Tóm tắt: Đề tài được thực hiện, nhằm nghiên cứu kết hợp các hệ thống SCADA, AMI và thiết bị đo pha (PMU) vào việc vận hành hệ thống điện phân phối nối chung và hệ thống điện phân phối do Tổng công ty Điện lực TPHCM quản lý nói riêng. Kết quả đạt được của đề tài là đề xuất 3 giải pháp bao gồm: (i) ứng dụng AMI để hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm soát hệ thống điện phân phối, (ii) Áp dụng phần mềm HES AMIR được phát triển bởi Nuri Telecom vào hệ thống AMI của Tổng công ty Điện lực TPHCM trong thời gian hoàn chỉnh EVNHES, kết hợp dữ liệu thu thập từ AMI với hệ thống truyền thông đa phương tiện hiện có tạo kênh trao đổi thông tin chiều thứ 2 từ các đơn vị phân phối điện đến người tiêu thụ, (iii) Lắp đặt thiết bị đo pha (PMU) để giám sát lưới điện 110kV tại Tổng công ty Điện lực TPHCM. Mô phỏng và đánh giá hiệu quả của từng giải pháp để áp dụng vào lưới điện phân phối tại TPHCM
Trang 1
DAI HOC QUOC GIA TP HO CHi MINH
TRUONG DAI HOC BACH KHOA
NGUYEN VAN TOAN
NGHIEN CUU UNG DUNG HE THONG SCADA, AMI, PMU VA DE RA GIAI PHAP VAN HANH LUOI DIEN PHAN PHOI
DO TONG CONG TY DIEN LUC TP.HCM QUAN LY
STUDY OF SCADA, AMI, PMU SYSTEM AND ITS APPLICATION FOR HCM CITY’S DISTRIBUTION GRID
Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 60520202
LUẬN VĂN THẠC SĨ
TP HO CHI MINH, thang 8 nim 2019
Trang 2
Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Bách Khoa - DHQG-HCM Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS HUỲNH QUANG MINH (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét Ì: - SG S133 E853 ESE 1385158 EEEEEESEEEEEEEESErkEsrerrsrersreesrx (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 2: . - ¿2 t2 2 tro (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vi va chữ ký) Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm 2019
Thành phân Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đông chầm bảo vệ luận văn thạc sĩ)
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nêu có)
CHỦ TỊCH HỘI ĐÒNG TRƯỞNG KHOA
Trang 3ĐẠI HỌC QUOC GIA TP HCM CONG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập — Tự do - Hạnh phúc
NHIỆM VỤ LUẬN VẤN THẠC SĨ
Họ tên học viên: Nguyễn Văn Toàn MSHV: 1670836
Ngày, tháng, năm sinh: 22/10/1975 Nơi sinh: TP HCM
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60520202
I TEN DE TAI: NGHIEN CUU UNG DUNG HE THONG SCADA, AMI, PMU VA DE RA GIAI PHAP VAN HANH LUOI DIEN PHAN PHÓI DO TONG CONG TY DIEN LUC TP.HCM QUAN LY
NHIEM VU VA NOI DUNG:
Nhiệm vụ 1: Nghiên cứu ứng đụng tính năng kỹ thuật các hệ thống SCADA,
AMI, PMU
Nhiệm vụ 2: Đề ra giải pháp áp dụng cho vận hành lưới điện phân phối Tổng Công ty Điện Lực TP HCM quản lý
I NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 03/5/2019
HI NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 28/7/2019
IV CAN BO HUONG DAN: TS Huynh Quang Minh
Tp HCM, ngay thang nam 2019
CAN BO HUONG DAN CHU NHIEM BO MON DAO TAO
TS Huynh Quang Minh
Trang 4LOI CAM ON
Trước hết, cho phép tôi được báy tỏ lời cảm ơn sâu sắc nhất tới Quý Thầy Cô
nhà trường, Quý Lãnh đạo và chuyên viên Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí
Minh đã giúp đỡ tôi trong suốt quá trình nghiên cứu thực hiện đề tài luận văn tốt
nghiệp này
Tôi xin được trân trọng gửi lời tri ân đến Thầy TS Huỳnh Quang Minh đã tận
tình hướng dẫn, định hướng nghiên cứu đề tôi hoàn thành luận văn đúng tiến độ và
đạt được mục đích, yêu cầu của đề tài
Tôi xin chân thành cảm ơn Lãnh đạo, các Anh (Chị) đồng nghiệp là chuyên
viên tại các Ban, đơn vị trực thuộc Tổng công ty Điện lực TP.Hồ Chí Minh đã chỉ
dẫn, gợi mở, cung cấp thông tin và hỗ trợ thu thập số liệu để tơi hồn thành đẻ tài
này
Xin chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè đồng nghiệp đã động viên, hỗ trợ tôi
trong suôt thời gian nghiên cứu, thực hiện luận văn này
TP.Hồ Chí Minh, ngày tháng năm Sinh viên thực hiện
Nguyễn Văn Toàn Khoa Kỹ Thuật Điện
Trang 5TOM TAT
Lưới điện thông minh là hệ thống lưới điện sử dụng công nghệ số và những công nghệ tiên tiến khác để giám sát và quản lý việc truyền tải điện từ tất cả các nguồn phát nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng Lưới điện thông minh kết hợp những nhu cầu và năng lực của tất cả các nhà máy phát điện trên thị
trường điện, người điều hành lưới điện, khách hàng sử dụng điện nhằm vận hành hệ
thống điện với độ tin cậy cao, hiệu quả, và an toàn với chi phi đầu tư và ảnh hưởng về môi trường ở mức thấp nhất
Tổng công ty Điện lực TP.HCM (EVNHCMC) đang nỗ lực không ngừng xây dựng lưới điện thông minh, hiện đại ngang bằng với các điện lực khu vực Điển hình là xây dựng các hệ thống tự động hóa lưới điện, hạ tầng đo đếm thông minh, tích hợp nguồn năng lượng tái tạo, giám sát và điều khiển phụ tải
Đề tài được thực hiện, nhằm nghiên cứu kết hợp các hệ thống SCADA, AMI
và thiết bị đo pha (PMU) vào việc vận hành hệ thống điện phân phối nỗi chung và
hệ thống điện phân phối do Tổng công ty Điện lực TPHCM quản lý nói riêng Kết quả đạt được của đề tài là đề xuất 3 giải pháp bao gồm: (i) tmg dung AMI đề hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm soát hệ thống điện phân phối, (ii) Áp dụng
phần mềm HES AMIR được phát triển bởi Nuri Telecom vào hệ thống AMI của Tổng công
ty Điện lực TPHCM trong thời gian hoàn chỉnh EVNHES, kết hợp đữ liệu thu thập từ AMI
với hệ thông truyền thông đa phương tiện hiện có tạo kênh trao đổi thông tin chiều thứ 2 từ
các đơn vị phân phối điện đến người tiêu thụ, (ii) Lắp đặt thiết bị đo pha (PMU) để giám sát
lưới điện 110kV tại Tông công ty Điện lực TPHCM Mô phỏng và đánh giá hiệu quả của
từng giải pháp để áp dụng vào lưới điện phân phối tại TPHCM
Trang 6ABSTRACT
Smart grid is a grid system that uses digital technology and other advanced technologies to supervise and manage the transmission of electricity from all sources to meet the electricity demand of customers Smart grid combines the needs and capacities of all power generation plants in the electricity market, electric grid
operators, customers to operate the electric systems with high reliability, efficiency
and safety with the lowest investment costs and environmental impacts
EVNHCMC is trying our best to build a smart and modern power grid to keep pace with the other regional power company Typically, building the grid automation systems, intelligent metering infrastructure, integrating the renewable energy sources, supervising and controlling the additional charge
