Xây dựng hệ thống giám sát, điều khiển bằng máy tính trạm biến áp dựa trên rtu

VẤN ĐỀ TỰ ĐỘNG HOÁ TRẠM BIẾN ÁP, ĐẶC ĐIỂM và CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT

Vấn đề tự động hoá trạm biến áp

Ngành điện lực hiện đang trải qua giai đoạn cạnh tranh khốc liệt nhằm tối ưu hóa quản lý lưới điện trên mọi cấp độ Sự tư nhân hóa trong ngành này đã mở ra một thị trường điện mới, khác biệt hoàn toàn so với mô hình truyền thống trước đây Trong thị trường mới, người tiêu dùng trở thành khách hàng thực sự khi có sự xuất hiện của các nhà cung cấp điện và các thương nhân mới Trong tương lai gần, toàn cầu sẽ chứng kiến sự gia tăng đáng kể của các nhà sản xuất điện, công ty truyền tải điện và các doanh nghiệp bán lẻ trong ngành điện lực.

Đối với các hệ thống điện, đặc biệt là ở các nước đang phát triển, thách thức lớn nhất là nâng cao chất lượng cung cấp điện năng, đảm bảo độ tin cậy cao cho khách hàng, đồng thời giữ giá cả cạnh tranh.

Sự cần thiết phải tự động hoá các trạm biến áp mới và hiện hữu cần được đánh giá bởi các nhà đầu tư trong ngành điện lực để đáp ứng yêu cầu của thị trường tương lai và đảm bảo độ tin cậy của thiết bị Tự động hoá trạm biến áp không chỉ nâng cao độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện mà còn cho phép phản ứng

Xây dựng hệ thống điều khiển trạm biến áp (TBA) bằng máy tính dựa trên RTU giúp xác định chính xác các nguy cơ gây ra sự cố ngừng cung cấp điện Sự phát triển gần đây trong công nghệ thông tin đã cho phép triển khai hiệu quả các hệ thống điều khiển giám sát từ xa, với khả năng theo dõi điều kiện vận hành thiết bị trong thời gian thực tại các trạm biến áp.

Các công ty điện lực toàn cầu đang chuẩn bị cho các yêu cầu tương lai đối với trạm biến áp trong lưới điện, từ cấp truyền tải đến phân phối Để đáp ứng nhu cầu này, họ cần hiểu rõ tầm quan trọng của tự động hóa và những lợi ích mà nó mang lại.

Các công ty điện lực nên tập trung vào hai khía cạnh chính trong việc tự động hóa các trạm biến áp: kinh tế và kỹ thuật Việc áp dụng điều khiển tối ưu có thể nâng cao hiệu quả quản lý hệ thống điện, từ đó cải thiện hoạt động và giảm chi phí.

Kinh tế đóng vai trò quan trọng trong việc xác minh tính hiệu quả của tự động hóa trạm (SA) hiện tại Thông tin về hệ thống điện giúp các công ty điện lực nâng cao khả năng cạnh tranh trong thị trường tự do, nơi có sự cạnh tranh giữa các công ty do việc không điều tiết ngành điện Trong bối cảnh này, thông tin trở thành yếu tố chiến lược quan trọng để đưa ra quyết định nhanh chóng Nếu không có thông tin này, các công ty điện lực sẽ không thể đáp ứng nhu cầu từ các trạm biến áp truyền thống Những thay đổi đã xuất hiện và sẽ tiếp tục diễn ra trong tương lai gần sẽ được thảo luận trong phần tiếp theo.

Xây dựng hệ thống ĐK TBA bằng máy tính dựa trên RTU Ph ạm Thanh Tùng

1.1.1.1 Những thay đổi trong thị trường điện

Thị trường điện đang trải qua những thay đổi quan trọng, đặc biệt là sự chuyển mình từ mô hình truyền thống sang mô hình không điều tiết, nơi các công ty dịch vụ năng lượng và nhà bán lẻ điện năng ngày càng trở nên phổ biến Sự xuất hiện của các công ty phi quốc gia trong lĩnh vực điện đã tạo điều kiện cho nhiều nhà sản xuất và thương nhân điện năng tham gia thị trường Tình trạng này sẽ tiếp tục phát triển với tốc độ nhanh chóng trong tương lai gần, đánh dấu sự chuyển biến mạnh mẽ trong cách thức cung cấp và tiêu thụ điện năng.

Trong thị trường điện mở, hộ tiêu thụ trở thành khách hàng có quyền lựa chọn hợp đồng cung cấp điện, từ đó tạo ra sự cạnh tranh giữa các nhà cung cấp Điều này dẫn đến một thị trường với giá điện biến đổi, nơi các thoả thuận cung cấp điện được chuyển thành bản kê với giá và nhà cung cấp khác nhau Khái niệm này được gọi là "thị trường có giá và vị trí tự do".

Các nhà cung cấp cung cấp thông tin hàng ngày về khả năng truyền tải công suất, trong khi các nhà bán buôn nhận thông tin tiêu thụ Việc trao đổi nhanh chóng thông tin giá cả và nguồn cung cấp chính xác là rất cần thiết Hơn nữa, khách hàng cần biết chi phí vận hành hàng ngày để lập kế hoạch sản xuất hiệu quả, nhằm tối thiểu hóa chi phí và tối đa hóa lợi nhuận.

Các công ty truyền tải và phân phối điện cần phải phân chia rõ ràng giữa các hoạt động điều tiết (truyền tải và phân phối) và phi điều tiết (thị trường điện năng) để có thể tham gia hiệu quả vào một thị trường mở Việc này là rất quan trọng trong kinh doanh thị trường điện.

1.1.1.2 Giảm chi phí vận hành

Chi phí vận hành đóng vai trò quan trọng trong hoạt động kinh tế của công ty điện lực Để giảm thiểu những chi phí này, việc có thông tin chính xác là yếu tố thiết yếu Nhờ đó, công ty có thể đạt được những khoản tiết kiệm đáng kể.

Việc giảm số lượng nhân viên tại trạm biến áp có thể được thực hiện nhờ khả năng điều khiển từ xa, bao gồm cả nhân viên vận hành và đội ngũ bảo dưỡng Việc này sẽ hiệu quả hơn khi kết hợp với thông tin tình trạng hiện tại nhận được từ xa từ các trạm biến áp và lưới điện.

Việc định vị và loại trừ sự cố giúp giảm thiểu thời gian gián đoạn cung cấp điện, từ đó giảm thiểu chi phí Thời gian gián đoạn ngắn hơn cũng liên quan đến sự hư hỏng của thiết bị điều khiển và bảo vệ.

Đặc điểm của hệ thống điều khiển tự động trạm biến áp

Hệ thống nhị thứ của trạm biến áp bao gồm tất cả các thiết bị phục vụ cho điều khiển bảo vệ, giám sát, đo lường và thông tin liên lạc Các thiết bị này được kết nối liên tục trong một hệ thống thông tin chuẩn, được gọi là hệ thống tự động hóa trạm.

1.2.1 Cấu trúc điển hình của một hệ thống được tự động hoá

Trạm tự động hóa hiện đại được minh họa trong Hình 1-1 bao gồm các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) cho tất cả các chức năng Các IED được đấu nối song song với thiết bị lực, đồng thời kết nối thông tin liên lạc nối tiếp với thiết bị trạm và giao tiếp người máy Hệ thống này đảm bảo hiệu quả trong việc quản lý và điều khiển các hoạt động của trạm.

Hệ thống ĐK TBA được xây dựng bằng máy tính dựa trên RTU Phạm Thanh Tùng, kết nối với trung tâm điều độ lưới điện thông qua thiết bị thông tin liên lạc (ComU) Hệ thống này bao gồm các thiết bị bảo vệ (PUs), thiết bị điều khiển (CUs), thiết bị hợp bộ điều khiển và bảo vệ (C/Ps), cùng với các thiết bị điều khiển trạm (CUs).

Các chức năng thường được tổ chức theo thiết bị mức xuất tuyến nhằm bảo vệ, điều khiển, ghi chép sự cố, thu thập dữ liệu và đồng bộ thời gian Đồng thời, các chức năng ở mức trạm bao gồm thông tin liên lạc với trung tâm điều độ từ xa, kết nối đến thiết bị xuất tuyến, giao diện người máy (HMI), quản lý cảnh báo và sự kiện, giám sát, đánh giá và kích hoạt dữ liệu, cũng như theo dõi trạng thái.

Hình 1-1 Cấu trúc điển hình của một trạm được tự động hoá hiện nay

1.2.2 C ácđặc đ ểm c h th i ủa ệ ống

Việc sử dụng hệ thống thông tin liên lạc để thực hiện việc tự động hoá trạm biến áp tính tự động được thể hiện ở các khả năng sau

• Toàn bộ hệ thống bảo vệ của trạm biến áp.

• Điều khiển thiết bị theo các vị trí tại chỗ và từ xa

• Tự động dự phòng hệ thống điều khiển và hệ thống thông tin

• Điều khiển giàn tụ bù: Dọc hoặc ngang

• Tự động đóng lặp lại

• Ghi các sự kiện theo thời gian thực

• Thực hiện các cảnh báo

• Hiển thị hoạt động trên các rơ le số

• Các thông số đo lường và điện năng

• Có thể đưa bảo vệ vào hoặc tách ra một cách mềm và linh hoạt

Giám sát liên động và điều khiển quá trình cho phép thực hiện các liên động mềm dựa trên các phép toán logic, giúp giảm thiểu sự phụ thuộc vào các liên động cứng thông qua việc sử dụng cáp.

Hệ thống tự động thu thập và phân tích các sự kiện liên quan đến thiết bị, cung cấp cảnh báo kịp thời về tình trạng hoạt động Các thông tin được theo dõi bao gồm thời gian định kỳ, số lần đóng cắt bình thường và các sự cố phát sinh, giúp người dùng quản lý và bảo trì thiết bị hiệu quả hơn.

