Scada trong Hệ Thống Điện

[anhnamhm]

Các bac có kinh nghiệm về vấn đề này chia sẻ kinh nghiêm chút xíu giúp em.
Hệ Scada của mạng công nghiệp thì em không thắc mắc gì? Nhưng Scada cho hệ thống điện thì rất mới so với em. Em không biết trong thực tế họ thường dụng giao diện điều khiển của hãng nào và PLC hãng nào.... Có người nhờ em làm vấn đề này nhưng em run tay quá các bác à.
Mong ai có kinh nghiệm thì chỉ qua giúp em. Tổng quan luôn thì đẹp nhé.
Em cảm ơn.

[aladanh2000]

Các hệ SCADA tại các trung tâm điều độ A0, A1,A2,A3 (> 10k Point)
1. Giao thức
Đặc trưng là :
- phân bố địa lý rộng.
- yêu cầu bảo mật cực kì cao.
- điều khiển tin cậy với khoảng cách xa.
- dữ liệu cơ bản không nhiều, khoảng vài trăm Point - vài nghìn Point 1 trạm. Số lượng trạm tùy theo địa phương, ít cũng tầm trên dưới chục trạm gì đó
Do đó:
Sử dụng các giao thức đặc thù cho ngành điện.
Trên thế giới có 2 giao thức phổ biến là IEC60870-5-101 và DNP3 dựa trên nền tảng giao tiếp Serial. Ngày nay đã chuyển sang các phiên bản trên nền Ethernet : IEC60870-5-104 và DNP3 on TCP/IP.
Hiện tại ở việt Nam (các trung tâm điều độ) sử dụng giao thức IEC60870-5-101.

2. Thiết bị phần cứng
tại trạm : có 2 dạng :
- Sử dụng thiết bị RTU : là thiết bị tập trung dữ liệu IO, sau đó truyền dữ liệu theo giao thức IEC60870-5-101. Các RTU phổ biến trong điện lực bao gồm : RTU560 của ABB, XCELL của Microsol, ...
- Sử dụng máy tính Gateway : là 1 máy tính kết nối với hệ thống tự động hóa trạm , sau đó sử dụng phần mềm để truyền nhận dữ liệu theo giao thức IEC60870-5-101.

Tại trung tâm : cũng là tủ RTU kết nối với các trạm.
3. Hệ thống mạng : sử dụng hệ thống mạng cap quang. Chú ý giao thức IEC60870-5-101 là giao thức trên nền tảng Serial : 1 master - multi slave.
4. Phần mềm :
là phần mềm SCADA của ABB, nhưng mình không biết tên . Hiện tại EVN đang triển khai 1 hệ thống SCADA mới trên nền tảng phần mềm SCADA của OSI, với yêu cầu dữ liệu 1tr Point (:v nghe đồn ).

Các hệ mini SCADA điện lực tỉnh (< 10k Point):
- tpHCM, Huế , Đà Nẵng, Quy Nhơn, Buôn Mê Thuột : hệ Mini SCADA của ABB.
- Khánh Hòa, Bắc Ninh : hệ mini SCADA của cty ATS - VN : sử dụng phần mềm của Wonderware.
- Hải Phòng : không rõ.

5. Những khó khăn trong triển khai hệ thống SCADA điện lực :
- Mục tiêu trạm bán người trực - trạm không người trực ( các hoạt động vận hành diễn ra tại trung tâm ):
Đây là mục tiêu cao nhất của hệ thống SCADA trong điện lực. Để thực hiện mục tiêu này cần :
--Điều khiển và giám sát trạng thái tin cậy, đặc biệt đảm bảo về hạ tầng mạng và khả năng redundance của hệ thống
--Có khả năng thu thập các bản ghi sự cố trong relay tại trạm để phân tích sự cố. Đây là 1 trong các yêu cầu rất khoai vì relay trong trạm thì 5 cha 3 mẹ, và không phải con nào cũng có thể giao tiếp lấy sự cố với máy tính qua mạng. Giao thức 101 cũng không quy định điều này.

