SCADA trong hệ thống điện

...bây giờ trạm mới toàn dùng LAN nên việc giao tiếp vật lý giữa các thiết bị local tương đối thống nhất, cắm vào là physical interface ok không vướng RS232, Modbus, rs485...và các loại convertor linh tinh như trước nữa.
cùng LAN thì có Ip & Port number thì read/write data giữa các devices không trở ngại gì, nhưng thực tế các hãng chỉ làm tương thích IEC cho có lệ thôi, chỉ lấy được measurement value và vài thứ không quan trọng tại các address và cú pháp được kê khai theo IEC, thông tin không đủ để làm điều khiển tích hợp tại Trạm, nên việc nâng cấp mở rộng trạm hầu như phải dùng lại loại thiết bị và nhà thầu ban đầu, he he, gọi là nhà thầu bắt chủ đầu tư làm con tin!
OPC server của SEL mà access và lấy được fault recorder files của BCU ABB thì hầu như không tưởng, thường nếu nhận mở rộng hệ thống của nhà thầu khác với giá trời ơi, thì chỉ có cách lắp đúp thiết bị vào để được full access thôi.
chuyện 1 bay đã có BCU, nay lại lắp chồng lên một cái nữa để lấy data và conntrol là chuyện phổ biến, vì không thể giao tiếp với cái hiện hữu được, chi phí thì có ODA và next generation lo rồi, cứ làm thôi
kiểu gì cũng làm được, vậy mới là VN.

Newdayvn,
Thiết lập tính hiệu và sử lý thông tin tự động theo sức khoẻ của bình điện là project mà tôi còn nợ ở năm ngoái; cũng chưa biết năm nay có làm xong không nửa? Hệ thống thu lượm song song với SCADA sẽ được thiết lập theo đường truyền của PLC và fireber optic. Sử dụng DNP3 có thể lấy tính hiệu ở subsecond, tôi đã proof cho xếp rồi nhưng giờ lớn chuyện nhất là xác định các tính hiệu cần thiết để thiết lập tự động hoá real-time notification qua email hay instant massenger. Đây là vấn đề mới nên procedure để thiết lập báo động hay kết nối với Maximo trigger workorder tự động còn phải chờ nhiều bên ngồi xuống thảo luận.
Sự cố MBA 500kV tại VN tôi cũng chỉ là nghe nói lý do mất DC chứ cũng không rõ nguyên nhân như tôi đã nói từ đầu. Thật ra nhiệm vụ của diff relay không phải là ngăn chặn sự cố mà còn là giảm thiểu mức thiệt hại khi sự cố xảy ra. Nếu tôi không hiểu sai thì ý của bác là sự cố xảy ra bên trong MBA? Do không rõ vấn đề nên cũng khó nói gì lúc này vấn đề này làm nổi cộm hơn nửa sự cần thiết hiểu rõ "sức khoẻ" của MBA trước khi nó có thể đưa đến các sự cố và chỉ trong chờ vào hệ thống vận hành. Bên ngoài đang có rất nhiều ứng dụng về "online monitoring system" hay "non-destructive testing system" nhưng cho đến nay thì DGA, dissolve gas analysis, vẫn là phương pháp cơ bản và hữu hiệu nhất để hiểu rõ tình trạng sức khoẻ của MBA. Cảnh báo tự động dựa theo số liệu DGA là 1 project mà tôi vừa làm xong trong năm qua. Thay vì các chuyên gia về máy MBA phải đọc báo cáo DGA của hàng ngàn máy trong hệ thống rồi tính toán để đưa ra các workorder khi cần thiết thì hệ thống sự tự báo cáo kết và gợi ý workorder cần thiết mỗi khi số liệu DGA được nhập vào từ phòng lab. Bản báo cáo hiện tại phân tích và tính toán trên 10 loại khí hiện diện trong máy cũng như độ ẩm và độ cách điện của cuộn dây. Dựa vào sự hiện diện cũng như trending số liệu và sử dụng IEEE standard, internal procedure để thiết lập hệ thống automation. Ngoài ra còn có 1 hệ thống FRA, frequency response analysis cũng được sử dụng để so sánh foot-print nhằm đánh giá tình trạng cuộc dây, hay độ lệch vật lý giữa các cuộn giây. Phần này tôi không rành lắm vì chưa có thời gian xem qua. Các hệ thống cũ này khá đắt tiền và không dễ gì liên kết nên hiện tại GE và Siemen cũng như một số hãng thiết kế đang có chiều hướng giới thiệu các thiết bị rẻ tiền như "hydrogen sensor device" hay "temperature monitoring device" có thể gắn trực tiếp vào MBA và sử dụng cả modbus lẩn DNP để tương tác.
