Công ty Điện lực Quảng Trị: Sáng kiến điều khiển xa Recloser

Qua thực tế vận hành hệ thống lưới điện của Công ty Điện lực Quảng Trị (PC Quảng Trị) cho thấy, sử dụng điều khiển xa

Recloser là sáng kiến mang lại hiệu quả cao trong quản lý vận hành, phát hiện và xử lý kịp thời sự cố trên lưới điện.

Hệ thống thu thập số liệu Recloser có khả năng trực tiếp thu thập và lưu giữ số liệu theo trình tự thời gian, đảm bảo tính liên tục và độ chính xác cao, góp phần vào việc vận hành hệ thống điện an toàn, hiệu quả. 

Trên cơ sở đó, giải pháp kết nối các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp (Reclosers, LBS) có giao thức IEC 60870-5-101/104 sử dụng công nghệ 3G/GPRS truyền trực tiếp về văn phòng Công ty, phục vụ việc giám sát, điều khiển hệ thống điện. Sử dụng công nghệ  3G/GPRS có mức đầu tư ban đầu thấp hơn nhiều so với sử dụng modem UHF, mà vẫn đáp ứng được đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật khi kết nối với hệ thống hiện có, đồng thời dễ dàng lắp đặt, sử dụng.

• PC Quảng trị thử nghiệm thành công modem F2103: GPRS IP Modem để giám sát, điều khiển từ xa Recloser
• Điện lực Quảng Trị: Hiệu quả ưu việt từ giải pháp điều khiển từ xa Recloser

Nội dung chủ yếu của sáng kiến là sử dụng modem có tính năng kết nối VPN (đóng vai trò VPN Client) kết hợp USB-3G kết nối với các thiết bị đóng cắt (Reclosers, LBS) cần giám sát trên lưới điện phân phối qua các cổng giao tiếp thông dụng như RJ45, USB, RS232. Điều cần lưu ý, đối với các thiết bị có giao tiếp USB, RS232 cần lắp thêm các bộ chuyển đổi qua chuẩn RJ45. 

Điều khiển xa Recloser đã đem lại hiệu quả  trong quản lý vận hành lưới điện tại PC Quảng Trị

Các tín hiệu của thiết bị đóng cắt được kết nối vào mạng Internet nhờ một SIM đăng ký dịch vụ 3G. Modem kết nối với thiết bị, thông qua hệ thống 3G kết nối VPN về Modem FTTH có địa chỉ IP tĩnh (đóng vai trò VPN server) đặt tại phòng máy. Lúc đó, các thiết bị kết nối vào Modem sẽ giống như trong mạng nội bộ với máy tính điều khiển đặt tại Trung tâm. Các máy tính này có thể thiết lập được các kênh truyền thông “trong suốt” (transparent) đến các thiết bị để điều khiển, giám sát… Vì vậy, tại Trung tâm Điều hành hệ thống sẽ lắp đặt 01 đường truyền internet tốc độ cao có địa chỉ IP tĩnh, modem phải có chức năng VPN serve; khai báo VPN server, phân địa chỉ mạng cho từng vị trí điều khiển để kết nối, trỏ port cho modem kết nối trực tiếp từ máy tính ra thiết bị; trang bị 01 máy tính phục vụ giám sát, điều khiển hệ thống.

Recloser được lắp đặt trên xuất tuyến 478-E4 Đông Hà

Để tạo mạch liên lạc với các Recloser, thiết lập tại các điểm thiết bị đóng cắt (đối với các Recloser hãng Nulec, Noja Power với cổng truyền thông RJ45) cần có: Cấu hình và lắp đặt 01 modem có tính năng VPN Client kết nối về VPN server đặt tại Phòng Điều hành; Cấu hình và lắp đặt 01 USB 3G kết nối modem ra Internet; Cấu hình địa chỉ của thiết bị đóng cắt theo lớp địa chỉ của Modem VPN client để kết nối về trung tâm. Đối với các Recloser hãng Cooper, Tavrida, Siemens với cổng truyền thông RS232 thì thiết lập: Cấu hình và lắp đặt 01 modem công nghiệp có kết nối 3G, giao tiếp RS232 trỏ cổng thiết bị đến Modem đặt tại trung tâm; Cấu hình kết nối chương trình Virtual Com trên máy tính điều hành để kết nối thiết bị.

Ngoài các thiết lập trên, cấu hình thiết lập hệ thống điều khiển tại Trung tâm với giải pháp kỹ thuật, xây dựng hệ thống mạng ảo riêng (VPN) kết nối các tủ điều khiển Recloser lắp đặt trên lưới điện về Trung tâm Điều khiển và điều khiển các Recloser bằng phần mềm do các nhà sản xuất cung cấp, tương ứng với các Recloser. Cụ thể: Recloser U27 của hãng Nulec sử dụng loại tủ điều khiển ADVC và PTTC sử dụng phần mềm WSOS5; Recloser OSM27 của hãng Noja Power sử dụng phần mềm NOJA Power CMS; Recloser của hãng Shingsung sử dụng loại rơ le SEL-351R sử dụng phần SEL-5010; Recloser của hãng Cooper tủ điều khiển là FXB sử dụng phần mềm FX Programmer; Recloser của hãng Tavrida sử dụng phần mềm TELUS SOFTWARE.

Ông Võ Văn Hưng - Phó trưởng phòng Kỹ thuật Công ty Điện lực Quảng Trị cho biết: “Sáng kiến điều khiển xa Recloser ở PC Quảng Trị đảm bảo yêu cầu về mặt kỹ thuật, an toàn, nâng cao các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện, đặc biệt là các chỉ số SAIDI, MAIFI, đảm bảo hệ thống lưới điện các khu vực tỉnh Quảng Trị vận hành linh hoạt hơn, nâng cao chất lượng cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng. Chỉ số SAIDI Tổng công ty Điện lực miền Trung giao cho PC Quảng Trị trong năm 2016 là 1.250 phút, trong đó bảo trì bảo dưỡng 1.150 phút và sự cố là 100 phút. Trong 6 tháng đầu năm 2016, PC Quảng Trị thực hiện chỉ số SAIDI về sự cố là 22 phút, bằng 22% so kế hoạch năm”.

Việc lắp đặt điều khiển xa cho các Recloser được PC Quảng Trị triển khai từ tháng 12/2015 đối với các Recloser đã lắp đặt trên lưới. Đến cuối tháng 5/2016, tất cả 78 Recloser trên lưới điện tỉnh Quảng Trị đã được lắp đặt điều khiển xa, chuyển các dữ liệu cần thu thập về Điểm điều khiển tập trung tại phòng Điều độ (sắp tới sẽ lắp thêm 5 Recloser nữa). Kể từ khi áp dụng sáng kiến này, công tác quản lý sự cố lưới điện trên địa bàn PC Quảng Trị đã có hiệu quả rõ rệt, đạt được mục tiêu đã đề ra, đặc biệt là việc thao tác đóng cắt các Recloser phục vụ chuyển lưới, xử lý sự cố đã đảm bảo về thời gian, cũng như yêu cầu của công việc.

