Ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại tổng công ty điện lực TPHCM

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

TRẦN HỒ ĐĂNG KHOA

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA
VÀO TRẠM BIẾN ÁP TẠI TỔNG CÔNG TY
ĐIỆN LỰC TP.HCM
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2016


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

TRẦN HỒ ĐĂNG KHOA

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA
VÀO TRẠM BIẾN ÁP TẠI TỔNG CÔNG TY
ĐIỆN LỰC TP.HCM
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. VÕ HOÀNG DUY

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2016


CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS. Võ Hoàng Duy
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM
ngày 12 tháng 03 năm 2016
Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ)

TT
1
2
3
4
5

Họ và tên
TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt
TS. Võ Viết Cường
TS. Huỳnh Quang Minh
PGS.TS. Phan Thị Thanh Bình
PGS. TS. Võ Ngọc Điều

Chức danh Hội đồng
Chủ tịch
Phản biện 1
Phản biện 2
Ủy viên
Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được
sửa chữa (nếu có).
Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt


TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM
PHÒNG QLKH – ĐTSĐH

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
TP. HCM, ngày 20 tháng 8 năm 2016

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên

: Trần Hồ Đăng Khoa

Giới tính: Nam.

Ngày, tháng, năm sinh : 03/02/1980
Chuyên ngành

Nơi sinh: An Giang.

: Kỹ thuật điện

MSHV: 1441830019.

I- Tên đề tài: Ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại Tổng công ty
Điện lực Tp.HCM
II- Nhiệm vụ và nội dung:
Nhiệm vụ 1: Khảo sát hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý.
Nhiệm vụ 2: Tìm hiểu về các giao thức kết nối được sử dụng trên thế giới.
Nhiệm vụ 3: Tìm hiểu Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN.
Nhiệm vụ 4: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp.
Nhiệm vụ 5: Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống tự động cho trạm biến áp.
Nhiệm vụ 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm.

III- Ngày giao nhiệm vụ: 20/08/2015
IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: tháng 1/2016
V- Cán bộ hướng dẫn: TS. Võ Hoàng Duy
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

TS. Võ Hoàng Duy

KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

PGS. TS. Nguyễn Thanh Phương


i

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả
nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình
nào khác.
Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được cảm
ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc.
Học viên thực hiện Luận văn

Trần Hồ Đăng Khoa


ii

LỜI CÁM ƠN
Trong suốt thời gian theo học, nghiên cứu và hoàn thành luận văn thạc sĩ tại trường đại
học Kỹ Thuật Công Nghệ TP.HCM, để có được thành quả như ngày hôm nay ngoài nỗ lực
của bản thân, em luôn nhận được sự động viên nhiệt tình từ phía gia đình, thầy cô, bạn bè. Để
hoàn thành bài luận văn tốt nghiệp này, em luôn ghi nhận và tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến mọi
người.
Và đặt biệt em xin chân thành cảm ơn Thầy – TS. Võ Hoàng Duy đã tận tình giúp đỡ,
hướng dẫn em trong quá trình thực hiện luận văn.
Em xin chân thành cảm ơn Quý thầy cô, phòng quản lý đào tạo sau đại học trường đại
học HUTECH đã luôn tạo điều kiện thuận lợi để chúng em hoàn thành nhiệm vụ tốt nghiệp
cũng như trong suốt quá trình học tập.
Em xin chân thành cảm ơn ban Giám Đốc và các phòng ban Trung tâm Điều độ Hệ
thống Điện Tp.HCM, Công ty Lưới điện Cao thế Tp.HCM và Tổng công ty Điện lực
Tp.HCM đã tạo điều kiện và giúp đỡ em hoàn thành luận văn.
Xin kính chúc Quý Thầy Cô sức khỏe!

Tp.Hồ Chí Minh, tháng 01 năm 2016
Học viên: Trần Hồ Đăng Khoa


iii

TÓM TẮT
Tự động hóa trạm biến áp là sử dụng công nghệ kết nối tất cả các thiết bị điện tử
thông minh (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU), Multimeter, Tariff Meter nhằm thu
thập, giám sát tất cả các thông số vận hành theo thời gian thực. Giúp người vận hành có
thể đưa ra các kịch bản vận hành trạm biến áp tối ưu và gia nền tảng cho mô hình vận
hành trạm biến áp không người trực.
Hiện nay Tổng công ty Điện lực Tp.HCM đã có rất nhiều trạm biến áp tự động hóa
ứng dụng thành công tiêu chuẩn IEC61850 để kết nối các thết bị IED với nhau. Tuy nhiên
đa số các hệ thống đó đều kết nối các thiết bị IED của cùng một nhà sản xuất và đều mang
tính đồng bộ do đó rất khó khăn trong việc bảo trì thay thế các thiết bị.
Qua tìm hiểu và khảo sát các hệ thống trạm biến áp tự động hóa hiện hữu và nhận
thấy chưa có hệ thống nào thực hiện kết nối giữa thiết bị RTU với thiết bị rơle của các
hãng sản xuất khác nhau theo tiêu chuẩn IEC61850. Do đó, mục tiêu nghiên cứu được
trình bày trong luận văn này chính là đề cập đến vấn đề trên.


