Lý do ch ọn đề tài
Hệ thống truyền tải điện Việt Nam đang được đầu tư và phát triển nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đảm bảo ổn định cho sự phát triển kinh tế và phục vụ đời sống nhân dân Nhiều đường dây truyền tải và trạm biến áp mới được xây dựng hoặc nâng cấp để đáp ứng nhu cầu điện năng ngày càng tăng và đảm bảo tính tin cậy trong cung cấp điện.
Hiện nay, hầu hết các trạm biến áp và hệ thống đường dây truyền tải điện thuộc lưới điện siêu cao áp (trên 220kV) và lưới điện cao áp (từ 35kV đến 220kV) đều được đầu tư đồng bộ hệ thống.
Hệ thống SCADA/DMS/AMR đóng vai trò quan trọng trong việc quản lý, giám sát và điều hành lưới điện từ Trung tâm điều độ Quốc Gia và các Trung tâm điều độ Miền Tuy nhiên, đối với các trạm biến áp và hệ thống đường dây truyền tải điện trung áp (từ 1000V đến 35kV), do số lượng lớn và sự không đồng bộ của nhiều đơn vị quản lý, cùng với việc được xây dựng qua nhiều giai đoạn khác nhau, nên việc đầu tư cho hệ thống SCADA/DMS/AMR vẫn còn hạn chế.
Đề án phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) tại Việt Nam đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt theo Quyết định số 1670/QĐ-TTg vào ngày 8/11/2012 Mục tiêu tổng quát của đề án là phát triển lưới điện thông minh với công nghệ hiện đại nhằm nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện Đề án cũng hướng tới việc quản lý nhu cầu điện, khuyến khích sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, từ đó nâng cao năng suất lao động, giảm đầu tư vào phát triển nguồn và lưới điện Ngoài ra, nó còn nhằm tăng cường khai thác hợp lý các nguồn tài nguyên năng lượng, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, góp phần bảo vệ môi trường và phát triển kinh tế - xã hội bền vững.
Việc áp dụng các thiết bị và công nghệ hiện đại trong phát triển hệ thống SCADA/DMS/AMR cho các trạm biến áp và hệ thống đường dây truyền tải là rất cần thiết Điều này không chỉ nâng cao hiệu quả quản lý và giám sát mà còn đảm bảo tính ổn định và an toàn cho toàn bộ hệ thống điện.
Lưới điện trung áp đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối thông tin quản lý, giám sát, điều khiển và đo lường vào hệ thống SCADA/DMS/AMR của các trung tâm điều độ Miền và trung tâm điều độ Quốc gia Việc này là cần thiết để nâng cao hiệu quả vận hành và quản lý lưới điện.
L ị ch s ử nghiên c ứ u và phát tri ể n c ủa lưới điệ n thông minh (Smat Grid)
Hệ thống điện xoay chiều, được thiết kế bởi Nikola Tesla vào năm 1888, đã phát triển từ năm 1896 và nhiều công nghệ trong hệ thống này vẫn còn được áp dụng đến nay Hệ thống điện bao gồm các nguồn điện cùng với các đường dây truyền tải và phân phối, phủ sóng toàn quốc và kết nối quốc tế Tuy nhiên, nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng trong khi các nguồn năng lượng sơ cấp truyền thống đang dần cạn kiệt Điều này đặt ra nhiều thách thức cho hệ thống điện, đặc biệt là trong những thời điểm tiêu thụ điện đột biến như ngày lễ, tết hay biến đổi khí hậu, khiến các hệ thống truyền tải và phân phối hoạt động gần mức tối đa và gia tăng nguy cơ rã lưới.
Qua hơn một thế kỷ tồn tại và phát triển, công nghệ trong hệ thống điện trải qua các giai đoạn:
Từ những năm đầu cho đến thập niên 70 của thế kỷ 20, công nghệ điện cơ đã chiếm ưu thế trong hệ thống công nghiệp Kỹ thuật đo lường, điều khiển và bảo vệ chủ yếu dựa vào các thiết bị đo, rơle và các phần tử chấp hành điện cơ.
Kể từ những năm 1980, sự phát triển mạnh mẽ của các bộ vi xử lý đã thúc đẩy xu hướng số hoá trong đo lường, điều khiển và bảo vệ hệ thống điện Sự hiện đại hoá các trạm truyền tải và phân phối bắt đầu với việc áp dụng công nghệ đo lường, hiển thị và điều khiển điện tử.
Từ năm 2000, sự phát triển mạnh mẽ của kỹ thuật vi xử lý và hệ thống truyền thông kỹ thuật số đã thúc đẩy việc áp dụng cáp quang, mạng Internet và hệ thống định vị toàn cầu GPS vào ngành điện.
Hệ thống điện thông minh (Smart Grid) lần đầu tiên được đề cập vào năm 2005 qua bài báo "Hướng tới hệ thống điện thông minh" của S Massoud Amin và Bruce Thuật ngữ này phản ánh sự phát triển và cải tiến trong quản lý và phân phối điện năng, nhằm nâng cao hiệu quả và độ tin cậy của hệ thống điện.
F Wollenber đã xuất hiện trên tạp chí IEEE P&E (tập 3, N0 5, trang 34-41), nhưng thuật ngữ "lưới điện thông minh" thực sự đã được giới thiệu từ năm 1998 với nhiều định nghĩa khác nhau về chức năng và cách sử dụng Điểm chung quan trọng nhất của hệ thống điện thông minh là sự tích hợp của kỹ thuật vi xử lý và truyền thông kỹ thuật số trong các hoạt động điều độ vận hành và quản lý hệ thống điện.
Các công ty điện lực đang nâng cấp hạ tầng bằng cách triển khai các trạm phân phối kỹ thuật số hoàn toàn tự động Hệ thống này sử dụng các dụng cụ đo thông minh và bổ sung hệ thống truyền thông, cho phép hiển thị các thông số trạng thái của hệ thống điện tại từng vị trí và thời điểm cụ thể Nhờ đó, việc quản lý nhu cầu phụ tải trở nên linh hoạt hơn, cho phép các thiết bị điện công nghiệp và dân dụng như máy điều hòa nhiệt độ và lò sưởi tự động điều chỉnh chế độ làm việc để tránh giờ cao điểm.
M ụ c tiêu và nhi ệ m v ụ c ủ a lu ận văn
Từ năm 2006 đến nay, nguồn điện và lưới điện tại miền Bắc, đặc biệt là tỉnh Bắc Ninh, đã liên tục gia tăng và phát triển với tốc độ nhanh chóng Nhu cầu sử dụng điện của khách hàng ngày càng cao, đặc biệt là yêu cầu về tính liên tục và chất lượng ổn định trong cung ứng điện.
