Ứng dụng phần mềm smartvu để triển khai tự động hóa lưới điện khu vực tỉnh đồng nai​

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

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

ĐINH HỮU THUẤN
ỨNG DỤNG PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ TRIỂN
KHAI TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
TỈNH ĐỒNG NAI

LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 10 năm 2017


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

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

ĐINH HỮU THUẤN
ỨNG DỤNG PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ TRIỂN
KHAI TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
TỈNH ĐỒNG NAI

LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: GS. TSKH. HỒ ĐẮC LỘC

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 10 năm 2017


CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học : GS. TSKH. HỒ ĐẮC LỘC
(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 … tháng … năm …
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)
Họ và tên

TT

Chức danh Hội đồng

1

PGS. TS Huỳnh Châu Duy

Chủ tịch

2

TS Nguyễn Xuân Hoàng Việt

Phản biện 1

3

TS Phạm Đình Anh Khôi

Phản biện 2

4

PGS. TS. Trương Việt Anh

5

TS Đoàn Thị Bằng

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


TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

PHÒNG QLKH – ĐTSĐH

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

Tp.HCM, ngày......tháng........năm 20...

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên

: ĐINH HỮU THUẤN

Ngày, tháng, năm sinh : 17/11/1974
Chuyên ngành

Giới tính : NAM
Nơi sinh : QUI NHƠN

: KỸ THUẬT ĐIỆN

MSHV

: 154130030

I- Tên đề tài:
ỨNG DỤNG PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ TRIỂN KHAI TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI
ĐIỆN KHU VỰC TỈNH ĐỒNG NAI.
II- Nhiệm vụ và nội dung:
- Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình cho vận hành tự động hóa trạm
110kV và lưới điện trung thế.
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV.
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế 22kV.
III- Ngày giao nhiệm vụ:
IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ:

V- Cán bộ hướng dẫn: GS.TSKH. HỒ ĐỨC LỘC
CÁN BỘ HUỚNG DẪN
(Họ tên và chữ ký)

KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH
(Họ tên và chữ ký)


i

LỜI CAM ÐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu và kết
quả nghiên cứu được trình bày trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai
công bố ở bất kỳ đâu.
Tôi xin cam đoan mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được
cảm ơn.
Tôi cũng xin cam đoan các nội dung tham khảo trong Luận văn đã được trích
dẫn đầy đủ nguồn gốc.
Học viên thực hiện Luận văn

Đinh Hữu Thuấn


ii

LỜI CẢM ƠN
Trong thời gian học tập và nghiên cứu tại trường, nay tôi đã hoàn thành đề tài
tốt nghiệp cao học của mình. Có được thành quả này, tôi đã nhận được rất nhiều sự
hỗ trợ và giúp đỡ tận tình của thầy cô, gia đình, cơ quan và bạn bè trong thời gian

học tập vừa qua.
Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến Thầy GS TSKH. Hồ Đắc Lộc và
Thầy PGS TS Nguyễn Thanh Phương Trường Đại học Kỹ thuật Công Nghệ
TP.HCM, người đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ, truyền đạt kinh nghiệm để tôi hoàn
thành luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn đến tất cả quí Thầy Trường Đại học Kỹ thuật Công
Nghệ TP.HCM đã trang bị cho tôi một lượng kiến thức rất bổ ích, đặc biệt xin chân
thành cảm ơn quí Thầy Cô Khoa Điện – Điện Tử đã tạo điều kiện thuận lợi và hỗ
trợ cho tôi trong quá trình học tập cũng như trong thời gian làm luận văn tốt
nghiệp này.
Tôi xin gởi lời cảm ơn chân thành nhất đến tất cả anh/chị em cùng lớp, đồng
nghiệp, gia đình, bạn bè đã giúp đỡ cho tôi rất nhiều để vượt qua khó khăn, đã tạo
cho tôi niềm tin và nỗ lực phấn đấu để hoàn thành luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn !
Tp. Hồ Chí Minh, tháng 10/2017
Học viên thực hiện

ĐINH HỮU THUẤN


iii

TÓM TẮT
Xã hội ngày càng phát triển, đời sống kinh tế ngày một nâng cao dẫn đến nhu
cầu sử dụng năng lượng phục vụ cho các tiện nghi tăng theo tương ứng. Ngoài ra,
việc đảm bảo cung cấp điện liên tục, chất lượng và hiệu quả cho khách hàng cũng là
nhiệm vụ chính mà ngành điện đã và đang nỗ lực thực hiện. Hoà vào xu thế chung
này, ngành điện phải tự làm mới và nâng cấp chính mình, từng bước hiện đại hoá,
tự động hoá, nhằm nâng cao khả năng quản lý và vận hành lưới điện để đạt được
mục tiêu “cung cấp điện an toàn, liên tục, tin cậy, chất lượng và hiệu quả” đã đề ra.

