Nghiên cứu giải pháp nâng cấp bảo vệ rơ le và thiết kế hệ thống điều khiển xa trạm biến áp phù ninh, phú thọ

BỘ CÔNG THƢƠNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC

NGUYỄN VĂN QUYỀN

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP NÂNG CẤP BẢO VỆ
RƠ LE VÀ THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN XA
TRẠM BIẾN ÁP PHÙ NINH, PHÚ THỌ

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

HÀ NỘI, 2022


BỘ CÔNG THƢƠNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC

NGUYỄN VĂN QUYỀN

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP NÂNG CẤP BẢO VỆ
RƠ LE VÀ THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN XA
TRẠM BIẾN ÁP PHÙ NINH, PHÚ THỌ
Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN
Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN
Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN NGỌC TRUNG

HÀ NỘI, 2022

LỜI CẢM ƠN
Để hồn thành được luận văn này tơi đã nhận được rất nhiều sự động viên,
giúp đỡ của nhiều cá nhân và tập thể.
Trước hết, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến TS. Nguyễn Ngọc
Trung đã hướng dẫn tơi thực hiện nghiên cứu của mình. Tôi xin chân thành
cám ơn sự giúp đỡ của thầy. Mặc dù em đã hồn thành đồ án của mình,
nhưng do kiến thức của tơi cịn hạn chế nên chắc chắn khơng tránh khỏi
những sai sót.
Tơi xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành tới các thầy cô giáo Khoa Kỹ
thuật điện, các thầy cô giáo của Trường Đại học Điện lực đã đem lại cho tôi
những kiến thức bổ ích và đã tạo điều kiện cho tôi trong quá trình học tập.
Cuối cùng tơi xin gửi lời cám ơn đến gia đình, bạn bè, những người đã
ln bên tơi, động viên và khuyến khích tơi trong q trình thực hiện đề tài
nghiên cứu của mình.
Hà Nội, ngày 28 tháng 06 năm 2022

Nguyễn Văn Quyền

i


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan luận văn là công trình nghiên cứu của riêng tơi dưới sự
hướng dẫn của Tiến sĩ Nguyễn Ngọc Trung. Tôi cũng xin cam đoan rằng mọi sự
giúp đỡ cho việc thực hiện luận văn này đã được cám ơn và các thơng tin trích
dẫn trong luận văn này đã được chỉ rõ nguồn gốc.
Nguyễn Văn Quyền

ii

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ................................................................................................ ii
MỤC LỤC ........................................................................................................... iii
MỤC LỤC CÁC HÌNH VẼ ................................................................................ v
CÁC KÝ HIỆU VÀ TỪ VIẾT TẮT ................................................................ vii
MỞ ĐẦU .............................................................................................................. 1
CHƢƠNG 1. HỆ THỐNG SCADA, BẢO VỆ RƠ LE VÀ CÁC CHUẨN
GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG TRONG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ TRẠM
BIẾN ÁP 110KV .................................................................................................. 3
1.1. Khái niệm, vai trò và nhiệm vụ của hệ thống rơ le: ....................................... 3
1.2. Các yêu cầu cơ bản của bảo vệ rơ le. ............................................................. 3
1.2.1. Tính cắt nhanh............................................................................................. 3
1.2.2. Tính chọn lọc. ............................................................................................. 3
1.2.3. Độ nhạy : ..................................................................................................... 4
1.2.4. Độ tin cậy. ................................................................................................... 4
1.2.5. Tính kinh tế. ................................................................................................ 4
1.3. Khái niệm, vai trò hệ thống SCADA. ............................................................ 5
1.4. Nhiệm vụ hệ thống SCADA. ......................................................................... 7
1.4.1. Chức năng giám sát ..................................................................................... 7
1.4.2. Chức năng điều khiển ................................................................................. 8
1.4.3. Quản lý và lưu trữ dữ liệu ........................................................................... 8
1.4.4. Tính năng thời gian thực ............................................................................. 8
1.5. Cấu trúc hệ thống SCADA ........................................................................... 10
1.5.1.SCADA Server ........................................................................................... 11
1.5.2.SCADA Client ........................................................................................... 12
1.5.3.PLC- RTU .................................................................................................. 12
1.6. Chuẩn giao thức truyền thông trong điều khiển và bảo vệ tại TBA 110kV . .. 15
1.6.1. Giới thiệu về chuẩn giao thức IEC 61850 và ứng dụng của nó đến bảo vệ
và tự động hóa trong các trạm biến áp. ............................................................... 15

1.6.2. Các đặc điểm chính của hệ thống theo chuẩn IEC 61850. ....................... 15
1.6.3. Các ứng dụng sơ cấp của IEC 61850 ....................................................... 16

iii


1.6.4. Giới thiệu các ứng dụng của chuẩn giao thức IEC 61850 trong tự động
hoá trạm biến áp .................................................................................................. 17
CHƢƠNG 2. THỰC TRẠNG LÀM VIỆC CỦA HỆ THỐNG SCADA VÀ
BẢO VỆ RƠ LE TRẠM 110 KV PHÙ NINH - PHÚ THỌ .......................... 19
2.1. Giới thiệu chung về trạm biến áp 110kV Phù Ninh - Phú Thọ. .................. 19
2.2. Hệ thống rơ le bảo vệ trạm 110 kV Phù Ninh - Phú Thọ ............................ 19
2.2.1. Bảo vệ máy biến áp ................................................................................... 19
2.2.2. Bảo vệ cho đường dây 110kV. ................................................................. 22
2.3. Hệ thống SCADA trạm 110kV Phù Ninh - Phú Thọ. .................................. 23
2.3.1. Chức năng SCADA của trạm sau khi nâng cấp và cải tạo ....................... 23
2.3.2. Giao thức truyền tin. ................................................................................. 24
2.3.3. Hiện trạng hệ thống SCADA trạm 110kV Phù Ninh - Phú Thọ. ............. 24
2.4. Đánh giá chung về hiện trạng hệ thống SCADA và bảo vệ rơ le trạm
110kV Phù Ninh - Phú Thọ ................................................................................ 32
CHƢƠNG 3. NGHIÊN CỨU VÀ NÂNG CẤP HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN,
BẢO VỆ TRẠM 110KV PHÙ NINH - PHÚ THỌ......................................... 33
3.1.Tổng quan hệ thống IEDs của trạm 110kV................................................... 33
3.1.1.Bảo vệ ngăn đường dây ............................................................................. 33
3.1.2. Bảo vệ ngăn máy biến áp .......................................................................... 34
3.1.3. Bảo vệ ngăn cầu ........................................................................................ 35
3.1.4. Bảo vệ các ngăn xuất tuyến ...................................................................... 36
3.2. Tổng quan hệ thống máy tính....................................................................... 37
3.3. Tổng quan dạng tín hiệu bảo vệ của trạm 110kV đưa lên SCADA ............. 38
3.4.Triển khai truyền thông cho hệ thống Relay bảo vệ ..................................... 39

