Luận văn thạc sĩ ứng dụng phần mềm SYS500 DMS600 để phân tích nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối tỉnh thừa thiên huế

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ TRƯƠNG NGUYÊN HÙNG

ỨNG DỤNG PHẦM MỀM SYS500/DMS600 ĐỂ PHÂN TÍCH VÀ
NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TỈNH THỪA THIÊN HUẾ
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ TRƯƠNG NGUYÊN HÙNG

ỨNG DỤNG PHẦM MỀM SYS500/DMS600 ĐỂ PHÂN TÍCH VÀ
NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TỈNH THỪA THIÊN HUẾ
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số: 852.02.01

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS Lê Kim Hùng

Đà Nẵng - Năm 2019

MỤC LỤC

Trang phụ bìa
Lời cam đoan
Mục lục
Tóm tắt luận văn
Danh mục các chữ viết tắt
Danh mục các hình
Danh mục các bảng
MỞ ĐẦU
CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VÀ ĐÁNH GIÁ VỀ HỆ THỐNG
SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ...................3
1.1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC
THỪA THIÊN HUẾ............................................................................................. 3
1.1.1 Phương thức truyền thông....................................................................4
1.1.2 Giao thức truyền thông........................................................................ 4
1.1.3 Thiết bị đầu cuối từ xa – R U (Remote Terminal Unit)......................5
1.1.4 Thiết bị chính tại Phịng điều khiển trung tâm.....................................6
1.1.5 Các phần mềm của hệ thống................................................................ 7
1.1.6 Khả năng mở rộng của hệ thống SCADA............................................7
1.2 ĐÁNH GIÁ VIỆC KHAI THÁC HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI CÔNG
TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ....................................................................7
1.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG...................................................................................9
CHƯƠNG II: GIỚI THIỆU PHẦN MỀM SCADA/DMS VÀ TÌM HIỂU
CÁC CHỨC NĂNG CHÍNH CỦA DMS........................................................10
2.1 PHẦN MỀM SCADA...................................................................................10
2.2 PHẦN MỀM DMS........................................................................................24

2.2.1 Giao diện vận hành............................................................................ 24
2.2.2 Các chức năng chính..........................................................................25
2.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG.................................................................................36
CHƯƠNG III: TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH LĐPP THỪA THIÊN HUẾ....37
3.1 XÂY DỰNG CƠ SỞ DỮ LIỆU CHO PHẦN MỀM DMS..........................37
3.2 XÂY DỰNG LƯỚI ĐIỆN THỰC TẾ..........................................................46
3.3 PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH CƠ BẢN CỦA LƯỚI ĐIỆN THỪA THIÊN
HUẾ.................................................................................................................... 53


3.4TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH LƯỚI ĐIỆN TỈNH THỪA THIÊN HU

3.4.1Quản lý cấu trúc

3.4.2Tính tốn và phâ

3.4.3Quản lý sự cố ....

3.4.4Lập kế hoạch cắt

3.4.5Đánh giá, đề xuấ

3.5KẾT LUẬN CHƯƠNG......................................................................
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
TÀI LIỆU THAM KHẢO
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN


ỨNG DỤNG PHẦM MỀM SYS500/DMS600 ĐỂ PHÂN TÍCH NÂNG CAO HIỆU
QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THỪA THIÊN HUẾ

Học viên: Hà Trương Nguyên Hùng
Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K34

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN

Tóm tắt - Đề án phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) tại Việt Nam theo quyết định
1670/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2012 với mục tiêu tổng quát là Phát triển lưới điện
thông minh với công nghệ hiện đại để nâng cao chất lượng lưới điện, phát triển kinh tế. Để
đáp ứng mục tiêu trên, một trong những giải pháp được đưa ra trong lộ trình Phát triển lưới
điện mình là triển khai hồn chỉnh hệ thống SCADA/DMS tại các Công ty Điện lực.
Với việc đầu tư trang bị hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế,
tìm hiểu hệ thống SCADA/DMS, làm chủ cơng nghệ là rất quan trọng, đặc biệt tập trung vào
việc khai thác các chức năng của DMS để tính tốn, phân tích lưới điện để nâng cao năng lực
quản lý vận hành, xây dựng cấu trúc lưới điện hợp lý, nâng cao ĐTTCCĐ cho lưới điện Công
ty Điện lực Thừa Thiên Huế là một việc rất cần thiết. Nghiên cứu này với mục đích tìm hiểu,
sử dụng thành thục phần mềm SCADA/DMS vào việc giám sát, phân tích lưới điện để có cái
nhìn tổng quan về lưới điện thực tế tại Cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế, để nâng cao hơn
nữa hiệu quả vận hành LĐPP tại Cơng ty.
Từ khóa - SCADA/DMS, Lưới điện thông minh, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế, GIS, Dự
báo phụ tải, phân tích lưới điện.
USE SYS500/DMS600 FOR ANALYSIS AND IMPROVING OPERATING
EFFICIENCY IN THUA THIEN HUE DISTRIBUTING NETWORK
Abstract - Smart Grid development project in Vietnam according to Decision 1670/QD-TTg
dated November 8, 2012 with the overall goal of developing smart grid with modern
technology to improve the quality of power grids, economic development. To meet the above
goal, one of the solutions given in the Grid Development Plan is to fully deploy the
SCADA/DMS system at Power Companies of EVN.
With the investment in equipping SCADA/DMS system at Thua Thien Hue Power
Company, it is important to learn SCADA/DMS system, knowing deeply the technology of