Để đáp ứng tối ưu hóa trong việc quản lý vận hành và nâng cao độ tin cậy lưới
điện hiện nay ngành điện đang khẩn trương đầu tư hệ thống SCADA/DMS tại các
trung tâm điều khiển, hệ thống SCADA tại các TBA 110kV, tái cấu trúc lưới trung
thế và kết nối các thiết bị trên lưới để điều khiển xa các TBA 110kV và các thiết bị
trên lưới trung thế. Ngoài ra, thực hiện chủ trương của Chính phủ về việc phát triển
lưới điện thông minh, từ năm 2017 đến 2020 phải chuyển 100% các TBA 110kV
thành trạm không người trực và ứng dụng một số chức năng của hệ thống DMS
trong đó có việc áp dụng chức năng phát hiện, khoanh vùng và cô lập sự cố, phục
hồi nhanh cho khu vực không bị sự cố. Khi chuyển sang TBA 110kV không người
trực thì Điều độ viên Công ty Điện lực phải đảm nhiệm thêm nhiệm vụ điều khiển
xa tất cả các thiết bị trong các TBA 110kV không người trực và các thiết bị trên
lưới điện trung thế 22kV thông qua hệ thống SCADA mà phần mềm lõi là
SmartVU.
Với mục đích giảm áp lực cho Điều độ viên trong việc chỉ huy điều hành toàn
bộ lưới điện của PCĐN (trên 26 TBA 110kV và trên 240 xuất tuyến trung thế),
giảm tổn thất trên lưới điện và tăng độ tin cậy cung cấp điện thì việc tự động hóa
một số nhiệm vụ tại trung tâm điều khiển, tại các TBA 110kV không người trực và
tự động hóa lưới điện của các Điện lực trực thuộc PCĐN là việc cần phải làm ngay.
Với các phân tích trên, cho thấy rằng đề tài “Ứng dụng phần mềm SmartVU
để triển khai tự động hóa lưới điện khu vực tỉnh Đồng Nai” là thật sự cần thiết.
Nghiên cứu sẽ được áp dụng cho các công ty Điện lực trực thuộc Tập đoàn Điện lực
Việt Nam.


iv

ABSTRACT
With the development of society, economy gradually is improved so that
demand of electricity servicing facilities also is improved proportionally. In
addition, continuous power supply, high quality of customer services are main

missions which power companies attempted and attempting to carry out. With this
general trend, power companies must refresh and improve themselves, modernize
and automate gradually to enhance management and operation ability to gain the
target “supplying power safely, continuously, reliably, effectively”.
Meeting the optimization in operation and enhance reliability index of power
system, power companies promptly deploy SCADA/DMS system at Control Center,
110kV substation, restructure medium voltage (MV) network and connect to MV
switches to control remotely 110kV substations and MV switches. From 2017 to
2020, All 110kV substation will be changed to unmanned substation and apply
several DMS functions in which one of them is fault location, isolation and
restoration. When substations are unmanned, dispatchers in power company must
undertake to control remotely all devices at 110kV substations and switches in
medium voltage power network.
With purpose that reduce pressure for dispatchers in operating whole power
system of PCDN, decrease loss in power network and increase the reliable index.
Automation in several missions at control centers and unmanned substations and
distribution automation at power branches direct under PCĐN are implemented
promptly
With above analysis, topic “Applying SmartVU software to deploy automation
in power system in Dong Nai province” is really necessary. This research will apply
widely in practice for power companies directly under Electricity of Viet Nam
(EVN).


v

MỤC LỤC

LỜI CAM ÐOAN ....................................................................................................... i
LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................ ii

TÓM TẮT ................................................................................................................. iii
ABSTRACT .............................................................................................................. iv
MỤC LỤC ...................................................................................................................v
DANH SÁCH HÌNH................................................................................................. xi
CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG ...........................................................................1
1.1. Giới thiệu..........................................................................................................1
1.2. Mục tiêu và nội dung nghiên cứu .....................................................................8
1.3. Tính cấp thiết của đề tài ...................................................................................8
1.4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ....................................................................9
1.5. Ý nghĩa của đề tài .............................................................................................9
1.5.1. Ý nghĩa khoa học ......................................................................................9
1.5.2. Ý nghĩa thực tiễn .......................................................................................9
1.6. Phương pháp nghiên cứu ................................................................................10
1.7. Bố cục của luận văn .......................................................................................10
CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ LẬP TRÌNH TỰ
ĐỘNG HÓA TRẠM 110KV VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ ................................11
2.1. Giới thiệu cấu trúc và khái niệm phần mềm SCADA của hãng Survalent ....11
2.1.1 Giới thiệu: ................................................................................................11
2.1.2 Các cấu trúc cơ bản của hệ thống SCADA: .............................................12
2.2. Cài đặt cấu hình và hiệu chỉnh phần mềm .....................................................13
2.2.1 Cài đặt phần mềm: ...................................................................................13
2.2.2 Kích hoạt khóa Dongle Key .....................................................................14
2.2.3 Cấu hình chương trình Server Setup ........................................................15
2.2.4 Hướng dẫn chạy SCADA server của phần mềm Survalent .....................15
2.2.5 Lưu trữ sao chép cơ sở dữ liệu của hệ thống: ..........................................16


vi
2.3. Hường dẫn cấu hình, tạo cơ sở dữ liệu cho hệ thống SCADA-(Database và
HMI) Tạo Database với SCADA Explorer ...........................................................17

