Ứng dụng giao thức IEC60870-5-104 cho truyền thông hệ thống SCADA tại PCTTH

Hiện nay, hầu hết hệ thống SCADA của hệ thống điện ở Việt nam đều sử dụng giao thức truyền thông IEC60870-5-101 cho giải pháp truyền thông từ các điểm nút điều khiển kết nối với hệ thống SCADA. Về cơ bản giao thức IEC60870-5-101 đáp ứng được yêu cầu về tín hiệu giám sát điều khiển đo lường theo thời gian thực cho các đối tượng điều khiển. Tuy nhiên, với đặc điểm kết nối theo giao diện truyền thông nối tiếp (serial), giao thức truyền thông IEC60870-5-101 có nhiều hạn chế trong việc thiết lập các kênh truyền thông vật lý, đồng thời khó khăn trong việc mở rộng điểm kết nối trên hệ thống. Cùng với sự phát triển của các giao thức truyền thông trên nền tảng giao thức truyền thông TCP/Ip, giao thức IEC60870-5-104 được ứng dụng cho các giải pháp truyền thông của hệ thống SCADA có nhiều ưu điểm trong việc triển khai cũng như khả năng ổn định cao trong các phương thức truyền dẫn.

• SYNC 2000: Bộ chuyển đổi giao thức IEC 61850, DNP3.0, IEC 101/103/104 và DLMS/ COSEM

I/ Đánh giá việc thực hiện mô hình kết nối theo giao thức truyền thông theo IEC60870-5-101

Mô hình dưới đây là phương thức truyền thông cơ bản của hệ thống SCADA của các trạm truyền tải được thực hiện trong dự án 4 thành phố. Tín hiệu truyền thông IEC101 từ RTU tại trạm kết nối với hệ thống SCADA của hai đường vật lý:

Phương thức kết nối truyền thông theo giao thức IEC 60870-5-101

• Main line: đường truyền thông chính sử dụng kết nối qua hạ tầng cáp quang với các thiết bị ghép kênh (PCM) và truyền dẫn (STM1, STM4).
• Backup line: sử dụng phương thức truyền thông PSTN qua mạng điện thoại có dây của các nhà cung cấp dịch vụ.

Việc chuyển đổi kênh truyền thông từ “main line” sang “backup line” và chuyển đổi máy chủ xử lý dử liệu theo cơ chế (Hot/Standby) đường thực hiện bằng thiết bị chuyển mạch Fall Back Switch (FBS). Với cơ chế truyền thông như trên, giao thức IEC101 có một số hạn chế như sau:

• Các kênh truyền thông V24 (hoặc 4W) từ RTU hoặc Gateway từ trạm đến hệ thống SCADA phải qua nhiều thiết bị (modem V24/4W, PCM, STM1,4..) làm tăng nguy cơ sự cố trên đường truyền. Thực tế trong quá trình vận hành, sự cố các thiết bị như Modem, PCM, nguồn DC thường xuyên xảy ra, thời gian xử lý kéo dài vì phân cấp quản lý. Phương thức truyền thông dự phòng bằng dịch vụ PSTN không tin cậy.
• Việc bắt tay của giao thức IEC101 đối với các thiết bị khác hãng khá phức tạp do định nghĩa lớp vật lý (physical layer) của giao thức qua kết nối RS232 thường không đồng nhất hoàn toàn, dẫn đến tình trạng phát sinh bit lỗi trong các bản tin truyền, tín hiệu truyền thông không ổn định.
• Hệ thống MicroSCADA quản license IEC101 theo kênh vật lý RS232, do đó với tốc độ 9600 bps nên việc ghép nối nhiều station trên một line IEC101 khá hạn chế để đảm bảo yêu cầu thời gian thực của tín hiệu, đồng thời các tín hiệu đo lường 32 bit (CP56Time2a) có đáp ứng rất chậm do kích thước bản tin lớn. Yêu cầu bắt buộc phải sử dụng các thiết bị đầu cuối khác nhau trên các kênh độc lập (không thể ghép chung các RTU, Gateway của các hãng khác nhau lên 1 line IEC101), làm tăng chi phí mua license line.

II/ Giải pháp ứng dụng mô hình kết nối theo giao thức truyền thông IEC 60870-5-104

Giao thức IEC60870-5-104 thực hiện kết nối vật lý trên nền giao thức TCP/Ip nên việc bắt tay trên lớp vật lý thực hiện đơn giản, dễ dàng tương thích giữa hệ thống SCADA với các thiết bị Gateway và RTU của các hãng khác nhau.

