Ho so thiet ke final FULL issued
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (10.33 MB, 75 trang )
CÔNG TY CỔ PHẦN ĐẦU TƯ ĐIỆN PHƯỚC HỮU
NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI PHƯỚC HỮU - ĐIỆN LỰC 1
Mã số CT : 917050C
HỒ SƠ THOẢ THUẬN
THIẾT KẾ HỆ THỐNG SCADA VÀ VIỄN THÔNG
TP. Hồ Chí Minh - Tháng 5-2018
CÔNG TY CỔ PHẦN ĐẦU TƯ ĐIỆN PHƯỚC HỮU
NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI PHƯỚC HỮU - ĐIỆN LỰC 1
Mã số CT : 917050C
HỒ SƠ THOẢ THUẬN
THIẾT KẾ HỆ THỐNG SCADA VÀ VIỄN THÔNG
TP. Hồ Chí Minh, ngày
CHỦ ĐẦU TƯ
CÔNG TY CỔ PHẦN
ĐẦU TƯ ĐIỆN PHƯỚC HỮU
tháng 5 năm 2018
ĐƠN VỊ TƯ VẤN
CÔNG TY CP TƯ VẤN XÂY DỰNG ĐIỆN 3
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
NỘI DUNG BIÊN CHẾ ĐỀ ÁN
Hệ thống Viễn thông Dự án “Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1” được biên
chế như sau:
MỤC LỤC
1. TỔNG QUAN ................................................................................................................ 2
1.1. Văn bản pháp lý ................................................................................................... 2
1.2. Đặc điểm dự án .................................................................................................... 2
2. HỆ THỐNG SCADA/EMS ........................................................................................... 3
2.1 Tổng quan và thành phần hệ thống. ....................................................................... 3
2.2 Hệ thống điều khiển, giám sát. .............................................................................. 4
2.3 Yêu cầu chung đối với thiết bị SCADA................................................................. 7
2.4 Yêu cầu danh sách dữ liệu:.................................................................................... 8
3. YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ THỐNG VIỄN THÔNG...................................................... 9
3.1 Cung cấp kênh thông tin phục vụ quản lý và vận hành .......................................... 9
3.2 Yêu cầu kỹ thuật chung của thiết bị, vật tư ......................................................... 10
3.3 Kênh thông tin truyền dẫn tín hiệu giám sát Điều khiển – Điều độ
(SCADA/EMS) và FR/PMU ............................................................................. 10
3.4 Qui mô đầu tư ..................................................................................................... 11
3.5. Phòng lắp đặt thiết bị thông tin ........................................................................... 13
4. BẢNG KÊ THIẾT BỊ VẬT TƯ VIỄN THÔNG ........................................................ 14
4.1. Thiết bị thông tin lắp đặt tại NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 .................. 14
4.3 Thiết bị thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia (A0) .................. 16
4.4 Thiết bị thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều độ HTĐ miền Nam (A2) ................ 16
5. TRÁCH NHIỆM VÀ PHẠM VI THỰC HIỆN ......................................................... 16
6. CÁC PHỤ LỤC VÀ BẢN VẼ ĐÍNH KÈM................................................................ 17
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 1/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
1. TỔNG QUAN
1.1. Văn bản pháp lý
- Căn cứ Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA ban hành
kèm theo Quyết định số 55/QĐ-ĐTĐL do Cục Điều tiết điện lực ban hành ngày 22
tháng 8 năm 2017;
- Văn bản số 1825/ĐĐQG-CN, ngày 02/10/2017 của Trung tâm điều độ hệ thống điện
quốc gia về việc thỏa thuận SCADA&VT đối với các nhà máy điện mặt trời.
- Văn bản số 1386/EVN-KTSX, ngày 08/04/2016 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về
việc kết nối tín hiệu Trung tâm điều khiển về SCADA Điều độ.
- Văn bản số 1808/EVN-VT&CNTT, ngày 06/05/2016 của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam về việc Thoả thuận kết nối kênh thông tin với giao thức truyền tin IEC60870-5104.
- Quyết định số 176/QĐ-EVN, ngày 04/03/2016 của Tổng Giám đốc Tập đoàn Điện lực
Việt Nam ban hành Quy định Hệ thống điều khiển trạm biến áp 500kV,110kV,110kV
trong Tập đoàn Điện lực quốc gia Việt Nam.
- Căn cứ Thông báo số 454/TB-EVN, ngày 31/10/2013 của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam: Về việc ý kết kết luận của Phó Tổng giám đốc Đặng Hoàng An tại cuộc họp
phương án hoàn thiện các kênh truyền cho rơle bảo vệ các đường dây.
- Thông tư số 25/2016/TT – BCT, ngày 30/11/2016 của Bộ Công Thương: Về việc
Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải.
- Văn bản số 1213/ĐĐQG-CN+PT ngày 22/7/2016 về quy định chiều công suất trong hệ
thống SCADA;
- Văn bản số 2069/ĐĐQG-CN+PT ngày 01/11/2017 của Trung tâm điều độ Hệ thống
điện quốc gia về việc thống nhất nguyên tắc xác định chiều công suất tại trạm biến áp.
- Văn bản số 10/ĐĐQG-CN+PT ngày 03/01/2018 về việc thống nhất nguyên tắc xác
định chiều công suất cho thiết bị tụ, kháng tại các trạm biến áp.
- Thỏa thuận đấu nối giữa Tổng Công ty điện lực miền Nam và Công ty Cổ phần Đầu tư
điện Phước Hữu số 07/2018/EVN SPC-SOLAR.PHUOCHUU-DL1 ngày 09/07/2018
1.2. Đặc điểm dự án
1.2.1 Chủ đầu tư:
- Tên nhà máy: Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1
- Chủ đầu tư: Công ty Cổ phần đầu tư điện Phước Hữu.
- Địa điểm xây dựng: xã Phước Hữu, huyện Ninh Phước, tỉnh Ninh Thuận.
1.2.2 Quy mô xây dựng.
Dự án “Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1” có các thông số cụ thể như
sau:
STT
Thông số
Đặc điểm – khối lượng
1.
Công suất lắp đặt DC
Công ty CP TVXDĐ3
30,24 MWp
Trang 2/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
STT
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
Thông số
Đặc điểm – khối lượng
2.
Số lượng tấm pin (Poly - 330Wp)
3.
Hiệu suất chuyển đổi tấm pin
~17%
4.
Số lượng inverter 2.500kW
11 bộ
5.
Số lượng máy biến áp 2,5MVA
6.
