Các giải pháp tích hợp hệ thống scada sử dụng các chuẩn truyền tin công nghiệp và vấn đề khai thác hệ thống thông tin scadadms trong tính toán điều khiển hệ thống điện

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
******************

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

CÁC GIẢI PHÁP TÍCH HỢP HỆ THỐNG SCADA SỬ DỤNG
CÁC CHUẨN TRUYỀN TIN CÔNG NGHIỆP VÀ VẤN ĐỀ KHAI THÁC
HỆ THỐNG THÔNG TIN SCADA/DMS TRONG TÍNH TỐN
ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN

NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN
MÃ SỐ:

LÊ QUÝ DƯƠNG

Người hướng dẫn khoa học: TS. ĐINH QUANG HUY

HÀ NỘI - 2009


LỜI NÓI ĐẦU
Hệ thống điện Việt Nam hiện đang trong giai đoạn phát triển rất nhanh. Đi
đôi với sự phát triển vượt bặc của công nghệ thông tin và truyền thông,
nghành điện cũng đang không ngừng từng bước hiện đại hố, bằng chứng là
sự phát triển nhanh chóng của các hệ thống quản lý năng lượng như SCADA,
DMS, EMS. Một thực tế cho thấy hiện nay các giải pháp tích hợp hệ thống
SCADA/DMS chưa tận dụng được ưu thế của các chuẩn truyền thông công
nghiệp và thông tin dữ liệu nhận về từ hệ thống SCADA/DMS vẫn chưa đuợc
khai thác ứng dụng hiệu quả vào công tác điều hành, tự động hố lưới điện.
Để góp phần giải quyết những tồn tại nêu trên, luận văn này tập trung

nghiên cứu với nội dung: “Các giải pháp tích hợp hệ thống SCADA sử dụng
các chuẩn truyền tin công nghiệp và vấn đề khai thác hệ thống thơng tin
SCADA/DMS trong tính tốn điều khiển nhanh hệ thống điện”.
Trong quá trình thực hiện luận văn, cùng với sự nỗ lực của bản thân, tôi vô
cùng biết ơn sự giúp đỡ của thầy cô, bạn bè, cơ quan làm việc và các Trung
tâm Điều độ.
Xin được đặc biệt gửi lời cảm ơn chân thành tới thầy giáo hướng dẫn TS
Đinh Quang Huy, bộ môn Hệ thống điện trường Đại học Bách Khoa Hà Nội.
Xin được cảm ơn Trung tâm Điều độ-Thông tin công ty Điện lực Hà Nội đã
giúp đỡ tôi cả về thời gian và điều kiện làm việc thực tế trong quá trình thực
hiện luận văn.
Tôi cũng muốn cảm ơn Viện đào tạo sau đại học - Đại học Bách Khoa Hà
Nội vì sự giúp đỡ và tạo điều kiện trong suốt khoá học này.
Cuối cùng, tơi rất mong nhận được sự góp ý của các thầy cô, các chuyên gia
trong lĩnh vực SCADA và các bạn bè đồng nghiệp.
Hà Nội 10/2009
Lê Quý Dương


MỤC LỤC
Lời nói đầu

ix

Danh mục các thuật ngữ

ix

Danh mục các bảng biểu

ix

Danh mục các hình vẽ

ix

Mở đầu

ix

Chương 1

Giới thiệu luận văn

1.1 Đặt vấn đề
1.2 Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn
1.3 Phạm vi nghiên cứu
1.4 Phương pháp nghiên cứu
1.5 Điểm mới của luận văn
1.6 Giá trị thực tiễn của luận văn
1.7 Bố cục của luận văn
Chương 2

Hệ thống SCADA và các ứng dụng quản lý, điều khiển

5

trong hệ thống điện
2.1 Tông quan về các hệ thống quản lý và điều khiển trong hệ

5

thống điện
2.1.1 Vai trị và mơ hình của hệ thống thông tin trong hệ

5

thống điện
2.1.2 Các hệ thống quản lý mạng

9

2.2 Tìm hiểu về ứng dụng SCADA trong hệ thống điện

12

2.2.1 Các chức năng của hệ thống SCADA

12

2.2.2 Cấu trúc của một hệ thống SCADA

18

2.2.3 Vấn đề tích hợp thơng tin trong hệ thống SCADA

25

2.3 Kết luận

25


Chương 3

Mạng thông tin trong hệ thống điện và các giao thức

26

truyền thông công nghiệp
3.1 Các kênh thông tin liên lạc trong hệ thống điện

26

3.1.1 Cáp thông tin

26

3.1.2 Kênh liên lạc cáp quang

28

3.1.3 Kênh thông tin vô tuyến

32

3.1.4 Kênh tải ba PLC

35

3.2 Các chuẩn giao thức truyền thông sử dụng trong cơng nghiệp

37

3.2.1 Kiến trúc giao thức OSI

37

3.2.2 Tình trạng hiện nay của các chuẩn thông tin liên lạc

40

3.2.3 Các giao thức truyền tin sử dụng ở cấp hiện trường

41

3.2.4 Các giao thức truyền tin giữa trạm và trung tâm điều

41

khiển
3.4 Kết luận
Chương 4

43

Các giải pháp tích hợp hệ thống SCADA cho trạm biến áp

44

4.1 Thông tin trong trạm biến áp và u cầu của hệ thống tích hợp

44

4.1.1 Thơng tin cơ bản trong vận hành trạm biến áp

45

4.1.2 Các yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống tích hợp trạm

47

4.1.3

Giới hạn chức năng của công nghệ truyền thống và

48

hiện đại
4.2 Tích hợp SCADA cho trạm biến áp sử dụng RTU
4.2.1 Tích hợp SCADA sử dụng RTU với các kết nối truyền

