Nghiên cứu cải tạo trạm biến áp 110kv áng sơn thành trạm không người trực

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN ĐẠI KỊCH

NGHIÊN CỨU CẢI TẠO
TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN
THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN THỊ ÁI NHI

Đà Nẵng - Năm 2018


LỜI CAM ĐOAN

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

TRẦN ĐẠI KỊCH


MỤC LỤC

TRANG BÌA

LỜI CAM ĐOAN
MỤC LỤC
TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC HÌNH

7

MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
1. Tính cấp thiết của đề tài ................................................................................................. 1
2. Mục tiêu nghiên cứu ...................................................................................................... 2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ................................................................................. 2
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiển của đề tài ....................................................................... 2
5. Đặt tên đề tài .................................................................................................................. 2
6. Bố cục luận văn.............................................................................................................. 2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC, ỨNG
DỤNG CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG CHO CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG CỦA
TRẠM BIẾN ÁP ............................................................................................................. 4
1.1. TỔNG QUAN TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC ................................................................... 4

1.1.1. Giới thiệu ...................................................................................................... 4
1.1.2. Vai trò của trạm không người trực ............................................................... 4
1.1.3. Những thách thức ......................................................................................... 5
1.1.4. Những ưu thế ................................................................................................ 6
1.1.5. Những lợi ích đạt được ................................................................................. 6
1.1.6. Mô hình cấu trúc của trạm không người trực ............................................... 7
1.2. KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG VÀ BẢO VỆ CỦA TBA
TRÊN NỀN TẢNG GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG IEC61850 .......................................... 10

1.2.1. Giới thiệu một số giao thức truyền thông ................................................... 11
1.2.2. Tiêu chuẩn IEC61850:................................................................................ 12
1.3. ĐÁNH GIÁ VIỆC TRIỂN KHAI, ÁP DỤNG GIAO THỨC IEC61850 CHO LƯỚI
ĐIỆN TỈNH QUẢNG BÌNH .................................................................................................... 21
1.4. KẾT LUẬN........................................................................................................................ 22


CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN VÀ
CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC ......................................... 23
2.1. ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG: ............................................................................................. 23

2.1.1. Phần điện nhất thứ: ..................................................................................... 23
2.1.2. Phần điện nhị thứ ........................................................................................ 28
2.1.3. Điện tự dùng ............................................................................................... 30
2.1.4. Hệ thống rơ le bảo vệ, điều khiển, điều khiển và đo lường ....................... 30
2.1.5. Cách điện, bảo vệ chống sét và nối đất ...................................................... 32
2.1.6. Kết cấu xây dựng ........................................................................................ 33
2.1.7. Thông tin liên lạc - SCADA ....................................................................... 33
2.1.8. Phòng cháy chữa cháy ................................................................................ 33
2.2. CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT CHUNG ĐỐI VỚI TBA 110KV KHÔNG NGƯỜI
TRỰC........................................................................................................................................ 33

2.2.1. Yêu cầu về dữ liệu thu thập (datalist)......................................................... 34
2.2.2. Yêu cầu Hệ thống điều khiển tại trạm ........................................................ 34
2.2.3. Yêu cầu về giao thức truyền tin .................................................................. 34
2.2.4. Yêu cầu về giao diện người - máy (HMI) .................................................. 35
2.2.5. Yêu cầu về Hệ thống SCADA .................................................................... 35
2.2.6. Yêu cầu về Hệ thống thông tin ................................................................... 35
2.2.7. Yêu cầu về Hệ thống an ninh ..................................................................... 36
2.2.8. Yêu cầu về Hệ thống chiếu sáng ................................................................ 36

2.2.9. Yêu cầu về Hệ thống báo cháy tự động...................................................... 36
2.2.10. Yêu cầu về cấp nguồn cho hệ thống điều khiển TBA, thiết bị đầu cuối
và thiết bị thiết lập kênh truyền ..................................................................................... 37
2.2.11. Yêu cầu về đồng bộ thời gian ................................................................... 37
2.2.12. Yêu cầu đối với thiết bị: ........................................................................... 37
2.3. PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP CẢI TẠO TBA 110KV ÁNG
SƠN THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC: .................................................................... 38

2.3.1. Đề xuất giải pháp:....................................................................................... 38
2.3.2. Nhận xét đề xuất giải pháp: ........................................................................ 39
2.4. KẾT LUẬN........................................................................................................................ 40

CHƯƠNG 3: CÁC GIẢI PHÁP CẢI TẠO TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN
THÀNH KHÔNG NGƯỜI TRỰC ............................................................................... 41
3.1. PHẦN ĐIỆN NHẤT THỨ: ............................................................................................... 41
3.2. HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ ............................................................................... 41


3.2.1. Các giải pháp kỹ thuật chung ..................................................................... 41
3.2.2. Các giải pháp cụ thể ................................................................................... 44
3.3. GIẢI PHÁP THÔNG TIN - SCADA ................................................................................ 45
3.4. GIẢI PHÁP ĐỐI VỚI RTU/GATEWAY VÀ KẾT NỐI IED .......................................... 45
3.5. GIẢI PHÁP BÁO CHÁY TỰ DỘNG: .............................................................................. 45
3.6. HỆ THỐNG CAMERA VÀ ACCESS CONTROL: ......................................................... 47
3.7. PHẦN XÂY DỰNG .......................................................................................................... 50
3.8. SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH ............................................................................................... 50
3.9. LIỆT KÊ VẬT TƯ THIẾT BỊ ........................................................................................... 50

3.9.1. Thiết bị vật tư phần điện ............................................................................. 50
3.9.2. Thiết bị vật tư phần xây dựng..................................................................... 54

3.10. PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ TÀI CHÍNH, KINH TẾ XÃ HỘI .......................................... 54

3.10.1. Mục tiêu phân tích tài chính, kinh tế xã hội ............................................. 54
3.10.2. Phân tích tài chính, kinh tế xã hội ............................................................ 55
3.11. KẾT LUẬN...................................................................................................................... 56

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ....................................................................................... 57
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................. 59
PHỤ LỤC ...................................................................................................................... 60
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.


TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH
NGHIÊN CỨU CẢI TẠO TRẠM BIẾN ÁP 110KV ÁNG SƠN
THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC
Học viên: Trần Đại Kịch
Mã số: 8520201
Khóa: 34

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Hiện nay, việc đẩy mạnh ứng dụng khoa học công nghệ để hiện
đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống điện là một đòi hỏi cấp thiết của
ngành điện. Việc nghiên cứu và áp dụng các giải pháp cải tạo các trạm biến áp
110kV thành trạm không người trực đã và đang được Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Vietnam Electricity - EVN) triển khai thực hiện. Trạm biến áp không người trực là
giải pháp tối ưu cho hệ thống điện nhằm nâng cao năng suất lao động, nâng cao độ

tin cậy, giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành. Tuy nhiên, mỗi trạm
biến áp có những đặc điểm riêng nên để thực hiện tự động hóa trạm biến áp cần phải
nghiên cứu và đưa ra giải pháp phù hợp nhất với mỗi trạm. Luận văn trình bày
nghiên cứu đề xuất giải pháp phù hợp nhất nhằm cải tạo trạm biến áp 110kV Áng
Sơn thành trạm không người trực trên cơ sở tìm hiểu thực tế tại trạm. Các giải pháp
đưa ra trong luận văn có thể áp dụng cho các trạm biến áp khác trong hệ thống điện
Việt Nam.
Từ khóa – Trạm biến áp Áng Sơn; điều khiển xa; trạm không người trực; vận
hành hệ thống điện; quản lý hệ thống điện.

RESEARCH ON UPGRADING 110KV ANG SON SUBSTATION
TO UNMANNED STATION
Abstract – At present, promoting the application of science and technology to
modernize the operation and management of power systems is an urgent requirement
of the power sector. Research and application of solutions to upgrade 110kV
substations to unmanned ones have been implemented by Vietnam Electricity
(EVN). Unmanned substation is the optimal solution for the power system to
improve labor productivity, improve reliability, minimize operator malfunction.
However, each substation has its own characteristics; hence, in order to implement a
substation automation system, it is necessary to research and propose the most
suitable solution for each station. This thesis presents the most suitable solution to
upgrade 110kV Anh Son substations to unmanned station based on actual conditions
at the station. The solution represented in the thesis can be applied to other
substations in Vietnam's power system.
Keywords – Ang Son power substation; remote control; unmanned substation;
power system operation; power system management.


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
A3

BCU
DCL
EVN
EVNCPC
IED
IEC
IEEE
HMI
KNT
LAN
MC
RTU
SCADA
TBA
TTĐK
WAN

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung. Central
Regional Load Dispatching Centre (CRLDC)
Buy Control Unit: Bộ điều khiển mức ngăn
Dao cách ly
Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Central Power Corporation, Tổng Công ty Điện lực Miền
Trung
Intelligent Electronic Device: Thiết bị điện tử thông minh
International Electrotechnical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật
Điện Quốc tế
Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật
Điện và Điện Tử
Human Machine Interface: Giao diện người máy

Không người trực
Local Area Network: Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các
máy tính/thiết bị mạng trong một phạm vi nhỏ (nhà ở, phòng
làm việc, …)
Máy cắt
Remote Terminal Unit: Thiết bị đầu cuối, ví dụ cổng giao tiếp
dữ liệu của hệ thống SCADA trong trạm biến áp truyền thống
Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát
Điều khiển Và Thu thập Dữ liệu
Trạm biến áp
Trung tâm điều khiển
Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối
giữa các mạng cục bộ.


DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu hình
1.1
1.2

Tên hình
Mô hình hóa TBA điều khiển tích hợp
Modbus RS232/485

Trang
8
11

Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850 trong
1.3

ứng dụng tự động hoá TBA

17

Cấu hình truyền thông cơ bản hệ thống tự động
1.4

hoá trạm với giao thức IEC61850

19

2.1

Sơ đồ nhất thứ TBA 110kV Áng Sơn

24

3.1

Sơ đồ nhất thứ sau cải tạo

42

Bản vẽ mặt bằng bố trí báo cháy tự động tại
3.2

trạm 110kV

46

Sơ đồ kết nối hệ thống camera, báo cháy tự
3.3

động và chống đột nhập trạm 110kV Áng Sơn

48

3.4

Bản vẽ bố trí camera và PCCC ngoài trời

49


1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Phát triển và ứng dụng khoa học công nghệ, từng bước tự động hoá và
hiện đại hoá công tác vận hành và quản lý hệ thống là một đòi hỏi cấp thiết
của ngành điện. Với mục tiêu giảm số người trực, nâng cao hiệu quả vận hành
tại các trạm biến áp (TBA) 500kV, 220kV và 110kV.
Ngày 25/11/2016 của Bộ Công thương đã có Quyết định số 4602/QĐBCT phê duyệt đề án tổng thể phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam
giai đoạn 2016-2020, trước đó vào ngày 11/11/2015 Tập đoàn Điện lực Việt
Nam đã ban hành văn bản số 4725/EVN-KTSX để triển khai nội dung tổ
chức các Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ xa (TTĐK) và TBA không
người trực với những định hướng như sau:
- Áp dụng các giải pháp tự động hóa để giảm số lượng nhân viên vận
hành tại các nhà máy điện và các TBA, nâng cao năng suất lao động và tăng

