Nghiên cứu, thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp 110kv không người trực vĩnh yên

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

NGUYỄN VĂN THẢO

NGHIÊN CỨU, THIẾT KẾ HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA TBA 110KV
KHÔNG NGƯỜI TRỰC VĨNH YÊN

Chuyên ngành : Kỹ thuật Điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ KĨ THUẬT
Kỹ thuật Điện

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC :
PhD. Đinh Quang Huy

Hà Nội – Năm 2014


LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan bản thuyết minh luận văn này do tôi thực hiện. Các số liệu sử
dụng trong thuyết minh, kết quả phân tích và tính toán được tìm hiểu qua các tài liệu.

Học viên

Nguyễn Văn Thảo


1

Mục lục
Trang phụ bìa ....................................................................................................................
Lời cam đoan .....................................................................................................................
Danh mục, ký hiệu và chữ viết tắt ....................................................................................
Danh mục các hình vẽ, sơ đồ ............................................................................................
Chương 1 Lời nói đầu .................................................................................................. 8
Chương 2 Hệ thống SCADA/EMS trong hệ thống điện ......................................... 10
2.1 Hệ thống truyền tải điện Việt Nam .................................................................... 10
2.2 Hệ thống lưới điện phân phối Việt Nam ........................................................... 14
2.3 Tổng quan hệ thống SCADA/EMS ................................................................... 16
2.3.1 Thu thập dữ liệu ......................................................................................... 16
2.3.2 Điều khiển .................................................................................................. 16
2.3.3 Giám sát...................................................................................................... 16
2.4 Các thiết bị ......................................................................................................... 17
2.4.1 Các RTU, Gateway .................................................................................... 17
2.4.2 Server ứng dụng ......................................................................................... 18
2.4.3 Server thu nhận dữ liệu .............................................................................. 18
2.4.4 Giao tiếp người máy MMC ........................................................................ 19
2.5 Các phần mềm SCADA ..................................................................................... 19
2.5.1 Thu nhận dữ liệu ........................................................................................ 19
2.5.2 Giao tiếp người máy ................................................................................... 19
2.5.3 Quản lý SCADA......................................................................................... 19
2.5.4 Các ứng dụng SCADA ............................................................................... 20
2.6 Đo lường xa các thông số hệ thống điện (HTĐ) ............................................... 20
2.6.1 Đo lường xa ................................................................................................ 20
2.6.2 Thiết bị thu thập dữ liệu ............................................................................. 24
2.7 Phần cứng thiết bị đầu cuối RTU, Gateway ...................................................... 26
2.7.1 Cấu tạo chung ............................................................................................. 26

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo

2
2.7.2 Các loại dữ liệu .......................................................................................... 27
2.8 Ghép nối RTU với HTĐ .................................................................................... 28
2.8.1 Ghép nối tín hiệu tương tự ......................................................................... 28
2.8.2 Ghép nối tín hiệu số ................................................................................... 29
2.8.3 Ghép nối tín hiệu đầu ra số (DOT)............................................................. 29
2.8.4 Cơ sở dữ liệu .............................................................................................. 30
2.9 Các thiết bị phụ trợ cho hệ thống SCADA/EMS ............................................... 31
2.9.1 Nguồn UPS ................................................................................................. 31
2.9.2 Hệ thống máy phát điện – Diesel ............................................................... 32
2.9.3 Hệ thống thông tin liên lạc ......................................................................... 32
2.9.4 Tổng đài điều độ (Lineseizer –LSZ) .......................................................... 33
2.10 Các kênh viễn thông phục vụ kết nối SCADA ................................................ 37
2.10.1 Kênh kết nối cho Modem 4W .................................................................. 37
2.10.2 Kênh kết nối ICCP ................................................................................... 37
2.11 Kết luận ............................................................................................................ 37
Chương 3 Tiêu chuẩn IEC 61850 và trạm biến áp không người trực .................. 38
3.1 Giới thiệu về tiêu chuẩn IEC 61850 .................................................................. 39
3.1.1 Sự xuất hiện của tiêu chuẩn mới ................................................................ 40
3.1.2 Các phần trong tiêu chuẩn IEC 61850 ....................................................... 41
3.2 Ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850 trong việc tích hợp bảo vệ và tự động hóa trạm
biến áp .......................................................................................................................... 42
3.2.1 Sử dụng tiêu chuẩn IEC 61850 áp dụng cho SCADA của trạm biến áp.... 42
3.2.2 Sử dụng IEC 61850 giới hạn thời gian truyền tin ...................................... 47
3.2.3 Sử dụng IEC 61850 trong quá trình kết nối ............................................... 51
3.2.4 Sử dụng IEC 61850 để thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp .......... 54
3.2.5 Cấu hình và kiểm tra các bản tin GOOSE.................................................. 58
3.3 Kết luận .............................................................................................................. 59

Chương 4 Tổng quan về trạm biến áp Vĩnh Yên .................................................... 60
4.1 Qui mô công trình .............................................................................................. 60

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


3
4.1.1 Phần điện nhất thứ ...................................................................................... 60
4.1.2 Phần điện nhị thứ........................................................................................ 60
4.1.3 Phần hệ thống viễn thông ........................................................................... 60
4.2 Các thành phần cơ bản của TBA Vĩnh Yên ...................................................... 62
4.2.1 Đấu nối lưới điện ........................................................................................ 62
4.3 Thiết bị điều khiển bảo vệ trong trạm biến áp 110KV Vĩnh Yên ..................... 62
4.3.1 Yêu cầu về thiết bị rơle bảo vệ ................................................................... 62
4.3.2 3.Thiêt bị điều khiển bảo vệ ....................................................................... 63
4.3.3 Thiết bị, vật liệu phụ .................................................................................. 71
4.4 Kết luận .............................................................................................................. 73
Chương 5 Xây dựng hệ thống SCADA cho TBA Vĩnh Yên theo chuẩn IEC 61850
...................................................................................................................................... 74
5.1 Phạm vi trang bị thiết bị điều khiển bảo vệ ....................................................... 74
5.2 Các yêu cầu đối với thiết bị điều khiển bảo vệ .................................................. 74
5.2.1 Phân cấp điều khiển.................................................................................... 74
5.2.2 Chức năng của hệ thống điều khiển ........................................................... 76
5.2.3 Các yêu cầu đối với hệ thống điều khiển trạm. .......................................... 78
5.3 Thiết bị điều khiển bảo vệ ................................................................................. 81
5.4 Hệ thống SCADA .............................................................................................. 81
5.4.1 Yêu cầu đấu nối với hệ thống SCADA ...................................................... 81
5.4.2 Các tín hiệu truyền đến Trung tâm điều khiển Vĩnh Phúc ......................... 82
5.4.3 Các tín hiệu truyền đến Trung tâm điều độ miền Bắc ............................... 82
5.5 Hệ thống giám sát - điều khiển các tín hiệu cảnh báo, báo động chung ........... 83

