đề tài tìm hiểu thiết kế hệ thống scada cho trạm biến áp 110kv

MỤC LỤC

CÁC CHỮ VIẾT TẮTLỜI NÓI ĐẦU

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG SCADA LƯỚI ĐIỆN

PHÂN PHỐI VÀ ỨNG DỤNG THỰC TẾ 6

1.1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG SCADA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 6

1.1.1 Định nghĩa và nguyên tắc làm việc của hệ thống SCADA như sau: 6

1.1.2 Các bộ phận chính của hệ thống SCADA lưới điện phân phối 7

1.1.3 Thiết bị của hệ thống SCADA 8

1.1.3.1 Phần cứng: 8

1.1.3.2 Phần mềm: 8

1.1.3.3 Bộ phận thông tin liên lạc (Remote Communication System Level) 8

1.1.3.4 Các thiết bị đầu cuối hiện trường (RTU): 9

1.2 TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU TRONG NƯỚC VÀ NGOÀI NƯỚC 11

1.2.1 Tình hình nghiên cứu trong nước 11

1.2.2 Tình hình nghiên cứu ngoài nước: 14

1.3 GIẢI PHÁP NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ 16

1.3.1 Yêu cầu bài toán 16

1.3.2 Các phương án dự kiến thực hiện 17

CHƯƠNG 2: LỰA CHỌN CẤU HÌNH PLC VÀ GIẢI PHÁP TRUYỀN THÔNG CHO TRẠM BIẾN ÁP 110KV 18

2.1 LỰA CHỌN CẤU HÌNH PLC 18

2.1.1 Tín hiệu vào: 18

2.1.2 Tín hiệu ra: 18

2.1.3 Lựa chọn phần cứng hệ thống: 18

2.1.3.1 RTU(Remote Terminal Unit) 18

2.1.3.2 Thiết bị đầu cuối trung tâm MTU(Master Terminal Unit): 20

2.1.3.3 Khối xử lí trung tâm: 21

2.1.4 Bộ điều khiển Logic khả trình PLC_S7300 của Siemens 22

2.1.4.1 Giới thiệu chung 22

2.1.4.2 Các thành phần cơ bản của một bộ PLC 24

2.1.4.3 Vòng quét chương trình PLC_S7300 24

2.1.4.4 Cấu trúc chương trình PLC_S7300 25

2.1.4.5 Các Module của PLC_S7300 26

2.2 PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ GIẢI PHÁP ĐƯỜNG TRUYỀN THÔNG 29

2.2.1 Một số giao thức và chuẩn giao diện truyền thông phổ biến hiện nay 29

2.2.1.1 Các giao thức truyền thông: 29

2.2.1.2 Các chuẩn giao diện truyền thông: 30

2.2.1.3 Truyền thông trong trạm điều khiển bằng máy tính: 30

2.2.1.4 Truyền thông ra ngoài trạm: 30

2.2.2 Đánh giá giải pháp về đường truyền thông 30

2.2.2.1 Đường truyền lease-line 30

2.2.2.3 Vi ba Microwave 32

2.2.2.4 Radio link 32

2.2.3 Ưu điểm vượt trội của chuẩn IEC 61850 so với các chuẩn khác 34

CHƯƠNG 3: THIẾT KẾ MẠNG SCADA CHO TRẠM BIẾN ÁP 110kV 37

3.1 GIỚI THIỆU SƠ BỘ VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV_XUÂN HÀ 37

3.1.6 Sơ đồ nhất thứ trạm biến áp 110KV Xuân Hà 38

3.1.7 Lựa chọn phương án SCADA 40

3.2 THIẾT KẾ MẠNG SCADA 42

3.2.2 Lưu đồ thuật toán 46

3.2.3 Chọn cấu hình cứng cho PLC 46

3.2.4 Thống kê các biến đầu vào/ ra cho PLC 47

3.3 TẠO CẤU HÌNH THIẾT BỊ HMI 48

3.3.1 Mục tiêu đề ra đối với hệ thống Scada 48

3.3.2 Thiết bị phục vụ cho hệ thống SCADA 48

3.3.3 Giới thiệu chung về WinCC 49

3.3.4 Thiết kế mô hình điều khiển, giám sát trên WinCC 6.0 50

3.3.4.1 Tạo dự án mới trên Window Control Center 6.0 (WinCC): 50

3.3.4.2 Cài đặt Driver kết nối PLC: 51

3.3.4.3 Định nghĩa các Tag sử dụng 52

3.3.5 Thiết kế, mô phỏng hệ thống điều khiển giám sát với Simatic S7-300 56

3.3.5.1 Các bước thực hiện trên S7 – 300 bằng hình ảnh 56

3.3.5.2 Mô phỏng trên S7-PLCSIM Simulating Modules: 68

CHƯƠNG 4: KẾT QUẢ MÔ PHỎNG ĐẠT ĐƯỢC 76

4.1 KẾT QUẢ ĐẠT ĐƯỢC VỀ VẤN ĐỀ GIÁM SÁT 76

4.2 KẾT QUẢ ĐẠT ĐƯỢC VỀ VẤN ĐỀ THU THẬP DỮ LIỆU 79

4.3 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN ĐỀ TÀI 81

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 82

CÁC CHỮ VIẾT TẮT1 Các ký hiệu

P Công suất tác dụng (KW)Q Công suất phản kháng (KVAR)S Công suất biểu kiến (KVA)

IED Thiết bị điện tử thông minh.

MES Manufacturing Excution System (hệ thống quản lý việc sản xuất)

RM Remote measuring (Các giá trị đo lường từ xa ).RS Remote siggnallin (Các tín hiệu rời rạc từ xa)RTU Remote Terminal Unit (Thiết bị đầu cuối).

SCADA Supervisory control and data acquisition (Hệ thống giám sát, điều khiểnvà thu thập dự liệu).

LỜI NÓI ĐẦU

Với xu hướng công nghiệp hóa hiện đất nước thì ứng dụng công nghệ mới vàosản xuất và công tác quản lí ngày càng được mở rộng và áp dụng ngày càng rộng rãihơn Và nghành kỹ thuật điện cũng thế các hệ thống quản lí bằng các phần mềm cũngđược mở rộng.

Để nâng cao chất lượng và đảm bảo cung cấp điện, hệ thống điện Việt Namđang được đầu tư xây dựng và phát triển ngày càng nhiều các đường dây và trạm biếnáp (TBA), cũng như không ngừng mở rộng các TBA đã đầu tư xây dựng trước đâynhư đầu tư xây dựng các máy biến áp (MBA) số hai và các xuất tuyến trung áp nhằmmục đích đảm bảo cung cấp điện đảm bảo sự tăng trưởng của phụ tải Mặt khác hệthống điện Việt Nam ngày càng được hiện đại hóa bằng các thiết bị đại, được sản xuấttheo công nghệ mới có chất lượng và độ tin cậy cao hiện đại, các thiết bị lạc hậu trướcđây dần được thay thế bằng các thiết bị hiện đại hơn.

Hiện nay đa số các TBA có cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV đều được đầu tư đồng bộ hệ thống SCADA Các trạm biến áp 500kV, 220kV mới và một số TBA 110kV được đầu tư hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính để phục vụ việc giám sát và điều hành lưới điện từ các Trung tâm điều độ miền và Trung tâm điều độ quốc gia.

