Hệ thống scada, trạm biến áp 110kv không người trực và tự động hóa lưới điện trung thế

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
---------------o0o---------------

ĐỖ HIẾU TÂM

HỆ THỐNG SCADA,
TRẠM BIẾN ÁP 110KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC
VÀ TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ
Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 6 năm 2018


CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG - HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN NGỌC PHÚC DIỄM

Cán bộ chấm nhận xét 1: ............................................................................

Cán bộ chấm nhận xét 2: ............................................................................

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp.
HCM ngày . . . . . tháng . . . . năm . . . . .
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
1. ..............................................................
2. ..............................................................
3. ..............................................................

4. ..............................................................
5. ..............................................................
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý
chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).
CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

TRƯỞNG KHOA…………


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT
NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên : Đỗ Hiếu Tâm

MSHV :1670351

Ngày, tháng, năm sinh : 12-8-1991

Nơi sinh : Tây Ninh

Chuyên ngành : Hệ thống điện

Mã số : 60520202

I. TÊN ĐỀ TÀI : HỆ THỐNG SCADA, TRẠM BIẾN ÁP 110KV KHƠNG NGƯỜI
TRỰC VÀ TỰ ĐỘNG HĨA LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ.

II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG :
- Nghiên cứu hệ thống SCADA trung tâm.
- Nghiên cứu trạm biến áp 110kV không người trực.
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế trung thế.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 26/02/2018
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ : 17/06/2018
V. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : TS. Nguyễn Ngọc Phúc Diễm

Tp. HCM, ngày . . . . tháng 6 năm 2018
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TRƯỞNG KHOA ĐIỆN- ĐIỆN TỬ


i

LỜI CẢM ƠN
Trong thời gian học tập và nghiên cứu tại trường, nay tơi đã hồn thành đề tài
tốt nghiệp cao học của mình. Có được thành quả này, tơi đã nhận được rất nhiều sự
hỗ trợ và giúp đỡ tận tình của thầy cơ, gia đình, cơ quan và bạn bè trong thời gian
học tập vừa qua.
Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến TS. Nguyễn Ngọc Phúc Diễm
Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM, người đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ, truyền
đạt kinh nghiệm để tơi hoàn thành luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn đến tất cả quí Thầy Trường Đại học Bách Khoa
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
tơi trong q 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 tơi niềm tin và nỗ lực phấn đấu để hoàn thành luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn!
Tp. Hồ Chí Minh, tháng 6/2018
Học viên thực hiện

ĐỖ HIẾU TÂM


ii

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 cao 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 khơng người

trực thì tại mỗi Trung tâm điều khiển xa phải đảm nhiệm 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/DMS.
Với mục đích giảm áp lực cho Điều độ viên trong việc chỉ huy điều hành toàn
bộ lưới điện, giảm tổn thất trên lưới điện và tăng độ tin cậy cung cấp điện thì TBA
110kV khơng người trực và tự động hóa lưới điện là cấp bách cần phải triển khai
ngay.
Với các phân tích trên, cho thấy rằng đề tài “Hệ thống SCADA, trạm biến
áp 110kV không người trực và tự động hóa lưới điện trung thế” là thật sự cần
thiết. Nghiên cứu này được áp dụng trong Tổng công ty Điện lực miền Nam trực
thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.


iii

ABSTRACT
With the development of modern society and the improved economic life,
demand for using energy which serves the amenities increases respectively. In
addition, the continuous and high quality power supply to the customers is one of
the main missions that the electric power industry has been trying to carry out. In
the new trend nowadays, power companies must refresh and improve themselves
plus gradually modernize and automate to enhance the management ability and
operation to the grid in order to gain the target “The power supply with safety,
continuousness, reliability and efficiency”.
To meet the optimization in the operation and enhance reliability index of
power system, the power companies are urgently investing in SCADA/DMS system
at the Control center and SCADA system at 110kV substations. Besides, they have
to restructure the medium voltage grid and connect the grid devices so as to control
remotely 110kV substations and medium voltage switches. Furthermore, according
to the government’s claims about the development of the smart grid, from 2017 to

2010, all the 110kV substations will be changed to unmanned ones and apply some
of features of DMS System; for instance, the fault location, isolation or restoration.
When switching to the unmanned substations, the remote control center must
undertake in controlling remotely all devices in 110kV substations and in 22kV
medium voltage power network through SCADA/ DMS System.
With the purpose that reduces the pressure for the dispatchers in operating the
whole power grid, decrease the loss in the power system as well as increase the
reliable index, using the unmanned 110kV substations and distribution automation
in the system is an urgent issue.
The above analysis shows that the research about the topic “SCADA system,
unmanned 110kV substations and distribution automation” is really necessary.
This research is widely carried out at the Southern Power Corporation under
Electricity of Vietnam (EVN).


iv

LỜI CAM ÐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng 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

Đỗ Hiếu Tâm

v

MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN ..............................................................................................................i
TÓM TẮT .................................................................................................................. ii
ABSTRACT .............................................................................................................. iii
LỜI CAM ÐOAN ......................................................................................................iv
MỤC LỤC ................................................................................................................... v
MỞ ĐẦU ..................................................................................................................... 1
1.

Lý do chọn đề tài .........................................................................................1

2.

Mục tiêu của đề tài .......................................................................................1

3.