SCADA/DMS, especially focusing on exploiting the functions of DMS to calculate and
analyze the power grid to improve the capacity of operation management, power reliability,
improve the grassroots electricity market for the electrical grid of Thua Thien Hue Power
Company is a very necessary task. This research aims to understand and master the use of
SCADA/DMS software in the monitoring and analysis of the grid to get an overview of the
actual grid at Thua Thien Hue Power Company, in order to further improve the operating
efficiency of Thua Thien Hue Power Network.
Keywords - SCADA/DMS, Smart Grid, Thua Thien Hue Power Company, GIS, Load
forecast, Network Analysis.


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
SCADA
- Supervisory Control And Data Acquisition,
hệ thống điều
khiển giám sát và thu thập dữ liệu
DMS
- Distribution Management System, Hệ thống quản lý LĐPP
NIT
- Network Import Tool, công cụ import dữ liệu vào DMS
LĐPP
- Lưới điện phân phối
ĐTCCCĐ
- Độ tin cậy cung cấp điện
PCTTH
- Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế
LBS
- Load break Switch, dao cắt có tải
OLTE
- Optical line Terminal, thiết bị đầu cuối cáp quang

PCM
- Pulse code Module, thiết bị mã hõa xung.
RTU
- Remote terminal Unit, thiết bị đầu cuối
RMU
- Ring Main Unit, thiết bị đóng cắt mạch vịng.
HMI
- Human Machine Interface, giao diện Người - Máy
DCL/DTĐ
- Dao cách ly/Dao tiếp đất
MC
- Máy cắt
CB
- Circuit Breaker/ Máy cắt, aptomat
BCU
- Bay Control Unit
MV/LV
- Medium Voltage/ Low Voltage, Trung thế/Hạ thế (MBA)
HV/MV
- High Voltage/Medium Voltatge, Cao thế/Trung thế (MBA)


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.1: Cấu trúc hệ thống SCADA/DMS..........................................................3
Hình 1.2: Mơ hình kết nối RTU với hệ thống SCADA........................................ 6
Hình 2.1: Màn hình HMI.................................................................................... 12
Hình 2.2: Các cửa sổ trên giao diện HMI........................................................... 13
Hình 2.3: Tiêu đề cửa sổ..................................................................................... 13
Hình 2.4: Khu vực hiển thị thơng tin cảnh báo...................................................14
Hình 2.5: Sơ đồ giám sát truyền thơng các TBA 110kV.....................................15

Hình 2.6: Sơ đồ 1 sợi tại TBA 110kV.................................................................16
Hình 2.7: Ngăn xuất tuyến TBA.........................................................................17
Hình 2.8: Ngăn MC tổng.....................................................................................18
Hình 2.9: Giám sát máy biến áp..........................................................................19
Hình 2.10: Màn hình giám sát Rơ-le F87........................................................... 20
Hình 2.11: Màn hình giám sát hệ thống nguồn AC.............................................21
Hình 2.12: Màn hình giám sát hệ thống nguồn DC............................................22
Hình 2.13: Màn hình giám sát truyền thơng của các thiết bị IED.......................23
Hình 2.14: Màn hình giám sát báo cháy, chống xâm nhập.................................23
Hình 2.15: Hiển thị sơ đồ một sợi trên lưới điện và tại TBA..............................25
Hình 2.16: Tiến trình xử lý của chức năng quản lý sự cố................................... 35
Hình 3.1: Dữ liệu từ ArcGIS...............................................................................37
Hình 3.2: Dữ cập nhật từ excel........................................................................... 37
Hình 3.3: Yêu cầu bắt điểm trên lưới điện..........................................................38
Hình 3.4: Yêu cầu bắt điểm trên lưới..................................................................38
Hình 3.5: Mơ tả việc cập nhật dữ liệu lưới điện vào DMS.................................39
Hình 3.6: Mơ tả liên kết CSDL SQL và dữ liệu đầu vào.................................... 40
Hình 3.7: Lưới điện trên ArcGIS sau khi đã biên tập......................................... 47
Hình 3.8: Bảng thuộc tính lớp đường dây 22kV.................................................47
Hình 3.9: Bảng thuộc tính của lớp Recloser....................................................... 49
Hình 3.10: Bảng thuộc tính lớp MBA phân phối................................................50
Hình 3.11: Cơng cụ Network Import Tool.......................................................... 51
Hình 3.12: Lưới điện sau cập nhật vào DMS600 WS.........................................52
Hình 3.13: Sơ đồ một sợi TBA 110kV E7 trên DMS..........................................52


Hình 3.14: Dữ liệu thuộc tính MBA lưu vào CSDL của DMS........................... 53
Hình 3.15: Dữ liệu thuộc tính dây dẫn lưu vào CSDL của DMS.......................53
Hình 3.16: Tơ màu lưới điện các xuất tuyến.......................................................56
Hình 3.17: Tìm hướng từ tải đến nguồn và ngược lại.........................................57