5.6 Hệ thống SCADA của ABB theo chuẩn IEC 61850 ......................................... 85
5.6.1 Mô tả trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850 ......................................... 85
5.6.2 Các thiết bị IED của ABB ........................................................................ 104
5.6.3 Nút logic ................................................................................................... 105
5.6.4 Kỹ thuật truyền thông dữ liệu và giao thức truyền thông ........................ 110
5.6.5 Ngôn ngữ SCL ......................................................................................... 112

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


4
Chương 6 Mô phỏng hệ thống thông tin và điều khiển của trạm không người trực
Vĩnh Yên ................................................................................................................... 115
6.1 Giới thiệu về chương trình mô phỏng ............................................................. 115
6.1.1 Sơ đồ một sợi thiết bị nhất thứ và nhị thứ ................................................ 115
6.1.2 Sơ đồ điều khiển tại trạm ......................................................................... 118
6.1.3 Sơ đồ điều khiển tại trung tâm điều độ .................................................... 118
6.2 Các thao tác thực hiện với hệ thống mô phỏng ............................................... 119
6.2.1 Sơ đồ một sợi thiết bị nhất thứ và nhị thứ ................................................ 119
6.2.2 Sơ đồ điều khiển tại trạm ......................................................................... 120
6.2.3 Sơ đồ điều khiển tại trung tâm điều độ .................................................... 121

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


5

Danh sách hình vẽ
Hình 2.1 Bản đồ phân bố vùng quản lý của các Công ty điện lực ........................ 15
Hình 2.2 Cấu hình đặc trưng của hệ thống SCADA/EMS .................................... 17

Hình 2.3 Tín hiệu truyền về RTU.......................................................................... 24
Hình 2.4 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu tần số ............................................... 28
Hình 2.5 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu chỉ thị chuyển nấc MBA ................. 29
Hình 2.6 Sơ đồ ghép nối tín hiệu chỉ thị trạng thái máy cắt .................................. 29
Hình 2.7 Sơ đồ nguyên lý ghép nối tín hiệu điều khiển máy ................................ 30
Hình 2.8 Cấu trúc CSDL RTU .............................................................................. 31
Hình 2.9 Sơ đồ ghép nối LSZ với các kênh liên lạc tại A0 ................................... 34
Hình 2.10 Sơ đồ hệ thống DHZ............................................................................. 36
Hình 2.11 Sơ đồ kết nối ICCP ............................................................................... 37
Hình 3.1 Sơ đồ hệ thống điều khiển tích hợp TBA 110KV .................................. 39
Hình 3.2 Truyền thông theo chiều dọc trong các hệ thống tự động hóa trạm biến
áp với giao diện quá trình Hardwired .......................................................................... 43
Hình 3.3 Mô hình phân cấp dữ liệu ....................................................................... 45
Hình 3.4 Truyền thông ngang trong hệ thống tự động hóa trạm biến áp .............. 48
Hình 3.5 Kết nối giữa chức năng bảo vệ khoảng cách và chức năng tự đóng ...... 49
Hình 3.6 Bảo vệ hỏng máy cắt .............................................................................. 50
Hình 3.7 Qúa trình kết nối cùng với truyền thông nối tiếp ................................... 52
Hình 3.8 Bus trạm và bus bảo vệ........................................................................... 55
Hình 3.9 Kỹ thuật với SCL.................................................................................... 56
Hình 3.10 Sơ đồ một sợi của hệ thống .................................................................. 58
Hình 3.11 Sơ đồ lỗi máy cắt .................................................................................. 59
Hình 4.1 Sơ đồ một sợi trạm biến áp Vĩnh Yên…………………………….….61
Hình 4.2 Sơ đồ mặt bằng trạm biến áp Vĩnh Yên………………………….…..66
Hình 5.1 Phân mức điều khiển .............................................................................. 76
Hình 5.2 Sơ đồ một sợi – SLD .............................................................................. 85
Hình 5.3 Các thành phần trên phía sơ cấp và thứ cấp trên một ngăn lộ ................ 86
Hình 5.4 Tên của các thành phần trong trạm ........................................................ 87
Hình 5.5 Các thiết bị IED đo lường – bảo vệ - điều khiển trên một ngăn lộ ...... 105

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo

6
Hình 5.6 Cấu tạo bên trong của IED ................................................................... 105
Hình 5.7 Nút logic trong tiêu chuẩn IEC 61850.................................................. 106
Hình 5.8 Lựa chọn nhóm logic ............................................................................ 106
Hình 5.9 Lựa chọn nút logic ................................................................................ 106
Hình 5.10 Lựa chọn dữ liệu ................................................................................. 107
Hình 5.11 Lựa chọn thuộc tính của dữ liệu ......................................................... 107
Hình 5.12 Cấu trúc truyền thông trong trạm biến áp .......................................... 110
Hình 5.13 Giao thức truyền thông trong IEC 61850 ........................................... 111
Hình 5.14 Quy trình thiết kế của SCL ................................................................. 112
Hình 5.15 Các thiết bị trong công cụ IET ........................................................... 113
Hình 5.16 Sơ đồ một sợi trong công cụ IET ....................................................... 113
Hình 5.17 Giao diện SCADA của trạm biến áp .................................................. 114
Hình 5.18 Các thông số cho một ngăn lộ ............................................................ 114
Hình 6.1 Sơ đồ môt phỏng……………….……………..………………………115