3.4.1.Cấu hình tự động hóa và 61850 cho BCU và relay SEL .......................... 39
3.5.Quản lý, giám sát, thu thập dữ liệu và điều khiển xa cho Trạm biến áp Phù
Ninh bằng phần mềm Elipse. .............................................................................. 48
3.5.1.Giới thiệu ................................................................................................... 48
3.5.2.Thiết kế hệ thống điều khiển bằng phần mềm Elipse ............................... 49
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ............................................................................. 71
PHỤ LỤC ............................................................................................................ 72
TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................... 85
iv


MỤC LỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 1. 1. Hệ thống thu thập dữ liệu sơ khai [4] .............................................................6
Hình 1. 2. Sơ đồ hệ thống SCADA hiện đại ...................................................................7
Hình 1. 3. Sơ đồ cấu trúc phần mềm Client/Server của hệ thống SCADA ...................11
Hình 1. 4. PLC S7-400

Hình 1. 5. RTU ...........................................12

Hình 1. 6. Tự động hóa trạm với BUS Station ..............................................................17
Hình 1. 7. Giao thức truyền thơng 61850 ......................................................................17
Hình 1. 8. Liên kết các khối dữ liệu bằng chuẩn 60870 ................................................18
Hình 1. 9. Chuẩn giao thức truyền thông với việc ghép nối với bên ngồi...................18
Hình 2. 1. MiCOM C264 và MiCOM C264C ...............................................................25
Hình 3. 1. Sơ đồ điều khiển máy tính trạm....................................................................37
Hình 3. 2. Giao diện cấu hình các thơng số truyền thơng và giao thức 61850 .............40
Hình 3. 3. Cấu hình điều khiển thiết bị ra Output của Relay ........................................41
Hình 3. 4. Nơi trỏ các biến bảo vệ được cài đặt vào biến TRIP ....................................42
Hình 3. 5. Cấu hình kích hoạt các tiếp điểm Output Relay ...........................................43
Hình 3. 6. Gán đèn tín hiệu cho tín hiệu bảo vệ ............................................................ 43

Hình 3. 7. Dataset và Report được dựng sẵn trong hệ thống SEL ................................ 44
Hình 3. 8. Cửa sổ cấu hình Datasets ..............................................................................45
Hình 3. 9. Cửa sổ cấu hình Reports ...............................................................................46
Hình 3. 10. Phân vùng cấu hình DeadBands .................................................................47
Hình 3. 11. Cửa sổ gửi File cấu hình 61850 vào thiết bị ...............................................47
Hình 3. 12. Tạo một Driver mới ....................................................................................50
Hình 3. 13.Cửa sổ cấu hình giao thức IEC61850 ..........................................................50
Hình 3. 14. Cửa sổ Tag Browser để lấy biến từ giao thức 61850 lập trình trong thiết bị
.......................................................................................................................................51
Hình 3. 15. Các Tags nhặt ra từ Driver 61850 của 110kV Phù Ninh............................ 51
Hình 3. 16. Kênh IEC104 để trao đổi dữ liệu với TTĐĐ A0 và A1 ............................. 52
Hình 3. 17. Cấu hình thơng số Ethernet cho Driver IEC104.........................................54
Hình 3. 18. Cấu hình địa chỉ COA cho Driver IEC104.................................................55
Hình 3. 19.Thư mục các loại tín hiệu được gửi lên Trung tâm điều độ ........................55
Hình 3. 20. Các Tag tín hiệu được gửi lên Trung tâm điều độ......................................56
Hình 3. 21. Các khối Tag tín hiệu (Block) để Trung tâm điều độ điều khiển xuống ....56
Hình 3. 22. Giao diện mô phỏng sơ đồ một sợi trạm 110kV 110kV Phù Ninh ............57
Hình 3. 23. Giao diện module Substations trạm 110kV 110kV Phù Ninh ...................58

v


Hình 3. 24. Đối tượng Breaker Position thể hiện trạng thái của thiết bị đóng cắt ........59
Hình 3. 25. Đối tượng Breaker Position dùng để điều khiển thiết bị đóng cắt .............59
Hình 3. 26. Đối tượng Analog Measurement để hiển thị đo lường của thiết bị ............59
Hình 3. 27. Đối tượng Discrete Alarm được dùng trong dự án 110kV Phù Ninh để
biểu diễn các trạng thái 1 bit..........................................................................................60
Hình 3. 28. Cửa sổ cấu hình nguồn tín hiệu và trạng thái biểu hiện của đối tượng
Alarm ............................................................................................................................. 60
Hình 3. 29. Dạng lưu trữ Historic được sử dụng lưu trữ đo lường cho 110kV Phù Ninh

