Nghiên cứu hệ thống điều khiển tích hợp và giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110kv sông gianh

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

LÊ NGỌC ĐÍNH

NGHIÊN CỨU HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP
VÀ GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN XA
CHO TRẠM BIẾN ÁP 110kV SÔNG GIANH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS. Lê Kim Hùng

Đà Nẵng - Năm 2018


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nghiên cứu nêu trong luận văn là trung thực
và chưa từng được ai cơng bố trong bất kỳ cơng trình nào khác.
Người cam đoan

Lê Ngọc Đính


MỤC LỤC
TRANG BÌA
LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC
TRANG TĨM TẮT LUẬN VĂN
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài ..................................................................................................1
2. Mục đích nghiên cứu ............................................................................................2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ........................................................................2
4. Phương pháp nghiên cứu ......................................................................................2
5. Đặt tên đề tài ........................................................................................................3
6. Cấu trúc của luận văn ...........................................................................................3
CHƯƠNG 1. HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TBA VÀ GIAO THỨC
IEC61850 .........................................................................................................................4
1.1. ĐẶC ĐIỂM CÁC TBA 110 KV KHU VỰC QUẢNG BÌNH ...............................4
1.2. KHÁI NIỆM TBA ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP ......................................................5
1.3. KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG VÀ BẢO VỆ
CỦA TBA TRÊN NỀN TẢNG GIAO THỨC TRUYỀN THÔNG IEC61850 ............8
1.3.1 Giới thiệu một số giao thức truyền thông .......................................................8
1.3.1.1. Giao thức truyền thông MODBUS ..........................................................8
1.3.1.2. Tiêu chuẩn IEC60870 (Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông hỗ
trợ cho điều từ xa) ................................................................................................8
1.3.2. Tiêu chuẩn IEC61850 ....................................................................................9
1.3.2.1. Nền tảng IEC61850 .................................................................................9
1.3.2.2. Tiện ích của IEC61850 ..........................................................................10
1.3.2.3. Nội dung tiêu chuẩn IEC 61850 ............................................................10
1.3.2.4. Cấu trúc trạm biến áp tự động hóa theo tiêu chuẩn IEC61850 .............10
1.4. ĐÁNH GIÁ VIỆC TRIỂN KHAI GIAO THỨC IEC61850 CHO LƯỚI
ĐIỆN TỈNH QUẢNG BÌNH ......................................................................................15
1.5. KẾT LUẬN .........................................................................................................16

CHƯƠNG 2. HỆ THỐNG SCADA VÀ TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC ĐÃ TRIỂN
KHAI TẠI KHU VỰC TỈNH QUẢNG BÌNH .............................................................18
2.1. GIỚI THIỆU VỀ HỆ THỐNG SCADA ..............................................................18
2.1.1. Định nghĩa Hệ thống SCADA......................................................................18
2.1.2. Nguyên lý hoạt động của SCADA ...............................................................19


2.1.2.1. Cơ chế thu thập dữ liệu..........................................................................19
2.1.2.2. Xử lý dữ liệu ..........................................................................................19
2.1.2.3. Nguyên lý hoạt động .............................................................................20
2.1.3. Thành phần hệ thống SCADA .....................................................................20
2.1.3.1. Phần cứng ..............................................................................................20
2.1.3.2. Phần mềm ..............................................................................................20
2.1.3.3. Hệ thống truyền thông ...........................................................................21
2.1.4. Các yêu cầu chung của hệ thống SCADA ...................................................21
2.1.4.1. Chức năng giám sát ...............................................................................21
2.1.4.2. Chức năng điều khiển ............................................................................21
2.1.4.3. Quản lý và lưu trữ dữ liệu .....................................................................22
2.1.4.4. Tính năng thời gian thực .......................................................................22
2.1.5. SCADA trạm ................................................................................................23
2.2. CÁC YÊU CẦU KỸ THUẬT CHÍNH CỦA HỆ THỐNG SCADA ...................24
2.2.1. Thành phần cơ bản hệ thống SCADA trong hệ thống điện .........................24
2.2.2. Cấu hình của hệ thống SCADA trung tâm ...................................................25
2.2.3. Chức năng của hệ thống SCADA trung tâm ................................................26
2.2.4. Yêu cầu về kết nối, chia sẻ dữ liệu và an ninh mạng ...................................26
2.2.5. Yêu cầu kỹ thuật Hệ thống kênh truyền và giao thức truyền tin .................27
2.2.5.1. Yêu cầu chung .......................................................................................27
2.2.5.2. Tốc độ kênh truyền dữ liệu ....................................................................27
2.2.5.3. Giao thức truyền tin ...............................................................................27
2.2.6. Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đầu cuối RTU/GATEWAY .....................28

