Đề tài Giới thiệu hệ thống điều khiển bảo vệ và giám sát trong hệ tự động

giới thiệu hệ thống điều khiển bảo vệ và giám sát trong HTĐ CHƯƠNG 1: MỞ ĐẦU 1.1 Giới thiệu Điện năng được sản xuất, truyền tải, phân phối rộng khắp với nhiều cấp điện áp từ cấp hạ áp, trung áp, cao áp, siêu cao áp và cực siêu cao áp với số lượng thiết bị rất lớn. Sự phát triển một hệ thống thông tin trong hệ thống điện là rất cần thiết. Những việc mà trước đây muốn thực hiện thì phải rất phức tạp và mất nhiều công sức, cần đến sự làm việc của nhiều người thì với sự phát triển của công nghệ thông tin nói chung và truyền thông trong hệ thống điện nói riêng đã làm cho vấn đề được trở nên dễ dàng hơn rất nhiều. Các thiết bị ở cấp dưới (chấp hành) được kết nối với cấp trên như máy tính điều khiển, thiết bị quan sát, máy tính điều khiển giám sát và các máy tính cấp điều hành xí nghiệp, quản lý công ty. Chuẩn truyền thông là qui ước chung cho việc ghép nối các thiết bị với nhau giúp cho việc giao tiếp được trở nên dễ dàng và thuận tiện hơn. Ngoài các chuẩn vật lý thường dùng như RS-232, RS-485 thì còn các chuẩn giao thức như IEC 60870, 61850 chiếm vai trò quan trọng trong điều khiển giám sát trong hệ thống điện. 1.2 Mục đích của đề tài Đề tài này nghiên cứu các chuẩn truyền thông công nghiệp trong điều khiển giám sát hệ thống điện, mục đích là làm rõ khả năng ứng dụng của các chuẩn truyền thông quốc tế, sự phù hợp và các ưu nhược điểm của chúng trong các hệ điều khiển và giám sát hệ thống điện. Làm rõ thực trạng của các giải pháp truyền thông trong hệ thống điện Việt Nam. 1.3 Nội dung của đề tài Nội dung của đề tài là nghiên cứu nhu cầu truyền thông trong hệ thống điện, giới thiệu hệ thống (SCADA) và các hệ thống cấp cao hơn, nghiên cứu các chuẩn giao thức IEC 60870, 61850, OPC. Phân tích khả năng áp dụng các chuẩn truyền thông trong điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu. 1.4 Phương pháp nghiên cứu và các kết quả đạt được Sử dụng các tài liệu về mạng truyền thông công nghiệp, các tài liệu của trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (chế độ vận hành, các chuẩn truyền thông đang áp dụng..) cùng với đó là tài liệu của các hãng nước ngoài như ABB, Siemens nhằm đạt được các kết quả sau: Nhận thấy được vai trò của truyền thông trong hệ thống điện Tổng quan về các hệ thống điều khiển bảo vệ và giám sát trong hệ thống điện Làm rõ việc áp dụng các chuẩn truyền thông trong điều khiển giám sát hệ thống điện. 1.5 Bố cục của bài viết Bố cục của bài viết được trình bày gồm có 5 chương Chương 1: Mở đầu Nội dung của chương là chỉ rõ mục đích của đề tài, nội dung của đề tài, phương pháp nghiên cứu đề tài và các kết quả đạt được Chương 2: Giới thiệu hệ thống điều khiển bảo vệ và giám sát trong HTĐ Mục đích của chương nhằm giới thiệu các chức năng và tính năng chính của các hệ thống điều khiển bảo vệ và giám sát trong hệ thống điện Chương 3: Tổng quan về mạng truyền thông trong hệ thống điện Nội dung của chương là nêu rõ việc liên kết thông tin trong ĐKGS hệ thống điện từ trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia tới các điều độ khu vực và các công trình, đường dây. Chương 4: Chuẩn truyền thông áp dụng trong hệ thống điện Chương này giới thiệu các chuẩn vật lý thông dụng, chuẩn giao thức IEC 60870, 61850, OPC và việc áp dụng các chuẩn này trong hệ thống điện. Chương 5: Tổng kết Nêu ra những kết quả đã làm được của đề tài, những mặt hạn chế và đưa ra các đề xuất giải pháp. CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ VÀ GIÁM SÁT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN Nội dung chính của chương là làm rõ chức năng và tính năng của hệ thống điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu trong hệ thống điện, việc giao tiếp giữa các thiết bị thu thập thông tin với trung tâm điều khiển. Giới thiệu các hệ thống cấp cao hơn như EMS, DMS, BMS. 2.1 Hệ thống điều khiển bảo vệ trong HTĐ 2.1.1 Quá trình xây dựng và phát triển Trước những năn 90, hệ thống điện Việt Nam thừa hưởng cơ sở hạ tầng lạc hậu, nhỏ lẻ. Thiết bị điều khiển bảo vệ chủ yếu là thế hệ điện cơ, chưa có mặt hệ thống thông tin số. Các khái niệm trong lĩnh vực điều khiển, giám sát như SCADA, hệ thống đo xa….. và hiểu biết về thế hệ thiết bị số còn khá mới mẻ xa lạ với người thiết kế và quản lý HTĐ. Đầu những năm 90, nền kinh tế đất nước bắt đầu phát triển, đòi hỏi những bước phát triển mới trong truyền tải và phân phối điện năng. Hệ thống đường dây siêu cao áp 500kV thống nhất HTĐ toàn quốc, với thế hệ thiết bị số như: Rơ le, bộ ghi sự cố và thông tin số. Hệ thống quản lý HTĐ phát triển, ra đời cấp điều độ trung ương A0 quản lý giám sát vận hành hệ thống 500kV và nhà máy điện lớn trong toàn quốc. Một số thiết bị tiêu biểu cho thế hệ rơ le số có thể liệt kê như: Rơ le bảo vệ so lệch dọc đường dây LFCB-102 (GEC- Alsthom sử dụng kệnh truyền thông tin cáp quang riêng lắp đặt theo hệ thống dây chống sét dọc tuyến, rơ le tự động đóng lại LFAA-102, rơ le bảo vệ đường dây 7SA513 V2.1- Siemens, bộ tự động ghi sự cố….. Bên cạnh đó, vẫn sử dụng thế hệ thiết bị bán dẫn như rơ le bảo vệ quá dòng như MCGG82,62,22. Hệ thống điều khiển đã được thiết kế theo mô hình SCADA. Nền kinh tế và khoa học kỹ thuật Việt Nam đang từng bước hòa nhập vào phát triển mạnh mẽ của thế giới. Điện lực Việt Nam đòi hỏi sự phát triển toàn diện các hệ thống nguồn truyền tải và phân phối. Tỷ lệ số hóa trong thiết bị điều khiển tăng dần là một lựa chọn tất yếu trong thiết kế xây dựng công trình mới và cải tạo nâng cấp hệ thống. Trong HTĐ Việt Nam đã có nhiều nhà sản xuất nổi tiếng: ABB, SIEMENS, SEL- SCHWEITER, GEC- Alsthom, AEG….. Nói chung thiết bị bảo vệ và điều khiển tất cả các nhà sản xuất đều hướng quan điểm thiết kế của riêng họ, nhưng đều hướng tới các đặc tính: Đa chức năng, bộ nhớ ghi lại nhiều loại dữ liệu lớn hơn, giao diện, nói ghép thân thiện hơn và đặc biệt ngày càng đáp ứng yêu cầu thông tin mạnh hơn. Ngoài ra còn thêm đặc điểm mang tính kinh tế cạnh tranh: Trên một thiết bị có thể có những lựa chọn cấu hình từ tối thiểu tới nâng cao tùy thuộc vào khả năng đầu tư và phạm vi ứng dụng của người mua. Đã có nhiều công trình trạm, đường dây phân phối mới hoàn toàn láp đặt rơ le số, với một hệ thống thông tin mở. Ngoài ra còn đưa các thiết bị điều khiển tự động quá trình (PLC trong môi trường điều khiển công nghiệp) vào HTĐ trong thông tin, điều khiển trạm, tổ máy phát… Công nghệ thông tin công nghiệp, văn phòng, cùng kiến trúc mạng LAN, WAN đã có mặt trong mạng thông tin điện lực Việt Nam. Kèm theo đó, khái niệm “ Máy tính hóa” điều khiển và bảo vệ đang là xu hướng của tương lai, nâng cao và hoàn thiện vai trò của máy tính trong môi trường này. Có thể kể tên nhưng trạm biến áp mới có điều khiển hoàn toàn trên màn hình máy tính được thực thi trên hệ thống thông tin trạm như: Trạm 220kV Nhà Bè, Sóc Sơn, Bắc Giang (ABB), 220kV Nam Định, Tràng Bạch, Việt Trì, Phố nối (Siemens), các nhà máy điện dùng hệ thống điều khiển quá trình tự động: Sông Hinh, Hàm Thuận – Đa My, Phả Lại 2, Phú Mỹ… Những công trình trên được coi là đã sử dụng thế hệ thiết bị và thông tin mới và tiên tiến nhất trên thế giới vào thời điểm xây dựng. Ở mức độ nhỏ hơn, các trạm biến áp 110kV và các lộ Phụ tải trung áp mới đều được thiết kế lắp đặt sử dụng hoàn toàn rơ le bảo vệ số. So với thời kỳ đầu, đã có số lượng rất lớn, chủng loại khá đa dạng và rất nhiều thế hệ thiết bị số đã có mặt trong HTĐ Việt Nam. Việc làm chủ sơ đồ thiết kế, thí nghiệm, vận hành các thiết bị số của nhiều hãng đã trở thành quen thuộc với cán bộ kỹ thuật. Trong điều khiển hệ thống, SCADA đang được cải tạo và lắp mới ngày càng hoàn thiện hơn. Hệ thống SCADA cấp điều độ trung ương A0 đã được lắp đặt 1999-2000 có khả năng điều khiển, tạo một cơ sơ dữ liệu trên hệ thống thông tin mang tính mở và mạnh để áp dụng những ứng dụng ở mức cao trong HTĐ như EMS, DSM…. Hệ thống SCADA cấp điều độ miền Bắc, Trung, Nam tạo nguồn thông tin từ cấp thấp hơn: Trạm biến áp 110kV, tổ máy phát nhỏ…. Nối ghép cung cấp dữ liệu đến hệ thống SCADA trung ương, và các ứng dụng văn phòng khác trên toàn quốc gia hoặc toàn cầu. Nhà sản xuất Chức năng chính SIEMENS ABB SEL Alstom F87, F87N, F87BB, F50/51, F50N/51N, F49, F90 7UT512,513, 7SSV3.2x, V4.1x RET316 V4.5 RET 520 V2. SEL 387 P643, P141, KBCH130 F50/51 &N 7SJ511 V3.3x V4.1x 7SJ531 SPAJ140,141C SEL351A. SEL551 Micom P127,P123,P441KCGG140 F67/67N 7SJ512V3,4 SPAA341 F21 7SA511,513 REL511 Bảng 2.1: Các nhà sản xuất và thế hệ rơ le bảo vệ 2.1.2 Đánh giá việc khai thác hệ thống điều khiển và bảo vệ trong HTĐ Việt Nam. Quá trình thâm nhập, ứng dụng thế hệ thiết bị mới (Rơ le bảo vệ, hệ thống điều khiển, thông tin điện lực) được thực hiện theo từng bước, mang đặc điểm của một nước đang phát triển và cũng theo sát với phát triển của những thế hệ mới nhất. Việt Nam có những mặt thuận lợi khi theo chiến lược đón đầu các kỹ thuật mới, đưa vào ứng dụng những thiết bị, hệ thống tiên tiến nhất ngay trong giai đoạn phát triển ban đầu không trải qua thời gian và chi phí thử nghiệm, có đội ngũ kỹ thuật có năng lực nhạy bén, tránh được sai lầm từ những bài học và kinh nghiệm của các nước đi trước. Nhưng cũng có nhiều mặt hạn chế trong quá trình phát triển: Khả năng đầu tư hạn hẹp, phụ thuộc vào các nguồn vốn vay kèm theo nhà cấp hàng có chỉ định Bị động mang nhiều tính chất giải quyết tình thế. HTĐ có khối lượng tài sản lớn, xây dựng mang tính chất của một quá trình phát triển, kế thừa, trong hệ thống tồn tại rất nhiều thế hệ, nhiều công nghệ sản xuất thiết bị là điều không thể tránh khỏi. Đặc biệt tính tiên tiến hiện đại của thiết bị thông tin ngày nay có vòng đời rất ngắn, do vậy nhiều thiết bị, hệ thống khi chọn trên dự án là hiện đại và tiên tiến nhất, khi thực hiện xong dự án thì lại trở thành lạc hậu. Năng lực kỹ thuật thẩm định thiết kế khai thác ứng dụng trên hệ thống hiện có còn hạn chế …. Chẳng hạn, khi chọn thiết bị rơ le bảo vệ, thiết bị thông tin( bộ xử lý trung tâm, thiết bị chuyển kênh, ….. hay mắc phải những thiếu sót sau: + Chọn những thiết bị không cùng một cấp (Cấp lộ phụ tải phân phối, cấp trung tâm thông tin mức trạm) Nhiều nhà cung cấp khác nhau Hình thức, giao thức thông tin, năng lực và tốc độ thông tin khác nhau. Tùy chọn rơ le có kết nối EIA-232,…. Cáp quang khác nhau ( Mà chuẩn nối này chỉ phục vụ tốt nhất riêng cho mỗi liên kết Star hoặc Bus ( Daisy-Train/ Trunk-Drop)). Chọn những thiết bị có khả năng thông tin quá mạnh so với khả năng của mạng thông tin tổng thể, dẫn đến sử dụng lãng phí thiết bị. + Ở mức độ trạm đã chọn những sơ đồ cấu trúc thông tin mà thiếu đánh giá về độ tin cậy của hệ thống, ví dụ tại trạm 220kV Nam Định chỉ dựa vào hình máy tính, không có hệ thống thông tin, mạng dự phòng. Do vậy, đã có một lần xảy ra sự cố máy tính hoặc hư hỏng mạng cáp quang do chuột cắm làm tê liệt điều khiển toàn trạm trong nhiều ngày thậm chí nhiều tuần. + Do đòi hỏi phải hiện đại hóa theo một chức năng nào đó, chẳng hạn giám sát trạng thái máy cắt, hệ thống đo xa…. Nên những năm 95,96 chúng ta đã đầu tư những hệ thống thông tin riêng lẻ, chỉ phục vụ đơn mục đích đặt ra. Sau một thời gian ngắn vài năm, khi xuất hiện nhưng hệ thống thông tin mở có thể phát triển khai thác đa ứng dụng theo hướng của người sử dụng, thì các hệ thống đã lắp đặt trên chỉ là một chức năng nhỏ trong hệ thống mới, tồn tại của hệ thống này chỉ làm phức tạp hệ thống và cồng kềnh trong công tác quản lý. Kết quả là đã gây ra một lãng phí lớn trong đầu tư. Trong hoàn cảnh kinh tế Việt Nam của thời kỳ đầu phát triển, chúng ta phải Tiết kiệm và sử dụng hệu quả cao nhất nguồn vốn đầu tư. Như vậy, để xây dựng hệ thống điều khiển và bảo vệ dựa trên hệ thống thông tin điện lực hay thực thi xu hướng máy tính hóa trong điều khiển trạm điện, cần phải lưu ý một số vấn đề sau: Phải co so sánh, đánh giá đúng những chỉ tiêu kỹ thuât: Độ tin cậy, tính duy trì, ổn định hệ thống, chất lượng điện năng, thiệt hại khi có sự cố, tính kinh tế…. khi lựa chọn xây dựng một hệ thống điều khiển với quy mô nào đó trên cơ sở thông tin, hoặc mô hình điều khiển khác được tư vấn nhằm chọn ra mô hình điều khiển phù hợp. Cũng cần phải lưu ý rằng có những công trình có quy mô và vị trí địa lý nào đó không nhất thiết phải xây dựng dựa trên hệ thống thông tin mạnh. Không thể trang bị hệ thống thông tin như một thứ “ Thời Trang”. Phải có kiến thức nắm bắt và dự đoán đúng những phát triển trong tương lai. Ví dụ có dự đoán đúng đắn, xu thế phát triển khoa học công nghệ trong vòng 5,10 thậm chí 20 năm tiếp theo, theo đó là những cấu trúc, mô hình điều khiển. Tránh tình trạng thiết kế mang tính tình thế và công trình có tuổi đời sử dụng ngắn. 2.1.3 Giới thiệu một số hệ thống điều khiển SCADA, EMS hiện hữu 1.Hệ thống điều khiển trạm: LSA-SIEMENS Trạm 220kV Nam Định, Tràng Bạch, Vật Cách, Việt Trì…: Lắp đặt những năm 98-99. Hiện hệ thống điều khiển này vẫn là những sản phẩm tiên tiến nhất của hãng Siemens. 