Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại Tổng công ty Điện lực Tp.HCM

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

TRẦN HỒ ĐĂNG KHOA ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA VÀO TRẠM BIẾN ÁP TẠI TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2016

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

TRẦN HỒ ĐĂNG KHOA ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HÓA VÀO TRẠM BIẾN ÁP TẠI TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. VÕ HOÀNG DUY

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2016

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS. Võ Hoàng Duy

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM

ngày 12 tháng 03 năm 2016

Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ)

Họ và tên

TT 1 TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt 2 TS. Võ Viết Cường 3 TS. Huỳnh Quang Minh 4 5 PGS.TS. Phan Thị Thanh Bình PGS. TS. Võ Ngọc Điều Chức danh Hội đồng Chủ tịch Phản biện 1 Phản biện 2 Ủy viên Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được

sửa chữa (nếu có).

Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt

TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM PHÒNG QLKH – ĐTSĐH CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

TP. HCM, ngày 20 tháng 8 năm 2016

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên : Trần Hồ Đăng Khoa Giới tính: Nam.

Ngày, tháng, năm sinh : 03/02/1980 Nơi sinh: An Giang.

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện MSHV: 1441830019.

I- Tên đề tài: Ứng dụng công nghệ tự động hóa vào trạm biến áp tại Tổng công ty

Điện lực Tp.HCM

II- Nhiệm vụ và nội dung:

Nhiệm vụ 1: Khảo sát hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý.

Nhiệm vụ 2: Tìm hiểu về các giao thức kết nối được sử dụng trên thế giới.

Nhiệm vụ 3: Tìm hiểu Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN.

Nhiệm vụ 4: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp.

Nhiệm vụ 5: Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống tự động cho trạm biến áp.

Nhiệm vụ 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm.

III- Ngày giao nhiệm vụ: 20/08/2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: tháng 1/2016

V- Cán bộ hướng dẫn: TS. Võ Hoàng Duy

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

TS. Võ Hoàng Duy PGS. TS. Nguyễn Thanh Phương

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả

nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình

nào khác.

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được cảm

ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc.

Học viên thực hiện Luận văn

Trần Hồ Đăng Khoa

LỜI CÁM ƠN

Trong suốt thời gian theo học, nghiên cứu và hoàn thành luận văn thạc sĩ tại trường đại

học Kỹ Thuật Công Nghệ TP.HCM, để có được thành quả như ngày hôm nay ngoài nỗ lực

của bản thân, em luôn nhận được sự động viên nhiệt tình từ phía gia đình, thầy cô, bạn bè. Để

hoàn thành bài luận văn tốt nghiệp này, em luôn ghi nhận và tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến mọi

người.

Và đặt biệt em xin chân thành cảm ơn Thầy – TS. Võ Hoàng Duy đã tận tình giúp đỡ,

hướng dẫn em trong quá trình thực hiện luận văn.

Em xin chân thành cảm ơn Quý thầy cô, phòng quản lý đào tạo sau đại học trường đại

học HUTECH đã luôn tạo điều kiện thuận lợi để chúng em hoàn thành nhiệm vụ tốt nghiệp

cũng như trong suốt quá trình học tập.

Em xin chân thành cảm ơn ban Giám Đốc và các phòng ban Trung tâm Điều độ Hệ

thống Điện Tp.HCM, Công ty Lưới điện Cao thế Tp.HCM và Tổng công ty Điện lực

Tp.HCM đã tạo điều kiện và giúp đỡ em hoàn thành luận văn.

Xin kính chúc Quý Thầy Cô sức khỏe!

Tp.Hồ Chí Minh, tháng 01 năm 2016

Học viên: Trần Hồ Đăng Khoa

iii

TÓM TẮT

Tự động hóa trạm biến áp là sử dụng công nghệ kết nối tất cả các thiết bị điện tử

thông minh (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU), Multimeter, Tariff Meter nhằm thu

thập, giám sát tất cả các thông số vận hành theo thời gian thực. Giúp người vận hành có

thể đưa ra các kịch bản vận hành trạm biến áp tối ưu và gia nền tảng cho mô hình vận

hành trạm biến áp không người trực.

Hiện nay Tổng công ty Điện lực Tp.HCM đã có rất nhiều trạm biến áp tự động hóa

ứng dụng thành công tiêu chuẩn IEC61850 để kết nối các thết bị IED với nhau. Tuy nhiên

đa số các hệ thống đó đều kết nối các thiết bị IED của cùng một nhà sản xuất và đều mang

tính đồng bộ do đó rất khó khăn trong việc bảo trì thay thế các thiết bị.

Qua tìm hiểu và khảo sát các hệ thống trạm biến áp tự động hóa hiện hữu và nhận

thấy chưa có hệ thống nào thực hiện kết nối giữa thiết bị RTU với thiết bị rơle của các

hãng sản xuất khác nhau theo tiêu chuẩn IEC61850. Do đó, mục tiêu nghiên cứu được

trình bày trong luận văn này chính là đề cập đến vấn đề trên.

ABSTRACT

Automatic substation is to use a technology which can connect all the intelligent

electronic devices (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU) Multimeter, Tariff Meter to

acquire, supervise all the operation parameters in real time. It helps operators to make

decisions for the substation to be optimized and create the basement for the non-

surveillance operating substation model.

At the present, HOCHIMINH City Power Corporation has a lot of automatic

substations that apply successfully the IEC61850 standard to connect IEDs together.

However, almost all the systems connect IED from the same manufacturer and have the

synchronous characteristics therefore it has difficulty in maintenance and device

replacement.

Through research and surveys from some current systems at automatic substation and

we realize that none of them implement the connection between RTU and Relay device of

different manufacturers based on IEC61850 standard. Hence, this thesis present the

problem mentioned above as the research objective.

MỤC LỤC

PHẦN MỞ ĐẦU ................................................................................................................. 1

1.1

Đặt vấn đề: ........................................................................................................... 1

1.2

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài. ...................................................... 1

1.3

Mục tiêu của đề tài............................................................................................... 2

1.4

Nội dung nghiên cứu của đề tài ........................................................................... 2

1.5

Phương pháp nghiên cứu ..................................................................................... 2

1.6

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu. ......................................... 3

1.7

Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu. ..................................................................... 4

1.8

Kết cấu của đề tài ................................................................................................ 7

Chương 1: Hiện trạng các trạm biến áp do TCT Điện lực Tp.HCM quản lý ................... 8

1.1

Thống kê các trạm biến áp:.................................................................................. 8

1.2

Khái niệm chung .................................................................................................. 8

1.3

Ký hiệu nhận dạng các khí cụ điện trong trạm biến áp ....................................... 9

1.3.1

Cấu trúc chung của 4 khối ký hiệu ...................................................................... 9

1.3.2

Khối ký hiệu “mức ngăn” .................................................................................... 9

1.3.3

Khối ký hiệu chỉ “vị trí” ...................................................................................... 11

1.3.4

Khối ký hiệu nhận dạng các hạng mục ................................................................ 12

1.3.5

Khối ký hiệu “đấu nối, đấu cuối” có ký hiệu đầu cột là (:) ................................. 15

1.4

Các chức năng điều khiển và bảo vệ ................................................................... 15

1.4.1

Các chỉ danh của rơle đang sử dụng trong hệ thống điện theo ký hiệu chuẩn của viện

tiêu chuẩn quốc gia Hoa Kỳ ANSI ...................................................................................... 15

1.4.2

Sơ đồ nguyên lý bảo vệ đường dây và máy biến áp ............................................ 17

1.4.3

Khoá liên động .................................................................................................... 18

1.4.4

Các loại hệ thống điều khiển ............................................................................... 19

1.4.5

Tín hiệu chỉ thị ..................................................................................................... 21

1.4.6

Tín hiệu đo lường ................................................................................................ 22

Chương 2: Tìm hiểu IEC 61850 và giao thức IEC 60870-5-104 ....................................... 23

2.1

Giao thức IEC 61850: .......................................................................................... 23

2.1.1.

Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC61850 ..................................................................... 23

2.1.2.

Thách thức và mục tiêu của IEC61850 ............................................................... 25

2.1.3.

Những đặt tính của tiêu chuẩn: ............................................................................ 29

2.1.4.

Quy tắt đặt tên theo tiêu chuẩn: ........................................................................... 32

2.2

Giao thức IEC 60870-5-104 ................................................................................ 40

Chương 3: Mô hình tự động hóa trạm biến áp theo quy định của EVN .............................. 43

3.1

Giới thiệu hệ thống tích hợp ................................................................................ 43

3.2

Qui mô của hệ thống tích hợp ............................................................................. 43

3.3

Cấu hình và yêu cầu chung của hệ thống tích hợp .............................................. 44

3.4

Phạm vi cung cấp ................................................................................................. 49

3.5

Yêu cầu chi tiết của hệ thống tích hợp ................................................................ 49

Cấu hình /thiết bị lắp đặt yêu cầu ........................................................................ 49

2.7.

Giao tiếp giữa các rơle vận hành trong trạm ....................................................... 51

Chương 4:Mô tả cấu trúc mạng của một trạm biến áp tự động hóa .................................... 53

theo IEC 61850. ................................................................................................................... 53

4.1.

Các kỹ thuật truyền thông .................................................................................... 53

4.2.

Các điều kiện kỹ thuật dùng cho hệ thống điều khiển xa và các giao diện ......... 53

4.2.1.

Giao diện điều khiển xa / trạm biến áp ................................................................ 53

4.2.2.

Các điều kiện chung đối với các trạm đóng cắt ................................................... 55

4.2.3.

Các lệnh ............................................................................................................... 55

4.2.4.

Các trị số đo ......................................................................................................... 55

4.2.5.

Đọc dụng cụ đo dếm ............................................................................................ 56

4.2.6.

Nguồn cung cấp, nơi đặt ...................................................................................... 56

4.2.7.

Các kiểu (Topology) của mạng LAN .................................................................. 56

4.2.8.

Các giao thức (Protocol) ...................................................................................... 58

4.2.9.

Các dạng sơ đố cấu trúc hệ thống theo tiêu chuẩn IEC 61850 ............................ 59

Chương 5: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp ........................................ 61

6.1.

Giới thiệu thiết bị RTU560 của ABB. ................................................................. 61

6.2.

Giới thiệu về Rơle bảo vệ của Toshiba ............................................................... 61

6.3.

Giới thiệu Relay bảo vệ của Schneider ............................................................... 63

6.4.

Giới thiệu Relay bảo vệ của Siemens .................................................................. 63

6.5.

Các phần mềm ứng dụng trong hệ thống kết nối RTU và IED theo IEC61850 .. 63

6.6.

Thực hiện kết nối mô phỏng tại phòng thí nghiệm .............................................. 78

vii

Chương 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm .......................................................... 116

Giới thiệu hệ thống SCADA trung tâm. .............................................................. 116

6.1.

Thiết lập cấu hình trên hệ thống SCADA............................................................ 117

6.2.

Chương 7 : Kết quả thực hiện .............................................................................................. 122

Kết quả thực hiện tại phòng thí nghiệm .............................................................. 122

7.1.

Kết quả thực hiện kết nối trạm 110kV Nam Sài Gòn 2 ....................................... 125

7.2.

Kết quả thực hiện kết nối trạm ngắt Cường Để ................................................... 127

7.3.

Tổng kết các vấn đề đã tìm hiểu và nghiên cứu trong đề tài ............................... 128

7.4.

Kiến nghị những nghiên cứu tiếp theo ................................................................ 128

7.5.

viii

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

: Mô tả cấu hình của thiết bị IED

CID

: Công cụ cấu hình thiết bị IED

- Configured IED Description

: Mô tả khả năng của thiết bị IED

ICD

- IED Configurator tool

- Intelligent Electrical Device

: Thiết bị điện tử thông minh

IED

- IED Capability Description

- Internet Protocal : Giao thức mạng IP

- Logical Devices : Thiết bị logic LD

LLN0 - Logical Node Zero : Nút logic zero

: Công cụ cấu hình hệ thống

- Logical Node : Nút logic LN

: Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập

SCADA - Supervisory Control and Data

Acquistion

dữ liệu

: Mô tả cấu hình của trạm

SCD

- System Configurator tool

- Station Configuration Description

- Substation Configuration : Ngôn ngữ miêu tả cấu trúc trạm SCL

: Mô tả đặc tính của hệ thống

SSD

Description Language

: Trạm biến áp

TBA

: Giao diện sử dụng

- System Specification Description

- Unit Interface

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1: Bảng chữ cái nhận diện cấp điện áp của các ngăn lộ ....................................... 9

Bảng 1.2: Các chữ cái nhận biết mức điện áp <1kV trong khối ký hiệu mức ngăn ......... 10

Bảng 1.3: Các ký tự giúp nhận biết vị trí đặt các thiết bị ................................................. 11

Bảng 1.4: Các ký tự giúp nhận dạng các loại khí cụ điện trong trạm .............................. 12

Bảng 1.5: Các ký hiệu và con số nhận dạng các chức năng của các thiết bị trong trạm .. 13

Bảng 1.6: Các ký hiệu giúp nhận dạng các thiết bị đo lường ........................................... 14

Bảng 2.1: Tiêu chuẩn hóa các nút logic ........................................................................... 32

Bảng 2.2: Danh sách các lớp dữ liệu chung ..................................................................... 38

Bảng 2.3: Danh sách các lớp chức năng giới hạn của nút logic ....................................... 39

DANH MUC CÁC MÔ HÌNH, BIỂU ĐỒ, SƠ ĐỒ, HÌNH

Hình 1.1: Ba mức trong ngăn lộ trạm ................................................................................................. 26

Hình 1.2: Cấu trúc hệ thống IEC61850 .............................................................................................. 27

Hình 3.1: Giao diện HMI của hệ thống điều khiển từ xa ................................................................... 54

Hình 3.2: Hệ thống cấu trúc dạng sao ................................................................................................ 59

Hình 3.3: Hệ thống cấu trúc dạng vòng ............................................................................................. 59

Hình 3.4: Hệ thống cấu trúc dạng vòng / sao .................................................................................... 60

Hình 3.5: Hệ thống cấu trúc dạng vòng kép ....................................................................................... 60

Hình 5.6.2.1: Cửa sổ các màn hình của một dự án trong phần mềm CCT. ........................................ 64

Hình 5.6.3.1: Mô tả các khả năng của phần mềm PCM600 ............................................................... 67

Hình 5.6.3.2: Cách nhập một dự án vào phần mềm PCM600. ........................................................... 68

Hình 5.6.3.3: Cách tạo một dự án trong phần mềm PCM600. ........................................................... 69

Hình 4.12: Cách tạo một dự án mới trong phần mềm CCT. .............................................................. 71

Hình 5.6.4.1: Cách nhập tập tin station.SCD vào phần mềm CCT .................................................... 71

Hình 5.6.4.2: CCT: Nhập tập tin ied.ICD .......................................................................................... 72

Hình 5.6.4.3: CCT: Xuất tập tin ied.ICD ........................................................................................... 73

Hình 5.6.5.1: Các cửa sổ làm việc trong phần mềm RTUtil560. ....................................................... 74

Hình 5.6.5.2: Hộp thoại help online ................................................................................................... 76

Hình 5.7.1.1: Sơ đồ kết nối hệ thống mô hình mô phỏng .................................................................. 78

Hình 5.2.1: Sơ đồ khối mô tả các bước cấu hình hệ thống kết nối giữa RTU560/ABB và rơle ........ 79

Hình 5.3.1: cửa sổ Initialize Project ................................................................................................... 80

Hình 5.3.2: Cửa sổ Initialize SignalTree ............................................................................................ 81

Hình 5.3.3: Cách tạo một hệ thống RTU560 ...................................................................................... 81

Hình 5.3.4: Hộp thoại Add node to NetworkTree .............................................................................. 81

Hình 5.3.5: Cửa sổ Network Tree ...................................................................................................... 82

Hình 5.3.6: Cách xây dựng các giao thức trong phần mềm RTUtil560 ............................................. 82

Hình 5.3.7: Hộp thoại Add node to RTU560 ..................................................................................... 83

Hình 5.3.8: Cửa sổ Network Tree ...................................................................................................... 83

Hình 5.3.9: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị IED .............................................................................. 84

Hình 5.3.10: Hộp thoại Add node to Line T61850 ............................................................................ 84

Hình 5.3.11: Cửa sổ Network Tree .................................................................................................... 85

Hình 5.3.12: Cửa sổ Network Tree .................................................................................................... 85

Hình 5.3.13: Cửa sổ Hardware Tree................................................................................................... 86

Hình 5.3.14: Hướng dẫn cách liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED ................................... 86

Hình 5.3.15: Hộp thoại Link node to HardwareTree ......................................................................... 87

Hình 5.3.15: Kết quả sau khi liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED .................................... 87

Hình 5.3.16: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560. ............................... 88

Hình 5.3.17: Các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560. ............................................................... 88

Hình 5.3.18: Hướng dẫn cách xuất tập tin cấu hình ra thành tập tin excel......................................... 89

Hình 5.3.19: Hộp thoại Start the export of the pattern data ............................................................... 89

Hình 5.3.20: Hướng dẫn cách xuất ra tập tin RTU.iid. ...................................................................... 90

Hình 5.3.21: Hộp thoại IEC61850 – IID file export .......................................................................... 90

Hình 5.3.22: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED ................................. 91

Hình 5.3.23: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED. ................................ 91

Hình 5.3.24: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED ................................. 92

Hình 5.3.25: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED. ................................ 92

Hình 5.3.26: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED. ................................... 93

Hình 5.3.27: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED. ................................... 94

Hình 5.3.28: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED. ................................... 94

Hình 5.3.29: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication. ..................... 95

Hình 5.3.30: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication. ..................... 95

Hình 5.3.31: Hướng dẫn cách nhập các tập tin ICD cho từng thiết bị IED. ....................................... 96

Hình 5.3.32: Cửa sổ IEC61850 – SCL Import. .................................................................................. 96

Hình 5.3.33: Chọn tập tin ICD của rơle GRZ100. ............................................................................. 96

Hình 5.3.34: Mô tả các nút logic có trong một thiết bị IED. .............................................................. 97

Hình 5.3.35: Hướng dẫn cách đặt chỉ danh cho từng thiết bị IED. .................................................... 98

Hình 5.3.36: Hướng dẫn cách đặt địa chỉ IP cho từng thiết bị IED.................................................... 98

Hình 5.3.37: Hướng dẫn cách xuất tập tin với định dạng station_PCM.SCD. ................................... 99

Hình 5.3.38: Hướng dẫn cách nhập tập tin station_PCM.SCD đã được tạo ra từ phần mềm PCM600 vào

phần mềm CCT. ................................................................................................................................. 99

Hình 5.3.39: Cửa sổ Project Navigator .............................................................................................. 100

Hình 5.3.40: Hướng dẫn cách nhập tập tin Demo.iid được tạo từ phần mềm RTUtil560. ................. 100

Hình 5.3.41: Cửa sổ Project Navigator. ............................................................................................. 101

Hình 5.3.42: Hướng dẫn cách liên kết RTU560 vào chung hệ thống mạng IEC61850 với thiết bị IED.

...... 102

Hình 5.3.43: Cách liên kết RTU560 vào report của các nút logic trong thiết bị IED. ....................... 102

Hình 5.3.45: Cách xuất tập tin với định dạng station.SCD. ............................................................... 103

Hình 5.3.46: Cách lưu và đặt tên cho tập tin station.SCD.................................................................. 104

xii

Hình 5.3.47: Tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls trước khi nhập tập tin station.SCD ....................... 104

Hình 5.3.48: Cách nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ....................... 105

Hình 5.3.49: Chọn tập tin station.SCD ............................................................................................... 105

Hình 5.3.50: Chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ...................................................................... 106

Hình 5.3.51: Cách chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ............................ 106

Hình 5.3.52: Kết quả sau khi chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ............ 107

Hình 5.3.53: Kết quả sau khi đã nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. .. 107

Hình 5.3.54: Nút logic XCBR11/Pos/DPC/stVal. .............................................................................. 108

Hình 5.3.55:Cách nhập lại tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm RTUtil560. ............... 109

Hình 5.3.56:Cách chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. .............................................................. 109

Hình 5.3.57:Chọn sheet Excel Relay. ................................................................................................ 110

Hình 5.3.58:Gán sheet Excel Relay qua cửa sổ select Excel sheets. .................................................. 110

Hình 5.3.59: Chọn Start để nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm RTUtil560. ..... 111

Hình 5.3.60: Cửa sổ RTUtil560 sau khi đã nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. ....................... 112

Hình 5.3.61: Cách xuất ra tập tin cấu hình RTU560. ......................................................................... 113

Hình 5.3.63: Cài đặt địa chỉ IP cho máy tính. .................................................................................... 114

Hình 5.3.64: Đăng nhập vào RTU560 ................................................................................................ 114

Hình 5.3.66: Nhập Username và Password để đăng nhập vào RTU560 ............................................ 114

Hình 5.3.67: Cách chọn các tập tin cấu hình và Load lên RTU560 ................................................... 115

Hình 6.2.1 Tại màn hình chính Scada Explorer chọn Station và chọn New để thêm một trạm mới vào hệ

thống

117

Hình 6.2.3 Thiết lập cổng kết nối và giao thức kết nối, các thông số kết nối. ................................... 118

Hình 6.2.4 Thiết lập cấu hình cho RTU trạm ngắt Cường Để như địa chỉ RTU, Cổng kết nối. ........ 119

Hình 6.2.5Tạo tín hiệu cần thu thập: tín hiệu chỉ thị trạng thái, điều khiển ....................................... 119

Hình 6.3.6 Tín hiệu đo lường ............................................................................................................. 120

Hình 6.2.7 Thử nghiệm kết nối thu thập dữ liệu từ trạm gửi về cho hệ thống trung tâm. .................. 120

Hình 6.2.8 Xây dựng giao diện đồ họa và gán dữ liệu vào hệ thống. ................................................ 121

Hình 6.2.9 Chọn dữ liệu cần gán lên màn hình đồ họa ...................................................................... 121

Hình 7.1.1: Các tín hiệu 1 bit đang ở trạng thái “OFF” ..................................................................... 122

Hình 7.1.2: Các tín hiệu 1 bit chuyển sang trạng thái “ON” khi chúng ta tác động từ bên ngoài. ..... 122

Hình 7.1.3: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) đang ở trạng thái “OFF” ..................................... 123

Hình 7.1.4: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) chuyển sang trạng thái “ON” khi chúng ta thao tác đóng

máy cắt

123

Hình 7.1.5: Các giá trị đo lường trước khi bơm dòng áp cho rơle. .................................................... 124

xiii

Hình 7.2.1 Sơ đồ lưới điện thành phố Hồ Chí Minh trên hệ thống SCADA...................................... 125

Hình 7.2.1 Màn hình giám sát điều khiển trên hên thống SCADA trạm Nam Sài Gòn ..................... 125

Hình 7.2.2 Kiểm tra các giá trị trạng thái báo động Relay REF 620 kết nối theo giao thức IEC 61850.

...... 126

Hình 7.3.1 Màn hình giám sát trạm ngắt 15kV Cường Để. ............................................................... 127

Hình 7.3.2 kiểm tra kết nối relay P132 của ngăn máy cắt J02 ........................................................... 128

Hình 7.3.3 Các giá trị đo lường của ngăn J06 được thu thập qua giao thức Modbus RTU. .............. 128

PHẦN MỞ ĐẦU

1. Đặt vấn đề:

Tự động hóa trạm biến áp là sử dụng công nghệ kết nối tất cả các thiết bị điện tử

thông minh (IED), Relay, Bay Control Unit (BCU), Multimeter, Tariff Meter nhằm thu

thập, giám sát tất cả các thông số vận hành theo thời gian thực. Giúp người vận hành có

thể đưa ra các kịch bản vận hành trạm biến áp tối ưu và nền tảng cho mô hình vận hành

trạm biến áp không người trực.

Qua khảo sát các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý vận

hành hiện đang sử dụng rất nhiều thiết bị điện tử thông minh như:

a. Multimeter để giám sát các thông số: P, Q, I, Cos, U... Các thiết bị này hỗ trợ

kết nối theo giao thức Modbus RTU hoặc Modbus TCP/IP tuy nhiên vẫn chưa

được khai thác.

b. Relay bảo vệ: Sử dụng chức năng bảo vệ 50/51,67, 21, 87, 79 ... khi làm việc

xuất tín hiệu cảnh báo đến các ô đèn cảnh báo thông qua output. Các Relay này

hỗ trợ các giao thức kết nối IEC 60870-5-103 hoặc IEC 61850.

c. Tariff Meter được sử dụng độc lập để ghi nhận sản lượng điện năng sử dụng.

Hỗ trợ các giao thức Modbus RTU hoặc IEC 60256-21.

Hiện nay các nhân viên vận hành trạm phải ghi nhận các thông số theo phương

pháp thủ công định kỳ 1h/lần.

2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài.

