SCADA trong hệ thống điện

Em đang làm đồ án, hiện đang thực tập tại viện nghiên cứu cơ khí... Em đang thiết kế mới hoàn toàn một nhà máy thuỷ điện, chứ các nhà máy điện bây giờ hầu hết đã ứng dụng Scada cho giám sát và điều khiển rồi

Chao cac bac!
Các bác có thể nó cho e biết sự khác biệt giữa Modbus RTU protocol và DNP protcol??
Neu có tài liệu các bác có thể gửi cho e theo đc mail: haidktd2k45bk@gmail.com
Thanks!

Hi Chuoingo,
1. Bạn nên lưu ý IEC61850 không phải là 1 protocol thông thường mà là 1 standard trong đó có các quy định cụ thể về các thông tin được trao đổi thông tin trong trạm điện (Cách đặt tên các datapoint, cách mô hình hoá các thiết bị trong trạm, v.v... ). Bộ standard này mình đang có, nếu bạn muốn mình có thể gửi cho.
2. Mục đích của IEC61850 là giúp các thiết bị của các hãng khác nhau có thể tương tác với nhau (interoperality), tuy nhiên nó vẫn còn đang trong giai đoạn phát triển, các sản phẩm đã thương mại hoá vẫn cần còn phải phát triển rất nhiều để đạt đến mức tương thích hoàn toàn
3. 1 hệ thống tương thích (compliant) với IEC61850 thường rất phức tạp với rất nhiều các phần tử khác nhau, tuỳ theo từng hãng sản xuất.
4. Hiện tại, theo mình biết, VN có 3 hệ thống tương thích với IEC61850 khá nổi bật và chiếm thị phần lớn nhất là Areva, Siemens, và ATS. Các trạm điện 220kV trở lên xây dựng mới từ 1 năm trở lại đều tuân thủ theo IEC61850. Bạn có thể tham khảo 1 trạm bất kỳ.

Chao bác
Em đang xây dựng trạm SCADA 110KV.Vấn đề của em bây h là truyền thông theo IEC 60870-5-101.
Bác chắc đã làm về IEC 61850 thì cung biết về IEC 60870
Bác chỉ giáo cho em la Bác dùng phần mềm nào để test cái này
cám on bác

110 kV NM Xi măng Nghi Sơn không có người trực.

Bạn làm mình khá confused không hiểu bạn đang định làm gì. Nếu bạn muốn xây dựng một hệ thống SCADA (không có khái niệm trạm SCADA), thì bạn sẽ phải bắt đầu từ phần cứng. Còn nếu bạn chỉ muốn test một thiết bị phần cứng nào đó có hỗ trợ IEC-60870-5-101 thì bạn có thể yêu cầu phần mềm hỗ trợ từ phía nhà sản xuất của phần cứng đó.
Ngoài ra, có 1 trang web mà mình nghĩ các bạn nên vào tham khảo là www.sisconet.com . Đây là công ty rất mạnh cho communication trong HTĐ và đóng vai trò rất lớn trong việc phát triển các protocol trong IEC61850.
Được lavoix sửa chữa / chuyển vào 12:06 ngày 27/12/2007

Chào các bác!
Các bác có thể cho em xin một số hình ảnh, sơ đồ bố trí cụ thể các thiết bị như CPU, card I/O, ... trong 01 tủ RTU của hệ thống SCADA được không ah? Nếu bác nào có tài liệu về RTU211 của ABB thì post lên cho em được không?
Ngoài ra, khi mở rộng tủ RTU hiện hữu (tức là tăng thêm số card I/O) thì mình có cần lắp đặt thêm CPU, power supply, rack không? Trước đây, theo em biết khi mở rộng hệ thống PLC ta chỉ cần gắn những card I/O lên bảng rack hiện hữu mà không cần lắp đặt thêm CPU. Điều này có tương tự như trong RTU của SCADA không?
Cảm ơn các bác