50
50

thống
4.2.2 Tích hợp SCADA sử dụng truyền thơng giữa RTU và

53

IEDs
4.3 Tích hợp SCADA cho các trạm điều khiển máy tính

57


4.3.1 Cấu trúc của trạm điều khiển máy tính

57

4.3.2 Giao tiếp giữa các thiết bị IEDs với Server tại trạm

59

4.3.3 Giao tiếp giữa các Server tại trạm với trung tâm

62

4.3.4 Ưu nhược điểm của giải pháp

63

4.6 Kết luận
Chương 5

Áp dụng tích hợp hệ thống SCADA cho trạm biến áp

64
65

E1.17 Bắc Thăng Long
5.1 Tình hình trước khi đầu tư

65

5.2 Nội dung giải pháp tích hợp

66

5.3 Kết quả thực hiện phương án tích hợp SCADA tại trạm E1.17

69

và khả năng mở rộng áp dụng
Chương 6

Khai thác hệ thống tin SCADA/DMS tính tốn điều khiển

73

lưới phân phối
6.1 Giới thiệu các hệ thống tự động hố lưới phân phối

73

6.2 Mơ hình hệ thống thơng tin SCADA/DMS phục vụ tự động

80

hoá lưới điện phân phối

6.3 Giới thiệu về ngơn ngữ lập trình điều khiển hệ thống SPL

82

6.4 Vấn đề xử lý, tính tốn hiệu năng cao trong hệ thống

86

SCADA/DMS ứng dụng điều khiển hệ thống điện
6.5 Các thuật tốn tự động phân đoạn và khơi phục sự cố trên lưới

94

phân phối sử dụng thông tin SCADA/DMS
6.6 Nghiên cứu xây dựng thử nghiệm hệ thống tự động phân đoạn

99

và khôi phục sự cố trên đường dây lộ 477 E1.8 Bờ Hồ đi lộ
486 E1.9 Nghĩa Đô
Chương 7
Tài liệu tham khảo

Kết luận và kiến nghị

117
ix


DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ

DA

Distribution Automation

Hệ thống tự động phân phối

DC

District Control Center

Trung tâm điều khiển cấp điện lực

DMS

Distribution Management System Hệ thống quản lý phân phối

EMS

Energy Management System

Hệ thống quản lý năng lượng

GPS

Global Positioning System

Hệ thống định vị toàn cầu

HMI

Human Machine Interface

Giao diện người máy

ICCP

Inter-Control Center Communication Protocol

IEDs

Intelligent Electronic Devices

ISO

International Organization for Standardization

LAN

Local Area Network

Mạng nội bộ

NC

National Control Center

Trung tâm điều khiển cấp quốc gia

PLC

Power Line Carrier

Tải ba

RC

Regional Control Center

Trung tâm điều khiển cấp miền

RTU

Remote Terminal Units

Thiết bị đầu cuối

SAS

Substation Automation System

Hệ thống tự động hóa trạm biến áp

Thiết bị điện tử thông minh

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition
SOE

Sequence Of Event

Chuỗi sự kiện

STP

Shielded Twisted Pair

Cáp đơi dây xoắn có bọc kim

TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol
UHF

Ultra High Frequency

Dải tần số cực cao

UTP

Unshielded Twisted Pair

Cáp đôi dây xoắn không bọc kim

VHF

Very High Frequency

Dải tần số cao

WAN

Wide Area Network

Mạng diện rộng


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 3.1

Một số thông số của các loại cáp quang

30

Bảng 3.2

Bảng so sánh các phương tiện thông tin vô tuyến

34

Bảng 4.1

Bảng giới hạn chức năng công nghệ truyền thống và hiện đại

49

Bảng 4.2

Bảng cầu hình giao thức các thiết bị cần hỗ trợ

54

Bảng 5.1

Bảng dữ liệu Measurands cấu hình cho COM 615 và trung tâm

68

Bảng 5.2

Bảng dữ liệu COMMAND cấu hình COM 615 và trung tâm

69

Bảng 6.1

Bảng dữ liệu đường dây, trạm biến áp lộ 477-E1.8 Bờ Hồ

102

Bảng 6.2

Bảng keets kết quả chạy chương trình Loadflow và kiểm tra 109
theo phương án khôi phục