Với lưới điện phức tạp việc càng nhiều hơn, việc đảm bảo tính ổn định hệ thốngkhó hơn, mặt khác do nhu vận hành lưới điện sẽ ngày càng khó khăn hơn khi mật độcác trạm biến áp ngày cầu của phụ tải đòi hỏi chất lượng điện năng ngày càng cao Dođó việc đầu tư nâng cấp các Hệ thống SCADA/EMS cũng như các trạm điện đượctrang bị hệ thống tự động hóa là cần thiết Đó là lý do Em chọn đề tài “ Tìm hiểu, thiếtkế hệ thống SCADA cho trạm biến áp 110kV”

Sinh viên thực hiện

SCADA/DMS là hệ thống có chức năng điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu

- Thu thập các dữ liệu: Dữ liệu từ các trạm biến áp được chia làm ba loại chính:

+ Dữ liệu trạng thái: Trạng thái các máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, các khoáđiều khiển từ xa / tại chổ, công suất tác dụng MW, phản kháng MVAr, điện áp, dòngđiện, điện năng kWh, kVArh v.v từ các trạm biến áp, các nhà máy điện, các thiết bịđóng cắt phân đoạn trên lưới

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

+ Dữ liệu tích luỹ theo thời gian: Điện năng kWh v.v

Các dữ liệu trạng thái từ các rơ le trung gian được đưa vào các đầu vào số của RTU,còn các dữ liệu tương tự từ cuộn thứ cấp của máy biến dòng điện và điện áp được đưavào các bộ biến đổi (tranducer), đầu ra của bộ biến đổi được đưa vào các cổng đầuvào tương tự của RTU Tại RTU dữ liệu được số hoá và thông qua kênh truyền (giaothức) gửi về trung tâm điều độ.

- Điều khiển: Lệnh điều khiển từ hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ thông qua

kênh truyền gửi đến các RTU (hoặc SAS), để điều khiển các thiết bị đóng cắt từ xanhư:

+ Lệnh đóng cắt máy cắt, recloser, dao cắt tải (LBS), dao cách ly, dao tiếp địa.+ Lệnh điều khiển thay đổi giá trị đặt của rơle.v.v

+ Lệnh điều khiển tăng giảm (Raise/Lower)+ Lệnh điều khiển thay đổi giá trị đặt (Setpoint)

- Giám sát: Mọi thay đổi trạng thái của các thiết bị đóng/cắt hay các thông tin về sự

tác động của bảo vệ rơle đều được thu thập về trung tâm điều khiển và được máy tínhxử lý:

+ Hiển thị trên các sơ đồ, bảng biểu và các dạng đồ thị tương ứng để giám sátcác tình trạng làm việc của thiết bị.

+ Đối với dữ liệu trạng thái (máy cắt, dao cách ly, cảnh báo v.v ) khi phát hiệnra có sự thay đổi trạng thái hệ thống SCADA sẽ phát cảnh báo bằng âm thanh và dòngthông báo để lôi kéo sự chú ý của người vận hành.

+ Đối với dữ liệu giá trị đo xa, dữ liệu nhận được sẽ được kiểm tra so sánh vớicác ngưỡng dưới và ngưỡng trên (đã được định trước), nếu giá trị đo được bị vi phạmthì hệ thống sẽ phát cảnh báo cho người vận hành.

Ngoài 3 chức năng trên, hệ thống SCADA còn có các chức năng sau: Phân tích,xử lý dữ liệu và nắm bắt sự kiện, giao tiếp người máy (Man - machine interface), tínhtoán phân bố trào lưu cống suất, ngắn mạch, lập báo cáo, DMS (Demand ManagementSystem) hệ thống quản lý nhu cầu phụ tải, Sử dụng cơ sở dữ liệu cho các mục đíchkhác.

1.1.2 Các bộ phận chính của hệ thống SCADA lưới điện phân phối

Hệ thống SCADA lưới điện phân phối bao gồm 3 bộ phận sau:

+ Bộ phận điều khiển mạng lưới (Network Control Level): Làm việc dựa trên

giao diện người - máy đến các TBA hoặc các nút điều khiển (Recloser, LBS, RMU…)qua hệ thống máy tính đặt tại phòng điều khiển trung tâm Các máy tính này làm việctheo thời gian thực trên một hệ điều hành thông dụng và các phần mềm SCADA liênquan Ngoài ra, còn có một bộ phận điều khiển khác (Remote Terminal Level) cũnglàm việc như bộ phận điều khiển mạng lưới nhưng qua máy tính xách tay (Laptop) từmột vị trí tạm thời nào đó và kết nối vào hệ thống điều khiển qua modem và đườngdây điện thoại hữu tuyến với các mật mã truy cập.

+ Bộ phận hệ thống thông tin liên lạc (Remote Communication System

Level): gồm các thiết bị thông tin liên lạc giữa bộ phận điều khiển mạng lưới với bộphận tự động hóa trạm và các nút điều khiển.

+ Bộ phận tự động hóa trạm và các nút điều khiển (Substation Level and

Field Station): bộ phận này bao gồm các RTU thích hợp cho từng TBA và các nút điềukhiển như Recloser, LBS, DCL.

1.1.3 Thiết bị của hệ thống SCADA

- Thiết bị local RTU dùng để thu nhận, giám sát, đo xa các đại lượng điện hệ thốngnguồn tại phòng điều khiển trung tâm.

1.1.3.2 Phần mềm:

Trọn bộ phần mềm SCADA lưới điện phân phối gồm các modul chính sau:

- Phần mềm cho giám sát điều khiển: Tạo ra giao diện hiển thị các thông số, điều khiểnqua giao diện hiển thị, lưu trữ dữ liệu vào cơ sở dữ liệu

- Phần mềm giám sát, quản lý: Hiển thị các thông số, lưu trữ các dữ liệu vào cơ sở dữliệu (Giao diện có thể là web navigator)

 Thu thập, trao đổi, lưu trữ, xử lý dữ liệu thời gian thực.

 Điều khiển giám sát từ xa Quản lý thứ tự đóng, cắt Tự động sa thải phụ tải. Xử lý kết dây hệ thống Xử lý văn bản và bảng tính điện tử.

 Đồng bộ thời gian và chỉnh thời gian chuẩn.

 Các chương trình giao diện với các phần mềm ứng dụng, giao diện với mạngLAN và hệ thống máy tính.

- Các phần mềm phụ trợ: Kết nối mạng, kết nối PLC —IPC, …

1.1.3.3 Bộ phận thông tin liên lạc (Remote Communication System Level)

Hệ thống thông tin liên lạc: là tập hợp các phương tiện truyền dẫn như cápquang (FO), vi ba (MW), tải ba (PLC); sóng siêu cao tần (UHF), PSTN, GPS, GPRS được dùng để truyền số liệu từ Trung tâm điều khiển đến thiết bị đầu cuối Hệ thốngSCADA thường sử dụng một hệ thống thông tin làm việc chính và một hệ thống thôngtin dự phòng để đảm bảo độ tin cậy

Hình 1.1: Bộ phận thông tin liên lạc hệ thống SCADA lưới điện phân phối.

1.1.3.4 Các thiết bị đầu cuối hiện trường (RTU)

RTU là các thiết bị đầu cuối, đặt tại TBA hoặc tại nơi có thiết bị cần giám sát,có nhiệm vụ thu thập số liệu và gửi về Trung tâm, đồng thời gửi các lệnh điều khiển từTrung tâm tới các thiết bị chấp hành Tùy thuộc vào lượng dữ liệu cần thu thập vàgiám sát tại từng trạm, RTU có thể có kích thước và quy mô thay đổi Ngoài ra, một sốthiết bị thông minh (IED) có thể giao tiếp trực tiếp với Trung Tâm không cần RTUthông qua các giao thức chuẩn dùng trong công nghiệp.

* Các chức năng chủ yếu của RTU bao gồm:

- Thu thập các thông tin về hệ thống điện và gửi về Trung tâm điều khiển quakênh 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 Trung tâm điều khiển.

- Quản lý truyền số liệu.

- Lưu trữ số liệu trong trường hợp đường truyền bị sự cố để có thể truyền lạicho trung tâm điều khiển khi đường truyền được thiết lập lại.

* Các thông tin chủ yếu mà RTU liên tục truyền về Trung tâm điều khiển là:- Các tín hiệu rời rạc từ xa RS (Remote signalling).

- Các giá trị đo lường từ xa RM (Remote measuring).

