Tiểu luận môn học Scada: Trạm biến áp điều khiển từ xa và thiết bị điện tử thông minh
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.51 MB, 28 trang )
ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA ĐIỆN - ĐIỆN TỬ
-----o0o-----
BK
TP HCM
TIỂU LUẬN MÔN HỌC SCADA
TRẠM BIẾN ÁP ĐIỀU KHIỂN TỪ XA VÀ
THIẾT BỊ ĐIỆN TỬ THÔNG MINH
GVHD: PGS. TS. NGUYỄN HOÀNG VIỆT
HVTH: ĐẶNG XUÂN QUANG
MSHV: 12180119
TP. HỒ CHÍ MINH, 5/2014
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Nội dung
1. Giới thiệu chung ....................................................................................................... 3
1.1
Trạm biến áp ...................................................................................................... 3
1.2
Phân loại trạm biến áp ....................................................................................... 3
1.3
Phân cấp quản lý lưới điện................................................................................. 4
2. Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh ................................ 5
2.1
Trạm biến áp điều khiển từ xa ...........................................................................5
2.2
Quy định của EVN “Xây dựng và quản lý vận hành thiết bị scada của trạm
biến áp và nhà máy điện” ................................................................................................7
2.2.1
Giao thức truyền tin ............................................................................................7
2.2.2
Cổng kết nối dữ liệu ...........................................................................................7
2.2.3
Danh sách dữ liệu ...............................................................................................7
2.2.4
Điều khiển thiết bị ..............................................................................................8
2.2.5
Thiết lập chế độ điều khiển từ xa .......................................................................8
2.3
Thiết bị đầu cuối và thiết bị điều khiển lập trình được ......................................8
2.3.1
Thiết bị đầu cuối (RTU) .....................................................................................8
2.3.2
Thiết bị điều khiển lập trình được (PLC) ...........................................................9
2.3.3
So sánh giữa RTU và PLC ...............................................................................10
2.4
Thiết bị điện tử thông minh (IED) ...................................................................10
2.4.1
Định nghĩa ........................................................................................................10
2.4.2
Các chức năng của một IED .............................................................................12
2.4.2.1 Bảo vệ ...............................................................................................................12
2.4.2.2 Điều khiển ........................................................................................................13
2.4.2.3 Giám sát ............................................................................................................13
2.4.2.4 Đo lường ...........................................................................................................13
2.4.2.5 Giao tiếp ...........................................................................................................14
3. Hệ thống SCADA của một số trạm tại Việt Nam................................................... 14
3.1
Hệ thống SCADA trạm biến áp 110kV Vinacraft ...........................................14
3.1.1
Tổng quan .........................................................................................................14
3.1.1.1 Đặc điểm công trình và tính cần thiết của hệ thống SCADA ..........................14
3.1.1.2 Hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam – A2 ..................15
3.1.2
Giải pháp công nghệ .........................................................................................15
1
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
3.1.2.1 Các tiêu chí chọn lựa mô hình RTU .................................................................15
3.1.2.2 Giải pháp kỹ thuật để ghép nối hệ thống SCADA trạm 110kV Vinakraft vào
hệ thống SCADA ...........................................................................................................15
3.1.3
Cấu hình và đặc tính kỹ thuật hệ thống SCADA .............................................18
3.1.3.1 Thiết bị RTU ....................................................................................................18
3.1.3.2 Transducer đa chức năng lập trình được ..........................................................19
3.1.3.3 Transducer chỉ thị vị trí nấc máy biến áp .........................................................19
3.2
Hệ thống SCADA trạm biến áp AMATA 1 và 2 .............................................20
3.2.1
Tổng quan .........................................................................................................20
3.2.1.1 Tại TBA Amata 2 .............................................................................................20
3.2.1.2 Tại TBA Amata 1 .............................................................................................21
3.2.2
Thiết bị trung tâm SCD5200 ............................................................................21
3.2.2.1 Tại TBA Amata 2 .............................................................................................22
3.2.2.2 Tại TBA Amata 1 .............................................................................................22
3.2.3
Transducer đa năng HC6600 ............................................................................23
3.2.3.1 Tại TBA Amata 2 .............................................................................................23
3.2.3.2 Tại TBA Amata 1 .............................................................................................23
3.2.4
TAP POSITION Transducer M100..................................................................23
3.2.5
Modem quang 4xE1+4xETH Fiber Multiplexer ..............................................24
3.2.6
Ethernet Media Converter ................................................................................24
3.2.7
Serial2Fiber Converter .....................................................................................24
3.3
Hệ thống SCADA tại trạm 110kV Thị Nghè ...................................................24
3.4
Hệ thống SCADA trạm 500kV Sông Mây ......................................................25
4. Kết luận ................................................................................................................... 26
5. Tài liệu tham khảo .................................................................................................. 26
2
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
1. Giới thiệu chung
1.1 Trạm biến áp
Trạm biến áp là một phần của thế hệ thống điện gồm nguồn phát, truyền tải và phân
phối. Trạm biến áp biến đổi điện áp từ cao đến thấp, hoặc ngược lại, hoặc thực hiện
một số chức năng quan trọng khác. Giữa nguồn và phụ tải, năng lượng điện có thể
truyền qua nhiều trạm biến áp ở các cấp điện áp khác nhau.
Hình 1 – Trạm biến áp trong hệ thống điện
1.2 Phân loại trạm biến áp
Trạm biến áp được phân thành các loại điển hình sau:
− Trạm truyền tải: Một trạm truyền tải có thể kết nối hai hay nhiều đường dây với
nhau. Các trạm truyền tải có thể từ đơn giản đến phức tạp với các mức công
suất khác nhau. Ở Việt Nam, các trạm 500kV và 200kV được xem là các trạm
truyền tải.
− Trạm phân phối: Trạm biến áp phân phối chuyển năng lượng từ hệ thống truyền
tải cấp cho hệ thống phân phối của các khu vực. Ở Việt Nam, các trạm 110kV
là các trạm phân phối.
− Trạm góp: Khi có các máy phát phân bố như các trang trại gió, trạm góp có thể
được yêu cầu. Trạm góp tập hợp năng lượng từ các máy phát nhỏ và đưa lên
lưới.
