng như hình bên dưới
- Tạo Feeder Main cho đầu ra phía 22kV (Vd màu Blue):
- Trong cửa sổ Edit -> click biểu tượng Line Sections -> click -> Enable Editing -> Trong cửa sổ Line Section Editor:
+ Name: đặt tên cho Feerder Main
+ Line Section Color Scheme: chọn màu BLUE
+ Tick vào Use Feeder Color Scheme
Tag Connection: click chọn Conductor liền kề
- Tạo Conductor cho đường dây trên lưới 22kV (theo màu của Feeder Main):
Click -> Enable Editing -> Trong cửa sổ Line Section Editor:
+ Name: đặt tên cho Conductor
+ Tick vào Use Feeder Color Scheme
Tag Connection: click chọn Feeder Main liền kề
- Tạo SCS thiết bị LTD cho đường dây trên lưới 22kV (theo màu của Feeder Main):
Click -> Enable Editing -> Trong cửa sổ Line Section Editor:
+ Name: đặt tên cho LTD
+ Tick vào Use Feeder Color Scheme
Tag Connection: click chọn Conductor liền kề
Sau khi gán màu cho các thiết bị trên sơ đồ xong -> click Save Edits -> Publish
2.4.1.10 Tạo Historical Graph trên SmartVU:
- Trên giao diện SmartVU, click vào biểu tượng Graphs bên tay phải màn hình, sau đó click vào biểu tượng Pin để giữ tab Graphs trên màn hình chính
- Từ tab Graphs, click vào biểu tượng “New Historical Graph” để tạo Graph mới
+ Tab General Settings: phần Title, điền tên đồ thị Ví dụ: “TAN TUC - Do thi dong dien Ngan lo 112”
+ Tab Primary Y Axis: phần Label, điền tên đơn vị đo lường Ví dụ: Dong dien (A)
+ Date Label Format: chọn Month – Day – Hour – Minute (tháng – ngày – giờ
Dataset: chọn Dataset đã tạo ở phần A Ví dụ: Dataset số 4: SS_TTC_AI
Qualifier/Point Name: chọn biến muốn hiển thị trên graph
Compare: chọn các chế độ xem
None: xem từ ngày bắt đầu Dataset
Fixed Date: xem 1 ngày bất kỳ, chọn từ trong lịch hoặc điền vào
Days previous: xem 1 ngày bất kỳ cách thời điểm hiện tại Ví dụ: 10 – nghĩa là cách thời điểm hiện tại 10 ngày
Khi sử dụng chế độ xem “Fixed Date” và “Days Previous”, cần lưu ý rằng trong tab “Trace Comparison”, mục “Enabled” phải được tick chọn và “Start Time” cần được cài đặt, thường là 00:00:00 Định dạng của “Start Time” phải bao gồm đầy đủ 2 chữ số cho giờ, phút và giây theo mặc định; nếu không, sẽ xảy ra lỗi.
Chức năng SCADA Add-in tạo report theo mẫu trên SCADA Explorer
2.5.1 Tạo file Excel SCADA Add-In:
- Sau khi cài xong module phần mềm Survalent SCADA Add-In, khi khởi tạo một file Excel mới ta sẽ thấy có chức năng Add-In như hình dưới:
- Click chọn tab SCADA > chọn connection… để trỏ vào địa chỉ máy chủ chứa Database ( ở đây ta chọn localhost) :
- Click chọn SCADA -> chọn Historical Data… , cửa sổ Historical Data hiện lên như sau :
- Chọn Add… , cửa sổ New Historical Data hiện ra như sau:
In the General tab, assign a name and select the previously created Data Set titled StcExplorer Additionally, ensure to check the option for "Query on Open" to retrieve data automatically upon opening the Excel file.
- Tab Time: Last 1095 (Khoảng thời gian thu thập dữ liệu tương đương 3 năm); Tick chọn Descending
- Chọn các Point dữ liệu muốn lấy trong Tab All Points
- Tab Destination worksheet: Name (chọn sheet muốn xuất dữ liệu ra); Start Row (Hàng bắt đầu xuất); Start Column (Cột bắt đầu xuất)
- Click Get Data để lấy dữ liệu về, ta có bảng sau:
- Sau khi chỉnh sửa định dạng file Excel theo ý tưởng của người thiết kế, ta đã hoàn tất việc tạo mới một file SCADA Add-In:
Once a standard Excel Add-In report file is completed, the designer can quickly create multiple new report files by using the "Save As" function to generate a new Excel report file, making only necessary adjustments to the name and the historical data table.
All Excel Report Add-In files must be created as shortcuts by selecting all report files, right-clicking, and choosing "Create Shortcut." These shortcuts should be saved in the qry folder located at the path: C:\Program Files\quindar\WorldView\Standard\qry.
2.5.2 Tạo file Notepad (.txt) lưu trong thư mục qry và wmp:
- Cấu trúc của dòng khai báo Report trong file Notepad như sau:
1, tên của file Report Excel addin – Shortcut.lnk, Tên Report hiện trên HMI
Sau khi hoàn thành việc tạo các file Report SCADA Add-In cho các ngăn lộ cấp điện áp 22kV tại trạm An Binh, chúng ta đã tạo ra một file Notepad tương ứng.
Sau đó ta phải lưu file này trong cả 2 thư mục qry và wmp.
Hướng dẫn cài đặt chức năng Replicator
Để sao chép dữ liệu vào Historical Server, tập đoàn Survalent cung cấp phần mềm SCADA Replicator Quy trình cài đặt của phần mềm này tương tự như các chức năng đã được đề cập trước đó.
Các giao diện được tạo ra từ nghiên cứu trên
Hình 2.7.1: Cấu trúc hệ thống SCADA của P.Điều độ/PCĐN
Hình 2.7.2: Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Đồng Nai
Hình 2.7.3: Giao di ệ n v à s ơ đồ m ộ t s ợ i TBA 110kV Ph ú Th ạ nh
Hình 2.7.4: Giao diện sơ đồ nguyên lý lưới điện trung thế Điện lực Trị An
NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA CỦA CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV
Cơ sở và định hướng tự động hóa trạm biến áp
(Tham khảo tài liệu mục [2] James Northcote-Green Robert Wilson, “Control and Automation of Electrical Power Distribution Systems”)
Hệ thống SCADA truyền thống thu thập tín hiệu từ TBA thông qua việc lắp đặt RTU, kết nối với rơle bảo vệ và hệ thống viễn thông đến trung tâm điều khiển Phương thức này có chi phí cao và hạn chế khả năng sử dụng đầy đủ chức năng truyền thông của rơle bảo vệ hiện đại Tự động hóa trạm tận dụng công nghệ truyền thông của các IED để triển khai phân cấp điều khiển trong trạm điện, với hai cấp chính: cấp ngăn lộ và cấp trạm Các nhà cung cấp áp dụng nhiều kiến trúc khác nhau cho tự động hóa trạm, bao gồm cấu trúc 2 bus và 3 bus, tùy thuộc vào thiết bị bảo vệ thông minh Cấu trúc 3 bus duy trì sự tách biệt logic giữa bảo vệ và thiết bị tại mỗi ngăn lộ, trong khi cấu trúc 2 bus sử dụng bộ xử lý trung tâm cho tất cả các bảo vệ, với kiến trúc 3 bus thường được ưa chuộng hơn vì phản ánh nguyên lý bảo vệ truyền thống.