Radio pollingTải ba

Vibaáp điện

thoạiCáp

Trung tâm Điều độ

- Các cảnh báo (Alarms).

Hình 1.2: Sơ đồ khái quát thể hiện giao tiếp giữa RTU với thiết bị.

+ Quản lý và trao đổi dữ liệu của hệ thống SCADA

Ngoài các thông tin hệ thống thu thập từ các RTU và các thiết bị IED, hệ thốngSCADA/DMS còn sử dụng các nguồn thông tin sau:

Thông tin trao đổi với các hệ thống tin học hoặc SCADA khácThông tin do người sử dụng nhập trực tiếp, thông tin thời tiết, v.v Thông tin từ các chương trình ứng dụng khác.

Hình 1.3 Sơ đồ quản lý và trao đổi thông tin của hệ thống SCADA/DMS

1.2 TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU TRONG NƯỚC VÀ NGOÀI NƯỚC.1.2.1 Tình hình nghiên cứu trong nước

Trước những năm 90, hệ thống điện Việt Nam còn lạc hậu, nhỏ lẻ Thiết bị điềukhiển bảo vệ chủ yếu là thế hệ điện cơ, chưa có mặt hệ thống thông tin số Các kháiniệm trong lĩnh vực điều khiển, giám sát như SCADA, hệ thống đo xa và hiểu biết vềthế hệ thiết bị số còn khá mới mẻ xa lạ với người thiết kế và quản lý HTĐ.

Đầu những năm 90, nền kinh tế đất nước bắt đầu phát triển, đ ̣i hỏi những bướcphát triển mới trong truyền tải và phân phối điện năng Hệ thống đường dây siêu caoáp 500kV thống nhất HTĐ toàn quốc, với thế hệ thiết bị số như: Rơ le, bộ ghi sự cố vàthông tin số Hệ thống quản lý HTĐ phát triển, ra đời cấp điều độ trung ương A0 quảnlý giám sát vận hành hệ thống 500kV và nhà máy điện lớn trong toàn quốc.

Một số thiết bị tiêu biểu cho thế hệ rơ le số có thể liệt kê như: Rơ le bảo vệ solệch dọc đường dây LFCB-102 (GEC- Alsthom) sử dụng kệnh truyền thông tin cápquang riêng lắp đặt theo hệ thống dây chống sét dọc tuyến, rơ le tự động đóng lạiLFAA-102, rơ le bảo vệ đường dây 7SA513 V2.1- Siemens, bộ tự động ghi sự cố…

Bên cạnh đó, vẫn sử dụng thế hệ thiết bị bán dẫn như rơ le bảo vệ quá dòng nhưMCGG82,62,22 Hệ thống điều khiển đã được thiết kế theo mô hình SCADA.

Có thể kể tên nhưng trạm biến áp mới có điều khiển hoàn toàn trên màn hìnhmáy tính được thực thi trên hệ thống thông tin trạm như: Trạm 220kV Nhà Bè, SócSơn, Bắc Giang (ABB), 220kV Nam Định, Tràng Bạch, Việt Trì, Phố nối (Siemens),các nhà máy điện dùng hệ thống điều khiển quá trình tự động: Sông Hinh, Hàm Thuận– Đa My, Phả Lại 2, Phú Mỹ… Những công trình trên được coi là đã sử dụng thế hệthiết bị và thông tin mới và tiên tiến nhất trên thế giới vào thời điểm xây dựng.

Ở mức độ nhỏ hơn, các trạm biến áp 110kV và các lộ phụ tải trung áp mới đềuđược thiết kế lắp đặt sử dụng hoàn toàn rơ le bảo vệ số.

So với thời kỳ đầu, đã có số lượng rất lớn, chủng loại khá đa dạng và rất nhiều thế hệthiết bị số đã có mặt trong HTĐ Việt Nam Việc làm chủ sơ đồ thiết kế, thí nghiệm,vận hành các thiết bị số của nhiều hăng đã trở thành quen thuộc với cán bộ kỹ thuật.

Trong điều khiển hệ thống, SCADA đang được cải tạo và lắp mới ngày cànghoàn thiện hơn Hệ thống SCADA cấp điều độ trung ương A0 đã được lắp đặt 1999-2000 có khả năng điều khiển, tạo một cơ sơ dữ liệu trên hệ thống thông tin mang tínhmở và mạnh để áp dụng những ứng dụng ở mức cao trong HTĐ như EMS, DSM….Hệ thống SCADA cấp điều độ miền Bắc, Trung, Nam tạo nguồn thông tin từ cấp thấphơn: Trạm biến áp 110kV, tổ máy phát nhỏ… Nối ghép cung cấp dữ liệu đến hệ thốngSCADA trung ương, và các ứng dụng văn phòng khác trên toàn quốc gia hoặc toàncầu.

Hiện nay EVN có một số đơn vị đã đưa hệ thống SCADA/DMS vào vận hành,có một số hệ thống do ABB cung cấp, hệ thống cũ hơn vận hành tại Công ty Điện lựcTP Hồ Chí Minh, hệ thống mới vận hành tại Công ty Điện lực Hà Nội Công ty Điệnlực Đồng Nai, các Điện lực Cần Thơ, Lâm Đồng thuộc Công ty Điện lực 2 cũng đãtriền khai thành công hệ thống SCADA/DMS trên lưới điện phân phối Công ty Điệnlực 3 đang cùng với ABB để triển khai dự án để đưa hệ thống SCADA/DMS vào vậnhành tại các thành phố Đà Nẵng, Huế, Quy Nhơn và Buôn Mê Thuột.

 Giới thiệu một số công nghệ giám sát, điều khiển trạm biến áp hiện hữu:

+ Hệ thống điều khiển trạm: LSA-SIEMENS

Trạm 220kV Nam Định, Tràng Bạch, Vật Cách, Việt Trì… Lắp đặt những năm 98-99.Hiện hệ thống điều khiển này vẫn là những sản phẩm tiên tiến nhất của hãng Siemens

+ Hệ thống SCADA Celestenx của Remsdaq (Trạm 220 KV Tam Kỳ)

Hệ thống điều khiển bằng máy tính tại trạm 220kV Tam Kỳ được Commin Asia triểnkhai và tích hợp dựa trên sự hỗ trợ các thiết bị điện tử thông minh (IED) là các rơlecủa hãng Areva, các công tơ đo lường EDMI MK6E (kết nối với các bộ điều khiểnmức ngăn BCU của Callistonx qua chuẩn giao thức IEC870-5-103 (rơle Areva) hoặcDNP3 (MK6E) và phần mềm giao diện điều khiển máy tính Celestenx, ngoài ra còn cócác phần mềm PILoTnx là phần mềm cấu hình logic để xây dựng các ứng dụng điềukhiển hệ thống; phần mềm CaSEnx để cấu hình cơ sở dữ liệu cho hệ thống; phần mềmTouchnx cài đặt cho giao tiếp với màn hình tinh thể lỏng của BCU, phần mềm Viewnxhỗ trợ chức năng truy nhập vào hệ thống thông qua Internet.

+ Hệ thống SICAM PAS của hãng Siemen

Hệ thống gồm máy tính chủ SICAM PAS CC (HMI server) dùng thu thập dữ liệu từcác máy chủ SICAM PAS (Full server) Chúng chứa cơ sở dữ liệu giao diện ngườimáy, các tín hiệu sự kiện (SOE) với giá trị thời gian thực, lưu trữ các thông tin vậnhành theo giới hạn thời gian hoặc dung lượng của thiết bị lưu trữ IndustrialX- Controlđược sử dụng để điều khiển và giám sát Chương trình VALPRO cho phép đánh giácác giá trị đo đếm Nó cho phép đọc và phân tích các bản ghi sự cố từ các rơle bảo vệđã được lấy về và tự động lưu trong quá trình vận hành

+ Hệ thống PACiS của hãng AREVA

Hệ thống PACiS của AREVA hoạt động dựa trên thiết bị điều khiển mức ngăn C264,thiết bị này kết nối với các thiết bị điện tử thông minh (IED), thu thập các thông tinđầu vào và kết nối với hệ thống BUS trạm bằng cáp quang Ethernet Máy tính HMIthực hiện việc điều khiển, giám sát, thu thập giữ liệu thông qua thiết bị C264 Đây làhệ thống điều khiển tự động phân tán, được modul hóa, tiêu chuẩn hóa và hỗ trợ khảnăng mở rộng.