BCU là gì tôi không biết nhưng cái hướng của năm nay là Automation nên hầu như tất cả các phân đoạn đều nên cấp thiết bị và ứng dụng đường truyền băng thông rộng để tự động hoá cao độ. Theo tôi nghĩ thì không thể có chuyện bỏ RTU mà chỉ là thay thế cổng tương tác. Tình trạng của VN thì các trạm biến thế vẫn có người trực nên vận hành có thể xảy ra ngay tại trạm nên việc điều khiển từ remote site gần như có. Nhưng nếu vẫn tiếp tục phát triển theo hướng đó thì sẽ đi ngược lại sự tiến triển của hệ thống và không thể đáp ứng được sự đòi hỏi và quyền lợi của người tiêu dùng cũng như an toàn và tiện dụng của XH.
Cho đến nay hầu như tiêu chuẩn IEC vẫn còn là lý thuyết chứ chưa thật sự đi vào thực tế. Tuy nhiên UCA, universal connection architecture là tiến trình không thể nghịch đảo nên việc tương tác các thiết bị, hệ thống không chỉ là nhiệm vụ của người sử dụng mà cả nhà sản xuất cũng phải đi theo. Tuy phone của Nokia không thể charge bằng charger của Motorola và ngược lại nhưng cả Nokia và Motorola đều có thể charge được bởi một univeral charge của "Trung Quốc" hay charge được trên charger của đối phương bằng các convertor connection. Vấn đề vẫn là tiền và phương pháp chủ động để tiến tới hay thụ động để phải luôn sử dụng thông qua trung gian.
Phải công nhận là VN sử dụng rất nhiều hệ thống cũng như các phương pháp tiên tiến. Mấy năm qua, thúc đẩy lắm hãng tôi cũng mới thay thế được thêm vài chục RTU và vẫn còn hàng chục trạm tiếp tục lấy tính hiệu bằng "chart" (máy kim vẽ tính hiệu lên giấy). Một số hệ thống như light-ning system hay ION vẫn sử dụng biện pháp dial up để lấy tính hiệu. Mỗi năm bugget càng teo lại mà người cũng teo. Càng tự động hoá càng chồng công việc lên vai của cá nhân và đẩy bớt đồng nghiệp ra khỏi hãng. Nhiều lúc nghĩ cũng chán vì không biết mình đang làm gì và bao giờ thì đến lượt mình? Khi vào hãng, mỗi tuần ngồi ở phòng hợp có hơn 30 người. Trải qua nhiều đợt cắt giảm giờ cả nhóm còn lại chỉ có 4 người mà công việc lại tăng chứ không hề giảm. Cạnh tranh trong ngành năng lượng giờ quá khắc nghiệt.
============================

Proprietary là vấn đề muôn thưở nhằm đảm bảo sự sống còn của các hãng lớn. Tuy nhiên không phải lúc nào họ cũng nắm đằng cán mà tùy thuộc vào khả năng và kinh tế của bên sử dụng. Các vendor thường mang đến các giải pháp tương thích, integrate nhưng ngày nay chúng tôi chỉ nhận các thiết bị, hệ thống cần thiết để có được thông tin còn việc tương thích, integrate hay sử lý ra sao đó là do chúng tôi quyết định.
Ví dụ như PI, plan information system của OSI mà hiện tại đang được sử dụng trong một số hãng điện của Việt Nam. Hãng này phát triển khá mạnh và gần như chiếm ưu thế trên thị trường real-time collection với nhiều hệ thống tiện ích và giá tương đối mềm. Trung Quốc đã mua hệ thống này để quản lý back-bone của toàn bộ hệ thống điện của họ. Vì cái tham vọng bành trướng nên họ phát triển hệ thống dựa trên proprietary database. Chính điều này tạo ra khó khăn để tương tác với các hệ thống đang vận hành của hệ thống truyền tải. Thay vì khắc phục để tương thích thì họ chuyển sang xây dựng Module Database để tạo sự đồng nhất về "thể xác" với relational database. Điều này phù hợp với các hãng start up nhưng one-size fit-all thì không thể xảy ra đối với những hãng lớn. Quản lý 1 hệ thống Asset Managment của IBM có thể đã lên đến hàng ngàn tables và hàng trăm hệ thống khác nhau nên việc synchronus với PI đòi hỏi tốn kém nhiều nhân lực để làm những việc không cần thiết. Đa số công việc của các hãng utility đều khác nhau nên ngay các các phần mềm lớn của IBM off-the-shelf cũng khó mà thích hợp cho tất cả. Vì vậy sự push back từ utility để các bên thiết kế cùng hợp tác phát triển là đều cần thiết. Thật ra cái mà chúng ta cần không phải là các hãng mang thiết bị đến và dạy cho chúng ta phải làm gì mà là những thiết bị có thể thu lượm những tính hiệu cần thiết và đòi hỏi thiết bị đó phải tương thích với các chuẩn hiện tại và khả năng mở rộng ở tương lai trong một giá thánh hợp lý.
