Hướng dẫn sử dụng tủ điều khiển recloser ST300C

 Tủ điều khiển ST300C là bộ điều khiển được sử dụng với máy cắt recloser Changsha ZW32-27. Tủ được đặt trong tủ thép kín, chịu được thời tiết môi trường. Tủ sử dụng nguồn điện sơ cấp DC100V/1A được chỉnh lưu thông qua tụ điện công suất từ nguồn AC220V và cấp điện cho tủ điều khiển. Nguồn AC220V này đồng thời cấp điện cho bộ điều khiển độ ẩm, nhiệt độ, quạt thông gió và thiết bị sưởi. Tủ điều khiển sử dụng nguồn acquy 12V/1.2Ah x 8, giúp cho tủ điều khiển hoạt động ổn định khi bị mất điện lưới, tối đa được 16 tiếng.

• Khái niệm chung về máy cắt (recloser) Changsha ZW32-27

Mô tả tủ điều khiển ST300C.

1. Mặt giao diện của tủ điều khiển: Tủ ST300C sử dụng màn hình LCD 3,8in, mạch điều khiển ST300C, hàng kẹp để đấu dây, có bàn phím để cài đặt thông số, nút đóng, nút cắt, fuse, công tác acquy và bộ sạc cho acquy.
2. Cổng truyền thông: Tủ điều khiển có hỗ trợ cổng truyền thông serial thông dụng ( RS232/RS485)
3. Các bước cài đặt thông số: Thông số cần cài đặt bao gồm 3 loại sau: thông số hệ thống - System parameter, thông số cài đặt cho các chức năng bảo vệ của Recloser - Set value parameter, thông số cổng truyền thông - Channel calibration. Trong đó, thông số cổng truyền thông đã được cài đặt cứng ngay khi xuất xưởng nên không cần cài đặt lại, 2 thông số còn lại được cài đặt như sau:
   
   1. Thông số hệ thống:
      • Số seri của thiết bị: Bao gồm 8 số, mỗi thiết bị có một số duy nhất và đã được cài đặt trước khi xuất xưởng.
      • Địa chỉ của cổng giao tiếp thứ 1: Cổng giao tiếp thứ 2 theo chuẩn RS485, phải được thiết lập một địa chỉ có giá trị trong khoảng từ 0000 đến 0254.
      • Tốc độ baud ( Baud rate) của cổng giao tiếp thứ 2: Tốc độ được thiết lập trong các giá trị: 300bps, 600bps, 1200bps, 2400bpss, 4800bps, 9600bps, 19200bps, 38400bps.
      • Tương tự với cổng giao tiếp thứ 2,3.
      • Dải đo điện áp AC: Nên bẳng 2 lần điện áp định mức sơ cấp
      • Dải đo dòng điện AC: Nên bằng 2 lần dòng điện định mức sơ cấp
      • Dải đo điện áp acquy: Nên bằng 1,5 lần điện ấp định mức của Acquy
   2. Thông số cài đặt các chức năng bảo vệ của Recloser: Bao gồm 38 thông số như ở dưới:

STT	Tên thông số		Giá trị	Chức năng bảo vệ
1	Current step 1	Bảo vệ quá dòng cấp 1	Start/Stop	Quá dòng cấp 1
2	Step 1 Direction	Bảo vệ có hướng cấp 1	Start/Stop
3	Current step 1 value	Dòng cài cấp 1 (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
4	Current step 1 Time	Thời gian tác động cấp 1	Tính bằng s
5	Current step 2	Bảo vệ quá dòng cấp 2	Start/Stop	Quá dòng cấp 2
6	Step 2 Direction	Bảo vệ có hướng cấp 2	Start/Stop
7	Current step 2 value	Dòng cài cấp 2 (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
8	Current step 2 Time	Thời gian tác động cấp 2	Tính bằng s
9	Current step 3	Bảo vệ quá dòng cấp 3	Start/Stop	Quá dòng cấp 3
10	Step 3 Direction	Bảo vệ có hướng cấp 3	Start/Stop
11	Current step 3 value	Dòng cài cấp 3 (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
12	Current step 3 Time	Thời gian tác động cấp 3	0-99,99 s
13	Phase INV Style	Chọn đặc tuyến bảo vệ pha INV	OFF/ Normally/ Very/ Extremely	Quá dòng pha thời gian ngược (INV)
14	Phase INV start current	Dòng khởi động pha INV (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
15	Phase INV time coefficient	Hệ số nhân thời gian pha INV	0,05-20
16	Zero sequence overcurrent	Cho phép bật khi quá dòng thứ tự không	ON/OFF	Quá dòng thứ tự không
17	Zero sequence overcurrent Value	Dòng cài đặt quá dòng thứ tự không (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
18	Zero sequence overcurrent Time	Thời gian duy trì quá dòng thứ tự không	0-99,99 s
19	Zero sequence INV style	Chọn đặc tuyến bảo vệ thứ tự không INV	OFF/ Normally/ Very/ Extremely	Quá dòng thứ tự không thời gian ngược (INV)
20	Zero sequence INV current	Dòng khởi động thứ tự không INV (giá trị cài x tỷ số biến dòng)	0-2
21	Zero sequence INV time coefficient	Hệ số nhân thời gian thứ tự không INV	0,05-20
22	Reclosing times	Số lần tự đóng lại	0,1,2,3,4	Tự động đóng lại
23	Time-1st reclosing	Thời gian đóng lại lần 1	0-99,99 s
24	Time-2st reclosing	Thời gian đóng lại lần 2	0-99,99 s
25	Time-3st reclosing	Thời gian đóng lại lần 3	0-99,99 s
26	Time-4st reclosing	Thời gian đóng lại lần 4	0-99,99 s
27	Time-reclosing reset	Thời gian reset bộ tự đóng lại	0-99,99 s
28	Time-waiting for one end off when two end all on	Thời gian chờ	0-9999 phút
29	Post acceleration	Cắt tức thời	Start/Stop	Cắt tức thời
30	Post acceleration time	Thời gian cắt tức thời	0-99,99 s
31	Surge supression relay	Chế độ cắt chống quá áp dạng xung	Start/Stop	Cắt chống quá áp dạng xung
32	High voltage-battery	Giá trị cận trên của điện áp acquy	0-120V	Theo dõi điện áp acquy
33	Low voltage-battery	Giá trị cận dưới của điện áp acquy	0-120V
34	Temperature monitoring enable	Cho phép chế độ theo dõi nhiệt độ	Start/Stop	Theo dõi nhiệt độ
35	Value of low temperature	Giá trị cận dưới của nhiệt độ	-9999-0oC
36	Humidity monitoring enable	Cho phép chế độ theo dõi độ ẩm	Start/Stop	Theo dõi độ ẩm
37	Value of low humidity	Giá trị cận dưới của độ ẩm	0-95%
38	Times Switch open	Số lần mở chuyển mạch cho phép	0-65.535	Số lần đóng cắt

Bài viết mới cập nhật...

• TCT ĐIỆN LỰC TP. HCM: ĐẨY MẠNH ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ ĐO ĐẾM ĐIỆN TỪ XA
• HƯỚNG DẪN CÁCH BẬT SSH, VNC VÀ THIẾT LẬP IP TĨNH CHO RASPBERRY PI
• KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ IP, IP PUBLIC VÀ IP PRIVATE
• HỘI CHỢ TAIWAN EXCELLENCE: SỰ THỐNG LĨNH CỦA CÁC SẢN PHẨM IOT
• KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ VPN - MẠNG RIÊNG ẢO

 

Công ty Điện lực Quảng Trị: Sáng kiến điều khiển xa Recloser

Qua thực tế vận hành hệ thống lưới điện của Công ty Điện lực Quảng Trị (PC Quảng Trị) cho thấy, sử dụng điều khiển xa

Recloser là sáng kiến mang lại hiệu quả cao trong quản lý vận hành, phát hiện và xử lý kịp thời sự cố trên lưới điện.

Hệ thống thu thập số liệu Recloser có khả năng trực tiếp thu thập và lưu giữ số liệu theo trình tự thời gian, đảm bảo tính liên tục và độ chính xác cao, góp phần vào việc vận hành hệ thống điện an toàn, hiệu quả. 