.......................................................................................................................................61
Hình 3. 30. Module Alarm Server .................................................................................61
Hình 3. 31. Cửa sổ cấu hình module Alarm Server.......................................................62
Hình 3. 32. Frame 110kV Phù Ninh ..............................................................................62
Hình 3. 33. Phân vùng Frame của dự án 110kV Phù Ninh ...........................................63
Hình 3. 34. Thanh điều hướng màn hình .......................................................................63
Hình 3. 35. Screen sơ đồ SingleLine tồn trạm ............................................................. 64
Hình 3. 36. Screen giám sát ngăn 112 ...........................................................................64
Hình 3. 37. Screen giám sát hệ thống DC .....................................................................65
Hình 3. 38. Screen hệ thống cảnh báo ...........................................................................65
Hình 3. 39. Screen giám sát MBA lực...........................................................................65
Hình 3. 40. Screen quản lý dữ liệu đo lường dạng bảng ...............................................66
Hình 3. 41. Screen giám sát thanh cái trung thế ............................................................ 66
Hình 3. 42. Tổng thể Screen trên 2 màn hình ................................................................ 67
Hình 3. 43. Sơ đồ Single sau khi được Import từ Electrical Modeler ........................... 68
Hình 3. 44. Nguồn của các đối tượng hiện thị trên Screen được đồng bộ từ Electrical
Modeler ..........................................................................................................................68
Hình 3. 45. Cửa sổ cấu hình cho hiển thị của E3Browser .............................................69
Hình 3. 46. Cửa sổ cấu hình query của đối tượng E3Browser ......................................69
Hình 3. 47. Các Data Tag có chức năng đặc biệt ..........................................................70
Hình 3. 48. Sử dụng Internal Tag cho việc hiển thị phân quyền hệ thống ....................70
Hình 3. 49. Tag dùng làm hiển thị thời gian cho giao diện HMI ..................................70

vi


CÁC KÝ HIỆU VÀ TỪ VIẾT TẮT
SCADA Supervisory Control And Data Acquicsition - Điều khiển giám sát và
thu thập dữ liệu
RTU Remote Terminal Unit - Thiết bị đầu cuối từ xa.

TSS Single TeleSignaling- Tín hiệu cảnh báo (1 bít).
TSD Double TeleSignal - Tín hiệu trạng thái (2 bít).
CPR Cell Processor module - module bộ xử lí của cell.
DI

Digital Input module - module đầu vào số.

DO

Digital Output module - module đầu ra số.

CSDL Cơ sở dữ liệu.
AI

Analog Input - Đầu vào tương tự

AO

Analog Output - Đầu ra tương tự

CPU Central Processing Unit - Bộ xử lý trung tâm
DCS Distributed Control System - Hệ thống điều khiển phân tán
GPS Global Positioning System - Hệ thống định vị toàn cầu
GUI Graphical User Interface – Giao diện người dùng đồ họa
HMI Human Machine Interface - Giao diện người - máy
I/O

Input/Output - Đầu vào/Đầu ra

IEC International Electrotechnical Commision-Ủy ban kỹ thuật điện tử quốc tế

IED Intelligent Electronic Devices - Thiết bị điện tử thông minh
LAN Local Area Network - Mạng cục bộ
PC

Personal computer - Máy tính cá nhân

PLC Programmable Logic Controller - Bộ điều khiển logic lập trình
SCL Structured Control Language - Ngơn ngữ lập trình điều khiển cấu trúc
TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol - Giao thức kiểm sốt
truyền thơng/Giao thức mạng tồn cầu

vii


MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài.
Năng lượng điện là nguồn năng lượng quan trọng mang tính sống cịn
đối với mọi nền kinh tế. Nó góp phần tạo dựng nên cuộc sống văn minh
nhận loại hiện nay. Hầu như trên mọi lĩnh vực cuộc sống đều có sự hiện
diện của năng lượng điện dưới mọi hình thái.
Ở Việt Nam năng lượng điện cũng đã có mặt hàng trăm năm, cùng
với nó là q trình thiết lập cơ sở hạ tầng, hình thành ngành cơng nghiệp
Điện. Trong những năm đất nước tiến hành đổi mới, nhất là q trình Cơng
nghiệp hóa hiện đại hóa hiện nay, điện năng có vai trị khơng thể thay thế.
Để duy trì hệ thống Điện Quốc gia làm việc ổn định, tin cậy, cần
thiết lập được một cơ sở hạ tầng tốt, một đội ngũ chuyên viên giỏi, trong
đó vai trị của hệ thống thiết bị điều khiển và bảo vệ cực kỳ quan trọng.
Đối với các trạm biến áp 110kV thuộc Công ty lưới điện cao thế
Miền Bắc trong đó có các trạm biến áp thuộc Chi nhánh Lưới điện cao thế
Phú Thọ, hệ thống điều khiển và bảo vệ đã và đang được triển khai, từng

bước được hoàn thiện.
Với sự gợi ý của TS. Nguyễn Ngọc Trung cùng với các nhược điểm của
hệ thống nêu trên, tơi quyết định chọn đề tài, đó là: “Nghiên cứu giải pháp
nâng cấp bảo vệ rơ le và thiết kế hệ thống điều khiển xa trạm biến áp
Phù Ninh, Phú Thọ”.
2. Mục đích nghiên cứu
- Nghiên cứu hệ thống SCADA trạm 110kV Phù Ninh - Phú Thọ, tìm hiểu
hệ thống SCADA dùng giao thức IEC 61850 tại trạm 110kV Phù Ninh - Phú
Thọ.
- Nghiên cứu tích hợp hệ thống điều khiển bảo vệ trạm biến áp 110 kV.
3. Nhiệm vụ nghiên cứu
- Nghiên cứu các giải pháp SCADA cho trạm biến áp 110 kV.
- Nghiên cứu cách kết nối hệ thống tích hợp các thiết bị trong trạm 110kV.