Hiện nay việc ứng dụng công nghệ điều khiển tích hợp trạm biến áp (TBA) truyền

tải và phân phối là xu hướng chung của thế giới nhằm giảm chi phí đầu tư, nâng cao độ

tin cậy cung cấp điện. Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) đã ban hành quy định kỹ

thuật của hệ thống điều khiển tích hợp TBA (ICS03-04), tuy nhiên trong quá trình đầu

tư thi công một trạm biến áp hoàn chỉnh các nhà thầu thường chào một hệ thống tích

hợp do họ sản xuất từ Software đến các thiết bị IED, Relay, BCU do một hãng sản xuất

nên giá thành cao và khó khăn trong việc bảo trì, thay thế thiết bị. Vấn đề khó khăn

nhất là khả năng tương thích về tiêu chuẩn kết nối giữa các thiết bị của các hãng khác

nhau. Để nâng cao tính cạnh tranh, thuận lợi cho quá trình mở rộng phát triển hệ thống,

giao thức IEC 61850 được EVN lựa chọn là giao thức chính trong việc tích hợp hệ

thống tự động hóa TBA.

3. Mục tiêu của đề tài

Việc tìm hiểu, nghiên cứu tiêu chuẩn IEC61850 nhằm áp dụng trong hệ thống

tích hợp điều khiển và bảo vệ trạm biến áp. Tiêu chuẩn này bảo đảm sự tương tác cần

thiết trong các trạm điện. Điều mới thật sự của đề tài nghiên cứu này là tất cả các thiết

bị điện tử thông minh (IED) được kết nối với nhau sẽ “nói” cùng một ngôn ngữ, bất kể

nguồn gốc chế tạo của các thiết bị IED và trao đổi thông tin với nhau mà không có bất

cứ vấn đề gì.

4. Nội dung nghiên cứu của đề tài.

Tìm nghiên cứu các thiết bị hiện đang vận hành tại các trạm biến áp 110kV,

220kV do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý.

- Multimeter PM7xx, Vamp do Schneider Electric sản xuất.

- Relay bảo vệ: do các hãng ABB, Alstom/Schneider, SEL, Siemens.

- Tariff Meter: MK6, A1700...

- RTU: RTU560 (ABB), C264 (Alstom/Schneider), TM 1703 (Siemens)...

Tìm hiểu giao thức kết nối với các thiết bị trên:

- Giao thức IEC 61850.

- Giao thức IEC 60870-5-104.

- Giải pháp truyền thông sử dụng cho các giao thức trên.

Thực hiện kết nối các thiết bị RTU, Relay, Multimeter, Tariff Meter tại Phòng thí

nghiệm. Kết nối với hệ thống SCADA của Tổng công ty Điện lực Tp.HCM

5. Phương pháp nghiên cứu

5.1 Phương pháp luận

- Thu thập, tổng hợp các tài liệu báo cáo khoa học, các sách báo tạp chí

chuyên ngành, các luận án luận văn và các tài liệu hướng dẫn sử dụng

(manual handbook) trong và ngoài nước có liên quan đến IEC61850 về việc

điều khiển, bảo vệ cho các trạm biến áp.

- Phân tích, đánh giá, tổng hợp và xử lý số liệu từ các tài liệu khoa học, báo

cáo kinh tế kỹ thuật các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản

lý.

5.2 Phương pháp nghiên cứu

- Tham khảo Hồ sơ hoàn công về hệ thống tích hợp điều khiển và bảo vệ cho

trạm biến áp co TCT Điện lực Tp.HCM.

- Khảo sát các trạm biến áp thực tế đã thực hiện kết nối giữa RTU và IED

theo IEC61850.

- Tiến hành thực hiện kết nối RTU, Relay, Multimeter.. tại phòng thí nghiệm

của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Tp.HCM.

- Cấu hình kết nối hệ thống thử nghiệm vào hệ thống SCADA trung của Tổng

công ty Điện lực TP.HCM theo giao thức IEC 104

6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu.

Dữ liệu từ rơle của trạm biến áp có nhiều công dụng và cung cấp giá trị đáng kể

để phục vụ cho việc vận hành, bảo trì, lên kế hoạch. Công nghệ mới cho phép thu thập

số lượng và chủng loại dữ liệu nhiều hơn.Các kỹ sư SCADA/DMS có được nguồn dữ

liệu đầu vào chính xác theo thời gian thực để tính toán các bài toán của lưới điện phân

phối như: tối ưu hóa công suất, cô lập điểm sự cố và khôi phục cung cấp dịch vụ, giám

sát và điều khiển chất lượng điện năng… Các kỹ sư bảo vệ hệ thống điện có khả năng

giao tiếp và trích xuất thông tin chính xác từ các thiết bị dùng kỹ thuật vi xử lý, thường

được gọi là các IEDs. Trong thập kỷ qua, những IEDs này thực hiện việc đo lường và

phân tích thiết bị của hệ thống điện dựa trên các thuật toán của nhà sản xuất cụ thể.

Việc tích hợp và tự động hóa trạm biến áp là các công cụ quan trọng nhất sử dụng hiện

nay để tích hợp các rơle và các IEDs khác nhau trong môi trường trạm biến áp, hình

thành nên một hệ thống điều khiển và đo lường kinh tế để hỗ trợ cho các trạm biến áp

về các khía cạnh: giám sát, phân tích, và tự động hóa. Các sơ đồ thông tin truyền thông

và các giao thức được thiết kế và phát triển thực thi cơ bản chiến lược này.

Việc triển khai hệ thống tự động tích hợp tại TBA giúp hoàn thành lộ trình đưa

100% TBA do Tổng công ty quản lý thành TBA không người trực và điều khiển từ hệ

thống SCADA trung tâm nhanh chóng hoàn thành.

Việc tích hợp này cũng cho phép sử dụng các thiết bị RTU, BCU, Relay,

Multimeter của nhiều hãng khác giúp phá bỏ thế độc quyền, giảm chi phí đầu tư.

Và quan trong nhất là việc nghiên cứu các hệ thống tích hợp giúp cho đội ngũ kỹ

sư của Tổng công ty hoàn toàn làm chủ công nghệ không phải lệ thuộc vào các nhà thầu

nước ngoài như trước kia.

7. Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu.

Vấn đề truyền thông giữa các IEDs và giữa các IEDs với trung tâm điều khiển sẽ

rất quan trọng khi thực hiện các chức năng tự động hoá của trạm. Rất nhiều các giao

thức truyền thông được sử dụng trong việc giám sát điều khiển xa TBA, các giao thức

phổ biến như Modbus, DNP3, IEC60 IEC60870. Nhưng các giao thức trên lại không có

sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi được cung cấp bởi các nhà sản xuất khác

nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việc xây dựng các ứng dụng tự động hoá

trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống khá khó khăn. Vào năm 1995 ủy ban kỹ

thuật điện quốc tế (IEC) đã chấp thuận cần có một tiêu chuẩn tổng quát hơn cho mạng

thông tin và những hệ thống trong trạm. Việc thiết lập tiêu chuẩn mới này là do các

nhóm TC57 WG10, WG11 và WG12 phát triển thành. Ba nhóm này được thành lập với

các chuyên gia từ nhiều nước. Với kinh nghiệm của IEC60870 của những nghi thức và

công nghệ truyền thông đa chức năng 2.0 (UCA 2.0), kết quả của một dự án tương tự

tại Mỹ. Mục tiêu của sự nỗ lực này là để tạo ra một tiêu chuẩn cho những thiết bị điện

tử thông minh (IEDs) từ những nhà sản xuất khác nhau có thể hoạt động cùng với nhau

trong một hệ thống tự động hóa trạm. Không phụ thuộc vào kích thước và nhu cầu thao

tác của trạm. Tiêu chuẩn bao gồm cả điện áp cao và điện áp trung bình truyền dẫn và

phân phối trong trạm. Nó đủ tính linh hoạt trước sự thay đổi của hệ thống trong tương

lai. Ví dụ như thay đổi trong công nghệ truyền thông hoặc những chức năng tự động

mới. Cơ quan IEC và Electric Power Research Institute (UCA 2.0) cùng nhau đạt được

một tiêu chuẩn toàn cầu và đã được chấp nhận chính là IEC61850 “mạng thông tin và

hệ thống trong trạm”. IEC61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng

dụng tự động hoá trạm. Tiêu chuẩn cho phép tích hợp tất cả các chức năng bảo vệ, điều

khiển, đo lường và giám sát truyền thống của TBA, đồng thời nó có khả năng cung cấp

các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán, chức năng liên động và giám sát phức tạp.

Ngày nay, tiêu chuẩn IEC61850 đang trở thành một chủ đề nóng và mang tính cấp

thiết để các nhà nghiên cứu trong nước và trên thế giới ra sức tìm tòi, nghiên cứu để đáp

ứng được tất cả các yêu cầu đặt ra.

7.1. Tình hình nghiên cứu trên thế giới

Hiện nay, các tập đoàn công nghiệp sản xuất các thiết bị điện tử thông minh

(IED) hàng đầu trên thế giới như : ABB, Toshiba, Siemens, AREVA, SEL… đều

có nhưng giao thức truyền thông riêng của họ. Đồng thời họ cũng đã cho ra đời

các hệ thống tích hợp cho hệ thống tự động hóa trạm sử dụng các thiết bị IED

của họ theo IEC61850. Tuy nhiên các hệ thống này chỉ sử dụng các thiết bị của

cùng một nhà sản xuất. Các công trình tiêu biểu trên thế giới ứng dụng tiêu

chuẩn IEC61850 như:

- Hệ thống tự động hóa trạm biến áp GSC1000 của công ty Toshiba.

- Hệ thống tự động hoá trạm biến áp PACiS của công ty GE.

- Hệ thống tự động hoá trạm biến áp SICAM PAS của công ty Siemens.

7.2. Tình hình nghiên cứu trong nước

Hiện nay theo yêu cầu của Tổng công ty Điện lực Tp.HCM tất cả các trạm biến

áp vận hành là không người trực. Để thực hiện được mục tiêu đó thì hệ thống tự

động hóa tại trạm phải tin cậy và thu thu thập đủ thông tin giúp người vận hành

có thể phân tích sự cố và đưa ra quyết định một cách nhanh nhất. Để đáp ứng yêu

cầu này thì việc thu thập dữ liệu thông qua giao thức IEC 61850 là bắt buộc.

Một số trạm biếp áp ở Việt Nam đang sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850:

- Trạm biến áp 110kV Hố Nai và 110kV Sông Mây thuộc Điện Lực Đồng Nai sử

dụng hệ thống SCADA tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA theo

IEC61850.

- Trạm biến áp 220kV Cao Lãnh thuộc công ty Điện Lực miền Nam sử dụng hệ

thống Computerize tích hợp thiết bị của nhà sản xuất SEL theo IEC61850.

- Trạm biến áp 220kV Trà Vinh thuộc công ty Điện Lực miền Nam sử dụng hệ

thống SAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Toshiba theo IEC61850.

- Trạm biến áp 220kV Bình Tân thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh

sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)

theo IEC61850.

- Trạm biến áp 220kV Hiệp Bình Phước thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ

Chí Minh sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA

(Alstom) theo IEC61850.

- Trạm biến áp 110kV Tân Sơn Nhất thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí

Minh sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA

(Alstom) theo IEC61850.

- Trạm biến áp 110kV Bình Phú thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh

sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)

theo IEC61850.

- Trạm biến áp 110kV Tân Hiệp thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh

sử dụng hệ thống PACiS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất AREVA (Alstom)

theo IEC61850.

- Trạm biến áp 110kV Đakao thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh sử

dụng hệ thống SICAM PAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Siemens theo

IEC61850.

- Trạm biến áp 110kV Bến Thành thuộc công ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí

Minh sử dụng hệ thống SICAM PAS tích hợp thiết bị của nhà sản xuất Siemens

theo IEC61850.

8. Kết cấu của đề tài

Ngoài phần danh mục, phần mở đầu, tài liệu tham khảo và phụ lục, luận văn được

kết cấu gồm 7 chương với nội dung như sau:

Chương 1: Hiện trạng các trạm biến áp do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM quản lý.

Chương 2: Tìm hiểu về các giao thức kết nối được sử dụng trên thế giới.

Chương 3: Mô hình hóa trạm biến áp theo quy định của EVN.

Chương 4: Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp.

Chương 5: Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống tự động cho trạm biến áp.

Chương 6: Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm.

Chương 7: Kết quả thực hiện.

Chương 1

Hiện trạng các trạm biến áp do TCT Điện lực Tp.HCM quản lý



1.1. Thống kê các trạm biến áp:

Tổng công ty Điện lực TP.HCM đang quản lý và vận hành 114 trạm trong đó có 4

trạm 220kV, 51 trạm 110kV và 60 trạm ngắt 15/22kV. Hiện đã có 67 trạm trang bị hệ

thống tự động hóa của các hãng như PACis của GE, @Station của ATS, GSC1000 của

Toshiba một số lượng lớn sử dụng RTU của ABB (danh sách chi tiết phụ lục đính

kèm.)

1.2. Khái niệm chung

Nội dung của bảo vệ và điều khiển là tất cả phương tiện và trợ giúp kỹ thuật cần

thiết nhằm giám sát, bảo vệ, điều khiển và quản lý tối ưu mọi phần tử và thiết bị của hệ

thống trong lưới cao áp. Nhiệm vụ của các hệ thống thứ cấp là thu thập thông tin trực

tiếp ở các khí cụ cao và trung áp và thực hiện thao tác tại chổ, kể cả bảo dưỡng nguồn

dự phòng. Các tiếp điểm hoặc bộ cảm biến thiết lập giao diện với hệ thống điều khiển

xa và qua đó với phương tiện điều khiển lưới.

Các thiết bị bảo vệ dùng để bảo vệ thiết bị đắt tiền và đường dây truyền tải chống

lại quá tải và hư hỏng bằng cách cách ly nhanh chóng và có chọn lọc những bộ phận

của lưới cung cấp.

Mục tiêu của quản lý lưới là phân công điều khiển hệ thống điện nhằm đảm bảo

an toàn truyền tải và phân phối điện trong các lưới cung cấp phức tạp hơn, bằng cách

cung cấp cho mỗi trung tâm điều khiển một bức tranh toàn cục và liên tục cập nhật trên

toàn lưới. Mọi thông tin quan trọng từ trạm được gửi qua kênh điều khiển xa đến trung

tâm điều khiển. Ở đó thông tin được đánh giá và tác động hiệu chỉnh một cách tức thời.

Khi lượng thông tin quá tải thì các buồng điều khiển trước đây với màn hình trực quan

để điều khiển trực tiếp quá trình cần phải được thay thế bằng hệ thống quản trị có máy

tính và màn hình video đầu cuối, không những sử dụng mô phỏng sơ đồ địa lý của lưới

mà còn dùng cả trong các trường hợp khẩn cấp.

Quản lý phụ tải ảnh hưởng trực tiếp đến tải hệ thống, với sự trợ giúp điều khiển qua

lưới điện bình thường có thể cắt một cách chọn lọc và đóng lại các phụ tải. Trên cơ sở

số liệu hiện có và các dự báo có khả năng, quản trị phụ tải đưa ra các đường cong phụ

tải của nhà máy điện và sử dụng tốt hơn nguồn dự trữ.

1.3. Ký hiệu nhận dạng các khí cụ điện trong trạm biến áp

1.3.1 Cấu trúc chung của 4 khối ký hiệu

Hiện nay quy chuẩn IEC 750 và DIN 40 719 phần 2 vẫn còn giá trị để ký hiệu

nhận dạng khí cụ điện. Để nhận biết mỗi bộ phận của thiết bị ( khí cụ ) trong trạm

và tài liệu kỹ thuật, có bốn ký hiệu, các khối này được phân biệt bằng các ký hiệu

đầu như sau:

Ký hiệu đầu Ý nghĩa của khối

= Ký hiệu mức cao hơn

+ Vị trí của hạng mục

- Nhận dạng hạng mục

: Ký hiệu kết thúc

1.3.2 Khối ký hiệu “mức ngăn”

Khối ký hiệu này giúp cho các nhân viên vận hành trạm phân biệt và xác định

chính xác các ngăn lộ mà họ đang thực hiện thao tác và giám sát.

Các chữ cái giúp nhận diện các ngăn lộ thuộc cấp điện áp nào trong trạm. Chúng ta

có thể tra cứu trong bảng sau:

Bảng 1.1: Bảng chữ cái nhận diện cấp điện áp của các ngăn lộ

Chữ cái Hệ thống Chữ cái Hệ thống

Nhận dạng Nhận dạng

A -

B > 420 kV

C 380 đến 420 kV 20 kV đến < 30 Kv J

D 220 kV đến < 380 kV 10 kV đến < 20 kV K

110 kV đến < 220 kV L 6 kV đến < 10 kV E

60 kV đến < 110 kV M 1 kV đến < 6 kV F

45 kV đến < 60 kV N < 1 kV G

30 kV đến < 45 kV P - H

Thiết bị đo đếm Q

Thiết bị bảo vệ R

- S

Thiết bị máy biến áp T

U Thiết bị điều khiển, tín

hiệu và thiết bị phụ. Các thiết bị và hệ thống không có quy

- định đặc biệt cho điện áp hoặc một V

Thiết bị buồng điều nhánh. W

khiển X

Thiết bị trung tâm, ví dụ

máy tín quá trình, các hệ

thống cảnh báo Y

Các thiết bị viễn thông

Bảng 1.2: Các chữ cái nhận biết mức điện áp <1kV trong khối ký hiệu mức ngăn.

Chữ cái Chữ cái Ý nghĩa Ý nghĩa Nhận biết nhận biết

Hệ thống < 1kV N

500 to 1000 V AC NN 220 / 110 VDC NA

500 to 1000 V AC NP - NB

500 to 1000 V AC NQ 60 / 48 V DC NC

- NR 60 / 48 V DC ND

400 / 230 V AC NS 60 / 48 V DC NE

400 / 230 V AC NT - NF

400 / 230 V AC NU 24 / 12 V DC NG

400 / 230 V AC NV 24 / 12 V DC NH

- NW 24 / 12 V DC NJ

220 / 110 VDC NX - NK

220 / 110 VDC NY - NL

220 / 110 VDC NZ - NM

Ví dụ:

“=E01”: cho biết đây là một ngăn lộ thuộc phía điện áp 110kV trong hệ thống trạm.

1.3.3 Khối ký hiệu chỉ “vị trí”

Khối ký hiệu chỉ vị trí mang dấu cộng (+) để chỉ nơi đặt hạng mục thiết bị

Ví dụ: toà nhà, buồng, tủ, ngăn và vị trí

Bảng 1.3: Các ký tự giúp nhận biết vị trí đặt các thiết bị

Chữ cái nhận biết Ý nghĩa

A -

B > 420 kV

C 380 đến 420 kV

D 220 kV đến < 380 kV

E 110 kV đến < 220 kV

F 60 kV đến < 110 kV

G 45 kV đến < 60 kV

H 30 kV đến < 45 kV

J 20 kV đến < 30 Kv

K 10 kV đến < 20 kV

L 6 kV đến < 10 kV

M 1 kV đến < 6 kV

N < 1 kV

P Bàn làm việc

Q Các tủ bảng đo điếm

R Các tủ bảng bảo vệ

S Các tủ bảng phân tán

Các tủ bảng máy biến áp T

Các tủ bảng điều khiển, tín hiệu, hệ thống phụ U

Các tủ sắp xếp V

Các tủ bảng điều khiển W

Các tủ bảng thiết bị trung tâm, X

hệ thống cảnh báo hệ thống máy tính quá trình

Các tủ bảng thông tin Y

- Z

Ví dụ: “+RP1”: có ý nghĩa đây là tủ bảng bảo vệ dùng để đặt các thiết bị bảo vệ như

relay…

1.3.4 Khối ký hiệu nhận dạng các hạng mục

 Các ký tự giúp nhận dạng các loại khí cụ điện thường sử dụng trong trạm

biến áp.

Bảng 1.4: Các ký tự giúp nhận dạng các loại khí cụ điện trong trạm

Chữ mã Loại hạng mục

Khối, khối con A

Biến đổi các đại lượng không điện thành đại lượng điện và ngược lại B

C Tụ điện

D Các phần tử nhị phân, bộ trễ, các bộ nhớ

E Linh tinh

F Thiết bị bảo vệ

G Máy phát, hệ thống cung cấp nguồn

H Hệ thống tín hiệu hoá

J -

K Rơle công tắc tơ

L Cuộn cảm cuộn kháng

M Động cơ

N Các phần tử tương tự: bộ khuyết đại, bộ khống chế

Dụng cụ đo, thiết bị thử nghiệm P

Thiết bị đóng cắt máy động lực Q

Điện trở R

Thiết bị đóng cắt mạch điều khiển, các bộ chọn S

Máy biến áp T

Bộ điều chế, biến đổi các đại lượng điện thành đại lượng điện khác U

Đèn điện tử, đèn bán dẫn V

Đường truyền, cáp, thanh góp, ống dẫn, ăngten W

Đầu cuối, ổ cắm, phích cắm X

Cơ cấu cơ khí tác động bằng điện Y

Z Đầu cuối chỗ rẽ, bộ lọc, bộ cân bằng, bộ hạn chế, chỗ rẽ đầu cuối.

 Các ký hiệu và các con số giúp nhận dạng các chức năng của các thiết bị trong

trạm, chúng ta có thể tra trong bảng sau:

Bảng 1.5: Các ký hiệu và con số nhận dạng các chức năng của các thiết bị trong trạm

Loại hạng mục Ký hiệu

Máy cắt thông thường Q0

Máy cắt thứ nhất Q01

Máy cắt thứ hai Q02

Hệ thống một thánh cái

Dao cách ly thanh cái Q1

Dao cách ly thứ hai Q10

Máy cắt thanh cái ngăn phân đoạn Q11…Q14

Dao nối đất Q15…Q19

Dao nối đất bảo dưỡng thông thường Q5

Cầu dao nối đất bảo dưỡng thứ nhất Q51

Cầu dao nối đất bảo dưỡng thứ hai Q52

Cầu dao nối đất trung tính, cầu dao thử nghiệm Q6

Thanh cái rẽ nhánh

Dao cách ly Q7

Dao cách ly thứ hai Q70

Máy cắt phân đoạn Q71…Q74

Cầu dao nối đất Q75…Q79

Cầu dao nối đất thông thường Q8

Cầu dao nối đất thứ nhất Q81

Cầu dao nối đất thứ hai Q82

Dao cách ly đường dây thông thường Q9

Dao cách ly đường dây thứ nhất Q91

Dao cách ly đường dây thứ hai Q92

Bảng 1.6: Các ký hiệu giúp nhận dạng các thiết bị đo lường

Máy biến áp đo lường

Loại hạng mục Ký hiệu

Máy biến dòng

Máy biến dòng đường dây T1 đến 4

Máy biến dòng thanh cái I T11 đến 14

Máy biến dòng thanh cái II T21 đến 24

Máy biến dòng thanh cái III T31 đến 34

Máy biến dòng thanh cái IV T41 đến 44

Máy biến điện áp

Máy biến áp đường dây T51 đến 59

Máy biến áp thanh cái I T15 đến 19

Máy biến áp thanh cái II T25 đến 29

Máy biến áp thanh cái III T35 đến 39

Máy biến áp thanh cái IV T45 đến 49

1.3.5 Khối ký hiệu “đấu nối, đấu cuối” có ký hiệu đầu cột là (:)

Khối ký hiệu này thường dùng trong các bảng vẽ thiết kế các chỉ danh hàng kẹp,

chỉ danh các sợi cáp dùng trong công tác thi công, đấu nối.

Ví dụ: “- X1:1” ý nghĩa là chỉ hàng kẹp số 1 trong khối hàng kẹp X1.

“- W1:2” ý nghĩa là chỉ lỗi cáp số 2 trong sợi cáp W1.

1.4. Các chức năng điều khiển và bảo vệ

1.4.1 Các chỉ danh của rơle đang sử dụng trong hệ thống điện theo ký

hiệu chuẩn của viện tiêu chuẩn quốc gia Hoa Kỳ ANSI

- 2 : Rơle thời gian.

- 21 : Rơle khoảng cách.

- 24 : Rơle quá từ

- 25 : Rơle đồng bộ.

- 26 : Rơle nhiệt độ.

- 27 : Rơle điện áp thấp.

- 32 : Rơle định hướng công suất.

- 37 : Dòng điện thấp công suất thấp.

- 33 : Rơle mức dầu.

- 49 : Rơle quá tải.

- 50,51 : Rơle quá dòng tức thì, định thì.

- 55 : Rơle hệ số công suất.

- 59 : Rơle quá áp.

- 60 : Cân bằng dòng điện và điện áp.

- 62 : Rơle thời gian.

- 63 : Rơle áp suất.

- 64 : Rơle chạm đất.

- 67 : Rơle quá dòng có hướng.

- 79 : Rơle tự đóng lại (máy cắt điện).

- 81 : Rơle tần số.

- 85 : Rơle so lệch cao tần.

- 86 : Rơle lockout.

- 87 : Rơle so lệch dọc.

- 92 : Rơle định hướng công suất và điện áp.

- 96 : Rơle hơi (máy biến áp).

Tuỳ theo phạm vi , mức độ và đối tượng được bảo vệ, chỉ danh rơle có thể có

phần mở rộng. Sau đây là một số chỉ danh rơle có phần mở rộng thông dụng :

- 21N : Bảo vệ khoảng cách chống chạm đất.