Công suất TBA 22/110kV
89.760 tấm
11 máy
1x40MVA
1.2.3. Phương án đấu nối nhà máy vào Hệ thống điện.
Theo Quy hoạch, phạm vi đầu tư NMĐ bao gồm tất cả các thiết kế phần điện bên
trong hàng rào của nhà máy điện. Đoạn đấu nối dài 5,1km từ trạm nâng áp 22/110kV Phước
Hữu – Điện lực 1 đến trạm cắt 110kV Ninh Phước. Chủ đầu tư sẽ xây sân phân phối 110kV
sử dụng 01 máy biến áp tăng áp 22/110kV và hệ thống phân phối dùng để đấu nối từ Nhà
máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1 đến ngăn lộ xuất tuyến 110kV của trạm cắt
110kV Ninh Phước (sau này sẽ được EVN xây dựng nâng cấp thành TBA 220/110kV Ninh
Phước). Sơ đồ nối điện 917050C-NT-B-Đ1-02 đính kèm;
Trạm cắt 110kV Ninh Phước là trạm đang được xây dựng thuộc phạm vi dự án khác
nhằm kết nối các dự án NMĐ mặt trời trong khu vực và đấu nối các dự án này với hệ thống
điện quốc gia bằng 2 ngăn lộ đường dây 110kV tới trạm 110kV Ninh Phước và 110kV Ninh
Thuận 1. Trạm cắt này sau khi xây dựng xong sẽ được bàn giao cho EVN quản lý vận hành.
Sơ đồ lưới điện khu vực 917050C-NT-B-Đ1-01 đính kèm.
2. HỆ THỐNG SCADA/EMS
2.1 Tổng quan và thành phần hệ thống.
2.1.1 Tổng quan.
Hệ thống SCADA Gateway tại Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 là hệ
thống độc lập, được trang bị để kết nối với hệ thống điều khiển phân tán (DCS) hiện đại, với
cấu trúc phân cấp dựa trên công nghệ máy tính hoá đa chức năng theo cấu trúc mở. Các thiết
bị điều khiển giám sát phải tuân theo các tiêu chuẩn Quốc tế thông dụng áp dụng cho các
nhà máy điện và phù hợp với các quy định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Hệ thống này
có những ưu điểm sau:
- Cung cấp đầy đủ các chức năng SCADA như giám sát, thu thập dữ liệu, ghi sự kiện,
báo tín hiệu, liên lạc dữ liệu và điều khiển từ xa, giao diện vận hành thuận tiện, tin cậy và
ổn định.
- Điều khiển công suất P,Q,U từ A0 thông qua máy tính PLC-Park Controller
- Có kết cấu mođun nhằm đơn giản hoá công tác thiết kế, lắp đặt, thử nghiệm vận hành
và bảo trì.
- Hệ thống có chức năng tự kiểm tra, chẩn đoán lỗi sẽ đảm bảo tính chính xác cao, qua
đó giảm thời gian bảo dưỡng.
- Với các chức năng điều khiển được xây dựng bằng phần mềm tạo cho hệ thống thông
tin đựơc linh hoạt khi có nhu cầu mở rộng.
- Phù hợp với xu thế phát triển công nghệ kỹ thuật số trên thế giới hiện nay.
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 3/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
Sử dụng phương thức trao đổi, kết nối tín hiệu giữa cấp điều khiển tại chỗ và cấp điều khiển
nhà máy thông qua thanh truyền dữ liệu mạch kép có cấu trúc dạng mạch vòng (có dự
phòng) để tăng độ tin cậy.
2.1.2 Thành phần hệ thống:
Hệ thống điều khiển, giám sát và bảo vệ của Nhà máy được trang bị cho các phần tử sau
đây:
- Các ngăn lộ đường dây.
- Các ngăn máy biến áp lực.
- Các ngăn tủ lộ tổng.
- Các tủ biến điện áp đo lường cho thanh cái.
- Các tủ xuất tuyến.
- Hệ thống giám sát chung của máy.
2.2 Hệ thống điều khiển, giám sát.
2.2.1 Cấu trúc hệ thống.
Hệ thống điều khiển bằng máy tính của Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
về cơ bản có cấu trúc 3 cấp như sau:
-
Cấp thiết bị điều khiển bảo vệ các ngăn lộ.
-
Cấp mạng LAN điều khiển, các máy chủ điều khiển, cơ sở dữ liệu trạm.
-
Cấp điều khiển điều độ (SCADA/EMS).
Cấp thiết bị điều khiển bảo vệ:
Cấp này bao gồm các thiết bị bảo vệ và điều khiển cho từng ngăn lộ, liên động điều
khiển của từng ngăn lộ và liên kết các ngăn lộ khác và phải đáp ứng nguyên tắc chính – dự
phòng. Để giảm số lượng cáp điều khiển cho từng ngăn lộ cũng như hạn chế sự cố chạm
chập cáp gây ra, lựa chọn giải pháp bố trí các tủ thiết bị bảo vệ và điều khiển cấp ngăn lộ
(bay control unit) ở ngoài trời, tại vị trí các ngăn lộ.
Cấp mạng LAN, hệ thống máy chủ điều khiển và cơ sở dữ liệu:
Các thiết bị của từng ngăn lộ sẽ được kết nối về máy chủ của trạm thông qua mạng
LAN bằng cáp quang. Mạng LAN của trạm là hệ thống mạng Ethernet có tốc độ 100Mbps
(cấu hình vòng Ring để đảm bảo hệ thống mạng hoạt động liên tục ngay cả trong trường
hợp có bất kỳ phân đoạn (segment) nào trên mạng bị sự cố).
Hệ thống máy tính chủ đảm nhiệm chức năng sau:
- Thu thập dữ liệu thời gian thực và giao diện người – máy, được cài đặt trên 2 máy
độc lập để dự phòng lẫn nhau.
-
Thu thập, lưu trữ số liệu và quản trị cơ sở dữ liệu quá khứ.
-
Gateway kết nối vào hệ thống SCADA/EMS.
- Máy tính Engineering console (Operation Work Station) để phục vụ công tác bảo
dưỡng sửa chữa, chỉnh định rơ le điều khiển và bảo vệ. Các máy tính đều được kết nối
trực tiếp vào hệ thống mạng LAN của trạm. Hệ quản trị cơ sở dữ liệu quá khứ trạm phải
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 4/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
là hệ cơ sở dữ liệu kiểu quan hệ thương mại, độc lập với giao diện người máy và có khả
năng lưu trữ ít nhất 2 năm.
- Phần mềm HMI của trạm phải được thiết kế dự phòng cho khả năng mở rộng trạm
trong tương lai.
Cấp kết nối SCADA/EMS
Kết nối vào hệ thống SCADA/EMS được thực hiện thông qua máy tính gateway của
NMĐ Phước Hữu – Điện lực.
Các giao thức truyền tin cho giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu thời gian thực áp
dụng cho mạng LAN của trạm phải là giao thức mở, phù hợp với định hướng phát triển
công nghệ của ngành điện (không phải lệ thuộc vào một nhà cung cấp trong quá trình vận
hành bảo dưỡng và mở rộng hệ thống). Giao thức cơ bản cho truyền tin kết nối
SCADA/EMS của Nhà máy về A0, tiêu chuẩn IEC 60870-5-104.