Theo tính toán, sau khi áp dụng công nghệ điều khiển xa Recloser, thời gian mất điện theo chỉ số SAIDI trong năm sẽ giảm khoảng 270 phút so với trước đây, tương ứng với sản lượng điện không bị mất là 500.000 kWh. Ngoài ra, còn tiết kiệm được chi phí nhân công thao tác đóng cắt. Trước đây, cần 2 công nhân di chuyển từ đơn vị quản lý đến máy cắt mất trung bình khoảng 30 phút đóng cắt. Từ khi áp dụng giải pháp điều khiển xa Recloser, ước tính hiệu quả kinh tế mang lại khoảng 850 triệu đồng/năm.

Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện quý IV/2015 và Quý I, II/2016 của PC Quảng Trị:

Chỉ tiêu	Quý IV/2015 (Kế hoạch/Thực hiện)	Quý I/2016 (Kế hoạch/Thực hiện)	Quý II/2016 (Kế hoạch/Thực hiện)
Maifi (SC)	1,15/0,844 lần	0,73/0,63 lần	0,87/0,688 lần
Saidi (SC)	34/15,52 phút	15/10,16 phút	25/9,416 phút
Saifi (SC)	0,7/0,68 lần	0,46/0,39 lần	0,76/0,536 lần

Sáng kiến sử dụng điều khiển xa và quản lý các Recloser: * Nhóm tác giả của Công ty Điện lực Quảng Trị:  - Huỳnh Tấn Thành, Giám đốc Công ty  - Võ Văn Hưng, Phó trưởng phòng Kỹ thuật - Nguyễn Văn Tài, Trưởng phòng Công nghệ thông tin - Nguyễn Xuân Thuỷ, chuyên viên phòng Kỹ thuật - Được áp dụng trong quản lý vận hành lưới điện.

Nguồn: http://www.nrldc.evn.vn/vn-s57-15-333/he-thong-dien/Cong-ty-Dien-luc-Quang-Tri-Sang-kien-dieu-khien-xa-Recloser.aspx

TCT Điện lực TP. HCM: Đẩy mạnh áp dụng công nghệ đo đếm điện từ xa

Thông qua hệ thống AMR, ngành điện có thể nắm bắt được tình hình cung cấp điện đến từng khách hàng

Vinanet - Thực hiện lộ trình phát triển lưới điện thông minh của Chính phủ, Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh (EVN HCMC) đã triển khai thử nghiệm nhiều công nghệ thu thập dữ liệu đo đếm từ xa tiên tiến được sử dụng trên thế giới như công nghệ truyền dữ liệu trên các đường dây tải điện (PLC), truyền qua mạng lưới sóng vô tuyến (RF-MESH) và thu thập dữ liệu trực tiếp từ công tơ thông qua modem GPRS/3G.

 

Hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa AMR (Automatic Meter Reading) đã được triển khai từ lâu trên thế giới nhằm thay thế cho việc đọc chỉ số thủ công với những khuyết điểm như chi phí nhân công cao, dễ sai sót do yếu tố con người. Hệ thống hoạt động dựa trên nguyên tắc mỗi công tơ sẽ được gắn một thiết bị truyền dữ liệu để truyền thông tin về hệ thống thu thập dữ liệu tập trung.

 

Sau một thời gian triển khai, khách hàng đã đánh giá cao tính năng và hiệu quả mà hệ thống này mang lại. Lần đầu tiên, khách hàng dễ dàng theo dõi và giám sát được quá trình sử dụng điện của mình để có thể điều chỉnh việc sử dụng điện hiệu quả và tiết kiệm nhất. Song song đó, khách hàng cũng có thể phát hiện và khắc phục kịp thời các trường hợp đo đếm bất thường, góp phần tăng tính tương tác hai chiều giữa khách hàng và ngành điện. Bên cạnh đó, thông qua hệ thống này, ngành điện có thể nắm bắt được tình hình cung cấp điện đến từng khách hàng, từ đó có biện pháp hiệu quả để nâng cao chất lượng cung cấp điện, giảm bớt sự cố về điện, góp phần nâng cao năng suất lao động.

 

Hiện EVN HCMC đang triển khai thực hiện giai đoạn 2017-2020 và tiếp tục hoàn tất vào năm 2022. Theo đó, Tổng công ty sẽ thay thế cuốn chiếu công tơ điện loại thường đang lắp đặt tại nhà dân bằng công tơ điện loại có chức năng đo xa, dự kiến hoàn tất 100% công tơ đo xa vào năm 2022, khách hàng không phải trả bất kỳ chi phí nào. Khi sử dụng công tơ có chức năng đo xa, khách hàng được cung cấp các ứng dụng phục vụ việc vận hành hệ thống điện của mình như: Biểu đồ phụ tải, cảnh báo quá tải, quá công suất đăng ký, cảnh báo các trường hợp bất thường để giúp khách hàng có kế hoạch sử dụng điện phù hợp. Qua đó, giúp giảm thời gian mất điện, giải quyết sự cố cho khách hàng vì ngành điện phát hiện sớm và xử lý kịp thời các nguyên nhân gây hư hỏng lưới điện; được cung cấp thông tin về tình hình tiêu thụ điện của khách hàng, từ đó khách hàng có cơ sở để xây dựng các biện pháp sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả; chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng được nâng cao và ổn định, tránh tình trạng hư hỏng thiết bị điện do điện năng cung cấp không đảm bảo.

Để tăng tỷ lệ tiết kiệm điện, EVN HCMC đã thực hiện nhiều giải pháp và Chương trình thi đua gia đình tiết kiệm điện. Kết quả 6 tháng đầu năm, dù nắng, nóng nhưng trên địa bàn TP. Hồ Chí Minh đã tiết kiệm 205,6 triệu kWh, chiếm 1,85% điện thương phẩm và bằng 57,1% kế hoạch tiết kiệm năm 2017 (360 triệu kWh).

Nguồn: Thanh Minh/Báo Công Thương điện tử

Một số tiêu chuẩn tự động hóa được sử dụng trong trạm biến áp

          Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật và việc ứng dụng các hệ thống thông tin, đo lường, điều khiển thì tự động hóa trong hệ thống điện là một trong những lĩnh vực phát triển mạnh trong quá trình tự động hóa hệ thống điện trên thế giới. Xét trong phạm vi một nhà máy điện đó là hệ thống tự động hóa nhà máy ( Distributed Control System - DCS), đối với trạm biến áp đó là hệ thống tự động hóa trạm biến áp( Substation Automation System - SAS). Việc ứng dụng các hệ thống điều khiển tích hợp trong hệ thống tự động hóa trạm biến áp - Integrated Substation Automation Control System hay Integrated Control System - viết tắt là ICS là một trong những công nghệ tiên tiến hiện nay, đó là thống điều khiển tự động dựa cơ sở trên một hệ thống máy tính được áp dụng tại các trạm biến áp hệ thống điện nhằm điều khiển, giám sát tự động các thiết bị trong trạm và tích hợp các dữ liệu thu được vào chung một hệ thống để phục cho công tác quản lý vận hành. Dữ liệu thu thập bao gồm thông tin liên lạc, rơ le bảo vệ, điều khiển thiết bị điện, đo lường, báo sự cố, điều khiển tự động hệ thống phân phối, đưa vào một hệ thống lưu trữ dữ liệu điều khiển và thống nhất trong trạm. 