2.Hệ thống SCADA, EMS A0: Ranger ( Bailey-ABB) Hệ thống được lắp đặt vào cuối năm 99, là hệ thống hiện đại nhất của nhà sản xuất Bailey-USA thuộc tập đoàn hàng đầu ABB. Hiện hệ thống này đang được khai thác, lấy nguồn dữ liệu từ các hệ thống SCADA trung tâm thuộc điều độ 3 miền Bắc, Trung, Nam. Trên hệ thống này, SCADA đã được khai thác hiệu quả, EMS chưa được khai thác hết tính năng vì phụ thuộc vào kết cấu hệ thống thiết bị: Máy phát, máy cắt, thông số lưới điện…. chưa đáp ứng hoàn toàn theo chức năng này. 3.Thiết kế các hệ thống điều khiển Quá trình cải tiến không ngừng của công nghệ sản xuất và cấu trúc sản phẩm, đặc biệt liên tục ra đời các thế hệ rơ le số, thiết bị điều khiển tự động phần mềm ứng dụng, và công nghệ thông tin phát triển với tốc độ nhanh, luôn đặt cho người thết kế và sử dụng cần có kiến thức và dự đoán chính xác mức độ phát triển trong tương lai. Các yêu cầu được coi là nguyên tắc bất biến của thiết bị và hệ thống điều khiển trong HTĐ: Tính tin cậy Tính chọn lọc Tính kinh tế Tính tác động nhanh Độ nhậy Quan điểm xây dựng cấu trúc hệ thống điều khiển và bảo vệ HTĐ dựa trên hệ thống thông tin ( Máy tính hóa theo hướng quản lý và điều khiển phân tán), hướng tới các mục tiêu sau: Cải thiện chức năng điều khiển tự động: Được hiểu như tăng khả năng an toàn trong thao tác vận hành, giảm thiểu các thời gian khắc phục sự cố và phục hồi như xây dựng một trình tự thao tác hợp lý, hướng dẫn chuyên gia và giám sát cho nhân viên vận hành phản ứng đúng và an toàn trong các chế độ này. Cải thiện tính năng trong quản lý, giám sát: Mở rộng phạm vi quản lý, giám sát. + Đưa sự giám sát theo dõi từ nhiều cấp xuống các thiết bị, đến từng máy biến áp, lộ phụ tải trung áp + Khả năng giám sát tại chỗ hoặc từ xa.(Từ xa được hiểu như từ các cấp điều độ cao hơn). Tự động trong theo dõi, giám sát lập kế hoạch sửa chữa bảo dưỡng định kỳ. + Nhiều đối tượng có thể khai thác nguồn dũ liệu để phục vụ cho nhiều mục đích khác nhau thông qua việc mở rộng thông tin, ứng dụng các thông tin văn phòng. Ví dụ: Đối tượng ở chế độ Online trên mạng Internet, và các trang Web…. + Một mục tiêu rất quan trọng nữa là tính kinh tế thể hiện trong việc giảm giá thành tổng thể cho một HT được hiểu bao gồm cả giá thành thi công lắp đặt, chuyển giao hướng dẫn sử dụng và bảo dưỡng thay thế định kỳ. Ví dụ: Khả năng linh động lắp đặt có thể hiểu như việc lắp đặt các modul hay các trạm di động, nối ghép và thí nghiệm đưa vào làm việc hệ thống điều khiển và bảo vệ (qua các chỉ tiêu thời gian lắp đặt tính bằng ngày, bằng giờ), sẵn có các thiết bị thay thế dự phòng tương thích…… Đặc biệt việc tiến hành thí nghiệm và cài đặt thông số bảo vệ trước khi đưa vào làm việc có thể thực hiện từ xa qua hệ thống thông tin phổ thông. Mô hình hệ thống thiết bị trạm đảm bảo những yêu cầu sau: Mô hình thiết kế điều khiển trạm phải cơ động gọn nhẹ trong cấu trúc, thể hiện trong: + Kích thước của HTĐK trạm nhỏ gọn về không gian, dễ sửa chữa, giảm thiểu việc đấu dây, cấu hình gọn nhẹ, mạch lạc, thuận tiện cho việc giám sát bảo dưỡng định kỳ. + Quá trình từ thiết kế, lựa chọn thiết bị, lắp đặt nhanh chóng. Hình 2.1: Mô hình hệ thống điều khiển trạm nhỏ bằng máy tính + Thuận lợi cho việc mở rộng trong tương lai, tăng thích nghi ghép nối với hệ thống cũ và mới. Máy tính hóa trong điều khiển trạm nhỏ Tại các trạm nhỏ, cho phép tính trì hoãn điều khiển từ xa và thời gian phục hồi sự cố do mất điều khiển không đòi hỏi cao như các trạm phân phối lớn (220kV), chỉ thiết lập khả năng điều khiển sẽ tập trung trên một màn điều khiển hiển thị của máy tính trung tâm. Do vậy không yêu cầu lắp đặt các panel điều khiển song song dùng khóa chế độ nóng, cắt truyền thống trong phòng điều khiển(Indoor Panel). Có thể sử dụng các bộ nhớ của máy tính thương mại (PC), hoặc công nghiệp (IPC) lập thành cơ sở dũ liệu ở mức trạm….. với giá thành rẻ, dễ thay thế. Mỗi thiết bị thành phần đều có khả năng giao tiếp máy tính ( xách tay) qua phần mềm riêng. Đặc biệt, mục tiêu chung của hướng thiết kế là: Mở rộng và tăng khả năng thông tin xuống cấp độ trạm, lộ phụ tải. Tăng tính liên kết của điều khiển trạm trong hệ thống điện lớn. Tính khả thi của thiết kế trên là hoàn toàn thực tế và sẽ phổ biến trong một tương lai gần. Chính vì nó dựa trên các cơ sở hiện thực: Môi trường và hạ tầng của công nghệ thông tin nói chung và thông tin điện lực nói riêng, mà thiết bị điều khiển tự động công nghiệp, công nghệ máy tính hiện đại phát triển nhanh chóng. Thành phần thiết bị + PC(IPC): Sử dụng các PC để bàn thông dụng(có thể sử dụng PC công nghiệp nếu có yêu cầu cao hơn) + PLC: Sử dụng PLC của các hãng quen dùng: SIMACTIC-S7 (Siemens), GE-Fanuc (General Electric-USA)….., cũng các modul thông tin nếu có yêu cầu một hệ điều khiển từ xa qua thông tin tốc độ cao. + Bộ xử lý tín hiệu Analog chung và Rơ le số đa chức năng (nhiều Modul chức năng), rơle số (với chức năng bảo vệ lộ đường dây trung áp) của tủ hợp bộ đường dây phụ tải. + Mạng LAN hỗ trợ TCP/IP cho mạng nội bộ tốc độ cao (10MBs), cáp nối EIA-232, 485, cáp quang: các mạng thông tin công nghiệp phổ thông, các giao thức chuẩn phổ biến như đã giới thiệu ở trên. + Hệ thống nguồn tự dùng AC(UPS), DC. Hình 2.2: Mô hình tủ điều khiển và đấu nối trong phòng điều khiển trạm nhỏ + Hệ thống các thiết bị thứ cấp có điều khiển: Biển đổi (CT,VT…), chấp hành (Rơ le đầu ra, máy cắt, dao cách ly, quạt mát MBA, OLTC, thiết bị biến đổi nhiệt độ, độ ẩm, áp suất ….., tủ hợp bộ trung áp phân phối…. cùng với khóa điều khiển bằng tay tại chỗ), hệ thống đo lường từ xa với độ chính xác cao, bảo toàn và bảo mật trong kênh thông tin riêng. Mô tả vai trò của mỗi thiết bị trong sơ đồ trên: DAUs: Data Acquistion Units Tạo một nguồn cung cấp thông số tương tự liên tục cho nhiều chức năng đến nhiều modul rơ le bảo vệ, cung cấp cho thông tin đo lường trên màn hình hoặc từ xa. Làm việc với các đầu vào là Digital Input và Analog Input. Thiết bị này bao luôn cả chức năng cuẩ hệ Transmitter số. Được hỗ trợ phần cứng: Có các CPU thực hiện nhiều xử lý và truyền dữ liệu tốc độ cao. Modul Rơle số Thực hiện các chức năng bảo vệ truyền thống, thực hiện cài đặt qua máy tính trung tâm, lưu lại dữ liệu sự cố và quá trình truyền cho máy tính, liên lạc trực tiếp với DAU nhận các thông tin giá trị tức thời để xử lý nhanh theo chức năng bảo vệ ….. Hợp bộ rơ le số có Main CPU quản lý trao đổi giá trị tức thời với DAU, quản lý cấu hình, và thực hiện giao tiếp với thiết bị ngoại vi khác như PC, máy in, lập trình cầm tay….., đồng thời có màn hình và phím chức năng để có thể thực hiện cài đặt bằng tay và theo dõi hoạt động của rơ le. Trên mỗi modul làm việc theo chức năng bảo vệ riêng có hệ thống đèn LED tùy đặt để hiển thị tình trạng và tác động theo chức năng trên. Ngoài ra còn có các modul I/O: Digital Input, Relay Output hỗ trợ một số chức năng logic của rơ le và cách ly với thiết bị khác về phương tiện điện áp làm việc. Một số Rơ le thế hệ mới như (RET 512 V2xx-ABB) là ghép nối của DAU + Modul bảo vệ + Modul thông tin (cáp quang + RS232, 485). Hệ thống rơ le số lộ phân phối trung áp cũng được thiết kế cho chức năng điều khiển đóng cắt như (7SJ531-Siemens), thích hợp cho kết nối sơ đồ BUS (RS485) thuận tiện trong việc mở rộng thêm lộ đường dây và chỉ yêu cầu truyền thông số ở tốc độ thấp hơn. PLC Các PLC với khả năng trung bình có thể đảm nhận chức năng thực hiện giám sát điều khiển liên động, logic trong toàn trạm, nhận và thực hiện các lệnh điều khiển từ xa qua đường thông tin hoặc từ màn hình máy tính đi đóng cắt hoặc khởi động các thiết bị sơ cấp. Ngoài ra PLC nhận tín hiệu Digital Input từ trạng thái của thiết bị và Analog Input, xử lý ở các cấp thấp hơn như nhiệt độ: dầu, môi trường, áp suất…… Ngoài ra có thể chọn PLC – Master, với CPU có khả năng và tốc độ xử lý nhanh hơn, cùng các modul thông tin, và bộ nhớ phục vụ cho mục đích thông tin tốc độ cao trong điều khiển và truyền giá trị đo lường tức thời. Khi đó vai trò của nó như là một RTU, bộ xử lý trung tâm và điều khiển ở mức trạm. PC(IPC) Có thể sử dụng các máy tính văn phòng để điều khiển trạm. Trên PC đơn bộ xử lý, thực hiện đa chương trình bằng cách phân chia thời gian thực hiện giữa các luồng hoạt động. Có những lớp chương trình phục vụ nhiều mục đích, chạy trên hệ điều hành đa nhiệm như Microsoft Window NT/ 95/ Unix….Màn hình hiển thị điều khiển dưới dạng cửa sổ có các Menu tổ chức ở dạng Pull-down Menu. Hệ thống phần mềm phục vụ các đối tượng sau: Đối tượng DAU: Thu thập thông tin giá trị đo lường từ DAU. Đối tượng thu thập dữ liệu Đối tượng lập báo cáo hiển thị(Hiển thị và in ấn các báo cáo) Đối tượng truyền tin lên điều độ cấp trên theo kênh thông tin (Modem) Đối tượng quản lý các cơ sở số liệu quá trình vận hành, sự kiện, sự cố… Đối tượng lập các trang hiển thị và điều khiển giám sát( bao gồm các trang Busbar, Trend, Loging….) Đối tượng lập báo cáo, kế hoạch bảo trì … tự động Ngoài ra còn một số chương trình phát triển ứng dụng khác. Hệ thống thiết bị mạng thông tin LAN,WAN Nguồn tự dùng DC, AC(UPS) cho hệ thống máy tính và tự dùng trạm. Các thiết bị thi hành thứ cấp: Mỗi thiết bị có thể đóng cắt qua Relay Output nhận lệnh từ PLC và rơ le bảo vệ. Ngoài ra theo cấu tạo, mỗi thiết bị đều có thể thực hiện thao tác ngay tại chỗ trên thiết bị phục vụ cho đóng cắt thử nghiệm và khẩn cấp. Các thiết bị tùy chọn khác như: Máy tính xách tay, Modem, hệ thống đồng bộ thời gian thực GPS cùng cổng đồng bộ thời gian IRGIB – Time, hệ thống đèn và nút điều khiển giống với panel môi trường điều khiển truyền thông( thiết bị này nối với Digital I/Os của PLC nếu yêu cầu ) Hệ thống công tơ đo lường có kênh thông tin riêng( hoặc thông qua PLC nhằm có tính bảo toàn, liên tục và tin cậy trong đo đếm kinh doanh) Đặc điểm nổi bật của thiết kế + Giảm số thiết bị: Giảm modul Analog khi nhiều chức năng cùng khai thác BUS số liệu (tức thời) làm số mạch CT, VT… giảm. + Đảm bảo tính tác động nhanh khi có sự cố, những chức năng này do Modules rơ le bảo vệ thực hiện. + Thực hiện các sơ đồ logic tự động điều khiển đóng cắt bằng tay và từ xa thông qua PLC, những chức năng này với một trạm điện nhỏ không đòi hỏi tính tức thời cao như điều khiển từ xa của các trạm điện và nhà máy điện lớn trong ứng dụng đóng cắt phục hồi hệ thống sau sự cố và điều chỉnh công suất tổ máy phát (EMS)… + Mức độ quan trọng (vai trò phân phối của trạm nhỏ trong sơ đồ HTĐ lớn), tính kinh tế và độ tin cậy yêu cầu nằm trong phạm vi chấp nhận được. Vì vậy không cần thiết phải có những hệ thống điều khiển dự phòng (tự động chuyển song song khi một hệ có sự cố với trường hợp hư hỏng bộ điều khiển PC, PLC, hoặc hỏng mạng thông tin), vì nó không ảnh hưởng đến tính tác động nhanh của bảo vệ. + Thể hiện đầy đủ chức năng của một hệ điều khiển và quản lý phân tán, điểm nút chuyên gia trong hệ thống lớn. + Đảm bảo được tính kinh tế trong: Giá thành lắp đặt, giảm thiểu được khối lượng đấu dây, kích thước và thời gian thi công của công trình. Giảm tiêu thụ điện năng tự dùng, không gian lắp đặt. Thuận tiện trong quản lý giám sát và vận hành. Đầy đủ các thiết bị dự phòng, thay thế và khả năng mở rộng trong tương lai. + So với một số mô hình thiết kế SCADA trạm nhỏ khác, mục đích chủ yếu chỉ tạo và khai thác cơ sở dữ liệu để xây dựng một dạng hoạt động của HT SCADA trạm, thực hiện trên cơ sở các Transmitters số thông minh kết hợp với máy tính, Trong thiết kế này với sự có mặt của PLC sẽ hỗ trợ tối đa thực thi điều khiển logic trạm tại chỗ và từ xa theo mạng thông tin tốc độ cao, nâng cao hoạt động, tăng tính liên kết của trạm trong sơ đồ điều khiển một hệ thống điện lớn. Hình 2.3: Hệ thống điều khiển LSA- Siemens Trạm 220kV- Nam Định Tổng quát Hệ thống điều khiển và bảo vệ trạm 220kV Nam Định được gọi là SINAUTLSA, với hệ thống này ta có thể thực hiện được tất cả các chức năng của 1 trạm phân phối điện năng như: Điều khiển từ xa – Telecontrol Điều khiển tại trạm Điều khiển tự động Giám sát các thiết bị tại trạm Đo lường các thông số Bảo vệ các thiết bị Như vậy tất cả các chức năng của một trạm thông thường đã được tích hợp vào trong một hệ thống duy