Hệ thống tự động hóa trạm hiện nay đang được cải tiến với sự đa dạng, nhằm tích hợp khả năng xử lý phân tán của nhiều thiết bị IED.
3.1.1 Cấu trúc dựa và RTU
Các hệ thống hiện đại phát triển từ SCADA truyền thống, trong đó RTU được cải tiến để kết nối và tận dụng khả năng xử lý phân tán của các IED Một số RTU tích hợp thêm chức năng PLC hạn chế và hỗ trợ các giao thức sub-LAN như LONWorks hoặc Harris DNP 3.0 Tuy nhiên, nhược điểm chính của phương thức này là không thể chuyển tín hiệu giữa các IED, vì chúng hoạt động như thiết bị ảo đối với trung tâm điều khiển.
Các kiến trúc này được thiết kế với đầy đủ chức năng và module, đồng thời sử dụng hệ thống phân tán do một nhà cung cấp cung cấp, dựa trên kiến trúc và giao thức độc quyền.
Tài liệu HUTECH không thể mở do giao thức không được công khai và HMI là độc quyền của nhà sản xuất Mọi mở rộng của TBA đều cần được sự chấp thuận từ nhà cung cấp thiết bị.
Các hệ thống này kết hợp máy tính workstation RISC chạy hệ điều hành UNIX với PLC, mang lại giải pháp đa nhiệm với tốc độ cao Tuy nhiên, chi phí tư vấn cho cấu trúc này lại cao hơn so với các nền tảng khác.
Thiết kế hệ thống dựa trên mạng LAN với PC cung cấp giao diện HMI và tích hợp cơ sở dữ liệu trạm PLC hỗ trợ lập trình bậc thang, thay thế các bộ cảnh báo, rơle khóa và timer truyền thống Giao thức mạng LAN được áp dụng cho thiết bị PLC, yêu cầu các IED có gateway chuyên dụng và module giao tiếp Mặc dù việc tích hợp hệ thống từ các nhà sản xuất khác nhau không dễ dàng, hệ thống vẫn giữ tính chất mở.
Các hệ thống này được thiết kế để tích hợp trong máy tính PC, với tất cả các chức năng như lập trình bảo vệ, lập trình bậc thang, vào/ra và cảnh báo hệ thống đều được thực hiện trên máy chủ Tuy nhiên, nhược điểm lớn của phương án này là chức năng bảo vệ được tập trung hóa, đi ngược lại với lý thuyết bảo vệ truyền thống, trong đó mỗi mạch riêng biệt cần có sự bảo vệ độc lập.
Tự động hóa nội bộ tại trạm
Kiến trúc thông thường hiện nay thường sử dụng thiết bị bảo vệ độc lập cho mỗi ngăn lộ, giúp dễ dàng mở rộng thiết kế Các thiết bị bảo vệ và điều khiển hoạt động độc lập để ngăn chặn sự cố, cắt phần lỗi ra khỏi hệ thống Chúng sử dụng bus truyền thông để truyền dữ liệu đến máy thu thập hoặc điều khiển thay thế RTU truyền thống Bộ cảnh báo có thể kết nối với hệ thống chung, và tất cả thiết bị thu thập dữ liệu được kết nối qua một giao thức chung để truyền dữ liệu đến trung tâm qua thiết bị gateway Các thiết bị bảo vệ, điều khiển và cảnh báo đảm bảo hệ thống hoạt động theo các tiêu chí nhất định.
- Dữ liệu sự kiện được gán nhãn thời gian
- Các số liệu đo lường (đo lường trực tiếp hoặc nội suy)
- Trạng thái đóng cắt của thiết bị
- Giá trị đầu vào số
- Giá trị đếm số lần thao tác
- Lưu sự kiện và sự cố
- Các dữ liệu cài đặt của thiết bị
Hệ thống SCADA tại chỗ có thể gửi đến các thiết bị cấp dưới các tín hiệu sau:
- Dữ liệu bảo vệ và cấu hình
Hình 3.2.1 Mô hình tự động hóa tại trạm
Sử dụng giao thức truyền thông mang lại lợi ích kinh tế và kỹ thuật vượt trội so với giải pháp đấu dây truyền thống Nhu cầu về đấu dây giảm đáng kể do thông tin cần thiết đã được truyền tải qua giao thức này, loại bỏ sự cần thiết của các rơle trung gian Hơn nữa, các transducer đo lường cũng không còn cần thiết vì các thông số được lấy từ thiết bị bảo vệ Việc giảm thiểu đấu nối cứng và rơle trung gian giúp giảm tần suất sự cố tại trạm Rơle bảo vệ còn được sử dụng để giám sát mạch nhị thứ, như giám sát mạch cắt, đảm bảo tín hiệu trao đổi được thực hiện hiệu quả.
Hệ thống HUTECH cho phép xác định nhanh chóng sự mất kết nối truyền thông và các sự cố liên quan Đặc biệt, hệ thống này dễ dàng mở rộng, cho phép thêm các thiết bị mới một cách thuận tiện theo các nguyên tắc đã được thiết lập.
Mỗi thiết bị gán nhãn thời gian cho các sự kiện như khởi động, cắt và kích hoạt thông qua hệ thống bus Những sự kiện này được phân loại theo thời gian và truyền đến hệ thống giám sát hoặc in mới Dữ liệu bao gồm thông tin về sự cố hiện tại, nguyên nhân khởi động hoặc trip, và đếm sự cố Thông số chỉnh định và cấu hình được chuyển qua thiết bị điều khiển, với lệnh từ trung tâm điều khiển truyền đến thiết bị đóng cắt Rơle và thiết bị điều khiển vi xử lý lưu trữ nhiều dữ liệu khi sự cố xảy ra, đồng thời cung cấp các giá trị đo lường dòng và áp Ngoài ra, các thiết bị còn đưa ra các giá trị như công suất, hệ số công suất và tổng độ méo dạng của sóng hài, được sử dụng tại chỗ hoặc truyền đến trung tâm điều khiển xa.
Mỗi thiết bị trong hệ thống đều có đồng hồ thời gian nội và cần được đồng bộ với các đồng hồ khác Các sự kiện và thông tin quan trọng được gán nhãn thời gian tại thiết bị nhị thứ, giúp phân loại thông tin dựa trên thời gian Để duy trì sự đồng bộ, các gói tin đồng bộ thời gian với độ phân giải đến mili giây được gửi đến các thiết bị theo chu kỳ tuần tự.
Cấp độ trạm được trang bị hệ thống giám sát và điều khiển nhằm thực hiện các chức năng tự động hóa Hệ thống điều khiển tại chỗ, dựa trên các khái niệm và công nghệ tương tự như SCADA, nhưng đơn giản hơn về thiết bị và phần mềm, được thu nhỏ tại cấp độ trạm Các chức năng điển hình tại trạm bao gồm nhiều nhiệm vụ quan trọng trong quy trình tự động hóa.