2.3.1 Station: .....................................................................................................17
2.3.2 Communication Lines: .............................................................................19
2.3.3 RTU: ........................................................................................................21
2.3.4 Tạo Status Point: (tín hiệu trạng thái, điều khiển, cảnh báo) ..................23
2.3.5 Tạo Analog Point: (tín hiệu đo lường) ....................................................25
2.3.6 Hướng dẫn định dạng format code cho các biến Status, Analog ............26
2.3.7 Hướng dẫn tạo cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC60870-5-101 ................28
2.3.8 Hướng dẫn tạo Cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC104 ..............................34
2.3.9 Phân cấp tài khỏa người dùng khi sử dụng hệ thống SCADA Survalent 39
2.3.10 Hướng dẫn thiết lập nội dung cảnh báo hiển thị trên màn hình Alarm
của HMI ............................................................................................................40
2.4. Tạo HMI với SmartVU ..................................................................................46
2.4.1. Tạo thư viện: ...........................................................................................46
2.5. Chức năng SCADA Add-in tạo report theo mẫu trên SCADA Explorer ......51
2.5.1 Tạo file Excel SCADA Add-In: ...............................................................51
2.5.2 Tạo file Notepad (.txt) lưu trong thư mục qry và wmp: ..............................53
2.6 Hướng dẫn cài đặt chức năng Replicator ........................................................53
2.7 Các giao diện được tạo ra từ nghiên cứu trên: ................................................53
CHƯƠNG 3. NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA CỦA CÁC
TRẠM BIẾN ÁP 110KV ..........................................................................................56
3.1. Cơ sở và định hướng tự động hóa trạm biến áp .............................................56
3.1.1. Cấu trúc dựa và RTU ..............................................................................56
3.1.2. Cấu trúc độc quyền..................................................................................56
3.1.3. Cấu trúc UNIX/PLC ................................................................................57
3.1.4. Cấu trúc PC/PLC .....................................................................................57
3.1.5. Cấu trúc hộp đen .....................................................................................57
3.2. Tự động hóa nội bộ tại trạm ...........................................................................57
3.2.1 Thiết bị điều khiển ...................................................................................60
3.2.2 Thiết bị cảnh báo ......................................................................................60

vii
3.2.3 Hệ thống ghi nhận sự cố...........................................................................61
3.2.4 Truyền thông tại cấp trạm ........................................................................62
3.3. Tự động hóa trạm biến áp 110/22kV Phú Thạnh ...........................................63
3.3.1. Hệ thống Local SCADA trạm 110kV Phú Thạnh ..................................64
3.3.2. Cấu tạo và chức năng máy tính Workstation HMI .................................64
3.3.3. Chức năng của phần mềm HMI trên máy tính Workstation HMI ..........65
3.3.4. Hệ thống cấp nguồn phụ trợ Inverter ......................................................65
3.3.5. Vận hành hệ thống Local SCADA ..........................................................66
3.4. Nhận xét và đề xuất ........................................................................................66
3.4.1 Ưu điểm ....................................................................................................66
3.4.2 Khuyết điểm .............................................................................................66
3.5. Ứng dụng phần mềm SmartVU để tự động hóa TBA 110kV. .......................70
3.5.1. Tự động điều khiển nấc MBA 1T trạm 110/22kV Phú Thạnh. ..............73
3.5.2. Tự động điều khiển đóng/ngắt giàn tụ bù tại TBA 110/22kV Thống
Nhất. ..................................................................................................................75
3.5.3 Nhận xét và đề xuất ......................................................................................77
3.5.3.1 Ưu điểm .....................................................................................................77
3.5.3.2 Khuyết điểm ..............................................................................................78
CHƯƠNG 4. NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN
TRUNG THẾ 22kV ..................................................................................................79
4.1. Cơ sở và định hướng tự động hóa lưới trung thế (phân phối): ......................79
4.1.1 Sơ đồ cây tự động hóa ..............................................................................80
4.1.2 Các giai đoạn tự động hóa ........................................................................82
4.1.3 Cấp độ chuyên sâu của tự động hóa (AIL/Automation Intensity level): .84
4.2. Tự động hóa lưới điện của Điện lực Trị An: ..................................................85
4.2.1. Sơ lược lưới điện của Điện lực Trị An: ..................................................85
4.2.2. Triển khai tự động hóa 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa:..........88
4.2.3. Kết quả tự động hóa 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa: ..............96

4.3. Nhận xét và đề xuất ......................................................................................101
4.3.1 Ưu điểm ..................................................................................................101
4.3.2 Khuyết điểm ...........................................................................................101


viii

CHƯƠNG 5. KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN TƯƠNG LAI .................102
TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................105
PHỤ LỤC ......................................................................................................................


ix

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
Ký hiệu
SCADA

EMS
DMS

SAS
DAS/DA
IEC
FDIR
IED
BCU
RTU/Getway

Multimeter

FI
Recloser
LBS
HMI
SAIDI
SAIFI
MAIFI
GPS
UPS
TBA
MBA 110kV
MC
TC

Chú thích
Supervisory Control And Data Acquysition: là hệ thống giám
sát thu thập dữ liệu và điều khiển xa. Hệ thống SCADA trong
ngành điện thực hiện việc thu thập các thông tin về trạng thái,
thông số vận hành theo thời gian thực của các thiết bị trên hệ
thống điện và cho phép điều khiển từ xa các thiết bị.
Energy Management System: hệ thống quản lý năng lượng
Distribution Management System: là hệ thống quản lý phân
phối điện gồm các công cụ phần mềm tính toán, phân tích trợ
giúp nhân viên điều hành điều độ lưới điện phân phối tối ưu
nhất.
Substation Automation System: hệ thống tự động hóa trạm
biến áp
Distribution Automatic System: hệ thống tự động hóa lưới
phân phối.
International Electrotechnical Commission: Ủy ban kỹ thuật

