Nghiên cứu ứng dụng giao thức IEC 60870 5 104 kết nối scada từ trạm trung gian vân hồ tới trung tâm điều khiển xa

NVVH Nhân viên vận hành có thể lập trình được PSOS1/ PSOS2 Máy chủ lưu trữ lịch sử, dữ liệu RTU/Gateway Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit/Gatewa

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

LÊ SỸ NGUYÊN

NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG GIAO THỨC IEC 60870-5-104 KẾT NỐI SCADA

TỪ TRẠM TRUNG GIAN VÂN HỒ TỚI TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

KỸ THUẬT ĐIỆN

Thái Nguyên - năm 2020

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

LÊ SỸ NGUYÊN

NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG GIAO THỨC IEC 60870-5-104 KẾT NỐI SCADA

TỪ TRẠM TRUNG GIAN VÂN HỒ TỚI TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA

CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN

MÃ SỐ: 8.52.02.01

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

TS Lê Tiên Phong

Thái Nguyên – năm 2020

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn là kết quả nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép của ai 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 Nội dung luận văn có tham khảo và sử dụng các tài liệu, thông tin được đăng tải trên các tác phẩm, tạp chí, bài báo và các trang web theo danh mục tài liệu tham khảo của luận văn

Tác giả

Lê Sỹ Nguyên

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên tác giả xin chân thành cảm ơn tới các thầy giáo, cô giáo Khoa sau đại học, Khoa Điện trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp cùng các thầy giáo, cô giáo, các anh chị tại Trung tâm thí nghiệm đã giúp đỡ và đóng góp nhiều ý kiến quan trọng cho tác giả để tác giả có thể hoàn thành bản luận văn của mình

Trong quá trình thực hiện đề tài tôi đã nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình của các thầy, cô giáo trong khoa Điện của trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp thuộc Đại học Thái Nguyên và các bạn đồng nghiệp Đặc biệt là dưới sự hướng dẫn và góp ý của thầy

TS Lê Tiên Phong đã giúp cho đề tài hoàn thành mang tính khoa học cao Tôi xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ quý báu của các thầy, cô

Do thời gian, kiến thức, kinh nghiệm và tài liệu tham khảo còn hạn chế nên đề tài khó tránh khỏi những thiếu sót Rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các thầy, cô giáo và các bạn đồng nghiệp để tôi tiếp tục nghiên cứu, hoàn thiện hơn nữa trong quá trình công tác sau này

Học viên

Lê Sỹ Nguyên

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

LỜI CẢM ƠN ii

KÝ HIỆU VIẾT TẮT vi

DANH MỤC HÌNH VẼ viii

DANH MỤC CÁC BẢNG xi

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do lựa chọn đề tài 1

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 1

3 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu 1

4 Bố cục luận văn 2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN XA 3

1.1 Đặt vấn đề 3

1.2 Trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực 4

1.2.1 Phân cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia 4

1.2.2 Mục tiêu xây dựng Trung tâm điều khiển xa 5

1.2.3 Mô hình tổ chức Trung tâm điều khiển và định hướng phát triển 6

1.3 Các quy định về đo lường, giám sát điều khiển các trạm biến áp không người trực 8

1.3.1 Thành phần cơ bản của hệ thống SCADA trong hệ thống điện 8

1.3.2 Chức năng của hệ thống SCADA trung tâm 8

1.3.3 Hệ thống SCADA tại các trạm biến áp không người trực 9

1.4 Các quy định về giao thức truyền thông 11

1.4.1 Các giao thức truyền thông 11

1.4.2 Tốc độ kênh truyền dữ liệu 12

1.4.3 Giao diện kết nối kênh truyền 13

1.4.4 Giao thức truyền tin 13

1.5 Truyền thông công nghiệp 14

1.5.1 Mạng truyền thông công nghiệp 14

1.5.2 Cấp bậc phân cấp trong mạng truyền thông công nghiệp 15

1.5.3 Các mạng công nghiệp thường được sử dụng 17

1.6 Giao thức truyền thông IEC tự động hóa trạm biến áp 23

1.6.1 Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-101 23

1.6.2 Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104 26

1.6.3 Nhận xét 27

1.7 Đề xuất nội dung nghiên cứu 29

1.8 Kết luận chương 1 29

CHƯƠNG 2: TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA CỦA ĐIỆN LỰC SƠN LA 30

2.1 Đặt vấn đề 30

2.2 Hệ thống SCADA Sơn La và các trạm biến áp không người trực 30

2.3 Một số tiêu chuẩn kỹ thuật xây dựng TTĐKX 31

2.3.1 Tiêu chuẩn chung 31

2.3.2 Truyền thông và khả năng kết nối 32

2.3.3 Khả năng thu thập và xử lý dữ liệu thời gian thực 33

2.3.4 Tiêu chuẩn về tính bảo mật 33

2.3.5 Tiêu chuẩn về tính sẵn sàng của hệ thống (System Availability) 34

2.3.6 Tiêu chuẩn về chia sẻ và mở rộng hệ thống 34

2.4 Thành phần cơ bản hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển xa Sơn La 35

2.4.1 Máy chủ hệ thống SCADA 36

2.4.2 Máy chủ Camera Server 38

2.4.3 Máy tính vận hành 39

2.4.4 GPS 40

2.4.5 Firewall 41

2.4.6 Switch 24 ports – Layer 2 41

2.4.7 Sơ đồ kết nối mạng tại Trung tâm điều khiển xa 42

2.4.8 Hệ thống nguồn tại Trung tâm điều khiển xa 43

2.5 Phần mềm tại trung tâm điều khiểnTrung tâm điều khiển xa Sơn La 44

2.5.1 Giới thiêu phần mềm Spectrum Power 5 47

2.5.2 Giao diện phần mềm SPECTRUM 5 53

2.5.3 Điều khiển giám sát trong phần mềm SP5 61

2.6 Các đặc tính kỹ thuật Hệ thống SCADA Sơn La 66

2.6.1 Truyền thông và khả năng kết nối 67

2.6.2 Tính bảo mật 68

2.7 Mô tả kết nối phần cứng hệ thống tại các TBA 110 kV khu vực Sơn La 68

2.7.1.Nguyên tắc chung 68

2.7.2 Thu thập tín hiệu thiết bị 110 kV 70

2.7.3 Thu thập tín hiệu thiết bị trung thế 71

2.8 Kết luận chương 2 71

CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG GIAO THỨC IEC 60870-5-104 KẾT NỐI SCADA TỪ TRẠM VÂN HỒ TỚI TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA 73

3.1 Đặt vấn đề 73

3.1.1 Giới thiệu trạm biến áp trung gian Vân Hồ 73

3.1.2 Phương hướng kết nối trạm Vân Hồ đến trung tâm điều khiển xa 73

3.2 Cấu hình chuẩn IEC 60870-5-104 74

3.3 Thiết bị phần cứng 75

3.3.1 Recloser 75

3.3.2 Thiết bị chuyển mạch công nghiệp 81

3.4 Thu thập dữ liệu datalist 83

3.5 Cấu hình chuẩn giao thức ghép nối tại trạm Vân Hồ 86

3.5.1 Giới thiệu phần mềm WSOS 86

3.5.2 Cấu hình thông số truyền thông 88

3.6 Cấu hình thông số tại Trung tâm điều khiển xa 92

3.7 Đề xuất giải pháp thử nghiệm kết nối tại trạm Vân Hồ 95

3.8 Đề xuất giải pháp điều khiển xa theo nhóm lệnh trạm Trung Gian Vân Hồ 99

3.9 Kết luận chương 3 101

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 102

TÀI LIỆU THAM KHẢO 103

KÝ HIỆU VIẾT TẮT

A1/A2/A3 Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Bắc/Trung/Nam

phân tán DDI Tín hiệu trạng thái DDI bao gồm tất cả các tín hiệu của

máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa

tự động hỗ trợ việc quản lý, giám sát và điều khiển tối

ưu lưới điện phân phối

Firewall Hệ thống bảo mật mạng giám sát và kiểm soát lưu

lượng mạng đến và đi dựa trên các quy tắc bảo mật được xác định trước

chuẩn trao đổi thông tin ở lớp application IED Inteligent Electronic Divice- Thiết bị điện tử thông

minh

NVVH Nhân viên vận hành

có thể lập trình được PSOS1/ PSOS2 Máy chủ lưu trữ lịch sử, dữ liệu

RTU/Gateway Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway (viết tắt theo tiếng