This study was carried out to research the combination of SCADA, AMI and phase measuring system (PMU) in operating the common electrical distribution system and particularly the distribution power system managed by EVNHCMC As the results of this study, I propose three solutions including: (1) Applying AMI to support SCADA in supervising and controlling the distribution power system, (ii) Applying the software HES AMIR which was developed by Nuri Telecom into the AMI system of EVNHCMC while completing EVNHES, combining data that were
collected from AMI with the existing multimedia communication system, which
now creating the second information exchange channel from distributors to
consumers, (iii) Installing phase measuring equipment (PMU) to supervise 110kV grid at EVNHCMC Simulating and evaluating the efficiency of each solution to
apply to the distribution grid in Ho Chi Minh City
Trang 7LOI CAM DOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết
quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác
Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này
đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc
Tôi cam đoan đây là công trình nghiên cứu của tôi
Tp Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2019
(Ky tén và ghi rõ họ tên)
Nguyễn Văn Toàn
Trang 8DANH MUC CAC TU VIET TAT Giải thích từ ngữ và chữ viết tắt
EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam
AO Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia
A2 Trung tâm điều độ hệ thống điện Hồ Chí Minh
DCL Dao cach ly
HTD Hệ thống điện
HMI Human - Machine Interface_ Màn hình giao diện người - máy
IED Thiết bị điện tử thông minh MBA Máy biến áp
MC Máy cắt
MTU Máy chủ điều khiển
RTU Thiết bị đầu cuối tại trạm
PLC Power Line Communication
SCADA Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu
TP Thành phố
TI Máy biến dòng điện TU Máy biến điện áp
WAN Mạng diện rộng
AMI Advanced Metering Infrastructure_ Hệ thống đo lường tiên tiến
AMR Automatilc Meter Reading Công tơ tự động đọc từ xa
American National Standards Institute_ Viện tiêu chuẩn quốc gia
AINSI My
COSEM Companion Speci fication for Energy Metering
DCU Data Concentrator Unit_B6 tập trung dữ liệu
DLMS Data Language Messaging Specification
HDLC Giao thức liên kết dữ liệu mức cao
HES Head End System Hệ thống đầu cuối
MDMS Meter Data Management System_ Hé théng quan ly dit liéu
RF Radio Frequency _Song vé tuyến
ADC Analog to Digital Converter_ Bộ chuyển đôi tương tự - số
Trang 9
WAMS Wide area monitoring system _Hé théng theo déi dién rong
DMA Direct Memory Access_ Cơ chế truy cập bộ nhớ trực tiếp
IO Input/Output_ Đầu vào/ra của thiết bị
GPS Global Positioning System_ Hệ thống định vị toàn cầu
PDC Phasor Data Concentrator_ Bộ tập trung dữ liệu Phasor
PMU Phasor Measurement Unit _ Thiết bị đo lường đồng bộ pha
GFTU Mô đun truyền thông sử dụng GPRS
Trang 10
DANH MỤC CÁC BẢNG, HÌNH ẢNH
Hình 1.1 Mô hình hệ thống SCADA lưới điện TP HCM - ¿5-5255 2 Hình 1.2 Cấu trúc hệ thông SCADA lưới điện TP HCM ¿+5 + ©s+cs se: 2
Hình 1.3 Nguyên ly thu thập đữ liệu từ xa bằng sóng RE . ¿5 +csccsrs 5
Hình 1.4 Mô hình thu thập đữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua mang
cáp quang, mạng viễn thơng GSÌM - 5 1 E31 E3 E1 E1 11kg 6 Hình 1.5 Mô hình thu thập dữ liệu từ xa qua bộ tập trung dữ liệu . - 7
Hình 1.6 Mô hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP HCM (đang xây
h2 9
Hình 2.1 Cầu trúc chung hệ thống SCAADA - ¿5:2 2 S2 ExEE‡EEEEEErEerserrrrrred 14 Hình 2.2 Các câu trúc truyền thông cơ bản hệ thống SCADA :- ¿52552 15 Hình 2.3 Cấu trúc truyền thông hệ thống SCADA lớn -¿- 2-52 + s£serszxsred 16 Hình 2.4 Ví dụ về một hệ thống SCADA 5 s3 S23 EEEEEEEESEEEErkrkrkrrvri 17
Hình 2.5 Một số kênh liên lạc trong hệ thống SCADA - ¿- +55 2 2x22: 18 Hình 2.6 Chức năng thu thập dữ liệu G12 vn ng ng ng ng rư 20
Hình 2.7 Chức năng chỉ thị trạng thái - - G11 1n ng ngu 21
Hình 2.8 Đo lường giá †rỊ tƯƠng TỰ - c1 ng ng nh ng kg hà 22 Hình 2.9 Cơ sở đữ liệu phục vụ cho tính toán .- - c1 nh nghe 23
Hình 2.10 Mô hình kết nối hệ thống Mini-SCADA/DM§S lưới điện EVNHCMC 27 Hình 2.11 Cấp độ quốc gia AMI 5: St 11x SH xxx ki th 31 Hình 2.12 Cấp độ PC AMI ¿s22 SE HS 1E 1111113111111 011111111111 E 32 Hình 2.13 AMI Cấp độ tại chỗ (J) -¿- ¿2+ St x3 E1 E1 E111 Exprrrrred 32 Hình 2.14 AMI Cấp độ tại chỗ (TT) . - 5< s52 3 StEEkEEEEEEEEEEEEEEEEEkrkkrkerrrkrred 33
Hình 2.15 Kết nỗi hệ thống AMI 5 S313 3EE S3 323 x1 T92 Ty Hy kg 34
Hình 2.16 Mô hình thiết bị PMŨU 5+1 3S SE EEEEkEEkEkrkrkkrkerrrrrred 36
Hình 2.17 Hoạt động của module thu tín hiệu GŒPS c cSSSnSSvssssssske 38
Hinh 2.18 Antenna va mach thu GPS SIM 908 L n HH Hnn Hư rêy 39
Hình 2.19 Hoạt động của module thu thập dữ liệu .- - - - 55c c2 sssssssx2 40 Hình 2.20 Câu trúc bên trong module thu thập dữ liệu - ¿5 2 5 52s se: 41
Trang 11Hình 2.22 Kết nói bién 4p, bién dong voi PMU . ¿56-5 St kEEcxeErkrserkrsrei 45 Hình 2.23 Câu trúc kết nối các thiết bị PMU -¿- 5: 52s EEEEkrkerserrrrrred 45 Hình 2.24 Liên kết hệ thống điều khiển PM .¿ - ¿52 S2 x‡ESEE£xEEkrkerkrvrri 46 Hình 3.1 Mô hình liên kết các cầu phần lưới điên thông minh 2: + 5¿ 48
Hình 3.2 Cấu trúc của hệ thống đo xa sử dụng công nghệ PLC - - +: 52 Hình 3.3 Mô hình tệp truyền thông trong DLMS/COSEM Bên trái: 3 lớp, CO,
HDLC; Bên phải: TCP-UDP/IP À - : 2-2 2S +SÉEEEEE2E£EEEEEEEEEEEEEEkeExrvrrvrrrrrxrred 56 Hình 3.4 Điều khiển thiết bị từ xa bằng giao thức SIP ¿5c scsscxcxrersrrs 58
Hình 3.5 Trao đôi thông điệp trong một phiên SIP 2 s2 22+ s+vvzz xe 58 Hinh 3.6 Phuong thirc truyén thong thu thap dit liéu cho khach hang t4p trung 60 Hinh 3.7 Phuong thirc truyén thong thu thap dit liéu cho khach hang t4p trung 60
Hinh 3.8 So d6 khéi phan ctrng cha CONG tO v ccccecssssscssssesessessesssessssessssesssstssssessessens 62
Hình 3.9 Công tơ 1 pha Nuri TeleCOmm G1131 193 1 18 93111 811 8 gvv rưy 64
Hình 3.10 Bộ tập trung NDC-I121 của Nuri Telecom - c3 v2 65
Hình 3.1 1 Thiết bị PMU thương mại - + 52 +2 E2 2 EEEE£EeEEEESEErkerkerrkered 68
Hình 3.12 Sơ đồ cẫu trúc của hệ thống A MI s6 v22 v32 ke rkrkrkrrro 72