Hình 3. Sơ đồ nguyên lý kết nối điều khiển trong NMĐMT
- Quá trình điều khiển nhà máy điện mặt trời sẽ được thực hiện theo trình tự như sau,
từ giá trị Setpoints nhận được từ các hệ thống SCADA/EMS tại các trung tâm điều
độ hệ thống điện thông quá máy tính SCADA Gateway, hệ thống giám sát điều khiển
trung tâm sẽ thực hiện các lệnh điều khiển các thiết bị Inverter đáp ứng theo các giá
trị Setpoints yêu cầu nhận được. Sơ đồ nguyên lý điều khiển hoạt động nhà máy điện
mặt trời được thể hiện trong hình sau:
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 5/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
2.2.2 Phạm vi thực hiện các dịch vụ kỹ thuật kết nối SCADA
Tại Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1
- Lắp đặt và thử nghiệm cáp các loại;
- Lắp đặt, thử nghiệm và hiệu chỉnh kênh viễn thông (cùng phối hợp với các Trung
tâm Điều độ);
- Xây dựng cơ sở dữ liệu;
- Xây dựng các sơ đồ trên màn hình;
- Lắp đặt, thử nghiệm và hiệu chỉnh máy tính chuyển đổi giao thức của hệ thống điều
khiển toàn Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1 sang giao thức truyền tin
quy định (máy tính Gateway);
- Thực hiện kết nối, thử nghiệm, hiệu chỉnh và tích hợp vào hệ thống SCADA/EMS
của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia và Trung tâm Điều độ Hệ thống điện
miền Nam.
Tại Trung tâm Điều độ A0
- Lắp đặt cáp các loại;
- Lắp đặt, thử nghiệm và hiệu chỉnh kênh viễn thông;
- Xây dựng cơ sở dữ liệu;
- Xây dựng các sơ đồ trên màn hình;
- Cấu hình lại các máy tính chủ;
- Thực hiện các kết nối, thử nghiệm, hiệu chỉnh và tích hợp vào hệ thống
SCADA/EMS;
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 6/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
- Làm đầu mối cho việc kiểm tra End to End cho kết nối SCADA/EMS và thực hiện
kiểm tra End to End tại phía các Trung tâm Điều độ.
- Thí nghiệm, hiệu chỉnh các tín hiệu SCADA.
Số lượng các tín hiệu tối thiểu cần trao đổi giữa Dự án Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu –
Điện lực 1 và TTĐĐ A0 thể hiện trong bảng sau: (danh sách dữ liệu chi tiết bao gồm cả địa
chỉ IOA sẽ được chuẩn hóa với trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia trước 3 tháng đóng điện
công trình mới)
STT
Tên tín hiệu kết nối với A0
Số lượng
1
Tín hiệu Analog Input (AI)
27
2
Tín hiệu đơn Single Input (SI)
69
3
Tín hiệu kép Double Input (DI)
24
4
Tín hiệu kép Double Output (DO)
0
5
Tín hiệu Analog Output (AO)
3
Tại Trung tâm Điều độ A2
- Lắp đặt cáp các loại;
- Lắp đặt, thử nghiệm và hiệu chỉnh kênh viễn thông;
- Xây dựng cơ sở dữ liệu;
- Xây dựng các sơ đồ trên màn hình;
- Cấu hình lại các máy tính chủ;
- Thực hiện các kết nối, thử nghiệm, hiệu chỉnh và tích hợp vào hệ thống
SCADA/EMS;
- Làm đầu mối cho việc kiểm tra End to End cho kết nối SCADA/EMS và thực hiện
kiểm tra End to End tại phía các Trung tâm Điều độ.
- Thí nghiệm, hiệu chỉnh các tín hiệu SCADA.
Số lượng các tín hiệu tối thiểu cần trao đổi giữa Dự án Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu –
Điện lực 1 và TTĐĐ A2 thể hiện trong bảng sau:
STT
Tên tín hiệu kết nối với A2
Số lượng
1
Tín hiệu Analog Input (AI)
27
2
Tín hiệu đơn Single Input (SI)
69
3
Tín hiệu kép Double Input (DI)
24
4
Tín hiệu kép Double Output (DO)
7
5
Tín hiệu Analog Output (AO)
0
2.3 Yêu cầu chung đối với thiết bị SCADA
2.3.1 Yêu cầu chung
- Thời gian đáp ứng của tín hiệu:
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 7/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
o Đối với tín hiệu TSS, TSD: 10ms
o Đối với giá trị đo lường TM:
2,0 giây
- Sai số đo lường của hệ thống SCADA:
Không vượt quá 1,0% trên toàn dải đo
- Độ trễ của tín hiệu TSS, TSD và TM:
Không vượt quá 4,0 giây
- Các thay đổi trạng thái đều phải được truyền kèm theo nhãn thời gian, loại đầy đủ
năm, tháng, ngày, giờ, phút, giây,mili-giây (CP56Time2a của thủ tục IEC 60870-5101), phản ánh chính xác thời gian diễn ra thay đổi trạng thái;
- Phải có bộ nhớ trung gian (buffer) đủ lớn để có thể duy trì các thông tin thay đổi
trạng thái trong trường hợp mất kết nối với Trung tâm Điều độ trong thời gian tối thiểu
là 10 ngày. Các thông tin này sẽ được truyền sau khi kết nối được phục hồi;
- Bộ nhớ cơ sở dữ liệu của RTU hoặc GW (gateway) phải đảm bảo duy trì được tối
thiểu 30 ngày trong điều kiện RTU hoặc GW không được cung cấp điện. Nếu mất điện
trong thời gian 30 ngày, RTU hoặc GW phải khởi động lại mà không cần nạp cơ sở dữ
liệu;
- Các mạch đo lường của hệ thống SCADA phải dùng chung mạch TU (biến điện áp),
TI (biến dòng điện) với mạch đo lường của Nhà máy.
2.3.2 Đối với các bộ biến đổi (Transducer/ Multimeter)
- Nếu là loại không lập trình đuợc: các giá trị thiết lập sẵn phải tương thích với các giá
trị đo lường của TU, TI và các card I/O (vào/ra) của RTU;
- Nếu là loại lập trình được, Nhà cung cấp phải đảm bảo việc thiết lập lại cấu hình theo
yêu cầu thực tế hoặc cung cấp phần mềm giao tiếp để thực hiện công việc lập trình;
- Các loại transducer có thể lập trình được để có thể thiết lập lại cấu hình theo yêu cầu
thực tế hoặc cung cấp phần mềm giao tiếp để thực hiện công việc lập trình được
khuyến nghị sử dụng;
- Cấp chính xác các transducer ≤ 0,2%.
2.3.3 Số cổng ghép nối với các Trung tâm Điều độ
Căn cứ các Quy định hiện hành, để tăng cường độ tin cậy vận hành hệ thống SCADA,
Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1 sẽ sử dụng giao thức IEC 60870-5-104 để
kết nối, cung cấp dữ liệu hệ thống SCADA tới các cấp điều độ. Cụ thể như sau:
Tại nhà máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1:
- Cung cấp 01 cổng kết nối SCADA theo giao thức IEC 60870-5-104 đến Trung tâm
Điều độ Quốc gia (A0);
- Cung cấp 01 cổng kết nối SCADA theo giao thức IEC 60870-5-104 đến Trung tâm
điều độ miền Nam (A2);
Các quy định của giao thức IEC 60870-5-104 tuân thủ theo phụ lục 3 đính kèm.