2.2.6.1. Yêu cầu kỹ thuật chung .........................................................................28
2.2.6.2. Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị RTU ..................................................28
2.2.6.3. Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị Gateway ............................................28
2.2.6.4. Yêu cầu kỹ thuật đối với bộ biến đổi ....................................................28
2.3. QUY ĐỊNH DATALIST ĐỐI VỚI TBA 110 KV ĐIỀU KHIỂN XA................29
2.3.1. Nội dung kiểm tra nghiệm thu Point to Pont và End to End ........................29
2.3.1.1. Nội dung kiểm tra nghiệm thu Point-to-Point từ RTU đến thiết bị
điện .....................................................................................................................29
2.3.1.2. Nội dung kiểm tra nghiệm thu End-to-End ...........................................29
2.3.2. Danh sách dữ liệu SCADA ..........................................................................31
2.3.3. Danh sách datalist tín hiệu SCADA của một số đối tượng ..........................31
2.4. HỆ THỐNG SCADA VÀ TBA KHƠNG NGƯỜI TRỰC ĐÃ TRIỂN
KHAI TẠI QUẢNG BÌNH ........................................................................................31
2.4.1. Hệ thống SCADA Quảng Bình ....................................................................31
2.4.2. Hiệu quả TBA khơng người trực đã thực hiện tại Quảng Bình ...................36
2.5. KẾT LUẬN .........................................................................................................37


CHƯƠNG 3. GIẢI PHÁP CHUYỂN TBA 110KV SÔNG GIANH THÀNH TBA
ĐIỀU KHIỂN XA .........................................................................................................38
3.1. VAI TRÒ VÀ SỰ CẦN THIẾT CHUYỂN TBA SÔNG GIANH THÀNH
TRẠM ĐIỀU KHIỂN XA ..........................................................................................38
3.1.1. Vai trị của TBA Sơng Gianh đối với Hệ thống điện Quảng Bình ..............38
3.1.2. Sự cần thiết phải chuyển TBA Sơng Gianh thành trạm điều khiển xa ........39
3.1.3. Sự khác biệt giữa TBA Sông Gianh với các TBA 110 kV trong khu
vực đã được cải tạo thành trạm điều khiển xa ........................................................39
3.2. ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG CỦA TBA 110 KV SÔNG GIANH .......................40
3.2.1. Đặc điểm về thiết bị nhất thứ .......................................................................40
3.2.1.1. Quy mô ..................................................................................................40
3.2.1.2. Sơ đồ nối điện ........................................................................................40

3.2.1.3. Các thiết bị điện chính ...........................................................................41
3.2.1.4. Hệ thống điện tự dùng ...........................................................................43
3.2.2. Kết cấu xây dựng, thông tin liên lạc.............................................................43
3.2.2.1. Kết cấu xây dựng ...................................................................................43
3.2.2.2. Thông tin liên lạc - SCADA ..................................................................44
3.2.3. Đặc điểm Hệ thống bảo vệ, điều khiển TBA 110 kV Sông Gianh ..............44
3.2.3.1. Phần điều khiển .....................................................................................44
3.2.3.2. Phần đo lường ........................................................................................45
3.2.3.3. Phần bảo vệ............................................................................................45
3.2.3.4. Hệ thống tủ bảng điều khiển, bảo vệ hiện trạng ....................................47
3.2.4. Hệ thống PCCC, chống đột nhật và camera giám sát ..................................48
3.2.4.1. Hệ thống PCCC .....................................................................................48
3.2.4.2. Hệ thống chống đột nhập và camera giám sát:......................................48
3.3. CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ CHUYỂN TBA 110 KV SÔNG GIANH
THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC ................................................................48
3.3.1. Hệ thống thiết bị nhất thứ .............................................................................48
3.3.2. Hệ thống bảo vệ và điều khiển .....................................................................48
3.3.2.1. Giải pháp kỹ thuật chung đối với hệ thống ĐKBV ...............................48
3.3.2.2. Giải pháp cụ thể .....................................................................................50
3.3.3. Hệ thống truyền thông ..................................................................................51
3.3.4. Hệ thống báo cháy tự động, camera giám sát và chống đột nhập ................52
3.3.4.1. Báo cháy tự động ...................................................................................52
3.3.4.2. Hệ thống camera giám sát .....................................................................52
3.3.4.3. Hệ thống giám sát an ninh (Access control) .........................................53
3.3.5. Giải pháp xây dựng ......................................................................................53
3.3.6. Yêu cầu kỹ thuật chi tiết của các thiết bị chính ...........................................53
3.3.6.1. RTU/Gateway ........................................................................................53