Các fault recorder data hiện tại được chuẩn hoá ở dạng COMTRADE. Các file dat và cfg ở dạng proprietary nhưng tính hiệu sự lý được thiết kế ở dạng ".EVE" hay "CEV". Những files này cần có phần mềm của chính hãng để sử lý nhưng trên thực tế nó là text file và có thể dùng Excel để mở. Có nghĩa là có thể thiết kế chương trình tự động tách dữ liệu và thay vì store file thì có thể upload data vào relational database. Trước khi giải quyết vấn đề này cần lưu tâm đến naming convenience vì nó đòi phải thiết lập mapping hợp lý để có thể đi đến đồng nhất và tự động hoá về sau. Hiện tại bên System protection đã upload hơn 10 năm dữ liệu DFR sang Oracle của chúng tôi theo chu kỳ mỗi ngày. Tuy có thể upload real-time nhưng hiện tại không có giá trị cần thiết để thực hiện. Vì vậy việc OPC server nhận được dữ liệu DFR là hoàn toàn có thể thực hiện. Chỉ cần đừng quan tâm đến proprietary của DFR system mà chỉ cần tách files của nó ra dạng tính hiệu rồi store vào SQL-likes database thì việc chuyển tải sang các hệ thống khác có thể sử dụng proprietary tool hay OLEDB. Nếu tôi đoán không sai thì bác Newdayvn muốn OPC server nhận tính hiệu real-time từ DFR để tính toán và tương tác real-time? Thực tế dữ liệu DFR ít có giá trị real-time control mà có giá trị để phân tích dữ liệu sự cố để đưa ra các bước hành động kế tiếp nhiều hơn.
Hiện tại hãng tôi dùng SEL311, SEL521, SEL 421...một số tính hiệu từ các hệ thống này sẽ được chuyển theo đường SCADA nhưng có rất nhiều tính hiệu lại không cần thiết cho SCADA mà cần cho bên bảo trì nhiều hơn. Ví dụ như "I^2*t". Trước đây tuổi đời của CB được tính dựa trên số lần hoạt động nên giá trị counter được chuyển theo đường SCADA. Nhưng ở hiện tại hoạt động của CB có chiều hướng được xác định bởi giá trị "I^2t". Nếu tính hiệu chuyển theo hệ thống SCADA lại chuyển theo hệ thống song song thì vô nghĩa. Ngược lại nếu chia ra chuyển phần SCADA và NON-SCADA thì lại phải lưu tâm đến Security Compliance. Xu hướng mà tôi thấy đang được bàn đến nhiều cũng như sẽ được ứng dụng là sử dụng Substation Concentrator để thu tập trung tính hiệu tại trạm điện. Từ đó 2 đường truyền riêng biệt sẽ được chia ra để gửi tính hiệu đến SCADA và NON-SCADA system. Mạng WAN dùng băng thông rộng nên bảo mật sẽ thiết kế theo "kênh". Mạng LAN chủ yếu sẽ dùng DNP/IP để tiếp nối vì ở hiện tại gần như các thiết bị đều được thiết kế chứa Modbus và DNP3.
Ở low level component thì không nên can thiệt vào hoạt động của vendor. Vì vậy automation substation không bị giới hạn bởi proprietary. Việc tích hợp tại trạm chưa hẳn đã là một hướng đi tốt khi nó không có nhìn tổng quát của cả lưới điện. Mỗi hệ thống thiết bị tại trạm chỉ thực thi công vụ của mình chứ không nên quyết định hoạt động của hệ thống hay thiết bị của hãng khác. Đó là lý do cần thiết hình thành hệ thống điều khiển trung tâm vì chỉ có nơi đó mới thật sự bỏ mọi vấn đề lên bàn và đưa ra những giải pháp tích hợp hữu ích cho cả lưới.
