Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Nghiên cứu ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 kết nối Scada từ trạm trung gian vân hồ tới trung tâm điều khiển xa

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:117

Thêm vào BST

Báo xấu

28
lượt xem 8
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Mục tiêu nghiên cứu đề tài là nghiên cứu, phân tích giao thức truyền thông IEC 61580 -5-104 và khả năng đáp ứng kết nối về TTĐKX. Đánh giá và ứng dụng các chức năng của hệ thống SCADA, thực hiện ghép nối Trạm Trung gian Vân Hồ trên lưới vào TTĐKX phục vụ công tác giám sát vận hành hệ thống điện tại TTĐKX.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Nghiên cứu ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 kết nối Scada từ trạm trung gian vân hồ tới trung tâm điều khiển xa

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP LÊ SỸ NGUYÊN NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG GIAO THỨC IEC 60870-5-104 KẾT NỐI SCADA TỪ TRẠM TRUNG GIAN VÂN HỒ TỚI TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC KỸ THUẬT ĐIỆN Thái Nguyên - năm 2020
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP LÊ SỸ NGUYÊN NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG GIAO THỨC IEC 60870-5-104 KẾT NỐI SCADA TỪ TRẠM TRUNG GIAN VÂN HỒ TỚI TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN MÃ SỐ: 8.52.02.01 LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC KỸ THUẬT ĐIỆN NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. Lê Tiên Phong Thái Nguyên – năm 2020
LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan luận văn là kết quả nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép của ai. 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. Nội dung luận văn có tham khảo và sử dụng các tài liệu, thông tin được đăng tải trên các tác phẩm, tạp chí, bài báo và các trang web theo danh mục tài liệu tham khảo của luận văn. Tác giả Lê Sỹ Nguyên i
LỜI CẢM ƠN Lời đầu tiên tác giả xin chân thành cảm ơn tới các thầy giáo, cô giáo Khoa sau đại học, Khoa Điện trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp cùng các thầy giáo, cô giáo, các anh chị tại Trung tâm thí nghiệm đã giúp đỡ và đóng góp nhiều ý kiến quan trọng cho tác giả để tác giả có thể hoàn thành bản luận văn của mình. Trong quá trình thực hiện đề tài tôi đã nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình của các thầy, cô giáo trong khoa Điện của trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp thuộc Đại học Thái Nguyên và các bạn đồng nghiệp. Đặc biệt là dưới sự hướng dẫn và góp ý của thầy TS. Lê Tiên Phong đã giúp cho đề tài hoàn thành mang tính khoa học cao. Tôi xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ quý báu của các thầy, cô. Do thời gian, kiến thức, kinh nghiệm và tài liệu tham khảo còn hạn chế nên đề tài khó tránh khỏi những thiếu sót. Rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các thầy, cô giáo và các bạn đồng nghiệp để tôi tiếp tục nghiên cứu, hoàn thiện hơn nữa trong quá trình công tác sau này. Học viên Lê Sỹ Nguyên ii
MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN ...........................................................................................................i LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................... ii KÝ HIỆU VIẾT TẮT ...................................................................................................vi DANH MỤC HÌNH VẼ............................................................................................. viii DANH MỤC CÁC BẢNG............................................................................................xi MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1 1. Lý do lựa chọn đề tài ................................................................................................ 1 2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ............................................................................ 1 3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu ............................................................................ 1 4 . Bố cục luận văn ....................................................................................................... 