nhất, điều này khiến cho công tác quản lý cũng như vận hành trạm trở nên dễ dàng hơn, nhanh chóng hơn và chính xác hơn. Cấu hình của hệ thống điều khiển và bảo vệ trạm: Để có thể tích hợp các chức năng vào một hệ thống duy nhất ta cần phải có những cấu hình phù hợp cho từng trường hợp cụ thể, những thiết bị phần cứng ( Hardware) và các phần mềm tương ứng. Ta xét một sơ đồ khối của hệ thống điều khiển trạm như sau: Hình 2.4: Sơ đồ khối của hệ thống điều khiển trạm Các thiết bị phần cứng: Trong hệ thống điều khiển trạm ta có những thành phần chính như sau: Master Unit: Là trung tâm xử lý tất cả các tín hiệu số, tín hiệu tương tự I/O Unit: Là thiết bị thu nhận và chuyển tất cả các tín hiệu giữa Master Unit và các thiết bị chấp hành. Các rơ le bảo vệ số: Làm nhiệm vụ bảo vệ các thiết bị trong trạm phân phối đồng thời cũng truyền tín hiệu về cho các I/O Unit, thực hiện các lệnh điều khiển. Các thiết bị chấp hành như: Máy cắt, dao cách ly, máy biến áp, vv… Các thiết bị ngoại vi: Máy tính, máy in được kết nối với Master Unit. Đây là các thiết bị để cho người vận hành giao diện với hệ thống Sinaut LSA qua đó đưa ra các mệnh lệnh điều khiển thích hợp. Các phần mềm: LSACONTROL: Làm nhiệm vụ thực hiện các mệnh lệnh điều khiển của người vận hành cũng như thực hiện các lệnh điều khiển tự động đã được lập trình trước và giám sát tình trạng các thiết bị trong hệ thống. LSATOOLS: Làm nhiệm vụ thiết lập các thông số của hệ thống LSADIAG: Kiểm tra sự hoạt động của hệ thống LSATEST: Làm nhiệm vụ kiểm tra phần thông tin giữa các thiết bị trong hệ thống và giữa hệ thống trạm với trung tâm điều độ ( Telecontrol) LSAPROCESS: Làm nhiệm vụ phân tích hoạt động trong hệ thống Nguyên tắc làm việc và cấu tạo của các phần tử chính Master Unit Nguyên tắc làm việc: Là trung tâm điều khiển và xử lý tín hiệu được sử dụng trong các trạm điện để thực hiện nhiệm vụ quản lý trạm theo những chức năng như: Giám sát điều khiển Truy nhập vào các phần tử trong trạm Làm một thiết bị đầu cuối cho Telecontrol System Điều khiển các thiết bị tuần tự theo các chức năng logic Thực hiện các sơ đồ khóa liên động Lưu trữ các dữ liệu của hệ thống Chỉ thị trạng thái của các thiết bị trong hệ thống Các thiết bị khác cần để thực hiện những nhiệm vụ khác nhau trong hệ thống ( như các I/O Unit, rơ le số…) được nối với Master Unit theo sơ đồ hình tia. Toàn bộ các số liệu, tín hiệu trao đổi giữa Master Unit và các thiết bị này được thực hiện qua các cáp quang ( Fiber Optical Cable). Hình 2.5: Khối Master Unit Cấu tạo Master Unit được cấu thành từ các Moduls gắn trên bus như: Modul xử lý: Chứa CPU và bộ nhớ Kiểm soát bus truyền dữ liệu Tự động khởi động toàn bộ hệ thống Nạp các thông số chứa trong EPROM cho các modul khác và các I/O Unit cũng như các rơ le số Phối hợp và giám sát tất cả các chức năng trong Master Unit Kiểm soát các thông số về ngày, tháng, thời gian trong toàn bộ hệ thống. Modul giao tiếp SK-A Modul này được dùng để giao tiếp với các I/O Unit khác trong hệ thống. Một modul có thể kết nối tới 64 Unit Modul giao tiếp SK-G Modul dùng để nối với máy tính và máy in, ta có thể nối được 2 máy tính vào Master Unit thông qua các modul này. Modul giao tiếp với Telecontrol LK Dùng cho việc giao tiếp giữa Master Unit với hệ thống Telecontrol, modul này có bộ xử lý độc lập để thực hiện những nghi thức truyền khác nhau. Modul chứa các đĩa mềm FL Các thống số trong hệ thống được lưu lại trên các đĩa mềm và thông qua một modem và phần mềm LSAMAAS ta có thể tiến hành phân tích các thông tin lưu trên đĩa. Modul nguồn Modul cung cấp các nguồn nuôi cho toàn bộ Master Unit I/O Unit Nguyên tắc làm việc Các I/O Unit là các thiết bị trung gian giữa Master Unit và các phần chấp hành trong hệ thống. Thông thường mỗi một đối tượng cần được bảo vệ và điều khiển sẽ có một hoặc một số I/O Unit đi kèm theo ví dụ như là một ngăn lộ đường dây, Máy biến áp trong trạm và do đó các I/O Unit được gắn ngay cạnh các rơ le bảo vệ. Các I/O Unit làm nhiệm vụ thu nhận xử lý các tín hiệu số, tương tự gửi các lệnh điều khiển. Để thực hiện được nhiệm vụ này một mặt I/O Unit được kết nối với Master Unit qua cáp quang mặt khác nó được nối với các CT, VT, tranducer, Rơ le.. Các tín hiệu mà I/O Unit thu thập được sẽ được gửi đến Master Unit để xử lý sau đó Master Unit sẽ gửi lại lệnh điều khiển tới I/O Unit rồi tới các đối tượng điều khiển tương ứng. Hình 2.6: Khối I/O Unit I/O Unit có các thành phần chính như sau: Các đầu vào số: Dùng để nhận các tín hiệu số như là các tiếp điểm chỉ trạng thái của máy cắt, dao cách ly, vị trí nấc của máy biến áp vv… Các đầu ra số: Dùng để truyền lệnh tới các máy cắt, dao cách ly, máy biến áp vv…. Tương ứng. Các đầu vào tương tự: Dùng để nhận tín hiệu tương tự từ CT,VT, tranducer…. Sử dụng cho mục đích đo lường. Các cổng giao diện bằng cáp quang: Để nối với Master Unit và các rơ le số. Ngoài ra I/O Unit cũng có màn hình để thể hiện các thông số đo được và HT đèn LED chỉ trạng thái tín hiệu số tương ứng với vị trí đóng hay mở của các thiết bị. 2.1.4 Giới thiệu hệ thống điều khiển của trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia Thiết bị phần cứng: Server ứng dụng RANGER-RAS Server thu thập dữ liệu RANGER-RDAS Server thông tin máy tính RANGER-ICCP Server dũ liệu quá trình Server mô phỏng thực thi DTS ( Dispatcher’s Training Simulator ) RANGER-DTS Server màn hình người/ máy – MMC Màn hình làm việc – WC Màn hình cho mô phỏng hệ thống DTS Màn hình phục vụ nhiệm vụ bảo dưỡng, phát triển ứng dụng. Màn hình phục vụ tác vụ văn phòng, quản lý mạng WAN Hệ thống mạng LAN hỗ trợ bởi giao thức TCP/IP Các cổng WAN phục vụ phát triển mở rộng trong tương lai. Hệ thống này được xây dựng trên cấu trúc có hệ thống có dự phòng song song( Primary và backup) đảm bảo độ tin cậy và an toàn cao. Mô tả chức năng các thiết bị: Server ứng dụng RANGER-RAS Là trái tim của hệ thống RANGER Trạm duy trì CSDL: Đảm bảo đồng bộ dữ liệu đến hệ thống Hỗ trợ các hình thức SCADA và chức năng ứng dụng phát triển trong HTĐ Quản lý, điều khiển cấu hình và khởi động lại hệ thống Hỗ trợ các chức năng quản lý cấu hình với 2 hệ thống: Hệ thống chính và hệ thống dự phòng với chế độ làm việc “Miroring” – dự phòng song song. Server thu thập dữ liệu RANGER-RDAS Lắp đặt giữa RAS và các bộ RTU, cung cấp các chức năng dịch vụ để lựa chọn dữ liệu từ RTU. Kiểm tra, xác nhận những dũ liệu có giá trị cho hệ thống. Thông tin các lệnh giám sát đến RTUs Nhận và kiểm tra phản hồi các lệnh điều khển giám sát Hiển thị, điều khiển đường nối thông tin giữa RTU và RAS + Đảm bảo các nhánh thông tin liên tục đến RTU + Lập các bản ghi, thống kê lỗi của hệ thống + Tự động chuyển thông tin qua những nhánh thông tin với RTU bị lỗi Hỗ trợ bởi 2 bộ server chính và dự phòng, một hệ thống đồng bộ thời gian thực định vị vệ tinh toàn cầu-DPS Server dữ liệu quá trình RANGER Lựa chọn lưu trữ dữ liệu từ hệ thống RANGER, dữ liệu quá trình được lưu lại dưới nhiều dạng: Trạng thái Giá trị tương tự Giá trị dưới dạng tích lũy Dữ liệu được tạo ra dưới dạng liên kết trong cơ sở dữ liệu, nén chúng lại theo các thuật toán để lưu lại với kích thước nhỏ nhất. Các trạm khách (Hostorian Client cung cấp giao diện MMI đến chức năng quá trình, các trạm chủ dự phòng liên kết với nhau trong một mạng LANs dự phòng. Server ICCP, LAN, WAN Cung cấp các giao thức mạng LAN, TCP/IP và kết nối WAN. Server và màn hình DTS Phục vụ chức năng EMS theo thời gian thực trong hệ thống điện, và mô phỏng, tái tạo làm việc của hệ thống, hướng dẫn cho người vận hành và các nhà phân tích phản ứng của hệ thống trong những trường hợp tương tự, đưa ra được phương thức vận hành tối ưu. Trong chế độ thời gian thực sẽ hiển thị biểu diễn và hướng dẫn các thủ tục thao tác. Các chức năng của hệ thống SCADA/EMS chạy trên DTS như: Tự động điều khiển tổ máy phát Tính toán hiệu quả kinh tế Lập kế hoạch Dự báo nhu cầu tải Xử lý các tình thế hệ thống Điều khiển và tối ưu các luồng công suất Tính toán các hệ số chết trong hệ thống(Fenalty Factor) Tính toán ngắn mạch hệ thống Các chức năng SCADA cơ bản khác Các hệ thống màn hình làm việc Workstation Console, Maintain, Engineering, WAN communication…. Cung cấp các giao diện người dùng của hệ thống RANGER, tạo khả năng lựa chọn phương thức bảo vệ và điều khiển hệ thống, cung cấp nhiều dịch vụ ứng dụng phát triển khác… Cấu trúc phần mềm RANGER Cung cấp chức năng SCADA và hỗ trợ các chức năng phát triển ứng dụng trong HTĐ theo quan điểm cấu trúc: Có nhiều trung tâm xử lý phân tán Có nhiều tác vụ JOBs chạy trên một bộ xử lý trung tâm Khả năng khai thác trên hệ thống này tại Việt Nam Hệ thống SCADA các điều độ miền đã va đang sử dụng, cung cấp dữ liệu và thực thi hoạt động toàn điện trên toàn hệ thống lớn. Hình 2.7: Hệ thống SCADA điều độ trung ương Ao: Ranger – Bailey ( ABB ) Các hệ thống điều khiển giám sát và quản lý thông tin trong hệ thống điện gồm có: SCADA, EMS, DMS, BMS. 2.2 Giới thiệu các hệ thống điều khiển giám sát 2.2.1 SCADA: (Supervisory control and data acquisition) thu thập và hiển thị các dữ liệu. SCADA được phát triển từ thế hệ điện cơ đến điện tử tương tự rồi kỹ thuật số. Thông tin dữ liệu từ các phần tử được thu thập qua RTU rồi thông qua mạng thông tin đến trung tâm điều độ hệ thống điện. Theo mức độ chi tiết thông tin có thể khác nhau: Dữ liệu vận hành: Điện áp các nút chính; dòng điện trên các phần tử chính, công suất tác dụng, phản kháng, tần số. Trạng thái thiết bị: Máy cắt, dao cách ly, tiếp địa, đường dây, thiết bị điều chỉnh và điều khiển. Lý lịch của từng thiết bị trong hệ thống điện: Ngày đưa vào vận hành, lịch đại tu, sửa chữa, lần sửa chữa cuối cùng….. Nhân viên điều hành: Trực tiếp theo dõi và đưa ra các dữ liệu cần xử lý vào hệ thống máy tính và từ đó theo kết quả nhận được nhân viên điều hành trực tiếp ra lệnh điều khiển. Trên thế giới: Từ năm 1960 phát triển hệ thống SCADA kỹ thuật số Việt Nam: Từ năm 1980 Hình 2.8: Hệ SCADA trung tâm điều độ Hệ Thống Điện RTU: Các thiết bị thu thập số liệu là thiết bị đo xa đặt tại các trạm 220kV, 500kV và các nhà máy điện. ITE: Nối với 15 RTU qua MODEMS, là vi điều khiển Hệ thống máy chủ trung tâm Procett 1,2,3 làm nhiệm vụ thu thập số liệu của toàn bộ các RTU, xử lý thông tin và sau đó ra lệnh điều khiển tương ứng các trạm và các nhà máy. 2.2.2 EMS: (Energy Management System) Hệ thống điều hành quá trình năng lượng. Các thông tin thu thập được truyền trực tiếp vào hệ thống máy tính điều khiển. Hệ thống máy tính được trang bị các chu trình chuyên dùng để giải quyết hai bài toán chính: Bài toán giải tích lưới điện và bài toán tối ưu hóa các chế độ làm việc. Bài toán giải tích lưới điện Tính phân bố ( trào lưu ) công suất trên lưới → điện áp các nút, tổn thất công suất tác dụng, phản kháng, tổn thất điện năng……. Tính toán ngắn mạch → cập nhật trong quá trình phát triển và thay đổi cấu hình hệ thống điện. Tính dòng và áp trên các phần tử, nút chủ yếu của hệ thống điện và kiểm tra khả năng chịu được dòng ngắn mạch của thiết bị và các phần tử trong hệ thống điện → đề xuất nhu cầu thay thế. Tính ổn định của hệ thống điện: Xác định giới hạn → độ dự trữ về ổn định → đề xuất các giải pháp để năng cao ổn định cho hệ thống điện. Tối ưu hóa chế độ vận hành - Chế độ phát và phân bố công suất giữa các tổ máy (NMĐ) trong hệ thống điện → phương thức huy động nguồn. Dự báo phụ tải (Ngắn hạn, trung hạn) . Ngắn hạn: 15 phút, giờ, ngày, tuần → phục vụ điều hành trong thời gian thực. . Trung hạn: Tháng, quý, năm → phục vụ cho các kế hoạch chuẩn bị nhiên liệu, kế hoạch sửa chữa đại tu thiết bị → dự báo kết hợp thông tin về thời tiết khí hậu, thị trường - V/h tối ưu lưới điện. Min (Loss) Tổn thất công suất tác dụng nhỏ nhất, tổn thất điện năng nhỏ nhất Min(cost) → Độ tin cậy: Thiết hụt điện năng do lưới điện kém tin cậy - Chỉ tiêu chất lượng điện năng Thế giới → cuối thế kỷ 20 hoàn tất EMS EMS bao gồm: Thu nhận thông tin, tính toán, ra quyết định → trực tiếp điều khiển thiết bị ( đối tượng) trong hệ thống điện. Tất cả 4 quá trình trên do máy tính điều khiển. Nhân viên điều hành có nhiệm vụ theo dõi, giám sát và chỉ can thiệp khi cần thiết. EMS → tương thích giữa hệ điều hành ↔ hệ thực hiện. Phần cứng: Các thiết bị được chuẩn hóa. Phần mềm: phải có tiếng nói chung trong hệ thống điều khiển. 