Phương pháp nghiên cứu và nội dung nghiên cứu ......................................1

Chương 1 ..................................................................................................................... 2
HỆ THỐNG SCADA TRUNG TÂM ......................................................................... 2
1.1 Tổng quan về SCADA/DMS .......................................................................2
1.2 Lịch sử phát triển SCADA/DMS trong EVN ..............................................4
1.3 Tình hình vận hành của các hệ thống SCADA/DMS ..................................4
1.4 Mục tiêu phát triển, hoàn thiện hệ thống SCADA.......................................6
1.5 Các chức năng phần mềm SCADA: ............................................................7
1.6 SCADA trong hệ thống điện ......................................................................13
Chương 2 ................................................................................................................... 16

GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG VÀ MẠNG TRUYỀN DẪN TẠI TRẠM ......... 16
2.1 Tổng quan giao tiếp truyền thông tại trạm.................................................16
2.2 Giao thức trong truyền thông giao tiếp trong trạm biến áp 110kV,
Recloser và LBS .................................................................................................16
Chương 3 ................................................................................................................... 40
TỔNG QUAN SCADA TẠI TRẠM 110/22 kV ................................................40
3.1 Qui định các thiết bị bảo vệ và kí hiệu chuẩn tại trạm 110/22kV: ............40
3.2 Danh sách dữ liệu chuẩn của hệ thống SCADA – EVN SPC: ..................44
3.3 Thiết bị đầu cuối RTU ...............................................................................52
3.4 Mơ hình kết nối các trạm biến áp 110kV về hệ thống SCADA ................57
3.5 Cách thức thu thập và xử lý dữ liệu SCADA/RTU tại các trạm. ..............66
Chương 4 ................................................................................................................... 70
TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG HẠ THẾ .............................. 70


vi

4.1 Lưới điện trung thế 22kV. .........................................................................70
4.2 Thiết bị recloser và LBS: ...........................................................................72
4.3 Thiết lập Recloser hoặc LBS vào hệ thống SCADA: ................................83
4.4 Dữ liệu thu thập từ LBS: ............................................................................84
4.5 Tín hiệu thu thập từ Recloser .....................................................................84
Chương 5 ................................................................................................................... 86
CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA CỦA CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV ................. 86
5.1 Tổng quan về giảm tổn thất công suất và nâng cao điện áp trên lưới
phân phối ............................................................................................................86
5.2 Tự động điều khiển nấc máy biến áp 110/22kV. .......................................89
5.3 Tự động điều khiển đóng/ngắt giàn tụ bù tại trạm biến áp 110/22kV. ......90
5.4 Nhận xét và đề xuất ...................................................................................93
Chương 6 ................................................................................................................... 95

CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ 22kV ....................... 95
6.1 Cơ sở và định hướng tự động hóa lưới điện trung thế: ..............................95
6.2 Tự động hóa lưới điện khu vực Vũng Tàu: ...............................................96
6.3 Các bộ chỉ số độ tin cậy: ..........................................................................100
6.4 Nhận xét và đề xuất .................................................................................102
Chương 7 .................................................................................................................104
MÔ PHỎNG HỆ THỐNG SCADA BẰNG VIJEO CITECT, ............................... 104
KẾT LUẬN VÀ ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN SCADA TƯƠNG LAI .............104
7.1 Hệ thống SCADA bằng VIJEO CITECT ................................................104
7.2 Xây dựng hệ thống SCADA cho trạm biến áp 110kV/22kV ..................109
7.3 Tiêu chí để thành lập trạm 110kV khơng người trực...............................114
7.4 Xây dựng tự động hóa lưới điện trung thế 22kV tỉnh Vũng Tàu ............119
7.5 Kết luận và hướng phát triển tương lai ....................................................127
TÀI LIỆU THAM KHẢO.......................................................................................130


vii

Mục lục bảng
Bảng 1. 1 Tổng hợp tình hình kết nối SCADA đơn vị................................................5
Bảng 2. 1 Tốc độ truyền dữ liệu ................................................................................24
Bảng 2. 2 Kiểu chức năng bảo vệ trong T103...........................................................28
Bảng 2. 3 Thông số bảo vệ trong T103. ....................................................................29
Bảng 2. 4 Khối ứng dụng dữ liệu ASDU trong T103 ...............................................29
Bảng 3. 1 Mã chức năng các loại rơ le ......................................................................41
Bảng 3. 2 Kí hiệu cấp điện áp ...................................................................................42
Bảng 3. 3 Qui định đánh số trong máy cắt ................................................................42
Bảng 3. 4 Qui định đánh số trong dao cách ly ..........................................................43
Bảng 3. 5 Qui định đánh số trong dao tiếp đất ..........................................................43
Bảng 4. 1 Các thiết bị đóng cắt lắp đặt trên trục chính phát tuyến ...........................70

Bảng 4. 2 Các thiết bị đóng cắt lắp đặt tại đầu nhánh rẽ các tuyến trục chính .........71
Bảng 4. 3 Thiết bị liên lạc đoạn đường dây kết vòng ...............................................71
Bảng 4. 4 Số lượng thiết bị recloser và LBS .............................................................72
Bảng 4. 5 Chu kỳ đóng cắt dịng sự cố NOVA27 .....................................................73
Bảng 4. 6 Chu kỳ đóng cắt dịng sự cố WVE27 và VWVE27 .................................74
Bảng 4. 7 Các loại tín hiệu trạng thái của LBS .........................................................84
Bảng 4. 8 Các loại tín hiệu điều khiển của LBS .......................................................84
Bảng 4. 9 Các loại tín hiệu đo lường của LBS ..........................................................84
Bảng 4. 10 Các loại tín hiệu trạng thái của Recloser ................................................84
Bảng 4. 11 Các loại tín hiệu điều khiển của Recloser...............................................85
Bảng 4. 12 Các loại tín hiệu điều khiển của Recloser...............................................85
Bảng 7. 1 Bảng theo dõi điện áp 3 ngày của trạm Thị Vải .....................................112
Bảng 7. 2 Bảng kết quả khảo sát tụ bù sau 3 ngày ..................................................114


viii

MỤC LỤC HÌNH

Hình 2. 1 Modbus RS 485 .........................................................................................18
Hình 2. 2 Chu trình yêu cầu-đáp ứng của Modbus ...................................................20
Hình 2. 3 Giao thức mạng trọng trạm .......................................................................22
Hình 2. 4 Cấu tạo của lớp T101 ................................................................................22
Hình 2. 5 Cấu hình mạng hình sao truyền qua vơ tuyến ...........................................23
Hình 2. 6 Cấu hình mạng trong truyền thơng ...........................................................24
Hình 2. 7 Mạng truyền thơng giữa một trạm chủ và nhiều trạm thứ ........................25
Hình 2. 8 Mạng truyền thơng truyền thơng peer-to-peer. .........................................26
Hình 2. 9 Truyền bất cân bằng ..................................................................................27
Hình 2. 10 Truyền cân bằng ......................................................................................27
Hình 2. 11 Cấu tạo lớp T104 .....................................................................................28