2 CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN XA .................................................. 3 1.1 Đặt vấn đề .............................................................................................................. 3 1.2 Trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực .................................. 4 1.2.1 Phân cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia....................................................... 4 1.2.2 Mục tiêu xây dựng Trung tâm điều khiển xa ................................................... 5 1.2.3 Mô hình tổ chức Trung tâm điều khiển và định hướng phát triển................... 6 1.3 Các quy định về đo lường, giám sát điều khiển các trạm biến áp không người trực ...................................................................................................................................... 8 1.3.1 Thành phần cơ bản của hệ thống SCADA trong hệ thống điện ...................... 8 1.3.2 Chức năng của hệ thống SCADA trung tâm .................................................... 8 1.3.3 Hệ thống SCADA tại các trạm biến áp không người trực ............................... 9 1.4 Các quy định về giao thức truyền thông .............................................................. 11 1.4.1 Các giao thức truyền thông ........................................................................... 11 1.4.2 Tốc độ kênh truyền dữ liệu ............................................................................ 12 1.4.3 Giao diện kết nối kênh truyền ........................................................................ 13 1.4.4 Giao thức truyền tin ....................................................................................... 13 1.5 Truyền thông công nghiệp ................................................................................... 14 1.5.1 Mạng truyền thông công nghiệp .................................................................... 14 1.5.2 Cấp bậc phân cấp trong mạng truyền thông công nghiệp ............................ 15 1.5.3 Các mạng công nghiệp thường được sử dụng ............................................... 17 iii
1.6 Giao thức truyền thông IEC tự động hóa trạm biến áp ........................................ 23 1.6.1 Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-101 .......................................................... 23 1.6.2 Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104 ......................................................... 26 1.6.3 Nhận xét ......................................................................................................... 27 1.7 Đề xuất nội dung nghiên cứu ............................................................................... 29 1.8 Kết luận chương 1 ................................................................................................ 29 CHƯƠNG 2: TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA CỦA ĐIỆN LỰC SƠN LA ........ 30 2.1 Đặt vấn đề ............................................................................................................ 30 2.2 Hệ thống SCADA Sơn La và các trạm biến áp không người trực ....................... 30 2.3 Một số tiêu chuẩn kỹ thuật xây dựng TTĐKX .................................................... 31 2.3.1 Tiêu chuẩn chung ........................................................................................... 31 2.3.2 Truyền thông và khả năng kết nối.................................................................. 32 2.3.3 Khả năng thu thập và xử lý dữ liệu thời gian thực ........................................ 33 2.3.4 Tiêu chuẩn về tính bảo mật ............................................................................ 33 2.3.5 Tiêu chuẩn về tính sẵn sàng của hệ thống (System Availability) .................. 34 2.3.6 Tiêu chuẩn về chia sẻ và mở rộng hệ thống .................................................. 34 2.4 Thành phần cơ bản hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển xa Sơn La ............ 35 2.4.1 Máy chủ hệ thống SCADA ............................................................................. 36 2.4.2 Máy chủ Camera Server ................................................................................ 