ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
---------------------------------------

HOÀNG LÊ MINH

HOÀNG LÊ MINH

C
C

Kỹ thuật Điều khiển và Tự động hóa

R
L
T.

NGHIÊN CỨU VÀ CHẾ TẠO THIẾT BỊ TÍCH HỢP
ỨNG DỤNG KẾT NỐI TỤ BÙ TRUNG ÁP 22KV VÀO
HỆ THỐNG SCADA SYS600

DU

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Kỹ thuật Điều khiển và Tự động hóa

K37.TĐH.KT

Đà Nẵng – Năm 2020

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
---------------------------------------

HOÀNG LÊ MINH

NGHIÊN CỨU VÀ CHẾ TẠO THIẾT BỊ TÍCH HỢP ỨNG DỤNG
KẾT NỐI TỤ BÙ TRUNG ÁP 22KV VÀO HỆ THỐNG SCADA
SYS600
Chuyên ngành :

C
C

Kỹ thuật Điều khiển và Tự động hóa

R
L
T.

Mã số: 8520216

DU

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. NGƠ ĐÌNH THANH

Đà Nẵng – Năm 2020



LỜI CAM ĐOAN

Tơi cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai cơng bố
trong bất kỳ cơng trình nào khác.

Tác giả luận văn

C
C

R
L
T.

Hoàng Lê Minh

DU


NGHIÊN CỨU VÀ CHẾ TẠO THIẾT BỊ TÍCH HỢP ÚNG DỤNG KẾT NỐI TỤ BÙ
TRUNG ÁP 22KV VÀO HỆ THỐNG SCADA SYS600
Để hiện đại hóa cơng tác vận hành lƣới điện, ngành điện đã thực hiện chuyển đổi số lƣới điện
Việt Nam bằng việc triển khai các hệ thống Scada để thu thập dữ liệu, giám sát và điều khiển
từ xa phục vụ cho công tác điều độ vận hành lƣới điện hƣớng đến lƣới điện thông minh. Hệ
thống Mini SCADA ABB SYS600 của Công ty Điện lực Gia Lai (GLPC) hỗ trợ nhiều giao
thức truyền thông để kết nối các thiết bị. Bên cạnh đó trên lƣới điện trung áp GLPC cũng còn
nhiều thiết bị cũ nhƣ tủ tụ bù Mcap II không hỗ trợ giao thức truyền thông kết nối với hệ
Scada gây khó khăn trong cơng tác vận hành. Việc thay thế toàn bộ 34 tù bụ Mcap II trên hệ

thống lƣới Gia Lai cần chi phí đầu tƣ cao. Chính vì thế, giải pháp tích hợp hệ thống tụ bù
Mcap II vào lƣới điện Scada SYS600 là cấp thiết mang lại nhiều lợi ích. Giải pháp này không
chỉ tận dụng lại các tủ bù Mcap II của hệ thống cũ trên lƣới GLPC mà còn giúp nâng cao năng
suất, chất lƣợng điện năng, hiệu quả quản lý vận hành lƣới điện GLPC. Việc nghiên cứu và
chế tạo thiết bị tích hợp ứng dụng kết nối tụ bù trung áp 22KV vào hệ thống SCADA ABB
SYS600 nhằm giải quyết thách thức đặt ra ở GLPC.

C
C

R
L
T.

Từ khóa: IEC 60870-5-104, tích hợp tụ bù Mcap II, chuyển đổi giao thức truyền thông,, Scada
ABB SYS600, chất lƣợng điện năng

DU

RESEARCH AND MANUFACTURE THE APPLIED EQUIPMENT FOR
CONNECTING 22KV MEDIUM VOLTAGE CAPACITOR IN SCADA SYS600
SYSTEM
In order to modernize the grid operation, the power sector has transformed the number of
Vietnamese power grids by deploying Scada systems to collect data, monitor and control
remotely for control work. grid operation towards smart grid. The Mini SCADA ABB
SYS600 system of Gia Lai Power Company (GLPC) supports many communication protocols
for connecting devices.. In addition, on the medium voltage GLPC grid, there are also many
old devices such as the Mcap II capacitor bank that do not support the communication
protocol connected to the Scada system, causing difficulties in operation. Replacing all 34
Mcap II prisoners on the Gia Lai grid requires high investment costs. Therefore, the solution

to integrate the Mcap II capacitor system into the Scada SYS600 grid is urgent and brings
many benefits. This solution not only makes use of the Mcap II compensation cabinets of the
old system on the GLPC grid, but also improves the productivity, power quality, and
efficiency of the GLPC grid operation management. Research and manufacture of equipment
for integrating the application of connecting 22KV medium voltage compensation capacitors
to SCADA ABB SYS600 system to solve challenges posed at GLPC.
Key words: IEC 60870-5-104, integrated Mcap II capacitor, communication protocol
converter, Scada ABB SYS600, power quality


MỤC LỤC
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
1. Tính cấp thiết của đề tài ........................................................................................... 1
2. Mục tiêu nghiên cứu: ................................................................................................ 1
3. Đối tƣợng nghiên cứu ............................................................................................... 1
4. Phƣơng pháp nghiên cứu ......................................................................................... 2
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn ................................................................................. 2
6. Cấu trúc của luận văn .............................................................................................. 3
CHƢƠNG 1. THỰC TRẠNG VÀ THÁCH THỨC CỦA HỆ THỐNG SCADA PC
GIA LAI .......................................................................................................................... 4
1.1 Hệ thống MiniSCADA của công ty Điện lực Gia Lai: .......................................... 4

C
C

1.1.1 Phương thức truyền thông: ..............................................................................5

R
L
T.