Khối lượng lưới điện mà Trung tâm Điều độ Điện lực Tỉnh Bắc Ninh quản lý ngày càng lớn và phức tạp, tuy nhiên, họ phải đối mặt với nhiều thách thức do thiếu các công cụ hỗ trợ hiện đại Mặc dù đã được trang bị một số phần mềm để tính toán chế độ vận hành như phần mềm trào lưu công suất và tính ngắn mạch, nhưng các phần mềm này chỉ hoạt động phi thời gian thực, không đáp ứng được yêu cầu tính toán chính xác và phân tích sự kiện trong hệ thống một cách tức thời.
Các nhược điểm của công tác điều độ phân phối hiện nay là:
Việc tối ưu hóa biểu đồ điện áp tại các nút trong lưới phân phối là rất quan trọng để giảm thiểu tổn thất điện năng Tuy nhiên, vấn đề điều chỉnh điện áp vẫn chưa được giải quyết hiệu quả, ảnh hưởng đến hiệu suất hoạt động của lưới điện.
• Không cho phép việc huy động kinh tế các máy phát điện theo các thay đổi tức thời của phụ tải hệ thống
• Không thể tiến hành các phân tích hệ thống do hoàn toàn không có phương tiện để ghi nhận các nhiễu loạn trên lưới điện
• Nhiều hạn chế trong việc giám sát sự vận hành hệ thống
• Thiếu các công cụ hữu hiệu cho công tác lập kế hoạch, dự báo tăng trưởng của phụ tải trong từng thời điểm và trong tương lai.
• Việc lưu trữ các sự kiện trên hệ thống điện quá thô sơ và đơn giản bằng các tập tin văn bản trên word hoặc excel
Hiện nay, việc xác định và cách ly sự cố trên lưới điện phân phối vẫn chủ yếu thực hiện thủ công, với nhân viên phải di chuyển từ xa đến gần để cắt các thiết bị phân đoạn Đối với lưới mạch vòng, sau khi cách ly sự cố, mới tiến hành đóng các thiết bị phân đoạn để cung cấp điện cho các khu vực không bị ảnh hưởng Thời gian xử lý sự cố phụ thuộc vào trình độ của điều độ viên và khoảng cách, địa hình giữa điểm thao tác và thiết bị Việc tự động hóa trong phối hợp các thiết bị phân đoạn chưa được chú trọng, dẫn đến công tác điều hành vẫn phụ thuộc vào việc ra lệnh qua điện thoại, thiếu khả năng tự động hóa cần thiết.
• Việc phối hợp và trao đổi thông tin giữa Trung tâm Điều độ miền và điều độ phân phối còn thô sơ, chủ yếu qua điện thoại, fax
Xuất phát từ những vấn đề nêu trên, trong khuôn khổ luận văn tác giả đề cập đến một số vấn đề sau:
• Giới thiệu hệ thống SCADA/DMS/AMR
Hệ thống SCADA/DMS/AMR được thiết kế nhằm quản lý, giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu cho lưới điện trung áp tại tỉnh Bắc Ninh Hệ thống này sẽ tận dụng cơ sở hạ tầng thiết bị hiện có của công ty Điện lực Bắc Ninh (PCBN) cùng với hạ tầng viễn thông sẵn có trong khu vực.
Phạm vi thiết kế và ứng dụng
Hệ thống SCADA/DMS/AMR được thiết kế nhằm quản lý, giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu cho lưới điện trung áp tại tỉnh Bắc Ninh Hệ thống bao gồm Trung tâm Điều độ Điện lực Tỉnh Bắc Ninh, các trạm biến áp 110kV, các trạm biến áp trung gian và hệ thống đo đếm điện năng từ xa, giúp nâng cao hiệu quả vận hành và quản lý lưới điện.
Hệ thống SCADA/DMS/AMR được triển khai để quản lý, giám sát và điều khiển lưới điện trung áp tại Bắc Ninh, nhằm thu thập dữ liệu hiệu quả Hệ thống này hỗ trợ vận hành lưới điện theo định hướng phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) và tuân thủ các tiêu chuẩn hiện hành.
Luận văn này bao gồm hai chương chính: Chương 1 cung cấp cái nhìn tổng quan về hệ thống SCADA/DMS/AMR, tập trung vào quản lý, giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu Chương 2 trình bày phương án kỹ thuật và công nghệ thiết kế hệ thống, nhằm đảm bảo hiệu quả và tính khả thi trong ứng dụng thực tế.
Hệ thống SCADA/DMS/AMR đóng vai trò quan trọng trong việc quản lý và vận hành lưới điện trung áp tại tỉnh Bắc Ninh Chương 3 sẽ tập trung vào thiết bị phần cứng của hệ thống SCADA/DMS/AMR, trong khi Chương 4 sẽ trình bày chi tiết về cách thức hệ thống này được áp dụng để tối ưu hóa quản lý và vận hành lưới điện trung áp tại địa phương.
TỔ NG QUAN H Ệ TH Ố NG SCADA/DMS/AMR QU Ả N LÝ GIÁM SÁT, ĐIỀ U KHI Ể N VÀ THU TH Ậ P D Ữ LI Ệ U
H ệ th ố ng qu ản lý, giám sát, điề u khi ể n và thu th ậ p d ữ li ệ u (SCADA)
Hệ thống SCADA là sự kết hợp giữa công nghệ thông tin và công nghệ tự động hoá, cho phép các thiết bị tự động hoá giao tiếp và tham gia vào mạng truyền thông công nghiệp Một hệ thống SCADA thường bao gồm nhiều máy tính và phần mềm ứng dụng phù hợp, tạo thành các trạm chính (MS - Master Stations) kết nối qua hệ thống thông tin liên lạc như đường dây hữu tuyến, vô tuyến, cáp quang và mạng Internet Các trạm chính này có khả năng kết nối với các thiết bị đầu cuối, đảm bảo quá trình giám sát và điều khiển hiệu quả.
RTU (Remote Terminal Units) là các thiết bị được lắp đặt tại nhiều vị trí khác nhau nhằm thu thập dữ liệu, nhận lệnh điều khiển từ xa hoặc tự động điều khiển theo chương trình đã được lập trình sẵn, đồng thời gửi thông tin định kỳ về máy tính chủ.
Hệ thống SCADA có chức năng thu thập và truyền thông tin về vị trí trung tâm, từ đó cảnh báo trạm chính về các sự cố xảy ra Sau khi nhận được thông tin, hệ thống sẽ thực hiện phân tích và điều khiển để đánh giá mức độ nghiêm trọng của sự cố, đồng thời hiển thị dữ liệu một cách logic và có tổ chức SCADA có thể đơn giản như giám sát điều kiện môi trường, hoặc phức tạp như hệ thống điều khiển và thu thập số liệu của lưới điện quốc gia.
Trước đây, các hệ thống SCADA sử dụng mạng chuyển mạch chung (PSN –
The Public Switched Network (PSN) is utilized for monitoring purposes, and currently, many SCADA systems leverage the infrastructure of Local Area Networks (LAN) and Wide Area Networks (WAN).
