Thiết bị SCADA/EMS của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống SCADA/EMS của đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện. Trong trường hợp hệ thống SCADA/EMS của đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có sự thay đổi sau thời điểm ký thoả thuận đấu nối dẫn đến phải thay đổi hoặc nâng cấp hệ thống SCADA/EMS của khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải thì đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải chịu trách nhiệm cho đầu tư nâng cấp đó và phải phối hợp với đơn vị truyền tải điện và khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết.
Đối với các nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 30MW trở lên hoặc đấu nối vào lưới điện truyền tải phải được trang bị hệ thống điều khiển phân tán DCS có hai cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Các trạm biến áp từ cấp điện áp 220kV trở lên phải được trang bị hệ thống
điều khiển phân tán DCS có hai cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các trạm biến áp 110kV phải được trang bị hệ thống điều khiển phân tán DCS hoặc RTU có hai cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Do khách hàng đấu nối vào lưới truyền tải điện là các nhà máy điện hoặc các hộ tiêu thụ và việc đấu nối được thực hiện tại các trạm biến áp, trạm đóng cắt vì vậy ta sẽ xem xét yêu cầu đối với hệ thống SCADA phục vụ cho các đối tượng này. Do
đó mục tiêu của SCADA là giám sát, điều khiển, thu thập, xử lý các thông số kỹ
thuật của các đối tợng trong hệ thống điện của một trạm hoặc nhà máy ví dụ: máy biến áp cần quan tâm đến nấc phân áp, P, Q, U, I, nhiệt độ dầu, mức dầu, van cứu hoả, hệ thống quạt làm mát... Cho nên có thể hiểu rằng SCADA trạm, nhà máy điện
được coi như tự động hoá các đối tượng trong trạm, nhà máy điện chỉ khác biệt ở
chỗ có sự tham gia của máy tính để hỗ trợ việc giám sát từ tổng thểđến chi tiết, tính toán và điều khiển bằng phần mềm máy tính... tất cả các thông số kỹ thuật của một
đối tượng nào đó nếu được thu thập nó sẽ được hiện thị trạng thái của nó để trả lời các câu hỏi của người vận hành về tình trạng hoạt động của nó.
Vì vậy nó sẽ là công cụ hữu hiệu trợ giúp cho nhân viên trực trạm giám sát một cách trực quan, thao tác điều khiển và thu thập số liệu chính xác và tin cậy.
Hình 2.5 Mô hình SCADA của trạm hoặc nhà máy điện 2.2.5.3 Các yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống SCADA của khách hàng
a. Thiết bịđầu cuối RTU a1. Yêu cầu cơ bản Tủđiều khiển, giám sát, thu thập... Tủđiều khiển, giám sát, thu thập... Tủđiều khiển, giám sát, thu thập... 178 171 AT1 Các đối tượng cần giám sát, thu thập điều khiển. Bàn điều khiển Gateway
Đểđáp ứng được những chức năng của hệ thống SCADA, các RTU cần phải thỏa mãn những yêu cầu cơ bản sau đây:
- Bộ vi xử lý ít nhất 32 bit.
- Giao thức truyền tin giữa thiết bị RTU của khách hàng với đơn vị truyền tải và đơn vị vận hành hệ thống điện tuân theo tiêu chuẩn IEC 60870-5- 101.
- Bộ biến đổi tương tự/số ADC 12bit (11bit+1bit dấu).
- Có khả năng giao tiếp với hệ thống rơle bảo vệ tại trạm cũng như các thiết bị thông minh khác (IEDs) theo giao thức IEC 60870-5-103.
- Có khả năng tự kiểm tra và giám sát hệ thống (khi phát hiện lỗi, sẽ có cảnh báo tại chỗ và truyền về trung tâm).
- Có thể tải cơ sở dữ liệu từ Trung tâm Điều độđến RTU của trạm.
- Các tín hiệu số (digital) phải được phát hiện và cập nhật theo chu kỳ <10- 20 ms; các giá trị đo lường được cập nhật với chu kì <5-10 s. Việc cập nhật này do RTU tựđộng thực hiện theo phần mềm mặc định.