1.1.2 Giao thức truyền thông: ...................................................................................6
1.1.3 Thiết bị đầu cuối – RTU (Remote Terminal Unit)............................................7

DU

1.1.4 Các phần mềm của hệ thống ............................................................................7
1.2. Khả năng mở rộng kết nối của hệ thống SCADA ................................................. 9
1.3. Thiết bị chính tại Phịng điều khiển trung tâm ...................................................... 9
1.3.1 Hệ thống máy tính, thiết bị truyền thơng và thiết bị mạng: ............................. 9
1.3.2 Hệ thống nguồn Backup .................................................................................11
1.4. Cấu trúc và hoạt động của Hệ thống SCADA Gia Lai........................................ 13
1.5. Những hạn chế của hệ thống SCADA ABB tại GLPC ....................................... 13
1.6. Thực trạng hệ thống tụ bù Mcap II trên lƣới GLPC............................................ 14
1.7. Các giải pháp trên thị trƣờng để kết nối các thiết bị không có giao thức về hệ
thống Mini Scada ABB .............................................................................................. 15
1.8. Kết luận ............................................................................................................... 16
CHƢƠNG 2: GIẢI PHÁP KẾT NỐI VÀ ĐIỀU KHIỂN TỤ BÙ TRUNG ÁP ...........17
2.1. Khó khăn và thách thức khi thực hiện giải pháp đề xuất .................................... 17
2.2. Thiết kế module giám sát và điều khiển hệ thống ............................................... 17
2.2.1 Khối máy tính nhúng: ..................................................................................... 19
2.2.2 Khối giao tiếp ethernet: ..................................................................................19


2.2.3 Khối lưu trữ thời gian: ................................................................................... 20
2.2.4 Khối đo lường: ............................................................................................... 20
2.2.5 Khối điều khiển: ............................................................................................. 21
2.3. Lựa chọn phần cứng cho giải pháp: .................................................................... 21
2.3.1 Khối máy tính nhúng: ..................................................................................... 21
2.3.2 Khối giao tiếp ethernet: .................................................................................23

2.3.3 Khối lưu trữ thời gian: ................................................................................... 24
2.4. Thiết kế mạch nguyên lý ..................................................................................... 25
2.4.1 Khối nguồn: ....................................................................................................25
2.4.2 Khối vi điều khiển:.......................................................................................... 26
2.4.3 Khối giao tiếp Internet: ..................................................................................27
2.4.4 Khối mạch giao tiếp RS232: ...........................................................................28

C
C

2.4.5 Khối lưu trữ thời gian: ................................................................................... 29

R
L
T.

2.4.6 Khối input và output: ...................................................................................... 29
2.4.7 Khối điều khiển: ............................................................................................. 31

DU

2.5. Tích hợp module vào hệ thống Mini Scada ABB ............................................... 32
2.6. Kết luận ............................................................................................................... 34
CHƢƠNG 3. THUẬT TỐN TRUYỀN THƠNG IEC 60870-5-104 VÀ PHẦN MỀM
ĐIỀU KHIỂN, GIÁM SÁT ........................................................................................... 35
3.1. Giao thức IEC 60870-5-104 ................................................................................ 35
3.2. Thuật tốn mã hóa và giải mã CBC .................................................................... 38
3.3. Giải pháp tích hợp các chuẩn truyền thơng ......................................................... 43
3.3.1 Lưu đồ thuật tốn truyền thông dữ liệu với hệ thống SCADA: ...................... 44
3.3.2 Lưu đồ thuật toán giao tiếp giữa mạch điều khiền và máy tính: ................... 45

3.4. Cấu hình thu thập thơng số tại hệ thống mini Scada GLPC ................................ 47
3.5. Kết luận ............................................................................................................... 48
CHƢƠNG 4. KẾT QUẢ VÀ HƢỚNG PHÁT TRIỂN.................................................49
4.1. Khó khăn trƣớc khi áp dụng đề tài: ..................................................................... 49
4.2. Kết quả đạt đƣợc đề tài:....................................................................................... 50
4.3. Kết luận và kiến nghị........................................................................................... 56
Tài liệu tham khảo .........................................................................................................58


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1. 1 - Tổng quan hệ thống SCADA GLPC ............................................................. 4
Hình 1. 2 - Truyền thơng hữu tuyến ................................................................................5
Hình 1. 3 - Truyền thơng vơ tuyến ..................................................................................6
Hình 1. 4 - Mà hình HMI hệ thống Scada .......................................................................7
Hình 1. 5 - Giao diện phần mềm DMS600 của ABB ...................................................... 8
Hình 1. 6 - Sơ đồ các thiết bị tại Trung tâm điều khiển ................................................10
Hình 1. 7 - Hệ thống Camera giám sát và báo cháy ...................................................... 10
Hình 1. 8 - Hệ thống Scada tại TBA 110KV .................................................................11

C
C

R
L
T.

Hình 2. 1 - Sơ đồ cấu trúc hệ thống thu thập và giám sát dữ liệu .................................18
Hình 2. 2 - Sơ đồ cấu trúc hệ thống thu thập và giám sát dữ liệu .................................19

DU


Hình 2. 3 - Khối Ethernet .............................................................................................. 19
Hình 2. 4 - Khối lƣu trữ thời gian ..................................................................................20
Hình 2. 5 - Khối đo lƣờng ............................................................................................. 20
Hình 2. 6 - Khối điều khiển ........................................................................................... 21
Hình 2. 7 - Vi điều khiển Atmel .................................................................................... 21
Hình 2. 8 - chip Ethernet W5100................................................................................... 23
Hình 2. 9 - Chip xử lý thời gian .................................................................................... 24
Hình 2. 10 - Nguồn cấp cho vi xử lý .............................................................................25
Hình 2. 11 - nguồn cấp chip Ethernet ............................................................................26
Hình 2. 12 - Mạch điều khiển và xử lý trung tâm ......................................................... 26
Hình 2. 13 - Mạch xử lý dữ liệu Ethernet ......................................................................27
Hình 2. 14 - Mạch truyền thơng kết nối máy tính ......................................................... 28
Hình 2. 15 - mạch truyền thơng RS232 .........................................................................28
Hình 2. 16 - Mạch lƣu trữ thời gian thƣc ......................................................................29
Hình 2. 17 - Mạch cách ly đọc tín hiêu vào...................................................................30


