12/08/2017
12/08/2017
Tiêu chuẩn IEEE 1588 – KHUYẾN NGHỊ C37.238-2011Tiêu chuẩn IEEE 1588 – KHUYẾN NGHỊ C37.238-2011
Như chúng ta đã biết ở bài trước, chuẩn đồng bộ thời gian IEEE 1588-2002 được thiết kế cho các mạng đo lường, điều khiển trong công nghiệp. Sang đến phiên bản IEEE 1588-2008, ngoài việc ứng dụng cho mạng công nghiệp (Default Profile) nó đã được ứng dụng cho cả mạng viễn thông diện rộng (Telecom WAN) thông qua khuyến nghị ITU-T G.8265.1 (Telecom Profile) và trong mạng nội bộ của trạm điện (Substation LAN) qua khuyến nghị IEEE C37.238-2011 (Power Profile) Tại sao phải sử dụng IEEE 1588v2 cho Substation LAN? Theo IEEE C37.118.1-2011, tiêu chuẩn IEEE cho đồng bộ pha đo lường (Synchrophasor Measurements) cho cho hệ thống điện: Một lỗi pha có giá trị 0,57 độ (0.01 radian) sẽ là nguyên nhân gây ra 1% Total Vector Error (TVE) ... Điều này tương ứng với một lỗi thời gian ± 26μs cho một hệ thống có tần số 60Hz và ± 31μs cho một hệ thống 50Hz. Khuyến cáo của IEEE là cần một nguồn đồng bộ thời gian đáng tin cậy cung cấp thời gian, tần số, và sự ổn định tần số tốt hơn ít nhất 10 lần so với giá trị tương ứng với 1% TVE, có nghĩa là ± 2,6μs với hệ thống 60Hz và ± 3,1μs với 50Hz. Các giải pháp đồng bộ thời gian thường được sử dụng trong trạm điện là IRIG-B hoặc SNTP. Trong đó, giao thức IRIG-B AM đạt sai số dưới 1ms còn IRIG-B DC-shifted đạt mức dưới 100μs. Giao thức SNTP sử dụng kiến trúc Client-Server (IRIG-B và IEEE 1588 là kiến trúc Master-Slave) nên sai số phụ thuộc rất nhiều vào kiến trúc mạng, trong trường hợp lý tưởng nhất, kết nối trực tiếp các Client với Server qua giao tiếp mạng có độ trễ thấp, có thể đạt sai số đến 200μs. Tuy nhiên đó là trường hợp lý tưởng, thông thường sai số của nó trong mạng nội bộ của trạm điện được chấp nhận ở mức 1-3ms. Tuy nhiên, cả IRIG-B và SNTP đều không đạt được yêu cầu mà IEEE C37.118.1-2011 đề ra, đó là lý do mà chuẩn IEEE 1588v2 với sai số ở mức 100ns đến 1μs (tùy kiến trúc, sơ đồ mạng và giải pháp kỹ thuật của từng hãng) được khuyến cáo sử dụng. Khuyến nghị IEEE C37.238-2011:+ Chạy trong mạng LAN lớp 2+ Chỉ sử dụng địa chỉ Multicast+ Đo độ trễ theo kết nối peer-to-peer+ Switch mạng hoạt động ở chế độ Transparent Clocks+ Sai số của thiết bị tham chiếu <200ns+ Sai sổ tổng thế của toàn hệ thống ở mức <1μs+ Hỗ trợ tối thiểu đến 16 lớp Switch mạng Do sử dụng trong Substation LAN nên IEEE C37.238-2011 yêu cầu các thiết bị phải chạy trong mạng Layer 2 và chỉ sử dụng địa chỉ Multicast cho các gói tin đồng bộ. Các Switch mạng hỗ trợ IEEE 1588v2 và chạy ở chế độ Transparent Clocks. Đối với các yêu cầu về sai số, chúng ta đều biết rằng, qua mỗi lớp Switch mạng, sai số lại tăng thêm do các công đoạn xử lý và chuyển gói tin đồng bộ trên đó: Như vậy, yêu cầu sai số tổng thể <1μs với tối thiểu 16 lớp Switch, với sai số của thiết bị tham chiếu ở mức 200ns, mỗi thiết bị Switch mạng hoạt động ở chế độ Transparent Clocks phải đảm bảo sai số <50ns. Tuy nhiên, trên đây chỉ là các yêu tối thiểu cần phải đáp ứng, đa số các thiết bị tham chiếu có thể đạt mức sai số 30-100ns hoặc thấp hơn, các Switch mạng với thiết kế hardware time stamping có thể đạt sai số dưới 10ns
Tiêu chuẩn IEEE 1588 – KHUYẾN NGHỊ C37.238-2011
Như chúng ta đã biết ở bài trước, chuẩn đồng bộ thời gian IEEE 1588-2002 được thiết kế cho các mạng đo lường, điều khiển trong công nghiệp. Sang đến phiên bản IEEE 1588-2008, ngoài việc ứng dụng cho mạng công nghiệp (Default Profile) nó đã được ứng dụng cho cả mạng viễn thông diện rộng (Telecom WAN) thông qua khuyến nghị ITU-T G.8265.1 (Telecom Profile) và trong mạng nội bộ của trạm điện (Substation LAN) qua khuyến nghị IEEE C37.238-2011 (Power Profile)
Tại sao phải sử dụng IEEE 1588v2 cho Substation LAN?
Theo IEEE C37.118.1-2011, tiêu chuẩn IEEE cho đồng bộ pha đo lường (Synchrophasor Measurements) cho cho hệ thống điện:
Một lỗi pha có giá trị 0,57 độ (0.01 radian) sẽ là nguyên nhân gây ra 1% Total Vector Error (TVE) ... Điều này tương ứng với một lỗi thời gian ± 26μs cho một hệ thống có tần số 60Hz và ± 31μs cho một hệ thống 50Hz.
Khuyến cáo của IEEE là cần một nguồn đồng bộ thời gian đáng tin cậy cung cấp thời gian, tần số, và sự ổn định tần số tốt hơn ít nhất 10 lần so với giá trị tương ứng với 1% TVE, có nghĩa là ± 2,6μs với hệ thống 60Hz và ± 3,1μs với 50Hz.
Các giải pháp đồng bộ thời gian thường được sử dụng trong trạm điện là IRIG-B hoặc SNTP. Trong đó, giao thức IRIG-B AM đạt sai số dưới 1ms còn IRIG-B DC-shifted đạt mức dưới 100μs.
Giao thức SNTP sử dụng kiến trúc Client-Server (IRIG-B và IEEE 1588 là kiến trúc Master-Slave) nên sai số phụ thuộc rất nhiều vào kiến trúc mạng, trong trường hợp lý tưởng nhất, kết nối trực tiếp các Client với Server qua giao tiếp mạng có độ trễ thấp, có thể đạt sai số đến 200μs. Tuy nhiên đó là trường hợp lý tưởng, thông thường sai số của nó trong mạng nội bộ của trạm điện được chấp nhận ở mức 1-3ms.
Tuy nhiên, cả IRIG-B và SNTP đều không đạt được yêu cầu mà IEEE C37.118.1-2011 đề ra, đó là lý do mà chuẩn IEEE 1588v2 với sai số ở mức 100ns đến 1μs (tùy kiến trúc, sơ đồ mạng và giải pháp kỹ thuật của từng hãng) được khuyến cáo sử dụng.
Khuyến nghị IEEE C37.238-2011:
+ Chạy trong mạng LAN lớp 2
+ Chỉ sử dụng địa chỉ Multicast
+ Đo độ trễ theo kết nối peer-to-peer
+ Switch mạng hoạt động ở chế độ Transparent Clocks
+ Sai số của thiết bị tham chiếu <200ns
+ Sai sổ tổng thế của toàn hệ thống ở mức <1μs
+ Hỗ trợ tối thiểu đến 16 lớp Switch mạng
Do sử dụng trong Substation LAN nên IEEE C37.238-2011 yêu cầu các thiết bị phải chạy trong mạng Layer 2 và chỉ sử dụng địa chỉ Multicast cho các gói tin đồng bộ. Các Switch mạng hỗ trợ IEEE 1588v2 và chạy ở chế độ Transparent Clocks.
Đối với các yêu cầu về sai số, chúng ta đều biết rằng, qua mỗi lớp Switch mạng, sai số lại tăng thêm do các công đoạn xử lý và chuyển gói tin đồng bộ trên đó:
Như vậy, yêu cầu sai số tổng thể <1μs với tối thiểu 16 lớp Switch, với sai số của thiết bị tham chiếu ở mức 200ns, mỗi thiết bị Switch mạng hoạt động ở chế độ Transparent Clocks phải đảm bảo sai số <50ns.
Tuy nhiên, trên đây chỉ là các yêu tối thiểu cần phải đáp ứng, đa số các thiết bị tham chiếu có thể đạt mức sai số 30-100ns hoặc thấp hơn, các Switch mạng với thiết kế hardware time stamping có thể đạt sai số dưới 10ns
Tiêu chuẩn IEEE 1588 – KHUYẾN NGHỊ C37.238-2011
12/08/2017
Như chúng ta đã biết ở bài trước, chuẩn đồng bộ thời gian IEEE 1588-2002 được thiết kế cho các mạng đo lường, điều khiển trong […]
12/08/2017
12/08/2017
IEC 61850 và các lưới điện thông minh (Smart Grids)IEC 61850 và các lưới điện thông minh (Smart Grids)
(Cập nhật thông tin về IEC 61850 - Được viết bởi Mr. Christoph Brunner, Thụy Sỹ) IEC 61850 được xác định như công nghệ nền tảng cho Smart Grids (các lưới điện thông minh). Trong khi phiên bản thứ nhất (Edition 1) tập trung vào hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trạm biến áp, hiện tại nó đã vượt ra khỏi trạm và bao trùm mọi thành phần của Lưới điện thông minh. Từ 5 năm trở lại đây, mọi người bắt đầu nói về Smart Grids và mọi tổ chức muốn có tên tuổi trong công nghiệp điện lực đã đưa ra lộ trình Smart Grid. Trong khi ban đầu có rất nhiều khái niệm về một Smart Grid tồn tại, ngày nay với một cách hiểu chung, một nguyên lý then chốt của một lưới điện thông minh là sử dụng truyền thông cấp cao và công nghệ thông tin để giữ nguồn cấp điện ổn định đồng thời hỗ trợ tích hợp các nguồn năng lượng mới và giảm tổng điện năng tiêu thụ. Hiển nhiên, IEC 61850 là một trong những những công nghệ truyền thông cấp cao có thể hỗ trợ Smart Grid. Trong năm 2014 nhóm làm việc WG17 của hội đồng kỹ thuật IEC TC57 đã tạo ra danh mục đầu tiên để định nghĩa một tiêu chuẩn cho giám sát và điều khiển nguồn năng lượng phân tán (Distributed Energy Resource - DER). Các nhóm làm việc đã quyết định sử dụng IEC 61850 như nền tảng cho công việc này, và trong năm 2009 bản nháp đầu tiên của IEC 61850-7-420 - Các nút logic (logical node) cho DER được công bố. Trong phiên bản đầu tiên này của tiêu chuẩn, tập trung chủ yếu vào điều khiển tại chỗ và giám sát giữa các khối DER và hệ thống quản lý nhà máy. Các kiểu DER đề cập trong phiên bản đầu tiên này bao gồm động cơ pitton, pin nhiên liệu, quang điện, hệ thống hỗn hợp nhiệt và điện. Với việc thúc đẩy tích hợp số lượng lớn hơn các nguồn năng lượng tái tạo, nên cũng có yêu cầu về một tiêu chuẩn dựa trên giao diện để quản lý tích hợp mạng lưới các thiết bị này. Gần đây, một bộ phận đặc biệt của IEC TC 57, WG17 đang chuẩn bị một báo cáo kỹ thuật “IEC 61850-90-15-DER Grid Integration” mô tả các yêu cầu về giao diện dữ liệu cho tích hợp và định nghĩa các mô hình dữ liệu IEC 61850 cho giao diện đó. Quan điểm là tạo ra một mô hình dữ liệu chung mô tả các đặc điểm về điện của bất kỳ khối DER hoặc hệ thống DER độc lập với kiểu của nó. Một trong những ưu điểm của quan niệm này là nó có thể dễ dàng ứng dụng với các công nghệ DER mới trong tương lai. Giao diện không chỉ sử dụng để tích hợp các thế hệ thiết bị, nó cũng có thể ứng dụng với các phụ tải thay đổi được hoặc với các thiết bị hoặc hệ thống lưu năng lượng. Một ứng dụng khả thi của giao diện này là một nhà máy điện ảo (Virtual Power Plant - VPP), nơi mà các hệ thống quản lý VPP phải tích hợp nhiều hệ thống DER cung cấp công suất yêu cầu cho lưới điện. Do vậy, hệ thống quản lý VPP cần biết các đặc điểm điển hình và tức thời của các hệ thống DER được nối tới, ví dụ lượng công suất tác dụng và phản kháng có thể được cung cấp và tổng năng lượng có thể lưu trữ được. Dựa trên các yêu cầu về công suất, hệ thống quản lý VPP sau đó sẽ có khả năng đặt công suất phát cho từng hệ thống DER qua các điểm đặt. Nhưng giao diện cũng sẽ hỗ trợ các chế độ vận hành khác của một hệ thống DER - một trường hợp có thể là một hệ thống lưu trữ năng lượng lớn được nối với lưới và vận hành ở chế độ điều khiển tần số - watt (công suất) bằng cách điều chỉnh năng lượng sơ cấp. Ở từng chế độ, hệ thống DER sẽ vận hành đồng bộ dựa trên các thông số cài đặt và các giá trị đo lường. Ví dụ ở chế độ điều khiển tần số - công suất, hệ thống DER sẽ đo tần số và nếu tần số lệch khỏi giá trị định mức nó sẽ phát hoặc tiêu thụ năng lượng dựa trên các thông số cài đặt. Báo cáo IEC 61850-90-15 chỉ là một ví dụ trong các hoạt động của nhóm làm việc WG17 nhằm hỗ trợ việc sử dụng IEC 61850 cho Smart Grids. Một báo cáo kỹ thuật mô tả các mô hình biến đổi thuận nghịch dựa trên hệ thống DER đã được công bố. Các mô hình các động cơ điện đóng cắt được cũng như các chế độ của hệ thống lưu trữ năng lượng đang được chuẩn bị. Các công việc khác bao gồm tạo các mô hình mới cho các thành phần của lưới phân phối như các mô hình chỉ thị sự cố hỗ trợ tự phục hồi lưới điện. Thông tin về Christoph Brunner: là chủ tịch của công ty tư vấn độc lập it4power LLC, Thụy Sỹ. Ông có trên 25 năm kinh nghiệm với kiến thức xuyên suốt nhiều lĩnh vực trong công nghiệp điện và công nghệ tự động hóa. Trước đó, ông làm quản lý dự án tại Công ty TNHH ABB Thụy Sỹ trong lĩnh vực sản phẩm công nghệ điện tại Zurich, chịu trách nhiệm về cấu trúc truyền thông của hệ thống tự động hóa trạm. Ông là người tổ chức của WG 10 và là thành viên của WG 17, 18, 19 của IEC TC57. Ông là thành viên cao cấp của IEEE-PES và IEEE-SA. Ông cũng là ủy viên của IEEE, hoạt động trường trực trong nhiều nhóm làm việc của IEEE-PSRC và là một thành viên của ủy ban PSRC chính và ủy ban trực thuộc. Ông là cố vấn quốc tế của hội đồng Hiệp hội người sử dụng quốc tế UCA. Biên dịch từ tạp chí PACWorld, số tháng 9 năm 2013
IEC 61850 và các lưới điện thông minh (Smart Grids)
(Cập nhật thông tin về IEC 61850 - Được viết bởi Mr. Christoph Brunner, Thụy Sỹ)
IEC 61850 được xác định như công nghệ nền tảng cho Smart Grids (các lưới điện thông minh). Trong khi phiên bản thứ nhất (Edition 1) tập trung vào hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trạm biến áp, hiện tại nó đã vượt ra khỏi trạm và bao trùm mọi thành phần của Lưới điện thông minh.