Trên cơ sở đó, giải pháp kết nối các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp (Reclosers, LBS) có giao thức IEC 60870-5-101/104 sử dụng công nghệ 3G/GPRS truyền trực tiếp về văn phòng Công ty, phục vụ việc giám sát, điều khiển hệ thống điện. Sử dụng công nghệ  3G/GPRS có mức đầu tư ban đầu thấp hơn nhiều so với sử dụng modem UHF, mà vẫn đáp ứng được đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật khi kết nối với hệ thống hiện có, đồng thời dễ dàng lắp đặt, sử dụng.

• PC Quảng trị thử nghiệm thành công modem F2103: GPRS IP Modem để giám sát, điều khiển từ xa Recloser
• Điện lực Quảng Trị: Hiệu quả ưu việt từ giải pháp điều khiển từ xa Recloser

Nội dung chủ yếu của sáng kiến là sử dụng modem có tính năng kết nối VPN (đóng vai trò VPN Client) kết hợp USB-3G kết nối với các thiết bị đóng cắt (Reclosers, LBS) cần giám sát trên lưới điện phân phối qua các cổng giao tiếp thông dụng như RJ45, USB, RS232. Điều cần lưu ý, đối với các thiết bị có giao tiếp USB, RS232 cần lắp thêm các bộ chuyển đổi qua chuẩn RJ45. 

Điều khiển xa Recloser đã đem lại hiệu quả  trong quản lý vận hành lưới điện tại PC Quảng Trị

Các tín hiệu của thiết bị đóng cắt được kết nối vào mạng Internet nhờ một SIM đăng ký dịch vụ 3G. Modem kết nối với thiết bị, thông qua hệ thống 3G kết nối VPN về Modem FTTH có địa chỉ IP tĩnh (đóng vai trò VPN server) đặt tại phòng máy. Lúc đó, các thiết bị kết nối vào Modem sẽ giống như trong mạng nội bộ với máy tính điều khiển đặt tại Trung tâm. Các máy tính này có thể thiết lập được các kênh truyền thông “trong suốt” (transparent) đến các thiết bị để điều khiển, giám sát… Vì vậy, tại Trung tâm Điều hành hệ thống sẽ lắp đặt 01 đường truyền internet tốc độ cao có địa chỉ IP tĩnh, modem phải có chức năng VPN serve; khai báo VPN server, phân địa chỉ mạng cho từng vị trí điều khiển để kết nối, trỏ port cho modem kết nối trực tiếp từ máy tính ra thiết bị; trang bị 01 máy tính phục vụ giám sát, điều khiển hệ thống.

Recloser được lắp đặt trên xuất tuyến 478-E4 Đông Hà

Để tạo mạch liên lạc với các Recloser, thiết lập tại các điểm thiết bị đóng cắt (đối với các Recloser hãng Nulec, Noja Power với cổng truyền thông RJ45) cần có: Cấu hình và lắp đặt 01 modem có tính năng VPN Client kết nối về VPN server đặt tại Phòng Điều hành; Cấu hình và lắp đặt 01 USB 3G kết nối modem ra Internet; Cấu hình địa chỉ của thiết bị đóng cắt theo lớp địa chỉ của Modem VPN client để kết nối về trung tâm. Đối với các Recloser hãng Cooper, Tavrida, Siemens với cổng truyền thông RS232 thì thiết lập: Cấu hình và lắp đặt 01 modem công nghiệp có kết nối 3G, giao tiếp RS232 trỏ cổng thiết bị đến Modem đặt tại trung tâm; Cấu hình kết nối chương trình Virtual Com trên máy tính điều hành để kết nối thiết bị.

Ngoài các thiết lập trên, cấu hình thiết lập hệ thống điều khiển tại Trung tâm với giải pháp kỹ thuật, xây dựng hệ thống mạng ảo riêng (VPN) kết nối các tủ điều khiển Recloser lắp đặt trên lưới điện về Trung tâm Điều khiển và điều khiển các Recloser bằng phần mềm do các nhà sản xuất cung cấp, tương ứng với các Recloser. Cụ thể: Recloser U27 của hãng Nulec sử dụng loại tủ điều khiển ADVC và PTTC sử dụng phần mềm WSOS5; Recloser OSM27 của hãng Noja Power sử dụng phần mềm NOJA Power CMS; Recloser của hãng Shingsung sử dụng loại rơ le SEL-351R sử dụng phần SEL-5010; Recloser của hãng Cooper tủ điều khiển là FXB sử dụng phần mềm FX Programmer; Recloser của hãng Tavrida sử dụng phần mềm TELUS SOFTWARE.

Ông Võ Văn Hưng - Phó trưởng phòng Kỹ thuật Công ty Điện lực Quảng Trị cho biết: “Sáng kiến điều khiển xa Recloser ở PC Quảng Trị đảm bảo yêu cầu về mặt kỹ thuật, an toàn, nâng cao các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện, đặc biệt là các chỉ số SAIDI, MAIFI, đảm bảo hệ thống lưới điện các khu vực tỉnh Quảng Trị vận hành linh hoạt hơn, nâng cao chất lượng cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng. Chỉ số SAIDI Tổng công ty Điện lực miền Trung giao cho PC Quảng Trị trong năm 2016 là 1.250 phút, trong đó bảo trì bảo dưỡng 1.150 phút và sự cố là 100 phút. Trong 6 tháng đầu năm 2016, PC Quảng Trị thực hiện chỉ số SAIDI về sự cố là 22 phút, bằng 22% so kế hoạch năm”.

Việc lắp đặt điều khiển xa cho các Recloser được PC Quảng Trị triển khai từ tháng 12/2015 đối với các Recloser đã lắp đặt trên lưới. Đến cuối tháng 5/2016, tất cả 78 Recloser trên lưới điện tỉnh Quảng Trị đã được lắp đặt điều khiển xa, chuyển các dữ liệu cần thu thập về Điểm điều khiển tập trung tại phòng Điều độ (sắp tới sẽ lắp thêm 5 Recloser nữa). Kể từ khi áp dụng sáng kiến này, công tác quản lý sự cố lưới điện trên địa bàn PC Quảng Trị đã có hiệu quả rõ rệt, đạt được mục tiêu đã đề ra, đặc biệt là việc thao tác đóng cắt các Recloser phục vụ chuyển lưới, xử lý sự cố đã đảm bảo về thời gian, cũng như yêu cầu của công việc.

Theo tính toán, sau khi áp dụng công nghệ điều khiển xa Recloser, thời gian mất điện theo chỉ số SAIDI trong năm sẽ giảm khoảng 270 phút so với trước đây, tương ứng với sản lượng điện không bị mất là 500.000 kWh. Ngoài ra, còn tiết kiệm được chi phí nhân công thao tác đóng cắt. Trước đây, cần 2 công nhân di chuyển từ đơn vị quản lý đến máy cắt mất trung bình khoảng 30 phút đóng cắt. Từ khi áp dụng giải pháp điều khiển xa Recloser, ước tính hiệu quả kinh tế mang lại khoảng 850 triệu đồng/năm.

Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện quý IV/2015 và Quý I, II/2016 của PC Quảng Trị:

Chỉ tiêu	Quý IV/2015 (Kế hoạch/Thực hiện)	Quý I/2016 (Kế hoạch/Thực hiện)	Quý II/2016 (Kế hoạch/Thực hiện)
Maifi (SC)	1,15/0,844 lần	0,73/0,63 lần	0,87/0,688 lần
Saidi (SC)	34/15,52 phút	15/10,16 phút	25/9,416 phút
Saifi (SC)	0,7/0,68 lần	0,46/0,39 lần	0,76/0,536 lần

Sáng kiến sử dụng điều khiển xa và quản lý các Recloser: * Nhóm tác giả của Công ty Điện lực Quảng Trị:  - Huỳnh Tấn Thành, Giám đốc Công ty  - Võ Văn Hưng, Phó trưởng phòng Kỹ thuật - Nguyễn Văn Tài, Trưởng phòng Công nghệ thông tin - Nguyễn Xuân Thuỷ, chuyên viên phòng Kỹ thuật - Được áp dụng trong quản lý vận hành lưới điện.