− Trạm chỉnh lưu: Trạm chỉnh lưu được sử dụng trong hệ thống điện HVDC hoặc
dùng để kết nối các mạng không có cùng tần số. Các trạm này có các thiết bị
3
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
điện tử công suất để thay đổi tần số dòng điện hoặc biến đổi từ điện xoay chiều
sang một chiều hoặc ngược lại.
− Trạm đóng cắt: Trạm biến áp không có máy biến áp và hoạt động chỉ ở một cấp
điện áp, các trạm này thường được dùng để kết nối các đường dây với nhau.
1.3 Phân cấp quản lý lưới điện
Hệ thống quản lý lưới điện là hệ thống điều khiển được phân làm nhiều cấp. Mức cao
nhất, ví dụ Trung tâm điều độ quốc gia quản lý toàn bộ hệ thống; mức điều độ trực
thuộc ví dụ như Trung tâm điều độ miền quản lý một số khu vực. Mức độ điều khiển
thấp nhất là trạm biến áp.
Hình 2 – Phân cấp quản lý lưới điện của các nước trên thế giới
Tại mỗi cấp khác nhau, các nhiệm vụ và chức năng khác nhau sẽ được thực hiện, tất cả
chức năng được thực hiện trong trạm biến áp được gọi là các chức năng tại chỗ và tất
cả các chức năng thực hiện tại cấp điều khiển cao hơn được gọi là các chức năng từ xa.
Hiện nay, tổ chức Điều độ hệ thống điện Việt Nam được chia thành 3 cấp, chức năng
nhiệm vụ từng cấp được mô tả chi tiết trong Quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia
ban hành theo quyết định số 56/QĐBCN ngày 26/11/2001, bao gồm:
− Cấp Điều độ HTĐ quốc gia (A0): chịu trách nhiệm điều hành lưới điện 500kV,
đảm bảo cung cấp điện chất lượng, an toàn và kinh tế. Phạm vi điều hành: giữ
quyền điều khiển lưới điện 500kV, các nhà máy điện công suất lớn hơn 30MW;
− Cấp Điều độ HTĐ miền (A1, A2, A3) chịu trách nhiệm điều hành lưới điện
110-220kV của từng miền, đảm bảo cung cấp điện chất lượng, an toàn và kinh
4
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
tế, tuân theo sự chỉ huy của Điều độ A0. Phạm vi điều hành: giữ quyền điều
khiển lưới điện 220kV (một số trục chính 110kV), quyền kiểm tra lưới điện
110kV.
− Cấp Điều độ lưới điện phân phối thuộc các Công ty Điện lực: là các Phòng
Điều độ tại các Điện lực tỉnh/thành phố chịu trách nhiệm điều hành lưới điện
phân phối gồm các TBA và một số đường dây 110kV. Phạm vi điều hành: giữ
quyền điều khiển lưới điện 110kV (trừ một số đường dây trục chính), các nhà
máy điện công suất nhỏ hơn 30MW; quyền kiểm tra lưới điện đến 35kV.
Hình 3 – Phân cấp quản lý hệ thống điện tại Việt Nam
2. Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
2.1 Trạm biến áp điều khiển từ xa
Trạm biến áp điều khiển từ xa là trạm biến áp có thể được điều khiển, giám sát và thu
thập các dự liệu của trạm từ trung tâm điều khiển ở xa. Để thực hiện được các chức
năng từ xa, trạm được kết nối với trung tâm điều khiển, hệ thống điều độ thông qua hệ
thống SCADA. Điển hình của một hệ thống SCADA của trạm như sau:
5
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Hình 4 – Điển hình hệ thống SCADA của trạm biến áp
Theo tiêu chuẩn IEC 61850, các thiết bị nhị thứ của TBA được sắp xếp theo 3 mức:
mức trạm (Station Level), mức ngăn lộ (Bay Level) và mức xử lý (Process Level).
Hình 5 – Phân cấp các thiết bị trạm biến áp
6
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Thiết bị mức trạm bao gồm máy tính với một cơ sở dữ liệu, nơi làm việc của nhân viên
vận hành, giao diện để giao tiếp từ xa,…
Thiết bị mức ngăn lộ bao gồm các thiết bị điều khiển, bảo vệ và giám sát mỗi ngăn lộ.
Thiết bị mức xử lý bao gồm các I/O, cảm biến thông minh và bộ tác động.
Các chức năng mức trạm có hai loại:
− Các chức năng xử lý dữ liệu từ các ngăn lộ hoặc cơ sở dữ liệu cấp trạm. Các
chức năng này được sử dụng để gửi các lệnh điều khiển cho các thiết bị nhất
thứ (máy cắt) và thu thập dữ liệu trạm biến áp như điện áp, dòng điện, hệ số
công suất,…từ các thiết bị ở mức ngăn lộ.
− Các chức năng giao diện cho phép nhân viên vận hành có thể thao tác điều
khiển, giám sát, cho phép giao tiếp đến một trung tâm điều khiển từ xa TCI
(Giao diện điều khiển từ xa) hoặc đến trung tâm giám sát từ xa để giám sát và
bảo trì TMI (Giao diện giám sát từ xa).
Các chức năng mức ngăn lộ thu thập dữ liệu từ ngăn lộ và truyền lệnh đến thiết bị sơ
cấp (mạch động lực) của ngăn.
Chức năng mức xử lý trích xuất các thông tin từ các cảm biến/ đầu dò trong trạm biến
áp và gửi đến thiết bị mức trên, mức ngăn lộ. Nhiệm vụ quan trọng khác của mức xử
lý là nhận lệnh điều khiển từ cấp mức ngăn lộ và thi hành.
2.2 Quy định của EVN “Xây dựng và quản lý vận hành thiết bị scada của trạm
biến áp và nhà máy điện”
EVN đã có quyết định số 1208/QĐ-EVN ngày 28/7/2008 về việc ban hành “Quy định
xây dựng và quản lý vận hành thiết bị SCADA của trạm biến áp và nhà máy điện” với
một số nội dung liên quan cần lưu ý như sau:
2.2.1 Giao thức truyền tin
Thông tin từ RTU hay hệ thống SAS của các TBA trung tâm điều độ phải tuân thủ
giao thức truyền tin IEC60870-5-101.