Hình 2. 18 - Mạch cách lỹ điều khiển ngõ ra ................................................................ 30
Hình 2. 19 - Mạch điều khiển đóng cắt tụ bù ................................................................ 31
Hình 2. 20 - Mạch điều khiển tủ Mcap II ......................................................................32
Hình 2. 21 – Sơ đồ đấu nối mạch điều khiển vào tủ Mcap II ........................................32
Hình 2. 22 - Mơ hình giải pháp VPN ............................................................................33
Hình 2. 23 - Modem ABB ARP600 ..............................................................................33

Hình 3. 1 - Khung dữ liệu cấu trúc giao thức IEC 60870-5-104 ...................................37
Hình 3. 2 - Định dạng khung dữ liệu giao thức IEC 60870-5-104 ................................ 38
Hình 3. 3 - Chế độ mã hóa/giải mã CBC .......................................................................40

C

C

Hình 3. 4 - Phần mềm cấu hình địa chỉ cho mạch chuyển đổi ......................................42
Hình 3. 5 - Giải pháp tích hợp chuẩn truyền thơng ....................................................... 43

R
L
T.

Hình 3. 6 - Lƣu đồ thuật tốn của hệ thống ...................................................................44

DU

Hình 3. 7 - Lƣu đồ thuật tốn khởi tạo thơng số truyền thơng ......................................45
Hình 3. 8 - Sơ đồ chuyển đổi thơng số đo lƣờng ........................................................... 46
Hình 3. 9 - Sơ đồ thực thi lệnh điều khiển ....................................................................46
Hình 3. 10 - Thiết kế giao diện điều khiển tủ tụ bù Mcap II .........................................48

Hình 4. 1 - Sản phẩm mạch sau khi thiết kế ..................................................................50
Hình 4. 2 - Hình ảnh thực tế sau khi lắp đặt trên lƣới ................................................... 51
Hình 4. 3 - Giao diện điều khiển thực tế tủ Mcap II ..................................................... 52
Hình 4. 4 - Dữ liệu History thơng số tủ Mcap II ........................................................... 53
Hình 4. 5 - Đồ thị biểu diễn thông số đo lƣờng thu thập từ tủ Mcap II ........................ 54
Hình 4. 6 - Giao diện cảnh báo trạng thái thiết bị ......................................................... 54
Hình 4. 7 - Giao diện điều khiển bằng tay tủ Mcap II ................................................... 54


1

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài
Cùng với quá trình phát triển kinh tế xã hội của đất nƣớc, ngành điện luôn phải
đi trƣớc một bƣớc trong công cuộc cơng nghiệp hóa và hiện đại hóa. Các nhà máy xí
nghiệp, các khu cơng nghiệp ngày càng phát triển nhanh chóng địi hỏi tiêu thụ cơng
suất phản kháng càng tăng, điều này làm giảm hệ số cosphi, giảm chất lƣợng điện
năng, tăng tổn thất. Vì vậy việc yêu cầu giám sát sử dụng công suất tác dụng (P) và
công suất phản kháng (Q) nhƣ thế nào và đảm bảo cho nhu cầu thực tế của lƣới điện là
một trong những khó khăn và thách thức, bên cạnh đó các tụ bù trung áp đang vận
hành không đƣợc giám sát liên tục theo thời gian thực tế mà chỉ đƣợc kiểm tra định kỳ
hoặc khi có yêu cầu, việc kiểm tra tình trạng làm việc, thao tác vận hành, địi hỏi nhân
viên vận hành phải di chuyển đến từng điểm thao tác để thực hiện, tiêu tốn thời gian và
nguồn lực. [1]

C
C

R
L
T.

Trong bối cảnh đó, Điện lực Việt Nam (EVN) cũng xây dựng đề án phát triển
Lƣới điện thông minh của EVN giai đoạn 2017 đến 2022 là trang bị cơ sở hạ tầng
công nghệ thông tin cho lƣới điện phân phối, từ đó cần phải có một hệ thống đo lƣờng,

DU

điều khiển, giám sát, giúp kiểm sốt tình hình vận hành của tủ tụ bù nhằm sớm phát
hiện các bất thƣờng theo thời gian thực tế. [2]
2. Mục tiêu nghiên cứu:
Thu thập các thông số vận hành công suất phản kháng trên lƣới đƣợc cập nhật

liên tục.
Theo dõi trạng thái đóng cắt tụ bù để đảm bảo hệ thống tụ bù hoạt động.
Thiết kế hệ thống đo lƣờng, kiểm tra tình trạng của tụ bù.
Thuật tốn truyền thơng tồn bộ dữ liệu thu thập về Server và ngƣời quản lý sẽ
theo dõi theo thời gian thực đƣợc các thông số vận hành và trạng thái của tụ bù.
3. Đối tƣợng nghiên cứu
Giải pháp tích hơp chuẩn truyền thơng trong Scada lƣới điện đảm bảo độ tin
cậy, chính xác, bảo mật.
Giải pháp truyền dữ liệu qua thiết bị di động đầu cuối Modem ARP600 ABB


2

Thiết kế thiết bị thu thập dữ liệu, tình trạng vận hành của tụ bù tích hợp vào hệ
thống mini Scada ABB SYS600 để giám sát và điều khiển.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu
+Nghiên cứu tổng quan về hệ thống SCADA
+Nghiên cứu thuật tốn truyền thơng IEC 60870-5-104
+Nghiên cứu lập trình giải pháp tích hợp chuẩn truyền thơng và thiết kế mạch
tích hợp.
+ Tạo ra sản phẩm thu thập, giám sát dữ liệu từ xa.
+ Đánh giá độ tin cậy của thuật tốn

C
C

+ Chạy thử chƣơng trình, kiểm tra sự tƣơng thích giao thức truyền thơng với hệ
thống SCADA SYS 600
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn


R
L
T.

DU

Kết quả của đề tài có thể ứng dụng vào thực tiễn khi triển khai đề án phát triển
Lƣới điện thông minh của EVN.