điện quốc tế.
Fault Detection Isolation and Restoration: phát hiện, cô lập sự
cố và tái lập điện
Intelligence Electronic Device: thiết bị điện tử thông minh
(rơle, RTU/Getway, BCU, Multimeter)
Bay Control Unit: thiết bị điều khiển mức ngăn
Remote Terminal Unit/Getway là thiết bị đặt tại các nút
SCADA phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm
SCADA.
Đồng hồ đa năng
Fault Indicator: bộ phát hiện và chỉ thị sự cố
Máy cắt tự đóng lại
Load Breaker Switch: thiết bị đóng/ngắt có tải
Human Machine Interface:giao diện người –máy
System Average Interruption Duration Index: chỉ số về thời
gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối.
System Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số lần
mất điện trung bình của lưới điện phân phối.
Momentary Average Interruption Frequency Index: chỉ số về
số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối.
Global Positioning System: hệ thống định vị toàn cầu
Uninteruptible Power Supply: hệ thống nguồn cung cấp điện
liên tục.
Trạm biến áp
Máy biến áp 110kV
Máy cắt
Thanh cái


x

MC112
T401
T402
Q131
Q132
QT401
QT402
Máy tính Remote
console
Nút SCADA
HTĐ
A2
PCĐN
ĐĐV
TTGS
TTLĐ
NVVH
OT
IT
NERC CIP

ICS-CERT
NIST
SIEM
IPS
IDS
PIM
MDMS
PMIS
CMIS

GIS
OMS
ERP
HRMS

Máy cắt kết giàn 2 thanh cái 110kV
Tụ bù trên thanh cái C41
Tụ bù trên thanh cái C42
Công suất phản kháng của ngăn MC 131
Công suất phản kháng của ngăn MC 132
Công suất phản kháng của ngăn MC T401 (công suất lắp đặt)
Công suất phản kháng của ngăn MC T402 (công suất lắp đặt)
Các máy tính được kết nối vào trung tâm SCADA để vận hành
hệ thống SCADA/DMS/DAS.
là các trạm 110kV, trạm ngắt, Recloser, LBS, compact có kết
nối SCADA về trung tâm SCADA phục vụ công tác vận hành
giám sát, điều khiển các thiết bị trên lưới điện.
Hệ thống điện
Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam
Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai
Điều độ viên
Trung tâm giám sát
Thao tác lưu động.
Nhân viên vận hành.
Operational Technology: Công nghệ vận hành
Information technology: Công nghệ thông tin
North American Electrical Reliability Corporation Critical
Infrastructure Protection: Bảo vệ hạ tầng trọng yếu của tập
đoàn an ninh Bắc Mỹ
Industrial Control Systems Cyber Emergency Response Team:

Đội ứng cứu khẩn cấp an ninh hệ thống điều khiển công nghiệp
National Institute of Standars and Technology: Viện công nghệ
và chuẩn quốc gia
Security Information and Event Management: Quản lý sự kiện
và thông tin an toàn
Instrusion Prevention System: Hệ thống ngăn ngừa xâm nhập
Instrusion Detection System: Hệ thống phát hiện xâm nhập
Privileged Identity Management:Quản lý mật khẩu đặc quyền
Meter Data Management System: Hệ thống quản lý dữ liệu đo
lường
Power network Management Information System: Hệ thống
quản lý thông tin lưới điện
Customer Management Information System: Hệ thống quản lý
thông tin khách hang
Geographic Information System: Hệ thống thông tin địa lý
Outage Management System: Hệ thống quản lý mất điện
Enterprise Resource Planing: Hệ thống hoạch định nguồn nhân
lực
Human Resource Management System: Hệ thống quản lý
nguồn nhân lực


xi

DANH SÁCH HÌNH
Hình 1.1 Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA/DMS của PCĐN .............................4
Hình 1.2 Hệ thống mạng truyền dẫn của hệ thống SCADA .......................................5
Hình 1.3 Hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm điều độ HTĐ miền Nam ...............7
Hình 1.4 Hệ thống SCADA/DMS của Trung tâm điều độ TP.HCM .........................7
Hình 1.5 Hệ thống SCADA/DMS của TTĐH SCADA EVN SPC ............................8

Hình 2.7.2: Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Đồng Nai ..................................54
Hình 2.7.3: Giao diện và sơ đồ một sợi TBA 110kV Phú Thạnh .............................54
Hình 2.7.4: Giao diện sơ đồ nguyên lý lưới điện trung thế Điện lực Trị An ............55
Hình 3.2.1 Mô hình tự động hóa tại trạm ..................................................................58
Hình 3.2.2.1 Bộ cảnh báo ..........................................................................................61
Hình 3.2.4.1 Sơ đồ kết nối SPA và LON bus ...........................................................63
Hình 3.3.1 Sơ đồ kết nối hệ thống Local SCADA trạm 110/22kV Phú Thạnh ........67
Hình 3.3.2 Giao diện vận hành trạm 110/22kV Phú Thạnh ......................................68
Hình 3.3.4 Giao diện chi tiết của ngăn MBA............................................................69
Hình 3.3.5 Giám sát kết nối của các Switch, Getway, GPS, Router và máy HMI ...69
Hình 3.3.6 Giám sát kết nối của các IED và Switch .................................................70
Hình 3.5.2: Sơ nguyên lý của 1 TBA 110kV ............................................................76
Hình 4.1.1 Cây quyết định các bước để thực hiện tự động hóa tại chỗ hay trung tâm
...................................................................................................................................81
Hình 4.1.2 Các gia đoạn tự động hóa lưới phân phối để mở rộng điều khiển ..........84
Hình 4.1.3 Cải thiện thời gian mất điện với việc tăng cấp độ chuyên sâu của DA ..85
Hình 4.2.2 Giao diện sơ đồ một sợi của 2 tuyến 475-Quế Bằng và 476-Bình Hòa ..89
Hình 4.2.3 Số khách hàng trên từng phân đoạn. .......................................................96


