Nghiên cứu giải pháp giám sát và điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp phân phối 110KV Lê Chân thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (2.25 MB, 102 trang )
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Nghiên cứu giải pháp giám sát và
điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp
phân phối 110KV Lê Chân, thuộc lưới điện
thành phố Hải Phòng
VŨ TUẤN ANH
Ngành Kỹ thuật điện
Giảng viên hướng dẫn:
TS. Lê Việt Tiến
Viện:
Điện
HÀ NỘI, 2020
Chữ ký của GVHD
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên tác giả luận văn: Vũ Tuấn Anh
Đề tài luận văn: Nghiên cứu giải pháp giám sát và điều khiển từ xa SCADA cho
trạm biến áp phân phối 110kV Lê Chân, thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng.
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
Mã số SV: CB180099
Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và hội đồng chấm luận văn xác nhận tác giả
đã sữa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp hội đồng ngày 21 tháng 7 năm
2020 với các nội dung sau:
+ Bổ sung thêm lý thuyết về tiêu chuẩn IEC61850.
+ Làm rõ các đặc trưng riêng của trạm biến áp Lê Chân.
+ Soát lại các lỗi chính tả và cách trình bày.
+ Rà sốt và bổ sung các thơng tin cịn thiếu xót.
Ngày 21 tháng 07 năm 2020
Giáo viên hướng dẫn
Tác giả luận văn
Vũ Tuấn Anh
TS. Lê Việt Tiến
CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG
GS. Lã Văn Út
1|
ĐỀ TÀI LUẬN VĂN
Hiện nay, các nghiên cứu về lưới điện thông minh trên thế giới chủ yếu nhằm
vào lưới điện của các quốc gia tiên tiến, có cơng nghệ và kỹ thuật cao, khơng hồn
tồn thích hợp đối với lưới điện Việt Nam. Do đó, việc quan trọng hàng đầu của đề
tài là đề xuất các giải pháp về lưới điện phân phối thông minh áp dụng cho Việt Nam,
điều này mang tính chất định hướng cho sự phát triển hệ thống lưới điện hiện đại, tiết
kiệm năng lượng và điều khiển tự động ở Việt Nam. Các yêu cầu về độ tin cậy điện
năng ngày càng tăng cùng với tốc độ tăng trưởng về nhu cầu trung bình 14%/năm.
Các yêu cầu này là hoàn toàn hợp lý, nhưng việc đáp ứng là rất khó khăn đối với
ngành điện do cơ sở hạ tầng lưới điện còn nhiều bất cập, khơng đảm bảo các tiêu chí
về độ tin cậy hay mức độ dự phòng trong vận hành. Lưới điện thơng minh được tích
hợp cơ sở hạ tầng cơng nghệ thông tin, là nền tảng để triển khai các ứng dụng tăng
cường độ tin cậy, quản lý cắt điện, cải thiện chất lượng điện năng.
Với lý do trên đây, cộng với tình hình trong nước do chúng ta đã có đủ trình độ
để thực hiện, luận văn bước đầu xác định cấu trúc điển hình cho lưới điện phân phối
thơng minh của Việt Nam, sau đó xây dựng cấu hình thiết bị cho trạm 110kV Lê Chân,
đưa ra các phương pháp xử lý sự cố lưới điện, đi sâu vào phân tích ảnh hưởng khi áp
dụng lưới phân phối thơng minh tại Hải Phòng.
2|
Lời cảm ơn
Lời đầu tiên em xin chân thành cảm ơn thầy giáo TS. Lê Việt Tiến đã hướng
dẫn và chỉ bảo tận tình từ lúc bắt đầu đến lúc hoàn tất luận văn này, em cũng xin gửi
lời cảm ơn đến các thầy, cô giáo trong viện Điện cũng như thầy cơ trong chương trình
đào tạo sau đại học Trường Đại Học Bách Khoa Hà Nội.
Xin cảm ơn Ban giám đốc Cơng ty TNHH MTV Điện lực Hải Phịng, Giám
đốc công ty Điện Lực Lê Chân, các anh Điều Hành Viên ở trạm 110kV Lê Chân,
Trung tâm Điều Độ B2 và các bạn cùng khóa đã giúp đỡ để tơi hồn thành luận văn
này.
Cuối cùng xin cảm ơn Ba Mẹ, em trai cùng toàn thể các thành viên trong gia
đình đã ủng hộ, động viên cũng như tạo điều kiện tốt nhất để tơi hồn thành luận văn
này. Do thời gian có hạn, trình độ cịn nhiều hạn chế, trang thiết bị dụng cụ phục vụ
nghiên cứu còn thiếu hoặc mới vận hành nên trong q trình cịn có nhiều thiếu sót,
rất mong được sự chỉ dạy của quý thầy cô, bạn bè và các đồng nghiệp.
3|
Tóm tắt nội dung luận văn
Định hướng: Điện năng là nguồn năng lượng quan trọng phục vụ mọi lĩnh vực
kinh tế, quốc phòng và dân sinh, là nền tảng cho sự phát triển của một quốc gia. Trong
một hệ thống điện tổng công suất của các trạm biến áp trong hệ thống xấp xỉ gấp 6
lần cơng suất của tồn hệ thống do phải tăng điện áp để truyền tải điện rồi hạ xuống
phù hợp với phụ tải… nên số lượng máy biến áp rất nhiều. Để đáp ứng tốt hơn như
cầu năng lượng điện cho khách hàng về tính ổn định và chất lượng điện năng… đồng
thời tiết giảm nhân cơng, chi phí quản lý, bảo trì, bảo dưỡng v.v…thì tự động hóa
trạm biến áp, xây dựng hệ thống giám sát & điều khiển trạm biến áp (SCADA) tiến
tới trạm không người trực đang là xu hướng và giải pháp được nhiều nước tiến đến
thực hiện và Việt Nam cũng khơng đứng ngồi xu thế này.