Hình 2. 12 Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850 trong ứng dụng tự động hố
TBA. ..........................................................................................................................31
Hình 2. 13 Ứng dụng 61850 trong điều khiển phân tán. ...........................................32
Hình 2. 14 Ví dụ về mơ hình dữ liệu của một Rơ le bảo vệ đường dây: PD, LDs,
LNs. ...........................................................................................................................33
Hình 2. 15 Cấu hình truyền thơng cơ bản hệ thống tự động hố trạm với giao thức
IEC61850. .................................................................................................................34
Hình 2. 16 Sơ đồ cấu hình 61850 dành cho các IED. ...............................................36
Hình 2. 17 Các chức năng kết nối của giao thức truyền thơng DNP3 ......................37
Hình 2. 18 Các lớp DNP3 trong OSI ........................................................................38
Hình 2. 19 Giao thức DNP3 ......................................................................................38

Hình 3. 1 Cấu hình của 1 hệ thống RTU560C. .........................................................53
Hình 3. 2 Địa chỉ các card trong Subrack .................................................................53
Hình 3. 3 Card nguồn 560PSU01 ..............................................................................54
Hình 3. 4 Card vi xử lý 560CMU05 .........................................................................54
Hình 3. 5 Card DI 23BE23 ........................................................................................55
Hình 3. 6 Card DO 23BA20 ......................................................................................55
Hình 3. 7 Card Analog Input 23AE23 ......................................................................56


ix

Hình 3. 8 Sơ đồ truyền thơng của RTU560C. ...........................................................57
Hình 3. 9 Cơng nghệ SDH ........................................................................................58
Hình 3. 10 Cấu trúc STM-1.......................................................................................59
Hình 3. 11 Cấu trúc khung STM-N...........................................................................60
Hình 3. 12 Cấu hình thiết bị ghép kênh SDH. ..........................................................60
Hình 3. 13 Cấu hình thiết bị add/drop SDH. .............................................................61
Hình 3. 14 Cấu hình hở .............................................................................................61

Hình 3. 15 Cấu hình vịng ring ..................................................................................62
Hình 3. 16 Mơ hình kết nối mạng truyền dẫn SDH và IP .........................................62
Hình 3. 17 Sơ đồ kết nối mạng truyền dẫn SDH và IP trục chính ............................63
Hình 3. 18 Sơ đồ kết nối mạng viễn thơng tại Các Tỉnh ...........................................63
Hình 3. 19 Mơ hình kết nối viễn thơng .....................................................................65
Hình 3. 20 Mơ hình kết nối SCADA trong trạm biến áp ..........................................65
Hình 3. 21 Sơ đồ nguyên lý đấu nối theo kiểu truyền thống để lấy các tín hiệu cảnh
báo Alarm của thiết bị Rơ le bảo vệ trạm. ................................................................66
Hình 3. 22 Sơ đồ nguyên lý đấu nối theo kiểu truyền thống để lấy các tín hiệu trạng
thái CLOSE / OPEN của các thiết bị như: máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa. ........67
Hình 3. 23 Sơ đồ nguyên lý đấu nối theo kiểu truyền thống để lấy các tín hiệu đo
đếm điện năng tại trạm. .............................................................................................68
Hình 3. 24 Sơ đồ nguyên lý đấu nối theo kiểu truyền thống để điều khiển các thiết
bị từ xa như: máy cắt, dao cách ly, tiếp địa… tại trạm. ............................................69

Hình 4. 1 Recloser Cooper NOVA 27 ......................................................................73
Hình 4. 2 Recloser Cooper WVE27 ..........................................................................74
Hình 4. 3 Recloser Nulec U27 ..................................................................................75
Hình 4. 4 Recloser Nulec N24 ..................................................................................77
Hình 4. 5 Recloser Nulec R27LL ..............................................................................78
Hình 4. 6 Recloser entec ...........................................................................................78
Hình 4. 7 Recloser Whipp&Bourne GVR27 ............................................................79
Hình 4. 8 LBS ABB loại NXA24..............................................................................80
Hình 4. 9 Phương thức kết nối SCADA bằng khơng dây .........................................81
Hình 4. 10 Phương thức kết nối SCADA bằng cáp quang .......................................82


x

Hình 5. 1 Mạng điện khi chưa đặt thiết bị bù............................................................86

Hình 5. 2 Mạng điện khi có bù bằng tụ điện tĩnh tại phụ tải ....................................86
Hình 5. 3 Giải thuật tăng nấc MBA ..........................................................................90
Hình 5. 4 Giải thuật giảm nấc MBA .........................................................................90
Hình 5. 5 Sơ nguyên lý của 1 TBA 110kV ...............................................................91
Hình 5. 6 Lưu đồ tự động đóng tụ bù đối với trạm có 1 máy biến áp.......................92
Hình 5. 7 Lưu đồ tự động mở tụ bù đối với trạm có 1 máy biến áp .........................92
Hình 5. 8 Lưu đồ tự động đóng tụ bù đối với trạm có 2 máy biến áp.......................92
Hình 5. 9 Lưu đồ tự động mở tụ bù đối với trạm có 2 máy biến áp .........................93
Hình 6. 1 Giao diện sơ đồ một sợi của 2 tuyến 475-Thị Vải và 482 – Mỹ Xuân B197
Hình 6. 2 Khoanh vùng cơ lập sự cố và khơi phục điện tại MC 475 Thị Vải...........98
Hình 6. 3 Tái lập lại như kết lưới ban đầu ................................................................98
Hình 6. 4 Giao diện sơ đồ một sợi của 2 tuyến 477-Thị Vải và 480 – Mỹ Xuân B199
Hình 6. 5 Khoanh vùng cô lập sự cố và khôi phục điện tại MC 477 Thị Vải...........99
Hình 6. 6 Tái lập lại như kết lưới ban đầu ..............................................................100

