4. Ý nghĩa của đề tài
2.3.2. Hiện trạng hệ thống viễn thông SCADA trạm 110kV
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 51
Hình 2.5: Mô hình kết nối tổng quát SCADA ngành điện 2.3.2.2. Các mô hình kết nối viễn thông trạm 110kV
Từ sự phân cấp điều độ hệ thống điện, từ mô hình kết nối tổng quát ở trên ta thấy tất cả các trạm biến áp 110kV, các nhà máy điện và các thiết bị trên lưới điện phân phối điều được sự quản lý của Điều độ lưới điện phân phối cấp tỉnh và huyện.
Qua đó có thể thấy rằng hệ thống viễn thông với trạm 110kV sẽ được quy hoạch thiết bị để có thể kết nối tới các đơn vị quản lý, từ mô hình ta có các hướng kết nối viễn thông trạm 110kVnhư sau:
Kết nối WAN
Từ trạm 110kV kết nối tới Điều độ lưới điện phân phối (SCADA/DMS) Từ trạm 110kV tới Trung tâm thao tác đóng cắt - (Công ty Lưới điện cao thế Miền).
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 52
Từ trạm 110kV tới Trung tâm Điều độ hê thống điện Miền (SCADA/EMS) Ngoài hệ thống viễn thông kể trên, trạm điện 110kV tùy từng vị trí địa lý, đặc thù vùng miền mà nó có thể kết nối với các trạm 110kV gần nhất hoặc các trạm 220kV theo hướng truyền dẫn được quy hoạch cụ thể. Điều này có tính dự phòng an toàn và đảm bảo cho việc truyền số liệu không bị gián đoạn khi có sự cố xảy ra.
Kết nối LAN
Kết nối giữa các thiết bị điện với RTU thông qua bộ chuyển đổi RS232/RS485 sang ethernet hoặc thiết bị điều khiển, bảo vệ và đo lường thông minh (IEDs) áp dụng giao thức IEC 61850 chuẩn ethernet được kết nối tới hệ thống Switch trong trạm
2.4.Phân tích, đánh giá hệ thống thông tin liên lạc trạm 110kV
Hệ thống thông tin liên lạc giữa Trung tâm điều khiển và các TBA 110kV sử dụng giải pháp truyền dẫn quang làm đường truyền chính và đường truyền dự phòng là đường dây điện thoại công cộng (PSTN) để truyền số liệu.
Với giải pháp sử dụng đường truyền này chi phí đầu tư thấp do sử dụng cơ sở hạ tầng sẵn có của lưới điện, đây là đường truyền có băng thông rộng, sử dụng nhiều dịch vụ đồng thời và độ tin cậy cao. Vì vậy, tiếp tục tận dụng cơ sở hạ tầng cáp quang hiện có để kết nối mở rộng hệ thống SCADA trong hiện tại và tương lai là giải pháp hợp lý.
Hệ thống viễn thông SCADA của trạm 110kV đang có hiện nay có chức năng kết nối SCADA với các trạm biến áp (TBA) 110kV, 220kV khác, ngoài ra cũng sử dụng song song đường truyền dự phòng là đường dây điện thoại công cộng (PSTN) để truyền số liệu. Hướng đi tuyến hệ thống truyền dẫn được phân theo nhánh truyền dẫn quang trục chính theo quy hoạch của từng khu vực và vùng miền.
Cũng như hầu hết các hệ thống SCADA nói chung, hệ thống viễn thông của Trạm 110kV cũng đảm nhiệm chức năng, nhiệm vụ chính như sau:
Phục vụ thu thập thông tin
Điều khiển
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 53
2.5.Phân tích đánh giá mô hình kết nối theo giao thức IEC60870
Hiện nay, hầu hết hệ thống SCADA của hệ thống điện ở Việt nam đều sử dụng giao thức truyền thông IEC60870-5-101 cho giải pháp truyền thông từ các điểm nút điều khiển kết nối với hệ thống SCADA. Về cơ bản giao thức IEC60870- 5-101 đáp ứng được yêu cầu về tín hiệu giám sát điều khiển đo lường theo thời gian thực cho các đối tượng điều khiển.
Tuy nhiên, với đặc điểm kết nối theo giao diện truyền thông nối tiếp (serial), giao thức truyền thông IEC60870-5-101 có nhiều hạn chế trong việc thiết lập các kênh truyền thông vật lý, đồng thời khó khăn trong việc mở rộng điểm kết nối trên hệ thống. Cùng với sự phát triển của các giao thức truyền thông trên nền tảng giao thức truyền thông TCP/IP, giao thức IEC60870-5-104 được ứng dụng cho các giải pháp truyền thông của hệ thống SCADA có nhiều ưu điểm trong việc triển khai cũng như khả năng ổn định cao trong các phương thức truyền dẫn.