3.3.6.2. Tủ ĐK-BV ngăn đường dây 110kV ......................................................54

3.3.6.3. Tủ ĐK-BV ngăn MBA 110kV ..............................................................54
3.3.6.4. BCU tủ điều khiển bảo vệ ngăn ĐZ 110kV ..........................................54
3.3.6.5. BCU tủ điều khiển, bảo vệ máy biến áp ................................................55
3.3.6.6. Rơle bảo vệ quá dòng ngăn 35, 6kV .....................................................55
3.3.6.7. Hệ thống camera ....................................................................................55
3.3.6.8. Hệ thống Access control ........................................................................55
3.3.6.9. Ethernet switch ......................................................................................56
3.3.6.10. Camera & Access controlh Server ......................................................56
3.3.6.11. BCU tủ AC/DC ...................................................................................56
3.3.6.12. Cáp điều khiển .....................................................................................56
3.3.7. Liệt kê vật tư thiết bị ....................................................................................57
3.3.7.1. Phần điện, camera, chống đột nhập và báo cháy ...................................57
3.3.7.2. Phần xây dựng .......................................................................................58
3.3.8. Dự kiến chi phí và đánh giá hiệu quả ...........................................................58
3.3.8.1. Tổng mức đầu tư ...................................................................................58
3.3.8.2. Phân tích hiệu quả tài chính, kinh tế xã hội ..........................................60
3.3.8.3. Vấn đề người lao động khi chuyển trạm thành không người trực ........61
3.3.9. Mô phỏng, giả lập điều khiển xa ngăn lộ 671 ..............................................62
3.3.9.1. Lựa chọn thiết bị, thiết kế bản vẽ chi tiết: .............................................62
3.3.9.2. Cấu hình rơle và phần mềm Survalent ADMS Manager ngăn 671: .....67
3.3.10. Một số bản vẽ liên quan đến logic điều khiển bảo vệ các ngăn thiết bị
điển hình .................................................................................................................72
3.4. KẾT LUẬN .........................................................................................................72
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................................................73
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................75
PHỤ LỤC
QUYÊT 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 LUẬN VĂN
NGHIÊN CỨU HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP VÀ GIẢI PHÁP
ĐIỀU KHIỂN XA CHO TRẠM BIẾN ÁP 110KV SƠNG GIANH
Học viên: Lê Ngọc Đính Chun ngành: Kỹ thuật điện
Mã số:
8520201
Khóa: K34QB - Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tự động hóa trạm biến áp theo giao thức IEC 61850 là xu thế tất yếu hiện nay và cũng là
yêu cầu của ngành điện đối với các trạm biến áp truyền tải điện. Hiện nay, trong hệ thống điện
Việt Nam nói chung cũng như hệ thống điện khu vực miền Trung và Tây Nguyên nói riêng
đang tồn tại rất nhiều trạm biến áp truyền tải điện điều khiển truyền thống với nhiều chủng loại
thiết bị cũ và nhiều giao thức truyền thông khác nhau. Để nâng cấp các trạm biến áp này thành
trạm biến áp tự động hóa với tiêu chí sử dụng các thiết bị hiện có cần phải có các giải pháp phù
hợp với chi phí chấp nhận được trong điều kiện Việt Nam.
Đối với trạm 110 kV Sông Gianh việc chuyển từ trạm vận hành theo kiểu truyền thống
thành trạm biến áp điều khiển xa là hoàn toàn hợp lý, phù hợp với yêu cầu phát triển của Tập
đoàn Điện lực Việt Nam trong việc xây dựng lưới điện thông minh. Để chuyển trạm này thành
không người trực cần thiết phải đầu tư cải tạo hệ thống điều khiển bảo vệ nhằm đáp ứng tiêu
chí trạm điều khiển tích hợp ứng dụng tiêu chuẩn IEC61850. Ngoài việc sử dụng các BCU điều
khiển, cần thiết thay thế hệ thống cáp điều khiển đã lạc hậu, đồng thời lắp đặt thêm hệ thống
phụ trợ như: Hệ thống báo cháy tự động, hệ thống camera giám sát và hệ tống chống đột nhập.
Việc đầu tư này phải phủ hợp với hiện trạng hệ thống SCADA đã được đầu tư tại Trung tâm
điều khiển Hệ thống điện Quảng Bình.
Từ khóa: Trung tâm điều khiển, lưới điện thơng minh, khơng người trực, tự động hóa,
IEC61850.
RESEARCH IN INTEGRATED CONTROL SYSTEM AND REMOTE CONTROL
SOLUTIONS FOR SONG GIANH 110 KV POWER STATION
Automation of substations in accordance with IEC 61850 is an indispensable trend
nowadays and it is also the requirement of the power industry for transmission stations. At

present, in Vietnam’s power system and in the power system in the Central and Central
Highlands, there are many traditional substations with various types of old equipment and
different media forms. To upgrade these substations into the automatic transformer, it is
necessary to have suitable solutions which the cost is acceptable in Vietnamese conditions.
For Song Gianh 110kV power station, the conversion from the traditional substation to
remote control one is completely reasonable in line with the development requirements of
Vietnam Electricity Corporation, one of these is the construction of the smart electricity grids.
To achieve it, we need to invest and improve the control system in order to meet the demand of
IEC61850 standard in the integrated control station. In addition to the use of BCU, it is
essential to replace the backward control cabling systems as well as installing auxiliary
systems such as fire alarm systems, surveillance cameras and anti-intrusion systems. This
investment must be appropriate to the status of the SCADA system invested in Quang Binh
Power System Control Center.
Keywords: control center, smart grid, unmanned, automation, IEC61850.