Anh: Remote Terminal Unit/Gateway) là thiết bị đặt tại nhà máy điện hoặc trạm điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về hệ thống SCADA trung tâm của Trung tâm điều độ hệ thống điện hoặc Trung tâm điều khiển SCADA Supervisory Control And Data Acquisition là một hệ

thống quản lý tự động hóa trong công nghiệp SDI Tín hiệu trạng thái SDI bao gồm các tín hiệu cảnh báo,

tín hiệu tác động của rơ le bảo vệ, tín hiệu báo chế độ điều khiển, tín hiệu vận hành

UPS1/UPS2 Hệ thống lưu trữ năng lượng điện

WDS/HMI 1/HMI2 Máy tính vận hành

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1 1 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối 5

Hình 1 2 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối 6

Hình 1 3 Nhiệm vụ Trung tâm điều khiển 7

Hình 1 4 Sơ đồ khối chức năng và các kết nối đến RTU 10

Hình 1 5 Sơ đồ cấu trúc thu thập và truyền thông 11

Hình 1 6 Phân cấp mạng truyền thông công nghiệp 15

Hình 1 7 Ứng dụng truyền thông nối tiếp 17

Hình 1 8 Ứng dụng truyền thông Modbus 18

Hình 1 9 Ứng dụng truyền thông HART 19

Hình 1 10 Ứng dụng truyền thông Device net 20

Hình 1 11 Ứng dụng truyền thông HART 21

Hình 1 12 Ứng dụng truyền thông Proflbus 21

Hình 1 13 Ứng dụng truyền thông Foundation Fieldbus 23

Hình 1 14 Phương thức kết nối truyền thông theo IEC 60870-5-101 24

Hình 1 15 Phương thức kết nối truyền thông theo IEC 60870-5-104 26

Hình 2 1 Cấu trúc SCADA tại Điện lực Sơn La 31

Hình 2 2 Sơ đồ cấu trúc kết nối phần cứng tại TTĐKX Sơn La 35

Hình 2 3 Cấu trúc SCADA trung tâm điều khiển 35

Hình 2 4 Sơ đồ kết nối các thiết bị mạng tại TTĐKX 42

Hình 2 5 Sơ đồ chi tiết các cổng kết nối mạng tại trung tâm 42

Hình 2 6 Nguồn cung cấp cho hệ thống SCADA 43

Hình 2 7 Máy chủ trung tâm điều khiển xa 47

Hình 2 8 Giới thiệu SPECTRUM 5 47

Hình 2 9 Lĩnh vực hoạt động SPECTRUM 5 48

Hình 2 10 Kiểm soát thiết bị của phần mềm SPECTRUM 5 48

Hình 2 11 Công cụ của phần mềm SPECTRUM 5 49

Hình 2 12 Thông số vận hành phần mềm SPECTRUM 5 49

Hình 2 13 Hỗ trợ vận hành phần mềm SPECTRUM 5 50

Hình 2 14 Hỗ trợ nhiều kịch bản phần mềm SPECTRUM 5 50

Hình 2 15 Dự báo nhu cầu phụ tải trên phần mềm SPECTRUM 5 50

Hình 2 16 Giao thức truyền thông hỗ trợ phần mềm SPECTRUM 5 51

Hình 2 17 Kiến trúc phần mềm SPECTRUM 5 51

Hình 2 18 Giao diện đang nhập hệ thống 55

Hình 2 19 Giao diện đang xuất hệ thống 56

Hình 2 20 Thanh công cụ PAT 56

Hình 2 21 Sơ đồ lưới điện 110 khu vực Sơn La 60

Hình 2 22 Hộp thoại điều khiển đóng cắt 61

Hình 2 23 Hộp thoại điều khiển bước lên/xuống 62

Hình 2 24 Hộp thoại Hộp thoại kiểm soát điểm đặt 63

Hình 2 25 Điều kiện liên động 65

Hình 2 26 Sơ đồ kết nối truyền thông tại trạm biến áp không người trực 69

Hình 2 27 Các chuẩn giao tiếp trong trạm biến áp không người trực 69

Hình 2 28 Giao diện Gateway ZENON tại trạm 70

Hình 2 29 Bộ chuyển đổi RS232-RS485/Ethernet 71

Hình 3 1 Sơ đồ nối điện chính trạm biến áp trung gian Vân Hồ 73

Hình 3 2 Mô hình ghép nối trạm biến áp trung gian Vân Hồ 74

Hình 3 3 Lưu đồ ghép nối trạm biến áp trung gian Vân Hồ 74

Hình 3 4 Bố trí thiết bị phần cứng tủ điều khiển ADVC Controller 78

Hình 3 5 Cổng truyền thông của tủ điều khiển ADVC3 78

Hình 3 6 Giao diện công RJ 45 trên tủ điều khiển AVDC 3 79

Hình 3 7 Thứ tự sắp xếp hạt mạng RJ45 80

Hình 3 8 Chuẩn bấm dây mạng theo quốc tế 81

Hình 3 9 Nguyên tắc thu thập thông số máy cắt trung gian Vân Hồ 88

Hình 3 10 Giao diện phần mềm WSOS 88

Hình 3 11 Tạo mới thiết bị trên phần mềm WSOS 5 89

Hình 3 12 Kích hoạt truyền thông IEC 60870-5/101/104 89

Hình 3 13 Cấu hình thông số cổng truyền thông 90

Hình 3 14 Cấu hình thông số các địa chỉ IOA 90

Hình 3 15 Cấu hình thông số truyền thông 91

Hình 3 16 Kích hoạt tín hiệu trạng thái 1 bit (SDI) 91

Hình 3 17 Lựa chọn và kích hoạt tín hiệu đo lường (AI) 92

Hình 3 18 Lựa chọn và kích hoạt tín hiệu điều khiển (DDI) 92

Hình 3 19 Cấu hình thông số thiết bị đầu cuối 93

Hình 3 20 Cấu hình tín hiệu DO (điều khiển thiết bị) 93

Hình 3 21 Cấu hình tín hiệu AI (thông số đo lường) 94

Hình 3 22 Cấu hình tín hiệu SI 94

Hình 3 23 Tạo sơ đồ 1 sợi trên Spectrum 5 95

Hình 3 24 Phần mềm IEC-Test 97

Hình 3 25 Kết nối thành công trên Spectrum 5 98

Hình 3 26 Giám sát và điều khiển thiết bị trên Spectrum 5 98

Hình 3 27 Giao diện cấu hình chung chuyển đổi nhóm bảo vệ 99

Hình 3 28 Giao diện cấu hình chuyển đổi nhóm bảo vệ chế độ song song 100

Hình 3 29 Giao diện cấu hình chuyển đổi nhóm bảo vệ chế độ độc lập 100

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1 1 Kiến trúc hiệu suất nâng cao của IEC 60870-5-101 23