Từ 5 năm trở lại đây, mọi người bắt đầu nói về Smart Grids và mọi tổ chức muốn có tên tuổi trong công nghiệp điện lực đã đưa ra lộ trình Smart Grid. Trong khi ban đầu có rất nhiều khái niệm về một Smart Grid tồn tại, ngày nay với một cách hiểu chung, một nguyên lý then chốt của một lưới điện thông minh là sử dụng truyền thông cấp cao và công nghệ thông tin để giữ nguồn cấp điện ổn định đồng thời hỗ trợ tích hợp các nguồn năng lượng mới và giảm tổng điện năng tiêu thụ.
Hiển nhiên, IEC 61850 là một trong những những công nghệ truyền thông cấp cao có thể hỗ trợ Smart Grid. Trong năm 2014 nhóm làm việc WG17 của hội đồng kỹ thuật IEC TC57 đã tạo ra danh mục đầu tiên để định nghĩa một tiêu chuẩn cho giám sát và điều khiển nguồn năng lượng phân tán (Distributed Energy Resource - DER).
Các nhóm làm việc đã quyết định sử dụng IEC 61850 như nền tảng cho công việc này, và trong năm 2009 bản nháp đầu tiên của IEC 61850-7-420 - Các nút logic (logical node) cho DER được công bố. Trong phiên bản đầu tiên này của tiêu chuẩn, tập trung chủ yếu vào điều khiển tại chỗ và giám sát giữa các khối DER và hệ thống quản lý nhà máy. Các kiểu DER đề cập trong phiên bản đầu tiên này bao gồm động cơ pitton, pin nhiên liệu, quang điện, hệ thống hỗn hợp nhiệt và điện.
Với việc thúc đẩy tích hợp số lượng lớn hơn các nguồn năng lượng tái tạo, nên cũng có yêu cầu về một tiêu chuẩn dựa trên giao diện để quản lý tích hợp mạng lưới các thiết bị này. Gần đây, một bộ phận đặc biệt của IEC TC 57, WG17 đang chuẩn bị một báo cáo kỹ thuật “IEC 61850-90-15-DER Grid Integration” mô tả các yêu cầu về giao diện dữ liệu cho tích hợp và định nghĩa các mô hình dữ liệu IEC 61850 cho giao diện đó.
Quan điểm là tạo ra một mô hình dữ liệu chung mô tả các đặc điểm về điện của bất kỳ khối DER hoặc hệ thống DER độc lập với kiểu của nó. Một trong những ưu điểm của quan niệm này là nó có thể dễ dàng ứng dụng với các công nghệ DER mới trong tương lai. Giao diện không chỉ sử dụng để tích hợp các thế hệ thiết bị, nó cũng có thể ứng dụng với các phụ tải thay đổi được hoặc với các thiết bị hoặc hệ thống lưu năng lượng.
Một ứng dụng khả thi của giao diện này là một nhà máy điện ảo (Virtual Power Plant - VPP), nơi mà các hệ thống quản lý VPP phải tích hợp nhiều hệ thống DER cung cấp công suất yêu cầu cho lưới điện. Do vậy, hệ thống quản lý VPP cần biết các đặc điểm điển hình và tức thời của các hệ thống DER được nối tới, ví dụ lượng công suất tác dụng và phản kháng có thể được cung cấp và tổng năng lượng có thể lưu trữ được. Dựa trên các yêu cầu về công suất, hệ thống quản lý VPP sau đó sẽ có khả năng đặt công suất phát cho từng hệ thống DER qua các điểm đặt.
Nhưng giao diện cũng sẽ hỗ trợ các chế độ vận hành khác của một hệ thống DER - một trường hợp có thể là một hệ thống lưu trữ năng lượng lớn được nối với lưới và vận hành ở chế độ điều khiển tần số - watt (công suất) bằng cách điều chỉnh năng lượng sơ cấp. Ở từng chế độ, hệ thống DER sẽ vận hành đồng bộ dựa trên các thông số cài đặt và các giá trị đo lường. Ví dụ ở chế độ điều khiển tần số - công suất, hệ thống DER sẽ đo tần số và nếu tần số lệch khỏi giá trị định mức nó sẽ phát hoặc tiêu thụ năng lượng dựa trên các thông số cài đặt.
Báo cáo IEC 61850-90-15 chỉ là một ví dụ trong các hoạt động của nhóm làm việc WG17 nhằm hỗ trợ việc sử dụng IEC 61850 cho Smart Grids.
Một báo cáo kỹ thuật mô tả các mô hình biến đổi thuận nghịch dựa trên hệ thống DER đã được công bố. Các mô hình các động cơ điện đóng cắt được cũng như các chế độ của hệ thống lưu trữ năng lượng đang được chuẩn bị.
Các công việc khác bao gồm tạo các mô hình mới cho các thành phần của lưới phân phối như các mô hình chỉ thị sự cố hỗ trợ tự phục hồi lưới điện.
Thông tin về Christoph Brunner: là chủ tịch của công ty tư vấn độc lập it4power LLC, Thụy Sỹ. Ông có trên 25 năm kinh nghiệm với kiến thức xuyên suốt nhiều lĩnh vực trong công nghiệp điện và công nghệ tự động hóa. Trước đó, ông làm quản lý dự án tại Công ty TNHH ABB Thụy Sỹ trong lĩnh vực sản phẩm công nghệ điện tại Zurich, chịu trách nhiệm về cấu trúc truyền thông của hệ thống tự động hóa trạm. Ông là người tổ chức của WG 10 và là thành viên của WG 17, 18, 19 của IEC TC57. Ông là thành viên cao cấp của IEEE-PES và IEEE-SA. Ông cũng là ủy viên của IEEE, hoạt động trường trực trong nhiều nhóm làm việc của IEEE-PSRC và là một thành viên của ủy ban PSRC chính và ủy ban trực thuộc. Ông là cố vấn quốc tế của hội đồng Hiệp hội người sử dụng quốc tế UCA.
Biên dịch từ tạp chí PACWorld, số tháng 9 năm 2013
IEC 61850 và các lưới điện thông minh (Smart Grids)
12/08/2017
(Cập nhật thông tin về IEC 61850 – Được viết bởi Mr. Christoph Brunner, Thụy Sỹ) IEC 61850 được xác định như […]
12/08/2017
12/08/2017
Mô hình dữ liệu ngữ nghĩaMô hình dữ liệu ngữ nghĩa
(Cập nhật thông tin về IEC 61850 - Được viết bởi Mr. Christoph Brunner, Thụy Sỹ) Điều gì là đặc trưng quan trọng nhất của IEC 61850?Tạicác hội nghị hoặc trong các thảo luận trên mạng xã hội LinkedIn, các chủ đề ưa thích là tương tác (interoperability), phương diện truyền thông, bản tin GOOSE và tiến triển kỹ thuật. Những tuyên bố như “Ngoài GOOSE và SCL, DNP3 có tất cả các đặc trưng của IEC 61850, tại sao chúng ta phải chuyển đổi” thường được đặt ra. Chúng ta thực hiện tất cả các nỗ lực chỉ để cung cấp một giải pháp khác cho một vấn đề đã được giải quyết. Tất nhiên tôi không muốn bắt đầu so sánh các giao thức tương đương như DNP3 hoặc IEC 60870-5-101/-104 với IEC 61850. Chúng ta biết các khả năng đưa lại bởi gửi bản tin GOOSE và truyền tín hiệu Sampled value. Chúng ta tiếp tục thảo luận về quá trình cấu hình và tại sao nó không đem lại các lợi ích kỳ vọng. Một trong các đặc trưng quan trọng của IEC 61850, thường được đánh giá thấp hơn giá trị của nó, là mô hình dữ liệu ngữ nghĩa chi tiết được định nghĩa trong phần 7-4 với các nút logic (logical node) và hàng trăm các dữ liệu đối tượng (data object) cho phép mô hình vô số thông tin ứng dụng từ tự động hóa, bảo vệ, điều khiển, và đo lường trạm biến áp bao gồm cả các thiết bị xử lý. Trong khi với các hệ thống SCADA truyền thống, một kỹ sư cần biết số điểm dữ liệu nào được liên kết với vị trí của máy cắt 921, với IEC 61850, thông tin này luôn được tìm thấy như dữ liệu đối tượng “Pos” của nút logic LN XCBR. Và trong số nhiều đối tượng nút logic LN của XCBR trong trạm biến áp, qua ngôn ngữ cấu hình trạm có thể xác định đối tượng nào được liên kết với máy cắt 921. Nó không chỉ khiến việc cấu hình dễ dàng hơn rất nhiều mà còn làm đơn giản hóa quá trình bảo trì. Không may ở thế giới thực, cấp bổ sung của các mô hình dữ liệu này không luôn luôn như vốn dĩ thế, có thể do vậy nên nhiều khi chưa nhận ra giá trị của nó. Trước hết với nút logic LN GGIO. Mục đích ban đầu là nơi các thông tin chung như tiếp điểm cửa hoặc báo cháy có thể được hiển thị, nó phổ biến đã được sử dụng nhầm và được lý giải để có hiểu biết rõ hơn bởi các nhà phát triển IED. Thứ hai, tiêu chuẩn có sự linh hoạt với các nút logic đôi khi cho phép có nhiều cách để mô hình cùng một đối tượng. Một ví dụ về sự linh hoạt là việc mô hình hóa một chức năng bảo vệ khoảng cách với 3 vùng bảo vệ. Nó có thể được mô hình với 3 đối tượng PDIS - cho từng vùng. Hoặc với 6 - mỗi đối tượng cho sự cố pha và đất của một vùng, hoặc với 12 - mỗi đối tượng theo từng pha và đất. Với các biến đổi này, do đó là thách thức để xác định, đối tượng nào cho cái gì; các tiền tố có thể được sử dụng để phân biệt các đối tượng không được tiêu chuẩn hóa, do đó nếu bạn may mắn, bạn có thể đoán nhà sản xuất muốn thể hiện gì với nút logic PhsPDIS1 hoặc GndPDIS6; nếu không bạn sẽ chỉ thấy dưới dạng PDIS1 tới PDIS6. Tình trạng này nên được cải thiện trong tương lai. Với SCL, chúng ta đã đưa ra các khả năng mới để xác định chức năng và chức năng phụ như đã được đề cập trong bài báo ở số PACW 22. Vấn đề với GGIO đã được thảo luận trong nhiều chủ đề trên mạng xã hội LinkedIn cũng như trong TISSUE. Có 2 kiểu sử dụng GGIO chính: Kiểu đầu tiên do sự thiếu hiểu biết rõ ràng hoặc bởi một số người muốn có sự phản ánh phi tiêu chuẩn hóa một số thông tin, ví dụ vị trí máy cắt như 2 tín hiệu nhị phân (52a/52b) thay vì sử dụng thông tin kép (double point). Kiểu thứ hai do các IED cấu hình được và các ràng buộc cấu hình IED. Một IED được cung cấp bởi một nhà sản xuất bổ sung thêm một số thông tin như điều khiển đóng cắt hoặc tự đóng lại như một khối SW tiêu chuẩn. Trong trường hợp này, các đối tượng dữ liệu IEC 61850 được sử dụng với thiết kế tốt (lưu ý là không phải tất cả các sản phẩm được thiết kế tốt). Tuy nhiên, các IED cũng cung cấp cho người dùng các I/O cấu hình được và các khối logic. Khi IED rời khỏi nhà máy, các I/O và logic cấu hình bởi người dùng chưa có ý nghĩa ngữ nghĩa. Do đó chỉ có cách gộp chúng như một dữ liệu đối tượng IEC 61850 trong một ICD file bằng việc sử dụng GGIO, vốn chính xác do tại thời điểm đó chúng là các tín hiệu chung. Tuy nhiên sau đó các kỹ sư thiết kế chịu trách nhiệm cấu hình IED cần có khả năng thay đổi tên của một dữ liệu đối tượng dựa trên ngữ nghĩa sử dụng. Như một ví dụ, nếu kỹ sư thiết kế nối các tiếp điểm báo động của một cảm biến cách điện khí tới một trong các tiếp điểm đầu vào chung này, anh ta nên có khả năng truyền thông tin kết quả trong IEC 61850 như SIMG.InsAlm hơn là GGIO.Alm. Điều này có thể được thực hiện như một phần của quá trình chuẩn bị cấu hình IED, sau đó phối hợp với các file ICD được cấu hình hoặc muộn hơn trong khi thiết kế IED và sau đó được cung cấp tới công cụ hệ thống như một file IID cập nhật. Các cơ chế trong IEC 61850 là như thế - chúng ta chỉ thiếu sự hỗ trợ trong các công cụ cấu hình hiện tại. Hiện tại các nhà sản xuất bắt đầu hợp nhất các sản phẩm thế hệ IEC 61850 thứ nhất của họ với thế hệ thứ 2, chúng ta sẽ thấy các sản phẩm IEC 61850 tốt hơn trên thị trường. Do vậy tôi tin tưởng rằng chúng ta sẽ sớm có khả năng tận hưởng nhiều hơn các tính năng của IEC 61850.Thông tin về Christoph Brunner: là chủ tịch của công ty tư vấn độc lập it4power LLC, Thụy Sỹ. Ông có trên 25 năm kinh nghiệm với kiến thức xuyên suốt nhiều lĩnh vực trong công nghiệp điện và công nghệ tự động hóa. Trước đó, ông làm quản lý dự án tại Công ty TNHH ABB Thụy Sỹ trong lĩnh vực sản phẩm công nghệ điện tại Zurich, chịu trách nhiệm về cấu trúc truyền thông của hệ thống tự động hóa trạm. Ông là người tổ chức của WG 10 và là thành viên của WG 17, 18, 19 của IEC TC57. Ông là thành viên cao cấp của IEEE-PES và IEEE-SA. Ông cũng là ủy viên của IEEE, hoạt động trường trực trong nhiều nhóm làm việc của IEEE-PSRC và là một thành viên của ủy ban PSRC chính và ủy ban trực thuộc. Ông là cố vấn quốc tế của hội đồng Hiệp hội người sử dụng quốc tế UCA. Biên dịch từ tạp chí PACWorld, số tháng 6 năm 2013
Mô hình dữ liệu ngữ nghĩa
(Cập nhật thông tin về IEC 61850 - Được viết bởi Mr. Christoph Brunner, Thụy Sỹ)
Điều gì là đặc trưng quan trọng nhất của IEC 61850?Tạicác hội nghị hoặc trong các thảo luận trên mạng xã hội LinkedIn, các chủ đề ưa thích là tương tác (interoperability), phương diện truyền thông, bản tin GOOSE và tiến triển kỹ thuật.