- Mục tiêu sử dụng các chương trình hỗ trợ vận hành lưới EMS/DMS
10208_10200320288304297_548546463_n.jpg
Nôm na có cái lưới điện như vậy. Ngoài ra còn có cái lưới điện dạng vẽ trên nền bản đồ ( GIS ).
Mục tiêu là giám sát vận hành cái lưới đó ( chưa tính tới chuyện điều khiển ). Đây là mục tiêu cơ bản nhất.
- Thông thường (basic) thì có cái sơ đồ như vậy, hiển thị các thông số trên đó để người dùng quan sát trực quan và vận hành. Những khó khăn của cái này so với SCADA thông thường trong Công Nghiệp là Lưới điện liên tục thay đổi. Điều đó đồng nghĩa với việc phải đào tạo người vận hành biết cách tự vẽ thêm bớt các phần tử.
Tuy nhiên dù có làm được việc này, thì nó cũng chỉ hỗ trợ vận hành thôi, vì trước giờ họ vẫn vận hành mà ko cần hệ thống SCADA, nó là hệ thống chạy trong đầu họ và sơ đồ thì nằm trên bảng giấy. Hiện tại đây là tính năng chủ yêu được sử dụng trong các hệ thống SCADA điện lực. Ngày nay lưới điện quá tải là chuyện thường, nên hệ SCADA tỏ ra hữu hiệu khi giám sát online được tình trạng điện áp - tải trong hệ thống để có điều chỉnh lưới kịp thời. Tuy nhiên việc điều khiển chủ yếu vẫn là gọi điện xuống trạm, bởi vì chưa đủ tin cậy - và quy trình quy phạm để thực hiện điều khiển xa
- Cái thực sự mạnh (advance) là các chương trình tính toán hỗ trợ vận hành lưới : bao gồm đóng mạch vòng tối ưu, tự động cô lập và khôi phục sự cố (DAS), tính toán trào lưu công suất ... (các bài toán DMS) ... Tuy nhiên cái khó của bọn này là phần mềm xịn thì rất đắt, và cho dù có phần mềm đi nữa cũng khó triển khai được vì thiếu các điểm đo, các thiết bị thông minh trên lưới.

-Mục tiêu lưu trữ quá khứ - báo cáo
Mục tiêu này đòi hỏi hệ thống có khả năng lưu trữ dữ liệu quá khứ để phục vụ các báo cáo/tính tiền tổng hợp tháng - quý - năm. Dữ liệu lưu trữ bao gồm các số liệu đo lường, và các dữ liệu sự cố. Dữ liệu đo lường có 3 loại :
- loại đọc từ đồ hồ đo cơ & không có giao tiếp máy tính
- loại đọc trên mặt relay và có thể đọc qua máy tính
- loại đọc từ công tơ đo đếm

Các báo cáo dễ thực hiện là các báo cáo vận hành lấy thông số đo đếm từ hệ thống SCADA. Ngoài ra không phải chỗ nào cũng có relay có thể đọc được bằng máy tính. Nhiều chỗ vẫn dùng mắt đọc đồng hồ. 1 Trạm mà có 1 điểm không đọc được thì coi như báo cáo trạm bỏ đi, vì người vận hành tại trung tâm không thể đến trạm mà đọc được. Trong 1 hệ thống có nhiều trạm, chỉ cần 1 vài trạm không kết nối vào hệ thống thì các báo cáo tổng hợp sẽ không thể sinh tự động. Cần phải có 1 cơ chế phối hợp dữ liệu giữa các trạm báo cáo tự động và các trạm báo cáo bằng tay.

Điểm khoai trong mục tiêu này là các số liệu đo lường được sử dụng chính thức trong các báo cáo tính tiền là các số liệu của công tơ (A1700, ZMD, MK6E, ...) Các hệ thống báo cáo tính tiền hiện tại của Điện lực đa số tính bằng tay, dựa vào việc đọc công tơ bằng mắt. Không phải là không đọc được = máy tính, nhưng hiện tại chỉ có 1 hệ thống đọc Công tơ ITRON của A0 là đủ tin cậy để làm việc này. Việc đọc công tơ cũng hơi lắt léo tí ở chỗ liên quan đến TU/TI và chỉ số này lại thay đổi theo thời gian ( các lần thí nghiệm định kì ). Ngoài ra theo thời gian (định kì vài năm ) lại thay công tơ.

Một cái khoai khác là mẫu (định dạng in) báo cáo và số lượng báo cáo có thể biến động, do đó người vận hành tốt nhất cần kiểm soát được việc này. Nếu 1 hệ thống chỉ xuất dữ liệu thô, sau đó người vận hành phải tự chế form mẫu báo cáo thì hệ thống báo cáo xem như vô tác dụng, vì số lượng trạm quá nhiều. Thay vào đó họ sẽ duy trì hệ thống báo cáo cũ, yêu cầu người ở trạm đọc ghi bằng mắt và chuyển báo cáo lên trung tâm.