2.2.2 Cổng kết nối dữ liệu
Phải có ít nhất một cổng ghép nối với điều độ khu vực.
2.2.3 Danh sách dữ liệu
a) Tín hiệu trạng thái:
− Tín hiệu 2 bít: tất cả các tín hiệu của máy cắt, dao cách ly, dao nối đất;
− Tín hiệu 1 bít: tất cả các tín hiệu của các tín hiệu cảnh báo, các tín hiệu của rờle
bảo vệ.
7
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
b) Giá trị đo lường:
− Đối với thanh cái : Tần số (Hz), điện áp (kV);
− Đối với máy biến áp: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng
(MVAr), điện áp (kV), cường độ dòng điện (A) ở các cấp điện áp khác nhau
của máy biến áp, nấc của máy biến áp;
− Đối với lộ đường dây: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng
(MVAr), điện áp (kV), cường độ dòng điện (A).
2.2.4 Điều khiển thiết bị
− Phải có hai chế độ điều khiển là: Điều khiển tại Trung tâm Điều độ (Remote) và
điều khiển tại TBA (Local);
− Phải có khóa chuyển đổichế độ điều khiển Remote/Local cho toàn TBA;
− Phải có khóa chuyển đổi chế độ điều khiển Remote/Local cho từng ngăn thiết bị
của TBA;
− Các máy cắt, dao cách ly dao nối đất (nếu có) (tín hiệu điều khiển dạng
ĐÓNG/MỞ);
− Các bộ đổi nấc máy biến áp (tín hiệu điều khiển dạng TĂNG/GIẢM).
2.2.5 Thiết lập chế độ điều khiển từ xa
Thiết bị thuộc quyền điều khiển của cấp Điều độ nào thì chế độ điều khiển từ xa phải
được thiết lập cho riêng cấp điều độ đó.
2.3 Thiết bị đầu cuối và thiết bị điều khiển lập trình được
2.3.1 Thiết bị đầu cuối (RTU)
Thiết bị đầu cuối (RTU) là một thiết bị trung gian để nhận và gởi tín hiệu.
Một đầu RTU sẽ nối kết đến các tiếp điểm đóng cắt và các cảm biến, đầu kia nối đến
các thiết bị điều khiển mức cao hơn, bằng các đường truyền thông như cáp điện, cáp
quang, sóng radio, …
RTU có thể truyền dữ liệu thu thập được đến các thiết bị khác và nhận lệnh điều khiển
từ thiết bị khác bằng một cổng nối tiếp.
8
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Hình 6 – Vị trí của RTU trong trạm biến áp
2.3.2 Thiết bị điều khiển lập trình được (PLC)
Thiết bị điều khiển lập trình được (PLC) đã được phát triển đặc biệt cho quá trình tự
động hóa. Tuy nhiên, tính linh hoạt, dễ ứng dụng và chi phí tương đối thấp của các
PLC so với các RTU giúp nó được sử dụng nhiều trong các trạm biến áp công nghiệp,
đặc biệt là ở Bắc Mỹ.
Những bất lợi chính của việc sử dụng các PLC trong môi trường trạm là các điểm yếu
trong giao tiếp với relay. Một số nhà sản xuất đã đi theo hướng này, tuy nhiên là phát
triển PLC trên nền hệ thống điện tự động, tăng cường giao tiếp PLC relay.
Các chức năng logic của các PLC đã được đưa vào các relay tiên tiến của một số nhà
sản xuất, chế tạo relay trong đó có thêm vào khả năng thực hiện chức năng logic, do
đó chức năng điều khiển tại chỗ tạo ra khái niệm “relay thông minh”.
9
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Hình 7 – Vị trí của PLC trong trạm biến áp
2.3.3 So sánh giữa RTU và PLC
Một PLC nói chung sẽ có một chương trình chạy, xử lý dữ liệu tại chỗ, trong khi đó
RTU thường không có chức năng này.
Một PLC thường giao tiếp với hệ thống trung tâm thông qua mạng cục bộ (LAN) trong
khi một RTU (như tên của nó) hoạt động từ xa và giao tiếp qua các mạng diện rộng.
Một PLC thường giao tiếp với các giao thức loại cục bộ như DF1, Ethernet/IP,
Profibus và RTU thường giao tiếp bằng cách sử dụng giao thức diện rộng như DNP3,
IEC60870. Nhưng ngày nay, một RTU có thể lập trình giống như PLC và PLC cũng
cung cấp thông tin liên lạc diện rộng như RTU nên sự khác biệt hiện nay là không rõ
ràng.
2.4 Thiết bị điện tử thông minh (IED)
2.4.1 Định nghĩa
Chức năng PLC đã được tích hợp vào relay. Relay không chỉ là các thiết bị bảo vệ mà
còn có nhiều chức năng hơn. Một loạt thiết bị trên thị trường, một số mạnh về bảo vệ,
một số mạnh về điều khiển, và thuật ngữ relay bảo vệ đã trở nên bị giới hạn khi mô tả
10
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
thiết bị này. Điều này dẫn đến sự xuất hiện của thuật ngữ “thiết bị điện tử thông minh”
(IED).
Thuật ngữ “thiết bị điện tử thông minh” (IED) không phải là một định nghĩa rõ ràng,
giống như thuật ngữ “relay bảo vệ”. Nói chung, bất kỳ thiết bị điện tử có sở hữu một
vài đặc tính thông minh có thể được gọi là một IED. Tuy nhiên, liên quan đặc biệt đến
hệ thống bảo vệ và hệ thống điện tự động, thuật ngữ này ra đời để mô tả một thiết bị có
nhiều chức năng bảo vệ, nâng cao điều khiển tại chỗ, khả năng giám sát và năng lực
giao tiếp trực tiếp với hệ thống SCADA.