Những tuyên bố như “Ngoài GOOSE và SCL, DNP3 có tất cả các đặc trưng của IEC 61850, tại sao chúng ta phải chuyển đổi” thường được đặt ra. Chúng ta thực hiện tất cả các nỗ lực chỉ để cung cấp một giải pháp khác cho một vấn đề đã được giải quyết. Tất nhiên tôi không muốn bắt đầu so sánh các giao thức tương đương như DNP3 hoặc IEC 60870-5-101/-104 với IEC 61850. Chúng ta biết các khả năng đưa lại bởi gửi bản tin GOOSE và truyền tín hiệu Sampled value. Chúng ta tiếp tục thảo luận về quá trình cấu hình và tại sao nó không đem lại các lợi ích kỳ vọng.
Một trong các đặc trưng quan trọng của IEC 61850, thường được đánh giá thấp hơn giá trị của nó, là mô hình dữ liệu ngữ nghĩa chi tiết được định nghĩa trong phần 7-4 với các nút logic (logical node) và hàng trăm các dữ liệu đối tượng (data object) cho phép mô hình vô số thông tin ứng dụng từ tự động hóa, bảo vệ, điều khiển, và đo lường trạm biến áp bao gồm cả các thiết bị xử lý. Trong khi với các hệ thống SCADA truyền thống, một kỹ sư cần biết số điểm dữ liệu nào được liên kết với vị trí của máy cắt 921, với IEC 61850, thông tin này luôn được tìm thấy như dữ liệu đối tượng “Pos” của nút logic LN XCBR. Và trong số nhiều đối tượng nút logic LN của XCBR trong trạm biến áp, qua ngôn ngữ cấu hình trạm có thể xác định đối tượng nào được liên kết với máy cắt 921. Nó không chỉ khiến việc cấu hình dễ dàng hơn rất nhiều mà còn làm đơn giản hóa quá trình bảo trì.
Không may ở thế giới thực, cấp bổ sung của các mô hình dữ liệu này không luôn luôn như vốn dĩ thế, có thể do vậy nên nhiều khi chưa nhận ra giá trị của nó.
Trước hết với nút logic LN GGIO. Mục đích ban đầu là nơi các thông tin chung như tiếp điểm cửa hoặc báo cháy có thể được hiển thị, nó phổ biến đã được sử dụng nhầm và được lý giải để có hiểu biết rõ hơn bởi các nhà phát triển IED.
Thứ hai, tiêu chuẩn có sự linh hoạt với các nút logic đôi khi cho phép có nhiều cách để mô hình cùng một đối tượng.
Một ví dụ về sự linh hoạt là việc mô hình hóa một chức năng bảo vệ khoảng cách với 3 vùng bảo vệ. Nó có thể được mô hình với 3 đối tượng PDIS - cho từng vùng. Hoặc với 6 - mỗi đối tượng cho sự cố pha và đất của một vùng, hoặc với 12 - mỗi đối tượng theo từng pha và đất. Với các biến đổi này, do đó là thách thức để xác định, đối tượng nào cho cái gì; các tiền tố có thể được sử dụng để phân biệt các đối tượng không được tiêu chuẩn hóa, do đó nếu bạn may mắn, bạn có thể đoán nhà sản xuất muốn thể hiện gì với nút logic PhsPDIS1 hoặc GndPDIS6; nếu không bạn sẽ chỉ thấy dưới dạng PDIS1 tới PDIS6. Tình trạng này nên được cải thiện trong tương lai. Với SCL, chúng ta đã đưa ra các khả năng mới để xác định chức năng và chức năng phụ như đã được đề cập trong bài báo ở số PACW 22.
Vấn đề với GGIO đã được thảo luận trong nhiều chủ đề trên mạng xã hội LinkedIn cũng như trong TISSUE. Có 2 kiểu sử dụng GGIO chính:
Kiểu đầu tiên do sự thiếu hiểu biết rõ ràng hoặc bởi một số người muốn có sự phản ánh phi tiêu chuẩn hóa một số thông tin, ví dụ vị trí máy cắt như 2 tín hiệu nhị phân (52a/52b) thay vì sử dụng thông tin kép (double point).
Kiểu thứ hai do các IED cấu hình được và các ràng buộc cấu hình IED. Một IED được cung cấp bởi một nhà sản xuất bổ sung thêm một số thông tin như điều khiển đóng cắt hoặc tự đóng lại như một khối SW tiêu chuẩn. Trong trường hợp này, các đối tượng dữ liệu IEC 61850 được sử dụng với thiết kế tốt (lưu ý là không phải tất cả các sản phẩm được thiết kế tốt).
Tuy nhiên, các IED cũng cung cấp cho người dùng các I/O cấu hình được và các khối logic. Khi IED rời khỏi nhà máy, các I/O và logic cấu hình bởi người dùng chưa có ý nghĩa ngữ nghĩa.
Do đó chỉ có cách gộp chúng như một dữ liệu đối tượng IEC 61850 trong một ICD file bằng việc sử dụng GGIO, vốn chính xác do tại thời điểm đó chúng là các tín hiệu chung.
Tuy nhiên sau đó các kỹ sư thiết kế chịu trách nhiệm cấu hình IED cần có khả năng thay đổi tên của một dữ liệu đối tượng dựa trên ngữ nghĩa sử dụng.
Như một ví dụ, nếu kỹ sư thiết kế nối các tiếp điểm báo động của một cảm biến cách điện khí tới một trong các tiếp điểm đầu vào chung này, anh ta nên có khả năng truyền thông tin kết quả trong IEC 61850 như SIMG.InsAlm hơn là GGIO.Alm.
Điều này có thể được thực hiện như một phần của quá trình chuẩn bị cấu hình IED, sau đó phối hợp với các file ICD được cấu hình hoặc muộn hơn trong khi thiết kế IED và sau đó được cung cấp tới công cụ hệ thống như một file IID cập nhật. Các cơ chế trong IEC 61850 là như thế - chúng ta chỉ thiếu sự hỗ trợ trong các công cụ cấu hình hiện tại.
Hiện tại các nhà sản xuất bắt đầu hợp nhất các sản phẩm thế hệ IEC 61850 thứ nhất của họ với thế hệ thứ 2, chúng ta sẽ thấy các sản phẩm IEC 61850 tốt hơn trên thị trường.
Do vậy tôi tin tưởng rằng chúng ta sẽ sớm có khả năng tận hưởng nhiều hơn các tính năng của IEC 61850.
Thông tin về Christoph Brunner: là chủ tịch của công ty tư vấn độc lập it4power LLC, Thụy Sỹ. Ông có trên 25 năm kinh nghiệm với kiến thức xuyên suốt nhiều lĩnh vực trong công nghiệp điện và công nghệ tự động hóa. Trước đó, ông làm quản lý dự án tại Công ty TNHH ABB Thụy Sỹ trong lĩnh vực sản phẩm công nghệ điện tại Zurich, chịu trách nhiệm về cấu trúc truyền thông của hệ thống tự động hóa trạm. Ông là người tổ chức của WG 10 và là thành viên của WG 17, 18, 19 của IEC TC57. Ông là thành viên cao cấp của IEEE-PES và IEEE-SA. Ông cũng là ủy viên của IEEE, hoạt động trường trực trong nhiều nhóm làm việc của IEEE-PSRC và là một thành viên của ủy ban PSRC chính và ủy ban trực thuộc. Ông là cố vấn quốc tế của hội đồng Hiệp hội người sử dụng quốc tế UCA.
Biên dịch từ tạp chí PACWorld, số tháng 6 năm 2013
Mô hình dữ liệu ngữ nghĩa
12/08/2017
(Cập nhật thông tin về IEC 61850 – Được viết bởi Mr. Christoph Brunner, Thụy Sỹ) Điều gì là đặc trưng quan […]
12/08/2017
12/08/2017
Khái quát về tiêu chuẩn IEC61850-90-5Khái quát về tiêu chuẩn IEC61850-90-5
Tác giả: Herbert Falk, Thiết kế giải pháp, SISCO, USAHerbert Falk đã tham gia nhiều dự án liên quan đến ứng dụng các hệ thống thông tin và công nghệ truyền thông thời gian thực (real-time communication) để tự động hóa sản xuất, phân phối điện và tự động và giám sát chất lượng điện. Ông cũng đã từng tham gia xây dựng những đòi hỏi về an ninh truyền thông và tiêu chuẩn hóa từ năm 1996. Vào năm 1998, ông Falk đã chuẩn bị những yêu cầu kỹ thuật về an ninh cho UCA. Ngay sau đó, ông Falk đã hỗ trợ việc thiết kế và thực hiện 1 bộ sản phẩm truyền thông “an ninh” (secure) của SISCO. Vào năm 2000, ông Falk đã hoàn thành việc đánh giá an ninh EPRI của hạ tầng ngành điện Mỹ.Ngoài ra, ông Falk là trưởng nhóm kỹ thuật trong ủy ban IEC TC 57 (nhóm làm việc) WG15 mà phạm vi của nó là “Dữ liệu và an ninh truyền thông trong môi trường IEC/TC 57”. Ông cũng là thành viên năng động trong những hoạt động về an ninh của IEEE. Bài báo này mô tả những đòi hỏi thực tiễn dẫn đến tiêu chuẩn IEC 61850-90-5, khái quát của công nghệ, những thỏa thuận mới được thực hiện, kết quả thử nghiệm bước đầu trong ngành điện, độ tin cậy của UDP/IP. 
IEC TR 61850-90-5 là giao thức để truyền trạng thái số và đo lường công suất được đồng bộ thời gian thông qua các mạng diện rộng cho phép thực hiện các hệ thống đo lường diện rộng và bảo vệ và điều khiển (Wide Area Measurement and Protection And Control - WAMPAC) dựa trên các giao thức IEC 61850 thường được sử dụng trong các trạm tự động hóa. Sự phát triển của IEC TR 61850-90-5 được thúc đấy bởi 1 số sự kiện:- Sự cố rã lưới tháng 8 năm 2003 ở phía Bắc nước Mỹ: các phân tích sự cố chỉ ra sự cần thiết của tiêu chuẩn để nhận dạng được chính xác dạng sóng Sin (biên độ và góc pha) đồng bộ thời gian (Synchronized phasor measurement - Synchrophasor) nó cho phép đồng bộ thời gian cực chính xác/ thuật toán gán nhãn thời gian (time-stamping). Đây là lý do chính dẫn đến sự ra đời của IEEE C37.118 để thay thế IEEE 1344 và Dự án Liên kết Pha của miền Đông (Eastern Interconnect Phasor Project - EIPP).
- Tháng 5 năm 2005, những yêu cầu về an ninh mạng được công bố đối với những tài sản quan trọng chỉ ra rằng cần có những giao tiếp diện rộng được đảm bảo an ninh cho hệ thống điện.
- Tháng 11 năm 2006, Dự án Liên kết Pha (Phasor) của miền Đông (EIPP) được kết hợp với những sáng kiến của miền Tây và Texas để trở thành Dự án Synchrophasor Bắc Mỹ (North American Synchrophasor Project Initiative - NASPI), để đưa ra những yêu cầu kỹ thuật vận hành cho các hệ thống Synchrophasor, cấu trúc và các thiết bị Synchrophasor.
- Hiệp hội các kỹ sư điện và điện tử (IEEE) đề nghị ủy ban Kỹ thuật điện châu Âu (IEC) sử dụng biểu trưng kép cho C37.118 vào tháng 8 năm 2009: Biểu trưng (logo) kép bị IEC từ chối vì IEC đã có công nghệ truyền tin (IEC 61850-9-2) có thể chuyển tải thông tin Synchrophasor. Kết quả là 1 thỏa thuận liên kết công việc và nguồn lực giữa IEEE và IEC đã được hình thành, liên kết này sẽ làm việc trên những phương pháp luận/ thỏa thuận dẫn đến những thay đổi trong IEEE C37.118 và tạo ra IEC TR 61850-9-5 (TR - Technical Report).
Bên cạnh những sự kiện trên, và những đòi hỏi kỹ thuật để hỗ trợ Synchrophasor, IEC TR 61850-9-5 cũng được thiết kế để hỗ trợ những trường hợp ứng dụng đã được hỗ trợ bởi GOOSE và SV (Sampled Value), một phần của IEC 61850. 
Các yêu cầu kỹ thuật đã được phát triển, thay đổi và bổ sung. Trọng tâm ban đầu của GOOSE và Sample Value từng là ứng dụng của cho điều khiển và tự động hóa. 1 vài yêu cầu kỹ thuật trong số đó là: - Phát triển những tính năng cho hoạt động của GOOSE. Ban đầu, yêu cầu về hoạt động của GOOSE là 4 mili Giây để thỏa mãn được yêu cầu của bảo vệ rơle trong trạm. Nó đã được điều chỉnh xuống 3 mili Giây với việc ban hành IEC 61850-5 năm 2003.
- Sự phát triển của Sampled Value, giao thức thời gian thực, cho phép đo lường lấy mẫu tốc độ cao các giá trị dòng điện và điện áp từ các máy biến dòng điện và biến điện áp để chia sẽ với nhiều thiết bị điện tử thông minh. Tốc độ đo lường/lấy mẫu ban đầu theo yêu cầu kỹ thuật của UCAIug 9-2LE là 80 hoặc 256 mẫu/ chu kỳ cho các ứng dụng bên trong trạm.
- Sự phát triển các tiêu chuẩn bảo mật (an ninh) cho IEC 61850, bao gồm GOOSE và SV được khởi động năm 2004 và hoàn thành năm 2007.
- Năm 2005, việc sử dụng giao thức IEC 61850 giữa các trạm và giữa trạm và trung tâm điều độ được khởi động, nhưng công nghệ GOOSE vẫn không thay đổi định hướng mặc dù nó được xác định để dụng cho những cấu trúc truyền tin mới (IEC 61850-90-1 và IEC 61850-90-2)
Năm 2003, IEEE bắt đầu nỗ lực chuyển từ IEEE 1344 sang IEEE C37.118 để cải thiện cấp chính xác phép đo của việc đo lường các sóng Sin đồng bộ thời gian (synchrophasor). Sự cần thiết của phải cải tiến dựa trên việc phân sự cố rã lưới ở Bắc Mỹ năm 2003. Năm 2009, sau khi đề nghị có 1 tiêu chuẩn sử dụng biểu trưng kép, các tiêu chuẩn IEEE C37.118 và IEC 61850 đã được đánh giá và đưa ra kết quả như bảng số 1.Trước khi đề nghị có 1 biểu trưng chung cho 2 tiêu chuẩn, hoạt động của NASPI đã tạo thêm nhiều yêu cầu kỹ thuật cho đo lường Synchrophasor. Các yêu cầu này bao gồm cả sự cần thiết đảm bảo an ninh mạng diện rộng khi thông tin Synchrophasor phân tán trên lục địa Bắc Mỹ. Sự kết hợp nguồn lực của IEEE và IEC đưa ra chiến lược để chia C37.118 thành 2 phần trong khi tiếp tục xem xét khả năng chuyển sang công nghệ dựa trên IEC 61850 để đáp ứng những yêu cầu của NASPI:- IEEE C37.118.1: Đo Synchrophasor cho các hệ thống điện hiện có. Tiêu chuẩn này xác định đo các tín hiệu sóng Sin (Synchrophasor), tần số và tốc độ thay đổi tần số (Rate Of Change Of Frequency - ROCOF) trong tất cả các điều kiện vận hành. Nó xác định các phương pháp đánh giá các kết quả đo và những yêu cầu đúng theo tiêu chuẩn ở các điều kiện vận hành ổn định và động. Các yêu cầu về gán và đồng bộ thời gian cũng bao gồm trong tiêu chuẩn. Các yêu cầu hoạt động được xác định với mẫu tham chiếu, được đưa ra cụ thể. Tiêu chuẩn xác định 1 bộ PMU (Phasor Measurment Unit - Synchrophasor), có thể là 1 thiết bị vật lý làm việc độc lập hoặc là 1 module chức năng trong 1 thiết bị vật lý khác. Tiêu chuẩn không xác định phần cứng, phần mềm hoặc phương pháp tính toán tín hiệu Sin (Phasor), tần số hay tốc độ thay đổi tần số (ROCOF).