độ tin cậy cung cấp điện đồng thời đảm bảo vận hành an toàn lưới điện[1].
- Mục tiêu đến năm 2020 giảm số lượng người trực tại các TBA 500kV,
220kV, riêng TBA 110kV vận hành không người trực[1].
TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được
quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực;
giảm thiểu các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của
thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá
tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ
an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện.
Đối với lưới điện 110kV trên địa bàn tỉnh Quảng Bình gồm có 08 TBA,
trong đó có TBA 110kV Áng Sơn đang vận hành theo hình thức có người
trực thường xuyên do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý, điều
khiển tại chỗ theo lệnh thao tác của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền
Trung, Điều độ Công ty Điện lực Quảng Bình.


2

2. Mục tiêu nghiên cứu
Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật TBA không người trực, giải
pháp kết nối TTĐK hiện nay.
- Lựa chọn giải pháp kỹ thuật đưa TBA 110kV Áng Sơn vào vận hành
KNT.
- Phân tích kinh tế tài chính khi chuyển trạm 110kV Áng Sơn sang vận
hành KNT.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Nghiên cứu áp dụng một số thành tựu
mới trong công nghệ chế tạo thiết bị, lĩnh vực rơle tự động hóa, lĩnh vực
thông tin liên lạc để áp dụng vào các TBA 110kV để vận hành không người
trực.

Phạm vi nghiên cứu: Đề ra giải pháp kỹ thuật tự động hóa hệ thống
điều khiển bảo vệ tại TBA 110kV Áng Sơn thành trạm KNT.
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiển của đề tài
- Phân tích các đặc điểm vận hành của TBA 110kV Áng Sơn, sự cần
thiết phải cải tạo để lựa chọn công nghệ, thiết bị phù hợp nhằm thực hiện tiêu
chí vận hành lưới điện thông minh.
- Nghiên cứu đưa ra các giải pháp công nghệ về hệ thống điều khiển,
bảo vệ.
- Đưa ra biện pháp xây dựng.
- Phân tích, đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính.
5. Đặt tên đề tài
Căn cứ mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứa, đề tài được đặt tên “Nghiên
cứu cải tạo trạm biến áp 110kV Áng Sơn thành trạm không người trực”.
6. Bố cục luận văn
Ngoài phần mở đầu, phần kết luận và các phụ lục, nội dung luận văn
được biên chế thành 3 chương.


3

Chương 1: Tổng quát về trạm biến áp không người trực, ứng dụng các
giao thức truyền thông cho chức năng tự động hóa của trạm biến áp.
Chương 2: Đặc điểm hiện trạng trạm biến áp 110kV Áng Sơn và các yêu
cầu đối với TBA không người trực.
Chương 3: Các giải pháp cải tạo TBA 110kV Áng Sơn thành trạm không
người trực.


4

CHƯƠNG 1: TỔNG QUÁT VỀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI
TRỰC, ỨNG DỤNG CÁC GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG CHO
CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG CỦA TRẠM BIẾN ÁP
1.1. TỔNG QUAN TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC
1.1.1. Giới thiệu
Trạm điện không người trực là trạm điện mà nơi đó không có người trực
vận hành tại chỗ. Việc theo dõi, giám sát các thông số vận hành, tình trạng
thiết bị và thao tác các thiết bị điện được thực hiện từ xa qua hệ thống điều
khiển và hệ thống thông tin, viễn thông.
Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật và việc ứng dụng các hệ
thống thông tin, đo lường, điều khiển thì tự động hóa trong hệ thống điện là
một trong những lĩnh vực phát triển mạnh trong quá trình tự động hóa hệ
thống điện trên thế giới cũng như ở Việt Nam. Các TBA cần được tập trung
vào một hoặc nhiều trung tâm để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, điều độ
công suất trong lưới điện truyền tải, phân phối và giảm các lỗi thao tác do vận
hành gây ra.
Một trong những ưu điểm của TBA không người trực là tăng cường khả
năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện quốc gia, giảm suất
sự cố do thao tác nhầm, giám sát liên tục trong quá trình vận hành.
1.1.2. Vai trò của trạm không người trực
Trạm biến áp không người trực đóng vai trò quan trọng trong việc kết
nối mọi trạng thái hoạt động tại trạm với TTĐK thông qua hệ thống thông tin.
Việc giám sát theo dõi thiết bị tại các trạm không người trực thông qua hệ
thống giám sát hình ảnh và giám sát an ninh liên tục, hệ thống quan sát nhiệt
cho các thiết bị, cảm biến nhiệt cho đóng mở chiếu sáng tự dùng. Các TBA
không người trực và các TTĐK hình thành một hệ thống vận hành hệ thống
điện tập trung và thống nhất.
TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được
quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực;
giảm thiểu các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của