iv

ABSTRACT

Automatic substation is to use a technology which can connect all the intelligent
electronic devices (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU) Multimeter, Tariff Meter to
acquire, supervise all the operation parameters in real time. It helps operators to make

decisions for the substation to be optimized and create the basement for the nonsurveillance operating substation model.
At the present, HOCHIMINH City Power Corporation has a lot of automatic
substations that apply successfully the IEC61850 standard to connect IEDs together.
However, almost all the systems connect IED from the same manufacturer and have the
synchronous characteristics therefore it has difficulty in maintenance and device
replacement.
Through research and surveys from some current systems at automatic substation and
we realize that none of them implement the connection between RTU and Relay device of
different manufacturers based on IEC61850 standard. Hence, this thesis present the
problem mentioned above as the research objective.


v

MỤC LỤC
PHẦN MỞ ĐẦU ................................................................................................................. 1
1.1

Đặt vấn đề: ........................................................................................................... 1

1.2

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài. ...................................................... 1

1.3

Mục tiêu của đề tài............................................................................................... 2

1.4

Nội dung nghiên cứu của đề tài ........................................................................... 2

1.5

Phương pháp nghiên cứu ..................................................................................... 2

1.6

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu. ......................................... 3

1.7

Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu. ..................................................................... 4

1.8

Kết cấu của đề tài ................................................................................................ 7

Chương 1:

Hiện trạng các trạm biến áp do TCT Điện lực Tp.HCM quản lý ................... 8

1.1

Thống kê các trạm biến áp:.................................................................................. 8

1.2

Khái niệm chung.................................................................................................. 8

1.3

Ký hiệu nhận dạng các khí cụ điện trong trạm biến áp ....................................... 9

1.3.1

Cấu trúc chung của 4 khối ký hiệu ...................................................................... 9

1.3.2

Khối ký hiệu “mức ngăn” .................................................................................... 9

1.3.3

Khối ký hiệu chỉ “vị trí” ...................................................................................... 11

1.3.4

Khối ký hiệu nhận dạng các hạng mục ................................................................ 12

1.3.5

Khối ký hiệu “đấu nối, đấu cuối” có ký hiệu đầu cột là (:) ................................. 15

1.4

Các chức năng điều khiển và bảo vệ ................................................................... 15

1.4.1

Các chỉ danh của rơle đang sử dụng trong hệ thống điện theo ký hiệu chuẩn của viện

tiêu chuẩn quốc gia Hoa Kỳ ANSI ...................................................................................... 15
1.4.2

Sơ đồ nguyên lý bảo vệ đường dây và máy biến áp ............................................ 17

1.4.3

Khoá liên động .................................................................................................... 18

1.4.4

Các loại hệ thống điều khiển ............................................................................... 19

1.4.5

Tín hiệu chỉ thị..................................................................................................... 21

1.4.6

Tín hiệu đo lường ................................................................................................ 22

Chương 2: Tìm hiểu IEC 61850 và giao thức IEC 60870-5-104 ....................................... 23
2.1

Giao thức IEC 61850: .......................................................................................... 23

2.1.1.

Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC61850 ..................................................................... 23

2.1.2.

Thách thức và mục tiêu của IEC61850 ............................................................... 25


vi

2.1.3.

Những đặt tính của tiêu chuẩn: ............................................................................ 29

2.1.4.

Quy tắt đặt tên theo tiêu chuẩn: ........................................................................... 32

2.2

Giao thức IEC 60870-5-104 ................................................................................ 40

Chương 3: Mô hình tự động hóa trạm biến áp theo quy định của EVN .............................. 43
3.1

Giới thiệu hệ thống tích hợp ................................................................................ 43

3.2

Qui mô của hệ thống tích hợp ............................................................................. 43

3.3

Cấu hình và yêu cầu chung của hệ thống tích hợp .............................................. 44

3.4

Phạm vi cung cấp................................................................................................. 49

3.5

Yêu cầu chi tiết của hệ thống tích hợp ................................................................ 49

A.

Cấu hình /thiết bị lắp đặt yêu cầu ........................................................................ 49

2.7.

Giao tiếp giữa các rơle vận hành trong trạm ....................................................... 51

Chương 4:Mô tả cấu trúc mạng của một trạm biến áp tự động hóa .................................... 53
theo IEC 61850. ................................................................................................................... 53
4.1.

Các kỹ thuật truyền thông.................................................................................... 53

4.2.

Các điều kiện kỹ thuật dùng cho hệ thống điều khiển xa và các giao diện ......... 53

4.2.1.

Giao diện điều khiển xa / trạm biến áp ................................................................ 53

4.2.2.

Các điều kiện chung đối với các trạm đóng cắt ................................................... 55

4.2.3.

Các lệnh ............................................................................................................... 55

4.2.4.

Các trị số đo ......................................................................................................... 55

4.2.5.

Đọc dụng cụ đo dếm ............................................................................................ 56

4.2.6.