2.5.1. Mô hình kết nối theo giao thức truyền thông theo IEC60870-5-101
Mô hình dưới đây là phương thức truyền thông cơ bản của hệ thống SCADA của các trạm truyền tải. Tín hiệu truyền thông IEC101 từ RTU tại trạm kết nối với hệ thống SCADA của hai đường vật lý:
Main line: đường truyền thông chính sử dụng kết nối qua hạ tầng cáp quang với các thiết bị ghép kênh (PCM) và truyền dẫn (STM1, STM4).
Backup line: sử dụng phương thức truyền thông PSTN qua mạng điện thoại có dây của các nhà cung cấp dịch vụ.
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 54
Hình 2.6: Phương thức kết nối truyền thông theo giao thức IEC 60870-5-101
Việc chuyển đổi kênh truyền thông từ “main line” sang “backup line” và chuyển đổi máy chủ xử lý dữ liệu theo cơ chế (Hot/Standby) được thực hiện bằng thiết bị chuyển mạch FBS (Fall Back Switch)[4], [10].
2.5.2. Mô hình kết nối theo giao thức truyền thông IEC 60870-5-104
Giao thức IEC60870-5-104 thực hiện kết nối vật lý trên nền giao thức TCP/IP nên việc bắt tay trên lớp vật lý thực hiện đơn giản, dễ dàng tương thích giữa hệ thống SCADA với các thiết bị Gateway và RTU của các hãng khác nhau.
Tín hiệu truyền thông IEC104 kết nối từ RTU đến hệ thống SCADA được thực hiện trên kênh FE của các thiết bị truyền dẫn, hoặc qua thiết bị chuyển đổi giao diện E1/FE (main line).
Giao thức IEC104 của RTU có thể hổ trợ trên 2 địa chỉ máy chủ, do đó phương thức truyền thông dự phòng dễ dàng thực hiện trên các lớp mạng khác nhau. Đường truyền thông dự phòng (backup line) được đề xuất thực hiện qua các kênh Internet (3G/GPRS hoặc ADSL), có chi phí thấp.
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 55
Hình 2.7: Phương thức kết nối truyền thông theo giao thức IEC 60870-5-104
Hình trên là mô hình kết nối theo giao thức IEC60870-5-104 đang được dần áp dụng thực hiện.
2.6.Phân tích, đánh giá, hướng mở rộng theo giao thức IEC60870-5-101
2.6.1. Phân tích mô hình theo giao thức IEC60870-5-101 trạm 110kV hiện hữu
Với cơ chế truyền thông như trên, giao thức IEC101 có một số hạn chế như sau:
- Với các RTU hiện tại đang được trang bị trong các trạm.
- Các tín hiệu điều khiển, giám sát được lấy từ các tiếp điểm phụ của rơle, mạch điều khiển, giám sát tại trạm đưa vào các card vào/ra của RTU.
- Các tín hiệu đo lường được lấy từ TU, TI đưa vào Transducer và kết nối đến
RTU qua cổng giao tiếp RS485 với giao thức truyền thông Modbus.
Ưu điểm
Giải pháp kết nối này có ưu điểm là thu thập được các tín hiệu điều khiển, giám sát với các mã hiệu rơle của các nhà sản xuất khác nhau.
Nhược điểm
Khi mở rộng RTU phụ thuộc hoàn toàn vào công nghệ của nhà sản xuất; lắp đặt quá nhiều các thiết bị phụ như: rơle trung gian, hàng kẹp, contact, cáp tín hiệu
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 56
đấu nối dẫn đến độ tin cậy thấp, khó khăn trong quản lý vận hành, tốn nhiều thời gian và chi phí trong việc đấu nối, thí nghiệm; sai số đo lường lớn.
Ngoài ra, giải pháp này không khai thác được nhiều chức năng như: truy cập và cài đặt các thông số rơle từ Trung tâm điều khiển; đọc xa các thông số đo lường từ công tơ (meter) hoặc rơle (IEDs); không ghi nhận được dòng sự cố thông qua rơle từ Trung tâm điều khiển.
Các kênh truyền thông V24 (hoặc 4W) từ RTU hoặc Gateway từ trạm đến hệ thống SCADA phải qua nhiều thiết bị (modem V24/4W, PCM, STM1,4..) làm tăng nguy cơ sự cố trên đường truyền. Thực tế trong quá trình vận hành, sự cố các thiết bị như Modem, PCM, nguồn DC thường xuyên xảy ra, thời gian xử lý kéo dài vì phân cấp quản lý. Phương thức truyền thông dự phòng bằng dịch vụ PSTN không tin cậy.