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
EVN

Tập đoàn Điện lực Việt Nam

EVNCPC

Tổng Công ty Điện lực miền Trung

CGC

Công ty Lưới điện cao thế miền Trung

PCQB

Cơng ty Điện lực Quảng Bình

TTĐK

Trung tâm Điều khiển hệ thống điện

SCADA

Hệ thống điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu

SAS

Tự động hoá trạm biến áp.

DCS

Tự động hóa nhà máy

ICS

Hệ thống điều khiển tích hợp

IEDs

Thiết bị điện tử thơng minh.

CT

Máy biến dịng điện

CV

Máy biến điện áp

OLTC

Bộ điều áp dưới tải

IEC

Tổ chức Kỹ thuật điện Quốc tế

HMI

Giao diện người - máy

WAN

Mạng diện rộng

LAN

Mạng nội bộ

SCL

Ngôn ngữ cấu hình trạm

GPS

Hệ thống định vị vệ tinh

RTU/Gateway

Thiết bị đầu cuối.

SIC

Tủ ghép nối các thiết bị liên quan đến việc thu thập
và truyền dữ liệu

ĐZ

Đường dây

MBA

Máy biến áp

TBA

Trạm biến áp

MC

Máy cắt

DCL

Dao cách ly

DTĐ

Dao tiếp địa

AI

Giá trị đo lường dạng tương tự

DDI

Tín hiệu số 2 bit


SDI

Tín hiệu số 01bit

RC

Tín hiệu điều khiển từ xa

EMS

Hệ thống phần mềm quản lý năng lượng

PCCC

Phòng cháy chữa cháy

ĐKBV

Điều khiển bảo vệ


DANH MỤC CÁC BẢNG

Số hiệu
2.1.
2.2.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.
3.9.

Tên bảng
Datalist tín hiệu SCADA ngăn đường dây, phân đoạn
110kV
Datalist tín hiệu SCADA ngăn MBA 110kV
Yêu cầu kỹ thuật của tủ ĐK-BV ngăn đường dây 110kV
Yêu cầu kỹ thuật của tủ ĐK-BV ngăn MBA 110kV
Yêu cầu kỹ thuật của Rơle bảo vệ quá dòng ngăn 35, 6kV
Yêu cầu kỹ thuật của Hệ thống camera
Bảng kê vật tư phụ phần điện, camera, chống đột nhập và

báo cháy
Bảng kê trang bị sản xuất; Trang thiết bị thu hồi; Thí
nghiệm
Bảng tính Vật liệu – Nhân cơng – Máy thi cơng
Bảng tổng hợp kinh phí phần thiết bị và vật liệu
Bảng tổng hợp phân tích tài chính

Trang
Phụ lục
Phụ
Phụ
Phụ
Phụ
Phụ

lục
lục
lục
lục
lục

Phụ lục
Phụ lục
Phụ lục
Phụ lục
Phụ lục


DANH MỤC CÁC HÌNH

Số
hiệu
1.1.
1.2.
1.3.
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.
3.9.
3.10.
3.11.
3.12.
3.13.
3.14.
3.15.
3.16.
3.17.
3.18.
3.19.
3.20.
3.21.

Tên hình

Trang

Mơ hình hóa TBA điều khiển tích hợp
Các khả năng của tiêu chuẩn IEC61850 trong ứng dụng tự
động hố TBA
Cấu hình truyền thơng cơ bản hệ thống tự động hoá trạm với
giao thức IEC61850
Sơ đồ hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu
SCADA
Cấu trúc phần mềm của hệ thống điều khiển và giám sát
SCADA
Hệ thống SCADA tại trạm biến áp
Hệ thống SCADA tại Trung tâm điều khiển

6

Sơ đồ nguyên lý của trạm thể hiện ở Hình 3.1 ở phần phụ lục
Hệ thống tủ điều khiển ngăn MBA T1, T2 hiện hữu
Hệ thống tủ bảo vệ ngăn T1, T2 hiện hữu.
Sơ đồ phương th ức bảo vệ rơ le TBA 110 KV Sông Gianh
Mặt bằng bố trí cảm biến báo cháy trong nhà
Mặt bằng bố trí camera trong nhà và ngồi trời
Mặt bằng bố trí hệ thống access control, camera trong nhà
Sơ đồ PTBVĐL ngăn 671
Mơ hình ghép nối truyền thơng ngăn 671
Mạch đầu vào tương tự cho rơle/BCU ngăn 671
Mạch điều khiển bảo vệ ngăn 671