Nguồn cung cấp, nơi đặt ...................................................................................... 56

4.2.7.

Các kiểu (Topology) của mạng LAN .................................................................. 56

4.2.8.

Các giao thức (Protocol) ...................................................................................... 58

4.2.9.

Các dạng sơ đố cấu trúc hệ thống theo tiêu chuẩn IEC 61850 ............................ 59

Chương 5:

Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp ........................................ 61

6.1.

Giới thiệu thiết bị RTU560 của ABB. ................................................................. 61

6.2.

Giới thiệu về Rơle bảo vệ của Toshiba ............................................................... 61

6.3.

Giới thiệu Relay bảo vệ của Schneider ............................................................... 63

6.4.

Giới thiệu Relay bảo vệ của Siemens .................................................................. 63

6.5.

Các phần mềm ứng dụng trong hệ thống kết nối RTU và IED theo IEC61850 .. 63

6.6.

Thực hiện kết nối mô phỏng tại phòng thí nghiệm.............................................. 78


vii

Chương 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm .......................................................... 116
6.1.

Giới thiệu hệ thống SCADA trung tâm. .............................................................. 116

6.2.

Thiết lập cấu hình trên hệ thống SCADA............................................................ 117

Chương 7 : Kết quả thực hiện.............................................................................................. 122
7.1.

Kết quả thực hiện tại phòng thí nghiệm .............................................................. 122

7.2.

Kết quả thực hiện kết nối trạm 110kV Nam Sài Gòn 2 ....................................... 125

7.3.

Kết quả thực hiện kết nối trạm ngắt Cường Để ................................................... 127

7.4.

Tổng kết các vấn đề đã tìm hiểu và nghiên cứu trong đề tài ............................... 128

7.5.

Kiến nghị những nghiên cứu tiếp theo ................................................................ 128


viii

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
CID

- Configured IED Description

: Mô tả cấu hình của thiết bị IED

IC

- IED Configurator tool

: Công cụ cấu hình thiết bị IED

ICD

- IED Capability Description

: Mô tả khả năng của thiết bị IED

IED

- Intelligent Electrical Device

: Thiết bị điện tử thông minh

IP

- Internet Protocal

: Giao thức mạng

LD

- Logical Devices

: Thiết bị logic

LLN0

- Logical Node Zero

: Nút logic zero

LN

- Logical Node

: Nút logic

SC

- System Configurator tool

: Công cụ cấu hình hệ thống

SCADA - Supervisory Control and Data
Acquistion

: Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập
dữ liệu

SCD

- Station Configuration Description : Mô tả cấu hình của trạm

SCL

- Substation Configuration

: Ngôn ngữ miêu tả cấu trúc trạm

Description Language
SSD

- System Specification Description

: Trạm biến áp

TBA
UI

: Mô tả đặc tính của hệ thống

- Unit Interface

: Giao diện sử dụng


ix

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1: Bảng chữ cái nhận diện cấp điện áp của các ngăn lộ ....................................... 9
Bảng 1.2: Các chữ cái nhận biết mức điện áp <1kV trong khối ký hiệu mức ngăn......... 10
Bảng 1.3: Các ký tự giúp nhận biết vị trí đặt các thiết bị ................................................. 11
Bảng 1.4: Các ký tự giúp nhận dạng các loại khí cụ điện trong trạm .............................. 12
Bảng 1.5: Các ký hiệu và con số nhận dạng các chức năng của các thiết bị trong trạm .. 13
Bảng 1.6: Các ký hiệu giúp nhận dạng các thiết bị đo lường ........................................... 14
Bảng 2.1: Tiêu chuẩn hóa các nút logic ........................................................................... 32
Bảng 2.2: Danh sách các lớp dữ liệu chung ..................................................................... 38
Bảng 2.3: Danh sách các lớp chức năng giới hạn của nút logic ....................................... 39


x

DANH MUC CÁC MÔ HÌNH, BIỂU ĐỒ, SƠ ĐỒ, HÌNH
Hình 1.1: Ba mức trong ngăn lộ trạm ................................................................................................. 26
Hình 1.2: Cấu trúc hệ thống IEC61850 .............................................................................................. 27
Hình 3.1: Giao diện HMI của hệ thống điều khiển từ xa ................................................................... 54
Hình 3.2: Hệ thống cấu trúc dạng sao ................................................................................................ 59
Hình 3.3: Hệ thống cấu trúc dạng vòng ............................................................................................. 59