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 2.1

Mơ hình thu thập dữ liệu trong hệ thống điện

12

Hình 2.2

Sơ đồ kết nối hiển thị trạng thái trong hệ thống SCADA

13

Hình 2.3

Sơ đồ chức năng đo lường các giá trị tương tự

14

Hình 2.4

Sơ đồ chức năng giám sát và lập báo cáo

15

Hình 2.5

Cấu trúc kết nối điểm – điểm

21

Hình 2.6

Cấu trúc kết nối kiểu nối tiếp

22

Hình 2.7

Cấu trúc kết nối sao-nối tiếp

22

Hình 2.8

Cấu trúc kết nối điểm- nhiều điểm

23

Hình 2.9

Một số kênh liên lạc trong hệ thống SCADA

24

Hình 3.1

Cáp đơi dây xoắn kiểu STP và UTP

27

Hình 3.2

Cấu tạo cáp đồng trục

27

Hình 3.3

Cấu tạo cáp quang

28

Hình 3.4

Ngun lý phản xạ tồn phần của ánh sáng

29

Hình 3.5

Đường đi tia sáng và biến thiên chiết suất của cáp quang

29

Hình 3.6

Cấu trúc cơ bản của một hệ thống thơng tin quang

31

Hình 3.7

Một số kênh thơng tin vơ tuyến trong hệ thốngđiện

32

Hình 3.8

Sơ đồ nguyên lý kênh tải ba PLC

36

Hình 3.9

Mơ hình tham chiếu OSI

39

Hình 3.10 Các giao thức truyền tin sử dụng ở cấp hiện trường
Hình 3.11

Các giao thức truyền tin giữa trạm và trung tâm điều khiển

Hình 3.12 Xu hướng phát triển sử dụng giao thức IEC 61850

41
42
43

Hình 4.1

Mơ hình quan hệ dữ liệu trong trạm biến áp

44

Hình 4.2

Sơ đồ một sợi trạm biến áp 110kV

45

Hình 4.3

Mơ hình hệ thống sử dụng RTU với kết nối truyền thống

50

Hình 4.4

Sơ đồ mạch đóng và mạch cắt kết nối tới RTU

51


Hình 4.5

Sơ đồ minh hoạ mạch chỉ thị vị trí máy cắt, dao tiếp địa

52

Hình 4.6

Sơ đồ minh hoạ mạch chỉ thị tín hiệu cảnh báo

53

Hình 4.7

Mơ hình kết nối thơng tin giữa RTU và các IEDs

54

Hình 4..8

Cấu trúc bus của trạm điều khiển máy tính

57

Hình 4..9

Sơ đồ quan hệ giữa các chức năng trong phần mềm HMI

58

Hình 4.10 Sơ đồ kết nối sử dụng giao thức DNP3 và IEC 61850

59

Hình 4.11 Sơ đồ tích hợp các tín hiệu trong IEDs và các cấp điều khiển 60
Hình 4.12 Mơ hình cấu trúc mạch vịng đơn

61

Hình 4.13 Mơ hình cấu trúc mạch vịng kép

61

Hình 4.14 Thơng tin giữa các Server tại trạm với các trung tâm

62

Hình 5.1

Sơ đồ một sợi trạm E1.17 Bắc Thăng Long

65

Hình 5.2

Sơ đồ kết nối RTU Và COM 615 theo chuẩn Modbus

67

Hình 5.3

Sơ đồ kết nối RTU và COM 615 trực tiếp với trung tâm

68

Hình 5.4

Sơ đồ SCADA trạm E1.17 sau khi được tích hợp

70

Hình 5.5

Thao tác đóng cắt máy cắt.

71

Hình 5.6

Danh sách các sự kiện xảy ra trong trạm

72

Hình 6.1

Sơ đồ lưới điện phân phối hình tia sử dụng recloser

74

Hình 6.2

Phối hợp thời gian bảo vệ

74

Hình 6.3

Lưới điện đơn giản áp dụng cơng nghệ DAS

75

Hình 6.4

Hệ thống điện sử dụng recloser phối hợp với LBS phân đoạn

77

tự động và có hệ thống SCADA
Hình 6.5

Sự cố giữa phân đoạn LBS 1 và LBS 2

78

Hình 6.6

Sơ đồ khối trình tự phân đoạn sự cố và khơi phục

79

Hình 6.7

Giao tiếp giữa các thiết bị trên lưới với trung tâm điều khiển

81

Hình 6.8

Mơ hình thiết bị cho tự động hố lưới phân phối

81

Hình 6.9

Sự truyền thơng giữa các bộ vi xử lý

88


Hình 6.10 Phân vùng hệ thống trong tính tốn song song

89

Hình 6.11 Lược đồ tái cấu trúc lưới sau sự cố

93

Sơ đồ lưới điện phân phối hình tia

94

Hình 6.12

Hình 6.13 Sơ đồ phân đoạn sự cố và khôi phục cho lưới hình tia

96

Hình 6.14 Sơ đồ lưới phân phối mạch vịng

97

Hình 6.15 Trình tự phân đoạn sự cố và khơi phục cho lưới mạch vịng

98

Hình 6.16 Sơ đồ tuyến đường dây 477 E8 Yên Phụ đi 486 E9 Nghĩa Đô 99
Hình 6.17 Giao diện đồ hoạ (GE) của phần mềm DE

100

Hình 6.18 Cấu hình các thống số của các phần tử trong hệ thống DMS

101

Hình 6.19 Sơ đồ lưới điện đang làm việc ở chế độ vận hành online

101

Hình 6.20 Sơ đồ thuật toán xác định vùng sự cố và khơi phục

104

Hình 6.21 Cài đặt thơng số điều khiển trên hệ thống SPIDER

105

Hình 6.22 Sự cố xảy ra trên phân đoạn b của lưới

106

Hình 6.23 Hệ thống SCADA/DMS phát hiện sự cố

106

Hình 6.24 Các cầu dao phân đoạn đuợc cắt ra

107

Hình 6.25 Phát hiện phân đoạn sự cố khi đóng dao 471-7

107

Hình 6.26

Phân đoạn sự cố bí cơ lập và khôi phục tải thành công cho
các phân đoạn không bị sự cố

Hình 6.27 Chương trình Loadflow đuợc kích hoạt

108
108


TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tiếng Việt
1.

Hồng Minh Sơn, Mạng truyền thơng công nghiệp. NXB Khoa học và
Kỹ thuật, Hà Nội 2004.

2.

Tổng cục Bưu điện: Các hệ thống tính tốn và xử lý thơng tin. NXB Bưu
Điện, Hà Nội 2001.

3.

VS.GS, Trần Đình Long: Bảo vệ các hệ thống điện. NXB Khoa học và
Kỹ thuật, Hà Nội 2000.

4.

VS.GS, Trần Đình Long: Tự động hoá Hệ thống điện. Đại học Bách
Khoa Hà Nội, Hà Nội 2004.

5.

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung: Các vấn đề về duy trì và
khai thác số liệu SCADA phục vụ vận hành, nghiên cứu hệ thống. Hội
nghị vận hành hệ thống SCADA, 12/2004.