Hình 3.18: Bảng kết quả tính trào lưu cơng suất và ngắn mạch.........................57
Hình 3.19: Hiển thị mức mang tải các xuất tuyến...............................................58
Hình 3.20: Hiển thị tổn thất điện áp theo xuất tuyến..........................................59
Hình 3.21: Hiển thị phối hợp BVRL trên XT 471.............................................. 61
Hình 3.22: Bảng đề xuất cơ lập sự cố................................................................. 62
Hình 3.23: Bảng tổng hợp mất điện....................................................................62
Hình 3.25: Báo cáo mất điện khi thực hiện thao tác mẫu................................... 63
Hình 3.26: Kết quả mơ phỏng việc thao tác theo kế hoạch................................ 63


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 3.1: Mô tả dữ liệu dây dẫn.........................................................................40
Bảng 3.2: Mô tả dữ liệu MBA nguồn..................................................................41
Bảng 3.3: Mô tả dữ liệu thông số ngắn mạch đầu nguồn....................................44
Bảng 3.4: Mô tả dữ liệu MBA phân phối............................................................44
Bảng 3.5 Thông số đường dây xây dựng trên file Excel.....................................48
Bảng 3.6 Thư viện FCO xây dựng trên file Excel.............................................. 49
Bảng 3.7 Dữ liệu phụ tải xây dựng trên file Excel..............................................50
Bảng 3.8 Kết quả tính tốn cơng suất các xuất tuyến TBA 110kV E7...............57
Bảng 3.9 Kết quả tính tốn điện áp tại các XT TBA 110kV E7..........................59
Bảng 3.10 Kết quả tính tốn ngắn mạch tại các XT TBA 110kV E7..................61


MỞ ĐẦU
1.

Lý do lựa chọn đề tài

Đề án phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) tại Việt Nam theo
quyết định 1670/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2012 với mục tiêu tổng quát là

Phát triển lưới điện thông minh với công nghệ hiện đại nhằm nâng cao chất
lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện; góp phần trong cơng tác quản lý nhu
cầu điện, khuyến khích sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả; tạo điều kiện
nâng cao năng suất lao động, giảm nhu cầu đầu tư vào phát triển nguồn và lưới
điện; tăng cường khai thác hợp lý các nguồn tài nguyên năng lượng, đảm bảo an
ninh năng lượng quốc gia, góp phần bảo vệ mơi trường và phát triển kinh tế - xã
hội bền vững [3]. Để đáp ứng mục tiêu trên, một trong những giải pháp được
đưa ra trong lộ trình Phát triển lưới điện thơng minh là triển khai hồn chỉnh hệ
thống SCADA/DMS tại các đơn vị.
Hệ thống SCADA/DMS là công cụ hỗ trợ đắc lực cho công tác quản lý,
vận hành cũng như phân tích, đánh giá lưới điện phân phối (LĐPP). Được đưa
vào vận hành năm 2010, hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện lực Thừa
Thiên Huế đã góp phần nâng cao năng lực vận hành lưới điện tại Công ty. Việc
giám sát các thông số lưới điện theo thời gian thực (trạng thái thiết bị, dòng
điện, điện áp .v.v.) cũng như điều khiển thao tác thiết bị từ xa giúp cho Điều độ
viên đánh giá được tình hình và linh hoạt trong việc thay đổi kết cấu lưới phù
hợp với tình hình. Tuy nhiên, việc ứng dụng hệ thống SCADA/DMS tại Công ty
Điện lực Thừa Thiên Huế chỉ mới tập trung vào việc giám sát, thao tác các thiết
bị trên lưới điện mà chưa khai thác hết tính năng DMS vào việc phân tích và tự
động hóa lưới điện.
Để khai thác tính năng DMS của hệ thống, tìm hiểu hệ thống
SCADA/DMS là rất quan trọng, đặc biệt tập trung vào các chức năng DMS để
tính tốn, phân tích lưới điện để nâng cao năng lực quản lý vận hành, xây dựng
cấu trúc lưới điện hợp lý, nâng cao ĐTTCCĐ cho lưới điện Công ty Điện lực
Thừa Thiên Huế.
2.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu.

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là hệ thống SCADA/DMS - Công ty

Điện lực Thừa Thiên Huế.
1


Phạm vi nghiên cứu của đề tài là ứng dụng các chức năng của hệ thống
SCADA/DMS để tính tốn và phân tích lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế.
3.

Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu.
Mục tiêu:

Nắm vững việc ứng dụng phần mềm SCADA/DMS và các module hỗ trợ
để tính tốn, phân tích và nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện tỉnh Thừa
Thiên Huế.
Nhiệm vụ nghiên cứu:
- Tìm hiểu về cấu trúc hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện Thừa
Thiên Huế.
Nhận xét đánh giá về phần mềm SCADA/DMS và xây dựng CSDL cho
lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế.
4.

Tính tốn phân tích lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế.
Đặt tên đề tài:

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nêu trên đề tài được đặt tên: ‘Ứng dụng
phần mềm SYS500/ MS600 để phân tích nâng cao hiệu quả vận hành lưới
điện phân phối tỉnh Thừa Thiên Huế’
5.

