Nghiên cứu thiết kế hệ thống scada cho TBA 110kv Hà nội

Lưới điện 110kV TP Hà Nội do Công ty lưới điện cao thế TP Hà Nội trực thuộc Tổng Công ty Điện lực TP Hà Nội quản lý. Đến nay Công ty đang quản lý vận hành 28 trạm biến áp110kV với tổng công suất gần 3.000 MVA và hơn 600 km đường dây 110 kV. Đối với các nhà máy và trạm biến áp của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu SCADA được ứng dụng từ đầu những năm 2000 tại các trạm biến áp 220kV, 500kV và các nhà máy điện công suất lớn, hiện nay đang từng bước thực hiện trên lưới điện 110kV. Ngày 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.

Chương 1: Hệ thống SCADA và các ứng dụng trong hệ thống điện 6

1.3 Các chức năng của hệ thống SCADA ứng dụng trong hệ thống điện 14

2.1.4 Tìm hiểu về thiết bị đầu cuối tại trạm 25 2.1.5 Tìm hiểu về phân cấp điều khiển trong hệ thống điện 27 2.1.6 Tìm hiểu về phân cấp điều khiển tại các trạm 110kV 29

2.2 Mô hình tổng thể hệ thống mini SCADA điều khiển giám sát các TBA

2.3 Mô hình hệ thống điều khiển giám sát tại 1 TBA 110kV điển hình 33 2.3.1 Mô hình tổng quan hệ thống điều khiển giám sát 33 2.3.2 Trao đổi thông tin giữa các thiết bị trong hệ thống tích hợp 35 2.3.3 Yêu cầu kỹ thuật chính của hệ thống tích hợp điều khiển trạm 40 2.3.4 Yêu cầu của hệ thống máy tính sử dụng tại trạm 41

Chương 3: Thiết kế hệ thống SCADA cho TBA 110kV- 40MVA 47

3.1.2 Hiện trạng hệ thống đo lường, bảo vệ cho TBA 110kV -40MVA 53 3.2 Các yêu cầu của hệ thống SCADA TBA 110kV- 40MVA 58

3.3 Thiết kế hệ thống SCADA cho TBA 110kV-40MVA 61 3.3.1 Xây dựng kiến trúc hệ thống điều khiển SCADA 61 3.3.2 Phần thiết bị hệ thống điều khiển máy tính trạm 110kV- 40MVA 77 3.3.3 Hệ thống phần mềm và giao diện điều khiển 81

Chương 4: Đánh giá, kiến nghị, kết luận 47

4.1 Những hiệu quả mang lại từ hệ thống SCADA 96 4.2 Những khó khăn khi trển khai hệ thống SCADA 97

TÀI LIỆU THAM KHẢO

độ Quốc Gia

Với mục tiêu triển khai lưới điện thông minh giai đoạn 2012-2016 và đẩy nhanh tiến độ thực hiện nhiệm vụ phát triển lưới điện thông minh theo Quyết định 1670/2012/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ, Tổng Công ty Điện lực

TP Hà Nội đang triển khai dự án xây dựng hệ thống SCADA tại các TBA 110kV để phục vụ quản lý vận hành toàn bộ đường dây và TBA 110kV nhằm mục đích cấp điện an toàn, ổn định và kinh tế, tiến tới mô hình điều khiển giám sát các TBA 110kV từ xa và các TBA 110kV không người trực Hệ thống SCADA sẽ làm nhiệm vụ điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu toàn

bộ các trạm 110kV trên địa bàn quản lý

TBA 110kV-40MVA Trôi được Công ty Lưới điện cao thế TP Hà Nội đầu tư xây dựng mới và đưa vào vận hành trong quý IV/2012 với mục đích chống quá tải cho lưới điện trung thế thuộc hai huyện Hoài Đức và Đan

Phượng TP Hà Nội, tuy nhiên TBA hiện vẫn chưa được trang bị hệ thống điều khiển giám sát bằng máy tính để kết nối với hệ thống mini SCADA của Trung tâm Điều độ HTĐ TP Hà Nội và Trung tâm điều độ HTĐ Miền Bắc

Xuất phát từ thực tiễn nêu trên và sự gợi ý của thầy giáo TS.Võ Huy Hoàn, việc nghiên cứu thiết kế hệ thống SCADA cho TBA 110kV- 40MVA Trôi là lý do chọn đề tài của bài luận văn này

2 Mục đích nghiên cứu của đề tài

Mục tiêu cơ bản của luận văn này là nghiên cứu thiết kế hệ thống điều khiển giám sát bằng máy tính SCADA tại TBA 110kV - 40MVA Trôi

Qua luận văn này, người viết cũng hy vọng sẽ tìm hiểu và nắm bắt được một lĩnh vực công nghệ tiên tiến được ứng dụng trong hệ thống điện, các tiêu chuẩn quy định, tiêu chuẩn mới được yêu cầu với các thiết bị trong trạm biến

áp của EVN và với kết quả từ việc xây dựng hệ thống SCADA sẽ có thêm những kiến thức mới, đề ra các giải pháp cải tạo hệ thống tự động điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu cho các trạm 110kV hiện nay

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Mô hình hệ thống SCADA điều khiển giám sát các TBA 110kV

- Sơ đồ nguyên lý và các thiết bị tại TBA 110kV-40MVA Trôi

- Nghiên cứu thiết kế hệ thống điều khiển giám sát bằng máy tính cho TBA 110kV-40MVA Trôi

4 Phương pháp nghiên cứu

- Tìm hiểu hệ thống SCADA và các ứng dụng trong hệ thống điện

- Tìm hiểu về mô hình hệ thống SCADA áp dụng cho các TBA 110kV

- Tìm hiểu thực trạng thiết bị, hệ thống bảo vệ và điều khiển tại TBA 110kV-40MVA Trôi

- Nghiên cứu thiết kế hệ thống SCADA cho TBA 110kV-40MVA Trôi

5 Bố cục của luận văn

Để thực hiện mục đích nghiên cứu như đã trình bày ở trên, bản luận văn này được trình bày trong 4 chương chính và một phần phụ lục Nội dung cụ thể của mỗi phần này là:

Chương 1: “Hệ thống SCADA và các ứng dụng trong Hệ thống điện”

trình bày về cấu trúc chung của hệ thống SCADA và các ứng dụng trong Hệ

thống điện

Chương 2: “Mô hình hệ thống SCADA áp dụng cho các trạm 110kV”

Toàn bộ chương này trình bày mô hình SCADA cho các trạm 110kV và giải pháp xây dựng hệ thống SCADA cho các TBA 110kV hiện nay

Chương 3: “Thiết kế hệ thống SCADA cho TBA 110kV-40MVA” Toàn

bộ chương này trình bày thiết kế hệ thống SCADA cho TBA 110kV-40MVA

Trôi

Chương 4: “Đánh giá, kiến nghị, kết luận” – trong chương này phân tích

những lợi ích mang lại khi triển khai hệ thống SCADA tại trạm biến áp 110kV-40MVA Trôi, những khó khăn khi triển khai và kiến nghị thực hiện Phần tài liệu tham khảo