Cho đến nay khái niệm về SCADA vẫn còn mơ hồ và tuỳ thuộc vào cái nhìn của từng cá nhân nên việc phát triển SCADA lại càng phức tạp. Trên thực tế SCADA chỉ là 1 mạng truyền thông dùng để thu lượm số liệu và cho phép con người tương tác điều khiển hệ thống ngoại vi từ xa. Vì vậy, để có thể phát triển trước hết cần làm rõ các mô hình liên liên quan nhằm tránh những lẫn lộn mà chúng ta thường gặp trong topic này.
RTU: Remote Terminnal Unit là 1 cổng thông tin tại trạm điện. Mỗi trạm điện có thể có 1 hay nhiều RTU và ngược lại mỗi RTU có thể hoạt động cho 1 hay nhiều trạm. Tuy nhiên hoàn cảnh thực tế xảy ra thường mỗi trạm điện chỉ có 1 RTU và mỗi RTU chỉ vận hành trong biên độ 1 trạm. RTU chỉ là 1 cổng thông tin không hơn không kém. Các thiết bị của hệ thống điện như máy biến thế, bình điện, máy đo nhiệt độ, máy cắt...được gắn các sensor để đổi tính hiệu vật lý, nhiệt trở thành tính hiệu điện bởi các thiết bị và chương trình chuyên biệt gọi là collective device và protocols. RTU thu nhận các tính hiệu từ các thiết bị khác nhau bởi các ngôn ngữ khác nhau trong mạng LAN và chuyển tất cả tính hiệu đó về RTDS (real time data system) nơi có master control để giải mã tất cả tính hiệu về 1 loại ngôn ngữ chung. Đôi khi master control cũng nằm ở tại trạm điện để chuyển đổi ngôn ngữ rồi mới truyền về RTDS. Tại đây, RTDS mạng SCADA mới thật sự bắt đầu.
HMI, human machine interface thường nằm ở trạm điện khi xưa nên dẫn đến sự hiểu lầm về hệ thống SCADA. HMI là thành viên của SCADA nhưng nó không trực tiếp nhận tính hiệu từ thiết bị điện của trạm mà từ hệ thống database của SCADA. Tuy màn hình HMI hiện lên trạng thái của thiết bị nhưng trạng thái đó đến từ hệ thống SCADA và chờ đợi lệnh từ hệ thống trung tâm để có thể ra lệnh tương tác trở lại cái thiết bị thông qua quá trình truyền tải ngược về RTU. HMI không thể nào ra lệnh cho các thiết bị mà chỉ truyền tính hiệu trở lại RTU và chính RTU giải mã để đưa lệnh đến đúng thiết bị và thay đổi trạng thái thiết bị theo lệnh của SCADA đưa trở lại. Quá trình này có thể tự động xảy ra theo những phương trình lắp sẳn trong hệ thống SCADA hay do người điều khiển tương tác qua hệ thống HMI. Tuy nhiên hoạt động của thiết bị cũng được sắp sẳn chương trình ngay trong mạng cục bộ của nó và những hoạt động xảy ra khi điều kiện cho trước thoả mãn tại mạng cục bộ không do sự điều khiển của SCADA mà gọi là "EVENT" và SCADA có nhiệm vụ phải ghi lại những gì xảy ra trước, trong và sau lúc đó.
Trên thực tế, SCADA không làm tốt nhiệm vụ này vì SCADA vốn không được thiết kế để thực hiện điều đó mà chỉ là do con người tự gán cho nó. SCADA được thiết lập nhằm thu lượm tính hiệu và điều khiển sự kiện chứ không nhằm khốn chế hay thu lượm những sự kiện ngoài sự kiểm soát của nó. Vì vậy các tính hiệu của SCADA cho đến ngày nay vẫn bị giới hạn ở 2 - 10 second trong khi các thiết bị hoạt động ở cycle. Điều này đặt ra 1 vấn đề mới là làm thế nào để xác định SCADA data và NON-SCADA data.
Lấy ví dụ, các tính hiệu cường độ, điện thế...là những tính hiệu cho phép sự điều khiển từ trung tâm dựa vào những số liệu và các dự tính trước nên được gọi là SCADA data. Ngược lại các tính hiệu như khi xảy ra sự cố khiến Relay nhảy diễn ra ngoài dự doán ở subsecond và SCADA không thể nắm bắt được. Lúc đó tính hiệu duy nhất mà SCADA có là sự thay đổi trạng thái của CB, Alarm. Cường độ và điện thế cũng như các giá trị SCADA khác chỉ có tại thời điểm trước khi xảy ra sự cố và tại thời điểm sau đó 2 - 10 second. Nhìn vào các số liệu này không thể nào nói được điều gì đã xảy ra, nhưng có những thiết bị khác như DFR, digital fault record, đã ghi lại hết những gì đã xảy ra trong vài giây đó. Dựa vào số liệu của DFR mà system protection staff có thể đưa ra lời giải điều gì đã xảy ra. Các tính hiệu này được lưu trữ ở dạng "file" và cần có hệ thống chuyên biệt để giải mã. Chính vì điều này mà khi sự cố xảy ra ở VN thường được giải thích rất chung chung là máy cắt nhảy nhưng tại Mỹ thường phải có lý giải đi đến nguyên nhân cụ thể như nhánh cây chạm vào dây A hay dây A chạm vào dây B cho chim bay qua hay kết hợp với lighting system để cho ra lời giải như bị sét đánh trúng đường dây hay đánh trong khu vực ảnh hưởng...
Tuy nhiên những vấn đề trên đối với control room gần như vô nghĩa vì họ không quan tâm đến điều đó mà họ chỉ quan tâm đến ngăn chặn sự cố, hạn chế sự cố trên hệ thống. Có nghĩa là những tính hiệu rất hữu dụng trên lại chẳng liên quan gì đến SCADA nhưng lại ảnh hưởng rất lớn đến hệ thống điện. Vì vậy tính hiệu cần giải mã ở đây gọi là NON-SCADA data hay có thể gọi là Engineer data vì người kỷ sư cần có những tính hiệu đó để tổng hợp với tính hiệu vận hành đưa ra những quyết định cho toàn hệ thống điện. Ví dụ như xem xét số lần nhảy của CB, relay do nguyên nhân cây cối, sét đánh, con người gây ra...từ đó đưa ra các biện pháp hoạt động như tự động hoá workorder chặc cây, kiểm tra nối đất, sửa đổi cơ sở vật lý....