Phương thức kết nối truyền thông theo giao thức IEC 60870-5-104

Hình trên là mô hình kết nối theo giao thức IEC60870-5-104 đang được PC TTH thực hiện. Tín hiệu truyền thông IEC104 kết nối từ RTU đến hệ thống SCADA được thực hiện trên kênh FE của các thiết bị truyền dẫn, hoặc qua thiết bị chuyển đổi giao diện E1/FE (main line). Giao thức IEC104 của RTU có thể hổ trợ trên 2 địa chỉ máy chủ, do đó phương thức truyền thông dự phòng dễ dàng thực hiện trên các lớp mạng khác nhau. Đường truyền thông dự phòng (backup line)  được đề xuất thực hiện qua các kênh Internet (3G/GPRS hoặc ADSL), có chi phí thấp. Một số ưu điểm cơ bản khi sử dụng giao thức truyền thông IEC101 được đánh giá qua quá trình thử nghiệm tại PCTTH như sau:

• Giao thức IEC104 hoàn toàn tương thích với giao thức IEC101 về lớp liên kết (link layer) và lớp ứng dụng (aplication layer), do đó việc xây dựng CSDL cho các đối tượng điều khiển trên hệ thống MicroSCADA không thay đổi.
• IEC104 hổ trợ giao diện kết nối qua Ethernet (kênh FE) nên việc đầu tư các thiết bị truyền thông tương đối rẽ tiền và dể quản lý bảo dưỡng hoặc dễ dàng thuê kênh FE của các nhà cung cấp dịch vụ khác với chi phí có thể chấp nhận.
• Với tốc độ cơ bản của kênh FE từ 128kb/s đến 2Mb/s do đó tốc độ đáp ứng tín hiệu của giao thức IEC104 tốt hơn giao thức IEC101, hổ trợ các gói tin đo lường 32 bit (CP56Time2a).
• Tất cả các RTU và Gateway tại trạm đều hổ trợ giao thức truyền thông IEC104. Đối với hệ thống MicroSCADA, với tốc độ đáp ứng tín hiệu tốt và cơ chế quản lý địa chỉ trạm (ADSU Address) theo địa chỉ IP nên việc ghép nhiều station trên một line sẽ đảm bảo tính kinh tế trong việc đầu tư license cho hệ thống.

Trên cơ sở đánh giá các ưu điểm của giao thức IEC 60870-5-104 và khả năng hổ trợ của hệ thống MicroSCADA của ABB đối với phương thức truyên thông cho các TBA truyền tải dựa trên nền tảng ừng dụng giao thức IEC104, PCTTH đã có báo cáo đề xuất CPC cho áp dụng phương thức truyền thông bằng giao thức IEC104 đối với các dự án trạm 110kV đang triển khai trên địa bàn Tỉnh TT-Huế. CPC đã có văn bản thống nhất việc áp dụng giao thức IEC104 kết nối truyền thông các trạm 110kV Điền Lộc và Huế 3 với hệ thống SCADA của Công ty Điện lực TT-Huế.

III. Một số giải pháp kết nối SCADA trên nền tảng giao thức IEC60870-5-104 cho các đối tượng trên lưới điện phân phối.

Trên cơ sở hạ tâng truyền thông Internet (FTTH, ADSL, 3G/GPRS), với phương thức thiết lập mạng riêng ảo (VPN) theo dịch vụ Office WAN của các nhà cung cấp dịch vụ, giải pháp truyền thông sử dụng giao thức IEC104 triển khai các các điểm điều khiển trên lưới được xây dựng theo các mô hình sau:

1/ Mô hình kết nối cho các trạm TG 35/22kV

• Tại các trạm: RTU được cấu hình giao thức IEC104 với địa chỉ Ip cùng lớp mạng, tương ứng với các địa chỉ Station (Unit number) theo lớp liên kết (link layer). Kết nối cổng 10/100 BaseT của RTU với thiết bị ADSL2+, USB36 Load Balancing Router Modem qua giao thức mạng TCP/UDP tốc độ 10/100Mb/s. RTU làm nhiệm vụ kết nối với các thiết bị chấp hành (các máy cắt, recloser) theo các giao thức phổ biến như DNP3, Modbus hoặc theo các phương thức tín hiệu I/O.

Phương thức kết nối SCADA cho các trạm TG, RMU sử dụng giao thức IEC104

• Tại DCC: lắp đặt thiết bị Load Balancing Security BroadBand Router hổ trợ kết nối đa điểm với Internet băng thông rộng với địa chỉ Ip tỉnh. Thiết lập mạng riêng ảo (VPN) theo cơ chế SSH hoặc IPsec trên nền tảng dịch vụ OfficeWAN của các nhà cung cấp dịch vụ Internet. Từ thiết bị Load Balancing VPN Router định tuyến địa chỉ Ip được cấp phát qua VPN để kết nối với mạng LAN SCADA; thiết lập Firewall tại Router theo cơ chế kiểm tra trạng thái gói tin, lọc địa chỉ Ip hoặc lọc địa chỉ MAC của thiết bị.
• Phương thức kết nối này đang được triển khai cho 03 trạm trung gian 35/22kV (Nam Đông, Bốt Đỏ, Bình Điền).