Hình 1.4: Hệ thống PACiS- AREVA

+ Hệ thống SCADA, EMS A0: Ranger ( Bailey-ABB)

Hệ thống được lắp đặt vào cuối năm 99, là hệ thống hiện đại nhất của nhà sản xuấtBailey-USA thuộc tập đoàn hàng đầu ABB Hiện hệ thống này đang được khai thác,lấy nguồn dữ liệu từ các hệ thống SCADA trung tâm thuộc điều độ 3 miền Bắc, Trung,Nam Trên hệ thống này, SCADA đã được khai thác hiệu quả, EMS chưa được khaithác hết tính năng còn phụ thuộc vào kết cấu hệ thống thiết bị: Máy phát, máy cắt,thông số lưới điện… chưa đáp ứng hoàn toàn theo chức năng này.

1.2.2 Tình hình nghiên cứu ngoài nước:

Hệ thống SCADA được nghiên cứu phát triển mạnh mẽ ở nhiều nước trên thếgiới, đặc biệt là các nước có nền khoa học-công nghệ tiên tiến hiện đại như Nhật, Úc,Hàn Quốc, việc ứng dụng công nghệ SCADA trong công tác quản lý khai thác cáccông trình hệ thống điện là khá phổ biến.

Các nhà khoa học đã nghiên cứu xác định yêu cầu đối với các trạm và các đầucuối, các thiết bị giao diện, ghép nối chuyên dùng với mô-đun giám sát, điều khiển,truyền thông theo chiều dọc và chiều ngang, trên cơ sở đó thiết kế, chế tạo các thiết bị

và xây dựng phần mềm tương ứng Hệ thống SCADA là sự tích hợp các kỹ thuật, côngnghệ cao như: ASIC, PC-104, Encoder độ phân giải cao v.v trong thiết kế, chế tạocác cấu kiện, thiết bị thành phần.

Hệ thống SCADA ngày nay là hệ thống thiết kế theo cấu trúc mở, do vậy dễnâng cấp, hiện đại hóa phù hợp với tính chất, yêu cầu sử dụng Sản phẩm SCADA sửdụng các kênh truyền tin thoại, vô tuyến, cáp quang, có khả năng bao quát các đốitượng trong phạm vi bán kính ngày càng rộng Qua sử dụng thực tế, hệ thống SCADAbảo đảm làm việc tốt trong điều kiện khắc nghiệt của môi trường, thời tiết, khí hậu,đáp ứng yêu cầu cơ động trên các địa hình khác nhau Nổi bật nhất của hệ thốngSCADA là được ứng dụng công nghệ ảnh nhiệt hồng ngoại, công nghệ nhúng, côngnghệ FPGA, công nghệ xử lý ảnh động, công nghệ điều khiển bám trên cơ sở quangảnh và ảnh nhiệt…

Hình 1.5 Sơ đồ cấu trúc và giải pháp SCADA của Survalent qua sóng di động GPRS.

Hệ thống SCADA sẽ xây dựng hoàn toàn có thể tích hợp để giám sát từ xa trêncùng một máy tính tại trung tâm, luồng dữ liệu thu thập từ nhà máy được lưu giữ trongcơ sở dữ liệu nên hoàn toàn có thể dùng để tạo các báo về các họat động có liên quan.Tuy nhiên hệ thống điều khiển giám sát SCADA vẫn hoạt động độc lập mà không bịphụ thuộc hay cản trở từ bất kỳ hệ thống nào khác kể cả khi các hệ thống khác gặp sựcố, hệ thống SCADA vẫn hoạt động bình thường.

Để công nghệ SCADA có thể áp dụng rộng rãi trên các hệ thống điện các nhàkhoa học đã nghiên cứu để công nghệ SCADA có thể phù hợp với điều kiện khí hậu,trình độ quản lý, kinh tế đặc thù của mỗi quốc gia và mang tính bảo mật cao hơn vì doviệc kết nối trực tiếp môi trường SCADA với mạng IT kết hợp hay với mạng internetcó thể làm cho môi trường SCADA dễ bị nguy hiểm và bị đe dọa, đây thực sự là tháchthức lớn với khâu an toàn thông tin và bảo vệ sự trong sạch của nguồn dữ liệu.

1.3 GIẢI PHÁP NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ1.3.1 Yêu cầu bài toán

Đối với một trạm biến áp hiện đại, khi xây dựng và đưa vào hoạt động, để cóthể tạo ra được sản phẩm đạt yêu cầu về chất lượng, đáp ứng được các yêu cầu khắtkhe của thị trường, trạm biến áp cần được trang bị hiện đại, đạt được các tiêu chuẩn vềchất lượng và môi trường, độ an toàn, năng suất và tiết kiệm Các hạng mục sản xuấtđược trang bị máy móc tự động, phần mềm điều khiển hiện đại để tiết kiệm nhiên liệu,điện năng, nhân công và đảm bảo chính xác theo yêu cầu.

+ Giám sát tại nhà máy (Tại nhà vận hành): Nhà quản lý sẽ theo dõi được cácthông số, tình trạng thiết bị và toàn bộ hoạt động của dây truyền sản xuất theo yêu cầuqua giao diện máy tính được kết nối trực tiếp với phòng điều khiển qua đó có thể nắmđược tình hình sản xuất, tình trạng vật tư thiết bị, lên kế hoạch sản xuất, truyền tải,…thông thường giám sát điều khiển các thông số:

 Công suất P, Q, S, Tần số, điện áp

 Tình trạng đóng cắt của các máy cắt Tình hình sự cố (nếu có)

Các thông số này được cung cấp từ các thiết bị đo ở cấp trường, chúng được tích hợpvào các bộ điều khiển và các thông tin của chúng được dùng làm đầu vào để điềukhiển các thiết bị và các thông số khác Chúng còn được truyền lên máy tính giám sátvà điều khiển và hiển thị trên màn hình giao diện điều khiển (tại phòng điều khiển),được lưu trữ trong cơ sở dữ liệu để tạo báo cáo khi cần thiết và gửi về trung tâm quađường internet Tại trung tâm, các thông số này cũng được hiển thị trên giao diện đồhọa và lưu trữ trong cơ sở dữ liệu của máy tính để lập báo cáo.

+ Giám sát từ xa (Tại trung tâm): Tại trung tâm của tổng công ty, nhà quản lýtại đây có thể theo dõi, giám sát mọi họat động của nhà máy thông qua máy tính đượckết nối từ xa qua mạng Từ đó có kế hoạch sản xuất, điều độ, bán hàng và nhập hàng.

1.3.2 Các phương án dự kiến thực hiện

Hiện nay SCADA rất đa dạng, có mặt hầu hết trên các lĩnh vực và ứng dụng rộngrãi Trong các trạm biến áp, SCADA được xem là công cụ quản lý hữu hiệu nhất Đểthực hiện thiết kế hệ thống SCADA cho một hệ thống phức tạp như trạm biến áp cần

 Trước hết cần tìm hiểu sơ đồ nhất thứ, nhị thứ, các thiết bị bảo vệ, đo lường,các quá trình điều khiển, vận hành bình thường của trạm biến áp hiện tại để đưara phương án xây dựng hệ thống SCADA.

 Tham khảo các hệ thống SCADA trong các trạm biến áp trong và ngoài nướchiện có.

 Tìm hiểu về SCADA, các phương pháp lập trình PLC, các phần mềm lập trình,các phần mềm SCADA, lựa chọn phương án tối ưu, dễ thực hiện.

