Tài liệu Luận văn thạc sĩ ứng dụng phần mềm smartvu để triển khai tự động hóa lưới điện khu vực tỉnh đồng nai

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 TỈNH ĐỒNG NAI LUẬN VĂN THẠC SĨ Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số ngành: 60520202 TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 10 năm 2017 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 TỈNH ĐỒNG NAI LUẬN VĂN THẠC SĨ Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số ngành: 60520202 CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: GS. TSKH. HỒ ĐẮC LỘC TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 10 năm 2017 CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM Cán bộ hướng dẫn khoa học : GS. TSKH. HỒ ĐẮC LỘC (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM ngày … tháng … năm … 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) Họ và tên TT Chức danh Hội đồng 1 PGS. TS Huỳnh Châu Duy Chủ tịch 2 TS Nguyễn Xuân Hoàng Việt Phản biện 1 3 TS Phạm Đình Anh Khôi Phản biện 2 4 PGS. TS. Trương Việt Anh 5 TS Đoàn Thị Bằng Ủy viên Ủy viên, Thư ký Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được sửa chữa (nếu có). Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM PHÒNG QLKH – ĐTSĐH Độc lập – Tự do – Hạnh phúc Tp.HCM, ngày......tháng........năm 20... NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên : ĐINH HỮU THUẤN Ngày, tháng, năm sinh : 17/11/1974 Chuyên ngành Giới tính : NAM Nơi sinh : QUI NHƠN : KỸ THUẬT ĐIỆN MSHV : 154130030 I- Tên đề tài: ỨNG DỤNG PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ TRIỂN KHAI TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC TỈNH ĐỒNG NAI. II- Nhiệm vụ và nội dung: - Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình cho vận hành tự động hóa trạm 110kV 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 (Họ tên và chữ ký) KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH (Họ tên và chữ ký) i LỜI CAM ÐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu và kết quả nghiên cứu được trình bày trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố ở bất kỳ đâu. Tôi xin cam đoan mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được cảm ơn. Tôi cũng xin cam đoan các nội dung tham khảo trong Luận văn đã được trích dẫn đầy đủ nguồn gốc. Học viên thực hiện Luận văn Đinh Hữu Thuấn ii LỜI CẢM ƠN Trong thời gian học tập và nghiên cứu tại trường, nay tôi đã hoàn thành đề tài tốt nghiệp cao học của mình. Có được thành quả này, tôi đã nhận được rất nhiều sự hỗ trợ và giúp đỡ tận tình của thầy cô, gia đình, cơ quan và bạn bè trong thời gian học tập vừa qua. Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến Thầy GS TSKH. Hồ Đắc Lộc và Thầy PGS TS Nguyễn Thanh Phương Trường Đại học Kỹ thuật Công Nghệ TP.HCM, người đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ, truyền đạt kinh nghiệm để tôi hoàn thành luận văn này. Xin chân thành cảm ơn đến tất cả quí Thầy Trường Đại học Kỹ thuật Công Nghệ TP.HCM đã trang bị cho tôi một lượng kiến thức rất bổ ích, đặc biệt xin chân thành cảm ơn quí Thầy Cô Khoa Điện – Điện Tử đã tạo điều kiện thuận lợi và hỗ trợ cho tôi trong quá trình học tập cũng như trong thời gian làm luận văn tốt nghiệp này. 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 iii TÓM TẮT Xã hội ngày càng phát triển, đời sống kinh tế ngày một nâng cao dẫn đến nhu cầu 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 là nhiệm vụ chính mà ngành điện đã và đang nỗ lực thực hiện. Hoà vào xu thế chung này, 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 lưới điện hiện nay ngành điện đang khẩn trương đầu tư hệ thống SCADA/DMS tại các trung tâm điều khiển, hệ thống SCADA tại các TBA 110kV, tái cấu trúc lưới trung thế và kết nối các thiết bị trên lưới để điều khiển xa các TBA 110kV và các thiết bị trên lưới trung thế. Ngoài ra, thực hiện chủ trương của Chính phủ về việc phát triển lưới điện thông minh, từ năm 2017 đến 2020 phải chuyển 100% các TBA 110kV thành trạm không người trực và ứng dụng một số chức năng của hệ thống DMS trong đó có việc áp dụng chức năng phát hiện, khoanh vùng và cô lập sự cố, phục hồi nhanh cho khu vực không bị sự cố. Khi chuyển sang TBA 110kV không người trực 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 trên lưới điện trung thế 22kV thông qua hệ thống SCADA mà phần mềm lõi là SmartVU. 