2.4 Yêu cầu danh sách dữ liệu:
2.4.1 Tín hiệu trạng thái
- Tín hiệu trạng thái 2 bit: Tất cả các tín hiệu của các máy cắt, các dao cách ly và các
dao nối đất của các ngăn lộ xuất tuyến 110kV, ngăn lộ tổng máy biến áp, trạng thái các
máy cắt và dao tiếp địa các xuất tuyến 22kV;
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 8/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
- Tín hiệu trạng thái 1 bit: Các tín hiệu cảnh báo, các tín hiệu của các Rơ le bảo vệ, các
tín hiệu phân quyền điều khiển cấp ngăn lộ và cấp DCS.
2.4.2 Tín hiệu đo lường
- Đối với thanh cái: Tần số (Hz), điện áp (kV);
- Đối với các ngăn lộ xuất tuyến 110kV: Công suất tác dụng (MW), công suất phản
kháng (MVar), điện áp (kV), cường độ dòng điện (Ampe);
- Đối với các 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 và các nấc điều
chỉnh của Máy biến áp;
- Tín hiệu tổng P, tổng Q của nhà máy;
- Các tín hiệu thời tiết khu vực đặt nhà máy: Bức xạ cường độ sáng chói (W/m2), nhiệt
độ, độ ẩm, tốc độ gió.
- Tín hiệu Low/High Limit cho P,Q Nhà máy.
Lưu ý: Đối với các tín hiệu đo lường tuân thủ theo quy định về chiều công suất tại văn
bản số 1213/ĐĐQG-CN+PT ngày 22/7/2016 về quy định chiều công suất trong hệ
thống SCADA và văn bản số 10/ĐĐQG-CN+PT ngày 03/01/2018 về việc thống nhất
nguyên tắc xác định chiều công suất cho thiết bị tụ, kháng tại các trạm biến áp.
2.4.3 Tín hiệu điều khiển:
- Điều khiển Đóng/ cắt đối với các máy cắt, dao cách ly các thiết bị cấp điện áp
110kV, máy cắt tổng 22kV (đối với TTĐĐ HTĐ miền Nam A2)
- Tín điều khiển P,Q,U cho nhà máy (dạng Setpoint). (đối với TTĐĐ HTĐ Quốc gia
A0)
2.4.4 Yêu cầu điều khiển thiết bị tại SPP 110kV tại Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu –
Điện lực 1
- Phải có hai chế độ điều khiển là: Điều khiển tại Trung tâm điều độ miền Nam (A2)
và điều khiển tại SPP 110kV;
- Phải có khóa chuyển đổi chế độ điều khiển Remote/Local cho SPP 110kV;
- Phải có khóa chuyển đổi chế độ điều khiển Remote/Local cho từng ngăn thiết bị của
SPP 110kV.
2.4.5 Danh sách dữ liệu SCADA
- Bảng danh sách dữ liệu dự kiến được truyền từ nhà máy điện mặt trời Phước Hữu –
Điện lực 1 đến các Trung tâm Điều độ được thể hiện trong phụ lục số 1A, 1B kèm theo
hồ sơ.
3. YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ THỐNG VIỄN THÔNG
3.1 Cung cấp kênh thông tin phục vụ quản lý và vận hành
Căn cứ vào quyết định số 55/QĐ-ĐTĐL, ngày 22/08/2017 của Cục Điều tiết điện lực
về việc Ban hành Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA.
3.1.1 Nhà máy điện (NMĐ) mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1
Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 sẽ do Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 9/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
gia (A0) và Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Nam (A2) điều khiển và giám sát, vì vậy
kênh thông tin điều khiển NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 sẽ được giám sát và điều
khiển bởi hệ thống SCADA/EMS của A0 và A2 giám sát và điều khiển như sau:
- Kênh kết nối hệ thống SCADA/EMS từ NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 với hệ
thống SCADA/EMS tại Trụ sở chính A0, Tầng 8 Tháp A – 11 Cửa Bắc – Ba Đình –
Hà Nội.
- Kênh kết nối hệ thống SCADA/EMS từ NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 với hệ
thống SCADA/EMS tại Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Nam (A2), 05 Sư Thiện
Chiếu – Quận 3 – TP Hồ Chí Minh.
- Kênh kết nối hệ thống FR/PMU từ NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 với hệ
thống SCADA/EMS tại Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Nam (A2), 05 Sư Thiện
Chiếu – Quận 3 – TP Hồ Chí Minh.
- Kênh kết nối điện thoại trực thông Hotline IP (Internet Protocol) giữa trực vận hành
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 với điều độ viên tại A0 và A2.
3.2 Yêu cầu kỹ thuật chung của thiết bị, vật tư
- Tất cả các trang thiết bị cung cấp cho dự án này phải được tổ chức tiêu chuẩn, chất
lượng quốc tế ISO cấp chứng chỉ, người bán sản phẩm hoặc trực tiếp là nhà chế tạo
hoặc là doanh nghiệp được nhà chế tạo uỷ quyền phân phối và có các cam kết hỗ trợ
sản phẩm từ nhà sản xuất.
- Các thiết bị vật tư phải chế tạo theo chuẩn của Uỷ ban kỹ thuật điện quốc tế IEC, của
Liên minh viễn thông quốc tế ITU, phải tuân thủ các yêu cầu nêu trong bộ tiêu chuẩn
ngành Viễn thông do Bộ Bưu chính và Viễn thông ban hành, các điều khoản trong qui
định tạm thời về CNTT trong ngành Điện do Tổng công ty Điện lực Việt Nam ban
hành và các tiêu chuẩn ngành trong bộ Quy phạm trang bị điện do Bộ Công nghiệp
ban hành.
3.3 Kênh thông tin truyền dẫn tín hiệu giám sát Điều khiển – Điều độ (SCADA/EMS)
và FR/PMU
Các tín hiệu của hệ thống SCADA/EMS qua máy tính điều khiển (Gateway) và hệ
thống FR/PMU tại nhà máy sẽ sử dụng giao thức truyền tin IEC60870-5-104. Do vậy kênh
truyền được thiết lập như sau:
3.3.1 Nhà máy điện Phước Hữu - Điện lực 1
Nhằm đảm bảo tính dự phòng, NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 sẽ thuê 03
kênh truyền giao diện FE từ 2 nhà cung cấp dịch vụ khác nhau kết nối đến Trung tâm
Điều độ để truyền tín hiệu cho hệ thống SCADA/EMS và hệ thống FR/PMU , cụ thể:
- Thuê 01 kênh giao diện FE tốc độ 2Mbps của Viettel kết nối Router giữa NMĐ mặt
trời Phước Hữu - Điện lực 1 đến A0 tại 11 Cửa Bắc, Ba Đình, Hà Nội. Kênh truyền
cung cấp dịch vụ SCADA sử dụng giao thức truyền tin IEC60870-5-104 và Hotline IP
kết nối với A0.