1

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG
1.1. Giới thiệu
Để từng bước hướng tới lưới điện thông minh trong tương lai cũng như phục
vụ tốt hơn công tác chỉ huy điều độ hệ thống điện theo thời gian thực thì hiện nay
việc trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS, kết nối các nhà máy điện, các trạm điện
và các thiết bị trên hệ thống điện là điều tất yếu. Hệ thống điện từ khi khai sinh đến
nay về nguyên lý chẳng thay đổi ngoài việc ứng dụng công nghệ thông tin và hệ
thống viễn thông để quản lý vận hành cho hiệu quả hơn. Sự phát triển hệ thống

SCADA/EMS/DMS có thể nói phụ thuộc vào sự phát triển của hệ thống công nghệ
thông tin và viễn thông. Trên thế giới hệ thống SCADA đã được áp dụng trên 40
năm, đối với Việt Nam đơn vị ứng dụng đầu tiên là Tổng công ty Điện lực TP.HCM
(đưa vào vận hành từ năm 1990, dùng phần mềm SPIDER của ABB Thụy Điển), kế
đến là Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia được trang bị cùng với dự án
đường dây 500kV (đưa vào vận hành năm 1994, dùng phần mềm RANGER của
ABB) và các Điều độ miền cũng lần lượt được đầu tư với thời gian cũng như phần
mềm sử dụng khác nhau. Từ năm 1998, ngành điện cũng bắt đầu trang bị hệ thống
SCADA/DMS cho các thành phố thuộc công ty điện lực tỉnh cụ thể: TP. Biên
Hòa/tỉnh Đồng Nai, TP. Đà Lạt/Lâm Đồng và TP. Cần Thơ được đưa vào vận hành
năm 2004, sử dụng phần mềm MicroSCADA của ABB Phần Lan; kế tiếp là các
thành phố của 4 tỉnh miền trung Huế, Bình Định, Đà Nẵng và Buôn Ma Thuột cũng
được đưa vào vận hành năm 2007 dùng phần mềm MicroSCADA Pro 9.2 của ABB
Phần Lan….
Đến nay, đa số các đơn vị điều độ của ngành điện đã được trang bị hệ thống
SCADA/EMS/DMS nhưng đã sử dụng hệ thống khác do hệ thống cũ không đáp
ứng với sự phát triễn mạnh của ngành điện cụ thể: đối với Trung tâm điều độ hệ
thống điện Quốc gia và các Trung tâm điều độ hệ thống điện miền (miền Bắc, miền
Trung và miền Nam) đã có hệ thống SCADA/EMS để chỉ huy điều hành các trạm
từ 220kV đến 500kV và các nguồn phát điện, hệ thống do nhà thầu OSI của Mỹ
cung cấp và hệ thống này là đồng nhất giữa các cấp điều (Hình 1.1). Đối với 05
Tổng công ty điện lực phân phối (Tổng Công ty Điện lực TP.HCM, Tổng Hà Nội,
Tổng miền Nam, trung và Bắc) thì hiện nay một số Tổng công ty đã được trang bị


2
hệ thống SCADA/DMS một số Tổng công ty đang triển khai, cụ thể: Tổng công ty
Điện lực TP.HCM đang sử dụng phần mềm E-terra của hãng Alstom để giám sát
điều khiển các TBA 220 và 110kV, phần mềm SmartVU của hãng
Survalent/Canada để quản lý vận hành lưới 22kV (Hình 1.2); Tổng công ty Điện lực

miền Nam đang sử dụng phần mềm Spectrum Power7 để quản lý vận hành các
TBA 110kV và lưới 22kV (Hình 1.3), riêng Công ty Điện lực Đồng Nai trực thuộc
Tổng công ty Điện lực miền Nam nhưng sử dụng phần mềm SmartVU của hãng
Survalent/Canada để quản lý vận hành 26TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng công ty
Điện lực miền Trung dùng phần mềm SmartVU và phần mềm MicroSCADA Pro để
quản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng Công ty Điện lực Hà Nội và
Tổng Công ty Điện lực miền Bắc đang triển khai đầu tư hệ thống SCADA/DMS và
dự kiến sẽ đưa vào vận hành trong năm 2017.
Mặc dù, các Tổng công ty điện lực phân phối đã có hệ thống SCADA/DMS
nhưng hiện nay chỉ đang áp dụng chức năng SCADA (thu thập dữ liệu, giám sát và
điều khiển xa), chưa áp dụng các chức năng của hệ thống DMS và các chức năng tự
động hóa lưới trung thế, chưa khai thác các chức năng tự động hóa tại trung tâm
SCADA. Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã tiên phong trong việc áp dụng tự động
hóa lưới trung thế cho một số xuất tuyến của các Công ty điện lực trực thuộc nhưng
chức năng tự động và quy mô cũng còn hạn chế. Do chưa áp dụng hết chức năng
DMS nên việc kiểm soát trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện 110kV đang
được thực hiện thủ công, tức là giao cho NVVH tại trạm hoặc đơn vị quản lý vận
hành giám sát trào lưu công suất phản kháng (Q) và báo điều độ viên để đóng/ngắt
các giàn tụ bù tại các TBA 110kV nhằm giảm tối thiểu lượng Q trên lưới. Ngoài ra,
phần lớn hiện nay các TBA 110kV vẫn còn NVVH (riêng Tổng công ty điện lực
TP.HCM có một số TBA 110kV đã chuyển qua vận hành không người trực) nên
vẫn chưa đề cập đến việc tự động hóa trạm kể cả các TBA đã chuyển sang vận hành
không người trực.
Hệ thống SCADA/DMS của PCĐN đang sử dụng phần mềm SmartVU của
hãng Survalent/Canada. Hệ thống SCADA/DMS đang giám sát và điều khiển xa 26
TBA 110kV, 3 trạm cắt 22kV và các xuất tuyến 22kV của 2 trạm 220/110kV Long
Bình và Long Thành, các thiết bị Recloser/LBS trên lưới 22kV. Hệ thống bao gồm:


3

- Kiến trúc phần cứng gồm hệ thống mạng LAN kép thông qua 02 Ethernet
Switch kết nối với các máy tính chủ và hệ thống truyền thông gồm các chức năng
chính như sau: (Hình 1.4)
+ Các máy tính chủ trên hệ thống bao gồm: SERVER1, SERVER2,
OPERATOR1, OPERATOR2, ENGINEERING, HISTORIAL.
+ Máy tính chủ SERVER1 và SERVER2: vận hành theo cơ chế dự phòng nóng
(Redundance). Máy chủ SERVER có chức năng trao đổi dữ liệu giữa các nút
SCADA bên ngoài với trung tâm SCADA phục vụ cho việc vận hành mở rộng
hệ thống.
+ Máy tính chủ OPERATOR1 và OPERATOR2 mỗi máy có 04 màn hình (trong
đó có 01 màn hình 65 inch). Các máy tính OPERATOR phục vụ cho việc giám
sát và điều khiển các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI.
+ Máy tính chủ HISTORY (01 màn hình): phục vụ cho việc lưu trữ và truy xuất
dữ liệu SCADA.
+ Máy tính chủ ENGINEERING (02 màn hình): phục vụ cho việc cấu hình, bảo
trì và nghiên cứu phát triển mở rộng hệ thống.
+ Máy tính Remote console: phục vụ việc giám sát và điều khiển các thiết bị
trên giao diện đồ họa HMI.
+ Các máy tính chủ kết nối với nhau thông qua Switch sử dụng giao thức mạng
TCP/IP.
+Các máy tính chủ kết nối với các nút SCADA bên ngoài thông qua thiết bị
Router và Terminal IO LAN sử dụng giao thức mạng TCP/IP và IEC 60870-5101.
+ Hệ thống Remote console bao gồm các máy tính Remote console đặt tại
TTGS và các Điện lực trực thuộc Công ty kết nối về Trung tâm SCADA tại
phòng Điều độ Công ty thông qua router phục vụ việc giám sát và điều khiển
các thiết bị trên giao diện đồ họa HMI.
+ RTU/ Gateway tại các nút SCADA bên ngoài thu thập, chuyển đổi dữ liệu và
truyền tín hiệu SCADA về trung tâm SCADA.
-

Chức năng phần mềm SmartVU như sau: (Giao diện hình 1.4)
+ Giám sát kết nối truyền thông giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt


4
thiết bị đầu cuối RTU/Gateway.
+ Giám sát kết nối các thiết bị tại trung tâm SCADA như máy tính chủ,
Terminal, GPS với Switch, Switch với Router và trạng thái hoạt động HotStandby của máy tính chủ Server.
+ Giám sát kết nối giữa trung tâm SCADA và các vị trí có lắp đặt thiết bị đầu
cuối RTU/Gateway.
+ Giám sát trạng thái đóng/ngắt của thiết bị, giá trị vượt ngưỡng, tín hiệu 81
Trip, tổng công suất và tần số của hệ thống,…
+ Hiển thị sơ đồ giao diện một sợi phục vụ cho việc giám sát và điều khiển.
+ Hiển thị giá trị đo lường bao gồm các thông số như công suất hữu công (P),
công suất vô công (Q), dòng diện (I), điện áp (U), Cos phi, nấc MBA, nhiệt độ
Dầu, nhiệt độ Cuộn dây, sóng hài (THD) và tần số của lưới điện.
+ Điều khiển đóng/ ngắt thiết bị từ xa.
+ Ghi nhận tất cả các sự kiện và cảnh báo xuất hiện trên lưới.
+ Ghi nhận các thông số điện và báo cáo theo thời gian.
+ Ngoài ra còn có các phần mềm phụ trợ như Excel, phần mềm diệt virus.

Hình 1.1 Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA/DMS của PCĐN
- Hệ thống mạng chuyền dẫn cho SCADA:
+ PCĐN đã thiết lập mạng truyền dẫn khép kín (không kết nối Internet, mạng
của IT và điều hành sản xuất) để phục vụ truyền dữ liệu hệ thống SCADA từ các
TBA 110kV về hệ thống SCADA trung tâm. Hệ thống mạng được thiết lập 2


5
đường quang vật lý theo 2 hướng khác nhau, hệ thống này tạo thành mạng vòng

nhằm luôn đảm bảo kênh truyền cho hệ thống SCADA. Các Switch được lắp đặt
tại các TBA 110kV đáp ứng tiêu chuẩn vận hành trong môi trường trạm biến áp
(IEC61850-3).