2.2.3 DMS: (Distribution Management System) hệ thống phân phối và quản lý năng lượng. Chất lượng điện năng: Điện áp, tổn thất điện áp, tổn thất công suất tác dụng, bù, độ tin cậy cung cấp điện…. Chỉ tiêu kinh tế → quản lý vận hành Quan hệ với khách hàng …………………………………………….. Quá trình quản lý dữ liệu phân tán. Dữ liệu hệ thống điện: Nhiều lĩnh vực ít liên quan nhau Khảo sát: Địa chất, khí tượng, thủy văn Thiết kế: Tiêu chuẩn, định mức, thông số, tính năng….. Xây dựng….. Vận hành… DMS → quản lý nhu cầu 2.2.4 BMS: (Business Management System) hệ thống quản lý kinh doanh Quản lý sản xuất kinh doanh Các yêu cầu chung đối với RTU được nêu ra trong mục này RTU sẽ liên lạc với trạm chủ (NRLDC) bằng giao thức IEC60 870-5-101. Khả năng ghi nhận chuỗi sự kiện (SOE) sẽ được thực hiện trong RTU. RTU sẽ liên lạc với hệ thống SCADA/EMS thông qua một tổ hợp các đường thông tin tải ba (PLC), viba (MW) và cáp quang (FO). RTU sử dụng bộ vi xử lý 32 bít như một thiết bị logic cơ sở, cung cấp các giao diện với kênh thông tin và cung cấp một giao diện điện theo đúng chuẩn công nghiệp với các thiết bị điện tại trạm. Chương trình trong RTU sẽ được lưu vĩnh cửu trong bộ nhớ Flash-RAM. Các chương trình này không đòi hỏi phải nạp lại do sự cố mất điện. Có khả năng thay đổi firmware khi nâng cấp hoặc thay đổi giao thức bằng cách nạp giao thức mới hoặc sửa lại firmware. Để cho phép cấu hình đường truyền mở rộng trong tương lai, RTU phải có địa chỉ phần cứng có thể chọn lựa trong dải từ 1 đến 255. RTU được thiết kế theo các tiêu chuẩn IEC, nếu không thì sẽ được chỉ ra trong đặc tính kỹ thuật. Ngoài tiêu chuẩn IEC, thiết bị RTU sẽ phải đáp ứng các tiêu chuẩn khác như IEEE, ANSI, NEMA. Các đầu vào và đầu ra RTU bao gồm các đường thông tin và đường cấp nguồn sẽ được cung cấp với sự bảo vệ đáp ứng được hoặc vượt quá các yêu cầu kiểm tra thí nghiệm đã được xác định đối với thiết bị loại II và B, như đã đưa ra trong tiêu chuẩn IEC-255-4. RTU sẽ được trang bị một hệ thống cấp nguồn. Hệ thống này lấy nguồn từ ắc qui 48VDC tại trạm cung cấp chung cho thiết bị thông tin và SCADA. 2.3 Thiết bị xử lý RTU sẽ dựa trên cơ sở thiết bị xử lý. Bộ xử lý của RTU nhận các lệnh nhận được từ trạm chủ, thực hiện công việc nhận diện địa chỉ, chuẩn bị các thông điệp trả lời đúng với các thông điệp lệnh đã nhận được và gửi các thông điệp này đến trạm chủ. Bộ xử lý thực hiện việc thu thập dữ liệu và tiến hành thực hiện các yêu cầu điều khiển. Bộ xử lý sẽ đồng thời gửi thông tin chuẩn đoán trong cấu trúc thông điệp, máy tính tại trạm chủ sẽ giám sát cấu trúc thông điệp này. Khi RTU thực hiện thao tác khởi động vì bất kỳ lý do gì kể cả hỏng hóc về nguồn điện thì một cờ hiệu sẽ được đặt ra. Việc tắt RTU để bảo dưỡng sẽ được xem như là mất điện. Tất cả dữ liệu cấu hình của RTU có thể tải xuống từ trạm chủ. Mọi dữ liệu cần thiết đối với RTU sẽ được đưa vào cơ sở dữ liệu của trạm chủ thông qua các công cụ công nghệ dữ liệu thông thường. 2.4 Giao diện kết nối Việc kết nối giữa các thiết bị thu thập dữ liệu với trung tâm điều khiển, với các thiết bị điện tử thông tin, cấu tạo các đầu vào đầu ra và các yêu cầu của RTU được trình bày dưới đây. 2.4.1 Kết nối với trung tâm điều khiển RTU sẽ cung cấp một modem bên ngoài và các giao diện dành cho dữ liệu thông tin tốc độ từ 1200bps. Modem đồng bộ hoặc với RS232, RS422 hoặc giao diện trực tiếp TTL. Thời gian quay vòng thông điệp yêu cầu gửi, làm rõ khi gửi không vượt quá 12ms. Modem được lắp đặt trong tủ RTU và được cấp nguồn từ bộ sạc ắc qui 48VDC bằng một áp tô mát riêng biệt với nguồn của RTU. Modem làm việc theo chế độ thuê bao. Đường thuê bao là loại 4 dây, có một cặp truyền và một cặp nhận. Modem tại trạm được chỉ định như là một modem hồi đáp hoặc một Modem tớ trong lúc Modem tại NRLDC được chỉ định như là một Modem chủ Hoặc Modem nguồn. Hai kiểu giao thức được sử dụng để thực hiện việc thông tin giữa hai Modem: Sửa lỗi (MNP4 hoặc V42), nén dữ liệu (MNP5 hoặc V42 bis). RTU có hai cổng thông tin và cả hai cổng sẽ hỗ trợ giao thức IEC60 870-5-101. Ngoài ra, RTU sẽ có một cổng nối tiếp RS-232 dùng cho mục đích duy trì bảo dưỡng. 2.4.2 Kết nối với trung thiết bị IEDs RTU có khả năng hỗ trợ cổng giao tiếp kết nối với thiết bị điện tử thông tin như bộ đo đếm điện năng, rơ le, các bộ đồng hồ đa năng thông qua các giao thức truyền tin IEC60870-5-103, Modbus, IEC61850. 2.4.3 Đầu vào/ Đầu ra Nhà thầu sẽ cung cấp tất cả phần cứng cần thiết đáp ứng các yêu cầu ban đầu, bao gồm các rơ le đầu ra, các card trạng thái (digital), card tương tự (analog), và các card tích lũy xung. RTU được chừa ra một khoảng không gian đủ để dành cho giá và đế và để hỗ trợ cho các yêu cầu mở rộng tối đa. Các RTU sẽ được đấu nối trước đối với các cấu hình cơ sở và các điểm trong tương lai không được cấp từ đầu có thể thực hiện được một cách đơn giản chỉ bằng cách đơn thuần bổ sung các card và các đầu cuối. Các phương tiện xử lý vào/ ra chứa trong RTU sẽ bao gồm: Đầu vào analog Đầu vào số- trạng thái Đầu vào số- Bộ tích lũy xung Đầu vào số- SOE Đầu vào số - điều khiển thiết bị trạng thái Đầu vào số - jog control Chuyển mạch tại chỗ/ từ xa Các cổng vào/ ra nối tiếp RTU bao gồm các thiết bị chuyển đổi từ tương tự sang số cần thiết để đáp ứng tốc độ chuyển đổi tương tự cần thiết thỏa mãn các yêu cầu quét của trạm chủ. Bộ chuyển đổi tương tự - số phải có độ phân giải tín hiệu số tối thiểu +11 bit cộng dấu. Dải dòng điện đầu vào là ± 20mA, mức mở rộng là 5% dung lượng dải. Độ chính xác sẽ là 0,1% trên toàn dải. Đầu vào đối với hệ thống chuyển từ analog sang số có các đặc tính loại trừ tạp âm ở chế độ bình thường tối thiểu 100dB từ 0 đến 50Hz. Sự loại trừ tạp âm ở chế độ bình thường tối thiểu là 60dB ở tần số 50Hz. Toàn bộ các đặc tính loại trừ và dung sai độ chính xác sẽ bao gồm tất cả những ảnh hưởng của các bộ biến trở, bộ khuếch đại, và các thiết bị chuyển đổi tín hiệu được sử dụng giữa giá trị tại các đầu cuối đầu vào và giá trị được chuyển đổi cuối cùng. Các kỹ thuật chuyển đổi dữ liệu và thiết bị biến đổi được sử dụng sẽ không làm giảm sự chính xác và các đặc tính miễn giảm tạp âm. Bộ khuếch đại đầu vào của thiết bị chuyển đổi tương tự - số sẽ được bảo vệ để chống lại những thay đổi liên tục của sự tăng vọt điện cảm biến. Sự miễn giảm tạp âm về điện phải đáp ứng hoặc vượt quá các yêu cầu sau: Sự chịu đựng ứng suất về điện ( theo tiêu chuẩn IEC 255-4): Tối đa 5kV, 1.2/50s Điện áp quá độ( theo tiêu chuẩn IEC 801-4): 2kV Nhiễu cao tần( theo tiêu chuẩn IEC 255-22-1): Đầu vào 2.5 kV đối với vở, 1kV qua đầu vào Điện áp tĩnh điện( theo tiêu chuẩn IEC 801-2): 15kV Nhạy cảm với RFI( theo tiêu chuẩn IEC801-3): 10v/mét, 50kHz đến 1000kHz Bộ chuyển đổi tương tự - số điện áp 12V là loại mạch tích hợp cao cấp kiểu số. Mỗi board có một thiết bị xử lý có nhiệm vụ giám sát các chức năng của board. Cờ hiển thị chất lượng sẽ được chuyển đến trạm chủ đối với mỗi kênh được đấu nối vào board. Các yêu cầu đối với đầu vào số Tất cả các mạch đầu vào của các module đầu vào số sẽ được cách ly về điện với tín hiệu bên ngoài. Các kỹ thuật cách ly kiểu quang học sẽ được sử dụng thông qua RTU để bảo vệ mạch đầu vào số. Mỗi mạch đầu vào sẽ bao gồm một chỉ báo LED hiển thị trạng thái của các công tắc đầu vào. Mỗi chỉ báo sẽ được bố trí gần chỗ đấu dây của đầu vào tương ứng. Điện áp điều khiển vào đến các công tắc phụ của máy cắt và các thiết bị khác sẽ được cấp nguồn từ nguồn điện áp cách ly của RTU. Điện áp làm việc của RTU sẽ là 48Vdc. Việc bảo vệ mạch điện để hạn chế khả năng bị ảnh hưởng bởi tác hại trầm trọng do ngắn mạch gây ra trên các công tắc thiết bị và trên các mạch đầu vào sẽ được bao gồm trong RTU. Có hai loại điểm trạng thái sẽ được hỗ trợ: Điểm trạng thái 2 bít Điểm trạng thái 1 bít RTU phải có khả năng phát hiện và thông báo về trạm chủ rằng có hai hoặc nhiều thay đổi trạng thái đã diễn ra trong thời gian lấy mẫu cuối cùng không liên quan đến trạng thái hện tại của thiết bị . Các ví dụ về những chuỗi thay đổi trạng thái phải được bao gồm liên quan: Đóng, cắt – đóng Cắt, đóng – cắt Đóng, cắt – đóng – cắt Cắt, đóng – cắt – đóng Đầu vào số trạng thái hai bít Các đầu vào trạng thái hai bít sẽ được sử dụng để giám sát trạng thái thiết bị. Các đầu vào trạng thái sẽ được lọc một cách phù hợp để việc chỉ báo hiện tại thực luôn được truy xuất theo yêu cầu. Trạng thái của những thiết bị đó sẽ sẵn sàng hữu dụng thông qua việc sử dụng một cặp công tắc dưới dạng của một công tắc a và b. Các công tắc này hoạt động như sau: Trạng thái aa” bb” Đóng Mở Đóng Mở Đóng Mở Đang di chuyển Mở Mở Lỗi Đóng Đóng Đối với các thiết bị di chuyển nhanh, có hai công tắc mở trong một khoảng thời gian ngắn thể hiện có sự hỏng hóc về thiết bị. Đối với thiết bị di chuyển chậm, trạng thái đang di chuyển là trạng thái có giá trị. Trạm chủ sẽ phân biệt sự khác nhau giữa hai loại thiết bị này. Đầu vào số - trạng thai 1 bít Các đầu vào trạng thái một bít sẽ được sử dụng để giám sát trạng thái của các thiết bị khác và những cảnh báo. Tuy nhiên, chỉ có một công tắc được sử dụng đối với đầu vào trạng thái. Đầu vào số - các yêu cầu tích lũy xung Xung từ các công tắc của đồng hồ sản lượng sẽ được xử lý để lưu trữ dưới dạng số các xung đã được tích lũy giữa các giai đoạn thu thập tiêu chuẩn. Đầu vào các bộ tích lũy sẽ được đóng một cách có chọn lựa, công tắc 2 dây hoặc 3 dây đi ra từ thiết bị của chủ đầu tư – một vòng 2 nhịp. Các bộ tích lũy sẽ được cung cấp với dung lượng đăng ký 16 bit. Vận tốc tối đa xung đầu vào sẽ là 10 nhịp trên giây. Các kỹ thuật lọc và các kỹ thuật khác sẽ được thực hiện để tránh các nhịp sai do nhảy công tắc đầu vào. RTU sẽ hồi đáp lệnh đóng băng từ trạm chủ. Khi nhận lệnh này, các bộ tích lũy sẽ chuyển nội dung vào trong thanh ghi và tiếp tục tích lũy các xung đo mà không cài đặt lại. Dữ liệu được lưu trữ trong các thanh ghi sẽ được giữ lại để chuyển vào máy tính. Các yêu cầu đọc sẽ không cài đặt lại thanh ghi. Khả năng phát và nhận tín hiệu đóng băng bên ngoài thông qua đầu ra điều khiển và đầu vào trạng thái tương ứng sẽ được cung cấp. Các bộ tích lũy xung sẽ cuốn từ nhịp tối đa đến 0 và tiếp tục đếm. Trạm chủ sẽ tính vòng tròn của nhịp. Đầu vào số - chuỗi sự kiện SOE RTU được thiết kế và cấu hình hỗ trợ cho SOE RTU có một đồng hồ bên trong có khả năng duy trì độ chính xác của thời gian lên đến ±1 micro giây trong khoảng thời gian 15 phút. Đồng hồ của RTU được cài đặt định kỳ thông qua nguồn đồng bộ thời gian bên ngoài sau đây, như mã thời gian nhận được từ trạm chủ. RTU cho phép SOE được kích hoạt và loại bỏ kích hoạt trên cơ sở RTU sử dụng thông điệp lệnh. RTU có bộ đệm để lưu trữ các đầu vào SOE. Kích cỡ bộ đệm tối thiểu tương đương số các điểm SOE có thể có trong RTU nhưng không ít hơn con số 256 sự kiện. RTU sẽ đặt một cờ hiệu trong thông điệp hồi đáp của bất kỳ một thông tin nào từ trạm chủ chỉ báo có dữ liệu SOE. Trạm chủ sau đó yêu cầu dữ liệu SOE . Dữ liệu SOE sẽ không bị hủy bỏ trừ phi được hủy bỏ trực tiếp từ trạm chủ. Dữ liệu SOE, nếu không được hủy bỏ một cách đặc biệt sẽ được ghi đè lên khi bộ đệm đầy những dữ liệu cũ nhất đang được ghi đè. RTU có khả năng tải lại tất cả dữ liệu SOE hiện có trong bộ nhớ nếu cần. Tất cả đầu vào sẽ là những tiếp điểm do chủ đầu tư cung cấp và có thể ao gồm một số đầu vào không được quét như là một phần của sự quét trạng thái thông thường ( một số điểm chỉ là những điểm trạng thái, một số điểm là SOE, và một số điểm vừa là trạng thái vừa là SOE. 2.4.4 Đầu ra số Đầu ra số - điều khiển thiết bị hai trạng thái RTU có khả năng đưa ra những điều khiển giám sát hai trạng thái. RTU được thiết kế sao cho chỉ một đầu ra được kích hoạt tại một thời điểm. Phương pháp chọn lựa trước khi thao tác được sử dụng. Thời gian tối đa RTU chờ đợi giữa nhận một lệnh chọn lựa điều khiển và lệnh kích hoạt sẽ là 0,1 và 5 giây trong sự gia tăng 0,1 giây. Nếu lệnh kích hoạt không nhận được trong khoảng thời gian cài đặt sẵn, thì thao tác sẽ phải kết thúc. Việc cài đặt tại xưởng sẽ là 1 giây. RTU sẽ cung cấp nguồn để vận hành các rơ le đầu ra có công suất thấp; các rơ le đầu ra được sử dụng để vận hành các rơ le trung gian bên ngoài do chủ đầu tư cung cấp, các rơ le này được cấp điện từ nguồn 48 VDC. Sự an toàn cho đầu ra số sẽ đáp ứng các yêu cầu như đã nêu trong thông số. Rơ le đầu ra điều khiển được yêu cầu cho mỗi hướng điều khiển đối với một thiết bị. Mỗi rơ le đầu ra như vậy sẽ cung cấp công tắc cho một chu kỳ có thể cấu hình. Thời gian đóng sẽ là từ 0,1 đế 5 giây gia tăng mỗi lần 0,1 giây, có thể cài đặt bởi tham số phần mềm được tải xuống từ trạm chủ. Mỗi Rơ le đầu ra có tối thiểu 2 dạng công tắc a và hai dạng công tắc b hoặc tối thiểu hai dạng công tắc. Đầu ra số- jog control Đầu ra jog control sẽ được cung cấp để điều khiển vị trí nấc phân áp máy biến áp và các