- Thuê 01 kênh giao diện FE tốc độ 2Mbps của VNPT kết nối Router giữa NMĐ mặt
trời Phước Hữu - Điện lực 1 đến A2 tại – 05 Sư Thiện Chiếu – Quận 3 – TP Hồ Chí
Minh. Kênh truyền cung cấp dịch vụ SCADA sử dụng giao thức truyền tin IEC608705-104 và Hotline IP kết nối với A2.
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 10/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
- Thuê 01 kênh giao diện FE tốc độ 2Mbps của VNPT hoặc Viettel (độc lập với 02 kênh
nói trên) kết nối Router giữa NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 đến A2 tại – 05
Sư Thiện Chiếu – Quận 3 – TP Hồ Chí Minh. Kênh truyền cung cấp dịch vụ cho hệ
thống FR/PMU sử dụng giao thức truyền tin IEC60870-5-104 và Hotline IP kết nối
với A2.
- Router kết nối SCADA A0 và A2 đặt tại NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 được
cấu hình để đáp ứng yêu cầu dự phòng kênh truyền đảm bảo khi có sự cố trên 1 tuyến
kênh truyền thì dịch vụ SCADA/Hotline kết nối đến trung tâm đó vẫn hoạt động bình
thường. Ví dụ: Khi có sự cố trên kênh kết nối với A0, dịch vụ SCADA/Hotline của A0
sẽ hoạt động theo định tuyến: NMĐ-A2-A0; tương tự khi có sự cố trên kênh truyền
A2.
3.4 Qui mô đầu tư
3.4.1 Tại NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 sẽ được đầu tư các thiết bị gồm:
Thiết bị mạng
- Trang bị 03 thiết bị Router.
- Trang bị 03 thiết bị Firewall.
- Trang bị 03 thiết bị mã hóa.
Thiết bị thoại Hotline IP
- Trang bị 01 máy điện thoại hotline IP kết nối với Trung tâm Điều độ miền Nam.
- Trang bị 01 máy điện thoại hotline IP hỗ trợ kết nối với 2 tổng đài (hoặc 2 điện thoại)
để kết nối với Trung tâm Điều độ Quốc gia.
Hệ thống nguồn:
- Các thiết bị được cấp nguồn từ hệ thống nguồn 110Vdc và 220Vac của trạm.
3.4.1 Yêu cầu chung:
- Tuân thủ theo chuẩn IEC 61850-3/IEEE 1613.
- Tiêu chuẩn công nghiệp.
- Tương thích các tiêu chuẩn nguồn tại địa điểm lắp đặt.
- Có khả năng hỗ trợ 2 nguồn, tùy chọn AC hoặc DC phù hợp hệ thống nguồn của trạm
biến áp.
- Hỗ trợ các giao thức quản trị từ xa bao gồm: SNMP v2c/v3, HTTP, HTTPS, Telnet,
SSH
- Chuẩn Rack 19’’
3.4.2 Thiết bị Router cho kết nối kênh SCADA (theo giao thức 104)
- Đường truyền giao tiếp mạng LAN chuẩn RJ45: 100/1000Mbps auto sense.
- Đường truyền giao tiếp mạng WAN: Fast Ethernet (FE) hoặc các giao thức phù hợp
hiện trạng.
- Bảo mật: Ipsec tunnel, mã hoá.
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 11/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
- Định tuyến: Static, OSPF.
- Giao thức IPv4, hỗ trợ giao thức IPv6
- Hỗ trợ giao thức: SNMP v2c/v3, NTP, HTTP, HTTPS, Telnet, SSH, Syslog, PPTP,
Qos.
- Cổng kết nối:
+ Fast Ethernet (FE)
: 04 cổng
- Nguồn cung cấp: 25 - 110Vdc hoặc 220Vac (redundancy)
3.4.3 Thiết bị Firewall
- Hỗ trợ tính năng Stateful Inspection; làm việc ở các mức packet, circuit, application.
- Filter: MAC, IP, Ports, Application/Service
- Định nghĩa các đối tượng dễ dàng, khai báo thêm ứng dụng, dịch vụ.
- Brigde mode (transparent), Proxy Servers, Network Address Translation.
- Cho phép bảo vệ trước tấn công giả địa chỉ IP (người tấn công ở mạng ngoài firewall
giả dạng địa chỉ IP bên trong mạng LAN của TBA hoặc TTĐK).
- Có khả năng chống tấn công từ chối dịch vụ.
- Tích hợp IDS/IPS cho phép phát hiện các gói tin bất hợp pháp di chuyển trong mạng
(có thể là 1 thành phần độc lập với firewall). Có khả năng phát hiện, phân loại và ngăn
chặn các nguy cơ bao gồm worms, spyware/adware, network virus, các ứng dụng lạ.
có khả năng hoạt động inline, promiscuous
- Khả năng phân biệt giao thức: EtherCAT, EtherNet/IP, FOUNDATION Fieldbus, Lon
Works, Modbus/TCP, PROFINET, IEC 60870-104, DNP, FTP, SSH, Telnet, HTTP,
IPSec, L2TP, PPTP, RADIUS;
- VPN: IPSec, L2TP, PPTP;
- Mã hóa: DES, 3DES, AES-128/192/256;
- ISA99 / IEC 62443 / NERC CIP compliance
- IPv4, hỗ trợ IPv6
- Cổng Fast Ethernet (FE): ≥ 4 cổng 10/100Mbps, full duplex
- Có khả năng mở rộng trong tương lai
- Nguồn: 25 - 110Vdc hoặc 220Vac (redundancy)
3.4.4 Thiết bị mã hóa
- Mã hóa dữ liệu: 128-256 Bit VPN IPSec (AES/3DES)
- Cổng kết nối mạng: 10Base-T/100Base-TX Ethernet, 2 ports
- Tốc độ: 10/100/Auto (cho phép lựa chọn)
- Chế độ hoạt động: Half/Full/Auto duplex
- Kết nối: kiểu RJ45
- Tiêu chuẩn: ARP, UDP, TCP, ICMP, Telnet, TFTP, AutoIP, DHCP, HTTP, SNMP và
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 12/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
RFC2217, VPN IPSec
- Nguồn cung cấp: Nguồn 110VDC
- Nhiệt độ hoạt động: 0° to 60°C
3.4.4. Thiết bị điện thoại Hotline IP
- Điện thoại IP hoàn toàn tương thích chuẩn SIP.
- Có tính năng thiết lập điện thoại hotline.
- Hỗ trợ xác thực kết nối với Tổng đài bằng Username và Password.
-
Hỗ trợ kết nối đến 02 tổng đài.
2 cổng 10/100Mbps Ethernet RJ (1LAN, 1PC).
Chất lượng âm thanh HD.
Chức năng phong phú (hiển thị số gọi đến, số địa chỉ,…).
-
Cho phép tuỳ biến nhạc chuông.
Tương thích và tương tác với các SIP platforms.
