NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN XA CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP THUỘC CÔNG TY CỔ PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA 9b22a934

1. ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
DUY MẠNH TÂN
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT
VÀ ĐIỀU KHIỂN XA CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT
TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP THUỘC CÔNG TY CỔ PHẦN
ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Đà Nẵng - Năm 2017

2. ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
DUY MẠNH TÂN
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT
VÀ ĐIỀU KHIỂN XA CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT
TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP THUỘC CÔNG TY CỔ PHẦN
ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG
Đà Nẵng - Năm 2017

3. LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai
công bố trong bất kỳ công trình nào khác.
Tác giả luận văn
Duy Mạnh Tân

4. TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN XA
CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP THUỘC CÔNG TY
CỔ PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA
Học viên : Duy Mạnh Tân Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số: 60520202 Khóa: K33 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tóm tắt – Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa đã và đang đầu tư hệ thống giám sát, điều khiển
và thu thập dữ liệu lưới điện 110kV, tuy nhiên phần lưới điện trung áp vẫn chưa được đầu tư triển
khai công nghệ này. Do vậy, tác giả đã nghiên cứu xây dựng hệ thống giám sát và điều khiển xa
các thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp thuộc Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa, cụ thể là các
Recloser và LBS nhằm mục đích áp dụng vào thực tế để rút ngắn thời gian thao tác cũng như thời
gian xử lý sự cố trên lưới trung áp, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đồng thời giúp cho công tác
quản lý vận hành lưới điện cũng như khả năng khai thác các tiện ích của hệ thống giám sát, điều
khiển xa trên lưới điện ngày một tốt hơn, tạo điều kiện để tăng năng suất lao động. Nội dung
nghiên cứu bao gồm nghiên cứu xây dựng cơ sở dữ liệu và giao diện người – máy bằng phần mềm
Survalent; nghiên cứu xây dựng cơ sở dữ liệu bằng giao thức IEC 60870-5-104 cho các thiết bị
Recloser, LBS và nghiên cứu đề xuất xây dựng đường truyền 3G APN từ thiết bị đóng cắt về
Trung tâm điều khiển.
Từ khóa – Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa; Survalent; Recloser; LBS; giám sát điều khiển
xa.
RESEARCHING ON BUILDING SCADA SYSTEM FOR SWITCHGEAR ON MEDIUM
VOLTAGE GRID IN KHANH HOA POWER JOINT STOCK COMPANY
Abstract - Khanh Hoa Power Joint Stock Company has been investing in Supervisory Control And
Data Acquisition (SCADA) system of 110kV grid, while the medium voltage grid has not yet been
implemented that technology. Therefore, the author researched on building SCADA system of
switchgear on medium voltage grid of Khanh Hoa Power Joint Stock Company, namely the Recloser
and LBS, for practical purposes to shorten the operation time to shorten operation time as well as
troubleshooting time on the medium voltage grid, improve the reliability of power supply, and help
management and operation of the grid as well as the ability to exploit the benefits of SCADA on the
grid better and better, enabling conditions to increase labor productivity. Research contents include
database research and human-machine interface with Survalent software; database research using IEC
60870-5-104 protocol for Recloser, LBS ; research and propose building 3G APN communication
line from switchgears to Control center.
Key words - Khanh Hoa Power Joint Stock Company; Survalent; Recloser; LBS; SCADA.

5. MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN
TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài ....................................................................................................1
2. Mục tiêu nghiên cứu ...............................................................................................1
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ..........................................................................2
4. Phương pháp nghiên cứu ........................................................................................2
5. Bố cục ...............................................................................................................2
CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN
THUỘC ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA .................................................................................3
1.1. GIỚI THIỆU SƠ LƯỢC VỀ CÔNG TY CỔ PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA..3
1.1.1. Lịch sử hình thành, lĩnh vực kinh doanh và cơ cấu tổ chức .............................3
1.1.2. Quản lý vận hành ..............................................................................................6
1.1.2.1. Nguồn điện .....................................................................................................6
1.1.2.2. Lưới điện ........................................................................................................7
1.2. TỔNG QUAN VỀ TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN THUỘC CÔNG TY CỔ PHẦN
ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA ............................................................................................9
1.2.1. Các khối chức năng...........................................................................................9
1.2.2. Các giao thức được sử dụng để kết nối SCADA trên lưới điện KHPC .........10
1.3. HIỆN TRẠNG CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC VÀ
CÁC THIẾT BỊ ĐƯỢC ĐIỀU KHIỂN XA..................................................................11
1.4. KẾT LUẬN ............................................................................................................11
CHƯƠNG 2 - NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP KỸ THUẬT ĐỂ THỰC HIỆN VIỆC
GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TỪ XA .......................13
2.1. TỔNG QUAN ........................................................................................................13
2.2. NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP PHẦN MỀM SURVALENT ..................................13
2.2.1. Tổng quan........................................................................................................13
2.2.2. Trình bày lý thuyết và giải pháp cấu hình cơ sở dữ liệu qua STC Explorer...14
2.2.2.1. Giới thiệu những thành phần cơ bản để xây dựng cơ sở dữ liệu.................14
2.2.2.2. Các bước tạo biến cơ bản ............................................................................14
2.2.2.3. Chức năng bảo mật (Security Function)......................................................21
2.2.3. Lý thuyết và giải pháp về xây dựng HMI bằng SmartVU..............................23
2.2.3.1. Giới thiệu SmartVU......................................................................................23
2.2.3.2. Tạo các phần tử chính của Map...................................................................24

6. 2.2.3.3. Vẽ Map .........................................................................................................30
2.3. NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CẤU HÌNH GIAO THỨC IEC 60870-5-104 CHO
RTU CÁC RECLOSER NULEC, LBS JINKWANG HIỆN CÓ TRÊN LƯỚI ĐIỆN
KHÁNH HÒA .............................................................................................................31
2.3.1. Recloser Nulec ...............................................................................................31
2.3.1.1. Sơ lược về Recloser Nulec............................................................................31
2.3.1.2. Phần mềm WSOS cấu hình giao thức IEC 60870-5-104 cho tủ điều khiển
ADVC....................................................................................................................31
2.3.2. LBS Jinkwang .................................................................................................33
2.3.2.1. Sơ lược về LBS Jinkwang.............................................................................33
2.3.2.2. Phần mềm FTU Man cấu hình giao thức IEC 60870-5-104 cho tủ điều
khiển FTU-P200 ...................................................................................................33
2.4. NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP KỸ THUẬT TRUYỀN THÔNG TIN CHO HỆ
THỐNG GIÁM SÁT ĐIỀU KHIỂN XA .....................................................................35
2.4.1. Hệ thống thông tin sóng vô tuyến........................................................................35
2.4.2. Hệ thống thông tin sóng vi ba..........................................................................35
2.4.3. Hệ thống thông tin tải ba .................................................................................36
2.4.4. Hệ thống cáp quang điện lực...........................................................................36
2.4.5. Hệ thống leased – line thuê bao riêng .............................................................36
2.4.6. Hệ thống Internet ADSL/IP.............................................................................36
2.4.7. Hệ thống di động 2G, GPRS, 3G ....................................................................36
2.4.7.1. Mô hình thu thập công tơ qua 2G ................................................................37
2.4.7.2. Mô hình điều khiển và thu thập dữ liệu các thiết bị đóng cắt qua
3G/GPRS… ...............................................................................................................37
2.4.8. HỆ THỐNG DI ĐỘNG 3G CÓ SỬ DỤNG APN (ĐIỂM TRUY CẬP)
RIÊNG ..........................................................................................................................38
2.4.8.1. Mô hình giải pháp........................................................................................38
2.4.8.2. Đánh giá.......................................................................................................39
2.5. KẾT LUẬN ............................................................................................................39
CHƯƠNG 3 - ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG ĐỘ TIN CẬY, THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT
TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP KHÁNH HÒA VÀ GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬY BẰNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN XA.......................................................40
3.1. HIỆN TRẠNG........................................................................................................40
3.1.1. Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện SAIDI ........................................................40
3.1.2. Các thiết bị có khả năng kết nối SCADA nhưng chưa được kết nối ..............43
3.2. ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY BẰNG GIÁM SÁT, ĐIỀU
KHIỂN XA....................................................................................................................47
3.2.1. Tại TTĐK-KHPC............................................................................................48
3.2.2. Tại vị trí thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp...........................................50

7. 3.2.3. Xây dựng kênh truyền kết nối từ thiết bị đóng cắt đến TTĐK.......................50
3.3. KẾT LUẬN ............................................................................................................52
CHƯƠNG 4 - XÂY DỰNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN XA CÁC
THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THUỘC ĐIỆN LỰC
KHÁNH HÒA .............................................................................................................53
4.1. XÂY DỰNG HỆ CƠ SỞ DỮ LIỆU TRÊN PHẦN MỀM SURVALENT............53
4.2. MÔ PHỎNG GIAO DIỆN HMI TRÊN PHẦN MỀM SURVALENT..................65
4.3. XÂY DỰNG TẬP TIN CƠ SỞ DỮ LIỆU THEO GIAO THỨC IEC 60870-5-104
CHO RECLOSER NULEC VÀ LBS JINKWANG......................................................68
4.3.1. Xây dựng tập tin cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC 60870-5-104 cho tủ điều
khiển ADVC .........................................................................................................68
4.3.2. Xây dựng tập tin cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC 60870-5-104 cho tủ điều
khiển FTU-P200 ...................................................................................................71
4.4. CÁC CHỨC NĂNG CỦA HỆ THỐNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN XA CÁC
THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP ...........................................74
4.5. HIỆU QUẢ CỦA HỆ THỐNG..............................................................................76
4.6. KẾT LUẬN ............................................................................................................77
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.......................................................................................78
TÀI LIỆU THAM KHẢO.............................................................................................80
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.

8. DANH MỤC CÁC BẢNG
Số
bảng
Tên bảng Trang
1.1 Chi tiết khối lượng thiết bị, đường dây do các Điện lực quản lý 7
2.1 Mô tả thanh Editor Window Toolbar 24
2.2 Mô tả thanh Edit Parts Toolbar 26
2.3 Mô tả thanh Draw Item Toolbar 27
3.1 Số khách hàng KHPC tăng trưởng trong năm 2016 40
3.2
Thời gian trung bình thực hiện thao tác thiết bị để bảo trì bảo
dưỡng
41
3.3 Thời gian trung bình thực hiện thao tác thiết bị để xử lý sự cố 41
3.4
Bảng tính SAIDI giảm do BTBD và XLSC dự kiến ở năm áp
dụng hệ thống
43
3.5
Số lượng thiết bị Recloser, LBS có khả năng kết nối SCADA
tại các Điện lực
43
3.6 Bảng chi tiết vị trí các thiết bị 44
3.7 Danh sách dữ liệu của Recloser và LBS 49

9. DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
hình
Tên hình Trang
1.1 Sơ đồ cơ cấu tổ chức Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa 5
1.2 Sơ đồ hệ thống điện phân phối Khánh Hòa 8
1.3
Mô hình hệ thống SCADA tại KHPC trên nền tảng phần mềm
Survalent
9
2.1 .Giao diện STC Explorer 14
2.2 Tập hợp các Station 15
2.3 Cửa sổ New Station 15
2.4 Tạo mới Communication Line 16
2.5 Cửa sổ New Communication Line 16
2.6 Tạo mới RTU 17
2.7 Cửa sổ RTU 17
2.8 Tạo mới Status Point 18
2.9 Cửa sổ New Status Point 18
2.10 Tab Telemetry 19
2.11 Tab Alarms 19
2.12 Tạo mới analog point 20
2.13 Cửa sổ analog point 20
2.14 Cửa sổTelemetry analog point 20
2.15 Cửa sổ Alarm analog point 21
2.16 Cửa sổ Zone 21
2.17 Cửa sổ Zone Group 22
2.18 Cửa sổ User Rights 22
2.19 Cửa sổ User 23
2.20 Giao diện Smart VU 23
2.21 Tạo màu cố định 28
2.22 Mô phỏng máy cắt đang cắt 29
2.23 Mặt trước của RTU Recloser Nulec 31
2.24 Giao diện phần mềm WSOS 32
2.25 Giao diện Tool Configurable Protocol 32
2.26 Mặt trước của RTU LBS Jinkwang 33
2.27 Giao diện phần mềm FTU Man 34
2.28 Giao diện Tool cấu hình dữ liệu giao thức IEC 60870-5-104 34
2.29 Truyền dẫn điểm tới điểm 35
2.30 Truyền dẫn nhiều điểm 35
2.31 Mô hình thu thập công tơ qua 2G 37
2.32 Mô hình thu thập dữ liệu qua 3G/GPRS 37