5

thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá
tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ
an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện.
Theo tính toán, mỗi TBA trước đây trung bình có 10 người trực, với mức
lương bình quân khoảng 13,5 triệu đồng/người/tháng, nếu triển khai TBA
không người trực cho toàn hệ thống, mỗi năm, EVNCPC sẽ tiết kiệm khoảng
84 tỷ đồng chi phí tiền lương.
Với những ưu thế của TBA không người trực hiện nay, các đơn vị trực
thuộc EVNCPC đang tích cực triển khai. Hiện nay, đã có 12/13 Trung tâm
điều khiển, hơn 60 TBA 110kV vận hành ở chế độ không người trực trên địa
bàn các tỉnh miền Trung và Tây nguyên.
1.1.3. Những thách thức
Các TBA truyền thống được xây dựng trước đây được thiết kế ở chế độ
vận hành có người trực, chưa tính đến khả năng phát triển lưới điện thông
minh trong tương lai nên còn nhiều tồn tại từ thiết bị đến công nghệ để đáp
ứng yêu cầu chuyển sang vận hành không người trực. Do đó để chuyển được
một trạm sang không người trực cần phải có sự đầu tư khá lớn về tài chính
cũng như phải thay thế các thiết bị không phù hợp với công nghệ mới, đầu tư
bổ sung thiết bị giám sát bằng hình ảnh, thiết bị báo cháy tự động, bộ giám sát
dầu online, hệ thống bảo vệ an ninh cho trạm.
Một thách thức nữa đó là vấn đề bảo vệ và an ninh mạng. Vì hệ thống
kết nối, giám sát từ xa nên bắt buộc phải có sự trợ giúp của công nghệ thông
tin, mạng internet. Trên thực tế, hệ thống lưới điện cao áp và siêu cao áp ở
miền Trung trải dài, địa hình phức tạp. Các TBA cách xa nhau nên sẽ ảnh
hưởng tới khả năng vận hành TBA không người trực nếu xảy ra sự cố, cháý
nổ, phòng chống bão lụt, phá hoại.

Xây dựng các TBA không người trực là hướng đi tất yếu nhằm thực hiện
lộ trình lưới điện thông minh. Tuy nhiên để đẩy nhanh tiến độ, phát huy
những ưu điểm, hạn chế khuyết điểm của loại TBA này đòi hỏi ngành điện
phải nỗ lực rất nhiều khi áp dụng cho phù hợp và hiệu quả.


6

1.1.4. Những ưu thế
Hiện nay, ở trong Tổng Công ty điện lực miền Trung đang vận hành
khoảng 60 TBA 110kV không người trực. Thực tiễn cho thấy ưu thế vượt trội
đối với trạm có người trực là khả năng vận hành linh hoạt, khả năng thu nhận
tín hiệu và lưu trữ thông tin chính xác, đồng bộ, kịp thời. Khả năng tự động
hóa hoàn toàn.
1.1.5. Những lợi ích đạt được
Trạm không người trực sẽ mang lại những lợi ích, bao gồm:
- Giảm nhân viên vận hành, giảm chi phí vận hành và chi phí đầu tư.
- Nâng cao chất lượng điện năng.
- Giảm thời gian mất điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đáp ứng
các yêu cầu về chất lượng dịch vụ theo qui định đối với hoạt động điện lực.
- Giảm tổn thất điện năng thông qua khả năng tối ưu vận hành lưới điện
thông qua các tính toán với dữ liệu thời gian thực.
- Đáp ứng các yêu cầu của Luật, Nghị định, Thông tư, Tiêu chuẩn kỹ
thuật, Qui trình, Qui phạm, Quyết định hiện hành đối với công tác Truyền tải,
Phân phối và Điều độ điện lực.
- Bảo trì tốt hơn, vận hành tối ưu, hạn chế tai nạn lao động.
- Quản lý thông tin tốt hơn.
- Hoàn thiện tổ chức.
- Khi đáp ứng được các mục tiêu nêu trên, Hệ thống trung tâm điều khiển
và quản lý vận hành các trạm biến áp không người trực sẽ cung cấp cho các

đơn vị liên quan của Tổng Công ty Điện lực các khả năng sau:
- Đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật đối với vận hành trạm biến áp cao áp
không người trực.
- Có đủ thông tin cần thiết và đáng tin cậy để vận hành một lưới điện an
toàn, tin cậy và kinh tế.
- Giảm thời gian mất điện để đáp ứng quy chuẩn bắt buộc về chất lượng
dịch vụ trong qui định của thị trường điện.