Túm lại :
- Bạn cứ mạnh dạn khảo sát chi tiết nhu cầu thực tế và lên phương án. Tuy nhiên làm hệ thống điện thì cần thêm 1 chút hiểu biết về hệ thống điện nữa ( bảo vệ / điều khiển ). Cái này thì bạn tìm người phòng kĩ thuật phối hợp làm cùng thôi. Quan trọng với điện lực là ... quan hệ-> vốn.
Tuy nhiên rất hay có chuyện : ý tưởng của sếp thì đơn giản : kết nối mấy cái dòng áp để giám sát từ xa. Lúc làm rồi mới thấy : có làm được thật, nhưng hiệu quả không đáng bao nhiêu, lại tốn công tốn việc đi bảo trì. Do đó phải xác định rõ mục tiêu rồi hãy làm. 1 trong những cái ngại của các hệ thống MiniSCADA triển khai tại các điện lực tỉnh thành là việc thay đổi sơ đồ lưới, thêm bớt các phần tử. Tại các điều độ miền thì nó có quy trình cho những việc đó roài, đội ngũ ở đó cũng pro.

- Ở VN mình biết có mấy team mạnh về cái này : cty ATS, ban CNTT - tổng Điện lực miền trung, trung tâm điều độ A0,A1,A2,A3.

Mà bạn có nhầm SCADA lưới điện với tự động hóa trạm không ? Nếu là tự động hóa trạm thì con đường gian nan đấy, vì các hệ tự động hóa trạm Pasic của Areva, SicamPas của Siemen đã thành thương hiệu rồi, VN cũng có mấy cty thì phải : ATS, Mai Phương .... Các hệ tự động hóa trạm cũng giống như hệ DCS , ngoài phần SCADA, còn phải kiểm soát cả phần mạch điều khiển - bảo vệ nữa ( cũng như trong DCS phải kiểm soát chương trình của PLC và phần cứng công nghệ của hệ thống). Túm lại là làm thì phải hiểu sâu về công nghệ

[anhnamhm]

Các hệ SCADA tại các trung tâm điều độ A0, A1,A2,A3 (> 10k Point)
1. Giao thức
Đặc trưng là :
- phân bố địa lý rộng.
- yêu cầu bảo mật cực kì cao.
- điều khiển tin cậy với khoảng cách xa.
- dữ liệu cơ bản không nhiều, khoảng vài trăm Point - vài nghìn Point 1 trạm. Số lượng trạm tùy theo địa phương, ít cũng tầm trên dưới chục trạm gì đó
Do đó:
Sử dụng các giao thức đặc thù cho ngành điện.
Trên thế giới có 2 giao thức phổ biến là IEC60870-5-101 và DNP3 dựa trên nền tảng giao tiếp Serial. Ngày nay đã chuyển sang các phiên bản trên nền Ethernet : IEC60870-5-104 và DNP3 on TCP/IP.
Hiện tại ở việt Nam (các trung tâm điều độ) sử dụng giao thức IEC60870-5-101.

2. Thiết bị phần cứng
tại trạm : có 2 dạng :
- Sử dụng thiết bị RTU : là thiết bị tập trung dữ liệu IO, sau đó truyền dữ liệu theo giao thức IEC60870-5-101. Các RTU phổ biến trong điện lực bao gồm : RTU560 của ABB, XCELL của Microsol, ...
- Sử dụng máy tính Gateway : là 1 máy tính kết nối với hệ thống tự động hóa trạm , sau đó sử dụng phần mềm để truyền nhận dữ liệu theo giao thức IEC60870-5-101.

Tại trung tâm : cũng là tủ RTU kết nối với các trạm.
3. Hệ thống mạng : sử dụng hệ thống mạng cap quang. Chú ý giao thức IEC60870-5-101 là giao thức trên nền tảng Serial : 1 master - multi slave.
4. Phần mềm :
là phần mềm SCADA của ABB, nhưng mình không biết tên . Hiện tại EVN đang triển khai 1 hệ thống SCADA mới trên nền tảng phần mềm SCADA của OSI, với yêu cầu dữ liệu 1tr Point (:v nghe đồn ).

Các hệ mini SCADA điện lực tỉnh (< 10k Point):
- tpHCM, Huế , Đà Nẵng, Quy Nhơn, Buôn Mê Thuột : hệ Mini SCADA của ABB.
- Khánh Hòa, Bắc Ninh : hệ mini SCADA của cty ATS - VN : sử dụng phần mềm của Wonderware.
- Hải Phòng : không rõ.