Phần phụ lục

và hiển thị các thông tin đó bằng hình ảnh hoặc văn bản, do đó cho phép người vận hành giám sát và điều khiển toàn bộ hệ thống tại một vị trí trong cùng một thời điểm

Hệ thống SCADA được hình thành và phát triển cùng với sự phát triển chung của các ngành công nghiệp khác như công nghiệp vi xử lý, viễn thông, tin học Từ những năm đầu thập niên 70 nền công nghiệp các nước phát triển đi vào xu hướng tự động hóa Việc sản xuất thủ công được thay thế dần

ở các xí nghiệp công nghiệp Bên cạnh đó ngành công nghệ thông tin, đặc biệt sự phát triển mạnh mẽ của lĩnh vực tin học - công nghệ phần mềm, các hệ thống tự động hóa điều khiển bằng chương trình cũng ra đời Với đặc điểm là một công cụ tự động hóa nó được ứng dụng rộng rãi trong nhiều lĩnh vực, từ việc quản lý điều khiển trong sản xuất công nghiệp, đến quản lý truyền tải và phân phối điện năng trong hệ thống điện rộng lớn

Đối với các nhà máy và trạm biến áp của hệ thống điện, hệ thống SCADA được ứng dụng và triển khai từ đầu những năm 2000 tại các trạm biến áp 220kV, 500kV và các nhà máy điện công suất lớn

Để đáp ứng với khả năng phát triển chung của nền kinh tế, hệ thống điện

ninh, chính trị, quốc phòng Vì vậy việc sử dụng SCADA trong hệ thống điện Việt Nam để đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, vận hành, xử lý tình huống một cách nhanh chóng để đáp ứng yêu cầu của nền kinh tế phát triển

1.2 Cấu trúc chung của hệ thống SCADA

Hệ thống SCADA bao gồm cả phần cứng và phần mềm Phần cứng điển hình bao gồm một máy chủ trung tâm MTU đặt tại trung tâm điều khiển, các thiết bị truyền thông (ví dụ như thiết bị phát thanh, đường truyền điện thoại, cáp, vệ tinh…) , và một hoặc nhiều các thiết bị giao tiếp dữ liệu trường, thông thường là các RTU hoặc PLC để giao tiếp với các thiết bị cảm biến và các cơ cấu chấp hành Máy chủ trung tâm MTU lưu trữ và xử lý thông tin từ các tín hiệu vào và ra của RTU/PLC trong khi RTU hoặc PLC điều khiển các quá trình tại hiện trường Khối truyền thông cho phép truyền thông tin và dữ liệu qua lại giữa MTU và các RTU hoặc các PLC Phần mềm được lập trình để thông báo cho hệ thống giám sát cái gì và khi nào giám sát, dải thông số nào

là chấp nhận được, đáp ứng như thế nào khi các thông số vượt ra ngoài dải cho phép Một thiết bị thông minh IED, chẳng hạn như một rơle bảo vệ, nó có thể truyền thông trực tiếp lên trạm chủ SCADA, hoặc một RTU có thể thông qua các IED để thu thập dữ liệu và truyền lên trạm chủ SCADA Các IED cung cấp giao diện trực tiếp để điều khiển và giám sát thiết bị và các cảm biến

Hình 1-1 Cấu trúc chung hệ thống SCADA

Hình 1-1 chỉ ra các thành phần và cấu trúc chung của hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển là nơi đặt máy chủ điều khiển MTU và các khối truyền thông Các thiết bị khác trong trung tâm điều khiển bao gồm màn hình giao diện HMI, các máy tính lập trình EWS, máy tính lưu trữ dữ liệu HIS, tất cả được kết nối với nhau bằng mạng LAN Trung tâm điều khiển thu thập và ghi lại thông tin được thu thập bởi các khu vực hiện trường, hiển thị thông tin trên màn hình HMI, và có thể tạo ra những hành động dựa trên sự kiện được thu thập Trung tâm điều khiển cũng có trách nhiệm báo động, phân tích xu hướng, và báo cáo Các thiết bị tại hiện trường (RTU, PLC, IED) sẽ thực hiện điều khiển tại chỗ các cơ cấu chấp hành và giám sát các cảm biến Các thiết bị tại hiện trường (RTU, PLC, IED) thường được trang bị khả năng truy cập từ

xa để cho phép nhân viên vận hành thường xuyên thực hiện chuẩn đoán và sửa chữa từ xa thông qua kết nối điện thoại hoặc mạng diện rộng WAN Các giao thức truyền thông tiêu chuẩn và độc quyền chạy trên truyền thông nối tiếp được sử dụng để truyền thông tin giữa trung tâm điều khiển và các thiết

bị tại hiện trường sử dụng công nghệ truyền đi xa như đường dây điện thoại,

Hình 1-2 Các cấu trúc truyền thông cơ bản hệ thống SCADA

Cấu trúc truyền thông MTU- RTU/PLC biến đổi khác nhau giữa các sự thi hành Hình 1-2 chỉ ra các cấu trúc khác nhau được sử dụng bao gồm cấu trúc điểm tới điểm (point -to - point), cấu trúc nối tiếp (series), cấu trúc nối tiếp sao (series- star), cấu trúc đa điểm (multi- drop) Cấu trúc kiểu điểm tới điểm

về mặt chức năng là đơn giản nhất tuy nhiên lại có chi phí tương đối tốn kém

do việc phải sử dụng một kênh truyền cũng như các thiết bị thông tin liên lạc riêng biệt cho mỗi một đối tượng Trong cấu trúc kiểu nối tiếp, các RTU/PLC

có thể chia sẻ cùng một kênh liên lạc Nhưng điều đó sẽ làm ảnh hưởng đến hiệu quả cũng như tính linh hoạt trong hoạt động của hệ thống SCADA, số lượng đối tượng và phạm vi hoạt động bị hạn chế Tương tự như nhau, cấu

trúc nối tiếp – sao và cấu trúc đa điểm sử dụng một kênh truyền trên thiết bị, kết quả là làm giảm sự hiệu quả và tăng sự phức tạp của hệ thống

Hình 1-3 Cấu trúc truyền thông hệ thống SCADA lớn

Bốn cấu trúc cơ bản thể hiện trong hình 1-2 có thể được mở rộng bằng cách sử dụng các thiết bị truyền thông chuyên dụng để quản lý trao đổi thông tin Các hệ thống SCADA lớn bao gồm hàng trăm RTU/PLC, thường sử dụng các MTU phụ để giảm tải cho MTU chính Loại cấu trúc này được chỉ ra trong hình 1-3