Hình 3.4: Hệ thống cấu trúc dạng vòng / sao .................................................................................... 60
Hình 3.5: Hệ thống cấu trúc dạng vòng kép ....................................................................................... 60
Hình 5.6.2.1: Cửa sổ các màn hình của một dự án trong phần mềm CCT. ........................................ 64
Hình 5.6.3.1: Mô tả các khả năng của phần mềm PCM600 ............................................................... 67
Hình 5.6.3.2: Cách nhập một dự án vào phần mềm PCM600. ........................................................... 68
Hình 5.6.3.3: Cách tạo một dự án trong phần mềm PCM600. ........................................................... 69
Hình 4.12: Cách tạo một dự án mới trong phần mềm CCT. .............................................................. 71
Hình 5.6.4.1: Cách nhập tập tin station.SCD vào phần mềm CCT .................................................... 71
Hình 5.6.4.2: CCT: Nhập tập tin ied.ICD .......................................................................................... 72
Hình 5.6.4.3: CCT: Xuất tập tin ied.ICD ........................................................................................... 73
Hình 5.6.5.1: Các cửa sổ làm việc trong phần mềm RTUtil560. ....................................................... 74
Hình 5.6.5.2: Hộp thoại help online ................................................................................................... 76
Hình 5.7.1.1: Sơ đồ kết nối hệ thống mô hình mô phỏng .................................................................. 78
Hình 5.2.1: Sơ đồ khối mô tả các bước cấu hình hệ thống kết nối giữa RTU560/ABB và rơle ........ 79
Hình 5.3.1: cửa sổ Initialize Project ................................................................................................... 80
Hình 5.3.2: Cửa sổ Initialize SignalTree ............................................................................................ 81
Hình 5.3.3: Cách tạo một hệ thống RTU560...................................................................................... 81
Hình 5.3.4: Hộp thoại Add node to NetworkTree .............................................................................. 81
Hình 5.3.5: Cửa sổ Network Tree ...................................................................................................... 82
Hình 5.3.6: Cách xây dựng các giao thức trong phần mềm RTUtil560 ............................................. 82
Hình 5.3.7: Hộp thoại Add node to RTU560 ..................................................................................... 83
Hình 5.3.8: Cửa sổ Network Tree ...................................................................................................... 83
Hình 5.3.9: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị IED .............................................................................. 84
Hình 5.3.10: Hộp thoại Add node to Line T61850 ............................................................................ 84
Hình 5.3.11: Cửa sổ Network Tree .................................................................................................... 85
Hình 5.3.12: Cửa sổ Network Tree .................................................................................................... 85
Hình 5.3.13: Cửa sổ Hardware Tree................................................................................................... 86
Hình 5.3.14: Hướng dẫn cách liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED ................................... 86

xi

Hình 5.3.15: Hộp thoại Link node to HardwareTree ......................................................................... 87
Hình 5.3.15: Kết quả sau khi liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED .................................... 87
Hình 5.3.16: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560. ............................... 88
Hình 5.3.17: Các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560. ............................................................... 88
Hình 5.3.18: Hướng dẫn cách xuất tập tin cấu hình ra thành tập tin excel......................................... 89
Hình 5.3.19: Hộp thoại Start the export of the pattern data ............................................................... 89
Hình 5.3.20: Hướng dẫn cách xuất ra tập tin RTU.iid. ...................................................................... 90
Hình 5.3.21: Hộp thoại IEC61850 – IID file export .......................................................................... 90
Hình 5.3.22: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED ................................. 91
Hình 5.3.23: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED. ................................ 91
Hình 5.3.24: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED ................................. 92
Hình 5.3.25: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED. ................................ 92
Hình 5.3.26: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED. ................................... 93
Hình 5.3.27: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED. ................................... 94
Hình 5.3.28: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED. ................................... 94
Hình 5.3.29: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication. ..................... 95
Hình 5.3.30: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication. ..................... 95
Hình 5.3.31: Hướng dẫn cách nhập các tập tin ICD cho từng thiết bị IED. ....................................... 96
Hình 5.3.32: Cửa sổ IEC61850 – SCL Import. .................................................................................. 96
Hình 5.3.33: Chọn tập tin ICD của rơle GRZ100. ............................................................................. 96
Hình 5.3.34: Mô tả các nút logic có trong một thiết bị IED. .............................................................. 97
Hình 5.3.35: Hướng dẫn cách đặt chỉ danh cho từng thiết bị IED. .................................................... 98
Hình 5.3.36: Hướng dẫn cách đặt địa chỉ IP cho từng thiết bị IED.................................................... 98
Hình 5.3.37: Hướng dẫn cách xuất tập tin với định dạng station_PCM.SCD. ................................... 99
Hình 5.3.38: Hướng dẫn cách nhập tập tin station_PCM.SCD đã được tạo ra từ phần mềm PCM600 vào
phần mềm CCT. ................................................................................................................................. 99
Hình 5.3.39: Cửa sổ Project Navigator .............................................................................................. 100
Hình 5.3.40: Hướng dẫn cách nhập tập tin Demo.iid được tạo từ phần mềm RTUtil560.................. 100