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


7
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
STT

Ý nghĩa

Chữ viết tắt

1

HTĐ

Hệ thống điện

2

TĐH

Tự động hóa

3

TBA

Trạm biến áp

4

MBA

Máy biến áp

5

NMĐ

Nhà máy điện

6

ADC

Analog to digital converter

7

AI

Analog input

8

AOT

Analog output

9

AS

Applications Server

10

CT

Current transformer

11

CC

Control center

12

DI

Digital input

13

DOT

Digital output

14

DCS

Distributed control system

15

EMS

Energy managemet system

16

GIS

Geographic information system

17

GSE

Generic substation event

18

GOOSE

Generic object oriented system event

19

HMI

Human machine interface

20

IED

Intelligent electronic device

21

ICCP

Inter control center protocol

22

LAN

Local area network

23

SCADA

Supervisory control and data acquisition

24

SA

Substation outomation

25

SCL

Substation configuration language

26

SCD

Single line diagram

27

RTU

Remote terminal units

28

VT

Voltage transformer

29

WAN

Wide area network

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo

Chú thích


8

Chương 1 Lời nói đầu
Để nâng cao chất lượng và đảm bảo cung cấp điện, hệ thống điện Việt Nam đang
được đầu tư xây dựng và phát triển ngày càng nhiều các đường dây và trạm biến áp
(TBA), cũng như không ngừng mở rộng các TBA đã đầu tư xây dựng trước đây như
đầu tư xây dựng các máy biến áp (MBA) số hai và các xuất tuyến trung áp nhằm mục
đích đảm bảo sự tăng trưởng của phụ tải. Mặt khác, hệ thống điện Việt Nam ngày
càng được hiện đại hóa bằng các thiết bị hiện đại, được sản xuất theo công nghệ mới
có chất lượng và độ tin cậy cao hơn.
Hiện nay, đa số các TBA có cấp điện áp 110kV, 220kV, 500kV đều được đầu tư
đồng bộ hệ thống SCADA. Các TBA 500kV, 220kV và một số TBA 110kV được đầu
tư hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính để phục vụ việc giám sát và điều hành
lưới điện từ các Trung tâm điều độ Miền và Trung tâm điều độ Quốc Gia.
SCADA là một hệ thống thu thập số liệu, giám sát và điều khiển từ xa giúp người
vận hành khắc phục sự cố, phòng ngừa các sự cố về hệ thống điện cũng như an toàn,
chính xác và độ tin cậy trong công tác điều độ, vận hành hệ thống trạm biến áp. Với
lưới điện phức tạp, việc vận hành ngày càng khó khăn hơn khi mật độ các trạm biến
áp ngày càng nhiều hơn, việc đảm bảo tính ổn định hệ thống khó hơn, mặt khác do
nhu cầu của phụ tải đòi hỏi chất lượng điện năng ngày càng cao. Do đó, việc đầu tư
nâng cấp các hệ thống SCADA/EMS cũng như các trạm điện được trang bị hệ thống
tự động hóa là cần thiết.
Đề tài tập trung nghiên cứu xây dựng trạm biến áp không người trực và khả năng
khai thác vận hành hệ thống điện: thu thập số liệu, giám sát và điều khiển toàn bộ hệ
thống điện thông qua hệ thống SCADA/EMS, ứng dụng vào việc quản lý vận hành
trạm biến áp không người trực 110kV Vĩnh Yên. Nội dung bài luận văn được trình
bày các các vấn đề sau:
 Giới thiệu hệ thống SCADA/EMS trong hệ thống điện
 Tiêu chuẩn IEC 61850 và trạm biến áp không người trực
 Tổng quan về trạm biến áp Vĩnh Yên
 Xây dựng hệ thống SCADA cho TBA Vĩnh Yên theo tiêu chuẩn IEC 61850.
 Mô phỏng hệ thống thông tin và điều khiển của trạm không người trực Vĩnh

Yên
Đề tài đã được hoàn thành, ngoài sự nỗ lực của bản thân còn có sự chỉ bảo, giúp
đỡ động viên của các thầy cô giáo, gia đình và bạn bè. Tôi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc
nhất đến thầy giáo – PGS.TS Đinh Quang Huy, người đã luôn quan tâm, động viên,
khích lệ và tận tình hướng dẫn tôi trong suốt quá trình thực hiện luận văn này.
Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


9
Các vấn đề được đề cập đến trong quyển luận văn này chắc chắn không tránh khỏi
thiếu sót, tôi rất mong nhận được những ý kiến đóng góp từ các thầy cô giáo và các
bạn.
Tôi xin trân trọng cảm ơn!
Hà Nội, ngày 20 tháng 03 năm 2014
Sinh viên thực hiện

Nguyễn Văn Thảo

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


10

Chương 2
Hệ thống SCADA/EMS trong hệ thống điện
2.1 Tổng quan về tự động hóa trạm biến áp
2.1.1 Giới thiệu chung
TĐH trạm được sử dụng để điều khiển, bảo vệ và giám sát TBA. TĐH trạm bao
gồm ba mức: Mức trạm với máy tính chủ, máy tính vận hành và cổng kết nối với trung
tâm điều khiển, mức ngăn gồm các rơle bảo vệ và các bộ điều khiển ngăn lộ, mức

trường là phần giao diện với các thiết bị sơ cấp và thứ cấp.
2.1.2 Những yêu cầu của tự động hóa trạm biến áp
Bộ xử lý chủ của TBA phải dựa trên các chuẩn công nghiệp và khả năng liên kết
mạng mạnh như Ethernet, TCP/IP, UNIX, Windows 2000 hoặc XP, Linux, v.v. Nó
cũng phải hỗ trợ cấu trúc mở, không có những giao tiếp hoặc sản phẩm độc quyền. Cơ
sở dữ liệu quan hệ (relational database - RDB) được công nghiệp tiếp nhận với khả
năng truy vấn ngôn ngữ (structured query language - SQL) và tính toán trong toàn
doanh nghiệp phải được hỗ trợ.Nhà cung cấp RDB phải có khả năng tái tạo để hỗ trợ
cơ sở dữ liệu dư thừa hoặc dự phòng.
Mạng LAN TBA phải đáp ứng các chuẩn công nghiệp để cho phép thao tác giữa
các phần và sử dụng thiết bị plug-and-play (cắm vào là chạy). Cần tuân theo các
nguyên lý cấu trúc mở bao gồm việc sử dụng các giao thức chuẩn. Công nghệ mạng
LAN sử dụng phải áp dụng được trong môi trường TBA và tạo điều kiện dễ dàng cho
việc giao tiếp với thiết bị IED, PLC, đồng thời phải miễn nhiễm và cách ly với tiếng
ồn của trạm.
Giao diện người sử dụng trong TBA phải là thiết kế trực giác để đảm bảo sử dụng
hiệu quả và giảm thiểu nhầm lẫn.Phân cấp hiển thị hiệu quả sẽ cho phép thực hiện tất
cả các hoạt động chủ yếu từ một số không nhiều các hiển thị.Điều quan trọng là phải
giảm thiểu hoặc thậm chí không cần phải đánh chữ. Tất cả các hiển thị nên có hình
thức và cảm nhận chung. Cần sử dụng một thư viện các ký hiệu để thể hiện các thiết
bị công suất trong trạm trên hiển thị đồ họa. Trên thực tế, cần thiết lập và sử dụng thư
viện này trong tất cả các TBA và kết hợp với những hệ thống khác như hệ thống
SCADA, hệ thống quản lý năng lượng, hệ thống thông tin địa lý (GIS), hệ thống quản
lý cuộc gọi sự cố…