• Ghi biểu đồ phụ tải

• Giám sát chất lượng điện năng

• SCADA trạm từ xa – Các trung tâm điều độ

• Thời gian của IEDs được đồng bộ theo 1 hệ thời gian chuẩn

• Hiển thị sơ đồ MIMIC điều khiển

• Hiển thị được các điều kiện làm việc của thiết bị

• Các chỉ thị và hư hỏng và khả năng giải trừ

• Đồng bộ thời gian trong phạm vi trạm

• Lưu trữ dữ liệu trong trạm

• Phân tích và chẩn đoán

• Chia sẻ dữ liệu và thực hiện điều khiển giám sát trên WEB

Tất cả các chức năng bảo vệ yêu cầu, bao gồm đường dây, máy biến áp, máy phát và thanh cái, đều được thực hiện thông qua các thiết bị bảo vệ (PU) Một số ví dụ về các bảo vệ mức ngăn là các thiết bị này.

• Bảo vệ quá dòng điện (O/C)

• Bảo vệ quá tải nhiệt

• Bảo vệ chống hư hỏng máy cắt

Các chức năng điều khiển được chia thành ba loại chính: "Cơ bản", "Nâng cao" và "Thiết bị trạm" Những chức năng này được thực hiện trong các thiết bị điều khiển (CUs) và/hoặc thiết bị mức trạm (SUs).

 Các chức năng điều khiển cơ bản

Các chức năng điều khiển cơ bản điển hình là:

• Điều khiển máy cắt (CB)

• Điều khiển dao cách ly (IS)

• Điều khiển dao tiếp địa (ES)

• Điều khiển nấc biến áp

• Kiểm tra đồng bộ (SC) trước khi đóng

• Kết nối với trung tâm điều độ

 Các chức năng điều khiển nâng cao

Các chức năng điều khiển nâng cao điển hình là:

• Tự động cô lập bộ phận bị sự cố

• Tự động thay đổi các thanh cái

• Tự động đóng lại thông minh (AR)

• Chuyển đổi phụ tải giữa các đường dây

• Sa thải phụ tải thông minh

• Phục hồi nguồn điện thông minh

• Tối ưu hoá trao đổi công suất giữa các công ty điện lực

 Các chức năng điều khiển mức trạm

Các chức năng điều khiển mức trạm điển hình là:

• Khoá liên động trong phạm vi trạm

• Đồng bộ thời gian trong phạm vi trạm

• Lưu trữ dữ liệu trong trạm

• Thu thập các file ghi nhiễu loạn (sự cố)

• Phân tích và chẩn đoán

Dữ liệu đo đếm được sử dụng cho việc lập hóa đơn tiền điện, cho thấy rằng hệ thống đo đếm là một hệ thống độc lập, đảm bảo tính chính xác và minh bạch trong quá trình quản lý năng lượng.

Xây dựng hệ thống điều khiển TBA bằng máy tính dựa trên RTU là một quá trình phức tạp, bao gồm cả phần mềm và phần cứng hoạt động độc lập Hệ thống này kết nối các thiết bị đo đếm với cuộn dây của máy biến dòng điện đo lường đặc biệt (CT) và cuộn dây của máy biến điện áp đo lường, nhằm đảm bảo hiệu quả trong việc giám sát và quản lý điện năng.

Dữ liệu đo đếm có thể được tiền xử lý tại một máy tính đo đếm-trạm, thường là một hệ thống tách biệt với máy tính trạm điều khiển, và sau đó được truyền đến phòng đo đếm điện năng.

Các chức năng theo dõi có thể được phân thành các chức năng "cơ bản" và "nâng cao"

Các ví dụ về các chức năng theo dõi cơ bản là:

• Chỉ thị trạng thái đóng cắt

Các ví dụ về các chức năng theo dõi nâng cao là:

• Các đường đồ thị xu hướng

1.2.2.5 Phân tích và chẩn đoán

Một trong những lợi ích nổi bật của hệ thống tự động hoá là khả năng tạo ra "thông tin thông minh", như thông tin phục vụ cho việc phân tích và chẩn đoán các thiết bị trạm Dưới đây là một số ví dụ về chức năng phân tích và chẩn đoán.

• Ngăn chặn các cảnh báo không đúng

• Tự động tạo báo cáo sự cố

• Phân tích trình tự sự kiện

• Thống kê cảnh báo (chẳng hạn của một xuất tuyến)

• Tự động đánh giá nhiễu loạn

1.2.2.6 Thuật toán thông minh cho vận hành và khôi phục trạm

Thiết bị trạm lưu trữ tất cả thời gian hoạt động của trạm, cho phép truy cập nhanh chóng vào dữ liệu này Thông tin này có thể được sử dụng hiệu quả cho việc vận hành và khôi phục tự động thông minh của trạm.

Những tiến bộ điển hình đạt được với các hệ thống tự động hoá là:

Giải trừ chỉ thị trạng thái trạm giúp xác định rõ ràng tình trạng của trạm, bao gồm các trạng thái như trạm đang hoạt động bình thường, bắt đầu hỏng hóc, hoặc xuất hiện sự cố Việc này đảm bảo thông tin chính xác về trạng thái của trạm, từ đó hỗ trợ trong việc quản lý và bảo trì hiệu quả.

• Hệ thống có thể được làm việc gần với các giới hạn

• Phát hiện các sự kiện, các cảnh báo, các sự cố

• Phát hiện các dấu hiệu sự cố

• Đo lường ngăn chặn sớm

• Dự đoán bảo dưỡng khi có yêu cầu

• Đặc tính làm việc dựa trên bảo dưỡng

• Giảm thời gian dừng cho sửa chữa

• Giảm chi phí sửa chữa

Ví dụ các chức năng trợ giúp cho vận hành thông minh

• Tích hợp các chẩn đoán trạm biến áp

• Tích hợp các theo dõi điều kiện

• Kiểm tra tính hợp lý

• Giám sát giới hạn (giá trị)

• Phân loại cảnh báo (loại 1, loại 2, loại 3)

• Tự động thông báo các vấn đề

• Dự đoán bảo dưỡng (tức thời, tuần tiếp theo)

• Tự động sa thải phụ tải

Ví dụ các chức năng hỗ trợ cho khôi phục thông minh

• Giải trừ chỉ thị thiết bị, bộ phận hỏng hóc

• Đánh giá tin cậy của dữ liệu quá khứ về sự cố

• Tự động chuyển xuất tuyến từ thanh cái sự cố sang thanh cái tốt

• Các chương trình tự động khôi phục nguồn

1.2.2.7 Tạo tài liệu tự động

Tạo tài liệu tự động là cần thiết cho việc thực hiện các thay đổi, nâng cấp và sửa chữa trạm, cũng như các thao tác phát sinh từ tất cả các hoạt động liên quan.

1.2.2.8 Các thay đổi, nâng cấp, và sửa đổi trạm

Các yêu cầu kỹ thuật của hệ thống tự động hoá TBA

1.3.1 Các phần chính ủa ột hệ thống tự động hoá TBA c m

Một hệ thống tự động hoá trạm bao gồm các phần chính sau đây

Bộ xử lý trung tâm tại trạm đóng vai trò là giao diện liên lạc chính và khối xử lý của hệ thống tích hợp Nó hoạt động như bộ xử lý chủ tại chỗ, chịu trách nhiệm lưu trữ dữ liệu, thực hiện tính toán, điều khiển và hiển thị thông tin về trạm dưới nhiều định dạng khác nhau trên giao diện người sử dụng (UI) Ngoài ra, bộ xử lý còn lưu giữ thông tin cho công việc phân tích trong tương lai và bảo quản các bản ghi quan trọng.

Mạng cục bộ tại trạm (LAN) đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối các phần tử của hệ thống tích hợp với các thiết bị điện tử thông minh (IEDs), giúp cải thiện khả năng giao tiếp và quản lý dữ liệu hiệu quả.

Hệ thống liên lạc bao gồm nhiều giao diện quan trọng, như giao diện với các thiết bị IED của trạm để chuyển đổi thủ tục IED sang thủ tục chung của LAN, phục vụ cho các dịch vụ truy cập Ngoài ra, hệ thống còn kết nối với hệ thống SCADA/EMS hiện có và hệ thống MINISCADA của lưới phân phối, nếu có Hệ thống này cũng tích hợp việc trao đổi thông tin với các hệ thống bên ngoài và người sử dụng từ xa, đồng thời hỗ trợ các giao diện khác nhau khi mở rộng tích hợp tới các lộ phân phối hoặc tại các trạm khách hàng nhỏ hơn.

Giao diện người dùng cho phép người vận hành truy cập, phát triển và bảo trì hệ thống dữ liệu, đồng thời thực hiện các thao tác điều khiển thiết bị trong trạm một cách hiệu quả.

1.3.2 Cấu hình và các yêu cầu chung cho hệ thống điều khiển

 Hệ điều hành : Áp dụng Windows NT /2000 hoặc phiên bản mới nhất, hoặc Linux

Mạng truyền thông được thiết lập với tất cả các thiết bị liên kết qua mạng LAN kép Ethernet 10/100Mbps, sử dụng cáp quang Hệ thống bao gồm một mạng chính và một mạng dự phòng, đảm bảo hoạt động liên tục ngay cả khi có sự cố xảy ra với bất kỳ phần tử nào trong hệ thống mạng.

Hệ thống điều khiển cần được thiết kế sao cho bất kỳ hư hỏng nào của một phần tử đơn lẻ cũng không ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của toàn bộ hệ thống.

 Các giao thức : Các giao thức IEC61850/UCA2, Modbus TCP,

Giao thức DNP TCP và IEC 870-5-104 được chọn làm phương thức truyền tin trong mạng LAN giữa máy tính chủ và thiết bị điện tử thông minh (IEDs) hoặc khối giao diện mạng (NIM) Trong khi đó, IEC 870-5-101 được thiết kế đặc biệt để truyền tải dữ liệu thời gian thực từ cơ sở dữ liệu trạm đến hệ thống SCADA của trung tâm điều độ hiện tại.

Các chức năng điều khiển và giám sát trong hệ thống được thực hiện thông qua các rơ le kỹ thuật số và khối vào ra lắp đặt tại trạm Những thiết bị này có nhiệm vụ thực hiện lệnh điều khiển, như đóng và cắt máy cắt tự động, cả tại chỗ lẫn từ xa Đồng thời, các rơ le và khối vào ra cũng gửi thông tin trạng thái trở lại hệ thống.