- 26W : Rơle nhiệt độ cuộn dây máy biến áp.

- 26.O : Rơle nhiệt độ dầu (máy biến áp, bộ đổi nấc máy biến áp).

- 32F : Rơle định hướng công suất thứ tự thuận.

- 32R : Rơle định hướng công suất thứ tự nghịch.

- 49R : Bảo vệ nhiệt rôto

- 49S : Bảo vệ nhiệt stato

- 50REF : Rơle quá dòng tức thì chống chạm đất trong thiết bị (MBA).

- 50N : Quá dòng cắt nhanh, chống chạm đất.

- 51P, 51S : Rơle quá dòng điện định thì phía sơ cấp, thứ cấp MBA.

- 51N : Quá dòng chống chạm đất thời gian trễ.

- 51V : Quá dòng có kiểm tra điện áp.

- 59N : Bảo vệ điện áp dư (thứ tự không) chống trạm đất.

- 64R : Bảo vệ chống chạm đất roto máy phát.

- 67N : Rơle quá dòng chạm đất có hướng.

- 87T : Rơle so lệch dọc bảo vệ máy biến áp.

- 87G : So lệch máy phát.

- 87M : So lệch động cơ.

- 87L : Rơle so lệch.

- 87N : So lệch chống chạm đất.

- 96-1 : Rơle hơi cấp 1(chỉ báo tín hiệu).

- 96-2 : Rơle hơi cấp 2 (tác động cắt máy cắt điện).

1.4.2 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ đường dây và máy biến áp

Chú thích:

a. Cáp; b. Đường dây trên không; c. Máy biến áp; d. Đường tự dùng.

1. Bảo vệ quá dòng có thời gian

2. Bảo vệ khoảng cách

3. Rơle tự đóng lại

4. Bảo vệ vi sai

5. Bảo vệ chạm đất có hướng

6. Bảo vệ quá tải

7. Rơle tần số

8. Rơle điện áp

9. Rơle sự cố chạm đất

10. Bảo vệ thanh góp

11. Bảo vệ rơle hơi, chỉ báo nhiệt độ

1.4.3 Khoá liên động

Để đảm bảo điều khiển tin cậy, các thiết bị đóng cắt cao áp trong mỗi khoang và

ở mức cao hơn trong toàn hệ thống được khoá liên động với nhau. Các điều kiện

khoá liên động phụ thuộc vào cấu hình mạch và trạng thái của hệ thống ở thời điểm

đã cho. Khoá liên động đặc biệt ngăn ngừa bộ cách ly hoạt động trong khi có tải.

Các điều kiện khoá liên động phải được xác định theo sơ đồ trạm như ví dụ sau đây

I II

Q15

Q2 Q1

Q25 5

Q51 5 Q52

Q0 5

Q0 5 Q9 5

Q8 5

đối với hai thanh cái có nhánh ghép nối và cầu dao nối đất thanh cái.

Trong trường hợp này cần phải thoả mãn các điều kiện sau đây:

1. Các dao cách ly Q1, Q2 và Q9 chỉ có thể được thao tác khi Q0 mở ( bảo vệ

chống đóng cắt khi có tải).

2. Không thể đóng Q0 khi các dao cách ly Q1, Q2 và Q9 ở vị trí trung gian (vị

trí sự cố)

3. Các dao cách ly Q1 và Q2 khoá liên động lẫn nhau sao cho chúng chỉ có

thể đóng đồng thời.

4. Khi thanh góp mạch vòng đóng, dao cách ly thanh cái thứ hai (Q1 hoặc Q2)

thuộc hệ thống mạch vòng có thể đóng. Một trong hai dao cách ly đang

đóng có thể được mở (thay đổi thanh cái dưới tải)

5. Các dao cách ly Q1 và Q2 chỉ có thể được thao tác nếu thuộc thanh cái nối

đất Q15 và Q25 mở.

6. Dao cách ly Q9 chỉ có thể được làm việc khi cầu dao nối đất Q8 mở (tính

đến đầu ra khác nếu cần).

7. Cầu dao nối đất Q8 chỉ được tháo tác khi dao cách ly Q9 mở (tính đến đầu

ra khác nếu cần).

8. Các dao cách ly Q1, Q2 và Q9 chỉ có thể được thao tác khi các cầu dao nối

đất bảo dưỡng Q52 / Q52 mở.

9. Các cầu dao nối đất bảo dưỡng Q52 / Q52 chỉ có thể được thao tác khi các

dao cách ly Q1, Q2 và Q9 mở.

10. Máy cắt vòng Q0 chỉ có thể được mở nếu không có hơn một thanh cái cách

ly ở mỗi nhánh được đóng (máy cắt mạch vòng khoá liên động).

11. Một cầu dao nối đất thanh góp Q15 hoặc Q25 có thể được thao tác nếu

trong thanh cái phân đoạn tương ứng, tất cả dao cách ly thanh cái của hệ

thống thanh cái tương ứng mở.

12. Mọi khoá liên động còn hoạt động nếu nguồn dự phòng mất.

13. Một khoá liên động phá huỷ bỏ các điều kiện liên động. Các thao tác đóng

mở thuộc trách nhiệm của người có thẩm quyền.

1.4.4 Các loại hệ thống điều khiển

Mục tiêu của thiết bị điều khiển trong thiết bị đóng cắt là thay đổi điều kiện

hiện có đã xác định sang điều kiện quy định mong muốn.

Trình tự thao tác của việc điều khiển, khoá liên động và ra tín hiệu có thể

được thực hiện hoặc bằng các thiết bị cơ điện và điện từ kiểu tiếp điểm đơn giản

như các cầu dao, công tắc tơ và rơle phụ hoặc bằng các linh kiện điện tử không tiếp

điểm. Cả hai phương pháp cho phép từng thao tác đóng cắt và trình tự đóng cắt theo

chương trình hoàn toàn tự động.

Kỹ thuật điều khiển thông thường có những hạn chế và mục tiêu tự động

hoá. Các phương pháp này ngày càng trở nên ít phổ biến vì đòi hỏi không gian, tiêu

thụ công suất lớn, bị hao mòn do thao tác thường xuyên và nối dây cố định. Ngày

nay chúng chỉ còn được sử dụng chủ yếu cho điều khiển tại chỗ trong trạm đóng cắt.

Ở đây các thiết bị có thể được phân chia theo các loại sau:

 Khí cụ đóng cắt

 Thiết bị nhánh

 Thiết bị trạm

Thiết bị thuộc khí cụ được đặt trong hộp trên máy cắt hoặc trên hộp cách điện.

Thiết bị thuộc nhánh thường đặt trong tủ điều khiển hoặc tủ rơle. Thiết bị thuộc trạm

đặt ở tủ rơle trung tâm hoặc trong gian điều khiển trạm.

Vì độ tin cậy cao của các linh kiện điện tử cũng như các vấn đề về nhiễu xu

hướng hệ thống kiểu tiếp điểm chỉ được sử dụng cho thiết bị thuộc về khí cụ. Các linh

kiện điện tử được sử dụng rộng rãi cho các thiết bị thuộc nhánh và thuộc trạm.

Khi xây dựng hệ thống điều khiển cần xem xét hoặc trạm đóng cắt được điều

khiển bằng tay hoặc tự động, hoặc được theo dõi và điều khiển từ xa. Các loại hệ thống

điều khiển có thể được định nghĩa khái quát như sau :

 Điều khiển tại chỗ

Ở đây khi tủ điều khiển nằm gần máy cắt. Chúng được sử dụng chủ yếu trong

giai đoạn chạy thử hoặc trong trường hợp khẩn. Chúng được đặt trên chính khí cụ hoặc

tủ điện nhánh và làm việc độc lập với hệ thống điều khiển mức cao hơn.

 Điều khiển trực tiếp

Trong trường hợp này, máy cắt được điều khiển tại chỗ tại vị trí điều khiển, ở

đó mỗi chi tiết khí cụ có công tắc riêng. Nó có thể sử dụng điện áp điều khiển của máy

cắt hoặc rơle công suất nhỏ. Việc điều khiển từ bảng điện trạm luôn kèm theo chỉ thị vị

trí làm việc tương ứng của máy cắt.

 Điều khiển chọn lọc

Phương pháp này được sử dụng cả điều khiển tại chỗ và ở buồng điều khiển

trung tâm. Nó được bố trí theo số mức, sao cho từ vị trí của người thao tác có thể, thí dụ

đầu tiên chọn trạm rồi tới nhánh và cuối cùng tới bộ phận máy cắt trước khi bắt đầu

thao tác đóng cắt thực sự với khoá “thực hiện”.

Cả hệ thống mức trạm và hệ thống điều khiển trung tâm ngày nay đều có hai vị

trí thao tác khoá liên động tương hỗ dùng cho mục đích này. Mỗi mức gồm panel điều

khiển và màn hình kiểm tra. Khoá liên động đề phòng các lệnh điều khiển đồng thời từ

hai vị trí đến trạm hoặc nhánh. Một số trình tự điều khiển có thể lập trình trước nếu cần

thiết. Các mạch điều khiển sử dụng dòng điện nhỏ. Tín hiệu phản hồi và các chỉnh định

máy cắt được chỉ trên màn hình kiểm tra. Đôi khi sử dụng cả panel kiểu ghép mảng kết

hợp với màn hình.

 Điều khiển từ xa

Trong trường hợp này trạm đóng cắt được điều khiển từ trung tâm vùng và từ

trung tâm điều độ, chủ yếu qua đường dây điều khiển xa. Xu hướng chung là tăng

cường chuyển từ điều khiển tại chỗ sang điều khiển xa.

1.4.5 Tín hiệu chỉ thị

Nhân viên vận hành cần được thông báo về sự cố, về các điều kiện mạch và các

chỉnh định máy cắt. Chỉnh định tiếp điểm máy cắt được chỉ thị bằng bộ chuyển đổi vị

trí, điốt quang hoặc trên màn hình. Tín hiệu chỉ được gửi đi khi nào khí cụ đã đạt được

vị trí ĐÓNG hoặc MỞ cuối cùng của nó. Mặt khác, vị trí trung gian cũng được chỉ thị.

Sự cố xảy ra và tín hiệu trạng thái được chỉ thị bằng ánh sáng hoặc âm thanh và

thường được ghi lại, ghi chép và lập bảng. Các tín hiệu được thu thập hoặc chuyển đi

bằng rơle tín hiệu với các tiếp điểm di động phụ. Các loại rơle có thể là loại điện cơ

hoặc điện tử.

1.4.6 Tín hiệu đo lường

Trong quá trình vận hành đóng cắt cần đo đạc, ghi chép và đánh giá nhiều đại

lượng như dòng điện, điện áp, công suất v.v… Để làm được việc này, hệ thống sơ cấp

phải có các máy biến dòng, máy biến điện áp, chúng có thể đặt trên thanh góp hoặc các

nhánh. Loại máy biến áp đo lường cần thiết phụ thuộc vào các yêu cầu vận hành.

Máy biến điện áp được sử dụng trong các nhánh đo lường và bảo vệ. Các máy

biến điện áp trên thanh góp cũng thuận tiện cho mục đích đồng bộ và đo lường.

Phía thứ cấp của các máy biến dòng và máy biến điện áp phải được nối đất để

tránh nguy cơ điện áp cao không an toàn cho người và thiết bị.

Không được vận hành máy biến dòng với dây quấn thứ cấp hở mạch., vì điện

áp cao xuất hiện trên các đầu thứ cấp rất nguy hiểm và có thể làm hư hỏng máy biến áp.

Các mạch của biến dòng chỉ cần được nối đất một điểm. Trong các trạm cao áp,

điều này cần làm ở tủ điều khiển nhánh nếu có thể. Cần chú ý các tiêu chuẩn áp dụng

cho các địa điểm riêng. Phải đảm bảo rằng công suất máy biến dòng ít nhất phải bằng

công suất tiêu thụ của các thiết bị đo, kể cả dây nối.

Việc đọc các số đo được hiển thị trên tủ điều khiển, tại buồng điều khiển tại chỗ

hoặc/và trung tâm điều khiển. Cần chú ý vị trí dụng cụ đo. Với hệ thống điều khiển hiện

tại, việc đọc kết quả đo được hiển thị trên màn hình buồng điều khiển trung tâm.

Các dụng cụ đo điện có các cấp chính xác: 0,1; 0,2; 1; 1,5; 2,5 và 5. Chúng chỉ

phép đo hoặc sai số đọc theo phần trăm ở cả hai chiều dương và âm. Các sai số thuộc

về đầu dãy đo. Các dụng cụ cấp chính xác 0,1 đến 0,5 được gọi là dụng cụ chính xác,

trên các cấp này là các dụng cụ đo công nghiệp.

Trong lĩnh vực kỹ thuật điện, các chuyển đổi biến đổi các đầu vào như dòng điện, điện

áp, công suất và tần số hệ thống thành các đại lượng tương tự ở đầu ra, thường dưới

dạng điện áp một chiều. Các đại lượng ra này đặc biệt thích hợp với việc xử lý các giá

trị đo và hệ thống truyền tải.

Chương 2

Tìm hiểu IEC 61850 và giao thức IEC 60870-5-104   

2.1. Giao thức IEC 61850:

2.2.1. Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC61850

IEC ( Tổ chức kỹ thuật điện quốc tế ) là một tổ chức trên toàn thế giới cho sự

tiêu chuẩn hoá các thiết bị điện tử thông minh (IED) của các nhà sản xuất khác nhau

trong các trạm biến áp tự động hóa (Substation Automation - SA). Nó là một tập thể

gồm có tất cả các uỷ ban kỹ thuật điện quốc gia (những uỷ ban IEC quốc gia). Mục tiêu

của IEC là đẩy mạnh sự hợp tác quốc tế về tất cả các câu hỏi quan tâm đến sự tiêu

chuẩn hoá trong những lĩnh vực điện và điện tử. Cùng những hoạt động khác, IEC xuất

bản những tiêu chuẩn quốc tế. Sự chuẩn bị của họ được giao phó tới những uỷ ban kỹ

thuật. Những tổ chức phi chính phủ và quốc tế. Tổ chức IEC cũng cộng tác gần gũi với

tổ chức quốc tế (ISO) cho sự tiêu chuẩn hoá với những điều kiện xác định bởi thoả

thuận giữa hai tổ chức.

Quyết định về mặt hình thức hoặc những thoả thuận của IEC về các vấn đề kỹ

thuật quan trọng phải dựa trên các đề tài thích đáng từ mỗi uỷ ban kỹ thuật và phải có

sự trình bày cho tất cả các uỷ ban quốc gia quan tâm cùng sự đồng ý quốc tế với những

quan điểm trên.

Tài liệu IEC được xây dựng dưới dạng giới thiệu cho các quốc gia tham khảo

và được xuất bản dưới dạng những tiêu chuẩn, những báo cáo kỹ thuật hoặc những

hướng dẫn và chúng được chấp nhận bởi những uỷ ban kỹ thuật của quốc gia đó.

Để đẩy mạnh sự hợp tác quốc tế giữa IEC quốc gia và những uỷ ban áp dụng

tiêu chuẩn quốc tế IEC. Các tiêu chuẩn này sẽ dựa trên các tiêu chuẩn của các quốc gia

của họ. Bất kỳ sự khác nhau nào giữa tiêu chuẩn IEC và tiêu chuẩn quốc gia tương ứng

đều sẽ được giới thiệu trong tiêu chuẩn này.

IEC sẽ không thể kết nối và giao tiếp với bất kỳ những thiết bị nào khai báo

không chính xác hoặc không phù hợp với một trong những tiêu chuẩn của nó.

Tài liệu của tiêu chuẩn IEC61850 là một tập hợp các thuyết minh cho các mạng

và những hệ thống truyền thông trong trạm. Trình tự bố cục các bộ phận của IEC 61850

như sau:

 IEC61850 – 1 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần1: Lời giới thiệu và tổng quan.

 IEC61850 – 2 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 2: Bảng chú giải

 IEC61850 – 3 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 3: Yêu cầu chung

 IEC61850 – 4 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 4: Hệ thống và quản lý dự án.

 IEC61850 – 5 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 5: Những yêu cầu truyền thông cho những thiết bị mẫu.

 IEC61850 – 6: Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 6: Ngôn ngữ cấu hình hệ thống tự động hoá trạm.

 IEC61850 – 7-1 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 7-1: Cấu trúc truyền thông cơ bản cho thiết bị trong trạm và những lộ

ra - Những nguyên lý và mô hình.

 IEC61850 – 7-2: Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 7-2: Cấu trúc truyền thông cơ bản cho thiết bị trong trạm và những lộ

ra – truy xuất giao diện dịch vụ truyền thông (ACSI)

 IEC61850 – 7-3 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 7-3: Cấu trúc truyền thông cơ bản cho thiết bị trong trạm và những lộ

ra – Các lớp dữ liệu chung.

 IEC61850 – 7-4 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 7-4: Cấu trúc truyền thông cơ bản cho thiết bị trong trạm và những lộ

ra – Sự tương thích giữa các node logic và các lớp dữ liệu.

 IEC61850 – 8-1 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 8-1: Ánh xạ dịch vụ truyền thông đặc biệt (SCSM) ánh xạ tới MMS

(ISO /IEC 9506 phần 1 và phần 2)

 IEC61850-9-1: Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 9-1: Ánh xạ dịch vụ truyền thông đặc biệt (SCSM) Liên kết nối tiếp

các điểm theo một hướng.

 IEC61850-9-2: Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm.

Phần 9-2: Ánh xạ dịch vụ truyền thông đặc biệt (SCSM) ánh xạ trên một

IEEE 802.3 dựa trên quá trình xử lý bus.

 IEC61850 – 10 : Mạng và những hệ thống truyền thông trong trạm

Phần 10: Kiểm tra hệ thống

Nội dung phần này được dựa vào các tồn tại hoặc phát sinh từ những tiêu chuẩn

và những ứng dụng.

2.2.2. Thách thức và mục tiêu của IEC61850

Tự động hoá trong trạm điện đã phát triển song song với sự phát triển của công

nghệ số từ giữa những năm 1980 cùng với công nghệ truyền thông. Người sử dụng yêu

cầu những hệ thống tự động trong trạm hiện nay phải ngày càng tăng cường độ tin cậy.

Sự trao đổi dữ liệu, những nghi thức truyền thông đã trở thành những phần tử quan

trọng trong những hệ thống tự động hoá này. Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ

thuật nhiều giao thức được tích hợp trong các phần tử của hệ thống như Modbus, DNP3

và IEC60870 nhưng sự liên lạc giữa các thiết bị bảo vệ và thiết bị điều khiển từ những

nhà sản xuất khác nhau trong cùng một trạm vẫn không thể giao tiếp trực tiếp với nhau

một cách đơn giản và dễ dàng mà phải thông qua các thiết bị chuyển đổi giao thức rất

phức tạp và tốn kém. Để đơn giản hoá các luồng dữ liệu và kiểm soát tất cả các chức

năng tự động hoá trong trạm một cách có khoa học, đồng thời để nâng cao tính cạnh

tranh, thuận lợi cho quá trình mở rộng và phát triển hệ thống sau này thì tiêu chuẩn IEC

61850 đã được lựa chọn để phục vụ cho tất cả các ứng dụng trên. Trong tương lai, tiêu

chuẩn này sẽ còn được các nhà đầu tư đẩy mạnh tiêu chuẩn hoá nhiều hơn nữa.

Vào thập niên trước hệ thống tự động hoá trong trạm đã phát triển một cách

đáng kể, ngoài việc phát triển các chức năng cơ bản tốt hơn còn thêm các chức năng

phụ như là ghi lại sự cố. Nhiều chức năng này dựa vào truyền thông giữa các thiết bị, ví

dụ như là giữa các thiết bị điều khiển hoặc giữa thiết bị điều khiển và thiết bị bảo vệ

trạm. Với sự phát triển của công nghệ, truyền thông đã trở nên khác biệt hơn và không

thể thiếu trong hệ thống tự động hoá trạm. Bởi việc sử dụng các giao thức khác nhau,

hệ thống truyền thông có thể cung cấp thông tin trao đổi giữa các góc của hệ thống tự

động hoá trạm

Một số giao thức lớn tồn tại hôm nay bởi vì sự phát triển của khoa học kỹ thuật

và cũng vì mỗi giao thức bao trùm duy nhất một vùng nhỏ của hệ thống tự động hoá

trong trạm. Bây giờ ở Châu Âu, tự động hoá trong trạm gồm 3 cấp bậc, như là cấp trạm,

cấp ngăn lộ, cấp xử lý như ở hình 1.1 và 1.2. Truyền thông giữa cấp trạm, cấp ngăn lộ

được thực hiện bởi các giao thức khác nhau như DNP3, LON, MODBUS, và nhiều

dạng khác…Việc đấu nối song song được sử dụng phần lớn trong truyền thông giữa cấp

trạm và cấp ngăn lộ. Trong một vài nước chỉ hai mức cấp trạm và cấp xử lý được dùng.

Trong trường hợp này, thành phần của hệ thống điều khiển trạm được kết nối theo

Trung tâm điều độ

HMI- SCADA trạm

C ấ p T r ạ m

Router hoặc Gateway/ chuyển đổi IEC61850/IEC60870-5-101

IEC61850 (Bus kết nối của trạm)

C ấ p

Rơle Micom

Rơle ABB

Rơle SEL

Rơle Siemens

Rơle Toshiba

n g ă n l ộ

IEC618570-9-1 & 9-2 (Bus xử lý)

C ấ p

Thiết bị đo lường

x ử l ý

đường bus của trạm và cấp được kết nối song song với nhau.

Hình 1.1: Ba mức trong ngăn lộ trạm

Dịch vụ kỹ thuật

Cấp trạm

Chức năng B

Chức năng A

Cấp ngăn lộ

Bảo vệ

Điều khiển

Bảo vệ

Điều khiển

Cấp xử lý

Thiết bị cao thế

Hình 1.2: Cấu trúc hệ thống IEC61850

Những cổng vào hoặc những bộ chuyển đổi giao thức, phần lớn giải quyết

những vấn đề khác nhau giữa các giao thức, nhưng chúng đã góp phần làm cho giá

thành của hệ thống tăng lên. Chúng cũng làm cho trì hoãn và có thể gây ra lỗi trong

đường truyền thông. Trong một trạm thực tế tại Mỹ có hơn 45 bộ chuyển đổi giao thức

được sử dụng để các thiết bị bảo vệ và điều khiển giao tiếp với nhau. Thậm chí trong

trường hợp những nơi mà cổng nối không sử dụng, phần lớn các giao thức có thể gây

rắc rối giữa người sử dụng và nhà sản xuất. Trong thực tế, nhân sự cần được huấn luyện

sử dụng tất cả các giao thức. Trong thực tiễn toàn cầu hoá hiện nay người ta có thể thuê

các nhà tư vấn nước ngoài. Điều đó cho thấy việc sử dùng ít các giao thức là điều cần

thiết. Các nhà sản xuất, những nhà bán hàng lớn và những nhà tiếp thị cũng cần phải

tiếp cận với sự đa dạng của những giao thức. Việc giảm bớt các giao thức là có lợi vô

cùng cho nhà sản xuất lẫn người sử dụng. Tiêu chuẩn hóa là chìa khóa cho sự phát triển

việc kết nối và vận hành hệ thống. Nhờ vào việc tiêu chuẩn hóa, cả nhà sử dụng và nhà

cung cấp có thể đạt được những giải pháp tin cậy và kinh tế.

Một khách quan toàn cầu cho những hệ thống tự động trong trạm là giảm bớt

các giao thức, vì nó vừa đáp ứng được các nhu cầu của nhà sử dụng và vừa giúp cho giá

thành của hệ thống được giảm xuống. Để đạt được điều này cần có một tiêu chuẩn duy

nhất trên thế giới. Tiêu chuẩn này phải là một hệ thống mở nó cho phép các thiết bị từ

những nhà sản xuất khác nhau có thể hoạt động cùng với nhau.

Tiêu chuẩn linh hoạt nên có thể tồn tại cùng với sự thay đổi sở thích của nhà sử

dụng cũng như sự đổi mới của nhà sản xuất như những chức năng nó không có trong

ngày hôm nay nhưng trong tương lai nó có thể có. Nó phải cho phép một nhà sản xuất

chứng tỏ sản phẩm của mình có thể hoạt động cùng các sản phẩm của các nhà sản xuất

khác.

Công nghệ truyền thông có thể thay đổi trước thời gian hoạt động của trạm.

Nếu công nghệ truyền thông thay đổi, thì tiêu chuẩn có thể thích ứng với sự thay đổi để

nó không trở thành lạc hậu. Thiết bị tự động hoá trong trạm đòi hỏi phải thích nghi.

Tiêu chuẩn sẽ cung cấp những công cụ để cập nhật, mở rộng, kiểm tra và bảo trì hệ

thống tự động hoá và hệ thống truyền thông trong trạm ít nhất là trong thời gian hoạt

động của trạm.

