SCADA trong hệ thống điện

hi 7604,
chỉ có 100 người mà quản lý đến 1000 s/s, nhiều quá, ở VN chỉ 3 trạm 500kV thôi thì đã có 100 người hơn rồi!
Vậy công việc bảo trì, mở rộng và lắp đặt mới thiết bị tại các TBA sẽ do các công ty dịch vụ đảm nhiệm ? còn việc đảm bảo an ninh khu vực TBA thì ntn?
Khi thao tác thiết bị 7604 có phải kiểm tra lại trạng thái thiết bị bằng online video không? hay chỉ quan sát các sơ đồ logic?
Từ các TBA về trung tâm điều khiển được nối bằng cáp quang riêng biệt? hay chỉ là các kênh viễn thông bình thường? có đường backup không? việc chỉnh định các tham số vận hành relays-settings cũng được đownload từ trung tâm à ?
việc vận hành hệ thống điện truyền tải cũng chỉ xoay quanh mấy chuyện đó, nếu đường truyền viễn thông tốt và tin cậy thì chuyện trạm không người, hay 1000 trạm sử dụng 100 người cũng không phải quá khó, tuy phải giải quyết các vấn đề đồng bộ chất lượng thiết bị, độ tin cậy và nhất quán quan điểm từ khi thiết kế hệ thống cung cấp điện.
khi đã thiết lập hệ thống và định tuyến rồi (routing) thì data cứ thế lao về trung tâm, vấn đề còn lại là phần mềm xử lý thông tin, đủ các loại để phục vụ các nhu cầu quản lý hệ thống như 7604 đã liệt kê một số functions của SCADA trong các post trước.
Nhưng nếu tự động hóa đến mức đó thì cũng mệt chuyện sercurity hén, như trong phim the Net, nghĩ thấy cũng sợ! vậy hệ thống của cty 7604 có dùng linux không? chuyện virus và update xử lý ntn ?

Bác Tuantc88,
Trace ở đây để chỉ ra khả năng có thể xuất hiện khí đó trong một số điều kiện thích hợp. Có nghĩa là có thể có mà cũng có thể không nhưng nếu có cũng chỉ là rất nhỏ, và tất nhiên theo tỷ lệ thì "rất nhỏ >> nhỏ".
DGA là một vấn đề phức tạp vì key gases không chỉ ra vấn đề một cách rõ ràng mà chỉ đưa ra "khả năng" điều gì đã xảy ra. Theo thống kê của IEC data bank thì sử dụng key gases độ chính xác chỉ khoảng hơn 40%. Vì vậy mà IEEE đưa ra các biện pháp khác gọi là "Gas base ratio".
Loại 1 tập trung vào Ratio giữa CH4, H2, C2H4, C2H6
- CH4/H2
C2H2/C2H4
C2H2/CH4
C2H6/C2H2
C2H4/C2H6
Các Ratio trên được sử dụng qua 2 phương pháp Rogerr và Doernenburg. Đồ thị không gian 3 chiều được đưa ra để giải đáp vấn đề có thể tìm thấy ở IEC 60599.
Phương pháp thứ ba là Duval Triangle cũng trong tài liệu của IEC tính tỷ lệ phần trăm của ba loại CH4, C2H4, C2H2. Phương pháp này sử dụng tam giác với 3 cạnh là tỷ lệ % của ba chất khí kia. Dựa vào biểu đồ này để dự đoán kết quả. Phương pháp này đưọc đánh giá đúng đến 96% và cũng là phương pháp tôi đang tìm cách giải để tự động hóa cảnh báo.
Ở đây cho thấy, key gases là vấn đề quan trọng có thể cho biết được từng vấn đề "có thể" đã diễn ra. Tuy nhiên để đi đến kết luận thì phải dùng các phương pháp khác nhau. Ở hiện tại 3 phương pháp trên đã được chứng minh thực tiển. Nếu nhìn lại những bài trước thì lại sẽ thấy phương pháp mà hãng tôi sử dụng lại là một kết hợp khác. Vì vậy, số liệu và phương pháp của mỗi hãng thiết kế sẽ khác nhau nhưng tựu trung phải dựa vào cơ sở của IEEE hay IEC. Có nghĩa là với khả năng tư duy và toán học của kỷ sư VN, hoàn toàn có thể sử dụng các tư liệu có sẳn để đưa ra một phương pháp thích hợp cho mình.