Hình 5.3.41: Cửa sổ Project Navigator. ............................................................................................. 101
Hình 5.3.42: Hướng dẫn cách liên kết RTU560 vào chung hệ thống mạng IEC61850 với thiết bị IED.
...... 102
Hình 5.3.43: Cách liên kết RTU560 vào report của các nút logic trong thiết bị IED. ....................... 102
Hình 5.3.45: Cách xuất tập tin với định dạng station.SCD. ............................................................... 103
Hình 5.3.46: Cách lưu và đặt tên cho tập tin station.SCD.................................................................. 104


xii

Hình 5.3.47: Tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls trước khi nhập tập tin station.SCD ....................... 104
Hình 5.3.48: Cách nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ....................... 105
Hình 5.3.49: Chọn tập tin station.SCD............................................................................................... 105
Hình 5.3.50: Chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ...................................................................... 106
Hình 5.3.51: Cách chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ............................ 106
Hình 5.3.52: Kết quả sau khi chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ............ 107
Hình 5.3.53: Kết quả sau khi đã nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. .. 107
Hình 5.3.54: Nút logic XCBR11/Pos/DPC/stVal. .............................................................................. 108
Hình 5.3.55:Cách nhập lại tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm RTUtil560. ............... 109
Hình 5.3.56:Cách chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. .............................................................. 109
Hình 5.3.57:Chọn sheet Excel Relay. ................................................................................................ 110
Hình 5.3.58:Gán sheet Excel Relay qua cửa sổ select Excel sheets. .................................................. 110
Hình 5.3.59: Chọn Start để nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm RTUtil560. ..... 111
Hình 5.3.60: Cửa sổ RTUtil560 sau khi đã nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ....................... 112
Hình 5.3.61: Cách xuất ra tập tin cấu hình RTU560. ......................................................................... 113
Hình 5.3.63: Cài đặt địa chỉ IP cho máy tính. .................................................................................... 114
Hình 5.3.64: Đăng nhập vào RTU560................................................................................................ 114
Hình 5.3.66: Nhập Username và Password để đăng nhập vào RTU560 ............................................ 114
Hình 5.3.67: Cách chọn các tập tin cấu hình và Load lên RTU560 ................................................... 115
Hình 6.2.1 Tại màn hình chính Scada Explorer chọn Station và chọn New để thêm một trạm mới vào hệ

thống

117

Hình 6.2.3 Thiết lập cổng kết nối và giao thức kết nối, các thông số kết nối. ................................... 118
Hình 6.2.4 Thiết lập cấu hình cho RTU trạm ngắt Cường Để như địa chỉ RTU, Cổng kết nối. ........ 119
Hình 6.2.5Tạo tín hiệu cần thu thập: tín hiệu chỉ thị trạng thái, điều khiển ....................................... 119
Hình 6.3.6 Tín hiệu đo lường ............................................................................................................. 120
Hình 6.2.7 Thử nghiệm kết nối thu thập dữ liệu từ trạm gửi về cho hệ thống trung tâm. .................. 120
Hình 6.2.8 Xây dựng giao diện đồ họa và gán dữ liệu vào hệ thống. ................................................ 121
Hình 6.2.9 Chọn dữ liệu cần gán lên màn hình đồ họa ...................................................................... 121
Hình 7.1.1: Các tín hiệu 1 bit đang ở trạng thái “OFF” ..................................................................... 122
Hình 7.1.2: Các tín hiệu 1 bit chuyển sang trạng thái “ON” khi chúng ta tác động từ bên ngoài. ..... 122
Hình 7.1.3: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) đang ở trạng thái “OFF” ..................................... 123
Hình 7.1.4: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) chuyển sang trạng thái “ON” khi chúng ta thao tác đóng
máy cắt

123

Hình 7.1.5: Các giá trị đo lường trước khi bơm dòng áp cho rơle. .................................................... 124


xiii

Hình 7.2.1 Sơ đồ lưới điện thành phố Hồ Chí Minh trên hệ thống SCADA...................................... 125
Hình 7.2.1 Màn hình giám sát điều khiển trên hên thống SCADA trạm Nam Sài Gòn ..................... 125
Hình 7.2.2 Kiểm tra các giá trị trạng thái báo động Relay REF 620 kết nối theo giao thức IEC 61850.
...... 126
Hình 7.3.1 Màn hình giám sát trạm ngắt 15kV Cường Để. ............................................................... 127
Hình 7.3.2 kiểm tra kết nối relay P132 của ngăn máy cắt J02 ........................................................... 128

Hình 7.3.3 Các giá trị đo lường của ngăn J06 được thu thập qua giao thức Modbus RTU. .............. 128