Network) Kỹ thuật không dây cũng đang được ứng dụng rộng rãi cho mục đích giám sát
Hình 1 1: Hệ thốngquản lý, giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu (SCADA)
Như vậy, hệ thống SCADA bao gồm:
• Một hoặc nhiều thiết bị giao tiếp dữ liệu, thường là các RTUs hoặc PLC
• Một hoặc nhiều máy tính chủ ở trung tâm (còn được gọi là SCADA Center,
Master Station, hoặc Master Terminal Unit – MTU)
Hệ thống truyền thông đóng vai trò quan trọng trong việc truyền dữ liệu giữa các thiết bị và giao tiếp với các khối điều khiển cũng như máy tính tại trung tâm SCADA Các phương thức truyền thông có thể bao gồm sóng vô tuyến, điện thoại, cáp, vệ tinh, hoặc sự kết hợp của nhiều loại hình truyền thông khác nhau.
Phần mềm giao diện người-máy (HMI) hay giao diện người-máy (MMI) là một tập hợp các chuẩn và hệ thống phần mềm được thiết kế để hỗ trợ máy chủ trung tâm SCADA và ứng dụng thiết bị đầu cuối Nó đóng vai trò quan trọng trong việc truyền thông, giám sát và điều khiển các thiết bị giao diện dữ liệu từ xa.
1.1 Phần cứngcủa hệ thống SCADA.
1.1.1 Thiết bị đầu cuối - RTUs
RTU là thiết bị giao tiếp quan trọng trong hệ thống SCADA, cho phép kết nối trực tiếp với các thiết bị chấp hành Nó có chức năng truyền dữ liệu từ xa về hệ thống, bao gồm các phép đo và cảnh báo trạng thái của các đối tượng đã được kết nối, dựa trên các thông báo điều khiển nhận từ hệ thống.
Hình 1 2: Thiết bị đầu cuối (RTU) điển hình.
Một RTU điển hình bao gồm giao diện truyền thông (như nối tiếp, Ethernet, hoặc giao diện riêng), bộ xử lý đơn giản, một số cảm biến, chuyển mạch, và bus để giao tiếp với các thiết bị hoặc board giao diện Bus này thường được gọi là bus thiết bị, và các board giao diện có thể ở dạng số hoặc tương tự.
- Board giao diện đầu vào số “DI” (Digital Input)
- Board giao diện đầu ra số “DO” (Digital Ouput)
- Board giao diện đầu vào tương tự “AI” (Analog Input)
- Board giao diện đầu vào tương tự “AO” (Analog Output)
RTU (Remote Terminal Unit) thực chất là các bộ điều khiển như PLC hoặc bộ vi điều khiển, thường tích hợp sẵn bộ chuyển đổi ADC và DAC Chúng được thiết kế chắc chắn với các ngõ vào/ra (I/O) được bảo vệ để giảm nhiễu và chống lại các xung điện áp quá mức RTU hoạt động hiệu quả trong môi trường khắc nghiệt với nhiệt độ từ -40°C đến +85°C, và có thể được cấp nguồn bằng điện AC 120/240V hoặc DC 125/24V Một RTU có thể hỗ trợ nhiều cổng kết nối, cho phép chia sẻ giữa nhiều máy (Master Station).
1.1.1.1 RTU dùng cho các trạm trung chuyển:
Các RTU được sử dụng tại đây có dung lượng ngõ nhập/xuất lớn, lên đến vài nghìn điểm, và được thiết kế trong vỏ bọc dạng tủ đứng Chúng bao gồm nhiều ngăn gắn Card, cho phép kết nối với các Card vi xử lý, Card ADC&DAC, và Card I/O Nhờ đó, một RTU chủ lực của trạm trung chuyển có khả năng kết nối với nhiều thiết bị khác nhau.
RTU khác trên chính trạm đó Mỗi RTU này có chức năng chuyên biệt riêng, từ điều khiển vòng kín cho đến chuyên xử lý tính toán
1.1.1.2 RTU dùng để tựđộng hoá lưới phân phối:
Tại đây, chúng tôi sử dụng các RTU có dung lượng ngõ nhập/xuất nhỏ hơn, gọi là DA RTU (Distribution Automation RTU) Các RTU này thường là mạch điều khiển đơn board, được trang bị màn hình Monitor và tích hợp sẵn các ngõ I/O Để mở rộng, các Card I/O có thể kết nối với DA RTU qua cáp dẹt, thay vì sử dụng Card cắm trực tiếp Xu hướng phát triển mạnh mẽ hiện nay là các DA RTU tích hợp.
Signal Processing – Xử lý tín hiệu số) có khả năng phát hiện lỗi và xử lý tính toán các đại lượng điện cực nhanh
1.1.1.3 Bộđiều khiển Logic khả trình (PLC – Programable Logic Control):
Trong nhiều năm qua, PLC đã trở thành công cụ phổ biến trong việc điều khiển dây chuyền sản xuất và xử lý trong ngành công nghiệp Gần đây, ứng dụng của PLC đã mở rộng sang việc điều khiển các trạm chính và trạm trung chuyển trong hệ thống phân phối năng lượng Hệ thống I/O của PLC có khả năng mở rộng lớn, cho phép kết nối hàng nghìn đơn vị Tín hiệu điều khiển các ngõ ra có thể được lập trình sẵn trong phần mềm hoặc nhận từ máy chủ của hệ thống.
SCADA cho phép người vận hành dễ dàng chỉnh sửa chương trình cho PLC thông qua bộ nhớ EEPROM và FLASHROM mà không cần can thiệp vào phần cứng Hầu hết các PLC đều có cấu trúc I/O và chức năng chuyên dụng dưới dạng Modul, thuận tiện cho việc lắp đặt trên tấm RACK hoặc kết nối qua mạng LAN bằng cáp đồng trục hoặc cáp quang Ngôn ngữ lập trình phổ biến cho PLC là LADDER (Relay Ladder Logic – RLL), giúp người vận hành dễ dàng chỉnh sửa chương trình với các RTU sử dụng bộ nhớ EEPROM Các RTU dạng PLC hiện đại còn hỗ trợ lập trình ứng dụng điều khiển PID vòng kín và tích hợp các chương trình điều khiển mờ (Fuzzy Controller) cùng với mạng Nơron.
Transducer là các mô-đun điện tử có chức năng chuyển đổi tín hiệu điện từ dạng này sang dạng khác Thường thì, các tín hiệu AC cần được chuyển đổi thành tín hiệu DC tương ứng để cung cấp cho ngõ vào Analog của RTU Tùy thuộc vào thiết kế, một số Transducer có thể yêu cầu nguồn nuôi từ bên ngoài, trong khi một số khác thì không.
1.1.1.5 Bộ dồn xung hay còn gọi là Encoder (Pulse Accumulator):
Chuyển động của động cơ, roto máy phát, hoặc đĩa quay trong hệ thống điện kế được đo tốc độ (rad/giây) thông qua cảm biến, chuyển đổi thành điện áp đưa vào ngõ Input Analog của RTU để xử lý Ngoài ra, tín hiệu cũng có thể được truyền qua tiếp điểm đóng mở, tạo chuỗi xung vào ngõ Digital Input của RTU, cho phép bộ đếm trong phần mềm RTU xử lý Máy chủ có khả năng điều khiển từ xa để kích hoạt hoặc ngưng hoạt động của các bộ đếm này.
1.1.2 Trạm chủ của hệ thống SCADA (SCADA Master Station):
H ệ th ố ng ph ầ n m ề m tr ợ giúp v ận hành lưới điệ n phân ph ố i (DMS)
Hệ thống phần mềm DMS bao gồm các ứng dụng kết hợp với hệ thống SCADA nhằm quản lý lưới điện phân phối Các chức năng của phần mềm DMS hỗ trợ vận hành lưới điện một cách an toàn và hiệu quả, với nhiều tính năng nổi bật.
• Tô màu động theo phân cấp điện áp, phân loại thiết bị hoặc theo mức mang tải;
• Tính toán trào lưu công suất;
• Cân bằng phụ tải cho các xuất tuyến hoặc các máy biến áp;
• Tối thiểu hóa tổn thất công suất theo ràng buộc lưới;
• Cô lập điểm sự cố và khôi phục lưới;
• Lập kế hoạch sửa chữa lưới điện;
• Mô phỏng phục vụđào tạo điều độ viên.
H ệ th ống đo đếm điện năng từ xa (AMR)
Trong hoạt động mua bán điện năng, thiết bị đo đếm điện năng đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo tính minh bạch và chính xác Công tơ điện được lắp đặt tại các ranh giới giữa nơi sản xuất, đơn vị truyền tải và các công ty điện lực, cũng như giữa công ty điện lực và hộ tiêu thụ Hiện nay, việc thu thập dữ liệu đo đếm chủ yếu thực hiện qua việc chốt chỉ số công tơ định kỳ, dẫn đến chi phí cao và thiếu thông tin giữa các lần đọc chỉ số, gây khó khăn trong việc áp dụng công nghệ mới cho quản lý.
Việc áp dụng công tơ đo đếm điện năng điện tử đánh dấu một bước tiến quan trọng trong việc tự động hóa quá trình đọc chỉ số Công nghệ này không chỉ giúp lưu trữ dữ liệu một cách hiệu quả mà còn tạo điều kiện thuận lợi cho việc tích hợp với các phần mềm ứng dụng khác nhau.
Công tơ đo đếm điện năng điện tử không chỉ tự động ghi nhận chỉ số tiêu thụ điện năng mà còn cho phép chốt chỉ số điện năng theo từng thời điểm một cách chính xác.
Thiết bị không chỉ ghi nhận giờ cao điểm, giờ thấp điểm và giờ chuyển giao giữa các phiên vận hành, mà còn có khả năng chuyển đổi dữ liệu điện năng, công suất, điện áp và dòng điện thành các tín hiệu truyền thông như RS232 và RS485 Điều này cho phép thiết bị dễ dàng kết nối với các hệ thống điều khiển tự động hoặc trung tâm thu thập dữ liệu tập trung thông qua hệ thống thông tin tương ứng.
3.1 Các giải pháp thu thậpvà truyền tải dữ liệu đo đếm điện năng từ xa
3.1.1 Thu thập và truyền tải dữ liệu đo đếm điện năng từ xa qua đường dây tải điện (PLC-AMR):
Giải pháp này được sử dụng để thu thập số liệu đo đếm điện năng từ các khách hàng kết nối trực tiếp vào lưới điện hạ thế Công nghệ này tích hợp mỗi công tơ với một module PLC (Power Line Communication) để cải thiện khả năng truyền dữ liệu.
Số liệu đo đếm của các công tơ được truyền về bộ thu thập tập trung
Bộ concentrator được lắp đặt tại trạm biến áp hạ thế, cho phép truyền dữ liệu giữa bộ thu thập tập trung và trung tâm thu thập số liệu đo đếm (AMR Center) Đường truyền này có thể sử dụng mạng điện thoại có dây (PSTN) hoặc mạng điện thoại không dây, đảm bảo kết nối hiệu quả cho việc thu thập dữ liệu.
Hình 1 7: Thu thập và truyền tải dữ liệu qua đường dây tải điện (PLC-AMR)
Áp dụng công nghệ truyền dẫn qua lưới điện hạ thế mang lại nhiều lợi ích, bao gồm việc tận dụng hạ tầng có sẵn để truyền tải dữ liệu hiệu quả Khoảng cách truyền tin có thể đạt từ 1km đến 2km, giúp mở rộng khả năng kết nối Hơn nữa, quy trình lắp đặt nhanh chóng và thuận tiện, tiết kiệm thời gian và chi phí cho người sử dụng.
- Nhược điểm: Chất lượng truyền tin phụ thuộc nhiều vào kết cấu và chất lượng lưới điện hạ thế
3.1.2 Thu thập và truyền tải dữ liệu đo đếm điện năng từ xa qua sóng vô tuyến
Giải pháp này cho phép thu thập số liệu đo đếm điện năng từ các khách hàng kết nối trực tiếp vào lưới điện hạ thế hoặc cao thế Công nghệ này tích hợp mỗi công tơ với một module RF (Radio Frequency), giúp cải thiện khả năng truyền dữ liệu.
Mỗi bộ thu thập tập trung chỉ có khả năng thu thập dữ liệu từ một nhóm nhỏ khách hàng, với khoảng cách giữa các công tơ và bộ thu thập trong khoảng 50 đến 100m Do đó, trong một trạm biến áp hoặc một lộ trình ghi chỉ số, sẽ có nhiều bộ thu thập tập trung hoạt động cùng lúc Dữ liệu từ các bộ thu thập này được truyền về trung tâm thu thập số liệu qua mạng điện thoại có dây.
(PSTN) hoặc mạng điện thoại không dây (CDMA/3G/GSM)
Hình 1 8: Thu thập và truyền tải dữ liệu qua sóng vô tuyến (RF-AMR)
Hệ thống này có ưu điểm nổi bật là không phụ thuộc vào cấu trúc và điện áp của lưới điện, cho phép áp dụng linh hoạt cho cả lưới điện hạ thế và cao thế Bên cạnh đó, quy trình lắp đặt diễn ra nhanh chóng và gọn gàng, giúp tiết kiệm thời gian và công sức.
Nhược điểm của hệ thống truyền tin là khoảng cách truyền ngắn do bị giới hạn bởi tần số vô tuyến, điều này làm giảm hiệu quả trong các khu vực có nhiều ngõ ngách và vật cản Bên cạnh đó, việc tối ưu vị trí lắp đặt các bộ thu thập dữ liệu cũng tốn nhiều thời gian để đảm bảo thu thập đầy đủ thông tin từ toàn bộ công tơ.
Ngoài việc áp dụng các bộ thu thập tập trung cho từng nhóm khách hàng nhỏ, việc sử dụng thiết bị đọc chỉ số cầm tay (HHU - Hand Held Unit) cũng là một giải pháp hiệu quả.