Hình 7. 1 Citect Explorer ........................................................................................105
Hình 7. 2 Citect Project Editor ................................................................................105
Hình 7. 3 Citect Graphics Builder ...........................................................................105
Hình 7. 4 Citect Runtime ........................................................................................106
Hình 7. 5 Tạo một thư mục dự án ...........................................................................106
Hình 7. 6 Cấu hình thiết bị Input/Output ................................................................106
Hình 7. 7 Cấu hình user...........................................................................................107
Hình 7. 8 Cấu hình Cluster ......................................................................................107
Hình 7. 9 Tạo biến ...................................................................................................107
Hình 7. 10 Cấu hình bảo mật ..................................................................................108
Hình 7. 11 Tạo trang đồ họa....................................................................................108
Hình 7. 12 Các cơng cụ trong trang đồ họa ............................................................108
Hình 7. 13 Máy cắt ..................................................................................................110
Hình 7. 14 Dao cách ly:...........................................................................................110

xi

Hình 7. 15 Tiếp địa..................................................................................................110
Hình 7. 16 Sơ đồ 1 sợi trạm Thị Vải vận hành điều khiển xa .................................111
Hình 7. 17 Giải thuật tăng nấc MBA ......................................................................111
Hình 7. 18 Giải thuật giảm nấc MBA .....................................................................112
Hình 7. 19 Điều khiển nấc máy biến áp ..................................................................112
Hình 7. 20 Điện áp thanh cái ...................................................................................112
Hình 7. 21 Lưu đồ tự động đóng tụ bù đối với trạm có 1 máy biến áp...................113
Hình 7. 22 Lưu đồ tự động mở tụ bù đối với trạm có 1 máy biến áp .....................113
Hình 7. 23 Tự động mở tụ bù đối với trạm biến áp ................................................114
Hình 7. 24 Mơ hình kết nối truy xuất relay từ xa....................................................117
Hình 7. 25 Mơ hình hệ thống camera giám sát và phịng cháy chữa cháy .............118
Hình 7. 26 Bố trí hệ thống camera giám sát và phòng cháy chữa cháy ..................119
Hình 7. 27 Đường dây 22kV ...................................................................................120
Hình 7. 28 Recloser .................................................................................................120
Hình 7. 29 LBS .......................................................................................................120
Hình 7. 30 Máy cắt ..................................................................................................120
Hình 7. 31 FI ...........................................................................................................121
Hình 7. 32 Sơ đồ lưới một phần lưới trung thế Vũng tàu .......................................121
Hình 7. 33 Lưu đồ xử lý sự cố. ...............................................................................122
Hình 7. 34 Sơ đồ lưới điện hoạt động bình thường.................................................123
Hình 7. 35 Sơ đồ lưới khi có sự cố máy cắt 475 cắt ...............................................123
Hình 7. 36 Sơ đồ sau khi cô lặp sự cố .....................................................................123
Hình 7. 37 Sơ đồ lưới khi có sự cố Recloser Cảng sơng nội địa và Ngã ba Chinfon
.................................................................................................................................124
Hình 7. 38 Sơ đồ sau khi cơ lặp sự cố .....................................................................124
Hình 7. 39 Sơ đồ lưới khi có sự cố Recloser Ngã ba Chinfon và LBS T Phong ....124
Hình 7. 40 Lưu đồ sa thải phụ tải ............................................................................126

Hình 7. 41 Lưu đồ khơi phục phụ tải: .....................................................................126
Hình 7. 42 Chức năng sa thải phụ tải ......................................................................126


xii

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
Ký hiệu

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
SCADA
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.
EMS
Energy Management System: hệ thống quản lý năng lượng
Distribution Management System: là hệ thống quản lý phân phối
DMS
điện gồm các cơng cụ phần mềm tính tốn, phân tích trợ giúp nhân
viên điều hành điều độ lưới điện phân phối tối ưu nhất.
SAS
Substation Automation System: hệ thống tự động hóa trạm biến áp
Distribution Automatic System: hệ thống tự động hóa lưới phân
DAS/DA
phối.
International Electrotechnical Commission: Ủy ban kỹ thuật điện
IEC
quốc tế.

Fault Detection Isolation and Restoration: phát hiện, cô lập sự cố và
FDIR
tái lập điện
Intelligence Electronic Device: thiết bị điện tử thông minh (Relay,
IED
RTU/Getway, BCU, Multimeter)
BCU
Bay Control Unit: thiết bị điều khiển mức ngăn
Remote Terminal Unit/Getway là thiết bị đặt tại các nút SCADA
RTU/Getway
phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm SCADA.
Multimeter Đồng hồ đa năng
FI
Fault Indicator: bộ phát hiện và chỉ thị sự cố
Recloser
Máy cắt tự đóng lại
LBS
Load Breaker Switch: thiết bị đóng/ngắt có tải
HMI
Human Machine Interface:giao diện người –máy
System Average Interruption Duration Index: chỉ số về thời gian
SAIDI
mất điện trung bình của lưới điện phân phối.
System Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số lần mất
SAIFI
điện trung bình của lưới điện phân phối.
Momentary Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số lần
MAIFI
mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối.
GPS

Global Positioning System: hệ thống định vị toàn cầu
Uninteruptible Power Supply: hệ thống nguồn cung cấp điện liên
UPS
tục.
TBA
Trạm biến áp
MBA 110kV Máy biến áp 110kV
MC
Máy cắt
TC
Thanh cái
MC112
Máy cắt kết giàn 2 thanh cái 110kV
T401
Tụ bù trên thanh cái C41
T402
Tụ bù trên thanh cái C42
Q131
Công suất phản kháng của ngăn MC 131


xiii

Ký hiệu
Q132
QT401
QT402
Máy tính
Remote
console

Nút SCADA
HTĐ
A2
ĐĐV
TTGS
TTLĐ
NVVH
OT
IT
NERC CIP
ICS-CERT
NIST
SIEM
IPS
IDS
PIM
MDMS
PMIS
CMIS
GIS
OMS
ERP
HRMS

Chú thích
Cơng 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 (cơng 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
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
thơng tin an tồn
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


1

MỞ ĐẦU
1.