1


4. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu là mơ hình hệ thống SCADA và hệ thống điều
khiển tích hợp cho trạm 110 kV Phù Ninh - Phú Thọ
- Phạm vi nghiên cứu áp dụng cho trạm 110 kV Phù Ninh - Phú Thọ.
5. Phƣơng pháp nghiên cứu
- Đề tài thuộc loại hình nghiên cứu ứng dụng cơng nghệ, chuẩn hóa các
tiêu chuẩn của truyền tín hiệu và xử lý tín hiệu áp dụng trong đo lường điều
khiển hệ thống bảo vệ trong hệ thống điện.
- Áp dụng các phần mềm trong việc lập trình điều khiển bảo vệ nhằm cụ
thể hóa các đối tượng làm việc là phương pháp nghiên cứu chuyên sâu của đề
tài.
6. Dự kiến đóng góp mới
- Về mặt khoa học: Nghiên cứu mơ hình lý thuyết một số vấn đề chính về

tự động hoá hệ thống bảo vệ cho trạm 110 kV Phù Ninh - Phú Thọ.
- Về mặt thực tiễn: Quản lý hệ thống bảo vệ cho trạm 110 kV Phù Ninh Phú Thọ tốt hơn nhờ công tác giám sát vận hành hệ thống, thu thập và lưu trữ
thông tin đầy đủ và chính xác theo thời gian thực, xuất dữ liệu vận hành tự động.
Tăng năng suất lao động, giảm thiểu thấp nhất các tác động xấu của sự cố đến
việc vận hành của nhà máy cũng như nâng cao đội ngũ vận hành cho nhà máy.

2


CHƢƠNG 1. HỆ THỐNG SCADA, BẢO VỆ RƠ LE VÀ CÁC
CHUẨN GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG TRONG ĐIỀU
KHIỂN BẢO VỆ TRẠM BIẾN ÁP 110KV
1.1. Khái niệm, vai trò và nhiệm vụ của hệ thống rơ le:
Rơ le là một trong những thiết bị có thể bảo vệ được máy phát, máy
biến áp, đường dây, thanh góp...và tồn bộ hệ thống điện làm việc an toàn,
phát triển liên tục, bền vững.
Rơ le là một thiết bị có nhiệm vụ phát hiện và loại trừ càng nhanh
càng tốt phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống điện để hạn chế đến mức thấp
nhất có thể của các hậu quả do sự cố gây ra. Các nguyên nhân gây sự cố hư
hỏng có thể do các hiện tượng thiên nhiên như giông bão, động đất, lũ lụt...
do các thiết bị hao mòn, già cỗi gây chạm chập, đôi khi do công nhân vận
hành thao tác sai.
Tuy nhiên trong hệ thống có nhiều loại máy móc thiết bị khác nhau,
tính chất làm việc và yêu cầu bảo vệ khác nhau nên không thể chỉ dùng rơ
le để bảo vệ. Ngày nay khái niệm rơ le có thể hiểu là một tổ hợp các thiết
bị thực hiện một hoặc một nhóm chức năng bảo vệ và tự động hóa hệ thống
điện, thỏa mãn các nhu cầu kỹ thuật đề ra đối với nhiệm vụ bảo vệ cho
từng phần tử cụ thể cũng như cho toàn hệ thống điện.
1.2. Các yêu cầu cơ bản của bảo vệ rơ le.
1.2.1. Tính cắt nhanh.

Khi có sự cố xảy ra thì yêu cầu rơ le phải phát hiện và xử lý cắt cách
ly phần tử bị sự cố càng nhanh càng tốt.
t csc = t bv + t mc (ms)
Thời gian cắt sự cố bằng tổng thời gian tác động bảo vệ và thời gian
làm việc máy cắt.
1.2.2. Tính chọn lọc.
+ Khả năng cắt đúng phần tử bị sự cố hư hỏng.
+ Theo nguyên lý làm việc các bảo vệ phân ra 2 loại là bảo vệ chọn
lọc tương đối và tuyệt đối.
3


+ Chọn lọc tuyệt đối: Là những bảo vệ chỉ làm việc khi có sự cố xảy
ra trong một phạm vi xác định, khơng làm việc dự phịng cho các bảo vệ ở
các phần tử lân cận.
+ Chọn lọc tương đối: Là bảo vệ ngoài chức năng bảo vệ cho phần tử
chính đặt bảo vệ cịn có thể thực hiện nhiệm vụ bảo vệ dự phòng cho các
bảo vệ ở các phần tử lân cận.
1.2.3. Độ nhạy :
+ Đặc trưng cho khả năng cảm nhận sự cố.
+ Hệ số độ nhạy: K n 

I ngan min
I kđ

+ Bảo vệ chính K n  2
+ Bảo vệ dự phòng K n  1,5
1.2.4. Độ tin cậy.
- Là tính năng bảo đảm cho thiết bị làm việc đúng và chắc chắn.
- Độ tin cậy tác động và độ tin cậy không tác động.

- Độ tin cậy tác động là mức độ đảm bảo rơ le hay hệ thống rơ le có
tác động khi có sự cố, và chỉ được tác động trong khu vực đặt bảo vệ đã
định trước.
- Độ tin cậy không tác động là mức độ đảm bảo rơ le hay hệ thống rơ
le không làm việc sai, tức là tránh tác động nhầm khi đang làm việc bình
thường hoặc có sự cố xảy ra ở ngồi phạm vi muốn bảo vệ.
1.2.5. Tính kinh tế.
- Các thiết bị bảo vệ được lắp đặt trong hệ thống điện không phải để
làm việc thường xuyên trong chế độ vận hành bình thường, ln ln sẵn
sàng chờ đón những bất thường và sự cố có thể xảy ra và có những tác
động chuẩn xác.
- Đối với các trang thiết bị điện áp cao và siêu cao áp, chi phí để mua
sắm, lắp đặt thiết bị bảo vệ thường chỉ chiếm một vài phần trăm giá trị
cơng trình. Vì vậy u cầu về kinh tế không đề ra , mà bốn yêu cầu về kĩ