Bố cục của đề tài:

Ngoài chương mở đầu và kết luận, luận văn được bố trí thành 3 phần chính

sau:
Chương I: Tổng quan và đánh giá về hệ thống SCADA/DMS tại Công ty
Điện lực Thừa Thiên Huế.
Chương II: Giới phần mềm SCADA/DMS và tìm hiểu các chức năng chính
của DMS.
Chương III: Tính tốn, phân tích lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế.

2


CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VÀ ĐÁNH GIÁ VỀ HỆ THỐNG
SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
1.1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI CÔNG TY ĐIỆN
LỰC THỪA THIÊN HUẾ
Hệ thống SCADA/DMS tại Phịng Điều Độ Cơng ty Điện lực Thừa Thiên
Huế (PCTTH) được đưa vào vận hành từ cuối năm 2009. Trong q trình vận
hành, Cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế đã chủ động thực hiện nhiều phương án
mở rộng hệ thống. Hiện nay, hệ thống thực hiện giám sát điều khiển và thu thập
tín hiệu đo lường của Công ty đã phát triển lên hơn 200 điểm nút, bao gồm: 14
trạm truyền tải và thủy điẹn, 40 trạm kios 22kV, 11 trạm cắt 22kV và trạm TG
35kV và 103 điểm Recloser, 59 LBS trên lưới điện 22 kV Tp Huế.
Cấu trúc của hệ thống như hình 1.1:

A 1 Hình 1.1: Cấu trúc hệ thống SCADA/DMS

Hệ thống bao gồm 02 máy tính Server hoạt động theo chế độ Hot-Stand by,
dự phịng nóng (Hot server và Stand by server) để chạy phần mềm
SCADA/DMS. Tín hiệu truyền thơng từ các trạm và thiết bị thông qua các

đường truyền như 3G, Radio, 4W, hoặc E1 được tập trung tại 02 máy tính FE
(Hot-Standby) từ đó kết nối với hệ thống. Ngồi ra, cịn có 02 máy vận hành
3


(operator 1, operator 2) dùng cho nhân viên vận hành theo dõi, kiểm tra, giám
sát hệ thống điện trên màn hình HMI.
1.1.1 Phương thức truyền thơng
Hệ thống SCADA sử dụng các phương thức truyền thông sau:
Phương thức truyền thông hữu tuyến: phương thức này được sử dụng cho
các trạm truyền tải (E5, E6, E7, Lăng Cô, Cầu Hai, Phú Bài, Phong Điền, Chân
Mây, Đồng Lâm). Trên cơ sở chia sẽ mạng cáp quang của Viettel và FPT, các
thiết bị truyền dẫn quang (OLTE) loại STM1, ghép kênh (PCM) của Công ty.
Phương thức truyền thông vô tuyến: Phương thức này được sử dụng cho
các điểm nút Recloser, LBS và các các trạm cắt 22 kV trên lưới điện. Gồm hệ
thống Radio và hệ thống mạng 3G:
+
Hệ thống radio truyền số liệu (Point to Multiple point), sử dụng băng tần
UHF (400-450 MHz) theo công nghệ của hãng SATEL (Phần Lan).
+
Hệ thống 3G/GPRS sử dụng dịch vụ 3G Office Wan của nhà cung cấp
dịch vụ di động với IP tỉnh được cấp cho các điểm đầu cuối. Thiết lập kênh VPN
với cơ chế bảo mật IPsec hoặc SSH từ các modem đầu cuối đến thiết bị Router
tại Phòng Điều Độ.
1.1.2 Giao thức truyền thông
-

Giao thức truyền thông từ các thiết bị đầu cuối (RTU) đến hệ thống

SCADA được sử dụng là: IEC 60870-5-101 (IEC 101) Unbalanced và IEC

60870-5-104 (IEC 104)
Tại các TBA giao thức DNP3 hoặc Modbus RTU Master được sử dụng để
thu thập tín hiệu trạng thái, các giá trị đo lường của các máy cắt, recloser, các tín
hiệu này được được RTU biên dịch thành giao thức IEC101 để chuyển đến hệ
thống SCADA.
-

Ngoài ra các RTU đều hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-104. Giao thức

IEC104 là phần mở rộng của giao thức IEC 101 với một số thay đổi trong các
dịch vụ truyền thông (lớp vật lý - physical layer và lớp liên kết - link layer).
IEC104 chạy trên nền tảng giao thức TCP/IP kết nối vào mạng LAN với bộ định
tuyến (Router) và các thiết bị mạng khác nhau (ISDN, X.25, Frame Rơ-le..),
đồng thời có thể được sử dụng để kết nối với mạng WAN (Wide Area
mạng). Lớp ứng dụng (application layer) của giao thức IEC104 được định nghĩa
4


giống IEC 101 với các ứng dụng lớn hơn do băng thông truyền dẫn được đảm
bảo. Phương thức truyền dữ liệu qua mạng Ethernet có thể sử dụng theo hình
thức (Point-to-Point) hoặc (Point to MultiPoint), địa chỉ các đối tượng được xác
định theo địa chỉ mạng (Ip) của các thiết bị đầu cuối. Với các đặc điểm trên, giao
thức IEC104 dễ dàng được triển khai cho các giải pháp truyền thông SCADA
của lưới điện phân phối, trên cơ sở hạ tầng Internet công cộng với cơ chế bảo
mật hiệu quả.
Các recloser thế hệ mới (ADVC2 - Schneider) cũng đã hỗ trợ đồng thời hai
giao thức truyền thông IEC101/104, đây là điều kiện thuận lợi cho các giải pháp
kết nối truyền thông mở rộng các điểm Recloser trên lưới.
1.1.3 Thiết bị đầu cuối từ xa – RTU (Remote Terminal Unit)
- Tại các TBA 220kV, 110kV, trạm TG 35/22kV, trạm cắt 22 kV, hệ