Mạch đầu vào số Binary Input rơle/BCU ngăn 671
Logo phần mềm Micom S1 Studio của hãng Schneider
Hiệu lực chức năng bảo vệ ngăn 671 bằng phần mềm Micom
S1
Cài đặt tỷ số biến TU, TI bằng phần mềm Micom S1
Cài đặt tỷ giá trị bảo vệ bằng phần mềm Micom S1
Đặt Output đi tác động General Trip
Đặt Output đi tác động Reclose
Đặt Output đi tác động CBF Trip
Đặt Output đi tác động Remote Close CB 671
Logo phần mềm Survalent ADMS Manager

12
13
18
20
23
25
40
45
47
Phụ lục
Phụ lục
Phụ lục
Phụ lục
62
63
64
65
66

67
67
68
68
69
69
70
70
71


Số
hiệu

Tên hình

Trang

3.22.

Giao diện ngăn lộ 671 sau khi hồn thiện trên phần mềm
SMARTVU

3.23.

Tổng quan điều khiển, bảo vệ, giám sát ngăn T1

Phụ lục 3

3.24.

Logic điều khiển đóng MC 131

Phụ lục 3

3.25.

Logic điều khiển cắt MC 131

Phụ lục 3

3.26.

Logic điều khiển đóng MC 631

Phụ lục 3

3.27.

Logic điều khiển cắt MC 631, DTĐ 631-38

Phụ lục 3

3.28.

Logic điều khiển DCL 171-1, DTĐ 171-15

Phụ lục 3

3.29.

Logic điều khiển DCL 112-1, DTĐ 112-15

Phụ lục 3

71


1

MỞ ĐẦU
1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI
Trong những năm gần đây, Hệ thống điện 110 kV khu vực miền Trung và Tây
Nguyên cũng như khu vực Tỉnh Quảng Bình đã được đầu tư khơng những về “lượng”
mà cịn cả về “chất” nhằm đảm bảo cung cấp điện ngày càng hiệu quả, đảm bảo chất
lượng và nhu cầu sử dụng điện cho tồn xã hội, đáp ứng cơng cuộc cơng nghiệp hóa
hiện đại hóa khu vực miền Trung và Tây Nguyên.
Song song với việc phát triển lưới điện, việc áp dụng các thành tựu mới, nhất là
cơng nghệ tự động hóa để nâng cao chất lượng quản lý vận hành, đảm bảo độ tin cậy
cung cấp điện, phát huy hiệu quả kinh tế, tiết kiệm lao động là một yêu cầu cấp bách.
Thực hiện chương trình hiện đại hóa, tự động hóa lưới điện theo Đề án “Phát
triển lưới điện thơng minh tại Việt Nam” do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; Ngành
điện đặt mục tiêu đến năm 2020, có 100% số trạm biến áp 110kV được điều khiển từ
xa và vận hành theo mơ hình trạm biến áp khơng người trực.
Khi các trạm biến áp 110 kV khơng cịn cơng nhân trực vận hành thì các thao tác
đối với hệ thống thiết bị, việc thu thập thông số kỹ thuật đều được thực hiện tự động.
Tất cả việc thao tác đóng cắt, điều khiển thiết bị trạm được tiến hành ngay tại Trung
tâm điều khiển được đặt tại phòng Điều độ Cơng ty Điện lực thơng qua hệ thống máy
tính điều khiển và giám sát. Bên cạnh đó, tín hiệu từ các hệ thống phụ trợ như camera
giám sát an ninh; hệ thống báo cháy, báo khói tự động… cũng sẽ được truyền về

Trung tâm điều khiển phục vụ công tác theo dõi và quản lý vận hành trạm.
Có thể nói, việc chuyển các TBA 110kV sang vận hành khơng người trực là
hướng đi tất yếu và có ý nghĩa quan trọng trong việc hiện đại hóa, tự động hóa lưới
điện 110 kV theo lộ trình xây dựng lưới điện thông minh. Đồng thời, việc này cũng
mang lại nhiều lợi ích thiết thực như: giảm thời gian thao tác, xử lý sự cố, nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện; giảm nhân công ghi chép các thông số vận hành, giảm nhân sự
tại các trạm biến áp 110kV và góp phần nâng cao năng suất lao động.
Cho đến thời điểm hiện tại, tồn miền Trung đã có 50 TBA 110kV đã chuyển
sang vận hành ở chế độ không người trực (KNT), có 09 Trung tâm điều khiển đã được
xây dựng và đưa vào vận hành. Đối với địa bàn tỉnh Quảng Bình, hiện nay Trung tâm
điều khiển lưới điện Quảng Bình đã đưa vào vận hành từ tháng 11/2016; đã có 3 TBA
110 kV đưa vào vận hành ở chế độ KNT; năm 2018 dự kiến sẽ có 4 TBA sẽ được đầu
tư cải tạo để chuyển sang vận hành KNT. Theo lộ trình của Tổng Cơng ty Điện lực
miền Trung, đến hết năm 2019 toàn bộ các TBA 110 kV trên toàn khu vực sẽ được
đưa vào vận hành ở chế độ KNT.
Đối với TBA 110 kV Sông Gianh, đây là trạm nguồn quan trọng cung cấp điện
cho hộ phụ tải cơng nghiệp trọng điểm của tỉnh Quảng Bình và các huyện Tuyên Hóa,