- IEEE C37.118.2: Xác định phương pháp trao đổi các dữ liễu Synchrophasor thời gian thực giữa các thiết bị trên hệ thống điện. Tiêu chuẩn xác định các thông điệp (massaging) có thể truyền nhận giữa các PMU, và các ứng dụng khác với bất cứ giao thức thời gian thực phù hợp. Tiêu chuẩn định nghĩa loại thông điệp (massage), nội dụng và cách sử dụng. Loại dữ liệu và định dạng được định nghĩa. Hệ thống đo lường chuẩn, các tùy chọn truyền thông và các yêu cầu được mô tả.
Chức năng C37.118 IEC 61850 GOOSE và SV Giao thức thời gian thực (Streaming protocol) Đáp ứng Sampled Value Tốc độ đo/ phát tin (Rate of Measurement/ Reporting) 10-30 mẫu/giây 80-256 mẫu/chu kỳ (4800-15360 mẫu/giây) Có thể định tuyến (đảm bảo) nguyên bản bằng IP (Natively Routable using IP) Đáp ứng Không. Phải sử dụng định tuyến bắc cầu - bridged-routing (brouting) Tập trung ứng dụng (Application Focus) Nhận ra trạng thái (situational awareness) Điều khiển Bảo mật các địa chỉ tiêu chuẩn (Standard Addressses Security) Không Có Xác định đầy đủ Hồ sơ truyền thông (Communication profile fully specified) Không Có Yêu cầu kỹ thuật đo lường cho Synchrophasor Có Không Khả năng truyền sự kiện Không Có Giao thức được hoạt động bởi ngôn ngữ (Protocol is semantically driven) Không Có Ngôn ngữ cấu hình được chuẩn hóa Không Có
Bảng 1 So sánh tiêu chuẩn IEEE C37.118 và IEC 61850
IEEE C37.118.1 tiếp tục là tiêu chuẩn quốc tế để xác định công nghệ đo cho Synchrophasor trong khi đó IEEE C37.118.2 là giao thức của IEEE để giải quyết các yêu cầu của hệ thống hiện tại làm cho IEC TR 61850-90-5 trở thành cơ sở cho 1 giao thức có khả năng mở rộng và bảo mật hơn để đáp ứng các yêu cầu của NASPI. IEC TR 61850-90-5 có các tham chiếu theo IEEE C37.118.1 như là phương pháp đo Synchrophasor. Phạm vi của IEC TR 6:- Xác định rõ mô hình đối tượng 61850 để thể hiện phù hợp với các Synchrophasor.
- Cung cấp giao thức định tuyến và bảo mật có thể truyền GOOSE hoặc SV qua các gói dữ liệu IEC61850 ở tầng ứng dụng.
- Cung cấp khả năng nâng cấp từ IEEE C37.118 và những cấu trúc tiêu chuẩn đang được sử dụng sang IEC TR 61850-90-5.
Xác định rõ mô hình đối tượng IEC 61850IEEE C37.118.1 xác định phép đo Synchrophasor được thực hiện như thế nào dưới dạng vecto điện áp hoặc dòng điện (biên độ và góc pha), Tần số, Tốc độ thay đổi tần số (ROCOF). Mục tiêu của IEC TR 61850-90-5 là tìm ra những nút logic (Logical Node) để đại diện cho các thông tin này. Ủy ban kỹ thuật (Technical Committee - TC) IEC 57 nhóm làm việc (Working Group - WG) 10 chọn cách sử dụng nút logic đo lường (MMXU). Tuy vậy, điều này dẫn đến đòi hỏi xác định các nút này thuộc cấp bảo vệ hay đo lường như đã định nghĩa trong IEEE C37.118.1.Để làm được việc này, tiêu chuẩn đã mở rộng bảng liệt kê phương pháp tính (ClcMth) IEC 61850 để bao gồm cấp bảo vệ (P-Class) và cấp đo lương (M-Class). Định nghĩa MMXU hiện hữu chứa các đối tượng dữ liệu (DataObject) mô tả các giá trị đo lường dòng điện, điện áp cũng như tần số. Tuy nhiên, IEC 61850 không mô tả ROCOF. Để cung cấp khả năng đo ROCOF, IEC TR 61850-90-5 bổ sung đối tượng dữ liệu HzRte (Tốc độ Hert) vào nút đo lường (MMXU). Một ý nghĩa quan trọng khác của thông tin Synchrophasor là có khả năng hiểu các tốc độ lấy mẫu. Trong IEC 61850, nó cho phép thực hiện cấu hình phù hợp các đối tượng dữ liệu có trước của:- ClcMod (Calculation Mode - chế độ tính toán): Từ IEEE C37.118.1 cho phép đáp ứng yêu cầu kỹ thuật của phương pháp đo lường là định kỳ. Giá trị IEC 618850-7-4 sử dụng cho ClcMod được định nghĩa là chu kỳ (PERIOD).
- ClcIntvTyp (Calculation Interval Type): Đo theo chuẩn IEEE C37.118 theo khoảng thời gian trên Giây. Tuy vậy, IEC TR 61850-90-5 đòi hỏi mềm dẻo hơn để đáp ứng được những ứng dụng khác. Do đó, hỗ trợ mili Giây (MS), và các kiểu (type) biến thời gian theo chu kỳ (Cycle) đã được bổ sung. Để thực hiện giống như khả năng của IEEE C37.118, giá trị MS đã được sử dụng.
- ClcIntvPer (Calculation Interval Period): được đặt theo giá trị của ClcIntvTyp.
IEEE C37.118 cũng cho phép chuyển các thông tin số rời rạc. Các ngữ nghĩa/ Đối tượng dữ liệu này đã hiện diện trong IEC 61850 như các thành phần riêng biệt của các bộ dữ liệu (DataSets).
Giao thức định tuyến IEC TR 61850-90-5 IEC 61850 có giao tiếp dịch vụ truyền thông cơ bản (ACSI), cung cấp các dịch vụ truyền tin khác nhau được hỗ trợ bởi IEC 61850. Ở đây chúng ta chỉ tập trung vào những dịch vụ này trong IEC 61850-7-2 được sử dụng cho việc trao đổi thông tin Synchrophasor chỉ tuân theo IEC TR 61850-90-5 (hình 1).- Nút logic MMXU được sử dụng để thể hiện các giá trị đo lường Synchrophasor được tạo ra theo định nghĩa của IEEE C37.118.1
- Thông tin từ MMXU được đặt vào 1 hoặc nhiều DataSet mà việc gửi nó được được kiểm soát bởi các khối điều khiển (Control Block) thích hợp (ví dụ như các khối điều khiển GOOSE hoặc SV). Lưu ý là các DataSet có thể chứa cả những thông tin khác ngoài thông tin đo lường Synchrophasor.
- IEC TR 61850-90-5 định nghĩa các khối điều khiển mới để xử lý các ngữ nghĩa định tuyến 90-5. Khối điều khiển “RS” (Routable Semantic) được sử dụng để điều khiển các dữ liệu định tuyến SV và các khối điều khiển “RG” (Routable GOOSE) được sử dụng để các điều khiển các thông tin trạng thái định hướng GOOSE.
- Sự kết hợp của DataSet và Control Block xác định những dịch vụ nào được sử dụng để trao đổi thông tin DataSet.
- Tùy thuộc vào khối điều khiển (loại RS hoặc RG), 1 tin nhắn (massage) ứng dụng được tạo ra/mã hóa theo các nguyên tắc được xác định trong IEC 61850-9-2 và IEC 61850-8-1.
- Các tin nhắn ứng dụng, được tóm lược trong tầng phiên IEC TR 61850-90-5, tiêu chuẩn đã hỗ trợ bảo mật và quản lý qua giao thức Trung tâm Phân phối khóa KDC (Key Distribution Center) 90-5.
- Các tin nhắn ứng dụng đã được đóng gói thông tin phát tán qua các dịch vụ UDP/IP, nó sử dụng giao thức kiểm soát các dịch vụ khác biệt (Differentiated Service Control Protocol - DSCP) để hỗ trợ đánh dấu ưu tiên IP giảm thiểu sự thất lạc gói tin có thể do tắc nghẽn ở Router.
- Để cấu hình các khối vận chuyển (transport) và điều khiển, ngôn ngữ cấu hình trạm (Substation Configuration Language - SCL) của IEC 61850-6 đã được mở rộng.
Giao thức 90-5 hỗ trợ khả năng truyền các nhóm tin ứng dụng GOOSE và SV (APDUs) trong đối tượng SPDU (Session Protocol Data Unit) đơn. Nó cũng hỗ trợ khả năng thiết lập một đường hầm an toàn trên nền Ethernet cho các gói tin GOOSE và SV, cho phép trao đổi thông tin dễ dàng hơn giữa các trạm biến áp và trung tâm điều khiển cho các thông điệp GOOSE và SV hiện hữu (hình 3).Để đảm bảo an toàn, khái niệm bảo mật “perfect-forward” được thực hiện. Mô hình bảo mật được thiết kế để cho phép mã hóa key luân phiênKhả năng bảo mật của IEC TR 61850-90-5 Dịch chuyển từ C37.118.2 sang IEC 61850-90-5Có 1 số khía cạnh được xem xét khi dịch chuyển từ IEEE C37.118.2 sang IEC 61850 được cung cấp trong IEC TR 61850-90-5. Những mục chính đã sử dụng để từng bước chuyển sang IEC 61850 bao gồm:- Thay đổi IEC 61850-6 để hỗ trợ cấu hình C37.118.2 qua SCL.
- Sử dụng GOOSE hoặc SV, trong ngữ cảnh của 90-5, không sử dụng… Nó cho phép sử dụng cấu hình SCL và IEEE C37.118.2 được thay thế bởi IEC TR 61850-90-5 không đòi hỏi mô tả toàn bộ IEC 61850-8-1 qua TCP/IP (ví dụ MMS)
Việc sử dụng IEEE C37.118 đã mang đến 1 cấu trúc triển khai Synchrophasor được gọi là Bộ tập trung dữ liệu Pha (Phasor Data Concentrator - PDC) được sử dụng trong các hệ thống hiện hữu. Mục tiêu đầu tiên của PDC là hỗ trợ khả năng phân tán các thiết bị đo Synchrophasor vì khả năng trao đổi thông tin giới hạn của trạm điện dẫn đến hạn chế khả năng đo lường phân tán dữ liệu. Mục đích tiêu biểu khác của PDC là hỗ trợ chức năng đo lường với liên kết thời gian giữa những phép đo từ nhiều thiết bị PMU. Trong IEC TR 61850-90-5 đã bao gồm mô hình rõ ràng để hỗ trợ khái niệm PDC. 
Một vấn đề khác đã được chỉ ra trong thỏa thuận thực hiện (bởi IEC 61850-90-5) là định nghĩa cụ thể cách thức dịch thông tin C37.118.2 sang IEC 61850 và sử dụng SV của IEC 61850 như thế nào để chuyển tín hiệu đo lường Synchrophasor 1 cách tin cậy. Các công việc này sẽ được biên soạn bởi IEC TC57 WG10. Lịch sử: Khởi nguồn yêu cầu GOOSE của IEC 61850 dựa trên thời gian tác động của rơle cắt nhanh của hãng ASEA (4 ms). Rơle được giới thiệu vào giữa những năm 1970 và đã có tác động trực tiếp đến các yêu cầu bao gồm trong báo cáo EPRI RP 3599 - được biết đến như giao thức truyền thông UCA (Utility Communication Architecture) phiên bản 1.0. Thời đó, đã có đồng thời nhiều số nỗ lực để tiêu chuẩn hóa và chúng có ảnh hưởng tới IEC TR 61850-90-5. Những nỗ lực chính là:- Khả năng tiêu chuẩn hóa của UCA để trở thành tiêu chuẩn IEEE
- Công việc của IEEE về tiêu chuẩn synchrophasor: Công việc này bắt đầu trước khi công bố IEEE 1344 (khoảng năm 1995) và tiếp tục đến ngày hôm nay với các phiên bản IEEE C37.118.1 và IEEE C37.118.2
- Công việc của IEC về IEC 61850
Điều quan trọng cần lưu ý là các nỗ lực của UCA/IEEE và IEC đều để giải quyết các vấn đề tương tự trong công nghiệp và do đó sẽ có thể cạnh tranh với nhau trên toàn cầu. Vào cuối năm 1996, các tổ chức trên đã được đồng ý cùng xem các khái niệm của UCA, bao gồm cả việc sử dụng truyền thông peer-to-peer tốc độ cao (nguồn gốc của GOOSE), có thể trở thành/được chấp nhận là một phần của tiêu chuẩn IEC 61850. Kết quả là IEC61850 (khoảng năm 2004) là một tiêu chuẩn quốc tế và các văn bản UCA được đặt vào Báo cáo kỹ thuật (TR) IEEE 1550 để trở thành phiên bản kế tiếp. Đồng hành với nó, không cần phối hợp với IEC, IEEE tiếp tục giải quyết các yêu cầu của synchrophasors. Những nỗ lực của IEEE được thúc đẩy bởi việc phân tích các khiếm khuyết gây sự cố tháng 08/2003. Nỗ lực này dẫn đến IEEE 1344 được thay thế bởi IEEE C37.118. Khi IEEE công bố C37.118, IEEE tiếp cận IEC với một yêu cầu cho 1 biểu tượng kép (khoảng tháng 3 năm 2009). IEC từ chối các yêu cầu biểu tượng kép vì đã có IEC 61850-9-2 (SV) và GOOSE, cả 2 đều có khả năng mang thông tin synchrophasor. Việc này đã dẫn đến việc tạo ra một Nhóm công tác chung giữa IEEE và IEC, và do đó đầu của sự phát triển của IEC TR 61850-90-5. Hình 5 cho thấy các sự kiện quan trọng cuối cùng để xây dựng IEC TR 61850-90-5.http://www.pacw.org/issue/december_2012_issue/iec_61850905_an_overview/iec_61850905_an_overview/complete_article/1.html Dịch từ tạp chí PAC WOLRD tháng 12, 2012
Khái quát về tiêu chuẩn IEC61850-90-5
Tác giả: Herbert Falk, Thiết kế giải pháp, SISCO, USA
Herbert Falk đã tham gia nhiều dự án liên quan đến ứng dụng các hệ thống thông tin và công nghệ truyền thông thời gian thực (real-time communication) để tự động hóa sản xuất, phân phối điện và tự động và giám sát chất lượng điện. Ông cũng đã từng tham gia xây dựng những đòi hỏi về an ninh truyền thông và tiêu chuẩn hóa từ năm 1996. Vào năm 1998, ông Falk đã chuẩn bị những yêu cầu kỹ thuật về an ninh cho UCA. Ngay sau đó, ông Falk đã hỗ trợ việc thiết kế và thực hiện 1 bộ sản phẩm truyền thông “an ninh” (secure) của SISCO. Vào năm 2000, ông Falk đã hoàn thành việc đánh giá an ninh EPRI của hạ tầng ngành điện Mỹ.