Mục tiêu: Mục tiêu nghiên cứu chủ đạo của đề tài là nhằm hướng tới xây dựng
một hệ thống trạm biến áp phân phối thơng minh, với cơng suất hơn 120MW. Do đó,
mục tiêu nhằm hướng tới làm chủ công nghệ lưới điện phân phối thông minh cho 01
trạm điện phân phối (63MVA). Năm rõ phương pháp phân tích sự cố khi áp dụng lưới
phân phối thơng minh, đưa ra những mặt tích cực khi sử dụng hệ thống giám sát điều
khiển và thu thập dữ liệu.
Phương pháp: Để giải quyết các nhiệm vụ đặt ra trong đề tài, cần dùng khá
nhiều phương pháp, kỹ thuật hiện đại. Phương pháp nghiên cứu của đề tài là sự kết
hợp giữa nghiên cứu chuyên sâu về cơ sở lý thuyết và ứng dụng thực tế cho một lưới
điện phân phối, do đó bao gồm: Nghiên cứu các tài liệu nước ngoài liên quan đến lĩnh
vực chuyên sâu mà đề tài cần quan tâm giải quyết. Phân tích đánh giá các phương
pháp đã và đang sử dụng trong và ngoài nước và đưa ra các ưu nhược điểm của từng
phương pháp. Nghiên cứu tổng hợp các giải pháp công nghệ cũng như các ứng dụng
của các quốc gia tiên tiến trong việc xây dựng lưới điện phân phối thơng minh. Tìm
hiểu, đánh giá lưới điện phân phối tại Việt Nam, làm cơ sở đề xuất đánh giá các tồn
tại của hệ thống SCADA hiện hữu.
Hạn chế: Tuy nhiên do nhiều nguyên nhân mà hệ thống SCADA tuy được đầu
tư rất tốn kém nhưng vẫn chưa khai thác triệt để được hiệu quả các tiện ích của hệ
thống này.
Kết luận: Việc hiện đại hóa cho lưới điện Việt Nam, để có được bước tiến
quan trọng, rất cần trước tiên là các quy định mang tính chất thể chế của nhà nước.
Việc quy định lại các yêu cầu không những cho ngành điện mà cho phía hộ tiêu thụ,
hộ phụ tải điện, là rất quan trọng để định hướng cho một mơ hình lưới điện thơng
minh cụ thể hơn, áp dụng mang sắc thái lưới điện Việt Nam.
HỌC VIÊN
Ký và ghi rõ họ tên
4|
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT………………………………………………..7
DANH MỤC BẢNG BIỂU………………………………………………………..9
DANH MỤC HÌNH VẼ……………………………………………………………10
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN
(SCADA)…………………………………………………………………………...12
1.1 Đặc điểm cơng trình ........................................................................................ 15
1.2 Mục tiêu của hệ thống SCADA ...................................................................... 16
1.3 Phạm vi của hệ thống SCADA ....................................................................... 16
CHƯƠNG 2: GIẢI PHÁP VÀ THIẾT KẾ CHO HỆ THỐNG SCADA……….17
2.1 Giải pháp công nghệ cho hệ thống SCADA ................................................... 17
2.1.1 Yêu cầu kỹ thuật chung ........................................................................... 17
2.1.2. Các yêu cầu về kiến trúc mạng, truyền tin, giám sát điều khiển và quản
lý dữ liệu. .......................................................................................................... 18
2.2 Giải pháp kỹ thuật cho hệ thống SCADA ...................................................... 32
2.2.1 Hệ thống truyền thông ............................................................................. 32
2.2.2 Hệ thống SCADA .................................................................................... 33
2.2.3 Hệ thống Local SCADA .......................................................................... 34
2.2.4 Yêu cầu kỹ thuật chi tiết .......................................................................... 34
2.2.5 Hệ thống thu thập dữ liệu và điều khiển.................................................. 42
2.3 Thiết kế cho hệ thống giám sát điều khiển SCADA ....................................... 49
2.3.1 Chọn máy tính giám sát HMI: ................................................................. 52
2.3.2 Lan Ethernet Switch ................................................................................ 53
2.3.3 Bộ lưu điện UPS>1KVA ......................................................................... 53
2.3.4 Bộ inverter 110VDC/220VAC ................................................................ 54
2.3.5 Cáp serial, cáp mạng STP ........................................................................ 55
2.3.6 RTU ......................................................................................................... 55
2.4 Thiết kế HMI bằng phần mềm SubStationHMI ............................................. 57
2.4.1 Giải pháp phần mềm ................................................................................ 57
2.4.2 Giới thiệu phần mềm SubStationHMI:.................................................... 60
2.4.3 Giao diện sử dụng & các chức năng chính .............................................. 61
CHƯƠNG 3: HIỆN TRẠNG VÀ PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ SỰ CỐ KHI ÁP
DỤNG SCADA…………………………………………………………………….74
3.1 Hiện trạng hệ thống SCADA của trung tâm điều khiển. ................................ 74
5|
3.1.1 Trung tâm điều khiển - Công ty TNHH Điện lực Hải Phòng ................. 74
3.1.2 Trạm 110kV Lê Chân .............................................................................. 78
3.2 Phương pháp khi xảy ra sự cố lưới điện 110kV ............................................. 79
3.2.1 Nguyên tắc xử lý sự cố: ........................................................................... 79
3.2.2 Nhiệm vụ của nhân viên vận hành trong xử lý sự cố: ............................. 80
3.2.3 Quy định thao tác thiết bị tại Trung tâm điều khiển B2 .......................... 81
3.2.4 Phương pháp xử lý khi đường dây nhảy sự cố ........................................ 81
3.2.5 Phương pháp xử lý khi sự cố MBA 110kV ............................................. 83