10. Số hiệu
hình
Tên hình Trang
2.33 Mô hình thu thập dữ liệu qua 3G sử dụng APN riêng 38
3.1 Mô hình giải pháp VPN 51
4.1 Tạo các Zone tương ứng với các Điện lực trực thuộc 53
4.2 Tạo các Zone Group tương ứng với các Điện lực trực thuộc 53
4.3 Tạo các Station tương ứng với các Điện lực trực thuộc 55
4.4 Tạo các Station chủng loại thiết bị Recloser, LBS 55
4.5 Tạo các Station Recloser 56
4.6 Tạo các Station LBS 56
4.7 Tạo biến Commline Status cho từng Recloser 57
4.8 Tạo biến RTU Status cho từng Recloser 57
4.9 Tạo biến Commline Status cho từng LBS 57
4.10 Tạo biến RTU Status cho từng LBS 58
4.11 Tạo Commline cho từng thiết bị Recloser 58
4.12 Tạo RTU cho từng thiết bị Recloser 58
4.13 Tạo Commline cho từng thiết bị LBS 59
4.14 Tạo RTU cho từng thiết bị LBS 59
4.15 Tạo các biến Status cho Recloser 60
4.16 Tab General trong cửa sổ Status Point Recloser 60
4.17 Tab Telemetry trong cửa sổ Status Point Recloser 60
4.18 Tab Alarm trong cửa sổ Status Point Recloser 61
4.19 Tạo các biến Status LBS 61
4.20 Tab General trong cửa sổ Status Point LBS 61
4.21 Tab Telemetry trong cửa sổ Status Point LBS 62
4.22 Tab Alarm trong cửa sổ Status Point LBS 62
4.23 Tạo các biến Analog Recloser 62
4.24 Tab General trong cửa sổ Analog Point Recloser 63
4.25 Tab Telemetry trong cửa sổ Analog Point Recloser 63
4.26 Tab Alarm trong cửa sổ Analog Point Recloser 63
4.27 Tạo các biến Analog LBS 64
4.28 Tab General trong cửa sổ Analog Point LBS 64
4.29 Tab Telemetry trong cửa sổ Analog Point LBS 64
4.30 Tab Alarm trong cửa sổ Analog Point LBS 65
4.31 dựng thư viện Color cho hệ thống 65
4.32 Xây dựng thư viện Symbol cho hệ thống 66
4.33 Xây dựng thư viện PMacro cho hệ thống 66
4.34 Giao diện sơ đồ hệ thống điện trung áp KHPC 67
4.35 Giao diện sơ đồ điện phân phối khu vực E27-EBT-EBD-E28 67
4.36 Giao diện HMI của 1 Recloser 68
4.37 Giao diện HMI của 1 LBS 68

11. Số hiệu
hình
Tên hình Trang
4.38
Cấu hình các thông số cơ bản giao thức IEC 60870-5-104 cho
Recloser
69
4.39 Mở Tool cấu hình giao thức IEC 60870-5-104 69
4.40 Cấu hình các tín hiệu trạng thái 1 bit 70
4.41 Cấu hình tín hiệu trạng thái 2 bit 70
4.42 Cấu hình tín hiệu đo lường Analog 70
4.43 Cấu hình tín hiệu điều khiển 1 bit 71
4.44 Cấu hình tín hiệu điều khiển 2 bit 71
4.45 Lựa chọn giao thức IEC 60870-5-104 71
4.46
Cấu hình các địa chỉ tín hiệu cơ bản cho giao thức IEC 60870-
5-104
72
4.47 Mở Tool cấu hình dữ liệu giao thức IEC 60870-5-104 72
4.48 Cấu hình các tín hiệu trạng thái 1 bit 72
4.49 Cấu hình các tín hiệu trạng thái 2 bit 73
4.50 Cấu hình các tín hiệu đo lường 73
4.51 Cấu hình các tín hiệu điều khiển 1 bit 73
4.52 Cấu hình các tín hiệu điều khiển 2 bit 74
4.53 Sơ đồ 1 sợi và cách truy xuất 1 thiết bị Recloser/LBS 74
4.54 Mô tả các vùng chức năng trên giao diện HMI Recloser 75
4.55 Các dòng cảnh báo xuất hiện khi có thay đổi trên hệ thống 75
4.56 Cài đặt âm thanh cảnh báo cho hệ thống 76
4.57 Cửa sổ điều khiển đóng cắt của Recloser 76

12. 1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Lưới điện phân phối của cả nước nói chung và của tỉnh Khánh Hòa nói riêng
ngày càng trở nên phức tạp do số lượng phụ tải và công suất phụ tải ngày càng tăng, số
xuất tuyến và các các trạm biến áp ngày càng nhiều, phạm vi cấp điện ngày càng mở
rộng.... Do đó công tác vận hành lưới phân phối sẽ phải đối mặt với nhiều khó khăn
nếu như không có sự hỗ trợ của hệ thống giám sát và điều khiển từ xa.
Bên cạnh đó, nền kinh tế tỉnh Khánh Hòa đã có những bước chuyển biến đáng
kể. Cụ thể là các khu du lịch, khu dịch vụ, khu công nghiệp khu dân cư... đã và đang
phát triển với tốc độ nhanh. Do vậy, bên cạnh việc phải đáp ứng nhu cầu về công suất
ngày càng tăng thì chất lượng điện năng là vấn đề cần được đặc biệt chú trọng. Chính
vì vậy mà việc ứng dụng hệ thống giám sát và điều khiển từ xa nhằm nâng cao chất
lượng điện năng, chất lượng cung cấp điện trở thành nhu cầu cấp thiết.
Đứng trước thực tế đó, Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa (KHPC) đã hợp
tác với các nhà thầu cung cấp giải pháp phần mềm Trung tâm Survalent và các trang
thiết bị hiện đại đồng bộ giữa Trung tâm điều khiển (TTĐK) KHPC với các trạm biến
áp 110kV để triển khai việc điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu (Supervisory
Control And Data Acquisition – SCADA) các trạm Biến áp 110kV và đã nhận được
những thành quả nhất định.
Tuy nhiên đối với các thiết bị đóng cắt trên lưới trung thế như Recloser, LBS
(Load Break Switch) thì vẫn chưa có giải pháp thu thập tín hiệu SCADA để đưa về
TTĐK-KHPC. Chính vì vậy, việc nghiên cứu, áp dụng các công nghệ mới để thu thập
dữ liệu từ xa các thiết bị này về TTĐK-KHPC là cấp thiết để rút ngắn thời gian thao
tác cũng như thời gian xử lý sự cố trên lưới trung áp, nâng cao độ tin cậy cung cấp
điện, đồng thời giúp cho công tác quản lý vận hành lưới điện cũng như khả năng khai
thác các tiện ích của hệ thống SCADA trên lưới điện ngày một tốt hơn, tạo điều kiện
để tăng năng suất lao động.
Với những lý do nêu trên thì việc nghiên cứu xây dựng hệ thống giám sát và
điều khiển xa các thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp thuộc KHPC là thực sự rất cần
thiết.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Xây dựng hệ thống giám sát và điều khiển từ xa các thiết bị đóng cắt thuộc lưới
điện trung áp Khánh Hòa nhằm mục đích:
- Rút ngắn thời gian thao tác thiết bị, thời gian xử lý sự cố, nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện.
- Nâng cao năng suất lao động.
- Tự làm chủ được công nghệ.

13. 2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Nghiên cứu và xây dựng hệ thống giám sát và điều khiển xa các thiết bị đóng
cắt thuộc lưới điện trung áp Khánh Hòa trên nền tảng phần mềm Survalent.
- Nghiên cứu và sử dụng phần mềm FTUMan để cấu hình giao thức IEC60870-
5-104 cho RTU (Remote Terminal Unit) LBS Jinkwang và phần mềm WSOS để cấu
hình giao thức IEC60870-5-104 cho RTU Recloser Nulec.
- Nghiên cứu ứng dụng giải pháp truyền thông tin 3G sử dụng APN riêng.
- Nghiên cứu khả năng kết nối SCADA của các thiết bị Recloser Nulec và LBS
Jinkwang.
4. Phương pháp nghiên cứu
Để giải quyết các mục tiêu nêu trên, luận văn đưa ra phương pháp nghiên cứu
như sau:
- Nghiên cứu, phân tích các tài liệu, sách báo viết về phần mềm Survalent.
- Nghiên cứu, phân tích các tài liệu, sách báo viết về RTU của các thiết bị
Recloser Nulec và LBS Jinkwang, phần mềm FTU Man, phần mềm WSOS.
- Nghiên cứu, phân tích các tài liệu, sách báo viết về giải pháp truyền thông tin
3G sử dụng APN riêng .
- Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu, xây dựng cơ sở dữ liệu và mô phỏng
giao diện hệ thống giám sát và điều khiển xa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung
áp thuộc KHPC.
5. Bố cục
MỞ ĐẦU
CHƯƠNG 1 : Tổng quan về hệ thống giám sát, điều khiển lưới điện thuộc Điện
lực Khánh Hòa.
CHƯƠNG 2 : Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật để thực hiện việc giám sát và
điều khiển các thiết bị đóng cắt từ xa.
CHƯƠNG 3 : Đánh giá hiện trạng độ tin cậy, thiết bị đóng cắt trên lưới điện
trung áp Khánh Hòa và giải pháp nâng cao độ tin cậy bằng giám sát, điều khiển xa.
CHƯƠNG 4: Xây dựng hệ thống giám sát, điều khiển xa các thiết bị đóng cắt
trên lưới điện trung áp thuộc Điện lực Khánh Hòa.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

14. 3
CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN
LƯỚI ĐIỆN THUỘC ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA
1.1. GIỚI THIỆU SƠ LƯỢC VỀ CÔNG TY CỔ PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH
HÒA
1.1.1. Lịch sử hình thành, lĩnh vực kinh doanh và cơ cấu tổ chức
a. Lịch sử
Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa hay còn gọi tắt là Điện lực Khánh Hòa,
là doanh nghiệp Cổ phần trực thuộc Tổng Công ty Điện lực Miền Trung, lĩnh vực kinh
doanh chính là hoạt động sản xuất, kinh doanh điện năng trên địa bàn tỉnh Khánh Hòa.
Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa chính thức đi vào hoạt động từ ngày
01/7/2005 trên cơ sở được thành lập theo quyết định số 161/2004/QĐ-BCN ngày
06/12/2004 của Bộ Công nghiệp về việc chuyển Điện lực Khánh Hòa thuộc Công ty
Điện lực Miền Trung thành Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa.
b. Lĩnh vực sản xuất, kinh doanh của công ty
Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa sản xuất, kinh doanh các lĩnh vực sau :
- Sản xuất và kinh doanh điện năng; quản lý, vận hành lưới điện phân phối có
cấp điện áp đến 110 KV; xây dựng, lắp đặt, quản lý, vận hành và sửa chữa nhà máy
thủy điện, nhiệt điện nhỏ, các nhà máy điện diesel, máy phát điện diesel.
- Xây lắp các công trình điện, lưới và trạm điện có cấp điện áp đến 110 KV,
các công trình viễn thông công cộng, các công trình công nghiệp và dân dụng;
- Sửa chữa thiết bị điện;
- Lắp đặt hệ thống điện;
- Cho thuê máy móc, thiết bị điện;
- Kinh doanh xuất nhập khẩu vật tư, thiết bị điện;
- Đại lý bán hàng vật tư, thiết bị điện;
- Sản xuất, kinh doanh các sản phẩm bê tông ly tâm;
- Gia công chế tạo các sản phẩm cơ khí (trừ máy móc, thiết bị);
- Kinh doanh thương mại, thiết bị và phần mềm máy vi tính;
- Lập trình máy vi tính; hoạt động dịch vụ công nghệ thông tin và dịch vụ khác
liên quan đến máy vi tính;
- Sửa chữa máy vi tính và thiết bị ngoại vi;
- Tư vấn máy vi tính và quản trị hệ thống máy vi tính;
- Thí nghiệm thiết bị điện đến cấp điện áp 110KV;
- Hoạt động kiến trúc và tư vấn kỹ thuật có liên quan: Thiết kế các công trình
đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp đến 110KV, nhà máy điện cấp 4; giám sát

15. 4
thi công xây dựng công trình đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp đến 110KV; tư
vấn lập dự án đầu tư, quản lý dự án nhà máy nhiệt điện nhỏ, đường dây và trạm biến
áp có cấp điện áp đến 110KV và các công trình viễn thông; tư vấn thẩm tra dự án đầu
tư công trình điện đến cấp điện áp 110KV;
- Lắp đặt hệ thống cấp, thoát nước, lò sưởi và điều hòa không khí;
- Kho bãi và lưu giữ hàng hóa;
- Vận tải hàng hóa bằng đường bộ;
- Dạy nghề;
- Kinh doanh khách sạn; kinh doanh bất động sản; cho thuê văn phòng;
- Quảng cáo; đại lý bảo hiểm.
c. Cơ cấu tổ chức
Cơ cấu tổ chức của Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa bao gồm :
- Hội đồng quản trị;
- 01 Tổng Giám đốc công ty;
- 03 Phó Tổng Giám đốc công ty;
- 01 Kế toán trưởng công ty;
- 12 phòng chức năng (Văn phòng; Kế hoạch; Tổ chức- Nhân sự; Kỹ thuật; An
toàn; Tài chính- Kế toán; Vật tư; Đầu tư xây dựng; Điều độ; Kinh doanh; Công nghệ
thông tin; Kiểm tra, giám sát mua bán điện);
- 08 Điện lực (Vĩnh Hải, Vĩnh Nguyên, Trung tâm Nha Trang, Cam Ranh-
Khánh Sơn, Diên Khánh- Khánh Vĩnh, Ninh Hòa, Vạn Ninh, Cam Lâm);
- 01 Xí nghiệp Lưới điện cao thế;
- 01 Xí nghiệp Cơ điện- thí nghiệm;
- 01 Xí nghiệp Xây lắp công nghiệp;
- 01 Trung tâm Tư vấn xây dựng điện;
- 01 Ban Quản lý dự án.
Sơ đồ cơ cấu tổ chức của Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa được trình bày
như hình 1.1.