38 2.4.3 Máy tính vận hành ......................................................................................... 39 2.4.4 GPS ................................................................................................................ 40 2.4.5 Firewall .......................................................................................................... 41 2.4.6 Switch 24 ports – Layer 2 .............................................................................. 41 2.4.7 Sơ đồ kết nối mạng tại Trung tâm điều khiển xa ........................................... 42 2.4.8 Hệ thống nguồn tại Trung tâm điều khiển xa ................................................ 43 2.5 Phần mềm tại trung tâm điều khiểnTrung tâm điều khiển xa Sơn La ................. 44 2.5.1 Giới thiêu phần mềm Spectrum Power 5 ...................................................... 47 2.5.2 Giao diện phần mềm SPECTRUM 5 ............................................................ 53 2.5.3 Điều khiển giám sát trong phần mềm SP5 .................................................... 61 2.6 Các đặc tính kỹ thuật Hệ thống SCADA Sơn La ................................................. 66 2.6.1 Truyền thông và khả năng kết nối.................................................................. 67 2.6.2 Tính bảo mật .................................................................................................. 68 iv
2.7 Mô tả kết nối phần cứng hệ thống tại các TBA 110 kV khu vực Sơn La. ........... 68 2.7.1.Nguyên tắc chung .......................................................................................... 68 2.7.2 Thu thập tín hiệu thiết bị 110 kV ................................................................... 70 2.7.3 Thu thập tín hiệu thiết bị trung thế ................................................................ 71 2.8 Kết luận chương 2 ................................................................................................ 71 CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG GIAO THỨC IEC 60870-5-104 KẾT NỐI SCADA TỪ TRẠM VÂN HỒ TỚI TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA ........................................ 73 3.1 Đặt vấn đề ............................................................................................................ 73 3.1.1 Giới thiệu trạm biến áp trung gian Vân Hồ .................................................. 73 3.1.2 Phương hướng kết nối trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển xa................ 73 3.2 Cấu hình chuẩn IEC 60870-5-104 ....................................................................... 74 3.3 Thiết bị phần cứng ............................................................................................... 75 3.3.1 Recloser ......................................................................................................... 75 3.3.2 Thiết bị chuyển mạch công nghiệp ................................................................ 81 3.4 Thu thập dữ liệu datalist ....................................................................................... 83 3.5 Cấu hình chuẩn giao thức ghép nối tại trạm Vân Hồ ........................................... 86 3.5.1 Giới thiệu phần mềm WSOS .......................................................................... 86 3.5.2 Cấu hình thông số truyền thông..................................................................... 88 3.6 Cấu hình thông số tại Trung tâm điều khiển xa ................................................... 92 3.7 Đề xuất giải pháp thử nghiệm kết nối tại trạm Vân Hồ ....................................... 95 3.8 Đề xuất giải pháp điều khiển xa theo nhóm lệnh trạm Trung Gian Vân Hồ ....... 99 3.9 Kết luận chương 3 .............................................................................................. 101 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ...................................................................................102 TÀI LIỆU THAM KHẢO.........................................................................................103 v