Xây dựng hệ thống điều khiển trạm biến áp (TBA) bằng máy tính dựa trên RTU của Phạm Thanh Tùng, kết hợp với dữ liệu bảo dưỡng và vận hành của các thiết bị trong trạm, nhằm nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành.

Các bộ vi xử lý đóng vai trò quan trọng trong việc thu thập dữ liệu và truy xuất thiết bị từ xa qua các cổng kết nối Chúng liên kết các rơ le và khối vào ra với máy tính chủ tại trạm, đảm bảo sự hoạt động hiệu quả và liên tục của hệ thống.

Việc điều khiển thiết bị ngăn tụ bù được thực hiện thông qua rơ le bảo vệ và khối vào ra Rơ le bảo vệ và khối vào ra cần được cấu hình đúng cách để đảm bảo việc đóng cắt ngăn tụ diễn ra hiệu quả.

Các dữ liệu tương tự từ các ngăn lộ cần được đo bằng rơ le kỹ thuật số và/hoặc khối vào ra Những dữ liệu này bao gồm điện năng, điện áp, dòng điện, cùng với các giá trị công suất tác dụng và công suất phản kháng tức thời.

Bộ ghi trình tự diễn biến các sự kiện (SER) cần được thực hiện bởi rơ le kỹ thuật số Các bản ghi này sẽ tự động được gửi về máy tính chủ, nơi chúng được lưu trữ, phân loại và hiển thị trên màn hình.

Các rơ le cần tự động tạo bản ghi sự cố mỗi khi xảy ra sự cố và máy cắt bị cắt Việc ghi lại bản ghi này là rất quan trọng để theo dõi và xử lý các sự cố hiệu quả.

HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MIỀN BẮC và

Hệ thống lưới điện Công ty Truyền tải điện 1

Công ty Truyền tải điện 1 chịu trách nhiệm quản lý, vận hành và sửa chữa hệ thống điện với cấp điện áp từ 220 đến 500kV tại miền Bắc, bao gồm cả Đèo Ngang Công ty đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện quốc gia, quản lý hệ thống đường dây tải điện và các trạm biến áp Năm 2007, sản lượng điện truyền tải đạt hơn 23 tỷ kWh, với tỷ lệ ổn định 1.78%.

Bảng 2-1: Chi tiết sản lượng điện năm 2007

STT ĐƠN VỊ GIAO NHẬN NĂM SẢN LƯỢNG W (k h)

3 Công ty Truyền tải điện 2 2007 400 431,831,900

5 Nhiệt điện Phả lại II 2007 0 246,419,600

7 Công ty Điện lực Ninh Bình 2007 40,493,300 438,295,070

8 Công ty Điện lực Hải Dương 2007 0 824,050,777

9 Công ty Điện lực TP Hà Nội 2007 9,815,944 6,340,426,710

10 Công ty Điện lực TP Hải Phòng 2007 130,994,757 1,850,045,780

13 Nhận từ lưới Trung Quốc 2007 1,794,026,500 0

2.1.1 Hệ thống đường dây tải điện

H ệ thống đường dây tải đ ện i Mi B ền ắc bao gồm:

833.33 Km đường dây 500 kV với 2 mạch vận hành song song Mạch 1 được xây dựng và khai thác từ năm 1995

Mạch 2 được đóng điện và đưa vào khai thác năm 2005

Hệ thống điện miền Bắc Việt Nam bao gồm 2396,74 km đường dây cấp điện áp 220kV, với cả mạch đơn và mạch kép Các đường dây này đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện ổn định cho khu vực.

(Bản đồ hệ thống điện miền Bắc được giới thiệu trong phần phụ lục

1 hoặc khảo thông số kỹ thuật chi tiết các đường dây tại đường link: http://www.ptc1.com.vn/websitedonvi/ktdz/

2.1.2 Hệ thống các trạm biến áp

Tổng ố trạm biến áp hiện nay Công ty Truyền tải đ s iện 1 ang quảnđ lý là 30 trạm ới ổng dung lượng đặt v t :

 4 trạm 500kV với 5 MBA với công suất 2250MVA

 26 trạm 220kV cới 38 MBA c ng suất 5875MVAô

 Và khoảng 782 MVA các máy biến áp 110kV đặt ại ác trạm t c 220kV

Kể từ năm 1998, Trạm biến áp 220 kV Nam Định đã trở thành trạm biến áp đầu tiên trong Công ty được trang bị và sử dụng hệ thống điều khiển máy tính SINAUT LSA – SIEMENS Đến nay, đã có tới 18/30 trạm biến áp được điều khiển bằng hệ thống máy tính, chiếm tỷ lệ cao nhất trong khối các Công ty Truyền tải điện thuộc EVN, bao gồm nhiều hệ thống của các hãng khác nhau.

Các trạm cắt điện vẫn sử dụng phương pháp điều khiển truyền thống bằng cách lắp đặt các thiết bị tự động hóa Việc thu thập dữ liệu tại các trạm này của hệ thống SCADA hiện đang được thực hiện thông qua các bộ điều khiển từ xa (RTU) được lắp đặt tại các trạm Dưới đây là danh sách các trạm biến áp đã được tự động hóa.

Bảng 2-2: Danh sách các trạm biến áp t ự động á ho

TT TÊN TRẠM HỆ THỐNG NHÀ CUNG CẤP

1 Trạm 500 kV Nho Quan PACIS Areva

2 Trạm 500 kV Thường Tín PACIS Areva

3 Trạm 220kV Nam Định SINAUT LSA Siemens

4 Trạm 220kV Tràng Bạch SINAUT LSA Siemens

5 Trạm 220kV Vật Cách SINAUT LSA Siemens

6 Trạm 220kV Đồng Hoà SINAUT LSA Siemens

7 Trạm 220kV Phố Nối SINAUT LSA Siemens

8 Trạm 220kV Việt Trì SINAUT LSA Siemens

9 Trạm 220kV Xuân Mai SINAUT LSA Siemens

10 Trạm 220kV Mai Động SINAUT LSA Siemens

11 Trạm 220kV Yên Bái SICAM SAS Siemens

12 Trạm 220kV Bắc Ninh SICAM SAS Siemens

13 Trạm 220kV Hà Giang PACIS Areva

14 Trạm 220kV Bắc Giang SMS/SPA ABB

15 Trạm 220kV Sóc Sơn SMS/SPA ABB

16 Trạm 220kV Lào Cai M o icr Scada ABB

17 Trạm 220kV Vĩnh Yên M o icr Scada ABB

18 Trạm 220kV Đình Vũ M o icr Scada ABB

Xây dựng hệ thống điều khiển trạm biến áp (TBA) bằng máy tính dựa trên RTU là một xu hướng quan trọng trong ngành điện Các hệ thống điều khiển hiện nay được trang bị đa dạng với nhiều mô hình khác nhau, đáp ứng yêu cầu tự động hóa ở nhiều mức độ Các thương hiệu hàng đầu như Siemens, ABB và Areva cung cấp các giải pháp hiệu quả cho việc quản lý và điều khiển TBA, giúp nâng cao hiệu suất và độ tin cậy của hệ thống điện.

 Hệ thống điều khiển SINAUT LSA, SICAM SAS của hãng Siemens

 H ệ thống SCS/SMS, Micro SCADA SYS600 của hãng ABB

Tất cả các trạm 500, 220kV mới đưa vào vận hành đều có hệ thống điều khiển tích hợp, thực hiện các chức năng tự động hóa theo yêu cầu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam Việc lắp đặt trạm điều khiển tích hợp mang lại hiệu quả đầu tư vượt trội so với các trạm điều khiển truyền thống, thể hiện qua nhiều điểm nổi bật.

Hệ thống cho phép thao tác và theo dõi thông số một cách thuận tiện và an toàn, đồng thời giám sát tình trạng hư hỏng thông qua màn hình máy tính điều khiển chung.

Có khả năng ghi lại và in ra các sự kiện vận hành như Alarms và Events Một số trạm cho phép cài đặt thông số hoặc xem các file dạng sóng của sự cố lưu trữ trong rơ le bảo vệ thông qua màn hình máy tính điều khiển HMI hoặc máy tính của kỹ sư.

Giảm thiểu số lượng thiết bị điều khiển và bảo vệ, cũng như số lượng dây mạch ngoài, giúp giảm thiểu sự cố, tiết kiệm thời gian thi công, thí nghiệm định kỳ và sửa chữa.

2.1.3 Các trạm điều khiển máy tính Công ty Truyền tải điện 1

H ệ thống SINAUT LSA SIEMENS đang áp dụng cho các trạm – biến áp 220kV: Nam Định, Tràng Bạch, Vật Cách, Hải Phòng, Mai Động, Phố Nối, Việt Trì, Xuân Mai

Hệ thống điều khiển và bảo vệ trạm SINAUT LSA-V9.1 của SIEMENS được ra mắt vào đầu những năm 1990 và chính thức đưa vào vận hành trong lưới điện của Công ty Truyền tải điện 1 vào cuối năm 1998 Đây là một hệ thống điều khiển tập trung, với cấu hình trạm bao gồm 01.

Master unit và các I/O unit là các thành phần quan trọng trong hệ thống, kết nối với nhau qua các cáp quang Các I/O unit có chức năng thu thập dữ liệu từ các thiết bị, bao gồm cả tín hiệu analog và digital, nhưng không thể trao đổi thông tin trực tiếp Dữ liệu từ các cảm biến được truyền lên master unit qua cáp quang, tuân theo chuẩn ILSA của hãng SIEMENS.

Hệ thống này ta có thể thực hiện được tất cả các chức năng của 1 trạm phân phối điện năng như có điều khiển máy tính như:

 Điều khiển từ xa – Telecontrol SCADA/SMS

 Giám sát các thiết bị tại trạm

 Đo lường các thông số tức thời

 Tạo được các cơ sở dữ liệu tức thời và thời gian

 Bảo vệ các thiết bị

Hệ thống này đã giảm thiểu số lượng thiết bị và mạch đấu dây, giúp cải thiện công tác quản lý và vận hành trạm trở nên dễ dàng, nhanh chóng và chính xác hơn.