Ví dụ thứ hai là bình điện. Trong năm ngoái trạm điện miền Đông Nam của Việt Nam bị cháy và được giải thích là Relay không nhảy do dòng DC không có để hoạt động. Điều này cho thấy rằng Differencial Relay tại máy biến thế đã không đo được, hoặc không hoạt động được khi điện thế khác biệt trước và sau máy vượt quá qui chế vận hành. Theo lý thuyết bình điện được kiểm soát và sẽ báo hiệu cho trạm điều hành khi dưới mức hoạt động bằng các Alarm. Bỏ qua những yếu kém mà VN đang đối mặt mà chỉ nói về vận hành, ở đây đưa ra 1 yếu điểm của hệ thống SCADA là nó không biết được điều gì xảy ra với bình điện cho đến khi mức điện không còn đạt tiêu chuẩn vận hành. Tính hiệu truyền về SCADA lúc này là SCADA data nó bị hạn chế bởi Alarm function của SCADA. Cho dù set Alarm ở bất cứ chế độ nào thì cũng không vượt qua được hạn chế. Vì vậy những thiết bị đo lường bình điện được cải thiện để thu lượng những tính hiệu mới không cần thiết cho sự vận hành từ SCADA nhưng nó nhập thông tin cho hệ thống Engineer system. Từ những tính hiệu đó, kết hợp với Asset managment system những workorder có thể được tự động đưa ra theo đúng tình trạng sức khỏe của bình điện. vì vậy những tính hiệu này cũng có thể coi là NON-SCADA data cho phép kỷ sư bảo trì theo sức khoẻ hay thay thế bình điện mà không lệ thuộc hay ảnh hưởng vào cơ chế vận hành. Từ đó những sự cố trên hệ thống giảm hẳn.
Đến đây thì có thể thấy rõ lý do vì sao cần phải tách biệt hệ thống SCADA ra khỏi RTU và xác định mục tiêu duy nhất là thu lượm tính hiệu cho vận hành thông qua sự điều khiển từ trung tâm. Lúc này đưa ra 1 khái niệm là Automation Substation, có nghĩa là điều khiển tự động tại trạm. Đây là level tương tác trực tiếp với thiết bị điện trước hệ thống SCADA. Đa phần sinh viên và nhân viên ngành điện VN đều quan tâm đến phần này và cũng nhằm lẫn phần này với hệ thống SCADA. Các tương tác ở đây thường là tương tác PLC, Modbus...trong mạng LAN cục bộ. Tương tác phần cứng xảy ra ở subsecond thường thông qua Serial port hay Parallel port bằng RS232 hay RS485. Các thiết bị mới thì có thêm cổng DNP để sử lý tính hiệu digital.
Bản thân của RTU board có CPU để sử lý các tính hiệu. Giới hạn cổng của RTU ở 128, 256...tùy thuộc vào thiết kế ban đầu của RTU. Nếu gắn thêm thiết bị vào bảng để mở rộng thì phải xem rack có còn chổ không? Tất nhiên power suply tùy thuộc vào yêu cầu của thiết bị mở rộng.
Một số khái niệm cần quan tâm như máy cắt. CB không tự nhảy vì nhiệm vụ của nó không phải là quyết định cắt dòng hay không cắt dòng mà nó chỉ đơn giản làm nhiệm vụ cắt dòng khi điều kiện thoả mãn. CB chỉ đơn giản là 1 interuption device hoạt động dựa trên sự thay đổi vật lý của cơ chế điều khiển. Ở đây quá trình điều khiển xảy ra ngược với quá trình thu lượm là tính hiệu điện tạo ra sự thay đổi vật lý tác động lên trạng thái của CB. Lúc này các relay được nối vào trực tiếp bên trong hay bên ngoài CB để gửi tính hiệu điện theo chu trình cài đặt và điều khiển CB theo dự tính ban đầu. Có nghĩa là relay không cắt dòng mà chỉ tạo ra lệnh để điều khiển CB hoạt động theo chương trình cài sẳn và tính hiệu tức thời.
SCADA bên dưới thì nối với RTU bên trên thì liên hệ với interprise system để kết hợp với các hệ thống như Asset managment, financial system, GIS system để từ đó các bên planing, support, finance, mantainance...tính toán để đưa ra vận hành cho toàn hệ thống truyền tải. Tuy nhiên đa phần SCADA lại chia ra làm nhiều phân đoạn. Bên trong nhà máy phát điện lại có hệ thống vận hành và điều khiển cũng thường được gọi là real-time control system. Thực tế ở đây hoạt động cũng giống như ở đường truyền là có cả hệ thống automation và trung tâm điều khiển nhưng ở dạng nhỏ và tuỳ thuộc vào đặc tính của từng nhà máy, thiết bị nên không có 1 khái niệm chính thức về SCADA ở đây. SCADA nói 1 cách chính xác là hệ thống vận hành nằm bên trong EMS, Energy/Emergency Managment System. Chính vì vậy mà từ khi nó ra đời cho đến nay thường chỉ giới hạn trong biên độ từ meter của nhà máy hay switch-yard cho đến điểm đầu của distribution feeder.
Sau transmission, distribution sử dụng các hệ thống như DIS nhưng không có khái niệm về SCADA. Bên dưới distribution là Retailer lại sử dụng CIS hay billing system. Chính vì vậy mà cả distribution và Retailer thường cần tính hiệu từ SCADA nhưng lại không phát triển 1 hệ thống riêng vì hiệu quả kinh tế vốn không cao. Tuy nhiên, mọi việc thay đổi và AMR/AIM ra đời đưa đến sự cần thiết phải có 1 distribution SCADA. Đa số các hãng utility đang xây dựng nhưng hiện tại vẫn còn rất mơ hồ. Sự phức tạp ở distribution không phải là độ lớn mà số lượng kết nối nên ngay cả phylosophi cũng khác với transmission nên khái niệm về hệ thống SCADA cũng cần phải được thay đổi để phù hợp.
Information Technology ra đời thay đổi rất nhiều về đời sống con người. Tuy nhiên trước khi muốn ứng dụng nó để phục vụ đời sống tốt hơn cần phải thay đổi tư duy để đón nhận và tạo ra những sự thay đổi cần thiết.
===============================