6.

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia: Công nghệ mới trong điều
khiển hệ thống điện. Hà Nội 11/2003

Tiếng Anh
7

Mohamahh: Communication and control in electric power system IEEE
Arpil 2002

8.

ABB, Power Technologies: Network Manager Basics. August 2004.

9.

ABB, Industrial IT for Substation Automation: RTU560, Remote
Terminal Unit. ABB Utilities, 2004.

10. AGA American Gas Association, Report No.12: Cryptographic
Protection of SCADA Communications. August 2004.
11. David J.Dolezilek: Understanding, Predicting and Enhancing the
power system through equipment monitoring and analysis. Schweitzer
Engineering Laboratories, Inc, 2000.
12. Allen Risley, Jeff Roberts, Peter Ladow: Electronic security of RealTime protection and SCADA Communications. 5th Annual, Western
Power Delivery Automation Conference, Arpil 2003.


-1-

CHƯƠNG 1
GIỚI THIỆU CHUNG
1.1 Đặt vấn đề
Hiện nay trang bị hệ thống điều khiển giám sát và thu thập số liệu từ xa
(SCADA) là yêu cầu bắt buộc với tất cả các trạm 110kV trở lên trên lưới điện
Việt Nam. Hệ thống điều khiển trạm và SCADA hiện nay được yêu cầu đặt ra
rất cấp thiết nhưng khả năng lựa chọn giải pháp cũng như chi phí cho việc
thiết kế, cấu hình tích hợp hệ thống hiện cịn rất cao và phụ thuộc vào nguồn
chất xám ở ngoài nước.
Các giải pháp tích hợp hệ thống tự động hóa trạm nói chung và hệ thống

SCADA nói riêng thực tế hiện nay vẫn chưa khai thác được các chuẩn truyền
thông công nhiệp, đặc biệt là tại các trạm biến áp sử dụng các thiết bị bảo vệ
(IEDs) của nhiều nhà sản xuất khác nhau. Các giải pháp tích hợp vẫn dựa trên
các phương pháp kết nối truyền thống gây lãng phí và khó khăn trong bảo
dưỡng, vận hành hệ thống.
Thơng tin thu thập được từ hệ thống SCADA là một nguồn dữ liệu rất
thuận lợi cho cơng tác vận hành và tính toán, tự động điều khiển hệ thống
nhưng chưa được nghiên cứu khai thác.
Xuất phát từ những lý do nêu trên, để từng bước hiện đại hóa hệ thống
điện, các nghiên cứu về các chuẩn truyền tin, các giải pháp tích hợp hệ thống
điều khiển dựa trên các chuẩn truyền tin và vấn đề khai thác hệ thống thông
tin SCADA/DMS để phục vụ mục đích tính tốn tự động hóa lưới điện là hết
sức cần thiết.


-21.2 Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn
Xuất phát từ thực tế yêu cầu đặt ra, luận tập trung thực hiện những mục tiêu
và nhiệm vụ sau:
- Ứng dụng SCADA trong hệ thống điện, vai trò và xu thế phát triển của hệ
thống SCADA
- Nghiên cứu hệ thống các chuẩn truyền tin sử dụng trong công nghiệp, đặc
biết là các chuẩn truyền tin sử dụng trong ghép nối, tích hợp hệ thống điều
khiển trạm và hệ thống SCADA.
- Các giải pháp tích hợp hệ thống SCADA cho các trạm biến áp. Áp dụng
tích hợp hệ thống SCADA cho trạm E1.17 Bắc Thăng Long.
- Khai thác hệ thống thông tin SCADA/DMS trong tính tốn, điều khiển tự
động hệ thống lưới điện phân phối. Áp dụng triển khai cho tuyến đường
dây 477 E8 Bờ Hồ đi 486 E9 Nghĩa Đô.
1.3 Phạm vi nghiên cứu
Nghiên cứu trong luận văn này dựa trên các tài liệu giảng dạy của ngành

điện tại các trường đại học, các tạp chí khoa học và các cơng trình nghiên cứu
thạc sĩ, tiến sĩ khoa học trong và ngoài nước. Phạm vi nghiên cứu xoay quanh
các giải pháp tích hợp hệ thống SCADA và vấn để khai thác hệ thống thơng
tin trong hệ thống SCADA/DMS trong tính tốn điều khiển hệ thống điện.
1.4 Phương pháp nghiên cứu
- Nghiên cứu các chuẩn truyền tin và đưa ra giải pháp tích hợp SCADA
cho các trạm biến áp.
- Sử dụng hệ thống phần mềm SCADA tại trung tâm Điều độ Hệ thống
điện Hà Nội để thực các nghiên cứu tính tốn điều khiển tự động các
thiết bị trên lưới.


-31.5 Điểm mới của luận văn
- Khai thác các chuẩn truyền tin trong ứng dụng tích hợp hệ thống thơng
tin, điều khiển.
- Ứng dụng hệ thống thông tin và số liệu tính tốn hiệu năng cao trong
hệ thống SCADA để thực thi các bài toán điều khiển nhanh trong hệ
thống điện.
1.6 Giá trị thực tiễn của luận văn
Luận văn đã đề cập đến ứng dụng SCADA trong hệ thống điện và xu thế
phát triển của hệ thống SCADA/DMS. Dựa vào các nghiên cứu về chuẩn
truyền tin để đưa ra các giải pháp tích hợp hệ thống SCADA cho các trạm
biến áp trong điều kiện các thiết bị sử dụng của các nhà sản xuất khác nhau,
hỗ trợ các chuẩn truyền thông khác nhau.
Vấn đề khai thác cơ sở dữ liệu, thông tin trong hệ thống SCADA/DMS
hiện đang rất được quan tâm. Việc ứng dụng hệ thống thông tin và số liệu tính
tốn hiệu năng cao trong hệ thống SCADA để thực thi các bài toán điều khiển
nhanh trong hệ thống điện có ý nghĩa rất lớn trong việc tự động hóa lưới điện
và nâng cao chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện.
1.7 Bố cục của luận văn