Hình 8 – Vị trí của IED trong trạm biến áp
Một trong vô số relay từ các nhà sản xuất khác nhau có thể thực hiện chức năng bảo
vệ, điều khiển và giám sát (bao gồm đo lường), nhưng cần sự hỗ trợ của một RTU
hoặc bộ xử lý thông tin, nó được gọi là phần cứng để giao tiếp với hệ thống SCADA.
Những thiết bị này có thể được gọi là relay thông minh nhưng không nằm trong định
nghĩa của một IED.
Tương tự, một số relay có thể giao tiếp trực tiếp với hệ thống SCADA nhưng thiếu các
chức năng điều khiển. Những relay này thường được sử dụng chung với các ngăn điều
khiển, nơi cung cấp các chức năng điều khiển cần thiết để tạo thành một hệ thống điện
tự động. Những relay này cũng không được phân loại là IED.
Khả năng của một IED để thực hiện đầy đủ các chức năng bảo vệ, điều khiển, giám sát
và liên lạc với cấp phía trên một cách độc lập và không có sự trợ giúp của các thiết bị
11
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
khác như RTU hoặc bộ xử lý thông tin (không bao gồm các module giao diện) là tính
năng xác định là một IED.
2.4.2 Các chức năng của một IED
Các chức năng của một IED điển hình có thể được phân thành năm khu vực chính, bảo
vệ, điều khiển, giám sát, đo lường và truyền thông. Một vài IED có thể tiên tiến hơn
những cái khác, và một số có thể mạnh hơn ở những chức năng nhất định, những chức
năng chính này được tích hợp ở mức độ nhiều hay ít.
2.4.2.1 Bảo vệ
Chức năng bảo vệ của IED phát triển từ chức năng bảo vệ quá dòng và chạm đất của
relay bảo vệ phát tuyến (do đó các nhà sản xuất đặt tên IED của họ là “feeder
terminals”). Điều này là bởi một relay bảo vệ phát tuyến được sử dụng trên hầu hết các
tủ phân phối, và thực tế là chức năng bảo vệ đòi hỏi nhiều hơn là khả năng xử lý của
rơ le để sử dụng cho các chức năng điều khiển. IED cũng có thể linh hoạt, và không
phải là một relay bảo vệ chuyên biệt, ví dụ như bảo vệ máy phát. Điều này cũng làm
cho các IED giá cả phải chăng.
Sau đây là hướng dẫn các chức năng bảo vệ liên quan có thể có từ các IED tiên tiến
nhất (danh sách không phải là bao gồm tất cả, và một số IED có thể không có tất cả
các chức năng). Các chức năng bảo vệ thường được cung cấp trong các khối chức
năng riêng biệt, được kích hoạt và lập trình độc lập.
• Quá dòng 3 pha không có hướng (low-set, high-set and instantaneous function
blocks, with low-set selectable as long time-, normal-, very-, or extremely inverse,
or definite time);
• Bảo vệ chạm đất không có hướng (low-set, high-set and instantaneous function
blocks);
• Quá dòng 3 pha có hướng (low-set, high-set and instantaneous function blocks,
with low-set selectable as long time-, normal-, very-, or extremely inverse, or
definite time);
• Bảo vệ chạm đất có hướng (low-set, high-set and instantaneous function blocks);
• Bảo vệ mất pha;
• Bảo vệ quá điện áp 3 pha;
• Bảo vệ quá điện áp dư;
• Bảo vệ thấp áp 3 pha;
12
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
• Phát hiện dòng đóng máy biến áp/ khởi động motor.
2.4.2.2 Điều khiển
Chức năng điều khiển bao gồm tại chỗ và từ xa, và hoàn toàn có thể lập trình.
• Điều khiển tại chỗ và từ xa lên đến 12 thiết bị đóng cắt (lệnh mở/ đóng cho máy
cắt, dao cách ly,…);
• Điều khiển trình tự;
• Khóa liên động ngăn cấp 1 của các thiết bị điều khiển:
– Trạng thái thông tin 2;
– Thông tin của các kênh báo động 2.
• Bảng điều khiển HMI trên thiết bị.
Ghi chú:
1. Khóa liên động cấp trạm yêu cầu giao tiếp ngang hàng <10 ms. Điều này không hỗ
trợ bởi tất cả các nhà sản xuất.
2. Trạng thái và thông tin báo động là một phần của các khối chức năng điều khiển
như nó có một ảnh hưởng trực tiếp các chức năng kiểm soát an toàn.
2.4.2.3 Giám sát
Giám sát bao gồm các chức năng sau:
• Giám sát tình trạng máy cắt, bao gồm cả đếm số lần hoạt động, hao mòn điện, thời
gian hành trình máy cắt, lịch bảo trì;
• Giám sát mạch cắt;
• Giám sát an toàn nội bộ;
• Giám sát mật độ khí(cho thiết bị loại SF6);
• Ghi sự kiện;
• Các chức năng giám sát khác, như công suất tự dùng, nhiệt độ relay,…
2.4.2.4 Đo lường
Các chức năng đo lường bao gồm:
• Dòng điện 3 pha;
• Dòng điện trung tính;
13
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
• Điện áp 3 pha;
• Điện áp dư;
• Tần số;
• Công suất thực;
• Công suất phản kháng;
• Hệ số công suất;
• Năng lượng;
• Sóng hài;
• Ghi các nhiễu loạn thoáng qua (lên đến 16 kênh tương tự);
• Lên đến 12 kênh tương tự.
2.4.2.5 Giao tiếp
Khả năng giao tiếp của một IED là một trong những lĩnh vực quan trọng nhất của hệ
thống điện tự động hóa và cũng là một trong những phương diện để phân biệt các thiết
bị của các nhà sản xuất khác nhau liên quan đến các chức năng.
Theo định nghĩa, IED có thể giao tiếp trực tiếp với một hệ thống SCADA, tức là thông
tin liên lạc cấp trên. Các nhà sản xuất khác nhau sử dụng giao thức truyền thông khác
nhau.
Một IED, ngoài giao tiếp với cấp trên, cũng có một cổng nối tiếp hoặc giao diện quang
để giao tiếp trực tiếp với máy tính hoặc máy tính xách tay cho mục đích cấu hình và tải
dữ liệu, nên các liên kết SCADA không có sẵn hoặc mong muốn trong trường hợp đó.