2.1.1.2 Trạm sử dụng hệ thống SICAM - SAS – SIEMENS

Hệ thống SICAM - SAS của SIEMENS được triển khai tại các trạm 220kV Bắc Ninh và Yên Bái, ra đời từ năm 1996 và dựa trên chuẩn công nghiệp SIMATIC, phát triển từ trước năm 1992 Đến năm 2005, trạm SICAM SAS chính thức được đưa vào sử dụng tại hai trạm này, đóng vai trò là cầu nối giữa thế hệ trạm SINAUT LSA (1986) và hệ SICAM PAS, ra mắt vào cuối năm 2004.

Hệ thống này vẫn sử dụng các giao thức áp dụng trước đây:IEC-

Mặc dù chuẩn giao thức IEC61850 chưa được áp dụng, nhưng giải pháp tổ chức thông tin và phương pháp lập trình đã có sự thay đổi rõ rệt so với hệ LSA trước đây, hướng tới một tiêu chuẩn chung mà IEC61850 sẽ sử dụng.

Hệ thống này có khả năng thực hiện tất cả các chức năng của một trạm phân phối điện năng, bao gồm cả việc điều khiển thông qua máy tính Trạm Pacis của AREVA là một ví dụ điển hình cho công nghệ này.

Sự cần thiết phải điều khiển và giám sát bằng máy các trạm biến áp

Trong chương 1, chúng tôi đã trình bày về vấn đề tự động hóa trạm biến áp, đặc điểm và các yêu cầu của tiêu chuẩn nhằm đảm bảo cung cấp điện liên tục và an toàn cho sự phát triển kinh tế Việc giảm thiểu sự cố tại trạm biến áp truyền tải điện, đồng thời phát triển thị trường điện, đã đặt ra yêu cầu mới về quản lý và vận hành trạm biến áp Điều này nhằm đơn giản hóa các thao tác trong vận hành thiết bị, nâng cao tính an toàn, tin cậy và linh hoạt trong quản lý vận hành, từ đó thúc đẩy tự động hóa các tác vụ và nâng cao trình độ quản lý trạm biến áp.

 Tự động hoá giám sát và điều khiển bằng máy tính trạm biến áp thông qua giao diện người áy m

 Tự động lưu trữ thông số vận hành, trạng thái vận hành của thiết bị, t c s d ạo ơ ở ữ liệu cho trạm

Hỗ trợ lập báo cáo vận hành TBA theo quy định và tự động hóa báo cáo hiện trạng vận hành về trung tâm điều độ của đơn vị là rất cần thiết Để thực hiện điều này, cần giải quyết các vấn đề liên quan một cách hiệu quả.

 Thu thập thông số vận hành (U, I, P, Q, f) theo thời gian thực Xây dựng cơ sở dữ liệu

Thu thập trạng thái vận hành (đóng/cắt) của thiết bị, cùng với tín hiệu bảo vệ rơle và tín hiệu cảnh báo từ các thiết bị cao áp, dựa trên tình hình vận hành thực tế.

 Tin học hóa các tác vụ vận hành báo cáo số liệu vận hành tại các TBA từ cơ sở dữ liệu thu thập được v

Phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ trong ngành Điện là vấn đề cần thiết trong giai đoạn hiện nay, đặc biệt là tự động hóa và hiện đại hóa quản lý hệ thống Các trạm biến áp hiện tại thường được xây dựng với thiết bị từ nhiều thế hệ khác nhau do hạn chế về vốn đầu tư ban đầu, chỉ tập trung đáp ứng nhu cầu phụ tải theo từng khu vực Việc ứng dụng công nghệ máy tính vào điều khiển trạm biến áp vẫn chưa được chú trọng Đối với các trạm biến áp hiện hữu, việc nâng cấp lên tự động hóa sẽ tốn kém do cần thay thế toàn bộ hệ thống thiết bị và bảo vệ để đảm bảo tính đồng bộ và kết nối thông tin Do đó, cần có giải pháp khả thi với chi phí thấp nhưng vẫn đảm bảo hiệu quả cao để cải thiện tình hình.

Mục tiêu của giải pháp này là tận dụng trang thiết bị hiện có tại các trạm biến áp, xây dựng hệ thống giám sát và điều khiển dựa trên RTU Thiết kế hệ thống relê bảo vệ nhằm duy trì hệ thống bảo vệ và điều khiển hiện tại, từ đó tránh lãng phí Đồng thời, ứng dụng nhanh chóng các tiến bộ khoa học vào quá trình này.

Xây dựng hệ thống điều khiển trạm biến áp (TBA) bằng máy tính dựa trên RTU nhằm tự động hóa quy trình vận hành thiết bị Mục tiêu là đơn giản hóa các thao tác, nâng cao tính an toàn, độ tin cậy và linh hoạt trong quản lý vận hành trạm biến áp.

2.2.1 Những n ét chính c ủa ải ph gi áp

Trạm RTU 2 cổng cho phép kết nối với máy tính điều khiển tại bàn điều khiển, duy trì hệ thống bảo vệ hiện hữu nhằm giảm thiểu lãng phí và nâng cao hiệu quả đầu tư cũng như vận hành Việc cải tiến các trạm hiện có của TT 1 sẽ giúp tối ưu hóa hoạt động, biến chúng thành trạm điều khiển máy tính cơ bản hiệu quả hơn.

Giải pháp này cho phép thiết kế giao diện HMI để theo dõi và thực hiện các chức năng tương đương với trạm điều khiển máy tính cơ bản.

 Trạng thái thiết bị, thông số đo lường, đóng cắt thiết bị từ màn hình máy tính

 Các bản ghi lại thông số vận hành tức thời và quá khứ theo hướng ứng dụng

 Các bản ghi Events, Alarms…( kết nối từ tiếp điểm)

2.2.2 Thiết kế kết nối mạng rơ le điều khiển số (Engineering)

Rơ le số hiện nay cho phép thiết kế kết nối qua các mạng riêng như mạng Engineering Nhờ đó, người dùng có thể cài đặt, truy xuất bản ghi sự cố và sự kiện, cũng như kết nối đến trung tâm từ xa thông qua kênh truyền thông tin bằng phần mềm của rơ le.

THIẾT KẾ HỆ THỐNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN BẰNG MÁY TÍNH

Mô hình phân cấp chức năng giám sát và điều khiển

Hệ thống điện nói chung và hệ thống điện Việt Nam nói riêng có đặc thù quy mô sản xuất và phân phối sản phẩm rất lớn, trải rộng trên không gian và bao gồm nhiều thiết bị với chức năng và nguyên lý làm việc khác nhau Do đó, việc sử dụng một trung tâm điều khiển trung tâm để đảm nhiệm tất cả các chức năng điều khiển là không khả thi Để đáp ứng yêu cầu điều khiển và thu thập số liệu, các chức năng được phân cấp cho các trung tâm điều khiển khác nhau dựa trên mức độ quan trọng và yêu cầu tính năng điều khiển.

Sơ đồ hệ thống tổ chức thông tin dữ liệu và phân cấp điều độ TBA Truyền tải

3.2.1 Phân cấp giám sát và điều khiển

Trong quy trình điều độ hiện tại, việc phân cấp điều khiển được thực hiện theo nguyên tắc mỗi thiết bị chỉ thuộc một cấp có quyền điều khiển Do đó, ở mức độ chấp hành, các trạm hoặc hà máy điện không được phép tự ý thao tác đóng cắt thiết bị Hiện nay, quy trình điều độ được chia thành ba cấp khác nhau.

Cấp trung tâm điều độ quốc gia A0 có vai trò quan trọng trong việc điều khiển các nhà máy điện lớn, quản lý hệ thống điện 500kV, cũng như duy trì tần số hệ thống và điện áp tại các nút chính.

Các trung tâm điều độ miền A1, A2, A3 có trách nhiệm quản lý và điều khiển các nhà máy điện nhỏ hơn, lưới điện có điện áp lên đến 220KV, công suất phản kháng của các nhà máy điện và công suất bù trong khu vực miền.

 Cấp điều độ khu vục phân phối B: Các trạm đường dây phân phối trung áp 6-35 kV, các trạm thuỷ điện nhỏ trạm bù trong lưới phân phối

Mỗi cấp trong hệ thống được xác định nhiệm vụ cụ thể cho từng chế độ làm việc, tạo ra mối liên hệ thông tin giữa các cấp Điều này dẫn đến việc hình thành luồng thông tin dữ liệu và luồng tín hiệu điều khiển giữa các cấp Sơ đồ hình 3.1 minh họa phân cấp điều khiển trong hệ thống điện.

 Từ màn hình máy tính trạm

 Tại mức ngăn lộ (điều khiển từ màn hình mimic rơ le hoặc khối ngăn lộ I/O

 Mức điều khiển tại chỗ (tại thiết bị thông qua khoá điều khiển bằng tay)

Trạm điều khiển không người trực cho phép điều khiển từ xa mà không cần xây dựng mức điều khiển tại ngăn lộ Người điều khiển có thể quản lý hệ thống thông qua màn hình máy tính và thiết bị, đặc biệt trong chế độ sửa chữa và điều khiển khẩn cấp, giúp loại bỏ liên động.

3.2.2 Tổ chức thông tin dữ liệu trong vận hành

Luồng thông tin dữ liệu nguồn đi từ cấp thấp đến cấp cao và luồng tín hiệu điều khiển thì ngược lại từ cấp cao xuống cấp thấp

Luồng dữ liệu Luồng tín hiệu điều khiển

Hình 3.1 : Luồng thông tin dữ liệu giữa các cấp trong HTĐ Việt Nam

TRUNG TÂM ĐIỀU ĐỘ HTĐQUỐC

TRUNG TÂM ĐIỀU ĐỘ HTĐ MIỀN

TRUNG TÂM ĐIỀU ĐỘ ĐỊA

CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN LỚN

TRẠM BIẾN ÁP + ĐZ 500KV

CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN KHU VỰC

TRẠM BIẾN ÁP + ĐZ 220-110 KV

CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN NHỎ

Sơ đồ hình 3.1 minh họa tổ chức luồng thông tin dữ liệu và tín hiệu điều khiển giữa các cấp điều khiển Dữ liệu từ cấp thấp nhất đến cấp cao nhất được xử lý thông qua việc lựa chọn và hướng các dữ liệu tích cực cần thiết cho cấp cao hơn qua từng cấp trung gian Đối với dữ liệu điều khiển, quy trình diễn ra theo chiều ngược lại.

