Một số tiêu chuẩn tự động hóa được sử dụng trong trạm biến áp

          Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật và việc ứng dụng các hệ thống thông tin, đo lường, điều khiển thì tự động hóa trong hệ thống điện là một trong những lĩnh vực phát triển mạnh trong quá trình tự động hóa hệ thống điện trên thế giới. Xét trong phạm vi một nhà máy điện đó là hệ thống tự động hóa nhà máy ( Distributed Control System - DCS), đối với trạm biến áp đó là hệ thống tự động hóa trạm biến áp( Substation Automation System - SAS). Việc ứng dụng các hệ thống điều khiển tích hợp trong hệ thống tự động hóa trạm biến áp - Integrated Substation Automation Control System hay Integrated Control System - viết tắt là ICS là một trong những công nghệ tiên tiến hiện nay, đó là thống điều khiển tự động dựa cơ sở trên một hệ thống máy tính được áp dụng tại các trạm biến áp 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, báo 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. 

          Hệ thống tích hợp trạm dựa trên một khuôn khổ chung tạo điều kiện cho việc phối hợp hoạt động giữa các IED(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.

          Việc tích hợp dữ liệu thu được từ các thiết bị số trong trạm biến áp là không thực hiện được. Các trạm biến áp nếu được tự động hóa thì cũng trở thành một ốc đảo tự động hóa, do không có khả năng liên kết về thông tin với nhau, chúng chỉ có khả năng vận hành độc lập. 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 IEC 6870. Các giao thức trên không có sự tương đồng (Interoperability) hoàn toàn khi được cung cấp bởi các hãng khác nhau, đồng thời hạn chế về tốc độ xử lý nên việc xây dựng các ứng dụng tự động hoá trạm trên nền tảng các giao thức truyền thống khá khó khăn. Trên cơ sở kiến trúc truyền thông đa dụng UCA 2.0, từ năm 2003 tổ chức kỹ thuật điện quốc tế IEC (International Electrotechnical Commission) ban hành phiên bản đầu tiên về tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850

1.    Tiêu chuẩn IEC 60870 ( Standard for a communication protocol that supports basic telecontrol tasks - Tiêu chuẩn về giao thức truyền thông hỗ trợ cho điều từ xa)

         IEC 60870 là một tiêu chuẩn quốc tế cung cấp các quy tắc cho việc truyền thông và điều khiển từ xa giữa các trạm.Các nguyên tắc này được sử dụng để điều khiển từ xa giao thức truyền thông. Mỗi trạm riêng biệt sử dụng giao thức này, có thể được thu nhập 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 mô hình tham chiếu cơ sở( Basic Reference Model – ISO 7498) cho hệ thống nối tiếp.

2. Tiêu chuẩn DNP3.0 (Distributed Network Protocol - giao thức mạng phân tán)

        DNP3 được phát triển  bởi Harris, một nhà phân phối sản phẩm tự động hóa ở Calgary-Alberta-Canada vào năm 1990. DNP3 đã chiếm lĩnh được trên thị trường. Sự phát triển của giao thức mạng phân phối(DNP) là một trong những nỗ lực tổng thể để đạt được hiệu quả mong muốn dựa trên các tiêu chuẩn trong việc kết nối hệ thống máy tính trong trạm biến áp, RTUs, IEDs và trạm chủ (Thiết thực trong hệ thống truyền thông các trạm chủ) cho ngành công nghiệp điện. Cơ sở của DNP3 là sự kết hợp giao thức của 3 tầng là tầng 1, tầng 2 và tầng 7 của mạng truyền thông ISO/OSI. Nó được thiết kế cho các ứng dụng điều khiển và kiểm soát dữ liệu, thu nhập các thông tin trong lĩnh vực truyền tải dữ liệu điện.

        Giao thức mạng DNP3 được xây dựng dựa trên nền tảng quy định của tiêu chuẩn IEC 60870-5 để đáp ứng nhu cầu thị trường. DNP3 được điều khiển và phát triển bởi một nhóm người sử dụng trong ban khoa học kỹ thuật chuyên đề xuất cải tiến và cập nhập các văn bản và tiêu chuẩn trong giao thức truyền thông.   

DNP3 là một hệ thống mở, thông minh, thiết thực trong hệ thống SCADA hiện đại, nó có thể: 

-    Yêu cầu và đáp ứng với nhiều loại dữ liệu trong một bản tin đơn. 

-    Phân loại bản tin trong nhiều khung để đảm bảo chính xác tìm ra các lỗi và khôi phục lại hệ thống.