Ngoài ra, ông Falk là trưởng nhóm kỹ thuật trong ủy ban IEC TC 57 (nhóm làm việc) WG15 mà phạm vi của nó là “Dữ liệu và an ninh truyền thông trong môi trường IEC/TC 57”. Ông cũng là thành viên năng động trong những hoạt động về an ninh của IEEE.
Bài báo này mô tả những đòi hỏi thực tiễn dẫn đến tiêu chuẩn IEC 61850-90-5, khái quát của công nghệ, những thỏa thuận mới được thực hiện, kết quả thử nghiệm bước đầu trong ngành điện, độ tin cậy của UDP/IP.
IEC TR 61850-90-5 là giao thức để truyền trạng thái số và đo lường công suất được đồng bộ thời gian thông qua các mạng diện rộng cho phép thực hiện các hệ thống đo lường diện rộng và bảo vệ và điều khiển (Wide Area Measurement and Protection And Control - WAMPAC) dựa trên các giao thức IEC 61850 thường được sử dụng trong các trạm tự động hóa. Sự phát triển của IEC TR 61850-90-5 được thúc đấy bởi 1 số sự kiện:
- Sự cố rã lưới tháng 8 năm 2003 ở phía Bắc nước Mỹ: các phân tích sự cố chỉ ra sự cần thiết của tiêu chuẩn để nhận dạng được chính xác dạng sóng Sin (biên độ và góc pha) đồng bộ thời gian (Synchronized phasor measurement - Synchrophasor) nó cho phép đồng bộ thời gian cực chính xác/ thuật toán gán nhãn thời gian (time-stamping). Đây là lý do chính dẫn đến sự ra đời của IEEE C37.118 để thay thế IEEE 1344 và Dự án Liên kết Pha của miền Đông (Eastern Interconnect Phasor Project - EIPP).
- Tháng 5 năm 2005, những yêu cầu về an ninh mạng được công bố đối với những tài sản quan trọng chỉ ra rằng cần có những giao tiếp diện rộng được đảm bảo an ninh cho hệ thống điện.
- Tháng 11 năm 2006, Dự án Liên kết Pha (Phasor) của miền Đông (EIPP) được kết hợp với những sáng kiến của miền Tây và Texas để trở thành Dự án Synchrophasor Bắc Mỹ (North American Synchrophasor Project Initiative - NASPI), để đưa ra những yêu cầu kỹ thuật vận hành cho các hệ thống Synchrophasor, cấu trúc và các thiết bị Synchrophasor.
- Hiệp hội các kỹ sư điện và điện tử (IEEE) đề nghị ủy ban Kỹ thuật điện châu Âu (IEC) sử dụng biểu trưng kép cho C37.118 vào tháng 8 năm 2009: Biểu trưng (logo) kép bị IEC từ chối vì IEC đã có công nghệ truyền tin (IEC 61850-9-2) có thể chuyển tải thông tin Synchrophasor. Kết quả là 1 thỏa thuận liên kết công việc và nguồn lực giữa IEEE và IEC đã được hình thành, liên kết này sẽ làm việc trên những phương pháp luận/ thỏa thuận dẫn đến những thay đổi trong IEEE C37.118 và tạo ra IEC TR 61850-9-5 (TR - Technical Report).
Bên cạnh những sự kiện trên, và những đòi hỏi kỹ thuật để hỗ trợ Synchrophasor, IEC TR 61850-9-5 cũng được thiết kế để hỗ trợ những trường hợp ứng dụng đã được hỗ trợ bởi GOOSE và SV (Sampled Value), một phần của IEC 61850.
Các yêu cầu kỹ thuật đã được phát triển, thay đổi và bổ sung. Trọng tâm ban đầu của GOOSE và Sample Value từng là ứng dụng của cho điều khiển và tự động hóa. 1 vài yêu cầu kỹ thuật trong số đó là:
- Phát triển những tính năng cho hoạt động của GOOSE. Ban đầu, yêu cầu về hoạt động của GOOSE là 4 mili Giây để thỏa mãn được yêu cầu của bảo vệ rơle trong trạm. Nó đã được điều chỉnh xuống 3 mili Giây với việc ban hành IEC 61850-5 năm 2003.
- Sự phát triển của Sampled Value, giao thức thời gian thực, cho phép đo lường lấy mẫu tốc độ cao các giá trị dòng điện và điện áp từ các máy biến dòng điện và biến điện áp để chia sẽ với nhiều thiết bị điện tử thông minh. Tốc độ đo lường/lấy mẫu ban đầu theo yêu cầu kỹ thuật của UCAIug 9-2LE là 80 hoặc 256 mẫu/ chu kỳ cho các ứng dụng bên trong trạm.
- Sự phát triển các tiêu chuẩn bảo mật (an ninh) cho IEC 61850, bao gồm GOOSE và SV được khởi động năm 2004 và hoàn thành năm 2007.
- Năm 2005, việc sử dụng giao thức IEC 61850 giữa các trạm và giữa trạm và trung tâm điều độ được khởi động, nhưng công nghệ GOOSE vẫn không thay đổi định hướng mặc dù nó được xác định để dụng cho những cấu trúc truyền tin mới (IEC 61850-90-1 và IEC 61850-90-2)
Năm 2003, IEEE bắt đầu nỗ lực chuyển từ IEEE 1344 sang IEEE C37.118 để cải thiện cấp chính xác phép đo của việc đo lường các sóng Sin đồng bộ thời gian (synchrophasor). Sự cần thiết của phải cải tiến dựa trên việc phân sự cố rã lưới ở Bắc Mỹ năm 2003. Năm 2009, sau khi đề nghị có 1 tiêu chuẩn sử dụng biểu trưng kép, các tiêu chuẩn IEEE C37.118 và IEC 61850 đã được đánh giá và đưa ra kết quả như bảng số 1.
Trước khi đề nghị có 1 biểu trưng chung cho 2 tiêu chuẩn, hoạt động của NASPI đã tạo thêm nhiều yêu cầu kỹ thuật cho đo lường Synchrophasor. Các yêu cầu này bao gồm cả sự cần thiết đảm bảo an ninh mạng diện rộng khi thông tin Synchrophasor phân tán trên lục địa Bắc Mỹ. Sự kết hợp nguồn lực của IEEE và IEC đưa ra chiến lược để chia C37.118 thành 2 phần trong khi tiếp tục xem xét khả năng chuyển sang công nghệ dựa trên IEC 61850 để đáp ứng những yêu cầu của NASPI:
- IEEE C37.118.1: Đo Synchrophasor cho các hệ thống điện hiện có. Tiêu chuẩn này xác định đo các tín hiệu sóng Sin (Synchrophasor), tần số và tốc độ thay đổi tần số (Rate Of Change Of Frequency - ROCOF) trong tất cả các điều kiện vận hành. Nó xác định các phương pháp đánh giá các kết quả đo và những yêu cầu đúng theo tiêu chuẩn ở các điều kiện vận hành ổn định và động. Các yêu cầu về gán và đồng bộ thời gian cũng bao gồm trong tiêu chuẩn. Các yêu cầu hoạt động được xác định với mẫu tham chiếu, được đưa ra cụ thể. Tiêu chuẩn xác định 1 bộ PMU (Phasor Measurment Unit - Synchrophasor), có thể là 1 thiết bị vật lý làm việc độc lập hoặc là 1 module chức năng trong 1 thiết bị vật lý khác. Tiêu chuẩn không xác định phần cứng, phần mềm hoặc phương pháp tính toán tín hiệu Sin (Phasor), tần số hay tốc độ thay đổi tần số (ROCOF).
- IEEE C37.118.2: Xác định phương pháp trao đổi các dữ liễu Synchrophasor thời gian thực giữa các thiết bị trên hệ thống điện. Tiêu chuẩn xác định các thông điệp (massaging) có thể truyền nhận giữa các PMU, và các ứng dụng khác với bất cứ giao thức thời gian thực phù hợp. Tiêu chuẩn định nghĩa loại thông điệp (massage), nội dụng và cách sử dụng. Loại dữ liệu và định dạng được định nghĩa. Hệ thống đo lường chuẩn, các tùy chọn truyền thông và các yêu cầu được mô tả.
| Chức năng | C37.118 | IEC 61850 GOOSE và SV |
| Giao thức thời gian thực (Streaming protocol) | Đáp ứng | Sampled Value |
| Tốc độ đo/ phát tin (Rate of Measurement/ Reporting) | 10-30 mẫu/giây | 80-256 mẫu/chu kỳ (4800-15360 mẫu/giây) |
| Có thể định tuyến (đảm bảo) nguyên bản bằng IP (Natively Routable using IP) | Đáp ứng | Không. Phải sử dụng định tuyến bắc cầu - bridged-routing (brouting) |
| Tập trung ứng dụng (Application Focus) | Nhận ra trạng thái (situational awareness) | Điều khiển |
| Bảo mật các địa chỉ tiêu chuẩn (Standard Addressses Security) | Không | Có |
| Xác định đầy đủ Hồ sơ truyền thông (Communication profile fully specified) | Không | Có |
| Yêu cầu kỹ thuật đo lường cho Synchrophasor | Có | Không |
| Khả năng truyền sự kiện | Không | Có |
| Giao thức được hoạt động bởi ngôn ngữ (Protocol is semantically driven) | Không | Có |
| Ngôn ngữ cấu hình được chuẩn hóa | Không | Có |
Bảng 1 So sánh tiêu chuẩn IEEE C37.118 và IEC 61850
IEEE C37.118.1 tiếp tục là tiêu chuẩn quốc tế để xác định công nghệ đo cho Synchrophasor trong khi đó IEEE C37.118.2 là giao thức của IEEE để giải quyết các yêu cầu của hệ thống hiện tại làm cho IEC TR 61850-90-5 trở thành cơ sở cho 1 giao thức có khả năng mở rộng và bảo mật hơn để đáp ứng các yêu cầu của NASPI. IEC TR 61850-90-5 có các tham chiếu theo IEEE C37.118.1 như là phương pháp đo Synchrophasor. Phạm vi của IEC TR 6:
- Xác định rõ mô hình đối tượng 61850 để thể hiện phù hợp với các Synchrophasor.
- Cung cấp giao thức định tuyến và bảo mật có thể truyền GOOSE hoặc SV qua các gói dữ liệu IEC61850 ở tầng ứng dụng.
- Cung cấp khả năng nâng cấp từ IEEE C37.118 và những cấu trúc tiêu chuẩn đang được sử dụng sang IEC TR 61850-90-5.
Xác định rõ mô hình đối tượng IEC 61850
IEEE C37.118.1 xác định phép đo Synchrophasor được thực hiện như thế nào dưới dạng vecto điện áp hoặc dòng điện (biên độ và góc pha), Tần số, Tốc độ thay đổi tần số (ROCOF). Mục tiêu của IEC TR 61850-90-5 là tìm ra những nút logic (Logical Node) để đại diện cho các thông tin này. Ủy ban kỹ thuật (Technical Committee - TC) IEC 57 nhóm làm việc (Working Group - WG) 10 chọn cách sử dụng nút logic đo lường (MMXU). Tuy vậy, điều này dẫn đến đòi hỏi xác định các nút này thuộc cấp bảo vệ hay đo lường như đã định nghĩa trong IEEE C37.118.1.
Để làm được việc này, tiêu chuẩn đã mở rộng bảng liệt kê phương pháp tính (ClcMth) IEC 61850 để bao gồm cấp bảo vệ (P-Class) và cấp đo lương (M-Class). Định nghĩa MMXU hiện hữu chứa các đối tượng dữ liệu (DataObject) mô tả các giá trị đo lường dòng điện, điện áp cũng như tần số. Tuy nhiên, IEC 61850 không mô tả ROCOF. Để cung cấp khả năng đo ROCOF, IEC TR 61850-90-5 bổ sung đối tượng dữ liệu HzRte (Tốc độ Hert) vào nút đo lường (MMXU). Một ý nghĩa quan trọng khác của thông tin Synchrophasor là có khả năng hiểu các tốc độ lấy mẫu. Trong IEC 61850, nó cho phép thực hiện cấu hình phù hợp các đối tượng dữ liệu có trước của:
- ClcMod (Calculation Mode - chế độ tính toán): Từ IEEE C37.118.1 cho phép đáp ứng yêu cầu kỹ thuật của phương pháp đo lường là định kỳ. Giá trị IEC 618850-7-4 sử dụng cho ClcMod được định nghĩa là chu kỳ (PERIOD).
- ClcIntvTyp (Calculation Interval Type): Đo theo chuẩn IEEE C37.118 theo khoảng thời gian trên Giây. Tuy vậy, IEC TR 61850-90-5 đòi hỏi mềm dẻo hơn để đáp ứng được những ứng dụng khác. Do đó, hỗ trợ mili Giây (MS), và các kiểu (type) biến thời gian theo chu kỳ (Cycle) đã được bổ sung. Để thực hiện giống như khả năng của IEEE C37.118, giá trị MS đã được sử dụng.
- ClcIntvPer (Calculation Interval Period): được đặt theo giá trị của ClcIntvTyp.
IEEE C37.118 cũng cho phép chuyển các thông tin số rời rạc. Các ngữ nghĩa/ Đối tượng dữ liệu này đã hiện diện trong IEC 61850 như các thành phần riêng biệt của các bộ dữ liệu (DataSets).
Giao thức định tuyến IEC TR 61850-90-5
IEC 61850 có giao tiếp dịch vụ truyền thông cơ bản (ACSI), cung cấp các dịch vụ truyền tin khác nhau được hỗ trợ bởi IEC 61850. Ở đây chúng ta chỉ tập trung vào những dịch vụ này trong IEC 61850-7-2 được sử dụng cho việc trao đổi thông tin Synchrophasor chỉ tuân theo IEC TR 61850-90-5 (hình 1).
- Nút logic MMXU được sử dụng để thể hiện các giá trị đo lường Synchrophasor được tạo ra theo định nghĩa của IEEE C37.118.1
- Thông tin từ MMXU được đặt vào 1 hoặc nhiều DataSet mà việc gửi nó được được kiểm soát bởi các khối điều khiển (Control Block) thích hợp (ví dụ như các khối điều khiển GOOSE hoặc SV). Lưu ý là các DataSet có thể chứa cả những thông tin khác ngoài thông tin đo lường Synchrophasor.
- IEC TR 61850-90-5 định nghĩa các khối điều khiển mới để xử lý các ngữ nghĩa định tuyến 90-5. Khối điều khiển “RS” (Routable Semantic) được sử dụng để điều khiển các dữ liệu định tuyến SV và các khối điều khiển “RG” (Routable GOOSE) được sử dụng để các điều khiển các thông tin trạng thái định hướng GOOSE.