thiết bị tương tự khác. Đầu ra Jog-control sẽ cung cấp các đầu ra công tắc cao và thấp hơn đối với mỗi điểm đã được điều khiển và sẽ có các công tắc có thể điều chỉnh một cách riêng lẻ. Thời gian đóng có thể điều chỉnh từ 0,1 và 5 giây với mức gia tăng 0,1 giây. Các công tắc sẽ được phân loại như đã xác định cho các đầu ra số hai trạng thái. Đầu ra số- chuyển mạch tại chỗ/từ xa Một khóa chuyển mạch tại chỗ/ từ xa sẽ được cung cấp trong RTU. Khi chuyển mạch ở vị trí từ xa, trạm chủ phải có sự điều khiển của các đầu ra điều khiển số. Khi chuyển mạch ở vị trí tại chỗ, các đầu ra điều khiển số không thể xảy ra. Chuyển mạch sẽ gián đoạn điện áp thanh cái ở đầu cao nguồn điện để tránh cuộn rơ le khỏi bắt điện. Công tắc đầu vào trạng thái sẽ sẵn sàng hữu dụng để giám sát vị trí chuyển mạch này. 2.4.5 Nguồn điện cho RTU RTU sẽ được trang bị nguồn điện lấy từ ắc quy tại trạm. Nguồn điện cấp cho RTU sẽ cung cấp điện cần thiết đễ hỗ trợ cho việc thông tin của RTU, xử lý logic, và điện cách ly cho các lõi rơ le trung gian và các đầu vào cảm biến bên ngoài. Nguồn điện sẽ được thiết kế sao cho không bị phát xạ và dẫn điện do nhiễu mà nguyên nhân tạo ra là do suy thoái nguồn điện khi RTU hoạt động hoặc bị phản xạ trở lại nguồn điện. Việc bảo vệ chống quá tải và thấp tải sẽ được thực hiện trên các đầu vào để ngăn chặn logic bên trong RTU khỏi bị phá hại do kết quả của hỏng hóc một bộ phận nào đó trong nguồn điện và tránh cho logic bên trong RTU không trở nên bất ổn và gây ra những vận hành giả do dao động điện áp. 2.4.6 Sự an toàn cho RTU RTU sẽ được bảo vệ để chống lại các dòng điện từ, tĩnh điện, hiện tượng cảm biến thoáng qua, có thể xảy ra tại các trạm biến áp và các trạm điện.Tất cả các mạch đầu ra/ đầu vào sẽ được mạ cách ly với các phần khác cũng như cách ly với đất.Tất cả những đấu nối vào ra từ RTU sẽ được mạ cách ly từ logic bên trong RTU. Nguồn điện và các mạch đầu ra/ đầu vào sẽ được bảo vệ chống lại điện áp cảm biến theo đúng phiên bản mới nhất của tiêu chuẩn IEE về sự cố thoáng qua nhanh SWCIEE C37.90.1( 5kV) và bảo vệ xung lực ( 5kV) theo tiêu chuẩn IEC255.4.Việc bảo vệ chống nhiễu điện sẽ đáp ứng các tiêu chuẩn đã nêu trong: IEC-255-5 về cách ly IEC-255-22-1 về nhiễu cao tần IEC-801-4 về hiện tượng quá điện áp quá độ IEC-801-2 về điện áp tĩnh điện Logic mã hóa và giải mã của RTU được thiết kế để tránh được các lệnh sai đang được thực hiện và dữ liệu bị lỗi khi chúng đang truyền được đi do lỗi của kênh thông tin. Tất cả các đặc tính an toàn trong thông tin sẽ bao gồm kiểm tra, điều khiển lỗi theo tiêu chuẩn IEC 60870-5-1 lớp định dạng cấp 1,2 RTU sẽ an toàn về lỗi rong thiết kê. Tiêu chí thiết kế dưới đây sẽ được phối hợp trong logic Jog-control và đầu ra số: Chuỗi chọn lựa- kiểm tra- thao tác đối với đầu ra điều khiển. Thông điệp xác định đối với các chuỗi điều khiển kiểm tra trước khi thao tác sẽ được thu thập bằng việc mã hóa lại thông điệp xác định trực tiếp từ các đường chọn lựa điểm điều khiển. Do đó, sự phản hồi đơn giản của thông điệp đã nhận không được chấp nhận. Sẽ không có nhiều hơn một điểm điều khiển được chọn ở bất kỳ một thời điểm nào đã đưa ra. Sơ đồ bố trí phần sụn (firmware) cũng sẽ được cung cấp để ngăn chặn thao tác điều khiển nếu có nhiều hơn một điểm điều khiển được chọn hoặc bới phần cứng hoặc bởi lệnh xuất phát từ trạm chủ. Từ một điểm sai sót trong RTU sẽ không cho ra một đầu ra sai. Việc dòng điện tăng hoặc giảm sẽ không dẫn đến kết quả một đầu ra sai Khi cài một card mới vào không đúng khe, sẽ không cho ra một đầu ra sai. Chọn lựa điều khiển sẽ không tự động bị hủy bỏ nếu sau khi nhận thông điệp chọn lựa, lệnh thao tác không phải thông điệp tiếp theo đã nhận và/ hoặc không nhận được trong vòng thời gian có thể điều chỉnh. Chuyển mạch tại chỗ / từ xa phải ở vị trí từ xa đối với các đầu ra điều khiển để nạp điện cho rơ le. 2.4.7 Lắp đặt thiết bị phụ trợ trong tủ Các khối phân phối điện VAC và VDC được đặt ở bên phải tủ. Bộ sấy được đặt bên phải dưới đáy tủ dọc theo ổ cắm (outlet socket) VAC. Bộ sấy được điều khiển bởi thiết bị điều khiển ẩm đặt ở trên tủ phía bên phải. Một công tắc dùng để cắt khi nhiệt độ tăng cao được cố định để bảo vệ thiết bi Xcell, Thiết bị này có một công tắc thông thường đóng lại và chỉ mở khi nhiệt độ lên đến 70 độ C và tự động đóng lại khi nhiệt độ còn 55 độ C. Công tắc được đặt cạnh thiết bị điều ẩm. Các giá đỡ sẽ được cung cấp để gắn vào khung tủ khi có thiết bị gắn vào. 2.4.8 Các yêu cầu về môi trường Thiết bị RTU được thiết kế để thao tác liên tục trong dải nhiệt độ xung quanh từ 0oC – 55o Celsius với độ ẩm tương đối lên đến 95% mà không có bộ phận làm mát không khí. CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ MẠNG TRUYỀN THÔNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 3.1 Mạng thông tin trong HTĐ Sự phát triển hệ thống điện năng hiện đại nằm trong xu thế chung của sự phát triển khoa học kỹ thuật và kinh tế, nhằm thỏa mãn đòi hỏi ngày càng tăng của xã hội phản ánh những bước tiến vượt bậc của khoa học kỹ thuật, đáp ứng nhiều nhu cầu đa dạng của cuộc sống. Hệ thống điện Việt Nam cũng như của nhiều nước đang phát triển trên thế giới đang trong thời kỳ phát triển mạnh mẽ. Có lợi thế là được áp dụng những thành tựu công nghệ mới, tiên tiến nhất để xây dựng cũng như vận hành bỏ qua những chi phí áp dụng cho việc nghiên cứu ứng dụng thử nghiệm mà các nước phát triển đã trải qua. Việc áp dụng truyền thông tin trong HTĐ đã giải quyết được các vấn đề trong điều khiển, giám sát, thu thập số liệu ……..tạo điều kiện thuận lợi cho việc HTĐ có thể được mở rộng cũng như quản lý ngày một tốt hơn. Để nghiên cứu hệ thống điều khiển trong HTĐ hiện đại ta chia thành các cấu trúc đã tạo nên hệ thống đó là: + Cấu trúc mạng thông tin + Cấu trúc hệ thống bảo vệ, điều khiển, giám sát, quản lý Thông tin là một trong những khái niệm quan trọng nhất trông KHKT cũng giống như vật chất hay năng lượng. Hệ Thống Kỹ Thuật Vật chất Vật chất Năng lượng Năng lượng Thông tin Thông tin Việc biểu diễn thông tin phụ thuộc vào mục đích tính chất của ứng dụng thông tin có thể được mô tả hay được số hóa bằng dữ liệu có thể được lữu trữ và xử lý trên máy tính. Mạng thông tin được hiểu như là một sự hòa nhập, giao tiếp trao đổi dữ liệu giữa hai đối tượng với nhau hay của một đối tượng và một hệ thống lớn. Với những thành tựu đạt được trong công nghệ thông tin khái niệm đối tượng và hệ thống đã được mở rộng ra. Không giới hạn các đối tượng như một phần tử, một thiết bị với một hệ thống lớn như một trạm điện, nhà máy điện……. Và có thể thực hiện trong một môi trường thông tin riêng (mạng cục bộ) đang ngày càng được phổ biến, hoặc trong môi trường thông tin chung, trong phạm vi một trạm biến áp …… thậm chí có tính chất toàn cầu bao gồm cả khái niệm không gian thực và thời gian thực. Việc áp dụng thông tin trong HTĐ trước đây được khai thác trong một phạm vi hẹp như mạng điện thoại cục bộ của ngành, thực hiện chức năng bảo vệ, điều khiển, cần sử dụng kênh thông tin cũng khá ít: bảo vệ cao tần, bảo vệ cắt liên động, và bảo vệ so lệch dọc đường dây…. Những tiến bộ vượt bậc của công nghệ thông tin cuối thế kỷ 20, cộng với những đòi hỏi ứng dụng ngày càng cao của người sử dụng làm cho nhu cầu truyền thông trong HTĐ ngày càng mở rộng và đa dạng. Các đường điện thoại viễn thông, cáp quang, kênh cao tần PLC, mạng sóng vô tuyến FM. Những thành tựu đạt được (thông tin trong trạm, từ cấp trạm đến cấp điều độ miền, trên cơ sở khai thác các ứng dụng SCADA, EMS, DSM, hoặc các ứng dụng văn phòng như truy nhập lấy số liệu từ INTERNET,….. phụ thuộc khả năng khai thác của người dùng. Đã mở rộng phạm vi về không gian, và phạm vi quản lý khi có ngày càng nhiều đối tượng tham gia vào mạng lưới thông tin. Do vậy, một trong các yêu cầu chính đặt ra là phải có một cách giao tiếp chung cho tất cả các đối tượng tham gia thông tin. Đó là phải có một hệ thống thông tin chuẩn hóa và thống nhất. IEC (international electrotechnical committee) và TC57 (technical committee) đã được thành lập năm 1964 do đòi hỏi phải có một tiêu chuẩn quốc tế trong lĩnh vực thông tin giữa các thiết bị và hệ thống trong lĩnh vực thông tin điện lực: Telecontrol- điều khiển từ xa, Teleprotection- bảo vệ từ xa, và các úng dụng của công nghệ thông tin trong hệ thống điện như giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu (SCADA), quản lý hệ thống năng lượng(EMS), quản lý nhu cầu điện năng(DSM), tự động hệ thống phân phối(DA),…. Các nhà chuyên môn của 22 nước thành viên đã thừa nhận rằng tính cạnh tranh càng cao với số lượng các nhà sản xuất thiết bị ngày càng tăng. Việc nối ghép giữa các thiết bị điều khiển để tích hợp thành hệ thống đòi hỏi thiết bị và hệ thống phải có khả năng kết hợp với nhau, các ghép nối, các giao thức và định dạng dữ liệu cần thiết phải tương thích để đáp ứng các mục tiêu trên. Viện công nghệ thông tin Bắc Mỹ (UCATM) cũng hoạt động trong lĩnh vực này và đã bổ sung các chuẩn nối ghép, chuẩn giao thức và dạng dữ liệu. nó hoàn thiện những yêu cầu và IEC TC 57 đã chấp nhận chúng như là một tập con của chuẩn IEC-61850 hiện đang phát triển. Viện nghiên cứu điện lực (EPRI- Electric Power Research Institute) đã đưa ra vấn đề này từ năm 1970 để phát triển công nghệ thông tin trong ngành điện. Từ những năm 80, EPRI đã nhận thấy lợi ích khi thống nhất phương pháp thông tin của tất cả các nhà sản xuất hiện tại. Họ đã thảo luận để tạo điều kiện dễ dàng khi kết hợp một số lớn chủng loại thiết bị và hệ thống, tư vấn cho các mục đích quản lý và điều khiển thông tin tới tất cả các tổ chức làm việc trên cùng lĩnh vực. EPRI đã ủy quyền dự án cho UCA. Nhiều chương trình dự án được tiến hành và hầu hết thiết bị bảo vệ, IEDs (là các thiết bị thu thập thông tin, dữ liệu) được sản xuất theo tiêu chuẩn của UCA đều tỏ ra rất có hiệu quả khi chúng nối mạng thông tin. Một đòi hỏi cụ thể là thực hiện chuyển những thông báo nhanh giữa các IEDs với đơn vị thời gian (ms) khi phát hiện có sự cố trong hệ thống điện vì nó liên quan đến tính điều khiển tức thời (tính tác động nhanh) trong hệ thống truyền dữ liệu. Do vậy, mạng LAN đã được sử dụng trong trạm điện thay cho một khối lượng đấu dây lớn giữa các IEDs và các thiết bị sơ cấp. Một đặc điểm khác khi áp dụng quản lý theo các lớp thông tin nhằm đáp ứng những yêu cầu rong hơn cho điều khiển trạm. Trong đó, những lớp thấp hơn của hệ thống các dự án khảo sát đã đề xuất rất nhiều giải pháp Bus công nghiệp, như công nghệ LAN văn phòng với các lớp giao thức ETHENET và INTERNET. Giữa năm 1996, sau quá trình nghiên cứu chi tiết được tiến hành dưới sự đỡ đầu của EPRI và lần đầu tiên công bố việc phân chọn ra những lớp cụ thể và tạo ra những luận chứng có tính hệ thống. Dự án này đã xác định ra những chuẩn để các hệ độc lập và cạnh tranh như những thế hệ Rơ Le, đồng hồ đo lường, điều khiển, giao tiếp với người sử dụng và các hệ IEDs khác nhau có thể liên kết thông tin khi sử dụng mạng LAN cho tất cả các hoạt động điều khiển. Với sự liên tục hỗ trợ của EPRI, đã có một bảng danh sách dài của Relay, Metter, IEDs của các nhà sản xuất tuân thủ theo tiêu chuẩn sản phẩm UCA. Cũng nhắc lại rằng các nhà sản xuất đã nhận thức ra tầm quan trọng của việc liên kết và thống nhất trong thông tin, nhưng sản phẩm và thiết kế của từng nhà sản xuất vẫn mang đặc thù riêng, đó chính là cốt lõi của tính cạnh tranh. Đề cập lại tiêu chuẩn IEC 61870-5 do yêu cầu của người dùng những năm 80, IEC của Châu Âu đã tạo ra bộ chuẩn thông tin IEC 60870-5 Năm 1995, IEC đưa ra một dự án mới, dùng 61850 để xác định thế hệ tương lai của thông tin trong bảo vệ và điều khiển trạm tốc độ cao. Mục tiêu chính cũng giống như EPRI là sẽ có nhiều nhà cấp hàng và cùng các tiện ích trong ứng dụng để xác định một cơ sở hạ tầng thông tin trong điều khiển và giám sát trạm điện. Thế hệ chuẩn này sẽ đảm bảo tính mở khi kết hợp được nhiều thế hệ IEDs của nhiều nhà sản xuất, tránh xây dựng những hệ thống đóng trọn gói không tương thích. Tổ chức dự án IEC với nhiệm vụ tạo ra bộ chuẩn thông tin, tập trung dưới TC57, Teleprotection và Power System Control. Các tổ công tác của nó bao gồm (WG- Working Group) 10,11,12 đã được trao từng phần nhiệm vụ của IEC 61850 như: WG10 – Trong lĩnh vực chức năng, cấu trúc thông tin và các yêu cầu chung. WG11 – Trong lĩnh vực thông tin trong và giữa các khối (Unit) và mức trạm (Substation Levels). WG12 – Trong lĩnh vực thông tin trong và giữa Xử lý (Process) và các mức khối (Unit Levels). Đến năm 1996, cả hai nhóm EPRI UCA2.0 và IEC61850 đều làm việc trên các chuẩn