Cấp trung ương, hay còn gọi là cấp điều độ quốc gia, có chức năng giám sát và quản lý năng lượng cho các miền và khu vực lớn Hệ thống thiết bị bao gồm trạm cơ sở dữ liệu chủ, màn hình toàn hệ thống, mạng LAN TCP/IP, và các loại trạm chủ cơ sở dữ liệu Ngoài ra, hệ thống còn sử dụng phần mềm ứng dụng phân tích, thực hiện các chức năng điều tiết, tự động phân phối, và chương trình SCADA/EMS, DSM đến các lộ phụ tải lớn và các nhà máy phát điện chính Vai trò của hệ thống này là điều áp và điều tần, xác định luồng công suất và ứng dụng nhiều phần mềm quản lý dựa trên khai thác cơ sở dữ liệu Quá trình thu thập dữ liệu nguồn được thực hiện thông qua kết nối mạng WAN với các cấp thấp hơn và các cơ sở dữ liệu ngoài ngành.

Cấp điều độ miền và lưới điện phân phối bao gồm các trạm CSDL cung cấp dữ liệu cho các cấp cao hơn, với thiết bị như hệ thống SCADA độc lập và đo xa Mặc dù hệ thống SCADA của mỗi trung tâm có thể khác nhau giữa các nhà cung cấp thiết bị, chúng đều đóng vai trò là trạm CSDL quan trọng trong hệ thống điện lớn Thông tin giữa các cấp cao và thấp hơn được trao đổi qua liên kết WAN.

Cấp trạm và nhà máy là các điều độ tập trung nhỏ hơn, có chức năng cung cấp điện cho các trạm biến áp lớn (220KV) và các nhà máy điện lớn trong khu vực Mỗi cấp công trình đều có khả năng cung cấp cơ sở dữ liệu quan trọng cho hệ thống điện.

Xây dựng hệ thống điều khiển trạm biến áp (TBA) bằng máy tính dựa trên RTU của Phạm Thanh Tùng nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động Hệ thống này phụ thuộc vào khả năng xây dựng tại cấp trạm, với cổng liên lạc (Gateway) cho phép điều khiển qua máy tính (Master, PLC, e-RTU) hoặc từ RTU của trạm truyền thống Phạm vi cung cấp dữ liệu và phương thức thu thập dữ liệu sẽ khác nhau tùy theo cấp điều độ miền.

Cấp ngăn lộ phụ tải là cấp thấp nhất trong hệ thống điều khiển và bảo vệ, đóng vai trò như điểm cuối cùng trong sơ đồ Nó thực hiện các lệnh điều khiển từ các cấp cao hơn và tạo ra nguồn dữ liệu thô cho hoạt động của từng phân tử trong toàn hệ thống.

Tại trạm dữ liệu được thập qua các bộ RTU hoặc hệ SAS qua mạng truyền dẫn đưa về các trung tâm điều độ bao gồm:

Các tín hiệu trạng thái thiết bị được thu thập từ các tiếp điểm phụ của thiết bị, sau đó được chuyển đến các rơ le trung gian interfaces và đưa vào các thẻ Digital của RTU.

Các tín hiệu đo lường được thu thập qua bộ biến điện áp và biến dòng, giảm xuống dòng điện định mức 1,5A Sau đó, tín hiệu này được chuyển đổi qua bộ biến đổi (transducer) và đưa vào các bảng mạch analog của RTU.

⇒ Các vị trí nấc máy biến áp, giá trị nhiệt độ cũng được qua bộ biến đổi (transducer) vào các bảng mạch analog của RTU

Các lệnh điều khiển theo chiều ngược lại được phát hành từ các trung tâm điều độ thông qua mạng truyền dẫn, sau đó được truyền tải xuống các trạm và nhà máy qua các bộ RTU hoặc hệ thống SAS được lắp đặt tại các trạm Đồng thời, các trung tâm điều độ cũng thực hiện trao đổi dữ liệu và lệnh điều khiển với nhau để đảm bảo sự phối hợp và quản lý hiệu quả.

Thiết bị đo xa RTU

Các thiết bị đầu cuối đo xa RTU (Remote Terminal Unit) là phần quan trọng trong hệ thống SCADA, được lắp đặt tại các điểm then chốt của hệ thống điện để thu thập dữ liệu liên tục Chúng cung cấp thông tin cần thiết cho các máy chủ tại trung tâm điều khiển, giúp giám sát và điều khiển từ xa hệ thống điện Máy chủ trạm biến áp có chức năng chủ yếu là thu thập số liệu từ các RTU và IEDs mà nó quản lý, lưu trữ trong cơ sở dữ liệu để phục vụ nhu cầu đọc dữ liệu tại chỗ thông qua các giao diện người-máy (HMI).

 Thu thập các thông tin về hệ thống điện và gửi về trung tâm điều khiển qua kênh truyền theo yêu cầu từ trung tâm điều khiển

 Nhận các thông tin điều khiển, đồng bộ thời gian từ trung tâm điều khiển, thực hiện chúng và gửi kết quả về

 Quản lý truyền số liệu

3.3.2 Các thông tin RTU liên tục truyền về trung tâm điều khiển

 Các tín hiệu rời rạc RS (Remote Signalling)

 Các giá trị đo lường từ xa RM(Remote Measuring)

3.3.3 Các lệnh điều khiển từ xa mà RTU

 Các lệnh điều khiển đóng/mở máy cắt, dao cách ly, chuyển nấc máy biến áp (Digital Remote Control)

 Các lệnh điều khiển liên tục từ xa (Analog Remote Control)

 Các lệnh đặt chế độ từ xa (Remote Setting)

Mỗi một RTU bao gồm một hoặc nhiều (n là dếu ạng BUS) card xử lý trung tâm (CPU), các card thu thập số liệu, card điều khiển xa

Ngoài ra, hệ thống còn bao gồm các thiết bị ngoại vi như modem, bộ chuyển đổi (transducer), rơle trung gian giao diện, khối nguồn nuôi, các áp truyền thông tin chuyên dụng và các hàng kẹp.

3.3.4.1 Card xử lý trung tâm

• Điều khiển toàn bộ RTU

• Điều khiển truyền tin và giao tiếp người máy

Trên mỗi vỉ xử lý trung tâm, có các cổng RS-232 để kết nối máy tính tại chỗ cho việc nạp phần mềm, cơ sở dữ liệu và bảo trì RTU Ngoài ra, còn có các cổng kết nối máy tính đầu cuối tại Trung tâm điều khiển thông qua Modem, sử dụng giao thức truyền tin IEC-60870-5-101.

Các vỉ vào/ra kết nối với trạm điện để thu thập dữ liệu và gửi tín hiệu điều khiển đến thiết bị điện Chúng cung cấp 16 hoặc 32 kênh vào/ra, bao gồm cả Analog, Digital hoặc kết hợp cả hai loại.

3.3.4.3 Card thu tín hiệu RS: Digital Input Module (DIM)

Hệ thống cho phép thu thập tối đa 32 giá trị đầu vào số đơn hoặc 16 giá trị đầu vào đúp, kết nối với điện theo kiểu cách ly bằng rơle và cách ly quang Độ cách điện đạt vài kV, trong khi chu kỳ quét thu thập dữ liệu dao động trong khoảng vài chục ms tùy thuộc vào tốc độ của RTU.

3.3.4.4 Vỉ thu tín hiệu RM : Analog Input Module (AIM)

Hệ thống cho phép thu thập 16 tín hiệu tương tự đầu vào, chấp nhận các giá trị điện áp và dòng khác nhau Các tín hiệu này được kết nối với hệ thống điện thông qua các ly biến áp bên trong Transducer và rơle với tiếp điểm gắn tụ bay (Flying Capacitor), mỗi rơle tương ứng với một đầu đo Chu kỳ quét khoảng 1 giây, tùy thuộc vào tốc độ CPU và tốc độ chuyển đổi ADC Độ chính xác của hệ thống phụ thuộc vào cấp chính xác của Transducer và độ phân giải của ADC, có thể là 8 bit, 10 bit, 12 bit, v.v.

3.3.4.5 Vỉ phát xung điều khiển RC: Digital Output Module (DOM)

Cho phép gửi xung điều khiển từ xa qua nhiều tầng rơle trung gian tới các thiết bị đóng/cắt của trạm điện Chu kỳ xung điều khiển có thể được tùy chỉnh theo nhu cầu.

Xây dựng hệ thống điều khiển TBA bằng máy tính dựa trên RTU của Phạm Thanh Tùng, cho phép theo dõi thời gian đóng/cắt của các thiết bị điện, thường chỉ trong khoảng vài trăm mili giây.

3.3.4.6 Vỉ điều khiển AC: Analog Output Module (AOM)

Các đầu ra riêng biệt cung cấp dòng điện khoảng vài chục mA, cho phép điều khiển các thiết bị đặc biệt thông qua tín hiệu Analog, chẳng hạn như tổ hợp máy phát điện và điều chỉnh setpoint.

Transducer là thiết bị kết nối giữa RTU và hệ thống điện, giúp đo lường các thông số như dòng điện, điện áp, công suất vô công, công suất hữu công và tần số Thiết bị này hoạt động bằng cách lấy mẫu các thông số biến thiên liên tục theo thời gian, với giá trị dòng một chiều thay đổi tỷ lệ thuận với sự biến đổi của các thông số đo được.

Các Transducer cung cấp các tín hiệu tương tự cho các kiểu đo lường như sau:

- Nhiệt độ ầu d và cuộn dây MBA

Hình 3.3: Cấu trúc RTU tại trạm

3.3.6 Rơ le cảnh báo chỉ thị và điều khiển

Tất cả các mạch cảnh báo và chỉ thị được thu thập từ các tiếp điểm tự do, có thể được lắp đặt trên thiết bị như khoá chuyển đổi máy cắt tự dùng và rơle bảo vệ, hoặc trên các rơle phụ Thông thường, chỉ thị cho máy cắt và dao cách li được lấy từ các khoá chuyển đổi phụ, nhưng trong một số trường hợp cần thiết, sẽ lắp thêm các rơle lặp lại để đảm bảo độ tin cậy và hiệu quả.