- Sự kết hợp của DataSet và Control Block xác định những dịch vụ nào được sử dụng để trao đổi thông tin DataSet.
- Tùy thuộc vào khối điều khiển (loại RS hoặc RG), 1 tin nhắn (massage) ứng dụng được tạo ra/mã hóa theo các nguyên tắc được xác định trong IEC 61850-9-2 và IEC 61850-8-1.
- Các tin nhắn ứng dụng, được tóm lược trong tầng phiên IEC TR 61850-90-5, tiêu chuẩn đã hỗ trợ bảo mật và quản lý qua giao thức Trung tâm Phân phối khóa KDC (Key Distribution Center) 90-5.
- Các tin nhắn ứng dụng đã được đóng gói thông tin phát tán qua các dịch vụ UDP/IP, nó sử dụng giao thức kiểm soát các dịch vụ khác biệt (Differentiated Service Control Protocol - DSCP) để hỗ trợ đánh dấu ưu tiên IP giảm thiểu sự thất lạc gói tin có thể do tắc nghẽn ở Router.
- Để cấu hình các khối vận chuyển (transport) và điều khiển, ngôn ngữ cấu hình trạm (Substation Configuration Language - SCL) của IEC 61850-6 đã được mở rộng.
Giao thức 90-5 hỗ trợ khả năng truyền các nhóm tin ứng dụng GOOSE và SV (APDUs) trong đối tượng SPDU (Session Protocol Data Unit) đơn. Nó cũng hỗ trợ khả năng thiết lập một đường hầm an toàn trên nền Ethernet cho các gói tin GOOSE và SV, cho phép trao đổi thông tin dễ dàng hơn giữa các trạm biến áp và trung tâm điều khiển cho các thông điệp GOOSE và SV hiện hữu (hình 3).
Để đảm bảo an toàn, khái niệm bảo mật “perfect-forward” được thực hiện. Mô hình bảo mật được thiết kế để cho phép mã hóa key luân phiên
Khả năng bảo mật của IEC TR 61850-90-5
Dịch chuyển từ C37.118.2 sang IEC 61850-90-5
Có 1 số khía cạnh được xem xét khi dịch chuyển từ IEEE C37.118.2 sang IEC 61850 được cung cấp trong IEC TR 61850-90-5. Những mục chính đã sử dụng để từng bước chuyển sang IEC 61850 bao gồm:
- Thay đổi IEC 61850-6 để hỗ trợ cấu hình C37.118.2 qua SCL.
- Sử dụng GOOSE hoặc SV, trong ngữ cảnh của 90-5, không sử dụng… Nó cho phép sử dụng cấu hình SCL và IEEE C37.118.2 được thay thế bởi IEC TR 61850-90-5 không đòi hỏi mô tả toàn bộ IEC 61850-8-1 qua TCP/IP (ví dụ MMS)
Việc sử dụng IEEE C37.118 đã mang đến 1 cấu trúc triển khai Synchrophasor được gọi là Bộ tập trung dữ liệu Pha (Phasor Data Concentrator - PDC) được sử dụng trong các hệ thống hiện hữu. Mục tiêu đầu tiên của PDC là hỗ trợ khả năng phân tán các thiết bị đo Synchrophasor vì khả năng trao đổi thông tin giới hạn của trạm điện dẫn đến hạn chế khả năng đo lường phân tán dữ liệu. Mục đích tiêu biểu khác của PDC là hỗ trợ chức năng đo lường với liên kết thời gian giữa những phép đo từ nhiều thiết bị PMU. Trong IEC TR 61850-90-5 đã bao gồm mô hình rõ ràng để hỗ trợ khái niệm PDC.
Một vấn đề khác đã được chỉ ra trong thỏa thuận thực hiện (bởi IEC 61850-90-5) là định nghĩa cụ thể cách thức dịch thông tin C37.118.2 sang IEC 61850 và sử dụng SV của IEC 61850 như thế nào để chuyển tín hiệu đo lường Synchrophasor 1 cách tin cậy. Các công việc này sẽ được biên soạn bởi IEC TC57 WG10.
Lịch sử: Khởi nguồn yêu cầu GOOSE của IEC 61850 dựa trên thời gian tác động của rơle cắt nhanh của hãng ASEA (4 ms). Rơle được giới thiệu vào giữa những năm 1970 và đã có tác động trực tiếp đến các yêu cầu bao gồm trong báo cáo EPRI RP 3599 - được biết đến như giao thức truyền thông UCA (Utility Communication Architecture) phiên bản 1.0. Thời đó, đã có đồng thời nhiều số nỗ lực để tiêu chuẩn hóa và chúng có ảnh hưởng tới IEC TR 61850-90-5. Những nỗ lực chính là:
- Khả năng tiêu chuẩn hóa của UCA để trở thành tiêu chuẩn IEEE
- Công việc của IEEE về tiêu chuẩn synchrophasor: Công việc này bắt đầu trước khi công bố IEEE 1344 (khoảng năm 1995) và tiếp tục đến ngày hôm nay với các phiên bản IEEE C37.118.1 và IEEE C37.118.2
- Công việc của IEC về IEC 61850
Điều quan trọng cần lưu ý là các nỗ lực của UCA/IEEE và IEC đều để giải quyết các vấn đề tương tự trong công nghiệp và do đó sẽ có thể cạnh tranh với nhau trên toàn cầu. Vào cuối năm 1996, các tổ chức trên đã được đồng ý cùng xem các khái niệm của UCA, bao gồm cả việc sử dụng truyền thông peer-to-peer tốc độ cao (nguồn gốc của GOOSE), có thể trở thành/được chấp nhận là một phần của tiêu chuẩn IEC 61850. Kết quả là IEC61850 (khoảng năm 2004) là một tiêu chuẩn quốc tế và các văn bản UCA được đặt vào Báo cáo kỹ thuật (TR) IEEE 1550 để trở thành phiên bản kế tiếp. Đồng hành với nó, không cần phối hợp với IEC, IEEE tiếp tục giải quyết các yêu cầu của synchrophasors. Những nỗ lực của IEEE được thúc đẩy bởi việc phân tích các khiếm khuyết gây sự cố tháng 08/2003. Nỗ lực này dẫn đến IEEE 1344 được thay thế bởi IEEE C37.118. Khi IEEE công bố C37.118, IEEE tiếp cận IEC với một yêu cầu cho 1 biểu tượng kép (khoảng tháng 3 năm 2009). IEC từ chối các yêu cầu biểu tượng kép vì đã có IEC 61850-9-2 (SV) và GOOSE, cả 2 đều có khả năng mang thông tin synchrophasor. Việc này đã dẫn đến việc tạo ra một Nhóm công tác chung giữa IEEE và IEC, và do đó đầu của sự phát triển của IEC TR 61850-90-5. Hình 5 cho thấy các sự kiện quan trọng cuối cùng để xây dựng IEC TR 61850-90-5.
http://www.pacw.org/issue/december_2012_issue/iec_61850905_an_overview/iec_61850905_an_overview/complete_article/1.html
Dịch từ tạp chí PAC WOLRD tháng 12, 2012
Khái quát về tiêu chuẩn IEC61850-90-5
12/08/2017
Tác giả: Herbert Falk, Thiết kế giải pháp, SISCO, USA Herbert Falk đã tham gia nhiều dự án liên quan đến ứng dụng các hệ thống […]
12/08/2017
12/08/2017
Những thách thức trong quá trình cải tạo trạm biến áp ứng dụng chuẩn IEC 61850Những thách thức trong quá trình cải tạo trạm biến áp ứng dụng chuẩn IEC 61850
Nếu quá trong quá trình xây dựng trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850 phải đối mắt với ba vấn đề: khả năng thực thi, tính ổn định và khả năng quản lý thì trong cải tạo trạm biến áp ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850 lại phải đối mặt với các vấn đề: tích hợp các thiết bị khác nhau thành một hệ thống duy nhất và tối ưu quá trình vận hành. Bài viết dưới đây sẽ đề cập đến những khó khăn gặp phải khi cải tạo trạm theo chuẩn IEC 61850 và cách thức để giải quyết những khó khăn đó.
Những thách thức trong quá trình tích hợp Trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850
Các giải pháp cải tạo trạm biến áp đáp ứng chuẩn IEC 61850
Danh mục sản phẩm đa dạng hỗ trợ kết nối các thiết hiện hữu thành một hệ thống duy nhất
Do nhiều hệ thống trạm hiện hành được xây dựng trong các khoảng thời gian và khu vực địa lý khác nhau, việc di chuyển các thiết bị hiện tại vào một hệ thống duy nhất sẽ gặp rất nhiều vấn đề. Thách thức đặt ra là làm thế nào để dễ dàng cải tạo các trạm biến áp từ những phần cứng thông thường thành tự động hóa, thành các thiết bị IEC 61850 thông minh, đặc biệt là khi phải đối mặt với nhiều giao thức chuyển đổi phức tạp.
Moxa cung cấp nhiều sản phẩm giúp kết nối thiết bị hiện hữu có thể sử dụng nhiều giao thức khác nhau vào IEC 61850:
- Thiết bị chuyển đổi giao thức với các giao thức công nghiệp tiêu chuẩn
- Thiết bị chuyển đổi serial sang Ethernet với các giao thức độc quyền
- Máy tính không quạt trên nền tảng mở cho các giao thức tùy chọn khác
Các giải pháp serial – to – Ethernet có thể kết nối các thiết bị điện tử thông minh hiện hữu và thiết bị truyền thông serial vào hệ thống mạng Ethernet. Cách thức này giúp kéo dài tuổi thọ của thiết bị và có thể giảm thiểu đáng kể chi phí nâng cấp hệ thống truyền thông phục vụ lưới điện thông minh.
Phối hợp các giao thức đồng bộ thời gian khác nhau
Hỗ trợ IRIG-B và IEEE 1588
Giải pháp tích hợp trong cải tạo trạm điện
Tiện ích Windows thân thiện với người sử dụng và bảng điều khiển giao diện web đối với các bộ chuyển đổi giao thức
Thông thường, các kỹ sư trạm không có đủ kiến thức về domain truyền thông hoặc có ít thời gian cho việc tích hợp hệ thống. Các kỹ sư không quen với các giao thức khác nhau của thiết bị trạm có thể dẫn đến cấu hình sai và gây ra các sự cố truyền thông. Vì lý do này, việc đơn giản và tinh giản quá trình cấu hình là điều cần thiết.
Tiện ích Windows và bảng điều khiển giao diện web thân thiện với người dùng giúp dễ dàng thực hiện toàn bộ các bước cấu hình cho các bộ chuyển đổi giao thức. Chỉ cần một chiếc máy tính với cổng Ethernet và trình duyệt web và thực hiện 4 bước đơn giản được trình bày tại sơ đồ dưới là có thể dễ dàng hoàn thành việc cấu hình.
Real COM Driver giúp các thiết bị serial hiện hữu nhận IP
Làm thế nào để dễ dàng đọc dữ liệu của các thiết bị serial hiện hữu từ một ứng dụng hoặc server mới. Chế độ Real COM của Moxa được thiết kế giúp người dùng không có ngân sách hoặc nguồn lực để tiến hành mã hóa lại các phần mềm ứng dụng hiện hữu của mình. Nport driver thực hiện điều này bằng cách tạo ra một cổng COM ảo trên máy tính chủ, cổng COM này sẽ dẫn đến một cổng IP mạng, đóng vai trò như một cổng serial. Phần mềm ứng dụng sẽ không nhận ra sự khác biệt và mapping các serial Port cho Nport để kết nối trực tiếp vào các serial device, mặc dù dữ liệu thực chất được gửi qua mạng. Moxa cung cấp driver cho hơn 20 hệ điều hành khác nhau và lien tục phát triển để tương thích với các hệ điều hành và phiên bản hệ mới nhằm mang đến cho hệ thống sự tương thích và linh hoạt nhất.
Nền tảng mở hỗ trợ phát triển ứng dụng riêng
Các kỹ sư trạm không phải là chuyên gia lập trình nhưng vẫn muốn phát triển các ứng dụng riêng có thể tận dụng lợi ích từ nền tảng mở. Môi trường lập trình được cung cấp bởi máy tính công nghiệp của Moxa là một nền tảng mở tương tự Linux và dễ dàng sử dụng hơn so với trình biên dịch chéo của máy tính để bàn.
Những thách thức trong quá trình cải tạo trạm biến áp ứng dụng chuẩn IEC 61850
Nếu quá trong quá trình xây dựng trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850 phải đối mắt với ba vấn đề: khả năng thực thi, tính ổn định và khả năng quản lý thì trong cải tạo trạm biến áp ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850 lại phải đối mặt với các vấn đề: tích hợp các thiết bị khác nhau thành một hệ thống duy nhất và tối ưu quá trình vận hành. Bài viết dưới đây sẽ đề cập đến những khó khăn gặp phải khi cải tạo trạm theo chuẩn IEC 61850 và cách thức để giải quyết những khó khăn đó.
Những thách thức trong quá trình tích hợp Trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850
Các giải pháp cải tạo trạm biến áp đáp ứng chuẩn IEC 61850
Danh mục sản phẩm đa dạng hỗ trợ kết nối các thiết hiện hữu thành một hệ thống duy nhất
Do nhiều hệ thống trạm hiện hành được xây dựng trong các khoảng thời gian và khu vực địa lý khác nhau, việc di chuyển các thiết bị hiện tại vào một hệ thống duy nhất sẽ gặp rất nhiều vấn đề. Thách thức đặt ra là làm thế nào để dễ dàng cải tạo các trạm biến áp từ những phần cứng thông thường thành tự động hóa, thành các thiết bị IEC 61850 thông minh, đặc biệt là khi phải đối mặt với nhiều giao thức chuyển đổi phức tạp.
Moxa cung cấp nhiều sản phẩm giúp kết nối thiết bị hiện hữu có thể sử dụng nhiều giao thức khác nhau vào IEC 61850:
- Thiết bị chuyển đổi giao thức với các giao thức công nghiệp tiêu chuẩn
- Thiết bị chuyển đổi serial sang Ethernet với các giao thức độc quyền
- Máy tính không quạt trên nền tảng mở cho các giao thức tùy chọn khác
Các giải pháp serial – to – Ethernet có thể kết nối các thiết bị điện tử thông minh hiện hữu và thiết bị truyền thông serial vào hệ thống mạng Ethernet. Cách thức này giúp kéo dài tuổi thọ của thiết bị và có thể giảm thiểu đáng kể chi phí nâng cấp hệ thống truyền thông phục vụ lưới điện thông minh.
Phối hợp các giao thức đồng bộ thời gian khác nhau
Hỗ trợ IRIG-B và IEEE 1588
Giải pháp tích hợp trong cải tạo trạm điện
Tiện ích Windows thân thiện với người sử dụng và bảng điều khiển giao diện web đối với các bộ chuyển đổi giao thức
Thông thường, các kỹ sư trạm không có đủ kiến thức về domain truyền thông hoặc có ít thời gian cho việc tích hợp hệ thống. Các kỹ sư không quen với các giao thức khác nhau của thiết bị trạm có thể dẫn đến cấu hình sai và gây ra các sự cố truyền thông. Vì lý do này, việc đơn giản và tinh giản quá trình cấu hình là điều cần thiết.