16. 5
Hình 1.1. Sơ đồ cơ cấu tổ chức Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa
KẾ TOÁN
TRƯỞNG
ĐẠI HỘI ĐỒNG CỔ ĐÔNG
BAN KIỂM SOÁT
HỘI ĐỒNG QUẢN TRỊ
TỔNG GIÁM ĐỐC
PHÓ TGĐ
KINH DOANH
KHỐI PHÒNG BAN
CHỨC NĂNG
Điện lực
Diên Khánh – Khánh Vĩnh
PHÓ TGĐ
ĐTXD
PHÓ TGĐ
KT (GĐCLCT)
KHỐI
ĐIỆN LỰC
KHỐI CÁC ĐƠN VỊ
PHỤ TRỢ
Điện lực
Cam Ranh – Khánh Sơn
Điện lực
Cam Lâm
Điện lực
Vĩnh Nguyên
Điện lực
Trung tâm Nha Trang
Điện lực
Vĩnh Hải
Điện lực
Ninh Hòa
Điện lực
Vạn Ninh
P3. Phòng Tổ chức – Nhân
sự
P1. Văn phòng Công ty
P2. Phòng Kế hoạch
P4. Phòng Kỹ thuật
P5. Phòng Tài chính – Kế
toán
P6. Phòng Vật tư
P7. Phòng Đầu tư
P8. Phòng Điều độ sản
xuất
Xí nghiệp
Lưới điện Cao thế
Xí nghiệp
Xây lắp Công nghiệp
Xí nghiệp
Cơ điện – Thí nghiệm
P9. Phòng Kinh doanh
Trung tâm
Tư vấn xây dựng điện
P10. Phòng Công nghệ
thông tin
P11. Phòng Kiểm tra, giám
sát mua bán điện
P12. Phòng An toàn
Ban Quản lý dự án

17. 6
1.1.2. Quản lý vận hành
1.1.2.1. Nguồn điện
Trên địa bàn tỉnh Khánh Hòa có 01 TBA 220/110/22kV Nha Trang (T1-125 +
T2-250 MVA) đặt tại xã Vĩnh Phương – TP. Nha Trang là nguồn cung cấp điện chủ
yếu cho các hộ tiêu thụ điện của tỉnh Khánh Hoà. Trạm nhận điện từ TBA 500/220kV
Pleiku, NMTĐ Đa nhim và TBA 220kV Tuy Hòa qua các đường dây 220kV “Pleiku-
KrôngBuk-Nha Trang”, đường dây 220kV “Đa Nhim-Nha Trang”, đường dây 220kV
“Tuy Hòa-Nha Trang”.
Ngoài nguồn từ trạm 220kV Nha Trang, lưới điện 110kV tỉnh Khánh Hòa còn
được cấp điện từ các đường dây 110kV từ các tỉnh lân cận như:
- Tuyến 110kV Tuy Hòa – Nha Trang dây dẫn ACSR185, chiều dài tuyến
128,7km. Đi từ thanh cái 110kV trạm 220kV Tuy Hòa đến thanh cái 110kV trạm
220kV Nha Trang. Tuyến 110kV Tuy Hòa – Nha Trang hiện nay là mạch 2 của tuyến
220kV Tuy Hòa – Nha Trang, tuy nhiên đang vận hành tạm ở điện áp 110kV, có
nhiệm vụ hỗ trợ cấp điện cho lưới điện 110kV sau trạm.
- Tuyến 110kV NMTĐ Sông Hinh – Tuy Hòa 2 – Hòa Hiệp – Vạn Giã, dây
dẫn ACK -185, chiều dài tuyến 69,91km. Đi từ NMTĐ Sông Hinh cấp cho các TBA
110kV Tuy Hòa 2, Hòa Hiệp, sau đó hỗ trợ cấp điện cho tỉnh Khánh Hòa qua tuyến
110kV Hòa Hiệp – Vạn Giã. Chiều dài tuyến Hòa Hiệp – Vạn Giã là 36,57km.
- Tuyến 110kV Tháp Chàm – Cam Ranh, gồm 02 đoạn: ACSR-336,4MCM có
chiều dài tuyến 4,84km; ACK -150/29 có chiều dài tuyến 86,04km cấp nguồn cho 03
TBA 110kV phía nam tỉnh Khánh Hòa.
- Tuyến 110kV Ninh Hải – Nam Cam Ranh: năm 2016 tuyến mang tải với Pmax
đạt 30MW (theo phương thức không cơ bản).
Trên địa bàn tỉnh Khánh Hòa hiện nay có các nguồn phát như sau:
- Nguồn thủy điện:
+ Ea Krong Rou: công suất 28MW phát lên lưới thông qua đường dây 35kV.
+ Sông Giang: công suất 37MW phát lên lưới thông qua đường dây 110kV.
- Nguồn nhiệt điện:
+ Nhà máy nhiệt điện bã mía tại Ninh Hòa, công suất 30MW phát lên lưới
thông qua đường dây 110kV.
+ Nhà máy nhiệt điện bã mía tại Cam Ranh, công suất 60MW phát lên lưới
thông qua đường dây 35kV.
Các nhà máy thủy điện với công suất hạn chế nên chủ yếu được huy động nhiều
vào giờ cao điểm để cải thiện chất lượng điện áp các nút 110kV.
Các nhà máy nhiệt điện bã mía đường sau khi sử dụng cho bản thân nhà máy

18. 7
còn có khả năng cung cấp tối đa khoảng 36MW cho lưới điện 110kV vào mùa khô từ
tháng 12 năm trước đến tháng 4 năm sau.
1.1.2.2. Lưới điện
a. Lưới điện 110kV
Công ty đang quản lý hệ thống lưới điện 110kV với tổng chiều dài tổng cộng là
345,43km và 11 TBA với tổng công suất 502MVA gồm: Vạn Giã, Ninh Hòa, Đồng
Đế, Mã Vòng, Diên Khánh, Suối Dầu, Bán đảo, Cam Ranh, Ninh Thủy, Bình Tân,
Nam Cam Ranh.
Có 02 trạm thuộc tài sản của khách hàng là Vinashin và Dệt Nha Trang với
tổng công suất 66MVA.
b. Lưới điện trung, hạ áp
Hệ thống lưới điện trung hạ áp hiện được giao cho 08 điện lực quản lý, gồm
102 xuất tuyến trung thế, công suất trung bình khoảng 300 MW, sản lượng trung bình
ngày trên 6 triệu kWh, tổng số khách hàng sử dụng điện trên 346.000 khách hàng. Chi
tiết khối lượng thiết bị, đường dây do các Điện lực quản lý như bảng 1.1 ( số liệu được
thống kê đến 02/2017 ).
Bảng 1.1. Chi tiết khối lượng thiết bị, đường dây do các Điện lực quản lý
STT Tên khu vực
Đường
dây
trung
áp
(km)
Đường
dây
hạ áp
(km)
Dung
lượng
bù
(MVAr)
Rec
(máy)
LBS
(máy)
Trạm biến áp
Số
Trạm
Tổng dung
lượng
(kVA)
1
Điện lực Vạn
Ninh
224,1 370,374 28,4 7 17 399 71.105
2 Điện lực Ninh Hòa 560,842 776,264 41,9 8 25 639 103.998,5
3 Điện lực Vĩnh Hải 125,308 152,56 37,3 7 22 327 110.300
4
Điện lực Trung
tâm Nha Trang
164,963 247,338 85,9 9 34 606 246.980
5
Điện lực Vĩnh
Nguyên
128,4 135,962 42,8 4 19 370 138.535
6
Điện lực Cam
Lâm
297,691 312,516 43,4 8 12 436 125.355
7
Điện lực Cam
Ranh - Khánh Sơn
465,742 309,766 51,1 8 14 562 174.305
8
Điện lực Diên
Khánh - Khánh
Vĩnh
386,212 437,38 40,5 13 26 546 115.015
Toàn Công ty 3.353,26 2742,16 371,3 64 169 3.885 1.085.595,5
Sơ đồ lưới điện phân phối được thể hiện trên hình 1.2.

19. 8
Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống điện phân phối Khánh Hòa

20. 9
1.2. TỔNG QUAN VỀ TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN THUỘC CÔNG TY CỔ
PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH HÒA
Trung tâm điều khiển KHPC được đưa vào vận hành chính thức tháng 08/2015.
Tiền thân là Trung tâm thao tác xa với 5 nhân viên thao tác xa đi chế độ 3 ca 5 kíp, vận
hành từ xa 3 trạm biến áp 110kV là E Bình Tân, E Nam Cam Ranh, E Ninh Thủy bằng
giải pháp phần mềm @SCADA do Công ty ATS xây dựng.
Năm 2016, Trung tâm được đầu tư giải pháp phần mềm Survalent (Canada),
điều khiển từ xa trạm 110kV E Bán Đảo. Mô hình hệ thống SCADA tại KHPC trên
nền tảng phần mềm Survalent được mô tả như Hình 1.3.
Hình 1.3. Mô hình hệ thống SCADA tại KHPC trên nền tảng phần mềm Survalent
1.2.1. Các khối chức năng
a) Máy chủ SCADA Server Main là máy chủ chính có các chức năng và nhiệm
vụ sau:
- Chức năng thu thập, trao đổi dữ liệu với RTU/Gateway tại các trạm biến áp
110kV và các thiết bị trên lưới Recloser/LBS bằng giao thức IEC60870-5-104/101,
DNP, trao đổi dữ liệu với các thiết bị mạng như Router/Switch/Server theo giao thức
SNMP.
- Được trang bị giao thức IEC60870-5-104 slave để truyền dữ liệu về Trung
tâm điều độ Miền.
- Khai báo cấu hình toàn bộ dữ liệu (datapoint), tổ chức cơ sở dữ liệu SCADA,
tính toán và logic phục vụ cho khai thác dữ liệu trên hệ thống vận hành lưới điện.

21. 10
b) Máy chủ SCADA Server Backup là máy chủ dự phòng có trang bị cổng kết
nối vật lý và phần mềm giao thức IEC60870-5-104/101 master, DNP, IEC60870-5-
104 slave tương đương với máy chủ chính. Khi máy chủ chính hoạt động, máy chủ dự
phòng ở chế độ standby, khi máy chủ chính gặp sự cố, máy chủ dự phòng tự hoạt động
thay thế máy chủ chính.
c) Máy chủ HIS server là máy chủ HIS lưu trữ các dữ liệu vận hành quá khứ
của hệ thống. Một máy chủ SCADA HIS Server độc lập để cài đặt phần mềm cơ sở dữ
liệu quá khứ.
d) Máy tính Operator WorkStation là máy tính sử dụng dữ liệu đã được thu thập
và xử lý trên máy chủ SCADA Server, từ đó hiển thị giao diện đồ họa (HMI) một cách
trực quan cho người vận hành hệ thống.
e) Máy tính Engineering là máy tính được cài đặt phần mềm STC Explorer để
cấu hình hệ thống và phần mềm SmartVU để phát triển hiệu chỉnh hệ thống HMI. Máy
tính này đồng thời cũng được sử dụng để cài đặt các phần mềm đọc bản ghi sự cố từ
các relay số tại trạm biến áp 110kV.
1.2.2. Các giao thức được sử dụng để kết nối SCADA trên lưới điện KHPC [1]
a) Giao thức IEC60870-5-101: là một thành phần của tập hợp chuẩn IEC
60870-5 được Ủy ban kỹ thuật điện Quốc tế - IEC đưa ra nhằm thống nhất tiêu chuẩn
về truyền dữ liệu trong hệ thống thông tin SCADA/EMS. Đây cũng là giao thức được
Tập đoàn điện lực Việt Nam quy định thống nhất sử dụng truyền tin giữa hệ thống
SCADA/EMS tại các Trung tâm điều độ tới RTU hoặc Gateway tại các trạm biến áp.
b) Giao thức IEC60870-5-104 : IEC60870-5-104 hay là phiên bản cho mạng
của IEC60870-5-101 (IEC60870-5-101 network version). Trong giao thức này các quá
trình ở mức thấp được thay thế hoàn toàn bằng giao thức TCP/IP, do vậy giao thức này
có thể hoạt động trên LAN hay các mạng diện rộng WAN.
c) Giao thức Modbus Serial/TCP : Modbus là chuẩn giao tiếp được phát triển
bởi Modicon từ năm 1979 để giao tiếp với các PLC. Chuẩn này là một trong những
giao thức điều khiển trong công nghiệp có thời gian phát triển lâu nhất mà vẫn tồn tại.
Hiện nay chuẩn này cũng được phát triển để hỗ trợ cả giao diện serial cũng như TCP.
Chuẩn này được nhúng trong rất nhiều thiết bị điện tử thông minh IEDs.
d) Giao thức IEC61850 :
- Vấn đề truyền thông giữa các IEDs và giữa các IEDs với trung tâm điều
khiển sẽ rất quan trọng khi thực hiện các chức năng tự động hoá của trạm. Rất nhiều
các giao thức truyền thông được sử dụng trong việc giám sát điều khiển xa trạm biến
áp, các giao thức phổ biến như Modbus, DNP3 và IEC 60870 như đã liệt kê ở trên.
Các giao thức trên không có sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi được cung
cấp bởi các hãng khác nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việc xây dựng các