thống
SCADA sử dụng RTU loại RTU560CMU04 của ABB kết hợp với các card mở
rộng (Binary Input, Binary Output). Đây là giải pháp RTU tập trung phù hợp với
các TBA có hệ thống điều khiển bảo vệ chưa tích hợp, thiết bị của nhiều hãng
khác nhau.
-

Đối với các trạm trung gian, trạm cắt có khối lượng tín hiệu bé, PCTTH

đang sử dụng loại RTU560 CID11 hoặc CIG10, đây là các dịng RTU gọn nhỏ,
cho phép quản lý số lượng tín hiệu lên đến 500 point, hỗ trợ nhiều giao diện kết
nối.
-

Tại các điểm nút trên lưới sử dụng RTU loại RTU520, đây là loại RTU có

cấu hình nhỏ, phù hợp với các điểm điều khiển có số lượng tín hiệu ít như các
trạm Kios.
-

Đối với các Recloser, LBS hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 60870-5-

101/104, hệ thống SCADA thực hiện phương thức kết nối trực tiếp qua cổng
truyền thông của thiết bị, khơng qua RTU trung gian.
Mơ hình kết nối RTU với hệ thống SCADA được thể hiện theo hình 1.2.
RTU thu thập các tín hiệu từ tủ các tủ RMU, các thiết bị TBA, thiết bị IED
bằng mạch nhị thứ hoặc giao thức truyền thông. RTU được thiết lập mạng nội
bộ từ Modem 3G được kết nối với thẳng về trung tâm điều khiển và giao tiếp
với hệ thống SCADA qua giao thức IEC-104.
5

A 2 Hình 1.2: Mơ hình kết nối RTU với hệ thống SCADA
1.1.4 Thiết bị chính tại Phịng điều khiển trung tâm
Hệ thống máy tính, thiết bị truyền thơng và thiết bị mạng:
Thiết bị truyền thông: PCM, modem 4W, modem Dialup, modem Radio
-

Thiết bị chuyển mạch (FallBackSwitch): FBS

-

Máy tính tiền xử lý (FrontEnd Computer): FE1, FE2

-

Server chính của hệ thống chạy ở chế độ Hot-Standby: SYS1, SYS2

-

Server lưu trữ dữ liệu quá khứ (History Server): HIS

-

Máy tính quản trị (Administrator Computer): ADMIN

-

Máy tính cho điều độ viên vận hành: OPR1, OPR2

-

Máy tính kèm theo hệ thống phóng hình (Projecter)

-

Thiết bị M2M Gateway: thiết lập VPN tunels cho các nodes IEC104

-

Thiết bị đồng bộ thời gian (GPS clock): GPS

-

Thiết bị cảnh báo sự cố (SACO): ALARM

-

Hệ thống máy in laser A4, A3 và A3 màu

-

Hệ thống mạng LAN vòng với 04 Switch: SW1, SW2, SW3, SW4

Hệ thống nguồn Backup:
Nguồn hệ thống SCADA được thiết kế có dự phịng, tồn bộ thiết bị hệ
thống sử dụng qua 02 dàn UPS (2x15 kVA) kết hợp với máy phát dự phịng 20
kVA có chức năng ATS trong vòng từ 5-30 phút.
Hệ thống tủ phân phối (distribution board - MDB, DB2): được thiết kế
với các CB riêng biệt cho từng thiết bị trong hệ thống, và được giám sát chung