3. Hệ thống SCADA của một số trạm tại Việt Nam
3.1 Hệ thống SCADA trạm biến áp 110kV Vinacraft
3.1.1 Tổng quan
3.1.1.1 Đặc điểm công trình và tính cần thiết của hệ thống SCADA
Trạm biến áp 110kV Vinakraft là trạm được đầu tư xây dựng mới, sẽ được kết nối vào
lưới điện phân phối của tỉnh Bình Dương. Trạm vận hành theo sự chỉ huy chính của
Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam (A2). Do đó, cần phải tạo đường truyền thu thập
dữ liệu SCADA tại trạm để đưa vào hoạt động thống nhất với hệ thống SCADA hiện
hữu của Trung Tâm Điều độ trên. Ngoài ra, theo tinh thần chỉ đạo của Tập đoàn Điện
lực Việt Nam và Trung tâm Điều độ Quốc gia A0, hệ thống SCADA cần phải được
14
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
thực hiện đồng bộ với các dự án trạm biến áp xậy dựng mới và mở rộng, cải tạo. Vì
vậy, sự đầu tư hệ thống SCADA hết sức cần thiết.
Mục tiêu của hệ thống SCADA Trạm biến áp 110kV Vinakraft là:
− Phục vụ công tác điều hành lưới điện của các Trung tâm Điều độ đối với trạm
110kV Vinakraft.
− Thu thập dữ liệu, giám sát đo lường, trạng thái và điều khiển từ xa các thiết bị
của trạm, đồng thời hệ thống SCADA của trạm phải được kết nối vào hệ thống
SCADA chung của các Trung tâm.
3.1.1.2 Hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam – A2
Thiết kế của hệ thống SCADA của các Trung tâm Điều độ là thu thập số liệu thông
qua việc lắp đặt các RTU, hệ thống máy tính tại các trạm và nhà máy đấu nối với các
thiết bị của hệ thống điện thông qua các transducer (để đo I, U, P, Q, TPI, F...), các
relay trung gian (để lấy trạng thái máy cắt, cầu dao, relay bảo vệ,...) và các relay điều
khiển (để điều khiển đóng/cắt máy cắt, tăng/giảm bộ đổi nấc máy biến thế,...). Các
RTU, hệ thống máy tính tại trạm thông qua các đường truyền thông để gửi/nhận tín
hiệu với trung tâm điều khiển. Truyền thông giữa RTU, hệ thống máy tính tại trạm với
trung tâm điều khiển hệ thống SCADA của các Trung tâm Điều độ thì tuân theo giao
thức (protocol): IEC 870-5-101.
Hiện nay ngoài dạng kết nối trên, các hệ thống SCADA/EMS còn cho phép thực hiện
một số dạng kết nối khác với các nhà máy Điện, trạm Điện có lắp đặt hệ thống thu
thập dữ liệu SCADA như hệ thống điều khiển tại chỗ bằng hệ thống máy tính (DCS)
hoặc hệ thống RTU phân tán (các thiết bị RTU này được gắn trực tiếp trên các panel
điều khiển của trạm và được kết nối với nhau theo chuẩn Modbus/RS485). Các hệ
thống này đều có chức năng tương đương như các thiết bị RTU tập trung như nêu ở
trên (giao thức truyền tin IEC-870-5-101).
3.1.2 Giải pháp công nghệ
3.1.2.1 Các tiêu chí chọn lựa mô hình RTU
− Công nghệ tiên tiến
− Khai thác tối đa năng lực của các thiết bị IEDs trong trạm
− Giảm khối lượng cáp điều khiển và các thiết bị ghép nối (rơ le lệnh, rơ le lặp lại
trạng thái và cảnh báo, …)
− Chi phí hợp lý
− Có khả năng kết nối với hệ thống điều khiển tích hợp trạm trong tương lai.
3.1.2.2 Giải pháp kỹ thuật để ghép nối hệ thống SCADA trạm 110kV Vinakraft
vào hệ thống SCADA
a) Cổng giao tiếp truyền tin
+ Cổng giao tiếp tại trung tâm điều độ HTĐ miền Nam – A2
15
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Tại A2 có các máy chủ truyền thông làm nhiệm vụ thu nhận thông tin từ các trạm đầu
cuối ở xa. Máy chủ truyền thông sẽ điều khiển các cổng giao tiếp RS-232 (V.24) thực
hiện trao đổi thông tin với các trạm thông qua kênh truyền này.
+ Cổng giao tiếp tại trạm 110kV Vinakraft
− Tại 110kV Vinakraft sẽ lắp đặt 01 RTU có 01 cổng kết nối về A2 và 01 cổng để
kết nối với Điều độ điện lực trong tương lai. Thiết bị RTU có các mođun hỗ trợ
giao thức truyền tin trong hệ thống của trạm (Modbus/RS485, IEC870-5-103),
thông qua giao thức này RTU có thể giao tiếp được với các thiết bị IEDs tại
trạm. Các dữ liệu này sẽ được trao đổi với trung tâm điều độ theo các cơ sở dữ
liệu tại RTU thông qua cổng truyền tin cho A2 đã được khai báo.
− Về vật lý các cổng này phải là các cổng RS-232 (V.24) để tương thích với cổng
giao tiếp của Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam (A2).
b) Giải pháp tuyến truyền dẫn
Trạm 110kV Vinakraft sẽ xây dựng một tuyến truyền dẫn quang băng rộng phục vụ
truyền số liệu SCADA. Thông qua tuyến cáp quang Vinakraft – Kumho – Mỹ Phước
tín hiệu SCADA tại trạm 110kV Vinakraft sẽ được truyền về Trung tâm điều độ
HTĐMN A2.
c) Giải pháp thiết bị truyền dẫn
Với giải pháp tuyến truyền dẫn như trên, trong dự án trạm 110kV Vinakraft sẽ trang bị
các thiết bị truyền dẫn quang và ghép kênh PCM-30 tại trạm 110kV Vinakraft, trạm
110kV Kumho và A2. Thiết bị PCM-30 này sẽ thực hiện nhiệm vụ kết nối thiết bị
RTU tại trạm để tạo ra các kênh truyền tín hiệu SCADA từ trạm 110kV Vinakraft về
Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam (A2).
d) Giải pháp thiết bị SCADA
Với tiêu chí chọn lựa thiết bị SCADA như đã đề cập ở trên, dự kiến sẽ trang bị hệ
thống SCADA với các thiết bị sau :
− Trang bị 01 tủ RTU/SIC : Dùng để lắp đặt thiết bị RTU, các bộ biến đổi –
transducer, các rơle lệnh, rơle trạng thái,...