Loa ngoài với chức AEC, hỗ trợ PoE.
Các tính năng và chức năng điện thoại chuẩn.
- Chức năng cao cấp gồm 3-way conference and SRTP.
- Đèn báo Voicemail indicator.
3.5. Phòng lắp đặt thiết bị thông tin
- Thiết bị thông tin trang bị trong đề án này sẽ được xem xét lắp đặt trong phòng thông
tin tại NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1.
- Phòng lắp đặt thiết bị viễn thông đảm bảo điều kiện môi trường.
- Trang bị điều hòa nhiệt độ chính xác có khả năng kiểm soát nhiệt độ và độ ẩm.
- Nhiệt độ: 500C 270C. Độ ẩm tương đối: Max. 80% ở 270C.
- Trang bị bình cứu hoả CO2.
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 13/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
4. BẢNG KÊ THIẾT BỊ VẬT TƯ VIỄN THÔNG
4.1. Thiết bị thông tin lắp đặt tại NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Số
TT
Tên gọi
Đặc tính kỹ thuật
Tại TBA 110kV
Phước Hữu –
A Điện lực 1
I Phần thiết bị IP
WAN
1 Tủ đặt thiết bị - Bao gồm khung giá vừa rack
WAN, bao gồm: 19 inches
- Cửa trước, cửa sau + khóa an
toàn
- Cấp bảo vệ IP.51 (theo tiêu
chuẩn IEC 60529)
- Trọn bộ phụ kiện lắp đặt:
thanh DIN bar, hàng kẹp, các
giá treo, dây nhảy quang, quạt
làm mát, đèn chiếu sáng tủ, cáp
đấu nối, bảng phân phối nguồn,
cầu chì và phụ kiện,... phải
được kèm theo
1.1 Firewall
Đơn vị S.lượng Ghi chú
Tủ
1
bộ
3
bộ
3
- Cổng Fast Ethernet (FE): ≥ 4
cổng 10/100Mbps, full duplex
- Hỗ trợ tính năng Stateful
Inspection; làm việc ở các mức
packet, circuit, application
- Filter: MAC, IP, Ports,
Application/Service
- Hỗ trợ IDS/IPS
- Mã hóa: DES, 3DES, AES128/192/256
- Định tuyến: OSPF, Static,
RIP, VRRP
- IPv4, hỗ trợ IPv6
- Có khả năng mở rộng trong
tương lai
1.2 Router
- Tiêu chuẩn công nghiệp:
IEEE1613, IEC 61850
- Giao tiếp mạng LAN:
Ethernet 10/100Mbps full
duplex
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 14/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
- Giao tiếp mạng WAN: E1
2Mbit/s, Ethernet hoặc các giao
thức phù hợp hiện trạng
- Giao thức mạng: TCP/IP,
NetBEUI,
IPX/SPX,
IEC
60870-5-104, IEEE 802.xx
- Bảo mật: IPSec tunnel, mã
hóa (AES/3DES)
- Định tuyến: OSPF, Static,
RIP, VRRP
- Hỗ trợ giao thức: SNMP,
V2C/V3, NTP, HTTP, HTTPS,
Telnet, SSH, Syslog, PPTP,
QoS
- IPv4, hỗ trợ IPv6
- Giao diện: 8 port RJ-45
100/1000Mbps, 2 x WAN E1
- Nguồn cung cấp: 25 110VDC
hoặc
220VAC
(redundancy)
1.3 Thiết bị mã hóa
dữ liệu SCADA
bộ
3
bộ
2
- Mã hóa dữ liệu: 128-256 Bit
VPN IPSec (AES/3DES)
- Cổng kết nối mạng: 10BaseT/100Base-TX Ethernet, 2
ports
- Tốc độ: 10/100/Auto (cho
phép lựa chọn)
Chế độ hoạt động:
Half/Full/Auto duplex
- Kết nối: kiểu RJ45
- Tiêu chuẩn: ARP, UDP,
TCP, ICMP, Telnet, TFTP,
AutoIP, DHCP, HTTP, SNMP
và RFC2217, VPN IPSec
- Nguồn cung cấp: Nguồn
110VDC hoặc 220VAC
- Nhiệt độ hoạt động: 0° to
60°C
2
Điện thoại VoIP
II
Phần cáp và vật
liệu đấu nối
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 15/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Cáp
nguồn
AC/DC
2Cx4mm2
Cáp điện lực
2Cx2.5mm2
Dây đồng tiếp địa
1Cx16mm2 (tiếp
địa tủ)
Cáp serial, cáp
mạng CAT5E có
bọc giáp chống
nhiễu
Ống PVC bảo vệ
cáp quang, Φ1627
Nhãn tên tín hiệu
Nhãn cáp
Gen đánh số và
chữ
Băng keo điện
10 Băng keo cao su
non
11 Dây rút
B
1
2
Tại trung tâm
điều độ A2 & A0
Cáp mạng
CAT5E có bọc
giáp chống nhiễu
Dây rút
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
m
50
m
100
m
5
1
lô
lô
1
lô
1
lô
1
1
lô
cuộn
1
cuộn
1
bịch
1
lô
1
bịch
2
4.3 Thiết bị thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia (A0)
Sử dụng hệ thống thông tin hiện hữu của Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia.
4.4 Thiết bị thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều độ HTĐ miền Nam (A2)
Sử dụng hệ thống thông tin hiện hữu của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam.
5. TRÁCH NHIỆM VÀ PHẠM VI THỰC HIỆN
Chủ đầu tư Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 có trách nhiệm lắp đặt, thí
nghiệm hiệu chỉnh, tổ chức quản lý vận hành đảm bảo hệ thống SCADA và Viễn thông vận
hành hệ thống điện hoạt động chính xác, tin cậy ổn định và bảo mật.
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Nam
có trách nhiệm phối hợp trong quá trình lắp đặt, thí nghiệm và vận hành hệ thống Viễn
thông/SCADA Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1 trước khi bàn giao cho EVN.
Công ty CP TVXDĐ3
Trang 16/17
NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1
Hồ sơ thỏa thuận hệ thống SCADA và viễn thông
6. CÁC PHỤ LỤC VÀ BẢN VẼ ĐÍNH KÈM
- PHỤ LỤC 1a, 1b. Danh sách tín hiệu SCADA NMĐ mặt trời Phước Hữu - Điện lực 1;
- PHỤ LỤC 2. Quy định của giao thức IEC60870-5-104;
- PHỤ LỤC 3. Quy định về việc kết nối hệ thống viễn thông vận hành hệ thống điện;
- PHỤ LỤC 4. Văn bản số 10/ĐĐQG-CN+PT ngày 03/01/2018 về việc thống nhất nguyên
tắc xác định chiều công suất cho thiết bị tụ, kháng tại các trạm biến áp;
- PHỤ LỤC 5. Biên bản nghiệm thu End to End hạng mục: thí nghiệm hiệu chỉnh và ghép
nối SCADA;
- PHỤ LỤC 6. Danh mục test end to end (End to end test result);
- PHỤ LỤC 7. Các tham số cấu hình giao thức IEC60870-5-104 phía NMĐ/TBA.