- Hiển thị trạng thái thiết bị đống/ngắt và sơ đồ một sợi của trạm
- Hiển thị các giá trị đo lường
- Đánh giá và thu nhận các bản ghi sự kiện
- Xử lý các tín hiệu đo lường, biểu đồ xu hướng…
- Ghi nhận các sự kiện và lỗi
- Giám sát các thiết bị mạng
- Liên động cấp ngăn và cấp trạm
- Tự động ngắt tải và khôi phục tải
- Thực hiện điều chỉnh (điều áp, bù, …)
- Trình tự kết nối ở cấp độ trạm và ngăn lộ (ví dụ trình tự thao tác thanh cái hoặc MBA)
Các thiết bị bảo vệ rơle hiện đại có khả năng tích hợp nhiều chức năng như điều khiển, đo lường, ghi nhận và tính toán vào một thiết bị duy nhất Gói bảo vệ không chỉ đảm bảo các chức năng cần thiết cho phát tuyến mà còn cung cấp thông tin chi tiết như bản ghi sự kiện, giá trị điện, chất lượng điện và điện năng tiêu thụ Số lượng đầu vào và đầu ra cho phần bảo vệ được mở rộng, cho phép thu thập dữ liệu liên quan đến phát tuyến qua rơle của ngăn lộ Việc xử lý nhiều dữ liệu hơn giúp chứng minh tính kinh tế khi sử dụng thiết bị điện tử thông minh, đồng thời làm cho thiết bị trở nên nhỏ gọn hơn Kết nối các tín hiệu như trạng thái cửa và nhiệt độ đến hệ thống thiết bị I/O cũng trở nên tiết kiệm hơn, giúp các tín hiệu này sẵn sàng trong hệ thống SCADA tại trạm.
Các chức năng bảo vệ và điều khiển có thể được tích hợp vào thiết bị bảo vệ tại các phát tuyến Thiết bị điều khiển chuyên dụng cung cấp dữ liệu cho phát tuyến và có khả năng điều khiển tại chỗ Nó cho phép liên động giữa các ngăn và truyền dữ liệu trạng thái, đo lường, tính toán đến hệ thống tại trạm hoặc trung tâm điều khiển xa qua giao thức Hệ thống SCADA tại chỗ hoặc trung tâm điều khiển xa cũng có thể điều khiển thiết bị của các phát tuyến.
Bộ cảnh báo thu thập tín hiệu cảnh báo từ toàn bộ trạm và quá trình phân phối Dữ liệu được thu nhận dưới dạng giá trị tương tự và được gửi đến bộ cảnh báo tương tự để tạo ra phản hồi kịp thời.
Bộ cảnh báo HUTECH được cấu hình trước nhằm hỗ trợ quản lý sự cố, phát ra tín hiệu để chỉ ra nguyên nhân nhiễu loạn Nó có thể lập trình với thời gian trì hoãn, giới hạn cảnh báo, và thời gian nhấp nháy, với các tiếp điểm có thể mở hoặc đóng Để tránh cảnh báo trùng lắp, bộ cảnh báo có thể được lập trình khóa lẫn nhau Đối với giám sát xa, bộ cảnh báo có hai hoặc nhiều nhóm đầu ra có thể lập trình để phân loại cảnh báo cần thiết và thông tin tham khảo Bộ cảnh báo có khả năng kết nối với bus truyền thông của trạm, cung cấp thông tin cho hệ thống tại trạm hoặc trung tâm điều khiển xa Trong các trạm nhỏ, thiết bị tổng hợp thông tin tích hợp bộ cảnh báo để thu thập dữ liệu toàn trạm Đối với báo cáo sự kiện, một máy in có thể kết nối với thiết bị như mô hình.
3.2.3 Hệ thống ghi nhận sự cố
Bảng ghi sự nhiễu loạn ngày càng trở nên quan trọng trong phân tích và tiền phân tích lỗi, đặc biệt khi được tích hợp vào thiết bị rơle bảo vệ Nó cung cấp các đường cong giá trị đo lường như dòng và áp suất trước và sau sự cố, cùng với dữ liệu trạng thái như trình tự tự đóng lại Bên cạnh đó, số lượng kênh, tần suất lấy mẫu và giám sát tín hiệu có thể được lập trình tùy chỉnh để đáp ứng nhu cầu cụ thể.
Tài liệu HUTECH phục vụ cho nhiều mục đích khác nhau Bản ghi sự cố có thể được kích hoạt thông qua tín hiệu lập trình hoặc tín hiệu nhận từ bus truyền thông tại trạm Dữ liệu từ bảng ghi sự cố có thể được tải về qua bus truyền thông và phân tích riêng biệt Ngoài ra, dữ liệu này cũng có thể được sử dụng với các chương trình chuẩn hóa như bảng tính và phần mềm tính toán để hỗ trợ cho việc phân tích sâu hơn.
3.2.4 Truyền thông tại cấp trạm
Thiết bị bảo vệ sử dụng bộ vi xử lý và hệ thống điều khiển, cho phép giao tiếp hiệu quả giữa các thiết bị trong trạm thông qua hệ thống bus truyền thông Bus truyền thông kết nối các thiết bị cấp phát tuyến và bộ cảnh báo với hệ thống giám sát quản lý, đảm bảo dữ liệu được truyền tải ổn định Môi trường truyền thông thường sử dụng cáp quang, giúp giảm nhiễu điện và tăng cường độ tin cậy Thiết bị thu thập dữ liệu kết nối với bus truyền thông để thu thập thông tin từ các thiết bị cấp thấp hơn và truyền dữ liệu lên trung tâm điều khiển.
Truyền thông điều khiển xa là quá trình truyền dữ liệu từ thiết bị thu thập đến trung tâm điều khiển, với thiết bị thu thập dữ liệu hoạt động như gateway giữa cấp trạm và trung tâm Trong hệ thống gọi tuần tự như giao thức SPA bus, thiết bị thu thập dữ liệu là hệ thống truyền thông chủ, trong khi hệ thống tự phát như giao thức LON bus cho phép các thiết bị gửi dữ liệu cho nhau một cách tự trị Sự kiện trong hệ thống tự phát được truyền tức thì, ngược lại trong hệ thống gọi tuần tự, sự kiện chỉ được truyền khi có yêu cầu Hệ thống gọi tuần tự dễ thực hiện và quản lý hơn, vì thiết bị chủ có thể xác định thời điểm và thiết bị nào cần yêu cầu dữ liệu Giao thức SPA bus, phát triển từ những năm 1980, đã trở thành tiêu chuẩn cho các rơle bảo vệ ABB SPACOM/PYRAMID, sử dụng cơ chế gọi tuần tự với các thiết bị bảo vệ, điều khiển và cảnh báo kết nối đến máy chủ qua cáp quang, mỗi thiết bị đều có địa chỉ duy nhất và chỉ trả lời khi được yêu cầu Thời gian đáp ứng của hệ thống phụ thuộc vào số lượng thiết bị và khối lượng tín hiệu.
Tài liệu HUTECH nhấn mạnh rằng dữ liệu quan trọng được ưu tiên cao hơn và thường xuyên hơn các dữ liệu khác SPA bus là một phương thức truyền thông bất đối xứng với tốc độ tối đa 9.6 kbit/s Trong khi đó, LON bus là một chuẩn truyền thông mở được phát triển bởi ECHELON, hỗ trợ nhiều kiểu truyền dẫn khác nhau, từ cáp quang đến DLC (distribution line carrier), với tốc độ tối đa cho cáp quang lên tới 1.2 Mbit/s Tại các trạm điện, LON bus được triển khai theo cấu trúc hình tia, tạo thành một hệ thống sao Hệ thống LON bus cho phép các thiết bị tự bộc phát, có khả năng lặp lại các thay đổi trạng thái.
Hình 3.2.4.1 Sơ đồ kết nối SPA và LON bus
Tự động hóa trạm biến áp 110/22kV Phú Thạnh
Trạm 110/22kV Phú Thạnh hiện đang được kết nối với hệ thống SCADA của PCĐN thông qua mạng truyền dẫn quang (mạng MAN) Hệ thống SCADA của PCĐN sử dụng phần mềm SmartVu từ hãng Survalent/Canada Mạng MAN kết nối đến trạm Phú Thạnh đảm bảo tiêu chuẩn N-1 với 2 Switch và 2 sợi quang đi theo 2 hướng khác nhau về mặt vật lý.
Mục tiêu của PCĐN trong việc đầu tư cho trạm Phú Thạnh là phát triển một trạm tích hợp với tính năng tự động hóa và không cần người trực Do đó, các yêu cầu được đưa ra nhằm đảm bảo hiệu quả hoạt động và tối ưu hóa quy trình vận hành.
- Danh sách tín hiệu phải đảm bảo đủ thông tin để truyền đến các trung tâm Điều độ khi chuyển qua không người trực
- Áp dụng tiêu chuẩn IEC61850 ở cấp Station bus Đảm bảo liên động truyền thống và liên động mềm bằng GOOSE message
- Tích hợp các chức năng bảo vệ và điều khiển
- Trang bị hệ thống Local SCADA để giám sát và vận hành tại trạm khi chưa chuyển qua trạm không người trực
3.3.1 Hệ thống Local SCADA trạm 110kV Phú Thạnh
3.3.1.1 Mô tả kết nối phần cứng trên hệ thống local SCADA:
- Kết nối giữa thiết bị Gateway với các IED (rơle, BCU) để trao đổi và xử lý dữ liệu thông qua switch sử dụng giao thức IEC61850
- Kết nối giữa Gateway với các đồng hồ đa năng phía 110kV và 22kV thông qua Switch sử dụng giao thức Modbus TCP
- Kết nối giữa Gateway với máy tính HMI qua Switch thông qua giao thức TCP/IP
- Các thiết bị này làm nhiệm vụ kết nối và truyền dữ liệu trên hệ thống SCADA về máy tính HMI tại trạm 110kV Phú Thạnh
Gateway tại trạm kết nối với PCM thông qua giao thức IEC 60870-5-101 để gửi tín hiệu SCADA về PCĐN
+ Gateway tại trạm kết nối với PCM thônq qua giao thức IEC 60870-5-101 để gửi tín hiệu SCADA về PCĐN
+ Tại PCĐN thực hiện ghép kênh vào đường truyền Backbone để truyền tín hiệu SCADA về A2 thônq qua giao thức IEC 60870-5-101
3.3.1.2 Sơ đồ kết nối hệ thống local SCADA (như hình 3.1)
3.3.1.3 Các phần mềm chính trên máy tính HMI:
- PowerLink Advantage: phần mềm HMI
- Cimplicity Workbench: phần mềm cấu hình thiết kế HMI
- SQL Server 2008: phần mềm quản trị cơ sở dữ liệu
- Microsoft Excel 2010: sử dụng hiển thị báo cáo thông số vận hành
3.3.2 Cấu tạo và chức năng máy tính Workstation HMI
3.3.2.1 Cấu tạo phần cứng máy tính Workstation HMI tại phòng Điều hành:
- Vi xử lý: Intel Xeon Six Core E5-1607 3.00 GHz
- Bộ nhớ Ram: 04 GB DDR3
- Card mạng: tích hợp 02 cổng RJ45
- Có khả năng phục vụ cho việc vận hành liên tục 24/24
- Có cấu hình phần cứng phù hợp để chạy được các phần mềm ứng dụng HMI
- Sử dụng 02 màn hình nhằm phục vụ cho việc giám sát của NVVH trên phần mềm HMI được thuận lợi hơn
- Kết nối với các thiết bị trong hệ thống thông qua Ethernet Switch
3.3.3 Chức năng của phần mềm HMI trên máy tính Workstation HMI
Phần mềm ứng dụng HMI được cài đặt trên máy tính HMI bao gồm các chức năng chính như:
- Giám sát kết nối các đường truyền tin giữa các thiết bị trong hệ thống local SCADA
- Hiển thị sơ đồ giao diện một sợi phục vụ cho việc giám sát và điều khiển
Hiển thị giá trị đo lường và trạng thái của thiết bị trong các ngăn lộ, bao gồm công suất hữu công (P), công suất vô công (Q), dòng điện (I), điện áp (U), nấc máy biến áp, hệ số công suất Cosfi, tần số (f), nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây MBA, cũng như trạng thái của các máy cắt, dao cách ly và tiếp địa trong trạm.
- Điều khiển đóng/ngắt máy cắt, dao cách ly, tăng hoặc giảm nấc máy biến áp
- Ghi nhận tất cả cảnh báo sự cố xảy ra của các thiết bị trong trạm
Ghi nhận và hiển thị thông tin thiết bị cùng với thông tin đăng nhập hệ thống LogOn/LogOff của NVVH Thông tin điều khiển thiết bị bao gồm các chức năng như đóng/cắt máy cắt, dao cách ly, và điều chỉnh mức phân áp.
- Ghi nhận các thông số điện và xuất báo cáo (I, U, P, Q) theo các khoảng thời gian trong ngày
- Ghi nhận các thông số điện và báo cáo
3.3.4 Hệ thống cấp nguồn phụ trợ Inverter
- Nguồn cấp cho các thiết bị chính cho hệ thống SCADA như Getway, Switch là nguồn tự dung 110VDC của trạm
Nguồn cấp cho máy tính HMI được cung cấp thông qua bộ Inverter, với nguồn điện 220AC và 110VDC tại trạm Điều này đảm bảo rằng máy tính HMI vẫn hoạt động liên tục ngay cả khi trạm mất nguồn AC tự dùng.
3.3.5 Vận hành hệ thống Local SCADA
Vận hành hệ thống thông qua máy tính HMI cho phép giám sát trạng thái và cảnh báo hiệu quả, thu thập và điều khiển dữ liệu, xuất báo cáo chi tiết, cũng như giải trừ các cảnh báo một cách nhanh chóng và chính xác.
Phân quyền điều khiển thông qua máy tính HMI cho phép quản lý hiệu quả từ trung tâm Điều độ, mang lại khả năng điều khiển từ xa linh hoạt và chính xác Việc sử dụng máy tính HMI kết hợp với các Rơle/BCU giúp tối ưu hóa quy trình điều khiển, nâng cao hiệu suất và đảm bảo an toàn trong vận hành.
Nhận xét và đề xuất
- Đáp ứng đầy đủ các chức năng của hệ thống SCADA tại trạm
- Phù hợp với xu thế hiện đại và đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế IEC61850
- Các IED (Rơle, Multimeter) phía 22kV và phía 110kV được phân đến 2 Switch riêng biệt nhằm đảm bảo trạm luôn có dữ liệu khi 1 Switch bị sự cố
- Các Switch được nối vòng bằng cáp quang và đáp ứng tiêu chuẩn IEC61850-3 nên không bị nhiễu và vận hành tin cậy trong môi trường trạm biến áp
- 2 Getway được dự phòng lẫn nhau và được kết nối đến 2 Switch khác nhau nên luân đảm bảo dữ liệu được truyền về các trung tâm Điều độ
- Giải pháp cấp nguồn cho Switch và máy tính MHI tin cậy cao
- Hệ thống local SCADA luôn được đồng bộ theo thời gian thực từ các trung tâm Điều độ và tại trạm
Vận hành tập trung trên máy tính HMI giúp giám sát tình trạng kết nối của mạch nhị thứ, theo dõi kết nối giữa các IED với hệ thống và kiểm tra các mạch liên động trước khi thực hiện lệnh thao tác.
- Kết nối truy xuất để xem thông tin chi tiếtc của các IED và cài đặt thông số thuận tiện
- Dễ giàng nâng cấp, mở rộng và thay đổi mạch liên động mềm
- Độ tin cậy của trạm đã đạt trên 99%
- Dùng cáp mạng để kết nối từ các IED đến các Switch nên chưa tin cậy và ổn định,
- Do việc phân quyền điều khiển từ máy tính HMI nên chưa đảm bảo tin cậy trong trường hợp máy tính HMI bị hỏng
Giao thức IEC6087-0-5-101 vẫn đang được sử dụng để truyền dữ liệu về các trung tâm Điều độ, dẫn đến độ tin cậy chưa cao Hệ thống chưa hỗ trợ truy xuất và cài đặt rơle từ xa, đồng thời chưa khai thác hiệu quả mạng MAN hiện có của PCĐN.
Hiện nay, chưa có quy định cụ thể nào về việc quản lý và vận hành các trạm sử dụng công nghệ mới, cũng như quy trình xử lý sự cố, bảo trì và thí nghiệm hiệu chỉnh cho các hệ thống này.
Hình 3.3.1 Sơ đồ kết nối hệ thống Local SCADA trạm 110/22kV Phú Thạnh
Hình 3.3.2 Giao diện vận hành trạm 110/22kV Phú Thạnh
Hình 3.3.3 Giao diện chi tiết của ngăn lộ ra
Hình 3.3.4 Giao diện chi tiết của ngăn MBA
Hình 3.3.5 Giám sát kết nối của các Switch, Getway, GPS, Router và máy HMI
Hình 3.3.6 Giám sát kết nối của các IED và Switch
Ứng dụng phần mềm SmartVU để tự động hóa TBA 110kV
Tổng quan việc giảm tổn thất công suất và nâng cao điện áp trên lưới phân phối:
- Giảm công suất phản kháng chuyên chở trong mạng điện
Phụ tải của mạng điện phân phối chủ yếu là các động cơ không đồng bộ với hệ số công suất cos thấp Bên cạnh đó, nhiều hộ tiêu thụ khác cũng tiêu thụ đáng kể công suất phản kháng, bao gồm các máy biến áp riêng lẻ trong các phân xưởng, máy biến áp hàn điện và lò cảm ứng.
Hệ số cosφ thấp của phụ tải dẫn đến việc đường dây mạng điện phải truyền tải một lượng công suất phản kháng Q lớn, gây ra tổn thất đáng kể về công suất tác dụng và phản kháng.
Xét một mạng điện như Hình 2.2
Hình 3.5.1 Mạng điện khi chưa đặt thiết bị bù
Hình 3.5.2 Mạng điện khi có bù bằng tụ điện tĩnh tại phụ tải
Tổn thất công suất trong mạng khi chưa bù:
Nếu nhà máy lắp đặt thiết bị bù, sẽ tạo ra công suất phản kháng Qbù, dẫn đến công suất chuyển chở trên đường dây giảm xuống còn (Q - Qbù) Kết quả là hệ số cosφ sẽ tăng lên.
Tổn thất sau khi bù:
Sau khi thực hiện bù công suất cho phụ tải, hệ số công suất cosφ của đường dây đã được cải thiện Để đảm bảo hiệu quả kinh tế trong hệ thống, nên duy trì hệ số công suất cosφ trong khoảng 0,92 đến 0,95 Nếu hệ số công suất cosφ vượt quá 0,95, việc bù công suất chỉ tiêu tốn lượng Qbù mà không mang lại sự giảm đáng kể về ΔP và ΔA.
Bằng cách thực hiện bù công suất tại phụ tải hoặc tại trạm, hệ số công suất (cosφ) của mạng điện được cải thiện, mang lại lợi ích kinh tế rõ rệt.
+ Giảm bớt tổn thất P và A
Tổn thất công suất: os R c U
(3.5.5) Nhận thấy rằng tổn thất công suất, P tỷ lệ nghịch với cos 2 Do đó, khi tăng cos thì tổn thất công suất P giảm mạnh
+Giảm được tiết diện dây dẫn của mạng điện và giảm dòng điện chuyên chở trên đường dây
Công suất chuyên chở trên đường dây trước khi bù là:
Công suất chuyên chở trên đường dây sau khi bù là:
Vì vậy, giảm bớt tiết diện dây dẫn, đồng thời giảm bớt tổn thất điện năng như sau:
Việc chọn tiết diện dây dẫn, F theo mật độ kinh tế dòng điện jkt j kt os Uc
(3.5.9) Thay tiết diện dây dẫn, F của (3.5.9) vào (3.5.8), tổn thất công suất sẽ giảm và được xác định theo biểu thức sau:
(3.5.10) Như vậy, khi tiết diện F được giảm bớt, mật độ kinh tế dòng điện jkt không đổi thì
P tỷ lệ nghịch với cos chứ không phải cos 2 như lúc vẫn giữ nguyên F
+Giảm bớt công suất máy biến áp
Sau khi lắp đặt thiết bị bù tại trạm hoặc phụ tải, công suất toàn phần S truyền qua máy biến áp sẽ giảm xuống Khi trị số công suất giảm đến một mức nhất định, có thể lựa chọn máy biến áp có công suất nhỏ hơn để tối ưu hóa hiệu suất.
+Tăng cường khả năng tải của mạng điện
Việc lắp đặt thiết bị bù giúp giảm công suất phản kháng, Q, đồng thời tăng công suất tác dụng, P, trên đường dây Điều này đáp ứng nhu cầu ngày càng cao về công suất tác dụng của người tiêu dùng Do đó, việc đóng tụ bù tại trạm đã nâng cao khả năng tải của mạng điện.
- Nâng cao điện áp vận hành của hệ thống điện
Tổn thất công suất trên đường dây:
(3.5.11) Nhận thấy rằng tổn thất công suất P tỷ lệ nghịch với U2 nên khi tăng điện thế
Khi nâng cao điện áp của mạng điện, cần duy trì mức điện áp định mức không đổi ở phụ tải để giảm tổn thất công suất Nếu điện áp mạng điện tăng a% so với mức cũ, tổn thất công suất sẽ giảm một lượng P tương ứng.
Do đó, mức thay đổi là:
Vì vậy, để nâng cao điện áp vận hành, có thể sử dụng một trong các phương pháp sau:
+ Thay đổi đầu phân áp của máy biến áp tăng và giảm áp
Để nâng cao hiệu suất của máy phát điện và giảm công suất phản kháng trên mạng điện, việc thiết lập các chương trình vận hành tự động là cần thiết Điều này không chỉ giúp giảm tổn thất điện năng mà còn duy trì mức điện ổn định trong lưới điện.
3.5.1 Tự động điều khiển nấc MBA 1T trạm 110/22kV Phú Thạnh
Trạm 110/22kV Phú Thạnh được thiết kế theo hướng không người trực, với các chức năng tự động hóa sẵn sàng, bao gồm điều khiển nấc MBA tự động Tuy nhiên, rơle điều áp tự động (Reg-da) gặp khó khăn trong việc hoạt động tin cậy, dẫn đến việc nhân viên vận hành phải theo dõi và điều khiển bằng tay hoặc lập trình cho RTU/Gateway thực hiện Hiện tại, việc lập trình cho điều áp tự động chưa được thực hiện, và trong tương lai, khi tiến tới mô hình trạm không người trực, giải pháp điều áp tại chỗ vẫn chưa được xác định.
Để duy trì mức điện áp tại thanh cái 22kV theo quy định, việc sử dụng phần mềm SmartVu tại trung tâm điều khiển là cần thiết khi rơle điều áp bị cô lập hoặc hư hỏng Phần mềm này không chỉ thay thế rơle điều áp mà còn giúp điều chỉnh nấc MBA tự động, giảm áp lực cho lực lượng Điều độ trong việc quản lý lưới điện Tổng công ty Điện lực miền Nam yêu cầu các Công ty Điện lực duy trì điện áp tại thanh cái 22kV trong khoảng từ 22kV đến 23.1kV, với mục tiêu hướng đến ngưỡng 23kV để nâng cao chất lượng điện cho khách hàng và giảm tổn thất trên lưới 22kV.
- Giải thuật tăng nấc MBA:
- Giải thuật giảm nấc MBA:
Chương trình tự động điều khiển tăng/giảm nấc MBA như phụ lục 1
Việc sử dụng phần mềm SmartVu để điều nấc MBA tự động là giải pháp hiệu quả cho việc dựng phòng khi rơle điều áp tại các trạm hoạt động không ổn định hoặc bị hư hỏng.
MC tổng 22kV đóng Delay 60s sai
MC tổng 22kV đóng Delay 60s sai
Tài liệu HUTECH gặp sự cố, do đó cần lập trình RTU/Gateway tại trạm để dự phòng cho rơle điều áp Việc điều áp tự động tại trạm sẽ đáng tin cậy hơn so với việc điều áp từ phần mềm SmartVu, vì nó không phụ thuộc vào đường truyền dữ liệu.
3.5.2 Tự động điều khiển đóng/ngắt giàn tụ bù tại TBA 110/22kV Thống Nhất
Trạm 110/22kV Thống Nhất hiện đang được kết nối với hệ thống SCADA của PCĐN thông qua mạng truyền dẫn quang (mạng MAN) đảm bảo tiêu chuẩn N-1 với 2 Switch và 2 sợi quang đi 2 hướng khác nhau về vật lý Hệ thống SCADA của PCĐN được vận hành bằng phần mềm SmartVu do hãng Survalent của Canada cung cấp Sự kết nối này giúp nâng cao hiệu quả quản lý và giám sát hệ thống điện.
Hiện nay, nhân viên vận hành đang theo dõi công suất tại các ngăn 131 và 132 để thực hiện việc đóng/ngắt các giàn tụ bù T401 và T402, theo quy định tại công văn số 4551/PCĐN-ĐĐ ngày 24/10/2016 của PCĐN Mục tiêu là đảm bảo phương thức vận hành các giàn tụ bù thanh cái 22kV tại các trạm biến áp 110kV, đồng thời cố gắng giảm thiểu trào lưu công suất phản kháng trên đường dây 110kV.
NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN
Cơ sở và định hướng tự động hóa lưới trung thế (phân phối)
(Tham khảo tài liệu mục [2] James Northcote-Green Robert Wilson, “Control and Automation of Electrical Power Distribution Systems”)
Tự động hóa lưới phân phối bao gồm việc cải tạo điều khiển xa và ứng dụng thiết bị điện tử thông minh vào hệ thống hoàn thiện Thuật ngữ này chỉ quá trình tự động điều khiển, và trong ngành công nghiệp điện lực, nó được định nghĩa là tập hợp các công nghệ cho phép giám sát từ xa, phối hợp và vận hành các thiết bị phân phối trong hệ thống thời gian thực từ một vị trí xa.
Định nghĩa này không nhắc đến chức năng tự động hóa, mà tập trung vào sự phối hợp giữa các thiết bị bảo vệ để thực hiện tự động các chức năng bảo vệ bằng cách cách ly vùng sự cố Cách ly sự cố là một phần quan trọng trong tự động hóa phân phối (DA), vì khả năng tự động phân vùng sự cố giúp cải thiện hoạt động của hệ thống điện, với mục tiêu tái lập càng nhiều khu vực mất điện càng tốt Thuật ngữ thời gian thực chỉ ra rằng hệ thống tự động hóa cần hoạt động trong vòng 2 giây trong một hệ thống SCADA lớn, tuy nhiên điều này có thể quá tham vọng cho một số thành phần của hệ thống phân phối do thời gian trì hoãn của hệ thống truyền thông.
Không phải tất cả chức năng của DA đều cần thiết hoặc hiệu quả về chi phí, miễn là thời gian đáp ứng là chấp nhận được Thuật ngữ "thời gian thực" ám chỉ khả năng cung cấp linh hoạt để đạt được mục tiêu vận hành một cách hiệu quả Điểm khác biệt giữa DA và các phương thức vận hành truyền thống là khả năng điều khiển các thành phần lưới phân phối từ xa, yêu cầu tích hợp hạ tầng viễn thông vào kiến trúc của DA Hạ tầng này là yếu tố quan trọng giúp cung cấp thông tin và điều khiển, hỗ trợ quyết định cho việc vận hành thông minh hơn của lưới phân phối Do đó, việc triển khai và tích hợp hệ thống viễn thông vào các thiết bị phân phối và trung tâm điều khiển cần được lập kế hoạch một cách thận trọng và hiệu quả về chi phí.
DA hỗ trợ ứng dụng tại phòng điều khiển trung tâm để ra quyết định về vận hành lưới điện phân phối thông qua điều khiển từ xa hoặc bằng tay Các ứng dụng này đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện phân phối, trong khi tài sản không được điều khiển xa là thành phần thiết yếu Quản lý hiệu quả các tài sản này là cần thiết cho hoạt động ổn định, yêu cầu bổ sung phương tiện hỗ trợ trong phần DMS Các phần mềm ứng dụng cần sự hỗ trợ từ hệ thống khác như hệ thống thông tin khách hàng (CIS) và hệ thống thông tin địa lý (GIS), đứng ở tầng cao nhất trong hệ thống phân cấp điều khiển.