Để thay thế cho các bộ thu thập tập trung, việc sử dụng thiết bị Held Unit đã được áp dụng Mỗi ngày, sau khi hoàn thành việc thu thập chỉ số từ các công tơ, công nhân sẽ tiến hành truyền số liệu vào máy tính tại cơ sở dữ liệu của trung tâm.
Ưu điểm của giải pháp này là không phụ thuộc vào vị trí lắp đặt các bộ thu thập tập trung, giúp khắc phục nhược điểm liên quan đến địa bàn dân cư của các hệ thống sử dụng bộ thu thập tập trung trước đó.
- Nhược điểm: Không tự động hóa hoàn toàn mà vẫn phải tốn nhân công để đi đến tận nơi ghi chỉ sốcông tơ.
Hình 1 9: Thu thập và truyền tải dữ liệu tới thiết bị đọc chỉ số cầm tay
3.1.3 Thu thập và truyền tải dữ liệu đo đếm điện năng từ xa qua mạng điện thoại có dây (Telephone) hoặc mạng thông tin di động (CDMA/3G/GSM):
Hình 1 10: Thu thập và truyền tải dữ liệu qua mạng Telephone hoặc
Hình 1 11: Thu thập và truyền tải dữ liệu qua mạng thông tin di động, mạng internet
Mỗi công tơ được trang bị một modem, có thể là modem có dây hoặc không dây, để thu thập số liệu Tại trung tâm thu thập, modem cũng được lắp đặt để nhận dữ liệu từ công tơ qua mạng điện thoại có dây hoặc mạng di động như CDMA/3G/GSM Giải pháp này cho phép kết nối trực tiếp với công tơ, giúp thu thập số liệu đo đếm mà không cần qua bộ thu thập tập trung, thường được áp dụng cho các hộ khách hàng tiêu thụ điện năng lớn.
PHƯƠNG ÁN KỸ THU Ậ T THI Ế T K Ế H Ệ TH Ố NG SCADA/DMS/AMR QU Ả N LÝ VÀ V ẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆ N TRUNG ÁP T Ạ I T Ỉ NH B Ắ C NINH
Đặc điểm đị a lý t ỉ nh B ắ c ninh
Bắc Ninh, tỉnh thuộc vùng đồng bằng Bắc bộ, nằm trong châu thổ sông Hồng và tiếp giáp với thủ đô Hà Nội Tỉnh này nằm trong tam giác kinh tế trọng điểm Hà Nội - Hải Phòng - Quảng Ninh, khu vực có tốc độ tăng trưởng kinh tế cao và hoạt động giao lưu kinh tế sôi động.
• Phía Bắc giáp tỉnh Bắc Giang,
• Phía Nam giáp tỉnh Hưng Yên và một phần Hà Nội,
• Phía Đông giáp tỉnh Hải Dương,
• Phía Tây giáp thủđô Hà Nội,
Với vị trí như thế, xét tầm không gian lãnh thổ vĩ mô, Bắc Ninh có nhiều thuận lợi cho sự phát triển kinh tế - xã hội của tỉnh:
Nằm trên các tuyến giao thông quan trọng như quốc lộ 1A, quốc lộ 18, đường sắt Hà Nội - Lạng Sơn và các tuyến đường thủy như sông Đuống, sông Cầu, sông Thái Bình, địa điểm này rất thuận lợi cho việc vận chuyển hàng hóa và du khách, tạo điều kiện giao lưu giữa các tỉnh trong cả nước.
Bắc Ninh, gần thủ đô Hà Nội, được xem là thị trường lớn thứ hai cả nước với sức hút toàn diện về chính trị, kinh tế, xã hội và giá trị văn hóa Đây là nơi lý tưởng cho việc cung cấp thông tin, chuyển giao công nghệ và tiếp thị trên toàn quốc Hà Nội sẽ tiêu thụ trực tiếp các sản phẩm nông - lâm - thủy sản, vật liệu xây dựng, hàng tiêu dùng và hàng thủ công mỹ nghệ từ Bắc Ninh Đồng thời, Bắc Ninh còn là khu vực mở rộng cho Hà Nội thông qua việc xây dựng các thành phố vệ tinh và là mạng lưới gia công cho các doanh nghiệp thủ đô trong quá trình công nghiệp hóa - hiện đại hóa.
Vùng kinh tế trọng điểm phía Bắc, bao gồm Hà Nội, Hải Phòng và Quảng Ninh, sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến việc hình thành cơ cấu kinh tế và tốc độ tăng trưởng của khu vực Bắc.
Ninh về mọi mặt, trong đó đặc biệt là công nghiệp chế biến nông sản và dịch vụ du lịch
Bắc Ninh, cửa ngõ phía Đông Bắc của thủ đô Hà Nội, đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối Hà Nội với các tỉnh trung du miền núi phía Bắc Đây là điểm giao lưu chính trên đường bộ, tạo điều kiện thuận lợi cho việc di chuyển và phát triển kinh tế giữa các vùng.
Quốc và có vị trí quan trọng đối với an ninh quốc phòng
Tỉnh Bắc Ninh có tổng diện tích tự nhiên là 803,87 km², trong đó đất nông nghiệp chiếm 64,7%, đất lâm nghiệp 0,7%, đất chuyên dùng và đất ở 23,5%, và đất chưa sử dụng 11,1% Khu vực đô thị của tỉnh có diện tích 1.158,9 ha, tương đương 1,44% tổng diện tích tự nhiên, với dân số khoảng 90.500 người sinh sống tại thị xã Bắc Ninh và 6 thị trấn lân cận.
Hình 2 1: Bản đồ địa lý tỉnh Bắc ninh
Lưới điệ n t ỉ nh B ắ c ninh
2.1 Tổngquan lướiđiện tỉnh Bắc ninh Điện lực Bắc Ninh là đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực 1 (PC1) Trong mô hình phân cấp quản lý và vận hành hệ thống điện, Điện lực Bắc Ninh trực tiếp quản lý lưới điện từ 35 kV trở xuống trên địa bàn tỉnh Bắc Ninh Hiện tại hệ thống điện khu vực tỉnh Bắc Ninh bao gồm:
01 trạm biến áp 220kV Bắc Ninh có tổng công suất đặt 375MVA,
08 trạm biến áp 110kV là tài sản của Tổng Công ty Điện lực miền bắc (NPC),
02 trạm biến áp 110kV là tài sản của khách hàng (Công ty Kính Đáp Cầu và công ty Kính Việt Nhật),
13 trạm biến áp trung gian là tài sản của Tổng Công ty Điện lực miền bắc (NPC),
Các trạm biến áp phân phối 6kV, 10kV, 22kV/0,4kV,
Hệ thống đường dây tải điện 110kV, 35kV, 22kV, 10kV, 6kV
2.2 Tình hình cung cấp điện
Với sự phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế quốc dân, nhu cầu tiêu thụ điện năng đang gia tăng nhanh chóng Sản lượng điện năng của tỉnh Bắc Ninh được thể hiện rõ ràng qua bảng và hình ảnh dưới đây.