1

PHẦN MỞ ĐẦU
1. Đặt vấn đề:
Tự động hóa trạm biến áp là sử dụng công nghệ kết nối tất cả các thiết bị điện tử
thông minh (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU), Multimeter, Tariff Meter nhằm thu
thập, giám sát tất cả các thông số vận hành theo thời gian thực. Giúp người vận hành có
thể đưa ra các kịch bản vận hành trạm biến áp tối ưu và nền tảng cho mô hình vận hành
trạm biến áp không người trực.
Qua khảo sát các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý vận
hành hiện đang sử dụng rất nhiều thiết bị điện tử thông minh như:
a. Multimeter để giám sát các thông số: P, Q, I, Cos, U... Các thiết bị này hỗ trợ
kết nối theo giao thức Modbus RTU hoặc Modbus TCP/IP tuy nhiên vẫn chưa
được khai thác.
b. Relay bảo vệ: Sử dụng chức năng bảo vệ 50/51,67, 21, 87, 79 ... khi làm việc
xuất tín hiệu cảnh báo đến các ô đèn cảnh báo thông qua output. Các Relay này
hỗ trợ các giao thức kết nối IEC 60870-5-103 hoặc IEC 61850.
c. Tariff Meter được sử dụng độc lập để ghi nhận sản lượng điện năng sử dụng.
Hỗ trợ các giao thức Modbus RTU hoặc IEC 60256-21.
Hiện nay các nhân viên vận hành trạm phải ghi nhận các thông số theo phương
pháp thủ công định kỳ 1h/lần.
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài.
Hiện nay việc ứng dụng công nghệ điều khiển tích hợp trạm biến áp (TBA) truyền
tải và phân phối là xu hướng chung của thế giới nhằm giảm chi phí đầu tư, nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện. Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) đã ban hành quy định kỹ
thuật của hệ thống điều khiển tích hợp TBA (ICS03-04), tuy nhiên trong quá trình đầu
tư thi công một trạm biến áp hoàn chỉnh các nhà thầu thường chào một hệ thống tích

hợp do họ sản xuất từ Software đến các thiết bị IED, Relay, BCU do một hãng sản xuất
nên giá thành cao và khó khăn trong việc bảo trì, thay thế thiết bị. Vấn đề khó khăn
nhất là khả năng tương thích về tiêu chuẩn kết nối giữa các thiết bị của các hãng khác


2

nhau. Để nâng cao tính cạnh tranh, thuận lợi cho quá trình mở rộng phát triển hệ thống,
giao thức IEC 61850 được EVN lựa chọn là giao thức chính trong việc tích hợp hệ
thống tự động hóa TBA.
3. Mục tiêu của đề tài
Việc tìm hiểu, nghiên cứu tiêu chuẩn IEC61850 nhằm áp dụng trong hệ thống
tích hợp điều khiển và bảo vệ trạm biến áp. Tiêu chuẩn này bảo đảm sự tương tác cần
thiết trong các trạm điện. Điều mới thật sự của đề tài nghiên cứu này là tất cả các thiết
bị điện tử thông minh (IED) được kết nối với nhau sẽ “nói” cùng một ngôn ngữ, bất kể
nguồn gốc chế tạo của các thiết bị IED và trao đổi thông tin với nhau mà không có bất
cứ vấn đề gì.
4. Nội dung nghiên cứu của đề tài.
Tìm nghiên cứu các thiết bị hiện đang vận hành tại các trạm biến áp 110kV,
220kV do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý.
-

Multimeter PM7xx, Vamp do Schneider Electric sản xuất.

-

Relay bảo vệ: do các hãng ABB, Alstom/Schneider, SEL, Siemens.

-

Tariff Meter: MK6, A1700...

-

RTU: RTU560 (ABB), C264 (Alstom/Schneider), TM 1703 (Siemens)...

Tìm hiểu giao thức kết nối với các thiết bị trên:
-

Giao thức IEC 61850.

-

Giao thức IEC 60870-5-104.

-

Giải pháp truyền thông sử dụng cho các giao thức trên.

Thực hiện kết nối các thiết bị RTU, Relay, Multimeter, Tariff Meter tại Phòng thí
nghiệm. Kết nối với hệ thống SCADA của Tổng công ty Điện lực Tp.HCM
5. Phương pháp nghiên cứu
5.1 Phương pháp luận
- Thu thập, tổng hợp các tài liệu báo cáo khoa học, các sách báo tạp chí
chuyên ngành, các luận án luận văn và các tài liệu hướng dẫn sử dụng


3

(manual handbook) trong và ngoài nước có liên quan đến IEC61850 về việc

điều khiển, bảo vệ cho các trạm biến áp.
- Phân tích, đánh giá, tổng hợp và xử lý số liệu từ các tài liệu khoa học, báo
cáo kinh tế kỹ thuật các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản
lý.
5.2 Phương pháp nghiên cứu
- Tham khảo Hồ sơ hoàn công về hệ thống tích hợp điều khiển và bảo vệ cho
trạm biến áp co TCT Điện lực Tp.HCM.
- Khảo sát các trạm biến áp thực tế đã thực hiện kết nối giữa RTU và IED
theo IEC61850.
- Tiến hành thực hiện kết nối RTU, Relay, Multimeter.. tại phòng thí nghiệm
của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Tp.HCM.
- Cấu hình kết nối hệ thống thử nghiệm vào hệ thống SCADA trung của Tổng
công ty Điện lực TP.HCM theo giao thức IEC 104
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu.
Dữ liệu từ rơle của trạm biến áp có nhiều công dụng và cung cấp giá trị đáng kể
để phục vụ cho việc vận hành, bảo trì, lên kế hoạch. Công nghệ mới cho phép thu thập
số lượng và chủng loại dữ liệu nhiều hơn.Các kỹ sư SCADA/DMS có được nguồn dữ
liệu đầu vào chính xác theo thời gian thực để tính toán các bài toán của lưới điện phân
phối như: tối ưu hóa công suất, cô lập điểm sự cố và khôi phục cung cấp dịch vụ, giám
sát và điều khiển chất lượng điện năng… Các kỹ sư bảo vệ hệ thống điện có khả năng
giao tiếp và trích xuất thông tin chính xác từ các thiết bị dùng kỹ thuật vi xử lý, thường
được gọi là các IEDs. Trong thập kỷ qua, những IEDs này thực hiện việc đo lường và
phân tích thiết bị của hệ thống điện dựa trên các thuật toán của nhà sản xuất cụ thể.
Việc tích hợp và tự động hóa trạm biến áp là các công cụ quan trọng nhất sử dụng hiện
nay để tích hợp các rơle và các IEDs khác nhau trong môi trường trạm biến áp, hình
thành nên một hệ thống điều khiển và đo lường kinh tế để hỗ trợ cho các trạm biến áp
về các khía cạnh: giám sát, phân tích, và tự động hóa. Các sơ đồ thông tin truyền thông
và các giao thức được thiết kế và phát triển thực thi cơ bản chiến lược này.