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


11
Như ta đã biết, hệ thống SCADA đã và đang được sử dụng rộng rãi trong ngành

điều độ HTĐ. Tại các NMĐ, TBA đều được lắp đặt các thiết bị đầu cuối - điều khiển
từ xa (RTU).Các RTU được kết nối với CC thông qua mạng liên lạc viễn thông.
Nhìn chung, các RTU có các chức năng sau: Thu thập các thông tin về hệ thống
điện và gửi về CC qua kênh truyền theo yêu cầu từ CC và nhận các thông tin điều
khiển, đồng bộ thời gian từ CC, thực hiện chúng và gửi kết quả về CC.
Đối với các quá trình công nghiệp sử dụng hệ DCS (Distributed Control System Hệ thống điều khiển phân tán) người ta thường sử dụng PLC kết hợp với một PC để
điều khiển thông qua mạng LAN và các chuẩn kết nối như Profibus, Fieldbus
Foundation…
2.1.3 Những tiện ích trong tự động hóa trạm biến áp
Các hệ thống TĐH trạm tích hợp cung cấp những tiện tích nâng cao về mặt chức
năng, thiết kế, vận hành, bảo dưỡng và độ tin cậy của trạm.Cấu trúc của hầu hết các hệ
thống TĐH trạm khác nhau đáng kể, bao gồm các hệ thống thông minh, các giải pháp
độc quyền kiểu hộp đen, các giải pháp mạng WAN/LAN mở sử dụng các tiện ích từ
các máy tính và các PLC.Các tiện ích của một hệ thống TĐH trạm.
- Lợi ích về mặt thiết kế:
+ Tiêu chuẩn hóa giao diện người dùng.
+ Tiêu chuẩn hóa cấu trúc hệ thống cho việc đồng nhất vận hành và xây dựng các
hệ thống SA/DA.
+ Giới hạn các thiết bị dự phòng không cần thiết.
+ Cấu trúc trạm được giảm xuống bao gồm mương cáp, không gian các tủ bảng
bảo vệ, điều khiển, kích thước nhà điều khiển.
+ Nâng cấp dễ dàng.
+ Giao thức độc lập với các nhà sản xuất.
- Những tiện ích trong vận hành:
+ Giao diện người – máy đồng nhất cho việc truy cập dữ liệu.
+ Khả năng liên kết làm việc giữa các IED.
+ Lưu các cảnh báo tích hợp trong hệ thống và báo cáo trình tự sự kiện.
+ Khả năng hiển thị và báo cáo theo yêu cầu của khách hàng từ cơ sở dữ liệu tích
hợp.
+ Tự động lưu các lần truy cập vào giao diện người máy và các thao tác vận

hành.

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


12
+ Thuật toán đã được lập trình cho việc tự động cấu hình lại các TC và các xuất
tuyến.
+ Trao đổi các thông tin trong mạng ngang cấp giữa các nút máy tính chủ của các
trạm và các nút mạng WAN khác.
- Những tiện ích trong công tác bảo dưỡng:
+ Dữ liệu cho việc chuyển tiếp, đo đếm, thông tin sẵn có tại chỗ và từ xa.
+ Mỗi IED có thể truy cập tại chỗ thông qua giao diện người máy hoặc từ xa
thông qua modem để cấu hình, chỉnh định và chẩn đoán.
+ Có thể bảo dưỡng định kỳ từ việc phân tích tự động lịch sử vận hành của thiết
bị.
+ Giám sát, quản lý các hoạt động của MBA, bộ điều chỉnh nấc phân áp, MC để
bảo dưỡng sớm hay muộn.
- Những tiện ích về độ tin cậy
+ Giảm thiểu những rủi ro trong thao tác do tính đồng nhất của giao diện người
máy.
+ Cơ sở dữ liệu theo thời gian được tích hợp do đó cung cấp thông tin chính xác
cho việc phân tích sự cố và bảo dưỡng.
+ Giám sát tất cả các thiết bị trong trạm, do đó các thiết bị hỏng sẽ được tách ra
khỏi hệ thống trước khi nó gây nhiễu loạn hệ thống.
+ Giảm thiểu thời gian mất điện do đó chỉ số độ tin cậy được tăng lên.
+ Giảm thiểu những sai sót do người vận hành trong việc thao tác đóng cắt.
+ Cách ly nhanh chóng các điểm sự cố và phục hồi nhanh các đoạn không bị sự
cố.
- Những tiện ích do giảm chi phí

+ Giảm chi phí cho cấu trúc mới.
+ Giảm số lần cắt điện không cần thiết để đọc các cảnh báo và những dữ liệu ghi
trong rơle và trong trạm.
+ Có thể truy cập thông tin vận hành trong rơle, các thông tin về cảnh báo, định vị
sự cố một cách nhanh chóng cho người vận hành do đó giảm thời gian đi kiểm tra
tuyến và tìm kiếm sự cố vì vậy giảm thời gian mất điện.
+ Giảm chi phí đào tạo do cơ sở dữ liệu đồng nhất, giao diện người máy, khổ màn
hình phù hợp theo nhu cầu do đó dễ dàng sử dụng.

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


13
+ Kế hoạch bảo dưỡng được tổ chức tốt hơn và được tối ưu hóa do sử dụng các tài
liệu hỗ trợ .
+ Việc truy cập được chia đến tất cả các mạng WAN tham gia vào hoạt động kinh
doanh bởi hệ thống TĐH trạm và các thiết bị TĐH được phân bố.
2.2 Hệ thống truyền tải điện Việt Nam
Hiện nay, hệ thống truyền tải điện Việt Nam đang sử dụng 4 cấp điện áp đó là các
cấp điện áp: 500kV, 220kV, 110kV và 66kV. Tuy nhiên chỉ còn một số nơi rất ít sử
dụng cấp điện áp 66kV và trong tương lai gần cấp điện áp này sẽ không được sử dụng
cho truyền tải điện ở Việt Nam.
Công tác vận hành và bảo dưỡng hệ thống truyền tải điện chủ yếu do 4 Công ty
truyền tải điện đảm nhiệm chủ yếu, tuy nhiên trong thực tế hiện nay vẫn có một số
đường dây truyền tải điện và TBA110kV, 66kV do các Điện lực quản lý vận hành và
bảo dưỡng.
Công ty truyền tải điện 1 có trụ sơ đóng tại Hà Nội, có trách nhiệm quản lý vận
hành và bảo dưỡng toàn bộ lưới điện có cấp điện áp 500kV, 220kV và một số đường
dây 110kV, TBA110kV thuộc địa phận Bắc Miền Trung (từ Hà Tĩnh trở ra) và Miền
Bắc Việt Nam.

Các Điện lực ở Bắc Miền Trung và Miền Bắc quản lý các đường dây và TBA
110kV trở xuống.
Công ty truyền tải điện 2 có trụ sở đóng tại thành phố Đà Nẵng quản lý toàn bộ
các đường dây và TBA có cấp điện áp 500kV, 220kV và hầu hết các đường dây và
TBA có cấp điện áp 110kV thuộc địa bàn các tỉnh từ Quảng Bình đến Quảng Ngãi và
Kon Tum.
Công ty truyền tải điện 3 có trụ sở đóng tại thành phố Nha Trang quản lý toàn bộ
các đường dây và TBA có cấp điện áp 500kV, 220kV và đa số các đường dây và TBA
có cấp điện áp 110kV từ Bình Định vào đến Cam Ranh và các tỉnh Gia Lai, Đăk Lăk,
Đăk Nông.
Ngoài ra tại địa bàn Miền Trung, một số Điện lực như Điện lực Quảng Bình, Điện
lực Đà Nẵng, Điện lực Khánh Hòa, Điện lực Đăk Lăk quản lý một số ít các đường dây
và TBA110kV.
Công ty truyền tải điện 4 có trụ sở tại Thủ Đức, thành phố Hồ Chí Minh quản lý
toàn các đường dây và TBA có cấp điện áp 500kV, 220kV khu vực Nam Trung bộ
(Ninh Thuận trở vào), Miền Nam và Lâm Đồng.

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


14
Các Điện lực từ các tỉnh Ninh Thuận trở vào đa số quản lý các đường dây và
TBA110kV trở xuống.
Để nâng cao chất lượng và đảm bảo cung cấp điện, hệ thống điện Việt Nam đang
được đầu tư xây dựng và phát triển ngày càng nhiều các đường dây và TBA, cũng như
không ngừng mở rộng các TBA đã đầu tư xây dựng trước đây như đầu tư xây dựng
các MBA số 2 và các xuất tuyến trung áp nhằm mục đích đảm bảo cung cấp điện đảm
bảo sự tăng trưởng của phụ tải. Mặt khác hệ thống điện Việt Nam ngày càng được
hiện đại hóa bằng các thiết bị hiện đại, các thiết bị lạc hậu trước đây dần được thay thế
bằng các thiết bị hiện đại, được sản xuất theo công nghệ mới có chất lượng và độ tin

cậy cao hơn.
Hiện nay đa số các TBA có cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV đều được đầu tư
đồng bộ hệ thống SCADA. Các trạm biến áp 500kV, 220kV mới và một số
TBA110kV được đầu tư Hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính để phục vụ việc
giám sát và điều hành lưới điện từ các Trung tâm điều độ Miền và Trung tâm điều độ
Quốc Gia.
Với lưới điện phức tạp như Tổng sơ đồ giai đoạn 5 và Tổng sơ đồ 6, việc vận
hành lưới điện sẽ ngày càng khó khăn hơn khi mật độ các trạm biến áp ngày càng
nhiều hơn, việc đảm bảo tính ổn định hệ thống khó hơn, mặt khác do nhu cầu của phụ
tải đòi hỏi chất lượng điện năng ngày càng cao. Do đó việc đầu tư nâng cấp các Hệ
thống SCADA/EMS cũng như các trạm điện được trang bị hệ thống tự động hóa là
cần thiết.
Căn cứ theo Tổng sơ đồ lưới điện truyền tải điện Việt Nam theo tổng sơ đồ giai
đoạn 5, hiện nay chỉ có một vài trạm được trang bị hệ thống tự động hóa trạm, tuy
nhiên các trạm này chỉ dừng lại ở công việc điều khiển trạm bằng máy tính mà chưa
thực hiện chức năng tự động hóa.
2.3 Hệ thống lưới điện phân phối Việt Nam
Do điều kiện lịch sử để lại, hiện nay, hệ thống lưới điện phân phối của Việt Nam
bao gồm nhiều cấp điện áp khác nhau, cả ở thành thị và nông thôn, do bảy công ty
điện lực thuộc Tổng công ty điện lực Việt Nam quản lý. Nhằm nâng cao độ tin cậy
trong việc cung cấp điện, đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về chất lượng của khách
hàng và giảm tổn thất điện năng của toàn hệ thống tới khoảng 10% vào năm 2010,
Tổng công ty điện lực Việt Nam thường xuyên đầu tư mở rộng, nâng cấp và cải tạo
lưới điện phân phối trên phạm vi cả nước. Theo kế hoạch phát triển, từ nay đến năm
2010, lưới điện phân phối của Tổng công ty điện lực Việt Nam sẽ được xây dựng

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


15

thêm 282.714 km đường dây trung và hạ áp (tăng 183% so với khối lượng hiện nay)
và 19.010 MVA công suất máy biến áp phân phối (tăng 78,9% so với hiện nay).
Các công ty phân phối điện đã triển khai nhiều biện pháp quản lý nhằm giảm tối
đa tổn thất điện năng khu vực cũng như nâng cao chất lượng trong việc cung cấp điện
cho khách hàng.

Hình 2.1 Bản đồ phân bố vùng quản lý của các Công ty điện lực

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


16
2.4 Tổng quan hệ thống SCADA/EMS
- Trong việc quản lý và điều hành hệ thống điện, hệ thống SCADA /EMS đóng
vai trò rất quan trọng, giúp cho Kỹ sư điều hành HTĐ nắm bắt và xử lý chính xác,
theo sát mọi diễn biến trong hệ thống điện.
- Trong hệ thống SCADA/EMS, thiết bị đầu cuối RTU, Gateway là phần tử rất
quan trọng có nhiệm vụ thu thập và phản ánh tình trạng của các thiết bị đang tham gia
hoạt động trong HTĐ. Nó là công đoạn đầu tiên trong toàn bộ quá trình xử lý thông
tin của hệ thống SCADA/EMS.
- Chất lượng của hệ thống SCADA/EMS phụ thuộc vào rất nhiều khả năng hoạt
động liên tục, ổn định và tính chính xác của thiết bị đầu cuối RTU.
- SCADA/EMS là hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu/ quản lý hệ
thống điện, xây dựng trên cơ sở hệ thống đo lường từ xa.
Nguyên tắc làm việc của hệ thống SCADA/EMS như sau:
2.4.1 Thu thập dữ liệu
Dữ liệu từ các trạm biến áp và các nhà máy điện được chia làm 3 loại chính:
- Dữ liệu trạng thái: trạng thái các máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, trạng thái vị
trí các khóa điều khiển từ xa/ tại chỗ... Cảnh báo của các bảo vệ.
- Dữ liệu tích lũy theo thời gian: điện năng kWh, kVArh ...

Các dữ liệu trạng thái (Digital) từ các rơ le trung gian được đưa vào các đầu vào số
của RTU.Các dữ liệu tương tự (analog) từ cuộn thứ cấp của máy biến dòng điện và
điện áp được đưa vào các bộ biến đổi (transducer).Đầu ra của bộ biến đổi được đưa
vào các vỉ đầu vào tương tự của RTU.Tại RTU dữ liệu được số hóa và thông qua kênh
truyền (giao thức) gửi về trung tâm điều độ.
2.4.2 Điều khiển
Lệnh điều khiển từ hệ thống SCADA của trung tâm điều độ thông qua kênh truyền
gửi đến RTU (hoặc SAS), các lệnh điều khiển có thể là:
- Lệnh đóng cắt máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa (open/close)
- Lệnh điều khiển tăng giảm (raise/lower)
- Lệnh điều khiển thay đổi giá trị đặt (setpoint)
2.4.3 Giám sát
Dữ liệu thu thập từ các trạm về trung tâm điều khiển sẽ được máy tính xử lý:
- Hiển thị trên các sơ đồ, bảng biểu và các dạng đồ thị xu hướng.
- Đối với dữ liệu trạng thái (máy cắt, dao cách lý, cảnh báo...) khi phát hiện ra có
sự thay đổi trạng thái hệ thống SCADA sẽ phát cảnh báo bằng âm thanh và dòng
thông báo để lôi kéo sự chú ý của người vận hành.
Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


17
- Đối với dữ liệu giá trị đo xa, dữ liệu nhận được sẽ được kiểm tra so sánh với
các ngưỡng dưới và ngưỡng trên (đã được định trước), nếu giá trị đo được bị vi phạm
thì hệ thống sẽ phát cảnh báo cho người vận hành.
2.5 Các thiết bị
Hệ thống bao gồm nhiều khối cho phép tùy biến trong hệ thống khi bảo trì các bộ
phận hợp thành.Bất cứ phần tử nào của hệ thống cũng có thể đặt cấu hình được. Hình
2.2 là sơ đồ chung của toàn bộ cấu hình hệ thống

Hình 2.2 Cấu hình đặc trưng của hệ thống SCADA/EMS

2.5.1 Các RTU, Gateway
Các thiết bị RTU có cấu trúc mô-đun khá linh hoạt, thuận lợi cho mở rộng trạm,
tăng số lượng tín hiệu nối đến RTU, mỗi mô-đun có khối xử lý và các khối tín hiệu
vào/ra, mỗi khối xử lý có hệ điều hành đa nhiệm thời gian thực cho phép có thể làm
việc độc lập, nên các mô-đun có thể bố trí phân tán tại các tủ thiết bị trong trạm hoặc
nhiều mô-đun có thể được liên kết với nhau để tích hợp thành 1 RTU tập trung. Việc
cài đặt cấu hình của RTU có thể thực hiện bằng công cụ chạy trên môi trường
Windows.
Các loại tính hiệu vào/ra:
- Các tính hiệu trạng thái: Các tín hiệu của máy cắt, dao cách ly các lộ đường dây
và MBA, các tín hiệu của dao nối đất, các tín hiệu cảnh báo, các tín hiệu của rơle bảo
vệ các lộ đường dây, MBA, các tín hiệu tác động của hệ thống rơle bảo vệ các tổ máy
phát.
- Tín hiệu đo lường:
Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


18
Đối với MBA: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), điện áp
(kV), cường độ dòng điện (A) ở các cấp điện áp khác nhau của MBA, nấc của MBA.
Đối với lộ đường dây: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr),
điện áp (kV), cường độ dòng điện (A).
Đối với tổ máy: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), điện
áp đầu cực (kV), tổng công suất tác dụng của nhà máy (MW), tổng công suất phản
kháng của nhà máy (MVAr).
Đối với thanh cái: Điện áp (kV)
Tín hiệu đo lường tần số
Giá trị lũy kế: sản lượng trao đổi (MWh, MVArh)
- Tín hiệu của điều khiển:
Điều khiển của tổ máy (AGC)

+ Phương thức điều khiển RAISE/LOWER hay SETPOINT
+ Giới hạn điều chỉnh cao của tổ máy
+ Giới hạn điều chỉnh thấp của tổ máy
+ Auto control
+ StaRTUp
+ Shutdown
Điều khiển nấc MBA, máy cắt, dao cách ly
2.5.2 Server ứng dụng
Applications Server (AS) là trái tim của hệ thống. Nó hỗ trợ các ứng dụng mạng
và các chức năng SCADA, quản lý các trung tâm xử lý phân tán và quy trình cơ sở dữ
liệu quan hệ.AS có thể họat động trong cấu hình “failsafe” với cơ sở dữ liệu cấu hình
kép đảm bảo không bị mất dữ liệu trong trường hợp sự cố.AS trao đổi với các thành
phần khác của hệ thống thông qua TCP/IP.
2.5.3 Server thu nhận dữ liệu
Có nhiệm vụ như bộ tiền xử lý cung cấp giao diện vật lý, tập hợp và kiểm tra các
dữ liệu nhận được từ thiết bị đầu cuối rồi xử lý sơ bộ để AS sử dụng. Ngoài ra, còn
truyền các lệnh giám sát và nhận các phản hồi, theo dõi và điều khiển đường truyền
giữa EMS và các đầu cuối.

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


19
2.5.4 Giao tiếp người máy MMC
MMC là trạm làm việc dựa cùng với màn hình màu đồ họa. Mỗi MMC có thể đến
3 màn hình hiển thị, mỗi MMC là một hệ thống máy tính đầy đủ với hệ điều hành, hệ
thống nhớ, các cổng truyền tin, đĩa cứng và card giao tiếp mạng. Điều độ viên đưa ra
các lệnh thông qua bàn phím, chuột và dựa trên menu màn hình.
2.6 Các phần mềm SCADA
Các phần mềm được nhóm vào 4 nhóm: Thu nhận dữ liệu, giao tiếp người máy,

quản lý SCADA và ứng dụng SCADA.
2.6.1 Thu nhận dữ liệu
Hệ thống thu nhận dữ liệu tập hợp dữ liệu gửi lệnh điều khiển và duy trì các
đường kết nối tới RTU và các hệ SCADA khác.
 Thu nhận dữ liệu từ RTU – RTU Data Acquisition (RDA)
 Thu nhận dữ liệu từ hệ thống khác – Computer- Computer Remote (CCR)
 Giám sát điều khiển – Supersivisory Control (SCS)
 Tính toán – Calculations (CAL)
2.6.2 Giao tiếp người máy
Hệ thống giao tiếp người máy cung cấp các thao tác hệ thống cùng với thể hiện dữ
liệu và điều khiển các thiết bị.Các giao tiếp thực hiện qua màn hình, bàn phím và các
thiết bị in. Hệ thống này cũng cung cấp console để cấu hình và bảo trì hệ thống.
 Giao tiếp Console – Console Interface (CIS)
 Hiển thị - Display Retrieval and Update (DRU)
 Dữ liệu vào – Data Entry (DES)
 Ghi – Logging (LOG)
 Biểu đồ xu thế - Trending (TRN)
 Chuyển đổi Console – Console Switching (CCS)
2.6.3 Quản lý SCADA
Hệ thống quản lý SCADA bao gồm số hệ thống con hỗn hợp dùng bởi các hệ
thống khác. Đó là khởi động, khởi động lại, cảnh báo, kiểm soát lỗi và các chức năng
quản lý khác.
 StaRTUp/Restart Initialization (INI)
 Cảnh báo – Alarms (ALL)
 Hệ thống tính toán lỗi – System Error Accounting (SEA)

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


20

 Quản lý – Executive (EXC)
2.6.4 Các ứng dụng SCADA
Hệ thống các ứng dụng SCADA bao gồm các hàm thực hiện trình bày dữ liệu ở
mức cao.
 Tính toán thời gian thực – RAS Real – Time Calculations (RTC)
 Mapboard (MBD)
 Load Shed Restore (LSR)
 Meter Error Monitor (MEM)
2.7 Đo lường xa các thông số hệ thống điện (HTĐ)
2.7.1 Đo lường xa
Giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái:
- Các giá trị đo lường trong HTĐ bao gồm các đại lượng vật lý như điện áp,
dòng điên, công suất hữu công, vô công, điện năng tiêu thụ, nấc MBA...
- Tín hiệu trạng thái trong HTĐ cho biết trạng thái đóng hoặc mở của các thiết bị
như máy cắt, dao cách ly và các cảnh báo.
- Gọi chung các giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái là dữ liệu HTĐ
- Đo lường xa các thống số HTĐ là tổ chức hệ thống thu thập dữ liệu HTĐ tại
các thiết bị đầu cuối (RTU – Remote Ternimal Units) và các gửi về trung tâm điều
khiển (CC – Control Center).
- Các kênh viễn thông khác nhau đảm bảo liên kết giữa các RTU và CC.
Độ chính xác các giá trị đo lường:
- Việc đo lường các đại lượng vật lý bao giờ cũng đi kèm sai số
- Độ chính xác chấp nhận được trong đo lường dữ liệu HTĐ là 1%0 (phần
nghìn).
- Việc đo lường phần lớn dữ liệu HTĐ được thực hiện qua bộ chuyển đổi tương
tự - số (ADC – Analog Digital Convertor) nên sai số ở đây chủ yếu xác định bằng
biểu thức:
𝜀 = 1/2^𝑛
Trong đó:

Là sai số, n là số bit mà ADC dùng để biểu diễn dữ liệu.

Ở đây, độ chính xác chính là độ phân giải của ADC
Ví dụ: ADC 8 bit có độ chính xác là 1/2^8 = 1/256
Trong thực tế, các bộ chuyển đổi ADC trong RTU có n>12, do đó:
εmin = 1/2^12 = 1/5096
Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


21
Độ chính xác thời gian các tín hiệu trạng thái
- Các tín hiệu trạng thái trong HTĐ được thu thập với độ chính xác có thể chấp
nhận được về thời gian là cỡ 2ms.
- Tức là có thể phân biệt được sự thay đổi trạng thái của thiết bị trong 2ms.
Tín hiệu trạng thái đơn và tín hiệu trạng thái kép
- Các thiết bị như máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa,... có ít nhất 3 trạng thái làm
việc:
 Trạng thái đóng
 Trạng thái mở
 Trạng thái không xác định – Invalid
- Có 2 cách mã hóa trạng thái: 1 bít và 2 bít
- Cách mã hóa 1 bít dùng 2 trạng thái:
0

trạng thái đóng

1

trạng thái mở

- Cách mã hóa 2 bít dùng 4 trạng thái:

-

00

Invalid

01

Trạng thái đóng

10

Trạng thái mở

11

Invalid

Cách mã hóa 1 bít không thể hiện được hết trạng thái làm việc của thiết bị.
Việc sử dụng 1 hoặc 2 bit mã hóa tùy thuộc vào tầm quan trọng của thiết bị.
Máy cắt và dao cách ly thường sử dụng mã hóa 2 bit
Dao cách tiếp địa và cảnh báo thường sử dụng mã hóa 1 bit
Thông thường cách mã hóa cần thống nhất từ phía thiết bị đến hệ thống đo

lường.
- Trường hợp đo lường sử dụng mã hóa 2 bit và thiết bị sử dụng mã hóa 1 bít,
cần chuyển đổi (bằng rơ le trung gian 2 tiếp điểm) để tương thích 2 hệ thống.
- Tuy nhiên cách làm này không phản ánh đúng thực tế khi sử dụng (ví dụ

trường hợp mất nguồn nuôi rơ le trung gian...)
Chu kỳ đo lường của RTU và chu kỳ quét của CC
- Mỗi RTU có thể thu thập hàng trăm giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái và dữ
liệu thu thập được có thể được lưu trữ trong bộ nhớ.
- Đối với các hệ SCADA/EMS trên HTĐ chu kỳ đo lường không đòi hỏi quá
nhanh như trong đo lường vật lý.