- Việc kiểm tra tổng thể (General check) phải được xem xét và thực hiện vào bất cứ thời điểm nào khi có lệnh yêu cầu truyền xuống từ máy chủ
của Trung tâm Điều độ.
- Việc gán nhãn thời gian của các tín hiệu, báo động (rơ le) phải được thực hiện tại RTU.
- Việc chuẩn hóa: phần cứng cũng như phần mềm của RTU được thiết kế
theo tiêu chuẩn quốc tế thông dụng. RTU sẽ được dễ dàng mở rộng đến dung lượng tối đa.
- Ghi sự kiện: tất cả các sự kiện xảy ra tại Trạm điện mà RTU quản lý sẽ được ghi lại kèm theo nhãn thời gian xảy ra, sau đó sẽ được truyền về (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
trung tâm. Thời gian thực của RTU tại các trạm phải được đồng bộ với thời gian thực của máy chủ tại Trung tâm Điều độ.
- Giao diện với hệ thống thông tin: giao diện giữa RTU và hệ thống thông tin phải tuân thủ theo các tiêu chuẩn của CCITT. Tốc độ truyền cho phép từ 600 đến 9600 Baund.
- Mạch vào ra của RTU: các mạch vào ra I/O của RTU sẽ được cách điện với nhau và với đất. Hệ thống cấp nguồn và các mạch I/O phải được bảo vệ chống điện áp cảm ứng.
- Các lệnh điều khiển đầu ra: mỗi chức năng điều khiển sẽ được thực hiện bởi các mạch điều khiển riêng biệt. Cụ thể các lệnh điều khiển đi đóng máy cắt, đi cắt máy cắt, điều chỉnh điện áp máy biến áp… phải được thực hiện bằng các lệnh điều khiển riêng biệt.
- Các đầu vào số của RTU bao gồm:
+ Loại 2 bit để chỉ thị trạng thái thiết bị (đóng hoặc mở).
+ Loại 1 bit để chỉ thị các báo động (Indication).
+ BCD và 1-out-of-N code sử dụng để chỉ thị vị trí của bộ điều chỉnh
điện áp máy biến áp.
- Các đầu vào tương tự: đầu ra của transducer là đầu vào analog đối với RTU. Các RTU phải ít nhất có khả năng nhận được các dải đầu vào có giá trị như sau:
+ 0 ÷± 10mA cho đo lường P, Q.
+ 0 ÷ 10mA cho đo lường U, I.
+ 4 ÷ 20mA cho đo lường U, I, P, Q.
- Các đầu vào tích lũy: tại RTU có các đầu vào là các giá trị tích lũy phục vụ cho việc đo lường điện năng tác dụng và điện năng phản kháng.
a2. Các thiết bị ghép nối RTU với thiết bị của trạm
Tại các trạm biến áp 110kV của khách hàng, ngoài RTU còn phải lắp đặt các thiết bịđể ghép nối các RTU này với thiết bịđiện của trạm. Các thiết bị này sẽ
thực hiện việc biến đổi đo lường, điều khiển và báo tín hiệu, bao gồm:
- Các transducer đo lường U, I: Đầu ra: 0÷ 10mA cấp chính xác 0,5. - Các transducer đo lường PQ: Đầu ra:0 ÷± 10mA cấp chính xác 0,5.
- Các transducer đo lường vị trí nấc máy biến áp: đầu ra của các bộ biến
đổi này sẽ chuyển đến các Input Card của RTU.
- Các rơle trung gian để điều khiển (Interposing Relay): với điện áp cuộn dây là 48VDC.
- Các rơle lặp lại vị trí (Repeat Relay): với điện áp của cuộn dây là 110, 220VDC.
- Khóa lựa chọn vị trí Local/Remote: để trao quyền điều khiển tại trạm hoặc từ Trung tâm Điều độ miền.