− Trang bị 01 bộ RTU : có công truyền tin theo giao thức IEC60870-5-103 và
Modbus/RS485 (kết nối với rơle bảo vệ, đồng hồ đo đa năng, annunciator) và
có khả năng mở rộng trong tương lai.
− Trang bị transducer (có khả năng lập trình được) làm nhiệm vụ thu thập các tín
hiệu đo lường như U, I, P, Q, F, MW, Mvar,...
− Trang bị 01 bộ transducer chỉ thị nấc máy biến thế.
− Trang bị các rơle lệnh và rơle lặp lại trạng thái.
e) Dữ liệu trao đổi giữa trạm và Trung tâm Điều độ
16
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
+ Tín hiệu số:
− Tín hiệu 2 bít: Tất cả các tín hiệu của máy cắt, dao cách ly của tất cả các lộ
đường dây 110kV, máy biến áp T1 và ngăn lộ tổng phía trung thế.
− Tín hiệu 1 bít: Tất cả các tín hiệu của dao nối đất, các tín hiệu cảnh báo, các tín
hiệu của rơle bảo vệ các lộ đường dây 110kV, máy biến áp và ngăn lộ tổng
phía trung thế.
Các tín hiệu trạng thái trên sẽ được thu thập về thiết bị RTU thông qua các module
tín hiệu đầu vào số và thông qua các cổng kết nối giao thức IEC60870-5-103 và
Modbus RTU/RS485 (kết nối với rơle bảo vệ, đồng hồ đo đa năng, annunciator).
+ Tín hiệu đo lường:
− Đối với máy biến áp: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVar),
cường độ dòng điện (A) ở các cấp điện áp khác nhau của máy biến áp, nấc của
máy biến áp.
− Đối với lộ đường dây: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng
(MVar), điện áp (KV), cường độ dòng điện (A).
− Đối với thanh cái: điện áp (KV).
Các tín hiệu đo lường sẽ được thu thập từ các Transducer đa chức năng, rơle bảo vệ
về thiết bị RTU thông qua giao thức truyền tin ModbusRTU/RS485, IEC60870-5103. Do sử dụng giao thức truyền tin ModbusRTU/RS485, IEC60870-5-103 nên
khả năng mở rộng của TBA được thực hiện dễ dàng bằng cách cấu hình cho thiết bị
RTU đọc được các dữ liệu đo lường do các Transducer và rơle bảo vệ cung cấp
thông qua giao thức ModbusRTU/RS485, IEC60870-5-103
+ Tín hiệu điều khiển:
− Điều khiển tăng giảm nấc máy biến áp
− Điều khiển đóng mở các máy cắt, dao cách ly
Các tín hiệu điều khiển sẽ được thực hiện thông qua các module tín hiệu đầu ra số
của RTU.
Căn cứ vào yêu cầu thu thập tín hiệu đối với trạm biến áp và bản vẽ thiết kế Sơ đồ 1
sợi của trạm 110kV Vinakraft, khối lượng tín hiệu SCADA như sau:
−
−
−
−
Tín hiệu đo lường
Tín hiệu bảo vệ (1 bit)
Tín hiệu trạng thái (2 bit)
Tín hiệu điều khiển (2 bit)
: 18 tín hiệu
: 33 tín hiệu
: 05 tín hiệu
: 04 tín hiệu
17
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Hình 9 – Sơ đồ kết nối thông tin quang trạm Vinacraft
3.1.3 Cấu hình và đặc tính kỹ thuật hệ thống SCADA
3.1.3.1 Thiết bị RTU
a) Nhiệm vụ của thiết bị RTU
Mô tả chung thiết bị RTU:
− Sử dụng CPU công nghiệp 32 bit tốc độ cao (16MB RAM, 8 Mbytes Internal
Flash Memory).
− Sử dụng hệ điều hành đa nhiệm thời gian thực.
− Ghi biến cố (SOE) có nhãn thời gian với độ phân giải 1ms.
Các thông số đo lường chủ yếu của RTU:
−
−
−
−
Đo P, Q, U, I, F, Cos (thông qua Transducer, rơ le, đồng hồ đa năng, …)
Giám sát trạng thái máy cắt, dao cách ly, các tín hiệu cảnh báo.
Đưa lệnh điều khiển tới các thiết bị điện.
Các tham số khác cần cho điều hành và phân tích hệ thống điện như KWh,
KVarh, ghi biến cố, v.v...
b) Cấu hình và đặc tính kỹ thuật của RTU
Dựa trên số lượng tín hiệu SCADA Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam cần thu thập,
hệ thống RTU phân tán sẽ có cấu hình và đặc tính như sau:
18
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
− Cổng truyền tin và giao thức:
Cổng thông tin Modbus (RS485): 02 cổng
Cổng thông tin IEC 60870-5-103 (RS485): 02 cổng
Cổng SCADA IEC 60870-5-101: 02 cổng (01 cổng dự phòng cho kết
nối với Điều độ điện lực trong tương lai)
Cổng thu nhận tín hiệu đồng bộ thời gian thực GPS
− Digital Input:
Số kênh: 32 kênh
Thời gian biến đổi: 1ms
− Digital Output:
Số kênh: 12 kênh
Điện áp làm việc (Un): 24 to 250 VDC
− Analog input:
Số kênh: 4 kênh
Thời gian biến đổi: 20ms
-
Nguồn cung cấp: 48VDC
3.1.3.2 Transducer đa chức năng lập trình được
− Loại: đa chức năng lập trình được.