5. Những khó khăn trong triển khai hệ thống SCADA điện lực :
- Mục tiêu trạm bán người trực - trạm không người trực ( các hoạt động vận hành diễn ra tại trung tâm ):
Đây là mục tiêu cao nhất của hệ thống SCADA trong điện lực. Để thực hiện mục tiêu này cần :
--Điều khiển và giám sát trạng thái tin cậy, đặc biệt đảm bảo về hạ tầng mạng và khả năng redundance của hệ thống
--Có khả năng thu thập các bản ghi sự cố trong relay tại trạm để phân tích sự cố. Đây là 1 trong các yêu cầu rất khoai vì relay trong trạm thì 5 cha 3 mẹ, và không phải con nào cũng có thể giao tiếp lấy sự cố với máy tính qua mạng. Giao thức 101 cũng không quy định điều này.

- Mục tiêu sử dụng các chương trình hỗ trợ vận hành lưới EMS/DMS
10208_10200320288304297_548546463_n.jpg
Nôm na có cái lưới điện như vậy. Ngoài ra còn có cái lưới điện dạng vẽ trên nền bản đồ ( GIS ).
Mục tiêu là giám sát vận hành cái lưới đó ( chưa tính tới chuyện điều khiển ). Đây là mục tiêu cơ bản nhất.
- Thông thường (basic) thì có cái sơ đồ như vậy, hiển thị các thông số trên đó để người dùng quan sát trực quan và vận hành. Những khó khăn của cái này so với SCADA thông thường trong Công Nghiệp là Lưới điện liên tục thay đổi. Điều đó đồng nghĩa với việc phải đào tạo người vận hành biết cách tự vẽ thêm bớt các phần tử.
Tuy nhiên dù có làm được việc này, thì nó cũng chỉ hỗ trợ vận hành thôi, vì trước giờ họ vẫn vận hành mà ko cần hệ thống SCADA, nó là hệ thống chạy trong đầu họ và sơ đồ thì nằm trên bảng giấy. Hiện tại đây là tính năng chủ yêu được sử dụng trong các hệ thống SCADA điện lực. Ngày nay lưới điện quá tải là chuyện thường, nên hệ SCADA tỏ ra hữu hiệu khi giám sát online được tình trạng điện áp - tải trong hệ thống để có điều chỉnh lưới kịp thời. Tuy nhiên việc điều khiển chủ yếu vẫn là gọi điện xuống trạm, bởi vì chưa đủ tin cậy - và quy trình quy phạm để thực hiện điều khiển xa
- Cái thực sự mạnh (advance) là các chương trình tính toán hỗ trợ vận hành lưới : bao gồm đóng mạch vòng tối ưu, tự động cô lập và khôi phục sự cố (DAS), tính toán trào lưu công suất ... (các bài toán DMS) ... Tuy nhiên cái khó của bọn này là phần mềm xịn thì rất đắt, và cho dù có phần mềm đi nữa cũng khó triển khai được vì thiếu các điểm đo, các thiết bị thông minh trên lưới.

-Mục tiêu lưu trữ quá khứ - báo cáo
Mục tiêu này đòi hỏi hệ thống có khả năng lưu trữ dữ liệu quá khứ để phục vụ các báo cáo/tính tiền tổng hợp tháng - quý - năm. Dữ liệu lưu trữ bao gồm các số liệu đo lường, và các dữ liệu sự cố. Dữ liệu đo lường có 3 loại :
- loại đọc từ đồ hồ đo cơ & không có giao tiếp máy tính
- loại đọc trên mặt relay và có thể đọc qua máy tính
- loại đọc từ công tơ đo đếm

Các báo cáo dễ thực hiện là các báo cáo vận hành lấy thông số đo đếm từ hệ thống SCADA. Ngoài ra không phải chỗ nào cũng có relay có thể đọc được bằng máy tính. Nhiều chỗ vẫn dùng mắt đọc đồng hồ. 1 Trạm mà có 1 điểm không đọc được thì coi như báo cáo trạm bỏ đi, vì người vận hành tại trung tâm không thể đến trạm mà đọc được. Trong 1 hệ thống có nhiều trạm, chỉ cần 1 vài trạm không kết nối vào hệ thống thì các báo cáo tổng hợp sẽ không thể sinh tự động. Cần phải có 1 cơ chế phối hợp dữ liệu giữa các trạm báo cáo tự động và các trạm báo cáo bằng tay.

Điểm khoai trong mục tiêu này là các số liệu đo lường được sử dụng chính thức trong các báo cáo tính tiền là các số liệu của công tơ (A1700, ZMD, MK6E, ...) Các hệ thống báo cáo tính tiền hiện tại của Điện lực đa số tính bằng tay, dựa vào việc đọc công tơ bằng mắt. Không phải là không đọc được = máy tính, nhưng hiện tại chỉ có 1 hệ thống đọc Công tơ ITRON của A0 là đủ tin cậy để làm việc này. Việc đọc công tơ cũng hơi lắt léo tí ở chỗ liên quan đến TU/TI và chỉ số này lại thay đổi theo thời gian ( các lần thí nghiệm định kì ). Ngoài ra theo thời gian (định kì vài năm ) lại thay công tơ.

Một cái khoai khác là mẫu (định dạng in) báo cáo và số lượng báo cáo có thể biến động, do đó người vận hành tốt nhất cần kiểm soát được việc này. Nếu 1 hệ thống chỉ xuất dữ liệu thô, sau đó người vận hành phải tự chế form mẫu báo cáo thì hệ thống báo cáo xem như vô tác dụng, vì số lượng trạm quá nhiều. Thay vào đó họ sẽ duy trì hệ thống báo cáo cũ, yêu cầu người ở trạm đọc ghi bằng mắt và chuyển báo cáo lên trung tâm.

Túm lại :
- Bạn cứ mạnh dạn khảo sát chi tiết nhu cầu thực tế và lên phương án. Tuy nhiên làm hệ thống điện thì cần thêm 1 chút hiểu biết về hệ thống điện nữa ( bảo vệ / điều khiển ). Cái này thì bạn tìm người phòng kĩ thuật phối hợp làm cùng thôi. Quan trọng với điện lực là ... quan hệ-> vốn.
Tuy nhiên rất hay có chuyện : ý tưởng của sếp thì đơn giản : kết nối mấy cái dòng áp để giám sát từ xa. Lúc làm rồi mới thấy : có làm được thật, nhưng hiệu quả không đáng bao nhiêu, lại tốn công tốn việc đi bảo trì. Do đó phải xác định rõ mục tiêu rồi hãy làm. 1 trong những cái ngại của các hệ thống MiniSCADA triển khai tại các điện lực tỉnh thành là việc thay đổi sơ đồ lưới, thêm bớt các phần tử. Tại các điều độ miền thì nó có quy trình cho những việc đó roài, đội ngũ ở đó cũng pro.

- Ở VN mình biết có mấy team mạnh về cái này : cty ATS, ban CNTT - tổng Điện lực miền trung, trung tâm điều độ A0,A1,A2,A3.

Mà bạn có nhầm SCADA lưới điện với tự động hóa trạm không ? Nếu là tự động hóa trạm thì con đường gian nan đấy, vì các hệ tự động hóa trạm Pasic của Areva, SicamPas của Siemen đã thành thương hiệu rồi, VN cũng có mấy cty thì phải : ATS, Mai Phương .... Các hệ tự động hóa trạm cũng giống như hệ DCS , ngoài phần SCADA, còn phải kiểm soát cả phần mạch điều khiển - bảo vệ nữa ( cũng như trong DCS phải kiểm soát chương trình của PLC và phần cứng công nghệ của hệ thống). Túm lại là làm thì phải hiểu sâu về công nghệ

Vâng em cảm ơn bác đã trả lời rất chi tiết. Có vẻ gian nan thật rồi đây. Em nói chung về hệ Scada trong hệ thống điện, bất cứ gì liên quan tới nó. Ít công ty làm được nhỉ. Em chi quen làm cho các ệ thống điện hạ áp trong công nghiệp điều khiển dây chuyền công nghệ. Bây giờ động vào ngón Hệ thống này run tay lắm đây.

[hoanghoa_dtt]

ABB đây, cung cấp thiết bị đóng cắt, máy biến áp, tủ điện và ... Dự án to đấy cho hợp tác với nhá.

[anhnamhm]

ABB đây, cung cấp thiết bị đóng cắt, máy biến áp, tủ điện và ... Dự án to đấy cho hợp tác với nhá.

Vâng nhưng mảng hệ thống điện chứ không phải điện điều khiển.

[hoanghoa_dtt]

Vâng nhưng mảng hệ thống điện chứ không phải điện điều khiển.

Giải pháp kết nối recloser KTR (Tavrida) với hệ thống MicroSCADA (ABB) qua giao thức truyền thông IEC 60870-5-101
Một yêu cầu quan trọng của các hệ thống SCADA là khả năng kết nối mở rộng, tuy nhiên các giải pháp kết nối mở rộng thường gặp một số khó khăn do vấn đề tương thích giao thức truyền thông giữa thiết bị đầu cuối với hệ thống. Nhằm đơn giản việc lắp đặt thiết bị trên lưới, tăng số lượng tín hiệu thu thập của hệ thống SCADA, Công ty Điện lực TT-Huế đã thực hiện thành công giải pháp kết nối trực tiếp Recloser KTR27 (Tavrida) với hệ thống MicroSCADA qua giao thức truyền thông IEC 60870-5-101.

Dự án cải tạo nâng cấp các thiết bị đồng bộ với hệ thống miniSCADA đang được triển khai tại bốn thành phố (Huế, Đà Nẵng, Quy Nhơn, Buôn Mê Thuột). Nhằm đảm bảo việc kết nối các thiết bị điều khiển với hệ thống MicroSCADA, nhà thầu ABB Oy thực hiện giải pháp kết nối qua các tín hiệu rời rạc với RTU của ABB. Phương thức kết nối này sẽ đảm bảo sự tương thích giao thức truyền thông, tuy nhiên việc đấu nối các tín hiệu sẽ rất phức tạp, cần lắp đặt bổ sung TU, TI trên lưới trung thế để thu thập các giá trị đo lường, bổ sung card I/O để giám sát và điều khiển Recloser, số lượng tín hiệu thu thập về hệ thống SCADA hạn chế do giới hạn dung lượng của RTU (REC523).

Hiện nay, toàn bộ khối lượng Recloser của dự án do nhà thầu cung cấp đều của hãng Tavrida loại KTR27, bộ điều khiển RC/TEL-01E ver S02.03.05 MPM/TEL-03E, hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 60870-5-101 unbalance slave, đây là giao thức được hệ thống MicroSCADA hỗ trợ. Để thực hiện giải pháp kết nối trực tiếp recloser KTR27 với hệ thống SCADA, Công ty Điện lực TT – Huế đã tiến hành thử nghiệm tính tương đồng giữa giao thức IEC 101 của bộ điều khiển RC/TEL-01E với hệ thống MicroSCADA của ABB qua ba bước:

Bước 1: Sử dụng công cụ COMPROTware của hãng Real Thoughts kiểm tra tính đáp ứng giao thức IEC 101 của hãng Tavrida. Bằng biện pháp mô phỏng các tín hiệu từ tủ điều khiển, các tín hiệu STI, DTI, AMI đều thể hiện chính xác trên phần mềm kiểm tra COMPROTware.

Bước 2: Sử dụng phần mềm MicroSCADA SYS600 (license demo) để kết nối trực tiếp đến bộ điều khiển RC/TEL-01E qua giao diện RS232. Trên cơ sở giao thức truyền thông IEC 60870-5-101, chương trình SYS600 có thể lấy toàn bộ các tín hiệu và truyền các lệnh điều khiển đến bộ điều khiển chính xác.

Bước 3: Thực hiện kết nối trực tiếp recloser KTR27 với SCADA qua hệ thống Radio Satel. Tủ điều khiển RC/TEL-01E được gắn modem Radio Satel kết nối với hệ thống SCADA trên 02 line truyền thông IEC 101, tất cả các tín hiệu giám sát, điều khiển, đo lường đều hiển thị chính xác, thời gian đáp ứng đúng yêu cầu.

Từ đầu tháng 4/2011, Công ty Điện lực TT-Huế đã kết nối thành công cho 02 vị trí Recloser (Recloser 471 Thủy Phương – HRTPH, Recloser 473 Vạn Niên - HRVNI) bằng phương thức kết nối trực tiếp từ bộ điều khiển RC/TEL-01E lên hệ thống SCADA (không qua RTU REC523). Đây là hai vị trí Recloser nằm trên 02 line radio có băng tần khác nhau. Qua thời gian theo dõi, tất cả các tín hiệu từ 2 recloser trên đều đáp ứng yêu cầu, đồng thời tín hiệu IEC 101 từ bộ điều khiển của Tavrida hoàn toàn đồng bộ thời gian chung với toàn hệ thống radio (bao gồm các RTU 560, REC523).

Nhằm mục đích kết nối với các Recloser Tavrida cũ có sẵn trên lưới, Công ty Điện lực TT-Huế đã liên hệ và được sự hỗ trợ kỹ thuật trực tiếp từ hãng Tavrida. Nhà sản xuất đã cung cấp các Firmware mới nhất của bộ điều khiển RC/TEL-01E (S02.03.05 stands for IEC) hỗ trợ giao thức IEC 101. Sau khi được nâng cấp Firmware mới, các bộ điều khiển RC/TEL-01E cũ đều có khả năng kết nối với hệ thống SCADA qua giao thức IEC 60870-5-101. Với khả năng này, Công ty đã thực hiện phương án hoán chuyển các Recloser trên lưới điện 22 kV, sử dụng các Recloser Tavrida thay thế cho các Recloser Nulec trên lưới, thực hiện phương thức kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA.