Vào năm 1995 uỷ ban kỹ thuật điện quốc tế (IEC) chấp thuận cần có một tiêu

chuẩn tổng quát hơn cho mạng thông tin và những hệ thống trong trạm. Việc thiết lập

tiêu chuẩn mới là những nhóm TC57 WG10, WG11 và WG12 để phát triển thành đợt

tiêu chuẩn này. Như ở hình 1.3. Ba nhóm này được đưa ra từ chuyên gia của nhiều

nước. Với kinh nghiệm của IEC 60870 của những nghi thức và Utility Communications

Architecture 2.0 (UCA 2.0), kết quả của một dự án tương tự tại Mỹ. Mục tiêu của sự nổ

lực là tạo ra một tiêu chuẩn từ những thiết bị điện tử thông minh (IEDs) từ những nhà

sản xuất khác nhau có thể hoạt động cùng với nhau trong một hệ thống tự động hoá

trong trạm. Không phụ thuộc vào kích thước và nhu cầu thao tác của trạm. Tiêu chuẩn

bao gồm cả điện áp cao và điện áp trung bình truyền dẫn và phân phối trong trạm. Nó

đủ tính linh hoạt trước sự thay đổi của hệ thống trong tương lai. Ví dụ như thay đổi

trong công nghệ truyền thông hoặc những chức năng tự động mới. Cơ quan IEC và

Electric Power Research Institute (UCA 2.0) cùng nhau đạt được một tiêu chuẩn toàn

cầu được chấp nhận chính là IEC 61850 “ mạng thông tin và hệ thống truyền thông

trong trạm”.

2.2.3. Những đặt tính của tiêu chuẩn:

Đối tượng chính của tiêu chuẩn IEC61850 là thiết kế hệ thống thông tin có khả

năng cung cấp sự tương đồng giữa các thiết bị từ các nhà sản xuất khác nhau, để phối

hợp thực hiện cùng một chức năng. Trên cở sở đó, mô hình dữ liệu đối tượng của tiêu

chuẩn sẽ chia các chứa năng của trạm thành những chức năng con, những chức năng

con này được định nghĩa là các nút logic (Logical Node - LNs), LNs là thành phần cơ

bản, các thông tin chủ yếu được trao đổi trên các LNs.

Hình 1.5 cho thấy dữ liệu đầu vào, đầu ra và cấu trúc dữ liệu của một chức

năng tổng quát. Một chức năng này muốn giao tiếp với chức năng khác phải qua các nút

dữ liệu. Có khoảng gần 90 tiêu chuẩn hoá khác nhau về các nút logic bởi IEC 61850 và

sau đây là một vài ví dụ :

 PTOC – AC time over current protection : Bảo vệ quá dòng có thời gian.

 RREC – Automatic reclosing : Tự đóng lại.

 CSWI – Switch controller : Khoá điều khiển.

 MMXU – Measuring for operative purpose : Thiết bị đo lường

 XCBR – Circuit breaker : Máy cắt.

 TCTR – Current Transformer : Biến dòng

Hình 1.4: Mô tả nút logic của các thiết bị

IEC 61850 cũng là một tiêu chuẩn về trao đổi dữ liệu giữa các chức năng. Ví

dụ: các khóa điều khiển được tiêu chuẩn hóa bởi nút logic CSWI.

Trong hình 1.6 cho thấy cấp bậc của dữ liệu. Các dữ liệu truyền cho nút logic

CSWI và tất cả các dữ liệu liên quan đến khoá điều khiển gồm có các loại :

 Mod (chế độ) : enabled (cho phép), blocked (khóa), disabled (không cho

phép), under test (chế độ kiểm tra)…

 Health (Health) : no problems and in normal operation (không có vấn đề

và hoạt động bình thường), minor problems but can operate safely (những

vấn đề nhỏ nhưng có thể hoạt động được), severe problems and no

operation possible ( vấn đề lớn và không thể cho phép hoạt động).

 Name plate (NamePlt) : the technical details of the switch controller (đặc

điểm kỹ thuật khoá điều khiển).

Hình 1.5: Dữ liệu vào ra của nút logic

Bay A.XCBR.Pos

Bay A

Hình 1.6: Cấp bậc của các dữ liệu trong nút logic

Trong trường hợp đặc biệt, trạng thái của các máy cắt, những lệnh đóng hay mở

được quy định trong Pos. Không đi vào chi tiết bên trong Pos, chúng ta chỉ biết đơn

giản là thông tin này được quy định trong Bay A/XCBR.Pos cho máy cắt ở Bay A. Đặc

điểm nổi bật của tiêu chuẩn này là mọi người trên thế giới đều sử dụng được.

Những nút logic gắn liền với một nhiệm vụ nhất định trong một IED. Hình 1.6

cho thấy 3 IEDs và những nút logic tương ứng của chúng. Dữ liệu được trao đổi giữa

CSWI (khoá điều khiển) và XCBR (máy cắt) cho máy cắt và các khóa điều khiển hoạt

động. Ví dụ như là: mở máy cắt, lệnh mở từ CSWI (khoá điều khiển) được bus truyền

đạt đến XCBR (máy cắt). Bus được chỉ là tượng trưng. Mạng thông tin hoặc nối dây

Thiết bị logic

song song có thể được sử dụng.

IED1

PTOC

RREC

Quá dòng có thời gian Tự đóng lại

CSWI

Khóa điều khiển

MMXU UUU

Thiết bị đo lường

Biến dòng

IED1

IED3

IED2

Máy cắt

TCTR

XCBR

Hình 1.7: ví dụ về IED và các nút logic

2.2.4. Quy tắt đặt tên theo tiêu chuẩn:

2.1.4.1. Nút logic

 Các node logic hệ thống bắt đầu với “L”

 Các node logic giao diện giữa người và máy bắt đầu với “I”

 Các node logic cấp ngăn lộ bắt đầu với “C”, “P”, “R”, “A”, hoặc “M”

 Các node logic cấp xử lý và cấp thiết bị bắt đầu với “S”, “X”, “T”, “Y”,

hoặc “Z”

 Các node logic chung bắt đầu với “G”

Bảng 1.1: Tiêu chuẩn hóa các nút logic

IEC

Tiếng Anh

Tiếng Việt

IEEE

61850

Logical nodes for Prorection Function group: P

Logical node zero

Nút logic 0

LLNO

Physical device information

Thiết bị cung cấp thông tin

LPHD

Basic protection relay

Rơ le bảo vệ cơ bản

PBPR

Directional element

Thiết bị định hướng

PDIR

Harmonic restraint

Sóng hài

PHAR

Protection scheme

Phối hợp bảo vệ

PSCH

Transient earth fault

Sự cố chạm đất thoáng qua

PTEP

Zero speed or underspeed

Tốc độ thấp

PZSU

Distance protection

Bảo vệ khoảng cách

PDIS

Volt per Hz relay

Rơ le quá từ

PVPH

Undervoltage

Điện áp thấp

PTUV

Directional overpower

Định hướng quá công suất

PDOP

320

Directional underpower

Định hướng công suất thấp

PDUP

32U

PTUC

Undercurrent

Dòng điện thấp

PTTR

Thermal overload relay

Rơ le nhiệt độ

PIOC

Instantaneous overcurrent

Qua dòng cắt nhanh

Quá dòng có chỉnh định thời

PTOC

Time overcurrent

gian

Voltage controlled / dependent

Quá dòng có kiểm tra điện áp

PVOC

51V

time overcurrent

Over power factor relay

Rơ le quá công suất

POPF

550

Under power factor relay

Rơ le công suất thấp

PUPF

55U

Overvoltage

Quá điện áp

PTOV

Ground detector relay

Rơ le chống chạm đất

PHIZ

Directional earth fault

Định hướng lỗi chạm đất

PDEF

Phase angle relay

Rơ le mất đồng bộ

PPAM

Over frequency protection

Bảo vệ quá tần số

PTOF

810

Under frequency protection

Bảo vệ tần số thấp

PTUF

81U

Differential protection

Bảo vệ so lệch

PDIF

Logical nodes for protection related functions Group: R

Synchronism-check

Kiểm tra sự đồng bộ hoặc đồng

RSYN

synchronizing

bộ

Autoreclosing

Tự đóng lại

RREC

Breaker failure

Lổi máy cắt

RBRF

Teleprotection / carrier or pilot

Bảo vệ tần số cao

RCPW

wire relay

Power swing blocking

Khóa công suất

RPSB

Fault locator

Vùng sự cố

RFLO

Disturbance recorder function

Chức năng ghi lại sự cố

RDRE

Disturbance

recorder

function

Chức năng ghi lại sự cố dạng

RDRA

channel analogue

tương tự

Disturbance

recorder

function

Chức năng ghi lại sự cố dạng nhị

RDRB

phân

channel binary

Disturbance recorder handling at

Chức năng ghi lại sự cố ở cấp

RDRS

trạm

station level

Network monitoring for adaptive

Mạng kiểm tra khả năng bảo vệ

RMON

protection

Logical nodes for control Group: C

Switch controller

Khóa điều khiển

CSWI

Alarm handling

Đèn báo

CALH

Interlocking

Khóa liên động

CILO

Logical nodes for Generic references Group: G

Generic automatic process control Điều khiển tự động

GAPC

Generic general I/O

Tác động đến hệ thống vào ra

GGIO

General security application

Ứng dụng bảo mật chung

GSAL

Logical nodes for intrerfacing and archiving Group: I

Human machine interface

Giao diện người máy

IHMI

Telecontrol interface

Giao diện điều khiển từ xa

ITCI

Telemonitoring interface

Giao diện kiểm tra từ xa

ITMI

Archiving

Lưu trữ

IARC

Logical nodes for automatic control Group: A

Automatic tap changer controller

Tự động thay đổi các nấc điều

ATCC

khiển

Voltage control

Điều khiển điện áp

AVCO

Reactive power control

Điều khiển công suất

ARCO

Neutral current regulator

Máy điều chỉnh dòng 0

ANCR

Logical nodes for metering and measurement Group: M

Measurement unit

Đơn vị đo

MMXU

Metering

Dụng cụ đo

MMTR

Sequence & imbalance

MSQI

Harmonics &interharmonics

Sóng hài

MHAI

Differential measurements

Sự khác nhau về giá trị đo lường MDIF

Logical nodes for switchgear related Group: X

Circuit breaker

Máy cắt

XCBR

Circuit switch

Khóa chuyển mạch

XSWI

Gas measurement unit

Đơn vị khí

XGMU

Monitoring and diagnostics for

Kiểm tra và dự báo hồ quang

XARC

arcs

Monitoring and diagnostics for

Kiểm tra và dự báo phóng điện

XPDC

partial discharge

Logical nodes for instrument transformers Group: T

Current transformer

Biến dòng

TCTR

Voltage transformer

Biến áp

TVTR

Logical nodes for power transformers Group: Y

Power tranformers

Biến đổi công suất

YPTR

Tap changer

Thay đổi nấc máy biến áp

YLTC

Earth fault neutralizer

Làm vô hiệu lỗi chạm đất

YEFN

Power shunt

Chuyển công suất

YPSH

Logical nodes for futther power system equipment Group: Z

Generator

Máy phát

ZGEN

Motor

Động cơ

ZMOT

Surge arrestor

Chống sét

ZSAR

Thyristor controlled

fiequency

Bộ biến tần

ZTCF

converter

Thyristor

controlled

reactive

Bộ điều khiển thành phần vô

ZTCR

component

công

Rotating reactive component

Quay thành phần vô công

ZRRC

Capacitor bank

Bộ tụ

ZCAP

Reactor

Cuộn cản

ZREA

Converter

Bộ chuyển đổi

ZCON

Battery

Acqui

ZBAT

Auxiliary network

Mạng phụ

ZAXN

ZCAP

Power cable

Cáp nguồn

ZGIL

Gasinsulated line

Khí cách điện

2.1.4.2. Tiêu chuẩn hóa về thiết bị logic và thiết bị vật lý

Kèm theo định nghĩa LNs, tiêu chuẩn còn định nghĩa thiết bị logic (Logical

Devices - LDs) và thiết bị vật lý (Physical Devices – PDs). Mổi thiết bị logic

LDs được tập hợp từ nhiều node logic (LNs) và luôn hoạt động trên một thiết bị

vật lý cụ thể. Thiết bị vật lý PDs có thể bao gồm một số thiết bị logic khác nhau,

kèm theo đó thiết bị vật lý sẽ được xác định bằng một địa chỉ mạng (IP address)

cụ thể.

Các thiết bị Client theo IEC61850

Nút logic

Dữ liệu

Cổng truyền thông

Hình 1.8: Cấu trúc của thiết bị logic

Các tín hiệu

Bus xử lý

Hình 1.9: Cấu trúc nút logic của IEC 61850

2.1.4.3. Lớp dữ liệu chung (Common data class)

Lớp dữ liệu chung dùng để xác định các loại cấu trúc chung cho các dữ liệu dùng

để mô tả các đối tượng. Lớp dữ liệu chung này có chức năng quản lý tất cả các

loại dữ liệu sau lớp node logic như mô tả trong hình 9.

 Ví dụ:

• Single point status (SPS) - on/off

• Double point status (DPS) - on/off/transient

 Danh sách các lớp dữ liệu chung

Bảng 1.2: Danh sách các lớp dữ liệu chung

Mô tả (tiếng Anh)

Tên của lớp dữ liệu chung

Dữ liệu trạng thái đơn (trạng thái 1 bit)

SPS

Single Point Status

Double Point Status

Dữ liệu trạng thái đôi (trạng thái 2 bit)

DPS

Trạng thái dạng số nguyên

INS

Integer Status

Protection Activation

Chế độ bảo vệ được kích hoạt

ACT

Kích hoạt chế độ bảo vệ có hướng

ACD

Directional Protection Activation Info.

Security Violation Counting

Bộ đếm bảo mật

SEC

Binary Counter Reading

Bộ đếm giá trị số

BCR

Measured Value

Giá trị đo lường

MV

Complex Measured Value

Giá trị đo lường phức tạp

CMV

Sampled Value

Giá trị mẫu

SAV

WYE

Phase to ground measured values for 3-phase system

Giá trị đo lường của điện áp pha trong hệ thống 3 pha.

DEL

Phase to phase measured values for 3-phase system

Giá trị đo lường của điện áp dây trong hệ thống 3 pha.

Sequence

Trình tự.

SEQ

Harmonic value

Giá trị sóng hài.

HMV

Harmonic value for WYE

Giá trị sóng hài cho WYE.

HWYE

Giá trị sóng hài cho DEL.

HDEL

Harmonic value for DEL

Điều khiển 1 bit.

SPC

Controllable Single Point

Điều khiển 2 bit.

DPC

Controllable Double Point

Điều khiển dạng số nguyên.

INC

Controllable Integer Status

Điều khiển nấc dạng số nhị phân.

BSC

Binary Controlled Step Position Info.

Điều khiển nấc dạng số nguyên.

ISC

Integer Controlled Step Position Info.

Điều khiển nấc dạng tuần tự.

APC

Controllable Analogue Set Point Info. Single Point Setting

Cài đặt giá trị đon

SPG

Integer Status Setting

Cài đặt trạng thái số nguyên.

ING

Analogue Setting

Cài đặt giá trị tuần tự.

ASG

Setting Curve

Cài đặt theo đường cong

CURVE

Device Name Plate

Tên thiết bị

DPL

Logical Node Name Plate

Tên node logic

LPL

Curve Shape Description

Mô tả hình dạng đường cong

CSD

2.1.4.4. Giới hạn chức năng (Function constraint)

 Như chúng ta thấy trong hình 8 sau lớp dữ liệu (data) sẽ đến lớp thuộc tính

của dữ liệu (data attribute). Chúng ta đã biết sẽ có rất nhiều thuộc tính dữ liệu trong

một đối tượng do đó chúng ta cần phải xác định được các thuộc tính cụ thể cho từng

loại dữ liệu thông qua “Function constraint”.

 Ví dụ: Các thuộc tính dữ liệu trong đối tượng máy cắt là: điều khiển, cấu

hình, đo lường, báo cáo trạng thái…Do đó chức năng “Function constraint” sẽ giới

hạn các chức năng cụ thể này trong đối tượng máy cắt.

 Danh sách các lớp chức năng giới hạn:

Bảng 1.3: Danh sách các lớp chức năng giới hạn của nút logic

của

Mô tả (tiếng Anh)

Mô tả (tiếng Việt)

Tên Function constraint

Status Information

Thông tin trạng thái

ST

Measurands (analog values)

Giá trị đo lường (giá trị tuần tự)

MX

Control

Điều khiển

CO

Set point

Cài đặt điểm

SP

Substituted Values

Giá trị thay thế

SV

Configuration

Cấu hình

CF

Description

Mô tả

DC

Setting Group

Cài đặt nhóm

SG

Setting Group Editable

Cài đặt nhóm có thể chỉnh sửa.

SE

EX

Extended Definition (naming - read only)

Các định nghĩa mở rộng (đặt tên – chỉ đọc)

Buffered Report

Báo cáo lưu trên bộ nhớ đệm

BR

Unbuffered Report

Báo cáo không lưu trên bộ nhớ đệm

RP

Logging

Đăng nhập

LG

GOOSE Control

Điều khiển bằng liên động mềm

GO

GSSE Control

Điều khiển bằng GSSE

GS

MS

Multicast Sampled Value (9-2)

Lấy giá trị mẫu từ nhiều hướng cùng lúc

Unicast Sampled Value (9-1)

Lấy giá trị mẫu theo một hướng

US

Sử dụng tự do theo ACSI

XX

Used as wild card in ACSI

2.2. Giao thức IEC 60870-5-104

2.2.1 Cấu trúc giao thức:

Bộ giao thức IEC 60870-5 được xây dựng trên mô hình 3 lớp EPA (Enhanced Performmance Architecture)

- Lớp vật lý (physical Layer): sử dụng cấu trúc ITU-T để truyền dữ liệu nhị phân

trong môi trường truyền nhận không sử dụng bộ nhớ đệm.

- Lớp kết nối (Link layer): lớp dữ liệu trung gian sử dụng giao thức LPCI ( Link Protocol Control Information ) để đóng gói dữ liệu của lớp ASDU (Application Service Data Units)

- Lớp người dùng (Application Layer) cung cấp các chức năng ứng dụng giao tiếp

dữ liệu nguồn và đích.

Hình 2.2.1 Mô hình kiến trúc 3 lớp EPA

2.2.2 Các loại dữ liệu giao thức IEC 60870-5-104 thường sử dụng trong hệ thống

C_SC_NA_1 C_DC_NA_1 C_RC_NA_1

SCADA: M_SP_NA_1 <1> := Tín hiệu chỉ thị đơn M_SP_TA_1 <2> := Tín hiệu chỉ thị đơn có nhãn thời gian M_DP_NA_1 <3> := Tín hiệu chỉ kép M_DP_TA_1 <4> := Tín hiệu chỉ thị kép có nhãn thời gian M_ST_NA_1 <5> := Tín hiệu nấc máy biến thế M_ST_TA_1 <6> := Tín hiệu nấc máy biến thế có nhãn thời gian M_ME_NA_1 <9> := Giá trị đo lường bình thường M_ME_TA_1 <10> := Giá trị đo lường bình thường có nhãn thời gian <11> := Giá trị đo lường có hệ số nhân M_ME_NB_1 <12> := Giá trị đo lường có hệ số nhân có nhãn thời gian M_ME_TB_1 M_ME_NC_1 <13> := Giá trị đo lường số thực <14> := Giá trị đo lường số thực có nhãn thời gian M_ME_TC_1 Các lệnh điều khiển: <45> := Điều khiển đơn <46> := Điều khiển đôi <47> := Điều khiển nấc Máy biến thế

2.2.3 Các mô hình kết nối: - Điểm đến điểm. - Nhiều điểm đến điểm. - Hình cây.

- Kết nối Redundant

Hình 2.2.2 Các mô hình kết nối

Chương 3:

Mô hình tự động hóa trạm biến áp theo quy định của EVN   

3.1 Giới thiệu hệ thống tích hợp

Hệ thống tích hợp trạm cung cấp phương tiện cho Tổng Công ty Điện lực Việt

Nam nhằm đạt được các lợi ích chiến lược của việc tích hợp các thông tin trạm và việc

trao đổi thông tin rộng rãi trên toàn hệ thống. Nhờ đó, các dự án trong tương lai khi cần

đến các dữ liệu hệ thống điện có thể sử dụng cấu trúc hệ thống tích hợp, qua đó tối

thiểu hoá được sự phát triển và duy trì hệ thống dữ liệu, mạng và các giao diện cho

người sử dụng. Các áp lực thúc đẩy EVN đối với dự án hệ thống tích hợp là do sự thay

đổi nhanh chóng các điều kiện kinh doanh, các chiến lược của Tổng công ty, mục tiêu

của các bộ phận và sự gia tăng nhanh của các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) trong

lĩnh vực này. Các dự án đang được xem xét để chuẩn bị đầu tư nếu cứ tiếp tục như

trước đây sẽ đòi hỏi sự nỗ lực gấp bội và sẽ tạo ra những ốc đảo tự động hoá do đó việc

tích hợp trong tương lai sẽ khó khăn và tốn kém.

Bên cạnh chức năng chính của hệ thống tích hợp là tích hợp các dữ liệu từ IEDs

và các thiết bị ngoài trạm, hệ thống còn được yêu cầu hoạt động như một Server dữ liệu

cho các ứng dụng và người sử dụng trong phạm vi trạm và toàn EVN. Mục tiêu trước

mắt của hệ thống là cung cấp tích hợp các IED trong trạm nhờ đó có thể hỗ trợ cho các

ứng dụng tự động hoá trong vận hành và bảo dưỡng theo mức độ mong muốn của các

đơn vị quản lý vận hành. Mục tiêu của dự án này là áp dụng một hệ thống tự động hoá

tích hợp trong trạm biến áp trên cơ sở thử nghiệm và định hướng.

3.2 Qui mô của hệ thống tích hợp

Hệ thống tích hợp trạm trên cơ sở một hệ thống máy tính được sử dụng để tập hợp

các hệ thống hoạt động độc lập, chẳng hạn như hệ thống SCADA, thông tin liên lạc, rơ

le bảo vệ, điều khiển thiết bị điện, đo lường, báo sự cố, điều khiển tự động hệ thống

phân phối, đưa vào một hệ thống lưu trữ dữ liệu, điều khiển và giám sát thống nhất

trong trạm. Hệ thống tích hợp trạm sẽ đưa ra một khuôn khổ chung tạo điều kiện cho

việc phối hợp hoạt động giữa các thiết bị điện tử thông minh (IEDs), thiết bị cơ điện,

hiện tại và tương lai nhằm làm cho hệ thống điều khiển và giám sát trong các trạm của

Tổng Công ty Điện lực Việt Nam hiệu quả hơn, tiết kiệm hơn.

Sự tích hợp trong qui định này được định nghĩa là sự giao diện với các thiết bị

ngoài trạm và các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) cho phép liên kết mạng và trao đổi

dữ liệu giữa các hệ thống, giữa những người sử dụng trong và ngoài trạm. Xét trên diện

rộng, các thiết bị đặt ngoài trạm và các thiết bị điện tử thông minh có thể được lắp đặt

tại các nhà máy điện, trong trạm, mặt bằng ngoài trạm, các đường dây truyền tải, các lộ

phân phối hoặc tại các giao diện với khách hàng.

Hệ thống tích hợp trạm bao gồm các phần chính sau đây:

1. Bộ xử lý chủ (trung tâm) tại trạm : Đây là giao diện liên lạc trung tâm và khối xử

lý của hệ thống tích hợp. Bộ xử lý tại trạm hoạt động như là bộ xử lý chủ tại chỗ

để lưu trữ dữ liệu, tính toán, điều khiển, hiện diện các thông tin về trạm dưới các

khuôn dạng khác nhau trên giao diện của người sử dụng tại chỗ (UI), cất giữ các

thông tin cho công việc phân tích trong tương lai và lưu giữ các bản ghi.

2. Mạng cục bộ tại trạm (LAN): LAN tạo ra sự liên lạc giữa các phần tử của hệ

thống tích hợp và các thiết bị điện tử thông minh IEDs.

3. Các giao diện của hệ thống liên lạc : Giao diện với các thiết bị IED của trạm

nhằm dịch các thủ tục IED sang thủ tục chung của LAN phục vụ các dịch vụ truy

nhập. Giao diện với hệ thống SCADA/EMS hiện hữu và hệ thống MINISCADA

của lưới phân phối (nếu có). Hệ thống tích hợp trao đổi thông tin với các hệ

thống bên ngoài và người sử dụng từ xa. Trợ giúp các dạng giao diện khác nhau

khi mở rộng hệ thống tích hợp tới các lộ phân phối hoặc tại các trạm khách hàng

nhỏ hơn.

4. Giao diện với người sử dụng : Cho phép người vận hành truy nhập, phát triển và

bảo dưỡng hệ thống dữ liệu và thực hiện các thao tác điều khiển các thiết bị

trong trạm.

3.3 Cấu hình và yêu cầu chung của hệ thống tích hợp

Hệ thống điều khiển TBA 110kV ... là hệ thống điều khiển tích hợp. Hệ thống có

các yêu cầu chính như sau:

1) Hệ điều hành áp dụng phải là Windows NT /2000 hoặc phiên bản mới nhất, hoặc

Linux.