Luận văn được trình bày trong 7 chương.
Chương 1: Giới thiệu luận văn
Chương 2: Hệ thống SCADA và các ứng dụng quản lý, điều khiển trong hệ
thống điện
Chương 3: Mạng thông tin trong hệ thống điện và các giao thức truyền
thông công nghiệp
Chương 4: Các giải pháp tích hợp hệ thống SCADA cho trạm biến áp


-4Chương 5: Áp dụng tích hợp hệ thống SCADA cho trạm biến áp E1.17 Bắc
Thăng Long
Chương 6: Khai thác hệ thống tin SCADA/DMS tính tốn điều khiển lưới
phân phối
Chương 7: Kết luận, kiến nghị
Các phụ lục và tài liệu tham khảo


-5-

CHƯƠNG 2
HỆ THỐNG SCADA VÀ CÁC ỨNG DỤNG QUẢN LÝ
ĐIỀU KHIỂN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1 TỔNG QUAN VỀ CÁC HỆ THỐNG QUẢN LÝ VÀ ĐIỀU KHIỂN
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1.1. Vai trị và mơ hình của hệ thống thơng tin trong hệ thống điện
Trong hệ thống điện có rất nhiều các thiết bị đã gần đạt hoặc vượt quá vòng
đời làm việc của mình và cũng có nhiều thiết bị với công nghệ mới cần được
đưa vào hoạt động để đáp ứng những yêu cầu kỹ thuật ngày càng cao. Để có
thể nâng cao hiệu quả hoạt động của các thiết bị hiện có và cả những thiết bị
mới cần phải nắm được hiện trạng của hệ thống điện cũng như phải dự đoán

trước được định hướng phát triển trong tương lai. Các thiết bị giám sát, điều
khiển và bảo vệ tạo thành một hệ thống hoạt động phục vụ cho mục đích này.
Trong những phần tiếp theo dưới đây, thuật ngữ "hệ thống điện" được dùng
để chỉ tập hợp các thiết bị cấu tạo nên hệ thống sản xuất, truyền tải và phân
phối điện năng, "I&C" (Instrumentation and Control) được dùng để chỉ cho
tập hợp các thiết bị giám sát, điều khiển và bảo vệ hệ thống điện. Còn "IEDs"
(Intelligent Electronic Devices) dùng để chỉ các thiết bị điện tử thơng minh
thường được dùng trong các mục đích bảo vệ, đo lường và lưu giữ sự kiện.
Theo cách truyền thống, thông tin về các thiết bị trong hệ thống điện được
thu nhập thông qua giám sát hay kiểm tra bằng tay (manual) hoặc thông qua
các bản ghi sự cố. Việc giám sát và chuẩn đoán hoạt động các thiết bị hiện
nay mới chỉ được xem xét một cách định kỳ mà rất ít khi được cập nhật tự
động (automatic). Nếu phát hiện ra lỗi, các hoạt động bảo dưỡng sẽ được ghi
nhớ và tiến hành như là một phần của kế hoạch bảo dưỡng định kỳ tiếp theo.
Có nghĩa là các hoạt động bảo dưỡng đối với thiết bị được quyết định và tiến


-6hành một cách chủ quan mà không quan tâm tới tình trạng hiện tại cấp thiết
của thiết bị. Các hoạt động bảo dưỡng định kỳ như vậy cũng thường tiêu tốn
một lượng ngân sách không nhỏ. Đôi khi do nguồn thơng tin thu nhập khơng
chính xác, các hoạt động bảo dưỡng sẽ bị áp dụng sai mục đích.
Trên thực tế, thơng tin thu nhận được từ hệ thống tích hợp của các IEDs có
thể phục vụ cho rất nhiều mục đích của hệ thống điện trong đó có việc giám
sát. Dữ liệu phục vụ cho việc chuẩn đốn có thể là thơng tin về tình trạng vận
hành như giá trị đo lường, trạng thái hay các tham số của các thiết bị như tình
trạng làm việc của máy cắt, máy biến áp. Dữ liệu phục vụ cho phân tích hệ
thống điện có thể là các bản ghi (ví dụ từ rơle số) phản ánh phản ứng của hệ
thống điện trước các sự cố, theo thời gian. Chúng cũng bao gồm cả các báo
cáo sự kiện hay chuỗi các sự kiện (sequential events). Hiện nay nguồn dữ liệu
này chưa được khai thác triệt để cho mục đích vận hành hệ thống điện.

Ta nhận thấy rằng năng lực vận hành hệ thống điện cũng như giá thành cho
nó phụ thuộc vào khả năng thu nhận và xử lý nguồn thông tin một cách tức
thời. Thơng tin địi hỏi phải được cập nhật hết sức thường xuyên, 24 giờ trong
ngày, bảy ngày trong tuần... và phải có một hệ thống tích hợp của các IEDs để
cung cấp nguồn dữ liệu.
Nhiều IEDs được chế tạo để phục vụ cho riêng cho việc giám sát và ghi lại
thông tin của các thiết bị như các bộ đo nhiệt độ máy biến áp và môi trường,
các thiết bị thống kê số lần nhảy của máy cắt... Các IEDs khác được chế tạo
với mục đích chính là đo lường các thông số hoạt động của hệ thống hay bảo
vệ cũng có thể tạo ra và cung cấp những nguồn cơ sở dữ liệu có giá trị. Khi
tích hợp chúng lại trong một hệ thống, các IEDs sẽ phát huy được sức mạnh
và tính kinh tế, giúp hợp lý hóa hệ thống I&C, tạo ra khả năng cho việc bảo
vệ, tự động hóa, điều khiển, giám sát và phân tích hệ thống điện. Trong đó,