4

Việc triển khai hệ thống tự động tích hợp tại TBA giúp hoàn thành lộ trình đưa
100% TBA do Tổng công ty quản lý thành TBA không người trực và điều khiển từ hệ
thống SCADA trung tâm nhanh chóng hoàn thành.
Việc tích hợp này cũng cho phép sử dụng các thiết bị RTU, BCU, Relay,
Multimeter của nhiều hãng khác giúp phá bỏ thế độc quyền, giảm chi phí đầu tư.
Và quan trong nhất là việc nghiên cứu các hệ thống tích hợp giúp cho đội ngũ kỹ
sư của Tổng công ty hoàn toàn làm chủ công nghệ không phải lệ thuộc vào các nhà thầu
nước ngoài như trước kia.
7.

Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu.
Vấn đề truyền thông giữa các IEDs và giữa các IEDs với trung tâm điều khiển sẽ

rất quan trọng khi thực hiện các 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, IEC60 IEC60870. Nhưng các giao thức trên lại không có
sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi được cung cấp bởi các nhà sản xuất 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. Vào năm 1995 ủy ban kỹ
thuật điện quốc tế (IEC) đã chấp thuận cần có một tiêu chuẩn tổng quát hơn cho mạng
thông tin và những hệ thống trong trạm. Việc thiết lập tiêu chuẩn mới này là do các
nhóm TC57 WG10, WG11 và WG12 phát triển thành. Ba nhóm này được thành lập với
các chuyên gia từ nhiều nước. Với kinh nghiệm của IEC60870 của những nghi thức và
công nghệ truyền thông đa chức năng 2.0 (UCA 2.0), kết quả của một dự án tương tự
tại Mỹ. Mục tiêu của sự nỗ lực này là để tạo ra một tiêu chuẩn cho những thiết bị điện
tử thông minh (IEDs) từ những nhà sản xuất khác nhau có thể hoạt động cùng với nhau
trong một hệ thống tự động hóa trạm. Không phụ thuộc vào kích thước và nhu cầu thao
tác của trạm. Tiêu chuẩn bao gồm cả điện áp cao và điện áp trung bình truyền dẫn và

phân phối trong trạm. Nó đủ tính linh hoạt trước sự thay đổi của hệ thống trong tương
lai. Ví dụ như thay đổi trong công nghệ truyền thông hoặc những chức năng tự động
mới. Cơ quan IEC và Electric Power Research Institute (UCA 2.0) cùng nhau đạt được
một tiêu chuẩn toàn cầu và đã được chấp nhận chính là IEC61850 “mạng thông tin và
hệ thống trong trạm”. IEC61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng


5

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.
Ngày nay, tiêu chuẩn IEC61850 đang trở thành một chủ đề nóng và mang tính cấp
thiết để các nhà nghiên cứu trong nước và trên thế giới ra sức tìm tòi, nghiên cứu để đáp
ứng được tất cả các yêu cầu đặt ra.
7.1. Tình hình nghiên cứu trên thế giới
Hiện nay, các tập đoàn công nghiệp sản xuất các thiết bị điện tử thông minh
(IED) hàng đầu trên thế giới như : ABB, Toshiba, Siemens, AREVA, SEL… đều
có nhưng giao thức truyền thông riêng của họ. Đồng thời họ cũng đã cho ra đời
các hệ thống tích hợp cho hệ thống tự động hóa trạm sử dụng các thiết bị IED
của họ theo IEC61850. Tuy nhiên các hệ thống này chỉ sử dụng các thiết bị của
cùng một nhà sản xuất. Các công trình tiêu biểu trên thế giới ứng dụng tiêu
chuẩn IEC61850 như:
- Hệ thống tự động hóa trạm biến áp GSC1000 của công ty Toshiba.
- Hệ thống tự động hoá trạm biến áp PACiS của công ty GE.
- Hệ thống tự động hoá trạm biến áp SICAM PAS của công ty Siemens.
7.2. Tình hình nghiên cứu trong nước
Hiện nay theo yêu cầu của Tổng công ty Điện lực Tp.HCM tất cả các trạm biến
áp vận hành là không người trực. Để thực hiện được mục tiêu đó thì hệ thống tự
động hóa tại trạm phải tin cậy và thu thu thập đủ thông tin giúp người vận hành