Tôi đồng ý với Newdayvn rằng quan trọng nhất cần phải có sensor để đo số liệu rồi từ đó mới ứng dụng bằng khả năng của mình. Tuy nhiên tôi sẽ nói đến những hạn chế và ưu điểm về vấn đề này ở post kế.
=============================

rat hay

Newdayvn,
Tôi cũng sinh năm 72 nhưng tháng 1 nên gọi tôi như thế nào cũng được hoặc cũng có thể gọi tên tôi là Thọ. Tôi rời khỏi VN năm 1993 nên cũng học hết 12 ở VN chỉ là không thể vào đại học vì ông già là sĩ quan chế độ củ. Lăng lộn ở VN hơn 20 năm nên tiếng Việt không kém vì ngày xưa tôi chuyên toán mà cũng chuyên văn. Chỉ là bây giờ toán thì cũng chẳng còn nhớ gì cao hơn giải phương trình bậc 2 còn ngôn ngữ thì tiếng Mỹ chưa thông tiếng Việt đã rơi rụng. Hạn chế lớn nhất là các danh từ kỷ thuật nên đôi khi cũng gặp khó khăn khi viết bài.
Phương pháp DGA cổ điển là lấy mẫu dầu mỗi khi ngưng máy hoặc theo chu kỳ bảo dưỡng. Biện pháp lấy mẫu, thùng chứa và cách phân tích tại phòng lab đòi hỏi phải đúng tiêu chuẩn để không bị sai lệch kết quả. Cách này vẫn thường thấy ở các phòng thí nghiệm nên có thể xem là đơn giản nhất nhưng nó lại cho kết quả chính xác nhất vì loại trừ nhiều khả năng sai lệch.
Phương pháp hiện tại đang được phát triển và ưa chuộng là online-monitoring. Điển hình là Hydrogen sensor mà Newdayvn đã xem qua. Phương pháp này đòi hỏi mẫu thử đi qua sensor phải luôn tuần hoàn trong máy để bảo đảm tính đồng nhất. Việc truyền tải thì cũng không khác gì các thiết bị khác là sử dụng wire và protocol để đọc tính hiệu điện và giải mã chuyển về RTU hay BCU.
Doble là hãng có tiếng nhất về vấn đề này. Doble thiết kế nhiều loại thiết bị khác nhau để kiểm tra Power Factor cũng như nhiều loại test khác nhau để cho ra giá trị về trạng thái của MBA. Độ ẩm là một trong những vấn đề được quan tâm nhất. Tài liệu này có thể kiếm được tại web site của Doble. Tuy nhiên cái này không sản xuất ra điện mà không dẫn điện lại còn quá mắc nên có lẽ không thích hợp cho VN. Các loại DGA online-monitor thường rẻ hơn nhưng về hiệu quả thì tùy thuộc cá nhân đánh giá. Online-monitoring cho phép tính toán liên tục nhưng phương pháp giải xác xuất chính xác đến đâu là cả một vấn đề. Vận hành và bảo trì máy dựa vào những bài toán mà trong đó quá nhiều parameter không ổn định chứ không phải là 1 bài toán ở học đường nên xác xuất là vấn đề quan trọng nhất. Ngắt máy ra khỏi hệ thống là cả một vấn đề lớn nên quyết định này cần phải do con người quyết định dựa theo nhiều yếu tố kinh tế và XH. Vì vậy kinh nghiệm và hiểu biết của cá nhân ở đây rất quan trọng để có thể hổ trợ những quyết định đó.