STT
Tên bản vẽ
Số hiệu
1
Sơ đồ đấu nối lưới khu vực
917050C-NT-B-Đ1-01
2
Sơ đồ nối điện
917050C-NT-B-Đ1-02
3
Sơ đồ đấu nối cáp DC
917050A-NLTT-A-B02
4
Sơ đồ đấu nối cáp ngầm 22kV
917050A-NLTT-A-C02
5
Sơ đồ nguyên lý hệ thống giám sát điều
khiển
917050A-NLTT-A-C03
6
Sơ đồ một sợi phương thức ĐK, BV và đo
lường
917050C-NT-B-Đ2-01
7
Kênh truyền kết nối đường truyền SCADA
và tổ chức kênh truyền
917050C-NT-B-TT-01
8
Sơ đồ kết nối hệ thống RTU/GATEWAY
và HMI
917050C-NT-B-TT-02
9
Sơ đồ cấp nguồn 110Vdc
917050C-NT-B-TT-03
10
Sơ đồ cấp nguồn 220Vac cho hệ thống máy
tính HMI TBA 110kV Phước Hữu – Điện
917050C-NT-B-TT-04
lực 1
11
Sơ đồ kết nối hệ thống đo đếm
917050C-NT-B-TT-05
12
Sơ đồ kết nối hệ thống ghi sự cố
917050C-NT-B-TT-06
Công ty CP TVXDĐ3
Ghi chú
Trang 17/17
22kV FEEDER
22kV FEEDER
22kV FEEDER
22kV FEEDER
22kV BUSCOUPLER
J06
J07
J08
16
9
2
1
1
4
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
1
1
1
1
1
1
TSD-2B
RCD-2B
TSD - TOTAL :
1 OPEN / CLOSE
2 OPEN / CLOSE
3 RAISE / LOWER
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
10
4
2
4
4
1
2
27
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
8
16
0
3
2
1
6
2
1
1
15
3
69
TSS - TOTAL :
1 OPEN / CLOSE
2 OPEN / CLOSE
3 OPEN / CLOSE
TOTAL PER BAY :
22kV BUS BAR
J05
1
1
1
1
TD42
12
3
9
24
TRANSFOMER
EARTHSWITCH
DISCONNECTOR
CIRCUIT BREAKER
TRANSF SECOND SIDE
1
1
1
1
1
3
1
2
2
2
2
2
2
1
1
1
0
0
2
2
1
1
3
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
1
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1
69
T2
DC SYSTEM
DC SYSTEM
AC SYSTEM 220V/ 380
FIRE ALARM (When applicable)
OPERATION MODE REMOTE / SUPERVISORY
OPERATION MODE LOCAL/REMOTE
INVERTER FAULT
CIRCUIT BREAKER (AIR / OIL / SF6)
CIRCUIT BREAKER NOT READY
CIRCUIT BREAKER SF6 LOCKOUT
CIRCUIT BREAKER SPRINGCHAGER
OVER VOLTAGE PROTECTION
UNDER VOLTAGE PROTECTION
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 1
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 2
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 3
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 4
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 5
LINE OVER CURRENT INSTANTANEOUS FROM F67
LINE OVER CURRENT TIME-DELAYED FROM F67
LINE OVER CURRENT INSTANTANEOUS FROM F87
LINE OVER CURRENT TIME-DELAYED FROM F87
BREAKER FAILURE
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT EARTH FAULT
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT FROM F87
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT EARTH FAULT FROM F87
LINE DIFFERENTIAL
FREQUENCY LOWER
TRANSFO. DIFFERENTIAL
TRANSFO. RESTRICTED EARTH FAULT
TRANSFO. OVERCURRENT INSTANTANEOUS FROM F87
TRANSFO. OVERCURRENT TIME-DELAYED FROM F87
TRANSFO. EARTH FAULT
TRANSFO. OVERLOAD
TRANSFO. OVERLOAD
TRANSFO. DIRECTIONAL OVERCURRENT
TRANSFO. DIRECTIONAL OVERCURRENT EARTH FAULT
TRANSFO. OVERCURRENT INSTANTANEOUS FROM F67
TRANSFO. OVERCURRENT TIME-DELAYED FROM F67
TRANSFO. BUCCHOLZ
TRANSFO. BUCCHOLZ
TRANSFO. PRESSURE
TRANSFO. OIL TEMPERATURE
TRANSFO. WINDING TEMPERATURE
TAP CHANGER FAULT
TAP CHANGER OIL PRESSURE
BUSBAR PROTECTION - MAIN
BUSBAR PROTECTION BACK-UP
GATE WAY FAULT
GATEWAY REMOTE CONTROL
1
1
1
1
J04
TSS-1B
ATM-Total
1 FAULT
2 FAULT
3 FAULT
4 ACTIVATED
5 REMOTE
6 REMOTE
7 FAULT
8 BLOCKED
9 NOT READY
10 ALARM
11 ALARM
12 TRIP-59
13 ALARM-27
14 TRIP 21-1
15 TRIP 21-2
16 TRIP 21-3
17 TRIP 21-4
18 TRIP 21-5
19 TRIP 51
20 TRIP 50
21 TRIP 51
22 TRIP 50
23 TRIP 50BF
24 TRIP 67
25 TRIP 67N
26 TRIP 67
27 TRIP 67N
28 TRIP 87L
29 TRIP 81
30 TRIP 87T
31 TRIP 87N
32 TRIP 50/51
33 TRIP 50/51 N
34 TRIP 51 GN
35 ALARM 49
36 TRIP 49
37 TRIP 67
38 TRIP 67N
39 TRIP 50/51
40 TRIP 50/51 N
41 ALARM 96
42 TRIP 96
43 TRIP 63
44 TRIP 26
45 TRIP 26
46 FAULT
47 TRIP
48 TRIP 87B1
49 TRIP 87B2
50 ALARM
51 DISABLE
TOTAL PER BAY :
2
3
5
3
3
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
27
J03
ATM
FREQUENCY
AMPERE
VOLTS
MEGAWATTS
MEGAVARS
TAP CHANGER
TOTAL MW
TOTAL MVAR
IRRADIANCE
TEMPERATURE
WIND SPEED
HUMIDITY
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MW (TRÊN) / HIGH LIMIT (MW)
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MW (DƯỚI) / LOW LIMIT (MW)
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MVAR (TRÊN) / HIGH LIMIT (MVAR)
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MVAR (DƯỚI) / LOW LIMIT (MVAR)
J01
BAY REFERENCE (MARK OF C.B.)