− Cấp chính xác: 0.2 theo tiêu chuẩn IEC688.
− Các giá trị đo được: U, I, P, Q, F,…
− Hỗ trợ khả năng kết nối với máy tính, PLC, RTU,… sử dụng giao thức truyền
tin Modbus RTU/RS485 hoặc DNP3.0.
3.1.3.3 Transducer chỉ thị vị trí nấc máy biến áp
− Đầu vào gồm 19 x 10
− đầu ra: Io = 4 20mA
19
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Hình 10 – Sơ đồ kết nối hệ thống TRU trạm Vinacraft
3.2 Hệ thống SCADA trạm biến áp AMATA 1 và 2
3.2.1 Tổng quan
Hệ thống SCADA TBA Amata 1 & 2 trang bị 02 thiết bị trung tâm SCD5200 có
nhiệm vụ thu thập dữ liệu và điều khiển các thiết bị tại trạm. Mỗi thiết bị này được lắp
ở 01 TBA và được kết nối với nhau bằng giao thức DNP TCP trên đường truyền cáp
quang thông qua 02 modem quang 4xE1+4xETH Fiber Multiplexer lắp ở 02 đầu.
3.2.1.1 Tại TBA Amata 2
Trạng thái đóng/mở của các thiết bị như máy cắt, dao cách ly, dao nối đất (tín hiệu 2
bít) được lấy về thiết bị trung tâm SCD5200 qua đầu vào số của card I/O hoặc qua
card Glass Optical DCB IEC60870-5-103 từ các rơle bảo vệ.
Tín hiệu cảnh báo (tín hiệu 1 bít ) được lấy về thiết bị trung tâm SCD5200 qua đầu vào
số của card I/O hoặc từ các rơle bảo vệ bằng giao thức IEC60870-5-103, giao thức
IEC61850.
Các thông số đo lường I, U, P, Q,… được lấy về thiết bị trung tâm SCD5200 từ các
transducer đa năng HC6600, đồng hồ Simeas P50, đồng hồ Amptron Ai205 bằng giao
thức Modbus.
20
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Chỉ thị nấc của máy biến áp được lấy về thiết bị trung tâm SCD5200 qua đầu vào
tương tự của card I/O từ transducer TAP100.
3.2.1.2 Tại TBA Amata 1
Trạng thái đóng/mở của các thiết bị như máy cắt, dao cách ly, dao nối đất (tín hiệu 2
bít) được lấy qua đầu vào số của card I/O trên thiết bị trung tâm SCD5200.
Tín hiệu cảnh báo (tín hiệu 1 bít ) được lấy qua đầu vào số của card I/O trên thiết bị
trung tâm SCD5200.
Các thông số đo lường I, U, P, Q,… được lấy về thiết bị trung tâm SCD5200 từ các
transducer đa năng HC6600 bằng giao thức Modbus.
Chỉ thị nấc của máy biến áp được lấy về thiết bị trung tâm SCD5200 qua đầu vào
tương tự của card I/O từ transducer TAP100.
Dữ liệu của TBA Amata 2 được đưa về thiết bị trung tâm SCD5200 TBA Amata 1
bằng giao thức DNP TCP, sau đó tất cả được đưa ra hiển thị trên màn hình máy tính
bằng giao thức DNP TCP và truyền về trung tâm điều độ bằng giao thức IEC60870-5101.
Hình 11 – Sơ đồ kết nối hệ thống SCADA giữa hai trạm AMATA 1 và 2
3.2.2 Thiết bị trung tâm SCD5200
21
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Chức năng, nhiệm vụ: thu thập dữ liệu bằng đầu vào tương tự/số hoặc qua cổng truyền
thông, đồng thời cho phép điều khiển các thiết bị bằng đầu ra số hoặc qua cổng truyền
thông.
3.2.2.1 Tại TBA Amata 2
Thiết bịtrung tâm SCD5200 bao gồm:
− SCD5200 Ten Card File: 01 bộ, là khung thiết bị SCD5200 Wide Range Power
Supply Module 100W 17-170VDC: 01 card, là card cấp nguồn.
− SCD5200 CPU Optonet Ethernet Module (COE): 01 card, là card xử lý trung
tâm. Trong đó có cổng COM1 dùng để cấu hình thiết bị; cổng COM2 dùng cho
truyền thông nối tiếp hỗ trợ đa giao thức; cổng Ethernet dùng để kết nối với các
rơle bảo vệ phía 110kV bằng giao thức IEC61850 và kết nối với thiết bị trung
tâm SCD5200 lắp ởTBA Amata 1; cổng Optonet dùng để kết nối nhiều thiết bị
trung tâm SCD5200 với nhau.
− SCD5200 Comms Module Glass Optical IEC60870-5-103: 01 card, là card hỗ
trợ giao thức IEC60870-5-103, giao tiếp quang, dùng để kết nối với các rơle
bảo vệ phía 22kV.
− SCD5200 Eight Channel Serial ModuleRS485/RS232: 01 card, dùng cho truyền
thông nối tiếp, hỗ trợ đa giao thức, dùng để kết nối với các đồng hồ Simeas,
đồng hồ Ai205 và transducer HC6600 bằng giao thức Modbus.
− SCD5200 MIO Module 24DI 6Ai 8DO 48VDC: 04 card, là card cung cấp đầu
vào số/tương tự và đầu ra số; dùng để lấy các trạng thái đóng/mở của thiết bị,
tín hiệu cảnh báo từ các tiếp điểm phụ của thiết bị hoặc qua các rơle trung gian;
dùng để điều khiển đóng/mở thiết bị; dùng đểlấy chỉ thị nấc máy biến áp, nhiệt
độ dầu, nhiệt độ cuộn dây...
3.2.2.2 Tại TBA Amata 1
Thiết bịtrung tâm SCD5200 bao gồm:
− SCD5200 Ten Card File: 01 bộ, là khung thiết bị.
− SCD5200 Wide Range Power Supply Module 100W 17-170VDC: 01 card, là
card cấp nguồn.