- Vận hành tối ƣu tụ bù trung áp trên lƣới.
- Dựa vào thơng số đầu nguồn để đƣa tín hiệu đi đóng cắt tụ bù
- Các giá trị để đóng cắt tụ bù đƣợc đặt trên Scada, sẽ tự động đóng hoặc cắt tụ bù khi
thơng số kháng đầu nguồn nằm ngồi dải đƣợc cài đặt
- Tình trạng vận hành tụ bù đƣợc cập nhật kịp thời, dễ dàng theo dõi trạng thái làm
việc của tụ bù.
- Việc giám sát đƣợc tình trạng vận hành của tụ bù sẽ góp phần giảm tổn thất, nâng
cao chất lƣợng điện năng trên lƣới. [3]
- Có thể mở rộng và nâng cấp dễ dàng cho các thiết bị thông minh khác.
- Tận dụng đƣợc tụ bù hiện lắp trên lƣới mà không cần phải thay thế các tụ bù có giao
thức truyền thơng


3

6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần Mở đầu và Phụ lục, luận văn gồm có 4 chƣơng nhƣ sau:
Chƣơng 1: Thực trạng và thách thức của hệ thống SCADA GLPC.
Chƣơng 2: Giải pháp kết nối tích hợp và điều khiển tụ bù trung áp.
Chƣơng 3: Thuật tốn truyền thơng và phần mềm điều khiển, giám sát.
Chƣơng 4: Kết quả và hƣớng phát triển.


C
C

DU

R
L
T.


4

CHƢƠNG 1. THỰC TRẠNG VÀ THÁCH THỨC CỦA HỆ THỐNG SCADA
PC GIA LAI
1.1 Hệ thống MiniSCADA của công ty Điện lực Gia Lai:

C
C

R
L
T.

DU

Hình 1. 1 - Tổng quan hệ thống SCADA GLPC
Hiện nay, cùng với cuộc cách mạng công nghiệp 4.0 thì việc tự động hóa trong
hoạt động sản xuất là vô cùng cần thiết, Cũng tƣơng tự nhƣ các ngành công nghiệp
khác, ngành điện chúng ta cũng cần một hệ thống dùng để thu thập dữ liệu, giám sát và

điều khiển từ xa phục vụ cho công tác quản lý vận hành lƣới điện. Vì thế, Trung tâm
điều khiển Gia Lai đƣợc xây dựng và đƣa vào vận hành. Sau đó, hệ thống này tiếp tục
đƣợc phát triển, các kết nối liên tục đƣợc mở rộng
Hệ thống SCADA/DMS của Công ty Điện lực Gia Lai (GLPC) đã đƣa vào vận
hành từ tháng 5/2018, dựa trên công nghệ tiên tiến của hãng ABB (Phần Lan).
Tính đến nay, Trung tâm điều khiển đã kết nối điều khiển:
- 233 thiết bị đóng cắt trên lƣới (Reloser; LBS);
- 01 trạm biến áp 35kV;


5

- 06 nhà máy thuỷ điện (Ayun Trung 13MW, Pleikeo 10,5M, Ry Ninh 2, Hà Tây, Ia
Mơr, Đăk Ble);
- Giám sát 01 nhà máy điện mặt trời: Krông Pa (49MWp);
- Điều khiển 01 nhà máy điện mặt trời Chƣ Ngọc (15MWp).
- Trong năm 2019, đã chuyển toàn bộ 11 Trạm biến áp 110kV trên địa bàn tỉnh Gia lai
đƣợc chuyển sang vận hành không nguời trực và tiếp tục kết nối scada một số nhà máy
thuỷ điện nhỏ trên địa bàn về trung tâm điều khiển Công ty Điện lực Gia lai. [4]
Giải pháp công nghệ chủ yếu của hệ thống nhƣ sau:
1.1.1 Phương thức truyền thông:
Hệ thống SCADA sử dụng các phƣơng thức truyền thông sau:

C
C

R
L
T.


- Truyền thông hữu tuyến: phƣơng thức này đƣợc sử dụng cho các trạm 110kV. Trên
cơ sở chia sẻ mạng cáp quang của Viettel và FPT, các thiết bị truyền dẫn quang
(OLTE) loại STM1, ghép kênh (PCM) của Cơng ty.

DU

Hình 1. 2 - Truyền thông hữu tuyến
- Truyền thông trên nền tảng mạng 3G/GPRS: Sử dụng dịch vụ 3G Office Wan của
nhà cung cấp dịch vụ di động [5]. Thiết lập kênh VPN từ các modem đầu cuối đến
thiết bị Router tại Phòng Điều Độ.


6

C
C

Hình 1. 3 - Truyền thơng vơ tuyến

R
L
T.

1.1.2 Giao thức truyền thông:

- Giao thức truyền thông từ các thiết bị đầu cuối đến hệ thống SCADA thƣờng đƣợc sử
dụng là: IEC 60870-5-104.

DU


- Tại các TBA giao thức IEC61850, IEC103 hoặc Modbus RTU Master đƣợc sử dụng
để thu thập tín hiệu trạng thái, các giá trị đo lƣờng của các máy cắt, các tín hiệu này
đƣợc đƣợc GW/RTU chuyển đổi thành giao thức IEC104 để gửi đến hệ thống
MiniSCADA.
- Các GW và các Recloser thế hệ mới đều hổ 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 (Local Area Network)
với bộ định tuyến (Router) và các thiết bị mạng khác nhau (ISDN, X.25, Frame
Relay..), đồng thời có thể đƣợc sử dụng để kết nối với mạng WAN (Wide Area mạng).
Lớp ứng dụng (application layer) của giao thức IEC104 đƣợc định nghĩa giống IEC
101 với các ứng dụng lớn hơn do băng thông truyền dẫn đƣợc đảm bảo. Phƣơng 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 tƣợng đƣợc xác định theo địa chỉ mạng (Ip) của
các thiết bị đầu cuối. Với các đặc điểm trên, giao thức IEC104 dễ dàng đƣợc triển khai
cho các giải pháp truyền thông SCADA của lƣới điện phân phối, trên cơ sở hạ tầng
Internet công cộng với cơ chế bảo mật hiệu quả.