Tiện ích Windows và bảng điều khiển giao diện web thân thiện với người dùng giúp dễ dàng thực hiện toàn bộ các bước cấu hình cho các bộ chuyển đổi giao thức. Chỉ cần một chiếc máy tính với cổng Ethernet và trình duyệt web và thực hiện 4 bước đơn giản được trình bày tại sơ đồ dưới là có thể dễ dàng hoàn thành việc cấu hình.
Real COM Driver giúp các thiết bị serial hiện hữu nhận IP
Làm thế nào để dễ dàng đọc dữ liệu của các thiết bị serial hiện hữu từ một ứng dụng hoặc server mới. Chế độ Real COM của Moxa được thiết kế giúp người dùng không có ngân sách hoặc nguồn lực để tiến hành mã hóa lại các phần mềm ứng dụng hiện hữu của mình. Nport driver thực hiện điều này bằng cách tạo ra một cổng COM ảo trên máy tính chủ, cổng COM này sẽ dẫn đến một cổng IP mạng, đóng vai trò như một cổng serial. Phần mềm ứng dụng sẽ không nhận ra sự khác biệt và mapping các serial Port cho Nport để kết nối trực tiếp vào các serial device, mặc dù dữ liệu thực chất được gửi qua mạng. Moxa cung cấp driver cho hơn 20 hệ điều hành khác nhau và lien tục phát triển để tương thích với các hệ điều hành và phiên bản hệ mới nhằm mang đến cho hệ thống sự tương thích và linh hoạt nhất.
Nền tảng mở hỗ trợ phát triển ứng dụng riêng
Các kỹ sư trạm không phải là chuyên gia lập trình nhưng vẫn muốn phát triển các ứng dụng riêng có thể tận dụng lợi ích từ nền tảng mở. Môi trường lập trình được cung cấp bởi máy tính công nghiệp của Moxa là một nền tảng mở tương tự Linux và dễ dàng sử dụng hơn so với trình biên dịch chéo của máy tính để bàn.
Những thách thức trong quá trình cải tạo trạm biến áp ứng dụng chuẩn IEC 61850
12/08/2017
Nếu quá trong quá trình xây dựng trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850 phải đối mắt với ba vấn đề: khả năng thực thi, […]
12/08/2017
12/08/2017
Khả năng quản lý của trạm điện ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850Khả năng quản lý của trạm điện ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính ổn định và khả năng quản lý. Switch công nghiệp PowerTrans PT-7528 tích hợp đầy đủ MMS. Switch PT-7528 IEC 61850-90-4 cung cấp cho vận hành viên các tùy chọn để kết nối các thiết bị IT vào cùng hệ thống SCADA như IED, hay các thiết bị IEC 61850 khác sử dụng MMS như mô hình tin nhắn device-to-device. Khả năng quản lý của trạm điện ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850 Mô hình dữ liệu IEC 61850-90-4: Giải pháp giám sát mạng tích hợp cho hệ thống SCADA tại trạm biến áp Với phần cứng có hỗ trợ MMS, nhà tích hợp trạm và kỹ sư tự động hóa có thể đưa ra những tính toán cho toàn bộ hệ thống mạng với các thiết bị tự động hóa cùng với thống tin lớp quá trình, tất cả đều nằm trong một hệ thống SCADA duy nhất. Hệ thống trạm không còn cấu hình và cài đặt phần mềm NMS cho các thiết bị CNTT nữa, các nhà vận hành Trạm sẽ đạt được lợi ích kép khi tích hợp tự động hóa toàn diện hơn, cải thiện hiệu quả trong quản lý và tiết kiệm chi phí triển khai hệ thống. Tích hợp các thiết bị IT thông qua MMS làm hệ thống mạng dễ kiểm soát, linh hoạt hơn. Quản trị viên có thể sử dụng MMS để:- Giám sát và điềukhiển các IED, switch, máy tính nhúng, bộ chuyển đổi và quá trình xử lý dữ liệu từ giao diện SCADA
- Loại bỏ các hệ thống SNMP dự phòng cho phần cứng IT và giảm thiểu tình trạng nghẽn mạng.
- Cấu hình thiết bị cho kích hoạt sự kiện, báo cáo ngắn gọn hoặc cả hai
- Định vị chính xác các thiết bị và mối liên quan với các thiết bị khác trong hệ thống mạng với một phần mềm duy nhất
- Trực tiếp cấu hình và kiểm soát phần cứng IT từ hệ thống SCADA
- Cấu hình hàng loạt bằng các tệp tin CID (Configured IED Description)
Thuật toán cấu hình trạmMôi trường tại trạm biến áp rất đặc biệt, các cấu hình IT sẽ chỉ đòi hỏi một số đặc tính chính. Do đó, đơn giản hóa và tinh giản quá trình mang lại nhiều ý nghĩa: tinh giản giao diện cấu hình chỉ để lại những tính năng mạng có liên quan, quá trình cài đặt và bảo trì sẽ trở nên hiệu quả hơn. Sử dụng thuật cấu hình dựa trên trình duyệt của Moxa, có thể cấu hình thiết bị một cách hiệu quả chỉ trong vòng 7 bước. 
Giám sát và điều khiển toàn diện hệ thống SCADA ảo Nền tảng ứng dụng ảo có thể giữ nhiều vai trò khác nhau PRP/HSR được tích hợp quản lý tầm giữa trong mô hình OSI, sẽ hỗ trợ cả giao diện SNMP và MMS để cho phép kết nối nhiều thiết bị trạm khác nhau (ví dụ: IED, máy tính công nghiệp, switch Ethernet) hoạt động theo nhiều giao thức truyền thông khác nhau. Tích hợp middleware và hệ thống SCADA khiến việc đọc và sử dụng dữ liệu trong hệ thống SCADA trạm qua giao thức MMS trở nên dễ dàng hơn. Các vận hành viên trạm thấy rằng quản lý tất cả thiết bị trong hệ thống PRP/HSR qua công cụ ảo Power SCADA sẽ dễ dàng hơn. Thêm vào đó, việc xử lý sự cố cũng trở nên đơn giản hơn bởi bất kỳ điểm lỗi nào cũng có thể được hiển thị trên biểu đồ Power SCADA, do đó SAS hoặc ứng dụng PRP/HSR cũng trở nên tin cậy và ổn định hơn. 
Quản lý hệ thống mạng SCADA PRP/HSR Máy tính DA-820, đa tính năng, hiệu suất hoạt động cao là sự lựa chọn phù hợp cho các nhiệm vụ đa năng. Trong trạm, các nhiệm vụ này gồm giám sát và điều khiển từ xa, truyền thông đầu cuối (front – end communication – các ứng dụng phần mềm), back-end hosting (máy chủ xử lý các thông tin từ front-end commucation – các thiết bị phần cứng), điều khiển giám sát video từ xa.DA-820 đã được thử nghiệm thành công với VMware ESXi, có thể hỗ trợ nhiều nhiệm vụ khác nhau cùng một lúc. Chỉ cần cài đặt VMware với hiệu suất cao và máy DA-820 với đầy đủ tính năng để hỗ trợ và chuyển đổi giữa những hệ điều hành khác nhau của các ứng dụng khác nhau. 
Khả năng quản lý của trạm điện ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính ổn định và khả năng quản lý. Switch công nghiệp PowerTrans PT-7528 tích hợp đầy đủ MMS. Switch PT-7528 IEC 61850-90-4 cung cấp cho vận hành viên các tùy chọn để kết nối các thiết bị IT vào cùng hệ thống SCADA như IED, hay các thiết bị IEC 61850 khác sử dụng MMS như mô hình tin nhắn device-to-device. Khả năng quản lý của trạm điện ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850 Mô hình dữ liệu IEC 61850-90-4: Giải pháp giám sát mạng tích hợp cho hệ thống SCADA tại trạm biến áp Với phần cứng có hỗ trợ MMS, nhà tích hợp trạm và kỹ sư tự động hóa có thể đưa ra những tính toán cho toàn bộ hệ thống mạng với các thiết bị tự động hóa cùng với thống tin lớp quá trình, tất cả đều nằm trong một hệ thống SCADA duy nhất. Hệ thống trạm không còn cấu hình và cài đặt phần mềm NMS cho các thiết bị CNTT nữa, các nhà vận hành Trạm sẽ đạt được lợi ích kép khi tích hợp tự động hóa toàn diện hơn, cải thiện hiệu quả trong quản lý và tiết kiệm chi phí triển khai hệ thống. Tích hợp các thiết bị IT thông qua MMS làm hệ thống mạng dễ kiểm soát, linh hoạt hơn. Quản trị viên có thể sử dụng MMS để:- Giám sát và điềukhiển các IED, switch, máy tính nhúng, bộ chuyển đổi và quá trình xử lý dữ liệu từ giao diện SCADA
- Loại bỏ các hệ thống SNMP dự phòng cho phần cứng IT và giảm thiểu tình trạng nghẽn mạng.
- Cấu hình thiết bị cho kích hoạt sự kiện, báo cáo ngắn gọn hoặc cả hai
- Định vị chính xác các thiết bị và mối liên quan với các thiết bị khác trong hệ thống mạng với một phần mềm duy nhất
- Trực tiếp cấu hình và kiểm soát phần cứng IT từ hệ thống SCADA
- Cấu hình hàng loạt bằng các tệp tin CID (Configured IED Description)
Thuật toán cấu hình trạm| Môi trường tại trạm biến áp rất đặc biệt, các cấu hình IT sẽ chỉ đòi hỏi một số đặc tính chính. Do đó, đơn giản hóa và tinh giản quá trình mang lại nhiều ý nghĩa: tinh giản giao diện cấu hình chỉ để lại những tính năng mạng có liên quan, quá trình cài đặt và bảo trì sẽ trở nên hiệu quả hơn. Sử dụng thuật cấu hình dựa trên trình duyệt của Moxa, có thể cấu hình thiết bị một cách hiệu quả chỉ trong vòng 7 bước. | |
| Quản lý hệ thống mạng SCADA PRP/HSR Máy tính DA-820, đa tính năng, hiệu suất hoạt động cao là sự lựa chọn phù hợp cho các nhiệm vụ đa năng. Trong trạm, các nhiệm vụ này gồm giám sát và điều khiển từ xa, truyền thông đầu cuối (front – end communication – các ứng dụng phần mềm), back-end hosting (máy chủ xử lý các thông tin từ front-end commucation – các thiết bị phần cứng), điều khiển giám sát video từ xa.DA-820 đã được thử nghiệm thành công với VMware ESXi, có thể hỗ trợ nhiều nhiệm vụ khác nhau cùng một lúc. Chỉ cần cài đặt VMware với hiệu suất cao và máy DA-820 với đầy đủ tính năng để hỗ trợ và chuyển đổi giữa những hệ điều hành khác nhau của các ứng dụng khác nhau. | |
Khả năng quản lý của trạm điện ứng dụng tiêu chuẩn IEC 61850
12/08/2017
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính […]
12/08/2017
12/08/2017
Tính ổn định của trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850Tính ổn định của trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính ổn định và khả năng quản lý. Noise Guard™: Công nghệ Zero Packet Loss - Không làm mất gói tin
Tính ổn định của trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850
Để đáp ứng chuẩn IEEE 1613 Class I, thiết bị mạng phải có khả năng tương thích điện từ cấp độ 4 nhằm đảm bảo chúng có thể hoạt động ổn định trong điều kiện nhiễu điện từ. Ưu tiên các gói tin quan trọng
- Thiết kế cơ học: Vỏ bọc phức hợp giúp truyền dẫn tốt hơn
- Các thành phần tùy chỉnh: Thiết kế lại bộ thu phát quang
- Cải tiến các bộ cung cấp năng lượng: Tối ưu hóa thiết kế mạch trong đó các thành phần đều được nâng cấp
Chẩn đoán giao diện quang với Fiber Check™ cho ST, SC hay SFP
FiberCheckTM của Moxa có thể sử dụng cho các switch trong trạm biến áp để giám sát các dạng đầu nối ST/SC cũng như SFP và thông báo cho hệ thống SCADA thông qua SNMP hoặc MMS khi phát hiện vấn đề bất thường, giúp các vận hành viên nhanh chóng tiến hành bảo trì. Báo cáo và cảnh báo có thể được gửi đi đi bằng một trong các cách sau: cổng mạng, cổng điều khiển serial, CLI, báo cáo MMS, rơ le số, SNMP traps, các mục được ghi trong lịch sử của hệ thống. Năng lượng, nhiệt độ và dòng điện được truyền tải dọc theo các kết nối quang trong thời gian thực.
- Giám sát trạng thái truyền dẫn quang: Nhiệt độ, điện áp hoạt động, Tx/Rx
- Tự động đưa ra cảnh báo: SNMP trap, rơ le, email, MMS, bản ghi sự cố
Hệ thống mạng PRP/HSR linh hoạt và có khả năng mở rộng cao
PT-G503-PHR-PTP RedBox của Moxa được tích hợp nhiều tính năng mới với giao thức PRP/HSR hỗ trợ Gigabit, PTP, Coupling, và QuadBox giúp hệ thống mạng linh hoạt, dễ dàng mở rộng và gần như không mất thời gian trễ để chuyển mạch, đơn giản quá trình quản lý và triển khai.
Coupling
Quadbox
OS Smart Recovery: Điều khiển từ xa, tự động kích hoạt máy tính khôi phục toàn bộ môi trường phần mềm
Công nghệ Smart Recovery™ của Moxa cho phép các kỹ sư giám sát từ xa tình trạng của máy tính và kích hoạt nội dung đã được ghi lại khi có phát sinh vấn đề. Những nội dung này lấy từ một bản sao được lưu trữ trên máy tính cục bộ của hệ thống, được tạo thành khi lần đầu tiên cài đặt thành công máy tính.
không có một hệ điều hành thông minh khôi phục hệ thống, sự sai hỏng của phần mềm hệ thống có thể gặp phải trong hệ điều hành hoặc trong những trạm tích hợp cục bộ, có nghĩa là sự hỏng hóc nghiêm trọng cho việc cài đặt điều khiển công nghiệp từ xa và nơi triển khai tập trung các máy tính. Với một số ước tính lỗi máy tính do lỗi từ phần mềm khá là cao chiếm khoảng 30%, hệ thống tự động khôi phục phần mềm BIOS là một sự thiết kế bổ sung vô cùng cấp thiết để cài đặt các trạm biến áp
Công cụ tạo hình ảnh OS chỉ với 1 click
Công cụ khôi phục thông minh hoàn toàn tự động hoặc chỉ với một click
Tắt nguồn: Tự động khởi động
Hệ thống vận hành chậm: Khôi phục cấu hình theo định kỳ nâng cao tốc độ hoạt động
Có khả năng tự khởi động nhưng gây hư hại hệ thống: Cấu hình một quy trình tạo bản ghi cho biết hư hại gây ra bởi phần cứng hay phần mềm
Sự cố hệ thống và lỗi khởi động: Sử dụng tính năng tự động khôi phục xác định nguyên nhân là ở phần mềm hay phần cứng, khôi phục hoạt động của máy móc nếu nguyên nhân là do phần mềm
Cảnh báo và quản lý trạng thái
Tự động kiểm tra trạng thái và dung lượng máy tính, đưa ra các cảnh báo khi trạng thái không đáp ứng tiêu chuẩn.