 Tìm hiểu, tính toán các thông số cơ bản cần giám sát. Xây dựng mô hình về SCADA trạm biến áp.

 Do tính phức tạp, đa dạng của trạm biến áp nên trước tiên phải thiết kế tổng thể,sau đó thiết kế cụ thể chọn một số đối tượng quan trọng, cần thiết để giám sát,điều khiển để đảm bảo an toàn và hiệu quả.

 Trạng thái các máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa của các lộ đường dây

 Các khoá điều khiển từ xa/ tại chổ, tín hiệu tác động của hệ thống rơ le, cảnh báo Công suất tác dụng MW, phản kháng MVAr

 Điện áp, dòng điện, điện năng kWh Vị trí nấc biến áp.

+ Trạm quản lý dữ liệu: Máy chủ (PC, Workstation), các bộ tập trung dữ liệu (Data concentrator, PLC, PC)

+ Trạm vận hành (Operator Station).

2.1.3.1 RTU(Remote Terminal Unit)

RTU là các thiết bị đầu cuối, đặt tại TBA hoặc tại nơi có thiết bị cần giám sát, cónhiệm vụ thu thập số liệu và gửi về bộ xử lý trung tâm, đồng thời gửi các lệnh điềukhiển từ trung tâm tới các thiết bị chấp hành Tùy thuộc vào lượng dữ liệu cần thu thậpvà giám sát, RTU có thể có kích thước và quy mô thay đổi Ngoài ra, một số thiết bịthông minh (IED) có thể giao tiếp trực tiếp với trung tâm không cần RTU thông quacác giao thức chuẩn dùng trong công nghiệp.

Hình 2.1: RTU.

Các chức năng chủ yếu của RTU bao gồm:

- Thu thập các thông tin về hệ thống điện và gửi về Trung tâm điều khiển qua kênhtruyền theo yêu cầu từ Trung tâm điều khiển.

- Nhận các thông tin điều khiển, đồng bộ thời gian từ Trung tâm điều khiển, thực hiệnchúng và gửi kết quả về Trung tâm điều khiển.

- Quản lý truyền số liệu.

- Lưu trữ số liệu trong trường hợp đường truyền bị sự cố để có thể truyền lại cho trungtâm điều khiển khi đường truyền được thiết lập lại.

Hình 2.2: Sơ đồ hoạt động của RTU.

Các thông tin chủ yếu mà RTU liên tục truyền về Trung tâm điều khiển là:- Các tín hiệu rời rạc từ xa RS (Remote signalling).

- Các giá trị đo lường từ xa RM (Remote measuring).- Các cảnh báo (Alarms).

Trong các hệ thống điều khiển giám sát tích hợp vai trò của RTU sẽ được các PLChoặc Controller đảm nhiệm Ở đây, dữ liệu quá trình thu thập được ngoài việc sử dụngcho các ứng dụng điều khiển logic và điều khiển điều chỉnh còn được sử dụng để giámsát-vận hành Chúng ta cũng có thể gặp các hệ thống điều khiển tích hợp sử dụng cáccảm biến thông minh và cơ cấu chấp hành thông minh Trong những trường hợp nhưvậy vai trò của RTU được tích hợp trên bản thân các cảm biến và cơ cấu chấp hành,các PLC, Controller lúc này cũng chỉ đóng vai trò trung chuyển dữ liệu cho ứng dụngSCADA.

2.1.3.2 Thiết bị đầu cuối trung tâm MTU(Master Terminal Unit):

Thông thường MTU đặt ở trung tâm, nó có thể là máy tính với phần cứng và phầnmềm chuyên dụng nhận dữ liệu quá trình từ các trạm ở xa, hoặc nó có thể là một thiếtbị Master(một dạng Controller) làm nhiệm vụ thu thập dữ liệu và điều khiển có phầntruyền thông với máy tính chủ Các cảm biến hay cơ cấu chấp hành trong hệ thống

mạng công nghiệp nói chung và trong các hệ thống SCADA sẽ được ghép nối vớiRTU hay PLC để thực hiện một quá trình điều khiển theo một thuật toán nhất định.Đồng thời dữ liệu thu thập được( ở dạng số) sẽ được truyền về trung tâm theo hệ thốngmạng truyền thông Các MTU nhận dữ liệu từ RTU, đồng thời đóng vai trò gửi cáctham số, các lệnh điều khiển(với số lượng hạn chế) từ máy tính chủ tới RTU để điềukhiển các cơ cấu chấp hành.

2.1.3.3 Khối xử lí trung tâm:

Khối xử lý trung tâm của hệ SCADA chính là một hoặc nhiều máy trạm, máy chủđược nối mạng với nhau và phối hợp với nhau để thực hiện các chức năng, nhiệm vụcủa trạm chủ trung tâm, trung tâm sẽ xử lý tín hiệu và truyền đạt lệnh bằng chươngtrình mềm thông qua bộ điều khiển khả trình PLC (Program Logic Control)

Hình 2.3: Phần cứng của hệ SCADA.

- Hệ thống mạng LAN phòng điều khiển trung tâm, có cấu hình kép (RedundantLAN), với giao thức TCP/IP có thể kết nối với mạng LAN của đơn vị mà không gâyảnh hưởng đến hoạt động của các thiết bị trên mạng Ngoài ra, có thể kết nối với Trungtâm Điều độ các cấp qua ROUTER.

2.1.4 Bộ điều khiển Logic khả trình PLC_S7300 của Siemens

2.1.4.1 Giới thiệu chung

Từ khi ngành công nghiệp sản xuất bắt đầu phát triển, đế điều khiến một dâychuyền, một thiết bị máy móc công nghiệp nào Người ta thường thực hiện kết nốicác linh kiện điều khiến riêng lẻ (Rơle, timer, contactor ) lại với nhau tuỳ theo mứcđộ yêu cầu thành một hệ thống điện điều khiến đáp ứng nhu cầu mà bài toán côngnghệ đặt ra.

Công việc này diễn ra khá phức tạp trong thi công vì phải thao tác chủ yếu trongviệc đấu nối, lắp đặt mất khá nhiều thời gian mà hiệu quả lại không cao vì một thiết bịcó thế cần được lấy tín hiệu nhiều lần mà số lượng lại rất hạn chế, bởi vậy lượng vật tưlà rất nhiều đặc biệt trong quá trình sửa chữa bảo trì, hay cần thay đối quy trình sảnxuất gặp rất nhiều khó khăn và mất rất nhiều thời gian trong việc tìm kiếm hư hỏng vàđi lại dây bởi vậy năng suất lao động giảm đi rõ rệt.

Với những nhược điếm trên các nhà khoa học, nhà nghiên cứu đã nỗ lực đế tìmra một giải pháp điều khiến tối ưu nhất đáp ứng mong mỏi của ngành công nghiệp hiệnđại đó là tự động hoá quá trình sản xuất làm giảm sức lao động, giúp người lao độngkhông phải làm việc ở những khu vực nguy hiếm, độc hại mà năng suất lao động lạităng cao gấp nhiều lần.

Một hệ thống điều khiến ưu việt mà chúng ta phải chọn đế điều khiển chongành công nghiệp hiện đại cần phải hội tụ đủ các yêu tố sau: Tính tự động cao, kíchthước và khối lượng nhỏ gọn, giá thành hạ, dễ thi công, sửa chữa, chất lượng làm việcốn định linh hoạt

Từ đó hệ thống điều khiến có thế lập trình được PLC (Programable Logic

Control) ra đời đầu tiên năm 1968 (Công ty General Moto - Mỹ) Tuy nhiên hệ thốngnày còn khá đơn giản và cồng kềnh, người sử dụng gặp nhiều khó khăn trong việc vậnhành hệ thống, vi vậy qua nhiều năm cải tiến và phát triến không ngừng khắc phụcnhững nhược điếm còn tồn tại đế có được bộ điều khiến PLC như ngày nay, đã giảiquyết được các vấn đề nêu trên với các ưu việt như sau:

* Là bộ điều khiến số nhỏ gọn, dễ thay đối thuật toán điều khiến.* Có khả năng mở rộng các modul vào ra khi cần thiết.