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 hóa một 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 lực Việt Nam. iv ABSTRACT With the development of society, economy gradually is improved so that demand of electricity servicing facilities also is improved proportionally. In addition, continuous power supply, high quality of customer services are main missions which power companies attempted and attempting to carry out. With this general trend, power companies must refresh and improve themselves, modernize and automate gradually to enhance management and operation ability to gain the target “supplying power safely, continuously, reliably, effectively”. Meeting the optimization in operation and enhance reliability index of power system, power companies promptly deploy SCADA/DMS system at Control Center, 110kV substation, restructure medium voltage (MV) network and connect to MV switches to control remotely 110kV substations and MV switches. From 2017 to 2020, All 110kV substation will be changed to unmanned substation and apply several DMS functions in which one of them is fault location, isolation and restoration. When substations are unmanned, dispatchers in power company must undertake to control remotely all devices at 110kV substations and switches in medium voltage power network. With purpose that reduce pressure for dispatchers in operating whole power system of PCDN, decrease loss in power network and increase the reliable index. Automation in several missions at control centers and unmanned substations and distribution automation at power branches direct under PCĐN are implemented promptly With above analysis, topic “Applying SmartVU software to deploy automation in power system in Dong Nai province” is really necessary. This research will apply widely in practice for power companies directly under Electricity of Viet Nam (EVN). v 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 vi 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 vii 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 viii CHƯƠNG 5. KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN TƯƠNG LAI .................102 TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................105 PHỤ LỤC ...................................................................................................................... ix DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT Ký hiệu SCADA EMS DMS SAS DAS/DA IEC FDIR IED BCU RTU/Getway Multimeter FI Recloser LBS HMI SAIDI SAIFI MAIFI GPS UPS TBA MBA 110kV MC TC Chú thích Supervisory Control And Data Acquysition: là hệ thống giám sát thu thập dữ liệu và điều khiển xa. Hệ thống SCADA trong ngành 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 hệ thống điện và cho phép điều khiển từ xa các thiết bị. Energy Management System: hệ thống quản lý năng lượng 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 ưu nhất. Substation Automation System: hệ thống tự động hóa trạm biến áp Distribution Automatic System: hệ thống tự động hóa lưới phân phối. International Electrotechnical Commission: Ủy ban kỹ thuật điện quốc tế. Fault Detection Isolation and Restoration: phát hiện, cô lập sự cố và tái lập điện Intelligence Electronic Device: thiết bị điện tử thông minh (rơle, RTU/Getway, BCU, Multimeter) Bay Control Unit: thiết bị điều khiển mức ngăn Remote Terminal Unit/Getway là thiết bị đặt tại các nút SCADA phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm SCADA. Đồng hồ đa năng Fault Indicator: bộ phát hiện và chỉ thị sự cố Máy cắt tự đóng lại Load Breaker Switch: thiết bị đóng/ngắt có tải Human Machine Interface:giao diện người –máy System Average Interruption Duration Index: chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối. System Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối. Momentary Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối. Global Positioning System: hệ thống định vị toàn cầu Uninteruptible Power Supply: hệ thống nguồn cung cấp điện liên tục. Trạm biến áp Máy biến áp 110kV Máy cắt Thanh cái x MC112 T401 T402 Q131 Q132 QT401 QT402 Máy tính Remote console Nút SCADA HTĐ A2 PCĐN ĐĐV TTGS TTLĐ NVVH OT