của mình để đánh địa chỉ và kết nối IEDs trong ứng dụng tự động điều khiển trạm. Tháng 10/1997, Edinburgh TC 57 WG10-12 đã nhóm họp lại đưa ra thỏa thuận chỉ phát triển một bộ chuẩn cho tự động trạm và thông tin để tiến tới hợp nhất Bắc Mỹ và Châu Âu. Một phương án khả thi nhất là xây dựng và hoàn thiện theo tiêu chuẩn UCA, dĩ nhiên 61850 chiếm phần lớn (Superset) của UCA và sẽ được tiếp tục viết, cải tiến và trao đổi để tạo ra một bộ chuẩn có phương hướng và tham số bao quát được UCA và Châu Âu. Khả năng thu thập dữ liệu và điều khiển trong cấu trúc của thông tin có thể tạo được từ mỗi IED trong trạm điện. Phát triển công nghệ thông tin đang mang lại hiệu quả to lớn về khả năng, quy mô và giá thành. Các sản phẩm đã được đưa vào và đang được cải tiến tạo ra mạng LANs trong trạm điện. Một chú ý quan trọng, chuẩn đang dựa vào công nghệ IT có tính thương mại văn phòng, mà giữa văn phòng và trạm điện hay hệ thống điện có khá nhiều điểm khác nhau. Môi trường IT văn phòng hỗ trợ ít dữ liệu SERVER và nhiều dữ liệu CLIENT với ít hoặc không có thông tin kiểu PEER to PEER. Một trạm LAN đòi hỏi rất nhiều đấu nối PEER to PEER và được hỗ trợ rất nhiều từ dữ liệu trạm chủ và một ít dữ liệu trạm tớ. Thêm vào đó môi trường làm việc trong trạm điện đòi hỏi những thành phần ở các mức độ cao nhất và thiết bị phải có khả năng mạnh. Như vậy công việc vẫn là tiếp tục nâng cao công nghệ thông tin (IT) văn phòng theo tính bảo vệ, tính quyết định, độ tin cậy, và tính duy trì sử dụng trong trạm điện. Phân cấp HTĐ theo mức độ quản lý A0 A1 Công trình, nhà máy Đường dây, lộ cấp điện Luồng dữ liệu Luồng dữ liệu điều khiển A0: SCADA, DSM,…….. A1: Quản lý miền với cấp điện áp lớn nhất là 220kV Công trình: Cung cấp các thông tin liên quan đến (U,I,f,…..Cosφ) Đường dây: Các thông tin về rơ le, RTU,PLC…… 3.2 Các dạng truyền tin thường dùng Chế độ truyền tải được hiểu là phương thức các bít dữ liệu được chuyển giữa các đối tác truyền thông. Từ các góc độ khác nhau ta có thể phân biệt các chế độ truyền tải như sau: Truyền bít song song hoặc bít nối tiếp Truyền đồng bộ hoặc không đồng bộ Truyền một chiều hay đơn công (simplex), hai chiều toàn phần, hai chiều đồng thời hay song công (duplex), hoặc hai chiều gián đoạn hay bán song công (half-duplex) Truyền tải dải cơ sở, truyền tải dải mang và truyền tải dải rộng. Truyền tin máy chủ với IED kiểu truyền không đồng bộ (kiểu multidrop) T/c thường dùng RS-485 PLC thu thập với IED Không đồng bộ kiểu multidrop RS-485 Máy chủ với máy dự phòng DMS, EMS, và DTS Đồng bộ kiểu multidrop Ethernet TCP/IP Máy chủ với SCADA cấp trên Không đồng bộ kiểu single drop RS-232 + bộ đếm hay radio 450 Mhz SCADA với các ứng dụng khác bản tin qua bộ nhớ DDE ( Dynamic link exchange ) SCADA với các thư viện đọc viết library DDL( Dynamic link library ) SCADA với hệ điều hành (Windows) Quản lý các cửa sổ Windows SCADA với máy in Song song, nối tiếp RS-232, ASCII Bảng 3.1: Các dạng truyền tin thường dùng 3.3 Liên kết thông tin giữa các IED Khả năng thu thập dữ liệu và điều khiển trong cấu trúc của thông tin có thể tạo được từ mỗi IED trong trạm điện. Do vậy đòi hỏi việc chuyển các thông báo nhanh giữa các IEDs để đảm bảo các yêu cầu trong giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu. 3.3.1 Khái niệm các dạng liên kết Liên kết là mối quan hệ vật lý hoặc logic giữa 2 hoặc nhiều đối tác truyền thông. Có các loại liên kết: điểm- điểm, điểm với nhiều điểm, hoặc liên kết nhiều điểm Topology – cấu trúc liên kết của mạng, nói cách khác chính là tổng hợp các liên kết. Topology có thể hiểu là cách sắp xếp, tổ chức về mặt vật lý của mạng, nhưng cũng có thể là cách sắp xếp logic của các nút mạng, và mối liên kết giữa các nút mạng. Cấu trúc mạng thông tin trong hệ thống điện có thể được chia ra 3 loại cơ bản: Star Topology – mạng liên kết hình sao Bus Topology – mạng liên kết BUS Ring Topology – mạng liên kết vòng 3.3.2 Mạng cấu trúc liên kết hình sao: Được thiết kế trợ giúp cho những hệ thống có nhiều loại IEDs. Những rơle có khả năng thông tin tốc độ chậm lắp đặt cùng với những rơle hiện đại có tốc độ nhanh hơn. Trong mạng hình sao, thiết bị có xuất xứ từ nhiều nhà sản xuất với các protocol khác nhau có thể cùng nối trực tiếp tới bộ xử lý trung tâm. Tính mở ở đây được thể hiện khi mạng có khả năng giao tiếp giữa phần cứng và phầm mềm của nhiều hãng sản xuất với nhiều giao thức (protocols), nhiều tỉ số truyền (baud rate), và nhiều hình thức giao tiếp mạng. Thế hệ rơ le số có cổng giao tiếp đơn giản thường được dùng là loại cổng nối tiếp EIA -232. 3.3.3 Mạng cấu trúc liên kết nhiều điểm: Đây là mạng liên kết BUS và vòng với nhiều điểm, trong đó các thiết bị được nối theo luật truyền và nhận thống nhất, như minh họa các hình vẽ ở dưới đây. Đặc điểm của hai liên kết này là trong một khoảng thời gian nào đó chỉ có một thết bị liên lạc. Trong mạng cấu trúc này mỗi trạm, mỗi thiết bị, hoặc rơle trong mạng phải được đánh địa chỉ và sẽ sử dụng cổng song song EIA - 485. Ngoài cổng EIA-232 cũng có thể biến đổi sang EIA-485 khi được sử dụng cho một số mạng liên kết nhiều điểm đặc biệt. 3.3.4 Mạng cấu trúc BUS: Hình 3.1: Mạng cấu trúc BUS Tất cả các thiết bị trong mạng đều được nối trực tiếp với một đường dẫn chung. Như vậy, đặc điểm cơ bản của cấu trúc này là việc sử dụng chung một đường dây duy nhất cho tất cả các thiết bị trong trạm (hoặc mạng) vì thế tiết kiệm được cáp dẫn và công lắp đặt. Nếu một trạm hay phần tử, rơle không làm việc (hư hỏng, mất nguồn) gây ảnh hưởng đến các phần tử còn lại. 3.3.5 Mạng cấu trúc mạch vòng (tích cực) Mỗi nút đồng thời là một bộ khuếch đại, do vậy khi thiết kế mạng theo kiến trúc này có thể thực hiện với khoảng cách và số lượng trạm lớn. Mỗi trạm có khả năng vừa nhận và phát tín hiệu cùng một lúc. Vì mỗi thành viên ngăn cách mạch vòng làm hai phần và tín hiệu chỉ truyền theo một chiều nên biện pháp tránh xung đột tín hiệu thực hiện đơn giản hơn. Cấu trúc mạch vòng thực chất thực hiện dựa trên cơ sở điểm- điểm thích hợp cho việc phát triển ứng dụng các phương tiện truyền thông hiện đại như cáp quang, hồng ngoại…… Việc gán địa chỉ cho các thành viên trong mạng cũng có thể do một trạm chủ thực hiện hoàn toàn tự động, căn cứ vào thứ tựu sắp xếp vật lý của các trạm trong mạch vòng. Một ưu điểm là khả năng xác định vị trí xảy ra sự cố (trong mạng thông tin) như đứt dây, mất nguồn….. Tuy nhiên để có độ tin cậy cao thì mạng này cần phải được thiết kế với một đường dây dự phòng. 3.3.6 Mạng cấu trúc hỗn hợp (Hybrid network): Trong mạng bao gồm các hình thức kết nối trên, với phạm vi là mạng xử lý thông tin thực tế trong trạm biến áp, hoặc hệ thống lớn hơn. Nó sẽ thực hiện được nhiều tác vụ như điều khiển, hiển thị, tự động, bảo vệ, phân tích, kiểm tra, bảo dưỡng, trong hệ thống điện. Cho phép các ứng dụng khai thác, truy nhập dữ liệu theo một cách đơn giản, thống nhất. CHƯƠNG 4: CHUẨN TRUYỀN THÔNG ÁP DỤNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 4.1 Các Chuẩn vật lý thông dụng Ta có các chuẩn ghép nối vật lý thông dụng như sau: EIA-232 Sử dụng nối điểm- điểm Khoảng cách giới hạn Tốc độ chậm (< 20kbits/sec) EIA-485 Sử dụng nối nhiều điểm Sử dụng tốt với khoảng cách lớn Tốc độ truyền thấp và trung bình (>10Mbits/sec) Cáp quang Tạo ra được cách ly về mặt điện áp giữa các thiết bị, tránh cho thiết bị dạng sự cố nguy hiểm như điện áp với đất tăng cao. Không bị ảnh hưởng của nhiễu Radio và điện trường Sử dụng tốt với khoảng cách lớn và tốc độ cao Cấu trúc hình sao sử dụng EIA-232 Cấu trúc BUS sử dụng EIA-485 Chuyển từ EIA-232 sang EIA-485 dùng giao thức multidrop 4.2 Chuẩn giao thức IEC 60870 Chuẩn truyền thông dùng trong hệ thống điện phục vụ để liên kết các thông tin giữa các phần tử trong hệ thống. hiện nay sử dụng chuẩn IEC60870-5-x giao diện truyền thông IEC60870-5-101 được định rõ trong tài liệu về 60870-5-101, được xuất bản bởi hội đồng kỹ thuật điện quốc tế. 4.2.1 Giới thiệu về chuẩn IEC 60870-5-X 4.2.1.1 Tổng quát về chức năng Giao diện truyền thông IEC 60870-5-101 là chuẩn quốc tế cho việc điều khiển từ xa các thiết bị và hệ thống, giao diện truyền thông này được minh họa dưới đây. S.P.I.D.E.R AS PCU RTU RCS Communication Protocol IEC 870-5-101 Hình4.1: Giao diện truyền thông 60870-5-101 PCU: Process communication server . RCS: Remote communication Server. RTU: Remote terminal unit. AS: Application Server (central system) Tốc độ truyền của IEC 60870-5-101 trong điều khiển giống như là một phần điều khiển quan trọng mặc dù chuẩn này cho phép các tốc độ khác nhau trong các chế độ truyền khác nhau. Giao diện chuẩn IEC 60870-5-101 được xây dựng từ chuẩn IEC 60870-5-1 đến IEC 60870-5-5. IEC 60870 bao gồm hệ thống và thiết bị điều khiển từ xa và các giao diện truyền thông. 4.2.1.2 Chuẩn 60870-5-1 Các khung được định dạng của 60870-5-1 dựa trên lớp vật lý và lớp liên kết. IEC 60870-5-1 (link service classes provided) xác định theo ba lớp dùng ở ba mức khác nhau. Ta có hình minh hoạ sau: Hình 4.2: Khung định dạng của IEC 60870-5-1 Bảng dưới đây mô tả cách sử dụng của 3 loại dịch vụ theo sự mô tả các chức năng đặc trưng: Phương thức truyền dẫn không đối xứng (unbalanced mode): Là phương thức sử dụng điện áp của một dây dẫn so với đất để thể hiện các trạng thái logic (1 và 0) của một tín hiệu số. Ưu điểm của phương thức là nhiều khi chỉ cần một đường dây đất chung cho nhiều kênh tín hiệu trong trường hợp cần thiết. Loại dịch vụ liên kết (link service class) chức năng ( function) Cách dùng S1 gửi/ không phản hôì ( send/ no reply ) Không sử dụng trong thiết bị này (not used in this implementation) S2 gửi/ xác định ( send/confirm) Các loại dữ liệu tổng hợp đến trạm được điều khiển ( miscellaneous data to the controlled station) S3 Yêu cầu/ đáp ứng ( request/respond) chủ yếu dùng cho dữ liệu thu được (mainly for poll of data) Bảng 4.1: Phương thức truyền dẫn không đối xứng Phương thức truyền dẫn chênh lệch đối xứng: Sử dụng điện áp giữa hai dây dẫn (A và B hay dây – và +) để biểu hiện trạng thái logic (1 và 0) của tín hiệu. Không phụ thuộc vào đất. Loại dịch vụ liên kết (link service class) chức năng ( function) Cách dùng S1 gửi/ không phản hôì ( send/ no reply ) Không sử dụng trong thiết bị này (not used in this implementation) S2 gửi/ xác định ( send/confirm) Các loại dữ liệu tổng hợp đến/từ trạm được điều khiển (miscellaneous data to/ from the controlled station) S3 Yêu cầu/ đáp ứng ( request/respond) được dùng trong suốt việc thiết lập đường truyền (used during the link establishment) Bảng 4.2: Phương thức truyền dẫn chênh lệch đối xứng Có 4 loại khung định dạng truyền thông là: FT1.1, FT1.2, FT2 và FT3. Chuẩn IEC 60870-5-101 chỉ sử dụng khung định dạng FT1.2 với khoảng cách hamming là 4. Chuẩn 60870-5-101 dùng 3 loại khung FT1.2 Khung với độ dài được định vị Khung với các độ dài khác nhau Khung với một đặc tính điều chỉnh đơn Khung với độ dài được định vị (Frames with fixed length) bao gồm hai trường dữ liệu sử dụng là các trường điều khiển và trường địa chỉ. Các khung này được sử dụng cho các phương pháp truyền tải thông tin thông thường giống như việc cài đặt lại đường dẫn hoặc phương pháp hỏi tuần tự (polling) đối với dữ liệu sử dụng.. Trường điều khiển và trường địa chỉ có quan hệ mật thiết với chức năng liên kết và vì vậy nó không được xem là dữ liệu sử dụng. D7 D6 D5 D4 D3 D2 D1 D0 Start character 10h 0 0 0 1 0 0 0 0 Control field x x x x x x x x Address field (low) x x x x x x x x Address field (high) x x x x x x x x Check sum x x x x x x x x End character 16h 0 0 0 1 0 1 1 0 Hình 4.3: Khung với chiều dài cố định Byte với vùng màu xám là tuỳ ý (không bắt buộc) Khung với chiều dài thay đổi: Được sử dụng cho việc truyền các dữ liệu sử dụng khác nhau: D7 D6 D5 D4 D3 D2 D1 D0 Start character 68h 0 1 1 0 1 0 0 0 Length x x x x x x x x Length (repeated) x x x x x x x x Start character 68h 0 1 1 0 1 0 0 0 Control field x x x x x x x x Address field (low) x x x x x x x x Address field (high) x x x x x x x x APPLICATION SERVICE DATA UNIT (ASDU) Check sum x x x x x x x x End character 16h 0 0 0 1 0 1 1 0 Hình 4.4: Khung với chiều dài thay đổi khung với một chức năng điều khiển đơn(Frames with a single control character). Chỉ loại điểu khiển đặc trưng I được sử dụng trong IEC 60870- 5-101 D7 D6 D5 D4 D3 D2 D1 D0 E5h 1 1 1 0 0 1 0 1 Hình 4.5: Khung với một chức năng điều khiển đơn 4.2.1.3 Chuẩn IEC 60870-5-2 Phương thức liên kết đường truyền (link transmission procedures) các dịch vụ ban đầu được miêu tả như sau: - REQ: Yêu cầu ban đầu - CON: Xác lập