Hình 3.13 Câu hình của ŒF TÚ ¿52 21222 ExEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEErrkrrerkrrkrrrred 72 Hình 3.14 Sơ đồ mạng GPRS trong hệ thống AMI - ¿+ 5s + xxx: 73 Hình 3.15 GFTU lắp đặt trên lưới . ¿ - s52 kt St kEkEkEEEEEEkEEkEEEEkrkkrkerrrkrred 75 Hình 3.16 Xác định vị trí sự cô và khôi phục lại hệ thống .- 5-5 sec: 76 Hình 3.17 Bảng điều khiển của AIMIR - - ¿5+ S3 Sx ch EEEEEkEkEExrkrkerkrriro 71
Hình 3.18 Giao diện tiện ích của ATMIR - - -G c1 n1 net 78 Hình 3.19 Trạng thái hoạt động của các bộ DCU trên lưới -‹ - -ss«s+2 719 Hình 3.20 Trạng thái hoạt động của các công tơ trên lưỚi 5c ssssss+2 79
Hình 3.21 Quản lý thông tin các công tơ trên [ƯỚI cv 80
Hình 3.22 Thông tin về công tƠ . - ¿t3 3E 3E E1 1E E111 ExEErrrrkd 81 Hình 3.23 Chỉ số chốt công tơ tại các điểm đO + 52s tE2ESErkerkerrrkrred 82 Hình 3.24 Tiện ích quản lý thông số vận hành: . - 52 6 3922 £++E+EvEErzE ve 83
Hình 3.25 Thông số vận hành của điện áp theo ngày . - ¿6s scscxxe ri: 84
Trang 12Hình 3.27 Nhật ký sự kiện và giải pháp HH ng ng ngu 86 Hình 3.28 Nhóm nhận thông báo tự động - - - c1 1S Y1 ng ngư 87
Hình 3.29 Minh họa thanh toán tiền điện trực tuyến tụ BE ĐEESE vi g pEpEEEE 87 Hình 3.30 Dịch vụ tra cứu thông In: cu 88
Hình 3.31 Tra cứu biểu đồ phụ tải - s1 333v TT nh kg 88 Hình 3.32 Đăng ký dịch vụ điỆn - c1 HH SH ng ng ng ky 89 Hình 3.33 Đăng ký dịch vụ khác - - s11 HT ng nen 89
Hình 3.34 Quản lý tài khoản cv ng TH ng HT 90
Hình 3.35 Một số dạng topo cơ bản của lưới điện ¿6-5 cà k net 93
Hình 3.36 Một ví dụ về việc chọn vị trí đặt PMU đề phát hiện lỗi Topo 94
Hình 3.37 Ví dụ về giải thuật dành cho rờ-le bảo vệ mat đồng bộ tự thích nghi sử
ái), 00011758 a ằ ồồ 95
Hình 3.38 PMU bồ sung thêm thông số ngõ vào và từ nhiều vị trí khác, mở rộng khả
năng điều khiến rờ-le trên diện 01227777 1a 96
Hình 3.39 Ví dụ về mô hình lưới điện microgrid - s s2 x+zx+xsrxvxerxerzrxsred 96
Trang 13MUC LUC
LỚI CẢM ƠN 2 th 111301111171 111 1111111111 1111111 1115111111111 T11T1 g1 Tri i TOM TAT ooeccecescscssssscssescsssssssssvessssssussvsvsssssssvsovsvesssvssesssavssssvsssssssnsscsvssvsnsavssvavsassvsasereveass ii ABSTRACT uovcccscsscsscsssssssssssssscsssssssessessssssessessesssssssssessussvssnssessessesssssseesvssesssesssseseesassaes iii LOI CAM DOAN oiscccsscsscssssssssssescssescescsssssssesvesssssssssestssssvsscsssssssssvssssvsssssessssssssssssesnseess iv DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮTT - + SE 2 +EEEE£EEEEEEEEEEESEEEEEEEEEErkrrkrrerkrrs V DANH MỤC CÁC BẢNG, HÌNH ẢNH - 2-5: 525 S2EEEEEEEEEEEkEkerkerrkrred vii MUC LUC oiveeccccccsscsscsscsscssessssscssssssscssescsssssssssssesssssesssssseeseessssnsssssessssssssssssessssssesseevessasen X
CHƯƠNG I1: HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TÔNG CÔNG TY ĐIỆN LUC TP
HCM VÀ CÁC YÊU CẦU XÂY DUNG HE THONG SCADA,
AMR/AMI/MDMS VÀ PMU S11 k1 E111 11111771 11111111 11tr 1 1.1 Quy mô lưới điện Khu vực TPHCM 2 5S 2 E2£xEErEExrrrrrrrerkrrrrree 1 1.2.1 Hiện trạng hệ thống SCADA TP HCM - 2-22 vs ‡xvzverrrsrsees 1
1.2.2 Hiện trạng công nghệ trong đo đếm điện năng tại Tông công ty Điện lực
TPHCM (EVNHCMC) . :- 222213 EEEEEEEEEE1EEE111111171111111 11.1 L.LU 3
1.2.3 Hién trang tng dung don vi do pha (Phasor Measurement Units (PMU))
Trang 142.1.3.2 Chic nang chi thi trang thdi (Status tnđiCAHHOPAS) e << <<<<<<5 21 2.1.3.3 Chute nang AO IUCN 7a n6 ne 21
2.1.3.4 Chức năng giao tiẾp Hgười TÁy 5+ set rệt 22
2.1.3.5 Chuc nang giam sat va bao cao (Monitoring and event reporting) .22
2.1.3.6 Chat nding diéu KWIGN woccecccesccessssscsesssssscscsscsssssssssscscsssacsescessacssscsvsssaees 24
2.1.3.7 Chute nang tinh ton iccccccccscccccssscccccssccescsseccssscceesssnaccsssaueccssscesssseeeesseneees 24
2.1.4 Hệ thống Mini-SCADA/DMS đang triển khai tại EVNHCMC 25 2.2 Hệ thông AMR/AMI ¿5c cc tk SE EE1 3111111111 15131111 1511511115111, 29 2.2.1 TỔng QUan - - - 26 921133352133 E931 93311 9331 7 TH 29 2.2.2 Cấu tTÚC -.:- 2t tt HH 111.1111110 31 2.2.3 ChỨc năng - - - c1 1n HH ng TH nọ kg KH TH Hy h 34 2.3 Thiết bị đo pha (PÌMŨU)), 2-5 52 SES 3E kEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEELErkrkerkrred 36 2.3.1 Câu tạO ch HH HH 36 2.3.2 Các ứng dụng của PM , - c1 kg HH ng ngàng bến 37 2.3.3 Hoạt động ng HH ng HH gà ng vn 37
CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐẺ XUẤT, MÔ PHÒNG VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU
QUÁ GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN TRUNG, HẠ THÊ - - 48
3.1 Hiện trạng lưới điện Tông công ty Điện lực TPHCM đang xây dựng: 48
3.1.1 Hệ thông SCADA, MINI-SCADA, DA S + 5s cxcrcsrrsrsrreee 49
sa: 8 50
3.1.2.1 Phương thức IYUVÊN SÓïg, <6 s1 cv gu 50
3.1.2.2 Giao thức truyén thong coccccccecccccscscsccscsssssssossscssscsssscsesssscsssscsssasssssessesees 55 3.1.2.3 Gidi phap thu thap dit liGU oiecccccccecccccccsssscceccessnsceccsessneueccessnasccsesesseeeees 59
RE ÿ.(1.) 0.0 Y.1 nnnợặặợựaIẠI)Ệ}NYẢ 66
N2 5.nốe ó6 3.1.3 Thiết bị phasor measurement unit (PMU) - - 6-52 +2 scEczzrxsced 66
xế, T7 nan 66
Trang 153.2.1 Giải pháp ứng dụng AMI để hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm soát hệ thông điện phân phối -: ¿c3 kEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEkEEEEkrkerkred 71
3.2.1.1 Cấu trúc mô phỏng của hệ thống ảo lường và kiểm soát với AMI 71 28 Ẽ?, 0.4/18 1 e.e 76 3.2.2 Sử dụng phần mềm HES cho hệ thống AMI và ứng dụng truyền thông đa
phương tiện với AMI tạo kênh thông tin đến khách hàng .:- 76
3.2.2.1 M6 Phong UNg AUN n8 .eeee 77 7882.05.18.16 nốốố 91
3.2.3 Lắp đặt thiết bị đo pha (PMU) để giám sát lưới điên 110kV tại Tổng công
ty Điện lực TPHCM - HH ng ng ng ng nh gà ng kh 92
SN 0N N6 n ddddẢÕẢĐŨ 92 3.2.3.2 Đảng giả khả năng áp dung vào lưới điỆN << se 97
CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN . +: 2 2t tri 98
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO - ¿5:2 2 S2 £kE‡EvE‡EExeEerserrvea 100
Trang 16CHUONG 1: HIEN TRANG LUOI DIEN TONG CONG TY DIEN LUC TP
HCM VA CAC YEU CAU XAY DUNG HE THONG SCADA,
AMR/AMI/MDMS VA PMU
1.1 Quy mô lưới điện Khu vực TPHCM
Lưới điện truyền tải do Tổng công ty Điện lực TP HCM quản lý có các cấp
điện áp 220kV và 110kV Tính đến cuối năm 2018, Tổng công ty Điện lực TP HCM quản lý gồm: 5 trạm 220110kV với tổng dung lượng 2.500MVA và 63 trạm
110/22 kV với tổng dung lượng 6.677 MVA, cùng với hệ thống các đường dây cao