==========================

hi 7406,
hiện tại dùng Bay Control Unit để kết hợp protection và data collection vì thế các RTU trở nên không cần thiết nữa, việc control thiết bị từ PC cũng qua BCU, vậy BCU hiện đang đóng vai trò của protective relay & control & RTU. họ thiết kế 2 BCU & 2 LAN & 2 PC cho một hệ thống điều khiển tích hợp tại 1 trạm.
việc mở rộng chỉ có vấn đề ở tại mỗi trạm, khi data về đến trung tâm điều độ khu vực thì interface khôg phải là vấn đề lớn do sử dụng máy tính rồi, có nhiêu cách là cho các thứ tương thích với nhau hơn.tuy không phải nhà thầu nào cũng có thể kết nối được hệ thống tại trạm của họ với trung tâm đk của khu vực.
univer.. charger của china thì có thể dùng liều cho handphone <200 usd nhưng chẳng dám cho PDA hay smartfone <1000USD được, với hệ thống điều khiển TBA thì dĩ nhiên không thể thử được.
Gas analyser online thì chưa phổ biến lắm ở VN, chỉ lấy mẫu dầu và test bằng sắc ký định kỳ, do lưới truyền tải yếu nên việc shutdown MBA để bảo trì nhiều lúc cũng không được thực hiện đúng qui trình, việc phóng điện MBA 500kV là bắt đầu từ OLTC, nơi dầu rất bẩn do chuyển mạch thường xuyên, và không được lọc tuần hoàn và bảo trì đúng qui định.
Tôi đã dùng thử online gas analyser của GE Canada, chỉ là một fuel-cell sensor và một mạch MCU để D/A và logger, nhưng do MBA không là loại tuần hoàn dầu cưõng bức nên cũng không thấy thay đổi nhiều trong 1 năm, sau mọt loạt các vụ nổ MBA 500 nhưng vẫn chưa thấy đánh giá cao về các biện pháp cảnh báo sớm sự cố cho MBA.

ở VN dùng nhiều thứ mới, trong trạm mới tuyệt nhiên không có cái gì khác ngoài ethernet interface, ra khỏi trạm là vào OPGW để về trung tâm điều độ khu vực, không còn sử dụng sử dụng PLC cho communication hay tele-protection, tất cả F21, F87L...sử dụng qua 64kbps or E1/ATM/OPGW.
vâng, fault recorder data có thể collect và xử lý tương tự như file RAW của digital camera, nhưng ở VN quan điểm còn hạn chế lắm, vẫn chưa vượt được ngưỡng này nên hãng này vẫn không thể mở rộng hệ thống của hãng khác,

Bác Newdayvn,
Cám ơn bác giải thích về BCU. Cái này thì tôi có thấy 1 vài hãng giới thiệu vài năm trước đây. Tuy nhiên các cố gắng tự động hoá trạm hoạt động độc lập đến nay vẫn không khá tại Mỹ.
Sel cũng có cái BCU mà bên P&C gọi là Master Control. Nhưng ở Mỹ có câu "Blue not work with White" vì Sel màu xanh đậm còn đa số thiết bị cũ lại màu trắng. Thiết bị bên này khá nhiều nên các board RTU vẫn là mạch liên kết chủ đạo. Theo xu hướng mới thì data concentrator sẽ được đưa vào trạm để thu lượm và trung chuyển tín hiệu không cần thiết cho SCADA bằng 1 đường riêng nhằm đảm bảo sự an toàn và giảm nhẹ sức ép của board chủ.
Hãng tôi mất mấy năm để loại bỏ hết các HMI tại các trạm điện nên việc lắp đặc PC điều khiển tại trạm như một số hãng mới nhảy vào thị trường điện đưa ra giải pháp hầu như rất khó tiếp cận. Chúng tôi có khoảng trên 1000 trạm hoạt động trên 1 diện tích lớn 8 lần nước VN mà số lượng dis-pathcher của 18 district chỉ khoảng 100 nên việc điều người ra trạm khi cần thiết rất quan trọng. Hệ thống IVR và mobile managment được sử dụng kết hợp với real-time để hiển thị mỗi khi có người ra vô trạm. Đa số các hãng điện bên này đều có rất nhiều thiết bị từ những năm 80 thậm chí những MBA của những năm 60 vẫn còn sử dụng. Số lượng cột điện gỗ gần 40 tuổi vẫn chiếm số lượng lớn trong hệ thống truyền tải trung và hạ cấp. Công việc cũng nhiêu khê lắm.