Năm ngoái có đi hội nghị IEEE gặp nhiều hãng giới thiệu nhưng không lưu ý nên cũng không nhớ tên. Hiện tại hãng tôi chưa dùng DGA online-monitor nên vẫn dùng Doble là chính. Tuy nhiên cứ đánh keyword DGA online monitoring có thể sẽ tìm ra ngay. Thường thì các tài liệu về vấn đề này không chia sẽ miễn phí như các dạng khác nhưng các hãng bán thiết bị mới thì chắc chắn sẽ giới thiệu nhiều về sản phẩm của họ.
À, Newdayvn nhắc về bọt khí tôi mới nhớ. Buble cũng là 1vấn đề lớn không chỉ trong MBA mà cả trong máy phát điện nhất là ở trong lò hạt nhân. Rời khỏi nhà máy ĐNH cũng hơn 6 năm rồi nên không còn nhớ chi tiết nhưng đúng là buble dẫn đến "bùm" tiêu luôn cả lò phản ứng. Những MBA được sản xuất đúng tiêu chuẩn thì xâm nhập khí và độ ẩm từ ngoài vào rất khó. Ngược lại không khí từ ngoài vào có thể làm sai lệch hết các số liệu thử nghiệm. Dầu luân chuyển trong máy không chỉ để giải nhiệt mà còn để mang buble ra ngoài. Vì vậy quá trình decomposition xảy ra ở dầu không chỉ tạo ra buble khiến cách điện giảm còn là giảm khả năng giải nhiệt của dầu. Lượng khí thoát lên trên nếu không được giải tỏa hay tách biệt thì khi gặp điều kiện thích hợp như nhiệt độ cao có thể tự gây cháy và phát nổ. Cũng có thể do hồ quang hoặc phóng điện bắt gặp cũng gây ra cháy, nổ. Riêng về giấy cách điện ở cuộn dây khi bị quá nóng giản nở và hấp thu độ ẩm. Lúc đó sức cách điện sẽ suy giảm và có thể sinh ra short giữa các dây dẫn.
Tôi cũng nghĩ rằng chỉ cần tìm được các sensor để lấy số liệu là có thể làm được tất cả. Thực tế thì đó là bước đầu tiên cần có nhưng chưa đủ. Sự phức tạp trong việc chuyển dữ liệu thành thông tin đã khó mà việc thiết lập báo hiệu thích hợp cũng chẳng đơn giản. Ở hiện tại có một số hãng chỉ chuyên về Arlam managment vì nó ảnh hưởng rất lớn về O&M. Không chỉ tại VN mà tại Mỹ vài năm tới ngành điện sẽ gặp vấn đề rất lớn về nhân lực. Các bác lão luyện trong ngành có rất nhiều kinh nghiệm quí nhưng một phần không muốn truyền lại và một phần không thể giải thích được lý do. Ở Mỹ họ nhìn ra vấn đề này từ lâu nên công việc mà tôi làm hiện tại là mang kinh nghiệm của lớp đi trước hệ thống hoá để giảm sự lệ thuộc vào cá nhân.
Nói cách khác là tôi hiểu nhiều vấn đề liên từ low level device lên đến Interprise Infrastructure. Nhưng không thể làm được những cái như Newdayvn có thể. Mấy năm nay gần như chỉ nói miệng, viết tư liệu còn thực hành thì có cả một hệ thống IT đồ sộ ngay trong nước hay ở châu Âu, thậm chí Ấn độ và Đài Loan thực hiện. Nói ra thì có lẽ mọi người cười chứ từ lúc ra trường đến giờ tôi chưa hề đụng tay vào MBA, CB...thậm chí cả RTU, relay ngoài Station hay tại phòng lab cũng chỉ đứng chỉ tay 5 ngón. Mấy năm đầu còn tự tay thiết lập hệ thống, kiểm ra rồi mới giao cho IT. Còn giờ nói chuyện về số liệu, hệ thống nhưng nhiều lúc cũng không biết rõ hệ thống mình đang quản lý và sử dụng nó đang nằm ở đâu, mặt mũi ra sao nửa. Nhiều lúc cũng bị sốc lắm. Còn tress thì thường xuyên.