Bảng 1 2 Phân loại tín hiệu dùng trong IEC 60870-5-101 25

Bảng 1 3 Mô hình tham chiếu kết nối của IEC 60870-5-104 26

Bảng 1 4 Bảng phân loại tín hiệu dùng trong IEC 60870-5-104 27

Bảng 2 1 Cấu hình máy chủ SCADA 37

Bảng 2 2 Cấu hình máy chủ PSOS 37

Bảng 2 3 Cấu hình máy chủ Camera Server 38

Bảng 2 4 Cấu hình máy tính vận hành 40

Bảng 2 5 Cấu hình GPS 40

Bảng 2 6 Thông số Firewall 41

Bảng 2 7 Thông số Switch 24 ports – Layer 2 41

Bảng 2 8 Thông số máy phát 44

Bảng 2 9 Thông số UPS 44

Bảng 2 10 Chú thích ký hiệu thanh công cụ PAT 59

Bảng 2 11 Quy định màu điện áp 60

Bảng 3 1 Chức năng các cổng truyền thông của tủ điều khiển ADVC3 79

Bảng 3 2 Tín hiệu trạng thái 1 bit (SDI) 83

Bảng 3 3 Dữ liệu trạng thái 2 bit (DDI) 84

Bảng 3 4 Bảng dữ liệu thông số đo lường (AI) 85

Bảng 3 5 Tín hiệu điều khiển (RC) 85

Bảng 3 6 Sai số đo lường 96

Bảng 3 7 Chỉ thị trạng thái 96

MỞ ĐẦU

1 Lý do lựa chọn đề tài

Lưới điện phân phối nói chung và của tỉnh Sơn La nói riêng ngày càng được mở hiện đại hóa và mở rộng Yêu cầu chất lượng điện năng cũng như độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được nâng cao

Chính vì vậy mà công tác vận hành lưới điện phân phối sẽ gặp nhiều khó khăn, để đáp ứng yêu cầu đó thì số lượng nhân viên vận hành tăng lên, việc giám sát hoạt động của lưới sẽ trở nên phức tạp…, yêu cầu phải có sự hỗ trợ của hệ thống thiết bị công nghệ

tự động, đo lường giám sát và điều khiển từ xa

Căn cứ theo tình hình những thiết bị hiện đại đã được đầu tư tại Trung tâm điều khiển xa Sơn La cũng như các thiết bị thông minh đã được trang bị tại Trạm trung gian Vân Hồ nhận thấy có thể ghép nối với nhau tạo thành mạng lưới thông tin điều độ xuyên suốt và thống nhất, việc ứng dụng hệ thống SCADA vào công tác vận hành điều độ hệ thống điện sẽ đem lại hiệu quả rất cao như:

- Nâng cao tự động hóa tại trạm biến áp không người trực Sơn La

- Thu thập dữ liệu đo lường trạng thái tại các trạm biến áp không người trực

- Điều khiển, chuyển đổi các chế độ vận hành trạm biến áp không người trực

- Hiển thị thông số theo thời gian thực

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là dựa trên cơ sở hệ thống SCADA đã được đưa vào vận hành tại Trung tâm điều khiển xa Công ty Điện lực Sơn La để nghiên cứu, thực hiện ghép nối, điều khiển Trạm Trung gian Vân Hồ, dựa trên các đặc tính kỹ thuật của thiết bị, cấu hình xây dựng trong hệ thống Scada Từ đó, đề tài đưa ra đánh giá, phân tích giải pháp kỹ thuật cho quá trình thực hiện

3 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu

Để phân tích, đánh giá được cách thức làm việc cũng như đặc tính kĩ thuật của các thiết bị kết nối, truyền dẫn và nghiên cứu thực hiện ghép nối Trạm Trung gian Vân Hồ, luận văn sẽ thực hiện các nhiệm vụ sau:

- Nghiên cứu, phân tích giải pháp kỹ thuật hệ thống SCADA tại TTĐK được lắp đặt tại Công ty Điện lực Sơn La

- Nghiên cứu các thiết bị được lắp đặt trong tại trạm Trung gian Vân Hồ

- Nghiên cứu, phân tích giao thức truyền thông IEC 61580 -5-104 và khả năng đáp ứng kết nối về TTĐKX

- Đánh giá và ứng dụng các chức năng của hệ thống SCADA, thực hiện ghép nối Trạm Trung gian Vân Hồ trên lưới vào TTĐKX phục vụ công tác giám sát vận hành hệ thống điện tại TTĐKX

4 Bố cục luận văn

Về mặt bố cục luận văn được chia ra thành 3 chương

Chương 1: Tổng quan về điều khiển xa

Chương 2: Trung tâm điều khiển xa Sơn La

Chương 3: Ứng dụng giao thức IEC 60870-5-104 kết nối SCADA từ trạm Vân Hồ tới Trung tâm điều khiển xa

Kết luận chung của luận văn

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN XA

1.1 Đặt vấn đề

Trong cấu hình của Hệ thống giám sát, điều khiển và thu thập số liệu SCADA (Supervisory, Control and Data Acquistion), việc giám sát, điều khiển và thu thập số liệu của mạng lưới điện do trung tâm điều độ Hệ thống điện quốc gia và trung tâm điều

độ các điện lực tỉnh đảm nhận

SCADA là một hệ thống thống nhất bao gồm các thiết bị thu thập số liệu đầu cuối ,

hệ thống máy tính chủ trung tâm, các kênh truyền tin truyền số liệu giữa máy chủ và các thiết bị thu thập số liệu đầu cuối như cáp quang, viba số v.v

Mỗi thiết bị thu thập số liệu đầu cuối - thiết bị đo xa (RTU - Remote Terminal Unit) bao gồm khối xử lý trung tâm (CPU), và các vỉ thu thập số liệu, vỉ giám sát, khối các MODEM RTU làm nhiệm vụ thu thập số liệu và truyền số liệu thu thập được qua các

hệ thống thông tin tới hệ thống máy tính chủ trung tâm

Hệ thống máy tính chủ trung tâm làm nhiệm vụ thu thập số liệu của toàn bộ hệ thống RTU, xử lý thông tin và sau đó ra lệnh điều khiển tương ứng tới các trạm

Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật và ứng dụng của các hệ thống thông tin đo lường điều khiển xa, hệ thống SCADA quản lý hệ thống điện thuộc Công ty Điện lực Sơn La cần phải thực hiện ghép nối trạm biến áp trung gian Vân Hồ (sau đây gọi tắt

là trạm Vân Hồ) với những mục tiêu sau:

+ Thu thập dữ liệu vận hành trạm Vân Hồ theo thời gian thực

+ Điều khiển thiết bị, chuyển đổi nhóm bảo vệ

+ Lưu trữ trích xuất dữ liệu khi cần thiết phục vụ vận hành trạm biến áp trung gian Vân Hồ

Chính vì vậy, những nội dung tiếp theo sẽ đề cập đến các vấn đề có liên quan đến điều khiển xa trong hệ thống điện

1.2 Trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực

1.2.1 Phân cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia

Phân cấp điều độ hệ thống điện (HTĐ) quốc gia Điều độ hệ thống điện quốc gia được phân thành 03 cấp chính sau:

- Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy, điều độ cao nhất trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia Cấp điều độ quốc gia do Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhiệm

- Cấp điều độ miền là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện miền, chịu sự chỉ huy trực tiếp của Cấp điều độ quốc gia Cấp điều độ miền do các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc, Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam và Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung đảm nhiệm

- Cấp điều độ phân phối :

+ Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng Cấp điều độ phân phối tỉnh do đơn vị điều độ trực thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh và các Công ty Điện lực tỉnh đảm nhiệm;

+ Cấp điều độ phân phối quận, huyện là cấp chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối quận, huyện trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ phân phối tỉnh Tùy theo quy mô lưới điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, các Tổng công ty Điện lực lập đề án thành lập cấp điều độ phân phối quận, huyện trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt [1], [2], [3], [4]

Mô hình phân cấp điều khiển được mô tả trên Hình 1 1

Hình 1 1 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối

1.2.2 Mục tiêu xây dựng Trung tâm điều khiển xa

- Áp dụng các giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối để giảm số lượng nhân viên vận hành tại các trạm biến áp, nâng cao năng suất lao động

- Nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện, đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng sử dụng điện

- Nâng cao năng lực đội ngũ nhân viên quản lý và nhân viên vận hành hệ thống điện Đặc biệt, đối với đội ngũ cán bộ trực tiếp quản lý các hệ thống SCADA và hệ thống điều khiển tích hợp trạm biến áp 110 kV

- Làm chủ công nghệ, tiến tới không phụ thuộc nhà cung cấp phần mềm của hệ thống

- Xây dựng kế hoạch, lộ trình thực hiện các nội dung công việc liên quan để tiến tới thành lập các Trung tâm điều khiển xa (TTĐKX) và phấn đấu chuyển toàn bộ các trạm biến áp 110 kV trên lưới điện miền Bắc sang chế độ vận hành không người trực [16], [18]