1 F
2 A
3 KV
4 MW
5 MX
6 TPI
7 MW
8 MVAR
9 W/m2
10 oC
11 m/s
12 %
13 M W
14 M W
15 M X
16 M X
TOTAL PER BAY :
110kV BUS BAR
DATA TYPE
E01 110kV FEEDER
No
Signal Total
SIGNAL NAME
TYPE
COM S/S COMMON
DANH SÁCH TÍN HIỆU SCADA
NMĐ MẶT TRỜI PHƯỚC HỮU - ĐIỆN LỰC 1 - A0
E03 TRANSF PRIMERY SIDE
PHỤ LỤC 1A. DANH SÁCH TIN HIỆU SCADA - A0
24
DISCONNECTOR
CIRCUIT BREAKER
TAP CHANGER
0
0
0
ACTIVE POWER CONTROL
REACTIVE POWER CONTROL
VOLTAGE CONTROL
1
1
1
RCD - TOTAL :
Analog
Output
(Setpoint)
4 ACTIVE POWER
5 REACTIVE POWER
6 VOLTAGE
AO-SP - TOTAL :
1
1
1
3
22kV FEEDER
22kV FEEDER
22kV FEEDER
22kV FEEDER
22kV BUSCOUPLER
J06
J07
J08
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
1
1
1
1
1
1
TSD-2B
RCD-2B
TSD - TOTAL :
1 OPEN / CLOSE
2 OPEN / CLOSE
3 RAISE / LOWER
4
2
4
4
4 ACTIVE POWER
1
2
27
DC SYSTEM
DC SYSTEM
AC SYSTEM 220V/ 380
FIRE ALARM (When applicable)
OPERATION MODE REMOTE / SUPERVISORY
OPERATION MODE LOCAL/REMOTE
INVERTER FAULT
CIRCUIT BREAKER (AIR / OIL / SF6)
CIRCUIT BREAKER NOT READY
CIRCUIT BREAKER SF6 LOCKOUT
CIRCUIT BREAKER SPRINGCHAGER
OVER VOLTAGE PROTECTION
UNDER VOLTAGE PROTECTION
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 1
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 2
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 3
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 4
LINE DISTANCE PROTECTION ZONE 5
LINE OVER CURRENT INSTANTANEOUS FROM F67
LINE OVER CURRENT TIME-DELAYED FROM F67
LINE OVER CURRENT INSTANTANEOUS FROM F87
LINE OVER CURRENT TIME-DELAYED FROM F87
BREAKER FAILURE
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT EARTH FAULT
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT FROM F87
LINE DIRECTIONAL OVERCURRENT EARTH FAULT FROM F87
LINE DIFFERENTIAL
FREQUENCY LOWER
TRANSFO. DIFFERENTIAL
TRANSFO. RESTRICTED EARTH FAULT
TRANSFO. OVERCURRENT INSTANTANEOUS FROM F87
TRANSFO. OVERCURRENT TIME-DELAYED FROM F87
TRANSFO. EARTH FAULT
TRANSFO. OVERLOAD
TRANSFO. OVERLOAD
TRANSFO. DIRECTIONAL OVERCURRENT
TRANSFO. DIRECTIONAL OVERCURRENT EARTH FAULT
TRANSFO. OVERCURRENT INSTANTANEOUS FROM F67
TRANSFO. OVERCURRENT TIME-DELAYED FROM F67
TRANSFO. BUCCHOLZ
TRANSFO. BUCCHOLZ
TRANSFO. PRESSURE
TRANSFO. OIL TEMPERATURE
TRANSFO. WINDING TEMPERATURE
TAP CHANGER FAULT
TAP CHANGER OIL PRESSURE
BUSBAR PROTECTION - MAIN
BUSBAR PROTECTION BACK-UP
GATE WAY FAULT
GATEWAY REMOTE CONTROL
1
1
1
1
1
3
1
2
2
2
2
2
2
1
1
1
0
0
2
2
1
1
3
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
1
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1
69
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
8
16
2
1
1
16
9
15
3
69
EARTHSWITCH
DISCONNECTOR
CIRCUIT BREAKER
12
3
9
24
0
3
2
1
6
2
1
1
4
2
1
1
1
24
DISCONNECTOR
CIRCUIT BREAKER
TAP CHANGER
3
3
1
ACTIVE POWER CONTROL
0
1
1
7
RCD - TOTAL :
Analog
Output
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
10
TSS - TOTAL :
1 OPEN / CLOSE
2 OPEN / CLOSE
3 OPEN / CLOSE
TOTAL PER BAY :
22kV BUS BAR
J05
TRANSFOMER
TD42
TRANSF SECOND SIDE
T2
1
1
1
1
J04
TSS-1B
ATM-Total
1 FAULT
2 FAULT
3 FAULT
4 ACTIVATED
5 REMOTE
6 REMOTE
7 FAULT
8 BLOCKED
9 NOT READY
10 ALARM
11 ALARM
12 TRIP-59
13 ALARM-27
14 TRIP 21-1
15 TRIP 21-2
16 TRIP 21-3
17 TRIP 21-4
18 TRIP 21-5
19 TRIP 51
20 TRIP 50
21 TRIP 51
22 TRIP 50
23 TRIP 50BF
24 TRIP 67
25 TRIP 67N
26 TRIP 67
27 TRIP 67N
28 TRIP 87L
29 TRIP 81
30 TRIP 87T
31 TRIP 87N
32 TRIP 50/51
33 TRIP 50/51 N
34 TRIP 51 GN
35 ALARM 49
36 TRIP 49
37 TRIP 67
38 TRIP 67N
39 TRIP 50/51
40 TRIP 50/51 N
41 ALARM 96
42 TRIP 96
43 TRIP 63
44 TRIP 26
45 TRIP 26
46 FAULT
47 TRIP
48 TRIP 87B1
49 TRIP 87B2
50 ALARM
51 DISABLE
TOTAL PER BAY :
1
1
1
1
J03
ATM
FREQUENCY
2
AMPERE
3
VOLTS
5
MEGAWATTS
3
MEGAVARS
3
TAP CHANGER
1
TOTAL MW
1
TOTAL MVAR
1
IRRADIANCE
1
TEMPERATURE
1
WIND SPEED
1
HUMIDITY
1
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MW (TRÊN) / HIGH LIMIT (MW)
1
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MW (DƯỚI) / LOW LIMIT (MW)
1
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MVAR (TRÊN) / HIGH LIMIT (MVAR)1
GIỚI HẠN ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT MVAR (DƯỚI) / LOW LIMIT (MVAR)1
27
J01
BAY REFERENCE (MARK OF C.B.)
1 F
2 A
3 KV
4 MW
5 MX
6 TPI
7 MW
8 MVAR
9 W/m2
10 oC
11 m/s
12 %
13 M W
14 M W
15 M X
16 M X
TOTAL PER BAY :
110kV BUS BAR
DATA TYPE
E01 110kV FEEDER
No
Signal Total
SIGNAL NAME
TYPE
COM S/S COMMON
DANH SÁCH TÍN HIỆU SCADA
NMĐ MẶT TRỜI PHƯỚC HỮU - ĐIỆN LỰC 1 - A2
E03 TRANSF PRIMERY SIDE
PHỤ LỤC 1B. DANH SÁCH TIN HIỆU SCADA - A2
Phụ luc1:
Phụ luc1:
