THIẾT kế hệ THỐNG GIÁM sát SCADA với CÔNG NGHỆ 4 0

THIẾT KẾ HỆ THỐNG GIÁM SÁT
SCADA VỚI CÔNG NGHỆ 4.0

Luận Văn Tốt Nghiệp

3

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Chương 1

GIỚI THIỆU
Ngày nay với tốc độ phát triển nhanh chóng của công nghệ vi điện tử, kỹ
thuật truyền thông và công nghệ phần mềm trong những năm gần đây đã tạo chuyển
biến cơ bản trong hướng đi cho các giải pháp tự động hóa. Xu hướng phân tán, mềm
hóa và chuẩn hóa là ba trong nhiều điểm đặc trưng cho sự thay đổi này. Những xu
hướng mới đó không nằm ngoài mục đích giảm giá thành giải pháp, nâng cao hiệu
quả vận hành hệ thống điện, nâng cao hiệu quả sản xuất điện. Sự ứng dụng rộng rãi
các hệ thống mạng truyền thông, đặc biệt là công nghệ Bus trường đã trở nên không
thể thiếu được trong các hệ thống điều khiển và giám sát hiện đại.
1.1. Tính cần thiết nâng cấp tự động hóa
Nhà máy thủy điện Trị An có bốn tổ máy công suất thiết kế 4x100MW, công
suất cực đại 4x110MW; hai trạm phân phối điện 220kV và 110kV với sơ đồ hệ thống
hai thanh cái có thanh cái vòng, hệ thống điều khiển nhị thứ được thiết kế theo kiểu
truyền thống. Rơle bảo vệ đường dây và thanh cái dùng Rơle kỹ thuật số của hai
hãng ABB và siemens, các Rơle được đặt tại trạm phân phối do đó muốn biết thông
số hay các sự kiện sự cố thì phải đến nơi đặt rơle mới có thể biết được. Điều khiển
Dao cách ly chỉ điều khiển tại chổ, điều khiển máy cắt từ xa và tại chỗ, cáp điều
khiển và tín hiệu từ trạm phân phối đến phòng điều khiển trung tâm với số lượng khá
lớn và hay bị chuột cắn gây chạm đất – chạm cáp dẫn đến sự cố đặc biệt là vào mùa

mưa và thời gian tìm chạm cáp khá lâu. Khi xảy ra sự cố, muốn xác định thông tin
chính xác hay cần thao tác chuyển đổi máy cắt thay thế thì phải ra tận nơi đặt thiết bị
để xem hoặc thao tác nên thời gian tái lập cung cấp điện lâu thậm chí là thao tác
nhầm do ảnh hưởng từ áp lực công việc hay từ gia đình gây sự cố, không an toàn
cho người và thiết bị.
Theo qui định của bộ công nghiệp về việc đấu nối vào hệ thống điện Quốc
gia: Các nhà máy điện có công suất lớn từ 50MW trở lên phải được trang bị hệ

Luận Văn Tốt Nghiệp

4

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


thống điều khiển máy tính phân tán DCS có hai cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và
độc lập với hệ thống SCADA/EMS của trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia
và trung tâm điều độ hệ thống điện miền nơi đặt nhà máy. Cũng theo quyết định số
26/2006/QĐ – TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của thủ tướng chính phủ về việc
phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện
lực tại Việt Nam, các nhà máy điện muốn tham gia vào thị trường điện phải từng
bước xây dựng cho mình hệ thống quản lý vận hành và hệ thống đo đếm từ xa
(SCADA/EMS) đáp ứng yêu cầu của thị trường điện trong từng giai đoạn phát triển.
1.2. Nhiệm vụ và phạm vi nghiên cứu nâng cấp tự động hóa
Từ những yếu tố trên, đề tài mang tính nghiên cứu ứng dụng, giới hạn tập
trung nghiên cứu hệ thống DCS-SCADA/EMS với khả năng điều khiển – giám sát –
thu thập dữ liệu nhằm ứng dụng nâng cấp tự động hóa trạm phân phối điện nhà máy
Thủy điện Trị An, khắc phục các nhược điểm ở trên.
1.3. Tính thực tiễn của đề tài
Mong muốn của đề tài là bằng kiến thức đã được học, chúng ta có thể tự thiết

kế - nâng cấp hệ thống với những ưu điểm sau:
1. Giảm giá thành giải pháp: Không phải chi phí cho việc thiết kế, cũng như
lắp đặt – thử nghiệm trước khi đưa vào vận hành.
2. Làm chủ thiết bị: Từ khâu thiết kế, lập dự toán cho đến thi công lắp đặt –
thử nghiệm đưa vào vận hành thì coi như chúng ta đã nắm rõ từng mạch, từng bo
mạch – từng thiết bị, làm chủ hoàn toàn công nghệ, do đó khi xảy ra trục trặc - sự cố
thì có thể chủ động xử lý một cách nhanh chóng – không phải bỡ ngỡ tốn nhiều thời
gian.
3. Thiết bị công nghiệp như PLC, modul truyền thông, modul I/O, cáp quang,
Hub quang…hầu như có sẵn trên thị trường Việt Nam nên khi hư hỏng thì chỉ cần
vài ngày là có thể mua được rồi, trong khi thiết bị đặt chủng (của ABB chẳng hạn)
thì thời gian đặt hàng (ngoài nước) khá lâu, hơn nữa giá thành mỗi board mạch khá
đắt 7000-8000 USD mỗi board…
Luận Văn Tốt Nghiệp

5

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Chương 2

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG SCADA

2.1 Giới thiệu
Điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu SCADA (Supervisory Control And
Data Acquisition) là một phần không thể thiếu được trong một hệ thống tự động hóa
hiện đại. Tiến bộ trong các lĩnh vực truyền thông công nghiệp và công nghệ phần
mềm đã thực sự đem lại nhiều khả năng mới, giải pháp mới.

Giống như nhiều từ viết tắt có tính chất truyền thống khác, khái niệm
SCADA cũng được hiểu với những ý nghĩa hơi khác nhau, tuỳ theo lĩnh vực ứng
dụng và theo thời gian. Có thể, khi nói tới SCADA người ta chỉ liên tưởng tới một hệ
thống mạng và thiết bị có nhiệm vụ thuần túy là thu thập dữ liệu từ các trạm ở xa và
truyền tải về một khu trung tâm để xử lý.

Vì vậy, trong hệ thống điện EVN thì quan điểm kết nối điều khiển-Giám sátThu thập dữ liệu từ các trạm điện, các nhà máy điện cho đến các trung tâm điều độ
miền A1, A2, A3 và điều độ A0 được cho là một hệ thống SCADA; còn chỉ nội bộ
trong trạm điện hay nhà máy điện thì được gọi là DCS điều khiển phân tán.

Các thiết bị trong hệ thống thông tin tín hiệu trong trạm bao gồm: cấu hình hệ
thống điều khiển trạm, HUB quang; máy tính sửa chữa hệ thống; thiết bị lưu trữ dữ
liệu; GPS; Router v.v... Các hệ thống ứng dụng trong công nghiệp khai thác dầu khí
và phân phối năng lượng là những ví dụ tiêu biểu. Theo cách hiểu này, vấn đề truyền
thông được đặt lên hàng đầu.

Luận Văn Tốt Nghiệp

6

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Hình 2.1 Cấu trúc hệ thống tự động hóa trạm

Trong nhiều trường hợp, các khái niệm SCADA và "None-SCADA" lại được
dùng để phân biệt các giải pháp điều khiển giám sát dùng công cụ phần mềm chuyên
dụng (ví dụ FIX, InTouch, WinCC, Lookout, ...) hay phần mềm phổ thông (Access,
Excel, Visual Basic, Delphi, JBuilder, ...). ở đây, công nghệ phần mềm là vấn đề
được quan tâm chủ yếu.

Nói một cách khái quát, một hệ SCADA không có gì khác là một hệ thống
Điều khiển-Giám sát-Thu thập dữ liệu, tức là một hệ thống hỗ trợ con người trong
việc quan sát và điều khiển từ xa, ở cấp cao hơn hệ điều khiển tự động thông thường.
Đương nhiên, để có thể quan sát và điều khiển từ xa cần phải có hệ thống truy nhập
(không chỉ thu thập!) và truyền tải dữ liệu, cũng như cần phải có giao diện ngườimáy (Human-Machine Interface, HMI). Tùy theo trọng tâm của nhiệm vụ mà người
ta có thể có những cách nhìn khác nhau.
Như ta thấy, HMI là một thành phần trong một hệ SCADA, tuy nhiên không
phải chỉ ở cấp điều khiển giám sát, mà ngay ở các cấp thấp hơn người ta cũng cần
giao diện người-máy phục vụ việc quan sát và thao tác vận hành cục bộ. Vì lý do giá
thành, đặc tính kỹ thuật cũng như phạm vi chức năng, ở các cấp gần với quá trình kỹ

Luận Văn Tốt Nghiệp

7

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


thuật này các OP chuyên dụng chiếm vai trò quan trọng hơn.
Sự tiến bộ trong công nghệ phần mềm và kỹ thuật máy tính PC, đặc biệt là sự
chiếm lĩnh thị trường của hệ điều hành Windows XP cùng với các công nghệ của
Microsoft đã thúc đẩy sự phát triển của các công cụ tạo dựng phần mềm SCADA
theo một hướng mới, sử dụng PC và Windows XP làm nền phát triển và cài đặt. Từ
phạm vi chức năng thuần tuý là thu thập dữ liệu cho việc quan sát, theo dõi quá trình,
một hệ SCADA ngày nay có thể đảm nhiệm vai trò điều khiển cao cấp, điều khiển
phối hợp. Phương pháp điều khiển theo mẻ, điều khiển theo công thức (batch
control, recipe control) là những ví dụ tiêu biểu. Hơn nữa, khả năng tích hợp hệ điều
khiển giám sát với các ứng dụng khác như các phần mềm quản lý, tối ưu hóa hệ
thống,... của toàn công ty cũng trở nên dễ dàng hơn.
Trong giải pháp điều khiển SCADA, hệ thống truyền thông ở các cấp dưới

(bus trường, bus chấp hành-cảm biến) đã có sẵn. Nếu như mạng máy tính
của một công ty cũng đã được trang bị (chủ yếu dùng Ethernet), thì cơ sở hạ
tầng cho việc truyền thông không còn là vấn đề lớn phải giải quyết. Chính vì
vậy, trọng tâm của việc xây dựng các giải pháp SCADA trong thời điểm hiện
nay là vấn đề lựa chọn công cụ phần mềm thiết kế giao diện và tích hợp hệ
thống.

2.2 Các thành phần chức năng cơ bản
Xét một cách tổng quát, một hệ SCADA bao gồm các thành phần chức năng
liệt kê dưới đây.
a. Phần cứng
∗ Thiết bị thu thập dữ liệu: PLC, RTU, PC, I/O, các đầu đo thông minh
∗ Hệ thống truyền thông: Mạng truyền thông, các bộ dồn kênh/phân kênh,
Modem, các bộ thu phát.
∗ Trạm quản lý dữ liệu: Máy chủ (PC, Workstation), các bộ tập trung dữ liệu
(Data concentrator, PLC, PC)

Luận Văn Tốt Nghiệp

8

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


∗ Trạm vận hành (Operator Station)

HMI giao tiếp với Điều hành viên

Trạm điều khiển trung tâm
MTU(Master Terminal Unit)

Điều hành viên

Môi trường truyền thông giữa MTU
và RTU: Internet, vô tuyến, mạng
điện thoại(có tốc độ thấp, thông
thường là điều khiển vòng mở
Thiết bị thu thập dữ liệu và
điều khiển RTU or PLC
Môi trường truyền thông giữa ở
thiết bị từ xa, tốc độ tương đối
cao , thông thường là điều khiển
vòng kín (EIA-485, EIA-232…)
Thiết bị dữ liệu trường:Valve
bơm, động cơ, cảm biến…
Hình 2.2: Cấu trúc phần cứng của SCADA

b. Phần mềm:
∗ Giao diện vào/ra (phần mềm giao diện quá trình), dưới dạng các I/O
Drivers, I/O-Servers (DDE,OPC,...).
∗ Giao diện người-máy
∗ Cơ sở dữ liệu quá trình
∗ Hệ thống cảnh báo, báo động
∗ Lập báo cáo tự động
∗ Điều khiển cao cấp: Điều khiển mẻ, điều khiển trình tự, điều khiển
công thức, điều khiển chuyên gia...

Luận Văn Tốt Nghiệp

9

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Hình 2.3: Các thành phần phần mềm trong hệ SCADA
2.3 Công cụ phần mềm SCADA/HMI
Phân loại theo phạm vi sử dụng:
∗

Công cụ lập trình phổ thông

∗

Công cụ tích hợp trong một hệ DCS

∗

Công cụ độc lập, có thể sử dụng cho nhiều hệ thống khác nhau:

WinCC (Siemens), InTouch (Wonderware), FIX(Intellution),
Genesis(Iconics), LookOut (NI)
Phân loại theo kiến trúc phần mềm:
∗ Kiến trúc truyền thống
∗

Kiến trúc hướng đối tượng

∗ Kiến trúc Web
Kiến trúc hướng đối tượng
Hiện nay, có lẽ không một phần mềm SCADA nào tự nhận là tiên tiến mà

không đưa từ khóa hướng đối tượng vào danh sách các đặc tính ưu việt để quảng

Luận Văn Tốt Nghiệp

10

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


cáo. Mặc dù trong đại đa số các trường hợp, cách sử dụng thuật ngữ như vậy mang
tính chất lạm dụng, nhưng qua đó ta cũng thấy ít hay nhiều tầm quan trọng của công
nghệ đối tượng. Thực chất, các thư viện thành phần sẵn có trong những sản phẩm
thuộc thế hệ mới thường được xây dựng trên cơ sở một mô hình đối tượng, đặc biệt
phải nói tới mô hình COM của Microsoft.
Việc sử dụng một mô hình đối tượng thành phần chuẩn công nghiệp như
COM mang lại nhiều ưu thế như:
∗ Nâng cao hiệu suất công việc thiết kế, xây dựng giao diện người-máy
bằng cách sử dụng ActiveX-Controls
∗ Nâng cao khả năng tương tác và khả năng mở rộng, hay nói cách khác
là tính năng mở của hệ thống
∗ Thuận lợi trong việc sử dụng một chuẩn giao diện quá trình như OPC
để kết nối với các thiết bị cung cấp dữ liệu.
Quả thật, hầu hết các phần mềm SCADA tiên tiến nhất hiện nay đều hỗ trợ
COM, cụ thể là đều có ba đặc điểm nêu trên. Nếu trước đây để tạo được một màn
hình giao diện đồ họa, một kỹ sư có kinh nghiệm cần trung bình một vài ngày, thì
nay thời gian có thể giảm xuống tới một vài giờ.
Sử dụng một công cụ thích hợp, ta có thể hoàn toàn tập trung
vào công việc chính mà không cần kiến thức chuyên sâu về lập trình. Công
nghệ đối tượng thành phần và các phương pháp không lập trình đã mở ra
khả năng này. Kiến trúc Web chỉ trong vòng mấy năm gần đây đã phát triển thành

một trong những công nghệ tin học quan trọng bậc nhất. Không chỉ là một phương
tiện truyền bá và truy nhập thông tin đại chúng như trong thời gian đầu mới hình
thành, bản thân Web hiện đã trở thành một môi trường đa năng cho các ứng dụng
phân tán.
Một ứng dụng Web cấu thành bởi sự tương tác giữa Web server, Web
browser, trang HTML (Hypertext Markup Language) với các ứng dụng và phụ kiện
khác. Những ứng dụng đó cũng hay được gọi là các ứng dụng nhiều lớp (multi-tier
applications).
Luận Văn Tốt Nghiệp

11

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Sử dụng Web làm nền cho các ứng dụng SCADA không chỉ mang lại hiệu quả
về thời gian cài đặt phần mềm, mà trước tiên là mở ra khả năng mới cho việc tích
hợp hệ thống tự động hóa trong một hệ thống thông tin thống nhất của công ty. Điều
khiển giám sát không còn là chức năng độc quyền của các chuyên viên kỹ thuật. Một
giám đốc điều hành sản xuất, hay một tổng giám đốc công ty đều có thể quan sát và
tham gia điều hành quá trình sản xuất từ phòng làm việc riêng, chỉ qua màn hình,
bàn phím và chuột. Tương tự, các báo cáo về tình hình sản xuất cũng như các chỉ thị
không nhất thiết phải đi theo con đường giấy tờ hay truyền miệng, mà trực tiếp diễn
ra "on-line".

Luận Văn Tốt Nghiệp

12

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện

Chương 3

CÁC CHUẨN GIAO THỨC

3.1 Giới thiệu khái quát về giao thức kết nối
Trong các hệ thống SCADA thì giao thức kết nối đóng vai trò quan trọng để
liên kết các phần của hệ thống với nhau. Có nhiều giao thức hỗ trợ hệ thống nhưng
tùy vào từng kiểu loại hệ thống và thiết bị của hệ thống để chọn lựa giao thức thích
hợp.
–ABB với giao thức LON, SPA Bus, IEC60870-5-103, 104.
–Siemens với giao thức PROFIBUS FMS, DNP 3.0, IEC60870-5-103, 104.
–Areva với giao thức K-Bus, DNP3.00, IEC60870-5-103
–SEL với giao thức UCA2.0, DNP3.00
Giao thức truyền thông cho phép hai thiết bị truyền thông giao tiếp với nhau
mà sử dụng cùng một giao thức nếu không sẽ xuất hiện lỗi. Vì thế, tiện ích luôn luôn
bị hạn chế với chỉ một nhà cung cấp. Với mục đích của các hệ thống mở mong
muốn rằng những thiết bị từ một nhà cung cấp có khả năng giao tiếp với thiết bị
khác từ nhà cung cấp khác nghĩa là các thiết bị được sử dụng rộng rãi. Sử dụng giao
thức mở đưa ra những lợi thế sau:
–Mở rộng hệ thống kết nối
–Nhà cung cấp là độc lập
–Những chi phí kỹ thuật thấp
–Dữ liệu (thông tin) có sẵn
Tại đây có một số khó khăn như là đòi hỏi tốc độ cao hơn cho cùng một hiệu
quả có thể không tồn tại với giao thức mở. Một số truyền thông hiện hữu là phương
pháp giao thức và tiêu chuẩn sẽ được tìm hiểu dưới đây

Luận Văn Tốt Nghiệp

13

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Khả năng phối hợp và các tiêu chuẩn mở:
Trong quá khứ, hệ thống thông tin liên lạc giao thức kết nối SCADA đã được
chọn phát triển như chuyên riêng, từng được tạo ra bởi một nhà sản xuất như là một
phần của hệ thống độc quyền để đáp ứng cụ thể của một ngành công nghiệp. Đây là
sự cần thiết như là sự thích hợp cho các tiêu chuẩn cho đến nay đã không tồn tại.
Tuy nhiên, giao thức kết nối độc quyền có các nhược điểm đối với người sử dụng.
Với tư cách là một hệ thống được phát triển theo thời gian và để mở rộng bằng cách
sử dụng cùng một hệ thống độc quyền hoặc là được điều khiển để thay thế 1 phần
của hệ thống để thay đổi giao thức kết nối khác của nhà sản xuất.
Phát sinh từ các bất lợi này và tăng việc sử dụng hệ thống SCADA thông
thường, sự cần thiết của các tiêu chuẩn mở là được công nhận. Sự công nhận này cần
được chuyển vào nổ lực của một số tổ chức của một số Quốc gia.
Chìa khóa chính của các tiêu chuẩn mở là nó cung cấp khả năng phối hợp
giữa các thiết bị từ các nhà sản xuất khác nhau. Điều này có nghĩa là như một ví dụ:
một người mua hệ thống trang thiết bị như hệ thống chủ từ một trong những nhà sản
xuất và có thể thêm vào RTU từ một nhà sản xuất khác. Các RTU có thể có một số
rơle kiểm soát các kết nối với nó là thiết bị điện tử thông minh và có thể sử dụng các
giao thức kết nối. Tất cả các thiết bị này có thể có cực nguồn từ nhà sản xuất khác
nhau, một số khác có trong cài đặt ban đầu hoặc tiến triển dần dần khi hệ thống phát
triển theo thời gian. Một số lợi ích khác nhau phát sinh từ việc sử dụng các giao thức
kết nối mở rộng được liệt kê dưới đây được nhóm lại tức thời và có hiệu quả dài hạn.

Hình 3.1: Mô hình giao thức kết nối của một trạm điều khiển
Luận Văn Tốt Nghiệp

14

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


3.1.1 Các thành phần của giao thức kết nối
–Trạm chủ / trung tâm vận hành SCADA
Kết nối Người vận hành và các trung tâm vận hành điều khiển khác
–Các đơn vị đầu cuối từ xa
Giao diện giữa các IED và trạm máy chủ Có thể tự giới hạn kiểm soát
–Các thiết bị điện tử thông minh
Những cảm biến và đồng hồ đo, Rơle và các bộ tác động khác
–Các thiết bị điều khiển PLC
Các lợi ích tức thời
–Khả năng kết nối giữa các nhà thiết bị
–Giao thức kết nối ít hơn để hỗ trợ trong các lĩnh vực
–Giảm chi phí phần mềm
–Không có bộ chuyển đổi giao thức kết nối cần thiết
–Rút ngắn lịch giao hàng
–Tốn ít thời gian kiểm tra, bảo trì và đào tạo
–Nâng cao chất lượng tài liệu hướng dẫn
–Kiểm tra tương thích độc lập có thể được cung cấp
Các lợi ích lâu dài
–Dễ dàng mở rộng hệ thống
–Tuổi thọ sản phẩm lâu dài
–Nhiều giá trị gia tăng của sản phẩm từ các nhà sản xuất
–Nhanh hơn thông qua công nghệ mới
–Tiết kiệm các công đoạn chính
3.2 Giao thức IEC 61850

3.2.1 Giới thiệu IEC 61850
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 trạm biến áp(TBA), tuy nhiên
Luận Văn Tốt Nghiệp

15

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


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, tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850 được EVN lựa chọn
cho các ứng dụng tự động hoá TBA.
Thông thường cách đơn giản nhất để truyền dữ liệu giữa thiết bị gởi và nhận
là truyền trực tiếp mà không có bất kỳ sự chuyển đổi nào. Tình hình hiện nay là có
quá nhiều chuẩn và giao thức được sử dụng trong một trạm biến áp, để cho các thiết
bị có chuẩn và giao thức khác nhau cùng hoạt động trong một hệ tích hợp thì cần
phải sử dụng các bộ chuyển đổi giao thức, tuy nhiên những bộ chuyển giao thức lại
có thể gây ra những lỗi và sự trì hoãn trong việc truyền dữ liệu.
Tự động hoá TBA (Substation Automation - SA) là hệ thống cho phép các
chức năng về điện của trạm được giám sát, điều khiển và phối hợp bởi các thiết bị
phân tán lắp đặt trong trạm. Các chức năng được thực hiện bởi hệ thống SA dựa trên
cơ sở các bộ xử lý tốc độ cao được biết đến như là RTU (Remote Terminal Units)
hoặc các thiết bị điện tử thông minh (Intelligent Electronic Devices – IEDs). Xây
dựng chiến lược bảo vệ và tự động của TBA sẽ quyết định đến mô hình thu thập, xử
lý và trao đổi dữ liệu của các IEDs. Do đó, 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 và IEC
60870. Các giao thức trên không có sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi
được cung cấp bởi các hãng khác nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việc
xây dựng các ứng dụng tự động hoá trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống
khá khó khăn. Trên cơ sở kiến trúc truyền thông đa dụng UCA 2.0, từ năm 2003 tổ
chức kỹ thuật điện quốc tế IEC (International Electrotechnical Commission) ban
hành phiên bản đầu tiên về tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850.
Tiêu chuẩn IEC 61850 ra đời nhằm tạo ra một giao thức trao đổi thông tin
chuẩn, hỗ trợ khả năng trao đổi thông tin lẫn nhau giữa các IED từ nhiều nhà sản
xuất khác nhau. Đây là mục tiêu chung của các công ty điện lực, các nhà cung cấp
Luận Văn Tốt Nghiệp

16

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


thiết bị cũng như của các nhà soạn thảo tiêu chuẩn. Và thực tế, đã có nhiều nước và
tổ chức quốc tế tham gia hành động để đạt được mục tiêu này.
Đối tượng của tiêu chuẩn tự động hóa trạm là nhằm phát triển một tiêu chuẩn
trao đổi thông tin thỏa mãn các yêu cầu về chức năng, hiệu suất, và cũng hỗ trợ sự
phát triển của công nghệ trong tương lai. Để thật sự có được lợi ích này, cần phải có
sự nhất trí cao giữa nhà sản xuất IED và người sử dụng theo hướng các thiết bị có
thể trao đổi thông tin một cách tự do.
Tiêu chuẩn trao đổi thông tin phải hỗ trợ các chức năng vận hành của trạm. Vì
vậy, tiêu chuẩn phải xét đến các yêu cầu vận hành trạm, nhưng mục đích của tiêu
chuẩn là không chuẩn hóa (vì không giới hạn) các chức năng liên quan đến sự vận
hành trạm cũng như vị trí của chúng trong hệ thống tự động hóa trạm. Những chức
năng ứng dụng sẽ được định nghĩa và mô tả nhằm xác định các yêu cầu về trao đổi

thông tin. Tiêu chuẩn giao thức trao đổi thông tin nên sử dụng các tiêu chuẩn đã có
và tuân thủ các nguyên lý chung về trao đổi thông tin.

Tiêu chuẩn phải đảm bảo các đặc tính sau:
–Đó là khuôn mẫu trao đổi thông tin đầy đủ dựa trên các tiêu chuẩn trao đổi
thông tin đang tồn tại như IEC/IEEE/ISO/OSI, nếu có thể.
–Các giao thức được dùng phải “mở” và hỗ trợ thiết bị tự mô tả (thiết bị có chứa
thông tin trên cấu hình của nó). Có thể thêm mới một chức năng.
–Tiêu chuẩn dựa trên các đối tượng dữ liệu có liên quan đến sự cần thiết của
ngành công nghiệp năng lượng điện.
–Cú pháp và ngữ nghĩa của sự trao đổi thông tin dựa trên sự sử dụng của các đối
tượng dữ liệu chung liên quan đến hệ thống điện.
–Tiêu chuẩn trao đổi thông tin xem xét đến việc trạm là một nút trong mạng điện,
tức là hệ thống tự động hóa trạm là một thành phần của hệ thống điều khiển toàn hệ
thống điện.

Luận Văn Tốt Nghiệp

17

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Hình 3.2: Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850
trong ứng dụng tự động hoá TBA

3.2.2 Nội dung IEC 61850
IEC 61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng dụng tự động
hoá trạm. Tiêu chuẩn cho phép tích hợp tất cả các chức năng bảo vệ, điều khiển, đo
lường và giám sát truyền thống của 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.
Với ưu điểm của chuẩn truyền thông TCP/IP Ethernet, giao thức IEC 61850 có hiệu
năng làm việc cao, xử lý thông tin đạt tốc độ 100Mbps và đơn giản trong việc thực
hiện kết nối trên mạng LAN. Tiêu chuẩn IEC 61850 bao gồm 14 phần chia thành 10
chủ đề chính.
Part 1: Introduction and overview
Part 2: Glossary
Part 3: General requirements
Part 4: System and project management
Part 5: Communication requirements for functions and device models
Part 6: Configuration description language for communication in electrical
substations related to IEDs

Luận Văn Tốt Nghiệp

18

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Part 7-1: Basic communication structure for substation and feeder equipment –
Principles and models
Part 7-2: Basic communication structure for substation and feeder equipment –
Abstract communication service interface (ACSI)
Part 7-3: Basic communication structure for substation and feeder equipment –
Common data classes
Part 7-4: Basic communication structure for substation and feeder equipment –
Compatible logical node classes and data classes
Part 8-1: Specific communication service mapping (SCSM) – Mappings to MMS
(ISO/IEC 9506-1 and ISO/IEC 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3

Part 9-1: Specific communication service mapping (SCSM) – Sampled values over
serial unidirectional multidrop point to point link
Part 9-2: Specific communication service mapping (SCSM) – Sampled values over
ISO/IEC 8802-3
Part 10: Conformance testing
Để đảm bảo cho tất cả các ứng dụng về tự động hoá trạm hiện tại và tương lai
đều có khả năng được hỗ trợ bởi tiêu chuẩn IEC61850, xây dựng mô hình dữ liệu
trên cơ sở các mô hình đối tượng và thiết bị trong hệ thống, qua đó hệ thống được
mô tả trên cơ sở tập hợp các quy tắc trao đổi giữ liệu giữa các đối tượng trên một cơ
chế truyền thông linh hoạt. Trên nền tảng giao thức truyền thông IEC 61850, các hệ
thống SA sẽ tăng tính linh hoạt, tăng khả năng tương đồng của các thiết bị, đơn giản
hoá việc thiết kế phần cứng, giảm chi phí lắp đặt, hạn chế được lỗi và sự can thiệp
bằng tay từ người vận hành.
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 cơ sở đó, mô hình dữ liệu đối tượng
của tiêu chuẩn sẽ chia các chức năng của trạm thành những chức năng con, những
chức năng con này được định nghĩa là các node logic (Logical Nodes –LNs), LNs là
thành phần chính của việc mô hình dữ liệu. Các dữ liệu trong hệ thống IEC 61850
Luận Văn Tốt Nghiệp

19

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


dựa trên các nút logic LNs, dữ liệu cũng chính là thành phần cơ bản của việc trao đổi
thông tin tín hiệu trong hệ thống tự động trạm. Chức năng cơ bản như chức năng bảo
vệ quá dòng (PTOC) sẽ lấy thông tin từ biến dòng (TCTR) và trạng thái máy cắt
(XCBR). Việc xác định các LNs trên một thiết bị vật lý phụ thuộc vào khả năng của

thiết bị do nhà sản xuất cung cấp.
–Cụ thể tiêu chuẩn IEC 61850-7-4 qui định mô hình thông tin của thiết bị và
các chức năng liên quan đến ứng dụng cho trạm – Tên dữ liệu và tên nút logic tương
thích cho trao đổi thông tin giữa các IEDs.
* Lớp nút logic
+ Các nhóm nút logic
Các nút logic được phân nhóm theo danh sách nhóm nút logic cho trong bảng
sau, tên của nút logic sẽ bắt đầu với ký tự đại diện cho nhóm mà nút logic được phân
vào; với mô hình theo từng pha, mỗi đối tượng trên từng pha sẽ được tạo ra.
Bảng 3.1:

Thông tin nút logic chung: Là thông tin độc lập của chức năng riêng được đại
diện bởi lớp nút logic . Dữ liệu bắt buộc (M) là chung cho tất cả các lớp nút logic, dữ
liệu lựa chọn (0) có hiệu lực với một tập của lớp nút logic.

Luận Văn Tốt Nghiệp

20

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Thông tin trạng thái: Là dữ liệu cho biết trạng thái của quá trình hoặc của
chức năng dùng vào lớp nút logic, thông tin này được tạo ra tại chổ và không thể
thay đổi từ xa trừ khi có sự thay thế phù hợp. Dữ liệu như “Start” or “Trip” được liệt
kê và bắt buộc.
Cài đặt: Là dữ liệu cần cho chức năng để vận hành, vì nhiều cài đặt là độc lập
với sự thực hiện chức năng, chỉ có sự đồng ý tối thiểu chung được tiêu chuẩn hóa.
Chúng có thể thay đổi từ xa nhưng không thường xuyên.
Giá trị đo lường: Là dữ liệu tương tự đo lường từ thiết bị hoặc được tính toán

trong các chức năng như dòng điện, điện áp, công suất... thông tin này được tạo ra
tại chổ và không thể thay đổi từ xa trừ khi có sự thay đổi thích hợp.
Điều khiển: Là dữ liệu thay đổi do lệnh, như là trạng thái máy cắt ON/OFF, vị
trí bộ đổi nấc, chúng thường được thay đổi từ xa trong quá trình vận hành hơn là do
cài đặt.
Giá trị đo đếm: Là dữ liệu tương tự đại diện cho việc đo đếm số lượng qua thời
gian, tức là năng lượng, công suất. Thông tin này được tạo ra tại chổ và không thể
thay đổi từ xa trừ khi có sự thay đổi thích hợp.
+ Nút logic hệ thống:
Thông tin đặc trưng hệ thống bao gồm thông tin nút logic chung cũng như
thông tin liên quan đến thiết bị vật lý thực hiện thiết bị logic và nút logic, các nút
logic này độc lập với miền ứng dụng. Tất cả các nút logic khác đều đặc trưng miền
nhưng kế thừa tính bắt buộc và lựa chọn dữ liệu từ các nút logic hệ thống này

Hình 3.3: Mối quan hệ giữa các nút logic
Luận Văn Tốt Nghiệp

21

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Tất cả các lớp nút logic định nghĩa trong phần này đều kế thừa cấu trúc của
chúng từ lớp nút logic trừu tượng định nghĩa trong IEC 61850-7-2. Tách rời với lớp
nút logic “thông tin thiết bị vật lý” ( Physical Device Information LPHD), tất cả các
lớp nút logic (LLN0 và LN đặc trưng miền) định nghĩa trong tiêu chuẩn này đều kế
thừa ít nhất dữ liệu bắt buộc của nút logic chung (Common LN)

Kèm theo định nghĩa LNs, tiêu chuẩn còn định nghĩa thiết bị logic (Logical
Devices - LDs) và thiết bị vật lý (Physical Devices – PDs). Mỗi 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.

Hình 3.4: Ví dụ về mô hình dữ liệu của một rơle bảo vệ
đường dây: PD, LDs, LNs

Trên Hình 3.4 ta có thể thấy một rơle bảo vệ đường dây được định nghĩa là
một PD, các chức năng chính của rơle có thể thực hiện được như sau: bảo vệ (LD#1
Protection), điều khiển máy cắt (LD#2 Control) và đo lường (LD#3 Meas). Với chức
năng bảo vệ bao gồm bảo vệ quá dòng (LN#2) và bảo vệ khoảng cách (LN#1),
tương tự các chức năng điều khiển và đo lường của rơle cũng được chia thành nhiều
chức năng con (LNs) riêng biệt.

Luận Văn Tốt Nghiệp

22

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Trong thực tế các ứng dụng tự động hoá trạm phát triển chậm hơn so với khả
năng phát triển, nâng cấp của công nghệ truyền thông. Do đó để đảm bảo khả năng
hoạt động của các ứng dụng khi hệ thống thông tin được nâng cấp, tiêu chuẩn định
nghĩa các giao tiếp dịch vụ truyền thông cơ bản (Abstract Communications Services
Interface - ACSI) như đọc ghi dữ liệu (GetDataValue, SetDataValue).., các định
nghĩa này được quy định trong IEC61850-7-2. ACSI tách biệt với các ứng dụng SA
về mặt truyền thông, nghĩa là dịch vụ ACSI sẽ tham chiếu trên giao diện truyền
thông TCP/IP để thực hiện các ứng dụng SA, các tham chiếu này vẫn phù hợp khi
giao diện truyền thông TCP/IP được nâng cấp.

Về cơ bản các thiết bị trong TBA được chia thành 2 loại: Thiết bị nhất thứ và
thiết bị nhị thứ. Các thiết bị nhất thứ bao gồm: máy biến áp, máy cắt, dao cách ly.
Các thiết bị nhị thứ bao gồm: thiết bị bảo vệ, điều khiển, đo lường và các thiết bị
thông tin. Theo tiêu chuẩn IEC 61850, các thiết bị nhị thứ của TBA được sắp xếp
theo 3 mức: mức trạm (Station Level), mức ngăn lộ (Bay Level) và mức quá trình
(Process Level). Sơ đồ sắp xếp theo 3 mức của các thiết bị nhị thứ trạm được thể
hiện ở Hình 3.5. Giao diện người máy (Human Machine Interface - HMI) và thiết bị
truyền thông (Communication Unit - ComU) thuộc về mức trạm. Các thiết bị ở mức
trạm được kết nối với các thiết bị ở mức ngăn lộ thông qua bus trạm (Station Bus).
Hệ thống điều khiển trạm liên lạc với các thiết bị bảo vệ điều khiển bằng hệ thống
Station Bus, được định nghĩa trong IEC61850-8-1. HMI là nhóm các phần mềm
SCADA với giao diện đồ hoạ trực quan cho phép người vận hành có thể thao tác,
giám sát các thiết bị ở mức ngăn lộ (Bay Level). Các hệ thống SCADA sử dụng công
cụ OPC Server để trao đổi dữ liệu giữa HMI với các thiết bị IEDs. OPC (OLE for
Process Control – Đối tượng nhúng cho điều khiển quá trình), là một công cụ cho
phép biên dịch dữ liệu của các đối tượng điều khiển (IEDs, RTUs) thông qua các
hàm của hệ điều hành. Thiết bị ComU có thể là một thiết bị định tuyến (Router) để
kết nối với mạng diện rộng (WAN) của trung tâm điều khiển, hoặc là một thiết bị
Gateway/Converter chuyển đổi giao thức thường gặp như IEC61850/IEC60870-5101.

Luận Văn Tốt Nghiệp

23

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Hình 3.5: Cấu hình truyền thông cơ bản hệ thống
tự động hoá trạm với giao thức IEC61850
Các IEDs ở mức ngăn lộ và các thiết bị đo lường, thiết bị chấp hành ở mức

quá trình truyền thông với nhau qua hệ thống bus quá trình (Process Bus). Cơ chế
trao đổi thông tin trên bus quá trình được thực hiện dưới dạng bản tin sự kiện hướng
đối tượng trạm thống nhất (Generic Object-Oriented Substation Event - GOOSE
Measage), được định nghĩa trong IEC 61850-9-1 & 9-2. Trên hệ thống bus quá trình
các bản tin GOOSE được trao đổi giữa các rơle hoặc giữa các rơle với thiết bị trộn
tín hiệu (Merging Unit). Thiết bị trộn tín hiệu là một IED, nó cho phép chuyển đổi
các tín hiệu đo lường và trạng thái của thiết bị giám sát gửi tới các rơle. Hiện nay,
các thiết bị đo lường hoặc máy cắt thế hệ mới có khả năng kết nối trực tiếp với hệ
thống bus quá trình qua giao thức. Với tốc độ xử lý cao sẽ cho phép các IEDs có thể
thực hiện chức năng liên động, ghi nhiễu chéo, bảo vệ chống hư hỏng máy cắt, kiểm
tra hướng công suất, so sánh dòng điện vi sai và nhiều ứng dụng phức tạp khác. Cơ
chế xử lý thông tin dạng GOOSE giữa các IEDs đã làm thay đổi cơ bản cách thực
thiết kế nhị thứ của trạm, giảm tối thiểu dây tín hiệu, nâng cao khả năng thực hiện
các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán.
Luận Văn Tốt Nghiệp

24

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


Xây dựng cấu hình phần mềm cho các ứng dụng tự động hoá trạm được thực
hiện bằng ngôn ngữ cấu hình trạm (Substation Configuration Language - SCL).
Ngôn ngữ SCL dựa trên cấu trúc ngôn ngữ đánh dấu có thể mở rộng (eXtensible
Markup Language – XML), được định nghĩa trong IEC 61850-6. Việc sử dụng ngôn
ngữ SCL với mô hình dữ liệu đối tượng của IEC 61850 cho phép sử dụng nhiều
công cụ khác nhau của nhiều nhà sản xuất để biên dịch và hiểu các thông tin được
chứa đựng trong bất kỳ IEDs. Điều này cho phép trong quá trình trao đổi dữ liệu
giữa các IEDs sẽ tránh được tình trạng không hiểu nhau, thuận lợi trong việc tích
hợp hệ thống từ nhiều nhà sản xuất. Hiện nay có nhiều công cụ để soạn thảo và biên

dịch mã lệnh SCL và Visual SCL. File cấu hình SCL sẽ được dùng chung cho các
ứng dụng tự động hoá trạm giống nhau từ các nhà cung cấp khác nhau. SCL files có
04 loại: SCD files (System Configuration Description) mô tả cấu hình hệ thống;
SSD files (System Specification Description) mô tả đặc điểm của hệ thống; ICD
files (IED Capability Description) mô tả khả năng của các IEDs; CID (Configured
IED Description) mô tả cấu hình các IED. Việc xây dựng mô hình dữ liệu bằng ngôn
ngữ SCL là một khâu quan trọng trong quá trình thiết kế tự động hoá trạm trên nền
tảng của giao thức IEC 61850.

Kết luận:
Trên cơ sở công nghệ truyền thông hiện đại và cách tiếp cận mới về mô hình
đối tượng giám sát điều khiển cũng như cách thức trao đổi dữ liệu của các đối tượng
đó, tiêu chuẩn IEC 61850 tạo ra khả năng tích hợp cao cho các hệ thống tự động hoá
TBA, vấn đề không tương đồng giữa các thiết bị từ các nhà sản xuất khác nhau dần
được giải quyết. Với việc giảm tối đa các dây dẫn tín hiệu, tăng khả năng tương tác
giữa các thiết bị, hệ thống sẽ trở nên linh hoạt và tin cậy, đồng thời giảm được giá
thành thiết lập cũng như chi phí vận hành, bảo dưỡng. Tuy nhiên để có thể ứng dụng
hiệu quả tiêu chuẩn IEC 61850 trong hệ thống điều khiển tích hợp TBA, cách thức
thiết kế cần có những thay đổi quan trọng đó là xây dựng cấu hình phần mềm trên cơ
sở đặc điểm thiết bị và phương thức đo lường, điều khiển, bảo vệ của trạm.

Luận Văn Tốt Nghiệp

25

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


3.3 Giao thức IEC 60870
3.3.1 Giới thiệu IEC 60870

IEC 60870 đề cập đến một tập hợp các tiêu chuẩn của Ủy Ban Kỹ thuật Điện
quốc tế, để cung cấp một tiêu chuẩn mở cho việc truyền tải của SCADA việc kiểm
soát và thông tin từ xa.
Các tiêu chuẩn cung cấp một chi tiết mô tả chức năng cho các thiết bị và điều
khiển từ xa cho các hệ thống kiểm tra, kiểm soát các quy trình phổ biến rộng rãi, nói
cách khác là cho hệ thống SCADA. Các tiêu chuẩn dành cho ứng dụng trong các
ngành công nghiệp điện và có các đối tượng dữ liệu được đặc biệt dành cho các ứng
dụng, tuy nhiên nó không phải là giới hạn các ứng dụng chẳng hạn như các đối
tượng dữ liệu này được áp dụng chung cho các ứng dụng SCADA trong các ngành
công nghiệp.
Khi bộ tiêu chuẩn đầu tiên IEC 60870-5 đã được hoàn thành vào năm 1995
với các ấn phẩm của IEC 60870-5-101, nó chỉ truyền tương đối băng thông thấp dãy
bit các mạch truyền thông. Với việc sử dụng ngày càng phổ biến rộng rãi của mạng
lưới công nghệ thông tin liên lạc, IEC 60870-5 bây giờ cũng cung cấp cho các thông
tin liên lạc qua mạng lưới bằng cách sử dụng giao thức TCP/IP. Điều này tương tự
sự phát triển DNP3.
3.3.2 Các tính năng của IEC 60870 – 5
Các tính năng chính của IEC 60870 – 5 được mô tả dưới đề mục liệt kê dưới đây.
–Các tiêu chuẩn
–Hệ thống topology
–Cấu trúc thông điệp
–Địa chỉ
–Truyền thông điệp
–Cấp ứng dụng và người sử dụng các chức năng
–Đối tượng ứng dụng dữ liệu
–Khả năng tương kết

Luận Văn Tốt Nghiệp

26

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện


3.3.3 Các tiêu chuẩn
Các tiêu chuẩn IEC 60870 được xây dựng trong phương thức phân tầng, bao
gồm sáu thành phần cộng thêm một số các tiêu chuẩn đi kèm. Mỗi một phần sau đó
sẽ gồm một số phần. Ngoài những phần chính, có bốn phần “đi theo” các tiêu chuẩn
để cung cấp các thông tin chi tiết rõ ràng của các tiêu chuẩn cho một lĩnh vực ứng
dụng. Việc đi kèm theo các tiêu chuẩn mở rộng được cung cấp bởi chính các phần
của tiêu chuẩn bằng cách thêm thông tin cụ thể cho các đối tượng lĩnh vực ứng dụng.
Cơ cấu của các tiêu chuẩn IEC 60870 được minh hoạ như hình dưới. Điều này cho
thấy phần chính của các tiêu chuẩn, cộng thêm các phần đi kèm và các tiêu chuẩn có
liên quan với các giao thức truyền thông.
Dưới cùng của hình, các tiêu chuẩn đi theo IEC 60870-5-101 có thể được
nhìn thấy. Bốn tiêu chuẩn đi theo IEC 60870-5-104 cũng có tầm quan trọng đặc biệt
trong việc tìm hiểu các tiêu chuẩn được sử dụng như hiện nay, bởi vì nó xác định các
phương tiện truyền thông của thông điệp ứng dụng IEC 60870-5 trên mạng. Tiêu đề
đầy đủ là ‘Mạng truy cập sử dụng sơ lược tiêu chuẩn vận chuyển’ được giới thiệu
đến các việc sử dụng TCP/IP cho các phương tiện truyền thông và mạng lưới giao

Luận Văn Tốt Nghiệp

27

Tự Động Hóa Trạm Phân Phối Điện