Charger của TQ thì chỉ dùng cho residential hay commercial thôi chứ MBA thì đúng là không xong. Nếu dùng DGA thì việc phóng điện từ OLTC có thể đã không xảy ra vì sự xuất hiện của Acetylene trong máy luôn là báo động cần xem xét và sử lý. Hơn 10 loại khí khác nhau được phân tích kết hợp với việc đếm số lần chuyển đổi của LTC so với số lần duy chuyển về Neutral có thể đưa ra những hành động hiệu quả trong việc bảo vệ máy. Nếu chỉ dựa vào việc lộc dầu tuần hoàn thì rất thụ động mà cần thiết phải biết hiện trạng của dầu để kết hợp với các chế độ bảo trì hợp lý. Cho đến nay DGA vẫn là biện pháp thụ động nên việc sử dụng nó để đưa đến các biện pháp cảnh báo đòi hỏi phải thiết lập các procedure theo những nghiên cứu của IEEE và ERPI nên đó là công đoạn khó nhất mà chỉ có những hãng lớn mới góp phần. Năm nay hãng tôi chuyển sang private nên có thể sẽ không còn tiếp tục làm việc với ERPI vì lệ phí member hàng năm lên đến cả mấy chục triệu. Sau khi thiết lập các procedure thì cần phải có các hệ thống và biện pháp hợp lý được hình thành để đưa đến hệ thống cảnh báo hiệu quả. Tuy nhiên, trên cơ bản với số lượng máy của VN nếu sử dụng DGA một cách hợp lý thì không cần phải có những hệ thống cảnh báo vẫn có thể bảo vệ máy hiệu quả vì cho đến nay DGA vẫn được chuyên gia của ngành cũng như IEEE đánh giá là biện pháp hữu hiệu nhất để biết và bảo vệ MBA, thụ động.
======================

Lúc nảy bận quá nên không đọc kỷ chổ này. DGA của Doble vẫn xử lý manual trước nay. Hè năm ngoái GE có mang Hydrogen Sensor vào hãng tôi thuyết trình giống như loại bác đang dùng. Trên cơ bản nó chỉ là 1 fuel cell với bộ vi mạch sử lý bọc bên trong và được hổ trợ bởi 1 cái pump rất nhỏ để bảo đảm circulate oil để truyền tính hiệu về trạm. Giá cơ bản hình như chỉ có 5k luôn cả phần mềm. Dù là online monitor nhưng không thể so với hệ thống manual của Doble lên đến cả triệu đô. Kết nối dữ liệu của Doble với Asset managment để phân tích và tự động hoá workorder phức tạp và chính xác hơn nhiều so với chương trình của GE.
Hiện tại GE đang ráo riết chạy xâm nhập thị trường quản lý và vận hành nhưng đa phần chỉ dừng lại ở các start up company chứ vẫn chưa có chổ đứng vững so với thị phần thiết bị điện. Tôi nhớ hình như GE cũng xây dựng SCADA tương thích với Microsoft cũng như có 1 hệ thống real-time compression để cạnh trạnh với OSI.
Lúc trước tôi có tham gia trong chương trình thử nghiệm PTLoad của ERPI. Chương trình này hiện tại vẫn được sử dụng để xây dựng Load profile cho các máy biến thế quan trọng. Dựa vào các giá trị như cân nặng của máy, lượng dầu, điện trở, no-load-load...cùng với các giá trị vận hành và nhiệt độ bên ngoài PTLoad có thể đưa ra biểu đồ cho phép hoạt động riêng của từng máy dựa vào tính toán điểm nóng nhất của cuộn dây. Hình như IEEE cũng có 1 chương trình tương tự được giới thiệu về predictive model. Năm ngoái ERPI nâng cấp PTLoad lên thành PThermal có thể hoạt động online ở real-time. Điều này cho phép PTLoad trực tiếp tính toán với số liệu từ SCADA. Chương trình này cũng khá thú vị.
Bác có báo cáo nguyên nhân chính thức của các vụ nổ MBA không? VTV4 đang chiếu MBA 500kV do Việt Nam sản xuất nhưng sao lại do bác Nguyễn Thiện Nhân giám sát?
====================

Hệ thống SCADA không hề mơ hồ về mặt khái niệm mà ngưọc lại rất rõ ràng : hệ thống thu thập, theo dõi, và điều khiển dữ liệu. Tuy nhiên nó là một khái niệm rất rộng và bao trùm rất nhiều lĩnh vực chứ không chỉ riêng trong hệ thống điện nên có thể làm mọi người bị confused. Tôi tạm chia hệ thống SCADA làm 2 lớp :
1. Phần cứng : Là phần cơ sở hạ tầng để thu thập dữ liệu
2. Ứng dụng : Các ứng dụng chạy trên nền tảng dữ liệu thu thập và trao đổi với với phần cứng.