1.2.3 Mô hình tổ chức Trung tâm điều khiển và định hướng phát triển

Tại mỗi tỉnh/thành phố, xây dựng 1 trung tâm điều khiển (TTĐK) đặt tại phòng Điều độ Công ty Điện lực có chức năng vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện 110 kV, vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện phân phối TTĐK phải hình thành trước để kết nối các trạm biến áp 110 kV với TTĐK để chuyển các trạm biến

áp 110 kV sang vận hành không người trực Tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng thiết bị công nghệ hiện có và phát huy khả năng tự thực hiện để làm chủ công nghệ Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối được mô tả trên Hình 1 2 [16], [18], [15]

Hình 1 2 Mô hình tổ chức điều khiển lưới điện phân phối

- Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, thao tác từ xa các thiết bị trong một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm biến áp hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các thiết bị thuộc TTĐK Quyền, trách nhiệm

và nhiệm vụ của nhân viên vận hành TTĐK được quy định chi tiết trong Thông tư 40/2014/TT-BCT Quy định quy trình điều độ HTĐ Quốc gia

-Điều độ viên lưới điện phân phối thuộc các công ty điện lực trực tiếp thực hiện thao tác xa các thiết bị trong trạm biến áp 110 kV và trên lưới điện trung áp trong phạm

vi một tỉnh/thành phố Số lượng điều độ viên trong mỗi ca trực cần xem xét đến các tình huống vận hành khó khăn khi sự cố diện rộng gây mất điện nhiều trạm biến áp 110 kV

với mục tiêu đảm bảo thời gian thao tác và xử lý sự cố của các nhân viên vận hành trong quá trình khôi phục lại lưới điện khu vực

- Tổ chức đội thao tác lưu động (TTLĐ): là đội thao tác trực thuộc các Đội quản

lý vận hành lưới điện cao thế (đối với lưới điện 110 kV) hoặc các Công ty Điện lực tỉnh (đối với lưới điện trung áp) được bố trí theo từng cụm trạm điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện TTLĐ chịu trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ sau:

+ Thực hiện các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành bình thường và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐK;

Hình 1 3 Nhiệm vụ Trung tâm điều khiển

1.3 Các quy định về đo lường, giám sát điều khiển các trạm biến áp không người trực

1.3.1 Thành phần cơ bản của hệ thống SCADA trong hệ thống điện

Hệ thống SCADA trong HTĐ bao gồm nhiều thành phần cấu thành có thể phân chia như sau:

- Hệ thống SCADA trung tâm;

dữ liệu sự kiện theo thứ tự, các dữ liệu trạng thái và đo lường theo chu kỳ thời gian Cơ

sở dữ liệu quá khứ được sử dụng để tính toán, mô phỏng và phân tích hệ thống điện; Máy chủ ứng dụng có chức năng chạy các ứng dụng trong hệ thống EMS hoặc DMS; Máy chủ truyền thông có chức năng kết nối các hệ thống SCADA trung tâm với nhau,

hệ thống SCADA trung tâm với Trung tâm điều khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện; Màn hình hiển thị sơ đồ và các thông

số vận hành của hệ thống điện; Máy tính giao diện người và máy HMI có chức năng giám sát, điều khiển thời gian thực; Thiết bị định vị GPS có chức năng hỗ trợ đồng bộ thời gian các thiết bị trong hệ thống SCADA trung tâm; Các thiết bị hỗ trợ về công nghệ thông tin, truyền thông và thiết bị phụ trợ khác

Hệ thống kênh truyền có chức năng kết nối các hệ thống SCADA trung tâm với nhau, kết nối hệ thống SCADA trung tâm với Trung tâm điều khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện [6], [14], [15]

1.3.2 Chức năng của hệ thống SCADA trung tâm

Hệ thống SCADA trung tâm bao gồm các chức năng cơ bản như Thu thập dữ liệu thời gian thực về các giá trị đo lường, thông số và trạng thái vận hành của các thiết bị

trên hệ thống điện, trong đó dữ liệu và thời gian thu thập dữ liệu phải được xác định, đồng bộ và lưu trữ; Giám sát thời gian thực hệ thống điện (giám sát sự thay đổi trạng thái, giám sát giá trị tới hạn của hệ thống điện; giám sát trình tự sự kiện, phân loại, xử

lý dữ liệu, xử lý sự kiện và cảnh báo); Điều khiển các thiết bị trên hệ thống điện (Điều khiển đóng cắt, Điều khiển tăng, giảm,Điều khiển thay đổi các giá trị đã được Cấp điều

độ có quyền điều khiển cài đặt); Lưu trữ dữ liệu thời gian thực thu thập được để chạy các ứng dụng xử lý và phân tích vận hành hệ thống điện; Hiển thị giao diện đồ họa trực quan trên một hoặc nhiều máy tính (Sơ đồ 1 sợi của hệ thống điện có khả năng cập nhật liên tục giá trị điện áp, trào lưu công suất, trạng thái vận hành của máy cắt, dao cách ly

và các thiết bị khác trên hệ thống điện; Các giá trị đo lường trên hệ thống điện; Các thông số cài đặt trên hệ thống điện; Tổng hợp các sự cố trên hệ thống điện và các cảnh báo) [6], [14], [15]

Đối với các hệ thống điện có quy mô lớn và phức tạp, để đáp ứng công tác điều

độ, vận hành hệ thống điện, hệ thống SCADA trung tâm phải có thêm một số chức năng sau: Giám sát xu hướng hệ thống điện; Tổng hợp, phân tích dữ liệu để phục vụ công tác lập kế hoạch, nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện; Hiển thị giao diện đồ họa trực quan trên một hoặc nhiều máy tính (Các dao động trên hệ thống điện; Xu hướng thay đổi của hệ thống điện); Tự động thực hiện các thao tác trên hệ thống điện theo phương thức vận hành đã được duyệt [6], [14], [15]

1.3.3 Hệ thống SCADA tại các trạm biến áp không người trực

Tại các trạm biến áp lắp, lắp đặt bộ thu thập dữ liệu, thiết bị này được gọi là RTU RTU có chức năng thu thập dữ liệu cần thiết trong trạm biến áp rồi gửi về trung tâm điều khiển, và nhận các lệnh điều khiển từ trung tâm điều khiển sau đó thực thi lệnh đến thiết bị trong TBA như mô tả trên Hình 1 4

Hình 1 4 Sơ đồ khối chức năng và các kết nối đến RTU Trong quá trình vận hành, trạm biến áp phải đảm bảo kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA về cấp điều độ có quyền điều khiển theo danh sách sau:

 Tín hiệu trạng thái SDI, DDI:

Tín hiệu trạng thái DDI bao gồm tất cả các tín hiệu của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa;

Tín hiệu trạng thái SDI bao gồm các tín hiệu cảnh báo, tín hiệu tác động của rơ le bảo vệ, tín hiệu báo chế độ điều khiển, tín hiệu vận hành

 Tín hiệu đo lường AI:

Đối với thanh cái: Tần số (Hz), điện áp (kV);

Đối với máy biến áp: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), điện áp (kV), cường độ dòng điện (A) ở các cấp điện áp khác nhau của máy biến áp, nấc máy biến áp;

Đối với lộ đường dây, máy cắt liên lạc: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), cường độ dòng điện (A)

 Tín hiệu RC:

Đối với máy cắt, dao cách ly: Tín hiệu điều khiển dạng đóng, mở;

Đối với bộ đổi nấc phân áp máy biến áp: Tín hiệu điều khiển dạng tăng, giảm [6], [14], [15]

1.4 Các quy định về giao thức truyền thông

1.4.1 Các giao thức truyền thông

Để các thiết bị trao đổi được dữ liệu với nhau các thủ tục truyền tin sau đây bắt buộc phải áp dụng trong hệ thống SCADA và các TTĐK:

- Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870-5-101 áp dụng để kết nối thiết bị đầu cuối (RTU hoặc Gateway) đến TTĐK khi sử dụng kênh truyền theo hình thức điểm tới điểm (Point to Point)

- Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870-5-104 áp dụng để kết nối giữa thiết bị đầu cuối (RTU hoặc Gateway) và TTĐK hoặc giữa TTĐK và trung tâm Điều độ khi sử dụng mạng IP làm kênh truyền

- Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870-6-503 hay còn gọi là TASE.2 hoặc ICCP (Intercontrol Center Communication Protocol) áp dụng để kết nối giữa 2 hệ thống SCADA hoặc giữa TTĐK với trung tâm Điều độ

Tiêu chuẩn IEC 61850 áp dụng để trao đổi thông tin giữa RTU/Gateway với các thiết bị điện tử thông minh (IED- Inteligent Electronic Divice) trong trạm biến áp, nhà máy điện

- Tiêu chuẩn IEC 61968 (CIM- Common Interface Model) áp dụng để tạo giao diện trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống phần mềm

Cấu trúc thu thập dữ liệu vận hành và truyền thông được mô tả trên Hình 1 5

Hình 1 5 Sơ đồ cấu trúc thu thập và truyền thông

Hệ thống kênh truyền kết nối giữa các hệ thống SCADA trung tâm, giữa hệ thống SCADA trung tâm với các Trung tâm điều khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại các nhà máy điện hoặc trạm điện phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật như Có băng thông dành riêng cho việc truyền dữ liệu SCADA và tín hiệu điều khiển trong hệ thống điện quốc gia;

Đảm bảo thu thập và truyền dữ liệu SCADA, tín hiệu điều khiển đầy đủ, an toàn, tin cậy, liên tục và bảo mật

Hệ thống kênh truyền của các nhà máy điện, trạm điện hoặc Trung tâm điều khiển phải được đầu tư, trang bị và kết nối đáp ứng các yêu cầu tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và tương thích với hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điển khiển, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân phối điện

Kênh truyền dữ liệu giữa hệ thống SCADA trung tâm với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại các nhà máy điện, trạm điện chưa thực hiện thao tác, điều khiển từ xa phải đảm bảo mức độ sẵn sàng tối thiểu là 98%

Kênh truyền dữ liệu giữa hệ thống SCADA trung tâm với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại các nhà máy điện, trạm điện có thực hiện điều khiển, thao tác từ xa phải đảm bảo mức độ sẵn sàng tối thiểu là 99,9% [6], [14], [15]

1.4.2 Tốc độ kênh truyền dữ liệu

Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa các hệ thống SCADA trung tâm tại Cấp điều độ quốc gia và tại các Cấp điều độ miền là 90 Mbps

Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa hệ thống SCADA trung tâm tại Cấp điều

độ miền và tại Cấp điều độ phân phối tỉnh là 02 Mbps

Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa hệ thống SCADA trung tâm với Trung tâm điều khiển tối thiểu là 02 Mbps

Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa hệ thống SCADA trung tâm hoặc Trung tâm điều khiển với các thiết bị đầu cuối RTU/Gateways tại các nhà máy điện hoặc trạm điện là 64 kbps [6], [14], [15]

1.4.3 Giao diện kết nối kênh truyền

Kênh truyền dữ liệu SCADA bao gồm các giao diện kết nối cơ bản sau:

Giao diện 4W theo chuẩn ITU-T Rec G.712

Giao diện V.24 hoặc RS232 theo chuẩn ITU-T Rec V.24

Giao diện Ethernet theo chuẩn IEEE 802.3 [6], [14], [15]

1.4.4 Giao thức truyền tin

Kết nối thông tin giữa các khối chức năng của hệ thống SCADA trung tâm thông qua mạng LAN

Kết nối thông tin giữa các hệ thống SCADA trung tâm tại Cấp điều độ quốc gia và các Cấp điều độ miền sử dụng chuẩn truyền thông riêng và mạng IP làm kênh truyền Kết nối thông tin giữa hệ thống SCADA trung tâm, Trung tâm điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện và các thiết bị đóng cắt có kết nối tín hiệu SCADA trên lưới điện sử dụng chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104 đối với các nhà máy điện hoặc trạm điện, Trung tâm điều khiển xây dựng mới Đối với các nhà máy điện hoặc trạm điện, Trung tâm điều khiển hiện có thì tùy theo mức độ sẵn sàng của hệ thống kênh truyền có thể sử dụng chuẩn truyền thông IEC 60870-5-101 hoặc IEC 60870-5-104 (ưu tiên sử dụng chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104)

Các Trung tâm điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện và thiết bị đóng cắt có kết nối tín hiệu SCADA trên lưới điện bổ sung mới đều phải tương thích với các giao thức truyền tin quy định tại Điều này

Trường hợp có thay đổi về giao thức truyền tin giữa hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển với các Trung tâm điều khiển hoặc thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển

có trách nhiệm thỏa thuận trước với Đơn vị quản lý vận hành để điều chỉnh, đảm bảo hệ thống SCADA trung tâm, Trung tâm điều khiển và thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tương thích với giao thức truyền tin mới

Căn cứ nhu cầu vận hành, các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway trang bị mới tại nhà máy điện hoặc trạm điện có thể được bổ sung các tính năng hỗ trợ giao thức truyền tin

để kết nối với các thiết bị điện tử thông minh và các thiết bị giám sát khác trên hệ thống điện [6], [14], [15]

1.5 Truyền thông công nghiệp

1.5.1 Mạng truyền thông công nghiệp

Truyền thông dữ liệu đề cập đến việc chuyển đổi thông tin hoặc dữ liệu, chủ yếu

ở định dạng kỹ thuật số từ máy phát sang máy thu thông qua một liên kết (có thê là dây đồng, cáp đồng trục, cáp quang hoặc bất kỳ phưong tiện nào khác) kết nối hai thiết bị này

Các mạng truyền thông truyền thống được sử dụng để cho phép truyền dữ liệu giữa các máy tính, máy tính và các thiết bị ngoại vi của nó và các thiết bị khác Mặt khác, mạng truyền thông công nghiệp là một loại mạng đặc biệt được thực hiện để xử lý kiểm soát thời gian thực và toàn vẹn dữ liệu trong môi trường khắc nghiệt trên các cài đặt lớn Các ví dụ về mạng truyền thông công nghiệp bao gồm Ethernet, DeviceNet, Modbus, ControlNet, v.v

Ba cơ chế kiểm soát quan trọng được sử dụng trong lĩnh vực tự động hóa công nghiệp bao gồm: Bộ điều khiển logic lập trình (PLC-Programmable Logic Controllers), Điều khiển giám sát và Thu thập dữ liệu (SCADA-Supervisory Control and Data Acquisition) và Hệ thống điều khiển phân tán (DCS-Distributed Control System) Tất

cả các thành tố này giao tiếp với các máy đo ở hiện trường, thiết bị trường thông minh, máy tính điều khiển giám sát, bộ điều khiển I/O phân tán và giao diện HMI

Để cung cấp kết nối giữa các thiết bị này và cũng để cho phép giao tiếp giữa chúng, cần có một hệ thống giao tiếp mạnh mẽ và hiệu quả hơn Chúng khác biệt đáng kê so với các mạng lưới xí nghiệp truyền thống Các mạng công nghiệp này tạo thành một con đường giao tiếp giữa các thiết bị hiện trường, bộ điều khiển và PC

Các phương tiện truyền dẫn để truyền dữ liệu và tín hiệu điều khiển có thể là có dây hoặc không dây Trong trường hợp truyền dẫn có dây, cáp được sử dụng có thể là một cặp xoắn, cáp đồng trục hoặc sợi quang Mỗi cáp mạng có các đặc tính điện riêng của nó có thể ít hoặc phù hợp hơn với loại mạng hoặc môi trường cụ thể Trong trường hợp truyền dẫn không dây, truyền thông được thực hiện thông qua sóng radio