2/ Mô hình kết nối cho các Recloser bằng giao thức IEC104

Phương thức kết nối SCADA cho các Recloser sử dụng giao thức IEC104

• Tại các Recloser, cấu hình các thông số truyền thông theo giao thức IEC 101 (xác lập địa chỉ trạm của các Recloser), thiết lập giao diện RS232 tương thích với giao diện RS232 của modem IEC104 Gateway GPRS. Kết nối cáp tín hiệu từ cổng RS232 của Recloser đến cổng RS232 của modem. Thiết lập chuyển đổi giao thức IEC101 sang IEC104 qua thiết bị Gateway, tín hiệu truyền thông theo giao thức IEC101 (giao diện RS232) được chuyển đổi sang giao thức IEC 104 theo chuẩn TPC/Ip.
• Tại DDC: lắp đặt thiết bị M2M Gateway kết nối với Internet qua một Router có cấp phát địa chỉ Ip tỉnh. Thiết lập đường truyền VPN qua dịch vụ Office WAN từ thiết bị IEC104 Gateway tại các Recloser tới M2M Gateway tại phòng điều khiển theo cơ chế SSH VPN, M2M Gateway được kết nối với mạng LAN của hệ thống SCADA, được cấp phát địa chỉ Ip cùng lớp của hệ thống. Địa chỉ Ip của các modem từ các Recloser được cấp phát cùng lớp mạng và được định tuyến lại để cùng lớp với hệ thống mạng LAN của SCADA. Cấu hình line IEC 104 với các station tương ứng địa chỉ Ip đã được thiết lập qua mạng VPN đến các thiết bị IEC104 Gateway tại Recloser.
• Với cơ chế đồng bộ hoá thời gian từ chuẩn giao thức TCP/Ip, giao thức IEC104 giải quyết được vấn đề đồng bộ thời gian của các đối tượng điều khiển khác nhau trên cùng một lớp mạng, với đặc điểm này sẽ cho phép ghép nhiều đối tượng điều khiển khác nhau (các recloser, RTU) lên cùng một line IEC104 mà không xảy ra hiện tượng mất đồng bộ do chồng lấn kênh thời gian các đối tượng điều khiển như các giao thức truyền thông nối tiếp (IEC101).

Kết luận:

Việc ứng dụng giao thức truyền thông IEC 60870-5-104 cho hệ thống SCADA lưới điện phân phối về cơ bản sẽ khắc phục được các hạn chế mà các phương thức truyền thông theo giao thức IEC 60870-5-101 đang gặp phải. Trên nền tảng giao thức mạng TCP/Ip, giao thức IEC104 cho phép thiết lập truyền thông một cách đơn giản, chi phí thấp, đồng thời dễ dàng khai thác hạ tầng viễn thông của các nhà cung cấp dịch vụ. Bên cạnh đó, cơ chế dự phòng truyền thông và dự phòng hệ thống sẽ dễ dàng được thiết lập qua khả năng chia sẻ dữ liệu trên môi trường mạng. Tuy nhiên, yêu cầu bảo mật trong các giải pháp truyền thông phải được đặc biệt ưu tiên khi khai thác trên hạ tầng truyền thông công cộng.

Hoàng Ngọc Hoài Quang – PCTTH

Các bài liên quan:

• Điện lực Quảng Trị: Hiệu quả ưu việt từ giải pháp điều khiển từ xa Recloser
• PC Quảng Bình: Thực hiện giải pháp kết nối từ xa các Recloser qua modem F2103: GPRS IP Modem
• PC Quảng trị thử nghiệm thành công modem F2103: GPRS IP Modem để giám sát, điều khiển từ xa Recloser
• Hướng dẫn kết nối Recloser với F2103: GPRS IP Modem thông qua cổng com ảo

Cao tốc TP HCM - Long Thành thu phí tự động từ ngày 21/8

Việc triển khai hệ thống thu phí không dừng nhằm nâng cao chất lượng phục vụ và giảm ùn ứ xe.

Tổng công ty Đầu tư phát triển đường cao tốc Việt Nam (VEC) cho biết sẽ đưa hệ thống thu phí tự động không dừng (ETC), sử dụng thiết bị OBU vào khai thác trên tuyến cao tốc TP HCM - Long Thành - Dầu Giây, từ ngày 21/8. Đây là tuyến cao tốc thứ hai (sau Cầu Giẽ - Ninh Bình) triển khai thu phí tự động không dừng, sử dụng công nghệ thẻ PPC (thẻ trả trước) kết hợp thiết bị thu phí chuyên dùng OBU gắn trên xe.

Cao tốc TP HCM - Long Thành - Dầu Giây sẽ thu phí không dừng từ tuần sau. Ảnh: Hữu Công.

Cao tốc TP HCM - Long Thành - Dầu Giây bố trí 8 cửa thu phí tự động không dừng (ETC) tại 3 trạm thu phí. Trong đó, trạm thu phí Long Phước và trạm Dầu Giây có một cửa vào và một cửa ra thu phí tự động. Còn trạm thu phí Quốc lộ 51 có hai cửa vào và hai cửa ra.