2) Tất cả các thiết bị phải được liên kết vận hành bằng mạng cáp quang Ethernet

10/100Mbps. Tuỳ thuộc vào tầm quan trọng cũng như qui mô trạm, mạng LAN có thể

là mạng LAN đơn hoặc mạng LAN kép. Đối với mạng LAN kép một mạng là mạng

chính, một mạng làm dự phòng để đảm bảo hệ thống mạng hoạt động liên tục ngay cả

trong trường hợp có bất kỳ một phần tử đơn lẻ nào của hệ thống mạng bị sự cố. Mạng

LAN phải trợ giúp các thủ tục TCP /IP, FTP và Telnet.

3) Thiết kế của hệ thống điều khiển phải đảm bảo rằng bất kỳ hư hỏng của một phần tử

đơn lẻ nào cũng không được làm ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của hệ thống.

4) Các giao thức IEC61850/UCA2, Modbus TCP, DNP TCP, và IEC870 -5-104 được

lựa chọn làm giao thức truyền tin của mạng LAN giữa các máy tính chủ và các thiết bị

điện tử thông minh (IEDs) hoặc các khối giao diện mạng (NIM). Giao thức IEC870 -5-

101 được thiết kế cho việc truyền tải các dữ liệu thời gian thực từ cơ sở dữ liệu trạm lên

hệ thống SCADA hiện hữu.

5) Các chức năng điều khiển và giám sát của hệ thống phải được thực hiện bởi các rơ le

kỹ thuật số và/hoặc các khối vào ra được lắp đặt tại trạm. Các rơ le kỹ thuật số và/hoặc

các khối vào ra chịu trách nhiệm chấp hành lệnh điều khiển đóng, cắt máy cắt tự động,

tại chỗ hoặc từ xa. Các rơ le và/hoặc các khối vào ra gửi trả lại trạng thái máy cắt cùng

với các dữ liệu bảo dưỡng và vận hành của các thiết bị trong trạm.

6) Với mục đích giảm đáng kể số lượng cáp đồng điều khiển, tất cả các tủ điều khiển và

bảo vệ phải được lắp đặt ngoài trời tại các ngăn lộ tương ứng do chúng bảo vệ và điều

khiển. Tủ ngoài trời phải có thiết kế phù hợp để tạo ra một môi trường làm việc thích

hợp đối với loại rơ le và/hoặc khối vào ra được sử dụng (ví dụ: được trang bị quạt, máy

điều hoà, các điện trở sấy, thiết kế phù hợp, sử dụng vật liệu và sơn phủ đặc biệt...).

Giải pháp nhóm các thiết bị điều khiển bảo vệ của từ 2 đến 3 ngăn lộ để chung trong

các container để ngoài trời (tại vị trí các ngăn lộ) có trang bị các thiết bị thông gió và

điều hoà nhiệt độ phù hợp có thể được áp dụng như một giải pháp thay thế.

7) Các bộ vi xử lý làm nhiệm vụ thu thập dữ liệu, truy xuất các thiết bị từ xa thông qua

các cổng. Các bộ vi xử lý này liên kết các rơ le và/hoặc khối vào ra với máy tính chủ tại

trạm.

8) Việc điều khiển các thiết bị ngăn tụ bù được thực hiện thông qua các rơ le bảo vệ

và/hoặc các khối vào ra của ngăn tụ. Rơ le bảo vệ cho ngăn tụ và/hoặc khối vào ra phải

được cấu hình để thực hiện việc đóng cắt các ngăn tụ một cách phù hợp.

9) Các dữ liệu tương tự từ các ngăn lộ phải được đo bởi các rơ le kỹ thuật số và/hoặc

khối vào ra. Các dữ liệu này bao gồm điện năng, điện áp, dòng điện, và các giá trị công

suất tác dụng, công suất phản kháng tức thời,...

10) Chức năng giám sát điều kiện làm việc của máy cắt phải được thực hiện bởi các rơ

le kỹ thuật số. Nó bao gồm bộ đếm số lần làm việc của máy cắt, dòng điện sự cố trung

bình và cực đại tích luỹ, phần trăm hao mòn tiếp điểm.

11) Bộ ghi trình tự diễn biến các sự kiện (SER) phải được thực hiện bởi các rơ le kỹ

thuật số. Các bản ghi trình tự diễn biến các sự kiện được tự động gửi về máy tính chủ,

nơi chúng được lưu trữ, phân loại và thể hiện lên màn hình. Một phần mềm tìm kiếm

trên Web được sử dụng để hiển thị các bản ghi SER từ xa.

12) Các bản ghi sự cố phải được tự động tạo ra bởi các rơ le. Bất cứ khi nào sự cố xảy

ra, rơ le đi cắt máy cắt, một bản ghi sự cố phải được tạo ra và ghi lại.

13) Việc định vị sự cố phải được tính toán bởi rơ le, các giá trị này sau đó sẽ được lấy

về máy tính chủ để hiển thị lên trên màn hình giao diện.

14) Rơ le và/hoặc khối vào ra thực hiện chức năng thu thập các tín hiệu cảnh báo trong

trạm. Các tín hiệu cảnh báo phải được thu thập về máy tính chủ để lưu trữ và hiển thị.

Các dữ liệu cảnh báo đồng thời được chuyển sang máy tính lưu trữ cơ sở dữ liệu quá

khứ tại trạm để phục vụ việc truy xuất từ xa. Một phần mềm tìm kiếm trên Web được

sử dụng để hiển thị các tín hiệu cảnh báo từ xa.

15) Việc treo biển đối với các thiết bị (Đỏ, vàng, đỏ tía và xanh) được thể hiện trên màn

hình rơ le và trên màn hình máy tính giao diện của trạm. Bản ghi các lần treo biển phải

được lưu trữ trong cơ sở dữ liệu quá khứ.

16) Hệ thống điều khiển và giám sát bao gồm:

- Hệ thống điều khiển và giám sát chính

- Hệ thống điều khiển và giám sát dự phòng

- Hệ thống điều khiển tại mức ngăn với các logic đi dây cứng

Các chức năng điều khiển, giám sát và hiển thị số liệu được dự phòng bởi các rơ le

và/hoặc khối vào ra. Chức năng điều khiển và giám sát tại trạm không chỉ dựa vào máy

tính giao diện, toàn bộ các chức năng điều khiển và giám sát vẫn có thể thực hiện được

thông qua các bộ vi xử lý, các rơ le kỹ thuật số và/hoặc các bộ vào ra và thông qua hệ

thống điều khiển kiểu đi dây truyền thống dùng khoá chuyển mạch, nút ấn và đèn chỉ

thị trạng thái.

17) Tất cả các thiết bị bảo vệ và máy tính chủ phải được đồng bộ với nguồn tín hiệu

thời gian IRIG -B qua vệ tinh.

18) Giao diện người -máy phải được thiết kế theo cấu trúc trong hình vẽ dưới đây. Phần

mềm hiển thị các cửa sổ thông tin mà nhờ đó các kỹ thuật viên có thể sử dụng để vận

hành hệ thống. Các cửa sổ thông tin được phân thành lớp, càng vào sâu thông tin cung

cấp càng chi tiết đáp ứng nhu cầu vận hành tại trạm.

Các yêu cầu kỹ thuật chi tiết được mô tả trong phần 3 của tài liệu này.

Com. Prot/Relay Screen -Input/Alarm/Output status

Alarms Screen -Active Alarm Display -Alarm Acknowledge

Communication Screen -Communication Layout -Port Status

Manufacture Screen -Relay Software -Website

Clearance Tags -Apply/Remove Tags -Red, Orange, Yelow, Blue

Station Overview -Station Layout -Equipment Status -Entry Alarm -Alarm Summary

Miscellaneous Screens -Battery System -Relay Instructions -Switching Pro. -Login Screen

Sequence of Events -SOE Display

Detail One-Line -Load Flow -Amps,Volts,Watts,Vars -Reclose Auto/Manual -Status -Clearance Tags

Last Trip Information -Fault Location and Magnitude

Additional Screens (future) -Statistical Data -Relay Setting

Equiment Screen -Metering Data -Control Panel -Element Blocking -LO Reset -Critical Alarm Ind. -Relay Targets Display -Setting Group Select -Transformer Control -Cap Bank Auto/Manual

Metering Data/ Breaker Data -Energy Data -Demand -Equipment Counter -Breaker Data -Counters -Accumulated KA % -Percentage Wear -Metering Resets -Cap Bank Auto/Manual

Equipment Operate Screen -One-Line Load Flow -Operate Equipment (Open/Close)

Status Data/ Transformer Data -Enviroment Temp. -Oil & Winding Temp. -Tap Position -Cooling System Status -Main Tank Status -OLTC status -Aging level calculation -Transf. Loading calculation Module

3.4 Phạm vi cung cấp

- Thiết kế hệ thống điều khiển và bảo vệ cho trạm 500, 220kV ... như yêu cầu

trong HSMT.

- Cung cấp tất cả các thiết bị cần thiết từ các tủ điều khiển bảo vệ ngoài trời, các tủ

đấu dây trung gian (nếu cần) tới phòng điều khiển và tất cả các thiết bị cần thiết

trong phòng điều khiển để tạo thành một hệ thống điều khiển và bảo vệ hoàn

chỉnh cho trạm.

- Thiết kế và cung cấp phần cứng, phần mềm giao diện, hệ điều hành và các phần

mềm ứng dụng cần thiết khác có bản quyền sử dụng.

- Cam kết chịu hoàn toàn chi phí chuyển đổi từ giao thức do mình cung cấp sang

IEC61850 khi tiêu chuẩn này chính thức được ban hành.

- Tất cả các thiết bị, phần mềm cung cấp phải được bảo hành trong vòng 36 tháng

kể từ ngày lắp đặt, cài đặt với dịch vụ hỗ trợ và bảo hành được cung cấp trong

vòng 24h.

3.5 Yêu cầu chi tiết của hệ thống tích hợp

A. Cấu hình /thiết bị lắp đặt yêu cầu

Các rơ le (một vài nhà cung cấp) 1.

PLCs (một vài nhà cung cấp) 2.

3. Máy tính chủ (HMI, cơ sở dữ liệu, cổng nối với EVN, công ty -tương tích

UCA 2.0)

4. Dự trữ/dự phòng (LANs kép và cổng IED képL)

5. Đặt lại cấu hình hệ thống liên lạc tự động.

6. Các loại cáp (cáp mạng LAN, cáp điều khiển, cáp cấp nguồn, ...)

7. Các tủ điều khiển và bảo vệ, các tủ đấu dây trung gian (nếu cần)

B. Các đặc trưng và các yêu cầu của hệ thống thông tin giao tiếp (chú ý: Đây chỉ là

bản liệt kê các đặc trưng cơ bản)

1. Giao thức truyền tin trên mạng (cáp quang, cáp đồng,...) phải tương thích với

IEC61850 /UCA2, Modbus TCP, DNP TCP, IEC 870-5-104

2. Tệp dữ liệu dạng sóng (chuyển khối ưu tiên thấp có khuôn dạng

COMTRADE)

3. Máy chủ - Máy chủ (Giao tiếp truyền tin ngang hàng)

4. Máy chủ - Máy con (IED chủ đọc dữ liệu từ IED con)

5. Mức ưu tiên cao /thấp (Mức độ ưu tiên chỉ thứ tự các bản tin được đưa vào,

ra stack và thứ tự các gói tin được chuyển qua cầu dẫn nếu có hoặc các gói

tin kiểu Ethernet được đưa vào hoặc ra khỏi thiết bị bởi các khoá chuyển nếu

có. Việc sử dụng tiêu chuẩn chuyển đổi IEEE 602.1p cho mức ưu tiên trong

LAN và cho các loại đăng ký là một yêu cầu cho sự chuyển đổi).

6. Tải lên /tải xuống

7. Yêu cầu trạng thái

8. Nhận diện thiết bị

9. Thiết lập /loại bỏ các kết nối logic

10. Điều khiển từ xa - bao gồm điều khiển trực tiếp và lựa chọn trước khi thao

tác (SBO)

11. Điều khiển bản tin giữa khách hàng và server (được định nghĩa trước cho các

sự kiện hoặc các bản tin chu kì)

12. Khả năng thâm nhập thư mục tại chỗ

13. Trao đổi thông tin đa chiều /đơn chiều

14. Các bản tin đồng bộ về thời gian (chính xác tới 1ms)

15. Gán thời gian cho dữ liệu /bản tin (chính xác tới 1ms)

16. Treo biển (Cho phép hoặc khoá các lệnh điều khiển từ xa hoặc tại chỗ)

C. Yêu cầu thực hiện

Qui định này yêu cầu một thủ tục giao tiếp chung cho các thiết bị điện tử thông

minh IEDs từ các nhà sản xuất khác nhau, cho phép các IED liên kết hoạt động.

Máy tính chủ HMI, máy tính chủ lưu trữ dữ liệu, máy tính chủ phục vụ bảo dưỡng,

chỉnh định HT và rơle, máy tính chủ làm cổng kết nối với mạng EVN phải được kết

nối như là một nút trên mạng LAN. Yêu cầu các thiết bị điện tử thông minh IED

phải có hai cổng giao tiếp và yêu cầu mạng LAN phải là mạng LAN kép. Một mạng

sẽ hoạt động như một mạng bình thường trong khi một mạng ở trạng thái dự phòng

nóng. Việc tự động phục hồi đối với một sự cố thông tin trong một mạng kép bằng

việc tự động đặt lại cấu hình các cổng giao tiếp trên các thiết bị điện tử thông minh

IED là yêu cầu bắt buộc.

D. Lựa chọn các thủ tục kết nối và các tài liệu mô tả hệ thống liên lạc trong

trạm

Các thủ tục truyền tin được lựa chọn cho mạng LAN của trạm phải là một hoặc kết hợp

của một vài giao thức dưới đây:

- IEC 61850/UCA2

- IEC 870-5-104

- Modbus TCP

- DNP TCP

Các thủ tục truyền tin được lựa chọn cho giao tiếp giữa các khối giao tiếp mạng (NIM)

và các thiết bị phải là một hoặc kết hợp của một vài giao thức dưới đây:

- IEC 61850/UCA2

- IEC 870-5-103

- DNP

- Modbus

- Giao thức của nhà sản xuất

Giới thiệu một số rơle kỹ thuật số đang vận hành trên lưới điện TP.HCM

Hiện nay trên lưới điện do Tổng công ty Điện lực Tp.HCM đang sử dung các loại

Relay do các hãng ABB, Schneider, Toshiba, siemens,Sel. (đính kèm phụ lục chi tiết).

2.7. Giao tiếp giữa các rơle vận hành trong trạm

ABB sử dụng giao thức SPA, VDACW. Alsthom sử dụng giao thức theo tiêu

chuẩn IEC 60870-5-101/3/4 Modbus, DNP 3.0 và theo tiêu chuẩn IEC 60870-6 TASE 2

giao thức ICCP. Siemens sử dụng giao thức Modbus, DNP 3.0. SEL sử dụng giao thức

SEL ASCII, DNP 3.0.

Các nhà sản xuất khác nhau thường sử dụng các giao thức khác nhau điều này

làm cho các thiết bị từ những nhà sản xuất khác nhau khó liên lạc trực tiếp được với

nhau. Muốn liên lạc được phải qua bộ chuyển đổi điều này làm phát sinh nhiều vấn đề

về kỹ thuật cũng như là kinh tế. Nhu cầu đặt ra là phải theo một giao thức chuẩn hay

nói cách khác là phải theo một tiêu chuẩn nào đó đáp ứng nhu cầu này.

Chương 4

Mô tả cấu trúc mạng của một trạm biến áp tự động hóa

theo IEC 61850.

  

4.1. Các kỹ thuật truyền thông

Liên lạc thông tin cần thiết để truyền các tín hiệu điều khiển từ xa giữa các trung

tâm điều khiển và các trạm khác nhau của lưới điều khiển từ xa. Loại và dung lượng

của các liên lạc này cũng xác định tốc độ truyền cực đại.

Truyền dẫn âm tần AF bằng điện báo tần số tiếng nói (VFT) hoặc môđem trên

các đường thông tin thông dụng là: đường dây hoặc cáp viễn thông dùng dây đồng

hoặc cáp quang, liên lạc PLC (power-line carrier transmission) thông tin tải ba trên

đường dây cao áp, liên lạc VHF và rađiô chuyển tiếp. Việc truyền dữ liệu điện một

chiều chỉ dùng cho các khoảng cách ngắn, thường là trường hợp truyền dẫn tốc độ

thấp.

Kênh thông tin có thể thuộc cơ quan vận hành hệ thống hoặc thuê của cơ quan

bưu điện. Các ví dụ điển hình của liên lạc truyền thông vẫn thuộc sở hữu công cộng

là cáp viễn thông dưới dạng đường dây trên không hoặc chôn ngầm chạy song song

cùng tuyến dọc theo cáp cao thế hoặc đường dây điện lực trên không.

4.2. Các điều kiện kỹ thuật dùng cho hệ thống điều khiển xa và các giao diện

Quản trị tập trung lưới điện yêu cầu nhiều thông tin từ các trạm đóng cắt liên quan

đến điều khiển mạch vòng hở và mạch vòng kín, đo lường v.v… Nguồn gốc và số

lượng tín hiệu, các lệnh và các đo lường cần thiết được tạo ra và được truyền tải phụ

thuộc cả vào kiểu lưới cung cấp, mức điện áp của nó và phạm vi của hệ thống quản

lý lưới.

4.2.1. Giao diện điều khiển xa / trạm biến áp

Giao diện này truyền thông tin giữa các thiết bị điều khiển từ xa và thiết bị điều

khiển trong trạm biến áp. Một số giao diện hiện có như:

Hình 3.1: Giao diện HMI của hệ thống điều khiển từ xa

Ghi chú:

1. Chọn chế độ từ xa / hoặc tại chỗ ở mức trạm

2. Chọn chế độ từ xa / hoặc tại chỗ ở mức ngăn lộ

3. Dao cách ly

4. Máy cắt

5. Rơle

6. Chức năng đo lường

7. Dao nối đất

8. Trip

9. Máy biến áp

4.2.2. Các điều kiện chung đối với các trạm đóng cắt

Trong các trạm, các máy cắt và dao cách ly được điều khiển từ xa phải có cơ

cấu thao tác điện và tiếp điểm động để chỉ trạng thái. Các máy biến áp, cuộn dập

hồ quang và cuộn dây mắc song song dòng điện tải phải có các tiếp điểm động để

chỉ trạng thái. Mọi rơle báo hiệu làm việc với các thiết bị điều khiển từ xa phải có

tiếp điểm động NO, sao cho các trạng thái mới có thể được phát hiện, các tiếp

điểm báo hiệu chỉ đóng khi cuộn dây có điện. Các cảm biến đo lường phải có để

đo lường từ xa.

4.2.3. Các lệnh

Các lệnh gửi tới thiết bị đóng cắt, máy biến áp hoặc cuộn dây hồ quang được hệ

thống điều khiển từ xa truyền qua các đầu ra số như lệnh xung hai pha ≤ 60VDC

kéo dài từ100 đến 500ms. Các dao cách ly có thời gian thao tác kéo dài hơn (10-15

giây) phải được cung cấp các phương tiện điều khiển tự động hoặc các phần tử

thời gian bổ xung.

4.2.4. Các trị số đo

Các cảm biến đo xa được sử dụng để chuyển đổi dữ liệu quá trình thành các trị

số tiêu chuẩn. Chúng không bị hư hỏng do ngắn mạch hoặc hở mạch ở đầu ra

cũng như khi có các ảnh hưởng ở phía sơ cấp máy biến áp.

Các đầu vào tương tự của các thiết bị điều khiển từ xa thường có dạng dòng

điện một chiều, nhưng đôi khi cũng là điện áp một chiều (2,5 mA, 5 mA, 10 mA,

20 mA, 1 V, 20 V). Toàn bộ đo lường, và chuỗi kênh truyền dẫn từ máy cắt đến

trung tâm điều khiển phải ứng với cấp chính xác cấp 1.

4.2.5. Đọc dụng cụ đo dếm

Các tín hiệu đo được dẫn đến hệ thống điều khiển từ xa như các xung đếm hoặc

bộ đếm mã hoá. Các thiết bị đếm thường có mã hoá BCD ở đầu ra.

4.2.6. Nguồn cung cấp, nơi đặt

Các thiết bị điều khiển xa thường được nối với nguồn nuôi sao cho dữ liệu vẫn

còn được gửi khi nguồn trạm bị mất. Thường dùng ăcquy 60 V hoặc 24 V (ở một

số nước 48 V) và đôi khi còn dùng nguồn nuôi xoay chiều 220 V.

Ngoài yêu cầu về điện, nơi đặt hệ thống điều khiển xa phải thoả mãn một số yêu cầu sau: nơi đặt phải khô ráo, nhiệt độ phòng giữa 00C và +550C, ở các trạm biến áp lớn là +50C đến +400C. Thường các thiết bị điều khiển từ xa đều có khả

năng làm việc không cần điều hòa nhiệt độ.

4.2.7. Các kiểu (Topology) của mạng LAN

Topology của mạng là cấu trúc hình học không gian mà thực chất là cách bố trí

phần tử của mạng cũng như cách nối giữa chúng với nhau. Thông thường mạng có

ba dạng cấu trúc là: Mạng dạng hình sao, mạng dạng vòng và mạng dạng tuyến.

Ngoài ba dạng cấu hình kể trên còn có một số dạng khác phối hợp từ ba dạng này

như mạng dạng cây, mạng dạng hình sao – vòng, mạng hỗn hợp, v.v….

 Mạng hình sao (Star Topology)

Mạng dạng hình sao gồm một trung tâm và các nút thông tin. Các nút thông

tin là các trạm đầu cuối, các máy tính và các thiết bị khác của mạng. Trung tâm

của mạng điều phối mọi hoạt động của mạng với các chức năng cơ bản là:

 Xác định cặp địa chỉ gửi và nhận được phép chiếm tuyến thông tin và liên

lạc với nhau.

 Cho phép theo dõi và xử lý sai trong quá trình trao đổi thông tin.

 Thông báo các trạng thái của mạng….

Các ưu điểm của mạng hình sao:

 Hoạt động theo nguyên lý nối song song nên nếu có một thiết bị nào đó ở

một nút thông tin bị hỏng thì mạng vẫn hoạt động bình thường.

 Cấu trúc mạng đơn giản và thuật toán điều khiển ổn định.

 Mạng có thể mở rộng hoặc thu hẹp tuỳ theo yêu cầu của người sử dụng.

Nhược điểm của mạng hình sao:

 Khả năng mở rộng mạng hoàn toàn phụ thuộc vào khả năng của trung

tâm. Khi trung tâm có sự cố thì toàn mạng ngừng hoạt động.

 Mạng yêu cầu nối độc lập riêng lẻ từng thiết bị ở các nút thông tin đến

trung tâm. Khoảng cách từ máy đến trung tâm rất hạn chế (100m).

Nhìn chung, mạng dạng hình sao cho phép nối các máy tính vào một bộ tập

trung (HUB) bằng cáp xoắn, giải pháp này cho phép nối trực tiếp máy tính với

HUB không cần thông qua trục BUS, tránh được các yếu tố gây ngưng trệ mạng.

Gần đây, cùng với sự phát triển switching hub, mô hình này ngày càng trở nên

phổ biến và chiếm đa số các mạng mới lắp.

 Mạng hình tia (Bus Topology)

Theo cách bố trí các đường như hình vẽ thì máy chủ (host) cũng như tất

cả các máy tính khác (workstations) hoặc các nút (node) đều được nối về với

nhau trên một trục đường dây cáp chính để chuyển tải tín hiệu.

Tất cả các nút đều sử dụng chung đường dây cáp chính này. Phía hai đầu

dây cáp được bịt bởi một thiết bị gọi là terminator. Các tín hiệu của gói dữ liệu

khi di chuyển lên hoặc xuống trong dây cáp đều mạng theo địa chỉ của nơi đến.

Loại hình mạng này dùng dây cáp ít nhất, dễ lắp đặt. Tuy vậy cũng có

những bất lợi đó là sẽ có sự ùn tắc khi di chuyển dữ liệu với lưu lượng lớn và khi

có sự hỏng hóc ở đoạn nào đó thì rất khó phát hiện, một sự ngừng trên đường

dây để sửa chữa sẽ ngừng toàn bộ hệ thống.

 Mạng hình vòng (Ring Topology)

Mạng dạng này bố trí theo dạng xoay vòng, đường dây cáp được thiết kế

làm thành một vòng khép kín, tín hiệu chạy quanh theo một chiều nào đó. Các

nút truyền tín hiệu cho nhau mỗi thời điểm chỉ được một nút mà thôi. Dữ liệu

truyền đi phải kèm theo địa chỉ cụ thể của mỗi trạm tiếp nhận.

4.2.8. Các giao thức (Protocol)

Một tập các tiêu chuẩn để trao đổi thông tin giữa hai hệ thống máy tính

hoặc hai thiết bị máy tính với nhau được gọi là giao thức (Protocol).

Các giao thức (Protocol) còn được gọi là nghi thức hoặc định ước của

mạng máy tính.