4


thuật trên đóng vai trị quyết định, vì nếu khơng thỏa mãn được các yêu này
sẽ dẫn đến hậu quả tai hại cho hệ thống điện.
- Đối với lưới điện trung áp và hạ áp, số lượng các phần tử cần được
bảo vệ rất lớn, và yêu cầu đối với thiết bị bảo vệ không cao bằng thiết bị
bảo vệ ở nhà máy điện hoặc lưới chuyển tải cao áp. Vì vậy cần phải cân
nhắc tính kinh tế trong lựa chọn thiết bị bảo vệ sao cho có thể đảm bảo
được các yêu cầu kĩ thuật mà chi phí thấp nhất.
1.3. Khái niệm, vai trò hệ thống SCADA.
- Hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) là
một hệ thống thu thập dữ liệu, giám sát và điều khiển các quá trình từ xa.
Người vận hành có thể nhận biết và điều khiển hoạt động các thiết bị thơng
qua máy tính và mạng truyền thơng [4]. Nói cách khác, SCADA thường

được dùng để chỉ tất cả các hệ thống máy tính được thiết kế để thực hiện
các chức năng sau:
- Thu thập dữ liệu từ các thiết thiết bị công nghiệp hoặc các cảm
biến.
- Xử lý và thực hiện các phép tính trên các dữ liệu thu thập được.
- Hiển thị các dữ liệu thu thập được và kết quả đã xử lý.
- Nhận các lệnh từ người điều hành và gửi các lệnh đó đến các thiết
bị của nhà máy.
- Xử lý các lệnh điều khiển tự động hoặc bằng tay một cách kịp thời
và chính xác.
- Hệ thống này cung cấp cho người vận hành những thông tin quan
trọng của đối tượng cần quan tâm và cho phép thực hiện các lệnh điều
khiển cần thiết về phía đối tượng để đảm bảo cho hệ thống hoạt động an
toàn và có hiệu quả. SCADA được hình thành và phát triển cùng với sự
phát triển chung của các ngành công nghiệp khác như công nghiệp vi xử lý,
viễn thông, tin học ... Từ những năm đầu thập niên 70 nền công nghiệp các
nước phát triển đi vào xu hướng tự động hóa. Việc sản xuất thủ cơng được
thay thế dần ở các xí nghiệp cơng nghiệp. Bên cạnh đó ngành cơng nghệ
5


thông tin, đặc biệt sự phát triển mạnh mẽ của lĩnh vực tin học - công nghệ
phần mềm, các hệ thống tự động hóa điều khiển bằng chương trình cũng ra
đời. Với đặc điểm là một công cụ tự động hóa nó được ứng dụng rộng rãi
trong nhiều lĩnh vực, từ việc quản lý điều khiển trong sản xuất công
nghiệp, đến quản lý truyền tải và phân phối điện năng trong Điện lực...
-Vào giữa những thập niên 90 của thế kỷ trước những hệ thống
SCADA đầu tiên chỉ có tác dụng thu thập dữ liệu từ các bộ cảm biến bằng
các đồng hồ đo, đèn báo, và các bộ ghi dữ liệu hiển thị dưới dạng đồ thị.
Hệ thống này hết sức đơn giản, không đáp ứng được yêu cầu cơng nghệ

trong sản xuất.

Hình 1. 1. Hệ thống thu thập dữ liệu sơ khai [4]

- Đến năm 2000, các chuẩn truyền thông như IEC870-5-101/104 và
DNP 3.0 ra đời đã phổ biến trong việc sản xuất các thiết bị cũng như giải
pháp cho hệ thống SCADA. Các thiết bị cảm biến thu thập dữ liệu được
thay thế bằng các thiết bị vào ra I/O (Intput/Output) sử dụng các chuẩn
giao thức mở như Modicon MODBUS dựa trên chuẩn giao thức TCP/IP
(Transmission Control Protocol/ Internet Protocol).

6


Hình 1. 2. Sơ đồ hệ thống SCADA hiện đại

- Hiện nay SCADA không thể thiếu được cho việc sản xuất tự động ở
xí nghiệp cơng nghiệp cần độ chính xác và tự động hóa cao. Để đáp ứng
với khả năng phát triển chung của nền kinh tế, hệ thống điện đóng vai trị
chủ đạo khơng những thúc đẩy nền kinh tế mà cịn đảm bảo an ninh, chính
trị, quốc phịng. Vì vậy việc sử dụng SCADA trong hệ thống điện Việt
Nam để đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, vận hành, xử lý tình huống
một cách nhanh chóng để đáp ứng yêu cầu của nền kinh tế phát triển.
1.4. Nhiệm vụ hệ thống SCADA.
Một hệ thống SCADA chuẩn phải cung cấp được các chức năng sau:
Chức năng giám sát
Chức năng điều khiển
Quản lý và lưu trữ dữ liệu
Tính năng thời gian thực
1.4.1. Chức năng giám sát

Chức năng giám sát của hệ thống SCADA nhằm các mục đích:

7


- Giám sát và đảm bảo được tính chính xác tồn bộ các thơng số vận
hành của hệ thống như dịng điện, điện áp, cơng suất, tần số, vị trí nấc của
máy biến áp…
- Giám sát được các trạng thái của các phần tử đóng cắt trong hệ
thống. Đó là trạng thái đóng/mở của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa…
1.4.2. Chức năng điều khiển
Chức năng điều khiển của hệ thống SCADA cần đảm bảo:
- Quá trình điều khiển phải chính xác, tin cậy: Trong q trình thực
hiện các thao tác đóng/mở máy cắt, dao cách ly, điều khiển chuyển nấc
phân áp của máy biến áp từ xa (từ Trung tâm điều độ vùng/miền hoặc quốc
gia) phải đảm bảo tuyệt đối tin cậy, khơng được nhầm lẫn, có nghĩa là các
thao tác phải được giám sát chặt chẽ về tính liên động phối hợp giữa máy
cắt, dao cách ly và các thiết bị liên quan tuân theo quy trình quy phạm vận
hành của hệ thống.
- Cho phép cài đặt thơng số từ xa: Khi có sự thay đổi về cấu trúc của
lưới hoặc nâng cao công suất chống quá tải thì các thơng số vận hành của
lưới và thiết bị sẽ thay đổi, vì vậy ta cần phải đặt lại các thông số chỉnh
định bảo vệ rơ le hoặc thay đổi tỷ số biến đổi trong các thiết bị đo đếm như
đồng hồ và công tơ cho phù hợp với thực tế. Việc cài đặt này có thể được
thực hiện từ xa tại các Trung tâm điều độ vùng/miền hoặc quốc gia.
1.4.3. Quản lý và lƣu trữ dữ liệu
- Hệ thống SCADA ngoài việc giám sát được các sự cố xảy ra trên
lưới cũng như của các thiết bị còn cần thực hiện cảnh báo sự cố bằng âm
thanh, màu sắc hoặc thơng báo trên màn hình hiển thị, ghi lại được các
chuỗi sự kiện, sự cố xảy ra và xác định chuẩn đoán sự cố. Tất cả các chức