Tất cả những gì bác nói đa số là liên quan đến phần ứng dụng, làm thế nào để sử dụng các thông tin lấy từ SCADA và gửi lại các thông tin sau khi đã xử lý các thông tin đó. Tôi xin lấy 2 ví dụ :
1 . Hệ thống SCADA dùng trong trung tâm điều độ HTĐ : Về mặt phần cứng nó sẽ là toàn bộ các hệ thống thông tin để thu thập dữ liệu từ các trạm biến áp, các nhà máy điện về trung tâm. Từ các dữ liệu thu thập này sẽ có rất nhiều ứng dụng có thể được xây dựng : Theo dõi giám sát trạng thái công suất tại các nhà máy, trạm điện, điều khiển từ xa, chạy các bài toán về tối ưu công suất, dự báo phụ tải, v.v...
2. Hệ thống SCADA tại 1 nhà máy sản xuất xi măng. Nó cũng sẽ gồm 2 phần : Phần cứng để thu thập dữ liệu và các ứng dụng chạy trên hệ thống dữ liệu đó. Trong nhà máy thì các ứng dụng đớn giản nhiều. Theo dõi nhiệt độ buồng đốt, tốc độ quay của động cơ, trạng thái của van buồng đốt, điều khiển khởi động nhà máy, tự động hoá v.v...
Tôi nghĩ khi tranh luận nên chia làm 2 mảng này nếu không người theo dõi sẽ rất khó. Như bác 7604 thì cứ nói về mảng ứng dụng, còn bác Newdayvn thì cứ nói về phần cứng, tuy nhiên 1 số cái bác Newdayvn nói cũng chưa chuẩn, sẽ có dịp tôi trao đổi kỹ hơn với bác.

Bác Lavoix,
Trên cơ bản SCADA chỉ là 1 hệ thống thu nhập dữ liệu và điều khiển. Dựa trên khái niệm này một hệ thống SCADA có thể chỉ là 1 PC sử dụng RS232 dùng Assembly language để điều khiển motor. Tuy nhiên 1 hệ thống Industrial SCADA thì nó không còn đơn giản với khái niệm ban đầu vì bản thân của "Protection Control Data" bao gồm RAW data + Analysis data + Operation + Process + Policy. Chính vì vậy mà một yếu điểm lớn nhất khi nhắc đến SCADA là không có Formal documentary. Có nghĩa là ngoài những khái niệm cơ bản thì không có sự đồng nhất xuyên suốt để xây dựng và vận hành hệ thống SCADA.
Bác Tuhu làm SCADA cho Seimen trong khi tôi sử dụng hệ thống do Seimen xây dựng nhưng cũng có những cái nhìn chưa hoàn toàn giống nhau. Trên cơ bản Seimen chịu trách nhiệm về mặt kỷ thuật nhưng xây dựng hệ thống cho mỗi hãng lại hoàn toàn tùy thuộc vào bên chủ đầu tư. Mỗi bên có 1 cái nhìn và yêu cầu riêng vì cấu trúc, hoạt động của hệ thống. Chính vì vậy mà hiện tại Substation Automation hay thường gọi là Substation Integration ra đời có thể xem như 1 Mini-SCADA nhưng lại bị Industrial push-back. Để rõ hơn, chúng ta có thể tìm hiểu về Automation Substation; cái mà bác Newdayvn đang sở hữu.
Substation Automation quay quanh Substation Controler có thể được thiết lập từ những thiết bị sau:
- RTUs, Sport Switches, Meters, Bay Modules, và Protocol Gateway. Những thiết bị này được hổ trợ bởi SCADA industry.
- PLCs được hổ trợ bởi Process Control Industry
- Communications Processors được hổ trợ bởi Protection Industry.
Dựa theo các yếu tố bên trên có thấy được sử dụng Communications Processors dựa trên ứng dụng Micro-processor mang tính hiệu quả và đơn giản nhất (System Protection Industry stand point). Ngược lại, hệ thống do SCADA Industry là phức tạp nhất. SCADA Industry ra đời vào những năm 80s và đang vận hành trong các hệ thống lớn nên vẫn làm chủ thị trường Communication Process and Control. Không chỉ nó phức tạp mà giá thành xây dựng và vận hành cũng như bảo trì rất tốn kém. Ngược lại Protection Industry và Micro-processor chỉ mới phát triển gần đây nên có thể xây dựng dựa trên các ưu điểm của SCADA đồng thời gọn nhẹ và rẻ tiền nên hoàn toàn thích hợp với những hê thống nhỏ và start up.