Bảng 2 1: Sản lượng điện tỉnh Bắc Ninh (giai đoạn 2001-2008)
Hình 2 2: Đồ thị tăng trưởng phụ tải điện tỉnh Bắc Ninh (2001÷2008).
Phân c ấp điều độ h ệ th ống điệ n Vi ệ t Nam
Theo Quyết định số 404 NL/XDCB của Bộ Năng lượng, ban hành ngày 21/3/1995, đã phê duyệt sơ đồ tổng thể phân cấp điều độ hệ thống điện (HTĐ) Quyết định này cũng bao gồm “Quy định tạm thời về nhiệm vụ và phân cấp Điều độ Hệ thống điện Việt Nam QĐNVPC”, nhằm đảm bảo quản lý và vận hành hiệu quả hệ thống điện quốc gia.
05/1995” ban hành kèm theo quyết định số 349 ĐVN/KTLĐ của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam ngày 20/5/1995, việc điều hành HTĐ quốc gia được chia thành
• Cấp 1 : Điều độ Hệ thống điện Quốc gia,
• Cấp 2 : Điều độ Hệ thống điện miền,
• Cấp 3 : Điều độlưới điện phân phối,
Với phân cấp như trên, hệ thống Điều độ được tổ chức thành các Trung tâm Điều độ tương ứng:
• Trung tâm Điều độHTĐ Quốc gia (A0),
• Các Trung tâm Điều độHTĐ miền: miền Bắc (A1), miền Nam (A2), miền Trung (A3),
• Các Điều độ lưới điện phân phối của Công ty Điện lực Hà Nội, Công ty TNHHMTV Điện lực Hải Phòng, Công ty TNHHMTV Điện lực Hải Dương,
Công ty TNHHMTV Điện lực Ninh Bình, Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh và các đơn vị thuộc Công ty Điện lực 1, Công ty Điện lực 2, Công ty Điện lực 3 đều đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện năng và đảm bảo sự ổn định của hệ thống điện tại Việt Nam.
Phạm vi thao tác điều khiển của các cấp điều độ như sau:
Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia (A0) là cơ quan đứng đầu trong hệ thống phân cấp, chịu trách nhiệm chỉ huy và vận hành hệ thống 500kV, bao gồm các trạm biến áp và đường dây 500kV, các nhà máy điện, cũng như các trạm biến áp và đường dây 220kV quan trọng A0 không chỉ quản lý vận hành các thanh cái 220kV tại trạm 500kV mà còn giám sát các hệ thống điện ở cấp điện áp thấp hơn khi cần thiết.
Các Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc (A1), miền Nam (A2) và miền Trung (A3) có nhiệm vụ chỉ huy vận hành lưới điện 220kV, 110kV và 66kV trong từng khu vực Những trung tâm này quản lý các xuất tuyến 220kV từ các trạm 500kV, các xuất tuyến 110kV từ các nhà máy điện, cũng như các thanh cái 35kV, 22kV, 10kV và 6kV tại các trạm biến áp 220kV và 110kV.
• Các Điều độ Điện lực Tỉnh và Thành phố chỉ huy vận hành từ các xuất tuyến
Các trạm biến áp 220kV và 110kV, cùng với lưới điện hạ áp 380V/220V, đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện đến từng hộ tiêu thụ Điều độ điện lực tỉnh và thành phố có nhiệm vụ lập sơ đồ kết dây cơ bản và phương thức vận hành hàng ngày của lưới điện phân phối Họ cũng điều chỉnh nguồn công suất vô công và nấc phân áp của máy biến áp để duy trì điện áp theo quy định Ngoài ra, việc huy động nguồn điện nhỏ như trạm diesel và trạm thủy điện nhỏ cũng thuộc quyền điều khiển của họ nhằm đáp ứng yêu cầu của cấp điều độ hệ thống điện miền.
Theo dõi và kiểm tra hoạt động của các bộ tự động sa thải phụ tải theo tần số trong lưới điện phân phối, đồng thời tính toán và chỉnh định rơle bảo vệ Tính toán tổn thất điện năng và đề xuất biện pháp giảm thiểu tổn thất trong lưới điện Chỉ huy thao tác và xử lý sự cố, lập phương thức và chỉ huy các thao tác để đưa vào vận hành thiết bị mới Quản lý hệ thống SCADA/DMS và máy tính chuyên dụng.
Ch ức năng hệ th ố ng SCADA/DMS/AMR
4.1 Mục tiêu xây dựnghệ thống SCADA/DMS/AMR
Hệ thống SCADA/DMS/AMR quản lý vận hành lưới điện trung áp tại tỉnh
Bắc Ninh là một hệ thống giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu (Supervisory
Control And Data Acquisition - SCADA) cùng với các chức năng thích hợp của
Hệ thống quản lý lưới điện phân phối (DMS) và hệ thống thu thập, quản lý đo đếm là những thành phần quan trọng của hạ tầng đo đếm tích hợp tiên tiến Những hệ thống này được triển khai trên các máy tính hiện đại và tuân thủ các tiêu chuẩn quốc tế, giúp tối ưu hóa việc quản lý và giám sát lưới điện.
Việc xây dựng hệ thống SCADA/DMS/AMR này nhằm nâng cao:
Hiệu quả vận hành và khai thác lưới điện trung áp trong phạm vi quản lý của BNP,
Độ an toàn, tin cậy và chất lượng điện năng,
Giảm tổn thất và giảm thời gian mất điện,
Giảm chi phí và nâng cao năng suất lao động,
Tiết kiệm chi phí đầu tư do có đủ dữ liệu để lập kế hoạch và qui hoạch phát triển hệ thống một cách tối ưu,
Tạo ra sự minh bạch và hiểu biết giữa BNP và khách hàng sử dụng điện
4.2 Chức năng hệ thống SCADA/DMS/AMR
Mục tiêu xây dựng hệ thống SCADA/DMS/AMR là trang bị cho Trung tâm Điều độ điện lực Bắc Ninh và các phòng ban liên quan, như phòng kinh doanh điện, khả năng kỹ thuật cần thiết để thực hiện hiệu quả các chức năng quy định Để hoàn thành nhiệm vụ của Trung tâm, hệ thống SCADA/DMS/AMR phải đảm bảo các chức năng thiết yếu.
4.2.1 Thu thập và lưu trữ số liệu
Lưới điện phân phối cung cấp thông tin cơ bản về việc điều khiển và kiểm tra từ Trung tâm Điều độ và bộ phận kinh doanh điện năng Dữ liệu này được thu thập từ các thiết bị như IEDs, RTU và công tơ điện tử.
Thông tin chi tiết về trạng thái của máy cắt, dao cách ly và dao tiếp địa tại tất cả các ngăn lộ, cùng với vị trí nấc phân áp của bộ điều áp dưới tải máy biến áp, là rất quan trọng để đảm bảo hoạt động an toàn và hiệu quả của hệ thống điện.