Hình 1-4 Ví dụ về một hệ thống SCADA

Hình 1.4 giới thiệu một ví dụ hệ thống SCADA Hệ thống SCADA này bao gồm một trung tâm điều khiển chính và ba khu vực hiện trường Một trung tâm điều khiển sao lưu thứ hai cung cấp dự phòng trong trường hợp có

sự cố trung tâm điều khiển chính Kết nối điểm tới điểm được sử dụng cho tất

cả các trung tâm điều khiển để truyền thông với khu vực hiện trường, với hai kết nối sử dụng trạm thu phát sóng từ xa Khu hực hiện trường thứ ba giao tiếp với trung tâm điều khiển thông qua mạng truyền thông diện rộng WAN Một trung tâm điều khiển khu vực đặt trên trung tâm điều khiển chính cho một mức độ cao hơn của điều khiển giám sát Mạng công ty có quyền truy cập vào tất cả các trung tâm điều khiển thông qua mạng WAN, và khu vực hiện trường có thể được truy cập từ xa cho hoạt động xử lý sự cố và bảo dưỡng Trung tâm điều khiển chính thu thập dữ liệu thông qua các thiết bị

trường trong khoảng thời gian xác định (ví dụ như 5s, 60s,…) và có thể gửi các giá trị đặt mới tới thiết bị trường

Hình 1-5: Một số kênh liên lạc trong hệ thống SCADA

Kênh liên lạc chính là đường dẫn để hai đối tượng có thể trao đổi thông tin và dữ liệu Hình 1-5 mô tả một số kênh thông tin liên lạc sử dụng trong hệ thống SCADA:

- Mạng điện thoại công cộng: Đây là mạng quay số được cung cấp bởi các công ty điện thoại, có thể dùng truyền tải giọng nói và số liệu

ngắn, không liên tục, hoặc đây là giải pháp thành lập đường truyền dự phòng cho hệ thống

- Kênh truyền chuyên dụng (Leased line): Leased line được cung cấp bởi các công ty điện thoại Đây là kênh truyền thuê bao riêng cho mạng, có thể sử dụng 24/24 giờ trong ngày Kênh truyền này chỉ có thể truyền tín hiệu dưới dạng analog Đường truyền tiêu chuẩn có tốc độ

28800 bps (bit per seconds)

- Sử dụng đường truyền số: Đây là giải pháp nâng cấp của kênh truyền Leased line nói trên, được cải tiến với kỹ thuật truyền tải tín hiệu số Kênh truyền này được lựa chọn khi cần truyền một lượng rất lớn số liệu Tốc độ truyền có thể đạt 2,4 kbps; 4,8 kbps; 9,6 kbps; 19,2 kbps; 38,4 kbps và 57,6 kbps

- Kênh viba (Microwave): Đường truyền này có thể truyền tín hiệu với khoảng cách rất lớn với điều kiện nơi thu và phát phải không bị chướng ngại vật cao ngăn cách Tuy nhiên, kênh truyền này gặp nhiễu lớn khi có thời tiết xấu (sương mù, mây, mưa )

- Kênh truyền sóng Radio (VHF/UHF): Đường truyền này không cần phải có ăngten đặc biệt, tuy nhiên khoảng cách truyền lại bị giới hạn

- Kênh truyền vệ tinh địa tĩnh: Đường truyền này cho phép trao đổi thông tin với khoảng cách rất rộng, tuy nhiên giá thành lại đắt

- Kênh tải ba và cáp quang: Đây là các kênh truyền tín hiệu được dùng rất phổ biến trong các hệ thống SCADA Đặc biệt là cáp quang cho phép truyền với tốc độ cao và độ tin cậy lớn

Một hệ thống SCADA có thể sử dụng hai (hoặc nhiều hơn nữa) kênh thông tin liên lạc nhằm mục đích cung cấp khả năng dự phòng trong trường hợp kênh liên lạc chính bị hỏng Đối với hệ thống SCADA lớn áp dụng cho lưới điện 220kV, 500kV sử dụng cả cấu trúc dự phòng (redundant) đối với

trung tâm điều khiển Trong trường hợp trung tâm điều khiển chính gặp hỏng hóc, trung tâm dự phòng sẽ nắm quyền kiểm soát hệ thống bởi nó vẫn luôn cập nhật thông tin về các đối tượng song song với trung tâm chính Khi trung tâm dự phòng hoạt động ở chế độ “lắng nghe” (listen), nó sẽ tiếp nhận tất cả các thông tin trao đổi theo cả hai chiều Nếu không tự động nhận được lượng thông tin này, nó sẽ phải thực hiện các lệnh quét để cập nhật cơ sở dữ liệu của các đối tượng trạm (nhà máy điện, trạm biến áp )

1.3 Các chức năng của hệ thống SCADA ứng dụng trong hệ thống điện

Hệ thống SCADA thực hiện chức năng thu thập dữ liệu từ xa, các số liệu

về sản lượng, các thông số vận hành ở các trạm biến áp thông qua đường truyền số liệu được truyền về trung tâm, lưu trữ ở hệ thống máy tính chủ và dùng các cơ sở số liệu đó để cung cấp những dịch vụ về điều khiển giám sát

hệ thống điện Thông thường một hệ thống SCADA trong hệ thống điện có các chức năng tùy thuộc vào yêu cầu cụ thể của một dự án và lĩnh vực hoạt động Phần sau đây chỉ trình bày những chức năng cơ bản và mang tính phổ biến được áp dụng đối với hệ thống điện

 Chức năng thu nhập dữ liệu (Data acquisition)

Với SCADA, những thông tin cơ bản của hệ thống tại các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng được thu nhập tự động bởi các thiết bị đặt tại hiện trường và các thiết bị điều khiển được đặt tại các trung tâm điều khiển hoặc dữ liệu cũng có thể là truy nhập thủ công bởi nhân viên vận hành thu thập qua hệ thống máy fax, điện thoại, cũng có thể là dữ liệu được tính toán

Dữ liệu thu thập từ các trạm biến áp và các nhà máy điện được chia làm

- Dữ liệu tích luỹ theo thời gian: Điện năng kWh, kVArh v.v

Các dữ liệu trạng thái từ các rơle trung gian được đưa vào các đầu vào số của RTU/PLC, còn các dữ liệu tương tự từ cuộn thứ cấp của máy biến dòng điện và điện áp được đưa vào các bộ biến đổi (tranducer), đầu ra của bộ biến đổi được đưa vào các cổng đầu vào tương tự của RTU/PLC Tại RTU/PLC

dữ liệu được số hoá và thông qua kênh truyền (giao thức) gửi về hệ thống máy tính chủ tại các trung tâm điều độ, trung tâm quản lý phục vụ công tác quản lý, vận hành

 Chức năng chỉ thị trạng thái (Status indications)

Hình 1-7: Chức năng chỉ thị trạng thái

Trạng thái của các thiết bị tại hiện trường, tín hiệu cảnh báo và các loại tín hiệu khác được gọi là các chỉ thị trạng thái Các trạng thái của thiết bị có thể được hiển thị trực quan trên sơ đồ nhất thứ: các thông tin chỉ trạng thái của các thiết bị chuyển mạch, các cảnh báo nếu có trên các thiết bị, tình trạng làm việc của thiết bị (mang điện, không mang điện, tiếp đất, quá tải v.v.)