Việc bắt tay của giao thức IEC101 đối với các thiết bị khác hãng khá phức tạp do định nghĩa lớp vật lý (physical layer) của giao thức qua kết nối RS232 thường không đồng nhất hoàn toàn, dẫn đến tình trạng phát sinh bit lỗi trong các bản tin truyền, tín hiệu truyền thông không ổn định.
Hệ thống MicroSCADA quản lý license IEC101 theo kênh vật lý RS232, do đó với tốc độ 9600 bps nên việc ghép nối nhiều Station trên một line IEC101 khá hạn chế để đảm bảo yêu cầu thời gian thực của tín hiệu, đồng thời các tín hiệu đo lường 32 bit (CP56Time2a) đáp ứng rất chậm do kích thước bản tin lớn. Yêu cầu bắt buộc phải sử dụng các thiết bị đầu cuối khác nhau trên các kênh độc lập (không thể ghép chung các RTU, Gateway của các hãng khác nhau lên 1 line IEC101, làm tăng chi phí mua license line.
2.6.2. Hướng mở rộng của mô hình theo IEC60870-5-101 trạm 110kV hiện hữu
Đối với các TBA 110kV đã lắp đặt RTU: Khi đầu tư mở rộng lưu ý các card tín hiệu vào/ra phải có cùng thông số kỹ thuật, mã hiệu và nhà sản xuất với các card vào/ra hiện hữu. Số lượng card vào/ra phụ thuộc vào số lượng các tín hiệu cần thu thập.
Với những nhược điểm và hạn chế như trên, hiện nay, các RTU đang dần được thay bằng các thiết bị điện tử thông minh – IED (Intelligent Electronic Device) đối với các trạm điện thiết kế mới để tiến tới mô hình tự động hóa trạm biến áp không người trực áp dụng giao thức truyền thông IEC61850. [4], [10].
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 57
2.7.Phân tích, đánh giá, hướng mở rộng theo giao thức IEC60870-5-104
2.7.1. Phân tích mô hình theo giao thức IEC60870-5-104 trạm 110kV hiện hữu
Một số ưu điểm cơ bản khi sử dụng giao thức truyền thông IEC104 được đánh giá như sau:
- Giao thức IEC104 hoàn toàn tương thích với giao thức IEC101 về lớp liên
kết (link layer) và lớp ứng dụng (aplication layer), do đó việc xây dựng CSDL cho các đối tượng điều khiển trên hệ thống MicroSCADA không thay đổi.
- IEC104 hổ trợ giao diện kết nối qua Ethernet (kênh FE) nên việc đầu tư các
thiết bị truyền thông tương đối rẻ tiền và dể quản lý bảo dưỡng hoặc dễ dàng thuê kênh FE của các nhà cung cấp dịch vụ khác với chi phí có thể chấp nhận.
- Với tốc độ cơ bản của kênh FE từ 128kb/s đến 2Mb/s do đó tốc độ đáp ứng
tín hiệu của giao thức IEC104 tốt hơn giao thức IEC101, hổ trợ các gói tin đo lường 32 bit (CP56Time2a).
- Tất cả các RTU và Gateway tại trạm đều hỗ trợ giao thức truyền thông IEC104. Đối với hệ thống MicroSCADA, với tốc độ đáp ứng tín hiệu tốt và cơ chế quản lý địa chỉ trạm (ADSU Address) theo địa chỉ IP nên việc ghép nhiều station trên một line sẽ đảm bảo tính kinh tế trong việc đầu tư license cho hệ thống.
Trên cơ sở đánh giá các ưu điểm của giao thức IEC 60870-5-104 và khả năng hỗ trợ của hệ thống MicroSCADA đối với phương thức truyền thông cho các TBA truyền tải dựa trên nền tảng ứng dụng giao thức IEC104, từ đó áp dụng phương thức truyền thông bằng giao thức IEC104 đối với các dự án trạm 110kV trên cả nước.
2.7.2. Hướng mở rộng của mô hình theo IEC60870-5-104 trạm 110kV hiện hữu
Với những ưu điểm khi áp dụng theo giao thức IEC60870 -5-104, thì việc mở rộng các trạm biến áp có các thiết bị đang áp dụng theo giao thức IEC60870 -5- 101 là cần thiết thông qua việc mua bổ sung các bộ chuyển đổi tín hiệu từ Serial sang Ethernet.