-7chức năng giám sát (monitoring) và phân tích (analysis) hệ thống tạo ra 6
dạng cơ sở dữ liệu như sau:
Dữ liệu thiết bị
Dữ liệu về thiết bị là những giá trị đo lường định kỳ của các tham số của hệ
thống điện và các trạng thái thu thập từ thiết bị để phục vụ giám sát một cách
vật lý hệ thống điện, ví dụ như dịng điện hay điện áp của máy biến áp. Dữ
liệu về thiết bị bao gồm các trạng thái riêng biệt, điện áp một chiều và giá trị
analog đầu vào ở mức thấp (low-level).
Dữ liệu về thay đổi trạng thái
Dữ liệu về thay đổi trạng thái, gọi tắt là COS (Change-of-State), thường
được gán nhãn thời gian và được tạo ra khi có một sự thay đổi trạng thái xảy
ra trong hệ thống điện. Dạng dữ liệu này thường được chuyển đến bộ ghi
chuỗi sự kiện dưới dạng một chuỗi các sự kiện SOE (sequence of events). Sở
dĩ được đặt tên như vậy vì dữ liệu sẽ cung cấp các thơng tin về việc gì đã xảy
ra, khi nào, và theo một thứ tự ra sao.

Dữ liệu tính tốn
IEDs căn cứ vào các dữ liệu của thiết bị để tính tốn và cung cấp các giá trị
đo lường dưới dạng analog cho thấy trạng thái hoạt động của hệ thống điện.
Các dữ liệu đo lường được tính tốn định kì này sẽ cho phép theo dõi một
cách tức thời diễn biến của hệ thống. Dữ liệu cũng có thể được tích lũy theo
thời gian, căn chỉnh và lọc. Các giá trị tức thời và tích lũy này được lưu giữ
bởi các IEDs sẽ tạo ra một cơ sở dữ liệu quá khứ (Historical Data) phục vụ
cho nhiều mục đích sau này của hệ thống (ví dụ cung cấp đồ thị phụ tải và
phụ tải đỉnh của một khu vực).
Dữ liệu chuẩn đoán
Hệ thống rơle bảo vệ và thiết bị giám sát IEDs lưu giữ các thông tin về quá
trình hoạt động của thiết bị trong hệ thống điện để phục vụ cho việc phân tích.


-8Thơng tin có thể là tổng số lần hoạt động, tần suất sử dụng, dòng điện cắt của
máy cắt ... Thêm nữa, các quá trình tự kiểm tra trong nội tại IEDs cũng tạo ra
nguồn thơng tin về chính q trình hoạt động của IEDs.
Dữ liệu chuẩn đốn này cung cấp những thông tin cần thiết về chất lượng
của hệ thống điện và của cả hệ thống I&C. Hơn nữa, với việc lưu giữ và sử
dụng các dữ liệu chuẩn đốn, hệ thống I&C có thể ngay lập tức phát hiện
nguyên nhân gây ra hư hỏng thiết bị, phát ra các cảnh báo hoặc đưa ra các
hoạt động nhằm ngăn chặn những hư hỏng nặng hơn. Điều này giúp cho việc
nhanh chóng sửa chữa hoặc thay thế thiết bị nếu cần thiết.
Dữ liệu quá khứ
Các IEDs lưu giữ các dữ liệu thu thập được để cung cấp thông tin về phản
ứng của hệ thống điện theo thời gian và với những hiện tượng xảy ra. Kiểu dữ
liệu này bao gồm các thông tin mô tả hệ thống, các sự kiện, các bản ghi chuỗi
sự kiện SER (Sequential events recorder), chất lượng điện năng và thông tin
về bảo vệ rơle. Một lệnh đồng bộ về thời gian từ trung tâm điều khiển sẽ cho
phép các thiết bị trong hệ thống có cùng một giá trị thời gian, phục vụ cho

việc gán nhãn thời gian (time stamp).
Dữ liệu quá khứ cho phép các hoạt động phân tích hệ thống điện và cả hệ
thống I&C để hợp lý hóa và nâng cao thiết kế hệ thống. Thêm vào đó, việc
các giá trị được lưu giữ một cách định kỳ còn giúp cho việc định hướng và
phát hiện các nguyên nhân hư hỏng thiết bị và các cấu hình khơng hợp lý.
Thường thì dữ liệu quá khứ lưu giữ dưới dạng các báo cáo và các báo cáo
này có thể được kết nối đến các thiết bị khác một cách tự động hay theo yêu
cầu để phục vụ cho các quá trình từ xa. Những báo cáo này có thể có dung
lượng rất lớn và địi hỏi một khoảng thời gian khơng nhỏ để truyền tải.
Dữ liệu cài đặt
Dữ liệu cài đặt được sử dụng để cấu hình cho phần mềm của các IEDs nhằm