7

- Nâng cao chất lượng và dịch vụ trong cung cấp điện, đặc biệt đối với
các tình huống xảy ra thiếu điện.
- Giám sát, vận hành và quản lý hệ thống lưới điện tập trung, giảm được
nhân lực trong công tác vận hành lưới điện.
- Xác định được nguyên nhân của tổn thất kỹ thuật hệ thống để có biện
pháp phù hợp.
- Có đầy đủ thông tin và dữ liệu quá khứ đáng tin cậy phục vụ báo cáo,
phân tích, dự báo, lập kế hoạch để có thể vận hành trong cơ chế thị trường
điện.
- Có đầy đủ thông tin và dữ liệu một cách kịp thời để phân tích các sự
cố, lập biện pháp khôi phục phù hợp và triển khai một cách tối ưu trong thời
gian nhanh nhất.
- Quản lý công tác sửa chữa an toàn và hiệu quả.
- Có đủ thông tin cần thiết để giải đáp cho khách hàng một cách
hiệu quả.
- Để triển khai một giải pháp tiên tiến, giải pháp đúng và sẵn sàng cho
Smart Grid.
1.1.6. Mô hình cấu trúc của trạm không người trực
Xét trong phạm vi một nhà máy điện đó là hệ thống tự động hóa nhà

máy (Distributed Control System - DCS), đối với trạm biến áp đó là hệ thống
tự động hóa trạm biến áp (Substation Automation System - SAS). Việc ứng
dụng các hệ thống điều khiển tích hợp trong hệ thống tự động hóa trạm biến
áp - Integrated Substation Automation Control System hay Integrated Control
System - viết tắt là ICS là một trong những công nghệ tiên tiến hiện nay, đó là
hệ thống điều khiển tự động dựa trên cơ sở của một hệ thống máy tính được
lắp đặt tại các trạm biến áp trong hệ thống điện nhằm điều khiển, giám sát tự
động các thiết bị trong trạm và tích hợp các dữ liệu thu được vào chung một
hệ thống để phục vụ cho công tác quản lý vận hành. Dữ liệu thu thập bao gồm
thông tin liên lạc, rơ le bảo vệ, điều khiển thiết bị điện, đo lường, bản tin sự
cố, điều khiển tự động hệ thống phân phối, đưa vào một hệ thống lưu trữ dữ


8

liệu điều khiển và thống nhất trong trạm.
Hệ thống tích hợp trạm dựa trên một khuôn khổ, nguyên tắc, chuẩn
chung tạo điều kiện cho việc phối hợp hoạt động giữa các IEDs (thiết bị điện
tử thông minh–Intelligent Electronic Device), thiết bị cơ điện hiện tại và
tương lai nhằm làm cho hệ thống điều khiển và giám sát trong trạm hiệu quả
hơn, tiết kiệm hơn. Sự tích hợp được định nghĩa là: sự giao diện với các thiết
bị ngoài trạm và các thiết bị điện tử thông minh 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 IEDs có thể được
lắp đặt tại các nhà máy điện, trong trạm, các đường dây truyền tải, các lộ phân
phối hoặc tại các điểm bán điện cho khách hàng.

Hình 1.1: Mô hình hóa TBA điều khiển tích hợp

9

Quá trình phát triển của hệ thống điều khiển tích hợp: Từ trước đến nay,
hầu hết các trạm biến áp được xây dựng dựa trên Hệ thống điều khiển kiểu
truyền thống. Trong tình hình hiện nay, trước nhu cầu phải gia tăng chất lượng
cung cấp điện, giảm thiểu thời gian gián đọan cung cấp điện, đồng thời do độ
phức tạp của sơ đồ lưới điện ngày một gia tăng đòi hỏi các thao tác điều khiển
ngày càng phức tạp, khả năng đáp ứng các yêu cầu trên của hệ thống điều
khiển kiểu truyền thống là không thể thực hiện được, đồi hỏi cần phải có Hệ
thống điều khiển tích hợp.
Vào đầu những năm 1990, các trạm biến áp bắt đầu sử dụng các rơ le số
thay thế cho các rơ le điện cơ. Các rơ le số này dựa trên nền bộ xử lý bắt đầu
có những chức năng vượt trội so với các rơ le thế hệ trước đây, tuy nhiên việc
tự động hóa và tích hợp còn nhiều hạn chế vì những nguyên nhân sau:
- Khả năng của thiết bị số còn nhiều hạn chế do giới hạn về tốc độ và
sức mạnh của bộ xử lý và bộ nhớ.
- Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất
trong giao thức truyền dữ liệu giữa các loại rơ le do các hãng khác nhau chế
tạo, điều này dẫn đến không thể kết nối giữa các rơ le khác nhau trong cùng
một trạm biến áp, nếu chúng do các hãng khác nhau chế tạo và giữa các trạm
biến áp với nhau trong một hệ thống điện. Thậm chí việc kết nối giữa các thế
hệ rơ le khác nhau do cùng một nhà sản xuất cũng không thể thực hiện được,
hoặc chỉ thực hiện được với một phí tổn không tương xứng.
Việc tích hợp dữ liệu thu được từ các thiết bị số trong trạm biến áp là
không thực hiện được. Các trạm biến áp nếu được tự động hóa thì cũng trở
thành một “ốc đảo tự động hóa”, do không có khả năng liên kết về thông tin
với nhau, chúng chỉ có khả năng vận hành độc lập. Tất cả những hạn chế trên
đã được khắc phục khi xuất hiện các IEDs và tiêu chuẩn IEC61850.
Thiết bị điện tử thông minh: Là những thiết bị dựa trên nền bộ xử lý

dùng để điều khiển các thiết bị nhất thứ thuộc hệ thống điện như: máy cắt, dao
cách ly, máy biến áp, tụ bù…
Các IEDs nhận các tín hiệu từ CT, VT và từ các bộ cảm biến lắp trên
thiết bị nhất thứ. Từ các tín hiệu này, IEDs có thể phát hiện các tình trạng bất