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


22
- Tuy nhiên, chu kỳ đo lường được xác định sao cho không quá chậm để không
bỏ sót diễn biến và cũng không quá nhanh để không quá tải RTU.
- Thông thường đo lường trên RTU được tổ chức để đo và ghi nhận dữ liệu khi
giá trị vượt qua ngưỡng nào đó, dữ liệu từ RTU được gửi về CC khi có yêu cầu ( từ
CC)
- Chu kỳ yêu cầu dữ liệu, gọi là chu kỳ quét, được xác định sạo cho không quá
chậm để dữ liệu không lỗi thời và không quá nhanh để CC không quá tải.
- Đối với các hệ SCADA/EMS chu kỳ quét chấp nhận được vài giây đối với
RTU không có chức năng điều khiển công suất tổ máy.
- Ngược lại chu kỳ quét có thể nhỏ hơn và cụ thể là bao nhiêu thì do thuật toán
điều khiển quy định.
Gán nhãn thời gian cho các giá trị đo lường và tín hiệu trạng thái
- Các giá trị đo lường, tín hiệu trạng thái và dữ liệu đã thu thập được có thể được
lưu trữ trong bộ nhớ RTU.
- Cần gán nhãn thời gian cho các giá trị này.
- Thông thường, RTU được đồng bộ thời gian từ CC và CC lại được đồng bộ từ
đồng hồ GPS.
- Do đó, việc gán nhãn thời gian được đồng bộ trong toàn hệ thống với độ chính
xác cao.

Cách ly Galvalnic
- Để đảm bảo an toàn, việc ghép nối RTU với HTĐ và kênh viễn thông đòi hỏi
phải có cách ly Galvalnic
- Ghép nối RTU với kênh viễn thông thường thông qua Modem, việc cách ly
được thực hiện qua biến áp âm tần của Modem
- Đối với ghép nối thu thập trạng thái việc cách ly được thực hiện qua rơ le trung
gian và ghép nối quang điện.
- Đối với ghép nối thu thập giá trị đo lường, việc cách ly được thực hiện bằng kỹ
thuật “tụ bay” hoặc qua ghép nối quang điện có độ chính xác cao.
- Kỹ thuật “tụ bay” cho phép dữ liệu tương tự (đã chuyển đổi thành dòng hoặc áp
1 chiều) nạp vào tụ điện C ở giai đoạn trích mẫu (Sampling) và sau đó tụ C nối vào
mạch đo lường.
- Tụ điện C tại 1 thời điểm chỉ được nối với HTĐ hoặc mạch đo lường (qua rơ le
hoặc quang điện), do đó mà RTU được cách ly với HTĐ.
Giao thức truyền tin

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo


23
- Dữ liệu HTĐ được trao đổi giữa các bên tham gia truyền tin (giữa RTU & CC
hoặc CC & CC) qua điều khiển của giao thức truyền tin ( Communication Protocol).
- Giao thức truyền tin là phần mềm được cài đặt ở cả 2 bên tham gia truyền tin.
- Giao thức truyền tin đảm bảo mọi loại dữ liệu được truyền từ RTU đến CC và
ngược lại ( khi điều khiển từ xa) một cách an toàn và chính xác.
- Giao thức truyên tin sử dụng tập hợp các câu lệnh và dữ liệu có khuôn mẫu
chuẩn để 2 phía trao đổi thông tin cho nhau.
- Giao thức truyền tin có cơ chế phát hiện lỗi và yêu cầu phát lại để sửa lỗi.
- Có nhiều dạng giao thức truyền tin chuẩn được sử dụng trong thu thập dữ liệu
HTĐ

- Khi được thiết kế và cài đặt chính xác, giao thức truyền tin không gây sai số.
 Biến dòng và biến áp (CT và VT): được sử dụng rộng rãi trong hệ thống
điện. Chúng cho phép biến đổi dòng điện và điện áp nhất thứ sang dòng
điện và điện áp nhị thứ, phục vụ công tác đo lường. Hệ số biến đối của CT
và VT được thiết kế và chuẩn hóa theo cấp điện áp và dòng điện. CT và VT
cho phép cách ly nhất thứ và nhị thứ bằng 2 cuộn dây độc lập.
 Bộ chuyển đổi – Transducer : là các thiết bị chuyển đổi các đại lượng ở lối
ra CT và VT sang dòng điện có thang chuẩn hóa là: 0-10mA, -5mA5mA,... tương ứng với đại lượng cần đo. Tồn tại các Transducer dòng, áp,
công suất vô công, hữu công, ... Các dòng điện ở lối ra các Transducer
được dẫn tới lối vào đo lường của RTU với tổng điện trở dây dẫn từ 0 đến
vài kΩ tùy theo nhà chế tạo. Việc sử dụng nguồn dòng cho phép nối lối ra
transducer với lối vào đo lường RTU với độ dài cáp khác nhau mà vẫn
không ảnh hưởng tới độ chính xác. Việc sử dụng nguồn dòng cũng làm
tăng khả năng chống nhiễu.
 Bộ chuyển đổi tương tự - số (ADC – Analog Digital Converter): ADC cho
phép số hóa các điện áp vào thành các giá trị nhị phân. Việc tạo ra điện áp
ở lối vào ADC từ lối ra dòng điện của transducer được thực hiện bằng cách
mắc nối tiếp với 1 điện trở. Giá trị của điện trở này được tính trên thang
dòng của lối ra transducer và thanh áp vào của ADC(Hình vẽ 3). Ví dụ:
dòng ra của transducer biến thiên từ 0-10mA, ứng với điện áp vào của
ADC biến thiên từ 0-5V. Ta có:
R = 5V/10mA = 500Ω

Sinh viên thực hiện: Nguyễn Văn Thảo