Lý do chọn đề tài
Nhìn chung, các trạm biến áp từ cấp điện áp 110KV, 220KV, đến 500KV ở

Việt Nam được thiết kế và xây dựng theo kiểu truyền thống, các nhân viên vận hành
sẽ thao tác điều khiển thiết bị trực tiếp tại tủ điều khiển trong trạm.
Công tác vận hành trạm địi hỏi có người trực thường xuyên, tốn nhiều thời
gian khôi phục hệ thống khi xảy ra sự cố, ngồi ra cịn xuất hiện nhiều vấn đề trong
quá trình vận hành như: Quá tải các mương cáp ngồi trời, trong nhà. Q tải phịng
điều khiển, bảo vệ, tốn không gian lớn và khả năng quá tải do thiếu không gian lắp
đặt tủ điều khiển cho việc bổ sung ngăn lộ. Hạn chế trong việc lưu trữ, thống kê
thơng số và tình trạng vận hành lâu dài của thiết bị làm cơ sở dữ liệu cho việc phân
tích, đánh giá hệ thống cũng như việc lên kế hoạch bảo dưỡng thiết bị…Trên thế
giới, công nghệ điều khiển và giám sát vận hành hệ thống điện bằng máy tính đã
được sử dụng rộng rãi. Ở Việt Nam, cơng nghệ này cũng đang được sử dụng tại các
trạm biến áp và nhà máy điện công suất lớn của một số tỉnh và vẫn cịn trong q
trình phát triển cho toàn bộ hệ thống điện quốc gia.
Với các lý do nêu trên, đề tài này của tôi sẽ nghiên cứu về hệ thống SCADA,
trạm biến áp 110kV không người trực và tự động hóa lưới điện trung thế.
2.

Mục tiêu của đề tài
1. Hình thành các tiêu chí xây dựng trạm biến áp 110kV khơng người trực.
2. Hình thành các tiêu chí xây dựng hệ thống giám sát, điều khiển, tự động

hóa lưới điện lưới điện trung thế.
3. Tăng cao độ tin cậy cung cấp điện: Đề xuất các giải pháp nhanh chóng phát
hiện, cơ lập sự cố và khơi phục cung cấp điện cho các khu vực mất điện, giảm thời
gian và phạm vi mất điện.
3.

Phương pháp nghiên cứu và nội dung nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu: Nghiên cứu lý thuyết, đề xuất mơ hình, mơ phỏng.
Nội dung nghiên cứu:
- Nghiên cứu hệ thống SCADA trung tâm.
- Nghiên cứu trạm biến áp 110kV không người trực.
- Nghiên cứu các chức năng tự động hóa lưới trung thế trung thế.


2

Chương 1
HỆ THỐNG SCADA TRUNG TÂM

1.1 Tổng quan về SCADA/DMS
SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition là hệ thống giám sát
điều khiển và thu thập dữ liệu. Hệ thống SCADA trong ngành điện thực hiện việc
thu thập các thông tin về trạng thái, thông số vận hành trực tuyến của các thiết bị
trên hệ thống điện và cho phép điều khiển từ xa các thiết bị.
DMS - Distribution Management System là hệ thống quản lý phân phối điện

gồm các công cụ phần mềm tính tốn, phân tích trợ giúp nhân viên điều hành điều
độ lưới điện phân phối tối ưu nhất.
SCADA/DMS là hệ thống để điều hành hệ thống điện theo thời gian thực từ
khâu phát điện, truyền tải đến khâu phân phối trợ giúp nhân viên điều độ giám sát
hệ thống không vượt qua các giới hạn bất lợi đảm bảo an tồn, tin cậy, tối ưu trào
lưu cơng suất tạo ra hiệu quả kinh tế cao nhất.
Các hệ thống SCADA/DMS được trang bị cho các cấp điều độ: Trung tâm
Điều độ quốc gia, các Trung tâm Điều độ miền, các Trung tâm Điều độ lưới điện
phân phối (thành phố Hà Nội, thành phố Hồ Chí Minh) và các phịng Điều độ của
các Cơng ty Điện lực tỉnh.
Thành phần cơ bản của một hệ thống SCADA/DMS như sau:
a) Hệ thống trung tâm
Hệ thống trung tâm là trái tim của SCADA/EMS, SCADA/DMS gồm các thiết
bị:
− Máy chủ thời gian thực (Real time Database Server) lưu trữ các dữ liệu sự
kiện, trạng thái (vị trí máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa…), đo lường (P, Q, U, I, F,
nấc máy biến áp…). Máy chủ thời gian thực cung cấp dữ liệu cho hệ thống hiển thị
và máy tính dao diện người máy.
− Hệ thống hiển thị là màn hình lớn hiển thị sơ đồ hệ thống điện với các
thông số trạng thái, đo lường đang vận hành.
− Các máy tính giao diện người máy HMI (Human Machine Interface) để
hiển thị sơ đồ vận hành với các dữ liệu thời gian thực giúp nhân viên điều độ giám
sát hệ thống điện trực tuyến.