22. 11
ứng dụng tự động hoá trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống khá khó khăn.
Trên cơ sở kiến trúc truyền thông đa dụng UCA 2.0, từ năm 2003 tổ chức kỹ thuật
điện quốc tế IEC (International Electrotechnical Commission) ban hành phiên bản đầu
tiên về tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850.
- IEC 61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng dụng tự động
hoá trạm. Tiêu chuẩn cho phép tích hợp tất cả các chức năng bảo vệ, điều khiển, đo
lường và giám sát truyền thống của trạm biến áp, đồng thời nó có khả năng cung cấp
các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán, chức năng liên động và giám sát phức
tạp. Với ưu điểm của chuẩn truyền thông TCP/IP Ethernet, giao thức IEC 61850 có
hiệu năng làm việc cao, xử lý thông tin đạt tốc độ 100Mbps và đơn giản trong việc
thực hiện kết nối trên mạng LAN.
1.3. HIỆN TRẠNG CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC VÀ
CÁC THIẾT BỊ ĐƯỢC ĐIỀU KHIỂN XA
Hiện tại, các trạm biến áp 110kV không người trực tại KHPC gồm có E. Bình
Tân, E. Nam Cam Ranh, E. Ninh Thủy và E. Bán Đảo, chiếm 4/11 trạm 110kV do
KHPC quản lý.
Các trạm E.Bình Tân, E. Nam Cam Ranh và E. Ninh Thủy được trang bị hệ
thống phần mềm @Station do Công ty ATS xây dựng để thu thập dữ liệu và truyền về
Trung tâm điều khiển.
Trạm E. Bán Đảo được trang bị RTU ABB560 do EVNICT xây dựng để thu
thập dữ liệu và truyền về Trung tâm điều khiển.
Hiện tại trên lưới điện KHPC quản lý có 79 LBS, 30 Recloser có khả năng kết
nối SCADA, chiếm 109/233 thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp.
1.4. KẾT LUẬN
Hệ thống lưới điện trung áp KHPC được giao cho 08 điện lực quản lý, gồm 102
xuất tuyến trung thế, 3353 km đường dây, 3885 trạm biến áp phân phối, có 79 LBS và
30 Recloser có khả năng kết nối SCADA, chiếm 109/233 thiết bị đóng cắt trên lưới
trung áp, công suất trung bình vào khoảng 300 MW, sản lượng trung bình ngày
khoảng 6 triệu kWh, tổng số khách hàng sử dụng điện trên 346 000 khách hàng.
Hệ thống điều khiển xa tại Trung tâm điều khiển KHPC về cơ sở hạ tầng cơ bản
đáp ứng được việc kết nối điều khiển xa các trạm biến áp 110kV, góp phần rút ngắn
thời gian thao tác cũng như thời gian xử lý sự cố trên lưới 110kV, nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện, tuy nhiên hệ thống vẫn chưa giám sát, điều khiển xa được các thiết bị
đóng cắt trên lưới điện trung áp, do đó không khai thác được hết chức năng của hệ
thống SCADA tại TTĐK, độ tin cậy cung cấp điện vẫn chưa đạt đến mức tương ứng
với năng lực, hiện trạng thiết bị trên lưới điện.

23. 12
Do vậy, tác giả đề xuất tiến hành nghiên cứu giải pháp phần mềm Survalent,
giải pháp cấu hình giao thức IEC 60870-5-104 cho RTU các Recloser Nulec, LBS
Jinkwang hiện có trên lưới điện Khánh Hòa, giải pháp kỹ thuật truyền thông tin cho hệ
thống giám sát điều khiển xa và thực hiện khảo sát, đánh giá hiện trạng, khả năng kết
nối của các thiết bị, để từ đó tạo căn cứ triển khai xây dựng hệ thống giám sát điều
khiển xa cho các thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp Điện lực Khánh Hòa.

24. 13
CHƯƠNG 2 - NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP KỸ THUẬT ĐỂ THỰC HIỆN
VIỆC GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TỪ XA
2.1. TỔNG QUAN
- Các phần mềm SCADA thường được sử dụng trong hệ thống điện như
Survalent, ABB, Siemen, Zenon…. Các phần mềm trên đều là các phần mềm SCADA
của các hãng sản xuất phần mềm danh tiếng, mỗi phần mềm đều có những điểm mạnh
yếu khác nhau. Tuy nhiên do KHC đã đầu tư giải pháp phần mềm Survalent, do đó
trong phạm vi luận văn tác giả chỉ tập trung nghiên cứu về các chức năng của phần
mềm Survalent.
- Các phần mềm cấu hình giao thức SCADA cho thiết bị đóng cắt thường sẽ
được cung cấp theo thiết bị. Do trên lưới điện trung áp của KHPC bao gồm 2 loại
Recloser Nulec và LBS Jinkwang có khả năng kết nối SCADA nên phạm vi luận văn
chỉ tập trung vào các phần mềm cấu hình SCADA cho các thiết bị này là WSOS và
FTU Man.
- Các giải pháp truyền thông thường được áp dụng cho việc kết nối thiết bị trên
lưới điện :
Hệ thống thông tin sóng vô tuyến.
Hệ thống thông tin sóng vi ba.
Hệ thống thông tin tải ba.
Hệ thống cáp quang điện lực.
Hệ thống leased-line thuê bao riêng.
Hệ thống Internet ADSL/IP.
Hệ thống di động 2G, GPRS, 3G.
Hệ thống di động 3G có sử dụng kênh APN riêng.
2.2. NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP PHẦN MỀM SURVALENT [6][7]
2.2.1. Tổng quan
- Phần mềm Survalent là phần mềm SCADA có bản quyền thuộc sở hữu của
hãng Survalent Technology (Canada) .
- Phần mềm bao gồm các phần mềm con :
+ ADMS Manager : có chức năng thu thập dữ liệu.
+ STC Explorer : có chức năng cấu hình cơ sở dữ liệu
+ SmartVU : Có chức năng xây dựng và hiển thị giao diện HMI.
- Phần mềm được ứng dụng cho các hệ thống SCADA trong công nghiệp, hệ
thống điện…

25. 14
2.2.2. Trình bày lý thuyết và giải pháp cấu hình cơ sở dữ liệu qua STC Explorer
2.2.2.1. Giới thiệu những thành phần cơ bản để xây dựng cơ sở dữ liệu
a) Stations : là một tập hợp chứa tất cả các biến (biến thật và biến ảo) có trong
hệ thống SCADA, một Station có thể có nhiều hơn 1 RTU.
b) Communication Lines (Commline) : là một tập hợp các đường truyền thông
(và giao thức đi kèm) của hệ thống SCADA, một Commline có thể có nhiều hơn một
RTU.
c) RTUs : là một tập hợp các RTU của hệ thống SCADA, các RTU này tương
ứng với các thiết bị vật lý, và chứa các biến dữ liệu đều là biến thật.
d) Status, Analog, Text database points : các biến dữ liệu thật và ảo sẽ được sử
dụng trong hệ thống SCADA.
2.2.2.2. Các bước tạo biến cơ bản
- Tạo Station;
- Tạo Communication line;
- Tạo RTU;
- Tạo Status point;
- Tạo Analog point.
a) Station
Station có thể được định nghĩa là một nhóm các point được gom lại với nhau.
Việc nhóm các point lại để tạo nên một (hoặc nhiều) Station là tùy vào người dùng. Để
tạo một Station database, trước hết chạy chương trình STC Explorer.
Hình 2.1 .Giao diện STC Explorer

26. 15
Hình 2.2. Tập hợp các Station
Trong STC Explorer, chọn Stations như trên hình 2.2, ở khoảng trống tương
ứng bên phải, click chuột phải và chọn New. Cửa sổ New Station sẽ hiện ra như hình
2.3 . Nhập các thông tin cần thiết cho Station (Name, Zone Group, User Type...).
Hình 2.3. Cửa sổ New Station
Name: tên Station;
Description: Mô tả ngắn gọn;
Zone Group: Dùng để giới hạn quyền truy cập, tùy theo người dùng log in
vào account nào.
b) Communication Lines
Communication Lines là một thành phần của database, đại diện cho môi trường
kết nối với các RTU.
Mỗi Communication Line có một status point tương ứng để chỉ trạng thái của
nó (có nhận được data hay không).

27. 16
Việc tạo Communication Line lúc này cũng tương tự như tạo Station. Chọn
Communication Lines như hình 2.4, click chuột phải vào vùng bên phải rồi chọn New.
Cửa sở Communication Line sẽ hiện ra như hình 2.5.
Hình 2.4. Tạo mới Communication Line
Hình 2.5. Cửa sổ New Communication Line
Name: Đặt tên cho Communication Line;
Description: Mô tả ngắn gọn;
Protocol: Chọn giao thức muốn sử dụng;
Auto Start: Tick chọn nếu muốn tự động kết nối thiết bị sau khi khởi động
phần mềm SCADA. Nếu không chọn, người dùng sẽ phải tự kích hoạt kết nối.
Link Status: Chọn biến thể hiện trạng thái của Communication Line.
Các timer dùng để điều khiển tốc độ truy xuất dữ liệu:
+ All Data: xác đinh thời gian truy xuất toàn bộ dữ liệu (giây).
+ Time Sync Interval: xác định thời gian đồng bộ giữa các RTU.
Cũng tại tab General, tùy vào từng loại giao thức mà ta cài đặt các thông số cho
Communication Line.

28. 17
c) RTU
Một RTU ở đây đại diện cho một RTU trên thực tế hoặc một vài loại IED khác
có kết nối trực tiếp với Communication Line.
Cũng giống như Communication Line, RTU cũng cần một status point chỉ
trạng thái.
Tạo RTU tương tự như Communication line:
Hình 2.6. Tạo mới RTU
Chọn mục Rtus rồi click phải chuột vào vùng bên trái, chọn New. Cửa sổ RTU
xuất hiện như hình 2.7
Hình 2.7. Cửa sổ RTU
Name : Chọn tên cho RTU.
Communication Line: Chọn Commline tương ứng dùng để giao tiếp với RTU
này.
Address: xác định địa chỉ của RTU trong Communication line. Giá trị của địa
chỉ này phải là duy nhất và nằm trong khoảng (1; 254) nếu địa chỉ RTU dài 1 byte;
trong khoảng (1;65534) nếu địa chỉ RTU dài 2 byte.
Connection: xác định thông tin của phương thức kết nối được sử dụng. Chọn
Use Comline Settings để lấy thông tin về phương thức kết nối từ Communication Line.
Link Status: xác định status point dùng để hiển thị trạng thái kết nối của
RTU.
d) Status point

29. 18
Một status point được dùng để chỉ trạng thái của một thiết bị. Để tạo một status
point có nhiều cách. Ta có thể truy cập theo 3 cách:
Mở rộng Rtus, chọn RTU tương ứng, sau đó chọn Status, click chuột phải
vùng bên phải, chọn New.
Mở rộng Communication Lines, chọn Communication Line tương ứng và mở
rộng nó, sau đó chọn RTU tương ứng, click chuột phải vào vùng bên phải, chọn New.
Mở rộng Stations, chọn Station cần tạo status point, sau đó chọn Status, click
chuột phải vào vùng bên phải, chọn New .
Hình 2.8. Tạo mới Status Point
Sau khi tạo mới cửa sổ New Status Point sẽ hiện ra như hình 2.9.
Hình 2.9. Cửa sổ New Status Point
User Type: Mục này nhằm phân loại các point cho mục đích xuất báo cáo về
sau.
Device Class: mục này xác định loại cảnh báo cho point đó.
Zone Group: Người dùng có thể chọn Zone Group có sẵn hoặc tự tạo riêng.
Command-State: là kiểu dữ liệu trạng thái và điều khiển cho status point .
- Tại tab Telemetry :

30. 19
Hình 2.10. Tab Telemetry
RTU: chọn RTU chứa biến Status đó.
Tick chọn ô Address để khai báo địa chỉ cho biến Status.
Point#: Nhập địa chỉ của biến trong thiết bị.
Object Tye : Nhập kiểu dữ liệu của biến.
- Tại tab Alarms :
Hình 2.11. Tab Alarms
State : Trạng thái của biến.
Priority : Mức cảnh báo
Command String : Ký tự xuất hiện khi thao thác thiết bị
State string : ký tự hiển thị tương ứng với trạng thái của biến.
e) Analog point
Analog point biểu diễn các giá trị số như các kết quả đo lường.
Các analog point được tạo theo cách giống như với status point. Thay vì chọn
mục Status , ở đây ta chọn mục Analog (nằm dưới Status)

31. 20
Hình 2.12. Tạo mới analog point
Hình 2.13. Cửa sổ analog point
Ở các mục cơ bản, tạo tương tự như status point. Tại trường Telemetry , tùy
thuộc vào Commline, protocol mà người dùng chỉnh cho thích hợp.
Hình 2.14. Cửa sổTelemetry analog point
RTU: chọn RTU chứa biến Analog đó.
Tick chọn ô Address để khai báo địa chỉ cho biến Analog.
Point#: Nhập địa chỉ của biến trong thiết bị
Object Tye : Nhập kiểu dữ liệu của biến
- Tại Tab Alarm:

32. 21
Hình 2.15. Cửa sổ Alarm analog point
Có 3 khoảng giới hạn PreEmerg- Emergency- Unreason. Mỗi khoảng giới hạn
có 2 mức giới hạn cảnh báo Low & High Limit.
PreEmerg: giới hạn khoảng giá trị mà thiết bị hoạt động bình thường: nếu giá
trị Analog nằm ngoài khoảng giá trị này thì mức cảnh báo PreEmerg sẽ kích hoạt.
Emergency: Giới hạn khoảng giá trị mà thiết bị hoạt động ở mức cảnh báo: nếu
giá trị Analog nằm ngoài khoảng giá trị này thì mức cảnh báo Emergency sẽ kích hoạt.
Unreason: Giới hạn khoảng giá trị mà thiết bị hoạt động ở chế độ bất thường: nếu
giá trị Analog nằm ngoài khoảng giá trị này thì mức cảnh báo Unreason sẽ kích hoạt.
2.2.2.3. Chức năng bảo mật (Security Function)
1) Zones and Zone Groups
Zone là khu vực chuyên trách, với 128 Zone có thể được tạo ra theo yêu cầu
người dùng. Ứng dụng của Zone dùng để chia các thiết bị, các biến theo từng khu vực
(ví dụ: HighVoltage và LowVoltage), và tài khoản của người dùng tương ứng với
Zone nào sẽ chỉ có thể vận hành các thiết bị trong Zone đó.
1.1) Zone
Hình 2.16. Cửa sổ Zone
Name: Tên Zone
Description: Mô tả
1.2) Zone Groups

33. 22
Hình 2.17. Cửa sổ Zone Group
Name: Tên group
Description: Mô tả
Member Zones: click chọn các Zone sẽ có trong Zone Group. Các tài khoản
người dùng được gán Zone Groups tương ứng sẽ điều khiển/ thao tác được các biến
trong Zone Groups đó.
2) User Rights and Users
2.1) User Rights
User Rights là những quyền hạn của tài khoản. User Rights có thể chia theo
loại: dành cho kỹ sư Engineer , vận hành Operator hay có thể chia theo từng tài
khoản cụ thể.
Users (tài khoản người dùng) sẽ có những User Rights tương ứng. Trong STC
Explorer đã có sẵn 2 User Rights mặc định là NoRights và AllRights.
Hình 2.18. Cửa sổ User Rights
Tùy theo nhu cầu chia quyền hạn mà mỗi User Rights sẽ có những quyền riêng.
2.2) Users
User là tài khoản người dùng, là tập hợp các thông tin về người sử dụng tài
khoản, thông tin Zone Groups mà người đó phụ trách và thông tin User Rights của
người đó trong hệ thống SCADA.

34. 23
Hình 2.19. Cửa sổ User
Trên đây là tài khoản mặc định của phần mềm: SCADA.
2.2.3. Lý thuyết và giải pháp về xây dựng HMI bằng SmartVU
2.2.3.1. Giới thiệu SmartVU
Hình 2.20. Giao diện Smart VU
Phía trên cửa sổ SmartVU có các tab sau đây:
- Start : Tab này thể hiện trang khởi động của SmartVU. Từ trang này, ta có thể
đăng nhập vào tài khoản hoặc mở một Map.
- Map : Tab này thể hiện sơ đồ (Map) đã được mở. Từ màn hình này, ta có thể
di chuyển trong Map và quan sát các trạm và thiết bị.
- Alarm : Tab này thể hiện các cảnh báo (alarm) của hệ thống. Từ màn hình
này, ta có thể di chuyển qua lại và thao tác các cảnh báo.
- Opr Sum : Tab thể hiện bản tóm tắt các sự kiện (event logs) trong quá trình
vận hành. Từ màn hình này, ta có thể truy cập vào các sự kiện và thao tác chúng.

35. 24
- Editor : Tab thể hiện các Map trong chế độ chỉnh sửa, cho phép người dùng
tạo và chỉnh sửa Map trong cơ sở dữ liệu.
- Diagnostics Log : Tab này được truy cập bằng một hình vuông nhỏ nằm ở
góc dưới bên phải màn hình. Khi hình vuông chuyển sang màu vàng nghĩa là có tin
nhắn. Nhấp vào đó, cửa sổ Diagnostics Log sẽ xuất hiện.
Các phần tử của Map bao gồm:
Color
Color Table
Control Panel
Font
PMacro
Symbol
Symbol Table
Template
2.2.3.2. Tạo các phần tử chính của Map
1) Giới thiệu thanh công cụ (Editor toolbars)
Có 3 thanh toolbar mà người dùng sẽ sử dụng khi tạo Map, vẽ Map, và di
chuyển trong Map đã được tạo.
1.1) Editor Window Toolbar
Bảng 2.1 mô tả thanh Editor Window Toolbar nằm dọc theo góc trên bên trái
của cửa sổ Editor.
Bảng 2.1. Mô tả thanh Editor Window Toolbar
Công cụ Mô tả
Nhập phần tử thư viện (library elements) vào trong thư mục
chuẩn đã có. Công cụ này cũng có thể nhập một Map mới,
hoặc kết hợp (merge) một Map với một Map đã có.
Export Map: xuất Map ra và lưu tất cả các điểm bằng Point ID
của chúng.
Export Portable Map: Xuất Map và lưu tất cả các điểm bằng
Point Name của chúng.
Tạo ra một tab, cho phép người dùng có thể chuyển sang cửa
sổ khác bên trong cửa sổ ban đầu.
Tạo ra cửa sổ khác bên ngoài cửa sổ chính.

36. 25
Lưu công việc.
Tìm một vật thể trong Map.
Đưa người dùng trở về View của Map chính.
Đưa người dùng trở về View trước đó.
Đưa người dùng đến View kế tiếp trong một chuỗi các View
mà người dùng đã đến trước đó.
Phóng to View hiện hành.
Thu nhỏ View hiện hành.
Xác định một vùng đặc biệt mà ta muốn xem xét chi tiết hơn.
Trở về kích cỡ màn hình ban đầu sau khi đã zoom in hoặc
zoom out.
Sử dụng để làm những phần tử khác mờ hơn phần tử mà người
dùng đã chọn. Đưa thanh kéo về bên trái sẽ làm cho những
phần tử đó biến mất.
Bật chế độ bám theo khung lưới (snap to grid).
Làm xuất hiện hoặc biến mất khung lưới trên màn hình hiện
hành.
Cho phép người dùng thiết lập các thông số của khung lưới.
Tắt chế độ Edit, trở về chế độ View.
Đi đến thư viện của các file đã tạo hoặc tạo một file mới.
Đưa ra ba lựa chọn, sau khi có tác vụ làm thay đổi một Map.
Reserve – cho phép người dùng lưu giữ một Map trong
khi đang thực hiện chỉnh sửa. Khi người dùng chọn
chức năng này, không ai khác có thể thực hiện tác vụ
làm thay đổi Map đó.
Release – thả Map ra khi người dùng hoàn thành các tác
vụ.
Publish – Cập nhật Map và tất cả những file khác khi
người dùng hiệu chỉnh, đồng thời cho phép mọi người
thấy sự thay đổi này.
Cho phép người dùng hiệu chỉnh các đặc tính (properties) của

37. 26
PMacro.
Lưu ý: biểu tượng này chỉ xuất hiện khi người dùng đã chọn
một PMacro.
Cho phép người dùng thêm, xóa, di chuyển, chỉnh sửa kích cỡ
và hiệu chỉnh các phần tử của Map
Chỉnh sửa line section.
Xem trước các các biến trạng thái (status), analog và line
sections
Thêm, hiệu chỉnh và xóa Map Views
Thêm, hiệu chỉnh và xóa Map layers
Xem và chỉnh sửa các đặc tính của Map (Map properties)
1.2) Edit Parts Toolbar
Bảng 2.2 mô tả thanh Edit Parts Toolbar nằm phía trên bên phải của cửa sổ
Editor.
Bảng 2.2. Mô tả thanh Edit Parts Toolbar
Công cụ Mô tả
Cho phép chọn nhiều phần tử cùng lúc. Sau khi người dùng
sử dụng chức năng này để chọn các phần tử, các thao tác sau
có thể được thực hiện:
Copy
Paste
Delete
Đổi màu tất cả phần tử lựa chọn
Set layer – chuyển tất cả phần tử lựa chọn đến một lớp
khác.
Set Line Section.
Change Station – thay đổi tất cả điểm đã chọn sang
một Station mới.
Hủy tác vụ vừa thực hiện
Làm lại tác vụ vừa thực hiện.
Đóng cửa sổ sau khi hoàn tất.

38. 27
Ngừng chức năng Multiple Selection và ngừng thêm đường
thẳng.
Vẽ một đường thẳng
Vẽ một vật thể cấu thành từ nhiều đường thẳng nối với nhau.
Vẽ một hình chữ nhật
Vẽ hình tròn và cung tròn
Thêm chữ
Thêm hình ảnh
Thêm những symbol đã được tạo sẵn.
Thêm những PMacro đã được tạo sẵn.
1.3) Draw Item Toolbar
Bảng 2.3 mô tả thanh Draw Item Toolbar nằm phía dưới bên phải của cửa sổ
Editor.
Bảng 2.3. Mô tả thanh Draw Item Toolbar
Công cụ Mô tả
Copy những vật thể được chọn vào bộ nhớ tạm (clip
board).
Dán những phần tử đã copy vào Map.
Cắt những vật thể được chọn vào bộ nhớ tạm (clip board).
Di chuyển vật thể đến phía trước hoặc phía sau của View.
Xóa những phần tử được chọn .
2) Tạo Color
Mục này mô tả cách thêm color vào thư viện, được sử dụng tạo màu cho:
Các trạng thái của máy cắt.
Các cấp điện áp khác nhau.
Cảnh báo đã xác nhận và cảnh báo chưa được xác nhận.
2.1) Tạo màu cố định (solid color)
Bước 1 : Click vào biểu tượng Library trên thanh toolbar, một menu xuất hiện,

39. 28
chọn Color, sau đó chọn New. Một hình vuông trắng lớn xuất hiện trên cửa sổ hiện
hành và bảng thuộc tính màu xuất hiện bên phải.
Hình 2.21. Tạo màu cố định
Bước 2 : Click vào dòng Color 1. Một danh sách các màu xuất hiện, gồm tên và
màu minh họa. Chọn màu muốn tạo. Hình vuông trắng chuyển sang màu đã chọn.
Bước 3 : Click vào dòng Name, đặt tên cho màu đã chọn.
2.2) Tạo màu nhấp nháy (Cyclic color)
Để tạo màu nhấp nháy, người dùng phải dùng 2 màu hoặc nhiều hơn để đạt
được hiệu ứng nhấp nháy. Hiệu ứng này được dùng để báo động cho người vận hành
một cảnh báo (alarm) đã xuất hiện.
Cách làm tương tự tạo màu cố định, nhưng ở mục Number of Colors, ta chọn là 2.
2.3) Tạo màu cho các đường điện áp
Cách làm tương tự tạo màu cố định, nhưng ở ô Line Thickness, ta sẽ chọn kích cỡ
cho phù hợp với độ dày của đường dây.
3) Tạo biểu tượng (Symbols)
Để trình bày các phần tử khác nhau trên Map, ta phải tạo các biểu tượng khác
nhau cho từng phần tử và từng trạng thái của nó.
Ví dụ ta sẽ tạo biểu tượng máy cắt đang mở, mô phỏng bằng một hình vuông
xanh lá.
Bước 1 : Nhấn vào biểu tượng Library trên thanh công cụ, chọn Symbol, nhấn
vào New. Một màn hình chính được thể hiện dưới dạng lưới. Từ đây ta sẽ tạo biểu
tượng.
Bước 2 : Nhấn vào biểu tượng Add Rectangle. Di chuyển chuột đến sơ đồ và
nhấn chuột trái. Một hình vuông nhỏ xuất hiện trên sơ đồ.
Bước 3 : Nhấn vào biểu tượng Stop/Cancel Add và sau đó nhấn vào hình vuông
vừa tạo. Lúc này xuất hiện đường đứt nét màu vàng bao quanh hình vuông. Ta thay

40. 29
đổi kích cỡ bằng cách nhấn giữ các ô vuông nhỏ màu vàng nằm trên đường viền. Chọn
vùng Color và nhấn vào nút Change. Nhấn vào Green sau đó nhấn nút Select.
Bước 4 : Nhấn vào biểu tượng tùy chỉnh . Kết quả : bảng tùy chỉnh
Symbols Properties xuất hiện. Click vào dòng Name, đặt tên cho symbol.
Hình 2.22. Mô phỏng máy cắt đang cắt
Tương tự ta thực hiện tạo Symbol cho các thiết bị khác.
4) Tạo PMacro
PMacro là một công cụ mạnh mẽ để hiển thị giá trị của điểm dữ liệu.
Những PMacro liên quan đến điểm dữ liệu thể hiện giá trị thông qua symbol
hay chuỗi ký tự. Khi bấm vào một PMacro được kiên kết với điểm dữ liệu thì một hộp
thoại sẽ hiển thị chứa những nút bấm để chúng ta có thể điều khiển hoạt động của thiết
bị như:
Control;
Manual Sets;
Acknowledge or Block Alarms;
Add or Remove Tags;
Modify Limits (chỉ với analog point).
Ta có thể thay đổi thuộc tính ban đầu của một PMacro bằng cách nhấp vào biểu
tượng PMacro Resource. Một cửa sổ sẽ hiện ra để ta có thể nhập vào hoặc chọn từ
drop-down menu để quyết định giá trị gán vào.
Ví dụ ta sẽ tạo 1 PMacro máy cắt :
Bước 1 : Nhấp vào biểu tượng Library, chọn PMacro và nhấp chọn New, chọn
Status Symbol sau đó nhấp OK. Đặt tên cho PMacro.
Bước 2 : Click vào mục Alarm Symbol 0 và sao đó bấm vào nút Change, cửa sổ
Symbol Files xuất hiện, click chọn Symbol muốn hiển thị.
Bước 3 : Lặp lại bước 2 với các mục Alarm Symbol 1, Symbol 0, Symbol 1.