7

1.1.3 Thiết bị đầu cuối – RTU (Remote Terminal Unit)
- Tại các trạm trung gian 35kV, hệ thống SCADA sử dụng RTU loại RTU520 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 chƣa tích hợp,
thiết bị của nhiều hãng khác nhau.
- Đối với các Recloser hổ trợ giao thức truyền thông IEC 60870-5-101/104, hệ thống
SCADA thực hiện phƣơng thức kết nối trực tiếp qua cổng truyền thông của thiết bị,
không qua RTU trung gian.
1.1.4 Các phần mềm của hệ thống

- Hệ thống SCADA sử dụng phần mềm SYS600 V9.4 của ABB, phần mềm đƣợc cài
đặt trên các SYS Server và FE Server, hỗ trợ tất cả các tiêu chuẩn truyền thơng cơng

C
C

nghiệp hiện có. SYS600 thực hiện nhiệm vụ thu thập và trao đổi dữ liệu với các RTU
(tại trạm 35kV), Gateway (Tại trạm 110kV), Recloser, LBS trên lƣới. Trạng thái thiết
bị, các giá trị đo lƣờng đều đƣợc thể hiện dƣới giao diện đồ hoạ giúp ngƣời vận hành
dễ dàng thao tác với thiết bị, đồng thời tất cả thông tin sự kiện từ thiết bị đến hệ thống
đều đƣợc đồng bộ theo đồng hồ chuẩn GPS và đƣợc lƣu trữ theo trình tự thời gian.

R
L
T.

DU

+ Giám sát, điều khiển lƣới điện phân phối

Hình 1. 4 - Màn hình HMI hệ thống Scada


8

- Phần mềm quản lý lƣới điện phân phối (DMS600) với hệ thống cơ sở dữ liệu SQL
Server liên kết với dữ liệu của SYS600 theo phƣơng thức OPC (OLE for process
control). Trong đó tồn bộ dữ liệu lƣới điện đƣợc thể hiện dƣới dạng bản đồ địa lý
(GIS). Trên cơ sở dữ liệu thu thập từ SCADA kết hợp với dữ liệu tĩnh đƣợc nhập vào
chƣơng trình thực hiện các tính tốn phân tích chế độ làm việc của lƣới nhƣ: tính tốn

trào lƣu cơng suất, tính tốn điểm mở tối ƣu, tính tốn ngắn mạch, định vị sự cố, dự
báo phụ tải, lập kế hoạch vận hành.
+ Máy tính cài phần mềm DMS chỉ cần một hoặc nhiều card mạng khi sử dụng phần
mềm DMS 600 trên mạng LAN với giao thức TCP/IP
+ Phần mềm chạy trên PC sử dụng hệ điều hành MS Windows nhƣ Windows 2000,
Windows XP, Windows Server 2003, Windows Vista, Windows Server 2008,
Windows 7. DMS 600 cũng hỗ trợ các phiên bản 64-bit của Windows Server 2008 và
Windows 7

C
C

R
L
T.

+ Cấu hình hệ thống đƣợc đề xuất từ 1 đến 3 PC có thể hỗ trợ Hot Stand By.

DU

+ Hệ thống DMS 600 bao gồm ba chƣơng trình theo quan điểm của ngƣời dùng:
DMS-600 Network Editor (DMS 600 NE), DMS 600 Server Application (DMS 600
SA) và DMS-600 Workstation (DMS 600 WS). Cả ba chƣơng trình đều có thể chạy
trên cùng một hoặc các máy tính khác nhau. Ngồi ra, các chƣơng trình có thể chạy
trên hệ thống máy chủ MicroSCADA.

Hình 1. 5 - Giao diện phần mềm DMS600 của ABB


9


1.2. Khả năng mở rộng kết nối của hệ thống SCADA
- Hãng cung cấp phần mềm và phần cứng nên phần mềm của hãng đƣợc xây dựng kết
nối ổn định đến tất cả các thiết bị của ABB và hỗ trợ tốt việc kết nối các thiết bị thông
minh của các hãng khác nhau;
- Việc mở rộng kết nối thiết bị của hãng dễ dàng;
- Lịch sử của hệ thống đƣợc đồng bộ qua hệ cơ sở dữ liệu SQL;
- Giao diện đồ họa ngƣời dùng (GUI) đƣợc xây dựng dựa trên khả năng đa hƣớng và
có khả năng quản lý không giới hạn cả về số lớp lẫn số khung hình hiển thị. vẫn đảm
bảo về hƣớng, tỉ lệ mà cịn các thƣ viện gồm các biểu tƣợng, phơng chữ;
- Hỗ trợ lập trình điều khiển thiết bị thơng minh bằng ngôn ngữ SCIL; [6]

C
C

- Hệ thống SCADA Gia Lai, ban đầu đƣợc phía ABB - Phần Lan thiết lập 60 line IEC
60870-5-104 [7] và 50.000 data point, hiện tại đã sử dụng 50% tài nguyên cho toàn bộ
lƣới điện hiện hữu. Dự đoán, khoảng hơn 10 năm sau mới tính đến việc nâng cấp hệ
thống. Khi nâng cấp hệ thống thì chỉ cần chuyển dữ liệu qua các server mới thì hệ

R
L
T.

DU

thống sẽ hoạt động bình thƣờng.

1.3. Thiết bị chính tại Phịng điều khiển trung tâm
1.3.1 Hệ thống máy tính, thiết bị truyền thơng và thiết bị mạng:

- Thiết bị truyền thông: PCM, STM, M2M Gateway
- Server tiền xử lý (FrontEnd Computer): FE1, FE2
- Server chính của hệ thống chạy ở chế độ Hot-Standby: SYS1, SYS2
- Server lƣu 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
- Màn hình LED 9 tấm
- Thiết bị M2M Gateway: thiết lập VPN tunels cho các nodes IEC104
- Thiết bị đồng bộ thời gian (GPS clock)


10

- Thiết bị cảnh báo sự cố (SACO): ALARM
- Local RTU520: thu thập, giám sát, đo lƣờng thông số hệ thống cấp nguồn, UPS
- Router, Firewall cho chức năng bảo mật, định tuyến cho hệ thống
- Hệ thống mạng LAN vịng với 02 Switch

C
C

R
L
T.