hi 7604,
chuyện mất DC dẫn đến nổ MBA 500kV 2007 là do xử lý không chuẩn khi hỏng Battery charger, đóng điện vào điểm bị sự cố làm hỏng cả hai tủ nạp accu và sau đó đứt cả fuses của MBA tự dùng nhảy máy cắt tổngAC & DC. vậy không còn tủ nạp accu nào để dùng nữa nên mất DC, protective relays không làm việc. nhưng chính là do MBA 500 có sự cố, có cắt được thì cũng phải bỏ đi thôi, do phóng điện nội bộ 1 pha 500kV rồi.
VN bây giờ TBA 220, 500kV mới đều sử dụng hệ thống điều khiển tích hợp, đa số là dùng BCU, không còn dùng các RTU như trước, vậy cũng giảm số lượng thiết bị được đôi chút.
ngoài Simens, ABB, areva,Mitsubishi... sử dụng các hệ thống softwares tương đối đặc thù, còn có ATS sử dụng windows 2003/SQL cho hệ thống dựa trên các đầu cuối của SEL.
đều tương thích IEC 61850, 608xxx nhưng Trạm nào đã dùng của hãng nào ban đầu thì khi mở rộng không thể dùng của hãng khác, he he, IEC cho vui vậy thôi, cũng như không thể dùng các charger của Nokia cho handfone của Motorola được vậy dù là cũng là battery charger cả