10

thường hoặc sự cố xảy ra trên hệ thống điện thuộc phạm vi chúng bảo vệ, từ
đó xuất ra các lệnh điều khiển như cắt máy cắt để cô lập vùng sự cố.
Các dạng thường sử dụng của IEDs là các rơ le bảo vệ, bộ điều khiển bộ
điều áp dưới tải (OLTC), bộ điều khiển máy cắt, bộ điều khiển tự động đóng
lặp lại, bộ điều khiển tụ bù, bộ điều áp, thiết bị đo… Phần lớn các rơ le số
được chế tạo hiện nay là các IEDs. Do sự phát triển của công nghệ chế tạo bộ
xử lý, một rơ le số ngày nay có thể đảm nhiệm từ 5-12 chức năng bảo vệ, từ
5-8 chức năng giám sát và điều khiển thiết bị như: tự động đóng lại, tự giám
sát…, chức năng ghi nhận sự cố, sự kiện, nhiễu loạn trên hệ thống điện, chức
năng truyền dữ liệu.
1.2. KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG VÀ BẢO
VỆ CỦA TBA TRÊN NỀN TẢNG GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG
IEC61850
Trước đây, việc tích hợp dữ liệu thu được từ các thiết bị số trong trạm
biến áp là không thực hiện được, các trạm biến áp nếu được tự động hóa thì
đơn lẽ, do chúng không có khả năng liên kết về thông tin với nhau, chúng chỉ
có khả năng vận hành độc lập. 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, UCA 2.0, DNP3 và IEC60870. Các giao thức trên không có sự
tương đồng 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 IEC61850.
Trước khi có giao thức truyền thông IEC61850, mỗi hãng sản xuất thiết
bị trên thế giới tự xây dựng cho mình một giao thức truyền thông riêng biệt
phục vụ cho việc truyền thông cho thiết bị của hãng mình, một số chuẩn
truyền thông thông dụng: Modbus, IEC 60870-5, DNP3.0, Profibus, Lon/Spa
bus, K-Bus Courier.


11

1.2.1. Giới thiệu một số giao thức truyền thông
1.2.1.1. Giao thức truyền thông MODBUS:
Modbus do Modicon (hiện nay thuộc Schneider Electric) phát triển năm
1979, là một phương tiện truyền thông với nhiều thiết bị thông qua một cặp
dây xoắn đơn. Ban đầu, nó hoạt động trên RS232, nhưng sau đó nó sử dụng
cho cả RS485 để đạt tốc độ cao hơn, khoảng cách dài hơn và mạng đa điểm.
Modbus đã nhanh chóng trở thành tiêu chuẩn thông dụng trong ngành tự động
hóa.
Kiểu dữ liệu Modbus: Dữ liệu Modbus dựa trên kiểu dữ liệu trên một
bảng nối tiếp có sự phân biệt đặc tính rõ ràng[4].

Hình 1.2: Modbus RS232/485
1.2.1.2. Tiêu chuẩn IEC60870 (Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông
hỗ trợ cho điều khiển từ xa):
IEC60870 là một tiêu chuẩn quốc tế cung cấp các quy tắc cho việc
truyền thông và điều khiển từ xa giữa các trạm. Mỗi trạm riêng biệt sử dụng
giao thức này, có thể được thu thập thông số (trong một hệ thống lắp đặt nối
tiếp) trong việc điều khiển và giám sát hoạt động của thiết bị trong phân phối

điện từ xa, từ một trạm trung tâm. Giao thức này được xác định theo điều kiện


12

tham chiếu đến một phiên bản đơn giản của mô hình tham chiếu cơ sở (Basic
Reference Model – ISO 7498) cho hệ thống nối tiếp.
1.2.1.3. IEEE 1525 (Tiêu chuẩn cho bảo vệ, điều khiển và truyền dữ
liệu của trạm biến áp):
Tiêu chuẩn IEEE chủ yếu tập trung vào việc sử dụng MMS/Ethernet cho
hệ thống mạng LAN trong trạm. Tiêu Chuẩn này xác định yêu cầu truyền
thông, chỉ rõ thời gian gửi tin giữa các thiết bị điện tử thông minh IEDs và chỉ
rõ cấu trúc dữ liệu của thông tin được chuyển đổi phục vụ cho việc bảo vệ,
điều khiển và nhận dữ liệu của trạm biến áp.
1.2.1.3. Tiêu chuẩn IEC 870-5-101 (IEC 870):
Là một giao thức giao tiếp nhằm đáp ứng việc thu nhận và lệnh từ một
trạm chủ đến trạm khách. Trạm chủ giao tiếp với trạm khách XXCell thông
qua địa chỉ RTU và các thông tin về địa chỉ của các đối tượng (IOA –
Information Object Addresses). Địa chỉ RTU được xác định tại một Cell còn
các IOA được xác định bằng các điểm dữ liệu trong Cell. Giao thức IEC8705-101 hỗ trợ các khả năng phục vụ cho việc giám sát và điều khiển trong trạm
biến áp. Tiêu chuẩn này được áp dụng trong từng khối điều khiển ứng với
từng cấp độ khác nhau của hệ thống trạm biến áp. Khối 1 là trung tâm điều
khiển gồm các hệ thống máy tính SCADA/Master và các Modem Dialup
được kết nối với nhau thông qua giao thức IEC870-5-101. Khối 2 là khối trạm
biến áp gồm các ipRouteDialup và các thiết bị rơ le bảo vệ, điều khiển giám
sát trạm biến áp và trong khối này các thiết bị cũng được kết nối với nhau
theo giao thức IEC870-5-101. Ngoài ra thông qua mạng Ethernet TCP/IP ta
có thể giám sát được toàn bộ thông số các thiết bị trạm biến áp thông qua
Notebook.
1.2.2. Tiêu chuẩn IEC61850:

Thông thường cách đơn giản nhất để truyền dữ liệu giữa thiết bị gửi 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 họat động trong một
hệ tích hợp thì cần phải sử dụng các bộ chuyển đổi giao thức, tuy nhiên những


13

bộ chuyển giao thức lại có thể gây ra những lỗi và sự trì hoãn trong việc
truyền dữ liệu.
Các thiết bị số trong trạm biến áp trước đây sử dụng rất nhiều chuẩn và
giao thức khác nhau để truyền dữ liệu như DNP, Mobbus, Profibus… một
trong những cố gắng để thống nhất các giao thức thì chuẩn IEC60870 được
hình thành. Số luợng giao thức sử dụng lớn dẫn đến chi phí lắp đặt và chi phí
bảo dưỡng cao so với những tiện ích mà chúng mang lại.
Chuẩn IEC61850 là một tiêu chuẩn quan trọng dùng cho tự động hóa các
trạm biến áp. Sự xuất hiện của IEC61850 đánh dấu một bước tiến quan trọng
và sẽ có ảnh hưởng rất lớn trong tương lai trong việc thiết kế và xây dựng các
trạm biến áp.
1.2.2.1. Nền tảng IEC61850:
Trong những năm đầu thập kỷ 1990, viện nghiên cứu EPRI và IEEE bắt
đầu phát triển một tiêu chuẩn để xác định các truyền thông trong trạm biến áp.
Dự án được đặt tên UCA EPRI và IEEE bắt đầu làm việc với UCA 2.0 vào
năm 1994, trong đó tập trung chủ yếu vào bus truyền thông trong trạm biến
áp. Năm 1997, cả ba tổ chức EPRI, IEEE và IEC liên kết với nhau để tạo ra
một tiêu chuẩn quốc tế, đặt tên IEC61850 và được xuất bản năm 2004.
1.2.2.2. Tiện ích của IEC61850:
Tiêu chuẩn IEC 61850 được tạo ra với chức năng mềm dẻo và khả năng
mở rộng linh hoạt. Tiêu chuẩn này sử dụng công nghệ thông tin, hỗ trợ nhiều

dịch vụ với việc lựa chọn các yêu cầu thực hiện khác nhau. Truyền thông tốc
độ cao giữa các IEDs độc lập cho phép thực hiện việc truyền thông giữa các
ngăn lộ với nhau. Với giao tiếp giữa các ngăn lộ, các liên động có thể được
thực hiện thông qua đường truyền thông. Với IEC61850, các IEDs có thể giao
tiếp với nhau bằng cách phát đi và nhận về các tin nhắn GOOSE.
1.2.2.3. Nội dung tiêu chuẩn IEC 61850:
- Mô hình hóa IEDs
Các IEDs kết nối với mạng bằng một địa chỉ mạng. Một thiết bị vật lý có
thể được xác định bởi một hoặc nhiều thiết bị logic. Nhiều thiết bị logic được


14

dùng để phân chia các chức năng riêng biệt trong một thiết bị vật lý, hoạt
động như một máy chủ proxy hoặc như một gateway cho các thiết bị logic
khác trong nó. Việc ảo hóa thiết bị được thực hiện theo cách này nhằm làm
cho cấu hình và toàn bộ hệ thống được hiểu một cách dễ dàng hơn.
- Khái niệm Logical node
Khái niệm logical node đóng vai trò quan trọng trong toàn bộ tiêu chuẩn.
Các logical node là đối tượng cơ bản trao đổi thông tin và là xương sống
trong việc mô hình hóa các thiết bị thực. Các logical node chứa một số tập
hợp đối tượng dữ liệu xác định trước bắt buộc với các thuộc tính dữ liệu cụ
thể. Thông tin chứa đựng trong các logical node được trao đổi bằng các dịch
vụ với các quy tắc và các yêu cầu thực hiện được xác định trước.
1.2.2.4. Cấu trúc trạm biến áp tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC61850:
Theo tiêu chuẩn IEC61850, các thiết bị nhị thứ của trạm biến áp được
sắp xếp theo 3 mức: mức Trạm (Station Level), mức Ngăn (Bay Level) và
mức Quá trình (Process Level).
* Cấu trúc liên kết của bus trạm (Station bus)
Cấu trúc đơn sẽ là giải pháp khi các IEDs kết nối trực tiếp vào bus mà

không qua các switch hay các bộ lặp. Giải pháp này thường không có tính dự
phòng, tính sẵn sàng hay độ tin cậy cao. Để đáp ứng các yêu cầu tiêu chuẩn,
trong hầu hết các trường hợp đòi hỏi phải sử dụng các Ethernet switch hỗ trợ
việc gắn nhãn ưu tiên.
Cấu trúc vòng bao gồm các switch hoặc các bộ lặp liên kết với nhau để
nối các IEDs, máy tính trạm, máy tính chủ… Ưu điểm của cấu trúc vòng là độ
tin cậy của nó vì việc cô lập sự cố và phục hồi được thực hiện một cách dễ
dàng.
* Ngôn ngữ cấu hình hệ thống
IEC61850 định nghĩa ngôn ngữ truyền thông trong tự động hóa trạm
biến áp. Vì các IEDs gắn liền với hệ thống tự động hóa nên các thiết bị phải
có một số thông tin giao tiếp với các thiết bị khác trong trạm như thế nào. Một
số cấu hình phải được thực hiện trước khi các thiết bị làm việc với nhau như