qua hệ thống SCADA.
6


1.1.5 Các phần mềm của hệ thống
Hệ thống SCADA sử dụng phần mềm của ABB, phần mềm được cài đặt
trên các SYS Server và máy tính CEF, hỗ trợ biên dịch tất cả các tiêu chuẩn
truyền thông công nghiệp hiện có. Phần mềm thực hiện nhiệm vụ thu thập và
trao đổi dữ liệu với các RTU. Trạng thái thiết bị, các giá trị đo lường đều được
thể hiện dưới giao diện đồ hoạ giúp người vận hành dễ dàng thao tác với thiết bị,
đồng thời tất cả thông tin sự kiện từ thiết bị đến hệ thống đều được đồng bộ theo
đồng hồ chuẩn GPS và được lưu trữ theo trình tự thời gian.
Chương trình quản lý lưới điện phân phối (DMS600) với hệ thống cơ sở
dữ liệu SQL Server liên kết với dữ liệu của SCADA theo phương thức OPC
(OLE for process control). Trong đó tồn bộ dữ liệu lưới điện được thể hiện
dưới dạng bản đồ địa lý (GIS). Trên cơ sở dữ liệu thu thập từ SCADA kết hợp
với dữ liệu tỉnh được nhập vào chương trình thực hiện các tính tốn phân tích
chế độ làm việc của lưới như: tính tốn trào lưu cơng suất, tính tốn điểm mở tối
ưu, tính tốn ngắn mạch, định vị sự cố, dự báo phụ tải, lập kế hoạch vận hành.
1.1.6 Khả năng mở rộng của hệ thống SCADA
Theo thiết kế hệ thống SCADA của PCTTH được thiết kế có khả năng mở
rộng đến 200 % số nút và số tín hiệu. Hiện nay phần cứng hệ thống (số cổng
RS232 và card FBS) đang sử dụng chưa đến 50% dung lượng lắp đặt, tuy nhiên
số line tín hiệu IEC-101 đã sử dụng là 18/18 line. PCTTH đã thực hiện bổ sung
thêm 6 license hệ thống bằng giao thức IEC-104 sử dụng cho các trạm thuộc dự
án mở rộng SCADA trong năm 2015, hiện nay số line IEC-104 cũng đã được
khai thác cho 14 trạm nên khơng có khả năng mở rộng thêm. Bên cạnh đó số
lượng điểm dữ liệu (datapoint) của phần mềm SCADA đã khai thác 4950/6000
datapoint, do đó cần bổ sung các license truyền thông và số lượng datapoints
trong các dự án mở rộng các điểm nút điều khiển của hệ thống

SCADA.
1.2 ĐÁNH GIÁ VIỆC KHAI THÁC HỆ THỐNG SCADA/DMS TẠI
CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
Sau nhiều dự án mở rộng để đáp ứng nhu cầu mở rộng các điểm điều khiển
trên lưới điện phân phối cũng như các TBA và Nhà máy thuỷ điện mới được đưa
vào vận hành, hiện nay quy mô hệ thống SCADA của PCTTH tương đối
7


lớn. Hệ thống đã phát triển lên 218 điểm nút, bao gồm: 1 trạm 220kV, 11 trạm
110kV, 11 trạm cắt và trạm trung gian; 40 trạm kios 22kV; 3 NMTĐ, 103
Recloser đường dây; 59 LBS.
Dung lượng các điểm điều khiển đã khai thác trên hệ thống SCADA cụ thể
như sau:
Hệ thống đã phát triển lên 30.696 Procces I/O, trong đó số I/O tính trong
license datapoints là: 12.526/ 16.250.
Số line truyền thông đã được khai thác: 20 Line IEC 60870-5-101; 21 line
IEC 60870-5-104 Master, 02 line IEC 60870-5-104 slave
Hệ thống SCADA/DMS tại PCTTH có cấu trúc linh hoạt, có tính dự phòng
cao, hoạt động ổn định. Các phần mềm của hệ thống khá thân thiện, tuỳ biến và
có tính mở cao, dễ dàng kết nối mở rộng với các hệ thống điều khiển được cung
cấp từ các nhà sản xuất khác.
Sau thời gian khai thác vận hành tương đối lâu, dung lượng dữ liệu trên hệ
thống liên tục được mở rộng, hệ thống SCADA/DMS đang tồn tại nhiều vấn đề
ảnh hưởng đến chất lượng vận hành cũng như khả năng nâng cấp mở rộng, cụ
thể như sau:
Hệ thống Server và máy tính FrontEnd: đã xuống cấp phần cứng, các linh
kiện thay thế trên thị trường khơng cịn được sản xuất. Các thiết bị mạng sử
dụng 04 switch (Cisco Catalyst 28x) đã hỏng một số port quang khơng có linh
kiện thay thế. Hiện nay PCTTH đã sử dụng hết linh kiện dự phòng được cấp

theo dự án (ổ cứng, nguồn).
Hệ điều hành Window Server 2003 và hệ quản trị CSDL SQL Server 2005
đã khơng cịn được nhà sản xuất hỗ trợ. Các phần mềm của hệ thống
SCADA/DMS chỉ hỗ trợ hệ điều hành Windows Server 2003 (32 bit) về trước,
khơng có khả năng nâng cấp lên hệ điều hành phiên bản cao hơn.
Hệ thống SCADA tại PCTTH đang được khai thác với số điểm dữ liệu trên
hệ thống đã lên đến 30696 I/O, 43 line truyền thông IEC101/104, kèm theo một
dung lượng khá lớn dữ liệu giao diện vận hành, dữ liệu sự kiện và dữ liệu đo
lường quá khứ (trên 16,5 triệu dòng sự kiện), nên khả năng xử lý của server
cũng như phần mềm khá nặng, trong một số trường hợp thực hiện nhiều tác vụ
trên hệ thống dẫn đến tình trạng treo hệ thống. Đến cuối năm 2017 dự kiến dung
8