3

− Máy chủ cơ sở dữ liệu lịch sử (Historical Database Server) lưu trữ các dữ
liệu trạng thái, đo lường theo một chu kỳ thời gian (1/4 giờ 1 giá trị hoặc 1 giời một
giá trị), các dữ liệu sự kiện theo thứ tự xảy ra… Cơ sở dữ liệu lịch sử cung cấp dữ

liệu cho các tính tốn, mơ phỏng, phân tích hệ thống (ví dụ như tính tốn dự báo
phụ tải, chế độ ổn định, giới hạn truyền tải, mơ phỏng, phân tích sự cố…).
− Máy chủ ứng dụng DMS hoặc DMS là máy chủ thực hiện các chức năng
của EMS, DMS.
− Thiết bị GPS để đồng bộ thời gian tất cả các thiết bị trong hệ thống.
− Các thiết bị công nghệ thông tin hỗ trợ: máy tính, máy in, mạng LAN,
tường lửa…
− Máy chủ kết nối (Communication Server) để điều khiển việc kết nối tới
thiết bị đầu cuối (Remote Terminal Unit – RTU) đặt tại các nhà máy điện, trạm biến
áp để thu thập tín hiệu trạng thái, tín hiệu đo lường và truyền tới những tín hiệu điều
khiển. Máy chủ kết nối cũng có thể dùng để kết nối giữa các Trung tâm điều độ với
nhau.
b) Kênh truyền
Kênh truyền là thành phần quan trọng kết nối giữa hệ thống trung tâm đến
các thiết bị đầu cuối đặt ở từng NMĐ, TBA và giữa các trung tâm điều độ. Thành
phần gồm:
− Thiết bị ghép kênh.
− Thiết bị tạo kênh luồng theo các phương tiện truyền dẫn: cáp quang, cáp
đồng, sóng vơ tuyến, tải ba.
− Các thiết bị giám sát kênh truyền.
− Các giá phối dây.
c) Thiết bị đầu cuối
Thiết bị đầu cuối - RTU một phía nối đến các thiết bị điện của NMĐ, TBA
để thu thập dữ liệu, truyền lệnh thao tác; Một phía nối với kênh truyền để truyền,
nhận dữ liệu với máy chủ kết nối của hệ thống trung tâm. Đối với các NMĐ, TBA
trang bị các thiết bị điều khiển, bảo vệ điện tử thông minh hoặc thiết bị điều khiển
phân tán các thiết bị đầu cuối còn được gọi là Gateway.


4

1.2 Lịch sử phát triển SCADA/DMS trong EVN
Hệ thống SCADA quy mô nhỏ đầu tiên được lắp đặt tại Tổng cơng ty Điện lực
thành phố Hồ Chí Minh vào năm 1990 – 1991, thời kỳ đó Mỹ cịn cấm vận Việt
Nam nên hệ thống chưa có những máy chủ chuyên dụng, chưa có DMS. Sau đó hệ
thống này được nâng cấp, mở rộng thêm nhưng cũng chưa có máy chủ dữ liệu lịch
sử và DMS.
Dự án SCADA quy mơ tồn quốc cũng được đầu tư cho Trung tâm Điều độ
Hệ thống điện Quốc gia (A0) cùng với xây dựng đường dây 500 kV Bắc - Nam, đưa
vào vận hành năm 1994. Hệ thống này ban đầu gồm hệ thống giám sát tại A0 và 15
thiết bị đầu cuối đặt tại 4 NMĐ (Hịa Bình, Phả Lại, Trị An, Đa Nhim), 5 TBA 500
kV (Hịa Bình, Hà Tĩnh, Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm), 6 TBA 220 kV (Hà Đơng,
Chèm, Thanh Hóa, Thủ Đức, Hóc Mơn, Long Bình). Sau đó đến năm 1999 hệ thống
được nâng cấp trang bị thêm EMS và các kết nối liên trung tâm điều độ với Trung
tâm Điều độ Hệ thống điện miền.
Các dự án SCADA/EMS được trang bị cho các Trung tâm Điều độ miền trong
các năm 1999 – 2001.
Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội cũng trang bị hệ thống SCADA phân
phối vào cuối những năm 90 của thế kỷ trước. Tổng công ty Điện lực miền Nam
trang bị các hệ thống SCADA phân phối quy mô nhỏ (miniSCADA) cho các thành
phố Vũng Tàu, Cần Thơ, Đà Lạt, Biên Hịa. Tổng cơng ty Điện lực miền Trung
cũng trang bị một số hệ thống miniSCADA cho các thành phố: Đà Nẵng, Thừa
Thiên - Huế, Bình Định, Đắk Lắk.
Như vậy, trong khoảng 10 năm cuối Thế kỷ 20 hệ thống SCADA/EMS đã
hình thành trong hệ thống điện Việt Nam. Chỉ riêng Tổng công ty Điện lực miền
Bắc là chưa có hệ thống SCADA.
Tuy nhiên, các hệ thống SCADA này khi xây dựng chỉ chọn một số NMĐ và
TBA để lắp đặt thiết bị đầu cuối nên số lượng dữ liệu của hệ thống điện thu thập
được về các Trung tâm Điều độ cũng rất hạn chế không đủ để giám sát và cung cấp
dữ liệu đầu vào cho chức năng EMS hoạt động.

1.3 Tình hình vận hành của các hệ thống SCADA/DMS
Trong thời gian đầu những năm 2000, sau khi các hệ thống SCADA như nêu
trên được xây dựng, hệ thống chỉ thực hiện chức năng thu thập thông tin vận hành