IT NERC CIP ICS-CERT NIST SIEM IPS IDS PIM MDMS PMIS CMIS GIS OMS ERP HRMS Máy cắt kết giàn 2 thanh cái 110kV Tụ bù trên thanh cái C41 Tụ bù trên thanh cái C42 Công suất phản kháng của ngăn MC 131 Công suất phản kháng của ngăn MC 132 Công suất phản kháng của ngăn MC T401 (công suất lắp đặt) Công suất phản kháng của ngăn MC T402 (công suất lắp đặt) Các máy tính được kết nối vào trung tâm SCADA để vận hành hệ thống SCADA/DMS/DAS. là các trạm 110kV, trạm ngắt, Recloser, LBS, compact có kết nối SCADA về trung tâm SCADA phục vụ công tác vận hành giám sát, điều khiển các thiết bị trên lưới điện. Hệ thống điện Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai Điều độ viên Trung tâm giám sát Thao tác lưu động. Nhân viên vận hành. Operational Technology: Công nghệ vận hành Information technology: Công nghệ thông tin North American Electrical Reliability Corporation Critical Infrastructure Protection: Bảo vệ hạ tầng trọng yếu của tập đoàn an ninh Bắc Mỹ Industrial Control Systems Cyber Emergency Response Team: Đội ứng cứu khẩn cấp an ninh hệ thống điều khiển công nghiệp National Institute of Standars and Technology: Viện công nghệ và chuẩn quốc gia Security Information and Event Management: Quản lý sự kiện và thông tin an toàn Instrusion Prevention System: Hệ thống ngăn ngừa xâm nhập Instrusion Detection System: Hệ thống phát hiện xâm nhập Privileged Identity Management:Quản lý mật khẩu đặc quyền Meter Data Management System: Hệ thống quản lý dữ liệu đo lường Power network Management Information System: Hệ thống quản lý thông tin lưới điện Customer Management Information System: Hệ thống quản lý thông tin khách hang Geographic Information System: Hệ thống thông tin địa lý Outage Management System: Hệ thống quản lý mất điện Enterprise Resource Planing: Hệ thống hoạch định nguồn nhân lực Human Resource Management System: Hệ thống quản lý nguồn nhân lực xi 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 1 CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG 1.1. 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 nay việc 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 đến nay về nguyên lý chẳng thay đổi ngoài việc ứng dụng công nghệ thông tin và hệ thống viễn thông để quản lý vận hành cho hiệu quả hơn. Sự phát triển hệ thống SCADA/EMS/DMS có thể nói phụ thuộc vào sự phát triển của hệ thống công nghệ thông tin và viễn thông. Trên thế giới hệ thống SCADA đã được áp dụng trên 40 năm, 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), kế đến là Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia được trang bị cùng với dự án đường dây 500kV (đưa vào vận hành năm 1994, dùng phần mềm RANGER của ABB) và các Điều độ miền cũng lần lượt được đầu tư với thời gian cũng như phần mềm sử dụng khác nhau. Từ năm 1998, ngành điện cũng bắt đầu trang bị hệ thống SCADA/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 thành phố của 4 tỉnh miền trung Huế, Bình Định, Đà Nẵng và Buôn Ma Thuột cũng được đưa vào vận hành năm 2007 dùng phần mềm MicroSCADA Pro 9.2 của ABB Phần Lan…. Đến nay, đa số các đơn vị điều độ của ngành điện đã được trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS nhưng đã sử dụng hệ thống khác do hệ thống cũ không đáp ứng với sự phát triễn mạnh của ngành điện cụ thể: đối với Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia và các Trung tâm điều độ hệ thống điện miền (miền Bắc, miền Trung 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 Mỹ cung cấp và hệ thống này là đồng nhất giữa các cấp điều (Hình 1.1). Đối với 05 Tổng 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 2 hệ thống SCADA/DMS một số Tổng công ty đang triển khai, cụ thể: Tổng công ty Điện lực TP.HCM đang sử dụng phần mềm E-terra của hãng Alstom để giám sát điều khiển các TBA 220 và 110kV, phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada để quản lý vận hành lưới 22kV (Hình 1.2); Tổng công ty Điện lực miền Nam đang sử dụng phần mềm Spectrum Power7 để quản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV (Hình 1.3), riêng Công ty Điện lực Đồng Nai trực thuộc Tổng công ty Điện lực miền Nam nhưng sử dụng phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada để quản lý vận hành 26TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng công ty Điện lực miền Trung dùng phần mềm SmartVU và phần mềm MicroSCADA Pro để quản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng Công ty Điện lực Hà Nội và Tổng 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/DMS nhưng hiện nay chỉ đang áp dụng chức năng SCADA (thu thập dữ liệu, giám sát và điều khiển xa), chưa áp dụng các chức năng của hệ thống DMS và các chức năng tự động hóa lưới trung thế, chưa khai thác các chức năng tự động hóa tại trung tâm SCADA. Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã tiên phong trong việc áp dụng tự động hóa lưới trung thế cho một số xuất tuyến của các Công ty điện lực trực thuộc nhưng chức năng tự động và quy mô cũng còn hạn chế. Do chưa áp dụng hết chức năng DMS nên việc kiểm soát trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện 110kV đang được thực hiện thủ công, tức là giao cho NVVH tại trạm hoặc đơn vị quản lý vận hành giám sát trào lưu công suất phản kháng (Q) và báo điều độ viên để đóng/ngắt các 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 lực TP.HCM có một số TBA 110kV đã chuyển qua vận hành không người trực) nên vẫn chưa đề cập đến việc tự động hóa trạm kể cả các TBA đã chuyển sang vận hành không người trực. Hệ thống SCADA/DMS của PCĐN đang sử dụng phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada. Hệ thống SCADA/DMS đang giám sát và điều khiển xa 26 TBA 110kV, 3 trạm cắt 22kV và các xuất tuyến 22kV của 2 trạm 220/110kV Long Bình và Long Thành, các thiết bị Recloser/LBS trên lưới 22kV. Hệ thống bao gồm: 3 - Kiến trúc phần cứng gồm hệ thống mạng LAN kép thông qua 02 Ethernet Switch kết nối với các máy tính chủ và hệ thống truyền thông gồm các chức năng chính 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 nút SCADA 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 giám sát 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 dữ liệu SCADA. + Máy tính chủ ENGINEERING (02 màn hình): phục vụ cho việc cấu hình, bảo trì và nghiên cứu phát triển mở rộng hệ thống. + Máy tính Remote console: phục vụ việc giám sát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI. + Các máy tính chủ kết nối với nhau thông qua Switch sử dụng giao thức mạng TCP/IP. +Các máy tính chủ kết nối với các nút SCADA bên ngoài thông qua thiết bị Router và Terminal IO LAN sử dụng giao thức mạng TCP/IP và IEC 60870-5101. + Hệ thống Remote console bao gồm các máy tính Remote console đặt tại TTGS và các Điện lực trực thuộc Công ty kết nối về Trung tâm SCADA tại phòng Điều độ Công ty thông qua router phục vụ việc giám sát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI. + RTU/ Gateway tại các nút SCADA bên ngoài thu thập, chuyển đổi dữ liệu và truyền 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 4 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 HotStandby của máy tính chủ Server. + Giám sát kết nối giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt thiết bị đầu cuối RTU/Gateway. + Giám sát trạng thái đóng/ngắt của thiết bị, giá trị vượt ngưỡng, tín hiệu 81 Trip, 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 độ Dầu, 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, mạng của IT và điều hành sản xuất) để phục vụ truyền dữ liệu hệ thống SCADA từ các TBA 110kV về hệ thống SCADA trung tâm. Hệ thống mạng được thiết lập 2 5 đường quang vật lý theo 2 hướng khác nhau, hệ thống này tạo thành mạng vòng nhằm luôn đảm bảo kênh truyền cho hệ thống SCADA. Các Switch được lắp đặt tại 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 thống Local SCADA tại các TBA 110kV của PCĐN hiện nay đa dạng và chưa đồng nhất nên cũng gây khó khăn trong công tác vận hành, bảo trì và xử lý sự cố. Hệ thống SCADA 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 gian nhưng độ tin cậy không cao. Hệ thống local SCADA sử dụng nhiều phần mềm của nhiều đơn vị khác nhau cung cấp và bản quyền sử dụng cũng đa dạng nên công tác quản trị cũng gặp nhiều trở ngại. Do các trạm hiện hữu, công tác đầu tư xây dụng phải theo quy định, chưa định hướng rõ ràng nên hệ thống SCADA hiện hữu còn nhiều giới hạn, cụ thể : Chưa có khả năng lập trình và tự thực hiện một số nhiệm vụ tại 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 tại trạm… tât cả cần phải xem xét để thống nhất và đưa ra quy định cụ thể.