DU

Hình 1. 6 - Sơ đồ các thiết bị tại Trung tâm điều khiển
- Hệ thống Camera giám sát thu thập từ các trạm biến áp 110kV


Hình 1. 7 - Hệ thống Camera giám sát và báo cháy


11

C
C

R
L
T.

DU

Hình 1. 8 - Hệ thống Scada tại TBA 110KV
1.3.2 Hệ thống nguồn Backup

- Nguồn hệ thống SCADA đƣợc thiết kế có tính dự phịng cao, 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): đƣợc thiết kế với các CB
riêng biệt cho từng thiết bị trong hệ thống, và đƣợc giám sát chung qua hệ thống
SCADA.
- Server SYS1 và SYS2: Chính là 02 máy chủ, đƣợc cài đặt phần mềm microSCADA
9.4, DMS 600 và chạy trên nền hệ điều hành Window Server 2012. Hai máy chủ này
lƣu trữ tồn bộ cơ sở dữ liệu chƣơng trình của hệ thống SCADA Tỉnh Gia Lai và chạy
song song với nhau, có cùng một chức năng nhiệm vụ. Trong cùng một thời điểm, chỉ
có một máy trực tiếp làm việc (Hot), máy còn lại ở trạng thái dự phòng (Cold) và sẵn
sàng thay thế cho máy “Hot”, việc chuyển đổi trạng thái làm việc giữa 2 máy do phần
mềm xử lý tự động.



12

- Server FE1 (Front-End 1) và FE2 (Front-End 2): hai máy này đƣợc cài đặt phần mềm
microSCADA 9.4 và chạy trên nền hệ điều hành Window Server 2012, lƣu trữ tồn bộ
cơ sở dữ liệu về hệ thống truyền thơng từ các máy tính SYS1, SYS2 đến các
RTU/Gateway đặt tại các trạm, phân đoạn trên lƣới. Trong cùng một thời điểm, cả hai
máy đều làm việc (Hot), máy FE1 kết nối trực tiếp đến SYS1, FE2 kết nối trực tiếp
đến SYS2; luồng thông tin sẽ đi thông suốt từ máy SYS1/SYS2 à FE1/FE2 à
RTU/Gateway và ngƣợc lại.
- Server HIS: Chạy trên hệ điều hành Window Server 2012, đƣợc cài đặt phần mềm
microSCADA 9.4, DMS600 và lƣu trữ toàn bộ dữ liệu thu thập đƣợc cũng nhƣ các
biến đổi của toàn bộ hệ thống SCADA.
- WorkStation Admin: Chạy trên hệ điều hành Window 7, đƣợc cài đặt phần mềm
khác thuộc phạm vi SCADA (Cấu hình rơ le, tổng hợp báo cáo..), chức năng chính của
máy này là phục vụ ngƣời quản trị hệ thống theo dõi, quản lý, bảo trì phần mềm, mở
rộng nâng cấp hệ thống SCADA. Chỉ ngƣời có quyền đăng nhập ở mức quản trị hệ
thống mới đăng nhập vào máy này, các cấp đăng nhập khác không thể đăng nhập vào
đƣợc.

C
C

R
L
T.

DU


- WorkStation 1 và WorkStation 2: Các máy này chạy trên hệ điều hành Window 7,
hoạt động dựa trên phƣơng thức Remote desktop đến máy SYS1 và SYS2 để hiển thị
các sơ đồ, thông số vận hành…, phục vụ cho ĐĐV điều khiển, giám sát thiết bị tại các
vị trí có kết nối SCADA. Hai máy này hoạt động dƣới sự điều khiển của máy SYS1
hoặc SYS2, thông qua hai máy này ĐĐV đăng nhập vào máy SYS1, SYS2 và không
lƣu bất kỳ cơ sở dữ liệu nào.
- WorkStation 3 (Projector console): chạy trên hệ điều hành Window 7, hoạt động dựa
trên phƣơng thức Remote desktop đến máy SYS1 và SYS2; chức năng chính của máy
này chỉ để phóng to các sơ đồ, thơng số vận hành... lên 2 màn chiếu kích thƣớc
3400mmx2500mm thơng qua hai máy chiếu đặt ở hai vị trí khác nhau; tƣơng tự nhƣ
các máy WorkStation 1 và WorkStation 2, máy này hoạt động dƣới sự điều khiển của
máy SYS1 hoặc SYS2.
- Máy in: Gồm 2 máy in màu A4: HP M452DN và 1 máy in màu A3: HP M855. Đây
là toàn bộ các máy in để phục vụ in ấn báo cáo, sơ đồ…
- GPS: Có chức năng thu nhận hệ thống giờ từ vệ tinh, hệ thống giờ này đƣợc máy chủ
SYS1, SYS2 xử lý và gửi đến toàn bộ các máy tính tại DCC; Gateway/Modem 3G tại


13

các trạm và các phân đoạn trên lƣới, do đó toàn bộ hệ thống SCADA đƣợc đồng bộ
với nhau cùng một thời gian (thời gian thực).
- M2M Gateway (GW1 và GW2): là thiết bị giao tiếp với các Modem 3G đƣợc thiết
lập đƣờng truyền VPN trong hệ thống.
- Rounter+Firewall: Thiết bị định tuyến và tƣờng lửa bảo vệ an toàn cho hệ thống
SCADA khi đăng nhập hệ thống SCADA bằng đƣờng Internet.
- Saco: Thiết bị cảnh báo bằng còi, đèn khi có sự thay đổi bất kỳ nào đối với hệ thống
SCADA.
- Lan Switch: Tất cả các thiết bị tại DCC đƣợc kết nối với nhau bằng mạng LAN kép,
hai Switch nối chung với nhau, đảm bảo tính dự phịng.