Trước khi đi xa hơn, tạm thời tìm hiểu các yêu cầu về Data types của các hệ thống Enterprise ứng dụng:
- Substation & Distribution Automation: Command Control, Metering, Status, Alarms, Event Notification, Fault Recorder, SER Reports, Location profiling, Power Quality, Protection Quality.
- Equipment Monitoring: Command Control, Metering, Status, Alarms, Event Notification, Local Profiling, Power Quality, Equipment Health, Weather / Enviroment
- SCADA: Command Control, Metering, Status, Alarms, Event Notification, Local Profiling, Equipment Health, Weather / Enviroment
Nhìn vào dữ liệu bên trên có thể thấy rõ Automation Subsation (AS) hoàn toàn có nhu cầu của 1 Classical SCADA đồng thời có thêm 2 yêu cầu về Power Quality và Protection Quality. Trong khi đó Equipment Monitoring (EM) không đòi hỏi dữ liệu Protection Quality nhưng lại có thêm 2 nhu cầu về Equipment Health và Environmental. SCADA có như cầu kém hơn nhưng vẫn có khác biệt với AS ở chổ Equipment Health và Environment. Dựa vào các nhu cầu trên Commnication Processor được thiết kế để hoàn thiện những nhiệm vụ của một AS mà SCADA vốn không được thiết kế để thực hiện. Câu hỏi được đặc ra là tại sao với nhiều ưu điểm mà AS sử dụng Communication Processor lại chưa có chổ đứng vững trong các hệ thống điện công nghiệp? Ưu điểm thì rất rõ ràng nhưng chính 2 các nhu cầu mà nó không phục vụ là "Equipment Health và Enviroment" lại quyết định phần lớn O&M của hệ thống vận hành và bao trùm lên toàn bộ các thiết bị vật lý của hệ thống. Một trong những AS hàng đầu ở hiện tại là Communication Processor của SEL vì hầu hết các trạm điện đều sử dụng SEL311, SEL521 và SEL421. Tuy nhiên tại trạm của các hãng lớn có rất nhiều thiết bị nhằm kiểm soát sức khoẻ thiết bị và môi trường không tương thích với proprietary của Communicaiton Processor. Vì vậy mà RTU vẫn tồn tại ở các trạm để thực hiện vai trò Single Point of Commnunication để nói chuyện với Master Control từ hệ thống SCADA.
Cho đến nay commnunication ở low level component vẫn sử dụng RS-232 vì gần như mọi IED đều có thể kết nối thông qua: Vendor Specific Open Protocol, SEL Interleaved Binary, ASCII, IRIG, Modbus, MV-90, Vendor-Specific Closed Protocol, Many vendor specific protocols, Standard Open Protocols, DNP3, IEC 870-5 family, UCA. Trong khi đó thiết bị mới có xu hướng hoạt động dựa trên FTP, Telnet, UCA, MMS, DNP, IEC. Chính vì vậy mà bác Newdayvn mới nói hệ thống AS của bác ấy chỉ có IP interface vì chỉ hoạt động trên các Protocol trên. Có nghĩa là hệ thống AS của VN hoạt động hoàn toàn trên các thiết bị mới hoặc bỏ hẳn không thể tương thích với các thiết bị cũ. Chính vì vậy mà việc kiểm soát sức khoẻ của thiết bị trong hệ thống cũng như vận hành trên diện rộng không phát triển.
Các hãng nhỏ hoặc hệ thống VN đang ở thời kỳ sơ khai, nên sử dụng các thiết bị mới và lệ thuộc vào Vendor như bác Newdayvn nói là hoàn toàn chính xác. Trong khi đó tại thị trường Mỹ thì điều đó không thể chấp nhận, đồng thời Industry cũng không thể đi ngược lại xu hướng phát triển nên giải pháp ứng dụng AS cũng được đưa vào hoạt động bên trong SCADA để kết hợp ưu điểm của cả 2 bên dưới 1 hệ thống vận hành. Đồng thời với sự sơ khởi trong hệ thống tại VN, AS cho phép bên vận hành không phải lo nghĩ nhiều về Security. Trong khi đó tại Mỹ sau 911 taskforce security yêu cầu Power Industrial phải hoàn thiện hệ thống bảo an. Từ đó đến nay hàng loạt yêu cầu bảo an ra đời và gần đây nhất yêu cầu các đường truyền phải tách biệt hệ thống communication vận hành ra riêng. Vì vậy SCADA trong hệ thống điện luôn thay đổi và phát triển ngày càng phức tạp.