Fieldbus là một mạng khu vực điều khiển cục bộ được sử dụng cho các hệ thống điều khiển phân tán thời gian thực trong các hệ thống công nghiệp tự động phức tạp Nó

là một liên kết truyền thông kỹ thuật số đa điểm hai chiều giữa các bộ điều khiển và các

thiết bị trường thông minh như cảm biến thông minh/bộ truyền động/bộ chuyển đổi Nó thay thế hệ thống truyền thông điểm-điểm thông thường bao gồm nhiều cặp dây bằng với số lượng thiết bị hiện trường Trong khi đó với hệ thống fieldbus, hai dây là đủ cho nhiều thiết bị thuộc cùng một phân đoạn Kết quả là giúp tiết kiệm lượng lớn dây cáp và tối ưu chi phí Profibus và Foundation Field Bus là hai còng nghệ fieldbus thống trị nhất được sử dụng trong lĩnh vực tự động hoá quy trình [11]

1.5.2 Cấp bậc phân cấp trong mạng truyền thông công nghiệp

Trong ngành công nghiệp sản xuất hoặc quy trình, thông tin hoặc luồng dữ liệu từ cấp trường đến cấp quản lý-vận hành (từ dưới lên trên) và ngược lại Các cấp độ khác nhau phải xử lý các yêu cầu khác nhau của một cấp cụ thể Vì vậy, rõ ràng là không có yêu cầu địa chỉ mạng truyền thông duy nhất cần thiết cho mỗi cấp Do đó các cấp độ khác nhau có thể sử dụng mạng khác nhau dựa trên các yêu cầu như khối lượng dữ liệu, truyền dữ liệu, bảo mật dữ liệu, v.v Dựa trên chức năng, mạng truyền thông công nghiệp được phân thành ba cấp độ như trên Hình 1 6 [11]

Hình 1 6 Phân cấp mạng truyền thông công nghiệp

- Phân cấp thiết bị - Device Level:

Mức thấp nhất này bao gồm các thiết bị tại hiện trường như cảm biến và bộ truyền động của các quá trình và máy móc Nhiệm vụ của cấp độ này là chuyên thông tin giữa các thiết bị này và các thành phần quy trình kỹ thuật như RTU, Gateway Việc chuyển giao thông tin có thể là kỹ thuật số, analog hoặc lai Các giá trị đo được có thể tồn tại trong thời gian dài hoặc qua một khoảng thời gian ngắn [11]

Để cung cấp thông tin liên lạc phân cấp ở hiện trường, dòng lặp 4-20 mA, các giao thức liên lạc điểm-điểm được sử dụng rộng rãi Các mạng này bao gồm các loại cáp song song, đa dây làm phương tiện truyền dần Các chuẩn giao thức truyền thông nối tiếp phổ biến được sử dụng ở cấp độ này bao gồm RS232, RS422 và RS485, IEC 61850 Có rất nhiều mạng truyền thông cấp trường khác có sẵn được mô tả các yếu tố khác nhau như thời gian phản hồi, kích thước tin nhắn, v.v [11]

Ngày nay, công nghệ fieldbus là mạng truyền thông tinh vi nhất được sử dụng ở cấp độ hiện trường vì nó tạo điều kiện cho việc kiểm soát phân tán giữa các thiết bị và

bộ điều khiển trường thông minh khác nhau Các loại fieldbus khác nhau bao gồm HART, ControlNet, DeviceNet, CAN Bus, Proflbus và Foundation Fieldbus [11]

- Phân cấp điều khiển - Control Level:

Cấp này bao gồm các bộ điều khiển công nghiệp như PLC, các đơn vị điều khiển phân tán và các hệ thống máy tính Nhiệm vụ của cấp độ này bao gồm cấu hình các thiết

bị tự động hóa, tải dữ liệu chương trình và xử lý dữ liệu biến, điều chỉnh biến số, kiểm soát giám sát, hiển thị dữ liệu biến trên HMI, lưu trữ lịch sử, v.v Vì vậy cấp điều khiển yêu cầu các đặc tính như thời gian đáp ứng ngắn, truyền dần tốc độ cao, độ dài dữ liệu ngắn, đồng bộ hóa máy, sử dụng liên tục các dữ liệu quan trọng, v.v [11]

Mạng cục bộ (LAN) được sử dụng rộng rãi như các mạng truyền thông ở cấp độ này để đạt được các đặc tính mong muốn Ethernet với giao thức TCP/IP chủ yếu được

sử dụng như mạng mức điều khiển để kết nối các đơn vị điều khiển với máy tính Ngoài

ra, mạng này hoạt động như một bus điều khiển để phối hợp và đồng bộ hóa giữa các bộ điều khiển khác nhau Một số fieldbus cũng được sử dụng ở mức này như các bus điều khiển chẳng hạn như Profibus và ControlNet [11]

- Phân cấp dữ liệu - Information Level:

Đây là cấp cao nhất của hệ thống tự động hóa công nghiệp tập hợp thông tin từ các cấp độ thấp hơn, chẳng hạn như cấp điều khiển Nó xử lý khối lượng lớn dữ liệu không

được sử dụng liên tục hay giới hạn thời gian Các mạng lưới quy mô lớn tồn tại ở cấp

độ này Vì vậy, các WAN Ethernet thường được sử dụng như các mạng mức thòng tin

để lập kế hoạch nhà máy và trao đổi thông tin quản lý Đôi khi các mạng này có thể kết nối với các mạng công nghiệp khác thông qua các Gateway [11]

1.5.3 Các mạng công nghiệp thường được sử dụng

Có nhiều mạng truyền thông khác nhau được thiết kế để kết nối các thiết bị hiện trường công nghiệp và các mô-đun I/O khác nhau Chúng được mô tả dựa trên các giao thức nhất định Giao thức là một tập hợp các quy tắc được sử dụng trong giao tiếp giữa hai hoặc nhiều thiết bị Dựa trên các giao thức này, các mạng truyền thông được phân loại thành nhiều loại Một số tiêu chuẩn truyền thông công nghiệp phổ biến dưới đây [11]

- Truyền thông nối tiếp - Serial Communication

Giao thức nối tiếp là hệ thống giao tiếp cơ bản được cung cấp cho mọi bộ điều khiển như PLC trên Hình 1 7 Giao thức này được thực hiện bằng cách sử dụng các tiêu chuẩn giao thức như RS232, RS422 và RS485 Từ viết tắt RS là viết tắt của Recommended Standard - Tiêu chuẩn được đề xuất trong đó xác định các đặc điểm truyền thông nối tiếp về các mặt điện, cơ khí và tính năng thực tế [11]

Hình 1 7 Ứng dụng truyền thông nối tiếp

Các giao diện truyền thông nối tiếp được tích hợp vào CPU hoặc mô-đun xử lý (xem xét, cho một bộ điều khiển logic lập trình - Programmable Logic Controller) hoặc

nó có thể là một mô-đun giao tiếp riêng biệt Các giao diện RS này chủ yếu được sử dụng để truyền dữ liệu một cách hợp lý với tốc độ dữ liệu cao giữa PLC và thiết bị từ

xa Đầu đọc mã vạch, operator terminals và hệ thống thị giác là những ví dụ về các giao diện này [11]

Giao thức nối tiếp RS-232 được thiết kế để hỗ trợ một bộ phát và một bộ thu và do

đó nó cung cấp liên lạc giữa một bộ điều khiển và một máy tính Chiều dài cáp tối đa phải lên đến 50 feet Tiêu chuẩn giao tiếp nối tiếp RS 422 (1 Tx, 10 Rx) và RS485 (32Tx,

32 Rx) được thiết kế để giao tiếp giữa một máy tính và nhiều bộ điều khiển Các tiêu chuẩn này được giới hạn ở độ dài 1650 feet (trong trường hợp RS422) và 650 feet (trong trường hợp RS485) [11]

- Modbus

Đây là một giao thức hệ thống mở có thể chạy trên nhiều lớp vật lý khác nhau Nó

là giao thức được sử dụng rộng rãi nhất trong các ứng dụng điều khiển công nghiệp Modbus là một kỹ thuật giao tiếp nối tiếp cung cấp mối quan hệ master/slave để giao tiếp giữa các thiết bị được kết nối trên mạng như trên Hình 1 8 Modbus có thể được thực hiện trên bất kỳ phương tiện truyền dẫn nào nhưng thường được sử dụng với RS232

và RS485 [11]