* Ngôn ngữ lập trình dễ hiểu thích hợp với nhiều đối tượng lập trình.* Có khả năng truyền thông đó là trao đối thông tin với môi trường xung quanh như với máy tính, các PLC khác, các thiết bị giám sát, điều khiển * Có khả năng chống nhiễu với độ tin cậy cao và có rất nhiều ưu điếm khácnữa.

Hiện nay trên thế giới đang song hành có nhiều hãng PLC khác nhau cùng pháttriến như hãnh Omron, Misubishi, Hitachi, ABB, Siemen, và có nhiều hãng khác nữanhững chúng đều có chung một nguyên lý cơ bản chỉ có vài điểm khác biệt với từngmặt mạnh riêng của từng ngành mà người sử dụng sẽ quyết định nên dùng hãng PLCnào cho thích hợp với mình mà thôi Để đi vào chi tiết sau đây xin giới thiệu loại PLC

S7-300 của hãng Siemen đang được sử dụng khá phổ biến hiện nay

Hình 2.4 Miêu tả nguyên lý chung về cấu trúc PLC

Các PLC tương tự máy tính, nhưng máy tính được tối ưu hoá cho các nhiệm vụtính toán và hiển thị còn PLC được chuyên biệt cho các nhiệm vụ điều khiến và môitrường công nghiệp Vì vậy các PLC được thiết kế :

* Đẻ chịu được các rung động, nhiệt độ, độ ẩm, bụi bẩn và tiếng ồn.* Có sẵn giao diện cho các thiết bị vào ra.

* Được lập trình dễ dàng với ngôn ngữ lập trình dễ hiểu, chủ yếu giải quyết các phép toán logic và chuyển mạch về cơ bản chức năng của bộ điều khiển logic PLCcũng giống như chức năng của bộ điều khiển thiết kế trên cơ sở rơle công tắc tơ hay

trên cơ sở các khối điện tử đó là :

* Thu thập các tín hiệu vào và các tín hiệu phản hồi từ các cảm biến.

 Liên kết, ghép nối các tín hiệu theo yêu cầu điều khiến và thực hiện đóng mở các mạch phù hợp với công nghệ.

* Tính toán và soạn thảo các lệnh điều khiển đến các địa chỉ thích hợp.

Hình 2.6 Miêu tả một vòng quét chương trình PLC S7300

Hình 2.7 Mô tả cách thức lập trình tuyến tính+ Lập trình cấu trúc:

Trong PLC Siemens S7-300 chương trình được chia nhỏ thành từng khối nhỏ màcó thế lập trình được với từng nhiệm vụ riêng Loại hình cấu trúc này phù hợp vớinhững bài toán điều khiến nhiều nhiệm vụ và phức tạp PLC S7-300 có 4 loại khối cơbản:

Khối tổ chức OB (Oganization block): Khối tổ chức và quản lý chương trình

điều khiến.

Khối hàm FC (Function): Khối chương trình với những chức năng riêng giống

như một chương trình con hoặc một hàm.

Khối hàm chức năng FB (Function block): Là loại khối FC đặc biệt có khả năng

trao đối dữ liệu với các khối chương trình khác Các dữ liệu này phải được tố chứcthành khối dữ liệu riêng có tên gọi là Data block (DB).

Khối dữ liệu DB (Data block): Khối chứa các dữ liệu cần thiết để thực hiện

chương trình, các tham số khối do ta tự đặt Khối dữ liệu dùng để chứa các dữ liệu củachương trình Có hai loại DB: Shared DB (thang ghi DB) và instance DB (thanh ghiDI).

Trong S7-300 cho phép gọi chương trình con lồng nhau, tức là chương trình connày gọi từ một chương trình con khác và từ chương trình con được gọi lại gọi đếnchương trình con thứ 3 số các lệnh gọi lồng nhau phụ thuộc vào từng chủng loạimodule CPU khác nhau mà ta đang sử dụng Ví dụ như đối với module CPU 314 thì sốlệnh gọi lồng nhau nhiều nhất có thế cho phép là 8.Nếu số lần gọi lồng nhau mà vượtquá con số giới hạn cho phép, PLC sẽ chuyến sang chế độ Stop và đặt cờ báo lỗi.

Hình 2.7 Mô tả cách thức lập trình cấu trúc.

2.1.4.5 Các Module của PLC_S7300

Trong quá trình các ứng dụng thực tế thì với mỗi bài toán điều khiển đặt ra là hoàn toàn khác nhau bởi vậy việc lựa chọn chủng loại các thiết bị phần cứng là cũng

khác nhau, sao cho phù hợp với yêu cầu mà không gây lãng phí tiền của.

Vì vậy việc chọn lựa các CPU và các thiết bị vào ra là không giống nhau Bởi vậy PLCđã được chia nhỏ ra thành các module riêng lẻ để cho PLC không bị cứng hoá về cấuhình, số các module được sử dụng nhiều hay ít là tuỳ thuộc từng yêu cầu của bài toánđặt ra nhưng tối thiểu phải có module nguồn nuôi, module CPU còn các module cònlại là các module truyền nhận tín hiệu với môi trường bên ngoài, ngoài ra còn có cácmodule có chức năng chuyên dụng như PID, điều khiển mờ, điều khiển động cơ bước,các module phục vụ cho các chức năng truyền thông Tất cả các module kế trên được

gắn trên một thanh Rack

Hình 2.8 Mô tả về cấu hình PLC_S7300

Trong đó:

1: Là nguồn nuôi cho PLC.

2: Là pin lưu trữ (cho CPU 313 trở lên).3: Đầu nối 24VDC.

4: Công tắc chọn chế độ làm việc.5: Đèn LED báo trạng thái và báo lỗi.6: Card nhớ (cho CPU313 trở lên).

7: Cổng truyền thông (RS485) kết nối với thiết bị lập trinh.8: Vị trí đấu nối với các thiết bị điều khiến bên ngoài.9: Lắp đậy bảo vệ trong khi làm việc.

Ưu điểm:

Là 1 dòng PLC mạnh của Siemens, S7-300 phù hợp chó các ứng dụng lớn vàvừa với các yêu cầu cao về các chức năng đặc biệt như truyền thông mạng côngnghiệp, chức năng công nghệ, và các chức năng an toàn yêu cầu độ tin cậy cao.

- Tốc độ xử lý nhanh

- Cấu hình các tín hiệu I/O đơn giản

- Có nhiều loại module mở rộng cho CPU và cả cho các trạm remote I/O

- Cổng truyền thông Ethernet được tích hợp trên CPU, hổ trợ cấu hình mạng và truyềndữ liệu đơn giản.

- Kích thước CPU và Module nhỏ giúp cho việc thiết kế tủ điện nhỏ hơn.

- Bao gồm 7 loại CPU tiêu chuẩn, 7 loại CPU tích hợp I/O, 5 loại CPU fail-safe chochức năng an toàn, 3 loại CPU công nghệ.

- Tốc độ xử lý cao phù hợp trong các trạm biến áp sản xuất công nghiệp có máy móccần tốc độ cao, thời gian đáp ứng nhanh

- PlC S7-300 có thể kết nối với nhiều chuẩn mạng khác nhau như PROFIBUS, CAN,DeviceNet, ASi

- Nguồn của S7-300 có thể điều chỉnh được để phù hợp với các CPU, công suất nguồnhầu như không giới hạn.

- Có nhiều loại mô đun phù hợp cho cả hai cầu hình trung tâm và trạm phân tán.- Cấu hình của các I/O phân tán có thể thay đổi ngay khi đang hoạt động.

Hình 2.9: Hình ảnh các module mở rộng thực tế.

