Ứng dụng phần mềm smartvu để triển khai tự động hóa lưới điện khu vực tỉnh đồng nai

Để đáp ứng tối ưu hóa trong việc quản lý vận hành và nâng cao độ tin cậy lướiđiện hiện nay ngành điện đang khẩn trương đầu tư hệ thống SCADA/DMS tại cáctrung tâm điều khiển, hệ thống SCA

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP HCM

-ĐINH HỮU THUẤN

ỨNG DỤNG PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ TRIỂN KHAI TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP HCM

-ĐINH HỮU THUẤN

ỨNG DỤNG PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ TRIỂN KHAI TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH

Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc

sĩ)

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã đượcsửa chữa (nếu có)

Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên : ĐINH HỮU THUẤN Giới tính : NAM

Ngày, tháng, năm sinh : 17/11/1974 Nơi sinh : QUI NHƠN

II- Nhiệm vụ và nội dung:

- Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình cho vận hành tự động hóa trạm110kV và lưới điện trung thế

- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV

- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế 22kV

III- Ngày giao nhiệm vụ:

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ:

V- Cán bộ hướng dẫn: GS.TSKH HỒ ĐỨC LỘC

CÁN BỘ HUỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký)

LỜI CAM ÐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu và kếtquả nghiên cứu được trình bày trong Luận văn là trung thực và chưa từng được aicông bố ở bất kỳ đâu

Tôi xin cam đoan mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã đượccảm ơn

Tôi cũng xin cam đoan các nội dung tham khảo trong Luận văn đã được tríchdẫn đầy đủ nguồn gốc

Học viên thực hiện Luận văn

Đinh Hữu Thuấn

Tôi xin gởi lời cảm ơn chân thành nhất đến tất cả anh/chị em cùng lớp, đồng nghiệp, gia đình, bạn bè đã giúp đỡ cho tôi rất nhiều để vượt qua khó khăn, đã tạo cho tôi niềm tin và nỗ lực phấn đấu để hoàn thành luận văn này.

Xin chân thành cảm ơn !

Tp Hồ Chí Minh, tháng 10/2017

Học viên thực hiện

ĐINH HỮU THUẤN

TÓM TẮT

Xã hội ngày càng phát triển, đời sống kinh tế ngày một nâng cao dẫn đến nhucầu sử dụng năng lượng phục vụ cho các tiện nghi tăng theo tương ứng Ngoài ra,việc đảm bảo cung cấp điện liên tục, chất lượng và hiệu quả cho khách hàng cũng lànhiệm vụ chính mà ngành điện đã và đang nỗ lực thực hiện Hoà vào xu thế chungnày, ngành điện phải tự làm mới và nâng cấp chính mình, từng bước hiện đại hoá,

tự động hoá, nhằm nâng cao khả năng quản lý và vận hành lưới điện để đạt được

mục tiêu “cung cấp điện an toàn, liên tục, tin cậy, chất lượng và hiệu quả” đã đề ra.

Để đáp ứng tối ưu hóa trong việc quản lý vận hành và nâng cao độ tin cậy lướiđiện hiện nay ngành điện đang khẩn trương đầu tư hệ thống SCADA/DMS tại cáctrung tâm điều khiển, hệ thống SCADA tại các TBA 110kV, tái cấu trúc lưới trungthế và kết nối các thiết bị trên lưới để điều khiển xa các TBA 110kV và các thiết bịtrên lưới trung thế Ngoài ra, thực hiện chủ trương của Chính phủ về việc phát triểnlưới điện thông minh, từ năm 2017 đến 2020 phải chuyển 100% các TBA 110kVthành trạm không người trực và ứng dụng một số chức năng của hệ thống DMStrong đó có việc áp dụng chức năng phát hiện, khoanh vùng và cô lập sự cố, phụchồi nhanh cho khu vực không bị sự cố Khi chuyển sang TBA 110kV không ngườitrực thì Điều độ viên Công ty Điện lực phải đảm nhiệm thêm nhiệm vụ điều khiển

xa tất cả các thiết bị trong các TBA 110kV không người trực và các thiết bị trênlưới điện trung thế 22kV thông qua hệ thống SCADA mà phần mềm lõi làSmartVU

Với mục đích giảm áp lực cho Điều độ viên trong việc chỉ huy điều hành toàn

bộ lưới điện của PCĐN (trên 26 TBA 110kV và trên 240 xuất tuyến trung thế),giảm tổn thất trên lưới điện và tăng độ tin cậy cung cấp điện thì việc tự động hóamột số nhiệm vụ tại trung tâm điều khiển, tại các TBA 110kV không người trực và

tự động hóa lưới điện của các Điện lực trực thuộc PCĐN là việc cần phải làm ngay

Với các phân tích trên, cho thấy rằng đề tài “Ứng dụng phần mềm SmartVU

để triển khai tự động hóa lưới điện khu vực tỉnh Đồng Nai” là thật sự cần thiết.

Nghiên cứu sẽ được áp dụng cho các công ty Điện lực trực thuộc Tập đoàn Điện lựcViệt Nam

ABSTRACT

With the development of society, economy gradually is improved so thatdemand of electricity servicing facilities also is improved proportionally Inaddition, continuous power supply, high quality of customer services are mainmissions which power companies attempted and attempting to carry out With thisgeneral trend, power companies must refresh and improve themselves, modernizeand automate gradually to enhance management and operation ability to gain thetarget “supplying power safely, continuously, reliably, effectively”

Meeting the optimization in operation and enhance reliability index of powersystem, power companies promptly deploy SCADA/DMS system at Control Center,110kV substation, restructure medium voltage (MV) network and connect to MVswitches to control remotely 110kV substations and MV switches From 2017 to

2020, All 110kV substation will be changed to unmanned substation and applyseveral DMS functions in which one of them is fault location, isolation andrestoration When substations are unmanned, dispatchers in power company mustundertake to control remotely all devices at 110kV substations and switches inmedium voltage power network

With purpose that reduce pressure for dispatchers in operating whole powersystem of PCDN, decrease loss in power network and increase the reliable index.Automation in several missions at control centers and unmanned substations anddistribution automation at power branches direct under PCĐN are implementedpromptly

With above analysis, topic “Applying SmartVU software to deploy automation

in power system in Dong Nai province” is really necessary This research will applywidely in practice for power companies directly under Electricity of Viet Nam(EVN)