− SCD5200 CPU Optonet Ethernet Module (COE): 01 card, là card xử lý trung
tâm. Trong đó có cổng COM1 dùng để cấu hình thiết bị; cổng COM2 dùng cho
truyền thông nối tiếp hỗ trợ đa giao thức; cổng Ethernet dùng để kết nối với
thiết bị trung tâm SCD5200 lắp ởTBA Amata 2; cổng Optonet dùng để kết nối
nhiều thiết bị trung tâm SCD5200 với nhau.
− SCD5200 Comms Module V.28 IEC60870-5-101: 01 card, là card hỗ trợ giao
thức IEC60870-5-101, dùng để truyền dữ liệu về trung tâm điều độ.
22
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
− SCD5200 Comms Module Glass Optical IEC60870-5-103: 01 card, là card hỗ
trợ giao thức IEC60870-5-103, giao tiếp quang.
− SCD5200 Eight Channel Serial ModuleRS485/RS232: 01 card, dùng cho truyền
thông nối tiếp, hỗ trợ đa giao thức, dùng để kết nối với các transducer HC6600
bằng giao thức Modbus.
− SCD5200 MIO Module 24DI 6Ai 8DO 48VDC: 06 card, là card cung cấp đầu
vào số/tương tự và đầu ra số; dùng để lấy các trạng thái đóng/mở của thiết bị,
tín hiệu cảnh báo từ các tiếp điểm phụ của thiết bị hoặc qua các rơle trung gian;
dùng để điều khiển đóng/mở thiết bị; dùng để lấy chỉ thị nấc máy biến áp, nhiệt
độ dầu, nhiệt độ cuộn dây...
3.2.3 Transducer đa năng HC6600
Chức năng, nhiệm vụ: phục vụ cho việc đo lường. Đầu vào là dòng điện lấy từ CT và
điện áp lấy từ PT. HC6600 hỗ trợ giao thức Modbus RTU/RS485 để kết nối với thiết
bị trung tâm SCD5200. Các giá trị đo lường bao gồm Ia, Ib, Ic, Vab, Vbc, Vca, Pa, Pb,
Pc, Pt, Qa, Qb, Qc, Qt, PF, Freq…
3.2.3.1 Tại TBA Amata 2
Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủ RTU để lấy giá trị điện áp phía đường dây
110kV.
3.2.3.2 Tại TBA Amata 1
− Lắp đặt 02 transducer HC6600 tại tủ E01+W: TR4 đo lường ngăn 131, TR6 đo
lường ngăn 431.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủE02+W: TR1 đo lường ngăn 171.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủE03+W: TR3 đo lường ngăn 112.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủE04+W: TR2 đo lường ngăn 172.
− Lắp đặt 02 transducer HC6600 tại tủE05+W: TR5 đo lường ngăn 132, TR7 đo
lường ngăn 432.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 473: TR8 đo lường ngăn 473.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 471: TR9 đo lường ngăn 471.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 475: TR10 đo lường ngăn 475.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 412: TR11 đo lường ngăn 412.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 472: TR12 đo lường ngăn 472.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 474: TR13 đo lường ngăn 474.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 476: TR14 đo lường ngăn 476.
− Lắp đặt 01 transducer HC6600 tại tủOutgoing 478: TR15 đo lường ngăn 478.
3.2.4 TAP POSITION Transducer M100
Chức năng, nhiệm vụ: lấy chỉ thị nấc máy biến áp. Đầu vào là điện trở, đầu ra là dòng
điện 4 – 20mA để đưa vào đầu vào tương tự của thiết bị trung tâm SCD5200.
23
Trạm biến áp điều khiển từ xa và Thiết bị điện tử thông minh
Tại TBA Amata 2: Lắp đặt 01 transducer M100 tại tủ RTU để lấy chỉ thị nấc của máy
biến áp 1T.
Tại TBA Amata 1: Lắp đặt 02 transducer M100 tại tủ RTU: M1 lấy chỉ thị nấc máy
biến áp 1T, M2 dự phòng; chỉ thị nấc máy biến áp 2T lấy qua transducer (chức năng
tương tự M100) đã trang bị tại tủ E05+RCP.
3.2.5 Modem quang 4xE1+4xETH Fiber Multiplexer
Chức năng, nhiệm vụ: kết nối dữ liệu giữa hai thiết bị trung tâm SCD5200 lắp đặt ở
TBA Amata 1 & 2 qua cổng Ethernet. Đồng thời cung cấp kênh thoại hotline giữa hai
trạm, hỗ trợ truyền thông nối tiếp qua cổng RS232.
Tại TBA Amata 2: Lắp đặt 01 modem quang + giá ODF tại tủ RTU.
Tại TBA Amata 1: Lắp đặt 01 modem quang + giá ODF tại tủ RTU.
3.2.6 Ethernet Media Converter
Chức năng, nhiệm vụ: chuyển đổi Ethernet giao tiếp quang – giao tiếp điện. Vì cổng
Ethernet trên thiết bị trung tâm SCD5200 hỗ trợ giao tiếp quang (đầu cắm ST) nên để
kết nối với PC hoặc Switch hỗ trợ giao tiếp điện (đầu cắm RJ45) thì phải trang bị thêm
bộ chuyển đổi này.
Tại TBA Amata 2: Lắp đặt 01 bộ Ethernet Media Converter tại tủ RTU.
Tại TBA Amata 1: Lắp đặt 01 bộ Ethernet Media Converter tại tủ RTU.
3.2.7 Serial2Fiber Converter
Chức năng, nhiệm vụ: chuyển đổi từ RS232/422/485 sang giao tiếp quang. Vì card
Glass Optical IEC103 trên thiết bị trung tâm SCD5200 hỗ trợ giao tiếp quang nên để
kết nối với các rơle bảo vệ hỗ trợ chuẩn RS485 thì phải trang bị thêm bộ chuyển đổi
này.
Tại TBA Amata 2: Lắp đặt 01 bộ Serial2Fiber Converter tại tủ RTU.
Tại TBA Amata 1: Lắp đặt 01 bộ Serial2Fiber Converter tại tủ RTU.
3.3 Hệ thống SCADA tại trạm 110kV Thị Nghè
24