năng trên của hệ thống phải được bảo mật ở mức cao nhất và tuyệt đối tin
cậy.
1.4.4. Tính năng thời gian thực
- SCADA là một hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu
trong thời gian thực, do đó tính năng thời gian của hệ thống là rất cần thiết
8


và quan trọng. Sự hoạt động bình thường của hệ thống kỹ thuật nói chung,
hệ thống điện nói riêng làm việc trong thời gian thực không chỉ phụ thuộc
vào độ chính xác, đúng đắn của các kết quả đầu ra, mà còn phụ thuộc vào
thời điểm đưa ra kết quả.
Để đảm bảo tính năng thời gian thực, một hệ thống Bus phải có
những đặc điểm sau:
- Độ nhạy nhanh: Tốc độ truyền thơng tin hữu ích phải đủ nhanh để
đáp ứng nhu cầu trao đổi dữ liệu trong một giải pháp cụ thể.
- Tính tiền định: Dự đốn trước được về thời gian phản ứng tiêu
biểu và thời gian phản ứng chậm nhất với yêu cầu của từng trạm.
- Độ tin cậy, kịp thời: Đảm bảo tổng thời gian cần cho việc vận
chuyển dữ liệu một cách tin cậy giữa các trạm nằm trong một khoảng xác
định.
- Tính bền vững: Có khả năng xử lý sự cố một cách thích hợp để
khơng gây thiệt hại thêm cho tồn bộ hệ thống.
- Hệ thống SCADA thực hiện chức năng thu thập dữ liệu từ xa, các
số liệu về sản lượng, các thông số vận hành ở các trạm biến áp thông qua
đường truyền số liệu được truyền về trung tâm, lưu trữ ở hệ thống máy tính
chủ. Các cơ sở số liệu đó được sử dụng nhằm các mục đích:
- Cung cấp những dịch vụ về điều khiển giám sát hệ thống điện.
- Hiển thị các trạng thái về quá trình hoạt động của thiết bị điện, hiển
thị đồ thị, hiển thị sự kiện, báo động, hiển thị báo cáo sản xuất.

- Thực hiện điều khiển từ xa q trình Đóng/Cắt máy cắt, dao cách
ly, dao tiếp địa, thay đổi các giá trị của đầu phân áp máy biến thế, đặt giá
trị của rơ le...
- Thực hiện các dịch vụ: Về truyền số liệu trong hệ và ra ngoài hệ,
việc đọc viết số liệu lên PLC/RTU, trả lời các bản tin yêu cầu của cấp trên
về số liệu, về thao tác.

9


- Một hệ thống SCADA kết hợp phần cứng lẫn phần mềm vi tính để
tự động hóa việc điều khiển giám sát cho một đối tượng trong hệ thống
điện.
Với một hệ thống thì yêu cầu việc xây dựng hệ thống SCADA (cho
hệ thống điện) thực hiện một trong số những nhiệm vụ tự động hóa sau:
+ Thu thập, giám sát từ xa
+ Điều khiển Đóng/Cắt từ xa
+ Điều chỉnh tự động từ xa
+ Thông tin từ xa của các đối tượng và các cấp quản lý.
Mỗi chức năng trên đều có những yêu cầu đặc biệt cho từng bộ phận,
phần cứng, phần mềm chuyên dụng của hệ thống SCADA. Cụ thể là: Phần
đo, giám sát từ xa: Cần đảm bảo thu thập, lưu giữ, hiển thị, in ấn, đủ những
số liệu cần cho quản lý kỹ thuật. Phần điều khiển thao tác từ xa: Phải đảm
bảo được việc kiểm tra đóng/cắt an tồn, tin cậy.
1.5. Cấu trúc hệ thống SCADA
Hệ thống SCADA có ba phần: Các PC ở phịng điều khiển trung tâm,
các RTU hay PLC ở các trạm xa và thiết bị thông tin để kết nối hai phần
trên với nhau.

10

Hình 1. 3. Sơ đồ cấu trúc phần mềm Client/Server của hệ thống SCADA

SCADA tương tự như phần HMI của hệ thống DCS: Hiển thị, điều
khiển từ phòng điều khiển trung tâm, thu thập dữ liệu, quản lý các số liệu,
quản lý báo động,báo cáo. Các hệ thống SCADA cũ chạy trên môi trường
DOS, VMS hay UNIX.Các hệ thống mới hơn chạy trên nền của Windows,
Linux.
1.5.1.SCADA Server
SCADA Sever chính là máy Server của hệ thống SCADA ở trung
tâm được nối với các RTU hay PLC. Trong cấu trúc phần mềm máy chủ
Server có chức năng thu thập, chia sẻ dữ liệu với các máy Client thông qua
mạng Ethernet và gửi mệnh lệnh từ các Client trực tiếp đến các bộ điều
11


khiển. Vì vậy, trên các máy Server thường được dùng để cài đặt các phần
mềm phát triển, thiết lập cấu hình truyền thơng để kết nối với thiết bị hiện
trường.
1.5.2.SCADA Client
SCADA Client gồm các máy tính cơng nghiệp được nối với máy
Server bằng mạng Ethernet. Các máy tính này sẽ được cài các phần mềm
giao diện người máy HMI kết nối với dữ liệu của máy Server để hiển thị
hoặc điều khiển. Tức là các máy Client này sẽ thu thập các trạng thái và
điều khiển các bộ controller gián tiếp thong qua máy Server. Mối quan hệ
giữa các Client và Server do các kỹ sư lập trình thiết lập, tuỳ thuộc vào
phần mềm công nghiệp được sử dụng trong hệ thống SCADA.
1.5.3.PLC- RTU
RTU được định nghĩa là một thiết bị được điều khiển bằng bộ vi xử