ban đầu -IND: Biểu thị ban đầu - RESP: Đáp ứng ban đầu Những trạng thái ban đầu được sử dụng trong giao diện đối với lớp liên kết. các phương thức liên kết đường truyền hay liên kết dịch vụ được đề cập đến như sau: - Gửi/ không phản hồi - Gửi/ xác nhận - yêu cầu/ đáp ứng Đây chính là sự biểu hiện mối quan hệ giữa dịch vụ ban đầu và phương thức truyền dẫn. Khung CONFIRM bao gồm duy nhất một mức liên kết. 4.2.1.4 IEC 60870-5-3 Cấu trúc chung của dữ liệu ứng dụng IEC 60870-5-3 định rõ cấu trúc chung chuẩn cho ứng dụng trường dữ liệu trong việc điều khiển từ xa các khung truyễn dẫn. Nó mô tả điều lệ cơ bản để định rõ việc ứng dụng khối dữ liệu. Hình 4.6: Mối quan hệ giữa các khối dữ liệu 4.2.1.5 IEC 870-5-4 Định dạng và mã hóa các thành phần thông tin ứng dụng IEC 60870-5-4 định dạng phương thức chuẩn đối với dữ liệu ứng dụng và đưa ra một thiết lập của các thành phần thông tin như loại dữ liệu , kích thước dữ liệu..... 4.2.1.6 IEC 60870-5-5 Chức năng ứng dụng cơ bản Chuẩn này được dùng trong hệ thống điều khiển từ xa. Một vài phương thức tạo thành chuỗi tiếp nối được môt tả như việc chuyển đổi khối dữ liệu giữa trạm điều khiển và trạm được điều khiển. Ví dụ các chức năng sau: - Thu thập dữ liệu bằng phương pháp tuần hoàn - Đường truyền Điều hành - Khoá điều chỉnh 4.2.1.7 IEC 870-5-101 Chuẩn kết hợp cho nhiệm vụ điều khiển từ xa Đây là một chuẩn kết hợp bao gồm các chuẩn cơ bản. được định rõ từ phần 870-5-1...870-5-5. Bảng tiếp theo đây chỉ rõ sự kết nôí giữa các lớp thông tin và các chuẩn. Lựa chọn các chức năng ứng dụng IEC 870-5-5 Quá trình sử dụng(User process) Lựa chọn các thành phần thông tin ứng dụng (IEC 870-5-4) lớp ứng dụng (7) Application layer Lựa chọn các khối dữ liệu dịch vụ ứng dụng (IEC 870-5-3) Lựa chọn các phương thức liên kết đường truyền( IEC 807-5-2) lớp liên kết (2) Link layer Lựa chọn các khung định dạng đường truyền (IEC 870-5-1 Lựa chọn các yêu cầu ITU-T lớp vật lý (1) Physical layer Bảng 4.3: Sự kết nôí giữa các lớp thông tin và các chuẩn 4.2.2 Chức năng của IEC 60870-5-101 4.2.2.1 Giới thiệu Cách thức thực hiện giao thức thông tin IEC 60870-5-101. RTU được thực hiện bởi RCS 210/PCU 400. thiết bị PCU này được kết nối với IEC 60870-5-101 ở phía dưới và RSP ở phía trên. Điều này được phản ảnh ở hình dưới đây. Hình 4.7: Tổng quan về cách thu thập dữ liệu 4.2.2.2 Địa chỉ của các trạm Một bức điện (telegram) trong giao thức thuộc lớp 2 của frofibus được gọi là khung (frame). Ba loại khung có khoảng cách Hamming là 4 và một loại khung đặc biệt đánh dấu một token được quy định như sau Có hai trường được sử dụng cho địa chỉ của các trạm. Cấu trúc của bức điện được mô tả dưới đây Variable length Fixed length Start ( khởi đầu) Start Length ( chiều dài) Control field Length Address field, that is Link address Start Checksum Control field ( trường điều khiển) End character Address field, that is Link address (địa chỉ liên kết là địa chỉ trường ) Type identification Variable structure Qualifier ( chất lượng cấu trúc của biến) Cause of Transmission Common address of ASDU Information object address ( thông tin địa chỉ của đối tượng) Set of information elements Time tag Checksum End character Khung với chiều dài cố định (không mang dữ liệu) chỉ được sử dụng trong kết nối chính. Sự sắp xếp địa chỉ không có sự hỗ trợ của các trạm RTU Các địa chỉ thông thường của ASDU chính là địa chỉ liên kết ( link address). Nó tái hiện lại một địa chỉ trạm. Trong phương diện điều khiển(control direction), chính là địa chỉ của đích (RTU) Trong phương diện hệ thống truyền phát (monitor direction), là địa chỉ của nguồn ( RTU) Sự sắp xếp địa chỉ có sự hỗ trợ của các trạm RTU Trường hợp 1: Đích/ nguồn là một router RTU Trường hợp 2: Đích/nguồn là một SubRTU. 4.2.2.3. Địa chỉ các điểm (Addressing of points) Quy ước tiếp theo được dùng cho địa chỉ của đối tượng đó là thông tin về địa chỉ của đối tượng (IOA- infomation object address). Mỗi điểm được xác định với một IOA chủ. Ta có bảng giới thiệu về các loại dữ liệu và các vùng địa chỉ Data type IEC Addr. Range (IOA) Comment System Indication 1…96 ASDU 1 Single Indication 101…2212 ASDU 1, 2, 30 Double Indication 5001…5936 ASDU 3, 4, 31 Analogue Measured value 10001…10255 ASDU 9 Digital Measured value 15001…15255 ASDU 5, 7 Pulse Counter (Integrated Totals) 16001…16255 ASDU 37 Object Command (On/Off command) 21001…21510 ASDU 45, 46 Regulation Command (raise/lower) 26001…26255 ASDU 47 Set point Command 27001…27255 ASDU 48 General Output 28001…28255 ASDU 51 Bảng 4.4: Giới thiệu về các loại dữ liệu và các vùng địa chỉ Địa chỉ của các điểm(addressing of points) bao gồm: - xây dựng cơ sở dữ liệu (building database) - Địa chỉ của các điểm với RTU 232 (ABB RTU type) - Sự tồn tại của các RTU với sự sắp xếp các địa chỉ khác (existing RTUs with another addressing scheme) 4.2.2.4 ASDUs ASDUs bao gồm: - ASDUs đối với thông tin tiến hành trong phương diện hệ thống truyền dẫn (ASDUs for process infomation in monitor direction) - ASDUs đối với thông tin tiến hành trong phương diện điều khiển (ASDUs for process infomation in control direction) - ASDUs đối với hệ thống thông tin trong phương diện hệ thống truyền dẫn (ASDUs for s ystem infomation in monitor direction) - ASDUs đối với hệ thống thông tin trong phương diện điều khiển (ASDUs for system infomation in control direction) -ASDUs đối với tham số trong phương diện điều khiển (ASDUs for parameter in control direction) Information object address (IOA) The IOA is identical to the IOA used for the 'host' data points, e.g., the corresponding measured value object. Qualifier of parameter of measured values (QPM) KPA 1 Threshold value X 2 Smoothing factor LPC 0 No change 1 Change POP 0 Operation 1 Not in operation Cause of transmission T Test Not supported P/N Confirmation Relevant in monitor direction only X Cause 6 (control) Activation X 7 (monitor) Activation confirmation X 4.3 GIỚI THIỆU CHUẨN TRUYỀN THÔNG OPC 4.3.1 Tổng quan về kiến trúc OPC OPC được xây dựng dựa trên ý tưởng ứng dụng công nghệ COM nhằm đơn giản hóa, chuẩn hóa việc khai thác dữ liệu từ các thiết bị cận trường và thiết bị điều khiển, tương tự như việc khai thác một hệ thống cơ sở dữ liệu thông thường. Giống như COM, OPC không qui định việc thực hiện khai thác cụ thể, mà chỉ định nghĩa một số giao diện chuẩn. Thay cho việc dùng C/C++ dùng để định nghĩa một giao diện lập trình như thông thường, ngôn ngữ dùng ở đây (gọi là interface definition language hay IDL) không phụ thuộc vào nền cài đặt hay ngôn ngữ lập trình. Cốt lõi của OPC là một chương trình phần mềm phục vụ gọi là OPC-Server, trong đó chứa các mục dữ liệu (OPC-Item) được tổ chức thành các nhóm(OPC-Group). Thông thường một OPC-Server đại diện một thiết bị thu thập dữ liệu như PLC, RTU, I/O hoặc một cấu hình mạng truyền thông. Các OPC-Items sẽ đại diện cho các biến quá trình, các tham số điều khiển, các dữ liệu trạng thái thiết bị vv… cách tổ chức này cũng tương tự như trong các hệ thống cơ sở dữ liệu quan hệ quen thuộc với các cấp là nguồn dữ liệu (data source), bảng dữ liệu (table) và trường dữ liệu (field). Visual Basic, VB Scripts,… C++, Java, Delphi,… OPC Server OPC Group Các thiết bị tự động hóa Automation Interface Custom Interfaces Giao thức riêng Hình 4.8: Kiến trúc sơ lược của OPC Như được minh họa trên hình trên, hai kiểu đối tượng thành phần quan trọng nhất trong kiến trúc OPC là OPC-Server và OPC-Group. Trong khi OPC-Server có nhiệm vụ quản lý toàn bộ việc sử dụng và khai thác các dữ liệu, thì các đối tượng OPC-Group có chức năng tổ chức các phần tử dữ liệu (Item) thành từng nhóm để tiện cho việc truy nhập. Thông thường mỗi Item ứng với một biến trong một quá trình kỹ thuật hay trong một thiết bị điều khiển. Chuẩn OPC hiện nay quy định hai kiểu giao diện là Custom Interfaces (OPC Taskforce, 1998b) và Automation Interface (OPC Taskforce, 1998c)10. Kiểu thứ nhất bao gồm một số giao diện theo mô hình COM thuần túy, còn kiểu thứ hai dựa trên công nghệ mở rộng OLE-Automation. Sự khác nhau giữa hai kiểu giao diện này là không những nằm ở mô hình đối tượng, ở các ngôn ngữ lập trình hỗ trợ mà cũng còn ở tính năng, hiệu suất sử dụng. 4.3.2 OPC Custom interfaces Giống như các đối tượng COM khác, hai loại đối tượng thành phần quan trọng nhất của OPC là OPC-Server và OPC-Group cung cấp các dịch vụ qua các giao diện của chúng, được gọi là OPC Custom Interface. Sử dụng OPC Custom Interface cho phép truy nhập dữ liệu với hệu suất cao nhất. Tuy nhiên, nhược điểm thứ nhất ở đây là đòi hỏi người sử dụng phải hiểu rõ về lập trình với COM/DCOM. Nhược điểm tiếp theo là sự cứng nhắc của mã chương trình, nếu ta dùng nó trực tiếp trong ứng dụng điều khiển. Thay đổi một chi tiết nhỏ(tên máy tính điều khiển, số lượng biến vào/ra) cũng đòi hỏi phai biên dịch lại toàn bộ chương trình ứng dụng. Rõ ràng, để khắc phục hai vấn đề nêu trên, tức là giảm nhẹ độ phức tạp cho người lập trình và nâng cao tính năng sử dụng lại, cần phải tạo ra một lớp phần mềm dưới dạng một thư viện đối tượng nhằm trên OPC. OPC Automation Interface chính là một thư viện đối tượng như vậy. 4.3.3 OPC Automatino Interfaces Giống như đối với các đối tượng OLE-Automation khác, việc sử dụng các đối tượng của OPC Automation Interface được đơn giản hóa nhiều. Cụ thể, nhiều thủ tục phức tạp trong lập trình với COM được loại bỏ. Người lập trình không cần hiểu biết sâu sắc về COM cũng như C++, mà chỉ cần sử dụng thành thạo một công cụ tạo dựng ứng dụng RAD(Rapid application development) như Visual Basic. Mặt trái của vấn đề lại là sự đơn giản hóa của phương pháp này phải trả giá bằng sự hạn chế trong phạm vi chức năng, hiệu suất sử dụng và tốc độ trao đổi dữ liệu. Nhất là trong một giải pháp tự động hóa phân tán, có sự tham gia của các mạng truyền thông công nghiệp, thì hai điểm yếu nói sau trở nên rất quan tâm. Tốc độ trao đổi dữ liệu có thể giảm tới 3-4 lần so với dùng Custom Interfaces. Đối với các ứng dụng có yêu cầu cao về thời gian, phương pháp sử dụng OPC Automation Interface rõ ràng không thích hợp. 4.3.4 OPC và các công cụ phần mềm chuyên dụng Trong thực tế, có một cách sử dụng thứ ba, đơn giản và thuận tiện hơn nhiều so với hai cách trên là thông qua các công cụ phần mềm chuyên dụng. Có thể nói, bất cứ một công cụ SCADA hiện đại nào, bất cứ một hệ DCS hiện đại nào cũng hỗ trợ giao diện OPC. Sử dụng công cụ này người tích hợp hệ thống chỉ cần đăng ký các OPC- Server đi kèm thiết bị với hệ điều hành, sau đó khai báo bằng cách dò tìm trong mạng hoặc trên một trạm máy tính tên của Server với công cụ phần mềm. Việc còn lại là sử dụng các nhãn (tag name) giống như các nhãn khác quen thuộc trong hệ SCADA hoặc DCS. Hình 4.9: Công cụ phần mềm chuyên dụng OPC 4.4 Giới thiệu về chuẩn giao thức IEC 61850 và ứng dụng của nó đến bảo vệ và tự động hóa trong các trạm biến áp 4.4.1 Giới thiệu Chuẩn mới IEC 61850 về Các mạng truyền thông và hệ thống trong các trạm biến áp, mục tiêu của chuẩn này là sự thống nhất trong hoạt động theo nghĩa về khả năng mà hai hay nhiều thiết bị điện tử thông minh (cho điều bảo vệ, điều khiển, kiểm soát, …) từ cùng một công ty hoặc nhiều công ty khác nhau có thể trao đổi thông tin và sử dụng các thông tin đó cho các chức năng riêng của chúng. Điều này cho phép xây dựng một hệ thống trạm tự động hóa mà thiết bị từ nhiều công ty khác nhau hoặc ít nhất có thể hoàn tất một hệ thống từ một công ty cung cấp bằng các thiết bị thay thế từ các nhà cung cấp khác. Phạm vi của IEC là các hệ thống trạm tự động hóa của bất cứ dạng, kích cỡ, điện áp nào. Chuẩn này giúp đỡ sự truyền thông tuần tự giữa giao diện quá trình (các máy biến áp, bộ đổi) và các thiết bị điện tử thông minh tại bay level. IEC 61850 đã chuẩn hóa một tập hợp các mô hình dữ liệu nhất định, chọn ra một dòng truyền thông chính gọn gàng và định nghĩa một ngôn ngữ tổng hợp cho sự mô tả sự cài đặt các trạm biến áp. Tổng kết lại tất các các đặc tính này, IEC 61850 là nhiều hơn một chuẩn dành cho truyền thông và do đó sự giới thiệu về nó sẽ có một tác động lớn đến hệ thống trạm tự động hóa, tới các nhà sản xuất thiết bị và đặc biệt là đến những đối tượng sử dụng hệ thống trạm tự dộng hóa dựa trên cơ sở của chuẩn này. 4.4.2 IEC 61850 là cái gì và cái gì làm cho nó trở thành độc nhất Để có thể hiểu được các thông số đo lường cần thiết cho sự giới thiệu về IEC 61850, Nó đã được đưa ra thảo luận tại cuộc họp của Cigre SC B5 và cũng đã được thông báo trên nhiều bài báo. Cần phải nhấn mạnh rằng không phải tất cả các chi tiết mà là sự kết hợp của tất