Theo VEC, với tốc độ tăng trưởng lưu lượng xe 25-30% mỗi năm, gần đây đã xuất hiện tình trạng ùn ứ xe tại các trạm thu phí và trên tuyến cao tốc TP HCM - Long Thành - Dầu Giây (vào những giờ cao điểm, ngày cuối tuần và dịp lễ, tết). Việc hiện đại hóa công nghệ thu phí nhằm nâng cao chất lượng phục vụ và góp phần kéo giảm ùn ứ xe.

Với trung bình khoảng 40-45.000 lượt ôtô qua lại mỗi ngày, từ đầu năm đến nay cao tốc TP HCM - Long Thành - Dầu Giây có 9,36 triệu lượt xe lưu thông an toàn, tăng 20% lượng xe so với cùng kỳ năm trước.

Trước đó, từ ngày 15/5, đơn vị quản lý đường cao tốc TP HCM - Long Thành - Dầu Giây đã triển khai thu phí kín (đưa thẻ khi vào và thu thẻ để tính tiền khi xe ra). Quá trình này được tiến hành để chuẩn bị cho việc thu phí không dừng chính thức trên cao tốc này trong vài ngày tới.

Hữu Công

Theo vnexpress

Nâng cao hiệu quả vận hành bằng các giải pháp tự động hóa trên lưới điện trung thế.

Các sự cố trên lưới điện trung áp là nguyên nhân chủ yếu làm giảm độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng. Do đó, ngoài các biện pháp nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành thì việc áp dụng các giải pháp tự động hóa trên lưới điện trung áp là một yêu cầu rất cần thiết. Bài viết này đề cập đến các vấn đề đầu tư và khai thác hiệu quả các chức năng tự động hóa trên lưới điện trung áp, nhằm mục đích giảm thiểu thời gian và phạm vi mất điện do sự cố, góp phần nâng cao chất lượng cung cấp điện.

Hiện nay, cùng với việc áp dụng các phương thức điều khiển xa thiết bị (remote control), các giải pháp sử dụng thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs – Fault Passage Indicators), phối hợp hiệu quả với các thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Reclosers – AR), đồng thời bố trí hợp lý các thiết bị tự động phân đoạn (Sectionalizer Automation) sẽ là các giải pháp hiệu quả với chi phí đầu tư hợp lý, giúp cho việc phát hiện nhanh sự cố, nhanh chóng khôi phục cấp điện và hạn chế phạm vi mất điện của phụ tải.

Thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs):

Sử dụng thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs) trên lưới điện trung áp là một giải pháp có chi phí thấp, dễ dàng lắp đặt, hổ trợ nhanh chóng trong việc phân định vị trí sự cố trên các tuyến đường dây dài. Việc xác định vị trí lắp đặt thiết bị FPIs trên lưới điện được tính toán trên cơ sở các thông số ngắn mạch của lưới điện cũng như thuận lợi các thao tác phân đoạn sự cố. Khi phát hiện dòng điện ngắn mạch kết hợp với logic mất điện áp, thiết bị FPIs sẽ phát ra tín hiệu cảnh báo để người vận hành nhanh chóng đánh giá được phạm vi sự cố. Nguyên tắc phân đoạn sự cố dựa trên thiết bị FPIs được mô tả theo hình dưới đây.

Hình 1: Nguyên tắc phân đoạn sự cố dựa trên thiết bị FPIs

Trong tình huống sự cố mô tả theo sơ đồ trên, máy cắt xuất tuyến tác động, hướng công suất dòng ngắn mạch làm các thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố FPI(1), FPI(2), FPI(5) phát tín hiệu cảnh báo (Alarm), các thiết bị FPI(3), FPI(4) ở trạng thái bình thường (Normal). Tuỳ theo chức năng giám sát của thiết bị FPIs, trạng thái Alarm của thiết bị được reset tự động khi có nguồn điện áp trở lại (sử dụng để phát hiện các sự cố duy trì, máy cắt đóng lại không thành công) hoặc thiết bị được reset bằng tay (sử dụng để phát hiện các sự cố thoáng qua khi máy cắt xuất tuyến đóng lại thành công). Căn cứ vào các thiết bị FPIs phát tín hiệu Alarm, người vận hành sẽ nhanh chóng xác định được vị trí phân đoạn sự cố chính xác.

Tuy theo đặc thù của lưới điện trung áp, các thiết bị FPIs được chế tạo để làm việc trên lưới điện trên không hay lưới điện cáp ngầm, theo chế độ làm việc của trung tính hệ thống. Ngoài ra các thiết bị FPIs có khả năng phát hiện hướng dòng điện qua việc kết hợp cảm biến điện áp với cảm biến dòng điện, các thiết bị này chủ yếu được áp dụng đối với các lưới điện liên kết mạch vòng có khả năng thay đổi hướng công suất.