Synmap, quá trình ảo hóa phần mềm của Moxa cho máy tính công nghiệp là một bước tiến vượt bậc trong điều khiển thiết bị mạng. Synmap không chỉ cung cấp tính năng SNMP mà còn cho phép giám sát, điều khiển từ các yếu tố nội tại của thiết bị như nhiệt độ, các thông số BIOS và giao diện cục bộ. Synmap là phần mềm cảnh báo và quản lý trạng thái được xây dựng trên nền tảng SNMP, các thiết bị Synmap có thể nâng cấp dễ dàng với mức chi phí vừa phải và mang lại lợi ích cho mọi hệ thống mạng IA.
Thiết kế không quạt với dải nhiệt độ hoạt động rộng
Môi trường trạm yêu cầu dải nhiệt độ vận hành rộng bởi tại đây nhiệt độ có thể lên đến 75°C hoặc thấp ở mức -40°C. Hầu hết máy tính không thể hoạt động trong điều kiện nhiệt độ như vậy. Các nhà cung cấp điện phải đối mặt với thách thức làm sao để đảm bảo hệ thống vận hành ổn định và thực hiện đầy đủ các chức năng được cấu hình ngay cả trong điểu kiện môi trường khắc nghiệt nhất.
Bộ phận Tản nhiệt
Nhằm đảm bảo hoạt động ổn định trong môi trường khắc nghiệt và đạt hiệu suất tối ưu ngay cả trong điều kiện nhiệt độ rất cao, Moxa giới thiệu bộ phận tản nhiệt L-type™ (đã được cấp bằng sáng chế). Tản nhiệt L-type™ là một cơ chế tản nhiệt với chức năng làm mát nhiệt độ bên trong của thiết bị và hoạt động bằng cách đặt một bản tiếp xúc trực tiếp với nguồn nhiệt chính bên trong thiết bị.
- Tối đa hóa sự tản nhiệt bằng cách giữ các ống xả gần nguồn nhiệt
- Đường ống với hiệu quả tản nhiệt cao
- Các cánh tản nhiệt có thể xếp chồng lên nhau, tiết kiệm diện tích
Các mô phỏng FloTHERM CFD tối ưu hóa nhiệt độ
Sau nhiều năm sử dụng FloTHERM để hoàn thiện kỹ thuật, Moxa có thể liệt kê một danh mục đa dạng các phương pháp, thiết kế trong quá khứ và đánh giá từng bộ phận mỗi khi chế tạo ra một thiết bị mới. Dữ liệu này mang lại những thông tin giá trị cho các kỹ sư về các bộ phận, giúp họ dễ dàng đánh giá một loạt các phương pháp nhằm đạt được dung sai nhiệt nhất định. Bằng cách sử dụng kỹ thuật mô hình tiên tiến của FloTHERM, các kỹ sư có thể tạo ra mô hình ảo của thiết bị điện tử một cách nhanh chóng và dễ dàng cho phép họ phân tích các giới hạn nhiệt một cách hiệu quả, tiến hành điều chỉnh trước khi xây dựng các vật mẫu.
- Thiết kế cơ học: Vỏ bọc phức hợp giúp truyền dẫn tốt hơn
- Các thành phần tùy chỉnh: Thiết kế lại bộ thu phát quang
- Cải tiến các bộ cung cấp năng lượng: Tối ưu hóa thiết kế mạch trong đó các thành phần đều
- được nâng cấp
Tính ổn định của trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính ổn định và khả năng quản lý. Noise Guard™: Công nghệ Zero Packet Loss - Không làm mất gói tin
Tính ổn định của trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850
Để đáp ứng chuẩn IEEE 1613 Class I, thiết bị mạng phải có khả năng tương thích điện từ cấp độ 4 nhằm đảm bảo chúng có thể hoạt động ổn định trong điều kiện nhiễu điện từ. Ưu tiên các gói tin quan trọng
- Thiết kế cơ học: Vỏ bọc phức hợp giúp truyền dẫn tốt hơn
- Các thành phần tùy chỉnh: Thiết kế lại bộ thu phát quang
- Cải tiến các bộ cung cấp năng lượng: Tối ưu hóa thiết kế mạch trong đó các thành phần đều được nâng cấp
Chẩn đoán giao diện quang với Fiber Check™ cho ST, SC hay SFP
FiberCheckTM của Moxa có thể sử dụng cho các switch trong trạm biến áp để giám sát các dạng đầu nối ST/SC cũng như SFP và thông báo cho hệ thống SCADA thông qua SNMP hoặc MMS khi phát hiện vấn đề bất thường, giúp các vận hành viên nhanh chóng tiến hành bảo trì. Báo cáo và cảnh báo có thể được gửi đi đi bằng một trong các cách sau: cổng mạng, cổng điều khiển serial, CLI, báo cáo MMS, rơ le số, SNMP traps, các mục được ghi trong lịch sử của hệ thống. Năng lượng, nhiệt độ và dòng điện được truyền tải dọc theo các kết nối quang trong thời gian thực.
- Giám sát trạng thái truyền dẫn quang: Nhiệt độ, điện áp hoạt động, Tx/Rx
- Tự động đưa ra cảnh báo: SNMP trap, rơ le, email, MMS, bản ghi sự cố
Hệ thống mạng PRP/HSR linh hoạt và có khả năng mở rộng cao
PT-G503-PHR-PTP RedBox của Moxa được tích hợp nhiều tính năng mới với giao thức PRP/HSR hỗ trợ Gigabit, PTP, Coupling, và QuadBox giúp hệ thống mạng linh hoạt, dễ dàng mở rộng và gần như không mất thời gian trễ để chuyển mạch, đơn giản quá trình quản lý và triển khai.
Coupling
Quadbox
OS Smart Recovery: Điều khiển từ xa, tự động kích hoạt máy tính khôi phục toàn bộ môi trường phần mềm
Công nghệ Smart Recovery™ của Moxa cho phép các kỹ sư giám sát từ xa tình trạng của máy tính và kích hoạt nội dung đã được ghi lại khi có phát sinh vấn đề. Những nội dung này lấy từ một bản sao được lưu trữ trên máy tính cục bộ của hệ thống, được tạo thành khi lần đầu tiên cài đặt thành công máy tính.
không có một hệ điều hành thông minh khôi phục hệ thống, sự sai hỏng của phần mềm hệ thống có thể gặp phải trong hệ điều hành hoặc trong những trạm tích hợp cục bộ, có nghĩa là sự hỏng hóc nghiêm trọng cho việc cài đặt điều khiển công nghiệp từ xa và nơi triển khai tập trung các máy tính. Với một số ước tính lỗi máy tính do lỗi từ phần mềm khá là cao chiếm khoảng 30%, hệ thống tự động khôi phục phần mềm BIOS là một sự thiết kế bổ sung vô cùng cấp thiết để cài đặt các trạm biến áp
Công cụ tạo hình ảnh OS chỉ với 1 click
Công cụ khôi phục thông minh hoàn toàn tự động hoặc chỉ với một click
Tắt nguồn: Tự động khởi động
Hệ thống vận hành chậm: Khôi phục cấu hình theo định kỳ nâng cao tốc độ hoạt động
Có khả năng tự khởi động nhưng gây hư hại hệ thống: Cấu hình một quy trình tạo bản ghi cho biết hư hại gây ra bởi phần cứng hay phần mềm
Sự cố hệ thống và lỗi khởi động: Sử dụng tính năng tự động khôi phục xác định nguyên nhân là ở phần mềm hay phần cứng, khôi phục hoạt động của máy móc nếu nguyên nhân là do phần mềm
Cảnh báo và quản lý trạng thái
Tự động kiểm tra trạng thái và dung lượng máy tính, đưa ra các cảnh báo khi trạng thái không đáp ứng tiêu chuẩn.
Synmap, quá trình ảo hóa phần mềm của Moxa cho máy tính công nghiệp là một bước tiến vượt bậc trong điều khiển thiết bị mạng. Synmap không chỉ cung cấp tính năng SNMP mà còn cho phép giám sát, điều khiển từ các yếu tố nội tại của thiết bị như nhiệt độ, các thông số BIOS và giao diện cục bộ. Synmap là phần mềm cảnh báo và quản lý trạng thái được xây dựng trên nền tảng SNMP, các thiết bị Synmap có thể nâng cấp dễ dàng với mức chi phí vừa phải và mang lại lợi ích cho mọi hệ thống mạng IA.
Thiết kế không quạt với dải nhiệt độ hoạt động rộng
Môi trường trạm yêu cầu dải nhiệt độ vận hành rộng bởi tại đây nhiệt độ có thể lên đến 75°C hoặc thấp ở mức -40°C. Hầu hết máy tính không thể hoạt động trong điều kiện nhiệt độ như vậy. Các nhà cung cấp điện phải đối mặt với thách thức làm sao để đảm bảo hệ thống vận hành ổn định và thực hiện đầy đủ các chức năng được cấu hình ngay cả trong điểu kiện môi trường khắc nghiệt nhất.
Bộ phận Tản nhiệt
Nhằm đảm bảo hoạt động ổn định trong môi trường khắc nghiệt và đạt hiệu suất tối ưu ngay cả trong điều kiện nhiệt độ rất cao, Moxa giới thiệu bộ phận tản nhiệt L-type™ (đã được cấp bằng sáng chế). Tản nhiệt L-type™ là một cơ chế tản nhiệt với chức năng làm mát nhiệt độ bên trong của thiết bị và hoạt động bằng cách đặt một bản tiếp xúc trực tiếp với nguồn nhiệt chính bên trong thiết bị.
- Tối đa hóa sự tản nhiệt bằng cách giữ các ống xả gần nguồn nhiệt
- Đường ống với hiệu quả tản nhiệt cao
- Các cánh tản nhiệt có thể xếp chồng lên nhau, tiết kiệm diện tích
Các mô phỏng FloTHERM CFD tối ưu hóa nhiệt độ
Sau nhiều năm sử dụng FloTHERM để hoàn thiện kỹ thuật, Moxa có thể liệt kê một danh mục đa dạng các phương pháp, thiết kế trong quá khứ và đánh giá từng bộ phận mỗi khi chế tạo ra một thiết bị mới. Dữ liệu này mang lại những thông tin giá trị cho các kỹ sư về các bộ phận, giúp họ dễ dàng đánh giá một loạt các phương pháp nhằm đạt được dung sai nhiệt nhất định. Bằng cách sử dụng kỹ thuật mô hình tiên tiến của FloTHERM, các kỹ sư có thể tạo ra mô hình ảo của thiết bị điện tử một cách nhanh chóng và dễ dàng cho phép họ phân tích các giới hạn nhiệt một cách hiệu quả, tiến hành điều chỉnh trước khi xây dựng các vật mẫu.
- Thiết kế cơ học: Vỏ bọc phức hợp giúp truyền dẫn tốt hơn
- Các thành phần tùy chỉnh: Thiết kế lại bộ thu phát quang
- Cải tiến các bộ cung cấp năng lượng: Tối ưu hóa thiết kế mạch trong đó các thành phần đều
- được nâng cấp
Tính ổn định của trạm ứng dụng chuẩn IEC 61850
12/08/2017
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính […]
12/08/2017
12/08/2017
Khả năng thực thi trong trạm điện theo tiêu chuẩn IEC 61850Khả năng thực thi trong trạm điện theo tiêu chuẩn IEC 61850
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính ổn định và khả năng quản lý. IEC 61850 QoSKhả năng thực thi trong trạm điện theo tiêu chuẩn IEC 61850 Ưu tiên các gói tin quan trọng- Các gói tin truyền thông được gán cho các mức độ ưu tiên khác nhau phụ thuộc vào mức độ quan trọng của nó
- Loại hình các gói tin: GOOSE, SMV, PTP
- Các mức độ ưu tiên: cao, trung bình, bình thường, thấp
Công nghệ VLAN trong truyền thông trạm biến áp Cho phép truyền thông hiệu quả và đáng tin cậy- Giảm thiểu dung lượng đường truyền chính
Để loại bỏ hiện tượng nghẽn cổ chai cần phân tích cẩn thận để có thể cấu hình chính xác các “bridge” trong hệ thống mạng. Dòng dữ liệu có thể được lọc hoặc bị hạn chế với những domain cụ thể trong hệ thống mạng nhờ công nghệ VLAN
- Lọc dữ liệu
Để chia nhỏ luồng dữ liệu trên toàn hệ thống mạng
- Nâng cao hiệu suất hoạt động của thiết bị
Giảm thiểu khối lượng tin nhắn mà thiết bị cuối cùng cần xử lý
Công nghệ đồng bộ thời gian trong truyền thông Trạm biến áp Truyền thông hiệu quả và đáng tin cậyGiao thức
đồng bộ thời gian Yêu cầu về
độ chính xác Đáp ứng chuẩn
IEC 61850 về tốc độ truyền tại mức trạm (1ms) Đáp ứng chuẩn IEC 61850 về tốc độ truyền tại mức quá trình (1μs) NTP/SNTP 1 đến 10 ms v - IEEE 1588 V1 1 μs v v IEEE 1588 V2 1 μs v v
Khả năng thực thi trong trạm điện theo tiêu chuẩn IEC 61850
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính ổn định và khả năng quản lý. IEC 61850 QoSKhả năng thực thi trong trạm điện theo tiêu chuẩn IEC 61850 Ưu tiên các gói tin quan trọng- Các gói tin truyền thông được gán cho các mức độ ưu tiên khác nhau phụ thuộc vào mức độ quan trọng của nó
- Loại hình các gói tin: GOOSE, SMV, PTP
- Các mức độ ưu tiên: cao, trung bình, bình thường, thấp
Công nghệ VLAN trong truyền thông trạm biến áp Cho phép truyền thông hiệu quả và đáng tin cậy- Giảm thiểu dung lượng đường truyền chính
Để loại bỏ hiện tượng nghẽn cổ chai cần phân tích cẩn thận để có thể cấu hình chính xác các “bridge” trong hệ thống mạng. Dòng dữ liệu có thể được lọc hoặc bị hạn chế với những domain cụ thể trong hệ thống mạng nhờ công nghệ VLAN
- Lọc dữ liệu
Để chia nhỏ luồng dữ liệu trên toàn hệ thống mạng
- Nâng cao hiệu suất hoạt động của thiết bị
Giảm thiểu khối lượng tin nhắn mà thiết bị cuối cùng cần xử lý
Công nghệ đồng bộ thời gian trong truyền thông Trạm biến áp Truyền thông hiệu quả và đáng tin cậy| Giao thức đồng bộ thời gian | Yêu cầu về độ chính xác | Đáp ứng chuẩn IEC 61850 về tốc độ truyền tại mức trạm (1ms) | Đáp ứng chuẩn IEC 61850 về tốc độ truyền tại mức quá trình (1μs) |
| NTP/SNTP | 1 đến 10 ms | v | - |
| IEEE 1588 V1 | 1 μs | v | v |
| IEEE 1588 V2 | 1 μs | v | v |
Khả năng thực thi trong trạm điện theo tiêu chuẩn IEC 61850
12/08/2017
Để xây dựng một trạm biến áp theo chuẩn IEC 61850, cần quan tâm đến 3 nhân tố chính: khả năng thực thi của trạm, tính […]