Các tín hiệu chỉ thị trạng thái này được kết nối đến các board kỹ thuật số đầu vào (digital input) của các RTU Thông thường có cả loại tín hiệu một bit (single bit) và tín hiệu 2 bit (double bit)

 Chức năng đo lường

Hình 1-8: Đo lường giá trị tương tự

Các giá trị đo lường của các loại tín hiệu đầu vào khác nhau được thu nhập bởi các RTU Thường có hai loại giá trị đo lường chủ yếu là:

- Giá trị tương tự (analog), được biến đổi thông qua các bộ biến đổi Tương tự/ Số (A/D) để chuyển đổi thành dạng số

- Giá trị đo lường dạng số

Các giá trị dạng số sẽ được truyền về trung tâm điều khiển trong mỗi một chu kì quét của RTU đối với các board analog đầu vào

Các giá trị đo lường được sử dụng để thiết lập các báo dưới dạng các đồ thị Ví dụ như biểu đồ công suất, dòng điện của các lộ đường dây trong ngày Ngoài ra, các giá trị đo lường cũng thường được kết hợp với các thuật

toán khác nhau để thực hiện các phép ngoại suy, ví dụ phục vụ cho việc dự báo phụ tải cho công tác điều độ

 Chức năng giao tiếp người máy

Các sơ đồ một sợi hệ thống, nhất thứ của nhà máy hay trạm biến áp, sơ đồ

hệ thống một chiều, các tín hiệu trạng thái online … được thể hiện rõ ràng trên màn hình đồ họa giúp nhân viên vận hành dễ dàng thực hiện các thao tác phục vụ điều hành lưới điện hoặc truy suất các dữ liệu cần thiết

 Chức năng giám sát và báo cáo (Monitoring and event reporting)

Hình 1-9: Cơ sở dữ liệu phục vụ cho tính toán

Với SCADA, các dữ liệu quá trình thu nhập được sẽ thường xuyên được giám sát tự động để đảm bảo các thông số hệ thống như điện áp, dòng điện… nằm trong phạm vi cho phép Các giá trị đo lường được giám sát để phục vụ cho việc báo cáo cũng như thiết lập các bản ghi phục vụ cho việc phân tích sự

cố Còn các giá trị chỉ thị trạng thái được giám sát để theo dõi kịp mọi sự thay đổi của hệ thống, đôi khi chúng được gán nhãn thời gian bởi các RTU Các sự thay đổi trạng thái và giá trị đo lường này sẽ được tổng hợp thành các báo cáo

để phục vụ cho việc điều hành hệ thống điện

Các báo cáo được lập theo định kỳ hoặc theo yêu cầu Thông thường có các loại báo cáo như sau:

- Báo cáo dữ liệu quá khứ (Historical data report)

- Báo cáo in ra các đồ thị (Plotting of curver)

- Báo cáo về trạng thái (Status report)

- Báo cáo về đo lường (Measurement report)

Giám sát trạng thái và cảnh báo

Mỗi một trạng thái chỉ thị của các phần tử sẽ được so sánh với các giá trị trước đó đã được lưu trong cơ sở dữ liệu (của hệ thống SCADA) Các trạng thái này thường được đối chiếu với trạng thái chuẩn hay là trạng thái thông thường, từ đó có thể cung cấp cho các kỹ sư điều hành các cảnh báo về trạng thái bất bình thường của hệ thống

Giám sát giới hạn đo lường

Mỗi giá trị đo lường thường được giám sát và so sánh với giá trị giới hạn Các giá trị giới hạn này có thể được xác định theo các cách khác nhau tuỳ thuộc vào các điểm đo và có thể được thay đổi bởi người điều hành hệ thống thông qua các giao diện người- máy Khi các giá trị giới hạn được thay đổi từ

xa, các giá trị mới sẽ được truyền đến các RTU tại trạm thông qua các kênh liên lạc SCADA

 Chức năng điều khiển

Chức năng điều khiển được phân ra làm bốn nhóm chính: Điều khiển các thiết bị riêng biệt; Thông báo điều khiển; Dãy điều khiển; Điều khiển tự động

Điều khiển các thiết bị riêng biệt

Chức năng này thực hiện các lệnh ON/OFF, START/STOP hoặc TRIP/CLOSE để điều khiển các thiết bị như máy phát điện, máy cắt, dao cách

ly, dao tiếp địa…

Thông báo điều khiển

Việc truyền các thông báo để điều khiển các thiết bị bao gồm có chức năng TĂNG/GIẢM và điều chỉnh các giá trị đặt (Set point)

Ví dụ như kỹ sư vận hành có thể phát ra các lệnh tăng hoặc giảm nấc của các máy biến áp Còn với chức năng điều chỉnh giá trị đặt, kỹ sư vận hành có thể gửi một giá trị đặt mới đến RTU Giá trị mới này sẽ được kiểm tra với giới hạn đã được định trước để tránh trường hợp nhập vào một giá trị bất bình thường Sau khi đã được chấp nhận, các RTU sẽ có các phản hồi đối với các thông báo điều chỉnh đã được phát ra

Chuỗi điều khiển

Chuỗi điều khiển là chức năng thực hiện một loạt các lệnh điều khiển riêng biệt có tương quan với nhau Chức năng chuỗi điều khiển được thiết kế nhằm cho phép thực hiện các lệnh điều khiển theo một nhiệm vụ nào đó đã được định trước, bao gồm có cả việc kiểm tra logic và độ trễ về thời gian Thông thường, kỹ sư vận hành chỉ cần phát ra một lệnh điều khiển để khởi động cho một chuỗi điều khiển

Chuỗi điều khiển có thể được dùng trong các trường hợp:

- Đóng/Cắt một lộ đường dây với một chuỗi các lệnh điều khiển đối với máy cắt và dao cách ly

- Khôi phục phương thức của một thanh cái

- Một loạt các lệnh Đóng/Cắt đối với máy cắt để điều khiển san tải hoặc khôi phục phụ tải sau sự cố …

Tự động điều khiển

Chức năng tự động điều khiển của hệ thống SCADA thường được thực hiện dưới dạng một vòng lặp khép kín

• Cấu trúc chung của hệ thống SCADA

• Các chức năng cơ bản của một hệ thống SCADA ứng dụng trong hệ thống điện

Qua chương này ta có thể định hình được mô hình tổng quát của hệ thống SCADA được áp dụng trên mô hình Hệ thống điện diện rộng, mà tại đó mỗi

trạm biến áp (Station) là một nút mà hệ thống này thu thập dữ liệu tại đó để

xử lý tại Trung tâm Các chức năng cơ bản mà hệ thống SCADA đáp ứng sẽ phục vụ đắc lực cho công tác quản lý vận hành

CHƯƠNG 2

MÔ HÌNH HỆ THỐNG SCADA ĐIỀU KHIỂN GIÁM SÁT

CÁC TBA 110kV 2.1 Tổng quan về thiết bị, tự động hóa và điều khiển trong lưới điện 110kV 2.1.1 Tìm hiểu chung về các thiết bị điện trong trạm biến áp 110kV

 Máy biến áp

Máy biến áp là thiết bị điện từ đứng yên, làm việc trên nguyên lý cảm ứng điện từ, biến đổi một hệ thống dòng điện xoay chiều ở điện áp này thành hệ thống dòng điện xoay chiều ở điện áp khác, với tần số không thay đổi