41. 30
Bước 4 : Nhấp vào nút Save As và đặt tên cho PMacro.
Tương tự ta thực hiện tạo PMacro cho các thiết bị khác.
2.2.3.3. Vẽ Map
1) Tổng quan
Sau khi tạo xong tất cả các symbol và PMacro, ta có thể bắt đầu vẽ Map bằng
cách thêm các thành phần và đường dây, sau đó kết nối lại với nhau để được Map hoàn
chỉnh.
Có 2 bước chính trong quá trình tạo Map :
Thêm các thành phần vào Map.
Kết nối các thành phần với cơ sở dữ liệu.
2) Thêm các thành phần vào Map
2.1) Tạo một Layer
Bước 1 : Click vào biểu tượng Layers trên Editor tab, Layers menu xuất hiện.
Bước 2 : Click vào biểu tượng Add Layer , ta sẽ được 1 Layer mới.
2.2) Tạo một View
Bước 1 : Click vào biểu tượng Map Views, View menu xuất hiện.
Bước 2 : Click vào biểu tượng Add View, View vừa được tạo có tên View_1.
Bước 3 : Click Set, Click vào Extent Line, Extent menu xuất hiện.
Bước 4 : Click Set from Current, màn hình hiện tại trở thành một View.
2.3) Vẽ đường dây
Bước 1 : Click vào biểu tượng Add Line, Layer window xuất hiện, ta chọn một
layer để vẽ đường dây.
Bước 2 : Vẽ đường dây bằng cách kéo thả chuột.
Bước 3 : Click vào mục Color Field. Click vào nút Change và chọn màu
2.4) Thêm thiết bị
Bước 1 : Click vào biểu tượng Add Pmacro. Chọn PMacro máy cắt đã vẽ trước
đó và chọn Select.
Bước 2 : Click vào Map, máy cắt sẽ hiển thị trên Map.
Tương tự thực hiện cho các thiết bị khác.
3) Liên kết các phần tử với Database
Ví dụ ta tạo liên kết máy cắt với Database.
Bước 1 : Ở chế độ Edit, chọn máy cắt .
Bước 2 : Click vào biểu tượng PMacro Resources, xuất hiện 1 bảng nguồn mô
tả các đặc tính của Pmacro máy cắt.

42. 31
Bước 3 : Chọn ô Point Id 1, xuất hiện 1 bảng ở dưới màn hình.
Bước 4 : Chọn nút Browse. Kết quả: xuất hiện 1 bảng Point Browser dialog box
hiển thị các Point trong database.
Bước 5 : Chọn Point từ database muốn liên kết với máy cắt.
Tương tự thực hiện cho các thiết bị khác.
2.3. NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CẤU HÌNH GIAO THỨC IEC 60870-5-104
CHO RTU CÁC RECLOSER NULEC, LBS JINKWANG HIỆN CÓ TRÊN
LƯỚI ĐIỆN KHÁNH HÒA
2.3.1. Recloser Nulec [4][5]
2.3.1.1. Sơ lược về Recloser Nulec
Recloser Nulec do hãng Schneider sản xuất, hiện có 30 Recloser được lắp đặt
trên lưới trung áp KHPC.
Recloser Nulec sử dụng tủ điều khiển ADVC tích hợp RTU để truyền tín hiệu
SCADA theo giao thức IEC 60870-5-104.
Hình 2.23. Mặt trước của RTU Recloser Nulec
Phần mềm cấu hình cho tủ điều khiển : WSOS.
Tool để cấu hình IEC 60870-5-104 cho tủ điều khiển : Protocol Configuration Tool.
2.3.1.2. Phần mềm WSOS cấu hình giao thức IEC 60870-5-104 cho tủ điều khiển
ADVC
Phần mềm WSOS là phần mềm giám sát tín hiệu, cấu hình các thông số cho tủ
điều khiển ADVC, bao gồm các thông số đo lường, cảnh báo, bảo vệ, đường truyền,
giao thức kết nối SCADA…
Phần mềm WSOS trước đây chỉ được biết đến như một công cụ để giám sát tín
hiệu tại chỗ và cấu hình các thông số bảo vệ xuất tuyến, đường dây; còn chức năng
SCADA trong phần mềm vẫn chưa được khai thác. Do vậy trong phần này, tác giả sẽ
nghiên cứu chức năng cấu hình SCADA.

43. 32
Hình 2.24. Giao diện phần mềm WSOS
Hình 2.24 mô tả các thông số cài đặt cơ bản như dãi địa chỉ các biến Single
Point, Double Point, Single Command, Double Command, Measured Value nằm trong
phần cấu hình giao thức IEC 60870-5-104.
Để kích hoạt hoặc cấu hình địa chỉ cụ thể, cài đặt thuộc tính cho các tín hiệu
IEC 60870-5-104, ta phải sử dụng đến Tool Configurable Protocol trong phần mềm
WSOS để cấu hình.
Hình 2.25. Giao diện Tool Configurable Protocol
Trong Tool có các Tab tín hiệu Single Point, Double Point, Single Command,
Double Command, Measured Value để ta có thể vào chi tiết từng loại tín hiệu để cấu
hình. Trong mỗi bảng tín hiệu sẽ có các cột mô tả thuộc tính tín hiệu như sau :
Tên tín hiệu;
Địa chỉ cho tín hiệu;
Cài đặt kích hoạt tín hiệu;
Đảo trạng thái tín hiệu;

44. 33
Nhóm tín hiệu;
Lớp tín hiệu.
2.3.2. LBS Jinkwang [2][3]
2.3.2.1. Sơ lược về LBS Jinkwang
LBS Jinkwang có xuất xứ Hàn Quốc, hiện có 79 LBS được lắp đặt trên lưới
trung áp KHPC.
LBS Jinkwang sử dụng tủ điều khiển FTU-P200 tích hợp RTU để truyền tín
hiệu SCADA theo giao thức IEC 60870-5-104.
Hình 2.26. Mặt trước của RTU LBS Jinkwang
Phần mềm cấu hình cho tủ điều khiển : FTU Man.
Tool để cấu hình IEC 60870-5-104 cho tủ điều khiển : IEC 60870 Index
Configuration.
2.3.2.2. Phần mềm FTU Man cấu hình giao thức IEC 60870-5-104 cho tủ điều
khiển FTU-P200
Phần mềm FTUMan là phần mềm giám sát tín hiệu, cấu hình các thông số cho
tủ điều khiển FTU-P200, bao gồm các thông số đo lường, cảnh báo, đường truyền,
giao thức kết nối SCADA…
Phần mềm FTUMan trước đây chỉ được biết đến như một công cụ để giám sát
tín hiệu tại chỗ còn chức năng SCADA trong phần mềm vẫn chưa được khai thác. Do
vậy trong phần này, tác giả sẽ nghiên cứu chức năng cấu hình SCADA.

45. 34
Hình 2.27. Giao diện phần mềm FTU Man
Hình 2.27 mô tả các thông số cài đặt cơ bản như dãi địa chỉ các biến MSP
(Single Point ), MDP (Double Point), CSC (Single Command), CDC (Double
Command), MME(Measured Value) nằm trong phần cấu hình giao thức IEC
Parameter.
Để kích hoạt hoặc cấu hình địa chỉ cụ thể, cài đặt thuộc tính cho các tín hiệu
IEC 60870-5-104, ta phải sử dụng đến Tool IEC 60870 Index Configuration trong
phần mềm FTUMan để cấu hình.
Hình 2.28. Giao diện Tool cấu hình dữ liệu giao thức IEC 60870-5-104
Trong Tool có các Tab tín hiệu MSP, MDP, CSC, CDC, MME để ta có thể vào
chi tiết từng loại tín hiệu để cấu hình. Trong mỗi bảng tín hiệu sẽ có các cột mô tả
thuộc tính tín hiệu như sau :
Tên tín hiệu;
Địa chỉ cho tín hiệu;
Cài đặt kích hoạt tín hiệu;

46. 35
Cyclic (chu kỳ lấy tín hiệu cho MME) ;
Scale (chọn tỉ lệ cho MME);
Deadband (dãi nhiễu cho MME).
2.4. NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP KỸ THUẬT TRUYỀN THÔNG TIN CHO HỆ
THỐNG GIÁM SÁT ĐIỀU KHIỂN XA [1]
Sau khi nghiên cứu, tìm hiểu các kênh truyền thông, tác giả nhận thấy có thể sử
dụng các hệ thống truyền tin sau để thực hiện việc giám sát, điều khiển xa :
2.4.1. Hệ thống thông tin sóng vô tuyến
Đây là hình thức truyền tin hỗ trợ điểm đa điểm như hình 2.29, hình 2.30. Loại
kênh truyền này có một số nhược điểm như: phụ thuộc vào thời tiết, vào địa hình
(trong khu vực thành phố có nhiều nhà cao tầng thì chất lượng của kênh sẽ bị ảnh
hưởng), có tốc độ kết nối thấp. Việc sử dụng dải tầng phải đăng ký với cơ quan quản
lý, chi phí đầu tư cao.
Hình 2.29. Truyền dẫn điểm tới điểm
Hình 2.30. Truyền dẫn nhiều điểm
2.4.2. Hệ thống thông tin sóng vi ba
Tín hiệu viba là những tín hiệu có tần số từ 1 GHz trở lên và thường được coi
như nằm trong dải tần số từ 1-30 GHz, đôi khi cũng có thể xem như thuộc vùng tần số
từ 1-300Hz với bước sóng từ 1-30cm. Một trong những điểm đáng chú ý là kênh
truyền này có thể hoạt động trong phạm vi đến 70km, cho dải thông khá cao.
Tuy nhiên cũng giống như các hình thức truyền dẫn bằng sóng vô tuyến khác,
nó bị giới hạn bởi địa hình, cũng như phải đăng ký với cơ quan quản lý, chi phí đầu tư
rất cao.

47. 36
2.4.3. Hệ thống thông tin tải ba
Hệ thống truyền thông này sử dụng tuyến đường dây truyền năng lượng để làm
môi trường truyền dẫn tín hiệu. Nhược điểm là độ rộng băng tần thấp, được dùng để
truyền thông tin trên một khoảng cách trung (từ 20 ÷ 100 km) hoặc khoảng cách dài
(từ 100 ÷ 500 km),
Tuy nhiên chi phí đầu tư cho hệ thống rất cao.
2.4.4. Hệ thống cáp quang điện lực
Hiện nay hầu hết các trạm biến áp và đường dây truyền tải trên 110kV khi xây
dựng mới đều trang bị đường truyền cáp quang bên trong dây chống sét loại OPGW
hoặc ADSS dùng riêng cho hệ thống SCADA và WAN của các Trung tâm điều độ,
Trung tâm điều khiển và các Công ty Điện lực.
Tuy nhiên đối với hệ thống điện lưới trung áp, việc đầu tư mới đường truyền
cáp quang này sẽ rất tốn kém do khối lượng lớn và sẽ gây lãng phí vì hệ thống cáp
quang này chỉ dành riêng cho vận hành hệ thống điện trung áp .
2.4.5. Hệ thống leased – line thuê bao riêng
Đường leased-line là đường thuê bao riêng, do các nhà cung cấp dịch vụ viễn
thông cấp. Leased-line là hình thức truyền thông đồng bộ giữa hai điểm. Đối với
leased-line có thể sử dụng nhiều dịch vụ như điện thoại, truyền dữ liệu, các dịch vụ
internet. Việc dùng hệ thống đường truyền này cũng làm tăng chi phí vận hành.
2.4.6. Hệ thống Internet ADSL/IP
Trong phạm vi các thành phố lớn, các hình thức truy cập internet ở tốc độ cao
rất phổ biến.
Tuy nhiên khi sử dụng hệ thống đường truyền này thì tính an toàn và bảo mật sẽ
bị hạn chế. Do vậy các kênh truyền SCADA/DMS có thể sử dụng hình thức truyền dẫn
này sau khi đã trang bị các thiết bị mã hóa theo chuẩn Quốc tế (CIP-NERC) nhằm đảm
bảo dữ liệu không thể bị xâm nhập từ bên ngoài.
2.4.7. Hệ thống di động 2G, GPRS, 3G
Các nhà cung cấp dịch vụ di động như MobiPhone, Vinaphone hay Viettel đều
cung cấp các hình thức truy cập này. Ta có thể hình thành một mạng IP trên nền tảng
sóng điện thoại của nhà cung cấp dịch vụ di động. Cũng như các hình thức truyền dẫn
qua mạng công cộng khác, ở đây các thiết bị đầu cuối phải được trang bị hệ thống mã
hóa theo chuẩn Quốc tế (CIP-NERC) nhằm đảm bảo dữ liệu không thể bị xâm nhập.
Một số mô hình đang được triển khai như :