lý, có khả năng xử lý các đầu vào ra theo thời gian thực, thu thập số liệu và
báo động, báo cáo về SCADA Server và thi hành các lệnh của SCADA
Server. Theo truyền thống, hệ thống SCADA thường sử dụng các thiết bị
RTU. Nhưng ngày nay, với sự phát triển của PLC, các nhà tích hợp hệ
thống thường dùng PLC thay vì RTU cho việc thiết kế cho nhiều hệ thống
SCADA.

Hình 1. 4. PLC S7-400

Hình 1. 5. RTU

Các RTU và PLC được nối với các I/O tại các trạm. Các đầu vào, qua
RTU hay PLC cho các thiết bị SCADA ở phòng điều khiển trung tâm biết
trạng thái của hệ thống tại hiện trường. Thiết bị SCADA có thể điều khiển
bằng cách thao tác đầu ra, cũng như qua các RTU hay PLC.
Như vậy RTU và PLC là thiết bị được trực tiếp nối với I/O và trung tâm
điều khiển tín hiệu.
12


Trong những hệ thống SCADA dù ít hay nhiều cũng được thực hiện
những nguyên tắc như: làm việc với thời gian thực, sử dụng một khối
lượng tương đối lớn thông tin tần số cập nhật dữ liệu cao, cấu trúc mạng,
ngun tắc hệ thống và mơ đun mở, có thiết bị dự trữ để làm việc trong
trạng thái “dự trữ nóng”, …
Một hệ thống SCADA cần có cơ cấu cơ bản như sau:
 Trạm thu thập dữ liệu trung gian:
Là các khối thiết bị vào ra đầu cuối từ xa RTU hoặc là các khối (bộ)
vi điều khiển logic lập trình PLC có chức năng giao tiếp với các thiết bị
chấp hành (cảm biến cấp trường, các hộp điều khiển đóng cắt và các van

chấp hành…) thực hiện các cơng việc xử lý và điều khiển ở chế độ thời
gian thực.
RTU rất đa dạng từ những cảm biến nguyên thuỷ thực hiện thu thập
thông tin từ đối tượng cho đến những bộ phận máy móc đa xử lý thực hiện
xử lý thông tin và điều khiển trong chế độ thời gian thực. Việc sử dụng
RTU có bộ xử lý cho phép làm giảm được yêu cầu đối với tốc độ của kênh
truyền kết nối với trung tâm điều khiển.
 Trạm điều khiển giám sát trung tâm MTU:
MTU trung tâm điều phối, thực hiện công việc xử lý dữ liệu và điều
khiển ở mức cao ở chế độ thời gian thực mềm. Một trong những chức năng
cơ bản của MTU là cung cấp giao diện giữa con người - quan sát viên với
hệ thống. MTU có thể bằng những dạng khác nhau, từ một máy tính đơn lẻ
với các thiết bị cũ cho đến hệ thống máy tính lớn bao gồm các Server và
Client.
Hệ thống truyền thông CS: Bao gồm các mạng truyền thông công
nghiệp, các thiết bị viễn thông và các thiết bị chuyển đổi dồn kênh có chức
năng truyền dữ liệu cấp trường đến các khối điều khiển và máy chủ.
Giao diện người - máy HMI: Là các thiết bị hiển thị quá trình xử lý dữ
liệu để người vận hành điều khiển các quá trình hoạt động của hệ thống.
Theo các thành phần, có một cơ chế thu thập dữ liệu như sau:
13


Trong hệ thống SCADA, quá trình thu thập dữ liệu được thực hiện
trước tiên ở quá trình các RTU hoặc PLC qt thơng tin có được từ các
thiết bị chấp hành nối với chúng. Thời gian để thực thi nhiệm vụ này được
gọi là thời gian quét bên trong. Các máy chủ quét các RTU hoặc PLC
(với tốc độ chậm hơn) để thu thập dữ liệu từ các RTU hoặc PLC.
Để điều khiển, các máy chủ sẽ gửi tín hiệu yêu cầu xuống các RTU
hoặc PLC, từ đó cho phép các RTU hoặc PLC gửi tín hiệu điều khiển trực

tiếp xuống các thiết bị chấp hành thực thi nhiệm vụ yêu cầu.
Trong quá trình truyền tải dữ liệu, dữ liệu có thể là dạng liên tục
(analog), dạng số (digital) hay dạng xung (pulse).
Giao diện cơ sở để vận hành tại các thiết bị đầu cuối là một màn hình giao
diện đồ họa GUI dùng để hiển thị toàn bộ hệ thống điều khiển giám sát
hoặc các thiết bị trong hệ thống. Tại một thời điểm, dữ liệu được hiển thị
dưới dạng hình ảnh tĩnh, khi dữ liệu thay đổi thì hình ảnh này cũng thay
đổi theo.
Trong trường hợp dữ liệu của hệ thống biến đổi liên tục theo thời
gian, hệ thống SCADA thường hiển thị quá trình thay đổi dữ liệu này trên
màn hình giao diện đồ họa GUI dưới dạng đồ thị.
Một ưu điểm lớn của hệ thống SCADA là khả năng xử lý lỗi rất thành công
khi hệ thống xảy ra sự cố. Nhìn chung, khi có sự cố hệ thống SCADA có
thể lựa chọn một trong các cách xử lí sau:
 Sử dụng dữ liệu lưu giữ trong các RTU hoặc PLC: Trong các hệ thống
SCADA có các RTU hoặc PLC có dung lượng bộ nhớ lớn, khi hệ thống
hoạt động ổn định dữ liệu sẽ được sao lưu vào trong bộ nhớ của RTU hoặc
PLC. Do đó, khi hệ thống xảy ra lỗi thì các RTU hoặc PLC sẽ sử dụng tạm
dữ liệu này cho đến khi hệ thống hoạt động trở lại bình thường.
Sử dụng các phần cứng dự phòng của hệ thống : Hầu hết các hệ thống
SCADA đều được thiết kế thêm các bộ phận dự phịng, ví dụ như hệ thống
truyền thơng hai đường truyền, các RTU, PLC đôi hoặc hai máy chủ…do
vậy, các bộ phận dự phòng này sẽ được đưa vào sử dụng khi hệ thống
14