Bất chấp hai tầng lớp điều khiển của DA được áp dụng, có 3 cách khác nhau để nhìn về tự động hóa:
- Tự động hóa tại chỗ - vận hành thiết bị đóng ngắt bởi hệ thống bảo vệ hoặc việc đưa ra quyết định dựa trên lập trình logic trình tự
- SCADA (điều khiển xa) – điều khiển xa các thiết bị đóng ngắt và việc giám sát các trạng thái, cảnh báo, đo lường
Tự động hóa tập trung cho phép quản lý và điều khiển các thiết bị đóng ngắt từ xa, giúp nhanh chóng quyết định cô lập sự cố Điều này không chỉ tái cấu trúc lưới điện mà còn nâng cao hiệu quả trong các dịch vụ khôi phục lưới điện.
Bất kỳ việc triển khai hệ thống tự động hóa lưới phân phối (DA) đều yêu cầu ít nhất hai chức năng, vì hệ thống truyền dẫn là phần thiết yếu của hệ thống Các điện lực cần có hệ thống này do đã triển khai sớm các recloser và thiết bị tự phân đoạn Nếu không có hệ thống truyền dẫn, các thiết bị này sẽ không thể hoạt động hiệu quả Hơn nữa, các điện lực nhận thức rằng cần có hệ thống viễn thông kết nối với các thiết bị đóng cắt trung thế để theo dõi tình trạng hoạt động của chúng.
4.1.1 Sơ đồ cây tự động hóa
Cách lựa chọn phương pháp tự động hóa các thiết bị đóng ngắt được thể hiện qua cây quyết định trong hình 4.1 Sau khi xác định thiết bị sơ cấp dựa trên yêu cầu về vai trò quan trọng của hệ thống và nhiệm vụ bảo vệ, cấp độ tự động hóa sẽ được thiết lập.
Triển khai tự động hóa cho thiết bị đóng ngắt tại chỗ bao gồm các bước thực hiện và phương án thay thế, nhằm đạt được cấp độ và loại hiệu suất tối ưu.
Tài liệu HUTECH kiến trúc điều khiển Một vài con đường thì tùy chọn nhưng phần nhiều là bắt buộc nếu việc tự động hóa được triển khai
Bước đầu tiên là thiết lập một thiết bị đóng ngắt với bộ truyền động cơ khí, điều này rất quan trọng Trước đây, thiết bị đóng ngắt thường được vận hành bằng tay, nhưng hiện nay, thiết bị đã được cải tiến với khả năng tích lũy năng lượng hoặc được cấp điện, cho phép thao tác độc lập mà không cần phải đứng gần thiết bị Việc này không chỉ nâng cao hiệu quả thao tác mà còn tăng cường an toàn cho người sử dụng, khi họ có thể đứng cách xa thiết bị đóng cắt.
Hình 4.1.1 Cây quyết định các bước để thực hiện tự động hóa tại chỗ hay trung tâm
Mặc dù việc lắp đặt thiết bị truyền động cho phép thao tác tại chỗ, nhưng điều này là cần thiết để sử dụng nút bấm, nhằm hỗ trợ cho việc vận hành tự động hóa tại chỗ hoặc điều khiển từ xa.
Khi một thiết bị điện tử được lắp đặt cho bộ truyền động, người dùng sẽ lựa chọn một trong hai chức năng tự động hóa Việc lựa chọn này rất đơn giản và giúp tối ưu hóa hiệu suất của hệ thống.
Tài liệu HUTECH cho phép tự động hóa tại chỗ giao tiếp với hệ thống viễn thông, hỗ trợ điều khiển từ xa Ngoài ra, tự động hóa thông minh tại chỗ có thể được triển khai để thiết bị hoạt động tự động theo lập trình sẵn Ví dụ điển hình cho phương thức này là bước 3 Recloser không có truyền thông.
Bước 4 liên quan đến việc xây dựng hai lựa chọn từ bước 3, trong đó điều khiển từ xa được tích hợp vào hệ thống tự động hóa tại chỗ Nhân viên điều độ sẽ nhận được thông tin về hoạt động của các thiết bị đang ở chế độ tự động và có khả năng can thiệp hoặc đưa ra quyết định từ xa Việc thao tác bằng tay tại chỗ cần phải có quyền ưu tiên hơn hệ thống tự động Trong lựa chọn khác từ bước 3, nếu điều khiển từ xa được chọn, có hai hình thức quyết định khả thi: tự động hóa từ xa qua hệ thống trung tâm hoặc điều khiển từ xa theo quyết định của điều độ viên.
Bước cuối cùng là áp dụng lựa chọn từ bước 4 để chuyển giao từ điều khiển từ xa sang tự động hóa tại chỗ Mặc dù trung tâm điều khiển có nhiều chiến lược tốt cho việc tự động hóa, nhưng thực tế, điều khiển từ xa lại đơn giản và hiệu quả hơn trong nhiều trường hợp.
Kết quả của cây quyết định này đối với việc đáp ứng các định nghĩa về tự động hóa lưới phân phối như sau:
- Thiết bị đóng ngắt phải có khả năng đều khiển từ xa
Quyết định được thực hiện trên thiết bị điện tử thông minh thông qua máy chủ DA của trung tâm hoặc nhờ vào sự can thiệp từ xa của con người.
- Việc thao tác phải được thực hiện có thể bằng cơ khí hoặc nút nhất
4.1.2 Các giai đoạn tự động hóa
Nhận xét và đề xuất
Theo định nghĩa trong ngành điện lực, tự động hóa là tập hợp các công nghệ cho phép giám sát, phối hợp và vận hành thiết bị phân phối trong hệ thống điện từ xa, đảm bảo quá trình điều khiển tự động và hiệu quả trong thời gian thực.
Ngành điện có thể áp dụng giải pháp truyền dẫn 3G hoặc cáp quang để tự động hóa các xuất tuyến trên lưới 22kV Tùy thuộc vào tình hình thực tế của lưới điện và độ tin cậy của hệ thống truyền dẫn, ngành điện có thể lựa chọn chế độ tự động hóa hoàn toàn, bán tự động hoặc điều khiển xa.
Giám sát toàn bộ quá trình phát hiện, khoanh vùng và cô lập sự cố là rất quan trọng để nhanh chóng khôi phục điện cho các khu vực không bị ảnh hưởng, từ đó nâng cao độ tin cậy và tính liên tục trong cung cấp dịch vụ cho khách hàng.