thế và cáp ngầm kết nối các trạm điện với nhau, đảm bảo khả năng cung cấp điện an
toàn tin cậy trong điều kiện bình thường cũng như khi sự cố 1 đường dây hoặc I
máy biến thé
Lưới điện phân phối khu vực TP HCM hiện có cấp điện áp trung thế là
22kV Đến cuỗi năm 2018 có tổng chiều dài đường dây 22kV 1a: 7.155 km và đường dây 0,4kV là: 12.784 km Trên lưới điện có 28.166 trạm biến thế tổng dung
lượng 13.230 MVA, 1.339 Recloser, 1.019 LBS, 3049 RMU.Trên 90% các tuyến
trung thế có khả năng kết nỗi mạch vòng đảm bảo khả năng chuyên tải khi sự cố hoặc khi cần cô lập 1 đoạn đường dây để công tác
1.2 Hiện trạng lưới điện
1.2.1 Hiện trạng hệ thống SCADA TP HCM
Hệ thống SCADA lưới điện TP HCM là Hệ thống SCADA đầu tiên tại Việt
Nam, do Công ty ABB Thụy điển cung cấp lắp đặt từ năm 1990 Bao gồm hệ thống
SCADA trung tâm và hệ thông SCADA tại các trạm Hệ thống có đầy đủ các chức
năng giám sát, thu thập số liệu trạng thái lưới điện và điều khiển xa các thiết bị đóng cắt tại trạm
Sau hơn 20 năm vận hành hệ thống SCADA này đã trở nên lạc hậu, không
đủ khả năng đáp ứng số lượng trạm ngày càng tăng và hoạt động thiếu tin cậy
thường xuyên bị hư hỏng Vào cuối năm 2013 các kỹ sư SCADA tại Trung tâm
Trang 17Hién tai hé thống SCADA đang thu thập và có khả năng điều khiển xa 53 trạm trung gian, 15 trạm ngắt và 1.180 Recloser trên lưới điện TPHCM Hệ thống thông tin MISCADA/DMS Function
Hình 1_1 Mô hình hệ thống SCADA lưới điện TP HCM
SCADA APPLICATIONSCADA APPLICATION
Trang 181.2.2 Hiện trạng công nghệ trong đo đếm điện năng tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EYNHCMC)
Trong hoạt động phân phối và kinh doanh điện, bên cạnh cơ sở hạ tầng phục
vụ cung cấp điện như đường dây, máy biến áp, thiết bị đóng cắt thì không thể
thiếu vai trò của các hệ thống đo đếm điện năng (gọi chung là điện kế) đối với việc
xác định sản lượng điện năng mua bán Độ chính xác, tin cay va ôn định trong vận hành của các hệ thống đo đếm điện năng có ý nghĩa quan trọng trong việc bảo đảm quyền lợi cho cả bên mua và bên bán theo như thỏa thuận trong hợp đồng Đặc biệt,
với 99% doanh thu là từ kinh doanh bán điện thì hệ thống đo đếm điện năng càng
trở nên quan trọng trong việc xác định đúng và đủ doanh thu, bảo đảm hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp
Trong thời gian qua, công nghệ sản xuất điện kế không ngừng được cải tiến nhằm nâng cao độ chính xác trong đo đếm và tiện lợi hơn trong quá trình lắp đặt, sử dụng Đặc biệt trong những năm gần đây, công nghệ sản xuất điện kế đã có sự phát
triển vượt bậc khi chuyển đổi mạnh từ các chủng loại điện kế cơ khí truyền thống sang điện kế điện tử So sánh với điện kế cơ, điện kế điện tử có các ưu điểm vượt
trội như: có cấp chính xác cao hơn (cấp chính xác thông thường là + 0,5% so với cấp chính xác của điện kế cơ là + 2%); hoạt động tin cậy, ôn định; kết câu nhỏ gon, thuận tiện trong việc lắp đặt; có khả năng mở rộng và tích hợp thêm các module rời nhằm bồ sung các tiện ích riêng theo nhu cầu của người sử dụng; đo đếm đa chức năng và đặc biệt là có các cổng giao tiếp dữ liệu cho phép kết nối vào các hệ thống
thu thập dữ liệu tự động từ xa qua các mang truyền dẫn phổ biến như RF, PSTN,
PLC, GSM, GPRS, CDMA, 3G, Wifi
Ngoài ra, trước tinh trạng lấy cắp điện đang ngày càng trở nên tỉnh vi khó phát
hiện và chưa được đây lùi thì khả năng chống các hình thức vi phạm sử dụng của
điện kế điện tử được coi là một trong những giải pháp hiệu quả để ngăn chặn các hành vi vi phạm sử dụng điện cũng như góp phần giảm tốn thất điện năng
Nhận thấy được các ưu điểm và tiện ích của điện kế điện tử, EVNHCMC là
Trang 19trang bị được khoảng 350.000 điện kế điện tử, chiếm 18% trong tông số 1.900.000
điện kế đang vận hành trên lưới điện Số lượng điện kế điện tử này đã góp phần
không nhỏ cho EVNHCMC trong việc nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, tăng năng suất lao động và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng
Trước năm 2003, công tác ghi chỉ số điện kế tại EVNHCMC được thực hiện
theo quy trình thủ công mà không có các phương tiện, thiết bị hỗ trợ Theo đó, định
kỳ hàng tháng, nhân viên ghi điện phải đến tận nơi lắp đặt điện kế, đọc chỉ số bằng
mắt và ghi chép dữ liệu vào sỐ phi điện Sau khi về trụ sở Điện lực, nhân viên sẽ nhập tay chỉ số điện kế ghi nhận được vào máy tính để làm cơ sở tính toán lượng
điện năng khách hàng đã tiêu thụ và số tiền phải thanh toán Quy trình này có nhiều hạn chế và nhược điểm như:
- Năng suất thấp dẫn đến áp lực về nhân công khi số lượng khách hàng ngày càng tăng
- Nhiều sai sót khách quan cũng như chủ quan trong quá trình ghi nhận chỉ
số và nhập liệu vào máy tính
- Bất tiện cho khách hàng khi phải có mặt ở nhà vào thời điểm ghi chỉ số do
hầu hết điện kế tại TP.HCM đều được lắp đặt trong nhà
- _ Nhiều trường hợp không ghi được chỉ số điện kế do khách hàng vắng nhà,
đi làm dẫn đến việc phải tính phỏng định, không chính xác
- - Khách hàng không được thông báo lượng điện năng tiêu thụ và số tiền phải thanh toán sau khi nhân viên ghi chỉ số điện kế
Do đó, bên cạnh đầu tư trang bị điện kế điện tử thì EVNHCMC đã xác định
nhiệm vụ khác không kém phần quan trọng trong mục tiêu hiện đại hóa hệ thống
điện năng là phải từng bước tự động hóa công tác ghi chỉ số điện kế thông qua việc ứng dụng các giải pháp thu thập chỉ số điện kế từ xa (gọi tắt là AMR: Automatic Meter Reading) Tính đến nay, EVNHCMC đã triển khai ứng dụng một số giải pháp
sau:
a Giải pháp thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ sóng RF (radio
Trang 20Với số lượng khách hàng quản lý khá lớn, việc ứng dụng các giải pháp AMR hoàn toàn tự động đòi hỏi nguồn vốn đầu tư lớn và phức tạp về mặt kỹ thuật nên từ
năm 2004 EVNHCMC đã quyết định lựa chọn giải pháp đọc chỉ số bán tự động
bằng công nghệ truyền dữ liệu qua sóng RF thông qua việc trang bị đồng bộ chủng
loại điện kế điện tử có bộ thu phát RE và máy tính cam tay dé thu thap số liệu Với giải pháp này, nhân viên ghi điện không cần phải đến vị trí lắp đặt điện kế để đọc
chỉ số bằng quy trình thủ công như trước mà chỉ cần thao tác trên máy tính cầm tay
để tự động thu thập dữ liệu từ xa các điện kế trong bản kính 25 + 50m Sau khi hoàn
tat việc thu thập chỉ số điện kế theo lộ trình được giao, nhân viên ghi điện sẽ mang