 Dao cách ly

Dao cách ly là khí cụ điện dùng để đóng cắt mạch điện cao áp không có dòng điện hoặc dòng điện nhỏ hơn dòng định mức nhiều lần và tạo nên khoảng cách cách điện an toàn, có thể nhìn thấy được Dao cách ly có thể đóng cắt dòng điện dung của đường dây hoặc cáp không tải, dòng điện không tải của máy biến áp Dao cách ly ở trạng thái đóng phải chịu dòng điện định mức dài hạn và dòng sự cố ngắn mạch như dòng ổn định nhiệt, dòng xung kích

 Máy cắt

Máy cắt điện cao áp là thiết bị điện dùng để đóng cắt mạch điện có điện

áp từ 1000V trở nên ở mọi chế độ vận hành: chế độ không tải, chế độ tải định mức, chế độ sự cố, trong đó chế độ đóng cắt dòng điện ngắn mạch là chế độ nặng nề nhất

 Thanh cái

Là thiết bị nhận điện năng từ các nguồn cấp điến và phân phối cho các cấp điện áp khác Đây là phần tử cơ bản của thiết bị phân phối trong hệ thống điện

 Máy biến dòng điện

Máy biến dòng điện (TI) là thiết bị dùng để biến đổi dòng điện ở các cấp điện áp khác nhau về dòng điện thứ cấp tiêu chuẩn (có trị số 1A hay 5A) để cung cấp cho các thiết bị đo lường, rơle, tự động hóa

 Máy biến điện áp

Máy biến điện áp (TU) là thiết bị dùng để biến đổi điện áp cao xuống điện

áp thấp tiêu chuẩn, an toàn, dùng cho đo lường và bảo vệ rơle Trị số điện áp tiêu chuẩn thường là 100V hoặc 100 3 V

 Các thiết bị chống sét

Thiết bị chống sét là khí cụ điện dùng để bảo vệ các thiết bị điện, tránh được hỏng hóc các điện do quá điện áp cao từ khí quyển ( thường là do sét) tác động

Muốn dẫn được xung điện điện áp cao do sét gây ra xuống đất, một đầu của thiết bị chống sét được nối với đường dây, đầu kia nối đất Vì vậy ở điện

áp định mức, không có dòng điện đi qua thiết bị chống sét Khi có quá điện áp cao, thiết bị chống sét phải nhanh chóng dẫn điện áp này xuống đất, để điện

áp cao không chạy vào thiết bị, sau đó phải ngăn được dong điện do điện áp định mức chạy xuống đất

2.1.2 Tìm hiểu trang thiết bị bảo vệ TBA 110kV

TBA 110kV được bảo vệ bằng hệ thống rơle Hệ thống rơle rất đa dạng gồm các rơle cơ và rơle kỹ thuật số, các rơle cơ chủ yếu xuất xứ từ các nước thuộc khối CNXH, các rơle số gồm nhiều chủng loại thuộc nhiều hãng sản xuất khác nhau như: ABB, SIEMENS, ALSTHOM (AREVA), SEL, MERLIN GERIN, SCHNEIDER,

- Đối với các đường dây 110kV:

+ Bảo vệ khoảng cách dùng các rơle như 7SA522, SEL 311C, MiCOM P441

+ Bảo vệ quá dòng, quá dòng chạm đất dùng các rơle như SPAJ 140, KCGG-140, 7SJ622, SEL351A, MiCOM P443

+ Bảo vệ tần số: dùng rơle UFD-14

- Đối với các máy biến áp 110kV:

+ Bảo vệ chính: hợp bộ rơle bảo vệ so lệch dùng các rơle số như KBCH130, 7UT513, 7UT613, MICOM P633,

 Rơle quá dòng, quá dòng chạm đất các phía dùng các rơle cơ như

+ Bảo vệ quá dòng, quá dòng chạm đất dùng chủ yếu các hợp bộ rơle như SPAA341C2, 7SJ61, 7SJ62, Sepam 2000, Sepam1000+S20 MES

1 CB Tín hiệu trạng thái máy cắt

2 ISOL Tín hiệu trạng thái dao cách ly

3 DC Tín hiệu nguồn 1 chiều của trạm

4 AC Tín hiệu nguồn xoay chiều của trạm

5 Communication Tín hiệu về thông tin của trạm

6 Buchholz Tín hiệu bảo vệ dòng dầu

7 Temp Tín hiệu nhiệt độ dầu máy biến áp

8 Differential Prot Tín hiệu bảo vệ so lệch

9 TC Fault Tín hiệu bộ điều chỉnh điện áp bị hỏng

10 Earth Fault Tín hiệu bảo vệ chạm đất

11 Over Current Tín hiệu bảo vệ quá dòng

12 C.B Not Ready Tín hiệu máy cắt bị đưa ra khỏi vị trí làm việc

13 Protection Fault Tín hiệu rơle bảo vệ bị hỏng

14 Local/Remote Tín hiệu chế độ điều khiển máy cắt tại trạm

hay tại trung tâm

2.1.3 Tìm hiểu về trang thiết bị đo lường

Danh sách các tín hiệu đo lường:

TT Tín hiệu đo

1 P Đo công suất tác dụng của các ngăn lộ

2 Q Đo công suất phản kháng của các ngăn lộ

3 I Đo dòng điện của các ngăn lộ

2.1.4 Tìm hiểu về thiết bị đầu cuối tại trạm (RTU)

Hiện nay một số trạm biến áp 110kV đã được trang bị các RTU (Remote Terminal Unit) để thu thập các thông số vận hành về Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền Bắc (A1) và Trung tâm điều độ hệ thống điện TP Hà Nội (B1), tuy nhiên hầu hết các RTU này chưa được khai thác sử dụng

Thiết bị đầu cuối tại trạm có thể là thiết bị RTU hoặc một hệ thống tư động hóa trạm hoặc có thể là một máy tính công nghiệp thu thập dữ liệu và điều khiển toàn bộ các thông số vận hành của trạm

Trong trường hợp sử dụng thiết bị đầu cuối RTU, tại mỗi trạm gồm các thiết bị chính như sau:

- Tủ thiết bị đầu cuối RTU, chứa các đầu vào số, đầu ra số, đầu vào tương

tự, các cổng giao diện tín hiệu nối tiếp để kết nối đến các IED (rơle số hoặc các thiết bị điện tử thông minh khác)

- Tủ giao diện giám sát SIC (Supervisory Interface Cubicle), chủ yếu lắp đặt các bộ biến đổi trung gian (các transducer để biến đổi các giá trị điện

áp, dòng điện từ các biến điện áp, biến dòng, bộ chỉ báo vị trí nấc phân áp

máy biến áp về thành tín hiệu dòng có trị số phù hợp với chỉ tiêu kỹ thuật của đầu vào tín hiệu tương tự) và các rơle trung gian để lặp lại trạng thái thiết bị điện (cho mục đích giám sát), các rơle trung gian để điều khiển các thiết bị điện

- Các modem V.24/V.28, V35, TD23/TD36 để kết nối các RTU hoặc các

hệ thống tự động hóa đến đường truyền viễn thông

- Và các thiết bị ngoại vi khác

RTU thu nhận thông tin từ xa, thường đặt tại nơi làm việc để thu nhận dữ liệu và thông tin từ các thiết bị hiện trường như các van, các cảm biến, các đồng hồ đo,… gửi đến MTU để xử lý và thông báo cho người điều hành biết trạng thái hoạt động của các thiết bị hiện trường Mặt khác, nó nhận lệnh hay tín hiệu từ MTU để điều khiển hoạt động của các thiết bị theo yêu cầu Thông thường các RTU lưu giữ thông tin thu thập được trong bộ nhớ của nó và đợi yêu cầu từ MTU mới truyền dữ liệu Tuy nhiên, ngày nay các RTU hiện đại

có các máy tính và PLC có thể thực hiện điều khiển trực tiếp qua các địa điểm

từ xa mà không cần định hướng của MTU

Ở mỗi trạm, RTU chỉ là một thiết bị giao tiếp giữa hệ thống quản lý mạng và các thiết bị đóng cắt RTU bao gồm nhiều đầu vào/ra, gần như nó không thực hiện các chức năng tại chỗ mà chỉ thông tin đến các trung tâm điều khiển ở xa RTU và các trung tâm điều khiển tạo nên hệ thống SCADA,

để giám sát, điều khiển và quản lý hệ thống điện từ xa bởi sự can thiệp của con người Nó cung cấp thông tin theo thời gian thực (thông tin tín hiệu tương

tự và tín hiệu số) cũng như các thông tin quá khứ cho người vận hành và hỗ trợ người vận hành quyết định việc điều khiển giám sát hiệu quả

2.1.5 Tìm hiểu về phân cấp điều khiển trong hệ thống điện

Mục tiêu của hệ thống điều khiển, điều độ Hệ thống điện (HTĐ) là nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, sự hoạt động ổn định của toàn bộ hệ thống, đảm bảo chất lượng điện năng, vận hành HTĐ kinh tế nhất

Các thiết bị tự động, điều khiển và bảo vệ HTĐ được liên kết với nhau theo cấu trúc phân cấp Thông thường theo chức năng, mạng lưới điều khiển HTĐ được phân thành 3 cấp:

- Cấp trung ương hay cấp Điều độ Quốc gia: Chỉ huy, giám sát, quản lý quá trình sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng trong toàn hệ thống điện Quốc gia, trong đó có:

+ Lập phương thức vận hành cơ bản cho toàn bộ HTĐ Quốc gia

+ Tính toán chế độ vận hành tương ứng với từng phương thức cơ bản + Chỉ huy việc điều chỉnh tần số HTĐ và điều chỉnh điện áp tại một số nút điện áp chính của HTĐ

+ `Tính toán ổn định và đề ra các biện pháp nâng cao độ ổn định của HTĐ

+ Chỉ huy thao tác và xử lý sự cố trên các phần tử quan trọng của HTĐ + Tính toán và đưa ra các yêu cầu về chỉnh định thiết bị bảo vệ và tự động trên toàn bộ hệ thống

- Cấp điều độ khu vưc (điều độ miền): Chấp hành sự chỉ huy của cấp điều

độ Quốc gia và thực hiện sự chỉ huy, giám sát, quản lý đối với lưới điện khu vực, trong đó:

+ Lập sơ đồ kết dây cơ bản của HTĐ khu vực

+ Căn cứ vào phương thức huy động nguồn của cấp Điều độ Quốc gia, lập phương thức vận hành cơ bản của khu vực

+ Huy động nguồn điện thuộc quyền điều khiển của cấp Điều độ khu vực

+ Điều chỉnh các nguồn công suất phản kháng, nấc phân áp của các máy biến áp ở các nút quy định trong khu vực ở giới hạn cho phép

+ Tính toán và đưa ra các yêu cầu về chỉnh định thiết bị bảo vệ và tự động trên hệ thống điện khu vực

+ Trực tiếp chỉ huy, xử lý sự cố trên lưới điện khu vực

+ Báo cáo và cung cấp thông tin cần thiết cho Điều độ Quốc gia

- Cấp điều độ công trình ( nhà máy điện, trạm biến áp) và cấp điều độ lưới địa phương: Chấp hành sự chỉ huy của cấp điều độ khu vực hoặc cấp điều

độ Quốc gia Theo dõi, giám sát, quản lý với từng đối tượng cụ thể của công trình và lưới điện địa phương, trong đó:

+ Thao tác và xử lý sự cố trong phạm vi nhà máy

+ Báo cáo và cung cấp thông tin, dữ liệu cho Điều độ khu vực và Điều

độ Quốc gia

Tùy theo đặc thù của từng nước, trong đó quan trọng nhất là hệ thống quản lý sản xuất kinh doanh của ngành điện mà hệ thống điều độ có thể được phân cấp khác nhau, dẫn tới một số quan hệ trực thuộc cũng khác nhau Đối với Hệ thống điện Việt nam được tổ chức thành 3 cấp:

- Điều độ HTĐ Quốc gia (ĐĐQG- A0) do Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia đảm nhận

- Điều độ HTĐ miền: do các Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc (A1), miền Trung (A3), miền Nam (A2) đảm nhận

- Điều độ lưới điện phân phối: do các Trung tâm điều độ của các Tông Công ty Điện lực thành phố Hà Nội, thành phố Hồ Chí Minh; các phòng Điều độ của các Công ty Điện lực tỉnh, thành phố thuộc các Tổng Công ty Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam đảm nhận

2.1.6 Tìm hiểu về phân cấp điều khiển tại các trạm 110kV

Căn cứ quyết định số 1927/EVN-ĐĐQG-KTSX về viêc phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra trên hệ thống điện ngày 08/06/2012 của Tập đoàn điện lực Việt Nam; Phân cấp quyền điều khiển và quản lý vận hành tại các trạm 110kV như sau:

Hình 2-1: Mô hình quản lý và phân cấp điều khiển các TBA 110kV

 Phân cấp điều khiển: Thông thường tại các trạm 110kV, việc phân cấp quyền điều khiển được thực hiện như sau:

- Các thiết bị thuộc quyền điều khiển của Điều độ HTĐ miền: các thiết bị

có cấp điện áp 110kV, các máy cắt tổng và các thiết bị đóng cắt đi kèm ở các phía còn lại của MBA 110kV Do mạng lưới 110kV miền Bắc rất rộng và nhiều thiết bị cho nên hiện nay việc thao tác các máy cắt 110kV tại các trạm 110kV, Trung tâm điều độ Hệ thống miền thường ủy quyền cho các Điều độ Công ty Điện lực tỉnh

- Các thiết bị thuộc quyền điều khiển của Điều độ lưới điện phân phối: Tính

từ sau các máy cắt tổng trung áp (các xuất tuyến trung áp)

- Các thiết bị thuộc quyền kiểm tra Điều độ HTĐ miển: Là các thiết bị thuộc quyền điều khiển của Điều độ lưới điện phân phối

 Chế độ thông tin tại các trạm 110kV:

- Nhân viên vận hành trạm 110kV có trách nhiệm khai thác, xử lý thông tin vận hành, xử lý sự cố và báo cáo với Trung tâm Điều độ lưới điện phân phối, Trung tâm Điều độ HTĐ miền và đối với Phòng ban có chức năng theo dõi vận hành của Đơn vị trực tiếp quản lý

- Đối với các thông số vận hành (P, Q,U, I…) tại các trạm 110kV được tổng hợp tại trạm 110kV đầu mối của các khu vực Trạm đầu mối tại mỗi khu vực có nhiệm vụ tổng hợp các thông số vận hành toàn khu vực, các thông tin sau đó được gửi lên tổng hợp tại phòng Vận hành để đưa ra thông số tổng chung của toàn Công ty

2.2 Mô hình tổng thể hệ thống mini SCADA điều khiển giám sát các TBA 110kV TP Hà Nội

Hình 2-2: Mô hình tổng thể hệ thống mini SCADA

Hình 2-2 mô tả mô hình tổng thể hệ thống mini SCADA điều khiển giám sát các TBA 110kV TP Hà Nội Trong mô hình các thông tin vận hành tại các trạm 110kV được truyền về các trung tâm điều khiển để theo dõi giám sát qua

đó đưa ra các lệnh điều khiển thích hợp Thực hiện thao tác trên thiết bị có thể thông qua các HMI tại trung tâm điều khiển hoặc tại các trạm 110kV Riêng ở các trạm 110kV ngoài khả năng thao tác chuyển trạng thái thiết bị qua hệ thống tích hợp điều khiển có thể thao tác bằng tay

Các dữ liệu vận hành cũng được truyền về các Trung tâm quản lý vận hành để giám sát tình hình vận hành thiết bị (tình hình sự cố, quá tải đường dây, quá tải máy biến áp, …), qua đó lập các kế hoạch đại tu sửa chữa thiết bị,

lập các báo cáo tổng thể phục vụ các công tác khác như đầu tư xây dựng cơ bản, nâng công suất…

Trong mô hình hệ thống mini SCADA được triển khai tại các trạm, thì trạm đầu mối sẽ được giải phóng khỏi mô hình thông tin và thông số vận hành tại các khu vực sẽ được tổng hợp tại một đầu mối của đơn vị quản lý vận hành

Mô hình mini SCADA điều khiển giám sát các TBA 110kV gồm 3 phần chính:

- Trung tâm điều khiển (tại trung tâm điều độ HTĐ TP Hà Nội):

+ Tại Trung tâm điều khiển, mạng LAN sẽ được cấu hình để hỗ trợ một

số máy khách (Client) và máy chủ (Master), cũng như hệ thống end (hệ thống tiền xử lý) giao tiếp với hệ thống thông tin cấp trạm Giao thức cho việc truyền thông từ các trạm đến trung tâm điều khiển

front-là giao thức IEC 60870 - 101/104

+ Có một máy chủ chính (luôn thực hiện các thao tác trên đó) và một máy chủ dự phòng để cung cấp chức năng SCADA có dự phòng, bao gồm quản lý cơ sở dữ liệu thời gian thực, xử lý cảnh báo, sự kiện quá khứ, truy nhập số liệu sự kiện quá khứ và chức năng giao diện người

sử dụng dạng đồ hoạ Những máy chủ này hỗ trợ một số bất kỳ máy khách người vận hành/ người điều độ để thực hiện giám sát và điều khiển hệ thống

- Hệ thống thu thập, giám sát dữ liệu tại Trung tâm quản lý vận hành (Công

ty Lưới điện cao thế TP Hà Nội):

+ Theo mô hình tổ chức của EVN hiện nay, các Công ty Lưới điện cao thế có chức năng quản lý các thiết bị bao gồm đường dây 110kV và các thiết bị trong trong trạm 110kV Đơn vị này thực hiện các công tác,

kiểm tra sửa chữa các thiết bị định kỳ, thiết bị hỏng hóc do sự cố, lập các kế hoạch xây dựng các công trình mới đáp ứng yêu cầu phụ tải… + Như vậy tất cả các thông tin vận hành trên lưới điện đều cần được chuyển tới đơn vị quản lý vận hành để theo dõi, giám sát Riêng chức năng điều khiển không có ở đơn vị này

- Hệ thống tích hợp điều khiển, giám sát trạm 110kV

+ Hệ thống điều khiển máy tính trạm sẽ thực hiện các nhiệm vụ thu thập, giám sát và điều khiển hoạt động của các thiết bị trong trạm

+ Kết nối với hệ thống mini SCADA của Trung tâm điều độ Công ty Điện lực Hà Nội (B1) và hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ HTĐ Miền Bắc (A1)

2.3 Mô hình hệ thống điều khiển giám sát tại 1 TBA 110kV điển hình

2.3.1 Mô hình tổng quan hệ thống điều khiển giám sát

Về cơ bản có hai loại thiết bị trong trạm biến áp: thiết bị nhất thứ và thiết

bị nhị thứ Các thiết bị nhất thứ bao gồm biến áp, thiết bị đóng cắt,… Nhị thứ bao gồm các thiết bị bảo vệ, điều khiển và thiết bị thông tin liên lạc Theo tiêu chuẩn IEC-61850, mô hình hệ thông điều khiển giám sát được chia làm 3 mức:

* Mức hiện trường: Process Level

* Mức ngăn lộ: Bay Level

* Mức trạm: Station Level, cụ thể:

Hình 2-3: Mô hình tổng quan hệ thống điều khiển giám sát TBA 110kV

Đối với mỗi mức ta có các thiết bị tương ứng như sau:

HMI HIS NIM

GW

Enginering Program Computer

Network Interface Card

Hub

Swicht

Router

Máy tính lập trình Card mạng

Tái tạo tín hiệu Thiết bị chuyển mạch Thiết bị dẫn đường

EPC NIC Hub

SW

Mức

ngăn lộ

Relay

Bay Control Unit

Remote Terminal Unit

Meter

Rơle kỹ thuật số Thiết bị điều khiển ngăn lộ Thiết bị đầu cuối từ xa Công tơ

BCU RTU

Bộ biến đổi tín hiệu

MC

CT

VT MBA DCL DTĐ

2.3.2 Trao đổi thông tin giữa các thiết bị trong hệ thống tích hợp

Tổng quan cấu trúc các giao diện của toàn bộ hệ thống giám sát, điều khiển tích hợp được đưa ra dưới dạng sơ đồ khối như dưới đây (theo yêu cầu

kỹ thuật của hệ thống điều khiển tích hợp cho trạm biến áp do EVN quy định):

Giao diện rơ le/ các bảo vệ chung:

- Các cảnh báo

- Các giá trị đo l-ờng t-ơng tự

Giao diện truyền thông:

- Bố trí thiết bị truyền thông

- Trạng thái mạng và thiết bị

Thông tin về lần dừng hoạt

động gần nhất (last trip):

- Vị trí lỗi và các lỗi chủ yếu

Giao diện nhà sản xuất:

Chuỗi các sự kiện (SOE):

- Hiển thị và liên động SOE

- Lọc các sự kiện SOE

Dữ liệu trạng thái/ dữ liệu máy biến áp:

- Nhiệt độ môi tr-ờng.

- Nhiệt độ cuộn dây và dầu

- Tính toán mức độ lão hóa

- Module tính toán tải MBA

Giao diện vận hành thiết bị:

- L-u đồ một sơi

- Thiết bị vận hành (mở/đóng)

Giao diện thiết bị:

- Dữ liệu đo l-ờng

Hình 2-5: Mô hình trao đổi dữ liệu giữa các mức

Ý nghĩa các mức giao diện ở hình vẽ trên:

1: Sự trao đổi dữ liệu bảo vệ giữa mức ngăn và mức trạm

2: Sự trao đổi dữ liệu bảo vệ giữa mức ngăn và mức thiết bị bảo vệ

3: Sự trao đổi dữ liệu trong mức ngăn

4: Sự trao đổi dữ liệu tức thời giữa CT và VT của mức xử lý và mức ngăn 5: Sự trao đổi dữ liệu điều khiển giữa mức xử lý và mức ngăn

6: Sự trao đổi dữ liệu điều khiển giữa mức ngăn và mức trạm

7: Sự trao đổi dữ liệu giữa mức trạm và mức từ xa (truy cập từ xa)

8: Sự trao đổi dữ liệu trực tiếp giữa các ngăn cho các chức năng yêu cầu

thời gian nhanh như liên động

9: Sự trao đổi dữ liệu trong mức trạm

10: Sự trao đổi dữ liệu giữa mức trạm và mức trung tâm điều khiển từ xa Các thiết bị mức trạm thì giao tiếp với các thiết bị ngăn lộ thông qua Station Bus, còn các thiết bị mức ngăn lộ giao tiếp với các thiết bị mức hiện trường thông qua Process Bus

Hình 2-6: Lược đồ khái niệm trao đổi thông tin

Giao tiếp của các thiết bị :

+ Giá trị lấy mẫu của CTS và PT (1)

+ Dữ liệu từ I/O để điều kiển và bảo vệ (2)

+ Các tín hiệu điều khiển và tác động (3)

+ Dữ liệu kỹ thuật và cấu hình (4)

+ Tín hiệu theo dõi và giám sát (5)

+ Dữ liệu cho trung tâm điều khiển (6)

+ Tín hiệu đồng bộ hóa thời gian, vv

Trong lược đồ khái niệm trao đổi thông tin, các trạm biến áp và các Bus hiện trường được thực hiện qua mạng kết nối nội bộ - Local Area Network (LAN) Station Bus được tạo ra bằng cách lắp đặt một cạc mạng đa cổng Ethernet switch Thông thường các khối truyền thông (Router), Máy tính vận hành (HMI) và bảng điều khiển được kết nối với switch Ethernet tại mức trạm Khối truyền thông (Router) tạo điều kiện cho việc trao đổi dữ liệu giữa các trạm biến áp và trung tâm điều khiển (MCC) dễ dàng HMI cho phép người điều hành để theo dõi và vận hành các thiết bị đóng cắt trong trạm biến

áp thông qua giao diện đồ họa (Graphical User Interface - GUI)

Phân luồng dữ liệu trong hệ thống:

Chuyển dữ liệu từ dưới lên: Dữ liệu thông số vận hành các thiết bị (dữ liệu đo lường, trạng thái, quá trình) được thu thập qua các thiết bị cấp hiện trường chuyển đến các khối điều khiển ngăn lộ BCU, Rơle… sau đó được chuyển tới Server, HIM PC, Engineering PC qua các Ethernet switch

Chuyển dữ liệu từ trên xuống: Nếu nút mức trạm muốn giao tiếp với thiết

bị thuộc mức hiện trường (gửi lệnh điều khiển, truy xuất thông số…), nó sẽ gửi tin nhắn tới nút thuộc mức ngăn lộ thông qua Ethernet switch Ethernet switch sẽ gửi tin nhắn đến nút tương ứng ở mức ngăn lộ Nút này thực thi chức năng của nó và chuyển tiếp tin nhắn tới mức hiện trường thông qua thiết

bị tích hợp (Merging Unit) Thiết bị tích hợp hoạt động như một cổng kết nối

và cung cấp đường dẫn thích hợp để thông báo Cuối cùng, chức năng sẽ được thực hiện bởi các thiết bị mức hiện trường

Các chức năng khác như đo, theo dõi tình trạng và quản lý tài sản cũng được hỗ trợ trong IEC-61850 Một số chức năng có thể được thực hiện trong một IED đơn hoặc một chức năng có thể được lưu trữ bởi IEDs nhiều IEDs giao tiếp với nhau thông qua cơ chế trao đổi thông tin tiêu chuẩn dưới dạng bản tin sự kiện hướng đối tượng trạm thống nhất (Generic Object-Oriented

Substation Event - GOOSE Measage) Trên hệ thống bus hiện trường các bản tin GOOSE được trao đổi giữa các rơle hoặc giữa các rơle với thiết bị trộn tín hiệu (Merging Unit)

Đối với việc truyền dữ liệu tới các trung tâm điều khiển hoặc truyền các lệnh điều khiển thiết bị trong trạm từ trung tâm điều độ: Các hệ thống SCADA sử dụng công cụ OPC Server để để trao đổi dữ liệu giữa HMI với các thiết bị IEDs OPC (OLE for Process Control – Đối tượng nhúng cho điều khiển quá trình), là một công cụ cho phép biên dịch dữ liệu của các đối tượng điều khiển (IEDs, RTUs) thông qua các hàm của hệ điều hành Thiết bị ComU (Communication Unit) có thể là một thiết bị định tuyến (Router) để kết nối với mạng diện rộng (WAN) của trung tâm điều khiển, hoặc là một thiết bị Gateway/Converter chuyển đối giao thức thường gặp như IEC6870-5-101/

104

2.3.3 Yêu cầu kỹ thuật chính của hệ thống tích hợp điều khiển trạm

- Thời gian đáp ứng của tín hiệu:

+ Đối với tín hiệu một trạng thái bít TSS (Tele - Signalling Single), tín hiệu hai trang thái TSD (Tele - Signalling Double): 10ms

+ Đối với giá trị đo lường TM: 2s

- Sai số đo lường của hệ thống SCADA ≤ 1% trên toàn giải đo

- Độ trễ của tín hiệu TSS, TSD, TM không vượt quá 4s

- Các thay đổi trạng thái phải được truyền kèm theo nhãn thời gian, loại đầy

đủ năm - tháng - ngày - giờ - phút - giây - mini giây (CP56 Time 2s của thủ tục IEC 60870 - 5- 101), phản ánh chính xác thời gian diễn ra thay đổi trạng thái

- Phải có bộ nhớ trung gian (buffer) đủ lớn để có thể duy trì các thông tin thay đổi trạng thái trong trường hợp mất kết nối với các Trung tâm điều