3.2.6 Phương pháp xử lý sự cố khi mất điện tồn trạm .................................... 85
CHƯƠNG 4: PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG KHI ÁP DỤNG SCADA CHO TRẠM
BIẾN ÁP……………………………………………………………………………87
4.1 Những lợi ích chung sau khi ứng dụng SCADA ............................................ 87
4.2 Ưu điểm về mặt thời gian ............................................................................... 87
4.2.1 Thời gian thao tác một thiết bị điện trung thế trước đây: ........................ 87
4.2.2. Thời gian thao tác một thiết bị điện trung thế thông qua hệ thống
SCADA:............................................................................................................ 88
4.2.3. Số lần thao tác trước khi áp dụng SCADA: ........................................... 89
4.3. Ưu điểm về chất lượng điện năng (chỉ số độ tin cậy cung cấp điện) ............ 91
4.3.1 SAIDI (System Average Interruption Duration Index) ........................... 91
4.3.2 SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) ......................... 94
4.3.3 MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) ................. 96
5.4 Những ưu điểm khác ....................................................................................... 99
CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN………………………………………………………..100
TÀI LIỆU THAM KHẢO………………………………………………………..101
6|
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
A1
: Trung tâm Điều độ hệ thống điện Miền Bắc
ACSI
: Các giao thức dịch vụ truyền thông cơ bản
B2
: Trung tâm Điều khiển xa Hải Phịng
BCU
: Bộ điều khiển mức ngăn
BTS
: Trạm thu phát sóng di động
BVRL
: Bảo vệ rơle
CD
: Cầu dao
CIP
: Chương trình bảo vệ cơ sở hạ tầng quan trọng
Cx
: Điều độ Điện lực
DAC
: Bộ thu nhận và điều khiển dữ liệu
DCS
: Hệ thống quản lý dữ liệu
ĐĐV B2
: Điều độ viên Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Phòng
ĐĐV
: Điều độ viên
DMS
: Hệ thống quản lý dữ liệu
DNP
: Giao thức truyền thông
DTĐ
: Dao tiếp địa
EMS
: Thông số bộ nhớ mở rộng
EVN
: Tập đoàn Điện lực Việt Nam
GPS
: Hệ thống định vị toàn cầu
HMI
: Thiết bị giao tiếp người điều hành và máy móc
HPPC
: Cơng ty TNHH MTV Điện lực Hải Phịng
HTĐ
: Hệ thống điện
I/O
: Đầu vào/ Đầu ra
ICCP
: Giao thức truyền thông giữa điều khiển trung tâm
IEC
: Tiêu chuẩn kỹ thuật điện quốc tế
IEDs
: Thiết bị điện tử thông minh
IEEE
: Viện kỹ thuật điện và điện tử
7|
LAN
: Mạng máy tính nội bộ
MBA
: Máy biến áp
MC
: Máy cắt
MCC
: Trung tâm điều khiển chính
NCC
: Trung tâm điều phối quốc gia
NIM
: Môđun giao diện mạng
PCM
: Thiết bị ghép kênh
PLC
: Truyền thông qua đường dây điện
QLLĐ
: Đội quản lý lưới điện cao thế
RMS
: Giá trị hiệu dụng
RTU
: Thiết bị đầu cuối điều khiển từ xa
SAS
: Hệ thống tự động hoá trạm biến áp
SBO
: Chọn lựa và kiểm tra trước khi vận hành
SCADA
: Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu
SDH
: Hệ thống phân cấp số đồng bộ
SNTP
: Giao thức truyền thông mạng đơn giản
TBA KNT
: Trạm biến áp không người trực
TBA
: Trạm Biến Áp
TĐKX HP
: Trung tâm điều khiển xa Hải Phịng
TĐL
: Tự đóng lại
TK TTĐKX : Trưởng kíp Trung tâm điều khiển xa Hải Phịng
TTLĐ
: Thao tác lưu động
UPS
: Bộ lưu trữ điện dự phòng
WAN
: Mạng diện rộng
8|
DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1: Cấu trúc tiêu chuẩn IEC 61850 ................................................................ 22
Bảng 2.2: Các yêu cầu cách điện tối thiểu ................................................................ 25
Bảng 2.4: Các yêu cầu về tính chống nhiễu .............................................................. 26
Bảng 2.4: Chỉ tiêu hiệu năng hệ thống SCADA ....................................................... 30
Bảng 2.5: Modem quang 4x2Mbit/s ......................................................................... 39
Bảng 2.6: Sơ đồ khối của giao diện HMI.................................................................. 58
Bảng 4.1: Bảng tổng hợp so sánh……………………………………………...…….90
Bảng 4.2: Chỉ số tin cậy SAIDI trước và sau khi áp dụng SCADA ......................... 94
Bảng 4.3: Chỉ số tin cậy SAIFI trước và sau khi áp dụng SCADA .......................... 96
Bảng 4.4: Chỉ số tin cậy MAIFI trước và sau khi áp dụng SCADA ........................ 99
9|
DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 2.1: Khả năng kết nối, mở rộng của mạng LAN .............................................. 29
Hình 2.2: Hệ thống SCADA cho TBA Lê Chân ....................................................... 50
Hình 2.3: Ethernet Switch MultiLink ML1200 - 16 Ports ........................................ 53
Hình 2.4: UPS SANTAK kiểu Rackmount C2KR ................................................... 54
Hình 2.5: Telecom Inverter loại YK-DA-HD ........................................................... 55
Hình 2.6: RTU 560 .................................................................................................... 55
Hình 2.7: Khởi chạy phần mềm Substation HMI ..................................................... 61
Hình 2.8: Giao diện chính Substation HMI .............................................................. 62
Hình 2.9: Giao diện đăng nhập ................................................................................. 63
Hình 2.10: Hiển thị các giá trị đo lường ................................................................... 63
Hình 2.11: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV ..................................................................... 64
Hình 2.12: Sơ đồ nhị thứ trạm 110kV ....................................................................... 65