Giải pháp kết nối trược tiếp Recloser KTR (Tavrida) với hệ thống MicroSCADA của ABB đã chứng tỏ được khả năng mở rộng của hệ thống đối với các thiết bị đầu cuối cùng hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 101, không phụ thuộc vào nhà cung cấp. Việc lấy trực tiếp các tín hiệu thu thập được từ Recloser sẽ giảm toàn bộ khối lượng TU, TI và tủ RTU REC523 lắp đặt trên lưới, tăng độ tin cậy trong vận hành lưới điện, đồng thời khối lượng thiết bị này sẽ được sử dụng trong các dự án mở rộng, tăng hiệu quả đầu tư của dự án.

Dự án của ABB này, rất mong được tác hợp

[anhnamhm]

Giải pháp kết nối recloser KTR (Tavrida) với hệ thống MicroSCADA (ABB) qua giao thức truyền thông IEC 60870-5-101
Một yêu cầu quan trọng của các hệ thống SCADA là khả năng kết nối mở rộng, tuy nhiên các giải pháp kết nối mở rộng thường gặp một số khó khăn do vấn đề tương thích giao thức truyền thông giữa thiết bị đầu cuối với hệ thống. Nhằm đơn giản việc lắp đặt thiết bị trên lưới, tăng số lượng tín hiệu thu thập của hệ thống SCADA, Công ty Điện lực TT-Huế đã thực hiện thành công giải pháp kết nối trực tiếp Recloser KTR27 (Tavrida) với hệ thống MicroSCADA qua giao thức truyền thông IEC 60870-5-101.


Dự án cải tạo nâng cấp các thiết bị đồng bộ với hệ thống miniSCADA đang được triển khai tại bốn thành phố (Huế, Đà Nẵng, Quy Nhơn, Buôn Mê Thuột). Nhằm đảm bảo việc kết nối các thiết bị điều khiển với hệ thống MicroSCADA, nhà thầu ABB Oy thực hiện giải pháp kết nối qua các tín hiệu rời rạc với RTU của ABB. Phương thức kết nối này sẽ đảm bảo sự tương thích giao thức truyền thông, tuy nhiên việc đấu nối các tín hiệu sẽ rất phức tạp, cần lắp đặt bổ sung TU, TI trên lưới trung thế để thu thập các giá trị đo lường, bổ sung card I/O để giám sát và điều khiển Recloser, số lượng tín hiệu thu thập về hệ thống SCADA hạn chế do giới hạn dung lượng của RTU (REC523).

Hiện nay, toàn bộ khối lượng Recloser của dự án do nhà thầu cung cấp đều của hãng Tavrida loại KTR27, bộ điều khiển RC/TEL-01E ver S02.03.05 MPM/TEL-03E, hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 60870-5-101 unbalance slave, đây là giao thức được hệ thống MicroSCADA hỗ trợ. Để thực hiện giải pháp kết nối trực tiếp recloser KTR27 với hệ thống SCADA, Công ty Điện lực TT – Huế đã tiến hành thử nghiệm tính tương đồng giữa giao thức IEC 101 của bộ điều khiển RC/TEL-01E với hệ thống MicroSCADA của ABB qua ba bước:

Bước 1: Sử dụng công cụ COMPROTware của hãng Real Thoughts kiểm tra tính đáp ứng giao thức IEC 101 của hãng Tavrida. Bằng biện pháp mô phỏng các tín hiệu từ tủ điều khiển, các tín hiệu STI, DTI, AMI đều thể hiện chính xác trên phần mềm kiểm tra COMPROTware.

Bước 2: Sử dụng phần mềm MicroSCADA SYS600 (license demo) để kết nối trực tiếp đến bộ điều khiển RC/TEL-01E qua giao diện RS232. Trên cơ sở giao thức truyền thông IEC 60870-5-101, chương trình SYS600 có thể lấy toàn bộ các tín hiệu và truyền các lệnh điều khiển đến bộ điều khiển chính xác.

Bước 3: Thực hiện kết nối trực tiếp recloser KTR27 với SCADA qua hệ thống Radio Satel. Tủ điều khiển RC/TEL-01E được gắn modem Radio Satel kết nối với hệ thống SCADA trên 02 line truyền thông IEC 101, tất cả các tín hiệu giám sát, điều khiển, đo lường đều hiển thị chính xác, thời gian đáp ứng đúng yêu cầu.

