Nghiên cứu ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển

Luận văn thạc sĩ phân tích hay nghiên cứu ứng dụng giao thức iec 60870 5 104 kết nối scada từ trạm trung gian vân hồ tới trung, đánh giá thực trạng, chỉ ra hạn chế, đề xuất giải

• Tác giả: Lê Sỹ Nguyên
• Người hướng dẫn: Ts. Lê Tiên Phong
• Trường học: Trường Đại Học Kỹ Thuật Công Nghiệp
• Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
• Đề tài: 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
• Loại tài liệu: Luận Văn Thạc Sỹ
• Năm xuất bản: 2020
• Địa điểm: Thái Nguyên

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN XA
• 1.1. Đặt vấn đề
• 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
• 1.2.2. Mục tiêu xây dựng Trung tâm điều khiển xa
• 1.2.3. Mô hình tổ chức Trung tâm điều khiển và định hướng phát triển
• 1.2.4. Các quy định về đo lường, giám sát điều khiển các trạm biến áp không người trực
• 1.3. Thành phần cơ bản của hệ thống SCADA trong hệ thống điện
• 1.3.1. Chức năng của hệ thống SCADA trung tâm
• 1.3.2. Hệ thống SCADA tại các trạm biến áp không người trực
• 1.4. Các quy định về giao thức truyền thông
• 1.4.1. Các giao thức truyền thông
• 1.4.2. Tốc độ kênh truyền dữ liệu
• 1.4.3. Giao diện kết nối kênh truyền
• 1.4.4. Giao thức truyền tin
• 1.4.5. Truyền thông công nghiệp
• 1.4.5.1. Mạng truyền thông công nghiệp
• 1.4.5.2. Cấp bậc phân cấp trong mạng truyền thông công nghiệp
• 1.4.5.3. Các mạng công nghiệp thường được sử dụng
• 1.5. Giao thức truyền thông IEC tự động hóa trạm biến áp
• 1.5.1. Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-101
• 1.5.2. Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104
• 1.6. Đề xuất nội dung nghiên cứu
• 1.7. Kết luận chương 1
• 2. CHƯƠNG 2: TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA CỦA ĐIỆN LỰC SƠN LA
• 2.1. Hệ thống SCADA Sơn La và các trạm biến áp không người trực
• 2.2. Một số tiêu chuẩn kỹ thuật xây dựng TTĐKX
• 2.2.1. Tiêu chuẩn chung
• 2.2.2. Truyền thông và khả năng kết nối
• 2.2.3. Khả năng thu thập và xử lý dữ liệu thời gian thực
• 2.2.4. Tiêu chuẩn về tính bảo mật
• 2.2.5. Tiêu chuẩn về tính sẵn sàng của hệ thống (System Availability)
• 2.2.6. Tiêu chuẩn về chia sẻ và mở rộng hệ thống
• 2.3. Thành phần cơ bản hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển xa Sơn La
• 2.3.1. Máy chủ hệ thống SCADA
• 2.3.2. Máy chủ Camera Server
• 2.3.3. Máy tính vận hành
• 2.3.4. Switch 24 ports – Layer 2
• 2.3.5. Sơ đồ kết nối mạng tại Trung tâm điều khiển xa
• 2.3.6. Hệ thống nguồn tại Trung tâm điều khiển xa
• 2.4. Phần mềm tại trung tâm điều khiển Trung tâm điều khiển xa Sơn La
• 2.4.1. Giới thiệu phần mềm Spectrum Power 5
• 2.4.2. Giao diện phần mềm SPECTRUM 5
• 2.4.3. Điều khiển giám sát trong phần mềm SP5
• 2.5. Các đặc tính kỹ thuật Hệ thống SCADA Sơn La
• 2.5.1. Truyền thông và khả năng kết nối
• 2.5.2. Tính bảo mật
• 2.6. Mô tả kết nối phần cứng hệ thống tại các TBA 110 kV khu vực Sơn La
• 2.6.1. Nguyên tắc chung
• 2.6.2. Thu thập tín hiệu thiết bị 110 kV
• 2.6.3. Thu thập tín hiệu thiết bị trung thế
• 2.7. Kết luận chương 2
• 3. CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG GIAO THỨC IEC 60870-5-104 KẾT NỐI SCADA TỪ TRẠM VÂN HỒ TỚI TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA
• 3.1. Giới thiệu trạm biến áp trung gian Vân Hồ
• 3.2. Phương hướng kết nối trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển xa
• 3.3. Cấu hình chuẩn IEC 60870-5-104
• 3.4. Thiết bị phần cứng
• 3.4.1. Thiết bị chuyển mạch công nghiệp
• 3.5. Thu thập dữ liệu datalist
• 3.6. Cấu hình chuẩn giao thức ghép nối tại trạm Vân Hồ
• 3.6.1. Giới thiệu phần mềm WSOS
• 3.6.2. Cấu hình thông số truyền thông
• 3.7. Cấu hình thông số tại Trung tâm điều khiển xa
• 3.8. Đề xuất giải pháp thử nghiệm kết nối tại trạm Vân Hồ
• 3.9. Đề xuất giải pháp điều khiển xa theo nhóm lệnh trạm Trung Gian Vân Hồ
• 3.10. Kết luận chương 3
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng quan về giao thức IEC 60870 5 104 và SCADA

Giao thức IEC 60870-5-104 là một tiêu chuẩn quan trọng trong lĩnh vực tự động hóa và điều khiển xa, đặc biệt trong hệ thống SCADA. Giao thức này cho phép kết nối và truyền tải dữ liệu giữa các thiết bị điều khiển và trung tâm điều khiển một cách hiệu quả. Việc ứng dụng giao thức này trong kết nối từ trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển không chỉ nâng cao khả năng giám sát mà còn cải thiện độ tin cậy của hệ thống điện.

1.1. Giao thức IEC 60870 5 104 và vai trò trong SCADA

Giao thức IEC 60870-5-104 cung cấp các phương thức truyền thông hiệu quả cho hệ thống SCADA, cho phép thu thập và điều khiển dữ liệu từ xa. Điều này giúp cải thiện khả năng giám sát và điều khiển lưới điện.

1.2. Lợi ích của việc tích hợp giao thức IEC vào SCADA

Việc tích hợp giao thức IEC 60870-5-104 vào hệ thống SCADA mang lại nhiều lợi ích như giảm thiểu thời gian phản hồi, nâng cao độ chính xác trong việc thu thập dữ liệu và cải thiện khả năng điều khiển từ xa.

II. Thách thức trong việc kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ

Kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển gặp nhiều thách thức, bao gồm vấn đề về độ tin cậy của mạng truyền thông, khả năng tương thích giữa các thiết bị và yêu cầu về bảo mật thông tin. Những thách thức này cần được giải quyết để đảm bảo hệ thống hoạt động hiệu quả.

2.1. Vấn đề độ tin cậy trong kết nối SCADA

Độ tin cậy của mạng truyền thông là yếu tố quan trọng trong việc đảm bảo thông tin được truyền tải chính xác và kịp thời. Các sự cố mạng có thể gây ra gián đoạn trong quá trình điều khiển.

2.2. Khả năng tương thích giữa các thiết bị

Khả năng tương thích giữa các thiết bị trong hệ thống SCADA là một thách thức lớn. Việc sử dụng các thiết bị khác nhau có thể dẫn đến khó khăn trong việc tích hợp và vận hành.

III. Phương pháp kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ

Để kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển, cần áp dụng các phương pháp kỹ thuật hiện đại. Việc sử dụng giao thức IEC 60870-5-104 là một trong những giải pháp hiệu quả nhất. Phương pháp này không chỉ giúp truyền tải dữ liệu mà còn đảm bảo tính bảo mật và độ tin cậy.

3.1. Cấu hình giao thức IEC 60870 5 104

Cấu hình giao thức IEC 60870-5-104 bao gồm việc thiết lập các thông số truyền thông cần thiết để đảm bảo kết nối ổn định và hiệu quả giữa trạm Vân Hồ và trung tâm điều khiển.

3.2. Thiết bị phần cứng cần thiết cho kết nối

Các thiết bị phần cứng như bộ chuyển mạch công nghiệp và thiết bị đầu cuối RTU là cần thiết để thực hiện kết nối SCADA. Những thiết bị này đảm bảo việc thu thập và truyền tải dữ liệu một cách chính xác.

IV. Ứng dụng thực tiễn của giao thức IEC 60870 5 104

Việc ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 trong kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển đã mang lại nhiều kết quả tích cực. Hệ thống đã cải thiện đáng kể khả năng giám sát và điều khiển từ xa, đồng thời nâng cao hiệu quả vận hành.

4.1. Kết quả thu thập dữ liệu từ trạm Vân Hồ

Hệ thống đã thu thập dữ liệu vận hành từ trạm Vân Hồ một cách hiệu quả, cho phép theo dõi tình trạng hoạt động của thiết bị trong thời gian thực.

4.2. Cải thiện khả năng điều khiển từ xa

Khả năng điều khiển từ xa đã được cải thiện, giúp nhân viên vận hành có thể thực hiện các thao tác điều khiển mà không cần có mặt tại trạm.

V. Kết luận và triển vọng tương lai của nghiên cứu

Nghiên cứu ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 trong kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển đã chứng minh được tính khả thi và hiệu quả. Tương lai, việc mở rộng ứng dụng này sẽ giúp nâng cao hơn nữa hiệu quả quản lý và điều khiển hệ thống điện.

5.1. Đánh giá tổng quan về kết quả nghiên cứu

Kết quả nghiên cứu cho thấy việc ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 đã mang lại nhiều lợi ích cho hệ thống SCADA, từ việc thu thập dữ liệu đến khả năng điều khiển từ xa.

5.2. Triển vọng phát triển hệ thống SCADA trong tương lai

Triển vọng phát triển hệ thống SCADA trong tương lai sẽ tập trung vào việc nâng cao tính tự động hóa và khả năng tích hợp với các công nghệ mới, nhằm đáp ứng tốt hơn nhu cầu quản lý lưới điện.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện phân phối tỉnh Sơn La đang trong quá trình hiện đại hóa nhanh chóng nhằm đáp ứng các tiêu chuẩn khắt khe về độ tin cậy cung cấp điện. Theo Quyết định số 55/QĐ-ĐTĐL của Cục Điều tiết Điện lực, kênh truyền dữ liệu SCADA phục vụ thao tác từ xa phải đảm bảo độ sẵn sàng tối thiểu 99,9%. Trước năm 2020, Trạm biến áp trung gian Vân Hồ vẫn vận hành theo phương thức thủ công tại chỗ, phụ thuộc hoàn toàn vào nhân viên trực trạm, gây độ trễ lớn trong thao tác đóng cắt và làm tăng chi phí quản lý vận hành.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là xây dựng giải pháp kỹ thuật ghép nối thành công Trạm trung gian Vân Hồ về Trung tâm điều khiển xa (TTĐKX) Công ty Điện lực Sơn La (PC Sơn La) thông qua giao thức truyền thông tiêu chuẩn quốc tế IEC 60870-5-104. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào hệ thống điều khiển tích hợp trên nền tảng phần mềm Spectrum Power 5 và tủ điều khiển Recloser ADVC3 tại địa bàn tỉnh Sơn La trong giai đoạn từ năm 2018 đến năm 2020.

Ý nghĩa thực tiễn của công trình thể hiện qua việc chuyển đổi trạm Vân Hồ sang chế độ không người trực, tự động hóa 100% quá trình giám sát các thông số điện năng theo thời gian thực. Hệ thống đáp ứng quy mô quản lý hơn 50.000 điểm dữ liệu (datapoints), tối ưu hóa thời gian xử lý sự cố từ hàng chục phút xuống dưới 200 mili-giây, góp phần giảm thiểu rõ rệt các chỉ số mất điện SAIDI và SAIFI trên lưới điện phân phối khu vực.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên mô hình phân cấp điều độ hệ thống điện 3 cấp quy định tại Thông tư số 40/2014/TT-BCT của Bộ Công Thương, bao gồm: Điều độ Quốc gia, Điều độ Miền và Điều độ Phân phối tỉnh. Cơ sở truyền thông của luận văn ứng dụng mô hình tham chiếu kết nối các hệ thống mở (OSI 5 lớp) trong chuẩn IEC 60870-5-104, kết hợp ngăn xếp giao thức mạng TCP/IP với cấu trúc dữ liệu ASDU kế thừa từ IEC 60870-5-101.

Khung lý thuyết vận hành xoay quanh 4 khái niệm kỹ thuật cốt lõi:

• Hệ thống SCADA/DMS (Supervisory Control and Data Acquisition / Distribution Management System) thực hiện chức năng giám sát, thu thập và điều khiển dữ liệu tập trung.
• Thiết bị đầu cuối thông minh IED/RTU và bộ điều khiển ADVC3 đóng vai trò thu thập dữ liệu tại chỗ.
• Cấu trúc dữ liệu chuẩn hóa gồm: tín hiệu trạng thái 1-bit (SDI), tín hiệu trạng thái 2-bit (DDI), thông số đo lường tương tự (AI) và lệnh điều khiển từ xa (RC).
• Tiêu chuẩn an ninh mạng công nghiệp NERC CIP nhằm bảo vệ toàn vẹn luồng dữ liệu thời gian thực truyền qua mạng diện rộng WAN.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu của luận văn được thu thập trực tiếp từ hệ thống SCADA PC Sơn La với 06 trạm biến áp 110 kV đang vận hành và các thông số đo lường thực tế tại Trạm trung gian Vân Hồ. Phần cứng nghiên cứu gồm 02 máy chủ SCADA và 02 máy chủ PSOS dòng Dell PowerEdge R730 kết hợp phần mềm chuyên dụng Spectrum Power 5 của Siemens.

Nghiên cứu sử dụng phương pháp chọn mẫu toàn bộ (purposive complete sampling) đối với 100% các điểm dữ liệu tín hiệu nhị phân và tương tự tại trạm Vân Hồ. Việc chọn toàn bộ mẫu là yêu cầu bắt buộc trong kỹ thuật điện nhằm loại trừ nguy cơ mất giám sát tại các điểm nút, đảm bảo an toàn tuyệt đối cho lưới điện.

Phương pháp phân tích thực nghiệm được triển khai thông qua cấu hình tham số truyền thông trên phần mềm WSOS 5 và kiểm thử truyền nhận gói tin thời gian thực bằng công cụ phần mềm IEC-Test. Lý do lựa chọn phương pháp này là khả năng mô phỏng chính xác độ trễ kênh truyền qua mạng IP băng thông 2 Mbps, xác minh tính đúng đắn của bảng ánh xạ địa chỉ IOA trước khi đóng điện kết nối chính thức vào hệ thống điều khiển trung tâm trong khung thời gian 2018 - 2020.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, việc thay thế cấu trúc EPA của chuẩn IEC 60870-5-101 bằng giao thức IEC 60870-5-104 trên nền tảng TCP/IP đã loại bỏ hoàn toàn các bộ ghép kênh trung gian phức tạp như modem V24/4W và thiết bị PCM. Băng thông truyền dữ liệu tăng từ 9,6 kbps lên dải 64 kbps - 2 Mbps, tương đương mức tăng hơn 20 lần, hỗ trợ truyền gói tin thời gian thực chuẩn 32-bit (CP56Time2a) đồng thời giữa nhiều thiết bị.

Thứ hai, nghiên cứu đã xây dựng thành công bảng ánh xạ địa chỉ thông tin (IOA) chuẩn hóa cho 100% tín hiệu tại trạm Vân Hồ. Các dải địa chỉ được phân chia khoa học: tín hiệu trạng thái cảnh báo SDI từ địa chỉ 1000 trở đi, trạng thái máy cắt DDI từ 2000 trở đi, lệnh điều khiển đóng cắt RC từ 4000 trở đi và thông số đo lường AI (P, Q, U, I, F) từ 5000 trở đi.

Thứ ba, cấu hình phần cứng tủ điều khiển Recloser ADVC3 qua cổng Ethernet RJ45 kết nối trực tiếp với hệ thống máy chủ Dell PowerEdge R730 tại trung tâm đạt độ sẵn sàng hệ thống 99,95%, đáp ứng vượt mức yêu cầu kỹ thuật ngành điện.

Thứ tư, thử nghiệm điều khiển từ xa 4 nhóm bảo vệ (Protection Groups 1 đến 4) trên phần mềm Spectrum Power 5 hoạt động chính xác ở cả chế độ độc lập và song song, giúp cắt giảm 100% thời gian nhân viên vận hành phải di chuyển đến hiện trường để thay đổi thông số chỉnh định rơ le.

Thảo luận kết quả

Thành công của mô hình bắt nguồn từ khả năng tích hợp linh hoạt của chuẩn IEC 60870-5-104 trên nền tảng IP, cho phép dùng chung kênh truyền cáp quang Ethernet cho đồng thời dữ liệu SCADA, Camera giám sát và hệ thống giám sát an ninh trạm.

So với các giải pháp trước đây tại Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) ở các trạm Tam Quan hay Phước Sơn – vốn phải dùng máy tính Gateway trung gian để chuyển đổi giao thức từ IEC 101 sang IEC 104, giải pháp kết nối trực tiếp từ tủ điều khiển ADVC3 về trung tâm điều khiển của PC Sơn La giúp tiết kiệm khoảng 30% đến 40% chi phí đầu tư phần cứng và giảm thiểu đáng kể các điểm lỗi trên đường truyền.

Dữ liệu thực nghiệm có thể được mô tả trực quan thông qua biểu đồ cột so sánh thời gian đáp ứng lệnh điều khiển: thời gian truyền nhận tín hiệu giảm từ 1,5 - 3,0 giây (ở chuẩn IEC 101) xuống dưới 200 mili-giây (ở chuẩn IEC 104). Đồng thời, bảng tổng hợp ánh xạ IOA thể hiện sự phân định rành mạch giữa các khối dữ liệu đo lường và điều khiển, loại bỏ triệt để hiện tượng xung đột dữ liệu trên máy chủ trung tâm.

Đề xuất và khuyến nghị

• Chuẩn hóa quy trình cấu hình địa chỉ IOA và triển khai giao thức IEC 60870-5-104 cho toàn bộ các thiết bị Recloser và cầu dao phụ tải LBS trên lưới điện trung áp tỉnh Sơn La, hướng đến mục tiêu tích hợp thêm 15 đến 20 trạm và thiết bị phân đoạn trong giai đoạn 2021 - 2023, do Phòng Điều độ và Đội Viễn thông Công nghệ thông tin PC Sơn La chủ trì thực hiện.
• Thiết lập kênh truyền dẫn quang dự phòng kép (dual-path) kết hợp mạng không dây 4G/5G chuyên dụng cho hệ thống SCADA, đảm bảo chỉ số sẵn sàng kênh truyền đạt 99,99% vào quý IV năm 2022, do Đội Quản lý vận hành lưới điện cao thế phối hợp với các đối tác viễn thông triển khai.
• Triển khai tích hợp các module tự động hóa nâng cao DMS và OMS trên phần mềm Spectrum Power 5, hoàn thiện chức năng tự động phát hiện, cô lập sự cố và khôi phục cấp điện (FLISR) trong thời gian dưới 60 giây vào năm 2023, dưới sự thẩm định của Ban Kỹ thuật Tổng công ty Điện lực miền Bắc.
• Đào tạo chuyên sâu về an toàn thông tin theo tiêu chuẩn NERC CIP và kỹ năng phân tích gói tin SCADA cho 100% kỹ sư hệ thống và điều độ viên, hoàn thành trước quý II năm 2022 do Trung tâm Thí nghiệm điện miền Bắc phối hợp tổ chức.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

• Kỹ sư SCADA và Tự động hóa tại các Công ty Điện lực: Ứng dụng trực tiếp quy trình cài đặt phần mềm WSOS 5, thiết lập bảng ánh xạ địa chỉ IOA và sử dụng công cụ IEC-Test để ghép nối các dòng tủ điều khiển Recloser vào trung tâm điều khiển.
• Cán bộ quản lý Điều độ lưới điện phân phối: Tham khảo mô hình tổ chức vận hành trạm biến áp không người trực, thiết lập quy trình phân quyền tài khoản vận hành viên và xây dựng kịch bản điều khiển nhóm lệnh tự động.
• Giảng viên, Học viên cao học và Sinh viên ngành Kỹ thuật điện: Sử dụng làm tài liệu chuyên khảo về truyền thông công nghiệp, cung cấp số liệu so sánh thực tế giữa mô hình EPA của IEC 101 và kiến trúc OSI của IEC 104.
• Đơn vị tư vấn thiết kế và tích hợp hệ thống điện: Tham khảo cấu hình phần cứng tiêu chuẩn gồm máy chủ Dell PowerEdge R730, hệ thống Switch Layer 2 và kiến trúc an ninh mạng Firewall đạt chuẩn kỹ thuật Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Câu hỏi thường gặp

Giao thức IEC 60870-5-104 có ưu điểm gì vượt trội so với IEC 60870-5-101?
IEC 60870-5-104 hoạt động trên nền tảng mạng IP/Ethernet với băng thông từ 128 kbps đến 2 Mbps, vượt trội hơn mức 9,6 kbps của IEC 101. Giao thức này hỗ trợ truyền đồng thời nhiều dịch vụ, cho phép kết nối đa điểm không phụ thuộc phần cứng trung gian và quản lý thiết bị theo địa chỉ IP linh hoạt.

Tại sao Trạm trung gian Vân Hồ lại ứng dụng tủ điều khiển ADVC3?
Tủ điều khiển ADVC3 tích hợp sẵn cổng mạng Ethernet RJ45, hỗ trợ trực tiếp giao thức IEC 60870-5-104 mà không cần trang bị thêm bộ chuyển đổi giao thức. Thiết bị cho phép cấu hình linh hoạt 4 nhóm bảo vệ và tích hợp sâu với phần mềm quản trị WSOS 5.

Hệ thống đảm bảo an toàn thông tin khi truyền tín hiệu điều khiển qua mạng IP như thế nào?
Hệ thống áp dụng tiêu chuẩn bảo mật NERC CIP thông qua thiết bị tường lửa chuyên dụng (Firewall), thiết lập mạng riêng ảo (VPN), phân quyền tài khoản vận hành nhiều cấp độ và tự động khóa phiên làm việc khi không có thao tác để ngăn chặn truy cập trái phép.

Bảng ánh xạ địa chỉ thông tin (IOA) có vai trò gì trong kết nối SCADA?
Địa chỉ IOA là định danh duy nhất cho từng điểm dữ liệu trong hệ thống. Việc quy chuẩn dải địa chỉ cho tín hiệu cảnh báo SDI (1000), máy cắt DDI (2000), đo lường AI (5000) và điều khiển RC (4000) giúp máy chủ Spectrum Power 5 nhận diện chính xác đối tượng mà không phát sinh xung đột.

Hệ thống phần mềm Spectrum Power 5 tại TTĐKX Sơn La đáp ứng khả năng mở rộng ra sao?
Spectrum Power 5 hỗ trợ dung lượng hơn 50.000 điểm dữ liệu, kết nối tối thiểu 20 trạm vận hành và không giới hạn số lượng IED. Nền tảng này cho phép tích hợp thêm nhiều trạm biến áp 110 kV và thiết bị phân đoạn mà không cần nâng cấp phần mềm lõi.

Kết luận

• Công trình đã khẳng định tính hiệu quả và độ tin cậy vượt trội của việc ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 trong tự động hóa lưới điện phân phối.
• Luận văn chuẩn hóa thành công quy trình cấu hình, thử nghiệm và ghép nối tín hiệu từ tủ điều khiển ADVC3 về máy chủ Spectrum Power 5.
• Hệ thống vận hành ổn định với độ sẵn sàng đạt trên 99,95%, loại bỏ hoàn toàn các thao tác thủ công tại Trạm trung gian Vân Hồ.
• Giải pháp giúp tiết kiệm 30% đến 40% chi phí đầu tư thiết bị trung gian so với phương pháp sử dụng Gateway chuyển đổi truyền thống.
• Đề tài đóng góp nền tảng kỹ thuật vững chắc để Công ty Điện lực Sơn La tiếp tục mở rộng mô hình điều khiển xa cho 100% thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp trong giai đoạn 2021 - 2025. Các đơn vị quản lý vận hành lưới điện nên ứng dụng ngay giải pháp cấu hình này để nâng cao chất lượng điện năng và năng suất lao động.

Trích đoạn nội dung tài liệu

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. 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 LUAN VAN CHAT LUONG download : add luanvanchat@agmail.2 Trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực 1.1 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. 4 LUAN VAN CHAT LUONG download : add luanvanchat@agmail. 1 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối 1.2 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 LUAN VAN CHAT LUONG download : add luanvanchat@agmail.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 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 LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] 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 Nhiệm vụ Trung tâm điều khiển 7 LUAN VAN CHAT LUONG download : add luanvanchat@agmail.3 Các quy định về đo lường, giám sát điều khiển các trạm biến áp không người trực 1.1 Thành phần cơ bản của hệ thống SCADA trong hệ thống điện Hệ thống SCADA trong HTĐ bao gồm nhiều thành phần cấu thành có thể phân chia như sau: - Hệ thống SCADA trung tâm; - Hệ thống kênh truyền; - Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway; - Các thiết bị phụ trợ khác.

Hệ thống SCADA trung tâm lắp đặt tại các Cấp điều độ có quyền điều khiển bao gồm các thiết bị phần cứng cơ bản như Máy chủ SCADA có chức năng thu thập, lưu trữ các dữ liệu thời gian thực bao gồm các sự kiện, tín hiệu trạng thái, tín hiệu đo lường và chạy các ứng dụng SCADA; Máy chủ cơ sở dữ liệu quá khứ có chức năng lưu trữ các dữ liệu sự kiện theo thứ tự, các dữ liệu trạng thái và đo lường theo chu kỳ thời gian. Cơ sở dữ liệu quá khứ được sử dụng để tính toán, mô phỏng và phân tích hệ thống điện; Máy chủ ứng dụng có chức năng chạy các ứng dụng trong hệ thống EMS hoặc DMS; Máy chủ truyền thông có chức năng kết nối các hệ thống SCADA trung tâm với nhau, hệ thống SCADA trung tâm với Trung tâm điều khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện; Màn hình hiển thị sơ đồ và các thông số vận hành của hệ thống điện; Máy tính giao diện người và máy HMI có chức năng giám sát, điều khiển thời gian thực; Thiết bị định vị GPS có chức năng hỗ trợ đồng bộ thời gian các thiết bị trong hệ thống SCADA trung tâm; Các thiết bị hỗ trợ về công nghệ thông tin, truyền thông và thiết bị phụ trợ khác. Hệ thống kênh truyền có chức năng kết nối các hệ thống SCADA trung tâm với nhau, kết nối hệ thống SCADA trung tâm với Trung tâm điều khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện [6], [14], [15].2 Chức năng của hệ thống SCADA trung tâm Hệ thống SCADA trung tâm bao gồm các chức năng cơ bản như Thu thập dữ liệu thời gian thực về các giá trị đo lường, thông số và trạng thái vận hành của các thiết bị 8 LUAN VAN CHAT LUONG download : add luanvanchat@agmail.