- Thông tin về các đại lượng đo lường xa như điện áp, dòng điện, công suất tác dụng, công suất phản kháng, tần số
Các đại lượng đo xa của công tơ điện tử bao gồm dòng điện, điện áp, công suất tác dụng, công suất phản kháng, tần số và điện năng tiêu thụ hàng ngày, hàng tháng Bên cạnh đó, công tơ cũng ghi nhận các sự cố như mất áp, thấp áp và cao áp, giúp người dùng theo dõi và quản lý hiệu quả việc sử dụng điện.
- Thông tin về các tín hiệu của hệ thống rơ le bảo vệ, tín hiệu sự cố thiết bị, sự cố mạch AC, DC
Tất cả thông tin cần được thu thập và lưu trữ trong một cơ sở dữ liệu phân phối mở theo thời gian thực, phục vụ cho các chức năng SCADA, DMS và AMR.
38 như các mục đích khác của Điện lực Bắc Ninh Ngoài việc thu thập thông số tự động, dữ liệu cũng có thểđược nhập vào bằng tay
4.2.2 Xử lý các số liệu và biến cố
Tất cả thông tin thu thập được cần được hiển thị ngay khi có thay đổi bất thường, như vượt quá giới hạn cho phép hoặc thay đổi trạng thái Các chỉ thị trạng thái phải được ghi lại theo thứ tự thời gian (time-stamped) Giá trị đo và tính toán luôn phải được kiểm tra giới hạn và mức độ thay đổi Khi phát hiện vi phạm giới hạn hoặc thay đổi trạng thái, bộ phận xử lý sự kiện sẽ ghi nhận và chuyển các sự kiện đến Điều độ viên thông qua giao diện người-máy (HMI).
Điều khiển từ xa là một chức năng quan trọng trong hệ thống SCADA, mang lại nhiều lợi ích vượt trội so với điều khiển bằng tay qua kênh thông tin thoại Chức năng này giúp giảm thiểu rủi ro và thời gian chậm trễ trong quá trình vận hành Để đảm bảo an toàn, một quy trình kiểm tra nhiều bước sẽ được thực hiện trước khi gửi bất kỳ lệnh điều khiển nào.
4.2.4 Tính toán, ghi thông số, lập báo cáo Đây là một trong các chức năng cơ bản của hệ thống SCADA, ngoài các bản ghi đã định sẵn còn cho phép truy cập cơ sở dữ liệu thời gian thực phục vụ cho bài toán khác của hệ thống SCADA/DMS Ngoài ra còn cho phép truy xuất cơ sở dữ liệu thời gian thực sang các bảng tính (Spreadsheet) của các phần mềm tính toán thông dụng như Excel Lotus phục vụ cho các nhu cầu khác của việc vận hành và quản lý HTĐ.
Hệ thống SCADA được trang bị đồng hồ thời gian độc lập, sử dụng tín hiệu từ hệ thống GPS, với độ chính xác lên đến ± 0,02 giây trong 24 giờ Hệ thống này còn có cơ chế đồng bộ thời gian giữa máy chủ và các RTU tại các trạm, đảm bảo tính chính xác và đồng nhất trong quá trình vận hành.
Hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ được kết nối với mạng LAN của văn phòng Điện lực Bắc Ninh thông qua cổng nối (LAN bridge), cho phép các máy tính cá nhân trong văn phòng truy cập cơ sở dữ liệu SCADA ở chế độ "chỉ đọc" Trong tương lai, cơ sở dữ liệu này sẽ trở thành một phần của hệ thống thông tin tổng hợp của toàn Điện lực, phục vụ cho công tác lập kế hoạch, kế toán và thanh toán.
4.2.7 Lưu giữ thông tin quá khứ
Hệ thống có khả năng lưu trữ các tình huống đã xảy ra trong quá khứ, phục vụ cho phân tích và lập kế hoạch sau này Thông tin được lưu trữ trong cơ sở dữ liệu quan hệ theo chuẩn SQL mới nhất Hệ thống quản lý cơ sở dữ liệu sẽ hỗ trợ tất cả các dạng dữ liệu cho các ứng dụng DMS/AMR Cơ sở dữ liệu quan hệ cần tuân thủ chuẩn công nghiệp API, bao gồm chuẩn Microsoft ODBC.
4.2.8 Hệ thống thông tin địa lý (GIS/AM/FM)
Hệ thống SCADA/DMS có khả năng tích hợp với các hệ thống thông tin địa lý GIS/AM/FM để thu thập thông tin địa lý của các phần tử lưới điện, giúp liên kết với dữ liệu vận hành và hiển thị trên giao diện cho Điều Độ viên Ngoài ra, SCADA cũng hỗ trợ nhập các file đồ họa định dạng DXF và GIF, phục vụ cho việc lập sơ đồ và bản vẽ liên quan đến hoạt động vận hành.
Ngoài các chức năng cơ bản của hệ thống SCADA như đã kể trên, các chức năng của hệ thống quản lý lưới điện phân phối DMS (Distribution Management
System) được sử dụng để nâng cao tính kinh tế và tối ưu hoạt động lưới phân phối
Thiết lập trạng thái kết dây hệ thống điện (HTĐ) và tô màu lưới điện là quá trình xác định kết nối thực tế của HTĐ dựa trên trạng thái hiện tại của máy cắt và dao cách ly.
Phân tích lưới là một bộ phần mềm quan trọng, cho phép tính toán trào lưu công suất dựa trên dữ liệu thời gian thực và các ràng buộc hệ thống Kết quả từ bài toán trào lưu công suất giúp chúng ta xây dựng phương án vận hành tối ưu trong các điều kiện khác nhau.
Việc tối ưu hoá sơ dồ kết dây lưới điện sẽ làm giảm tổn thất và duy trì được điện áp tốt nhất ở các nút
Phương án kỹ thu ậ t công ngh ệ thi ế t k ế h ệ th ố ng SCADA/DMS/AMR
Hệ thống SCADA/DMS/AMR quản lý vận hành lưới điện trung áp tại tỉnh Bắc ninh phải tuân thủ các yêu cầu chung sau:
Hệ thống cần đạt tiêu chí khả dụng 99,9%, đảm bảo không có sai sót Tất cả các chức năng phần cứng và phần mềm quan trọng phải được lưu trữ dự phòng để duy trì hiệu suất hoạt động liên tục.
Hệ thống mới cần đảm bảo khả năng mở rộng và dự phòng, cho phép bổ sung chức năng mà không ảnh hưởng đến hoạt động hiện tại Việc nâng cấp và thêm mới phải thực hiện qua các thủ tục đơn giản, đồng thời thiết kế cần tính đến các yếu tố như: không làm giảm độ tin cậy, an toàn và sẵn sàng của hệ thống; thời gian dừng hệ thống để kiểm tra phải tối thiểu; không thay đổi cấu trúc phần cứng và phần mềm quan trọng; phần mềm SCADA, DMS và AMR cần có tính mô-đun cao; hạn chế tối đa công việc đấu nối cần thiết cho các thay đổi; và đảm bảo khả năng mở rộng 20% cho tất cả thiết bị trong hệ thống, bao gồm máy chủ, hệ thống viễn thông và thiết bị đầu cuối RTUs.