Hình 1 8 Ứng dụng truyền thông Modbus

Modbus nối tiếp với RS232 hoặc RS485 (như các lớp vật lý) tạo điều kiện kết nối các thiết bị Modbus với bộ điều khiển (chẳng hạn như PLC) trong cấu trúc bus Modbus

có thể giao tiếp giữa một master và một số lượng slave lên tới 247 với tốc độ truyền dữ liệu 19,2 kbits/s [11]

Một phiên bản mới hơn của Modbus TCP/IP sử dụng Ethernet làm lớp vật lý tạo điều kiện trao đổi dữ liệu giữa các PLC trong các mạng khác nhau Không phân biệt loại mạng vật lý, nó tạo điều kiện cho phương thức truy cập và điều khiển một thiết bị bởi một thiết bị khác [11]

- HART

Đây là một từ viết tắt cho Đầu dò từ xa có thể định vị địa chỉ (Highway Addressable Remote Transducer) và là một giao thức mạng điều khiển quá trình mở, chồng chất tín hiệu truyền thông kỹ thuật số lên đầu các tín hiệu 4-20mA bằng cách sử dụng kỹ thuật Bell 202 Frequency Shift Keying (FSK) [11]

Đây là mạng truyền thông duy nhất tạo điều kiện cho cả truyền thông kỹ thuật số hai chiều và analog cùng một lúc bằng cùng một hệ thống dây điện, và do đó các mạng này cũng được gọi là mạng lai như trên Hình 1 9 Tín hiệu số này được gọi là tín hiệu HART mang thông tin chẩn đoán, cấu hình thiết bị, hiệu chuẩn và các phép đo quy trình

bổ sung khác [11]

Hình 1 9 Ứng dụng truyền thông HART Mạng HART hoạt động ở chế độ điểm-điểm hoặc đa điểm Trong chế độ điểm-điểm, tín hiệu dòng 4-20 mA được sử dụng để điều khiển quá trình trong khi tín hiệu HART vần không bị ảnh hưởng Mạng đa điểm HART được sử dụng khi các thiết bị

được đặt cách nhau ở diện rộng Các thiết bị trường thông minh đa biến số tưong thích HART được sử dụng rộng rãi trong nhiều ngành công nghiệp Mạng truyền thông HART chủ yếu được sử dụng trong các ứng dụng SCADA [11]

- DeviceNet

Đây là một mạng phân cấp thiết bị mở dựa trên công nghệ CAN Nó được thiết kế

để giao tiếp các thiết bị cấp trường (chẳng hạn như cảm biến, công tắc, đầu đọc mà vạch, màn hình bảng điều khiển) với bộ điều khiển mức cao hơn (như PLC) với sự chấp nhận duy nhất của giao thức CAN cơ bản như trên Hình 1 10 Nó có thể hỗ trợ lên đến 64 node và hồ trợ lên đến tổng 2048 thiết bị [11]

DeviceNet làm giảm chi phí mạng lưới bằng cách tích hợp tất cả các thiết bị trên cáp bốn dây mang cả dữ liệu và dây dẫn nguồn điện Nguồn điện trên mạng lưới cho phép các thiết bị được cấp nguồn trực tiếp từ hệ thống và do đó làm giảm các điểm kết nối vật lý Mạng lưới này được sử dụng phổ biến trong ngành công nghiệp ô tô và bán dẫn [11]

Hình 1 10 Ứng dụng truyền thông Device net

- ControlNet

Đây là là một mạng điều khiển mở, sử dụng Giao thức công nghiệp chung (CIP)

đê kết hợp chức năng của mạng ngang hàng và mạng I/O bằng cách cung cấp hiệu suất tốc độ cao Mạng này là sự kết hợp của Data Highway Plus (DH +) và I/O từ xa

ControlNet được sử dụng để truyền dữ liệu thời gian thực của dữ liệu time- critical và non time-critical giữa các I/O hoặc các bộ vi xử lý trên cùng một mạng lưới [11] ControlNet có thể giao tiếp lên đến tối đa 99 node với tốc độ truyền dữ liệu là 5 triệu bit mỗi giây Nó được thiết kế để sử dụng trên cả cấp thiết bị và cấp trường của hệ thống tự động hóa công nghiệp, cung cấp phưong tiện truyền thông và dự phòng truyền thông ở tất cả các node của mạng như trên Hình 1 11 [11]

Hình 1 11 Ứng dụng truyền thông HART

- Profibus

Đây là một trong những mạng trường mở rộng được biết đến và được thực hiện rộng rãi Các mạng này chủ yếu được sử dụng trong quá trình tự động hoá và các lĩnh vực tự động hóa nhà máy như trên Hình 1 12 Nó phù hợp nhất cho các nhiệm vụ giao tiếp phức tạp và các ứng dụng time-critical Profibus ba phiên bản Profibus khác nhau, Profibus-DP (Decentralized Periphery - Thiết bị ngoại vi phân cấp), Profibus-PA (Process Automation - Tự động hóa quá trình) và Profibus-FMS (Fieldbus Message Specification - Đặc tả thông điệp Fieldbus) [11]

Hình 1 12 Ứng dụng truyền thông Proflbus

Profibus-DP là một chuẩn truyền thông fieldbus mở sử dụng giao tiếp master/slave giữa các thiết bị mạng Nó sử dụng công nghệ truyền dẫn cáp quang RS485 hoặc truyền thông vật lý Profibus-DP được sử dụng chủ yếu để cung cấp thông tin liên lạc giữa các

bộ điều khiển và I/O phân tán ở cấp thiết bị [11]

PA được thiết kế đặc biệt cho quá trình tự động hóa Các mạng

Profibus-PA được khuyến cáo sử dụng trong các khu vực an toàn nội tại Các mạng này cho phép các cảm biến, bộ truyền động và bộ điều khiển kết nối với một bus chung duy nhất, cung cấp truyền thông dữ liệu và cấp nguồn cho bus Các mạng này sử dụng lớp vật lý của Manchester Bus Powered (MBP) dựa trên tiêu chuẩn quốc tế IEC 61158-2 [11]

PA được thiết kế đặc biệt cho quá trình tự động hóa Các mạng

Profibus-PA được khuyến cáo sử dụng trong các khu vực an toàn nội tại Các mạng này cho phép các cảm biến, bộ truyền động và bộ điều khiển kết nối với một bus chung duy nhất, cung cấp truyền thông dữ liệu và cấp nguồn cho bus Các mạng này sử dụng lớp vật lý của Manchester Bus Powered (MBP) dựa trên tiêu chuẩn quốc tế IEC 61158-2 [11]

Profibus-FMS là một định dạng tin nhắn đa phưong tiện hoặc ngang hàng, cho phép các bộ master giao tiếp với nhau Nó là một giải pháp mục đích chung thực hiện các nhiệm vụ giao tiếp ở cấp độ điều khiển, đặc biệt là trong phân mức con tế bào đê tạo điều kiện giao tiếp giữa các máy tính chủ - Master PCs [11]

Phổ biến nhất FMS và DP được sử dụng đồng thời trong chế độ COMBI trong trưòng hợp PLC đang được sử dụng kết hợp với PC Trong trường hợp này, master chính giao tiếp với master thứ cấp thông qua FMS trong khi DP truyền dữ liệu điều khiển trên cùng một mạng tới các thiết bị I/O [11]

- Foundation Fieldbus (Hình 1 13)

Đây là một chuẩn fieldbus mở được thiết kế đặc biệt để đáp ứng nhu cầu quan trọng của sứ mệnh trong môi trường có tính chất an toàn và là một loại mạng LAN cho các thiết bị tương thích fieldbus và bộ điều khiển được sử dụng trong các ngành công nghiệp sản xuất và chế biến Đây là chuẩn giao thức số hai chiều, được xác định bởi tiêu chuẩn an toàn IEC 61158-2 (đối với FF HI) và tương thích với thiết bị Ethernet (trong trường hợp FF HSE) Ba loại mạng FF bao gồm HI tốc độ thấp, tốc độ cao H2 và tốc độ cao Ethernet HSE [11]