48. 37
2.4.7.1. Mô hình thu thập công tơ qua 2G
Hình 2.31. Mô hình thu thập công tơ qua 2G
Server spider.cpc.vn được trang bị 01 IP public (địa chỉ Internet), các công tơ
hoặc DCU lắp đặt 01 SIM GSM (IP động) để kết nối về server thông qua môi trường
Internet. Dữ liệu từ công tơ được truyền trực tiếp về server.
2.4.7.2. Mô hình điều khiển và thu thập dữ liệu các thiết bị đóng cắt qua 3G/GPRS
Hình 2.32. Mô hình thu thập dữ liệu qua 3G/GPRS
M2M Gateway được trang bị 01 IP public (địa chỉ Internet), các Recloser lắp đặt
01 SIM GSM (IP động) để kết nối về M2M Gateway thông qua môi trường Internet.
SCADA Server kết nối với M2M Gateway để thông tin với các thiết bị đóng cắt.
Việc truyền thông qua môi trường GSM đã thể hiện các ưu điểm về giá thành đầu
tư, dễ dàng lắp đặt và vận hành so với các phương án truyền thông trước đây như viba,
UHF, cơ bản đảm bảo nhu cầu sản xuất kinh doanh điện năng và vận hành lưới điện.
Tuy nhiên hiện nay, EVN đã ban hành Quy định đảm bảo an toàn, an ninh
thông tin trong hoạt động ứng dụng Công nghệ thông tin của Tập đoàn Điện lực Quốc

49. 38
gia Việt Nam kèm theo quyết định số 1109/QĐ-EVN ngày 10/11/2015 trong đó yêu
cầu các đơn vị thành viên cần có các biện pháp để tăng cường công tác an toàn, an
ninh thông tin, hạn chế sử dụng truyền thông qua môi trường Internet. Đồng thời,
ngành điện nói chung và Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa nói riêng cũng có nhu
cầu ngày càng cao về dữ liệu đo đếm, trạng thái vận hành của các thiết bị trên lưới
trung thế (độ ổn định, tần số thu thập dữ liệu ngắn hơn... ), do đó các giải pháp trên có
một số hạn chế như sau:
+ Tốc độ truyền phụ thuộc rất nhiều vào tốc độ Internet.
+ Tín hiệu đi qua nhiều thiết bị của nhiều nhà cung cấp dịch vụ (GSM, Internet)
nên độ trễ khá cao, kém ổn định.
+ Hệ thống sử dụng môi trường truyền dẫn là Internet nên rất dễ bị tấn công trái
phép vào các server trung tâm của các ứng dụng SCADA, đo xa.
+ SIM GSM không được thiết lập IP tĩnh (dùng IP động), nên khi các thiết bị
này (công tơ, DCU, recloser,...) thực hiện kết nối về trung tâm các server phải lưu lại
các địa chỉ IP hiện tại và duy trì kết nối liên tục với các SIM, chiếm dụng tài nguyên
của server.
2.4.8. Hệ thống di động 3G có sử dụng APN (điểm truy cập) riêng
2.4.8.1. Mô hình giải pháp
Hình 2.33. Mô hình thu thập dữ liệu qua 3G sử dụng APN riêng

50. 39
Với giải pháp thiết lập đường truyền GSM sử dụng APN riêng, các thiết bị đầu
cuối (DCU, công tơ, Recloser,...) được gắn 01 SIM GSM có IP tĩnh và server trung
tâm cũng được kết nối vào IP backbone của nhà cung cấp dịch vụ GSM (Mobifone)
thông qua leased line hoặc SIM GSM. Dữ liệu truyền hoàn toàn bên trong mạng của
nhà cung cấp dịch vụ GSM và không đi ra môi trường Internet.
2.4.8.2. Đánh giá
- Dữ liệu truyền/ nhận từ server trung tâm đến các thiết bị đầu cuối hoàn toàn
đi trong môi trường truyền dẫn của nhà cung cấp dịch vụ GSM, không đi ra môi
trường Internet nên đảm bảo:
+ Yêu cầu về bảo mật: Các điểm bên ngoài APN riêng không thể kết nối đến
các điểm bên trong APN riêng, dữ liệu không đi qua môi trường Internet nên không bị
các tấn công trái phép từ bên ngoài;
+ Đảm bảo độ ổn định cao và độ trễ rất thấp do thiết lập được cơ chế ưu tiên
cho các gói tin bên trong mạng truyền dẫn của nhà cung cấp dịch vụ GSM, đồng thời
không phụ thuộc vào tốc độ Internet;
- Các SIM GSM được thiết lập IP tĩnh nên các server không phải duy trì kết
nối thường xuyên, giải phóng tài nguyên của các server;
- Nhà mạng cung cấp công cụ theo dõi trạng thái thuê bao nên hỗ trợ xác định
chính xác nguyên nhân mất kết nối với thiết bị đầu cuối (phân biệt các nguyên nhân do
SIM, 3G modem, thiết bị đầu cuối);
- Giá trị đầu tư và giá trị thuê dịch vụ bằng các giải pháp sử dụng môi trường
truyền thông GSM hiện tại.
2.5. KẾT LUẬN
Chương này trình bày về giải pháp phần mềm Survalent, cụ thể là tính năng xây
dựng cơ sở dữ liệu tại TTĐK để đồng bộ với dữ liệu của các thiết bị đóng cắt trên lưới
qua các Station, Commline, RTU trong phần mềm STC Explorer; khả năng tạo các
kiểu màu, biểu tượng, Pmacro, vẽ sơ đồ, từ đó xây dựng giao diện HMI tương ứng với
thiết bị bằng phần mềm SmartVU kết nối vào cơ sở dữ liệu STC Explorer; khả năng
cấu hình các biến trạng thái, đo lường, điều khiển qua giao thức IEC 60870-5-104 cho
các thiết bị Recloser Nulec và LBS Jinkwang bằng các phần mềm WSOS, FTUMan.
Bên cạnh đó thực hiện việc đánh giá và phân tích ưu nhược về các giải pháp kỹ
thuật truyền thông tin cho hệ thống giám sát điều khiển xa mà ưu việt nhất là giải pháp
3G sử dụng APN riêng.
Những cơ sở trên cho thấy rằng việc xây dựng hệ thống giám sát điều khiển xa
cho các thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp Điện lực Khánh Hòa trên lý thuyết là hoàn
toàn khả thi. Tuy nhiên còn phải xem xét cụ thể hiện trạng lưới điện trung áp Khánh
Hòa như thế nào, số lượng thiết bị ra làm sao, có ứng dụng được các giải pháp trên hay
không. Vấn đề này sẽ tiếp tục nghiên cứu ở chương tiếp theo.

51. 40
CHƯƠNG 3 - ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG ĐỘ TIN CẬY, THIẾT BỊ ĐÓNG
CẮT TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP KHÁNH HÒA VÀ GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY BẰNG GIÁM SÁT, ĐIỀU KHIỂN XA
3.1.HIỆN TRẠNG
3.1.1. Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện SAIDI
SAIDI là chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối,
SAIDI được tính bằng tổng thời gian mất điện kéo dài của các khách hàng sử dụng
điện chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện theo công thức sau:
K
K
T
=
SAIDI
∑
n
1
=
i
i
i
(phút/KH) (3.1)
Trong đó:
Ti : Thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút lần thứ i;
Ki : Số khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện kéo dài
trên 05 phút lần thứ i;
n : Số lần mất điện kéo dài trên 05 phút;
K : Tổng số khách hàng sử dụng điện của đơn vị phân phối hoặc của khu
vực tính toán.
Sau khi tiến hành thu thập dữ liệu, tác giả thống kê các công tác và sự cố xảy ra
tại KHPC trong năm 2016 như sau :
- 3310 vụ mất điện, 3254 xuất tuyến bị mất điện lâu dài, 139 xuất tuyến mất
điện thoáng qua.
- Trong 3310 vụ mất điện có 460 vụ là do thay đổi kết lưới, 1973 vụ do công
tác trên lưới điện, 748 vụ do sự cố và 129 vụ do xử lý sự cố.
- Tổng sản lượng không cung cấp được là 5 260 940 kWh.
- Tổng thời gian mất điện lâu dài của khách hàng trong năm 2016 là
n
i
i
iK
T
1
= 414 914 256 phút.
- Số khách hàng tăng trưởng được trình bày trong Bảng 3.1.
Bảng 3.1. Số khách hàng KHPC tăng trưởng trong năm 2016
Thời gian 01-2016 02-2016 03-2016 04-2016 05-2016 06-2016
Số khách hàng
KHPC (kh)
332 778 333 807 334 335 335 651 336 124 338 530
Thời gian 07-2016 08-2016 09-2016 10-2016 11-2016 12-2016
Số khách hàng
KHPC (kh)
339 917 341 187 342 428 344 035 345 036 346 027

52. 41
)
(phút/KH
1223,378
=
339155
414914256
=
K
K
T
=
AIDI
S
∑
n
1
=
i
i
i
- Số khách hàng trung bình năm 2016 là :
K = ( 332 778 + 333 807 + 334 335 + 335 651 + 336 124 + 338 530
+ 339 917 + 341 187 + 342 428 + 344 035 + 345 036 + 346 027 ) / 12
= 339 155 ( khách hàng)
- Dùng công thức 3.1 để tính chỉ số SAIDI năm 2016 cho KHPC :
- Để tính được SAIDI ở năm áp dụng hệ thống giám sát, điều khiển xa, ta sẽ
giả thiết số lần thao tác, sự cố và số khách hàng ở năm ứng dụng hệ thống là giống như
năm 2016. Thời gian trung bình thực hiện thao tác thiết bị để bảo trì bảo dưỡng
(BTBD) và xử lý sự cố (XLSC) được trình bày trong bảng 3.2 và 3.3.
Bảng 3.2. Thời gian trung bình thực hiện thao tác thiết bị để bảo trì bảo dưỡng
STT Nội dung
Thời gian thực hiện
theo truyền thống
(phút)
Thời gian thực hiện
thao tác từ xa(phút)
1 Di chuyển 10 0
2 ĐĐV ra lệnh thao tác 1 0,25
3 Người thao tác thực hiện lệnh 3 0,5
4 Trả lệnh kết thúc thao tác 1 0,25
5 Tổng thời gian 15 1
Bảng 3.3. Thời gian trung bình thực hiện thao tác thiết bị để xử lý sự cố
STT Nội dung
Thời gian
thực hiện
theo truyền
thống (phút)
Thời gian
thực hiện
thao tác từ xa
(phút)
1 Lấy thông tin sự cố 1 0,25
2 Báo thông tin sự cố 1 0
ĐĐV thực hiện thao tác phân đoạn sự cố
3 ĐĐV ra lệnh thao tác qua điện thoại 1 0,25
4 Người thao tác thực hiện lệnh 1 0,5
5 Trả lệnh kết thúc thao tác 1 0,25
Đóng lại MC/Recloser
6 ĐĐV ra lệnh thao tác qua điện thoại 1 0,25
7 Người thao tác thực hiện lệnh 1 0,5
8 Trả lệnh kết thúc thao tác 1 0,25

53. 42
ĐĐV thực hiện khôi phục phân đoạn sự cố
9 ĐĐV ra lệnh thao tác qua điện thoại 1 0,25
10 Người thao tác thực hiện lệnh 1 0,5
11 Trả lệnh kết thúc thao tác 1 0,25
12 Tổng thời gian di chuyển 5
13 Tổng thời gian 16 3,25
SAIFI được tính bằng tổng số khách hàng bị mất điện kéo dài chia cho tổng
khách hàng sử dụng điện trong một khu vực, theo công thức sau:
K
K
=
SAIFI
∑
n
1
=
i
i
(lần/KH)
(3.2)
Số khách hàng trung bình cho 1 lần mất điện năm 2016 được tính theo công
thức sau:
KHTB2016 =
SAIFI x Tổng khách hàng
Số lần cắt điện
(𝐾𝐻) (3.3)
Thời gian trung bình 1 lần mất điện cho 1 khách hàng năm 2016 được tính bằng
công thức sau :
TTB2016 =
SAIDI x Tổng khách hàng
Số lần cắt điện x KHTB2016
(phút/KH) (3.4)
Thời gian trung bình 1 lần mất điện cho 1 khách hàng dự báo năm ứng dụng
được tính theo công thức sau :
TTBnud = TTB2016 - thời gian thao tác theo truyền thống + thời gian thao tác từ xa
(phút/KH) (3.5)
SAIDI dự báo năm ứng dụng được tính theo công thức sau :
SAIDInud =
TTBnud x KHTB2016 x Số lần cắt điện
Tổng số khách hàng
(phút/KH) (3.6)
SAIDI giảm được tính theo công thức sau :
SAIDI giảm = SAIDI2016 – SAIDI nud (phút/KH) (3.7)
Sử dụng các công thức 3.2 đến 3.7 , ta tính được chỉ số SAIDI giảm như
bảng 3.4.