Một quy chuẩn giao thức bao gồm các thành phần sau:

 Cú pháp (syntax ): Quy định về cấu trúc bức điện, gói dữ liệu dùng khi trao

đổi, trong đó có phần thông tin hữu ích (dữ liệu ) và các thông tin bổ trợ

như địa chỉ, thông tin điều khiển, thông tin kiểm lỗi,…

 Ngữ nghĩa (semantic): Quy định ý nghĩa của từng thành phần trong một

bức điện, như phương pháp định địa chỉ, phương pháp bảo toàn dữ liệu, thủ

tục điều khiển dòng thông tin, xử lý lỗi,…

 Định thời (timing ): Quy định về trình tự, thủ tục giao tiếp, chế độ truyền

thông (đồng bộ hay không đồng bộ), tốc độ truyền thông…

4.2.9. Các dạng sơ đố cấu trúc hệ thống theo tiêu chuẩn IEC 61850

Camera

Hotline

Máy in

Hệ thống HMI

Thiết bị chuyển đổi

Ethernet Switch

IEC61850

Thiết bị chuyển đổi giao thức

Rơle

Đồng hồ đo

IED A

IED B

IED C

Camera

Hotline

Hình 3.2: Hệ thống cấu trúc dạng sao

Hệ thống HMI

Máy in

Thiết bị chuyển đổi

Máy tính cấu hình

Ethernet Switch kết nối dạng vòng

IEC61850

Thiết bị chuyển đổi giao thức

Rơle

Đồng hồ đo

IED A

IED B

IED C

Hình 3.3: Hệ thống cấu trúc dạng vòng

Hệ thống HMI

Máy in

Camera

Hotline

Máy tính cấu hình

Thiết bị chuyển đổi

Ethernet Switch

IEC61850

Thiết bị chuyển đổi giao thức

Rơle

Đồng hồ đo

IED A

IED B

IED C

Hình 3.4: Hệ thống cấu trúc dạng vòng / sao

Hệ thống HMI

Máy in

Camera

Hotline

Máy tính cấu hình

Thiết bị chuyển đổi

Ethernet Switch

IEC61850

IED A

IED B

IED C

IED A

IED B

IED C

Hình 3.5: Hệ thống cấu trúc dạng vòng kép

Chương 5

Nghiên cứu kết nối các thiết bị trong trạm biến áp

  

5.1 Giới thiệu thiết bị RTU560 của ABB.

Thiết bị RTU560/ABB: là thiết bị đầu cuối do nhà sản xuất ABB sản xuất bao

gồm rất nhiều chủng loại như: RTU560A, RTU560C, RTU560D, RTU560E,

RTU560CMG10. RTU560/ABB hỗ trợ rất nhiều giao thức thông dụng như:

IEC61850, IEC60870-5-101, 103, 104; Modbus RTU, Modbus TCP/IP, DNP3…

Ngoài ra thiết bị còn có khả năng chạy chế độ dự phòng thiết bị nguồn và thiết bị xử

lý trung tâm một cách tự động (khi module nguồn hay module xử lý chính bị hỏng

thiết bị sẽ tự động chuyển sang chạy trên các module dự phòng) nhằm nâng cao độ

tin cậy cho hệ thống

Thiết bị RTU560 được lựa chọn để thực hiện trong đề tài này là

RTU560CMG10 được mô tả như hình 4.1 bên dưới. Đây là bộ thiết bị được tích hợp

sẵn thiết bị nguồn và thiết bị xử lý trung tâm. Ưu điểm của dòng RTU này là nhỏ

gọn, giá thành rẻ. Tuy nhiên số lượng cổng kết nối lại hạn chế khó thực hiện cho các

dự án lớn đòi hỏi nhiều cổng kết nối.

RTU 560CMG10 RTU 560 CID11 RTU 560 CMU05

5.2 Giới thiệu về Rơle bảo vệ của Toshiba

Toshiba là một tập đoàn nổi tiếng của Nhật chuyên sản xuất các loại thiết bị

điện, điện tử. Trong số đó có thiết bị rơle kỹ thuật số dùng cho bảo vệ hệ thống điện.

Rơle của Toshiba có rất nhiều chủng loại điển hình như các chủng loại sau:

 Bảo vệ khoảng cách: GRZ100

 Bảo vệ quá dòng: GRD110

 Bảo vệ quá dòng có hướng: GRD140

 Bảo vệ so lệch đường dây: GRL100

 Bảo vệ so lệch ngăn máy biến áp: GRT100

 Bộ điều khiển mức ngăn: GBU100

Thiết bị IED sẽ được sử dụng cho mô hình mô phỏng cho đề tài luận văn là rơle

bảo vệ khoảng cách GRZ100 như trong hình 4.2. GRZ100 là rơ le khoảng cách dạng

kỹ thuật số tốc độ cao để xử lý toàn bộ hệ thống, dùng cho lưới truyền tải của mạng

tiếp đất trực tiếp. Do được thiết kế kỹ thuật số hiện đại nhất nên GRZ100 là sản

phẩm có tính năng rất cao, được công nhận là có hiệu quả trong việc bảo vệ khoảng

cách chọn pha khi xử lý toàn bộ hệ thống trong thời gian vận hành 1 chu kỳ. Trong

gói bảo vệ công suất lớn đó, có rất nhiều tính năng như hệ thống bảo vệ lệnh điều

khiển, quá dòng dự phòng, bảo vệ ngắt dòng điện khi có sự cố, bảo vệ ngắt máy khi

mất đồng bộ và bảo vệ khi có sự cố của máy cắt.

Hình 4.2: Rơle bảo vệ khoảng cách GRZ100

5.3 Giới thiệu Relay bảo vệ của ABB

 Bảo vệ máy phát: SPAG 300 series, REG 100 series, RAGCX, RAGEK,

RAGIK, RAGPK, COMBIFLEX, GSX 10, GIX 104A…

 Rơle tần số: FCN, -81, RXFE…

 Rơle đồng bộ: RES 010…

 Bảo vệ máy biến áp: RET 316, RET 521, RADSB, RAISB, SPA 330C…

 Bảo vệ quá tải: RATUB 2…

 Rơle kém áp: SPAU300 Series.

 Rơle kiểm tra đồng bộ: RASC, SPU140C…

 Tự đóng lại: WTX, REXA…

 Bảo vệ thanh cái: REB010, REB103, REB521,RADHA, RADSC…

 Bảo vệ máy cắt: RAHB/RXHB, REB551, RAICA, RASC, SX91…

 Bảo vệ đường dây: REL316, REL551, REL505, REL511, REL521, REL531,

REL 517, REL561, RAICK, RADHD, RADHL, REL 100/RELZ100…

5.4 Giới thiệu Relay bảo vệ của Schneider

 Bảo vệ quá dòng:

 P121, P122, P123…

 Bảo vệ khoảng cách:

 P433, P442, P437, P441, P442, P444…

 So lệch dòng điện:

 P541, P542, P543, P545, P546…

 Bảo vệ so lệch máy biến áp:

 P631, P632, P633, P634…

 Bảo vệ so lệch thanh cái: P740

 Rơle tần số và điện áp: P921, P22 & P23

 Rơle tần số: P41, P42, P43

5.5 Giới thiệu Relay bảo vệ của Siemens

 Bảo vệ quá dòng: 7SJ45, 7SJ46, 7SJ600, 7SJ602, 7SJ61, 7SJ62, 7SJ63,

7SJ64…

 Bảo vệ khoảng cách: 7SA6, 7SA522, 7SA513…

 So lệch đường dây: 7SD60, 7SD61, 7SD5…

 Bảo vệ so lệch máy biến áp: 7UT6, 7UT512, 7UT513…

 Bảo vệ so lệch thanh cái: 7SS60, 7SS52, 7SS50, 7VH60…

 Bảo vệ máy phát: 7UM61, 7UM62, 7UM511, 7UM512, 7UM515, 7UM516,

7UW50, 7RW600, 7VE6, 7VE51…

 Bảo vệ lỗi máy cắt: 7VK 61, 7SV600, 7SV60, 7SV512…

 Rơle tự đóng lại và kiểm tra đồng bộ: 7VK512

 Bảo vệ ngăn lộ: 6MD63, 6MD66, 6MD665…

5.6 Các phần mềm ứng dụng trong hệ thống kết nối RTU và IED theo

IEC61850

5.6.1 Phần mềm PCM600:

Được sử dụng để cấu hình các loại Relay do ABB sản xuất với các chức

năng chính:

- Thiết lập cấu hình các chức năng bảo vệ cho Relay.

- Cài đặt các Input/Output cho Relay.

- Thiết lập cấu hình IEC61850.

- Xuất cấu hình các Report của Relay ra file .cid, . icd.

- Download/Upload cấu hình cho các Relay.

5.6.2 Giới thiệu phần mềm CCT ứng dụng trong hệ thống

Công cụ CCT chạy trên nền Windows 2000 hoặc Windows XP. Khi chúng ta

bắt đầu với CCT chúng ta sẽ thấy một màn hình với nhiều cửa sổ khác nhau nhưng

không có nội dung. Một khi chúng ta đã lựa chọn một dự án thì chúng ta có thể lựa

chọn và thao tác trên các cửa sổ khác. Màn hình với một dự án đã được mở sẽ

giống với hình 4.8 bên dưới.

Hình 5.6.2.1: Cửa sổ các màn hình của một dự án trong phần mềm CCT.

Trong màn hình cửa CCT chúng ta có các cửa sổ con sau:

- Thanh trình đơn và thanh công cụ

- Cửa sổ định hướng dự án (Navigator panel)

- Cửa sổ thuộc tính (Properties panel)

- Cửa sổ ngõ ra (Output panel)

- Cửa sổ Column Visibility Control

- Cửa sổ cấu hình dữ liệu theo IEC61850 (IEC61850 Data Engineering)

 Cửa sổ định hướng dự án (Navigator panel)

Trong cửa sổ định hướng dự án có bốn phần:

 Phần trạm (Substation section)

Phần này hiển thị các thông tin của trạm như: tên trạm, cấp điện áp, ngăn lộ…

 Phần thông tin (Communication section)

Phần này hiển thị cấu trúc mạng truyền thông của các thiết bị IED và các điểm

truy cập (access points) đã được cấu hình trước đó.

 Phần thiết bị IED (IED section)

Phần này có cấu trúc dạng cây để mô tả các Dataset có trong thiết bị IED.

 Phần các kiểu dữ liệu mẫu (Data Type Templates)

Phần này hiển thị các kiểu Nút logic, kiểu đối tượng dữ liệu (DO), kiểu thuộc

tính dữ liệu (DA) có sẵn dưới dạng cấu trúc cây.

 Cửa sổ thuộc tính (Properties)

Cửa sổ này cho phép chúng ta xem và hiệu chỉnh thuộc tính của các đối tượng.

Thực tế phần mềm CCT chỉ làm việc với các thiết bị IED là chính, do đó chúng ta

chỉ cần hiệu chỉnh các thuộc tính liên quan tới các IED và các cấp dưới nó. Vì hầu

hết các thuộc tính khác đã được thực hiện và hiệu chỉnh trong PCM600.

 Cửa sổ ngõ ra (Output)

Cửa sổ này được thể hiện ở phần cuối của màn hình CCT. Cửa sổ này hiển thị

tất cả các hoạt động, cảnh báo, thông điệp lỗi…xảy ra trong suốt quá trình hoạt

động của CCT. Cửa sổ này cần thiết cho việc kiểm tra, phân tích các lỗi đã xảy ra

khi các lệnh thao tác của chúng ta không hoạt động như mong muốn.

 Cửa sổ Column Visibility Control

Đây là một cửa sổ có sẵn và có thể được sử dụng khi hộp thoại “Report

Control Engineering” hoặc “Goose Control Engineering” được kích hoạt. Nó cho

phép chúng ta lựa chọn các tính năng mà chúng ta cần cho các tín hiệu kỹ thuật

như: “Intergrity Period”, “BuffTime”…

 Cửa sổ cấu hình dữ liệu theo IEC61850 (IEC61850 Data Engineering)

Trong cửa sổ này có bốn thẻ:

 Thẻ thiết lập thuộc tính (Attribute Editor)

 Thẻ cấu hình Data Set (Data Set Engineering)

 Thẻ cấu hình báo cáo (Report Control Engineer)

 Thẻ cấu hình Goose (Goose Control Engineer)

5.6.3 Cách tạo một dự án trong PCM600

Một dự án được tạo trong PCM600 sẽ chứa tất cả các thông tin của một trạm

được cấu hình, thông tin của các thiết bị IED, thông tin cấu hình của thiết bị IED.

PCM600 còn có thể đưa lên hoặc tải xuống các tập tin của chúng.

Một dự án sau khi tạo sẽ được chứa trong thư viện cơ sở dữ liệu của PCM

trên máy tính mà PCM600 đã được cài đặt. Trong cùng một thời điểm PCM600

chỉ có thể mở được một dự án. Các dự án này sẽ được xử lý bởi

MSSQL$SERVER nó là một phần trong cơ sở dữ liệu của PCM.

Nhiệm vụ cấu hình một dự án theo IEC61850 trong PCM600:

 Xây dựng các thiết bị IED cho một trạm theo cấu trúc dạng cây.

 Đặt các thiết bị IED phù hợp với các cấp điện áp và các ngăn lộ của trạm.

 Đặt và kiểm tra các thiết bị IED đã được kết nối theo mạng IEC61850.

 Các thiết bị IED của ABB có thể xuất ra tập tin ied.ICD của chúng.

 Tải tất cả các IED của các ngăn lộ khác nhau với tập tin ied.ICD của

chúng.

 Xuất ra tập tin station.SCD để sử dụng tiếp tục trong CCT

 Nhập trở lại tập tin station.SCD từ CCT để cập nhật các thiết bị IED của

ABB và tạo ra tập tin ied.CID

 Cấu hình các tín hiệu cho các IED để nhận các thông điệp từ GOOSE.

 Quản lý dự án trong PCM600

PCM600 quản lý dự án trong cơ sở dữ liệu PCM của nó. Cơ sở dữ liệu PCM

được đặt trên máy tính đang chạy công cụ PCM600. Các dự án được nhập vào cơ

sở dữ liệu của PCM hoặc tạo trong cơ sở dữ liệu của PCM đều có giá trị. Chúng

có thể được chọn để mở từ thanh trình đơn File. Nhưng trong một thời điểm nhất

định chúng ta chỉ có thể mở được một dự án.

Các dự án này được xử lý bởi MSSQLPCMSERVER trong cơ sở dữ liệu của

PCM.

Phần mềm PCM600 có khả năng:

 Nhập các dự án (import projects)

 Tạo các dự án mới (create new projects)

 Xuất các dự án (export projects)

 Xóa các dự án ra khỏi cơ sở dữ liệu của PCM (delete projects)

Một dự án trong PCM600 được xác định bởi hậu tố “project.PCMP”

Để mở một dự án chúng ta chọn File > Open/Manage Projects. Cửa sổ

Open/Manage Projects sẽ được mở lên.

Hình 5.6.3.1: Mô tả các khả năng của phần mềm PCM600

 Chọn một dự án có sẵn.

Chúng ta mở Project on my computer. Các dự án sẽ được liệt kê theo danh

sách trong cơ sở dữ liệu của PCM. Lựa chọn một dự án trong danh sách và nhấn

Open Project.

 Nhập một dự án

- Chúng ta mở Projects on computer như trong hình 4.9.

- Chọn biểu tượng Import Project.

- Một cửa sổ chọn tập tin chuẩn của Windowns sẽ được mở ra.

- Chọn đường dẫn tới vị trí chứa dự án.

- Chọn dự án để nhập (hậu tố = PCMP)

- PCM600 sẽ nhập dự án. Nội dung sẽ có tổ chức phù hợp với yêu cầu của

PCM600. Phụ thuộc vào kích thước của dự án có thể mất một ít phút để

nhập.

- Dự án được mới nhập sẽ được liệt kê phía dưới mục Project on my

computer.

- Lựa chọn dự án vừa được nhập và mở nó.

Hình 5.6.3.2: Cách nhập một dự án vào phần mềm PCM600.

 Tạo một dự án trong PCM600.

- Mở mục Project on my computer

- Chọn biểu tượng New Project như trong hình 4.11.

- Một cửa sổ New Project sẽ mở ra

- Đặt tên cho dự án mới và bao gồm phần mô tả (phần này không bắt buộc)

- PCM600 sẽ tạo một dự án mới

- Dự án mới sẽ được liệt kê phía dưới mục Project on my computer.

- Chọn dự án mới tạo và mở nó.

Hình 5.6.3.3: Cách tạo một dự án trong phần mềm PCM600.

 Xuât một dự án

- Mở mục Projects on my computer

- Chọn dự án muốn xuất

- Chọn biểu tượng Export Project

- Một cửa sổ lựa chọn tập tin theo chuẩn của Windown sẽ được mở ra.

- Chọn đường dẫn tới vị trí sẽ lưu dự án.

- Chúng ta có thể đặt lại tên của tập tin xuất nếu cần.

- Dự án cũ vẫn tồn tại trong PCM600 và có thể được sử dụng tiếp tục.

 Xóa một dự án

- Mở mục Projects on my computer

- Chọn dự án muốn xóa

- Chọn biểu tượng Delete Project

- Một cửa sổ cảnh báo sẽ được mở ra

- Bạn có chắc là đã xuất dự án này ra trước đó để sau này có thể sử dụng lại.

- Xác nhận rằng bạn muốn xóa dự án.

- PCM600 sẽ xóa tất cả các tập tin của dự án này từ cơ sở dữ liệu của PCM.

 Đổi tên một dự án

- Chỉ có thể đổi tên khi dự án không đang được mở trong PCM600.

- Đóng dự án lại khi nó đang hoạt động.

- Chọn File>Open/Manage Project. Cửa sổ Open/Manage Project sẽ mở ra.

- Chọn dự án cần đổi tên.

- Nhấn phải chuột và chọn Rename.

- PCM600 sẽ đổi tên của dự án theo yêu cầu.

5.6.4 Cách tạo một dự án trong phần mềm CCT.

Phần mềm CCT sử dụng cơ sở dữ liệu theo Microsoft Access. Một dự án CCT sẽ

được lưu trữ và quản lý ở nơi mà người sử dụng đã chọn.

CCT có khả năng:

 Mở các dự án.

 Tạo các dự án mới.

 Lưu một dự án.

 Đóng các dự án.

Một dự án trong CCT được xác định bởi hậu tố "project.mdb".

 Mở dự án

- Chọn File > Open Project để mở một dự án hiện hữu. Dự án chỉ có thể được

mở khi không có dự án nào khác đang được mở cùng lúc. Khi chúng ta muốn

mở một dự án khác chúng ta phải đóng dự án đang mở lại trước.

- Một cửa sổ chuẩn Windown để lựa chọn tập tin sẽ được mở ra. Chúng ta

chọn đường dẫn đến nơi lưu dự án cần mở.

- Chọn dự án và mở.

 Tạo một dự án mới

- Chọn Create new Project

- Cửa sổ Create new Project sẽ được mở ra như hình 4.12.

- Đặt tên cho dự án mới.

- Chọn đường dẫn tới nơi lưu dự án CCT.

- Nhấn OK.

Hình 4.12: Cách tạo một dự án mới trong phần mềm CCT.

 Nhập tập tin station.SCD vào phần mềm CCT

- Chọn Tools > SCL Import/Export > Import SCL File

- Một cửa sổ được mở lên để chuẩn bị tập tin cần nhập.

- Chọn đường dẫn tới nơi lưu tập tin station.SCD

- CCT sẽ kiểm tra trong tập tin SCL. Nếu kiểm tra thành công thì nút Import

sẽ sáng lên.

- Chọn và đánh dấu và ô Delete superfluous Data not represent in SCL file

- Cuối cùng nhấn nút Import. Các bước được mô tả trong hình 4.13

Hình 5.6.4.1: Cách nhập tập tin station.SCD vào phần mềm CCT

 Xuất tập tin station.SCD

- Trước khi xuất tập tin chúng ta cần lưu dự án trước.

- Chọn Tool > SCL Import/Export > Export SCL File

- Cửa sổ xuất tập tin sẽ được mở ra, trong đó có chọn sẵn đường dẫn mặc định

để lưu tập tin station.SCD. Chúng ta có thể thay đổi đường dẫn này tùy ý.

- Nhấn Export

 Nhập tập tin ied.ICD

- Chọn Tools > SCL Import/Export > Import ICD File

- Cửa sổ mở ra để chúng ta chọn tập tin chuẩn bị nhập.

- CCT sẽ kiểm tra tập tin. Nếu thành công thì nút Import sẽ sáng lên.

- Chúng ta có thể trở lại mục "Browse" để chọn thêm tập tin ied.ICD khác để

nhập.

- Nhấn nút Import để nhập tập tin như trong hình 4.14.

Hình 5.6.4.2: CCT: Nhập tập tin ied.ICD

 Xuất tập tin ied.SCD

- Trước khi xuất tập tin chúng ta cần lưu dự án trước.

- Chọn thiết bị IED cần xuất trong Project Navigator và nhấn phải chuột.

Chọn Export ICD.

- Cửa sổ xuất tập tin sẽ được mở ra, trong đó có chọn sẵn đường dẫn mặc

định để lưu tập tin ied.SCD. Chúng ta có thể thay đổi đường dẫn này tùy ý.

- Nhấn Export như mô tả trong hình 4.15.

Hình 5.6.4.3: CCT: Xuất tập tin ied.ICD

CCT sẽ tạo một tập tin ied.ICD cho thiết bị IED được chọn. Tập tin này có thể

được sử dụng để nhập trở lại trong một công cụ cấu hình thiết bị IED khác.

 Nhập một thiết bị IED client thông qua CCT.

- Một IED client sẽ được nhập theo như cách mô tả ở trên. Để tích hợp nó vào

trong dự án của CCT chúng ta phải mở dự án lên trước sau đó mới nhập thêm

các IED client.

- Mở dự án trạm với các thiết bị IED client sẽ được nhập.

- Nhập các thiết bị IED client vào như mô tả ở phần nhập tập tin ICD ở trên.

- Kiểm tra các thiết bị IED client trong phần IED (IED section). Chúng phải

xuất hiện trong phần cấu trúc cây. Một thiết bị client chứa một nút logic thiết

bị và tối thiểu ba nút logic: LNN0, LPHD, ITCI.

- Chọn mục access point của thiết bị IED trong Project Navigator và chọn

mạng IEC61850 trong bảng Properties. Nó phải giống với mạng IEC61850

mà các thiết bị IED khác đã được kết nối.

- Xác định điểm truy cập (Access point Name) phù hợp với quy luật của dự án.

- Lập lại các bước để nhập tất cả các thiết bị IED client.

- Lưu dự án, đóng và mở lại dự án một lần nữa.

- Các thiết bị IED client lúc này đã hoàn tất và được chứa trong hai phần IED

section và communication section.

5.6.5 Phần mềm RTUtil560:

Phần mềm RTUtil560 là phần mềm dùng thực hiện cấu hình thiết bị RTU560

của ABB cho một hệ thống SCADA

Phần mềm có khả năng liên kết với Microsoft Excel. Từ tập tin cấu hình chúng

ta có thể xuất ra thành tập tin với định dạng Excel và chúng ta cũng có thể cấu

hình RTU bằng tập tin Excel sau đó tải tập tin Excel đó vào phần mềm

RTUtil560.

Cửa sổ của phần mềm RTUtil560 là một dạng cửa sổ chuẩn của Windown.

Trong đó bao gồm các thanh công cụ chuẩn như: Thanh trình đơn (menu bar),

Thanh công cụ (Tool bar), Thanh trạng thái (Status bar) và ba cửa sổ dạng cây

(Network Tree, Signal Tree, Hardware Tree) như mô tả trong hình 4.16.

Hình 5.6.5.1: Các cửa sổ làm việc trong phần mềm RTUtil560.

Trong phần mềm RTUtil560 chúng ta đặc biệt quan tâm tới ba cửa sổ: Network

Tree, Signal Tree, Hardware Tree đây là ba cửa sổ chính chứa tất cả các tham số

cần hiệu chỉnh trong quá trình thực hiện cấu hình thiết bị RTU560.

 Cửa sổ Network Tree

Cửa sổ Network Tree là một cửa sổ cho phép người sử dụng xây dựng các giao

thức để giao tiếp giữa các thiết bị IED, RTU và các trung tâm điều khiển từ xa.

Tại cửa sổ này chúng ta có thể khai báo các loại giao thức như: IEC 61850,

IEC 60870-5-103, IEC 60870-5-104, IEC 60870-5-101, Modbus TCP/IP,

Modbus RTU, DNP3, RP570/71...

 Cửa sổ Signal Tree

Cửa sổ Signal Tree là một cửa sổ giúp người sử dụng tạo và quản lý các tín

hiệu của một hệ thống SCADA. Tại cửa sổ này chúng ta có thể tạo các tín hiệu

như: tín hiệu trạng thái 1bit (SPI), Tín hiệu trạng thái 2 bit (DPI), Tín hiệu đo

lường (AMI, MFI), Tín hiệu điều khiển các thiết bị (DCO, RCO)...Ngoài ra,

chúng ta có thể nhóm các tín hiệu lại với nhau theo từng ngăn lộ và cấp điện áp

nhằm phục vụ cho công việc quản lý các tín hiệu được tốt hơn.