Hệ thống điện của Trạm Đến đường truyền

Các rơle lặp lại là cần thiết cho các chỉ thị và cảnh báo từ máy cắt Đối với các lệnh điều khiển trên các thiết bị không được chuẩn bị cho hoạt động SCADA, việc sử dụng rơle trung gian và lắp đặt thêm các khoá lựa chọn là rất quan trọng.

Thiết kế hệ thống giám sát, điều khiển bằng máy tính c ho TBA dựa trên RTU

trạm biến áp dựa trên RTU

3.4.1 Sơ đồ cấu trúc chung

Hình 3-4: Mô hình xây dựng máy tính giám sát điều khiển trạm

Từ cổng COM số 02 (RS232) của RTU tại trạm biến áp, chúng ta có thể xây dựng hệ thống điều khiển và giám sát trạm biến áp bằng máy tính, cho phép thực hiện các chức năng điều khiển và giám sát từ xa một cách hiệu quả.

Là c ác RTU Thiết ị đầu cuối hai cổng giao tiếp ới giao thức b v IEC60870-5-101 được trình b êầy ở tr n

Máy tính điều khiển được cài đặt các phần mềm hệ thống và phần mềm lập trình để giao tiếp với người sử dụng, bao gồm phần mềm OPC Server M101 Phần mềm này có giao diện cho phép đọc tín hiệu từ cổng giao tiếp COM từ RTU.

• Phần mềm OPC Client sẽ kết nối với OPC Server để lấy dữ liệu phục v ụ cho c ng việc thiết ập giao diệnô l

• Phần mềm thiết ập giao diện HMI l và k n v d ết ối ới ữ liệu ừ t OPC client để hiển thị lên màn hình giám sát, đ ều khiểni

Khái niệm OLE (Object Linking & Embedded) cho Điều Khiển Quy Trình (OPC) là một nghiên cứu công nghệ nhằm tạo cầu nối giữa các ứng dụng và quá trình điều khiển Đây là một tiêu chuẩn mở, cho phép truy cập linh hoạt các dữ liệu từ các thiết bị hiện trường.

Các OPC được tiêu chuẩn hóa về mặt công nghệ cho phép dữ liệu được truyền từ mọi nguồn đến bất kỳ ứng dụng OPC tương thích nào, bao gồm HMI, bộ chuyển hướng, bảng tính, kho lưu trữ dữ liệu và ứng dụng hoạch định tài nguyên OPC là một tiêu chuẩn kết nối tương tác và có thể định chuẩn lại, hỗ trợ các ứng dụng từ nhiều nhà cung cấp khác nhau Việc lựa chọn công nghệ OPC tiêu chuẩn cơ bản giúp tăng khả năng tương tác, giảm chi phí và xây dựng hệ thống có thể định tính.

OPC bao gồm hai khái niệm chính: OPC Server và OPC Client Trong đó, OPC Client được xem như một kho dữ liệu điển hình, cho phép người sử dụng ứng dụng cho nhiều mục đích khác nhau như định hình, phân tích, báo cáo và giao diện người máy HMI.

OPC Server là một chương trình chuyên biệt, có chức năng thu thập dữ liệu từ các thiết bị hiện trường và chuyển đổi chúng thành dữ liệu có thể cung cấp cho các client.

Các client có thể giao tiếp với server thông qua giao thức OPC hoàn toàn xác định, cho phép một số client tương tác với nhiều OPC server mà không cần quan tâm đến kiểu dữ liệu mà server thu thập.

Hình 3-5: Minh hoạ về ứng dụng của OPC và DDE Server

Chức năng trao đổi dữ liệu (DDE) và liên kết đối tượng (OLE) là hai phương thức chuẩn mà phần mềm sử dụng để thu thập dữ liệu, nhằm tạo ra cơ sở dữ liệu (CSDL) tương thích với hệ điều hành Windows của Microsoft.

Chúng có khả năng thực hiện và kết hợp để phục vụ các yêu cầu c ủa người ùng d

Với việc sử dụng phần mềm thông tin DDE và OPC t ạo trạm CSDL s ẽ giúp đỡ chúng ta giải quyết ấn đề thu thập v và quản trị ơ ở ữ c s d liệu

Các lợi ích của OPC

• Phối hợp các thiết bị IED khác nhau từ nhiều nhà sản xuất khác nhau

• Sử dụng ác phần mềm thông tin DDE và OPC ạo trạm CSDL ừ c t t RTU

• Giảm thời gian thi công

• Thêm các thiết bị mới mà không cần thay thế hệ thống và các phầm mềm hiện hữu

• Thay thế nhanh chóng các tiết bị mới có thể từ một nhà cung cấp khác cho thiết bị hiện hữu bị hỏng

• Chia sẻ thông tin quanh mạng

Hãng ABB với giao thức thông tin LON (Intouch-Wonderware) và SPA có các tổ chức CSDL như LON OPC server, LNS DDE server…

Hãng Siemens sử dụng giao thức IEC, SIMATIC (Profibus FMS, Simatic NET….) có tổ chức CSDL Simatic OPC server,…

Hãng AREVA với UCA2.0, IEC61850 có OPC server…

3.4.3 Thiết lập cơ sở dữ liệu phục vụ cho công việc lưu trữ và báo cáo

Yêu cầu là xây dựng một hệ thống phần mềm hoạt động song song với các phần mềm hiện có trong hệ thống máy tính điều khiển Mục tiêu là truy xuất dữ liệu SCADA từ trạm để thực hiện các chức năng quản lý, lập báo cáo và lưu trữ dữ liệu, đồng thời đảm bảo không ảnh hưởng đến hoạt động của hệ thống điều khiển và giám sát trạm.

Công cụ phần mềm được phát triển không chỉ giúp lưu trữ các giá trị vận hành mà còn hỗ trợ thực hiện các tính toán chính xác hơn, cung cấp dữ liệu hữu ích cho các mục đích khai thác khác nhau.

Công việc báo cáo là rất quan trọng trong việc dự báo phụ tải khi thị trường điện đang dần hình thành Mục tiêu là xây dựng một hệ thống thực hiện các chức năng khai thác số liệu từ SCADA trong quá trình vận hành trạm biến áp, bao gồm lưu trữ dữ liệu, lập báo cáo và tính toán các chức năng đặc thù.

3.4.3.1 Xây dựng hệ thống thu thập được các dữ liệu

Để phát triển ứng dụng khai thác số liệu tại trạm biến áp, việc thu thập tất cả các biến dữ liệu là rất quan trọng Ứng dụng cần có khả năng thu thập đầy đủ các thông tin có trong hệ thống điều khiển trạm Chỉ khi đó, chúng ta mới có thể phát triển các thuật toán khai thác số liệu, phục vụ cho công tác quản lý và báo cáo dựa trên các dữ liệu đã thu thập.

Hệ thống ĐK TBA được xây dựng bằng máy tính dựa trên RTU của Phạm Thanh Tùng nhằm tối ưu hóa quản lý hoạt động các trạm biến áp Hệ thống này yêu cầu thu thập và xử lý dữ liệu một cách hiệu quả, đảm bảo hỗ trợ tối đa cho công tác quản lý và vận hành.

Hiện trạng trạm 220kV Thái Bình

Trạm 220kV Thái Bình, thuộc hệ thống 30 trạm biến áp của công ty Truyền tải điện 1, được xây dựng và đưa vào vận hành từ năm 2002 Trạm này có vai trò quan trọng trong việc khép vòng lưới điện 220kV từ Ninh Bình đến Hải Phòng, với công suất 01 MBA 125MVA cung cấp điện cho Thái Bình, Hải Phòng và Nam Định Nó giúp giảm tải cho các đường dây 110kV và tham gia vào mạch vòng của lưới truyền tải điện Miền Bắc, đáp ứng nhu cầu truyền tải công suất, giảm tổn thất điện năng và nâng cao hiệu quả truyền tải điện.

Mô tả sơ đồ nối điện chính của trạm

Trạm 220kV được thiết kế với sơ đồ hai thanh cái có thanh cái vòng, tuy nhiên trong giai đoạn đầu, sẽ vận hành tạm thời theo sơ đồ tam giác, bao gồm 1 máy biến áp và 1 đường dây tạm 220kV Hải Phòng cùng 1 đường dây đi trạm 220kV Nam Định Các thanh cái vẫn được đánh số theo sơ đồ hai thanh cái có thanh cái vòng để thuận tiện cho việc phát triển trong tương lai khi mở rộng trạm.

Hệ thống 110kV được thiết kế với sơ đồ hai hệ thống thanh cái có thanh cái vòng, bao gồm ba ngăn đường dây xuất tuyến, một ngăn đầu vào máy biến áp, một ngăn máy cắt vòng kiêm phân đoạn và hai ngăn tụ bù.

Trạm điện 10kV bao gồm một máy cắt đầu vào, ngăn máy cắt máy biến áp tự dùng và tủ máy biến điện áp đo lường Ngoài ra, còn có một nguồn tự dùng thứ hai được cung cấp từ lưới trung áp địa phương Sơ đồ nối điện của trạm được thể hiện trong Hình 4-1.

Hình 4-1: Sơ đồ nối điện trạm 220kV Thái Bình

4.2 Xây dựng hệ thống giám át s , điều khiển dựa trên RTU

Hiện nay, việc điều khiển và giám sát tại trạm sử dụng hệ thống bảng khóa vặn truyền thống Các thiết bị này được giám sát và điều khiển từ trung tâm điều độ hệ thống điện Miền Bắc (A1) thông qua hệ thống RTU Microsol kiểu Xcell, theo giao thức IEC60870-5-101 Bảng 1 dưới đây liệt kê các biến trạng thái và đo lường, cùng với 4 lệnh điều khiển của RTU Microsol tại trạm 220kV Thái Bình đã được định nghĩa.