========================
Được 7604 sửa chữa / chuyển vào 00:37 ngày 17/01/2008

Newdayvn hoàn toàn đúng ở đây,
Cái mà tôi muốn nói ở topic này là phải phân biệt, giới hạn mức độ hoạt động theo yêu cầu hợp lý của từng hệ thống. Đó là lý do tại sao tôi luôn giới hạn SCADA từ RTDS lên đến hệ thống điều khiển. Cũng như tại trạm cũng cần phải phân ra AS và low level devices theo khả năng và ứng dụng riêng của nó. Khi phân ra từng phần thì việc phát triển sẽ dễ hơn và trọng tâm hơn. Đó chính là điểm mạnh của hệ thống Mỹ so với các nơi khác khi họ để cho từng khu vực phát triển thoải mái mà chỉ đưa ra tiêu chuẩn để đảm bảo khả năng integrate. AS có cái nhìn ở local nên trung tâm điều độ không thể đồng cảm vì vậy cả AS và EMS đều phải phát triển dựa trên lợi ích chung của Transmission sector. Rộng hơn nửa Transmission lại phải hoạt động dựa trên lợi ích của XH nên việc phát triển không đồng bộ khiến không thể liên kết là 1 vấn đề lớn. Ngược lại duplicate effort lại không cần thiết, lãng phí sinh ra nhiều phiền phức cũng không ổn.
Ở hiện tại, theo như Newdayvn cũng như những gì tôi biết thì hệ thống vận hành của trung tâm điều độ còn chưa thật sự hoạt động đủ để xem là 1 hệ thống điều khiển trung tâm. Tôi có xem hồ sơ dự án xây dựng hệ thống vận hành trung trung nhưng có thể nói là quá sơ xài. Tuy rằng các hệ thống mua mới toàn là hàng tân thời nhưng để có thể hoạt động ở mức cơ bản để đảm bảo 1 thị trường tự do cũng như đảm bảo sự cung cấp điện liên tục, an toàn và kinh tế cho XH thì cần phải nhìn rộng hơn và đầu tư đúng chổ.
Vấn đề giữa SCADA và AS ai cần nhiều số liệu và chi tiết ra sao thì Newdayvn có thể đúng trong điều kiện hiện tại của VN nhưng tôi sẽ giải thích lý do tại sao AS chỉ là 1 phần của trạm như các thiết bị khác và hiệu quả vận hành rất nhỏ so với hệ thống SCADA cổ điển.
Giờ đi ăn cái đã.
=============================

Sản lượng truyền tải của hãng tôi cao hơn 2 lần tổng sản lượng điện của Việt Nam nên có trên 1000 subs. Nếu chỉ tính Trên đường truyền thì trên 3000 medium power Transformer từ 1 đến trên 600 MVA. Các trạm cách xa nhau có khi lên đến cả vài trăm km nên việc di chuyển bằng xe cũng mất thời gian. Việc kéo dây gần đây cũng dùng trực thăng để giảm thời gian và kinh phí. Quản lý physical trên đường truyền cũng phải mướn trực thăng và máy bay dân dụng. Vì vậy mà bộ phận quản lý cây xanh và đường dành riêng bên dưới đường truyền cũng rất lớn.
Ở hiện tại, có khoảng trên 95% trạm được điều khiển trực tiếp từ trung tâm. 5% còn lại ở khu vực quá xa mà ngay cả hệ thống điện thoại cũng chưa kéo tới nên vẫn còn sử dụng những thiết bị thu lượm thông tin bằng máy kim. Tuy nhiên dù là trạm nối với SCADA hay không nối với SCADA thì cũng không có người trực ở trạm. Dispathchers của 18 district chịu trách nhiệm chăm sóc thiết bị trạm theo định kỳ và theo yêu cầu từ bên kỷ sư đưa xuống. Khi sự cố lớn xảy ra, hỏng hóc thiết bị thì bên Equipment Support ngay chổ tôi làm sẽ cử người xuống hướng dẫn và quan sát sửa chửa hay thay thế. Có nghĩa là khi không có sự cố thì tất cả mọi việc trong khu vực nào sẽ do người khu vực đó chịu trách nhiệm về coi sóc và test.