cả các đặc tính của IEC 61850 đã tạo ra sự độc nhất cho nó. Một các tiếp cận định hướng theo mục tiêu với phạm vi mô hình dữ liệu xác định tách ra từ hệ thống truyền thông trợ giúp cho tính ổn định lâu dài của tiêu chuẩn. Để có thể sử dụng các lợi ích của sự thay đổi nhanh chóng trong công nghệ truyền thống, IEC 61850 được xây dựng dựa trên cơ sở dòng truyền thông chính bao gồm MMS, TCP/IP và Ethernet với 100Mbit/s. Hệ thống truyền thông theo chiều dọc của SCADA giữa các thiết bị điện tử thông minh tại bay hoặc tại cấp độ quá trình và giao diện người - máy và các cổng truyền thông trong cấp độ trạm biến áp đang sử dụng cơ sở client - server. Truyền thông ngang hàng theo chiều ngang giữa các thiết bị điện tử thông minh, ví dụ như cho quy trình phối hợp, bảo vệ và tự động hóa đang sử dụng cơ chế publisher - subcriber. Ngôn ngữ được chuẩn hóa miêu tả sự cài đặt của các trạm biến áp cho phép miêu tả một cách chính thức hệ thống trạm tự động hóa bao gồm sơ đồ một đường dây và các điểm chức năng cho cả sơ đồ một đường dây và các thiết bị điện tử thông minh được sử dụng. Các files được tao ra là cơ sở cho tất cả các công cụ hoàn tất cần thiết cho IEC 61850 để cài đặt cho các thiết bị điện tử thông minh và cả hệ thống. Trung tâm kiểm tra chất lượng của nhóm Người tiêu dùng quốc tế UCA cho sự kiểm tra tính tương thích trên cơ sở phần 10 của chuẩn. Một hệ thống bảo đảm chất lượng được điều khiển bởi UCA International và IEC TC57 WG10. Các kết quả được sửa chữa và bổ sung nhanh chóng và bây giờ đang làm việc cho phiên bản thứ 2 của IEC 61850. Sự mở rộng của chuẩn trong phạm vi cơ sở cho sự sử dụng IEC 61850 giữa các trạm biến áp và giữa trạm biến áp với trung tâm điều khiển mạng được khởi động. Sự độc nhất còn được thể hiện là chuẩn này được sử dụng trong các phạm vi khác cụ thể là năng lượng gió, thủy điện và các nguồn năng lượng phân phối. 4.4.3 Cách nhìn thực tế để chứng minh cho IEC 61850 Các đặc trưng độc nhất của chuẩn được đưa ra dưới dạng các lợi ích dành cho người dùng để chứng minh sự giới thiệu của IEC 61850. Phần lớn các đặc tính và các lợi ích có thể được dịch ra dưới dạng lợi ích về giá cả trong thời gian tồn tại của hệ thống trạm tự động hóa. Trước khi ra đời IEC 61850, một sự tiêu tốn lớn về thời gian và tiền bạc cho thiết kế và kỹ thuật là cần thiết cho cả nhà cung cấp và các công ty tiện ích để có thể đạt tới sự kết hợp hoạt động giữa các thiết bị từ các nhà sản xuất khác nhau. Bởi vì sự toàn cầu hóa và sự bãi bỏ các quy định của thị trường điện, không chỉ các nhà sản xuất mà còn có các công ty tiện ích lớn ngày nay đang hoạt động trên tầm cỡ quốc tế. Do đó một sự giảm bớt các phương thức truyền tin đến một phương thức quốc tế duy nhất như đã được đưa ra bởi IEC 61850 mang lại lợi ích rất lớn. Tiêu chuẩn này đồng thời cũng trợ giúp duy trì hệ thống trạm tự động hóa trong thời gian tồn tại của nó, thông thường là 15 đến 20 năm bằng các thay đổi mang tính công nghệ. Do đó, sự thống nhất điều khiển được cung cấp bởi IEC 61850 có 2 chiều: -   Thống nhất điều khiển giữa các thiết bị điện tử thông minh của các nhà sản xuất khác nhau -   Thống nhất điều khiển giữa các thiết bị điện tử thông minh ở các thế hệ khác nhau IEC 61850 là chuẩn duy nhất mà bao phủ sự truyền thông tại và giữa 3 mức độ trong hệ thống trạm tự động hóa, cụ thể mức trạm, mức Bay và mức quá trình trợ giúp cho cả các máy biến đổi phi tuyến hoặc không theo các phương thức truyền thống. Cấu trúc client–server cho phép sử dụng nhiều clients (HMIs, NCC gateways, ..) ví dụ như cho sự cài đặt dư thừa thay thế cho một máy chủ đơn lẻ. 4.4.4 Các chiến lược hòa nhập Hòa nhập có nghĩa là các phần không theo chuẩn IEC 6850 của hệ thống trạm tự động hóa phải được hoạt động một cách song song với các phần mới tương thích với IEC 61850 ít nhất cho khoảng thời gian thay thế. Điều này cũng có nghĩa là việc sử dụng các bộ chuyển đổi các phương thức hoặc các giao diện song song để có thể duy trì được sự hoạt động của các trạm biến áp. Mỗi trạm biến áp luôn luôn cần một chiến lược hòa nhập riêng cho mình. Phụ thuộc vào hoàn cảnh, sự hòa nhập có thể bắt đầu từ mức trạm, Bay, hoặc mức quá trình. Bất kì một sự hòa nhập nào của một hệ thống trạm tự động hóa đang hoạt động tốt đến một hệ thống tương thích với IEC 61850 chỉ có giá trị tốt nếu mà trạm cần đến sự trang bị lại cho một số lí do như thay thế các thiết bị lỗi thời tại mức trạm hoặc bay, sự thay đổi của các process bus hoặc sự mở rộng của các bay mới hoặc các chức năng mới. Tác động của IEC 61850 đến quá trình mua sắm của một hệ thống trạm tự động hóa Sự giới thiệu của IEC 61850 không chỉ có tác động đến thiết kế hệ thống và công nghệ mà còn tác đến các quá trình kinh tế như là quá trình mua sắm bên trong các tổ chức tiêu dùng. Sử dụng IEC 61850 giúp thuận tiện hóa quá trình đánh giá bằng cách thu thập các hệ thống truyền thông giống nhau và các dữ liệu bắt buộc từ tất cả các nhà cung cấp. Nhưng hệ thống truyền thông này cung cấp một sự cơ động lớn, điều này có thể dẫn đến một sự đánh giá phức tạp của việc cung cấp cho một hệ thống trạm tự động hóa mới. Một điều là chúng ta không thể để đánh giá một giải pháp tối ưu về giá cả chỉ bằng cách nhìn vào các thiết bị điện tử thông minh như là các thiết bị đơn lẻ và do đó toàn bộ hệ thống và thời gian tồn tại phải được quan tâm. Dự đoán trước về sự sụt giảm về giá thành trong thời gian tồn tại nổi lên từng bước theo sự tăng lên về kinh nghiệm điều khiển với các hệ thống trạm tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC 61850. Các tác động sau đây đến quá trình mua sắm cho các công ty tiện ích đã được xác định: -   Các công ty tiện ích sẽ phải đầu tư vào sự hiểu biết về chuẩn IEC 61850 để có thể chuẩn bị cho quá trình mua sắm -   Sự giảm về kỹ thuật hệ thống cũng như thời gian chuyển giao cho các dự án mới và sự mở rộng của hệ thống trạm tự động hóa là mong muốn theo thời gian -   Process bus sẽ có một tác dộng lớn đến quá trình mua sắm truyền thống khi mà nó không chỉ cho phép sử dụng các bộ cảm biến phi tuyến mà còn cả các chức năng mới -   Các dự án về sự liên kết và các mạch logic phải được thiết kế lại hoàn toàn sử dụng GOOSE và sự loại trừ các rơ le phụ trợ và các dây cứng. -   Khi mà có thể có nhiều bên liên quan trong hệ thống trạm tự động hóa hơn bây giờ, vị trí then chốt của hệ thống tích hợp phải được định nghĩa và đàm phán ngay từ đầu -   Chỉ khi mà tất cả các tác động được bao gồm trong các tính toán cho sự giới thiệu và sử dụng IEC 61850 thì một kết quả chính xác và hấp dẫn mới có thể thu được. 4.4.5 Các đặc điểm chính của hệ thống theo chuẩn IEC 61850 Sơ đồ một đường dây bao gồm tất cả các thiết bị chuyển mạch như máy cắt, cách điện và các khóa đất, các máy biến áp nối đất, máy biến áp dụng cụ, ngân hàng tụ điện, SVCs, … phải được chỉ rõ từ đầu. Khi mà IEC 61850 không chuẩn hóa một chức năng nào cả, các chức năng yêu cầu phải được chỉ rõ tương tự như trên, cụ thể là độc lập với sự sử dụng chuẩn IEC 61850. Cho các thiết bị chuyển mạch bao gồm máy biến dòng và áp, giao diện quá trình phải được chỉ rõ và nếu có thể sử dụng được process bus. Sơ đồ một đường dây có và tất cả các chức năng có thể được miêu tả bằng bản mô tả chi tiết hệ thống sử dụng ngôn ngữ SCL đã được định nghĩa của IEC 61850. Các điều kiện môi trường cũng phải được chỉ rõ như trước nhưng một số các điều kiện với biểu đồ về sự tồn tại và hoạt động có thể cùng tác động mạnh mẽ đến sự lựa chọn của các thiết bị truyền thông phần cứng, vật liệu và cấu trúc. Các đặc điểm chính phải bao gồm tất cả các đường kết nối ra bên ngoài xuất phát và đến trạm. Việc mô tả các số liệu nào cần phải được chỉ rõ và tại sao. Để có thể đưa ra các phương thức hợp lí cho bộ tích hợp hệ thống và cho đội ngũ bảo trì, các đặc điểm phải đưa ra phải yêu cầu các văn bản chuẩn co từng thiết bị điện tử thông minh theo chuẩn IEC 61850, cụ thể là: -   Văn bản MICS (Model implementation conformance statement – Các văn bản về việc lắp đặt các mô hình thích hợp) -   PICS (Protocol implementation conformance statement – Các văn bản về lắp đặt các giao thức truyền tin thích hợp) -   Bảng chứng nhận về các kiểm tra thích hợp -   Các file ICD (Các file mô tả khả năng của các thiết bị điện tử thông minh) -   Và như là một kết quả của kỹ thuật hệ thống cho mỗi hệ thống trạm tự động hóa: -   File SCD (văn bản mô tả về cài đặt trạm) 4.4.6 Thực hiện dự án Tác động của IEC 61850 tới quá trình thực hiện cho một một dự án được xác định và thảo luận. Các điều kiện tiên quyết cho việc thực hiện bất kì một dự án nào là: thêm vào với các thiết bị và các công cụ cài đặt thiết bị, tất cả các văn bản có liên quan được chỉ rõ trong phần đặc trưng phải có sẵn. Trách nhiệm dành cho một thiết kế hệ thống thống nhất nằm trong tay của bộ phận tích hợp hệ thống và là đối tác quan trọng nhất của bộ phận quản lý hệ thống. Trách nhiệm của các bên liên quan phải thật rõ ràng ngay từ ban đầu. Các chi tiêu một lần là các loại giá bắt buộc phải được đầu tư bởi vì công nghệ mới phải được giới thiệu trong công ty của người tiêu dùng, nơi cần sự đào tạo về IEC 61850. Đội ngũ dự án tiện ích phải học để đọc các văn bản được cung cấp với các thiết bị tương thích với IEC 61850 và các hệ thống liên quan và trử thành các chuyên gia về các công cụ dành cho người dùng và tất cả các mặt về điều khiển chịu ảnh hưởng của IEC 61850. Tất cả các chi tiêu này có thể được xem như là một phần của quá trình mua sắm. Các chi tiêu lặp lại là các chi tiêu mà bạn có trong mỗi dự án như dành cho kỹ thuật, kiểm tra, thiết bị, cơ sở hạ tầng ... Chi tiêu dành cho kỹ thuật, cụ thể cho việc dịch các đặc điểm ( xem chương 6 của bản báo cáo) thành một giải pháp kỹ thuật chi tiết cho phép sản phẩm đi vào hoạt động, cụ thể chủ yếu là lắp ráp nhà máy. Sử dụng trợ giúp của IEC 61850, các khả năng của các thiết bị điện tử thông minh và hệ thống trạm tự dộng hóa hoàn chỉnh được miêu tả chính thức bằng ngôn ngữ miêu tả cài đặt hệ thống được sử dụng cho tất cả các công cụ kỹ thuật Chi tiêu dành cho bộ phận tích hợp hệ thống phải được thêm vào như là chi tiêu lặp lại Chi tiêu cho Kiểm tra sự chấp thuận của nhà máy và Kiểm tra sự chấp thuận của các địa điểm chứng minh rằng sản phẩm hoạt động đúng như đã được chỉ ra. Các đặc điểm khác so với các hệ thống cũ là: -   Trợ giúp cho việc kiểm tra tự động hóa hoặc bán tự động hóa bằng các file SCD -   Có thể mô tả dễ dàng các phần bị thiếu bằng các file SCD -   Các kiểm tra định hướng mục tiêu so sánh với các kiểm tra tín hiệu theo tryền thống có thể làm giảm các nỗ lực để kiểm tra Cho nhà cung cấp, tồn tại dự án độc lập về các chi tiêu chất lượng trong các quá trình phát triển và các quá trình sản phẩm, cụ thể cho hệ thống chất lượng tổng quát, các kiểm tra chức năng (bên ngoài phạm vi của IEC 61850), kiểm tra mức độ tuân thủ theo chuẩn IEC 61850 và kiểm tra giám định hệ thống để chắc chắn rằng hệ thống hoạt động chấp nhận được trong một hệ thống trạm tự động hóa phức tạp 4.4.7 Tác động của IEC 61850 tới sự quản lí thời gian tồn tại Tác động của IEC 61850 tới sự quản lí thời gian tồn tại đã được thảo luận. Thời gian tồn tại của một trạm biến áp có thể từ 40 đến 60 năm. Một mục tiêu thực tiễn đặt ra là duy trì hoạt động của trạm tự động hóa đã lắp đặt trong vòng từ 15 năm đến 20 năm rồi sau đó thực hiện một quá trình cải tổ hoặc cải tiến trạm đó cho phù hợp với tình hình lúc bấy giờ. Các số liệu này thích hợp với các thông tin về hệ thống trạm truyền thống và cũng phù hợp với trạm xây dựng theo chuẩn IEC 61850. Sự cần thiết của việc mở rộng các trạm tự động hóa với các ứng dụng, phần mềm, chức năng mới về cơ bản là có thể nhưng chúng lại có thể bị giới hạn bởi tầm hoạt động của các thiết bị đầu vào và ra đang tồn tại trong trạm hoặc bởi những tính năng của bộ vi sử lí cần cho một số thay đổi phần cứng trong thời gian bảo trì như là một phần của chiến lược hòa nhập hóa hoặc mở rộng trạm biến áp. Các yêu cầu mở rộng khác có thể đưa vào một loạt các thiết bị điện tử thông minh hoặc một bay mới hoàn toàn. Tất cả các bước của công việc bảo trì, mở rộng, cải tạo không được phép bắt đầu từ các công việc vụn vặt mà phải từ các file SCD theo tiêu chuẩn IEC 61850, những thứ cần được nâng cấp, cập nhập chỉ bằng các công cụ thích hợp với chuẩn IEC 61850. Thêm vào đó, tất cả các nâng cấp, cập nhập về file CID phải được cài vào tất cả các thiết bị điện tử thông minh có liên quan. Một phiên bản điều khiển hệ thống trạm tự động hóa toàn cầu trong thời gian hoạt động của trạm cũng được cung cấp các chỉ