Bảng 4-1: danh sách SI trạm 220kV Thái Bình

EXTERNAL IDENTITY PXINT1 PXINT1CMD

Bảng 4-2: Danh sách các biến đo lường trạm 220kV Thái Bình

Xây dựng hệ thống giám sát, điều khiển dựa trên RTU

4.2.1 Cấu trúc hệ thống xây dựng

Hình 4-2: Mô hình xây dựng máy tính giám sát điều khiển trạm

Hình 4-2 áp dụng sơ đồ mô hình trong chương 3 cho thự tế tại trạm 220kV Thái Bình

 Sơ đồ cấu bao gồm phần cứng là RTU Microsol – Xcell với các phần thiết bị trạm kết nối đến

 Máy tính cho mục đích giám sát, điều khiển trạm HMI được cài đặt các phần mềm bao gồm:

• OPC server - Cybectec Server 870 Master

• OPC Client – Wonderware/IO servsers/OPCLink

• Wonderware-Intouch bao gồm 2 phần WindowMaker-tạo giao diện và WindowViewer chạy chương trình.-

• Phần mềm DDE server phục vụ cho mục đích trao đổi dữ liệu cho hệ quản trị cơ sở dữ liệu SQL

 Kết nối giữa máy tính và RTU thực hiện qua cổngCOMtheo chuẩn vật lý RS232

Máy tính M táy ính CSDLTRAM_TB được cài đặt phần mềm quản trị cơ sở dữ liệu SQL2000 nhằm phục vụ công việc thiết lập các báo cáo và biểu đồ Thiết bị này được kết nối với máy tính giao diện HMI thông qua mạng LAN.

M máy tính ký sư được cài đặt phần mềm Micom S1 V1.2 kết nối với hệ thống relay bảo vệ thông qua bộ chuyển đổi giao diện KIZ201 Việc này cho phép kết nối với các relay để thực hiện cài đặt thông số chỉnh định, truy xuất bản ghi sự cố và các sự kiện cảnh báo.

4.2.2 Phần cứng - H thệ ốngRTU Microsol -Xcell

Xcell RTU là thiết bị đặc biệt được thiết kế cho ngành công nghiệp điện, với cấu trúc module hóa giúp đơn giản hóa việc thiết kế hiện tại và mở rộng trong tương lai Thiết bị sử dụng phương pháp đa xử lý tại các ô (Cell), cung cấp khả năng xử lý mạng hoàn hảo và tin cậy, đáp ứng nhu cầu hiện trường, truyền thống và các ứng dụng giao diện tại chỗ.

RTU, hay còn gọi là Remote Terminal Unit, bao gồm một modul xử lý là hạt nhân của mỗi Cell cùng với các modul I/O Mỗi Cell có khả năng tích hợp một modul xử lý và tối đa 4 modul Input/Output, phục vụ cho các giao diện vào/ra, bao gồm cả tín hiệu Digital và Analog (DI hoặc AI) Với 4 modul I/O này, hệ thống có thể kết nối đến tối đa 256 tín hiệu bên ngoài, trong đó có 64 tín hiệu Digital cho mỗi modul.

RTU Microsol có cấu trúc điển hình bao gồm 03 ô được lắp đặt trên tủ tiêu chuẩn 19” Rack Mỗi ô được trang bị một khối xử lý và chúng được kết nối với nhau theo kiểu Bus.

4.2.2.2 K hối Xử lý Cell CPR -031/CPR 031- - RTC

• CPR-02x tốc độ xử lý 16 bit, 16 MHz

• CPR-03x tốc độ xử lý 32 bit, 16 MHz

• Thời gian lấy mẫu 1 msec

• 02 cổng serial: ỉ Giao diện từ xa ỉ Giao diện tại chỗ ỉ Cấu hỡnh, bảo trỡ

Hình 4-4: Khối xử lý Cell CPR-031/CPR 031 RTC- -

• Ngoài ra còn các đèn báo tình trạng làm việc với cổng serial (R X,

• 07 trạng thái hiển thị riêng biệt cho biết các thông tin làm việc của Cell và thứ tự của Cell

• Một ma trận 64 đèn LEDx4 nhóm tương đương với 256 tín hiệu của

• Để lựa chọn các nhóm đèn LED và 07 trạng thái hiển thị của Cell được trạng bị 1 núm chức năng

Sơ đồ khối nguyên lý làm việc bao gồm các khối:

- Chíp xử lý 68EC000 RPIG

- Bộ nhớ EPROM và RAM và mở rộng

- Rơ le cảnh báo hư hỏng

Hình 4-5: Nguyên lý hoạt động khối xử lý trung tâm

4.2.2.3 Khối Digital Input HDI -050: 64 kênh

• 64 kênh DI (4 nhóm x16 kênh/nhóm)

• Voltage Source or Voltage Free Operation (Wet or Dry Contacts)

• Kiểu đấu nối 2xD-type 37 chân cho các kênh DI

• Khối HDI-050 được thiết kế sử dụng điện áp 48Vdc tuy nhiên có thể nối tại hiện trường có các điện áp cao hơn như 110 Vdc hoặc

220 Vdc bằng ách sử dụng đấu nối qua khối đấu nối TERM 32DI c -Khối này ngăn chặn điện áp cao hơn 48 Vdc bằng các điện trở công suất

Hình 4-6: Nguyên lý khối Digital Input HDI-050

4.2.2.4 Khối Analog input (AI) HAI-030 32 - kênh

• Dải dòng điện định mức +/- 20mA

DC cho phép vượt ngưỡng 5% và có thể được điều chỉnh lại trong khoảng +/- 10 mA DC thông qua lựa chọn CAL bằng các phím chức năng tại khối CPR, điều này ảnh hưởng đến tất cả các kênh.

Hình 4-7: Nguyên lý khối Digital Input HAI-030 4.2.2.5 Kết nối mạch ngoài và danh mục tín hiệu có thể

Công suất phản kh ngá

N b âấc ộ ph n áp (M áy biến áp ) Nhiệt dđộ ầu, cuộn dây.(Máy biến áp ) m

Bao gồm ạch dòng đ ện i và iđ ện áp 3 pha

• Trạng thái thiết bị (Máy cắt, dao cách ly, dao tiếp đất, ị trí nấc v máy biến áp,

Thiết b ị Trạng Thái ển hi thị Đóng (Tăng) C ắt (Giảm)

M c áy ắt x x dao cách ly x x dao tiếp địa x x

N ấc phân áp xx Nhiệt độ d ầu xx Độ Nhiệt độ cuộn dây xx Độ

• T ín hiệu ảnh báo từ bảo vệ và i c đ ều khi ển Điều khiển tại ch /giám s (Tỗ át ừRTU)

B vê ảo khoảng ách ác động c t

B v á dảo ệ qu òng có hướng ác động t Nhận c ắt li n ê động

• T ín hiệu ảnh báo từ máy c c ắt:

Khí SF6 alarm Khí SF6 lockout

Lo xo tích năng chưa căng

Thiết b ị Điều khiển Đóng (Tăng) C ắt (Giảm)

M c áy ắt x x dao cách ly x x dao tiếp địa bộ phân áp x x

Các tín hiệu trạng thái và điều khiển được thu thập từ các điểm kết nối với RTU thông qua tủ giao diện, bao gồm các rơ le trung gian và nguồn nuôi, cùng với ngăn lộ để cách ly điện áp với RTU (Xem chi tiết trong bản vẽ phụ lục 3).

Giao thức IEC 870-5-101 (IEC 870) là một phương thức giao tiếp thiết yếu cho việc thu nhận và điều khiển lệnh giữa trạm chủ và trạm khách Trạm chủ kết nối với trạm khách XXCell thông qua địa chỉ RTU và các thông tin về địa chỉ của các đối tượng (IOA - Information Object Addresses) Địa chỉ RTU được xác định tại một Cell, trong khi các IOA được xác định qua các điểm dữ liệu trong cell Giao thức này hỗ trợ nhiều khả năng phục vụ cho việc điều khiển và giám sát hệ thống.

 Dữ liệu đo lường: Các đại lượng U, I, P, Q, nhi độệt dầu , cu dây ộn MBA

 Dữ liệu trạng thái đơn (Single point ): Một trạng thái được thể hiện bằng ín hiệu 1 bit: 1 hoặc 0 tương đương với tr t ạng ái th đóng hoặc c ắt

Dữ liệu trạng thái kép (Double point) được biểu thị bằng tín hiệu 2 bit, với các tổ hợp trạng thái 10, 01, 11 và 00 Trong đó, trạng thái 10 và 01 đại diện cho tình trạng đóng hoặc cắt, trong khi trạng thái 11 và 00 thể hiện trạng thái không xác định hoặc mạch điện áp.

 Lệnh đ ều khiển ăng giảm n â i t ấc ph n áp MBA.

4.2.3.1 Phần mềm OPC Server: Cybectec Server 870 Master Để liên kết d ữ liệu t ừ RTU đến máy tính th ng qua cổng giao tiếp ôCOM ở đây sử dung phần mềm OPC Server: Cybectec Server 870 Master 101 Từ danh sách c t ác ín hiệu (Data list) trên RTU trê pn hần mềm Cybectec Server870 Master êthi t lập danh sách d ữ li ệucho OPC.

Hình 4-8: Chạy chương trình OPC Server-Cybectec Server870 Master

T ại thư ục dd/Device… xuất hiện c m A ửa sổ Tại đây ta xác định m s ôột ố th ng tin: Device, Port, Baud Rate…

Hình 4-9: Khai báo Device name và kết nối OPC

X ác định n v địa chỉ ủa tag tại tê à c thư ục Add/Tag… m

Hình 4-10: Định nghĩa các tag của OPC

 Tên: Khai báo tên dùng trong OPC

 Địa chỉ Khai báo theo danh sách dữliệu RTU

 Phạm trù của tag: Bolean, Interger…

Hình 4-11: Danh sách đầy đủ các tag OPC của trạm 220kV Thái bình 4.2.3.2 Phần mềm OPC Client: Wonderware/IO servsers/OPCLink

Phần mềm OPC client đóng vai trò quan trọng trong việc thu thập dữ liệu, phục vụ cho việc thiết lập giao diện HMI Phần mềm OPCLink, thuộc bộ phần mềm của hãng Wonderware, giúp kết nối và truyền tải thông tin hiệu quả.