Hình 2.13: Hiển thị hình ảnh máy biến áp ................................................................ 65
Hình 2.14: Địa chỉ của máy cắt 473 .......................................................................... 66
Hình 2.15: Hiển thị hình ảnh khi D-click vào máy cắt ............................................. 67
Hình 2.16: Cửa sổ điều khiển đóng/cắt Máy Cắt ...................................................... 67
Hình 2.17: Cửa sổ xác nhận lệnh đóng máy cắt........................................................ 68
Hình 2.18: Địa chỉ của dao cách lý 112-1 ................................................................. 69
Hình 2.19: Hiển thị hình ảnh khi D-click vào dao cách ly........................................ 69
Hình 2.20: Cửa sổ điều khiển đóng/cắt Dao cách ly................................................. 70
Hình 2.21: Cửa sổ xác nhận lệnh mở dao cách ly ..................................................... 70
Hình 2.22: Điều chỉnh nút tăng giảm nấc ................................................................. 71
Hình 2.23: Biểu thị các TU, TI tự dùng .................................................................... 71
Hình 2.24: Hình ảnh biết thị các thiết bị độc lập ...................................................... 71
Hình 2.25: Hình ảnh hiển thị Rơ-le lộ 475................................................................ 72
Hình 2.26: Giao diện web báo cáo ............................................................................ 72
Hình 2.27: Giao diện thốt chương trình .................................................................. 73
Hình 2.28: Giao diện sau khi thiết kế........................................................................ 73
Hình 3.1: Kiến trúc mạng trung tâm điều khiển Hải Phịng………………………...77
Hình 3. 2: Kiến trúc mạng tại trạm 110kV Lê Chân ................................................. 78
Hình 4.1: Chỉ số độ tin cậy SAIDI trước khi áp dụng SCADA…………………….92
Hình 4.2: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau khi áp dụng SCADA 1 năm ........................ 92
Hình 4.3: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau khi áp dụng SCADA 2 năm ........................ 93
Hình 4.4: Biểu đồ so sánh chỉ số SAIDI trước và sau áp dụng SCADA .................. 93
Hình 4.5: Chỉ số độ tin cậy SAIFI trước khi áp dụng SCADA ................................ 94
Hình 4.6: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau khi áp dụng SCADA 1 năm ........................ 95
Hình 4.7: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau khi áp dụng SCADA 2 năm ........................ 95
Hình 4.8: Biểu đồ so sánh chỉ số SAIFI trước và sau áp dụng SCADA................... 96
Hình 4.9: Chỉ số độ tin cậy MAIFI trước khi áp dụng SCADA ............................... 97
10 |
Hình 4.10: Chỉ số độ tin cậy MAIFI sau khi áp dụng SCADA 1 năm ..................... 97
Hình 4.11: Chỉ số độ tin cậy MAIFI sau khi áp dụng SCADA 2 năm ..................... 98
Hình 4.12: Biểu đồ so sánh chỉ số MAIFI trước và sau áp dụng SCADA ............... 98
11 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ
ĐIỀU KHIỂN (SCADA)
Hệ SCADA là một hệ thống mà các quá trình giám sát, điều khiển, cảnh báo,
lưu trữ số liệu...Khi mới xuất hiện, hệ thống điều khiển tập trung này chỉ được ứng
dụng trong những quy mơ vừa và nhỏ nên đã nhanh chóng gây được sự chú ý bởi
chính những hiệu quả mà chúng mang lại.
Một hệ SCADA truyền thống là một hệ thống mạng và thiết bị có nhiệm vụ
thuần túy là thu thập dữ liệu từ các trạm xa và truyền tải về khu trung tâm để xử lý.
Trong các hệ thống như vậy thì hệ thống truyền thơng được chú trọng và phần cứng
được quan tâm nhiều hơn. Từ những năm gần đây, tiến bộ trong các lĩnh vực truyền
thông công nghiệp và công nghệ phần mềm thực sự đã đem lại nhiều khả năng và giải
pháp mới, theo xu hướng phát triển hiện đại, với khả năng phân tán có sẵn trong hệ
thống truyền thông ở cấp dưới (bus trường, bus xử lý) và ở cấp trên (Ethernet), thì
trọng tâm của việc xây dựng hệ SCADA là lựa chọn công cụ phần mềm thiết kế giao
diện và tích hợp hệ thống.
Có nhiều loại hệ thống SCADA khác nhau nhưng về cơ bản chúng được chia
thành 4 nhóm với những tính năng sau:
− SCADA độc lập;
− SCADA nối mạng;
− SCADA không có chức năng đồ họa;
− SCADA có khả năng xử lý đồ họa.
• Hệ thống SCADA khơng có chức năng đồ hoạ
Là hệ thống thu nhận, xử lý số liệu thu bằng hình ảnh hoặc đồ thị, do khơng có
bộ phận giám sát nên hệ thống rất đơn giản và giá thành thấp.
• Hệ thống SCADA xử lý đồ họa thông tin thời gian thực.
12 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
Là hệ thống giám sát thu nhận dữ liệu có khả năng mơ phỏng tiến trình hoạt
động của các hệ thống sản xuất nhờ các tập tin cấu hình của máy đã được khai báo
trước đó. Tập tin cấu hình sẽ ghi lại khả năng hoạt động của hệ thống, các giới hạn
không gian hoạt động, giới hạn về khả năng công suất làm việc của máy. Nhờ biết
trước khả năng làm việc của hệ thống, hoạt động của hệ thống sản xuất mà khi có tín
hiệu q tải hay có vấn đồ đột ngột phát sinh, hệ thống sẽ thông báo cho người giám
sát biết trước để họ can thiệp vào hoặc tín hiệu vượt quá mức hệ thống cho phép hệ
thống sẽ lập tức cho máy cơng tác ngừng hoạt động.
• Hệ thống SCADA độc lập.
Là hệ thống giám sát và thu thập dữ liệu với một bộ xử lý, thông thường loại
hệ thống này chỉ điều khiển một hoặc hai máy công cụ. Do khả năng điều khiển ít
máy cơng tác nên hệ thống sản xuất chỉ đáp ứng được cho việc sản xuất chi tiết, không
tạo nên được dây truyền sản xuất lớn.
• Hệ thống SCADA mạng.