HHC về đơn vị, kết nối với máy tính để xuất dữ liệu thu nhận được phục vụ cho
việc tính toán hóa đơn tiền điện thay cho thao tác nhập liệu thủ công như trước đây
Các thông số kỹ thuật cơ bản của giải pháp này như sau: E Tân sô trung tâm: 408,925 MHz mM Bang thong: 406 — 410MHz Công suất phát sóng cực đại: <9.8mW Bán kính phát sóng: 50m (không có vật cản) và 25m (có vật cản như tường dày 20cm)
Hình 1.3 Nguyên lý thu thập đữ liệu từ xa bằng sóng RF
So với phương pháp ghi chỉ số thủ công, giải pháp đọc chỉ số từ xa bằng HHC
này có những ưu điểm như sau:
- Năng suất lao động cao, giúp giảm nhân công trong công tác ghi chỉ số
- — Thu thập chỉ số chính xác, loại trừ được các sai sót khách quan cũng như
chủ quan từ nhân viên ghi điện
Trang 21- — Khách hàng được thông báo ngay lượng điện năng tiêu thụ và số tiền điện sẽ phải thanh toán
- Giá thành đầu tư phù hợp
Tính đến đầu năm 2013, EVNHCMC đã lắp đặt được hơn 300.000 điện kế RF
và đã trang bị 300 bộ HHC cùng với máy in cho nhân viên ghi điện trong tồn Tổng
cơng ty Có thể nói giải pháp này đã phát huy hiệu quả hết sức tích cực trong thời
gian vừa qua, tạo được bước chuyền mạnh mẽ đối với mục tiêu tự động hóa trong
công tác kinh doanh điện năng
b Giải pháp thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua mạng cáp quang, mạng viễn thông GSM và CDMA (thí điểm)
Thực hiện chương trình nghiên cứu phụ tải thuộc dự án DSM giai đoạn 2 của
EVN, EVNHCMC đã triển khai hệ thống AMR thành phần trên địa bàn TP.HCM
Hệ thống này bao gồm phần mềm lõi để thu thập, quản lý và phân tích dữ liệu của
hãng ITRON và 233 điện kế điện tử được lắp đặt modem GSM để truyền đữ liệu tự
động từ xa trên hạ tầng mạng viễn thông GSM 1= - HÀ NỘI (1 se array ( : ) LR workstation IEE + LR database IEE + LR Server (backup) Joo: server Time server © = 0 Q tr = modem ® cw IEE app ts server Sue SMserver XiCOMM Se & CC PSTN/GSM ) as = \ ( WAN — ca Leased-line 2 Mbps (tối thiểu) (m GSM modem Users F s meter — CC PSTNGSM > =
Hình 1.4 Mô hình thu thập đữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua mang cáp quang, mạng viên thông GSM
So sánh với giải pháp thu thập dữ liệu bằng công nghệ RF thì giải pháp này có
Trang 22- Docva truyén chỉ số tự động hoàn toàn
- Theo d6i tinh hình sử dụng điện của khách hàng theo thời gian thực
- — Tích hợp với các module phần mềm khác dé phân tích đữ liệu sử dụng
điện, dự báo phụ tải
Ngoài ra, trong năm 2011, EVNHCMC đã triển khai thí điểm thêm nhiều giải
pháp tự động thu thập dữ liệu từ xa qua mạng cáp quang, mạng CDMA như:
- Ứng dụng giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua mạng cáp quang: thực hiện
tại 35 trạm 110kV với 550 điểm đo
- Ung dung thí điểm giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua mạng CDMA:
thực hiện tại các điểm đo ranh giới nội bộ, trạm khách hàng và trạm công
cộng với tổng cộng 250 điểm đo
- Ứng dụng giải pháp thu thập đữ liệu từ xa qua bộ tập trung đữ liệu
(concentrator) kết hợp với mạng CDMA: thực hiện tại một số khu vực tập trung khách hàng thắp sáng sinh hoạt sử dụng điện kế RF với tổng số 200 bộ tập trung đữ liệu AMI and Vending Master Station @MDA 450MHz 3, CPU | ] % a —” Prepayment Card / i CDMA 450MH2 BREF Concentrator ; * * 4 : RF Ti] nF RF , 220/380V LN - +H= 4 : jE: ï ;, T T : li —Hee=edlS===oelles alt lá 1, 7 Ị mm: RF ze RF r =) 1» sé sl | ie = = — * | — TT TT TT TT TS " Single Phase Singla Phase Network Meter: 1 RF Prepayment Meter : 12
Hình I.5 Mô hình thu thập đữ liệu từ xa qua bộ tập trung đữ liệu
1.2.3 Hiện trạng ứng dụng don vi do pha (Phasor Measurement Units (PMU)) tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC)
Các đơn vị đo Pha (PMU) được sử dụng để theo đõi, bảo vệ và kiểm soát các lưới thông minh Chúng đo một SỐ lượng vật lý dựa trên điện áp lấy mẫu và dạng sóng hiện tại Phép đo được đồng bộ hóa với Giờ Quốc tế Phối hợp (UTC) sử dụng
Trang 23tín hiệu thời gian được lấy từ Hệ thống Định vị Toàn cầu (GPS) Hệ thống Vé tinh
Điều hướng Toàn cầu khác Hiệu suất nhất quán của PMU, được cài đặt, vận hành và duy trì bởi các thực thê khác nhau, là cơ sở để triển khai thành công PMU và là
một hoạt động nghiên cứu và phát triển đang diễn ra khi ngành công nghiệp điện chuyên từ công nghệ lưới điện truyền thống sang hiện đại Nó đạt được bằng cách đảm bảo sự phù hợp với các tiêu chuẩn tài liệu xác định các yêu cầu đo lường cho PMU và thông qua truy xuất của các phép đo tương ứng với hệ đơn vị quốc tế (SI)
Với sự ra đời của các đơn vị đo Pha thời gian thực (PMU), các phép đo phasor đồng bộ có thể cho phép giám sát các hiện tượng động Các thiết bị đầu cuối PMU được lắp đặt trong các nút thích hợp của hệ thống điện cho phép tăng dung lượng truyền tải Ngoài ra nó cải thiện an toàn hoạt động của hệ thống điện Hiệu
suất đo lường tốt hơn và hệ thống dữ liệu rộng để theo dõi và vận hành hệ thống
điện cung cấp cho nhà điều hành thông số pha trong thời gian thực phục vụ cho việc vận hàng và giri pháp khắc phục sự cố Đây là vẫn đề mới, Tổng công ty Điện lực TP.HCM chưa có các đề tài nghiêng cứu ứng dụng 1.3 Nhu cầu cần thiết xây dựng SCADA, AMR và PMU 1.3.1 Hệ thống SCADA
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, sự phát triển của công nghệ yêu cầu đặt ra về quy mô và chất lượng cung cấp điện ngày càng cao và phức tạp Các điều
độ viên lưới điện khu vực TP HCM ngày càng rất cần các phương tiện hỗ trợ trong
công tác điều hành như đánh giá lưới điện trong thời gian thực, các bước thao tác
tôi ưu về mặt tốn thất, về chất lượng điện do hệ thống máy tính đưa ra đề lựa chọn,
hoặc hỗ trợ trong việc phát hiện và cô lập sự cố Đó là các tính năng của một hệ
thống SCADA/ DMS mà EVNHCMC đang hướng tới đầu tư và dự kiến sẽ đưa vào
vận hành và đó là công trình nâng cấp hệ thống SCADA trung tâm mà Tổng Công ty đang thực hiện với hãng Alstom (Pháp)
Trang 24Hệ thống có một màn hình lớn kích thước 2xóm để có thẻ trình bày toàn
cảnh hệ thống lưới điện TP HCM
Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống thông tin địa lý (GIS) của Tổng
công ty để thu thập các số liệu lưới điện và hiển thị các thông số vận hành lưới điện trên nền bản đồ
Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống quản lý mất điện (OMS) đề bổ
sung cung cấp các số liệu mất điện từ lưới trung thế, cho phép giám sát tình hình mất điện đến cà các khách hàng hạ thế Cho phép tính các chỉ số tin cậy cung cấp