2

Minh Hóa. Tuy nhiên trạm được xây dựng từ lâu theo công nghệ cũ, hơn nữa qua
nhiều lần cải tạo và nâng cấp, các thiết bị nhất thứ và nhị không đồng bộ, nhiều chủng
loại… Đặc biệt là việc đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục cho khách hàng đang
được đặt lên hàng đầu nên việc đầu tư cải tạo đang cịn gặp khó khăn, cần thiết phải
nghiên cứu, có giải pháp phù hợp để đẩy nhanh tiến độ đưa trạm vào vận hành không
gười trực theo lộ trình.
2. MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU
- Đánh giá mơ hình TBA điều khiển tích hợp, việc áp dụng tiêu chuẩn IEC
61850 cho các TBA không người trực trong thời gian qua; hiệu quả, kinh nghiệm của

các TBA KNT đã triển khai tại khu vực tỉnh Quảng Bình.
- Hệ thống SCADA trong việc điều khiển, giám sát lưới lưới điện Quảng Bình.
- Giải pháp chuyển TBA 110 kV Sông Gianh sang vận hành ở chế độ không
người trực.
- Đánh giá hiệu quả giải pháp.
3. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU
Đối tượng nghiên cứu
- Hệ thống điều khiển tích hợp TBA, tiêu chuẩn IEC 61850.
- Hệ thống SCADA đối với TBA.
- Hệ thống các quy định đối với TBA điều khiển tự động và hệ thống SCADA
cho TBA.
- Các vấn đề liên quan để chuyển TBA 110 kV Sông Gianh sang vận hành ở chế
độ điều khiển xa, không người trực.
Phạm vi nghiên cứu
Thực trạng và giải pháp để chuyển TBA 110 kV Sông Gianh từ trạm điều khiển
truyền thống thành TBA điều khiển xa, vận hành theo chế độ không người trực.
4. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Các vấn đề liên quan đến Hệ thống Điều
khiển tích hợp TBA; Tiêu chuẩn IEC61850 và áp dụng nó cho TBA điều khiển xa. Hệ
thống SCADA điều khiển, giám sát TBA không người trực.
- Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng lý thuyết trên để áp dụng chuyển TBA
110 kV Sông Gianh sang vận hành ở chế độ điều khiển từ xa, không người trực đáp
ứng theo đúng các quy định và tiêu chuẩn hiện hành.


3

5. ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI
Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nêu trên đề tài được đặt tên:
“Nghiên cứu Hệ thống điều khiển tích hợp và giải pháp điều khiển xa cho

trạm biến áp 110kV Sông Gianh”.
6. CẤU TRÚC CỦA LUẬN VĂN
Nội dung luận văn được biên chế thành: Ngồi phần Mở đầu và Kết luận sẽ có 3
chương và phụ lục. Bố cục nội dung chính của luận văn gồm các phần sau:
Chương 1: Hệ thống điều khiển tích hợp TBA; Tiêu chuẩn IEC61850 liên quan
đến TBA điều khiển xa.
Chương 2: Hệ thống SCADA và TBA không người trực đã triển khai tại khu vực
tỉnh Quảng Bình.
Chương 3: Giải pháp chuyển TBA 110kV Sông Gianh thành TBA điều khiển xa.