C
C

- Máy phát điện, UPS: Hệ thống lƣu trữ điện (ắc quy + UPS) với công suất 15 kVA,
nguồn đầu vào là điện lƣới 3 pha (0,4kV) hệ thống UPS này cấp điện cho toàn bộ thiết
bị đặt tại DCC và đƣợc giám sát chặt chẽ bởi thiết bị giám sát RTU đặt tại phịng thiết
bị của DCC. Ngồi ra, hệ thống này cịn có một máy phát Diesel (cơng suất 16kW,
điện áp đầu cực 380/220V). Khi mất điện lƣới, hệ thống máy phát sẽ tự động vận hành

R
L
T.

sau thời gian đặt trƣớc.

DU

1.4. Cấu trúc và hoạt động của Hệ thống SCADA Gia Lai
- Hệ thống SCADA trung tâm gồm hệ thống máy chủ đặt tại nhà điều hành Công ty,
hệ thống máy Enginer và máy tính điều khiển đặt tại TTĐK;
- Về phần nguồn AC: Hai hệ thống cấp nguồn liên tục, với 3 lớp cấp điện (điện lƣới,
UPS, máy phát dự phòng).
- Trong mọi thời điểm hệ thống thu thập và điều khiển SCADA Gia Lai luôn ở chế độ
dự phòng 1+1, hoạt động theo cơ chế Hot stand-by, đảm bảo duy trì liên tục cơ chế
giám sát và điều khiển.
1.5. Những hạn chế của hệ thống SCADA ABB tại GLPC
Hệ thống SCADA Công ty Điện lực Gia Lai hiện đang ở mức giám sát và điều khiển
thiết bị;
Các chức năng DMS tính tốn cần bổ sung thì phải phụ thuộc vào thông số kỹ thuật

các thiết bị trên lƣới để đảm bảo vận hành nhƣ thông số dây dẫn chính xác, các nhà


14

máy điện phát trên lƣới phải lấy đƣợc thông số đo lƣờng, các máy phân đoạn trên lƣới
phải kết nối đƣợc với hệ thống Scada SYS600.
Tại Server trung tâm, gói bản quyền phần mềm cung cấp không hỗ trợ giao thức
Modbus và DNP 3.0 (hai giao thức này đƣợc sử dụng phổ biến tại Trạm biến áp
110KV), do đó để kết nối các thiết bị đóng cắt cũ (lạc hậu) thì cần phải bổ sung các bộ
chuyển đổi giao thức qua IEC 60870-5-104 vì giao thức này dùng cho trung tâm để ổn
định tín hiệu cao hơn.
Tại Server trung tâm, gói bản quyền phần mềm cung cấp chỉ cấp phép 2 kênh IEC
60870-5-104 Slave, mặt khác TTGS EVNCPC yêu cầu 3 kênh truyền dữ liệu cho 11
TBA 110KV, và 4 kênh truyền cho các thiết bị đóng cắt trên lƣới trên lƣới điện Công
ty Điện Lực Gia Lai, để thuận tiện và giảm chi phí nâng cấp bản quyền phần mềm trên
hệ thống ABB SYS600, dữ liệu truyền về TTGS EVNCPC đƣợc truyền qua máy tính
trung gian cài phần mềm Survalent có bản quyền để chuyển tiếp dữ liệu theo yêu cầu
về số lƣợng kênh truyền cho 11 TBA 110KV và các thiết bị đóng cắt trên lƣới trung
áp.

C
C

R
L
T.

DU


1.6. Thực trạng hệ thống tụ bù Mcap II trên lƣới GLPC
Hiện nay công tác giám sát vận hành tụ bù trung áp MCAP II trên lƣới phân phối vẫn
chƣa khai thác đƣợc hết ƣu điểm. Cụ thể là:
- Các tụ bù đang vận hành không đƣợc giám sát liên tục mà chỉ đƣợc kiểm tra định kỳ
hoặc khi có yêu cầu. Vì khơng có kết nối Scada nên ngƣời vận hành khơng biết đƣợc
tình trạng làm việc của tụ bù đang đóng hay cắt, thơng số đo lƣờng của tủ là bao nhiêu,
để biết đƣợc các thơng số đó cần phải cử nhân viên xuống nơi đặt tủ tụ bù để ghi nhận
các thơng số đó và báo về cho ngƣời vận hành, các tủ tụ bù này đặt rải rác trên cả tỉnh
nên việc di chuyển và kiểm tra mất rất nhiều thời gian và công sức.
- Các tủ tụ bù đƣợc lắp trên cao gây khó kiểm tra tình trạng vận hành của thiết bị, bởi
nhóm cơng nhân phải lập phiếu công tác, trèo lên cột kiểm tra, tốn cơng sức.
- Trên lƣới hiện có 34 Tủ Mcap II khơng có chức năng kết nối Scada, nếu thay hết các
tủ tụ bù này sang tủ có giao thức Scada phải bỏ ra 2.448.000.000 đồng đầu tƣ các thiết
bị thay thế.


15

1.7. Các giải pháp trên thị trƣờng để kết nối các thiết bị khơng có giao thức về hệ
thống Mini Scada ABB
Để kết nối đƣợc các thiết bị không hỗ trợ giao thức Scada thì cần phải có thiết bị trung
gian để giao tiếp và chuyển đổi các tín hiệu số từ thiết bị lên trung tâm và ngƣợc lại,
trên thị trƣờng có rất nhiều hãng sản xuất cung cấp các thiết bị đầu cuối (RTU) để hỗ
trợ việc kết nối các thiết bị cũ không hỗ trợ giao thức về hệ thống Scada, ngoài giải
pháp sử dụng RTU ra cịn có thể thay thế các tủ Mcap cũ bằng các thiết bị có chức
năng tƣơng đƣơng hỗ trợ các giao thức phù hợp với hệ thống Scada nhƣ tủ Ecap
Giải pháp sử dụng RTU so với việc thay thế các thiết bị cũ thì có chi phí lớn hơn
nhiều, không sử dụng đƣợc hết chức năng của tủ tụ bù Mcap nhƣ giám sát các thông số
đo lƣờng (sử dụng thêm RTU cần phải lắp thêm đồng hồ, biến dịng biến áp đo lƣờng
để lấy thơng số), số lần đóng cắt trong ngày, khơng đóng cắt theo các điều kiện ràng

buộc nhƣ dịng, áp, cơng suất phản kháng, cơng suất tác dụng, cos phi, đóng cắt theo
mùa, v.v đƣợc hỗ trợ trong tủ điều khiển Mcap.