MỤC LỤC

LỜI CAM ÐOAN i

LỜI CẢM ƠN ii

TÓM TẮT iii

ABSTRACT iv

MỤC LỤC v

DANH SÁCH HÌNH xi

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG 1

1.1 Giới thiệu 1

1.2 Mục tiêu và nội dung nghiên cứu 8

1.3 Tính cấp thiết của đề tài 8

1.4 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 9

1.5 Ý nghĩa của đề tài 9

1.5.1 Ý nghĩa khoa học 9

1.5.2 Ý nghĩa thực tiễn 9

1.6 Phương pháp nghiên cứu 10

1.7 Bố cục của luận văn 10

CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ LẬP TRÌNH TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM 110KV VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ 11

2.1 Giới thiệu cấu trúc và khái niệm phần mềm SCADA của hãng Survalent 11

2.1.1 Giới thiệu: 11

2.1.2 Các cấu trúc cơ bản của hệ thống SCADA: 12

2.2 Cài đặt cấu hình và hiệu chỉnh phần mềm 13

2.2.1 Cài đặt phần mềm: 13

2.2.2 Kích hoạt khóa Dongle Key 14

2.2.3 Cấu hình chương trình Server Setup 15

2.2.4 Hướng dẫn chạy SCADA server của phần mềm Survalent 15

2.2.5 Lưu trữ sao chép cơ sở dữ liệu của hệ thống: 16

2.3 Hường dẫn cấu hình, tạo cơ sở dữ liệu cho hệ thống SCADA-(Database và

HMI) Tạo Database với SCADA Explorer 17

2.3.1 Station: 17

2.3.2 Communication Lines: 19

2.3.3 RTU: 21

2.3.4 Tạo Status Point: (tín hiệu trạng thái, điều khiển, cảnh báo) 23

2.3.5 Tạo Analog Point: (tín hiệu đo lường) 25

2.3.6 Hướng dẫn định dạng format code cho các biến Status, Analog 26

2.3.7 Hướng dẫn tạo cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC60870-5-101 28

2.3.8 Hướng dẫn tạo Cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC104 34

2.3.9 Phân cấp tài khỏa người dùng khi sử dụng hệ thống SCADA Survalent 39 2.3.10 Hướng dẫn thiết lập nội dung cảnh báo hiển thị trên màn hình Alarm của HMI 40

2.4 Tạo HMI với SmartVU 46

2.4.1 Tạo thư viện: 46

2.5 Chức năng SCADA Add-in tạo report theo mẫu trên SCADA Explorer 51

2.5.1 Tạo file Excel SCADA Add-In: 51

2.5.2 Tạo file Notepad (.txt) lưu trong thư mục qry và wmp: 53

2.6 Hướng dẫn cài đặt chức năng Replicator 53

2.7 Các giao diện được tạo ra từ nghiên cứu trên: 53

CHƯƠNG 3 NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA CỦA CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV 56

3.1 Cơ sở và định hướng tự động hóa trạm biến áp 56

3.1.1 Cấu trúc dựa và RTU 56

3.1.2 Cấu trúc độc quyền 56

3.1.3 Cấu trúc UNIX/PLC 57

3.1.4 Cấu trúc PC/PLC 57

3.1.5 Cấu trúc hộp đen 57

3.2 Tự động hóa nội bộ tại trạm 57

3.2.1 Thiết bị điều khiển 60

3.2.2 Thiết bị cảnh báo 60

3.2.3 Hệ thống ghi nhận sự cố 61

3.2.4 Truyền thông tại cấp trạm 62

3.3 Tự động hóa trạm biến áp 110/22kV Phú Thạnh 63

3.3.1 Hệ thống Local SCADA trạm 110kV Phú Thạnh 64

3.3.2 Cấu tạo và chức năng máy tính Workstation HMI 64

3.3.3 Chức năng của phần mềm HMI trên máy tính Workstation HMI 65

3.3.4 Hệ thống cấp nguồn phụ trợ Inverter 65

3.3.5 Vận hành hệ thống Local SCADA 66

3.4 Nhận xét và đề xuất 66

3.4.1 Ưu điểm 66

3.4.2 Khuyết điểm 66

3.5 Ứng dụng phần mềm SmartVU để tự động hóa TBA 110kV 70

3.5.1 Tự động điều khiển nấc MBA 1T trạm 110/22kV Phú Thạnh .73

3.5.2 Tự động điều khiển đóng/ngắt giàn tụ bù tại TBA 110/22kV Thống Nhất .75

3.5.3 Nhận xét và đề xuất 77

3.5.3.1 Ưu điểm 77

3.5.3.2 Khuyết điểm 78

CHƯƠNG 4 NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ 22kV 79

4.1 Cơ sở và định hướng tự động hóa lưới trung thế (phân phối): 79

4.1.1 Sơ đồ cây tự động hóa 80

4.1.2 Các giai đoạn tự động hóa 82

4.1.3 Cấp độ chuyên sâu của tự động hóa (AIL/Automation Intensity level): 84 4.2 Tự động hóa lưới điện của Điện lực Trị An: 85

4.2.1 Sơ lược lưới điện của Điện lực Trị An: 85

4.2.2 Triển khai tự động hóa 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa: 88

4.2.3 Kết quả tự động hóa 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa: 96

4.3 Nhận xét và đề xuất 101

4.3.1 Ưu điểm 101

4.3.2 Khuyết điểm 101

CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN TƯƠNG LAI 102TÀI LIỆU THAM KHẢO 105PHỤ LỤC

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

SCADA Supervisory Control And Data Acquysition: là hệ thống giám

sát thu thập dữ liệu và điều khiển xa Hệ thống SCADA trongngành điện thực hiện việc thu thập các thông tin về trạng thái,thông số vận hành theo thời gian thực của các thiết bị trên hệthống điện và cho phép điều khiển từ xa các thiết bị

EMS Energy Management System: hệ thống quản lý năng lượngDMS Distribution Management System: là hệ thống quản lý phân

phối điện gồm các công cụ phần mềm tính toán, phân tích trợ giúp nhân viên điều hành điều độ lưới điện phân phối tối ưunhất

SAS Substation Automation System: hệ thống tự động hóa trạm

biến ápDAS/DA Distribution Automatic System: hệ thống tự động hóa lưới

(rơle, RTU/Getway, BCU, Multimeter)BCU Bay Control Unit: thiết bị điều khiển mức ngăn

RTU/Getway Remote Terminal Unit/Getway là thiết bị đặt tại các nút

SCADA phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâmSCADA

Multimeter Đồng hồ đa năng

FI Fault Indicator: bộ phát hiện và chỉ thị sự cố

Recloser Máy cắt tự đóng lại

LBS Load Breaker Switch: thiết bị đóng/ngắt có tải

HMI Human Machine Interface:giao diện người –máy

SAIDI System Average Interruption Duration Index: chỉ số về thời

gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối

SAIFI System Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số lần

mất điện trung bình của lưới điện phân phối

MAIFI Momentary Average Interruption Frequency Index: chỉ số về

số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối.GPS Global Positioning System: hệ thống định vị toàn cầu

UPS Uninteruptible Power Supply: hệ thống nguồn cung cấp điện

MC112 Máy cắt kết giàn 2 thanh cái 110kV

T401 Tụ bù trên thanh cái C41

T402 Tụ bù trên thanh cái C42

Q131 Công suất phản kháng của ngăn MC 131

Q132 Công suất phản kháng của ngăn MC 132

QT401 Công suất phản kháng của ngăn MC T401 (công suất lắp đặt)

QT402 Công suất phản kháng của ngăn MC T402 (công suất lắp đặt)Máy tính Remote

console Các máy tính được kết nối vào trung tâm SCADA để vận hànhhệ thống SCADA/DMS/DAS.Nút SCADA là các trạm 110kV, trạm ngắt, Recloser, LBS, compact có kết

nối SCADA về trung tâm SCADA phục vụ công tác vận hànhgiám sát, điều khiển các thiết bị trên lưới điện

A2 Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam

PCĐN Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai

TTGS Trung tâm giám sát

TTLĐ Thao tác lưu động

OT Operational Technology: Công nghệ vận hành

IT Information technology: Công nghệ thông tin

NERC CIP North American Electrical Reliability Corporation Critical

Infrastructure Protection: Bảo vệ hạ tầng trọng yếu của tậpđoàn an ninh Bắc Mỹ

ICS-CERT Industrial Control Systems Cyber Emergency Response Team:

Đội ứng cứu khẩn cấp an ninh hệ thống điều khiển công nghiệpNIST National Institute of Standars and Technology: Viện công nghệ

và chuẩn quốc giaSIEM Security Information and Event Management: Quản lý sự kiện

và thông tin an toànIPS Instrusion Prevention System: Hệ thống ngăn ngừa xâm nhậpIDS Instrusion Detection System: Hệ thống phát hiện xâm nhậpPIM Privileged Identity Management:Quản lý mật khẩu đặc quyềnMDMS Meter Data Management System: Hệ thống quản lý dữ liệu đo

lườngPMIS Power network Management Information System: Hệ thống

quản lý thông tin lưới điệnCMIS Customer Management Information System: Hệ thống quản lý

thông tin khách hangGIS Geographic Information System: Hệ thống thông tin địa lýOMS Outage Management System: Hệ thống quản lý mất điện

ERP Enterprise Resource Planing: Hệ thống hoạch định nguồn nhân

lựcHRMS Human Resource Management System: Hệ thống quản lý

nguồn nhân lực

DANH SÁCH HÌNH

Hình 1.1 Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA/DMS của PCĐN 4

Hình 1.2 Hệ thống mạng truyền dẫn của hệ thống SCADA 5

Hình 1.3 Hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm điều độ HTĐ miền Nam 7

Hình 1.4 Hệ thống SCADA/DMS của Trung tâm điều độ TP.HCM 7

Hình 1.5 Hệ thống SCADA/DMS của TTĐH SCADA EVN SPC 8

Hình 2.7.2: Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Đồng Nai 54

Hình 2.7.3: Giao diện và sơ đồ một sợi TBA 110kV Phú Thạnh 54

Hình 2.7.4: Giao diện sơ đồ nguyên lý lưới điện trung thế Điện lực Trị An 55

Hình 3.2.1 Mô hình tự động hóa tại trạm 58

Hình 3.2.2.1 Bộ cảnh báo 61

Hình 3.2.4.1 Sơ đồ kết nối SPA và LON bus 63

Hình 3.3.1 Sơ đồ kết nối hệ thống Local SCADA trạm 110/22kV Phú Thạnh 67

Hình 3.3.2 Giao diện vận hành trạm 110/22kV Phú Thạnh 68

Hình 3.3.4 Giao diện chi tiết của ngăn MBA 69

Hình 3.3.5 Giám sát kết nối của các Switch, Getway, GPS, Router và máy HMI 69

Hình 3.3.6 Giám sát kết nối của các IED và Switch 70

Hình 3.5.2: Sơ nguyên lý của 1 TBA 110kV 76

Hình 4.1.1 Cây quyết định các bước để thực hiện tự động hóa tại chỗ hay trung tâm .81

Hình 4.1.2 Các gia đoạn tự động hóa lưới phân phối để mở rộng điều khiển 84

Hình 4.1.3 Cải thiện thời gian mất điện với việc tăng cấp độ chuyên sâu của DA 85

Hình 4.2.2 Giao diện sơ đồ một sợi của 2 tuyến 475-Quế Bằng và 476-Bình Hòa 89

Hình 4.2.3 Số khách hàng trên từng phân đoạn .96

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG1.1 Giới thiệu

Để từng bước hướng tới lưới điện thông minh trong tương lai cũng như phục

vụ tốt hơn công tác chỉ huy điều độ hệ thống điện theo thời gian thực thì hiện nayviệc trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS, kết nối các nhà máy điện, các trạm điện

và các thiết bị trên hệ thống điện là điều tất yếu Hệ thống điện từ khi khai sinh đếnnay về nguyên lý chẳng thay đổi ngoài việc ứng dụng công nghệ thông tin và hệthống viễn thông để quản lý vận hành cho hiệu quả hơn Sự phát triển hệ thốngSCADA/EMS/DMS có thể nói phụ thuộc vào sự phát triển của hệ thống công nghệthông tin và viễn thông Trên thế giới hệ thống SCADA đã được áp dụng trên 40năm, đối với Việt Nam đơn vị ứng dụng đầu tiên là Tổng công ty Điện lực TP.HCM(đưa vào vận hành từ năm 1990, dùng phần mềm SPIDER của ABB Thụy Điển), kếđến là Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia được trang bị cùng với dự ánđường dây 500kV (đưa vào vận hành năm 1994, dùng phần mềm RANGER củaABB) và các Điều độ miền cũng lần lượt được đầu tư với thời gian cũng như phầnmềm sử dụng khác nhau Từ năm 1998, ngành điện cũng bắt đầu trang bị hệ thốngSCADA/DMS cho các thành phố thuộc công ty điện lực tỉnh cụ thể: TP Biên Hòa/tỉnh Đồng Nai, TP Đà Lạt/Lâm Đồng và TP Cần Thơ được đưa vào vận hành năm

2004, sử dụng phần mềm MicroSCADA của ABB Phần Lan; kế tiếp là các thànhphố của 4 tỉnh miền trung Huế, Bình Định, Đà Nẵng và Buôn Ma Thuột cũng đượcđưa vào vận hành năm 2007 dùng phần mềm MicroSCADA Pro 9.2 của ABB PhầnLan…

Đến nay, đa số các đơn vị điều độ của ngành điện đã được trang bị hệ thốngSCADA/EMS/DMS nhưng đã sử dụng hệ thống khác do hệ thống cũ không đápứng với sự phát triễn mạnh của ngành điện cụ thể: đối với Trung tâm điều độ hệthống điện Quốc gia và các Trung tâm điều độ hệ thống điện miền (miền Bắc, miềnTrung và miền Nam) đã có hệ thống SCADA/EMS để chỉ huy điều hành các trạm

từ 220kV đến 500kV và các nguồn phát điện, hệ thống do nhà thầu OSI của Mỹcung cấp và hệ thống này là đồng nhất giữa các cấp điều (Hình 1.1) Đối với 05Tổng công ty điện lực phân phối (Tổng Công ty Điện lực TP.HCM, Tổng Hà Nội, Tổng miền Nam, trung và Bắc) thì hiện nay một số Tổng công ty đã được trang bị

hệ thống SCADA/DMS một số Tổng công ty đang triển khai, cụ thể: Tổng công tyĐiện lực TP.HCM đang sử dụng phần mềm E-terra của hãng Alstom để giám sátđiều khiển các TBA 220 và 110kV, phần mềm SmartVU của hãngSurvalent/Canada để quản lý vận hành lưới 22kV (Hình 1.2); Tổng công ty Điện lựcmiền Nam đang sử dụng phần mềm Spectrum Power7 để quản lý vận hành cácTBA 110kV và lưới 22kV (Hình 1.3), riêng Công ty Điện lực Đồng Nai trực thuộcTổng công ty Điện lực miền Nam nhưng sử dụng phần mềm SmartVU của hãngSurvalent/Canada để quản lý vận hành 26TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng công tyĐiện lực miền Trung dùng phần mềm SmartVU và phần mềm MicroSCADA Pro đểquản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng Công ty Điện lực Hà Nội vàTổng Công ty Điện lực miền Bắc đang triển khai đầu tư hệ thống SCADA/DMS và

dự kiến sẽ đưa vào vận hành trong năm 2017

Mặc dù, các Tổng công ty điện lực phân phối đã có hệ thống SCADA/DMSnhưng hiện nay chỉ đang áp dụng chức năng SCADA (thu thập dữ liệu, giám sát vàđiều khiển xa), chưa áp dụng các chức năng của hệ thống DMS và các chức năng tựđộng hóa lưới trung thế, chưa khai thác các chức năng tự động hóa tại trung tâmSCADA Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã tiên phong trong việc áp dụng tự độnghóa lưới trung thế cho một số xuất tuyến của các Công ty điện lực trực thuộc nhưngchức năng tự động và quy mô cũng còn hạn chế Do chưa áp dụng hết chức năngDMS nên việc kiểm soát trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện 110kV đangđược thực hiện thủ công, tức là giao cho NVVH tại trạm hoặc đơn vị quản lý vậnhành giám sát trào lưu công suất phản kháng (Q) và báo điều độ viên để đóng/ngắtcác giàn tụ bù tại các TBA 110kV nhằm giảm tối thiểu lượng Q trên lưới Ngoài ra,phần lớn hiện nay các TBA 110kV vẫn còn NVVH (riêng Tổng công ty điện lựcTP.HCM có một số TBA 110kV đã chuyển qua vận hành không người trực) nênvẫn chưa đề cập đến việc tự động hóa trạm kể cả các TBA đã chuyển sang vận hànhkhông người trực

Hệ thống SCADA/DMS của PCĐN đang sử dụng phần mềm SmartVU củahãng Survalent/Canada Hệ thống SCADA/DMS đang giám sát và điều khiển xa 26TBA 110kV, 3 trạm cắt 22kV và các xuất tuyến 22kV của 2 trạm 220/110kV LongBình và Long Thành, các thiết bị Recloser/LBS trên lưới 22kV Hệ thống bao gồm:

- Kiến trúc phần cứng gồm hệ thống mạng LAN kép thông qua 02 EthernetSwitch kết nối với các máy tính chủ và hệ thống truyền thông gồm các chức năngchính như sau: (Hình 1.4)

+ Các máy tính chủ trên hệ thống bao gồm: SERVER1, SERVER2,OPERATOR1, OPERATOR2, ENGINEERING, HISTORIAL

+ Máy tính chủ SERVER1 và SERVER2: vận hành theo cơ chế dự phòng nóng(Redundance) Máy chủ SERVER có chức năng trao đổi dữ liệu giữa các nútSCADA bên ngoài với trung tâm SCADA phục vụ cho việc vận hành mở rộng

hệ thống

+ Máy tính chủ OPERATOR1 và OPERATOR2 mỗi máy có 04 màn hình (trong

đó có 01 màn hình 65 inch) Các máy tính OPERATOR phục vụ cho việc giámsát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI

+ Máy tính chủ HISTORY (01 màn hình): phục vụ cho việc lưu trữ và truy xuất

+ Hệ thống Remote console bao gồm các máy tính Remote console đặt tạiTTGS và các Điện lực trực thuộc Công ty kết nối về Trung tâm SCADA tạiphòng Điều độ Công ty thông qua router phục vụ việc giám sát và điều khiểncác thiết bị trên giao diện đồ họa HMI

+ RTU/ Gateway tại các nút SCADA bên ngoài thu thập, chuyển đổi dữ liệu vàtruyền tín hiệu SCADA về trung tâm SCADA

- Chức năng phần mềm SmartVU như sau: (Giao diện hình 1.4)

+ Giám sát kết nối truyền thông giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt

thiết bị đầu cuối RTU/Gateway

+ Giám sát kết nối các thiết bị tại trung tâm SCADA như máy tính chủ,Terminal, GPS với Switch, Switch với Router và trạng thái hoạt động Hot-Standby của máy tính chủ Server

+ Giám sát kết nối giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt thiết bị đầucuối RTU/Gateway

+ Giám sát trạng thái đóng/ngắt của thiết bị, giá trị vượt ngưỡng, tín hiệu 81Trip, tổng công suất và tần số của hệ thống,…

+ Hiển thị sơ đồ giao diện một sợi phục vụ cho việc giám sát và điều khiển.+ Hiển thị giá trị đo lường bao gồm các thông số như công suất hữu công (P),công suất vô công (Q), dòng diện (I), điện áp (U), Cos phi, nấc MBA, nhiệt độDầu, nhiệt độ Cuộn dây, sóng hài (THD) và tần số của lưới điện

+ Điều khiển đóng/ ngắt thiết bị từ xa

+ Ghi nhận tất cả các sự kiện và cảnh báo xuất hiện trên lưới

+ Ghi nhận các thông số điện và báo cáo theo thời gian

+ Ngoài ra còn có các phần mềm phụ trợ như Excel, phần mềm diệt virus

Hình 1.1 Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA/DMS của PCĐN

- Hệ thống mạng chuyền dẫn cho SCADA:

+ PCĐN đã thiết lập mạng truyền dẫn khép kín (không kết nối Internet, mạngcủa IT và điều hành sản xuất) để phục vụ truyền dữ liệu hệ thống SCADA từ cácTBA 110kV về hệ thống SCADA trung tâm Hệ thống mạng được thiết lập 2

đường quang vật lý theo 2 hướng khác nhau, hệ thống này tạo thành mạng vòngnhằm luôn đảm bảo kênh truyền cho hệ thống SCADA Các Switch được lắp đặttại các TBA 110kV đáp ứng tiêu chuẩn vận hành trong môi trường trạm biến áp(IEC61850-3)

Hình 1.2 Hệ thống mạng truyền dẫn của hệ thống SCADA

Hệ thống SCADA tại TBA 110kV giúp NVVH giám sát tất cả các thông tin,thông số và điều khiển các thiết bị trong trạm thông qua màn hình HMI Hệ thốngLocal SCADA tại các TBA 110kV của PCĐN hiện nay đa dạng và chưa đồng nhấtnên cũng gây khó khăn trong công tác vận hành, bảo trì và xử lý sự cố Hệ thốngSCADA tại trạm trên 90% là kiểu truyền thống, các tín hiệu được thi công đấu cứng

và kéo dây tập trung về tủ RTU nên công tác thi công cũng mất nhiều thời giannhưng độ tin cậy không cao Hệ thống local SCADA sử dụng nhiều phần mềm củanhiều đơn vị khác nhau cung cấp và bản quyền sử dụng cũng đa dạng nên công tácquản trị cũng gặp nhiều trở ngại Do các trạm hiện hữu, công tác đầu tư xây dụngphải theo quy định, chưa định hướng rõ ràng nên hệ thống SCADA hiện hữu cònnhiều giới hạn, cụ thể : Chưa có khả năng lập trình và tự thực hiện một số nhiệm vụtại trạm để giảm áp lực cho Điều độ viên, việc đồng bộ thời gian chưa đồng nhất,việc truy xuất và cấu hình từ xa các thiết bị IEDs, bản quyền hệ thống SCADA tạitrạm… tât cả cần phải xem xét để thống nhất và đưa ra quy định cụ thể

PCĐN đã lập đề án từ 2017 đến 2020 sẽ kết nối các Recloser và LBS trên lướitrung thế và ứng dụng chức năng FDIR Trong năm 2017, sẽ kết nối tất cả cácRecloser đã hỗ trợ kết nối SCADA và hàng năm sẽ nâng cấp để kết nối cácRecloser/LBS cũ nhằm đến 2020 đảm bảo các Recloser/LBS được kết nối về hệthống SCADA của PCĐN Song song đó, PCĐN sẽ ứng dụng rộng rãi chức năngFDIR để từng bước tiến tới tự động hóa lưới trung thế

Với mô hình và chức năng hiện hữu thì hàng ngày ĐĐV phải theo dõi để thao tác đóng/ngắt các giàn tụ bù tại các TBA 110kV trên 100 lần, sáng đóng trên

50 tụ bù và ít nhất chiều phải ngắt trên 50 tụ bù nhằm giảm tối thiểu trào lưu Q trênlưới (đôi khi vào buổi trưa trào lưu Q thay đổi phải theo dõi để ngắt ra và đến đầugiờ chiều phải đóng lại) Ngoài ra, hiện nay một số rơle điều áp tại các trạm bị hưhoặc hoạt động chưa ổn định nên việc duy trì điện áp tại thanh cái 22kV ở trạm theoquy định gặp nhiều khó khan, ĐĐV phải theo dõi tín hiệu điện áp tại thanh cái nếuvượt ngưỡng thì phải điều nấc từ hệ thống SCADA

Từ năm 2017 đến 2020, PCĐN sẽ kết nối trên 600 cái Recloser và LBS trênlưới 22kV để giám sát và điều khiển xa Với 2 ĐĐV trong một ca thì sẽ gặp rấtnhiều khó khăn trong việc vừa chỉ huy điều độ lưới điện và kiêm thao tác xa tất cảcác thiết bị trong TBA 110kV và trên 600 Recloser/LBS của lưới 22kV Mặt khác,hầu hết các TBA 110kV hiện hữu được thiết kế và vận hành theo kiểu truyền thống,

hệ thống local SCADA được đầu tư chỉ phục vụ vận hành tại trạm và chưa quantâm đến tự động hóa ngay tại trạm

Với hiện trạng như đã nêu trên, thì việc nghiên cứu để áp dụng một số chứcnăng của hệ thống SCADA tại PCĐN để điều khiển tự động nấc MBA và các giàn

tụ bù tại các TBA 110kV sẽ giảm tổn thất trên lưới điện cũng như giảm công việcthao tác đóng/ngắt các giàn tụ bù của ĐĐV Để giảm tiếp áp lực cho ĐĐV và côngviệc của NVVH tại các tổ TTLĐ thì việc nghiên cứu tự động hóa TBA 110kV; chứcnăng phát hiện, định vị cô lập sự cố và khôi phục điện cho khu vực không bị sự cốnhằm cải thiện độ tinh cậy cho lưới điện PCĐN nói riêng và của EVN nói chung làrất cần thiết

Hình 1.3 Hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm điều độ HTĐ miền Nam

Hình 1.4 Hệ thống SCADA/DMS của Trung tâm điều độ TP.HCM

Hình 1.5 Hệ thống SCADA/DMS của TTĐH SCADA EVN SPC

1.2 Mục tiêu và nội dung nghiên cứu

Đề tài “Ứng dụng phần mềm SmartVU để triển khai tự động hóa lưới điện khuvực tỉnh Đồng Nai” sẽ được thực hiện với các mục tiêu và nội dung như sau:

- Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình cho vận hành tự động các trạm110kV và lưới điện trung thế

- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV

- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế 22kV

1.3 Tính cấp thiết của đề tài

Hiện nay, một số công ty Điện lực thuộc Tập đoàn đã chuyển các TBA 110kVsang vận hành không người trực và kế hoạch của PCĐN trong năm 2017 cũng sẽchuyển ít nhất 9 TBA 110kV sang vận hành không người trực Khi đó, Điều độ viêncủa PCĐN phải điều khiển xa tất cả các thiết bị trong TBA 110kV và phải thườngxuyên theo dõi trào lưu của công suất phản kháng (Q) để ra quyết định đóng hayngắt giàn tụ bù tại các TBA 110kV nhằm giảm tối thiểu Q trên lưới 110kV theo quyđịnh của Tổng công ty Điện lực miền Nam Với quy định trên thì thông thường mỗisáng Điều độ viên phải đóng trên 52 máy cắt tụ bù và chiều/tối sẽ ngắt 52 mát cắt tụ

bù Ngoài ra, Điều độ viên cũng phải chỉ huy điều hành và xử lý sự cố trên 300 xuấttuyến lộ ra của 26 TBA 110kV Với khối lượng công việc nhiều và áp lực nhiều mặtthì Điều độ viên dễ sai sót trong việc điều khiển và chỉ huy điều hành lưới điện đậmchất công nghiệp của tỉnh Đồng Nai Do đó, việc tìm hiểu để tự động hóa các trạm

và lưới điện trung thế cũng như lập trình để phần mềm SCADA/DMS tự động thựchiện một số công việc cho Điều độ viên là nhiệm vụ cần phải thực hiện ngay

1.4 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Trong nội dung luận văn này, đối tượng được nghiên cứu là phần mềmSmartVU của hãng Survalent/Canada, TBA 110kV và lưới điện trung thế của Điệnlực Trị An

Phạm vi nghiên cứu của đề tài là phần mềm SmartVU Lập trình để đóng/ngắt

tụ bù tại trạm Thống Nhất và điều khiển nấc MBA Trạm 110kV Phú Thạnh tự động

từ trung tâm SCADA Lập trình để ứng dụng chức năng tự động phát hiện sự cố,khoanh vùng và cô lập sự cố, khôi phục điện khu vực không bị sự cố của 2 xuấttuyến 22kV Điện lực Trị An

1.5 Ý nghĩa của đề tài

1.5.1 Ý nghĩa khoa học

Hiện nay, các nước trên thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng cũng đã đưa

ra mục tiêu và kế hoạch để tiến tới lưới điện thông minh Mục đích của lưới điệnthông minh là cân bằng giữa cung và cầu, để đáp ứng mục tiêu này các nước từngbước đầu tư thêm các nguồn phân táng trong đó có gió và mặt trời, song song đócũng đầu tư và ứng dụng các công nghệ để vận hành thời gian thực như SCADA,DMS, GIS, OMS và hệ thống tự động hóa trạm điện và lưới điện Do vậy, đề tàinày cũng góp một phần đưa lưới điện Việt Nam dần tiến tới lưới điện thông minh

1.5.2 Ý nghĩa thực tiễn

Việc điều khiển đóng/ngắt giàn tụ bù tự động trên thanh các C41 và 42 tạitrạm Thống Nhất cũng như điều khiển tăng/giảm nấc MBA tại trạm Phú Thạnh đãgóp phần giảm tối thiểu lượng công suất phản kháng trên lưới điện và duy trì ổnđịnh mức điện áp theo quy định đã làm giảm đáng kể tổn thất trên lưới điện cũngnhư đáp ứng chất lượng điện áp cho khách hang Mô phỏng việc phát hiện sự cố,khoanh vùng và cô lập sự cố, khôi phục điện nhanh cho khách hàng cũng sẽ sớm

1.6 Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu lý thuyết kết hợp tình hình vận hành thực tế của công ty Điện lựcĐồng Nai và mô phỏng trên phần mềm SmartVU

Nghiên cứu lý thuyết kết hợp với mô phỏng trên phần mềm SmartVU

1.7 Bố cục của luận văn

Bố cục của luận văn gồm 5 chương:

+ Chương 1: Giới thiệu chung

+ Chương 2: Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình tự động hóa trạm110kV và lưới điện trung thế

+ Chương 3: Nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV.+ Chương 4: Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế 22kV.+ Chương 5: Kết luận và hướng phát triển tương lai

CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ LẬP TRÌNH

TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM 110KV VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ2.1 Giới thiệu cấu trúc và khái niệm phần mềm SCADA của hãng Survalent

2.1.1 Giới thiệu:

Thông thường phần mềm SCADA của Survalent bao gồm 3 phần: SCADAServer, SCADA Client và WorldView Mỗi phần sẽ đảm nhiệm các chức năng khácnhau

- SCADA Server: module này là nơi mà database được lưu lại Muốn khởi

động hệ thống thì cần phải có module này

- SCADA Client: Cho phép người dùng tạo và chỉnh sửa database và các ứng

dụng trên hệ thống (Mapping datapoint, Data Exchange, Point Resources, Alarms,Automation,…)

- SmartVU: Dùng để tạo giao diện người-máy (HMI) cho người vận hành

Khi tạo một database mới hoặc copy database từ một nơi khác về, folder database

đó phải được đặt tên lại chính xác là Database và dùng SrvAdjust.exe để điều chỉnh

lại toàn bộ database cho server

B SCADA Client

Ở module này, ta sẽ sử dụng SCADA Explorer Để sử dụng SCADA Explorer,

phải kích hoạt bằng Dongle key trước như đã nói ở trên

Cửa sổ SCADA Manager hiển thị như hình dưới Vùng bên trái cho thấy cách màdatabase được sắp xếp (ở đây là theo dạng cây - tree) Khi chọn một mục ở bên trái,một list các database item của nhánh đó hiện ra ở vùng bên phải

- Station, Communication Line, RTU, IED: dùng cho việc mapping cácdatapoint

- Data Exchange: Giúp cho việc trao đổi data với các trạm chủ (master station)trở nên dễ giàng hơn với việc sử dụng cùng giao thức (protocol) để kết nối với cácRTU

- Alarms: Tạo ra các format (định dạng) của các cảnh báo cho hệ thống

- Automation: Ứng dụng cho việc tự động hóa với việc tính toán database, sửdụng command sequence…

- Access Control: quản lý, phân quyền tài khoản người dùng

- Report: Điều chỉnh lịch thu thập dữ liệu cho việc báo cáo (report)

C SmartVU

SmartVu là một giao diện người dùng dạng bản đồ (world map user interface).SmartVU chạy trên nền hệ điều hành Windows và vận hành như một “khách”(client) đối với máy chủ SCADA

Chương trình này sử dụng bản copy bản đồ của chính nó (được lưu trữ ngay tại ổcứng của PC đó) để liên kết đến các dữ liệu analog và status lấy được từ máy chủ(host computer) Các hoạt động như “control” (điều khiển) hoặc “alarmacknowledgement” (xác nhận cảnh báo)

SmartVU có đầy đủ các chức năng giúp hỗ trợ rất tốt cho việc tạo dựng sơ đồ, bản

đồ PC sử dụng SmartVU không cần phải giao tiếp với máy chủ để có thể chỉnh sửabản đồ, ngoại trừ việc lấy thêm các data point

2.1.2 Các cấu trúc cơ bản của hệ thống SCADA:

- Sơ đồ cấu trúc Single Sever, sơ đồ cấu trúc Dual Sever, sơ đồ cấu trúc QuadSever:

A Hướng dẫn cài đặt phần mềm SCADA Server

Phần mềm cần được cài đặt đầu tiên là SCADA Server:

- Trong thư mục “new update” chứa file cài đặt, mở tập tin

- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt

- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất

B Hướng dẫn cài đặt phần mềm SCADA Client

Phần mềm tiếp theo cần được cài đặt là SCADA Client:

- Trong thư mục “new update” chứa file cài đặt, mở tập tin

- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt

- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất

C Hướng dẫn cài đặt phần mềm WorldView

Tiếp theo ta sẽ tiến hành cài đặt phần mềm WorldView:

- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt.

- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất

D Hướng dẫn cài đặt phần mềm SmartVU

Tiếp theo ta sẽ tiến hành cài đặt phần mềm SmartVU:

- Trong thư mục “new update” chứa file cài đặt, mở tập tin “SmartVU_setup”

- Cửa sổ cài đặt “Survalent SmartVU – InstallShield Wirzard” xuất hiện Chọn

- Nhấn “Install” để bắt đầu quá trình cài đặt

- Khi quá trình cài đặt kết thúc, nhấn “Finish” để hoàn tất

Gỡ cài đặt ngược lại với thứ tự cài đặt

2.2.2 Kích hoạt khóa Dongle Key

Tiếp theo, ta sẽ tiến hành cài đặt phần mềm driver

- Trong thư mục “SCADAServer” (C:\Program Files(x86)\quindar\SCADAServer), mở tập tin “CBUSetup.exe”

- Chọn “Install” và nhấn “Ok”

2.2.3 Cấu hình chương trình Server Setup

Để config chương trình “Server Setup”, trong thư mục “SCADAServer” (C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAServer), mở chương trình “SCADA ServerSetup”

- Nếu chương trình SCADA được chạy trên máy tính không được cắm trựctiếp Dongle key, thì trong phần “This computer is Host” ta phải điền địa chỉ IP của

2.2.4 Hướng dẫn chạy SCADA server của phần mềm Survalent

Trên màn hình desktop, kích chạy SCADA manager, lưu ý trước khi khởi động server phải cắm Dongle key vào máy tính server

Cửa sổ SCADA Manager

Chọn “Start” để kích hoạt, cửa sổ lúc đó sẽ như sau:

Cửa sổ SCADA Manager sau khi click “Start”

Sau khi kích hoạt, các phần mềm của Survalent đã có thể sử dụng, cụ thể làSCADA Explorer và WorldView, SmartVU

Lưu ý: Sau khi sử dụng xong, muốn rút Dongle key ra thì phải bấm nút “Stop” ởSCADA Manager trước rồi mới được rút

Chú ý: Sau khi nhấn “Stop”, nếu vẫn còn hiển thị như trên thì chưa được rút

Dongle key Chờ đến khi “SCADA is stopping” chuyển thành “SCADA is notrunning” thì mới được rút

2.2.5 Lưu trữ sao chép cơ sở dữ liệu của hệ thống:

2.2.5.1 Lưu trữ cơ sở dữ liệu khi hoàn thành việc cấu hình hệ thống:

Sau khi đã hoàn tất công việc cấu hình cho hệ thống SCADA, thao tác lưu trữ dữliệu thường được dùng nhằm sao lưu hay chuyển cơ sở dữ liệu của hệ thống sang hệthống khác

- Việc cần làm đầu tiên là lưu lại tất cả các công việc đã hoàn thành, sau đótắt phần mềm SCADA bằng chương trình SCADA Manager

- Cơ sở dữ liệu của gói phần mềm SCADA được lưu trong 3 thư mục chính cótên mặc định là Database, Standard, Templates:

- Database: là nơi lưu trữ toàn bộ thông tin hệ thống, cấu trúc cơ sở dữ liệu củaSCADA Explorer, dữ liệu SCS,… Địa chỉ mặc định của thư mục là: C:\ProgramFiles (x86)\quindar\SCADAServer\Database

- Standard: là nơi lưu trữ toàn bộ dữ liệu HMI của phần mềm SmartVU Địachỉ mặc định của thư mục là: C:\Program Files (x86)\Survalent\SmartVU\Standard

- Templates: là nơi lưu trữ các Template được tạo Địa chỉ mặc định của thưmục là: C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAClient\Templates

- Để lưu trữ cơ sở dữ liệu của hệ thống, sau khi tắt phần mềm SCADA, ta chỉcần sao chép lại 3 thư mục trên