Hệ thống sẽ được thiết kế theo dạng phân tán và mở, cho phép dễ dàng bổ sung các bộ xử lý và phần mềm mở rộng mà không cần thay thế các bộ phận hiện có, đặc biệt là các bộ xử lý chính, trạm làm việc, bộ xử lý thông tin và hệ thống phần mềm phụ.
Hệ thống điện được phát triển theo từng mức, cho phép chia thành các cấp độ khác nhau Cấu trúc cơ bản của hệ thống này có khả năng hỗ trợ cho các hệ thống điện có kích cỡ đa dạng và có thể nâng cấp để đáp ứng sự phát triển về chức năng của hệ thống điện.
Hiệu năng của hệ thống được đánh giá qua nhiều phép thử, bao gồm thời gian gọi hiển thị, thời gian thực hiện ứng dụng, thời gian sự cố và sao lưu, sửa đổi cơ sở dữ liệu, tốc độ thu thập dữ liệu, cùng với việc sử dụng tài nguyên như CPU, đĩa cứng, bộ nhớ và số cửa sổ.
Các thiết bị phần cứng và phần mềm cần tuân thủ các quy chuẩn và tiêu chuẩn như ANSI/IEEE, ISO và IEC, nhằm đảm bảo tính tương thích và không phụ thuộc vào nhà cung cấp ban đầu Việc áp dụng các tiêu chuẩn này giúp người dùng có thể sử dụng thiết bị từ nhiều nguồn khác nhau một cách linh hoạt và hiệu quả.
- Các máy tính chủứng dụng,
- Các máy tính trạm làm việc (Operator Console, Engineering console),
- Thiết bịđồng bộ thời gian (GPS-Global Positioning System),
- Các thiết bị mạng LAN/WAN: Định tuyến router, thiết bị mạng Switch
- Phần mềm hệ thống SCADA/DMS quản lý và xử lý dữ liệu,
- Phần mềm phân tích hệ thống ở mức lưới điện phân phối (DAS),
- Phần mềm quản lý dữ liệu quá khứ,
- Phần mềm giao diện ngưới máy HMI,
- Phần mềm quản lý lưới điện trên nền bản đồ,
- Phần mềm đọc dữ liệu công tơ tựđộng,
- Phần mềm kết nối mạng máy tính (các loại LAN, WAN),
- Các phần mềm chuyên dụng khác
5.2 Thiết bị đầu cuối tại các trạm
Thiết bị đầu cuối thoả mãn theo các tiêu chuẩn có thể áp dụng được của IEC
(International Electro-technical Commission) hoặc các tiêu chuẩn tương đương được đưa ra bởi các tổ chức khác (VD: UCA2, DNP-3…)
Thiết bị đầu cuối hỗ trợ đa dạng các chuẩn truyền thông, cho phép kết nối trực tiếp với IEDs và công tơ điện tử thông qua các giao thức như IEC 61850-8.
IEC 60870-5-101, IEC 60253 và MODBUS RTU là các giao thức chính được hỗ trợ, bên cạnh khả năng tích hợp với thiết bị của hãng thứ ba như slave RTUs, PLCs, rơ le bảo vệ và IEDs thông qua nhiều giao thức khác từ các nhà sản xuất như ABB, Siemens và Areva.
Chuẩn truyền thông đảm bảo tính kế thừa và có hỗ trợ khảnăng tương thích với các chuẩn truyền thông cho SCADA/DMS/AMR (IEC 60870-5-101 slave)
Trang bị thiết bị đầu cuối có cấu hình đáp ứng với thiết bị hiện hữu tại trạm biến áp và có dựphòng cho tương lai
Thiết bị đầu cuối hoặc thiết bị đầu cuối kết hợp với I/O có khả năng kết nối trực tiếp với mạch dòng và mạch áp của máy biến điện áp và máy biến dòng điện.
Thuận lợi cho việc cấu hình và mở rộng trong tương lai
5.2.1 Các trạm 110 kV chưa có thiết bị đầu cuối:
Bổ sung thiết bị đầu cuối tại các trạm chưa có nhằm kết nối các IEDs, I/O và công tơ điện tử ở phía trung thế là cần thiết để nâng cao hiệu quả hoạt động.
Các thiết bị đầu cuối được lắp đặt tại trạm kết nối các IEDs và công tơ điện tử với trung tâm điều độ Điện lực Bắc Ninh thông qua hệ thống cáp quang hiện có.
Các trạm 110kV ở phía 35kV và 22kV hiện đang sử dụng thiết bị bảo vệ từ các hãng Siemens, ABB, SEL, Altom Hầu hết các thiết bị này được thiết kế chủ yếu cho mục đích bảo vệ, dẫn đến khả năng kết nối và số lượng Input, Output rất hạn chế, không đủ cho việc điều khiển và giám sát trạng thái của máy cắt Do đó, để thực hiện giám sát và điều khiển hiệu quả, cần bổ sung thiết bị có số lượng Input/Output phù hợp.
Tận dụng thiết bị cũ để thu thập thông số dòng điện, điện áp và công suất, đồng thời kết nối hệ thống công tơ điện tử tại trạm, cần lắp thêm các bộ chuyển đổi nối tiếp Hệ thống LAN sẽ được thiết lập tại trạm để kết nối với hệ thống cáp quang hiện có.
5.2.2 Các trạm 110 kV có RTU hoặc Gateway Đối với các trạm biến áp 110 kV có RTU, hiện các trạm này chỉ thu thập và điều khiển các thiết bị thuộc quyền điều khiển của Trung tâm Điều độ HTĐ miền
Bắc Bổ sung các thiết bịđầu cuối theo giải pháp kỹ thuật như sau:
Trạm biến áp 110 kV đã đạt tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850 và được trang bị 01 cổng Gateway kết nối với trung tâm điều độ HTĐ miền Bắc Để tối ưu hóa việc giám sát và điều khiển hệ thống SCADA của Điện lực Bắc Ninh, cần bổ sung thiết bị TERMINAL SERVER để kết nối các IEDs và công tơ điện tử phía trung thế về trung tâm điều khiển Đồng thời, cần trang bị đường truyền cáp quang kết nối từ trạm hoặc từ Xí nghiệp Cao thế về Điện lực Bắc Ninh để thu thập dữ liệu hiệu quả từ trạm này.
- Trạm biến áp 220 kV Bắc ninh: có xuất tuyến 110 kV cấp điện cho tỉnh Bắc
Ninh, sẽ kết nối qua giao thức liên trung tâm (ICCP) với Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc để thu thập dữ liệu