điện SAIDI, SATFI trên lưới điện
Hệ thống có khả năng chia sẻ các consol để các Công ty Điện lực có thể cùng theo dõi giám sát lưới điện tại đơn vị mình và đồng thời có khả năng cung cấp một
giao điện Web về tình hình vận hành lưới điện Dispatcher Training 5imulatd p y late deta Program Development Syste (Ts ts tt FCMDOTS tf Wall displ Controller il isl, L L L L “€5ZT7f i La | Ez 2x SCADA Switche 2x FEP Servers HCMCFEP
Trang 251.3.2 Hệ thống AMI
Trong những năm gần đây, nền kinh tế Việt Nam phát triển ở tốc độ cao khiến cho tốc độ phát triển của phụ tải tăng nhanh, do vậy nhu cầu phát triển mở rộng và tự động hóa hệ thống điện cũng ngày càng cao Theo đó, việc ứng dụng công tơ điện tử và triển khai hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa nhằm tự động hóa hệ
thống đo đếm điện năng, thay cho phương pháp theo dõi và quản lý vận hành thủ
công truyền thống có năng suất lao động thấp, giúp các công ty điện lực nâng cao năng suất lao động, tăng cường chất lượng quản lý giám sát, vận hành hệ thống đo đếm, nâng cao hiệu quả điều hành sản xuất, kinh doanh điện năng và chất lượng
dịch vụ khách hàng Các công ty điện lực và khách hàng có thé tuong tac hai chiéu
với nhau để thực hiện các hoạt động nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng, giảm lượng điện năng sử dụng nói chung, giám sát và điều khiến lưới điện kịp thời làm
giảm sự cố, tăng độ tin cậy, tối ưu hóa câu hình hệ thống điện, giãn tiến độ (hoặc
tránh được) đầu tư để nâng cấp nguồn điện và các thành phần khác trên lưới điện Thủ tướng Chính phủ đã ban hành lộ trình phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam, trong đó có bao gồm giải pháp triển khai hạ tầng đo đếm tiên tiến (AMI- Advanced Metering Infrastructure) từng bước phù hợp với điều kiện tài chính kinh
tế, hành lang pháp lý và trình độ của nguồn lực lao động
Từ năm 2000, các đơn vị đã bắt đầu nghiên cứu, áp dụng công tơ điện tử và các công nghệ thu thập dữ liệu công tơ từ xa trong các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện Tuy nhiên, do hạ tầng công nghệ thông tin — viễn thông lúc bấy giờ chưa đáp ứng, khả năng nguồn lực còn hạn chế nên khó khăn trong đầu tư, việc áp dụng công tơ điện tử và thu thập dữ liệu đo đếm từ xa trong hệ thống điện chỉ ở mức quy mô nhỏ, chủ yếu tập trung ở các nhà máy điện và một số trạm biến áp truyền tải Trong những năm gần đây, trước sự phát triển mạnh mẽ về hạ tầng công nghệ thông tin và viễn thông, việc triển khai thu thập dữ liệu đo đếm từ xa đã trở nén dé dàng và thuận lợi, nhu cầu mở rộng hiện đại hóa hệ thống đo đếm để tăng cường giám sát và quản lý phụ tải phục vụ điều hành sản xuất, kinh doanh điện năng, tăng năng suất lao động, sử dụng năng lượng tiết kiệm, hiệu quả và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng ngày càng trở nên bức thiết
Trang 26Do đó sự cần thiết xây dựng Hệ thống AIM là nhằm đáp ứng các yêu cầu sau: Thực hiện thị trường bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh theo lộ trình đã được
phê duyệt tại Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08/11/2013 của TTg cũng như Quyết định 6463/QĐÐ-BCT ngày 22/7/2014 của Bộ Công thương về phê duyệt thiết
kế tổng thé Thi trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam
Thực hiện điều hành cung ứng điện, giảm thiểu thiệt hại do cắt điện, xác định tốn thất điện năng nhanh và chính xác để nhanh chóng tìm ra nguyên nhân và đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm giảm tổn thất điện năng
Hiện đại hóa hệ thống đo đếm điện năng và thu thập số liệu đo đếm từ xa
nhằm đáp ứng các yêu cầu quản lý phụ tải và quản lý vận hành hệ thống điện tốt hơn và cũng đồng nghĩa với việc từng bước nâng cao hiệu quả trong cung ứng và sử dụng điện
Nâng cao năng suất lao động trong khâu quản lý vận hành hệ thống đo đếm và
ghi chỉ số công tơ, đồng thời kiểm soát được nhanh chóng và chính xác sản lượng
điện sản xuất và kinh doanh, nhằm cải thiện hiệu quả hoạt động sản xuất, kinh doanh
Nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng Cung cấp cho khách hàng phương tiện theo dõi trực tiếp tình hình sử dụng điện, giúp khách hàng kiểm soát được
lượng điện tiêu thụ để có giải pháp sử dụng điện năng tiết kiệm và hiệu quả, đảm
bảo tính khách quan, minh bạch trong mua bán điện với khách hàng
1.3.3 Thiết bị đo pha (PMU)
Đã có nhiều nghiên cứu về công nghệ Synchrophasor về những tiêm năng lợi
ích nhưng hầu hết chỉ tập trung vào việc giải quyết các vấn đề cục bộ hoặc liên kết như hiển thị diện rộng hoặc dự đốn sự cơ mắt điện Hiện nay, các đơn vị hàng đầu về công nghệ điện đã nghiên cứu và sử dụng bộ đo lường pha (PMUs - Phasor Measurement Units) như một công cụ để xác định và giải quyết các vẫn đề xảy ra hàng ngày của công tác vận hành cung cấp và phân phối điện nhằm giảm thiêu các
sự cỗ mất điện, phân phối hợp lý điện một cách tối da
Khi lưới điện hoạt động, các đường dây tải điện sẽ có những điểm xuất hiện
Trang 27Trung tâm phân phối điện xử lý chính xác, giảm thiểu các sự cỗ tương tự cần có một hệ thống trung tâm xử lý dữ liệu tự động Lưới điện đã lắp đặt các trạm lưu trữ
thông tin của hệ thống SCADA Nhưng SCADA chủ yếu chỉ có chức năng lưu trữ thông tin mà thiếu bước xử lý Hệ thống đồng bộ pha chính là bước cuối cùng để hoàn thiện lưới điện khi nắm bắt và xử lý các nhiễu động nhỏ nhất trên lưới điện
Tuy nhiên phần mềm Synchro Wave không có khả năng xem lại các đữ liệu
lịch sử Chính vì vậy việc phát triển một phần mềm để lưu trữ các dữ liệu đưới dang cơ sở dữ liệu Microsoft SQL bên cạnh ứng dụng phần mềm tùy chọn là PhasorView
qua đó có thê hiển thị đữ liệu thực và quá khứ để nâng cấp xử lý các thông số về các
sự cô mắt điện là rất cần thiết và quan trọng
Luận văn này, sẽ nghiên cứu và đề xuất các giải pháp để ứng dụng PMU vào
vận hàng lưới điện TP.HCM
1.4 Kết luận
Khoa học công nghệ có vai trò rất quan trọng trong sự phát triển của một quốc
gia, doanh nghiệp Khoa học công nghệ là động lực thúc đây sản xuất, dịch vụ phát
triển, góp phần nâng cao năng suất lao động và khả năng cạnh tranh trên thị trường
Doanh nghiệp biết ứng dụng khoa học công nghệ tiên tiễn, hiện đại một cách hợp lý
trong hoạt động của mình sẽ giúp doanh nghiệp phát triển bền vững trong xu thế hội nhập kinh tế quốc tế sâu rộng như hiện nay