          Hệ thống tích hợp trạm dựa trên một khuôn khổ chung tạo điều kiện cho việc phối hợp hoạt động giữa các IED(Thiết bị điện tử thông minh–Intelligent Electronic Device), thiết bị cơ điện hiện tại và tương lai nhằm làm cho hệ thống điều khiển và giám sát trong trạm hiệu quả hơn, tiết kiệm hơn. Sự tích hợp được định nghĩa là: sự giao diện với các thiết bị ngoài trạm và các thiết bị điện tử thông minh cho phép liên kết mạng và trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống, giữa những người sử dụng trong và ngoài trạm.

          Việc tích hợp dữ liệu thu được từ các thiết bị số trong trạm biến áp là không thực hiện được. Các trạm biến áp nếu được tự động hóa thì cũng trở thành một ốc đảo tự động hóa, do không có khả năng liên kết về thông tin với nhau, chúng chỉ có khả năng vận hành độc lập. Rất nhiều các giao thức truyền thông được sử dụng trong việc giám sát điều khiển xa TBA, các giao thức phổ biến như Modbus, UCA 2.0,  DNP3 và IEC 6870. Các giao thức trên không có sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi được cung cấp bởi các hãng khác nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việc xây dựng các ứng dụng tự động hoá trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống khá khó khăn. Trên cơ sở kiến trúc truyền thông đa dụng UCA 2.0, từ năm 2003 tổ chức kỹ thuật điện quốc tế IEC (International Electrotechnical Commission) ban hành phiên bản đầu tiên về tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850

1.    Tiêu chuẩn IEC 60870 ( Standard for a communication protocol that supports basic telecontrol tasks - Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông hỗ trợ cho điều từ xa)

         IEC 60870 là một tiêu chuẩn quốc tế cung cấp các quy tắc cho việc truyền thông và điều khiển từ xa giữa các trạm.Các nguyên tắc này được sử dụng để điều khiển từ xa giao thức truyền thông. Mỗi trạm riêng biệt sử dụng giao thức này, có thể được thu nhập thông số( trong một hệ thống lắp đặt nối tiếp) trong việc điều khiển và giám sát  hoạt động của thiết bị trong phân phối điện từ xa, từ một trạm trung tâm. Giao thức này được xác định theo điều kiện tham chiếu đến một phiên bản đơn giản của mô hình tham chiếu cơ sở( Basic Reference Model – ISO 7498) cho hệ thống nối tiếp.

2. Tiêu chuẩn DNP3.0 (Distributed Network Protocol - giao thức mạng phân tán)

        DNP3 được phát triển  bởi Harris, một nhà phân phối sản phẩm tự động hóa ở Calgary-Alberta-Canada vào năm 1990. DNP3 đã chiếm lĩnh được trên thị trường. Sự phát triển của giao thức mạng phân phối(DNP) là một trong những nỗ lực tổng thể để đạt được hiệu quả mong muốn dựa trên các tiêu chuẩn trong việc kết nối hệ thống máy tính trong trạm biến áp, RTUs, IEDs và trạm chủ (Thiết thực trong hệ thống truyền thông các trạm chủ) cho ngành công nghiệp điện. Cơ sở của DNP3 là sự kết hợp giao thức của 3 tầng là tầng 1, tầng 2 và tầng 7 của mạng truyền thông ISO/OSI. Nó được thiết kế cho các ứng dụng điều khiển và kiểm soát dữ liệu, thu nhập các thông tin trong lĩnh vực truyền tải dữ liệu điện.

        Giao thức mạng DNP3 được xây dựng dựa trên nền tảng quy định của tiêu chuẩn IEC 60870-5 để đáp ứng nhu cầu thị trường. DNP3 được điều khiển và phát triển bởi một nhóm người sử dụng trong ban khoa học kỹ thuật chuyên đề xuất cải tiến và cập nhập các văn bản và tiêu chuẩn trong giao thức truyền thông.   

DNP3 là một hệ thống mở, thông minh, thiết thực trong hệ thống SCADA hiện đại, nó có thể: 

-    Yêu cầu và đáp ứng với nhiều loại dữ liệu trong một bản tin đơn. 

-    Phân loại bản tin trong nhiều khung để đảm bảo chính xác tìm ra các lỗi và khôi phục lại hệ thống.

-    Bao gồm sự thay đổi dữ liệu tốt nhất trong bản tin trả lời.

-    Phân chia các mục dữ liệu được ưu tiên và yêu cầu mục dữ liệu một cách định kỳ trên mức ưu tiên của nó.

-    Gửi trả lời khi không cần có yêu cầu( tự nguyện).

-    Hỗ trợ thời gian đồng bộ hóa và bộ thời gian chuẩn.

-    Cho phép nhiều máy chủ và thao tác đồng đẳng.

-    Cho phép người dùng có thể xác định rõ đối tượng kể cả file chuyển giao.

3. Tiêu chuẩn UCA 2.0( Utility Communication Architechture)

        Các viện nghiên cứu kỹ thuật điện đã phát triển bộ ứng dụng của giao thức hay còn gọi là kiến trúc truyền thông phiên bản 2(UCA 2.0) chuẩn quốc tế của nhà thiết kế Bắc Mỹ. Giao thức này dựa trên việc kết nối mạng Ethernet và các tầng liên kết hệ thống mạng đồng thời kết hợp các hệ thống mạng TPC/IP và sử dụng giao thức MMS( Manufactiring Message Specification) cho các lớp ứng dụng. Các hệ thống truyền thông CSMA/CD làm việc theo một nguyên tắc và chúng có sự liên kết với nhau, hỗ trợ lẫn nhau trong việc trao đổi thông tin và dữ liệu giữa các hệ thống với tốc độ cao.Tiêu chuẩn này nó đáp ứng hầu hết trong thông tin giữa các thiết bị trong phạm vi một trạm phân phối hay nhiều loại thiết bị trong hệ thống điện lớn.

4. IEEE 1525 ( Standard for substation Intergated Protection, Control and Data Acquisition Communication: Tiêu chuẩn cho bảo vệ, điều khiển và truyền dữ liệu của trạm biến áp)

        Tiêu chuẩn IEEE chủ yếu tập trung vào việc sử dụng MMS/Ethernet cho hệ thống mạng LAN trong trạm. Tiêu Chuẩn này xác định yêu cầu truyền thông, chỉ rõ thời gian gửi tin giữa các thiết bị điện tử thông minh(IED) và chỉ rõ cấu trúc dữ liệu của thông tin được chuyển đổi phục vụ cho việc bảo vệ, điều khiển và nhận dữ liệu của trạm biến áp.