Là hệ thống giám sát và thu thập dữ liệu với nhiều bộ xử lý có nhiều bộ phận
giám sát được kết nối với nhau thông qua mạng. Hệ thống này cho phép điều khiển
hỗn hợp được nhiều máy cơng tác hoặc nhiều nhóm tạo nên một dây chuyền sản xuất
tự động. Đồng thời hệ thống có thể kết nối với nơi quản lý nơi ra quyết định sản xuất
hay có thể trực tiếp sản xuất theo yêu cầu của khách hàng từ nơi bán hàng hay từ
phòng thiết kế. Do được nối mạng nên chúng ta có thể điều khiển từ xa các thiết bị
cơng tác mà điều kiện làm việc ở đó là nguy hiểm khơng cho phép con người đến gần.
Có thể hình dung quá trình tạo dựng một ứng dụng SCADA gồm hai cơng việc
chính:
Xây dựng màn hình hiển thị
Thiết lập mối quan hệ giữa các hình ảnh trên màn hình với các biến quá
trình
13 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
Một hệ SCADA hiện đại bao gồm các thành phần sau:
• Các trạm điều khiển giám sát trung tâm
• Các trạm thu thập dữ liệu trung gian
• Hệ thống truyền thơng
• Các cơng cụ phát triển ứng dụng.
Các thành phần chức năng của hệ SCADA là:
• Giao diện người máy (sơ đồ cơng nghệ, đồ thị, phím thao tác…)
• Cơ sở truyền thơng cơng nghiệp
• Phần mềm kết nối các nguồn dữ liệu.
• Cơ sở dữ liệu q trình, dữ liệu cấu hình hệ thống.
• Các chức năng hỗ trợ trao đổi tin tức, sự cố.
• Hỗ trợ lập báo cáo thống kê.
Các chức năng của SCADA
• Quan sát, theo dõi.
• Điều khiển giám sát
• Báo cáo cảnh báo
• Điều khiển
• Lưu trữ dữ liệu
• Báo cáo
Nhìn chung, SCADA là một hệ thống kết hợp phần cứng, phần mềm để tự động
hóa việc giám sát điều khiển cho một số đối tượng sản xuất công nghiệp, năng lượng,
dầu khí…
Tùy theo yêu cầu cụ thể của bài tốn tự động hóa ta có thể xây dựng hệ thống
SCADA thực hiện một số trong những nhiệm vụ tự động hóa sau:
− Thu thập giám sát từ xa về đối tượng.
14 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
− Điều khiển đóng cắt từ xa lên đối tượng
− Điều chỉnh tự động từ xa lên đối tượng
− Thông tin từ xa các đối tượng và các cấp quản lý
Một hệ thống SCADA hiện đại bao gồm: máy chủ trung tâm (MTU: Master
Terminal Unit), các thiết bị thu thập dữ liệu và điều khiển (RTUs), hệ thống thông tin
liên lạc và phần mềm ứng dụng để giám sát và điều khiển RTU.
Các hệ thống SCADA bao gồm một trạm chính (trung tâm điều hành) các RTU
và một vài tuyến thông tin liên lạc giữa các thiết bị chủ tại trạm chính với các thiết bị
đầu cuối RTU. Đường dây thông tin cụ thể là đường dây điện thoại, tuyến cáp quang,
kênh viba hoặc kênh tài ba.
Đối với việc truyền số liệu, hiện nay người ta sử dụng rộng rãi cáp quang. Tốc
độ truyền tín hiệu số được đo bằng bit/s (còn được gọi là baud). Tốc độ truyền cụ thể
đạt tới I9200 baud, còn bình thường người ta thường sử dụng tốc độ truyền 600 đến
9600 baud.
Kênh thông tin là tầm quan trọng đặc biệt đối với hệ thống SCADA. Trong hệ
thống SCADA, độ tin cậy của cả hệ thống thường phụ thuộc vào chất lượng kênh
thơng tin vì đây là bộ phận của hệ số tin cậy thấp nhất trong hệ thống. Hệ thống
SCADA khơng thể làm việc bình thường nếu thiếu kênh thông tin tin cậy và đủ mạnh.
[1]
1.1 Đặc điểm công trình
Trạm biến áp (TBA) 110kV Lê Chân là một điểm nút quan trọng trong lưới
điện truyền tải và phân phối trong lưới điện do HPPC quản lý với tổng công suất hơn
120MW. Trạm gồm 2 ngăn lộ 110kV và 11 ngăn lộ 22kV là TBA đang vận hành
nhưng chưa có hệ thống SCADA, hệ thống mạng cáp quang đấu nối đến trạm chưa
hoàn chỉnh.
15 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
1.2 Mục tiêu của hệ thống SCADA
Đáp ứng như cầu quản lý tập trung và tự động hóa của ngành điện, có xu hướng
tiến đến trạm điều khiển tích hợp và trạm ít người hoặc khơng người trực. Do đó cần
thiết phải thực hiện các nội dụng sau:
Thu thập các tín hiệu bao gồm dữ liệu giám sát đo lường, các trạng thái của rơ
le bảo vệ, các trạng thái, tín hiệu báo động, các trạng thái của thiết bị và điều khiển từ
xa, các thiết bị thuộc quyền điều khiển và kiểm tra của các ngăn lộ được lắp đặt mới
(cấp điện áp 110kV và 3.3kV) bổ sung đầy đủ vào cơ sở dữ liệu SCADA của trạm để
truyền về Trung tâm Điều độ hệ thống điện Miền Bắc (A1), nhằm phục vụ việc chỉ
huy điều hành hệ thống điện của A1.
Thu thập các tín hiệu bao gồm dữ liệu giám sát đo lường, các trạng thái của rơ
le bảo vệ, các trạng thái của tín hiệu báo động, các trạng thái của thiết bị và điều khiển
từ xa các thiết bị được lắp đặt mới để truyền về Trung tâm Điều độ - Cơng ty TNHH
MTV Điện lực Hải Phịng (HPPC) nhằm phục vụ việc chỉ huy điều hành lưới điện của
Cơng ty.
Ngồi ra hệ thống local SCADA cũng được đầu tư trong giai đoạn này để giám
sát, thu thập dữ liệu và điều khiển toàn bộ các thiết bị trong trạm tại phịng điều hành
nhằm giảm thiểu cơng việc của điều hành viên và lưu lại toàn bộ diễn biến tại trạm
khi mất truyền thông với trung tâm điều khiển. Mặt khác hệ thống Local SCADA còn
dùng để kiểm tra, thử nghiệm tất cả các tín hiệu trước khi truyền về trung tâm nhằm
giảm thiểu thông tin rác.