 Cửa sổ Hardware Tree

Cửa sổ Hardware Tree là một cửa sổ cho phép người sử dụng xây dựng cấu

trúc phần cứng của thiết bị RTU. Cửa sổ này mô tả tất cả các thông tin về cấu

trúc bên trong của một RTU. Cấu trúc truyền thông của một RTU và các bảng

mạch I/O được sử dụng để liên kết các tín hiệu sẽ được mô tả rõ ràng trong cửa

sổ này.

Trong phần mềm RTItil560 chúng ta thường sử dụng hai thao tác cơ bản là:

- Add Item: Dùng để tạo các tín hiệu mới hay các nhân tố mới trong cấu

hình.

- Link Item: Dùng để liên kết các tín hiệu hay các nhân tố đã có sẵn trong

các cửa sổ Network Tree, Signal Tree.

Tất cả các tín hiệu mà xuất hiện trong hơn một của sổ ví dụ tín hiệu vừa có

trong cửa sổ Signal Tree vừa có trong cửa sổ Hardware Tree thì phải được

"Linked" với nhau. Đây là quy luật bắt buộc trong việc cấu hình của

RTUtil560. .

Các tín hiệu và nhân tố có thể link: các đường truyền thông (Communication

line), các điểm dữ liệu (data point).

Các tin hiệu và nhân tố không thể link trong cửa sổ Hardware Tree: Chức năng

logic, PLC, tích hợp HMI, các chức năng lưu trữ dữ liệu...

Các tín hiệu không được link sẽ có hình:

Các tín hiệu đã được link sẽ có hình: (với một hình tròn màu vàng có viền

đỏ)

 Chế độ giúp đỡ trực tuyến (Online help)

Trong phần mềm RTUtil560 có một công cụ rất hữu ích đó là công cụ giúp đỡ

trực tuyến. Khi chúng ta trỏ chuột vào vùng điền các thông số cho các đối

tượng và chờ vài giây sẽ xuất hiện một hộp thoại giúp đỡ. Hộp thoại này sẽ

giải thích cho chúng ta rõ hơn về chức năng của các thông số mà chúng ta sẽ

chọn như trong hình 4.17.

Hình 5.6.5.2: Hộp thoại help online

 Xuất tập tin cấu hình.

Sau khi công việc cấu hình hoàn tất, công cụ RTUtil560 có thể xuất ra ba tập tin

đó là:

Tập tin GCD: chứa dữ liệu cấu hình chung.

Tập tin IOD: chứa dữ liệu của các tín hiệu được cấu hình

Tập tin PTX: phục vụ cho chức năng in ấn.

Để xuất ra tập tin cấu hình chúng ta chọn Project > Build RTU Files. Cửa sổ Build

RTU flie sẽ được mở ra. Tại mục RTU chúng ta sẽ chọn thiết bị RTU cần xuất

(nếu trong một dự án có nhiều RTU). Tại mục RTU file chúng ta chọn đường dẫn

để lưu các tập tin cấu hình sẽ được xuất ra. Các tập tin này sẽ được tải lên thiết bị

RTU560.

5.6.6 Phần mềm Micom S1

Được sử dụng để cấu hình các loại Relay do Schneider sản xuất với các

chức năng chính:

- Thiết lập cấu hình các chức năng bảo vệ cho Relay.

- Cài đặt các Input/Output cho Relay.

- Thiết lập cấu hình IEC61850.

- Xuất cấu hình các Report của Relay ra file .cid, . icd.

- Download/Upload cấu hình cho các Relay.

5.6.7 Phầm mềm DIGSI

Được sử dụng để cấu hình các loại Relay do Siemens sản xuất với các

chức năng chính:

- Thiết lập cấu hình các chức năng bảo vệ cho Relay.

- Cài đặt các Input/Output cho Relay.

- Thiết lập cấu hình IEC61850.

- Xuất cấu hình các Report của Relay ra file .cid, . icd.

- Download/Upload cấu hình cho các Relay.

5.7 Thực hiện kết nối mô phỏng tại phòng thí nghiệm

IEC 104

5.7.1 Sơ đồ kết nối hệ thống mô phỏng

IP: 10.68.39.79

To SCADA

LAN port

IEC61850

IP: 10.68.39.80

IP: 10.68.39.81 Relay Siemens

Hình 5.7.1.1: Sơ đồ kết nối hệ thống mô hình mô phỏng

Các thiết bị được sử dụng trong mô hình mô phỏng:

- RTU560CMG10/ABB.

- Rơle kỹ thuật số Siemens.

- Ethernet Switch của nhà sản xuất Oring.

- Bộ nguồn 24VDC của nhà sản xuất.

- Thiết bị tạo dòng và áp.

Các Software cần sử dụng:

- Digsi 4.9.

- RTUtil 560 Ver 10.2.8.

- OPC 61850 Relab.

- ASE 2000 Testset.

- SCL Viewer.

- SCADA Survalent.

5.2 Sơ đồ khối mô tả các bước cấu hình hệ thống kết nối giữa RTU560/ABB và

rơle ố

RTU560 560CMG10

(14)

RTUtil560 (1)

PCM 600 (5)

 Cấu hình cấu trúc trạm  Tích hợp thiết bị IED.  Tải file ied.ICD của từng IED vào PCM 600.  Cấu hình mạng truyền thông  Xuất ra file station_PCM.SCD

(6)

 Cấu hình cấu trúc RTU  Xuất ra file iid.RTU  Xuất file cấu hình ra dạng file Excel  Nhập file station.SCD vào file Excel  Nhập lại file Excel vào file cấu hình  Xuất ra file cấu hình  Tải file cấu hình vào RTU560

0 5 8 1 6 C E I

(13)

station_PCM.SCD

o e h t

(2)

(4)

(7)

CCT (9)

m ạ r t h n

RTU.iid

Excel Export Excel Export

ì

 Tải file station_PCM.SCD vào CCT  Tải file iid.RTU vào CCT (ICD của thiết bị

(3)

h u ấ C

RTU)

(8)

Excel Import

 Cấu hình các Dataset cho mỗi thiết bị IED  Cấu hình và liên kết các report control block  Xuất ra file station.SCD

(10)

(12)

(11)

Station.SCD

Hiệu chỉnh cấu hình trong ExcelImport  Lựa chọn lại các nút logic cần thiết.  Hiệu chỉnh các tham số cần thiết cho tập

tin cấu hình

Hình 5.2.1: Sơ đồ khối mô tả các bước cấu hình hệ thống kết nối giữa

RTU560/ABB và rơle Siemens

5.3 Các bước thực hiện thiết kế hệ thống

Bước 1: Thiết lập một dự án trong phần mềm RTUtil560.

- Sau khi khởi động phần mềm RTUtil560 trên cửa sổ chính của phần mềm sẽ

xuất hiện cửa sổ Initialize Project như hình 5.3. Tại cửa sổ này cho phép chúng ta

đặt tên cho một dự án mới và các thông tin cho dự án như: tên người thiết kế, tên

công ty… Số ký tự tối đa chúng ta có thể sử dụng để đặt chỉ danh cho một tín hiệu

trong cấu hình RTU có thể được tăng hay giảm tại Maximum number of character

for process data name. Mặc định là 32 ký tự.

- Sau khi hoàn tất việc điền các thông tin trong bảng trên chúng ta nhấn Next. Khi

Hình 5.3.1: cửa sổ Initialize Project

đó cửa sổ Initialize Signal sẽ được mở ra như trong hình. Trong cửa sổ này chúng

ta sẽ thiết lập các cấp quản lý cho một dự án trong một trạm như: Substaion,

Hình 5.3.2: Cửa sổ Initialize SignalTree

Voltage, Bay, Signal.

- Tại cửa sổ NetworkTree chúng ta sẽ tạo một hệ thống RTU với thiết bị RTU và

các thiết bị IED của trạm. Ngoài ra tại cửa sổ này chúng ta cũng có thể xây dựng các

giao thức để kết nối RTU và các thiết bị IED lại với nhau. Chúng ta có thể thực hiện

thông qua thao tác nhấn phải chuột và chọn Add Item như trong hình.

Hình 5.3.3: Cách tạo một hệ thống RTU560

- Trong phần mềm này cho phép chúng ta tạo các kiểu hệ thống RTU sau:

RTU211, RTU560…Theo đề tài nghiên cứu chúng ta sẽ chọn hệ thống RTU560

được thể hiện như trong hình.

Hình 5.3.4: Hộp thoại Add node to NetworkTree

Hình 5.3.5: Cửa sổ Network Tree

- Để xây dựng các giao thức để kết nối RTU với các thiết bị IED lại với nhau,

Hình 5.3.6: Cách xây dựng các giao thức trong phần mềm RTUtil560

chúng ta nhấn phải chuột tại mục RTU560 và chọn Add Item như trong hình .

- Hệ thống RTU560 của ABB cho chúng ta rất nhiều giao thức để lựa chọn như:

IEC 60870-5-101, 103, 104… Trong đề tài này chúng ta thực hiện kết nối RTU560

với thiết bị IED theo IEC61850 do đó chúng ta sẽ chọn giao thức IEC61850 như

trong hình.

Hình 5.3.8: Cửa sổ Network Tree

Hình 5.3.7: Hộp thoại Add node to RTU560

- Sau khi đã chọn giao thức, bước tiếp theo chúng ta sẽ tạo thêm các thiết bị IED

sẽ được sử dụng. Để tạo các thiết bị IED chúng ta nhấn phải chuột tại mục Line

T61850 và chọn Add Item như trong hình.

Hình 5.3.9: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị IED

- Tại cửa sổ Add node to Line T61850 chúng ta chọn IED-Substation IED như

Hình 5.3.10: Hộp thoại Add node to Line T61850

trong hình.

- Theo đề tài của luận văn thiết bị IED được chọn để kết nối với RTU560 là Rơle

GRZ100 của nhà sản xuất Toshiba. Do đó, chúng ta sẽ đặt chỉ danh cho thiết bị IED

này là GRZ100 như trong hình . Chỉ danh của thiết bị IED trong RTUtil560 phải

được đặt giống với chỉ danh đã được đặt trong thiết bị IED. Vì giao thức IEC61850

sẽ giao tiếp giữa các thiết bị với nhau thông qua chỉ danh của IED.

Hình 5.3.11: Cửa sổ Network Tree

- Sau khi đặt chỉ danh cho Rơle thì RTU560 cũng cần được đặt chỉ danh. Chỉ danh

của RTU sẽ được đặt là RTU560. Tại mục Access point name chúng ta có thể đặt

giá trị bất kỳ như hình .

Hình 5.3.12: Cửa sổ Network Tree

- Sau khi đã hoàn tất các bước trong cửa sổ NetworkTree, chúng ta sẽ chuyển sang

cửa sổ Hardware Tree như hình .

Hình 5.3.13: Cửa sổ Hardware Tree

- Chúng ta sẽ tiến hành liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED đã được tạo

ở phần Network Tree qua phần Hardware Tree này. Để thực hiện chúng ta nhấn phải

Hình 5..14: Hướng dẫn cách liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED

chuột tại mục Hardware Tree và chọn Link Item như hình bên dưới.

- Thực hiện link cả phần hệ thống RTU560 và các thiết bị IED như hình 5.17 và

hình bên dưới.

Hình 5.17: Hộp thoại Link node to HardwareTree

Hình 5.3.15: Kết quả sau khi liên kết hệ thống RTU560 và các thiết bị IED

- Sau khi đã hoàn tất thao tác link các thiết bị. Bước tiếp theo, chúng ta sẽ tạo các

thiết bị bên trong của hệ thống RTU560 như: vỏ tủ, khung rack, nguồn, bộ xử lý

trung tâm…Để thực hiện chúng ta nhấn phải chuột tại mục phía trên mục chúng ta

Hình 5.3.16: Hướng dẫn cách tạo các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560.

muốn tạo một cấp và chọn Add Item các thao tác như mô tả trong hình .

- Trong phần này chúng ta sẽ chọn vỏ tủ dạng Din Ray, và chỉ gắn một thiết bị

RTU560CMG10 trong tủ. Trong thiết bị RTU560CMG10 sẽ bao gồm một bộ nguồn

560PSU11 và bộ xử lý trung tâm 560CMU10. Các thiết bị được mô tả như hình .

Hình 5.3.17: Các thiết bị bên trong của hệ thống RTU560.

Bước 2: Xuất tập tin cấu hình hệ thống RTU560 thành tập tin định dạng Excel.

- Sau khi đã tạo xong phần cấu trúc cơ bản của một hệ thống RTU560 trong đó

không bao gồm các tín hiệu mà hệ thống RTU sẽ thu thập giám sát và điều khiển

thông qua các rơle theo IEC61850.

- Với các tín hiệu của trạm được lấy qua các bảng mạch IO theo cách truyền thống

(đấu nối bằng dây dẫn) thì chúng ta có thể xây dựng và đặt các thông số cần thiết

cho các tín hiệu đó trực tiếp trên phần mềm RTUtil560. Nhưng đối với các tín hiệu

được thu thập thông qua các rơle theo giao thức IEC61850 thì không thể xây dựng

trực tiếp trên phần mềm RTUtil560 được. Để xây dựng được các tín hiệu này chúng

ta cần sử dụng một phần mềm trung gian đó là Micrsoft Excel.

- Do đó sau khi xây dựng xong phần cấu trúc cơ bản của một hệ thống RTU560

như các bước đã thực hiện trên. Bước tiếp theo chúng ta sẽ xuất tập tin cấu hình này

ra thành tập tin với định dạng Excel để phục vụ cho việc xây dựng các tín hiệu theo

tiêu chuẩn IEC61850. Để thực hiện chúng ta vào Extra > Excel export như trong

hình .

Hình 5.3.18: Hướng dẫn cách xuất tập tin cấu hình ra thành tập tin excel.

- Tại hộp thoại Start the export of the pattern data chúng ta chọn đường dẫn để

lưu tập tin và đặt tên cho tập tin sau đó nhấn nút Start như trong hình .

Hình 5.3.19: Hộp thoại Start the export of the pattern data

Bước 3: Chuyển tập tin ExcelExport_DEMO.xls thành tập tin

- Sau khi tập tin tin ExcelExport_DEMO.xls được xuất ra hoàn tất. Ta vào nơi lưu

ExcelImport_DEMO.xls

tập tin này và sao chép ra thành một tập tin khác với tên ExcelImport_DEMO.xls.

Mục đích của việc này nhằm mục đích quản lý được dễ dàng và vẫn giữ lại được tập

tin gốc.

Bước 4: Xuất tập tin với địng dạng RTU.iid từ cấu hình của RTU560.

- Nếu như trong mỗi rơle sẽ có một tập tin với định dạng ied.ICD để mô tả toàn bộ

cấu hình của rơle thì RTU560 cũng có một tập tin với định dạng RTU.iid để mô tả

cấu hình của RTU560. Để xuất ra tập tin này chúng ta chọn Extra > IID Export như

trong hình 5.23. Tập tin này sẽ được sử dụng tiếp tục cho phần mềm CCT.

Hình 5.3.20: Hướng dẫn cách xuất ra tập tin RTU.iid.

- Tại hộp thoại IEC61850 – IID file export chúng ta có thể chọn đường dẫn để lưu

và đặt tên cho tập tin Demo.iid như trong hình .

Hình 5.3.21: Hộp thoại IEC61850 – IID file export

Bước 5: Thiết lập một dự án trong PCM600

- Trước tiên chúng ta cần tạo một dự án mới trong phần mềm PCM600. Các bước

- Sau khi đã tạo xong dự án. Bước tiếp theo chúng ta sẽ tạo các cấp quản lý để

thực hiện như mô tả ở phần trên.

quản lý các thiết bị IED như: Substation, Voltage, Bay và các thiết bị IED trong cửa

sổ Plant Structure… Để thực hiện chúng ta nhấn phải chuột chọn New > General >

Substation, thực hiện tương tự cho cấp Voltage, Bay và các IED như trong

Hình 5.3.22: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED.

Hình 5.3.23: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED.

Hình 5.3.24: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED.

Hình 5.3.25: Hướng dẫn cách tạo các cấp quản lý để quản lý các thiết bị IED.

- Sau khi đã khai báo hoàn tất các cấp quản lý và các IED. Bước tiếp theo chúng

ta sẽ qua cửa sổ Communication để tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED

như: Computer node, IEC61850 OPC server, IEC61850 Subnetwork như trong ba

hình. Tạo các nút truyền thông này nhằm mục đích nhóm tất cả các thiết bị IED lại

trong cùng một mạng IEC61850. Các bước tạo như mô tả trong hình

Hình 5.3.26: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED.

Hình 5.3.27: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED.

Hình 5.3.28: Hướng dẫn cách tạo các nút truyền thông cho các thiết bị IED.

- Sau khi tạo xong các nút truyền thông, chúng ta sẽ tiến hành Link các IED từ

Plant Structure sang Communication. Các bước thực hiện như mô tả trong các hình.

Hình 5.3.29: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication.

Hình 5.3.30: Hướng dẫn cách Link các IED từ Plant Structure sang Communication.

- Bước tiếp theo chúng ta sẽ tiến hành nhập các tập tin ied.ICD của từng thiết bị

IED. Tập tin ied.ICD của thiết bị IED nào phải được nhập đúng cho IED đó. Để

nhập tập tin ied.ICD chúng ta chọn ngay thiết bị IED đó nhấn phải chuột chọn SCL

Import như mô tả trong hình.

Hình 5.3.31: Hướng dẫn cách nhập các tập tin ICD cho từng thiết bị IED.

- Tại cửa sổ IEC61850 – SCL Import chọn Choose File như trong hình 5.35.

Hình 5.3.32: Cửa sổ IEC61850 – SCL Import.

- Trong hộp thoại Choose ICD file chọn đúng tập tin ICD cần nhập. Trong luận

văn này chúng ta sẽ kết nối RTU560 với rơle GRZ100, do đó ta chọn đúng tập tin

WGRZ100 để nhập như mô tả trong hình.

Hình 5.3.33: Chọn tập tin ICD của rơle GRZ100.

- Sau khi nhập tập tin ICD vào thì tất cả các nút logic của thiết bị IED sẽ được liệt

kê như hình.

Hình 5.3.34: Mô tả các nút logic có trong một thiết bị IED.

- Tại cửa sổ Object Properties tại mục Caption như hình dưới đặt lại chỉ danh rơle

giống với chỉ danh đã đặt trong phần mềm RTUtil560. Tại mục IP Address như

trong hình đặt địa chỉ IP giống với địa chỉ IP của rơle mà chúng ta đang thực hiện

kết nối.

Hình 5.3.35: Hướng dẫn cách đặt chỉ danh cho từng thiết bị IED.

Hình 5.3.36: Hướng dẫn cách đặt địa chỉ IP cho từng thiết bị IED.

Bước 6: Xuất ra tập tin với định dạng station_PCM.SCD từ PCM600.

- Sau khi đã hoàn tất các thao tác trên, chúng ta sẽ tiến hành xuất tập tin với định

dạng station_PCM.SCD. Tập tin này sẽ được sử dụng tiếp tục trong phần mềm

CCT. Để xuất tập tin chúng ta chọn mục Substation trong cửa sổ Plant Structure

nhấn phải chuột chọn Export như mô tả trong hình.

Hình 5.3.37: Hướng dẫn cách xuất tập tin với định dạng station_PCM.SCD.

Bước 7: Nhập tập tin station_PCM.SCD vào phần mềm CCT

- Trước khi bắt đầu cấu hình với phần mềm CCT chúng sẽ tạo một dự án mới

- Sau khi đã tạo dự án xong, bước tiếp theo chúng ta sẽ tiến hành nhập tập tin

trong phần mềm CCT. Thao tác tạo một dự án mới như đã mô tả ở trên.

station_PCM.SCD đã được tạo ra từ phần mềm PCM600. Đây chính là bước nhập

các thiết bị server (rơle GRZ100) vào trong phần mềm CCT. Để thực hiện chúng ta

vào Tool > SCL Import/Export > Import SCL file như mô tả trong hình.

Hình 5.3.38: Hướng dẫn cách nhập tập tin station_PCM.SCD đã được tạo ra từ phần

mềm PCM600 vào phần mềm CCT.

- Kết quả sau khi nhập tập tin station_PCM.SCD được mô tả như trong hình bên

dưới. Trong phần Communication section và IED section sẽ xuất hiện thêm rơle

GRZ100 và các nút logic của nó.

Hình 5.3.39: Cửa sổ Project Navigator.

100

Bước 8: Nhập tập tin Demo.iid đã tạo từ phần mềm RTUtil560 vào CCT.

- Bước tiếp theo chúng ta sẽ tiến hành nhập tập tin Demo.iid đã được tạo ra từ

phần mềm RTUtil560. Đây chính là bước nhập các thiết bị Client (RTU560) vào

trong phần mềm CCT. Để thực hiện chúng ta vào Tool > SCL Import/Export >

Import ICD file như mô tả ở hình bên dưới.

Hình 5.3.40: Hướng dẫn cách nhập tập tin Demo.iid được tạo từ phần mềm

RTUtil560.

- Sau khi nhập tâp tin Demo.iid vào thì trong phần IED Section sẽ xuất hiện thêm

thiết bị Client là RTU560 và các nút logic của nó như trong hình. Tuy nhiên

RTU560 vẫn chưa được liên kết vào hệ thống mạng IEC61850. Do đó trong mục

Commnunication Section vẫn chưa có thiết bị RTU560

Hình 5.3.41: Cửa sổ Project Navigator.

101

- Với mục đích của đề tài là liên kết RTU560 với các thiết bị IED lại với nhau. Do

đó thiết bị RTU560 bắt buộc phải được liên kết vào cùng chung một hệ thống mạng

IEC61850 với các thiết bị IED. Để thực hiện chúng ta vào cửa sổ Properties tại mục

Connection chế độ mặc định là None ta sẽ chuyển sang IEC61858 Subnetwork. Khi

đó tại mục Communication Section sẽ xuất hiện thêm RTU560 như trong hình. Khi

đó thiết bị RTU560 đã được liên kết vào mạng IEC61850.

Hình 5.3.42: Hướng dẫn cách liên kết RTU560 vào chung hệ thống mạng IEC61850

với thiết bị IED.

Bước 9: Cấu hình cơ sở dữ liệu theo IEC61850 trong phần mềm CCT.

- Thiết bị Server ở đây là các thiết bị IED mà cụ thể trong đề tài này là rơle

GRZ100. Một khi rơle GRZ100 có sự thay đổi trạng thái ở một nút logic nào đó thì

các giá trị đó sẽ được gửi tới report của nút logic đó trong rơle. Do đó để RTU560

có thể nhận được các giá trị thay đổi đó trong rơle thì chúng ta cần phải liên kết thiết

bị Client (RTU560) vào report của từng nút logic trong thiết bị Server (GRZ100).

Trong mỗi rơle có rất nhiều nút logic tuy nhiên chúng ta chỉ sử dụng một số nút

logic trong đó. Do đó chúng ta cần phải tìm hiểu rõ tiêu chuẩn IEC61850 để phân

102

biệt được nút logic nào đặc trưng cho chức năng nào của rơle mà chúng ta cần sử

dụng. Để thực hiện việc liên kết chúng ta sẽ kéo nút logic ITCI1 của RTU560 và thả

vào report của từng nút logic của rơle GRZ100 mà chúng ta sẽ sử dụng để liên kết

với RTU560. Thao tác được mô tả như hình.

Kéo và thả

Hình 5.3.43: Cách liên kết RTU560 vào report của các nút logic trong thiết bị IED.

- Sau khi kéo và thả nút logic của RTU560 vào report của các nút logic trong rơle

GRZ100. Thì trong cửa sổ Report Control Engineering tại mục report sẽ xuất hiện

thêm RTU560 như trong hình mô tả bên dưới.

Hình 5.3.44: Cửa sổ Report Control Engineering.

103

Bước 10: Xuất ra tập tin với định dạng Station.SCD từ phần mềm CCT.

- Bước tiếp theo chúng ta sẽ xuất ra tập tin với định dạng station.SCD. Tập tin này

sẽ được sử dụng để nhập vào tập tin Excel import mà chúng ta đã tạo ở bước trên.

Để xuất ra tập tin station.SCD chúng ta vào Tool > SCL Import/Export > Export

SCL file như trong hình.

Hình 5.3.45: Cách xuất tập tin với định dạng station.SCD.

Chọn đường dẫn lưu và đặt tên cho tập tin sau đó nhấn Export như trong hình.

Hình 5.3.46: Cách lưu và đặt tên cho tập tin station.SCD.

104

Bước 11: Nhập tập tin station.SCD đã được tạo bởi phần mềm CCT vào tập tin

ExcelImporPD_DEMO.xls.

- Đây là bước chúng ta nhập dữ liệu cấu hình IEC61850 đã thực hiện ở phần mềm

CCT vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. Tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls

trước khi nhập tập tin station.SCD thì trong phần IEC61850 address sẽ không có dữ

liệu được mô tả như trong hình.

Hình 5.3.47: Tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls trước khi nhập tập tin station.SCD

- Để nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls. Chúng ta

vào Extra > SCD Import như trong hình 5.51, 5.52, 5.53, 5.54, 5.55.