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 58
Đối với các TBA 110kV đầu tư xây dựng mới: Theo định hướng, ngành điện Việt Nam đang nỗ lực chuyển từ TBA 110kV có người trực sang trạm không người trực nhằm nâng cao năng suất lao động, vì vậy cần lựa chọn các giải pháp kỹ thuật và công nghệ phù hợp với yêu cầu về quản lý vận hành và điều độ lưới điện. Đề xuất mô hình giải pháp đầu tư TBA 110kV theo giải pháp tự động hoá TBA 110kV trên nền tảng giao thức truyền thông IEC 61850.
Hiện nay, hệ thống trạm 110kV trải dài khắp mọi miền đất nước, trải qua từng giai đoạn các thiết bị hiện có cũng rất đa dạng về chủng loại và kỹ thuật. Để có cái nhìn chi tiết về phạm vi thiết bị, tính năng kỹ thuật đáp ứng trong mô hình tổng thể hệ thống SCADA trạm 110kV và trong phạm vi đề tài luận văn em xin đề cập đến việc xây dựng hoàn chỉnh hệ thống viễn thông cho 01 trạm 110kV cụ thể ở đây là Trạm Biến áp 110kV Minh Đức - Văn Giang - Hưng Yên. Giải pháp xây dựng đáp ứng đầy đủ về phạm vi, tính năng kỹ thuật thiết bị của trạm cho hiện tại và tương lai, thiết bị hệ thống viễn thông này có thể áp dụng luôn cho hệ thống trạm biến áp 110kV không người trực khi tiến hành mua sắm các thiết bị tích hợp đo lường thông minh (IEDs) một mục tiêu mà ngành điện đang đề ra và hướng tới trong tương lai gần. Cụ thể chi tiết được đề cập trong Chương 3.
2.8. Đánh giá sơ bộ các thiết bị chủ yếu được sử dụng trong các trung tâm điều
độ và trong các trạm 110kV
2.8.1. Thiết bị đầu cuối RTU/PLC
Tại EVN NPC - Tổng công ty Điện lực Miền Bắc
Tính đến năm 2014, EVN NPC hiện đang quản lý vận hành 182 trạm 110kV trên địa bàn 27 tỉnh trong đó có 164/182 trạm được trang bị RTU, 18 trạm chưa có RTU. Trong 164 trạm đã có RTU thì phân thành 2 nhóm như sau:
Nhóm 1: Gồm 135/164 trạm đã được trang bị RTU560 - ABB. Giai đoạn này A1 trang bị RTU cho 68 trạm 110kV, từ năm 2000 đến nay đã mở rộng số trạm được trang bị RTU lên 164 trạm.
Nhóm 2: Các trạm còn lại, RTU được trang bị trong các dự án đầu tư xây dựng mới và dự án của A1 trước đây. Các RTU này bao gồm nhiều chủng loại như: RTU Microsol chỉ có 1 cổng truyền thông, RTU của AREVA, Siemens v v ..
Luận văn tốt nghiệp Chuyên ngành: Điều khiển & Tự Động Hóa
Lê Thanh Bằng – 13BĐKTĐH Page | 59
Hiện nay, trên địa bàn miền Trung - Tây Nguyên do EVN CPC quản lý có khoảng 90 trạm 110kV (kể cả TBA của khách hàng).
Ngoài các trạm mới được đầu tư sử dụng hệ thống điều khiển máy tính, thì hầu hết các trạm còn lại sử dụng giải pháp RTU phân tán (tín hiệu điều khiển, đo lường, giám sát được lấy từ tiếp điểm phụ của rơle bảo vệ, mạch điều khiển giám sát tại trạm, qua các rơle trung gian, tranducer… đưa vào các card vào/ra của thiết bị đầu cuối).
Thiết bị do các hãng Microsol, Areval, ABB, RemsDaq. Trong đó chủ yếu là loại xXCell/Microsol (60 trạm), ABB (21 trạm), Areval (5 trạm), Siemens (4 trạm)..
EVN SPC - Tổng công ty Điện lực Miền Nam
Hiện nay EVN SPC đang quản lý vận hành 158 trạm 110kV trên địa bàn 21 tỉnh, trong đó có 142/158 trạm được trang bị RTU, 16 trạm chưa có RTU. Trong 158 trạm đã có RTU thì phân thành 2 nhóm như sau:
Nhóm 1: Gồm 96/158 trạm đã được trang bị RTU560 – ABB có licence HMI (Human machine Interface – giao tiếp người và máy) tích hợp trong flashcard, thuộc dự án "Nâng cao năng lực các Trung tâm Điều độ (hay còn gọi dự án ADB giai đoạn 1 và giai đoạn 2”.
Nhóm 2: Các trạm còn lại, RTU được trang bị trong các dự án đầu tư xây dựng mới và dự án của A2 trước đây. Các RTU này chưa có licence HMI và bao