KÝ HIỆU VIẾT TẮT A1/A2/A3 Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Bắc/Trung/Nam AI Tín hiệu do lường ATS Thiết bị chuyển nguồn tự động BCU Thiết bị điều khiển mức ngăn CPU Chíp xử lý trung tâm DCS DCS-Distributed Control System - Hệ thống điều khiển phân tán DDI Tín hiệu trạng thái DDI bao gồm tất cả các tín hiệu của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa DMS Distribution Management System là hệ thống phần mềm tự động hỗ trợ việc quản lý, giám sát và điều khiển tối ưu lưới điện phân phối ENG Máy tính kỹ sư ETC Công ty TNHH MTV thí nghiệm điện miền Bắc EVN Tập đoàn điện lực Việt Nam Firewall Hệ thống bảo mật mạng giám sát và kiểm soát lưu lượng mạng đến và đi dựa trên các quy tắc bảo mật được xác định trước GPS Thiết bị định vị toàn cầu phục vụ đồng bộ thời gian HMI Giao diện người máy HTĐ Hệ thống điện ICCP Inter Control Center Communications Protocol là một chuẩn trao đổi thông tin ở lớp application IED Inteligent Electronic Divice- Thiết bị điện tử thông minh LAN/WAN Mạng cục bộ tốc độ cao LBS Cầu dao phụ tải điều khiển từ xa MC Máy cắt điện vi
NVVH Nhân viên vận hành OMS Hệ thống quản lý mất điện PC Sơn La Công ty Điện lực Sơn La PLC Programmable Logic Controllers- Bộ điều khiển Logic có thể lập trình được PSOS1/ PSOS2 Máy chủ lưu trữ lịch sử, dữ liệu RC Tín hiệu điều khiển Recloser Máy cắt tự đóng lại RTU/Gateway Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit/Gateway) là thiết bị đặt tại nhà máy điện hoặc trạm điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về hệ thống SCADA trung tâm của Trung tâm điều độ hệ thống điện hoặc Trung tâm điều khiển SCADA Supervisory Control And Data Acquisition là một hệ thống quản lý tự động hóa trong công nghiệp SDI Tín hiệu trạng thái SDI bao gồm các tín hiệu cảnh báo, tín hiệu tác động của rơ le bảo vệ, tín hiệu báo chế độ điều khiển, tín hiệu vận hành SP5 Phần mềm Spectrum 5 của Siemens TBA Trạm biến áp TTĐKX Trung tâm điều khiển xa Sơn La TTLĐ Thao tác lưu động UPS1/UPS2 Hệ thống lưu trữ năng lượng điện WDS/HMI 1/HMI2 Máy tính vận hành vii
DANH MỤC HÌNH VẼ Hình 1. 1 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối ............................................5 Hình 1. 2 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối ............................................6 Hình 1. 3 Nhiệm vụ Trung tâm điều khiển ......................................................................7 Hình 1. 4 Sơ đồ khối chức năng và các kết nối đến RTU .............................................10 Hình 1. 5 Sơ đồ cấu trúc thu thập và truyền thông ........................................................11 Hình 1. 6 Phân cấp mạng truyền thông công nghiệp .....................................................15 Hình 1. 7 Ứng dụng truyền thông nối tiếp.....................................................................17 Hình 1. 8 Ứng dụng truyền thông Modbus ...................................................................18 Hình 1. 9 Ứng dụng truyền thông HART ......................................................................19 Hình 1. 10 Ứng dụng truyền thông Device net ............................................................. 20 Hình 1. 11 Ứng dụng truyền thông HART ....................................................................21 Hình 1. 12 Ứng dụng truyền thông Proflbus .................................................................21 Hình 1. 13 Ứng dụng truyền thông Foundation Fieldbus ..............................................23 Hình 1. 14 Phương thức kết nối truyền thông theo IEC 60870-5-101 ..........................24 Hình 1. 15 Phương thức kết nối truyền thông theo IEC 60870-5-104 ..........................26 Hình 2. 1 Cấu trúc SCADA tại Điện lực Sơn La ..........................................................31 Hình 2. 2 Sơ đồ cấu trúc kết nối phần cứng tại TTĐKX Sơn La ..................................35 Hình 2. 3 Cấu trúc SCADA trung tâm điều khiển.........................................................35 Hình 2. 4 Sơ đồ kết nối các thiết bị mạng tại TTĐKX ..................................................42 Hình 2. 5 Sơ đồ chi tiết các cổng kết nối mạng tại trung tâm .......................................42 Hình 2. 6 Nguồn cung cấp cho hệ thống SCADA.........................................................43 Hình 2. 7 Máy chủ trung tâm điều khiển xa ..................................................................47 Hình 2. 8 Giới thiệu SPECTRUM 5 ..............................................................................47 Hình 2. 9 Lĩnh vực hoạt động SPECTRUM 5............................................................... 48 Hình 2. 10 Kiểm soát thiết bị của phần mềm SPECTRUM 5 .......................................48 Hình 2. 11 Công cụ của phần mềm SPECTRUM 5 ......................................................49 Hình 2. 12 Thông số vận hành phần mềm SPECTRUM 5............................................49 viii