-9thực hiện các chức năng tối ưu hóa cho các chương trình ứng dụng. Thêm vào
đó, dữ liệu cài đặt sẽ thiết lập các ngưỡng cho các sự kiện và trạng thái khởi
động cho các bản ghi sự kiện SER.
Các thơng tin cài đặt thường được tính tốn và lưu trữ từ xa trước khi truyền
đến các IEDs thông qua các kênh liên lạc. Chúng thường cần phải được thể
hiện và kết hợp với các dữ liệu khác tạo ra bởi các IEDs. Ví dụ như tỷ số biến
dịng hay là giá trị trở kháng của đường dây.
2.1.2. Các hệ thống quản lý mạng (Network Manager)
2.1.2.1. Khái niệm chung
Các hệ thống quản lý mạng trong Hệ thống điện cung cấp những nền tảng
cơ sở cho việc xây dựng các hệ thống quản lý và điều khiển các quá trình của
hệ thống điện. Có thể kể đến: Hệ thống quản lý Năng lượng EMS (Energy
Management System); Hệ thống tự động phân phối DA (Distribution
Automation); Hệ thống giám sát điều khiển và thu nhập số liệu SCADA
(Supervisory Control And Data Acquisition).
Hệ thống quản lý mạng cung cấp khả năng điều khiển trải rộng trên tất cả
các quá trình sản xuất, truyền tải và mạng lưới phân phối điện năng. Các hệ

thống quản lý SCADA/EMS/DMS có mặt trong hầu hết các trung tâm điều
khiển. Nó cho phép các trung tâm điều khiển kết nối liên lạc với các trung tâm
máy tính khác đồng thời tích hợp các máy tính để phục vụ điều khiển tại các
nhà máy điện, trạm biến áp. Việc tích hợp giữa các hệ thống như vậy khiến
cho việc truy nhập và tìm kiếm dữ liệu cần thiết trở nên hết sức nhanh chóng
và dễ dàng. Do đó có thể giúp cho hệ thống điện được vận hành an toàn và tối
ưu hoá.
2.1.2.2. Hệ thống quản lý năng lượng EMS
Hệ thống EMS cho phép thực hiện nhiệm vụ tối ưu hố hệ thống phân phối
năng lượng, giảm thiểu chi phí hoạt động đồng thời vẫn duy trì được mức độ


- 10 an toàn và bảo mật. Chức năng của một hệ thống EMS bao gồm: Decision
Support; Lập kế hoạch phát và Điều khiển; Giám sát hệ thống và Đánh giá độ
an toàn; Nâng cao hoạt động của hệ thống dựa trên việc tối ưu hố trào lưu
cơng suất. Nó cũng cung cấp cả khả năng dự báo theo yêu cầu.
2.1.2.3. Hệ thống điều khiển giám sát SCADA
Hệ thống SCADA là hệ thống giám sát điều khiển và thu nhập dữ liệu.
Chức năng thu nhập dữ liệu cung cấp khả năng tích hợp một cách linh hoạt
với việc điều khiển các phần tử của hệ thống điện, tạo mối liên kết với các
thiết bị đầu cuối RTUs và các trung tâm điều khiển tại trạm. Chức năng giám
sát (Monitoring and Event Processing) phân loại các trạng thái của các phần
tử trong hệ thống. Chức năng điều khiển bao gồm có các lệnh On/Off, điều
khiển và thiết lập các giá trị đặt. Chức năng liên động được kết hợp với chức
năng điều khiển cho phép tối ưu hoá và tăng độ an toàn. Chức năng lưu trữ
(Archiving) cung cấp cho người sử dụng khả năng lưu trữ được các dữ liệu
của hệ thống. Nhân viên điều hành có thể tạo ra các báo cáo dưới dạng các
biểu đồ hoặc thực hiện các chương trình tính tốn dựa trên các dữ liệu đã
được lưu này.
Các giao diện người máy HMI (Human Machine Interface) cho phép nhân

viên điều hành có thể quan sát được tồn bộ hệ thống với các cơng cụ hết sức
quen thuộc của máy tính như chuột, bàn phím, loa… Kết quả là sẽ nâng cao
được khả năng tương tác với hệ thống.
2.1.2.4 Hệ thống quản lý phân phối DMS
Hệ thống DMS (Distribution Management System) cung cấp cho người vận
hành khả năng phân tích đối với lưới điện phân phối. Nó căn cứ vào các biểu
đồ phụ tải để thể hiện các trạng thái của hệ thống. Tính tốn trào lưu công
suất cho phép đánh giá được giá trị điện áp và dịng cơng suất chạy qua mỗi
đường dây. Chức năng Outage Management và Service Restoration cho phép


- 11 quản lý và thơng báo chính xác vị trí nơi đang xảy ra sự cố và nơi đang có
hoạt động sửa chữa. Chức năng quản lý phụ tải tạo điều kiện thuận lợi cho
việc san bằng đồ thị phụ tải. Chức năng đo lường từ xa làm cho các hoạt động
đo lường được tiến hành thường xuyên với độ chính xác cao hơn.
2.1.2.5 Hệ thống tự động phân phối DA (Distribution Automation)
Khái niệm hệ thống tự động phân phối DA là một khái niệm chung để chỉ
cho tất cả các hệ thống tự động, điều hành phân phối cũng như bao trùm tất cả
các chức năng từ bảo vệ cho đến SCADA và kết hợp với các ứng dụng của
công nghệ thông tin (IT). DA cho phép kết hợp tự động hoá tại chỗ, điều
khiển từ xa đối với các phần tử trong hệ thống điện và ra các quyết định nhằm
nâng cao tính linh hoạt và hoạt động có hiệu quả của hệ thống điện phân phối.
Trên thực tế, với khái niệm DA có hai khái niệm riêng biệt vẫn được sử
dụng trong cơng nghiệp nói chung và hệ thống điện nói riêng.
Hệ thống DA thường đi kèm với hệ thống DMS và bao gồm các thiết bị có
khả năng điều khiển từ xa tại các trạm biến áp và mức lộ đường dây (ví dụ
máy cắt, tủ RMU, Reclosers...), hệ thống tự động phân phối tại các thiết bị
này và cơ sở hạ tầng thông tin liên lạc. Một hệ thống tự động phân phối có thể
chia ra thành hai lĩnh vực đó là: Tự động hoá trạm SA (Substation
Automation) và Tự động hoá đường dây FA (Feeder Automation). Hệ thống

SA giám sát và điều khiển tự động hoá trong nội bộ một trạm biến áp trong
khi đó FA đảm nhiệm với các thiết bị ở ngoài trạm, như các máy cắt, trạm
khách hàng (cấp điện áp trung và hạ) khi chúng được đặt dưới quyền điều
khiển từ xa.