2.2.5.2Hướng dẫn sao chép cơ sở dữ liệu

Trong một số trường hợp, chúng ta cần sử dụng cơ sở dữ liệu đã được tạo dựng sẵn

từ trước, khi đó ta sẽ sao chép cơ sở dữ liệu sẵn có này vào hệ thống

- Việc cần làm đầu tiên là tắt phần mềm SCADA bằng chương trình SCADAManager Sau đó lưu lại cơ sở dữ liệu hiện hữu (trong ba thư mục Database,Standard, Templates) sang 1 địa chỉ khác hoặc đổi tên 3 thư mục này khác với tênmặc định ban đầu

- Sao chép 3 thư mục (Database, Standard, Templates) có chứa cơ sở dữ liệucần sao chép vào các thư mục SCADAServer, SmartVU, SCADAClient theo thứ tựtương ứng Lưu ý: 3 thư mục Database, Standard, Templates phải được đổi tên theo

đúng như tên mặc định để phần mềm SCADA có thể nhận biết đúng được thư mục chứa cơ sở dữ liệu

- Sau khi tiến hành sao chép dữ liệu vào đúng địa chỉ, mở chương trình

“Adjust Database” trong thư mục SCADAServer (C:\Program Files (x86)\quindar\SCADAServer)

- Nhấn nút “Adjust” để chương trình update cơ sở dữ liệu mới vào hệ thống.Khi đã hoàn thành update dữ liệu và nhấn “Finish” để kết thúc

- Đến đây, chúng ta đã có thể mở lại phần mềm SCADA bằng SCADAManager và tiến hành thao tác trên cơ sở dữ liệu vừa được cập nhật

2.3 Hường dẫn cấu hình, tạo cơ sở dữ liệu cho hệ thống SCADA-(Database và HMI)

Tạo Database với SCADA Explorer

Trước khi tiến hành, người dùng cần kích hoạt các chức năng của phần mềm vớiDongle key

2.3.1 Station:

Station có thể coi là một nhóm các point được gom lại với nhau Việc nhóm các point lại để tạo nên một (hoặc nhiều) station là tùy vào người dùng

Để tạo một station database, trước hết chạy chương trình SCADA Explorer

Trong SCADA Explorer, chọn “Station” như trên hình, ở khoảng trống tương ứngbên phải, click chuột phải và chọn”New” Cửa ổ “New Station” sẽ hiện ra như hìnhdưới Nhập các thông tin cần thiết cho station (Name, Zone Group, User Type…)rồi click “OK”

Cửa sổ New Station

- Name: tên station

- Description: Mô tả ngắn gọn

- Zone Group: Dùng để giới hạn quyền truy cập, tùy theo người dùng log invào account nào Người dùng có thể chọn hoặc tự tạo riêng một Zone (Zone Group)bằng cách: Mở rộng mục Access Control  Chọn Zone (Zone Group)  right click vùngbên phải, chọn New

- User Type: Cũng như Zone Group, người dùng có thể User Type sẵn có hoặc

tự tạo riêng bằng cách:

- Mở rộng mục Point Resources  Chọn User Point Types  right click vùngbên phải, chọn New

Mỗi communication line có 1 status point tương ứng để chỉ trạng thái của nó (cónhận được data hay không)

Ở đây, ta lấy ví dụ 1 station với tên “TestStation” Mở rộng “Station” (click vào dấu[+]) để thấy tên station mới tạo và tiếp tục mở rộng station đó, chọn “Status” nhưhình dưới Cũng như khi tạo station, click phải vào vùng bên phải và chọn “New”

để tạo 1 status point

Mục đích của việc này là để tạo 1 status point cho Communication Line (ngắn gọn

là comm.line) sẽ tạo ở bước tiếp theo Đây là point trạng thái của com.line đó và làđiều kiện tiên quyết trước khi tạo bất cứ com.line nào

Chọn Station Name tương ứng (ở đây là TestStation) và các mục khác theo ý muốn.Trong thẻ Alarm, ở mục Alarm Format, chọn Format01 Xong click “OK”

Việc tạo communication line lúc này cũng tương tự như tạo Station ChọnCommunication Lines như hình, click chuột phải vào vùng bên phải rồi chọn

“New”

- All Data: thời gian yêu cầu RTU quét toàn bộ dữ liệu

- Poll Retry Count: số lần quét xuống trạm khi mất dữ liệu (hết thời gian này thì phần mềm sẽ báo mất kết nối trong cửa sổ Event)

- Time Between Scans: khoảng thời gian giữa các lần quét

- Dll Long Response Timeout: thời gian cho 1 lần quét

Trong thẻ Alarms, chọn Format01 trong Alarm Format Xong click “OK”

Tạo RTU tương tự như Communication line:

Chọn mục “RTU” rồi click phải chuột vào vùng bên trái, chọn “New”

Chọn tên cho RTU, chọn comm.line tương ứng… Thực hiện các thao tác chọn, kéo thả status point tương ứng như đối với Communication Lines

Tag General:

- Name: đặt tên cho RTU

- Link Status: chọn status point cho Rtu này, chính là status point đã tạo ở phầnStation (chọn bằng cách giữ chuột status point kéo thả vào)

- Communication Line: chọn tên Commline đã tạo trong phần CommunicationLine

- Connection: chọn Use Comline Settings

- Address: nhập vào địa chỉ ASDU Adress đã được cấu hình trong RTU

Các tag con lại để mặc định

2.3.4 Tạo Status Point: (tín hiệu trạng thái, điều khiển, cảnh báo)

- Status point được dùng để chỉ trạng thái của thiết bị, có 3 cách để tạo một statuspoint:

a) Tạo từ Station:

- Mở rộng Station/ chọn Station cần tạo status point/ Status/ bên phải r.click chọn New

b) Tạo từ Communication Line:

- Mở rộng Communication Line/ chọn CommLine cần tạo status point/ chọnRtus/ Status/ bên phải r.click chọn New

c) Tạo từ Rtus:

- Mở rộng Rtus/ chọn RTU tương ứng cần tạo status point/ status/ bên phải r.click chọn New

Tag General:

- Station: chọn tên station đã tạo ở phần station

- Name: đặt tên cho thiết bị

- Description: mô tả

- User Type: phân loại các point

- Device Class: xác định loại Alarm cho point đó

+ Non-Alarm: không báo alarm

+ 4-State Moment:Báo alarm khi tín hiệu lên 0, 1, 2, 3

+ Special Breaker:

+ Trip:

- Zone Group: giới hạn quyền điều khiển thiết bị

- Command-State: hiển thị giá trị trả về của thiết bị trên cửa sổ Alarm và Opr