SCADA có sự cố hoặc hoạt động offline hoặc có thể cho mục đích bảo
dưỡng, sửa chữa định kỳ.
1.6. Chuẩn giao thức truyền thông trong điều khiển và bảo vệ tại TBA
110kV

1.6.1. Giới thiệu về chuẩn giao thức IEC 61850 và ứng dụng của nó đến bảo
vệ và tự động hóa trong các trạm biến áp.
Chuẩn mới IEC 61850 về các mạng truyền thông và hệ thống trong các
trạm biến áp, mục tiêu của chuẩn này là sự thống nhất trong hoạt động theo
nghĩa về khả năng mà hai hay nhiều thiết bị điện tử thông minh (cho bảo vệ,
điều khiển, kiểm sốt…) từ cùng một cơng ty hoặc nhiều cơng ty khác nhau có
thể trao đổi thơng tin và sử dụng các thơng tin đó cho các chức năng riêng của
chúng. Điều này cho phép xây dựng một hệ thống trạm tự động hóa mà thiết bị
từ nhiều cơng ty khác nhau hoặc ít nhất có thể hồn tất một hệ thống từ một
công ty cung cấp bằng các thiết bị thay thế từ các nhà cung cấp khác [4,5,6].
Phạm vi của IEC là các hệ thống trạm tự động hóa của bất cứ dạng, kích cỡ, điện
áp nào. Chuẩn này giúp đỡ sự truyền thông tuần tự giữa giao diện quá trình (các
máy biến áp, bộ đổi) và các thiết bị điện tử thông minh .
IEC 61850 đã chuẩn hóa một tập hợp các mơ hình dữ liệu nhất định, chọn
ra một dịng truyền thơng chính gọn gàng và định nghĩa một ngôn ngữ tổng hợp
cho sự mô tả sự cài đặt các trạm biến áp.
Tổng kết lại tất các đặc tính này, IEC 61850 là nhiều hơn một chuẩn dành
cho truyền thơng và do đó sự giới thiệu về nó sẽ có một tác động lớn đến hệ
thống trạm tự động hóa, tới các nhà sản xuất thiết bị và đặc biệt là đến những
đối tượng sử dụng hệ thống trạm tự động
1.6.2. Các đặc điểm chính của hệ thống theo chuẩn IEC 61850.
Sơ đồ một đường dây bao gồm tất cả các thiết bị chuyển mạch như máy cắt,
cách điện và các khóa đất, các máy biến áp nối đất, máy biến áp dụng cụ, ngân
hàng tụ điện, SVCs … phải được chỉ rõ từ đầu. Khi mà IEC 61850 khơng chuẩn
hóa một chức năng nào cả, các chức năng yêu cầu phải được chỉ rõ tương tự như
trên, cụ thể là độc lập với sự sử dụng chuẩn IEC 61850. Cho các thiết bị chuyển
mạch bao gồm máy biến dòng và áp, giao diện quá trình phải được chỉ rõ và nếu có
15

thể sử dụng được process bus. Sơ đồ một đường dây có và tất cả các chức năng có
thể được miêu tả bằng bản mô tả chi tiết hệ thống sử dụng ngôn ngữ SCL đã được
định nghĩa của IEC 61850 [7].
Các điều kiện môi trường cũng phải được chỉ rõ như trước nhưng một số
các điều kiện với biểu đồ về sự tồn tại và hoạt động có thể cùng tác động mạnh
mẽ đến sự lựa chọn của các thiết bị truyền thông phần cứng, vật liệu và cấu trúc.
Các đặc điểm chính phải bao gồm tất cả các đường kết nối ra bên ngoài xuất
phát và đến trạm. Việc mô tả các số liệu nào cần phải được chỉ rõ và tại sao.
Để có thể đưa ra các phương thức hợp lí cho bộ tích hợp hệ thống và cho
đội ngũ bảo trì, các đặc điểm phải đưa ra phải yêu cầu các văn bản chuẩn cho
từng thiết bị điện tử thông minh theo chuẩn IEC 61850, cụ thể là:
- Văn bản MICS (Model implementation conformance statement – Các văn
bản về việc lắp đặt các mơ hình thích hợp)
- PICS (Protocol implementation conformance statement – Các văn bản về
lắp đặt các giao thức truyền tin thích hợp)
- Bảng chứng nhận về các kiểm tra thích hợp
- Các file ICD (Các file mô tả khả năng của các thiết bị điện tử thông minh)
- Và như là một kết quả của kỹ thuật hệ thống cho mỗi hệ thống trạm TĐH
- File SCD (văn bản mô tả về cài đặt trạm)
1.6.3. Các ứng dụng sơ cấp của IEC 61850
Việc tự động hóa các đài riêng biệt của chuẩn IEC 61850 và các liên kết để áp
dụng cho việc bảo vệ các thiết bị, ta có các ứng dụng sau cho chuẩn IEC 61850 :
-Tự trông gom, quản lý truyền thơng, sự đồng bộ hóa thời gian
-Thao tác và điều khiển
-Quản lý an ninh truy cập mạng
-Thao tác dụng cụ đảo mạch (bộ phân phối)
-Phép đo
-Thông báo các sự kiện và dùng các thiết bị báo động
-Ghi lại các bản ghi dữ liệu, các sự biến đổi của dữ liệu
-Bảo vệ thanh góp……….

16