- 12 2.2 TÌM HIỂU VỀ ỨNG DỤNG SCADA TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
2.2.1 Các chức năng của một hệ thống SCADA
Thông thường một hệ thống SCADA trong hệ thống điện có các chức
năng tuỳ thuộc vào yêu cầu cụ thể của một dự án. Tuy nhiên những chức năng
cơ bản và mang tính phổ biến bao gồm những chức năng sau:
2.2.1.1 Chức năng thu nhập dữ liệu (Data acquisition)
Với SCADA, những thông tin cơ bản của hệ thống tại các khâu sản xuất,
truyền tải và phân phối điện năng được thu nhập bởi các thiết bị đặt tại hiện
trường và các thiết bị điều khiển được đặt tại các trung tâm điều khiển. Dữ
liệu cũng có thể là truy nhập bằng tay hoặc được tính tốn và đều được coi
như là dữ liệu được tự động thu nhập. Ví dụ như kỹ sư điều hành có thể nhập
dữ liệu mà khơng cần phải có các thiết bị thu nhập sau khi đã nhận được
thông tin từ các nguồn khác như là điện thoại, fax hoặc là các dạng báo cáo
khác.
Dữ liệu tính tốn

S1
E1
S2

If
S1=ON then
E1 = ON
Else

E1 = OFF

Tự động thu
nhập dữ liệu

Cơ sở
dữ liệu

RTU

`

Nhập dữ liệu

A

kWh

Dữ liệu từ trạm

Hình 2.1 Mơ hình thu thập dữ liệu trong hệ thống điện


- 13 2.2.1.2 Chức năng chỉ thị trạng thái (Status indications)
Trạng thái của các thiết bị tại hiện trường, tín hiệu cảnh báo và các loại tín
hiệu khác được gọi là các chỉ thị trạng thái. Các tín hiệu chỉ thị trạng thái này
được kết nối đến các board kỹ thuật số đầu vào (digital input) của các RTU.
Thông thường có cả loại tín hiệu một bit (single bit) và tín hiệu 2 bit (double
bit). Cũng có những trường hợp người ta dùng 3 bit để chỉ thị trạng thái nếu
có hiện tượng Đóng-Mở-Đóng liên tiếp xảy ra, ví dụ như khi máy cắt tự động

đóng lại.
RTU (IEDs)
Master Station
(NC, RTU)

Chỉ thị 1 bit
Bộ xử lý

Chỉ thị 2 bit
Đầu vào trạng thái

`
Binary Board

Data Engineering

Hình 2.2 Sơ đồ kết nối hiển thị trạng thái trong hệ thống SCADA
2.2.1.3 Chức năng đo lường
Các giá trị đo lường của các loại tín hiệu đầu vào khác nhau được thu nhập
bởi các RTU. Thường có hai loại giá trị đo lường chủ yếu là:
- Giá trị tương tự (analog), được biến đổi thông qua các bộ biến đổi tương
tự/Số (A/D) để chuyển đổi thành dạng số.
- Giá trị đo lường dạng số.
Các giá trị dạng số sẽ được truyền về trung tâm điều khiển trong mỗi một
chu kỳ quét của RTU đối với các board analog đầu vào. Các giá trị đo này còn
phải được can chỉnh lại trước khi được hiển thị phục vụ cho công tác điều
hành hay dùng cho các ứng dụng tính tốn khác. Việc can chỉnh các giá trị đo


- 14 analog, thường dưới dạng tuyến tính nhưng đơi khi cả dưới dạng phi tuyến,

được thực hiện bởi một thiết bị tiền xử lý đặt tại trung tâm điều khiển. Trong
một số trường hợp, các giá trị đo lường này được lưu vào cơ sở dữ liệu của hệ
thống sau đó mới được can chỉnh khi chúng được truy suất để phục vụ cho
một ứng dụng nào đó.
RTU

3 pha
0-10 mA

0-5A

0-2000A
AD

~
−

Hình 2.3 Sơ đồ chức năng đo lường các giá trị tương tự
Các giá trị đo lường được phục vụ để thiết lập các báo dưới dạng các đồ
thị. Ví dụ như biểu đồ cơng suất, dịng điện của các lộ đường dây trong
ngày... Ngoài ra, các giá trị đo lường cũng thường được kết hợp với các thuật
toán khác nhau để thực hiện các phép ngoại suy, ví dụ phục vụ cho việc dự
báo phụ tải cho công tác điều độ.
2.2.1.4 Chức năng giám sát và báo cáo (Reports).
Với SCADA, các dữ liệu quá trình thu nhập được sẽ thường xuyên được
giám sát tự động để đảm bảo các thơng số hệ thống như điện áp, dịng điện…
nằm trong phạm vi cho phép. Các giá trị đo lường được giám sát để phục vụ
cho việc báo cáo cũng như thiết lập các bản ghi phục vụ cho việc phân tích sự
cố. Cịn các giá trị chỉ thị trạng thái được giám sát để theo dõi kịp mọi sự thay
đổi của hệ thống, đôi khi chúng được gán nhãn thời gian bởi các RTU. Các sự

thay đổi trạng thái và giá trị đo lường này sẽ được tổng hợp thành các báo cáo