Trong thời kỳ khoa học công nghệ phát triển mạnh mẽ như hiện nay, các
doanh nghiệp cần thiết phải xây dựng định hướng đổi mới công nghệ để vừa đáp
ứng yêu cầu trong hoạt động sản xuất kinh doanh trong tương lai vừa đảm bảo sử
dụng hiệu quả các công nghệ đã được đầu tư Bên cạnh đó, việc xây dựng được định hướng đổi mới công nghệ sẽ giúp doanh nghiệp chủ động và nâng cao hiệu quả hoạt động của mình
Xuất phát từ tầm quan trọng trên và góp phần thực hiện nâng cao năng suất lao động, nâng cao chất lượng vận hành lưới điện và đáp ứng dịch vụ khách hàng, Tôi
nhận thấy việc nghiên cứu đề tài “NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG HỆ THÔNG SCADA, AMI, PMU VA DE RA GIAI PHAP VAN HANH LUOI DIEN PHAN
Trang 28CHUONG 2: CO SO KY THUAT CUA HE THONG SCADA, AMI, PMU 2.1 Hé thong SCADA
2.1.1 Tổng quan
Hệ thống SCADA là hệ thống điều khiển giám sát và thu thập đữ liệu
(Supervisory Control And Data Acquisition-SCADA) Hệ thống SCADA tích hợp các hệ thông thu thập dữ liệu với các hệ thống truyền dữ liệu và các phần mềm giao tiếp người máy HMI để tạo ra một hệ thống điều khiến và giám sát cho các đầu vào
và ra của quá trình Hệ thống SCADA được thiết kế để thu thập các thông tin tại
hiện trường, truyền dữ liệu tới một máy tính trung tâm 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 khiến 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 khiến 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 dung va 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 đóng vai trò chủ đạo không những thúc đây nền kinh tế mà còn đảm bảo an 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 đề đáp ứng yêu cầu của nền kinh tế phát triển
Trang 292.1.2 Cầu trúc
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 khiến, các thiết bị
truyền thông (ví dụ như thiết bị phát thanh, đường truyền điện thoại, cáp, vệ tĩnh )
, và một hoặc nhiều các thiết bị giao tiếp đữ liệu trường, thông thường là các RTU hoặc
PLC để giao tiếp với các thiết bị cảm biến và các cơ cầu chấp hành Máy chủ trung tâm MỸTU 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 thê truyền thông trực
tiếp lên trạm chủ SCADA, hoặc một RTU có thể thông qua các IED đề thu thập đữ 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
Trung tâm điều khiển =—— Khuvựcl —
Màn hình gian diện Tram lẫn trinh van hanh (HMI) (EWS) truyền thũng điện thoại, kẽnh truyền thuyền dụng, LC 5 Li: đường truyền số _ “Em | — Khuvực2 — song phat thanh súng vi ha hoặc sống di = | ; TefE WAN CARD IED X Vệ tỉnh Khuvực3 _ May chủ điều khien FÌ _ Khối truyền thũng Lưu trữ (SEADA- MTIU) ) Mạng diện rộng ` rộng Le dữ liệu Modem (HIS) 8IIIH RTU
Hinh 2.1 Cau tric chung hé thong SCADA
Hình 2.1 chỉ ra các thành phan và cấu trúc chung của hệ théng 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
Trang 30thu 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 câu 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,
cáp, sóng vô tuyên, sóng viba và vệ tính
Trung tâm điều khiển | Các khu vực hiện trường
điểm tới điểm fZ565†— Modern , Modem RTUPLC noi tiép
Modern Modem RIUPLC Modem Modem RTUPLC i nối tiếp- sao SCADA Server (MTU) Modem Modem en - ¬ me =
Modern ' Modem ETU/PLC
Mociem Modern RTUPL ————————————————#đa diém i Modem i Modem Modern — Modem |_ RTỤPLC i ATUPLE 1 ARTUMPLE |
Hình 2.2 Các cấu trúc truyền thông cơ bản hệ thống SCADA
Câu trúc truyền thông MTU- RTU/PLC biến đổi khác nhau giữa các sự thi
hành Hình 2.1 chỉ ra các cấu trúc khác nhau được sử dụng bao gồm cấu trúc điểm
tới điểm (point -to - point), câu trúc nối tiếp (series), cấu trúc nối tiếp sao (series- star), cau tric da diém (multi- drop) Cau trúc kiểu điểm tới điểm về mặt chức năng
là đơn giản nhất tuy nhiên lại có chỉ phí tương đối tốn kém do việc phải sử dụng
Trang 31tượng Trong cẫu 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 vị hoạt động bị hạn chế Tương tự như nhau, cẫu trúc nối tiếp — sao và cầu 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
Bốn cấu trúc cơ bản thể hiện trong hình 2.2 có thể được mở rộng bằng cách sử
dụng các thiết bị truyền thông chuyên đụng để quản lý trao đổi thông tin Các hệ
thống SCADA lớn bao gồm hàng trăm RTU/PLC, thường sử dụng các MTU phụ dé
giảm tải cho MTU chính Loại cầu trúc này được chỉ ra trong hình 2.3
Trung tầm điều khiển Tram SCADA trung gian Dác khu vực trường
— Many Field Units — | | | | | | = — | | sana RTWPLC Se an | [Em = | Jj w x
Macen | Mlx9⁄@\ Mexierr | IModem “ Sub - SCADA Server RTUPCC | (Sub - MTU) | | | ==== im L | Modern | RTWPLC = | | | f | | —_— SCADA Server Many Remote Stations ~ (MTU) | | == | Nac MN | ree RTUU/PLC | | =—— | mmammmn | =—=
Va lo | ty Mon kiem oe | ' Mosen Mm
Trang 32khiển khu vực mm Trung tam điều: khiển dự phòng Trung tâm điều khiển chính ot eome Dats : Aric ET + une [J4 Khu wực 3 Khu vurc 1
Hinh 2.4 Vi du vé mét hé thong SCADA
Hình 2.4 giới thiệu một ví dụ hệ thống SCADA Hệ thống SCADA này bao
gom một trung tâm điều khiến 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 cỗ 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 nỗi 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 điện rộng WAN Một trung tâm điều khiển khu vực
đặt trên trung tâm điều khiển chính cho một mức độ cao hơn của điều khiến 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 thê được truy cập từ xa cho hoạt động xử lý
sự cỗ 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
17
Trang 33TRUNG TAM DIEU KHIEN TRAM |
Toi xu lý Mang dién thoai
dau cudi công cộng — | ir a5 nản | ữ a Modem Cáp liên lạc Modem RTU 2 PLE
fed Sông viba Tel
WAN Card — 7ˆ WAN Card In Đệ “ = 4 : Khoa chuyén tại HN SS mach i Tram đieu hành Đài thu phât Auto-answer SS S | Modem Vệ tình aioe WAN Card Mạng điện thoai Datnp Modem công cong Truy nhập từ xa Hình 2.5 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 2.5 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 Kênh liên lạc này được sử
dụng khi mà thời gian liên lạc thông tin 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 thê 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 (bít per second)
- Sử đụng đường truyền số: Đây là giải pháp nâng cấp của kênh truyền Leased
line nói trên, được cải tiên với kỹ thuật truyền tải tín hiệu sô Kênh truyền này