lượng dữ liệu hệ thống sẽ mở rộng lên đến trên 40.000 process I/O nên sẽ khó
khăn việc bổ sung thêm các TBA mới. Bên cạnh đó một số chức năng trong các
ứng dụng tự động hóa trạm chưa được hỗ trợ, nên không đáp ứng yêu cầu xây
dựng cơ sở dữ liệu vận hành cho hệ thống điều khiển xa TBA 110kV.
Phần mềm DMS với khả năng quản lý 1500 TBA phân phối, 16 trạm nguồn
hiện nay đã quá tải. Phần mềm chỉ hỗ trợ trao đổi dữ liệu với hệ thống SCADA
nên hạn chế trong việc thiết lập các cơ chế liên kết với các CSDL chức năng
khác. Nhiều ứng dụng phục vụ cơng tác tối ưu hóa hệ thống điện trên phần mềm
DMS chưa được hỗ trợ nên khơng khai thác hiệu quả các chức năng tính tốn
của hệ thống. Do đó, trong năm 2019, cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế đã tiến
hành nâng cấp hệ thống SCADA/DMS cùng với việc cập nhật phầm mềm lên
phiên bản mới phù hợp với yêu cầu vận hành hiện tại.
1.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG
Trong chương này, tác giả đả tìm hiểu, nghiên cứu cấu trúc của hệ thống
SCADA/DMS thực tế tại công ty. Qua nghiên cứu thấy được một số ưu điểm
của hệ thống SCADA/DSM. Chức năng của DMS chưa được sử dụng đến mà lý

do chính là khó khăn trong việc cập nhật dữ liệu lưới điện. Trong chương tiếp
theo, tác giả nghiên cứu cụ thể hơn về phần mềm SCADA/DMS và đặc biệt chú
trọng đến chức năng của DMS.

9


CHƯƠNG II: GIỚI THIỆU PHẦN MỀM SCADA/DMS VÀ TÌM HIỂU
CÁC CHỨC NĂNG CHÍNH CỦA DMS
2.1 PHẦN MỀM SCADA.
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisiton) là hệ thống Giám sát,
điều khiển và thu thập dữ liệu Một hệ thống có chức năng thu thập dữ liệu, giám
sát và điều khiển các thiết bị. cụ thể là:
Thu thập số liệu đo lường, đo đếm, trạng thái các thiết bị, các thông tin thời
tiết , v.v. phục vụ cho công tác vận hành các thiết bị điện trên lưới điện
Giám sát mọi thay đổi trạng thái của các thiết bị đóng cắt hay các thông tin
về sự tác động của bảo vệ rơle
Điều khiển các thiết bị (đóng/cắt máy cắt/dao cách ly, nâng/hạ nấc phân áp
máy biến áp) từ xa một cách nhanh chóng và tin cậy.
Hệ thống SCADA cho lưới điện được phân biệt với hệ thống SCADA cho
cơng nghiệp, cịn gọi là SCADA Process
Tính tin cậy: đặc tính quan trọng nhất của hệ thống SCADA/DMS nói
chung là tính tin cậy. Hệ thống được thiết kế để đảm bảo làm việc liên tục, thơng
tin chính xác, khơng xảy ra mất mát thơng tin và thực hiện lệnh thao tác nhanh
chóng.
Tính sẵn sàng: hệ thống được thiết kế để đảm bảo làm việc liên tục khơng
có hư hỏng trong một khoảng thời gian nào đó.
Tính thời gian thực: hệ thống được thiết kế để đảm bảo việc thu nhận, xử lý
thông tin, đáp ứng lại các sự kiện xảy ra trên hệ thống điện trong một khoảng
thời gian đủ nhỏ. Điều này đảm bảo cho việc vận hành hiệu quả hệ thống điện

(ví dụ: thời gian từ lúc một sự kiện từ lúc xảy ra cho đến khi người sử dụng nhận
được thông tin khơng q 5 giây).
Tính “mở”: Tính mở đảm bảo cho hệ thống có thể mở rộng dễ dàng đáp
ứng với sự phát triển của hệ thống, dễ dàng nâng cấp phần cứng, dễ dàng bổ
sung thiết bị khi có yêu cầu, có khả năng làm việc với nhiều thiết bị của nhiều
hãng khác nhau. v.v.
Phần mềm SCADA có một số chức năng chính như sau:
Chức năng điều khiển q trình (Proccess controlling):
10


+Hiển thị các đối tượng trong quá trình vận hành như: tín hiệu trạng thái
thiết bị, tín hiệu đo lường được hiển thị lên màn hình trong quá trình vận hành
theo thời gian thực.
+
Điều khiển các đối tượng trong quá trình vận hành: thao tác MC, LBS,
DCL, thay đổi chức năng bảo vệ trên giao diện điều khiển.
+
Mô phỏng trạng thái thiết bị: trạng thái thiết bị như MC, DCL sẽ được
mơ phỏng (đóng, mở .v.v.) mà khơng ảnh hưởng đến chế độ vận hành.
Đo lường (Mesuarement): giám sát một cách nhanh chóng, dễ dàng,
tường minh giá trị đo lường của các đối tượng trong hệ thống (dòng điện, điện
áp, nhiệt độ .v.v.).
+ Hiển thị các giá trị dưới dạng số hoặc đồ họa.
+
Giới hạn các ngưỡng để cảnh bảo: high alarm, high warning, low alarm,
low warning. Giúp nhân viên vận hành kiểm sốt tình hình.
- Chức năng tơ màu thanh cái ( Busbar coloring): hiển thị màu thanh
cái,
đường dây theo một số đặc tính nhất định theo điện áp, theo nguồn cấp .v.v. .