C
C

R
L
T.

Các máy cắt điều khiển tụ bù sử dụng tủ điều khiển Ecap trên lƣới hiện chỉ hỗ trợ giao
thức DNP, Modbus, các giao thức này không đƣợc sử dụng tại trung tâm điều khiển và

DU

không đƣợc hỗ trợ trong license của hệ thống Scada ABB SYS600 tại PC Gia Lai, để
kết nối đƣợc với hệ thống Scada GLPC cần phải thay sang tủ Ecap và cần phải đầu tƣ
bổ sung thêm bộ chuyển đổi giao thức DNP sang IEC 60870-5-104 để kết nối về hệ
thống Scada của GLPC.
Vấn đề đặt ra là làm sao để lấy đƣợc thơng số chính xác từ tụ bù mà khơng phát sinh
thêm nhiều vật tƣ, chi phí, tận dụng đƣợc các thành phần có sẵn của tủ tụ bù để cải tiến
nâng cấp tủ điều khiển.
* Giải pháp đề xuất kết nối tủ Mcap về hệ thống Scada ABB SYS600
Nhằm sử dụng tối đa các tính năng của thiết bị công nghệ đƣợc trang cấp vào công tác
SXKD, nâng cao năng suất, chất lƣợng công việc, tận dụng lại các tủ tụ bù hiện có trên
lƣới GLPC, giải pháp đƣa ra để có thể kết nối tủ Mcap về hệ thống Mini Scada ABB
SYS600:
“Nghiên cứu và chế tạo thiết bị tích hợp ứng dụng kết nối tụ bù trung áp 22KV vào hệ
thống SCADA ABB SYS600”



16

1.8. Kết luận
Hệ thống MiniSCADA đã hỗ trợ cho việc vận hành hệ thống lƣới điện rất nhiều về
mọi mặt. giúp giám sát và điều khiển toàn bộ hệ thống lƣới điện tồn tỉnh, nhanh
chóng phát hiện các sự cố trên lƣới, lỗi trong hệ thống từ phần mềm cho đến phần
cứng để khắc phục và đƣa ra quyết định đúng đắng hơn. Bên cạnh đó kết hợp với giải
pháp “Nghiên cứu và chế tạo thiết bị tích hợp ứng dụng kết nối tụ bù trung áp 22KV
vào hệ thống SCADA ABB SYS600” giúp cho việc vận hành trào lƣu công suất phản
kháng đƣợc tốt hơn, giúp ngành điện làm chủ cơng nghệ tích hợp hệ thống tủ MCAP II
vào hệ thống Scada ABB SYS600. Đồng thời giải pháp mang lại lợi ích kinh tế khi
khơng phải thay thế tồn bộ tủ MCAP II trên lƣới điện.

C
C

DU

R
L
T.


17

CHƢƠNG 2: GIẢI PHÁP KẾT NỐI VÀ ĐIỀU KHIỂN TỤ BÙ TRUNG ÁP
Chƣơng này sẽ trình bày về những nhiệm vụ trong thiết kế mạch chuyển đổi giao thức,
về thiết kế phần cứng nhƣ máy tính nhúng dùng làm RTU, các module ngoại vi để
giao tiếp với các tủ điều khiển Mcap.

Đề tài hƣớng đến mục tiêu điều khiển giám sát từ xa thông số vận hành của tụ bù trung
áp trên lƣới điện bao gồm:
- Chế tạo thiết bị giám sát, thu thập số liệu vận hành tủ tụ bù trung áp từ xa
- Xây dựng hệ thống phần mềm liên kết với phần mềm SYS600 ABB để theo dõi đƣợc
tình hình vận hành cơng suất phản kháng

C
C

- Triển khai lắp đặt thử nghiệm trên lƣới trung áp tỉnh Gia Lai

R
L
T.

2.1. Khó khăn và thách thức khi thực hiện giải pháp đề xuất

Để có thể kết nối đƣợc các tủ tụ bù Mcap 22kV vào hệ thống Mini Scada ABB

DU

SYS600 cần phải thiết kế lại tủ điều khiển tụ bù, bổ sung thêm các mạch rơ le trung
gian, thay đổi một số mạch chuyển đổi để có thể lấy đƣợc thơng số của tủ, bên cạnh đó
cần phải nghiên cứu các giao thức mà hệ thống Scada GLPC hỗ trợ để có thể kết nối
đƣợc với hệ thống nhƣ giao thức TCP/IP, IEC 60870-5-104, ngoài ra cần phải đảm bảo
tính chính xác, khả năng tái kết nối khi đƣờng truyền bị gián đoạn.
Thiết kế dải nhiệt độ rộng để (hoạt động ngoài trời) là một nhân tố quan trọng
đối với các ứng dụng trong một trƣờng khắc nghiệt, ngoài trời, do nhiệt độ có thể dao
động cao đến +70°C.
2.2. Thiết kế module giám sát và điều khiển hệ thống

Cùng với sự phát triển của kỹ thuật điện tử số và kỹ thuật vi xử lý, các thiết bị
điện tử đã có bƣớc tiến có tính chất cách mạng bằng việc sử dụng các bộ vi xử lý
(Microprocessor), nó cho phép xử lý số liệu đƣợc nhanh chóng, tự động và chính xác.
Việc sử dụng các hệ thống theo cấu trúc modul đã nảy sinh vấn đề phải quan
tâm là ghép nối giữa các modul với nhau và với bộ xử lý trung tâm. Vấn đề này đƣợc
thực hiện bằng các mạch giao tiếp. Các mạch giao tiếp cho phép kết nối các
modul tƣơng thích với nhau về các phƣơng diện: tín hiệu, cấu trúc vật lý, nguồn
điện cung cấp.