 5. Tiêu chuẩn IEC 870-5-101(IEC 870)

       Là một giao thức giao tiếp nhắm đáp ứng việc thu nhận và lệnh từ một trạm chủ đến trạm khách. Trạm chủ giao tiếp với trạm khách XXCell thông qua địa chỉ RTU và các thông tin về địa chỉ của các đối tượng(IOA – Information Object Addresses). Địa chỉ RTU được xác định tại một Cell còn các IOA được xác định bằng các điểm dữ liệu trong Cell. Giao thức IEC 870-5-101 hỗ trợ các khả năng phục vụ cho việc giám sát và điều khiển trong trạm biến áp. Tiêu chuẩn này được áp dụng trong từng khối điều khiển ứng với từng cấp độ khác nhau của hệ thống trạm biến áp. Khối 1 là trung tâm điều khiển gồm các hệ thống máy tính SCADA/Master và các Modem Dialup được kết nối với nhau thông qua giao thức IEC 870-5-101. Khối 2 là khối trạm biến áp gồm các ipRouteDialup và các thiết bị Rơle bảo vệ, điều khiển giám sát trạm biến áp và trong khối này các thiết bị cũng được kết nối với nhau theo giao thức  IEC 870-5-101. Ngoài ra thông qua mạng Ethernet TCP/IP ta có thể giám sát được toàn bộ thông số các thiết bị trạm biến áp thông qua Notebook.  

6. Tiêu chuẩn IEC 61850

        Tiêu chuẩn IEC 61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng dụng tự động hoá trạm. Mục đích chính của tiêu chuẩn này là kết hợp tất cả các chức năng như bảo vệ, điều khiển, đo đạc và kiểm tra các thiết bị ngoại vi, nhằm cung cấp đầy đủ phương tiện cho các ứng dụng bảo vệ của thiết bị ngoại vi với tốc độ cao, giúp cho các thiết bị này hoạt động ăn khớp với nhau hay tự ngắt kết nối. Những thiết bị này thông thường có liên hệ với các thiết bị điện tử thông minh (IED). Sử dụng tiêu chuẩn ưu tiên IEC 61850 để đưa ra liên kết có lô-gíc giữa các thiết bị ngoại vi, các thiết bị cơ sở trong quá trình kết nối, và các thiết bị trung gian. Khi ta sử dụng phương pháp này như là một biện pháp chủ yếu thì tiêu chuẩn IEC 61850 tách rời từng loại dữ liệu từ thông tin chi tiết. Điều này cũng xác định rõ quá trình sắp xếp và kiểm tra tổng thể. 

       Với ưu điểm của chuẩn truyền thông TC/IP Enternet, giao thức IEC 61850 có hiệu năng làm việc cao, xử lý thông tin đạt tốc độ 100Mbps và đơn giản trong việc thực hiện kết nối trên mạng LAN. Để đảm bảo cho tất cả các ứng dụng về tự động hoá trạm hiện tại và tương lai đều có khả năng được hỗ trợ bởi tiêu chuẩn, IEC 61850 xây dựng mô hình dữ liệu trên cơ sở các mô hình đối tượng và thiết bị trong hệ thống, qua đó hệ thống được mô tả trên cơ sở tập hợp các quy tắc trao đổi dữ liệu giữa các đối tượng trên một cơ chế truyền thông linh hoạt. Trên nền tảng giao thức truyền thông IEC 61850, các hệ thống SA(Substation Automation)  sẽ tăng tính linh hoạt, tăng khả năng tương đồng của các thiết bị, đơn giản hoá việc thiết kế phần cứng, giảm chi phí lắp đặt, hạn chế được lỗi và sự can thiệp bằng tay từ người vận hành.

Ứng dụng giao thức IEC 60870-5-101/104 trong tự động hóa TBA 110kV

Hiện nay, giải pháp truyền thông từ các trạm biến áp (TBA) 110kV về Trung tâm điều khiển (DCC) thường sử dụng các kênh truyền dẫn quang với giao thức truyền thông IEC 60870-5-101 hoặc IEC 60870-5-104. Vậy sự khác biệt của hai giao thức này là như thế nào? Ưu điểm của giao thức IEC 60870-5-104 trong tự động hóa trạm 110kV so với giao thức IEC 60870-5-101?

Bộ tiêu chuẩn IEC 60870-5 chủ yếu được sử dụng trong ngành công nghiệp điện, nó mô tả đầy đủ các chức năng chi tiết cho thiết bị điều khiển xa và hệ thống điều khiển vận hành trên phạm vi rộng (hệ thống Scada). Bộ tiêu chuẩn này có 2 phương thức truyền dữ liệu khác nhau nhưng giao thức truyền thông tương tự nhau. Phương thức đầu tiên, IEC 60870-5-101 được sử dụng từ năm 1995 để truyền thông nối tiếp, băng thông hẹp. Từ năm 2000, phương thức IEC 60870-5-104 được sử dụng truyền dữ liệu qua mạng băng thông rộng dựa trên nền tảng giao thức TCP/IP. Kết nối giữa trạm và Trung tâm điều khiển xa sử dụng giao thức IEC 60870-1-101/104 (minh họa) PC Đà Nẵng đang sử dụng hệ thống SCADA/DMS của hãng ABB để giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu từ xa. Tổng số trạm nút đang giám sát điều khiển là 101 nút, trong đó có 8 TBA 110kV kết nối thông tin về Trung tâm điều khiểu & giám sát (DCC) sử dụng giao thức IEC 60870-5-101. Hiện trạng kết nối truyền thông Scada tại các trạm 110kV Giao thức IEC 60870-5-101 định nghĩa lớp vật lý (mô hình OSI) sử dụng giao diện V24, truyền thông tin nối tiếp với tốc độ 9600 bps, nên việc ghép nối nhiều trạm (station) trên một đường truyền (line) IEC 60870-5-101 khá hạn chế, làm tăng chi phí mua license line. Các dịch vụ khác tại TBA 110kV như mạng LAN, hệ thống Camera… phải sử dụng thêm một đường truyền vật lý riêng. Bên cạnh đó, sử dụng kênh V24 cần phải qua nhiều thiết bị truyền dẫn trung gian như: modem V24/4W, PCM, SDH và thiết bị phần cứng Scada khác (Fall back switch, Front-End…) làm tăng nguy cơ sự cố trên hệ thống. Thuận lợi lớn nhất của IEC 60870-5-104 là có thể truyền thông qua một mạng tiêu chuẩn TCP/IP, cho phép truyền dữ liệu đồng thời giữa nhiều thiết bị và dịch vụ. Đồng thời, tăng khả năng truy cập mạng, sử dụng LAN và WAN trên hạ tầng có sẵn, từ đó tiết kiệm chi phí đầu tư và không cần xây dựng hạ tầng thông tin riêng biệt. Thiết bị hỗ trợ IEC 60870-5-104 kết nối vào mạng LAN, các gói tin của nó trong mạng LAN có thể đi trực tiếp đến thiết bị hỗ trợ IEC 60870-5-104 khác trong mạng LAN, hoặc qua router đến các thiết bị ở xa như Trung tâm (Master station). Tuy nhiên, nếu khai thác trên hạ tầng truyền thông công cộng, thì yêu cầu bảo mật trong các giải pháp truyền thông phải được đặc biệt ưu tiên. Kiến trúc của IEC 60870-5-104 Mặt khác, các hệ thống khác trong TBA 110kV không người trực như: camera, access control, mạng LAN… có thể sử dụng chung một giao diện truyền dẫn để truyền về Trung tâm điều khiển. Tuy vậy, IEC 60870-5-104 giới hạn một số loại thông tin và thông số cấu hình được định nghĩa trong IEC 60870-5-101. Ví dụ IEC 60870-5-104 không hỗ trợ short time stamps (3 byte format), độ dài địa chỉ thay đổi được thiết lập cố định bằng giá trị lớn nhất. Do đó, tương thích thiết bị giữa các nhà cung cấp khác nhau phải được đảm bảo bởi danh sách tương thích (interoperability list), định nghĩa bởi tiêu chuẩn. Ngoài ra, do mạng có độ trễ không tính trước được, nên có thể thay đổi thứ tự giao các gói dữ liệu (APDU) hoặc nếu 1 lệnh APDU bị trễ nghiêm trọng trên mạng có thể gây ra một hành động điều khiển không mong muốn... Tuy nhiên,việc xây dựng một hệ thống truyền dẫn NG-SDH với độ trễ nhỏ sẽ khắc phục các nhược điểm nêu trên. Thực hiện lộ trình phát triển lưới điện thông minh của Chính phủ và Tập đoàn Điện lực Việt Nam, PC Đà Nẵng đang áp dụng công nghệ điều khiển hệ thống bằng máy tính, được áp dụng rộng rãi trên thế giới, để tự động hóa quá trình vận hành hệ thống điện tại các TBA 110kV không người trực. Việc áp dụng giao thức IEC 60870-5-104 truyền thông giữa TBA 110kV và Trung tâm điều khiển sẽ tiết kiệm chi phí đầu tư, nâng cao độ tin cậy hệ thống cũng như đảm bảo tương thích các thiết bị thế hệ mới. Ngọc Quang