Hình 1.2 Hệ thống mạng truyền dẫn của hệ thống SCADA
Hệ thống SCADA tại TBA 110kV giúp NVVH giám sát tất cả các thông tin,
thông số và điều khiển các thiết bị trong trạm thông qua màn hình HMI. Hệ thống
Local SCADA tại các TBA 110kV của PCĐN hiện nay đa dạng và chưa đồng nhất
nên cũng gây khó khăn trong công tác vận hành, bảo trì và xử lý sự cố. Hệ thống
SCADA tại trạm trên 90% là kiểu truyền thống, các tín hiệu được thi công đấu cứng
và kéo dây tập trung về tủ RTU nên công tác thi công cũng mất nhiều thời gian
nhưng độ tin cậy không cao. Hệ thống local SCADA sử dụng nhiều phần mềm của
nhiều đơn vị khác nhau cung cấp và bản quyền sử dụng cũng đa dạng nên công tác
quản trị cũng gặp nhiều trở ngại. Do các trạm hiện hữu, công tác đầu tư xây dụng
phải theo quy định, chưa định hướng rõ ràng nên hệ thống SCADA hiện hữu còn
nhiều giới hạn, cụ thể : Chưa có khả năng lập trình và tự thực hiện một số nhiệm vụ
tại trạm để giảm áp lực cho Điều độ viên, việc đồng bộ thời gian chưa đồng nhất,
việc truy xuất và cấu hình từ xa các thiết bị IEDs, bản quyền hệ thống SCADA tại
trạm… tât cả cần phải xem xét để thống nhất và đưa ra quy định cụ thể.


6
PCĐN đã lập đề án từ 2017 đến 2020 sẽ kết nối các Recloser và LBS trên lưới
trung thế và ứng dụng chức năng FDIR. Trong năm 2017, sẽ kết nối tất cả các
Recloser đã hỗ trợ kết nối SCADA và hàng năm sẽ nâng cấp để kết nối các
Recloser/LBS cũ nhằm đến 2020 đảm bảo các Recloser/LBS được kết nối về hệ
thống SCADA của PCĐN. Song song đó, PCĐN sẽ ứng dụng rộng rãi chức năng
FDIR để từng bước tiến tới tự động hóa lưới trung thế.
Với mô hình và chức năng hiện hữu thì hàng ngày ĐĐV phải theo dõi để
thao tác đóng/ngắt các giàn tụ bù tại các TBA 110kV trên 100 lần, sáng đóng trên

50 tụ bù và ít nhất chiều phải ngắt trên 50 tụ bù nhằm giảm tối thiểu trào lưu Q trên
lưới (đôi khi vào buổi trưa trào lưu Q thay đổi phải theo dõi để ngắt ra và đến đầu
giờ chiều phải đóng lại). Ngoài ra, hiện nay một số rơle điều áp tại các trạm bị hư
hoặc hoạt động chưa ổn định nên việc duy trì điện áp tại thanh cái 22kV ở trạm theo
quy định gặp nhiều khó khan, ĐĐV phải theo dõi tín hiệu điện áp tại thanh cái nếu
vượt ngưỡng thì phải điều nấc từ hệ thống SCADA.
Từ năm 2017 đến 2020, PCĐN sẽ kết nối trên 600 cái Recloser và LBS trên
lưới 22kV để giám sát và điều khiển xa. Với 2 ĐĐV trong một ca thì sẽ gặp rất
nhiều khó khăn trong việc vừa chỉ huy điều độ lưới điện và kiêm thao tác xa tất cả
các thiết bị trong TBA 110kV và trên 600 Recloser/LBS của lưới 22kV. Mặt khác,
hầu hết các TBA 110kV hiện hữu được thiết kế và vận hành theo kiểu truyền thống,
hệ thống local SCADA được đầu tư chỉ phục vụ vận hành tại trạm và chưa quan
tâm đến tự động hóa ngay tại trạm.
Với hiện trạng như đã nêu trên, thì việc nghiên cứu để áp dụng một số chức
năng của hệ thống SCADA tại PCĐN để điều khiển tự động nấc MBA và các giàn
tụ bù tại các TBA 110kV sẽ giảm tổn thất trên lưới điện cũng như giảm công việc
thao tác đóng/ngắt các giàn tụ bù của ĐĐV. Để giảm tiếp áp lực cho ĐĐV và công
việc của NVVH tại các tổ TTLĐ thì việc nghiên cứu tự động hóa TBA 110kV; chức
năng phát hiện, định vị cô lập sự cố và khôi phục điện cho khu vực không bị sự cố
nhằm cải thiện độ tinh cậy cho lưới điện PCĐN nói riêng và của EVN nói chung là
rất cần thiết.