Tụi nhóc quậy quá...để mai mốt tiếp.
=====================

Cũng mấy năm rồi tôi không làm việc trực tiếp với bên bảo trì nên cũng không còn nhớ nhiều lắm về MBA. Tuy nhiên vấn đề cháy máy hay OLTC có rất nhiều nghiên cứu dễ dàng kiếm được với keywork "transformer protector". Thiết bị này chủ yếu thự hiện các nhiệm vụ sau để ngăn cháy nổ xảy ra từ MBA và OLTC bằng cách giảm áp xuất tức thời (milliseconds) nhằm:
- Ngăn chặn combustible gases tiếp xúc với không khí. Thủ phạm chính thường là Acetylene nên biết được sự hiện diện của nó trong máy rất quan trọng vì gần như phải có biện pháp tức thời nếu không muốn sự cố có thể xảy ra
- Tạo đệm ngăn cách khí và dầu
- Di chuyển Combustible gases ra khỏi máy theo đường thiết kế an toàn.
Tôi không rõ thiết bị Transfomer Protector có thực hiện tốt các nhiệm vụ trên không nhưng mấy trước khi thực hiện công đoạn test về nhiệt độ tại điểm nóng nhất trong máy so với tải và nhiệt độ môi trườn tôi có đọc một số tài liệu liên quan quây quanh các vấn đề liên quan về nhiệt bên trong máy. Tất cả sự cố về nhiệt xảy ra bên trong máy đều liên quan đến thermal degradation của dầu và paper insulation.

Sự xuất hiện của Acetylene C2H2 gần như luôn báo hiện tình trạng không ổn của máy vì chỉ có sự hiện diện của cường độ dòng điện rất cao mới tạo ra chất khí này. Nếu đồng thời có khí CO/CO2 báo hiệu paper insulation có vấn đề. Ngoài ra còn có thể thấy sự hiện diện của H2 và H20 khi partial discharge xảy ra trong máy. Khí Methane và Ethane xuất hiện khi điểm nóng tối đa trong dây dẫn đã bị chạm đích. Khi vân hành máy ở chế độ quá tải một thời gian dài sẻ sinh a CO và CO2 vì đốt cháy paper insulation...Ngoài ra trong điều kiện vận hành bình thường dầu nóng luôn giản ra và lạnh thì co lại nên các MBA khi thiết kế luôn có buồng chứa khi Ni-tơ để tạo lớp đệm ngăn cản không khí từ bên ngoài tràn vào máy khi dầu rút xuống nên độ ẩm cũng là 1 yếu tố quan trọng được lưu ý trong các phương pháp DGA.
Những khí chính sinh ra từ sự đốt cháy dầu và paper insulation bao gồm: H2, CH4, C2H6, C2H4, CO, CO2. Ngoài ra trong máy còn có O2, N và một số khí khác nhưng không đáng lưu tâm. Phân lượng xuất hiện của combustible gas trong máy có giới hạn đơn lẻ nhất định. Tuy nhiên ngoài C2H2 gần như không thể vượt quá 0 (zero) thì các khí khác thường được sử lý không chỉ đơn lẻ mà kết hợp bởi nhiều công thức tuỳ thuộc vào từng hãng, thường thì theo gợi ý từ IEEE.
Tất nhiên DGA không phải là biện pháp duy nhất để hiểu rõ sức khoẻ của MBA nhưng cho đến nay nó vẫn là phương pháp được thực tế chứng minh có tính hiệu quả cao nhất trong vấn đề này. Các hãng truyền tải thường đầu tư rất cao cho biện pháp này không chỉ vì tránh cháy nổ MBA vốn được xem là thiết bị đắt giá nhất trên đường truyền mà còn nhằm đảm bảo sự cố cho những thiết bị và môi trường xung quanh. Ngày nay vấn đề này lại quan trọng hơn đối với truyền tải vì customer per minute có thể tính trên đơn vị hàng triệu đô. Outage xảy ra trên đường truyền thì plan chiếm khoản 80% và 20% là unplan. Tuy nhiên unplan lại chịu trách nhiệm hơn 80% giá trị thất thoát trong năm nên việc kiểm soát sức khoẻ của thiết bi trên đuờng truyền đối với môi trường rất quan trọng nhất là đối với MBA. Các thiết bị thực hiện vấn đề này lại thường không tương thích với hệ thống mới nên nó chính là yếu điểm của Automation Substation khi khả năng tương tác với các thiết bị trong legacy system so với classical SCADA sử dụng RTUs làm single point of contact.
=================================