có thể phân tích sự cố và đưa ra quyết định một cách nhanh nhất. Để đáp ứng yêu
cầu này thì việc thu thập dữ liệu thông qua giao thức IEC 61850 là bắt buộc.
Một số trạm biếp áp ở Việt Nam đang sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850:
- Trạm biến áp 110kV Hố Nai và 110kV Sông Mây thuộc Điện Lực Đồng Nai sử
dụng hệ thống SCADA tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA theo
IEC61850.


6

- Trạm biến áp 220kV Cao Lãnh thuộc công ty Điện Lực miền Nam sử dụng hệ
thống Computerize tích hợp thiết bị của nhà sản xuất SEL theo IEC61850.
- Trạm biến áp 220kV Trà Vinh thuộc công ty Điện Lực miền Nam sử dụng hệ
thống SAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Toshiba theo IEC61850.
- Trạm biến áp 220kV Bình Tân thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh
sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)
theo IEC61850.
- Trạm biến áp 220kV Hiệp Bình Phước thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ
Chí Minh sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA
(Alstom) theo IEC61850.
- Trạm biến áp 110kV Tân Sơn Nhất thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí
Minh sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA
(Alstom) theo IEC61850.
- Trạm biến áp 110kV Bình Phú thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh
sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)
theo IEC61850.
- Trạm biến áp 110kV Tân Hiệp thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh
sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)
theo IEC61850.
- Trạm biến áp 110kV Đakao thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh sử

dụng hệ thống SICAM PAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Siemens theo
IEC61850.
- Trạm biến áp 110kV Bến Thành thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí
Minh sử dụng hệ thống SICAM PAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Siemens
theo IEC61850.
8.

Kết cấu của đề tài
Ngoài phần danh mục, phần mở đầu, tài liệu tham khảo và phụ lục, luận văn được
kết cấu gồm 7 chương với nội dung như sau:


7

Chương 1: Hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý.
Chương 2: Tìm hiểu về các giao thức kết nối được sử dụng trên thế giới.
Chương 3: Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN.
Chương 4: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp.
Chương 5: Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống tự động cho trạm biến áp.
Chương 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm.
Chương 7: Kết quả thực hiện.


8

Chương 1
Hiện trạng các trạm biến áp do TCT Điện lực Tp.HCM quản lý

1.1. Thống kê các trạm biến áp:
Tổng công ty Điện lực TP.HCM đang quản lý và vận hành 114 trạm trong đó có 4

trạm 220kV, 51 trạm 110kV và 60 trạm ngắt 15/22kV. Hiện đã có 67 trạm trang bị hệ
thống tự động hóa của các hãng như PACis của GE, @Station của ATS, GSC1000 của
Toshiba một số lượng lớn sử dụng RTU của ABB (danh sách chi tiết phụ lục đính
kèm.)
1.2. Khái niệm chung
Nội dung của bảo vệ và điều khiển là tất cả phương tiện và trợ giúp kỹ thuật cần
thiết nhằm giám sát, bảo vệ, điều khiển và quản lý tối ưu mọi phần tử và thiết bị của hệ
thống trong lưới cao áp. Nhiệm vụ của các hệ thống thứ cấp là thu thập thông tin trực
tiếp ở các khí cụ cao và trung áp và thực hiện thao tác tại chổ, kể cả bảo dưỡng nguồn
dự phòng. Các tiếp điểm hoặc bộ cảm biến thiết lập giao diện với hệ thống điều khiển
xa và qua đó với phương tiện điều khiển lưới.
Các thiết bị bảo vệ dùng để bảo vệ thiết bị đắt tiền và đường dây truyền tải chống
lại quá tải và hư hỏng bằng cách cách ly nhanh chóng và có chọn lọc những bộ phận
của lưới cung cấp.
Mục tiêu của quản lý lưới là phân công điều khiển hệ thống điện nhằm đảm bảo
an toàn truyền tải và phân phối điện trong các lưới cung cấp phức tạp hơn, bằng cách
cung cấp cho mỗi trung tâm điều khiển một bức tranh toàn cục và liên tục cập nhật trên
toàn lưới. Mọi thông tin quan trọng từ trạm được gửi qua kênh điều khiển xa đến trung
tâm điều khiển. Ở đó thông tin được đánh giá và tác động hiệu chỉnh một cách tức thời.
Khi lượng thông tin quá tải thì các buồng điều khiển trước đây với màn hình trực quan
để điều khiển trực tiếp quá trình cần phải được thay thế bằng hệ thống quản trị có máy
tính và màn hình video đầu cuối, không những sử dụng mô phỏng sơ đồ địa lý của lưới
mà còn dùng cả trong các trường hợp khẩn cấp.