Hình 2: Giải pháp giám sát xa các thiết bị FPIs

Với yêu cầu giám sát xa chế độ cảnh báo sự cố trên lưới điện, nâng cao tính chính xác của chức năng định vị sự cố (fault location) trên hệ thống SCADA/DMS, các thiết bị FPIs dễ dàng được kết nối với các RTU hổ trợ chức năng thu phát tín hiệu RF trong phạm 10 – 20 m. Tín hiệu alarm từ các FPIs được RTU gửi về trung tâm bằng các đường truyền qua dịch vụ GSM/GPRS thông dụng. Khi phát hiện sự cố, RTU từ vị trí sự cố gửi một bản tin sự kiện dưới dạng tin nhắn SMS với cú pháp quy định sẵn, hệ thống điều khiển hoặc người vận hành nhận được tin nhắn sẽ nhanh chóng xác định được phạm vi sự cố trên lưới điện.

Thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Recloser – AR):

Lắp đặt thiết bị tự động đóng lặp lại (AR) trên lưới điện trung áp là giải pháp ưu tiên để giải trừ các tình huống sự cố thoáng qua (với xác xuất trên 70%), đồng thời thuận lợi trong các phương thức kết nối điều khiển xa. Tuy nhiên việc thiết lập tối ưu các chức năng tự động hóa của thiết bị AR sẽ làm tăng hiệu quả trong các phương thức bảo vệ trên lưới điện.

Hình 3: Thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Recloser)

Thiết lập các thông số bảo vệ rơle của thiết bị phải được thống nhất chung trong chiến lược bảo vệ rơle của hệ thống điện. Trong đó, phương thức phối hợp bảo vệ của các AR trên đường dây được phối hợp tuần tự (Coordination Sequence) với các thiết bị bảo vệ khác trên lưới điện, cụ thể các phương án phối hợp cần lưu ý như sau:
   – Phối hợp AR với FCO phía nguồn.
   – Phối hợp AR với FCO phía tải.
   – Phối hợp AR với rơle bảo vệ xuất tuyến.
   – Phối hợp AR với các AR khác.
Các AR hiện nay hổ trợ rất nhiều các chức năng bảo vệ. Tùy theo chiến lược bảo vệ rơle trên lưới điện để khai thác các chức năng bảo vệ của AR một cách phù hợp và hiệu quả. Đối với các chức năng bảo vệ cơ bản như như bảo vệ quá dòng pha (F50/51), bảo vệ quá dòng chạm đất (F50N/51N), từ thông số tính toán ngắn mạch của lưới điện, áp dụng thống nhất các đặc tuyến dòng điện – thời gian theo tiêu chuẩn IEC 60255 hoặc ANSI/IEEE C37.112, đảm bảo yêu cầu phối hợp bảo vệ. Một số chức năng bảo vệ nâng cao của AR như bảo vệ dòng thứ tự ngược (Negative Phase Sequence – F46), bảo vệ dòng điện có hướng (Directional Over Current – F67), bảo vệ kém áp (F27) và bảo vệ dòng chạm đất nhạy (Sensetive Earth Fault – SEF)…cần phải đánh giá cụ thể tính chất của lưới điện và khả năng phối hợp với các thiết bị khác để đảm bảo tính chọn lọc trong phương thức bảo vệ. Trên cơ sở các chế độ làm việc của lưới điện, thiết lập các nhóm bảo vệ (Protection Group) phù hợp, một số AR có khả năng đánh giá dòng tải và hướng công suất để tự động thực hiện lựa chọn nhóm bảo vệ phù hợp với chế độ vận hành.

Bên cạnh đó, cần căn cứ vào đặc điểm, tính chất phụ tải để sử dụng các chức năng hổ trợ khác như chức năng bù tải nguội (Cold Load Pickup), chức năng chống dòng khởi động (Inrush Restraint Current). Các chức năng này có khả năng tự động đánh giá phụ tải để điều chỉnh đặc tính bảo vệ rơle của thiết bị trong các trường hợp thiết bị đóng lại. Tuy nhiên việc điều chỉnh đặc tính bảo vệ rơle một cách tự động phải được xem xét một cách kỷ lưỡng trong các phương thức phối hợp bảo vệ của hệ thống.

Chức năng tự động đóng lặp lại hoạt động rất hiệu quả trong các trường hợp sự cố thoáng qua. Tùy theo đặc điểm lưới điện để thiết lập số lần (number of cycle), thời gian chờ (Dead Time) và thời gian phục hồi (Reclaim Time) của chu trình đóng lặp lại phù hợp. Đa số các thiết bị AR đều hổ trợ trên 4 lần đóng lặp lại trong một chu trình, tuy nhiên xác xuất đóng lại thành công tập trung ở hai lần đầu tiên với thời gian đóng lại từ 1 – 30 giây. Thời gian phục hồi của chu trình đóng lặp lại phải đảm bảo đủ lớn (trên 180 giây) để ngăn ngừa tình trạng làm việc liên tục của thiết bị trong trường hợp sự cố chập chờn trên lưới điện. Hạn chế sử dụng chức năng tự động đóng lặp lại trong trường hợp thiết bị AR bảo vệ lưới điện cáp ngầm hoặc bảo vệ máy biến áp lực, vì các sự cố trên các đối tượng bảo vệ này thường là sự cố duy trì. Chức năng đóng lặp lại còn phải được xem xét trong trường hợp phối hợp với các thiết bị khác cũng như phối hợp với các thiết bị tự động phân đoạn sự cố để đạt được kết quả cao nhất trong việc tự động khôi phục lưới điện.