PC Thừa Thiên Huế thực hiện thành công giải pháp nâng cấp hệ thống điều khiển các trạm 110kV truyền thống, đảm bảo các yêu cầu giám sát điều khiển xa từ TTĐK theo chế độ vận hành không người trực.

Nhằm nâng cao hiệu quả vận hành các TBA 110kV, EVNCPC đã tập trung triển khai các giải pháp nâng cấp hệ thống bảo vệ điều khiển các TBA, thiết lập hệ thống giám sát điều khiển xa từ TTĐK, chuyển các TBA về chế độ vận hành không người trực. Tuy nhiên, đối với các TBA 110kV truyền thống, việc nâng cấp cải tạo hệ thống điều khiển để đáp ứng các yêu cầu giám sát điều khiển xa khá phức tạp, đòi hỏi kinh phí lớn, thời gian thi công gây mất điện kéo dài. Năm 2016, trên cơ sở đánh giá năng lực và kinh nghiệm của PC Thừa Thiên Huế trong việc triển khai các dự án tự động hóa, EVNCPC đã giao PC Thừa Thiên Huế thực hiện dự án mở rộng kết nối các TBA 110kV về TTĐK. Trong đó, hạng mục quan trọng của dự án là cải tạo nâng cấp hệ thống điều khiển các TBA 110kV Cầu Hai, Phú Bài để đảm bảo yêu cầu kết nối với TTĐK.

Các trạm 110kV truyền thống là các TBA sử dụng cáp đồng để kết nối hệ thống bảo vệ, điều khiển và đo lường. Trong giai đoạn từ 2003 đến 2012, một số trạm 110kV truyền thống của EVNCPC đã được nâng cấp bằng các thiết bị bảo vệ điều khiển số, các rơle bảo vệ đã hỗ trợ các giao thức truyền thông công nghiệp, tuy nhiên việc kết nối điều khiển xa vẫn sử dụng giải pháp RTU với tủ đấu dây tập trung. Việc nâng cấp cải tạo hệ thống điều khiển các TBA 110kV truyền thống rất khó khăn vì các thiết bị được lắp đặt ở nhiều thời điểm khác nhau, từ nhiều hãng sản xuất khác nhau nên không đồng bộ, không hỗ trợ đầy đủ các chức năng truyền thông. Hai TBA 110kV Phú Bài và Cầu Hai là các TBA 110kV truyền thống, có các thiết bị tương đối cũ, hệ thống bảo vệ là rơle kỹ thuật số của nhiều hãng, đa phần chỉ hỗ trợ giao thức truyền thông theo chuẩn serial (IEC103, Modbus), một số rơle được thay thế mới đã hỗ trợ giao thức truyền thông IEC61850. Hệ thống mạch nhị thứ bằng cáp đồng phức tạp, sửa chữa cải tạo nhiều lần nên có nhiều sai khác so với sơ đồ xuất xưởng. Hai TBA đã được kết nối với hệ thống SCADA A3 và B34 qua thiết bị các RTU với các tín hiệu I/O tập trung, tuy nhiên số lượng tín hiệu thu thập được từ các thiết bị RTU của A3 và B34 về cơ bản chỉ đáp ứng yêu cầu vận hành hệ thống của các cấp điều độ.

Giải pháp nâng cấp hệ thống điều khiển 2 TBA 110kV phải đáp ứng yêu cầu thu thập đầy đủ số lượng tín hiệu phục vụ giám sát điều khiển trạm từ TTĐK, tối ưu hóa chi phí đầu tư và đồng thời hạn chế thấp nhất thời gian cắt điện thi công. Trên cơ sở khảo sát hiện trạng hệ thống bảo vệ điều khiển tại các TBA, kiểm tra đánh giá năng lực các thiết bị điều khiển và rơle bảo vệ, đặc biệt là các chức năng truyền thông, phương án đề xuất sử dụng giải pháp sử dụng RTU làm thiết bị tập trung và chuyển đổi tín hiệu, kết hợp các thiết bị chuyển đổi giao thức, I/O Unit lắp đặt phân tán để hoàn chỉnh hệ thống giám sát điều khiển xa của các TBA, phương án cụ thể như sau:

Thành phần quan trọng trong hệ thống tự động hóa của TBA là thiết bị RTU/Gateway, do đó việc lựa chọn thiết bị RTU/Gateway phù hợp, có độ ổn định cao, dễ dàng cấu hình bảo dưỡng nâng cấp là yêu cầu then chốt của giải pháp kỹ thuật. Hiện nay các hệ thống tự động hóa TBA sử dụng 2 giải pháp là máy tính Gateway và RTU.

Máy tính Gateway là giải pháp phổ biến trong các hệ thống tự động hóa các TBA 110kV. Giải pháp sử dụng máy tính công nghiệp có cấu hình mạnh với hệ điều hành Windows cài đặt các phần mềm có chức năng tập trung dữ liệu, biên dịch giao thức, xây dựng và hiển thị giao diện vận hành (Survalent, Pasic, SYS600, SDG..). Do làm việc trực tiếp trên môi trường Windows nên ưu điểm của máy tính Gateway là rất linh động trong việc cấu hình dữ liệu, thiết lập truyền thông, dễ dàng nâng cấp mở rộng. Tuy nhiên, nhược điểm cơ bản của máy tính là khả năng ổn định khi làm việc lâu dài trong môi trường công nghiệp, đặc biệt là giới hạn nhiệt độ làm việc. Bên cạnh đó hệ điều hành Windows không được tối ưu cho các thiết bị phần cứng chuyên dùng cũng như cho ứng dụng điều khiển, thường xảy ra các lỗi về “driver” điều khiển dẫn đến treo truyền thông hoặc treo hệ thống, thời gian khởi động khôi phục hệ thống kéo dài. Mặt khác, thiết bị máy tính công nghiệp và phần mềm Gateway có chi phí đầu tư tương đối cao.