Mọi sự cố xảy ra gây mất điện hay hư hỏng thiết bị của người tiêu dùng sẽ được xem xét là trường hợp bất khả khán hay lỗi của khách hàng hoạt lỗi của bên đường truyền để đi đến việc bồi thường cho khách hàng. Vì vậy quyết đóng, mở, chuyển hướng điện không chỉ là vấn đề kỷ thuật mà sức ép kinh tế và chính trị rất lớn. Đây là 1 trong những lý do khiến việc thực hiện kiểm soát tại trạm nhằm bảo an toàn của thiết bị trạm một cách cục bộ kém hiệu quả và đôi khi xảy ra hậu quả lớn hơn.
Để bảo vệ MBA thường sử dụng Diff relay. Relay này vận hành bằng cách so sách 2 điểm 2 đầu của MBA và dựa vào giá trị thiết lập mà so sách độ khác biệt nhằm bảo vệ máy. Thiết bị này hiệu quả trong việc bảo vệ máy nhưng chỉ ngăn chặn được 1 vấn đề gọi là through-fault. Có nghĩa là sự cố xảy ra do bên ngoài tác động vào. Trong khi đó sự cố xảy ra bên trong máy nếu không được bảo vệ sẽ bị nổ như trường hợp ở VN. Vì vậy bản thân MBA hoặc một relay time-current sẽ chịu trách nhiệm bảo vệ vấn đề này.
Bảo vệ đường dây thì thường sử dụng time-current relay. Primary relay sẽ làm nhiệm vụ chính với back-up relay thường là electromechanical realy nhằm bảo đảm sự ổn định với thời gian chậm hơn relay chính. Sự tiến bộ của digital cho phép thay thế toàn bộ relay cơ học bằng micro-processor. Tuỳ thuộc vào mức độ an toàn cần thiết mà việc 1 hay 2 loại relay khác nhau về cấu trúc, vận hành và thời gian sử dụng được xác lập để bảo vệ 1 khu vực cũng như phần overlap. Cái điểm tiếp nối với nhà máy, hay đường truyền khác còn có thể có thêm realy bảo vệ xung điện.
Nếu nhìn vào cấu trúc trên thì rõ ràng mọi sự cố xảy ra do tự nhiên hay phát sinh bên trong dòng điện đều được bảo vệ bởi hệ thống relay. Tất nhiên phải kể thêm re-closer nhằm bảo đảm dây dẫn tạm thời bị lỗi bởi nhánh cây, sét đánh....Có nghĩa là mọi việc bảo vệ đều do thiết bị đảm trách chứ không có sự can thiệp từ con người. Có nghĩa là việc thiết lập 1 hệ thống điều khiển tại trạm chỉ giúp ích cho việc thực hiện các kế hoạch có tính toán. Nói cách khác, sự can thiệp tức thời tại một trạm không có tính hiệu quả trừ khi hệ thống bảo vệ quá kém cần con người can thiệp. Cần hiểu rõ rằng mọi can thiệp của con ngưòi đều cần thời gian tính toán và thực hiện nên thời gian sử lý luôn khá cao. Trong trường hợp của VN thì trung tâm điều khiển phải cầm phone lên gọi mới có thể đưa ra lệnh sử lý thì việc điều khiển tại trung tâm có một chút nào đó để có thể chấp nhận. Ngược lại một hệ thống SCADA hoàn chỉnh đòi hỏi sự vận hành đồng bộ và thao tác điều khiển tại trung tâm đến 1 trạm cách đó vài trăm km chỉ tính bằng giây.