Từ đầu tháng 4/2011, Công ty Điện lực TT-Huế đã kết nối thành công cho 02 vị trí Recloser (Recloser 471 Thủy Phương – HRTPH, Recloser 473 Vạn Niên - HRVNI) bằng phương thức kết nối trực tiếp từ bộ điều khiển RC/TEL-01E lên hệ thống SCADA (không qua RTU REC523). Đây là hai vị trí Recloser nằm trên 02 line radio có băng tần khác nhau. Qua thời gian theo dõi, tất cả các tín hiệu từ 2 recloser trên đều đáp ứng yêu cầu, đồng thời tín hiệu IEC 101 từ bộ điều khiển của Tavrida hoàn toàn đồng bộ thời gian chung với toàn hệ thống radio (bao gồm các RTU 560, REC523).

Nhằm mục đích kết nối với các Recloser Tavrida cũ có sẵn trên lưới, Công ty Điện lực TT-Huế đã liên hệ và được sự hỗ trợ kỹ thuật trực tiếp từ hãng Tavrida. Nhà sản xuất đã cung cấp các Firmware mới nhất của bộ điều khiển RC/TEL-01E (S02.03.05 stands for IEC) hỗ trợ giao thức IEC 101. Sau khi được nâng cấp Firmware mới, các bộ điều khiển RC/TEL-01E cũ đều có khả năng kết nối với hệ thống SCADA qua giao thức IEC 60870-5-101. Với khả năng này, Công ty đã thực hiện phương án hoán chuyển các Recloser trên lưới điện 22 kV, sử dụng các Recloser Tavrida thay thế cho các Recloser Nulec trên lưới, thực hiện phương thức kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA.

Giải pháp kết nối trược tiếp Recloser KTR (Tavrida) với hệ thống MicroSCADA của ABB đã chứng tỏ được khả năng mở rộng của hệ thống đối với các thiết bị đầu cuối cùng hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 101, không phụ thuộc vào nhà cung cấp. Việc lấy trực tiếp các tín hiệu thu thập được từ Recloser sẽ giảm toàn bộ khối lượng TU, TI và tủ RTU REC523 lắp đặt trên lưới, tăng độ tin cậy trong vận hành lưới điện, đồng thời khối lượng thiết bị này sẽ được sử dụng trong các dự án mở rộng, tăng hiệu quả đầu tư của dự án.

Dự án của ABB này, rất mong được tác hợp

Thank bạn. Kha chi tiết. Của Huế là do nước ngoài configure.

[king0205]

Chào bạn, theo mình để nói chuyện về SCADA là một câu chuyện dài. Tuy nhiên, nếu chúng ta nghĩ quá cao siêu thì rất khó tiếp cận nó, hãy suy nghĩ nó từ thấp đến cao, từ những dự án đơn giản, từ đó khái quát lên những dự án mang tầm cỡ như hệ thống điện. Về kinh nghiệm của anh em kĩ thuật ở Việt Nam, những người mà từng làm dự án lớn thì có nhưng cũng ít, đa số làm chung với chuyên gia nước ngoài, còn tèn tèn tìm hiểu thì hầu hết ai cũng biết sơ sơ, nom na là vây thôi, chứ đầu tư mà làm được thì cung mất khá nhiều thời gian đó. Hôm nay viết tới đây thôi. Chúc vui!

[aladanh2000]

Bạn Hoang Hoa có thể mô tả chi tiết thêm về mạng Radio kết nối với Recloser đã triển khai được không :

- Vấn đề dải tần và đăng kí dải tần với cục Tần số
- Khoảng cách truyền tối đa giữa modem - bộ lặp.
- Giải pháp qua khu vực đô thị nhiều nhà cao tầng. Khả năng chống nhiễu
- Băng thông và tốc độ đường truyền
- Số lượng Point dữ liệu / tốc độ update dữ liệu trên 1 recloser
- (Nếu không ngại) giá thành ước lượng cho 1 điểm Recloser.

Nếu mình không nhầm thì option của bọn Recloser Nuclec - bộ điều khiển N Series cũng hỗ trợ giao tiếp SCADA 101. Nhưng thường thì khi không có yêu cầu thì nhà thầu sẽ bỏ option này để giảm tiền. Bọn Form6 - COOPER thì hỗ trợ mặc định DNP3 & Modbus. Không biết hệ thống MicroSCADA của Huế có tương thích với tiêu chuẩn này không

1 vấn đề khó trong triển khai kết nối Recloser nói riêng và relay nói chung là mong muốn truy vấn bản ghi sự cố. Cái này đúng là đau đầu.

Ngoài ra, nghe giang hồ đồn thổi thì hệ thống MicroSCADA ở Huế có chương trình tính toán DMS cho lưới phân phối, không biết khi kết nối Recloser thế này có hỗ trợ chương trình đó không?