Hình 2.10 Ghép nối các module mở rộng của PLC S7-300

2.2 PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ GIẢI PHÁP ĐƯỜNG TRUYỀN THÔNG2.2.1 Một số giao thức và chuẩn giao diện truyền thông phổ biến hiện nay

2.2.1.1 Các giao thức truyền thông:

+ MODBUS: Một giao thức phổ biến là giao thức chủ-tớ (master-slave) cũngđã trở thành phổ biến trong trạm biến áp Các vấn đề đơn giản như các câu lệnh READ/ WRITE với các địa chỉ bên trong một thiết bị điện tử thông minh (IED)

+ Giao thức mạng lưới phân phối (DNP): Giao thức chủ-tớ ngày càng đượcdùng phổ biến chủ yếu là ở Bắc Mỹ Giao thức này có thể chạy trên đa phương tiệntruyền thông, chẳng hạn như RS-232 và RS-485 và có thể phát hành nhiều loại tinnhắn đọc/ghi với một thiết bị điện tử thông minh

+ Tiêu chuẩn IEC 60870-5-101: được sử dụng cho truyền tin giữa các thiết bịxa nhau, tiêu biểu là sự truyền tin giữa một trạm điện và một phòng điều khiển trungtâm.

+ Tiêu chuẩn UCA2.0: là tiêu chuẩn truyền thông tiện ích khắc phục những khókhăn khi cần thiết thực hiện trao đổi thông tin dữ liệu giữa các thiết bị được sản xuất từcác hãng khác nhau

+ Tiêu chuẩn IEC 61850 là một tiêu chuẩn mới của hệ thống mạng Ethernet dựatrên tiêu chuẩn quốc tế ứng dụng cho lĩnh vực truyền thông trong giai đoạn phát triểnmới sử dụng các thiết bị chức năng và thiết bị ngoại vi Mục đích chính của tiêu chuẩnnày là kết hợp tất cả các chức năng như bảo vệ, điều khiển, đo đạc và kiểm tra các thiếtbị ngoại vi, nhằm cung cấp đầy đủ phương tiện cho các ứng dụng bảo vệ của thiết bị

ngoại vi với tốc độ cao, giúp cho các thiết bị này hoạt động ăn khớp với nhau hay tựngắt kết nối

2.2.1.2 Các chuẩn giao diện truyền thông:

 Chuẩn RS232:

Điện áp dao động trong khoảng -25V đến +25V Mức logic "1" ứng với khoảngđiện áp -25V đến -3V và mức logic "0" ứng khoảng điện áp từ 3V đến 25V Khoảngđiện áp từ -3V đến +3V không được định nghĩa, đây là khoảng để chuyển tiếp giữa cácmức logic RS232 làm việc ở chế độ truyền song công (full-duplex), với phương thứctruyền này số liệu có thể được truyền theo hai hướng một cách đồng thời, tức là ở mộtthời điểm cả hai thiết bị đều cã thể nhận hoặc truyền số liệu Khoảng cách truyền chophép 15m

 Chuẩn RS485:

Về cơ bản RS422 và RS485 không khác nhau nhiều Cụ thể RS232 chỉ có thể ghép nốiđiểm-điểm, hoặc điểm-nhiều điểm Nói chung chỉ được sử dụng trong mạng đơn giảnthông thường RS485 lại có thề tham gia ghép nối nhiều điểm chính vì vậy mà nó đượcsử dụng nhiều trong các mạng công nghiệp Truyền xa tới 1700m.

2.2.1.3 Truyền thông trong trạm điều khiển bằng máy tính:

Truyền thông nội bộ trạm liên quan đến các phần trao đổi dữ liệu giữa các thiếtbị trạm với nhau hoặc giữa thiết bị trạm với máy tính điều khiển trạm Trong trạm sửdụng các phương thức truyền sau:

+ Theo chuẩn RS-232 hoặc RS-485, đây là các chuẩn truyền thông nối tiếp để nốicác thiết bị.

+ Mạng Ethernet để tạo lên một mạng LAN (mạng nội bộ trạm).

2.2.1.4 Truyền thông ra ngoài trạm:

Truyền thông ra ngoài trạm nhằm mục đích trao đổi thông tin, tín hiệu của trạmvới các đơn vị khác hoặc trạm khác Gồm các chức năng sau:

+ Truyền thông phục vụ bảo vệ xa (Teleprotection).+ Truyền thông phục vụ giám sát điều khiển trạm.

2.2.2 Đánh giá giải pháp về đường truyền thông

2.2.2.1 Đường truyền lease-line

Đây là ứng dụng đang phổ biến nhất trong truyền tín hiệu CADA/DMS ở ViệtNam Leased-line là hình thức truyền thông đồng bộ giữa 2 điểm, đối với leased-linecó thể sử dụng nhiều dịch vụ như điện thoại, truyền dữ liệu, các dịch vụ internet Có

nhiều hình thức gói cước tốc độ để lựa chọn, tuy nhiên nó có nhược điểm là phí dịch

vụ thuê bao đắt và việc triển khai tương đối khó khăn.

Hình 2.11 Đường truyền lease-line

2.2.2.2 Đường truyền ADSL

Là đường truyền internet băng thông rộng, cho phép dữ liệu với tốc độ cao, dễkết nối (Là mạng công cộng)

Hình 2.12 Đường truyền ADSL

2.2.2.3 Vi ba Microwave

Đây là kênh truyền dựa trên băng sóng UHF, SHF, hay EHF Một trong nhữngđiểm đáng chú ý là kênh truyền này có thể hoạt động trong phạm vi đến 70km, cho dảithông khá cao Tuy nhiên cũng giống như các hình thức truyền dẫn bằng radio khác nóbị giới hạn bởi địa hình, cũng như phải đăng ký với cơ quan quản lý.

2.2.2.4 Radio link

Đây là hình thức đường truyền đang được sử dụng, được trang bị kèm với hệthống hiện hữu, hỗ trợ điểm đa điểm Loại kênh truyền này có một số nhược điểm như:phụ thuộc vào thời tiết, vào địa hình (trong khu vực thành phố có nhiều nhà cao tầngthì chất lượng của kênh sẽ bị ảnh hưởng), có tốc độ kết nối thấp Việc sử dụng dải tầnphải đăng ký với cơ quan quản lý Hệ thống đi qua những khu vực đồi núi nhà caotầng phải sử dụng trạm lặp tín hiệu.

Hình 2.13 Điểm đa điểm - chuyển tiếp

• Nhược điểm :

Bandwidth thấp và chi phí ban đầu lớn.

+ Đường truyền UHF • Ưu điểm:

- Chi phí đầu tư thấp hơn so với các loại đường truyền khác như cáp quang, ADSL….

- Dễ lắp đặt và không đòi hỏi nhiều đầu tư ban đầu.

• Nhược điểm:

- Phụ thuộc vào thời tiết, vào địa hình (trong khu vực thành phố có nhiều nhà cao tầng thì chất lượng của kênh sẽ bị ảnh hưởng), có tốc độ kết nối thấp - Việc sử dụng dải tần phải đăng ký với cơ quan quản lý

- Hệ thống đi qua những khu vực đồi núi nhà cao tầng phải sử dụng trạm lặp tín hiệu.

+ Đường truyền cáp quang • Ưu điểm:

- Đường truyền dựa trên hệ thống cáp quang điện lực hiện có của ngành điện.- Đây là hình thức đường truyền cho tốc độ cao và nhiều dịch vụ đồng thời.- Có độ tin cậy cao.

- Chi phí đầu tư ban đầu lớn nhưng do đã có sẵn cơ sở hạ tầng nên chi phí đầutư thêm thấp Vì vậy đối với các tín hiệu quan trọng cần có độ chính xác và độtin cậy cao thường dùng đường truyền cáp quang làm đường truyền chính

Hình 2.16 Ảnh cáp quang

2.2.3 Ưu điểm vượt trội của chuẩn IEC 61850 so với các chuẩn khác

 Đặc tính chất lượng của các công cụ kỹ thuật, biện pháp quản lý chất lượng, vàquản lý cấu hình cao.