Chức năng tự động khép mạch vòng (Loop Automation- LA): được các thiết bị AR hổ trợ trên các lưới điện có liên kết vòng. Căn cứ vào các cảm biến điện áp, dòng điện và khả năng đánh giá hướng công suất, khi có sự cố tại một điểm trên lưới điện liên kết vòng, các AR sẽ cô lập vùng sự cố và tự động khôi phục cấp điện cho các phụ tải nằm ngoài phạm vi ảnh hưỡng của sự cố. Quá trình trên được thực hiện một cách tự động dựa trên thuật toán logic phối hợp thời gian đơn giãn, các thiết bị hoàn toàn không có kết nối truyền thông.

Hình 4: Sơ đồ mô tả chức năng tự động khép mạch vòng của các AR

Theo sơ đồ kết lưới trên, các AR được phân theo vị trí lắp đặt: Xuất tuyến (Feeder – F), Phân đoạn (MidPoint AR – Ma), Thường mở (Tia AR–Ta). Trong trường hợp sự cố trong phạm vi giữa hai AR đóng vai trò phân đoạn (Ma) và xuất tuyến (F), hoặc xuất tuyến (F) và máy cắt nguồn (CB), các AR loại Ma sẽ tự động mở ra sau khi phát hiện mất điện áp phía nguồn, AR loại Ta sẽ kiểm tra điều kiện mất điện áp về một phía, sau một khoảng thời gian được thiết lập an toàn, AR Ta sẽ tự động đóng điện khôi phụ nguồn cấp cho phạm vi phụ tải giữa hai AR loại Ma và Ta. Đây là một giải pháp đơn giãn trong việc tự động khôi phục lưới điện, tuy nhiên chức năng tự động khép mạch vòng (LA) chỉ làm việc chính xác với kết cấu lưới ổn định, các thiết bị bảo vệ điều khiển được đầu tư đồng bộ.

Recloser và thiết bị tự động phân đoạn sự cố (Sectionalisers Automation – SA)

Hình 5: Sơ đồ minh hoạ phương thức phối hợp giữa recloser và các thiết bị SA

Thiết bị tự động phân đoạn sự cố thông thường là một dao cách ly có tải (LBS) với bộ điều khiển có khả năng giám sát điện áp lưới, đếm số lần mất điện trong một khoảng thời gian nhất định để tự động thực hiện cắt LBS. Theo sơ đồ minh hoạ phương thức phối hợp giữa recloser và các thiết bị SA, thiết bị AR đầu xuất tuyến được thiết lập 3 lần đóng lặp lại. Tuỳ theo tính chất ưu tiên của phụ tải và đặc điểm vận hành của lưới điện, các thiết bị SA được cài đặt tác động tương ứng sau lần đóng lặp lại (N) của AR. Trong trường hợp trên, thiết bị S2, S3 sẽ tác động sau lần đóng lặp lại đầu tiên, thiết bị S4 tác động sau lần đóng lặp lại thứ 2, thiết bị S1 tác động sau lần đóng lặp lại thứ 3. Logic phối hợp tuần tự giữa thiết bị AR và các SA sẽ đảm bảo nhanh chóng khôi phục cấp điện cho các phụ tải ưu tiên, đồng thời dễ dàng xác định được phạm vi sự cố trên lưới điện. Ngoài ra các thiết bị SA còn có khả năng kết nối với hệ thống điều khiến trung tâm, hổ trợ các thao tác điều khiển xa để phân đoạn sự cố.

Kết luận:
Yêu cầu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện qua việc giảm thời gian và phạm vi mất điện do sự cố đòi hỏi phải áp dụng nhiều biện pháp đồng bộ, từ công tác quản lý vận hành đến vấn đề áp dụng các giải pháp tự động hoá cho lưới điện. Việc khai thác hiệu quả các chức năng tự động hoá của các thiết bị trên lưới điện là giải pháp hiệu quả và kinh tế. Tuy nhiên, trong thực tế khả năng áp dụng các giải pháp trên phụ thuộc nhiều vào sự đồng bộ của kết cấu lưới điện, cũng như năng lực quản lý vận hành thiết bị của người sử dụng. Đây cũng là một định hướng trong chiến lược phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) mà EVN đang xây dựng.

Trích: Điều độ B34 - Điện lực TTH

Khái niệm chung về máy cắt (recloser) Changsha ZW32-27

Mát cắt tự đóng lại Changsha là thiết bị bảo vệ quá dòng sử dụng cho lưới phân phối điện áp đến 27kV, cho phép tự đống lại với thời gian và số lần cài đặt trước ( 3 lần trước khi cô lập máy cắt). Thiết bị có thể lắp đặt ở đầu đường dây, phân đoạn, nhánh rẽ nếu có nhu cầu phù hợp với tính năng tự đóng lại của Recloser. Trước khi lắp đặt, phải chọn vị trí phù hợp, tính toán trị số cài đặt của Role, kiểm tra lại tình trạng máy cắt, acquy,....