-    Bao gồm sự thay đổi dữ liệu tốt nhất trong bản tin trả lời.

-    Phân chia các mục dữ liệu được ưu tiên và yêu cầu mục dữ liệu một cách định kỳ trên mức ưu tiên của nó.

-    Gửi trả lời khi không cần có yêu cầu( tự nguyện).

-    Hỗ trợ thời gian đồng bộ hóa và bộ thời gian chuẩn.

-    Cho phép nhiều máy chủ và thao tác đồng đẳng.

-    Cho phép người dùng có thể xác định rõ đối tượng kể cả file chuyển giao.

3. Tiêu chuẩn UCA 2.0( Utility Communication Architechture)

        Các viện nghiên cứu kỹ thuật điện đã phát triển bộ ứng dụng của giao thức hay còn gọi là kiến trúc truyền thông phiên bản 2(UCA 2.0) chuẩn quốc tế của nhà thiết kế Bắc Mỹ. Giao thức này dựa trên việc kết nối mạng Ethernet và các tầng liên kết hệ thống mạng đồng thời kết hợp các hệ thống mạng TPC/IP và sử dụng giao thức MMS( Manufactiring Message Specification) cho các lớp ứng dụng. Các hệ thống truyền thông CSMA/CD làm việc theo một nguyên tắc và chúng có sự liên kết với nhau, hỗ trợ lẫn nhau trong việc trao đổi thông tin và dữ liệu giữa các hệ thống với tốc độ cao.Tiêu chuẩn này nó đáp ứng hầu hết trong thông tin giữa các thiết bị trong phạm vi một trạm phân phối hay nhiều loại thiết bị trong hệ thống điện lớn.

4. IEEE 1525 ( Standard for substation Intergated Protection, Control and Data Acquisition Communication: Tiêu chuẩn cho bảo vệ, điều khiển và truyền dữ liệu của trạm biến áp)

        Tiêu chuẩn IEEE chủ yếu tập trung vào việc sử dụng MMS/Ethernet cho hệ thống mạng LAN trong trạm. Tiêu Chuẩn này xác định yêu cầu truyền thông, chỉ rõ thời gian gửi tin giữa các thiết bị điện tử thông minh(IED) 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.

 5. Tiêu chuẩn IEC 870-5-101(IEC 870)

       Là một giao thức giao tiếp nhắm 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 IEC 870-5-101 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 IEC 870-5-101. Khối 2 là khối trạm biến áp gồm các ipRouteDialup và các thiết bị Rơle 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  IEC 870-5-101. Ngoài ra thông qua mạng Ethernet TCP/IP ta có thể giám sát được toàn bộ thông số các thiết bị trạm biến áp thông qua Notebook.  

6. Tiêu chuẩn IEC 61850

        Tiêu chuẩn IEC 61850 là tiêu chuẩn truyền thông quốc tế mới cho các ứng dụng tự động hoá trạm. Mục đích chính của tiêu chuẩn này là kết hợp tất cả các chức năng như bảo vệ, điều khiển, đo đạc và kiểm tra các thiết bị ngoại vi, nhằm cung cấp đầy đủ phương tiện cho các ứng dụng bảo vệ của thiết bị ngoại vi với tốc độ cao, giúp cho các thiết bị này hoạt động ăn khớp với nhau hay tự ngắt kết nối. Những thiết bị này thông thường có liên hệ với các thiết bị điện tử thông minh (IED). Sử dụng tiêu chuẩn ưu tiên IEC 61850 để đưa ra liên kết có lô-gíc giữa các thiết bị ngoại vi, các thiết bị cơ sở trong quá trình kết nối, và các thiết bị trung gian. Khi ta sử dụng phương pháp này như là một biện pháp chủ yếu thì tiêu chuẩn IEC 61850 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 IEC 61850 có hiệu năng làm việc cao, xử lý thông tin đạt tốc độ 100Mbps và đơn giản trong việc thực hiện kết nối trên mạng LAN. 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, IEC 61850 xây dựng mô hình dữ liệu trên cơ sở các mô hình đối tượng và thiết bị trong hệ thống, qua đó hệ thống được mô tả trên cơ sở tập hợp các quy tắc trao đổi dữ liệu giữa các đối tượng trên một cơ chế truyền thông linh hoạt. Trên nền tảng giao thức truyền thông IEC 61850, các hệ thống SA(Substation Automation)  sẽ tăng tính linh hoạt, tăng khả năng tương đồng của các thiết bị, đơn giản hoá việc thiết kế phần cứng, giảm chi phí lắp đặt, hạn chế được lỗi và sự can thiệp bằng tay từ người vận hành.