1.3 Phạm vi của hệ thống SCADA
Xây dựng hệ thống SCADA kết nối về 02 trung tâm điều khiển và hệ thống
local SCADA tại trạm cho các ngăn lộ lắp mới bao gồm ngăn lộ 171, 172, ngăn
phân đoạn 110kV, ngăn MBA 2T – 63MVA.
16 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
CHƯƠNG 2: GIẢI PHÁP VÀ THIẾT KẾ CHO HỆ THỐNG
SCADA
2.1 Giải pháp công nghệ cho hệ thống SCADA
Công nghệ tiên tiến
Khai thác tối đa năng lực của các thiết bị IEDs hoặc BCU/Multi-meter (có
module I/O) trong trạm.
Giảm tối thiểu khối lượng cáp điều khiển và các thiết bị ghép nối (rơ le lệnh,
rơ le lặp lại trạng thái và cảnh báo…). Kết nối qua các thiết bị giao tiếp tín hiệu I/O
tại các ngăn lộ và kết nối vào mạng LAN tại trạm.
Tương tác và tuân thủ các tiêu chuẩn
Đáp ứng khả năng bảo dưỡng, tương thích và mở rộng.
Giao diện HMI dễ hiểu, dễ vận hành
Đáp ứng tính tin cậy và sẵn sàng
Chi phí hợp lý
Định hướng nâng cấp lên hệ thống điều khiển tích hợp trạm và trạm ít/khơng
người trực.
2.1.1 u cầu kỹ thuật chung
Yêu cầu kiến trúc tại trạm: theo tiêu chuẩn mạng LAN
Các tiêu chuẩn IEC về mạng truyền dẫn
Yêu cầu về khả năng bảo dưỡng.
Bảo vệ chống xung và nhiễm điện
Môi trường và các điều kiện làm việc xung quanh
Nguồn cấp điện
Cáp đấu nối
Kích thước RTU
17 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
2.1.2. Các yêu cầu về kiến trúc mạng, truyền tin, giám sát điều khiển và quản lý dữ
liệu.
2.1.2.1. Kiến trúc mạng tại trạm
Mức trạm: mức trạm có chứa đựng kho dữ liệu thống nhất, các giao diện vận
hành tại chỗ, các chức năng quản lý cấu hình và kỹ thuật, cũng như hệ thống
SCADA, các thông tin vận hành, kỹ thuật và phi kỹ thuật có thể truy cập từ
cơng ty. Việc truyền tin nội bộ trạm sẽ thông qua thanh dẫn của trạm. Cả hệ
thống truyền tin nội bộ trạm và liên kết với mạng WAN của công ty đều phải
dựa trên các giao thức chuẩn IEC.
Mức ngăn: Việc truyền tin trong mức ngăn cũng như giữa các thiết bị IED trên
cơ sở thanh dẫn trạm theo chuẩn IEC 61850 tạo ra một nền tảng cho phép tích
hợp hồn tồn các hệ thống bảo vệ và điều khiển, do đó giảm số lượng thiết bị
tại trạm và việc đấu dây cho bản điều khiển. Tính năng điều khiển, lưu trữ, đo
đếm, bảo vệ được thực hiện ở mức này và thông thường các thiết bị được lắp
đặt trong phòng điều khiển trạm.
Mức xử lý: Giao diện giữa các thiết bị nhất thứ (CT, VT, thiết bị đóng cắt…)
và các thiết bị IED mức ngăn có thể khai thác cơng nghệ trộn dữ liệu để hợp
nhất các trạng thái và số liệu đo nhất thứ, và tạo ra khả năng truy cập các dữ
liệu này thông qua thanh xử lý tốc độ cao (ứng dụng IEC 61850) từ mức ngăn
và mức trạm. Ngồi ra các đường kết nối riêng có thể trang bị cho một số IED
cụ thể như thiết bị đo góc pha nhằm đảm bảo độ chính xác cao. Các thiết bị ở
mức xử lý thường được lắp đặt càng gần thiết bị nhất thứ càng tốt để giảm
lượng cáp.
Cấu hình Sao (Star) và Vịng (Ring) được áp dụng cho mạng LAN của trạm
nếu các yêu cầu về dự phòng, sẵn sàng, tin cậy và hiệu năng được đáp ứng.
Mạng LAN Ethernet phải hỗ trợ chuẩn TCP/IP, FTP và Telnet. [2]
2.1.2.2. Các giao thức truyền tin tiêu chuẩn
Xây dựng chiến lược bảo vệ và tự động của TBA sẽ quyết định đến mơ hình
thu thập, xử lý và trao đổi dữ liệu của các IEDs. Do đó, vấn đề truyền thông giữa các
IEDs và giữa các IEDs với trung tâm điều khiển sẽ rất quan trọng khi thực hiện các
18 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
chức năng tự động hoá của trạm. 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, DNP3
và IEC 6870. Các giao thức trên khơng có sự tương đồng hồn tồn 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 ban hành phiên bản đầu tiên về tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850.
IEC 61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng dụng tự động
hoá trạm. Tiêu chuẩn cho phép tích hợp tất cả các chức năng bảo vệ, điều khiển, đo
lường và giám sát truyền thống của TBA, đồng thời nó có khả năng cung cấp các ứng
dụng bảo vệ và điều khiển phân tán, chức năng liên động và giám sát phức tạp. Với
ưu điểm của chuẩn truyền thơng TCP/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.
Do đó, giao thức IEC 61850 sẽ được dùng làm giao thức truyền tin trong mạng
LAN của trạm giữa các RTU và IED. Trong trường hợp cấu trúc mạng bao gồm các
khối giao diện mạng (Network Interface Modules – NIM), chuẩn IEC 61850 sẽ được
dùng cho trao đổi thông tin giữa các RTU và NIM.