RTU (Remote Terminal Unit) thực chất là các máy tính được tối ưu hóa phần cứng, phần mềm để chuyên dùng cho các ứng dụng công nghiệp. Thiết bị chủ yếu sử dụng các hệ điều hành nhúng trên nhân Linux hoặc Unix. Với các thiết bị RTU thế hệ cũ, cấu hình tương đối thấp, dung lượng tín hiệu và giao diện truyền thông hạn chế, khó nâng cấp mở rộng. Tuy nhiên, với các RTU thế hệ mới được xây dựng trên các cấu hình phần cứng mạnh, giao diện truyền thông dễ dàng mở rộng theo module gắn rời. Các tập tin cấu hình thiết bị được biên dịch bằng các phần mềm trên Windows nên dễ dàng chỉnh sửa nâng cấp. Thiết bị dễ dàng đáp ứng các tiêu chuẩn khắt khe về môi trường, điện từ trường nên có thể hoạt động ổn định liên tục trong điều kiện vận hành các TBA. Thiết bị có chi phí đầu tư tương đối thấp, phù hợp cho các giải pháp nâng cấp mở rộng các TBA truyền thống. Với các phân tích trên, TTHPC đã lựa chọn sử dụng thiết bị RTU560 CMU05 (ABB) và iGW-S/B (iGrid) cho giải pháp nâng cấp hệ thống điều khiển các TBA.

Để khai thác các tín hiệu đã được thu thập từ hệ thống RTU hiện hữu, giải pháp thực hiện ghép các tín hiệu thu thập trên các RTU của A3 và B34 qua giao thức truyền thông IEC 60870-5-104 lên thiết bị RTU560CMU05, thiết bị này thực hiện chức năng tập trung và chuyển đổi dữ liệu (Gateway) để kết nối tín hiệu từ các RTU hiện hữu và chuyển đổi dữ liệu các đối tượng giám sát điều khiển được thu thập được từ các RTU thành các tín hiệu cung cấp trên kênh truyền kết nối với TTĐK. Do thiết bị RTU Xcell CRP-031 của hệ thống SCADA A3 chỉ hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-101, phương án thực hiện nâng cấp card xử lý truyền thông CRP-031 bằng card CPR-041 hỗ trợ kênh kết nối IEC 60870-5-104, duy trì kênh IEC 60870-5-101 kết nối với hệ thống SCADA của A3, kênh IEC 60870-5-104 được kết nối với RTU560 qua hệ thống mạng của TBA.

Một số rơle được lắp đặt mới đã hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 61850, giải pháp thực hiện kết nối trực tiếp kênh IEC61850 của rơle lên RTU560 thông qua kết nối mạng LAN. Để thu thập các tín hiệu giám sát bảo vệ từ hệ thống rơle, sử dụng thiết bị chuyển đổi giao thức truyền thông (Protocol Conversion Unit – PCU) kết nối với các rơle theo giao thức IEC 60870-5-103 hoặc Modbus, chuyển đổi tín hiệu thành giao thức IEC 61850 để kết nối với RTU560. Phương án sử dụng PCU iGW-S/B của hãng iGrid (Tây Ban Nha), đây là thiết bị được ứng dụng trong các hệ thống tự động hóa TBA, có khả năng chuyển đổi giữa các giao thức truyền thông. Dữ liệu từ các thiết bị IEDs (rơle, đo đếm hợp bộ..) với nhiều loại giao thức khác nhau (IEC 60870-5-101/103/104; DNP3, Modbus, DLMS, IEC61850..), có thể được chuyển đổi thành các giao thức thông dụng trong hệ thống SCADA như IEC 60840-5-101/104, DNP3). Thiết bị hỗ trợ nhiều giao diện kết nối: các giao diện theo chuẩn serial (RS232/RS422/R485) và Ethernet 10/100 BaseTX port (RJ45 hoặc quang), có khả năng tương thích với các giao diện kết nối của hầu hết các loại rơle tại các trạm.

PCU hỗ trợ các mở rộng kết nối bằng I/O modules để thu thập các tín hiệu đầu vào (Input) dạng digital hoặc analog và cung cấp các kênh đầu ra (Output) dạng rơle. Các I/O modules được kết nối với PCU theo chuẩn truyền thông RS422/RS485 nên có thể bố trí thuận lợi tại các vị trí thu thập tín hiệu. PCU và các I/O modules đáp ứng các tiêu chuẩn điện từ và môi trường cao, có khả năng làm việc lâu dài trong môi trường khắc nghiệt, đồng thời thiết bị có kích thước gọn nhỏ, dễ lắp đặt phù hợp với không gian tủ bảng hiện hữu của các TBA.

Các tín hiệu trạng thái, điều khiển tại các ngăn lộ chưa được giám sát từ các RTU sẽ được thu thập bổ sung thông qua các thiết bị I/O unit lắp đặt phân tán tại các ngăn tủ bảng, giải pháp này sẽ hạn chế được việc thi công mới các tuyến cáp điều hiển. Các I/O unit này được kết nối với PCU theo giao thức Modbus để cung cấp thông tin thiết bị lên RTU560. Các tín hiệu đo lường được PCU thu thập qua các thiết bị hợp bộ đo lường (Multimeter) với với đường truyền RS458 theo giao thức Modbus. Các tín hiệu đo lường chưa được thu thập qua Multimeter, sử dụng các kênh đầu vào analog qua các Transducer tương tự.

Các switch chuẩn công nghiệp được lắp đặt tại các gian tủ bảng có nhiệm vụ thiết lập mạng LAN của mức ngăn lộ. Switch mức ngăn hỗ trợ tối thiểu 12 giao diện Ethernet 10/100 MBps (RJ45) và 02 giao diện quang SFP. Các rơle và PCU kết nối với các switch qua các giao diện RJ45, có khả năng chạy đồng thời các dịch vụ của giao thức truyền thông trên nền giao thức TCP/IP. Switch mức ngăn lộ kết nối với switch mức trạm bằng cáp quang qua các modules SFP nhằm đảm bảo ổn định kết nối.

Để đồng bộ thời gian trong hệ thống xử lý tín hiệu bảo vệ điều khiển tại TBA, phương án sử dụng thiết bị đồng bộ thời gian GPS theo chuẩn SNTP kết nối vào mạng của hệ thống giám sát điều khiển. Thiết bị cung cấp kênh thời gian mẫu cho tất cả các thiết bị rơle và PCU hỗ trợ giao thức SNTP theo giao diện Ethernet.

Để đảm bảo nguồn điện cấp cho các PCU, switch ổn định, có khả năng dự phòng trong trường hợp mất nguồn tự dùng AC, phương án sử dụng nguồn 220VDC tại trạm cấp cho các modules nguồn 220VDC/24VDC. Các thiết bị sử dụng nguồn 220VAC được bổ sung thiết bị chuyển đổi Inverter 220VDC/220VAC.