15

thiết kế. Sau khi kết nối vào hệ thống, các thiết bị có thể lấy thông tin cấu
hình hệ thống một cách tự động. Các dịch vụ tiêu chuẩn đã hỗ trợ điều này,
nhưng vì tiêu chuẩn tương đối mới nên khả năng thông dịch khó thực hiện.
Do sự tương tác giữa các IEDs còn cách xa việc hỗ trợ PnP (Plug and Play)
nên việc hiểu ngôn ngữ SCL và các giản đồ cấu hình là rất quan trọng.
* Khả năng dự phòng và độ tin cậy của hệ thống
Khi nói về tự động hóa trạm biến áp, khả năng dự phòng sẽ là một mối
quan tâm. Nó đảm bảo cho các hệ thống làm việc tin cậy. Các trạm biến áp
lớn thường có hai hệ thống bảo vệ song song và có giải pháp khác để tạo sự
tin cậy và khả năng dự phòng. Trong các trạm biến áp nhỏ hơn thì không cần
sử dụng hệ thống song song, IEC61850 hỗ trợ các phương tiện khác để hệ
thống tin cậy hơn.
Khả năng dự phòng của nội bộ IEDs chỉ phụ thuộc vào các nhà sản xuất

và nằm ngoài phạm vi của tiêu chuẩn. Giải pháp cơ bản để nâng cao khả năng
dự phòng ở mức truyền thông là lựa chọn một cấu trúc vòng sử dụng switch
cho bus trạm. Giải pháp này hỗ trợ độ tin cậy khi một switch bị lỗi. Ở mức độ
ứng dụng, IEC61850 có nhiều hỗ trợ vì khả năng dự phòng có thể mô hình
thẳng thành các chức năng. Khả năng dự phòng mức ứng dụng được mô hình
trong SCL bằng cách đặt tên mỗi IEDs riêng lẻ, cung cấp thêm các mạng con
và liên kết các logical node.
* Đồng bộ hóa thời gian
Các sự kiện trong trạm có các yêu cầu thực thi nghiêm ngặt nên việc
đồng bộ hóa thời gian đóng một vai trò quan trọng trong IEC61850. Đối với
mục đích quản lý các sự kiện trong trạm biến áp, các nhãn thời gian của sự
kiện phải được nhất quán.
* An ninh mạng
Bản thân tiêu chuẩn IEC61850 không chứa các giải pháp bảo mật. An
ninh mạng nằm ngoài phạm vi của tiêu chuẩn và do đó nó liên quan chủ yếu
đến đơn vị xây dựng hệ thống điều khiển tích hợp để xem xét các giải pháp và
bảo vệ an toàn hệ thống.


16

Tiêu chuẩn IEC61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các
ứng dụng tự động hoá trạm. Mục đích chính của tiêu chuẩn này là kết hợp tất
cả các chức năng như bảo vệ, điều khiển, đo đạc và kiểm tra các thiết bị ngoại
vi, nhằm cung cấp đầy đủ phương tiện cho các ứng dụng bảo vệ của thiết bị
ngoại vi với tốc độ cao, giúp cho các thiết bị này hoạt động ăn khớp với nhau
hay tự ngắt kết nối. Những thiết bị này thông thường có liên hệ với các thiết
bị điện tử thông minh IEDs. Sử dụng tiêu chuẩn ưu tiên IEC61850 để đưa ra
liên kết có lô-gíc giữa các thiết bị ngoại vi, các thiết bị cơ sở trong quá trình
kết nối, và các thiết bị trung gian. Khi ta sử dụng phương pháp này như là một

biện pháp chủ yếu thì tiêu chuẩn IEC61850 tách rời từng loại dữ liệu từ thông
tin chi tiết. Điều này cũng xác định rõ quá trình sắp xếp và kiểm tra tổng thể.
Với ưu điểm của chuẩn truyền thông TC/IP Internet, giao thức IEC61850
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. 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 dữ liệu giữa các đối tượng trên một cơ chế truyền
thông linh hoạt. Trên nền tảng giao thức truyền thông IEC61850, 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.
Hiện nay việc ứng dụng công nghệ điều khiển tích hợp trạm biến áp
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, tuy nhiên
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 IEC61850
được EVN lựa chọn cho các ứng dụng tự động hoá TBA.


17

Hình 1.3: Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850 trong ứng dụng tự
động hoá TBA
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 sơ cấp
và thiết bị thứ cấp. Các thiết bị sơ cấp bao gồm: máy biến áp, máy cắt, dao
cách ly. Các thiết bị thứ cấp bao gồm: thiết bị bảo vệ, điều khiển, đo lường và
các thiết bị thông tin. Theo tiêu chuẩn IEC61850, các thiết bị thứ cấp 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 thứ cấp trạm được thể hiện ở Hình 1.4. Giao diện người máy (Human
Machine Interface - HMI) và thiết bị truyền thông (Communication Unit -