Hình 2. 13 Hỗ trợ vận hành phần mềm SPECTRUM 5 ................................................50 Hình 2. 14 Hỗ trợ nhiều kịch bản phần mềm SPECTRUM 5 .......................................50 Hình 2. 15 Dự báo nhu cầu phụ tải trên phần mềm SPECTRUM 5 ............................. 50 Hình 2. 16 Giao thức truyền thông hỗ trợ phần mềm SPECTRUM 5 ..........................51 Hình 2. 17 Kiến trúc phần mềm SPECTRUM 5 ...........................................................51 Hình 2. 18 Giao diện đang nhập hệ thống .....................................................................55 Hình 2. 19 Giao diện đang xuất hệ thống ......................................................................56 Hình 2. 20 Thanh công cụ PAT .....................................................................................56 Hình 2. 21 Sơ đồ lưới điện 110 khu vực Sơn La ...........................................................60 Hình 2. 22 Hộp thoại điều khiển đóng cắt .....................................................................61 Hình 2. 23 Hộp thoại điều khiển bước lên/xuống .........................................................62 Hình 2. 24 Hộp thoại Hộp thoại kiểm soát điểm đặt .....................................................63 Hình 2. 25 Điều kiện liên động .....................................................................................65 Hình 2. 26 Sơ đồ kết nối truyền thông tại trạm biến áp không người trực ...................69 Hình 2. 27 Các chuẩn giao tiếp trong trạm biến áp không người trực ..........................69 Hình 2. 28 Giao diện Gateway ZENON tại trạm ..........................................................70 Hình 2. 29 Bộ chuyển đổi RS232-RS485/Ethernet .......................................................71 Hình 3. 1 Sơ đồ nối điện chính trạm biến áp trung gian Vân Hồ ..................................73 Hình 3. 2 Mô hình ghép nối trạm biến áp trung gian Vân Hồ.......................................74 Hình 3. 3 Lưu đồ ghép nối trạm biến áp trung gian Vân Hồ.........................................74 Hình 3. 4 Bố trí thiết bị phần cứng tủ điều khiển ADVC Controller ............................ 78 Hình 3. 5 Cổng truyền thông của tủ điều khiển ADVC3 ..............................................78 Hình 3. 6 Giao diện công RJ 45 trên tủ điều khiển AVDC 3 ........................................79 Hình 3. 7 Thứ tự sắp xếp hạt mạng RJ45 ......................................................................80 Hình 3. 8 Chuẩn bấm dây mạng theo quốc tế ............................................................... 81 Hình 3. 9 Nguyên tắc thu thập thông số máy cắt trung gian Vân Hồ ...........................88 Hình 3. 10 Giao diện phần mềm WSOS........................................................................88 Hình 3. 11 Tạo mới thiết bị trên phần mềm WSOS 5 ...................................................89 Hình 3. 12 Kích hoạt truyền thông IEC 60870-5/101/104 ............................................89 ix
Hình 3. 13 Cấu hình thông số cổng truyền thông ..........................................................90 Hình 3. 14 Cấu hình thông số các địa chỉ IOA .............................................................. 90 Hình 3. 15 Cấu hình thông số truyền thông ..................................................................91 Hình 3. 16 Kích hoạt tín hiệu trạng thái 1 bit (SDI) ......................................................91 Hình 3. 17 Lựa chọn và kích hoạt tín hiệu đo lường (AI) .............................................92 Hình 3. 18 Lựa chọn và kích hoạt tín hiệu điều khiển (DDI) ........................................92 Hình 3. 19 Cấu hình thông số thiết bị đầu cuối ............................................................. 93 Hình 3. 