4

CHƯƠNG 1
HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP TBA VÀ GIAO THỨC IEC61850
1.1. ĐẶC ĐIỂM CÁC TBA 110 KV KHU VỰC QUẢNG BÌNH
Tính đến thời điểm hiện tại, khu vực tỉnh Quảng Bình gồm có 8 TBA 110 kV,
với tổng dung lượng là 355 MVA cung cấp điện cho toàn bộ phụ tải tỉnh Quảng Bình.
Đó là các TBA: Lệ Thủy, Áng Sơn, Đồng Hới, Bắc Đồng Hới, Ba Đồn, Sông Gianh,
Văn Hóa, Hịn La. Với đặc điểm hầu hết các TBA được xây dựng từ rất lâu trên nền hệ
thống điều khiển kiểu truyền thống. Với công nghệ cũ và lạc hậu này, các TBA không
được điều khiển tập trung từ một Trung tâm, việc lấy các thông số vận hành cũng như
các thông tin sự cố đều phải lấy bằng tay nhờ vào nhân viên vận hành. Việc vận hành
phải có nhân viên vận hành 2 người/ca trực, trạm phải có tối thiểu 11 nhân viên. Với
đặc điểm này, các TBA không đáp ứng được yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cũng
như về tăng năng suất lao động.
Các trạm biến áp được xây dựng bao gồm các thiết bị nhất thứ như máy biến áp,
máy cắt, dao cách ly làm nhiệm vụ truyền tải và phân phối điện năng trong hệ thống
điện. Đi kèm với các thiết bị nhất thứ là hệ thống nhị thứ được lắp đặt nhằm giám sát
và điều khiển các thiết bị nhất thứ.

Hệ thống điều khiển kiểu truyền thống đã được thiết kế và lắp đặt trong trạm
biến áp từ hàng trăm năm nay, đặc điểm cơ bản là hệ thống bao gồm các thiết bị cơ
điện và điện tử được liên kết với nhau bằng mạch điện để thực hiện các chức năng
riêng biệt như:
- Chức năng bảo vệ hệ thống điện được thực hiện bởi các rơ le bảo vệ kiểu cơ
điện và kiểu tĩnh nối đến các biến dòng điện (CT) và biến điện áp (VT) bảo vệ, mỗi rơ
le chỉ đảm nhận một chức năng bảo vệ riêng biệt, ví dụ: rơ le bảo vệ q dịng 50/51,
rơ le bảo vệ khoảng cách 21, rơ le bảo vệ điện áp 27/59…
- Chức năng đo lường và đo đếm điện năng được thực hiện bởi các đồng hồ đo
và công tơ nối đến các CT và VT đo lường.
- Chức năng giám sát trạng thái được thực hiện bằng các đèn báo, thiết bị chỉ
thị…
- Chức năng điều khiển được thực hiện bởi mạch điều khiển riêng lẻ và chỉ có
thể thực hiện được ở mức điều khiển cơ bản.
- Giao diện người sử dụng thực hiện bằng các bảng điều khiển thơng qua các
cơng tắc (khóa, nút ấn…) điều khiển.
Các thiết bị trong hệ thống được lắp đặt trong các tủ điện và kết nối với nhau
bằng cáp nhị thứ (cáp nhiều sợi) đi trong các rãnh cáp.
Hệ thống điều khiển kiểu truyền thống mặc dù có những ưu điểm như: cơng
nhân có khả năng vận hành và bảo trì hệ thống, độ tin cậy của hệ thống đã được chứng


5

minh trong hàng trăm năm qua, việc kết nối giữa các thiết bị trong cùng một hệ thống
rất đơn giản… Tuy nhiên hiện nay chúng đã bộc lộ những nhược điểm như:
- Hầu hết các trạm đều được lắp đặt từng phần, mỗi phần thuộc các dự án khác
nhau dẫn đến thiết bị không đồng bộ, thuộc nhiều hãng sản xuất khác nhau, hoặc cùng
hãng sản xuất nhưng có các đời khác nhau.
- Hệ thống mạch nhị thứ bằng cáp đồng phức tạp, sửa chữa cải tạo nhiều lần nên

có nhiều sai khác so với sơ đồ xuất xưởng ban đầu.
- Hệ thống phức tạp do có quá nhiều thiết bị, quá nhiều dây dẫn dẫn đến khả
năng bị sự cố trên hệ thống nhị thứ rất cao.
- Khả năng tự động hóa thấp, các chức năng điều khiển nâng cao vẫn phải thực
hiện bởi con người.
- Việc thu thập dữ liệu phải thực hiện bằng tay, độ chính xác khơng cao, khả
năng phân tích và xử lý dữ liệu bị hạn chế.
- Việc quản lý rất khó khăn do thiếu các dữ liệu chính xác được cập nhật kịp
thời.
- Việc bảo trì và nâng cấp hệ thống rất khó khăn.
- Thời gian thao tác chậm, khả năng nhầm lẫn cao do thao tác bằng tay, dẫn đến
thời gian mất điện kéo dài.
Trong tình hình hiện nay, trước nhu cầu phải gia tăng chất lượng cung cấp điện,
giảm thiểu thời gian ngừng 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.
Đến nay, sau khi xây dựng hoàn thành dự án Trung tâm điều khiển Hệ thống
điện Quảng Bình và một số TBA đã được nâng cấp, cải tạo để đáp ứng tiêu chí lưới
điện thơng minh, một số TBA đã được đưa vào vận hành ở chế độ không người trực,
điều khiển xa như: Hịn La, Văn Hóa, Đồng Hới. Đối với TBA 110 kV Sông Gianh
vẫn chưa cải tạo, nâng cấp thành TBA điều khiển xa.
1.2. KHÁI NIỆM TBA ĐIỀU KHIỂN TÍCH HỢP
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 q trình tự động hóa hệ thống điện trên thế giới cũng
như ở Việt Nam. 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


6

trong những cơng 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 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 liệu điều
khiển và thống nhất trong trạm.