+
Chế độ one-color: hiển thị màu đường dây theo một màu theo trạng thái
nhất định. Ứng với mỗi trạng thái có một màu khác nhau như: ĐZ khơng xác
định trạng tái, khơng có nguồn cấp, mạch vịng, đóng tiếp địa, lỗi .v.v.
+ Chế độ voltage level: hiển thi màu sác theo cấp điện áp.
+ Chế độ voltage source color: hiển thi màu sắc đường dây theo nguồn
cấp.
-

Chức năng hiển thị danh sách sự kiện (Event list):

+
hiển thị danh sách sự kiện với các tiêu chí khác nhau. (Thời gian, vị trí sự
cố, xuất tuyến .v.v.)
+
Sắp xếp sự kiện theo các tiêu chí khác nhau (thời gian, vị trí sự cố, xuất
tuyến..).
+ Tìm kiếm sự kiện.
- Hiển thị danh sách cảnh báo (Alarm Display):
+ Tìm kiếm và lọc các cảnh báo.
+ Xác nhận cảnh báo
+ Reset chức cảnh báo


11


+ Hiển thị vị trí cảnh báo trong DMS hoặc trong màn hình vận hành
Monitor Pro
+ Xắp sếp theo cột theo các tiêu chí khác nhau.

Danh sách khố (Blocking List): lập danh sách các đối tượng cần kiểm
soát phân quyền trong việc thao tác vận hành. Bao gồm một số kiểu như sau:
+ Control: không cho phép điều khiển, gửi lệnh xuống thiết bị.
+ Alarm: không gửi các cảnh báo.
+ Event: không tạo và ghi các dữ liệu vào event list.
Chức năng giám sát hệ thống (System Self Supervision):giám sát trạng
thái của phần cứng và phần mềm của hệ thống, dựa vào các biến trạng thái của
chương trình. Các trạng thái được giám sát bao gồm:
+ Giám sát tín hiệu của các thiết bị (application object).
+ Giám sát đăng nhập vào hệ thống.
+
Thông tin về trạng thái giám sát hệ thống được hiển thị trong danh mục
sự kiện và cảnh báo.
Màn hình tổng quan của giao diện HMI
Mỗi màn hình vận hành hiển thị các cửa sổ HMI độc lập nhau. Với 02 máy
tính thao tác hệ thống SCADA, nhân viên vận hành có thể theo dõi và thao tác
trên 04 màn hình hiển thị giao diện HMI.

A 3 Hình 2.1: Màn hình HMI
12


Các khu vực trên màn hình
a. Lựa chọn cửa sổ hiển thị
Chỉ một cửa sổ HMI là cửa sổ hiện hành ở một máy tính thao tác hệ thống
SCADA. Nhân viên vận hành có thể chọn cửa sổ hiện hành bằng cách chuyển
con trỏ chuột vào cửa sổ đó và ấn thả phím chuột trái.
Có nhiều loại cửa sổ HMI khác nhau, như: Process display, Trend display,
Event list, Alarm list, … Mỗi loại cửa sổ HMI này sẽ có cấu trúc các thành phần
hiển thị khác nhau.

A 4 Hình 2.2: Các cửa sổ trên giao diện HMI
b. Tiêu đề cửa sổ
Tiêu đề cửa sổ mô tả tên của giao diện HMI đang hiển thị và tên của người
sử dụng đang đăng nhập.

A 5 Hình 2.3: Tiêu đề cửa sổ
c. Thanh menu
Thanh menu nằm ở trên đỉnh của màn hình và chứa các nhóm chức năng.
Các nhóm chức năng này có thể được hiển thị dưới dạng danh sách xổ xuống, từ
13


đó cho phép mở một chức năng bất kì bằng cách nhấn chuột trái vào tên chức
năng tương ứng.
d. Khu vực hiển thị thông tin cảnh báo
Một danh sách xổ xuống nằm ở phía dưới thanh menu có chức năng hiển
thị các cảnh báo của hệ thống. Bên cạnh là nút “Ack.” Cho phép xác nhận/giải
trừ nhanh một tín hiệu cảnh báo.

A 6 Hình 2.4: Khu vực hiển thị thơng tin cảnh báo

Thu thập dữ liệu và giám sát
a. Hệ thống menu
Hệ thống menu luôn hiển thị ở phần dưới của mỗi giao diện HMI. Trong
đó:
- Logo EVN: Hiển thị màn hình giám sát tổng quan truyền thơng các trạm
110kV
- Hình chữ nhật chứa tên trạm: Hiển thị màn hình giám sát sơ đồ 1 sợi của
trạm tương ứng

- Hình chữ nhật màu vàng: thao tác gửi GI (generate information) và đồng
bộ tín hiệu dữ liệu của trạm
- Trạng thái kết nối thông tin của mỗi trạm được thể hiện bởi các màu sắc
khác nhau:
-

Màu xanh: Tín hiệu truyền thơng tốt

-

Màu đỏ: Mất kết nối truyền thông

-

Màu hồng: Đối tượng chưa xác định.

b. Giám sát tổng quan truyền thông các trạm 110kV
Màn hình giám sát tổng quan truyền thơng các trạm 110kV thể hiện sơ đồ
kết nối thông tin và trạng thái kết nối của các trạm 110kV với TTĐK, trong đó:
- Màu xanh: Tín hiệu truyền thơng tốt
- Màu đỏ: Mất kết nối truyền thông
14