7

Hình 1.3 Hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm điều độ HTĐ miền Nam

Hình 1.4 Hệ thống SCADA/DMS của Trung tâm điều độ TP.HCM

8

Hình 1.5 Hệ thống SCADA/DMS của TTĐH SCADA EVN SPC
1.2. Mục tiêu và nội dung nghiên cứu
Đề tài “Ứng dụng phần mềm SmartVU để triển khai tự động hóa lưới điện khu
vực tỉnh Đồng Nai” sẽ được thực hiện với các mục tiêu và nội dung như sau:
- Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình cho vận hành tự động các trạm
110kV và lưới điện trung thế.
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV.
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế 22kV.
1.3. Tính cấp thiết của đề tài
Hiện nay, một số công ty Điện lực thuộc Tập đoàn đã chuyển các TBA 110kV
sang vận hành không người trực và kế hoạch của PCĐN trong năm 2017 cũng sẽ
chuyển ít nhất 9 TBA 110kV sang vận hành không người trực. Khi đó, Điều độ viên
của PCĐN phải điều khiển xa tất cả các thiết bị trong TBA 110kV và phải thường
xuyên theo dõi trào lưu của công suất phản kháng (Q) để ra quyết định đóng hay
ngắt giàn tụ bù tại các TBA 110kV nhằm giảm tối thiểu Q trên lưới 110kV theo quy
định của Tổng công ty Điện lực miền Nam. Với quy định trên thì thông thường mỗi
sáng Điều độ viên phải đóng trên 52 máy cắt tụ bù và chiều/tối sẽ ngắt 52 mát cắt tụ


9
bù. Ngoài ra, Điều độ viên cũng phải chỉ huy điều hành và xử lý sự cố trên 300 xuất
tuyến lộ ra của 26 TBA 110kV. Với khối lượng công việc nhiều và áp lực nhiều mặt
thì Điều độ viên dễ sai sót trong việc điều khiển và chỉ huy điều hành lưới điện đậm
chất công nghiệp của tỉnh Đồng Nai. Do đó, việc tìm hiểu để tự động hóa các trạm
và lưới điện trung thế cũng như lập trình để phần mềm SCADA/DMS tự động thực
hiện một số công việc cho Điều độ viên là nhiệm vụ cần phải thực hiện ngay.
1.4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Trong nội dung luận văn này, đối tượng được nghiên cứu là phần mềm

SmartVU của hãng Survalent/Canada, TBA 110kV và lưới điện trung thế của Điện
lực Trị An.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài là phần mềm SmartVU. Lập trình để đóng/ngắt
tụ bù tại trạm Thống Nhất và điều khiển nấc MBA Trạm 110kV Phú Thạnh tự động
từ trung tâm SCADA. Lập trình để ứng dụng chức năng tự động phát hiện sự cố,
khoanh vùng và cô lập sự cố, khôi phục điện khu vực không bị sự cố của 2 xuất
tuyến 22kV Điện lực Trị An.
1.5. Ý nghĩa của đề tài
1.5.1. Ý nghĩa khoa học
Hiện nay, các nước trên thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng cũng đã đưa
ra mục tiêu và kế hoạch để tiến tới lưới điện thông minh. Mục đích của lưới điện
thông minh là cân bằng giữa cung và cầu, để đáp ứng mục tiêu này các nước từng
bước đầu tư thêm các nguồn phân táng trong đó có gió và mặt trời, song song đó
cũng đầu tư và ứng dụng các công nghệ để vận hành thời gian thực như SCADA,
DMS, GIS, OMS và hệ thống tự động hóa trạm điện và lưới điện. Do vậy, đề tài
này cũng góp một phần đưa lưới điện Việt Nam dần tiến tới lưới điện thông minh.
1.5.2. Ý nghĩa thực tiễn
Việc điều khiển đóng/ngắt giàn tụ bù tự động trên thanh các C41 và 42 tại
trạm Thống Nhất cũng như điều khiển tăng/giảm nấc MBA tại trạm Phú Thạnh đã
góp phần giảm tối thiểu lượng công suất phản kháng trên lưới điện và duy trì ổn
định mức điện áp theo quy định đã làm giảm đáng kể tổn thất trên lưới điện cũng
như đáp ứng chất lượng điện áp cho khách hang. Mô phỏng việc phát hiện sự cố,
khoanh vùng và cô lập sự cố, khôi phục điện nhanh cho khách hàng cũng sẽ sớm


10
được triển khai thực tế trên lưới nhằm đảm bảo độ tin cậy cũng như từng bước giảm
chỉ số độ tin cậy của các công ty Điện lực.
Hiện nay, phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada đang được sử dụng
ngày càng nhiều tại các Tổng công ty cũng như Công ty Điện lực (sử dụng tại các

trung tâm điều khiển đặt tại phòng Điều độ và tại tác TBA 110kV) nên nội dung
nghiên cứu này sẽ giúp các Công ty Điện lực thuận tiện hơn trong quá trình phát
triển và quản trị hệ thống SCADA của hang Survalent.
1.6. Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu lý thuyết kết hợp tình hình vận hành thực tế của công ty Điện lực
Đồng Nai. và mô phỏng trên phần mềm SmartVU.
Nghiên cứu lý thuyết kết hợp với mô phỏng trên phần mềm SmartVU.
1.7. Bố cục của luận văn
Bố cục của luận văn gồm 5 chương:
+ Chương 1: Giới thiệu chung
+ Chương 2: Nghiên cứu phần mềm SmartVU để lập trình tự động hóa trạm
110kV và lưới điện trung thế.
+ Chương 3: Nghiên cứu các chức năng tự động hóa của trạm biến áp 110kV.
+ Chương 4: Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế 22kV.
+ Chương 5: Kết luận và hướng phát triển tương lai