Hình 4-12: Xác định tham số cho OPCLink

- X ác định Topic name cho phần thiết ập giao diện, Node name nếu l s dử ụng ạng, OPC Server Name, OPC Path m

Hình 4-13: Xác định thư mục chứa OPC Path 4.2.3.3 Thiết lập giao diện HMI ph ần m ềm Win owMaker và window d v wer ie

Sử dụng phần mềm Intouch trong bộ phầm mềm của hãng Wonderware Bao gồm WindowMaker và window ier W

- C ài đặt và chạy chương trình touch In – WindowMaker

- T ại thư ục Special/Acess Name xác m định tên cùng với Topic đã xác định trong ch ng trươ ình OPC Link -IEC

Hình 4 : Xác định Acess Name

- T ại thư ục Special/Tagname Dictionar m y thiết l cập áctag ùng d trong Intouch Bao gồm tên biến, range max range min, và item tham chiếu đến PClink…

Hình 4-15: Thiết lập và tạo các Tag dùng trong Intouch

- T ạo cửa sổ giao diện: Xác định tên, mầu nền, kích thước trục X, Y và kích thước ửa ổ c s …

Hình 4-16: Định dạng cửa sổ giao diện ngăn 171

Hình 4-17: Minh hoạ thiết lập cửa sổ giao diện ngăn 171

Ví dụ: Khảo sát luồng dữ liệu của một tín hiệu dòng điện ngăn 102:

Data list OPC server OPC Link Intouch E11.1 110102 I -36 102I-36 E11.r102I 102_I r102I (IEC)-

Tỷ số biến dòng điện : Nhất thứ 800/1A

Tỷ số biến đổi Tranducer : 0 10- mA

Giả ử s dòng i đ ện hiển ị là Ip (A)qua tỷ ốth s ến dbi òngdiện là

Qua transducer biến đổi là It

RTU xử lý mã á ho 16 bit Ir

Qua phần OPC (Iopc bao giờ cũng nằm trong khoảng [0,1])

Tại biến 102_I trong giao diện, cần khai báo MinRaw và MaxRaw là 0 và 1 Để hiển thị giá trị dòng điện thực tế, MinEU và MaxEU cần được thiết lập là 0 và 800, với tuỳ chọn convension là linear, chương trình sẽ tự động điều chỉnh giá trị dòng điện Ip(A).

Tổ chức thu thập cơ sở dữ liệu

4.3.1 Sơ đồ tổ chức thực hiện

Thu thập dữ liệu vận hành trạm có thể phân thành 2 dạng:

Dữ liệu thông số vận hành bao gồm các giá trị chính của các ngăn lộ, máy biến áp và đường dây, như dòng điện, điện áp, công suất tác dụng, công suất phản kháng, và vị trí nấc của máy biến áp Những giá trị này cần được theo dõi liên tục theo thời gian, với việc tự động ghi lại tại các khoảng thời gian xác định, nhằm đảm bảo quá trình vận hành trạm diễn ra hiệu quả.

Dữ liệu trạng thái thiết bị, sự kiện, cảnh báo, báo động và sự cố trong quá trình vận hành trạm đều là các dữ liệu số quan trọng Những dữ liệu này không thay đổi theo thời gian mà phản ánh các sự kiện cụ thể trong quá trình hoạt động.

Xây dựng hệ thống điều khiển trạm biến áp (TBA) bằng máy tính dựa trên RTU là một giải pháp hiệu quả để theo dõi các sự kiện xảy ra theo thời gian thực Hệ thống này cho phép ghi nhận các dữ liệu quan trọng như vị trí của máy cắt, cảnh báo bảo vệ khi có sự cố chạm đất đường dây, cũng như thao tác đóng/mở máy cắt và dao cách ly.

Dữ liệu vận hành trạm sẽ được lưu trữ trong cơ sở dữ liệu SQL, tạo thành nền tảng dữ liệu quá khứ cho hệ thống điều khiển trạm Việc khai thác số liệu sẽ được thực hiện dựa trên cơ sở dữ liệu này, do đó, việc xây dựng cơ sở dữ liệu cần phải khoa học và tối ưu.

Hình 4-18: Sơ đồ khối xây dựng CSDL và tạo lập báo cáo

♦ Chương thình quản trị ơ ở ữ c s d liệu dùng phầm mềm Microsoft SQL 2000

♦ Chương trình li ên kết d ư liệu DDEserver ùng phần d mềmVisual Basic 6.0

4.3.2 Triển khai xây dựng CSDL

Để tạo lưu trữ lâu dài cho số liệu vận hành, chúng tôi sử dụng Microsoft SQL 2000 để thiết kế và xây dựng cơ sở dữ liệu cho hệ thống các bảng cần thiết.

♦ Bảng tblBay_ID: định danh các ngăn lộ trong CSDL

♦ Bảng tblMeasurement_ID và bảng tblUnit_ID: định danh các số liệu vận hành của các ngăn lộ

♦ Bảng tblMeasurement_value: thu nhận và lưu trữ các thông số vận hành của TBA cập nhật liên tục từ hệ thống

♦ Bảng tblOperation_book: lưu trữ các công việc được nhập vào (nhật ký công việc)

Bảng tblEvents_ID_descrip chứa thông tin về định danh và mô tả các sự kiện cũng như cảnh báo trong hệ thống điều khiển trạm, giúp xác định rõ tín hiệu nào được coi là sự kiện và tín hiệu nào là cảnh báo.

♦ Bảng tblEvent_store: thu nhận và lưu trữ các sự kiện xảy ra trong hệ thống điều khiển trạm

♦ Bảng tblAlarm_store: thu nhận và lưu trữ các cảnh báo xảy ra trong hệ thống điều khiển trạm

H ệ thống (phần ềm) khai thác s m ố liệu v hận ành trạm s ẽ được xây dựng ở ạng ứng ụng d ktop (application f d d es orm) và có thể nâng ấp n c lê giao diện web.

Hình 4-19: Minh hoạ xây dựng CSDL 4.3.3 Báo cáo thông số vận hành trạm biến áp

Hiển thị các giá trị thống kê của TBA: báo cáo hiển thị giá trị các đại lượng I, U, P, Q tại các thời điểm khác nhau trong ngày.

♦ Tổng hợp và hiển thị các th ng s vận hành tại c ô ố ác khoảng thời gian 1h Như v ậy 1 ngày có 24 gi trị cho mỗi đại ượng U, I, P, Q.á l

♦ Hiển thị b c áo áo theo ng , theo tày ừng ngăn lộ

♦ Thể hiện bằng đồ th : biểu diễn các đại lượng U, I, P, Q theo thời ị gian (trong từng ngày)

Mạng cho kỹ sư lập trình, cài đặt và đọc các bản ghi sự cố

4.4.1 Mô tả sơ đồ rơ le bảo vệ trạm 220kV Thái Bình

♦ Bảo v ệ so lệch thứ nhất : KBCH 1400 1P15LEI

♦ Bảo v ệ so lệch thứ 2 : 7UT513 5EB01 1BA0-

♦ Bảo v á dệ qu òng phía 220kV : P127 BA0M311

♦ Bảo v á dệ qu òng phía 110kV : P127 BA0M311

♦ Tự động dóng lại : KAVR130 13001L15JEJ

♦ Bảo vệ khoảng cách :EPAC 3000 EP351515EB

♦ Bảo vệ quá dòng có hướng : P127 BA0 M311

♦ Tự động đóng lại/Ktra đồng bộ : KAVR130 13001L15JEJ 4.4.1.3 Ngăn đường dây 110kV

♦ Bảo vệ khoảng cách :EPAC 3000 EP351515EB

♦ Tự động đóng lại/Ktra đồng bộ : KAVR130 13001L15JEJ

♦ R ơ le điện và áp sa thải t s 1 ần ố : P923 0SM311

♦ R ơ le điện vàáp sa thải t s 2 ần ố : P923 0SM311

♦ Bảo v ệ so l ch thanh cái ê : 7SS5220 5CA32 1CA0

♦ R ơ le điện và áp sa thải t s ần ố : P923 0SM311

4.4.2 Thiết lập mạng chuyên biệt:

Connect the relays via the K-BUS link of AlSTHOM (AREVA) using a 2-wire cable that adheres to the RS485 physical standard The interface device utilized is the KIT201.

KITZ201 hỗ trợ kết nối với 32 thiết bị rơ le, cho phép người dùng truy cập và điều chỉnh giá trị cài đặt, trích xuất bản ghi sự cố, theo dõi các sự kiện nhiễu loạn và cảnh báo, cũng như thực hiện các lệnh cắt từ rơ le Ngoài ra, thiết bị còn có khả năng điều khiển máy cắt, nâng cao hiệu quả quản lý và giám sát hệ thống.

Kết nối có thể được thực hiện từ các máy tính PC, cho phép thiết lập mạng kỹ sư tại chỗ hoặc từ xa Để thực hiện điều này, các máy tính cần được cài đặt phần mềm chuyên biệt cho rơ le AREVA MiCOM S1Vxx.

♦ PC Serial Port tại chỗ

♦ PC từ xa thông qua modem và đường truyền thông

♦ Đồng bộ thời gian cho hệ thống rơ le thông qua cổng IRIG-B t ừKIZ 201

Hình 4-18 minh họa việc sử dụng KITZ201 để kết nối đến các rơ le tại chỗ và từ xa Nếu số lượng rơ le vượt quá 32, có thể sử dụng hai KITZ, cho phép mở rộng khả năng kết nối lên đến 64 thiết bị Sơ đồ kết nối được thể hiện trong hình vẽ.

Hình 4-19: Sử dụng 02 KIZ201kết hợp cùng KIZ101 để kết nốinhiều rơ le.

Tiêu đề	Xây Dựng Hệ Thống Giám Sát, Điều Khiển Bằng Máy Tính Trạm Biến Áp Dựa Trên RTU
Tác giả	Phạm Thanh Tùng
Trường học	Trường Đại Học Bách Khoa Hà Nội
Chuyên ngành	Mạng Và Hệ Thống Điện
Thể loại	luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2008
Thành phố	Hà Nội

Định dạng
Số trang	134
Dung lượng	5,6 MB