- Hàng kẹp : hàng kẹp cầu chì, hàng kẹp thường, hàng kẹp mạch dòng - Nguồn 48VDC: đây là hệ thống nguồn cấp cho RTU và dùng cho điều
khiển của SCADA, tách biệt với hệ thống nguồn điện một chiều của trạm. - Cáp hạ áp cũng như toàn bộ các phụ kiện khác cần thiết để đấu nối các
thiết bị của trạm tới RTU.
a3. Các tín hiệu yêu cầu
Các yêu cầu về dữ liệu đối với khách hàng phải tuân theo các qui định hiện hành và đồng thời cũng phải được ghi cụ thể trong thỏa thuận đấu nối. Yêu cầu này nhằm xác định xem sẽ lấy những tín hiệu gì và giám sát, điều khiển những phần tử
nào tại mỗi trạm của khách hàng. Danh sách các tín hiệu cần phải lấy tại mỗi trạm có thểđược chia ra làm 3 loại như sau:
- Đầu vào tương tự (analog input): giá trịđo lường analog dùng đểđo U, I, P, Q, vị trí nấc máy biến áp. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
- Đầu vào nhị phân (binary input): giá trị chỉ thị (indication) 1bit và 2 bit dùng cho chỉ thị vị trí của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, các cảnh báo của rơle…
- Đầu ra nhị phân (binary output): dùng để điều khiển máy cắt 110kV và các máy cắt cấp trung áp của trạm.
Cụ thể tại mỗi trạm 110kV danh sách các tín hiệu cho SCADA sẽ bao gồm: - Các tín hiệu chung cho toàn trạm dùng để truyền một số thông tin, báo
+ Cảnh báo chung của toàn trạm.
+ Tần số.
+ Sự cố nguồn xoay chiều AC của trạm.
+ Sự cố nguồn một chiều DC của trạm.
+ Sự cố hệ thống thông tin của SCADA. - Các tín hiệu của ngăn lộ cấp điện áp 110kV
+ Tín hiệu chỉ vị trí, trạng thái (Binary Input):
Trạng thái của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa: đóng/cắt.
Tín hiệu về vị trí của khóa Local/Remote (Local/Supervise).
+ Các cảnh báo, báo động bao gồm có (Binary Input):
Khi bảo vệ tác động: quá dòng, so lệch, chạm đất.
Khi máy cắt không sẵn sàng làm việc.
Sự cố với rơ le bảo vệ.
+ Các giá trịđo lường công suất (analog Input): P, Q.
+ Các lệnh điều khiển đối với máy cắt 110kV (binary output): đóng/cắt. - Các tín hiệu của các ngăn máy biến áp
+ Các cảnh báo và báo động (Binary Input):
Sự cố máy biến áp: bảo vệ gas, bảo vệ so lệch tác động.
Sự cố bộ chuyển nấc máy biến áp.
Máy cắt không sẵn sàng làm việc.
Máy cắt bị khóa.
+ Các giá trịđo lường (Analog Input): vị trí nấc máy biến áp.
+ Các lệnh điều khiển nấc máy biến áp (Binary Output): tăng/giảm. - Các tín hiệu của ngăn lộ cấp điện áp trung áp 10, 22, 35kV
+ Tín hiệu chỉ vị trí, trạng thái (Binary Input):
Trạng thái của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa: đóng/cắt.
Tín hiệu về vị trí của khóa Local/Supervise
+ Các cảnh báo, báo động bao gồm có (Binary Input):
Khi máy cắt không sẵn sàng làm việc.
Sự cố với rơle bảo vệ. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
+ Các giá trịđo lường công suất (analog input):
Đo công suất với các máy cắt tổng.
Đo dòng điện đối với các lộđường dây.
+ Các lệnh điều khiển đối với máy cắt 10, 22, 35kV (binary output):
đóng/cắt.