Hình 1 13 Ứng dụng truyền thông Foundation Fieldbus Mạng H1 hỗ trợ tốc độ 31,25 kbps Có hai tốc độ được hỗ trợ bời mạng H2, đó là 1,0 Mbps và 2,5 Mbps Mạng HSE hỗ trợ tốc độ 10 hoặc 100 Mbps vì nó sử dụng giao thức Ethernet [11]

1.6 Giao thức truyền thông IEC tự động hóa trạm biến áp

1.6.1 Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-101

IEC 60870-5-101 sử dụng kiến trúc hiệu suất nâng cao (Enhanced Performance Architecture - EPA) ở Bảng 1, được cấu tạo gồm 3 lớp: lớp vật lý, lớp liên kết và lớp ứng dụng [20]

Bảng 1 1 Kiến trúc hiệu suất nâng cao của IEC 60870-5-101

IEC 60870-5-1 Định dạng khung truyền

Lớp vật lý: dùng để truyền và nhận dữ liệu thông qua đường truyền vật lý bằng cổng giao tiếp RS232 (Tốc độ truyền: B41, A3 sử dụng tốc độ truyền lần lượt là 9600 bps và 4800bps; Khung dữ liệu: 8 bit data, 1 stop bit, parity Even) theo cơ chế nối tiếp không đồng bộ giữa RTU/Gateway và hệ thống SCADA Hiện tại, EVN đưa ra một số quy định áp dụng cụ thể như sau:

Số cổng COM kết nối: Gateway phải có 02 cổng kết nối với hệ thống SCADA và

02 cổng dự phòng Mỗi cổng kết nối với một đường truyền riêng biệt, độc lập về mặt vật lý (thiết bị) và hướng truyền dẫn

Hình 1 14 Phương thức kết nối truyền thông theo IEC 60870-5-101

Phương thức kết nối giữa các hệ thống SCADA và RTU/Gateway: Tín hiệu từ RTU/Gateway sẽ được ghép kênh bằng thiết bị PCM thành luồng 2Mb/s và truyền về

hệ thống SCADA thông qua modul truyền tải mức 1 (STM1), kênh thông tin quang hoặc đường dây điện thoại công cộng (Public Switched Telephone Network - PSTN) theo mô hình kết nối đường truyền ở Hình 1 14

Lớp liên kết dữ liệu: chịu trách nhiệm đưa dữ liệu qua các kênh truyền thông, và đảm bảo dữ liệu được nhận đủ và không bị sai thông qua khung định dạng FT1.2 với khoảng cách hamming là 4 Trong lớp liên kết sử dụng nguyên tắc truyềnkhông đồng

bộ hoặc đồng bộ Hiện tại, EVN qui định dùng cơ chế không đồng bộ Đây là chế độ mà chỉ SCADA có thể khởi tạo kết nối đến RTU/Gateway để định kỳ đọc thông số vận hành Cơ chế này phù hợp với cấu Hình 1 14 master - nhiều slave

Lớp ứng dụng: là lớp gần với người sử dụng nhất, nó cung cấp phương tiện cho người dùng truy cập các thông tin và dữ liệu trên mạng thông qua chương trình ứng dụng Ví dụ tại trạm biến áp 110 kV Hòa Thuận, A3 qui định độ lớn địa chỉ, loại tín hiệu cho từng điểm dữ liệu hay từng loại thiết bị như sau:

- Link Address: 124;

- Common ASDU Address: 124;

- Link Mode = Unbalanced;

- Link Address Size: 1;

- IOA Address Size: 2;

- COT Size: 1

Dữ liệu được phân loại thành các đối tượng thông tin khác nhau và mỗi đối tượng được A3 cung cấp một địa chỉ cụ thể như trong Bảng 1 2

Bảng 1 2 Phân loại tín hiệu dùng trong IEC 60870-5-101

6001, 6002,…

Nhận xét: IEC 60870-5-101 có ưu điểm là thiết bị thông tin đơn giản và rẻ Nhược điểm là kênh truyền thông V24 (hoặc 4W) từ RTU/Gateway tại TBA đến hệ thống SCADA phải qua nhiều thiết bị (modem V24/4W, PCM, STM1,4 ) làm tăng nguy cơ

sự cố trên đường truyền, thời gian xử lý kéo dài; Phương thức truyền thông dự phòng bằng dịch vụ PSTN không tin cậy; Việc ghép nối nhiều TBA trên một line IEC101 khá hạn chế để đảm bảo yêu cầu thời gian thực của tín hiệu, đồng thời các tín hiệu đo lường

32 bit (CP56Time2a) có đáp ứng rất chậm do kích thước bản tin lớn; Yêu cầu bắt buộc phải sử dụng các thiết bị đầu cuối khác nhau trên các kênh độc lập (không thể ghép chung các RTU, Gateway của các hãng khác nhau lên 1 line IEC101), làm tăng chi phí mua license line; Các dịch vụ khác tại TBA như mạng LAN, hệ thống Camera… phải

sử dụng thêm một đường truyền vật lý riêng [20]

1.6.2 Chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104

IEC 60870-5-104 sử dụng mô hình tham chiếu kết nối các hệ thống mở (Open Systems Interconnection Reference Model - OSI) với 5 lớp như trong Bảng 1 3 Thực chất giao thức này được mở rộng từ IEC 60870-5-101 với những thay đổi trong lớp vật

lý và lớp liên kết, lớp truyền dẫn, và lớp mạng để phù hợp với giao tiếp Ethernet Điều

đó, cho phép truyền dữ liệu đồng thời giữa nhiều thiết bị và dịch vụ

Bảng 1 3 Mô hình tham chiếu kết nối của IEC 60870-5-104

Hình 1 15 Phương thức kết nối truyền thông theo IEC 60870-5-104

Bảng 1 4 Bảng phân loại tín hiệu dùng trong IEC 60870-5-104

4000, 4001,…

Tốc độ cơ bản của kênh FE từ 128kb/s đến 2Mb/s, tốc độ đáp ứng tín hiệu của giao thức IEC 60870-5-104 tốt hơn giao thức IEC 60870-5-101, hỗ trợ các gói tin đo lường

32 bit (CP56Time2a) Cơ chế quản lý địa chỉ trạm (ADSU Address) theo địa chỉ IP nên việc ghép nhiều station trên một line sẽ đảm bảo tính kinh tế trong việc đầu tư license cho hệ thống Mặt khác, các hệ thống khác trong trạm biến áp như: camera, access control, mạng LAN… có thể sử dụng chung một kênh truyền về TTĐK [20]

1.6.3 Nhận xét

Trước năm 2010, các thiết bị đầu cuối RTU (ví dụ RTU560 của ABB, XCELL của Microsol, ) đặt tại trạm biến áp 110/220/500 kV hoặc nhà máy điện ở Việt Nam nhằm phục vụ mục đích thu thập và truyền dữ liệu về hệ thống SCADA (Trung tâm Điều độ Điện lực - B41, Trung tâm điều khiển - TTĐK, hoặc Điều độ Miền A1, A2, A3) thông qua giao thức IEC 60870-5-101 Loại RTU này sử dụng nguồn nuôi 48Vdc Các tín hiệu điều khiển, giám sát được lấy từ các tiếp điểm phụ của rơle trung gian trong mạch điều khiển, giám sát dao cách ly, dao tự động, máy cắt, máy biến áp, rơle bảo vệ tại trạm biến

áp để đưa vào các card I/O của RTU Các tín hiệu đo lường được lấy từ TU, TI đưa vào transducer và kết nối đến RTU thông qua cổng giao tiếp RS485 với giao thức truyền thông Modbus Sau đó, RTU đưa ra các thông số như P, Q, F, OLTC, và Cos Giải pháp kết nối này có ưu điểm là thu thập được các tín hiệu điều khiển, giám sát không