CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG 1. Giới thiệu Để từng bước hướng tới lưới điện thông minh trong tương lai cũng như phục vụ tốt hơn công tác chỉ huy điều độ hệ thống điện theo thời gian thực thì hiện nay việc trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS, kết nối các nhà máy điện, các trạm điện và các thiết bị trên hệ thống điện là điều tất yếu. Hệ thống điện từ khi khai sinh đến nay về nguyên lý chẳng thay đổi ngoài việc ứng dụng công nghệ thông tin và hệ thống viễn thông để quản lý vận hành cho hiệu quả hơn. Sự phát triển hệ thống SCADA/EMS/DMS có thể nói phụ thuộc vào sự phát triển của hệ thống công nghệ thông tin và viễn thông.
Trên thế giới hệ thống SCADA đã được áp dụng trên 40 năm, đối với Việt Nam đơn vị ứng dụng đầu tiên là Tổng công ty Điện lực TP.HCM (đưa vào vận hành từ năm 1990, dùng phần mềm SPIDER của ABB Thụy Điển), kế đến là Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia được trang bị cùng với dự án đường dây 500kV (đưa vào vận hành năm 1994, dùng phần mềm RANGER của ABB) và các Điều độ miền cũng lần lượt được đầu tư với thời gian cũng như phần mềm sử dụng khác nhau. Từ năm 1998, ngành điện cũng bắt đầu trang bị hệ thống SCADA/DMS cho các thành phố thuộc công ty điện lực tỉnh cụ thể: TP. Biên Hòa/tỉnh Đồng Nai, TP. Đà Lạt/Lâm Đồng và TP.
Cần Thơ được đưa vào vận hành năm 2004, sử dụng phần mềm MicroSCADA của ABB Phần Lan; kế tiếp là các thành phố của 4 tỉnh miền trung Huế, Bình Định, Đà Nẵng và Buôn Ma Thuột cũng được đưa vào vận hành năm 2007 dùng phần mềm MicroSCADA Pro 9.2 của ABB Phần Lan…. Đến nay, đa số các đơn vị điều độ của ngành điện đã được trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS nhưng đã sử dụng hệ thống khác do hệ thống cũ không đáp ứng với sự phát triễn mạnh của ngành điện cụ thể: đối với Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia và các Trung tâm điều độ hệ thống điện miền (miền Bắc, miền Trung và miền Nam) đã có hệ thống SCADA/EMS để chỉ huy điều hành các trạm từ 220kV đến 500kV và các nguồn phát điện, hệ thống do nhà thầu OSI của Mỹ cung cấp và hệ thống này là đồng nhất giữa các cấp điều (Hình 1. Đối với 05 Tổng công ty điện lực phân phối (Tổng Công ty Điện lực TP.HCM, Tổng Hà Nội, Tổng miền Nam, trung và Bắc) thì hiện nay một số Tổng công ty đã được trang bị 2 hệ thống SCADA/DMS một số Tổng công ty đang triển khai, cụ thể: Tổng công ty Điện lực TP.HCM đang sử dụng phần mềm E-terra của hãng Alstom để giám sát điều khiển các TBA 220 và 110kV, phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada để quản lý vận hành lưới 22kV (Hình 1.2); Tổng công ty Điện lực miền Nam đang sử dụng phần mềm Spectrum Power7 để quản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV (Hình 1.3), riêng Công ty Điện lực Đồng Nai trực thuộc Tổng công ty Điện lực miền Nam nhưng sử dụng phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada để quản lý vận hành 26TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng công ty Điện lực miền Trung dùng phần mềm SmartVU và phần mềm MicroSCADA Pro để quản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng Công ty Điện lực Hà Nội và Tổng Công ty Điện lực miền Bắc đang triển khai đầu tư hệ thống SCADA/DMS và dự kiến sẽ đưa vào vận hành trong năm 2017. Mặc dù, các Tổng công ty điện lực phân phối đã có hệ thống SCADA/DMS nhưng hiện nay chỉ đang áp dụng chức năng SCADA (thu thập dữ liệu, giám sát và điều khiển xa), chưa áp dụng các chức năng của hệ thống DMS và các chức năng tự động hóa lưới trung thế, chưa khai thác các chức năng tự động hóa tại trung tâm SCADA.
Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã tiên phong trong việc áp dụng tự động hóa lưới trung thế cho một số xuất tuyến của các Công ty điện lực trực thuộc nhưng chức năng tự động và quy mô cũng còn hạn chế. Do chưa áp dụng hết chức năng DMS nên việc kiểm soát trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện 110kV đang được thực hiện thủ công, tức là giao cho NVVH tại trạm hoặc đơn vị quản lý vận hành giám sát trào lưu công suất phản kháng (Q) và báo điều độ viên để đóng/ngắt các giàn tụ bù tại các TBA 110kV nhằm giảm tối thiểu lượng Q trên lưới. Ngoài ra, phần lớn hiện nay các TBA 110kV vẫn còn NVVH (riêng Tổng công ty điện lực TP.HCM có một số TBA 110kV đã chuyển qua vận hành không người trực) nên vẫn chưa đề cập đến việc tự động hóa trạm kể cả các TBA đã chuyển sang vận hành không người trực. Hệ thống SCADA/DMS của PCĐN đang sử dụng phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada.
Hệ thống SCADA/DMS đang giám sát và điều khiển xa 26 TBA 110kV, 3 trạm cắt 22kV và các xuất tuyến 22kV của 2 trạm 220/110kV Long Bình và Long Thành, các thiết bị Recloser/LBS trên lưới 22kV. Hệ thống bao gồm: 3 - Kiến trúc phần cứng gồm hệ thống mạng LAN kép thông qua 02 Ethernet Switch kết nối với các máy tính chủ và hệ thống truyền thông gồm các chức năng chính như sau: (Hình 1.4) + Các máy tính chủ trên hệ thống bao gồm: SERVER1, SERVER2, OPERATOR1, OPERATOR2, ENGINEERING, HISTORIAL. + Máy tính chủ SERVER1 và SERVER2: vận hành theo cơ chế dự phòng nóng (Redundance). Máy chủ SERVER có chức năng trao đổi dữ liệu giữa các nút SCADA bên ngoài với trung tâm SCADA phục vụ cho việc vận hành mở rộng hệ thống.
+ Máy tính chủ OPERATOR1 và OPERATOR2 mỗi máy có 04 màn hình (trong đó có 01 màn hình 65 inch). Các máy tính OPERATOR phục vụ cho việc giám sát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI. + Máy tính chủ HISTORY (01 màn hình): phục vụ cho việc lưu trữ và truy xuất dữ liệu SCADA. + Máy tính chủ ENGINEERING (02 màn hình): phục vụ cho việc cấu hình, bảo trì và nghiên cứu phát triển mở rộng hệ thống.
+ Máy tính Remote console: phục vụ việc giám sát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI. + Các máy tính chủ kết nối với nhau thông qua Switch sử dụng giao thức mạng TCP/IP. +Các máy tính chủ kết nối với các nút SCADA bên ngoài thông qua thiết bị Router và Terminal IO LAN sử dụng giao thức mạng TCP/IP và IEC 60870-5- 101. + Hệ thống Remote console bao gồm các máy tính Remote console đặt tại TTGS và các Điện lực trực thuộc Công ty kết nối về Trung tâm SCADA tại phòng Điều độ Công ty thông qua router phục vụ việc giám sát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI.
+ RTU/ Gateway tại các nút SCADA bên ngoài thu thập, chuyển đổi dữ liệu và truyền tín hiệu SCADA về trung tâm SCADA. - Chức năng phần mềm SmartVU như sau: (Giao diện hình 1.4) + Giám sát kết nối truyền thông giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt 4 thiết bị đầu cuối RTU/Gateway. + Giám sát kết nối các thiết bị tại trung tâm SCADA như máy tính chủ, Terminal, GPS với Switch, Switch với Router và trạng thái hoạt động Hot- Standby của máy tính chủ Server. + Giám sát kết nối giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt thiết bị đầu cuối RTU/Gateway.