20 Cấu hình tín hiệu DO (điều khiển thiết bị) ..................................................93 Hình 3. 21 Cấu hình tín hiệu AI (thông số đo lường) ...................................................94 Hình 3. 22 Cấu hình tín hiệu SI .....................................................................................94 Hình 3. 23 Tạo sơ đồ 1 sợi trên Spectrum 5 ..................................................................95 Hình 3. 24 Phần mềm IEC-Test ....................................................................................97 Hình 3. 25 Kết nối thành công trên Spectrum 5 ............................................................ 98 Hình 3. 26 Giám sát và điều khiển thiết bị trên Spectrum 5 .........................................98 Hình 3. 27 Giao diện cấu hình chung chuyển đổi nhóm bảo vệ....................................99 Hình 3. 28 Giao diện cấu hình chuyển đổi nhóm bảo vệ chế độ song song................100 Hình 3. 29 Giao diện cấu hình chuyển đổi nhóm bảo vệ chế độ độc lập ....................100 x
DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1. 1 Kiến trúc hiệu suất nâng cao của IEC 60870-5-101 .....................................23 Bảng 1. 2 Phân loại tín hiệu dùng trong IEC 60870-5-101 ...........................................25 Bảng 1. 3 Mô hình tham chiếu kết nối của IEC 60870-5-104.......................................26 Bảng 1. 4 Bảng phân loại tín hiệu dùng trong IEC 60870-5-104 ..................................27 Bảng 2. 1 Cấu hình máy chủ SCADA ...........................................................................37 Bảng 2. 2 Cấu hình máy chủ PSOS ...............................................................................37 Bảng 2. 3 Cấu hình máy chủ Camera Server.................................................................38 Bảng 2. 4 Cấu hình máy tính vận hành .........................................................................40 Bảng 2. 5 Cấu hình GPS ................................................................................................ 40 Bảng 2. 6 Thông số Firewall .........................................................................................41 Bảng 2. 7 Thông số Switch 24 ports – Layer 2 ............................................................. 41 Bảng 2. 8 Thông số máy phát ........................................................................................44 Bảng 2. 9 Thông số UPS ............................................................................................... 44 Bảng 2. 10 Chú thích ký hiệu thanh công cụ PAT ........................................................59 Bảng 2. 11 Quy định màu điện áp .................................................................................60 Bảng 3. 1 Chức năng các cổng truyền thông của tủ điều khiển ADVC3 ......................79 Bảng 3. 2 Tín hiệu trạng thái 1 bit (SDI) .......................................................................83 Bảng 3. 3 Dữ liệu trạng thái 2 bit (DDI) .......................................................................84 Bảng 3. 4 Bảng dữ liệu thông số đo lường (AI) ............................................................ 85 Bảng 3. 5 Tín hiệu điều khiển (RC) ..............................................................................85 Bảng 3. 6 Sai số đo lường .............................................................................................. 96 Bảng 3. 7 Chỉ thị trạng thái ...........................................................................................96 xi
MỞ ĐẦU 1. Lý do lựa chọn đề tài Lưới điện phân phối nói chung và của tỉnh Sơn La nói riêng ngày càng được mở hiện đại hóa và mở rộng. Yêu cầu chất lượng điện năng cũng như độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được nâng cao. Chính vì vậy mà công tác vận hành lưới điện phân phối sẽ gặp nhiều khó khăn, để đáp ứng yêu cầu đó thì số lượng nhân viên vận hành tăng lên, việc giám sát hoạt động của lưới sẽ trở nên phức tạp…, yêu cầu phải có sự hỗ trợ của hệ thống thiết bị công nghệ tự động, đo lường giám sát và điều khiển từ xa. Căn cứ theo tình hình những thiết bị hiện đại đã được đầu tư tại Trung tâm điều khiển xa Sơn La cũng như các thiết bị thông minh đã được trang bị tại Trạm trung gian Vân Hồ nhận thấy