Ngoài ra các giao thức như Modbus TCP, DNP TCP và IEC 870-5-103 cũng
phải được hỗ trợ để đảm bảo kết nối tới các thiết bị hiện hữu (nếu có). Chuẩn IEC
870-5-5-101 và IEC 870-5-5-104 cần được dùng để chuyển dữ liệu trạm sang các hệ
thống SCADA, SCADA/EMS hoặc SCADA/DMS bên ngoài.
2.1.2.3. Giám sát và Điều khiển
Các chức năng giám sát và điều khiển phải được thực hiện bằng các rơ le kỹ
thuât số và/hoặc khối I/O interface-BCU đã lắp đặt trong trạm. Các rơ le kỹ thuật số
và/hoặc các khối I/O interface đảm nhiệm việc đóng cắt máy cắt tự động tại chỗ và từ
xa.
19 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
Các rơ le và/hoặc các khối I/O interface sẽ truyền lại thông tin trạng thái của
các máy cắt cùng với các dữ liệu bảo dưỡng vận hành của các thiết bị trạm. Ngoài ra,
cấu trúc giám sát và điều khiển trạm còn bao gồm:
Các máy tính/RTU của trạm với cấu hình dự phịng đầy đủ thay cho cấu hình
hot-stand-by; trong các yêu cầu kỹ thuật ở đây các máy tính/RTU của trạm sẽ được
gắn tên là Host 1 và hệ thống Host.
Bảng mimic hiển thị mức ngăn.
Do yêu cầu dự phòng và tin cậy, cấu trúc giám sát và điều khiển trạm không
chỉ phụ thuộc vào các máy tính của trạm; các tính năng giám sát và điều khiển đầy đủ
phải được đảm bảo bằng các bộ xử lý thông tin, các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các khối
I/O-BCU cũng như bằng bản điều khiển mimic dùng nút bấm và đèn hiệu.
Ngoài ra, cấu trúc giám sát và điều khiển trạm cũng phải đảm bảo kết nối và
xử lý các thiết bị đo lường, bao gồm:
Đọc dữ liệu thời gian thực.
Lưu trữ các số liệu đã đọc trong cơ sở dữ liệu an tồn phù hợp với u cầu
kiểm tốn và chỉ người có thẩm quyền truy cập được.
Bên cạnh đó, tất cả các thiết bị bảo vệ và các máy tính chủ phải được chuẩn
đồng bộ thời gian theo chức năng SNTP của IEC61850-3 dựa vào tín hiệu GPS.
2.1.2.4. Kho thông tin quá khứ với dung lượng lớn và truy cập qua Web
Kiến trúc giải pháp SCADA phải tích hợp một hệ thống dữ liệu quá khứ (HIS)
sử dụng công nghệ nén dữ liệu để tạo ra kho chứa thông tin dung lượng lớn với các
đặc điểm:
Chiếm rất ít dung lượng đĩa cứng
Có thể truy cập đến một thời điểm trong quá khứ với độ phân giải về thời gian
ở mức vài dây.
Không thể bị thay đổi một khi đã được lưu, từ đó đảm bảo căn cứ an tồn cho
kiểm tốn.
20 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
Kèm theo các tính năng tìm kiếm dữ liệu, hiển thị trực quan và lập báo cáo.
Tính năng này được trang bị trong web-server để đảm bảo HIS có thể được
truy cập qua mạng Internet/Intranet cho người dùng bên ngoài như các kỹ sư SCADA,
SCADA/EMS và/hoặc SCADA/DMS, các bộ phận khác của công ty và/hoặc nhân
viên thị trường có thầm quyền.
2.1.2.5. Tính tương tác và các tiêu chuẩn
RTU được yêu cầu thiết kế tuân theo các tiêu chuẩn có thể áp dụng được của
IEC (International Electro-Technical Commission) hoặc các tiêu chuẩn được đưa ra
bởi các tổ chức. Ngồi ra, RTU cịn được u cầu về thiết kế và chế tạo theo các tiêu
chuẩn đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho phép lắp đặt và sử dụng trên hệ thống
điện Việt Nam.
Tính tương tác và tuân thủ các tiêu chuẩn là điểm cơ bản để đảm bảo khả năng
tích hợp các phần cứng bổ sung mà khơng thay đổi cấu hình hệ thống hiện tại; khả
năng ứng dụng phần mềm của bên thứ ba; và khả năng tích hợp phần mềm do Người
mua phát triển dựa trên giải pháp máy tính do Nhà cung cấp thiết kế và thực hiện.
Các giao diện thông tin thực tiễn và/hoặc chính thức được chấp nhận cho dự
án này là:
IEC 60870-5-101 – thông tin giữa trạm chủ SCADA với RTU và SAS
IEC 60870-5-103 – giao diện với thiết bị bảo vệ
IEC 60870-5-104 – truy cập mạng bằng giao thức truyền tin tiêu chuẩn
IEC 60870-6-503 – giao thức ICCP (TASE.2)
IEC 60870-6-802 – giao thức mục tiêu mẫu của ICCP (TASE.2)
IEC 61850-7-1 – cấu trúc truyền tin cơ sở của trạm và thiết bị đường
dây – giao diện dịch vụ truyền tin ảo (abstract communication service
interface – ACSI)
IEC 61850-7-3 – cấu trúc truyền tin cơ sở của trạm và thiết bị đường
dây – các cấp dữ liệu chung
21 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
IEC 61850-7-4 – cấu trúc truyền tin cơ sở của trạm và thiết bị đường
dây – nút logic tương thích (compatible logical node) và địa chỉ dữ liệu
đối tượng (data object addressing).