Tôi giả sử trạm A và B cách nhau 50km. A chịu trách nhiệm cung cấp cho 10000 hộ tiêu dùng và B chịu trách nhiệm cung cấp cho 5 hộ sản xuất. A có nhiệm vụ back-up B và ngược lai. Hoặc trong trường hợp single transmission line thì A là trạm phục vụ chính và B là trạm standby. Sự cố xảy ra tại A có thể huỷ hoại thiết bị của trạm. Với một hệ thống AS tại A cho phép người vận hành thấy rõ nguy cơ nhưng chưa đủ lớn để hệ thống relay tự nhảy. Tất nhiên nếu relay tự nhảy thì cần gì con người can thiệp ở trạm? Lúc đó trạm trưởng ở A sẽ có thể gọi B hoặc trung tâm để phối hợp nhưng cũng có thể sẽ chẳng kịp để làm việc đó nên tự động ngắt điện. Vấn đề xảy ra lá 1000 hộ tiêu dùng mất điện và sự sa thải lưới tiêu dùng sẽ làm mất cân bằng lưới điện. Nếu trung tâm kịp thời sử lý thì may mắn. Ngược lại hàng loạt các vấn đề xảy ra trên đường truyền và không ai bảo đảm là sẽ xảy ra sự cố nhỏ, không xảy ra hoặc rã lưới.
Mọi thao tác thực hiện trên lưới điện đều có thể ảnh hưởng đến toàn lưới. Vì vậy cần có sự phối hợp giữa 2 đầu của 1 đường truyền cũng như sự tính toán hợp lý để giải quyết tình trạng đó trên sự an toàn của toàn lưới điện. Muốn thực hiện điều đó, chỉ có 1 cách duy nhất là mọi lệnh điều khiển trên lưới đều phải đồng bộ dù nó xảy ra ở trung tâm hay ở nơi nào. Có nghĩa là nó phải cùng 1 hệ thống, cùng 1 bộ sử lý và cùng giải chung 1 bài toán. Đây chính là yêu cầu đã sinh ra hệ thống SCADA trong ngành điện.
AS không phải không có cái hay của nó nhưng do đặc trưng của lưới điện đòi hỏi phải có sự đồng bộ cũng như mọi thao tác có thể thực hiện tại trạm đều có thể thực hiện từ xa. Bản chất của SCADA là remote control nên việc chỉ có thể sử lý tại trạm là do hệ thống SCADA chưa hoạt động đúng chứ không phải do trạm cần nhiều dữ liệu hơn SCADA. Tại trạm gần như không có 1 nhu cầu kiểm soát tức thời mà chỉ có nhu cầu can thiệp theo kế hoạch. Đó là lý do tại sao các trạm ở Mỹ đều không có người vận hành nhưng lưới điện luôn hoạt động hiệu quả. Load flow và shed load study là 1 trong những function chính của hệ thống điều khiển trung tâm. Nhu cầu đặc biệt này của lưới điện chỉ có thể thấy và thực hiện được ở trên toàn lưới chứ trạm không thể thực hiện bài toán này.
===============================

Post trên cho thấy vấn đề của VN là không có 1 hệ thống điều khiển trung tâm đúng nghĩa nên xảy ra tình trạng đầu tư cục bộ cũng như cho thấy rõ để phát triển thì cần phải hoàn thiện hệ thống hoạt động theo đúng yêu cầu chứ không phải là mua sắm thiết bị hiện đại để ngồi nhìn.
Tại trung tâm của Transmission có bộ phận Equipment Support như đã nói ở trên. Bên cạnh đó có bộ phận System Protection chuyên lo về việc quản lý, thiết lập và phát triển Relay. Engineer Staff thì lo về thiết kế đường dây, trạm. Tôi ngồi ở Transmission Information Support mà nay đổi thành Maintenance System & Process. Có nhiều bộ phận khác nhưng chủ yếu về kỷ thuật là bao nhiêu đó. Transmission Information Support không phải là IT vì đó lại là một mảng riêng. Sự khác biệt là IT thuộc mảng phục vụ về kỷ thuật liên quan đến máy tính và mạng còn TIS chịu trách nhiệm về dữ liệu và kỷ thuật của ngành bao gồm mọi vấn đề từ điện, quản lý cho đến máy tính và mạng ở vai chủ quản.