có thể ghép nối với nhau tạo thành mạng lưới thông tin điều độ xuyên suốt và thống nhất, việc ứng dụng hệ thống SCADA vào công tác vận hành điều độ hệ thống điện sẽ đem lại hiệu quả rất cao như: - Nâng cao tự động hóa tại trạm biến áp không người trực Sơn La. - Thu thập dữ liệu đo lường trạng thái tại các trạm biến áp không người trực. - Điều khiển, chuyển đổi các chế độ vận hành trạm biến áp không người trực. - Hiển thị thông số theo thời gian thực. 2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu của đề tài là dựa trên cơ sở hệ thống SCADA đã được đưa vào vận hành tại Trung tâm điều khiển xa Công ty Điện lực Sơn La để nghiên cứu, thực hiện ghép nối, điều khiển Trạm Trung gian Vân Hồ, dựa trên các đặc tính kỹ thuật của thiết bị, cấu hình xây dựng trong hệ thống Scada. Từ đó, đề tài đưa ra đánh giá, phân tích giải pháp kỹ thuật cho quá trình thực hiện. 3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu Để phân tích, đánh giá được cách thức làm việc cũng như đặc tính kĩ thuật của các thiết bị kết nối, truyền dẫn và nghiên cứu thực hiện ghép nối Trạm Trung gian Vân Hồ, luận văn sẽ thực hiện các nhiệm vụ sau: - Nghiên cứu, phân tích giải pháp kỹ thuật hệ thống SCADA tại TTĐK được lắp đặt tại Công ty Điện lực Sơn La. 1
- Nghiên cứu các thiết bị được lắp đặt trong tại trạm Trung gian Vân Hồ. - Nghiên cứu, phân tích giao thức truyền thông IEC 61580 -5-104 và khả năng đáp ứng kết nối về TTĐKX. - Đánh giá và ứng dụng các chức năng của hệ thống SCADA, thực hiện ghép nối Trạm Trung gian Vân Hồ trên lưới vào TTĐKX phục vụ công tác giám sát vận hành hệ thống điện tại TTĐKX. 4 . Bố cục luận văn Về mặt bố cục luận văn được chia ra thành 3 chương. Chương 1: Tổng quan về điều khiển xa. Chương 2: Trung tâm điều khiển xa Sơn La. Chương 3: Ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ tới Trung tâm điều khiển xa. Kết luận chung của luận văn. 2
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN XA 1.1 Đặt vấn đề Trong cấu hình của Hệ thống giám sát, điều khiển và thu thập số liệu SCADA (Supervisory, Control and Data Acquistion), việc giám sát, điều khiển và thu thập số liệu của mạng lưới điện do trung tâm điều độ Hệ thống điện quốc gia và trung tâm điều độ các điện lực tỉnh đảm nhận. SCADA là một hệ thống thống nhất bao gồm các thiết bị thu thập số liệu đầu cuối , hệ thống máy tính chủ trung tâm, các kênh truyền tin truyền số liệu giữa máy chủ và các thiết bị thu thập số liệu đầu cuối như cáp quang, viba số v.v.. Mỗi thiết bị thu thập số liệu đầu cuối - thiết bị đo xa (RTU - Remote Terminal Unit) bao gồm khối xử lý trung tâm (CPU), và các vỉ thu thập số liệu, vỉ giám sát, khối các MODEM. RTU làm nhiệm vụ thu thập số liệu và truyền số liệu thu thập được qua các hệ thống thông tin tới hệ thống máy tính chủ trung tâm. Hệ thống máy tính chủ trung tâm làm nhiệm vụ thu thập số liệu của toàn bộ hệ thống RTU, xử lý thông tin và sau đó ra lệnh điều khiển tương ứng tới các trạm. Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật và ứng dụng của các hệ thống thông tin đo lường điều khiển xa, hệ thống SCADA quản lý hệ thống điện thuộc Công ty Điện lực Sơn La cần phải thực hiện ghép nối trạm biến áp trung gian Vân Hồ (sau đây gọi tắt là trạm Vân Hồ) với những mục tiêu sau: + Thu thập dữ liệu vận hành trạm Vân Hồ theo thời gian thực. + Điều khiển thiết bị, chuyển đổi nhóm bảo vệ. + Lưu trữ trích xuất dữ liệu khi cần thiết phục vụ vận hành trạm biến áp trung gian Vân Hồ. Chính vì vậy, những nội dung tiếp theo sẽ đề cập đến các vấn đề có liên quan đến điều khiển xa trong hệ thống điện. 3
1.2 Trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực 1.2.1 Phân cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia Phân cấp điều độ hệ thống điện (HTĐ) quốc gia Điều độ hệ thống điện quốc gia được phân thành 03 cấp chính sau: - Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy, điều độ cao nhất trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia. Cấp điều độ quốc gia do Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhiệm. - Cấp điều độ miền là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện miền, chịu sự chỉ huy trực tiếp của Cấp điều độ quốc gia. Cấp điều độ miền do các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc, Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam và Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung đảm nhiệm. - Cấp điều độ phân phối : + Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng. Cấp điều độ phân phối tỉnh do đơn vị điều độ trực thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh và các Công ty Điện lực tỉnh đảm nhiệm; + Cấp điều độ phân phối quận, huyện là cấp chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối quận, huyện trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ phân phối tỉnh. Tùy theo quy mô lưới điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, các Tổng công ty Điện lực lập đề án thành lập cấp điều độ phân phối quận, huyện trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt [1], [2], [3], [4]. Mô hình phân cấp điều khiển được mô tả trên Hình 1. 1. 4
Hình 1. 1 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối 1.2.2 Mục tiêu xây dựng Trung tâm điều khiển xa - Áp dụng các giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các trạm biến áp, nâng cao năng suất lao động. - Nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện, đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng sử dụng điện. - Nâng cao năng lực đội ngũ nhân viên quản lý và nhân viên vận hành hệ thống điện. Đặc biệt, đối với đội ngũ cán bộ trực tiếp quản lý các hệ thống SCADA và hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp 110 kV. - Làm chủ công nghệ, tiến tới không phụ thuộc nhà cung cấp phần mềm của hệ thống. - Xây dựng kế hoạch, lộ trình thực hiện các nội dung công việc liên quan để tiến tới thành lập các Trung tâm điều khiển xa (TTĐKX) và phấn đấu chuyển toàn bộ các trạm biến áp 110 kV trên lưới điện miền Bắc sang chế độ vận hành không người trực [16], [18]. 5
1.2.3 Mô hình tổ chức Trung tâm điều khiển và định hướng phát triển Tại mỗi tỉnh/thành phố, xây dựng 1 trung tâm điều khiển (TTĐK) đặt tại phòng Điều độ Công ty Điện lực có chức năng vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện 110 kV, vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện phân phối. TTĐK phải hình thành trước để kết nối các trạm biến áp 110 kV với TTĐK để chuyển các trạm biến áp 110 kV sang vận hành không người trực. Tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng thiết bị công nghệ hiện có và phát huy khả năng tự thực hiện để làm chủ công nghệ. Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối được mô tả trên Hình 1. 2. [16], [18], [15]. Hình 1. 2 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối - Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, thao tác từ xa các thiết bị trong một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm biến áp hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các thiết bị thuộc TTĐK. Quyền, trách nhiệm và nhiệm vụ của nhân viên vận hành TTĐK được quy định chi tiết trong Thông tư 40/2014/TT-BCT Quy định quy trình điều độ HTĐ Quốc gia. -Điều độ viên lưới điện phân phối thuộc các công ty điện lực trực tiếp thực hiện thao tác xa các thiết bị trong trạm biến áp 110 kV và trên lưới điện trung áp trong phạm vi một tỉnh/thành phố. Số lượng điều độ viên trong mỗi ca trực cần xem xét đến các tình huống vận hành khó khăn khi sự cố diện rộng gây mất điện nhiều trạm biến áp 110 kV 6
với mục tiêu đảm bảo thời gian thao tác và xử lý sự cố của các nhân viên vận hành trong quá trình khôi phục lại lưới điện khu vực. - Tổ chức đội thao tác lưu động (TTLĐ): là đội thao tác trực thuộc các Đội quản lý vận hành lưới điện cao thế (đối với lưới điện 110 kV) hoặc các Công ty Điện lực tỉnh (đối với lưới điện trung áp) được bố trí theo từng cụm trạm điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện. TTLĐ chịu trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ sau: + Thực hiện các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành bình thường và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐK; + Hỗ trợ xử lý sự cố khi cần thiết; + Thực hiện công tác vệ sinh công nghiệp và kiểm tra định kỳ các thiết bị trong trạm biến áp và trên lưới điện; + Thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường cho các nhóm công tác tại TBA hoặc trên lưới điện, trực tại hiện trường trong thời gian có nhóm công tác. Nhiệm vụ của TTĐK được mô tả trên Hình 1. 3. Hình 1. 3 Nhiệm vụ Trung tâm điều khiển 7