Cấu trúc của tiêu chuẩn IEC 61850 được tóm lược trong Bảng 2.1
Bảng 2.1: Cấu trúc tiêu chuẩn IEC 61850
Phần
Tiêu đề
1
Giới thiệu khái quát
2
Thuật ngữ
3
Các yêu cầu chung
4
Quản lý Dự án và Hệ thống
5
Các Yêu cầu Thông tin cho các Chức năng và Mơ hình Thiết bị
6
7
Ngơn ngữ mơ tả cấu hình cho Truyền tin trong trạm điện liên quan
tới IED
Cấu trúc truyền tin cơ sở của trạm và thiết bị đường dây
7.1
Các ngun lý và Mơ hình
7.2
Giao diện dịch vụ truyền tin ảo (Abstract Communication Service
Interface – ACSI)
Các cấp dữ liệu chung (Common Data Classes – CDC)
7.3
9.2
Các cấp nút logic tương thích và các cấp dữ liệu (Compatible logical
node classes và data classes)
Thiết lâp Dịch vụ Truyền tin Cụ thể (Specific Communication
Service Mapping – SCSM)
Thiết lập với MMS (ISO/IEC 9506 – phần 1 và 2) và tới ISO/IEC
8802-3
Thiết lập Dịch vụ Truyền tin Cụ thể (Specificl Communication
Service Mapping – SCSM)
Các giá trị lấy mẫu trong liên kết point-to-point nối tiếp không hướng
đa truy cập (Sampled Values over Serial Unidirectional Muiltidrop
Point-to-Point Link)
Các giá trị lấy mẫu trên ISO/IEC 8802-3
10
Thử nghiệm đáp ứng (Conformance Testing)
7.4
8
8.1
9
9.1
22 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
IEC 61131, bao gồm các tiêu chuẩn cho bộ điều khiển lập trình và các thiết bị
ngoại vi liên quan kể cả các đặc tính cơ bản liên quan đến việc lựa chọn và sử
dụng các bộ điều khiển lập trình và các thiết bị ngoại vi cũng như các yêu cầu
về thiết bị và thử nghiệm liên quan đối với bộ điều khiển lập trình (PLC) cùng
các thiết bị ngoại vi liên quan
IEEE 802.3 cho mạng LAN (hoặc ISO/IEC 8802-3)
IEEE 1379-2000 – Khuyến cáo cho IEEE áp dụng cho Truyền tin giữa các
RTU và IED trong trạm (theo chuẩn DNP3 và IEC 60870-5-101)
IEC 60687 và IEC 62053 dùng cho các thiết bị đo năng lượng tĩnh.
NERC CIP 002 đến CIP 009, có hiệu lực từ tháng 6/2006 dùng cho bảo vệ
chính của hạ tầng cơ sở, tức là an toàn hệ thống (Critical Infrastructure
Protection – CIP)
ISO/IEC 17799 và ISO 27002 dùng cho an toàn hệ thống.
Ngoài ra, giải pháp SCADA của luận văn đề xuất phải đảm bảo khả năng xử
lý các giao thức và thiết bị chuẩn như DNP3 – giao thức mạng phân tán (Distributed
Network Protocol – DNP V3.0), Mobus và IEC 60870-5-103, có thể qua các cổng
(gateway) chuyển đổi dữ liệu IED thành dạng tương thích với các mơ hình đối tượng
IEC 61850 như mơ tả trong IEC 61850-7-3 và IEC 61850-7-4. [3]
2.1.2.6. Yêu cầu về khả năng bảo dưỡng
Mục tiêu chính của yêu cầu về bảo dưỡng, bổ sung và mở rộng là nhằm đến
một thiết kế phân tán mở có thể tránh được các nguy cơ lạc hậu nhưng vẫn đảm bảo:
Thỏa mãn khả năng mở rộng hệ thống điện không cần thay thế toàn bộ thiết bị
Bổ sung các chức năng mới khi cần thiết
Có khả năng triển khai theo từng giai đoạn.
Do đó các hệ thống SCADA đề xuất phải cho phép bổ sung các chức năng mới
mà khơng địi hỏi thay đổi lớn về mặt hệ thống hoặc phần mềm. Việc bổ sung chức
năng mới cũng như nâng cấp chức năng hiện có phải được thực hiện bằng các giải
23 |
Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật
pháp đơn giản. Ở mức tối thiểu các điều khoản sau phải được nêu trong phần đầu của
thiết kế để đảm bảo:
Việc mở rộng hệ thống sẽ khơng làm giảm tính tin cậy, sẵn sàng và độ an toàn
Thời gian dừng hệ thống để tiến hành và thử nghiệm các hiệu chỉnh/nâng cấp
phải ở mức tối thiểu.
Việc mở rộng hệ thống không gây biến động lớn về cấu trúc phần mềm và phần
cứng.
Mức độ đấu dây để thực hiện các sửa đổi hiệu chỉnh phải ở mức tối thiểu.
Ngoài ra, phải đảm bảo khả năng duy trì và/hoặc mở rộng hệ thống SCADA
ban đầu bằng việc nâng cấp đơn giản một hoặc một vài bộ xử lý, thay thế hoặc bổ
sung các IED mới, tăng tốc (băng thông) truyền tin trong trạm, các nâng cấp khác.
Bên cạnh đó, các giải pháp SCADA phải có khả năng đáp ứng tương thích, tức là cấu
trúc cơ sở ban đầu phải đảm bảo khả năng hỗ trợ các trạm với quy mô khác nhau và
có thể nâng cấp để tương thích với sự phát triển của hệ thống điện và các yêu cầu
chức năng.
2.1.2.7. Bảo vệ chống xung và nhiễm điện
Các thành phần điện và điện tử của các thiết bị phải được thiết kế để có thể đạt
được tính cách điện, cách ly và miễn nhiễm với các nhiễu điện tử, các xung bức xạ và
phóng điện. [4]
Các định nghĩa sau đây về cấp chịu đựng nhiễu điện sẽ được sử dụng để định
ra các yêu cầu về cách điện, bao gồm:
-
Thiết bị có khả năng bị nhiễu điện
Các đầu nối của thiết bị có khả năng bị nhiễu điện có thể được đấu nối mà
khơng có sự bảo vệ đặc biệt về cách điện. Các đầu nối của thiết bị có thể được xem là
có khả năng bị nhiễm điện khi chúng được nối trực tiếp đến:
Các mạch nhị thứ của máy biến dòng điện hay máy biến điện áp.
24 |