Giải pháp nâng cấp hệ thống điều khiển sử dụng thiết bị tập trung và chuyển đổi tín hiệu bằng RTU kết hợp các PCU, I/O Unit lắp đặt phân tán đã được thực hiện thành công cho TBA 110kV Phú Bài, Cầu Hai. Qua thời gian theo dõi vận hành, các tín hiệu được thu thập đầy đủ, chính xác, hệ thống làm việc ổn định, tin cậy và đáp ứng yêu cầu thời gian thực.

Dự án mở rộng kết nối điều khiển xa các TBA 110kV về TTĐK tại PC Thừa Thiên Huế đã hoàn thành đúng tiến độ với nhiều giải pháp công nghệ được triển khai thành công và mang lại hiệu quả cao. Dự án cũng đã khẳng định năng lực của các cán bộ kỹ sư PC Thừa Thiên Huế trong việc chủ động các giải pháp công nghệ tự động hóa lưới điện cũng như TBA.

Theo: Điều độ B34

PC Quảng trị thử nghiệm thành công modem F2103: GPRS IP Modem để giám sát, điều khiển từ xa Recloser

Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, linh hoạt trong công tác quản lý, vận hành lưới điện, vừa qua Công ty Điện lực Quảng Trị đã lắp đặt, vận hành thử nghiệm thành công  sử dụng modem F2103: GPRS IP Modem để giám sát, điều khiển từ xa máy cắt  Recloser.

Modem F2103: GPRS IP Modem lắp tại tủ điều khiển Recloser 971 Cửa Tùng, nguồn nuôi modem được lấy từ ắc quy đảm bảo kết nối liên tục.

Trạm trung gian Cửa Tùng có 3 xuất tuyến được bảo vệ bằng các Recloser, cấp điện cho một khu vực phụ tải khá rộng lớn. Khoảng cách từ Trạm biếp áp đến nơi trực vận hành (tổ vận hành lưới điện Điện lực Vĩnh Linh) gần 20Km, khi xảy ra sự cố trên đường dây gây nhảy máy cắt Recloser đầu xuất tuyến, dẫn đến thời gian kiểm tra tín hiệu trip của Recloser và thao tác xử lý sự cố thường kéo dài, gây mất điện trong thời lớn, làm tăng SAIDI, giảm độ tin cậy cung cấp điện. Do vậy, việc triển khai giám sát, điều khiển các Recloser đầu xuất tuyến trạm biếp áp trung gian Cửa Tùng là rất cần thiết.

Được sự phê duyệt của Giám đốc Công ty Điện lực Quảng Trị, cán bộ kỹ thuật phòng Điều độ công ty đã nghiên cứu phương án, tiến hành đặt mua các thiết bị cần thiết, trực tiếp cấu hình, lắp đặt và kết nối thành công tủ điều khiển Nulec Recloser 971 Trạm biến áp trung gian Cửa Tùng về máy tính điều khiển đặt tại phòng Điều độ.

Theo đó, máy tính điều khiển đặt tại Phòng Điều độ có kết nối internet sẽ giám sát và điều khiển qua chuẩn TCP/IP và đóng vai trò là TCP/Server. Modem F2103: GPRS IP Modem đóng vai trò là TCP/Client, được lắp đặt phía tủ điều khiển Recloser, giao diện kết nối là RS232. Địa chỉ IP LAN của máy tính điều khiển được NAT (Network Address Translation) qua địa chỉ IP WAN của nhà cung cấp dịch vụ để liên lạc trực tiếp ra bên ngoài. Phần mềm tạo cổng COM ảo cho phép điều khiển kết nối với tủ điều khiển thông suốt qua môi trường internet thay cho cáp kết nối mà không làm thay đổi giao thức truyền thông. Phần mềm điều khiển Recloser 971 là WSOS của Schneider Inc được cài đặt vào máy tính điều khiển đặt tại phòng Điều độ.

Qua vận hành thử nghiệm cho thấy modem có phản hồi với lệnh thao tác rất nhanh (1-2s), các giá trị đo lường hiển thị đầy đủ, chính xác, các tiện ích của tủ điều khiển được khai thác tối đa.

Giao diện giám sát và điều khiển từ xa Recloser 971 Cửa Tùng thông qua phần mềm WSOS 
được cài đặt trên máy tính điều khiển tại phòng Điều độ
So với các giải pháp đã áp dụng như hiện nay (kết nối bằng modem quay số PSTN, kết nối bằng Router + USB 3G + bộ chuyển đổi FE/RS232), giải pháp kết nối các recloser bằng modem F2103: GPRS IP Modem có nhiều ưu điểm hơn, như: Mô hình kết nối đơn giản, dễ lắp đặt, giá thành rẻ hơn nhiều so với RTU (chỉ cần lắp đặt 01 bộ F2103: GPRS IP Modem tại tủ điều khiển Recloser); Có thể lắp đặt ở khu vực vùng sâu, vùng xa, nơi chưa có phủ sóng 3G, chỉ cần có sóng GPRS; Chất lượng đường truyền ổn định, thời gian tạo kết nối và đáp ứng tín hiệu nhanh (1 ÷2 giây); Hạn chế ảnh hưởng của sét lan truyền gây hỏng thiết bị nhờ sử dụng môi trường truyền thông vô tuyến và nguồn cấp cho modem F2103 là 12VDC được lấy trực tiếp tại tủ điều khiển Recloser; Kiểu kết nối truyền thông điểm - đa điểm nên có thể kết nối đến nhiều Recloser cùng một thời điểm mà không phải khởi tạo lại kết nối.

Với nhiều tính năng ưu việt, trong thời gian tới Công ty sẽ nghiên cứu triển khai lắp đặt hệ thống này trên các Recloser trọng yếu, tiến đến lắp đặt tại tất cả các Recloser trên lưới phân phối trong toàn tỉnh Quảng Trị nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm thời gian thao tác, thời gian mất điện và phục vụ công tác vận hành lưới điện một cách linh hoạt trong điều kiện bình thường và cả khi có sự cố, đặc biệt là trong mùa mưa bão.

Các sản phẩm và thông tin liên quan:

• Modem không dây - F2103: GPRS IP Modem
• Modem không dây - F2403: 3G IP Modem
• Router không dây - F3425: 3G Router
• Modem không dây, 5 I/O điều khiển từ xa - F2114: GPRS IP Modem
• Modem không dây, 5 I/O điều khiển từ xa, GPS - F7114: GPS-GPRS IP Modem
• Modem Zigbee - F8914
• Modem Zigbee + GPRS IP - F8114
• Modem điều khiển từ xa, hỗ trợ 8AI, 8DO/8DI - F2164: GPRS RTU

Các giải pháp liên quan:

• Giải pháp giám sát và điều khiển PLC S7 200 sử dụng F2103: GPRS IP Modem

• Giải pháp kết nối các Recloser với hệ thống SCADA bằng modem ip F3425 3G router

• Giải pháp giám sát hồ chứa từ xa

• Giải pháp sử dụng modem ip F2164: GPRS RTU trong hệ thống SCADA thủy lợi

• Giải pháp cảnh báo lũ quét sử dụng modem F2103: GPRS IP Modem

• .....