Nguồn: http://www.nrldc.evn.vn/vn-s57-15-333/he-thong-dien/Cong-ty-Dien-luc-Quang-Tri-Sang-kien-dieu-khien-xa-Recloser.aspx

TCT Điện lực TP. HCM: Đẩy mạnh áp dụng công nghệ đo đếm điện từ xa

Thông qua hệ thống AMR, ngành điện có thể nắm bắt được tình hình cung cấp điện đến từng khách hàng

Vinanet - Thực hiện lộ trình phát triển lưới điện thông minh của Chính phủ, Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh (EVN HCMC) đã triển khai thử nghiệm nhiều công nghệ thu thập dữ liệu đo đếm từ xa tiên tiến được sử dụng trên thế giới như công nghệ truyền dữ liệu trên các đường dây tải điện (PLC), truyền qua mạng lưới sóng vô tuyến (RF-MESH) và thu thập dữ liệu trực tiếp từ công tơ thông qua modem GPRS/3G.

 

Hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa AMR (Automatic Meter Reading) đã được triển khai từ lâu trên thế giới nhằm thay thế cho việc đọc chỉ số thủ công với những khuyết điểm như chi phí nhân công cao, dễ sai sót do yếu tố con người. Hệ thống hoạt động dựa trên nguyên tắc mỗi công tơ sẽ được gắn một thiết bị truyền dữ liệu để truyền thông tin về hệ thống thu thập dữ liệu tập trung.

 

Sau một thời gian triển khai, khách hàng đã đánh giá cao tính năng và hiệu quả mà hệ thống này mang lại. Lần đầu tiên, khách hàng dễ dàng theo dõi và giám sát được quá trình sử dụng điện của mình để có thể điều chỉnh việc sử dụng điện hiệu quả và tiết kiệm nhất. Song song đó, khách hàng cũng có thể phát hiện và khắc phục kịp thời các trường hợp đo đếm bất thường, góp phần tăng tính tương tác hai chiều giữa khách hàng và ngành điện. Bên cạnh đó, thông qua hệ thống này, ngành điện có thể nắm bắt được tình hình cung cấp điện đến từng khách hàng, từ đó có biện pháp hiệu quả để nâng cao chất lượng cung cấp điện, giảm bớt sự cố về điện, góp phần nâng cao năng suất lao động.

 

Hiện EVN HCMC đang triển khai thực hiện giai đoạn 2017-2020 và tiếp tục hoàn tất vào năm 2022. Theo đó, Tổng công ty sẽ thay thế cuốn chiếu công tơ điện loại thường đang lắp đặt tại nhà dân bằng công tơ điện loại có chức năng đo xa, dự kiến hoàn tất 100% công tơ đo xa vào năm 2022, khách hàng không phải trả bất kỳ chi phí nào. Khi sử dụng công tơ có chức năng đo xa, khách hàng được cung cấp các ứng dụng phục vụ việc vận hành hệ thống điện của mình như: Biểu đồ phụ tải, cảnh báo quá tải, quá công suất đăng ký, cảnh báo các trường hợp bất thường để giúp khách hàng có kế hoạch sử dụng điện phù hợp. Qua đó, giúp giảm thời gian mất điện, giải quyết sự cố cho khách hàng vì ngành điện phát hiện sớm và xử lý kịp thời các nguyên nhân gây hư hỏng lưới điện; được cung cấp thông tin về tình hình tiêu thụ điện của khách hàng, từ đó khách hàng có cơ sở để xây dựng các biện pháp sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả; chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng được nâng cao và ổn định, tránh tình trạng hư hỏng thiết bị điện do điện năng cung cấp không đảm bảo.

Để tăng tỷ lệ tiết kiệm điện, EVN HCMC đã thực hiện nhiều giải pháp và Chương trình thi đua gia đình tiết kiệm điện. Kết quả 6 tháng đầu năm, dù nắng, nóng nhưng trên địa bàn TP. Hồ Chí Minh đã tiết kiệm 205,6 triệu kWh, chiếm 1,85% điện thương phẩm và bằng 57,1% kế hoạch tiết kiệm năm 2017 (360 triệu kWh).

Nguồn: Thanh Minh/Báo Công Thương điện tử

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.