+ Giám sát trạng thái đóng/ngắt của thiết bị, giá trị vượt ngưỡng, tín hiệu 81 Trip, tổng công suất và tần số của hệ thống,… + Hiển thị sơ đồ giao diện một sợi phục vụ cho việc giám sát và điều khiển. + Hiển thị giá trị đo lường bao gồm các thông số như công suất hữu công (P), công suất vô công (Q), dòng diện (I), điện áp (U), Cos phi, nấc MBA, nhiệt độ Dầu, nhiệt độ Cuộn dây, sóng hài (THD) và tần số của lưới điện. + Điều khiển đóng/ ngắt thiết bị từ xa. + Ghi nhận tất cả các sự kiện và cảnh báo xuất hiện trên lưới.
+ Ghi nhận các thông số điện và báo cáo theo thời gian. + Ngoài ra còn có các phần mềm phụ trợ như Excel, phần mềm diệt virus.1 Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA/DMS của PCĐN - Hệ thống mạng chuyền dẫn cho SCADA: + PCĐN đã thiết lập mạng truyền dẫn khép kín (không kết nối Internet, mạng của IT và điều hành sản xuất) để phục vụ truyền dữ liệu hệ thống SCADA từ các TBA 110kV về hệ thống SCADA trung tâm. Hệ thống mạng được thiết lập 2 5 đường quang vật lý theo 2 hướng khác nhau, hệ thống này tạo thành mạng vòng nhằm luôn đảm bảo kênh truyền cho hệ thống SCADA. Các Switch được lắp đặt tại các TBA 110kV đáp ứng tiêu chuẩn vận hành trong môi trường trạm biến áp (IEC61850-3).2 Hệ thống mạng truyền dẫn của hệ thống SCADA Hệ thống SCADA tại TBA 110kV giúp NVVH giám sát tất cả các thông tin, thông số và điều khiển các thiết bị trong trạm thông qua màn hình HMI.
Hệ thống Local SCADA tại các TBA 110kV của PCĐN hiện nay đa dạng và chưa đồng nhất nên cũng gây khó khăn trong công tác vận hành, bảo trì và xử lý sự cố. Hệ thống SCADA tại trạm trên 90% là kiểu truyền thống, các tín hiệu được thi công đấu cứng và kéo dây tập trung về tủ RTU nên công tác thi công cũng mất nhiều thời gian nhưng độ tin cậy không cao. Hệ thống local SCADA sử dụng nhiều phần mềm của nhiều đơn vị khác nhau cung cấp và bản quyền sử dụng cũng đa dạng nên công tác quản trị cũng gặp nhiều trở ngại. Do các trạm hiện hữu, công tác đầu tư xây dụng phải theo quy định, chưa định hướng rõ ràng nên hệ thống SCADA hiện hữu còn nhiều giới hạn, cụ thể : Chưa có khả năng lập trình và tự thực hiện một số nhiệm vụ tại trạm để giảm áp lực cho Điều độ viên, việc đồng bộ thời gian chưa đồng nhất, việc truy xuất và cấu hình từ xa các thiết bị IEDs, bản quyền hệ thống SCADA tại trạm… tât cả cần phải xem xét để thống nhất và đưa ra quy định cụ thể.
6 PCĐN đã lập đề án từ 2017 đến 2020 sẽ kết nối các Recloser và LBS trên lưới trung thế và ứng dụng chức năng FDIR. Trong năm 2017, sẽ kết nối tất cả các Recloser đã hỗ trợ kết nối SCADA và hàng năm sẽ nâng cấp để kết nối các Recloser/LBS cũ nhằm đến 2020 đảm bảo các Recloser/LBS được kết nối về hệ thống SCADA của PCĐN. Song song đó, PCĐN sẽ ứng dụng rộng rãi chức năng FDIR để từng bước tiến tới tự động hóa lưới trung thế.