- Các tín hiệu đối với các thanh cái phân đoạn ở các cấp điện áp 10, 22, 35, 110kV:
+ Các cảnh báo, báo động (binary input): sự cố thanh cái
+ Giá trịđo lường (analog input): U
b. Các kênh truyền dữ liệu
Hệ thống thông tin truyền dữ liệu SCADA cung cấp khả năng trao đổi dữ
liệu giữa các trạm của khách hàng với các đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện để phục vụ công tác điều độ và vận hành. Hệ thống truyền dữ liệu này sẽ kết nối RTU tại các trạm với đơn vị này thực hiện việc trao đổi dữ liệu đồng thời truyền các lệnh điều khiển từ các đơn vị trên tới trạm của khách hàng. Do đó các
đường truyền dữ liệu vì vậy phải đáp ứng các yêu cầu tại các qui định về hệ thống thông tin đã được ban hành.
2.2.6 Một số yêu cầu đối với tổ máy, nhà máy điện
2.2.6.1 Khả năng huy động và điều khiển công suất
Độ lệch tần số là chỉ tiêu chung về chất lượng điện năng của toàn hệ thống, vì trong hệ thống điện hợp nhất ở chế độ làm việc bình thường, tần số ở mọi điểm
đều giống nhau. Tần số sẽ thay đổi khi xảy ra mất cân bằng giữa tổng công suất tác dụng của động cơ sơ cấp (tua bin) kéo máy phát điện với phụ tải tác dụng của hệ
thống điện. Khả năng duy trì tần số của hệ thống trong giới hạn cho phép liên quan chặt chẽ với khả năng huy động và điều khiển công suất của các tổ máy phát.
điện truyền tải phải đáp ứng được các yêu cầu dưới đây:
a. Các tổ máy phát điện phải có khả năng phát công suất tác dụng định mức trong dải hệ số công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,90 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại cực của máy phát điện, phù hợp với đặc tính công suất phản kháng của tổ máy.
b. Mỗi tổ máy phát điện đều phải có khả năng tham gia vào việc điều tần cấp 2 và điều khiển điện áp trong hệ thống điện thông qua việc điều khiển liên tục công suất tác dụng và công suất phản kháng của máy phát.
c. Các tổ máy phát điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng danh định trong dải tần số từ 49,5Hz đến 50,5Hz. Trong dải tần số từ 47Hz đến 49,5Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy.
d. Tổ máy thủy điện có công suất phát trên 30MW tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng phát công suất và duy trì phát điện trong thời gian tương
ứng với các mức tần số như sau:
- Duy trì tối thiểu 20 giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ 47Hz đến 47,5Hz;
- Phát liên tục khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 47,5 Hz đến 51,5Hz;
- Duy trì tối thiểu 20 giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 51,5Hz
đến 52Hz.
e. Tổ máy nhiệt điện có công suất phát trên 30MW tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng phát công suất và duy trì phát điện trong thời gian tương
ứng với các mức tần số như sau: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
- Duy trì tối thiểu 5 giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ 47Hz tới 47,5Hz;
- Duy trì tối thiểu 20 giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 47,5Hz
- Phát liên tục khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 48,5 Hz đến 51,5Hz;
- Duy trì tối thiểu 20 giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 51,5Hz
đến 52Hz.
f. Các tổ máy phát điện phải có khả năng chịu được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không xuất hiện trong thời gian loại trừ ngắn mạch pha - pha và pha - đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên hệ với điểm đấu nối mà không được phép tách lưới.
g. Các tổ máy phát điện và nhà máy điện phải có khả năng làm việc liên tục
ở các chếđộ sau:
- Vượt tốc tới 3% đối với máy phát tuabin khí và máy phát tuabin hơi, tới 10% đối với máy phát thủy điện;
- Tải không cân bằng giữa 3 pha từ 5÷10%; - Hệ sốđáp ứng của kích từ lớn hơn 0,5%; - Dòng điện thứ tự nghịch nhỏ hơn 5%.
Mặt khác trong điều kiện bình thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với điện áp trên lưới điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định như sau:
Bảng 2.2Điện áp cho phép vận hành trên lưới theo các cấp điện áp
Chếđộ vận hành của hệ thống điện Cấp điện áp Vận hành bình thường Sự cố một phần tử