54. 43
Bảng 3.4. Bảng tính SAIDI giảm do BTBD và XLSC dự kiến ở năm áp dụng hệ thống
STT Nội dung BTBD XLSC
1 Số lần cắt điện (lần) 2298 788
2 Tổng số khách hàng (KH) 339155 339155
3 SAIFI 2016 (lần/KH) 5,563 3,785
4
Số khách hàng Trung bình cho 1 lần mất điện
năm 2016 821,03 1629,06
5 SAIDI 2016 (phút/KH) 1078,13 145,25
6
Thời gian Trung bình cho 1 lần mất điện
(phút/KH) 193,8 38,4
7
Thời gian Trung bình dự báo năm ứng dụng
(phút/KH) 165,8 25,6
8 SAIDI dự báo năm ứng dụng (phút/KH) 922,4 97,0
9 SAIDI giảm (phút/KH) 155,8 48,3
10 SAIDI giảm (%) 14,45 33,22
Tổng SAIDI giảm (phút) : 155,8 + 48,3 = 204,1 phút
Tổng SAIDI giảm (%) =
204,1
1223,378
= 16.68 %
Qua đó cho thấy khi áp dụng hệ thống giám sát điều khiển xa các thiết bị đóng
cắt trên lưới điện trung áp sẽ giúp chỉ số SAIDI giảm xuống so với khi không áp dụng
hệ thống do thời gian thao tác đóng cắt thiết bị sẽ giảm xuống đáng kể.
3.1.2. Các thiết bị có khả năng kết nối SCADA nhưng chưa được kết nối
Sau khi tiến hành khảo sát, đã tổng hợp được 109 thiết bị có khả năng kết nối
SCADA trên lưới trung áp Điện lực Khánh Hòa và được liệt kê theo bảng 3.2 và 3.3.
Bảng 3.5. Số lượng thiết bị Recloser, LBS có khả năng kết nối SCADA tại các Điện lực
STT Điện lực Recloser LBS
1 Vạn Ninh 4 14
2 Ninh Hòa 6 5
3 Vĩnh Hải 3 7
4 Trung tâm 2 8
5 Vĩnh Nguyên 1 10
6 Diên Khánh-Khánh Vĩnh 4 19
7 Cam Lâm 5 12
8 Cam Ranh-Khánh Sơn 5 4
KHPC 30 79

55. 44
Bảng 3.6. Bảng chi tiết vị trí các thiết bị
STT Điện lực Thiết bị Vị trí
Hãng/ Nước
SX
I Vạn Ninh
1 Recloser 1 471-EVG/122-3 Nulec
2 Recloser 2 471-EVG/122-261 Nulec
3 Recloser 3 473-EVG/64-15 Nulec
4 Recloser 4 473-EVG/135 Nulec
5 LBS 1 471-F1/126-1 Jinkwang
6 LBS 2 472-EVG/46A Jinkwang
7 LBS 3 472-EVG/58 Jinkwang
8 LBS 4 472-EVG/83 Jinkwang
9 LBS 5 473-EVG/64-34-2B Jinkwang
10 LBS 6 473-EVG/64-36 Jinkwang
11 LBS 7 473-EVG/143 Jinkwang
12 LBS 8 473-EVG/143A Jinkwang
13 LBS 9 476-EVG/100 Jinkwang
14 LBS 10 476-EVG/138 Jinkwang
15 LBS 11 476-EVG/47 Jinkwang
16 LBS 12 472-EVG/46A-1 Jinkwang
17 LBS 13 471-EVG/122-47 Jinkwang
18 LBS 14 473-EVG/96 Jinkwang
II Ninh Hòa
1 Recloser 1 471-E24/103 Nulec
2 Recloser 2 473-E24/31-4 Nulec
3 Recloser 3 476-E24/59 Nulec
4 Recloser 4 476-E24/177B Nulec
5 Recloser 5 478-E24/100B Nulec
6 Recloser 6 479-ENT/89 Nulec
7 LBS 1 472-474-E24/54-11-2 Jinkwang
8 LBS 2 474-E24-475-ENT/148 Jinkwang
9 LBS 3 472-E24/37 Jinkwang
10 LBS 4 476-E24/42 Jinkwang
11 LBS 5 477-ENT/57A Jinkwang
III Vĩnh Hải
1 Recloser 1 476-E29/03-1 Nulec

56. 45
STT Điện lực Thiết bị Vị trí
Hãng/ Nước
SX
2 Recloser 2 472/474/476-E31/63 Nulec
3 Recloser 3 476/478-E31/22 Nulec
4 LBS 1 LBS 472/474-E31/98 Jinkwang
5 LBS 2 472/474-E31/75 Jinkwang
6 LBS 3 476-E31/69-4 Jinkwang
7 LBS 4 476-E31/45-84 Jinkwang
8 LBS 5 476/478-E31/32 Jinkwang
9 LBS 6 476-E31/54 Jinkwang
10 LBS 7 472/476-E31/82-17-6 Jinkwang
IV Trung tâm Nha Trang
1 Recloser 1 479-E27/03 Nulec
2 Recloser 2 471-E27/30 Nulec
3 LBS 1 479-E27-472-E31/44 Jinkwang
4 LBS 2 471-E27/42 Jinkwang
5 LBS 3 472-E27/37 Jinkwang
6 LBS 4 485-E27/57-1 Jinkwang
7 LBS 5 473-E27/66 Jinkwang
8 LBS 6 474-E27/41 Jinkwang
9 LBS 7 371-474-485-E27/49 Jinkwang
10 LBS 8 371-374-E27/73 Jinkwang
V Vĩnh Nguyên
1 Recloser 1 471-EBT/49 Nulec
2 LBS 1 473-EBT/184 Jinkwang
3 LBS 2 478-E27-479-EBT/85-1 Jinkwang
4 LBS 3 471-EBT/105 Jinkwang
5 LBS 4 475-477-479-EBT/74 Jinkwang
6 LBS 5 473-EBT/48 Jinkwang
7 LBS 6 478-E27/74 Jinkwang
8 LBS 7 479-EBT/61-11 Jinkwang
9 LBS 8 475-477-EBT-476-F5D/88 Jinkwang
10 LBS 9 471-EBT/50-93 Jinkwang
11 LBS 10 476-F5D/45-10-2a Jinkwang

57. 46
STT Điện lực Thiết bị Vị trí
Hãng/ Nước
SX
VI Diên Khánh – Khánh Vĩnh
1 Recloser 1 471-F6B Nulec
2 Recloser 2 473-F6B Nulec
3 Recloser 3 474-F6B Nulec
4 Recloser 4 471-F6C Nulec
5 LBS 1 471-E32-474-E29/52-7 Jinkwang
6 LBS 2 477-E29-477-E32/57-2 Jinkwang
7 LBS 3 474-477-E29/31 Jinkwang
8 LBS 4 471-E30-473-E32/88 Jinkwang
9 LBS 5 473-F6B/35A Jinkwang
10 LBS 6 473-F6B/79 Jinkwang
11 LBS 7 474-477-E29/28-1 Jinkwang
12 LBS 8 474-E29/28-13 Jinkwang
13 LBS 9 474-E29/28-34 Jinkwang
14 LBS 10 475-E29-477-E32/62-19 Jinkwang
15 LBS 11 473-E32/29 Jinkwang
16 LBS 12 474-477-E29/68 Jinkwang
17 LBS 13 477-E32/47 Jinkwang
18 LBS 14 473-F6B/161A Jinkwang
19 LBS 15 473-F6B/204-2A Jinkwang
20 LBS 16 473-F6B/209 Jinkwang
21 LBS 17 471-F6C/4-5 Jinkwang
22 LBS 18 471-F6C/62-13 Jinkwang
23 LBS 19 471-F6C/73A Jinkwang
VII Cam Lâm
1 Recloser 1 475-E30/65-3-6 Nulec
2 Recloser 2 475-E30/60 Nulec
3 Recloser 3 471-EBĐ-475-E30/71-20 Nulec
4 Recloser 4 471-EBĐ/20-18-1 Nulec
5 Recloser 5 471-EBĐ/64 Nulec
6 LBS 1 477-E28/118 Jinkwang
7 LBS 2 473-EBĐ/208 Jinkwang
8 LBS 3 473-E30/45 Jinkwang
9 LBS 4 473-EBĐ/58 Jinkwang

58. 47
STT Điện lực Thiết bị Vị trí
Hãng/ Nước
SX
10 LBS 5 471-EBĐ-471-E28/136 Jinkwang
11 LBS 6 471-E28/125-2 Jinkwang
12 LBS 7 471-E30/64-2 Jinkwang
13 LBS 8 471-EBĐ/20-19A Jinkwang
14 LBS 9 471-EBĐ-475-E30/67-32A Jinkwang
15 LBS 10 475-E30/65-3-63 Jinkwang
16 LBS 11 473-EBĐ/182-78-1 Jinkwang
17 LBS 12 474-E30/20 Jinkwang
VIII Cam Ranh – Khánh Sơn
1 Recloser 1 473-E28/97 Nulec
2 Recloser 2 473-F9/104 Nulec
3 Recloser 3 471-ENCR/154-14 Nulec
4 Recloser 4 471-E28/60 Nulec
5 Recloser 5 477-E28/244 Nulec
6 LBS 1 473-E28/185 Jinkwang
7 LBS 2 473-E28/226 Jinkwang
8 LBS 3 471-F9/61 Jinkwang
9 LBS 4 479-EBĐ-471-H1/83 Jinkwang
109 thiết bị được liệt kê trên đều có khả năng kết nối SCADA qua giao thức
IEC 60870-5-104, ta có thể dùng phần mềm WSOS và FTU Man để cấu hình tín hiệu
SCADA, phù hợp với yêu cầu vận hành từ xa.
Nếu phân loại theo chủng loại thiết bị thì có :
- 30 Recloser Nulec ;
- 79 LBS Jinkwang.
Nếu phân loại theo chức năng vai trò trên lưới điện thì có :
- 35 thiết bị đóng vai trò là thiết bị liên lạc, thường xuyên ở vị trí mở hoặc
dùng để đóng cắt tụ bù;
- 74 thiết bị đóng vai trò phân đoạn trục chính, nhánh rẽ thường xuyên ở vị trí
đóng, đảm bảo cấp điện liên tục cho phụ tải. Các thiết bị này chỉ cắt ra khi có sự cố,
cần bảo trì bảo dưỡng hoặc khi thay đổi phương thức kết lưới cơ bản.
3.2. ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY BẰNG GIÁM SÁT,
ĐIỀU KHIỂN XA
Trên cơ sở nghiên cứu các phần mềm và các loại kênh truyền thông tin được
trình bày ở chương 2, tác giả đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy bằng cách xây
Tải bản FULL (99 trang): bit.ly/2Ywib4t
Dự phòng: fb.com/KhoTaiLieuAZ

59. 48
dựng hệ thống giám sát và điều khiển xa các thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp thuộc
Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa như sau:
3.2.1. Tại TTĐK-KHPC
Thực hiện cấu hình cơ sở dữ liệu và HMI tại các máy tính Server, Engineering,
Operator và Remote Console, cụ thể như sau :
+ Thiết kế dạng cấu trúc cơ sở dữ liệu.
+ Thiết lập cơ sở dữ liệu.
+ Phân tích chức năng.
+ Thiết kế Symbol.
+ Thiết kế PMacro.
+ Xây dựng sơ đồ lưới trung áp.
+ Xây dựng giao diện Recloser/LBS.
+ Kiểm tra mô phỏng.
+ Cấu hình phân quyền.
+ Thí nghiệm hiệu chỉnh .
TTĐK sẽ giám sát/điều khiển và thu thập dữ liệu từ các thiết bị LBS/Recloser,
chi tiết như sau:
+ Thu thập dữ liệu:
Dữ liệu trạng thái: trạng thái đóng cắt các Recloser/LBS, các khoá điều
khiển đang đặt từ xa/tại chỗ, trạng thái đường truyền, lỗi thiết bị v.v...
Các cảnh báo của các bảo vệ.
Dữ liệu đo lường: Công suất tác dụng MW, phản kháng MVAr, điện
áp, dòng điện v.v...
Truy xuất sự kiện/sự cố trên thiết bị.
+ Giám sát: Dữ liệu thu thập từ các thiết bị về TTĐK sẽ được máy tính xử lý:
Hiển thị trên sơ đồ một sợi, giao diện HMI của thiết bị.
Đối với dữ liệu trạng thái LBS, Recloser, các cảnh báo v.v... khi phát
hiện ra có sự thay đổi trạng thái, hệ thống SCADA sẽ phát cảnh báo
bằng âm thanh và dòng thông báo để lôi kéo sự chú ý của người vận
hành.
Đối với dữ liệu giá trị đo lường, dữ liệu nhận được sẽ được kiểm tra so
sánh với các ngưỡng dưới và ngưỡng trên (đã được định trước), nếu giá
trị đo được bị vượt ngưỡng thì hệ thống sẽ phát cảnh báo cho người vận
hành.
Tải bản FULL (99 trang): bit.ly/2Ywib4t
Dự phòng: fb.com/KhoTaiLieuAZ

60. 49
+ Điều khiển: Lệnh điều khiển từ hệ thống SCADA của TTĐK thông qua hệ
thống kênh truyền gửi đến thiết bị qua các khối RTU, cụ thể là:
Lệnh đóng cắt LBS/Recloser.
Kích hoạt lệnh đóng lặp lại.
Reset thiết bị sau sự cố.
Để phục vụ cho công tác vận hành, danh sách dữ liệu cơ bản cần thu thập như
bảng 3.4.
Bảng 3.7. Danh sách dữ liệu của Recloser và LBS
No Recloser LBS
I Analog input (AI) :
1 Ua Ua
2 Ub Ub
3 Uc Uc
4 Uab Uab
5 Ubc Ubc
6 Uac Uac
7 Ia Ia
8 Ib Ib
9 Ic Ic
10 In In
11 P P
12 Q Q
13 F F
14 Cos phi Cos phi
15 Operation Time Acquy Voltage
16 Acquy Voltage
17 Ia Fault
18 Ib Fault
19 Ic Fault
20 In Fault
II Single indication (SI):
1 Com fail Com fail
2 Equipment Fail Local/Remote control
3 Local/Remote control AC Supply Fail
4 Enable/disable F79 Battery Fail
5 Phase Fault 1
6 Phase Fault 2
7 Earth Fault 1
9b22a934