5

và hiển thị để giám sát tại các đơn vị điều độ chứ chưa vận hành ở chế độ điều khiển
từ xa. Ở thời điểm đó, các hệ thống SCADA cũng chỉ thu thập được thông tin ở
những NMĐ, TBA nằm trong phạm vi xây dựng ban đầu của dự án, không mở rộng
kết nối thêm các NMĐ, TBA đưa vào vận hành sau cơng trình SCADA. Vào những
năm 2003 – 2006 EVN có khuyến khích các NMĐ, TBA đã trang bị thiết bị đầu
cuối lắp đặt bổ sung thêm tín hiệu khi mở rộng, các NMĐ, TBA đầu tư mới cần
trang bị kèm theo thiết bị đầu cuối SCADA. Tuy nhiên, việc thực hiện của các đơn
vị còn rất hạn chế. Một hạn chế nữa là thời kỳ này mạng viễn thông của Việt Nam
chưa phát triển nên kênh truyền SCADA từ các Trung tâm Điều độ đến nhiều
NMĐ, TBA khơng có hoặc khơng đảm bảo chất lượng.
Năm 2006, Bộ Công nghiệp (nay là Bộ Công Thương) ban hành Quy định đấu
nối vào hệ thống điện quốc gia theo Quyết định 37/2006/QĐ-BCN ngày
16/10/2006, sau này là Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện
phân phối (ban hành theo Thông tư số 3/2010/TT-BCT ngày 15/4/2010 và Thông tư
số 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 của Bộ Công Thương) nay được thay thế là
Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015, đã quy định cụ thể trách
nhiệm các chủ đầu tư xây dựng NMĐ và TBA phải lắp đặt thiết bị đầu cuối
SCADA để kết nối với các Trung tâm Điều độ. Trong suốt thời gian dài trước đó,
mặc dù đã có SCADA nhưng dữ liệu từ các NMĐ và TBA thiếu rất nhiều, hiệu quả
khai thác SCADA đạt được thấp.
Những năm gần đây, EVN đã chỉ đạo Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc
gia thực hiện các dự án Nâng cao năng lực các Trung tâm Điều độ lưới truyền tải
lắp đặt thêm 181 thiết bị đầu cuối (miền Bắc: 39, miền Nam: 72). Đồng thời EVN

cũng đôn đốc quyết liệt các đơn vị trực thuộc hồn thiện kết nối SCADA nên kết
quả đã có nhiều chuyển biến tích cực. Kết quả kết nối SCADA của các đơn vị về
các Trung tâm điều độ quốc gia và điều độ miền tính đến tháng 1/2018 như trong
bảng dưới đây.
Bảng 1. 1 Tổng hợp tình hình kết nối SCADA đơn vị.

Tổng hợp kết nối SCADA của các đơn vị (tính đến tháng 1/2018)
Đã Chưa Mất Đủ
Số
STT
Đơn vị
kết
kết
kết
tín
NMĐ/TBA
nối
nối
nối hiệu
1

NMĐ thuộc EVN

48

48

0

2

29

Thiếu
tin
hiệu
19


6

Tổng hợp kết nối SCADA của các đơn vị (tính đến tháng 1/2018)
Đã Chưa Mất Đủ
Số
STT
Đơn vị
kết
kết
kết
tín
NMĐ/TBA
nối
nối
nối hiệu

Thiếu
tin
hiệu

2

EVNNPT

110

110

0

5

75

35

3

EVNNPC

200

196

4

10

160

36

4

EVNCPC

96

96

0

4

67

29

5

EVNSPC

205

204

0

1

199

6

6

EVNHANOI

35

35

0

0

31

4

7

EVNHCMC

54

54

0

0

51

3

748

743

4

22

63

132

217

155

62

46

119

36

Tồn EVN

NMĐ & TBA ngoài EVN

8

1.4 Mục tiêu phát triển, hoàn thiện hệ thống SCADA
Với hiện trạng các hệ thống SCADA còn nhiều bất cập và nhằm hiện đại hóa
cơng tác chỉ huy điều độ hệ thống điện ở tất cả các cấp điều độ cũng như xây dựng
nền tảng cho việc áp dụng TBA không người trực vận hành việc phát triển, hoàn
thiện hệ thống SCADA là cấp thiết và cần đạt các mục tiêu sau:
− Đến hết năm 2018 hoàn thiện đủ tín hiệu từ các TBA từ 110kV trở lên, các
NMĐ kết nối về các Trung tâm Điều độ.
− Trung tâm điều độ quốc gia, Điều độ miền vận hành hiệu quả hệ thống
EMS vào cuối năm 2018.
− Đến hết năm 2017 các Trung tâm Điều độ, phòng Điều độ phân phối được
trang bị SCADA và vận hành hiệu quả một số chức năng DMS phù hợp.
− Đến năm 2020: Hệ thống SCADA/DMS cho các Tổng công ty Điện lực
được trang bị hoàn chỉnh, khai thác chức năng DMS hiệu quả.
− Các hệ thống SCADA của các cấp điều độ được liên kết và trao đổi được
dữ liệu với nhau; hỗ trợ cung cấp dữ liệu cho việc tính tốn, phân tích hệ thống
điện.
− SCADA trở thành hạ tầng kỹ thuật đảm bảo thực hiện điều khiển từ xa các
TBA an toàn.
− Các đơn vị phải xây dựng nguồn nhân lực, phương tiện làm chủ được công
nghệ của các hệ thống SCADA.


7

1.5 Các chức năng phần mềm SCADA:
Chức năng của phần mềm SCADA chia làm 3 loại: Thu thập dữ liệu, Giám sát

có điều khiển, kiểm sốt hệ thống.
1.5.1 Thu thập dữ liệu
SCADA thực hiện các chức năng sau đây để thu thập dữ liệu của các thiết bị
trong hệ thống được giám sát:
• Dị qt hệ thống được giám sát tại các thời điểm định sẵn và thu nhận dữ
liệu từ các RTU qua trung gian là các CFE.
• Thực hiện chuyển đổi và kiểm tra dữ liệu thô nhằm làm cho nó hữu dụng để
hiển thị cho các điều hành viên và các chương trình ứng dụng khác.
• Thực hiện các tính tốn dữ liệu cho các chương trình ứng dụng khác.
• Xác định chất lượng dữ liệu và đánh dấu các dữ liệu có thể khơng tin cậy. Nó
củng đánh dấu dữ liệu để thể hiện nguồn cung cấp dữ liệu.
• Cho phép các điều hành viên SCADA yêu cầu quét các nhóm dữ liệu riêng
rẽ.
SCADA có thể thu thập, xử lý và thể hiện dữ liệu từ 3 loại thiết bị trong hệ
thống được giám sát. Các loại thiết bị này là:
➢ Các thiết bị trạng thái biến thiên, thể hiện thông qua các giá trị đo lường số
học như dịng điện, điện thế, cơng suất, lưu lượng nước...được gọi là các tín
hiệu analog.
➢ Các thiết bị trạng thái rời rạc, chẳng hạn như các máy cắt và các van, thể hiện
trạng thái của thiết bị, được gọi là các tín hiệu status.
➢ Các thiết bị đếm xung tích lũy, như sản lượng, điện năng….được gọi là các
tín hiệu count.
1.5.2 Giám sát có điều khiển.
Chức năng giám sát có điều khiển của SCADA cho phép điều hành viên và các
chương trình ứng dụng điều khiển các thiết bị trong hệ thống được giám sát. Từ
trung tâm điều khiển, điều hành viên có thể gởi các lệnh điều khiển để thay đổi
trạng thái của các thiết bị như van, máy cắt, cầu dao...