105

Hình 5.3.48: Cách nhập tập tin station.SCD vào tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls.

- Chọn tập tin station.SCD sau đó nhấn Next

Hình 5.3.49: Chọn tập tin station.SCD

- Chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls sau đó nhấn Next

106

Hình 5.3.50: Chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls.

- Trong cửa sổ IEC61850 – SCD file import tại mục Excel Sheet Name chúng ta

sẽ chọn sheet RELAY. Chúng ta chỉ chọn sheet RELAY mà không chọn sheet

Local IO vì chúng ta chỉ cần nhập phần IEC61850 của RELAY vào tập tin

ExcelImporPD_DEMO.xls mà không cần nhập các tín hiệu Local IO (các tín hiệu

được đấu nối cứng theo cách truyền thống). Cuối cùng chọn Finish. Các bước được

mô tả như hình bên dưới.

Hình 5.3.51: Cách chọn sheet RELAY trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls.

107

Hình 5.3.52: Kết quả sau khi chọn sheet RELAY trong tập tin

- Kết quả

ExcelImporPD_DEMO.xls.

sau khi đã nhập tập tin station.SCD vào tập tin

ExcelImporPD_DEMO.xls. Khi đó phần IEC61850 Address xuất hiện thêm tất cả

các nút logic có trong rơle như mô tả trong hình.

Hình 5.3.53: Kết quả sau khi đã nhập tập tin station.SCD vào tập tin

ExcelImporPD_DEMO.xls.

108

Bước 12: Hiệu chỉnh cấu hình trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls.

- Trong số tất cả các nút logic của rơle GRZ100 có trong tập tin

ExcelImporPD_DEMO.xls, chúng ta sẽ sàn lọc ra nút logic sử dụng để kết nối giữa

RTU560 và rơle GRZ100. Các nút logic mà chúng ta đã liên kết report giữa thiết bị

Client (RTU560) và thiết bị Server (GRZ100) trong phần mềm CCT trước đó. Ví dụ

để lấy tín hiệu trạng thái của máy cắt chúng ta sẽ chọn nút logic

XCBR11/Pos/DPC/stVal như mô tả trong hình. Để chọn đúng các nút logic này đòi

hỏi chúng ta phải tìm hiểu IEC61850 phần Logical Node.

Hình 5.3.54: Nút logic XCBR11/Pos/DPC/stVal.

- Sau khi đã hoàn tất thao tác chọn lựa các nút logic phù hợp cho từng chức năng.

Bước 13: Nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls trở lại phần mềm RTUtil560.

Chúng ta sẽ nhập lại tập tin này vào phần mềm RTUtil560. Thao tác thực hiện vào

Extra > Excel Import

109

Hình 5.3.55:Cách nhập lại tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm

RTUtil560.

- Sau đó chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls để nhập trở lại phần mềm

RTUtil560.

Hình 5.3.56:Cách chọn tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls.

110

- Do phần Local IO chúng ta không cấu hình nên tại hộp thoại Import – select

sheet to be imported chúng ta sẽ chỉ chọn sheet Excel Relay kết nối theo IEC61850.

Các bước được mô tả như trong 3 hình dưới.

Hình 5.3.57:Chọn sheet Excel Relay.

Hình 5.3.58:Gán sheet Excel Relay qua cửa sổ select Excel sheets.

- Sau khi chọn xong nhấn Start

111

Hình 5.3.59: Chọn Start để nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls vào phần mềm

RTUtil560.

- Sau khi tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls được nhập trở lại phần mềm

RTUtil560, chúng ta sẽ thấy kết quả như hình. Các tín hiệu được lấy thông qua rơle

sẽ được trình bày trong phần Hardware Tree và các thông số cho từng tín hiệu cũng

đã được cài đặt. Như chúng ta thấy tại hộp thoại Line T61850:RELAY các thông số

của các tín hiệu đều bị ẩn mờ và không thể thay đổi được chúng chỉ có thể được

thay đổi trong tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls, không giống như khi chúng ta khai

báo cấu hình cho các tín hiệu lấy qua các bảng mạch IO theo cách truyền thống ở đó

chúng ta có thể hiệu chỉnh các thông số một cách tự do. Đây chính là cái mới trong

việc cấu hình cơ sở dữ liệu cho hệ thống SCADA theo tiêu chuẩn IEC61850 mà

chúng ta cần phải nghiên cứu.

112

Hình 5.3.60: Cửa sổ RTUtil560 sau khi đã nhập tập tin ExcelImporPD_DEMO.xls.

Bước 14: Xuất tập tin cấu hình để tải lên RTU560CMG10 từ phần mềm

RTUtil560.

- Sau khi đã hoàn tất các thao tác cấu hình cơ sở dữ liệu cho hệ thống SCADA

trong phần mềm RTUtil560. Bước cuối cùng chúng ta sẽ xuất ra các tập tin cấu hình

để tải lên thiết bị RTU560CMG10. Các tập tin cấu hình sẽ có các định dạng sau:

*.gcd, *.iod, *.ptx, *.oad. Để xuất ra các tập tin cấu hình chúng ta vào Project >

Build RTU file như trong hình 5.64.

Hình 5.3.61: Cách xuất ra tập tin cấu hình RTU560.

113

- Chọn đường dẫn lưu các tập tin cấu hình tại hộp thoại Build RTU file như trong

hình.

Hình 5.3.62: Chọn đường dẫn lưu các tập tin cấu hình của RTU560.

- Trước khi kết nối máy tính của chúng ta với thiết bị RTU560CMG10, chúng ta

phải cài đặt IP Address của máy tính sao cho có cùng lớp mạng với IP của

RTU560CMG10 như trong hình. Thiết bị RTU560CMG10 sẽ kết nối với máy tính

thông qua cổng LAN trên máy tính và trên RTU560CMG10.

Hình 5.3.63: Cài đặt địa chỉ IP cho máy tính.

114

- Dùng trình duyệt Web Windown Internet Explorer để đăng nhập vào thiết bị

RTU560CMG10 theo địa chỉ IP của RTU560CMG10. Được mô tả như hình.

Hình 5.3.64: Đăng nhập vào RTU560

- Gõ User name và Password để đăng nhập vào RTU560CMG10. Được mô tả

trong hình 5.3.65.

 User name: Load

 Password: Load

Hình 5.3.66: Nhập Username và Password để đăng nhập vào RTU560.

115

- Bước tiếp theo, chúng ta vào mục Configuration ở cửa sổ màu xanh bên trái màn

hình. Tại cửa sổ Local PC chúng ta chọn bốn tập tin cấu hình là: DEMO.gcd,

DEMO.iod, DEMO.oad, DEMO.ptx và tải qua cửa sổ ABBRTU560 như trong hình

5.69.

Hình 5.3.67: Cách chọn các tập tin cấu hình và Load lên RTU560.

116

Chương 6

Kết nối với hệ thống SCADA trung tâm   

6.1 Giới thiệu hệ thống SCADA trung tâm.

Hiện nay Tổng công ty Điện lực Tp.HCM đang sử dụng phần mềm

SCADA của hãng Survelent (Canada) để thiết lập kết nối với tất cả các

trạm biến áp 220/110/22/15 kV do Tổng công ty quản lý.

Cấu trúc hệ thống bao gồm:

+ Online Application Server (Scada Svr1)

+ Standby Application Server (Scada Svr2)

+ Historical Server (HIS Svr)

+ ICCP Server

+ HMI Server

117

6.2 Thiết lập cấu hình trên hệ thống SCADA

Kết nối vào hệ thống SCADA trung tâm: Từ giao diện HMI trên máy tín cấu hình hệ thống click chuột và biểu tượng STC Explore để kết nối vào cơ sở dữ liệu của hệ thống SCADA Serverlent.

Tiến hành đăng nhập vào hệ thống và băt đầu xây dựng cơ sở dữ liệu cho trạm ngắt Cường Để.

Hình 6.2.1 Tại màn hình chính Scada Explorer chọn Station và chọn New để thêm một trạm mới vào hệ thống

Hình 6.2.2 Tiến hành thiết lập các thông số cơ bản cho trạm.

118

Hình 6.2.3 Thiết lập cổng kết nối và giao thức kết nối, các thông số kết nối.

Hình 6.2.4Thiết lập cấu hình cho RTU trạm ngắt Cường Để như địa chỉ RTU, Cổng kết nối.

119

Hình 6.2.5Tạo tín hiệu cần thu thập: tín hiệu chỉ thị trạng thái, điều khiển.

Hình 6.3.6 Tín hiệu đo lường

120

Hình 6.2.7 Thử nghiệm kết nối thu thập dữ liệu từ trạm gửi về cho hệ thống trung tâm.

Hình 6.2.8 Xây dựng giao diện đồ họa và gán dữ liệu vào hệ thống.

121

Hình 6.2.9 Chọn dữ liệu cần gán lên màn hình đồ họa

Chương 7

Kết quả thực hiện   

7.1 Kết quả thực hiện tại phòng thí nghiệm

122

Hình 7.1.1: Các tín hiệu 1 bit đang ở trạng thái “OFF”

Hình 7.1.2: Các tín hiệu 1 bit chuyển sang trạng thái “ON” khi chúng ta tác động từ

bên ngoài.

Hình 7.1.1, 7.1.2 cho chúng ta thấy được các tín hiệu 1 bit thay đổi trạng thái khi

chúng ta tác động từ bên ngoài.

Hình 7.1.3: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) đang ở trạng thái “OFF”

123

Hình 7.1.4: Các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) chuyển sang trạng thái “ON” khi

chúng ta thao tác đóng máy cắt.

Hình 7.1.3, 7.1.4 cho chúng ta thấy được các tín hiệu 2 bit (trạng thái máy cắt) đã thay

đổi khi chúng ta thực hiện thao tác đóng máy cắt bên ngoài.

Hình 7.1.5: Các giá trị đo lường trước khi bơm dòng áp cho rơle.

124

Hình 7.1.6 Các giá trị đo lường nhận được sau khi bơm dòng áp cho rơle.

Hình 7.1.5, 7.1.6 cho thấy các giá trị đo lường nhận từ rơle bảo vệ khi chúng ta thực

hiện bơm dòng áp cho rơle

7.2 Kết quả thực hiện kết nối trạm 110kV Nam Sài Gòn 2

Hình 7.2.1 Sơ đồ lưới điện thành phố Hồ Chí Minh trên hệ thống SCADA

125

Hình 7.2.1 Màn hình giám sát điều khiển trên hên thống SCADA trạm Nam Sài Gòn

126

Hình 7.2.2 Kiểm tra các giá trị trạng thái báo động Relay REF 620 kết nối theo giao

thức IEC 61850.

7.3 Kết quả thực hiện kết nối trạm ngắt Cường Để

Hình 7.3.1 Màn hình giám sát trạm ngắt 15kV Cường Để.

127

Hình 7.3.2 kiểm tra kết nối relay P132 của ngăn máy cắt J02

Hình 7.3.3 Các giá trị đo lường của ngăn J06 được thu thập qua giao thức Modbus

RTU.

128

7.4 Tổng kết các vấn đề đã tìm hiểu và nghiên cứu trong đề tài

 Các vấn đề đã tìm hiểu

 Tìm hiểu tổng quan và các nút logic cơ bản trong tiêu chuẩn IEC61850.

 Tìm hiểu về các giao thức truyền thông cơ bản trong các trạm biến áp tự động

hóa: IEC60870-5-101, IEC60870-5-104, Modbus...

 Tìm hiểu về các thiết bị được vận hành trong các trạm biến áp.

 Tìm hiểu về nguyên lý vận hành của hệ thống tự động trạm.

 Tìm hiểu về Relay của các hãng ABB, Schneider, Siemens, Toshiba…

 Các vấn đề đã nghiên cứu được

 Nghiên cứu phần mềm PCM600.

 Nghiên cứu phần mềm CCT.

 Nghiên cứu phần mềm Micom S1.

 Nghiên cứu phần mềm DIGSI.

 Nghiên cứu phần mềm RTUtil560.

 Nghiên cứu lấy các tín hiệu từ các nút logic của rơle.

 Nghiên cứu cách thức liên kết cơ sở dữ liệu giữa rơle và RTU560 thông qua

phần mềm Microsoft Excel.

7.5 Kiến nghị những nghiên cứu tiếp theo

 Nghiên cứu thêm phần liên động Goose giữa các thiết bị IED với nhau.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] Bảo vệ rơle và tự động hoá trong hệ thống điện “Nhà xuất bản Đại Học Quốc

Gia TP.HCM tác giả Nguyễn Hoàng Việt”

[2] Bảo vệ rơle và tự động hoá trong hệ thống điện “Nhà xuất bản Giáo Dục tác

giả Lê Kim Hùng – Đoàn Ngọc Minh Tú”

[3] Cẩm nan thiết bị đóng cắt ABB “Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật người dịch

Lê Văn Oanh”

[4] Cung Cấp Điện “Nguyễn Xuân Phú _ Nguyễn Công Hiền _ Nguyễn Bội Khuê”

[5] Hướng dẫn sử dụng RTU/ABB

[6] Hướng dẫn sử dụng Relay/Toshiba

[7] Mạng Cung Cấp và Phân Phối Điện “Bùi Ngọc Thư”

[8] Nhà máy điện và trạm biến áp “Huỳnh Nhơn”

[9] Rơle số lý thuyết và ứng dụng “Nhà xuất bản Giáo Dục Tác giả TS. Nguyễn

Hồng Thái – KS. Vũ Văn Tẩm

[10] Sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị diện từ 0.4 đến 500KV “Ngô Hồng Quang”

[11] Thiết kế Nhà máy điện và trạm biến áp “P.GS Nguyễn Hữu Khái”

[12] Tự động hoá trong hệ thống điện “Tác giả Trần Đình Trân – Phan kế Phúc”

[13] Engineering guide IEC 61850 Station ABB Power Technologies AB

[14] International Electrotechnical Commission by the IEC central Office

GENEVA, SWITZERLAND

[15] Klaus-Peter Brand, Volker Lohmann, Wolfgang Wimmer: “Substation

Automation Handbook”.

[16] Siemens. Protection and Substation Control

[17] ABB, “S.P.I.D.E.P MicroSCADA. User’Manual 8.2”, 2000

[18] http://www.go-onlinessupport.com

[19] www.Nettedautomation.com/solutions

[20] www.Nettedautomation.com/standardization/IEC_TC57/

WG07/etz_report.html

[21] http://www.scc-online.de/std/61850

[22] http://www.siemens.com/automation/service & support

PHỤ LỤC

Tên Trạm

Cấp điện áp

Hệ thống điều khiển tích hợp

STT

1 Củ Chi 2

220kV

@Station (ATS)

2 Bình Tân

220kV

PACis (GE)

3 Hiệp Bình Phước

220kV

PACis (GE)

4 Vĩnh lộc

220kV

RTU Xcell (IO Board)

5 Tăng Nhơn Phú

110kV

@Station (ATS)

6 Tân Quy

110kV

@Station (ATS)

7 Bình Lợi

110kV

@Station (ATS)

8 Bình Trị Đông

110kV

@Station (ATS)

9 Đông Thạnh (Tân Thới Hiệp)

110kV

@Station (ATS)

10 Láng Cát

110kV

@Station (ATS)

11 Bàu Đưng

110kV

@Station (ATS)

12 Tân Thắng

110kV

@Station (ATS)

13 Tân Phong

110kV

@Station (ATS)

Intel

110kV

@Station (ATS)

15 Tân Bình 2

110kV

Gateway C264 (Schneider)

16 An Phú

110kV

Gateway C264 (Schneider)

17 An Khánh

110kV

Gateway SEL-2240 (USA)(IO Board)

18 Lưu động Hóc Môn

110kV

Gateway SEL-2240 (USA)(IO Board)

19 Hỏa Xa

110kV

Gateway SEL-2240 (USA)(IO Board)

20 Long Thới

110kV

GSC1000 (Toshiba)

21 Tân Sơn Nhất

110kV

PACis (Schneider)

22 Bình Phú

110kV

PACis (Schneider)

23 Tân Hiệp

110kV

PACis (Schneider)

24 Thạnh Lộc

110kV

PACis (Schneider)

25 Bà Quẹo

110kV

RTU 210 (ABB) (IO Board)

26 Nam Sài Gòn 1

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

27 Phú Mỹ Hưng

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

1. Danh sách các trạm do Tổng công ty Điện lực TP.HCM quản lý vận hành.

28 Nam Sài Gòn 2

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

29 Thị Nghè

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

30 Chánh Hưng

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

31 Việt Thành

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

32 An Nghĩa

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

33 Cần Giờ

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

34 Chợ Lớn

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

35 Củ Chi

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

36 Gò Vấp 1

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

37 Hòa Hưng

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

38 Hùng Vương

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

39 Lê Minh Xuân

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

40 Linh Trung 2

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

41 Thanh Đa

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

42 Thủ Đức Đông

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

43 Xa Lộ

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

44 LĐ Bà Điểm

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

45 Bình Triệu

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

46 Tân Thuận

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

47 Tân Bình 1

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

48 Phú Hòa Đông

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

49 Trường Đua

110kV

RTU 560 (ABB) (IO Board)

50 Linh Trung 1

110kV

RTU Xcell (IO Board)

51 Tân Tạo

110kV

RTU Xcell (IO Board)

52 Đa Kao

110kV

Sicam Pas (Siemens)

53 Tân Túc

110kV

Sicam Pas (Siemens)

54 Bến Thành

110kV

Sicam Pas (Siemens)

55 Phú Định

110kV

Sicam Pas (Siemens)

Điện lực Sài Gòn (10T)

56 Văn Duyệt

15kV

Chưa có

57 Xe lửa

15kV

Chưa có

58 Dân Chủ

15kV

Chưa có

59 Hai Bà Trưng

15kV

RTU 210 (ABB) (IO Board)

60 Chí Hòa Ga

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

61 Hội Chợ

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

62 Lý Văn Phức

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

63 Văn Sâm

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

64 Cường Để

15kV

RTU 560 (ABB) (IEC 61850)

65 Trần Quý Cáp

15kV

RTU Xcell (IEC 61850)

Điện lực Tân Thuận (10T)

66 Nhà Rồng

15kV

Chưa có

67 Khánh Hội

15kV

Chưa có

68 Hữu Thọ

15kV

Chưa có

69 Phú Mỹ

15kV

Chưa có

70 Đô Chính

15kV

Chưa có

71 Song Tân

15kV

Chưa có

72 Kênh Tẻ

15kV

Chưa có

73 Gai sợi

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

74 Thành Công

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

75 Vĩnh Hội

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

Điện lực Chợ Lớn (4T)

76 Cao su

15kV

Chưa có

77 Thánh đường

15kV

Chưa có

78 Tân Hưng

15kV

RTU 210 (ABB) (IO Board)

79 Nguyễn Hoàng

15kV

RTU 211 (ABB) (IO Board)

Điện lực Phú Thọ (3T)

80 Thường Kiệt

15kV

Chưa có

81 Giếng Quốc Toản 5

15kV

Chưa có

82 Phú Thọ

15kV

RTU 210 (ABB) (IO Board)

Điện lực Gia Định (3T)

83 Gia Định

15kV

RTU TM 1703 (Siemens)

84 Công Lý

15kV

RTU TM 1703 (Siemens)

85 Xích Long 1-2

15kV

RTU TM 1703 (Siemens)

Điện lực Gò Vấp (2T)

86 Thiết Giáp

15kV

Chưa có

15kV

RTU 210 (ABB) (IO Board)

87 Di Nguy

Điện lực Tân Phú (5T)

88 Hòa Thạnh

15kV

Chưa có

89 Lũy Bán Bích

15kV

Chưa có

90 Trường Chinh

15kV

Chưa có

91 Lê Trọng Tấn

15kV

Chưa có

92 Tây Thạnh

15kV

Chưa có

Điện lực Tân Bình (3T)

92 TSF

15kV

Chưa có

93 Trường Đua

15kV

Chưa có

15kV

RTU 210 (ABB) (IO Board)

94 Tân Sơn Nhất

Điện lực Thủ Đức (7T)

95 Linh Đông

15kV

Chưa có

96 Nhà máy nước Thủ Đức 3

15kV

Chưa có

97 Linh Chiểu

15kV

Chưa có

98 Linh Tây

15kV

Chưa có

99 Tam Phú

15kV

Chưa có

100 Nhà máy nước

15kV

Chưa có

15kV

RTU 210 (ABB) (IO Board)

101 Thủ Đức Phân Phối

Điện lực Thủ Thiêm (9T)

102 Công Nghệ Cao 1

15kV

Chưa có

103 Công Nghệ Cao 2

15kV

Chưa có

104 174H

15kV

Chưa có

105 Đông Tăng Long

15kV

Chưa có

106 Thế kỷ 21

15kV

Chưa có

107 Thảo Điền

15kV

Chưa có

108 An Phú

15kV

Chưa có

109 An Khánh

15kV

Chưa có

110 Parkland

15kV

Chưa có

Điện lực Duyên Hải (2T)

111 Cần Thạnh

22kV

RTU 560 (ABB) (IEC 61850)

112 Thạnh An

22kV

RTU 560 (ABB) (IEC 61850)

Điện lực Bình Phú (2T)

113 Văn Luông

15kV

Chưa có

114 Công viên Phú Lâm

15kV

Chưa có

2. Danh sách các loại Relay đang vận hành trên lưới điện Tp.HCM.

2.1 ABB

 Bảo vệ máy phát: SPAG 300 series, REG 100 series, RAGCX, RAGEK,

RAGIK, RAGPK, COMBIFLEX, GSX 10, GIX 104A…

 Rơle tần số: FCN, -81, RXFE…

 Rơle đồng bộ: RES 010…

 Bảo vệ máy biến áp: RET 316, RET 521, RADSB, RAISB, SPA 330C…

 Bảo vệ quá tải: RATUB 2…

 Rơle kém áp: SPAU300 Series.

 Rơle kiểm tra đồng bộ: RASC, SPU140C…

 Tự đóng lại: WTX, REXA…

 Bảo vệ thanh cái: REB010, REB103, REB521,RADHA, RADSC…

 Bảo vệ máy cắt: RAHB/RXHB, REB551, RAICA, RASC, SX91…

 Bảo vệ đường dây: REL316, REL551, REL505, REL511, REL521, REL531,

REL 517, REL561, RAICK, RADHD, RADHL, REL 100/RELZ100…

2.2 Schneider

 Bảo vệ quá dòng:

 P121, P122, P123…

 Bảo vệ khoảng cách:

 P433, P442, P437, P441, P442, P444…

 So lệch dòng điện:

 P541, P542, P543, P545, P546…

 Bảo vệ so lệch máy biến áp:

 P631, P632, P633, P634…

 Bảo vệ so lệch thanh cái: P740

 Rơle tần số và điện áp: P921, P22 & P23

 Rơle tần số: P41, P42, P43

2.3 Siemens

 Bảo vệ quá dòng: 7SJ45, 7SJ46, 7SJ600, 7SJ602, 7SJ61, 7SJ62, 7SJ63,

7SJ64…

 Bảo vệ khoảng cách: 7SA6, 7SA522, 7SA513…

 So lệch đường dây: 7SD60, 7SD61, 7SD5…

 Bảo vệ so lệch máy biến áp: 7UT6, 7UT512, 7UT513…

 Bảo vệ so lệch thanh cái: 7SS60, 7SS52, 7SS50, 7VH60…

 Bảo vệ máy phát: 7UM61, 7UM62, 7UM511, 7UM512, 7UM515, 7UM516,

7UW50, 7RW600, 7VE6, 7VE51…

 Bảo vệ lỗi máy cắt: 7VK 61, 7SV600, 7SV60, 7SV512…

 Rơle tự đóng lại và kiểm tra đồng bộ: 7VK512

 Bảo vệ ngăn lộ: 6MD63, 6MD66, 6MD665…

2.4 SEL

 SEL – 279 Rơle tự đóng lại, rơle điện áp, rơle kiểm tra đồng bộ.

 SEL – 300G Bảo vệ máy phát.

 SEL – 311C Bảo vệ đường dây.

 SEL – 311L Bảo vệ đường dây và so lệch dòng điện.

 SEL - 351A Bảo vệ phân phối.

 SEL – 351S Bảo vệ và điều khiển máy cắt.

 SEL – 351 Bảo vệ máy biến áp (quá dòng có hướng, tự đóng lại).

 SEL - 387 Bảo vệ so lệch dòng và rơle bảo vệ quá dòng.

 SEL – 421 Bảo vệ đường dây.

 SEL – 487B So lệch thanh cái, quá dòng và lổi máy cắt.

 SEL – 551 Rơle quá dòng tự đóng lại.

 SEL – 587 Rơle so lệch dòng.

2.5 Toshiba

 Bảo vệ khoảng cách: GRZ100

 Bảo vệ quá dòng: GRD110

 Bảo vệ quá dòng có hướng: GRD140

 Bảo vệ so lệch đường dây: GRL100

 Bảo vệ so lệch ngăn máy biến áp: GRT100

 Bộ điều khiển mức ngăn: GBU100

 Bộ chuyển đổi IEC 60870-5-103 sang IEC 61850