 Các giao thức đã sử dụng không có sự tương đồng hoàn toàn khi được cung cấpbởi các hãng sản xuất thiết bị khác nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việcxây dựng các ứng dụng tự động hoá trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống khákhó khăn, chuẩn IEC 61850 ra đời đã tăng khả năng tương đồng của các thiết bị, đơngiản hoá việc thiết kế phần cứng, giảm chi phí lắp đặt, hạn chế được lỗi và sự can thiệpbằng tay từ người vận hành

 Với ưu điểm của chuẩn truyền thông TC/IP Enternet, giao thức IEC 61850 cóhiệu năng làm việc cao, xử lý thông tin đạt tốc độ 100Mbps và đơn giản trong việcthực hiện kết nối trên mạng LAN.

Hình 2.17 Tính năng IEC 61850

Ta biết rằng trạm biến áp là một trung tâm máy tính điều khiển tác động

tiếp đến chất lượng trong lưới điện Lưới điện có thể ổn định và bền vững hay khôngphụ thuộc rất nhiều SCADA trạm này do đó nó yêu cầu độ chính xác và độ tin cậy về

tín hiệu rất cao Từ những phân tích ở trên, cuối cùng Em chọn SCADA trạm biến ápthuộc loại hình SCADA trạm, cấp quản lý SCADA thuộc cấp điều khiển, đườngtruyền thông cho trạm dùng đường truyền cáp quang làm đường truyền chính,vàđường truyền dự phòng là đường viễn thông công cộng, chuẩn truyền thông là IEC61850.

Hình 2.18 Truyền thông SCADA dùng chuẩn IEC 61850

CHƯƠNG 3

THIẾT KẾ MẠNG SCADA CHO TRẠM BIẾN ÁP 110kV3.1 GIỚI THIỆU SƠ BỘ VỀ TRẠM BIẾN ÁP 110KV_XUÂN HÀ3.1.1 Giới thiệu

- Trạm Xuân Hà được xây dựng và đưa vào vận hành vào năm 1990 với quy môhoạt động ban đầu gồm hai máy biến áp 110kV với công suất của mỗi máy là 25MVA

- Từ năm 1995 đến nay, Trạm nhận điện từ Trạm biến áp 500kV Đà Nẵng bằngcách rẽ nhánh trên đường dây 110kV mạch kép từ Trạm biến áp 500kV Đà Nẵng.

3.1.2 Địa điểm

-Trạm đựợc xây dựng tại: Số 59_Nguyễn Đức Trung_Phường Xuân Hà_QuậnThanh Khê_Thành Phố Đà Nẵng.

3.1.3 Vai trò của trạm trong khu vực

- Hiện nay Trạm Xuân Hà nhận điện năng với cấp điện áp 110kV qua rẽ nhánhtrên đường dây 110kV mạch kép từ TBA 500kV Đà Nẵng cung cấp cho hai máy biếnáp 110kV/25 MVA biến đổi sang các cấp điện áp 22kV cung cấp điện năng cho cácphụ tải ở thành phố Đà Nẵng.

3.1.4 Các giải pháp kỹ thuật

+ Phía 110kV:

Trạm 110kV Xuân Hà sử dụng hệ thống sơ đồ cầu (cầu trong và cầu ngoài).

- Đặc điểm sơ đồ cầu ngoài là được sử dụng khi đường dây ngắn, xác suất sự cốtrên đường dây bé không cần MC trên đường dây trong khi phải thường xuyên đóngcắt các máy biến áp trong vận hành Sử dụng một MC cầu 112 và hai DCL 112-1 và

112-2 trên cầu nối Nhận điện từ trạm 500kV–Đà Nẵng qua đường dây mạch kép 171/

E51 và 172/E51 cấp điện qua hai dao cách ly 171-7 và 172-7, đến hai thanh cái C11 vàC12, hai thanh cái này được nối với nhau qua hai dao cách ly 112-1 và 112-2, trong

chế độ vận hành bình thường thì hai dao cách ly này đóng lại Sau đó từ hai thanh cái

này được nối với hai dao cách ly 131-1 và 132-2 rồi qua hai máy cắt 131 và 132 tới haiMBA T1 và T2

- Trạm luôn sử dụng hệ thống sơ đồ cầu ngoài Trong trường hợp tao tácchuyển mạch (sửa chữa) mới sử dụng sơ đồ cầu trong.

- Tóm lại phía 110kV của trạm có sơ đồ nối điện có tính linh hoạt và độ tin cậycung cấp điện cao.

- MBA T2 hạ xuống thành cấp 22kV thông qua máy cắt 432 cấp cho thanh cáiC42 từ đây ta có các xuất tuyến cung cấp cho các hộ tiêu thụ.

- Trong chế độ làm việc bình thường máy cắt hợp bộ 412 ở vị trí đóng

- Ưu điểm của sơ đồ này là vận hành đơn giản, giá thành thấp và có độ tin cậytương đối cao do giảm được xác suất mất điện của các phụ tải khi sự cố trên một mạch,phân bố phụ tải đều trên các MBA Nhược điểm của nó là khi sửa chữa máy cắt củamột mạch nào đó, phụ tải của nó sẽ bị mất điện trong suốt thời gian sửa chữa Đặc biệtkhi máy cắt hợp bộ 412 thường đóng thì khi xảy ra ngắn mạch trên các phân đoạn lâncận thì nó sẽ tự động cắt ra để đảm bảo sự làm việc bình thường của các phân đoạncòn lại song như vậy sẽ làm tăng dòng điện ngắn mạch trong mạng.

3.1.5 Các thiết bị chính

Máy Biến Áp T1, T2; TU; TI; chống sét van; máy cắt 110kV; dao cách ly110kV; các máy cắt hợp bộ 22kV; Máy Biến Áp TD1, TD2; hệ thống ắc qui, đo lườngvà các rơle bảo vệ

3.1.6 Sơ đồ nhất thứ trạm biến áp 110KV Xuân Hà

+ Giải pháp kết nối SCADA hiện tại đã được lắp đặt RTU Các tín hiệu điềukhiển, giám sát được lấy từ các tiếp điểm phụ của rơle, mạch điều khiển, giám sát tạitrạm đưa vào các card vào/ra của RTU 560 Các tín hiệu đo lường được lấy từ TU, TIđưa vào Transducer và kết nối đến RTU 560 qua cổng giao tiếp RS485 với giao thứctruyền thông Modbus và hệ thống thông tin liên lạc giữa Trung tâm điều khiển và cácTBA 110kV sử dụng giải pháp truyền dẫn quang làm đường truyền chính và đườngtruyền dự phòng là đường dây điện thoại công cộng (PSTN) để truyền số liệu.

Phương án 3.2: Đối với các TBA 110kV đầu tư xây dựng mới

+ Theo định hướng ngành điện Việt Nam đang nổ lực chuyển từ TBA 110kVcó người trực sang trạm không người trực nhằm nâng cao năng suất lao động, vì vậycần lựa chọn các giải pháp kỹ thuật và công nghệ phù hợp với yêu cầu về quản lý vậnhành và điều độ lưới điện Đề xuất mô hình giải pháp đầu tư TBA 110kV theo giảipháp tự động hoá TBA 110kV trên nền tảng giao thức truyền thông IEC 61850

Hệ thống tự động hoá trạm thực hiện nhiệm vụ thu thập thông tin vận hành, hệthống bảo vệ, điều khiển và đo lường tại TBA Thông tin sẽ được thu thập thông quaviệc kết nối trực tiếp với các thiết bị điều khiển, bảo vệ và đo lường thông minh (IEDs)bằng giao thức truyền thông IEC61850

Để đảm bảo cho việc mở rộng kết nối các IEDs của các nhà sản xuất khác nhauyêu cầu các IEDs phải được tuân thủ đúng và đầy đủ chuẩn giao thức truyền thôngIEC61850