Hình 1.1: Mơ hình hóa TBA điều khiển tích hợp

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 ngồi 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.
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.


7

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
cịn 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 lọai 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 khơng
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 khơng có khả năng liên kết về thơng 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 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…


8

1.3. KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG VÀ BẢO VỆ CỦA
TBA TRÊN NỀN TẢNG GIAO THỨC TRUYỀN THƠNG 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 cũng trở thành một
ốc đảo tự động hóa mà thơi, do chúng khơng có khả năng liên kết về thơng 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 khơng 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 thơng 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 thơng riêng biệt phục vụ cho việc
truyền thông cho thiết bị của hãng mình, một số chuẩn truyền thơng thơng dụng:
Modbus, IEC 60870-5, DNP3.0, Profibus, Lon/Spa bus, K-Bus Courier.

1.3.1 Giới thiệu một số giao thức truyền thông
1.3.1.1. 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 thơng 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 thơng 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.[8]

1.3.1.2. Tiêu chuẩn IEC60870 (Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông hỗ
trợ cho điều 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 tham chiếu đến một phiên bản đơn giản của mơ
hình tham chiếu cơ sở (Basic Reference Model – ISO 7498) cho hệ thống nối tiếp.

1.3.1.3. 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


9

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.

1.3.1.4. 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 IEC870-5-101 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. Ngồi
ra thơng qua mạng Ethernet TCP/IP ta có thể giám sát được tồn bộ thông số các thiết
bị trạm biến áp thông qua Notebook.

1.3.2. Tiêu chuẩn IEC61850
Thông thường cách đơn giản nhất để truyền dữ liệu giữa thiết bị gửi và nhận là
truyền trực tiếp mà khơng có bất kỳ sự chuyển đổi nào. Tình hình hiện nay là có q
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 bộ chuyển giao thức lại có thể gây
ra những lỗi và sự trì hỗn 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.

1.3.2.1. 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


10

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.

1.3.2.2. 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 thơng qua đường truyền thơng. Với
IEC61850, các IEDs có thể giao tiếp với nhau bằng cách phát đi và nhận về các tin
nhắn GOOSE.

1.3.2.3. Nội dung tiêu chuẩn IEC 61850
a. Mơ 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 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 tồn bộ hệ thống được

hiểu một cách dễ dàng hơn.
b. Khái niệm Logical node
Khái niệm logical node đóng vai trị quan trọng trong tồn bộ tiêu chuẩn. Các
logical node là đối tượng cơ bản trao đổi thơng tin và là xương sống trong việc mơ
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. Thơng 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.[7]

1.3.2.4. 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).
a. 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 khơng có tính dự phịng, 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 vịng là độ tin cậy của nó


11

vì việc cơ lập sự cố và phục hồi được thực hiện một cách dễ dàng.
b. Ngơn 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 thơng 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 thiết kế. Sau khi kết nối vào hệ thống,

các thiết bị có thể lấy thơng 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 thơng 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.
c. 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 khơng 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 thơng là lựa chọn một cấu trúc vịng 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 phịng có thể mơ hình thẳng thành các chức năng. Khả năng dự
phịng mức ứng dụng được mơ hình trong SCL bằng cách đặt tên mỗi IEDs riêng lẻ,
cung cấp thêm các mạng con và liên kết các logical node.
d. 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 trị 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.
e. An ninh mạng
Bản thân tiêu chuẩn IEC61850 không chứa các giải pháp bảo mật. An ninh mạng
nằm ngồi 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.
Tiêu chuẩn IEC61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng dụng
tự động hố 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 thơng

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 lơ-gíc giữa các thiết bị ngoại vi, các thiết bị cơ sở trong


12

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 Enternet, 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 mơ hình dữ liệu trên cơ sở các mơ hình đối tượng và thiết bị trong hệ thống, qua
đó hệ thống được mơ 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 thơng
IEC61850, các hệ thống SA sẽ tăng tính linh hoạt, tăng khả năng tương đồng của các
thiết bị, đơn giản hố 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 hố TBA.

Hình 1.2: 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


13

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 1.3. 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 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 Gateway/Converter chuyển đối giao thức

thường gặp như IEC61850/IEC6870-5-101.

Hình 1.3: Cấu hình truyền thơng cơ bản hệ thống tự động hố trạm với giao thức IEC61850