Trang 34được 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 (VHE/UHEF): 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 đối 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 phô 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 thê sử dụng hai (hoặc nhiều hơn nữa) kênh thông tin liên lạc nhăm 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 (redunDASnt) đối với trung tâm điều khiển Trong trường hợp trung tâm điều khiển chính gặp hỏng hóc, trung tâm dự phòng sẽ năm quyên 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 đự 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 dé cập nhật cơ sở đữ liệu của các đối tượng trạm (nhà máy điện, trạm biến áp )
2.1.3 Chức năng
Hệ thống SCADA thực hiện chức năng thu thập đữ 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
Trang 35yêu 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 phô biến được áp dụng đối với hệ thống điện 2.1.3.1 Chức năng thu nhập dữ liệu (Data acquisifion)
Di lieu tinh toan —— | S1=08 then E a Ty dong thu ct Bì OFF nhập đữ liệu TÊN ——*' Cưsơ dữ liệu RTH/PLE se , Nhập đữ liệu Dù liệu từ trạm
Hình 2.6 Chức năng thu thập đữ liệu
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 khiến 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 đữ liệu được tính toán
Dữ liệu thu thập từ các trạm biến áp và các nhà máy điện được chia làm ba
loại chính:
- Dữ liệu trạng thái: trạng thái các máy cắt, Dao cách ly, Dao tiếp địa, các
khoá điều khiến từ xa/tại chỗ v.v Các cảnh báo của các bảo vệ
- Dữ liệu tương tự: Công suất tác dụng MW, phản kháng MVAr, điện áp,
dòng điện, vị trí nắc biến ap V.V
- Dữ liệu tích luỹ theo thời gian: Điện năng kWh, kVAth v.v
Trang 362.1.3.2 Chie nang chi thi trang thai (Status indications) RTU Chi thi 1 bit —_ Chi thi 2? bt Jy Xiur lý Indication || Binary Board Hình 2.7 Chức năng chỉ thị trạng thai
Trạng thải 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 chi 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 vao (digital input) của các RTU Thông thường có cả loại tín hiệu một bit (single
bit) và tín hiệu 2 bịt (double bịt)
2.1.3.3 Chức năng đo lường
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 đối thông qua các bộ biến đổi Tương
tự/ Số (A/D) để chuyền đổi thành dạng số
- Giá trị đo lường dạng số
Trang 373 pha RTU
Hinh 2.8 Đo lưởng giả trị tương tự
Các giá trị dạng số sẽ được truyền về trung tâm điều khiến 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 đưới dạng các đồ thị Ví đụ
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
2.1.3.4 Chức năng giao tiếp người máy
Các sơ đồ một sợi hệ thống, nhất thứ của nhà máy hay trạm biến ap, SO 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
2.1.3.5 Chire nang giam sat va bao cao (Monitoring and event reporting)
Với SCADA, các dữ liệu quá trình thu nhập được sẽ thường xuyên duoc 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
Các giá trị chỉ thị trạng thái được giảm sát dé theo dõi kịp mọi sự thay đôi
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
Trang 38Tin hiéu dau vào 8 ^ Chức năng ` tinh toan gue <_ ¬ _—— Cổ sở đủ liệu
na để mot soi “ah cáo Tinh toán thời gian -_ |
Hinh 2.9 Co so dit ligu phuc vu cho tinh toan
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 quả khứ (Historical Data report) - Báo cáo in ra các đồ thi (Plotting of curver) - Báo cáo về trạng thái (Status report)
- Báo cáo về đo lường (Measurement reporf) * Giảm 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 thông 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
Trang 39giao diện người- máy Khi các giá trị giới hạn được thay đôi từ xa, các giá trị mới sẽ được truyền đến các RTU tại trạm thông qua các kênh liên lạc SCADA
2.1.3.6 Chức năng điều khiến
Chức năng điều khiển được phân ra làm bốn nhóm chính: Điều khiển các thiết bị riêng biệt; Thông báo điều khiển; Dãy điều khiến; Điều khiến tự động
* Điều khiến các thiết bị riêng biệt
Chức năng này thực hiện các lệnh ON/OFE, 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 khiến
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) * Chuỗi điều khiến
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 khiến
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 đề 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 2.1.3.7 Chức năng tính toán
Hệ thống SCADA thường có các chức năng tính tốn các thơng số cần thiết trên cơ sở các thông số đo được như:
Trang 40- Cong suat (tac dung va phan khang) - Dòng điện
- Hệ số công suất
- Công việc tính toán được thực hiện theo thời gian thực và theo chu kỳ
2.1.4 Hệ thống Mini-SCADA/DMS đang triển khai tại EVNHCMC
a Định hướng cho giải pháp công nghệ
Theo định hướng mà EVNHCMC đặt ra, đối với các lưới điện trung áp khu
vực TP Hồ Chí Minh, việc phát triển sẽ được thực hiện theo mô hình Mini- SCADA/DMS/DAS Cụ thể nhằm các mục đích sau:
* Đồng bộ hóa trang thiết bị điều khiển hệ thống điện, từ đó có được cái nhìn toàn điện về toàn bộ hệ thông điện Việt Nam từ cấp siêu cao đến cấp hạ áp
* Trang bị nhận thức cho điều độ viên khả năng điều khiển hệ thống điện
hiện dai, theo kịp với các nước tiên tiến
* Làm cho các phần tử của lưới điện được sử dụng hiệu quả hơn và do đó
ngoài việc cải thiện được sự vận hành của hệ thống điện còn cho phép kết hợp được
các nguồn vốn lớn của ngành đã đầu tư để tăng cường khả năng cung cấp của hệ
thống điện
* Việc điều hành tốt hệ thống điện trên địa bàn các quận, huyện xuất phát từ Trung tâm Điều độ Hệ thống điện của Tổng công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh sẽ
đem lại hiệu quả rõ rệt cho Tổng Công ty về mọi mặt: an toàn, kinh tế, liên tục và
chất lượng điện năng
Hệ thống điều khiển xa giám sát các trạm biến áp có tính chất rất quan trọng
trong công tác vận hành lưới điện Việc trang bị hệ thống điều khiển xa để kết nối
các thiết bị đóng cát trên lưới là cần thiết để nâng cao độ ôn định cung cấp điện, đồng thời giúp nhân viên vận hành phát hiện nhanh sự cỗ, xác định nhanh nguyên
nhân gây sự cố, khôi phục nhanh sự cố nhằm giảm tri số SAIDI, SAIFI, MAIFI
b Mô hình tổng thể hệ thống Mini-SCADA/DMS/DAS trên lưới điện trung thế Giải pháp cho lưới điện phân phối sẽ bao gồm việc xây dựng Phòng điều
khiển trung tâm (phòng Điều Ðộ), và các tù Switch quang, các Modem 3G sẽ được
bố trí tại các thiết bị đóng cắt