- Thời gian thực hiện một chu trình FDIR dưới 2 phút nên cải thiện đáng kể các bộ chỉ số độ tin cậy SAIDI và SAIFI
- Hệ thống hoạt động tin cậy nếu kênh truyền ổn định và tin cậy
- Chưa triển khai thực tế nên chưa có số liệu cũng lường hết các trường hợp trục trặc
CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN TƯƠNG LAI
Từ thực tế hệ thống SCADA/DMS và hiện trạng của lưới điện PCĐN, qua nghiên cứu của đề án kết quả đạt được như sau:
Phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada là công cụ quan trọng trong ngành điện, giúp người dùng quản lý và tối ưu hóa hệ thống Bài viết cung cấp hướng dẫn chi tiết về cài đặt, sử dụng, kết nối cơ sở dữ liệu, tạo giao diện HMI, và xây dựng SCS Ngoài ra, các cú pháp cơ bản cũng được trình bày để người dùng có thể quản trị hiệu quả phần mềm SmartVU.
Để giám sát và điều khiển tự động nấc MBA từ hệ thống SCADA trung tâm, chúng tôi đã phát triển giải thuật và chương trình thay thế cho các rơle điều áp tự động tại các TBA 110kV gặp sự cố hoặc hoạt động không ổn định Mục tiêu là duy trì điện áp tại thanh cái 22kV trong khoảng từ 22 đến 23.1kV Giải pháp này đã được triển khai thành công tại các trạm TBA 110kV Phú Thạnh, MBA 1T Long Khánh, MBA 1T Gò Dầu và trạm Dầu Giây.
Chúng tôi đã phát triển giải thuật và chương trình giám sát, điều khiển tự động các giàn tụ bù tại thanh cái 22kV của các trạm biến áp 110kV thông qua hệ thống SCADA trung tâm, nhằm giảm thiểu trào lưu Q trên lưới điện Giải pháp này đã được áp dụng thành công tại các trạm biến áp 110kV Thống Nhất, Bàu Xéo, Long Khánh và Dầu Giây Hiện tại, chúng tôi đang tiếp tục rà soát dữ liệu đo lường để triển khai cho tất cả các trạm còn lại trong năm.
- Đánh giá, phát hiện các khuyết và mức độ áp dụng của mô hình tự động hóa TBA 110kV để định hướng triển khai trong tương lai
Chương trình mô phỏng chức năng phát hiện, định vị, cô lập sự cố và khôi phục điện cho hai xuất tuyến của Điện lực Trị An đã cho thấy sự cải thiện rõ rệt trong các chỉ số độ tin cậy Cụ thể, chỉ số SAIDI giảm hơn 90 phút, SAIFI giảm 0,953 lần, trong khi MAIFI tăng 0,953 lần Việc áp dụng chức năng FDIR không chỉ nâng cao độ tin cậy mà còn đảm bảo cung cấp điện liên tục cho khách hàng.
Tự động hóa trạm biến áp 110/22kV và lưới điện trung thế là bước tiến quan trọng trong việc điều khiển xa các thiết bị trên lưới trung thế và TBA 110kV không có người trực Mục tiêu là duy trì điện áp 23kV tại các thanh cái 22kV của TBA 110/22kV, kiểm soát trào lưu công suất phản kháng thấp nhất trên lưới 110kV, và thực hiện FDIR, đây là những vấn đề cấp thiết cần được chú trọng.
Tài liệu HUTECH có ảnh hưởng lớn đến xã hội, đặc biệt là trong việc giảm thiểu tổn thất và nâng cao độ tin cậy của lưới điện Nó cũng góp phần quan trọng vào công tác điều độ lưới điện của PCĐN và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Thông qua đề tài, PCĐN sẽ có cái nhìn tổng quan về thách thức tương lai khi lực lượng Điều độ đảm nhiệm công tác Điều độ lưới điện và điều khiển xa các TBA 110/22kV không người trực, cũng như thao tác xa thiết bị trên lưới trung thế Đồng thời, bài viết cũng chỉ ra rằng việc quản lý vận hành trào lưu công suất phản kháng của các Công ty Điện lực hiện chưa tối ưu và chưa kết hợp hiệu quả giữa kiểm soát điện áp và trào lưu công suất phản kháng Việc giám sát và điều khiển tự động nấc MBA và giàn tụ bù từ hệ thống SCADA phụ thuộc nhiều vào chất lượng đường truyền và dữ liệu đo đến Qua đó, tôi đề xuất một số giải pháp nhằm cải thiện tình hình này.
Sớm áp dụng chức năng kiểm soát điện áp và công suất phản kháng trong hệ thống DMS sẽ giúp giảm thiểu tổn thất cho lưới điện Đồng thời, việc này cũng xác định các điểm tối ưu cần bù trên lưới 22kV, nhằm hạn chế tối đa việc đóng/ngắt nhiều máy cắt tụ bù tại thanh cái 22kV.
Áp dụng chức năng FDIR trong hệ thống DMS là cách hiệu quả để giảm chỉ số SAIDI/SAIFI và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, góp phần vào quá trình tự động hóa lưới điện trung thế Sau khi FDIR được triển khai thành công, cần xem xét tiếp tục triển khai các chức năng tự động hóa khác như chẩn đoán, phát hiện và cảnh báo tình trạng lưới điện, cũng như tự động điều chỉnh kết lưới nhằm tối ưu hóa hoạt động của lưới trung thế.
Để nâng cấp các trạm 110/22kV truyền thống và các trạm lai theo tiêu chuẩn IEC61850, cần đánh giá hiện trạng và lập kế hoạch từng bước hướng tới tự động hóa Đối với các trạm 110kV đã áp dụng tiêu chuẩn IEC61850, việc quy định quản lý vận hành, bảo trì, thí nghiệm hiệu chỉnh và xử lý sự cố là cấp bách, bao gồm quy định về thiết bị, phương pháp và nhân sự Đến năm 2020, cần xem xét áp dụng các chức năng tự động ngắt tải, khôi phục tải, điều chỉnh tự động và thao tác tuần tự các thiết bị để đảm bảo phối hợp chuyển tải và tự thao tác khi có sự cố Thêm vào đó, triển khai cấp Process bus (IEC61850-9) sẽ nâng cao tính ổn định, an toàn và liên tục của trạm.
Thành lập bộ phận kết hợp giữa OT và IT nhằm đánh giá lại hệ thống an ninh bảo mật hiện tại, thiết lập các tiêu chuẩn an ninh cho hệ thống SCADA/DMS Cần tham khảo các tiêu chuẩn quốc tế như IEC, NERC CIP, ICS-CERT và NIST, đồng thời ứng dụng các công nghệ như SIEM, Blacklist, Whitelist, IPS/IDS/FIREWALL, Test case, và DATADIODE để ngăn chặn các cuộc tấn công Ngoài ra, cần quy định quy trình bảo mật trong mua sắm, thực hiện kiểm tra trước khi lắp đặt và kiểm soát trong quá trình vận hành.
Ngành điện cần nhanh chóng thống nhất áp dụng tiêu chuẩn IEC61968 và IEC61970 (CIM) để đồng bộ hóa mô hình chia sẻ dữ liệu giữa các phần mềm trong bộ phận OT và IT Hiện tại, ngành điện đang sử dụng nhiều phần mềm quản lý và điều hành sản xuất như PMIS, HRMS, MDMS, CMIS, và EPR Trong tương lai, bộ phận OT sẽ tích hợp các hệ thống như SCADA, GIS, DMS, DAS, và OMS để nâng cao hiệu quả hoạt động.