PC Đắk Lắk Áp dụng thành công giải pháp truyền thông sử dụng modem 3G/GPRS kết nối các thiết bị đóng cắt trên lưới điện

Để hiện đại hóa lưới điện phân phối theo lộ trình phát triển hệ thống lưới điện thông minh đòi hỏi các đơn vị trong ngành cần tích cực nghiên cứu, học hỏi để đưa ra nhiều giải pháp mới sáng tạo hơn. Đặc biệt các đề tài phải đáp ứng được các yêu cầu khắt khe về mặt kỹ thuật và giảm được chi phí đầu tư mở rộng hệ thống SCADA/DMS trong tương lai. Trước trăn trở này, phòng Điều độ PC Đắk Lắk đã nghiên cứu và ứng dụng thành công giải pháp truyền thông sử dụng modem 3G/GPRS kết nối các thiết bị đóng cắt (Recloser, LBS) có giao thức IEC 60870-5-101/104 trên lưới điện phân phối tỉnh Đắk Lắk với hệ thống miniSCADA hiện hữu.

Sơ đồ giải pháp truyền thông sử dụng modem 3G/GPRS kết nối các thiết bị đóng cắt trên lưới điện

Hệ thống miniSCADA thành phố Buôn Ma Thuột do Tổng thầu là Công ty ABB Oy Phần Lan phụ trách triển khai đã hoàn thành và đưa vào sử dụng từ tháng 10/2011.Từ đó đến nay, hệ thống này đã và mang lại những hiệu quả rõ rệt trong công tác quản lý vận hành hệ thống lưới điện trên địa bàn tỉnh Đắk Lắk. Từ chương trình, các điều độ viên có thể điều khiển đóng cắt từ xa các Recloser, LBS, DCL có trang bị SCADA. Qua đó, đơn vị quản lý vận hành giảm được thời gian mất điện, giảm được chi phí di chuyển và nguồn nhân lực, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng. Ngoài ra, hệ thống miniSCADA còn giúp các cán bộ quản lý, điều độ viên giám sát trạng thái của hệ thống lưới điện, thu thập các thông số vận hành của hệ thống, quản lý lịch sử hoạt động của các thiết bị trên hệ thống. Từ đó, đơn vị dự đoán được nhu cầu phụ tải và đưa ra các giải pháp quản lý vận hành, phát triển hệ thống lưới điện trong tương lai.

Hàng năm, lưới điện phân phối được đầu tư phát triển không ngừng để đáp ứng nhu cầu cung cấp điện cho khách hàng. Với cơ sở hạ tầng phức tạp, kết cấu lưới điện trải rộng khắp trên địa bàn, cho thấy nhu cầu cấp thiết từ thực tế vận hành và xu hướng phát triển trong ngành Điện. Điều này tạo ra yêu cầu tất yếu trong việc đưa tự động hoá vào công tác quản lý, vận hành. Vì vậy, hệ thống miniSCADA phải được đầu tư mở rộng đồng bộ với sự phát triển để đáp ứng các yêu cầu về điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu trên lưới điện phân phối. Tuy nhiên, để đầu tư mở rộng đồng bộ hệ thống miniScada theo kịp sự phát triển bằng cách áp dụng phương thức truyền thông bằng cáp quang hoặc radio UHF như hiện nay đòi hỏi kinh phí đầu tư rất lớn. Ngoài ra, hệ thống UHF hoạt động theo nguyên tắc light-of-sight (tầm nhìn thẳng) và dải tần số thấp (dải tần số hoạt động từ 400 MHz – 470 MHz), nên phụ thuộc rất nhiều vào điều kiện thời tiết và địa hình. Đặc biệt với những vùng đồi núi và tòa nhà cao tầng, tín hiệu truyền tin thường bị chập chờn hoặc nhiễu…

Trong khi đó, với sự phát triển mạnh mẽ của công nghệ mới, truyền thông qua mạng điện thoại di động 3G/GPRS đã có những bước phát triển vượt bậc trên toàn thế giới cũng như ở Việt Nam trong những năm gần đây. Xu hướng sử dụng dịch vụ truyền thông qua mạng di động có những ứng dụng rất hữu ích. Trên cơ sở đó, phòng Điều độ PC Đắk Lắk đã nghiên cứu thành công giải pháp truyền thông sử dụng GPRS Ip modem F2103 ( WCDMA IP Modem F2403) kết nối các thiết bị đóng cắt ( Recloser, LBS) có giao thức IEC 60870-5-101/104 trên lưới điện phân phối tỉnh Đắk Lắk với hệ thống miniSCADA hiện hữu. Giải pháp truyền thông SCADA qua modem 3G/GPRS có chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn rất nhiều lần so với phương thức truyền thông sử dụng modem UHF, tuy nhiên vẫn đáp ứng được đầy đủ các yêu cầu về mặt kỹ thuật khi kết nối với hệ thống hiện có, đồng thời dễ dàng lắp đặt, sử dụng.

Nội dung chủ yếu của giải pháp là sử dụng một modem 3G/GPRS  kết nối với các thiết bị đóng cắt ( Recloser, LBS) cần giám sát trên lưới điện phân phối qua giao thức IEC 60870-5-101. Các tín hiệu của thiết bị đóng cắt được kết nối vào mạng Internet nhờ một SIM đăng ký dịch vụ 3G hoặc GPRS. Đồng thời, tại trung tâm điều khiển, một máy tính được cài phần mềm COM ảo và phần mềm giám sát modem 3G/GPRS sẽ được router FTTH “NAT” ra mạng internet qua địa chỉ IP tĩnh. Lúc này, từ máy tính có thể thiết lập được các kênh truyền thông “trong suốt” (transparent) đến các modem 3G/GPRS trên lưới điện và đến các máy chủ SCADA tại trung tâm điều khiển. Vì vậy, thông qua đường truyền thông này, các máy cắt có thể kết nối trực tiếp đến máy chủ SCADA.

 Tuy nhiên, các kết nối từ hệ thống máy chủ SCADA ra mạng Internet có thể dễ dàng bị hacker, virus, trojan….xâm nhập, làm mất mát, hư hỏng thông tin và chiếm quyền điều khiển máy chủ. Do đó, để tăng tính bảo mật, phòng đã lắp đặt thêm các bức tường lửa (Firawall) và cài đặt các phần mềm chống virus, trojan…. cũng như cập nhật các bản vá lỗi trên các máy chủ và máy tính thực hiện chuyển đổi giao thức TCP/IP sang RS232 tại trung tâm điều khiển.         

Sau khi nghiên cứu và tìm ra giải pháp truyền thông sử dụng modem 3G/GPRS thay cho modem radio UHF. Phòng Điều độ PC Đắk Lắk đã kết nối thành công thiết bị đóng cắt recloser Nulec trên lưới điện Đaklak tại MC481(ĐD471E47) với hệ thống miniSCADA và vận hành rất ổn định./.

Thanh Trúc