8

1.5.3 Kiểm soát hệ thống.
Chức năng kiểm soát hệ thống của SCADA cho phép điều hành viên và các
chương trình ứng dụng thay đổi cách thức mà SCADA xử lý và thể hiện dữ liệu.
Một vài hoạt động kiểm soát hệ thống có thể được dùng như:
• Tách một điểm đo khỏi dịch vụ (NIS- not in service). Hoạt động này ngăn
cấm việc xử lý dữ liệu đã quét được đối với thiết bị được chọn trong hệ
thống được giám sát.
• Đưa một điểm đo trở lại dịch vụ. Chức năng này cho phép SCADA xử lý dữ
liệu quét được đối với các thiết bị được chọn.
• Điều hành viên có thể nhập tay giá trị vào cho một thiết bị mà giá trị đo của
nó khơng nhận được từ RTU.
• Thay thế dữ liệu đo được bằng giá trị nhập vào.
• Cập nhật các giá trị giới hạn kiểm soát (limit) cho các giá trị đo lường analog
và chỉ thị SCADA bỏ qua việc kiểm soát giới hạn đối với các thiết bị được
chọn.
• Cho phép và ngăn ngừa các hoạt động kết hợp với các thông báo biến cố và
trạng thái bất thường (alarm và abnormal).
• Xác nhận của điều hành viên đối với các cảnh báo.
• Kiểm sốt hoạt động của hệ thống truyền thơng bằng cách tách khỏi dịch vụ
hay đưa vào các RTU, các nhóm quét hay các đường truyền thông.
1.5.4 Giao diện người dùng SCADA:
Mục tiêu của giao diện người dùng là:
➢ Thể hiện dữ liệu, mơ tả một cách chính xác trạng thái của hệ thống được
giám sát.
➢ Cảnh báo cho đều hành viên SCADA về những vấn đề xuất hiện trong hệ
thống được giám sát và hệ thống truyền thông.
➢ Cho phép điều hành viên thực hiện các hoạt động điều khiển trên hệ thống
được giám sát và thay đổi cấu hình hoạt động của hệ thống truyền thông.
➢ Cho phép điều hành viên nhập vào các giá trị dữ liệu và giới hạn kiểm sốt.

Ví dụ điều hành viên có thể ghi đè một giá trị đang được đo lường từ xa hay
đưa vào giới hạn kiểm soát mới cho các tín hiệu analog.


9

1.5.5 Các hiển thị cơ bản:
Dữ liệu SCADA được thể hiện tại các bàn điều khiển theo 2 dạng: dạng đồ họa
và dạng bảng.
Dạng đồ họa chính là dạng sơ đồ một sợi (one line). Thông qua các đường vẽ và
các ký hiệu đồ họa cho các thành phần, sơ đồ một sợi thể hiện trạng thái vận hành
của hệ thống được giám sát. Các dạng ký hiệu đồ họa khác nhau được dùng để thể
hiện các thiết bị được giám sát và màu sắc trên các ký hiệu thiết bị tùy thuộc cách
chúng ta muốn chọn sử dụng các chức năng hiển thị của SCADA. Chúng ta sử dụng
các sơ đồ một sợi cho 2 mục đích:
• Để cung cấp sự quan sát hiện tại về trạng thái vận hành của các thiết bị ở
trạm được giám sát và điều tra nguồn gốc của các tình huống bất thường.
• Để gởi các mệnh lệnh điều khiển trạng thái của các thiết bị hay điều khiển
cách thức thể hiện dữ liệu của SCADA.
Tương tự như dạng sơ đồ một sợi, các hiển thị dạng bảng (tabular) cũng thể hiện
trạng thái của các thiết bị được giám sát. Và ta dùng hiển thị dạng bảng với mục
đích tương tự như các sơ đồ một sợi. Tuy nhiên, các hiển thị dạng bảng thể hiện
thông tin theo các hàng và cột trong bảng thay vì bằng hình vẽ đồ họa. Các hiển thị
dạng bảng thường cung cấp nhiều thông tin hơn so với các sơ đồ một sợi.
1.5.6 Cách thức thu thập và xử lý dữ liệu của SCADA.
Thu thập dữ liệu là một tiến trình của SCADA nhằm thu thập dữ liệu về các thiết
bị trong hệ thống được giám sát. SCADA lấy dữ liệu từ các nguồn khác nhau bao
gồm từ các RTU, các hệ thống khác, và bởi điều hành viên. Tiến trình xử lý dữ liệu
chịu trách nhiệm chuyển đổi dữ liệu thô (dữ liệu thu thập từ các RTU) thành dạng
nội tại hữu dụng để thể hiện và tính tốn, đồng thời lưu trữ các dữ liệu đã chuyển

đổi vào cơ sở dữ liệu SCADA.
1.5.7 Các nguồn gốc dữ liệu:
Mỗi dữ liệu SCADA nhận được đều có một nguồn gốc mà nó được thu thập.
Nguồn gốc bình thường của đa số dữ liệu là RTU. Tuy nhiên, SCADA cũng có thể
nhận dữ liệu từ một hệ thống SCADA khác, từ một tính tốn, từ một giá trị nhập
của điều hành viên…
Cho dù nguồn gốc của giá trị đo là đến từ RTU hay một nguồn khác, nó cũng có
thể được tách khỏi dịch vụ (NIS- Not in service) bởi điều hành viên. Việc tách giá