Đặc tính kỹ thuật:

• Vỏ máy cắt làm bằng thép không rỉ
• Buồng dập hồ quang làm bằng công nghệ gelatine chịu áp lực và có lớp epoxy bên ngoài nên độ cách điện tăng lên và kích thước nhỏ hơn.
• Giá đỡ làm bằng thép mạ kẽm nhúng nóng.
• Dưới đáy máy cắt có cần móc để cắt máy cắt bằng tay và bộ chỉ thị đóng cắt.
• Dập hồ quang: Trong chân không.
• Cách điện: bằng chất rắn.
• Điều khiển bằng remote: Có thể điều khiển đóng cắt bằng remote trong phạm vi 100m.
• Tỉ số biến dòng chân sứ: Có thể điều chỉnh theo các tỷ số: 600-500-400-300-200-100/5A

Thông số kỹ thuật:

• Điện áp định mức: 27kV
• Dòng điện định mức: 630A
• Dòng điện cắt định mức: 16kA
• Khả năng chịu điện áp xung định mức: 125kV
• Thời gian đóng:  ≤ 2 ms
• Thời gian cắt:  ≤ 2ms

Nguyên lý hoạt động

Các biến dòng chân sứ cung cấp tín hiệu phát hiện sự cố đến bộ điều khiển điện tử. Tín hiệu đóng/cắt sẽ làm mạch điều khiển trong máy cắt hoạt động:

• Đóng máy căt: Khi có tín hiệu đóng máy cắt, bộ điều khiển sẽ kích hoạt cơ cấu đóng, cuộn đóng được cấp điện để đóng tiếp điểm chính của máy cắt, đồng thời nén lò xo chuẩn bị cho quá trình cắt kế tiếp.
• Cắt máy cắt: Khi có tín hiệu cắt máy cắt hay dòng tải tăng cao vượt giá trị cài đặt, bộ điều khiển sẽ cung cấp điện cho cuộn cắt làm nhả chốt gài lò xo và mở tiếp điểm chính của máy cắt.

Tiếp theo: Hướng dẫn sử dụng tủ điều khiển recloser ST300C

Hướng dẫn sử dụng tủ điều khiển recloser ST300C

 Tủ điều khiển ST300C là bộ điều khiển được sử dụng với máy cắt recloser Changsha ZW32-27. Tủ được đặt trong tủ thép kín, chịu được thời tiết môi trường. Tủ sử dụng nguồn điện sơ cấp DC100V/1A được chỉnh lưu thông qua tụ điện công suất từ nguồn AC220V và cấp điện cho tủ điều khiển. Nguồn AC220V này đồng thời cấp điện cho bộ điều khiển độ ẩm, nhiệt độ, quạt thông gió và thiết bị sưởi. Tủ điều khiển sử dụng nguồn acquy 12V/1.2Ah x 8, giúp cho tủ điều khiển hoạt động ổn định khi bị mất điện lưới, tối đa được 16 tiếng.

• Khái niệm chung về máy cắt (recloser) Changsha ZW32-27

Mô tả tủ điều khiển ST300C.

1. Mặt giao diện của tủ điều khiển: Tủ ST300C sử dụng màn hình LCD 3,8in, mạch điều khiển ST300C, hàng kẹp để đấu dây, có bàn phím để cài đặt thông số, nút đóng, nút cắt, fuse, công tác acquy và bộ sạc cho acquy.
2. Cổng truyền thông: Tủ điều khiển có hỗ trợ cổng truyền thông serial thông dụng ( RS232/RS485)
3. Các bước cài đặt thông số: Thông số cần cài đặt bao gồm 3 loại sau: thông số hệ thống - System parameter, thông số cài đặt cho các chức năng bảo vệ của Recloser - Set value parameter, thông số cổng truyền thông - Channel calibration. Trong đó, thông số cổng truyền thông đã được cài đặt cứng ngay khi xuất xưởng nên không cần cài đặt lại, 2 thông số còn lại được cài đặt như sau:
   
   1. Thông số hệ thống:
      • Số seri của thiết bị: Bao gồm 8 số, mỗi thiết bị có một số duy nhất và đã được cài đặt trước khi xuất xưởng.
      • Địa chỉ của cổng giao tiếp thứ 1: Cổng giao tiếp thứ 2 theo chuẩn RS485, phải được thiết lập một địa chỉ có giá trị trong khoảng từ 0000 đến 0254.
      • Tốc độ baud ( Baud rate) của cổng giao tiếp thứ 2: Tốc độ được thiết lập trong các giá trị: 300bps, 600bps, 1200bps, 2400bpss, 4800bps, 9600bps, 19200bps, 38400bps.
      • Tương tự với cổng giao tiếp thứ 2,3.
      • Dải đo điện áp AC: Nên bẳng 2 lần điện áp định mức sơ cấp
      • Dải đo dòng điện AC: Nên bằng 2 lần dòng điện định mức sơ cấp
      • Dải đo điện áp acquy: Nên bằng 1,5 lần điện ấp định mức của Acquy
   2. Thông số cài đặt các chức năng bảo vệ của Recloser: Bao gồm 38 thông số như ở dưới:

STT	Tên thông số		Giá trị	Chức năng bảo vệ
1	Current step 1	Bảo vệ quá dòng cấp 1	Start/Stop	Quá dòng cấp 1
2	Step 1 Direction	Bảo vệ có hướng cấp 1	Start/Stop
3	Current step 1 value	Dòng cài cấp 1 (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
4	Current step 1 Time	Thời gian tác động cấp 1	Tính bằng s
5	Current step 2	Bảo vệ quá dòng cấp 2	Start/Stop	Quá dòng cấp 2
6	Step 2 Direction	Bảo vệ có hướng cấp 2	Start/Stop
7	Current step 2 value	Dòng cài cấp 2 (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
8	Current step 2 Time	Thời gian tác động cấp 2	Tính bằng s
9	Current step 3	Bảo vệ quá dòng cấp 3	Start/Stop	Quá dòng cấp 3
10	Step 3 Direction	Bảo vệ có hướng cấp 3	Start/Stop
11	Current step 3 value	Dòng cài cấp 3 (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
12	Current step 3 Time	Thời gian tác động cấp 3	0-99,99 s
13	Phase INV Style	Chọn đặc tuyến bảo vệ pha INV	OFF/ Normally/ Very/ Extremely	Quá dòng pha thời gian ngược (INV)
14	Phase INV start current	Dòng khởi động pha INV (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
15	Phase INV time coefficient	Hệ số nhân thời gian pha INV	0,05-20
16	Zero sequence overcurrent	Cho phép bật khi quá dòng thứ tự không	ON/OFF	Quá dòng thứ tự không
17	Zero sequence overcurrent Value	Dòng cài đặt quá dòng thứ tự không (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
18	Zero sequence overcurrent Time	Thời gian duy trì quá dòng thứ tự không	0-99,99 s
19	Zero sequence INV style	Chọn đặc tuyến bảo vệ thứ tự không INV	OFF/ Normally/ Very/ Extremely	Quá dòng thứ tự không thời gian ngược (INV)
20	Zero sequence INV current	Dòng khởi động thứ tự không INV (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
21	Zero sequence INV time coefficient	Hệ số nhân thời gian thứ tự không INV	0,05-20
22	Reclosing times	Số lần tự đóng lại	0,1,2,3,4	Tự động đóng lại
23	Time-1st reclosing	Thời gian đóng lại lần 1	0-99,99 s
24	Time-2st reclosing	Thời gian đóng lại lần 2	0-99,99 s
25	Time-3st reclosing	Thời gian đóng lại lần 3	0-99,99 s
26	Time-4st reclosing	Thời gian đóng lại lần 4	0-99,99 s
27	Time-reclosing reset	Thời gian reset bộ tự đóng lại	0-99,99 s
28	Time-waiting for one end off when two end all on	Thời gian chờ	0-9999 phút
29	Post acceleration	Cắt tức thời	Start/Stop	Cắt tức thời
30	Post acceleration time	Thời gian cắt tức thời	0-99,99 s
31	Surge supression relay	Chế độ cắt chống quá áp dạng xung	Start/Stop	Cắt chống quá áp dạng xung
32	High voltage-battery	Giá trị cận trên của điện áp acquy	0-120V	Theo dõi điện áp acquy
33	Low voltage-battery	Giá trị cận dưới của điện áp acquy	0-120V
34	Temperature monitoring enable	Cho phép chế độ theo dõi nhiệt độ	Start/Stop	Theo dõi nhiệt độ
35	Value of low temperature	Giá trị cận dưới của nhiệt độ	-9999-0oC
36	Humidity monitoring enable	Cho phép chế độ theo dõi độ ẩm	Start/Stop	Theo dõi độ ẩm
37	Value of low humidity	Giá trị cận dưới của độ ẩm	0-95%
38	Times Switch open	Số lần mở chuyển mạch cho phép	0-65.535	Số lần đóng cắt

Bài viết mới cập nhật...

• TCT ĐIỆN LỰC TP. HCM: ĐẨY MẠNH ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ ĐO ĐẾM ĐIỆN TỪ XA
• HƯỚNG DẪN CÁCH BẬT SSH, VNC VÀ THIẾT LẬP IP TĨNH CHO RASPBERRY PI
• KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ IP, IP PUBLIC VÀ IP PRIVATE
• HỘI CHỢ TAIWAN EXCELLENCE: SỰ THỐNG LĨNH CỦA CÁC SẢN PHẨM IOT
• KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ VPN - MẠNG RIÊNG ẢO