EMS cũng là 1 phần của Trans. Co. Có thể xem đây là khuôn mặt của công ty truyền tải. SCADA là 1 bộ phận chính ở đây và chia làm 3 nhóm. Phần cứng, đường truyền và hệ thống là 1. Database là 2 và Control Room là 3. Tất nhiên phải nói đến 1 phần chính nửa là Training. Nhóm 1 & 2 hoạt động với bên Vendor về SCADA, với Engineer về kết nối trạm về thiết bị mới nhắm bảo đảm đưa thiết bị mới vào bên dưới vận hành của lưới, với TIS nhằm cung cấp các yêu cầu khác cho các bên planning, finance, system protection, support....
Câu hỏi mà Newdayvn đưa ra có thể trả lời như sau: Engineer lên lịch đưa thiết bị hay trạm, đưòng truyền mới và đưa qua TIS/EMS. TIS có nhiệm vụ chuẩn bị đưa số liệu vào Asset managment system còn EMS chịu trách nhiệm chuẩn bị hiển thị SCADA, tiếp điểm database và kết nối với ngoài trạm. Dưới nhóm Equipment Support có nhóm RTU chịu trách nhiệm về toàn bộ RTU trên hệ thống. Hiện tại họ chuyển sang System Protection và tập trung vào mảng AS (integrate chứ khong phải thay thế). Trước khi thiết bị hay trạm đi vào vận hành thì dispatcher hay người có trách nhiệm thao tác ngoài trạm sẽ gọi EMS. Trước kia tại trạm có HMI nhưng nên mỗi dispatcher dùng máy tính nối trực tiếp với SCADA. Tính hiệu test sẽ được tạo ra cùng lúc hiện trên laptop và tại control room cũng như mọi nơi khác trên hệ thống. Sau khi kiểm tra mọi vấn đề thì trực tiếp nối vào thiết bị để vận hành.
Hiện tại ERCOT yêu cầu các hãng truyền tải, sản xuất, phân phối phải nạp kế hoạch mỗi khi add thêm tải vào hệ thống trước 9 tháng. Riêng việc thao tác tại trung tâm điều khiển lên thiết bị như đóng mở, chuyển lưới đều thực hiện real-time. Màu sắc và số liệu trên màn hình của SCADA gần như tức thời. Dựa vào màu sắc, có thể biết được thiết bị được vận hành bởi con người từ hệ thống hay tại trạm. Vì vậy 1 yêu cầu khi thiết lập SCADA là cho phép thực hiện lệnh đơn và lệnh kết hợp. Lệnh đơn thì dễ hiểu chỉ là nhấn nút, thường để thực hiện các thao tác tức thời. Tuy nhiên những thao tác phức tạp và đòi hỏi qui trình như ngắt CB1, CB3 của tụ điện rồi chờ đợi sau đó ngắt Switch của tụ ra khỏi lưới hoạt quá trình ngược lại có thể lập trình và chỉ cần 1 cái nhấn nút thì các thao tác đó được hệ thống SCADA sử lý chính xác. Hoặc việc mở CB của feeder và đóng Tie-CB để chuẩn nguồn đòi hỏi xảy ra cùng lúc thì được thiết lập lệnh kép. Tùy thuộc vào các procedure mà các lệnh tổng hợp được lập sẳn. Đối với những hệ thống quan trọng thì trước khi thực hiện lệnh tổng hợp thường phải có sự xác nhận và giám sát của trưởng phòng điều khiển.
Nếu vậy máy móc có thể thay thế hoàn toàn con người không? Câu trả lời là không mà cần có những người điều khiển hiểu rõ về hoàn cảnh khu vực của lưới điện mà họ kiểm soát. Vì vậy đa số nhân công của control room là dispathcher đi lên. Ví dụ trên đường truyền có 6 đoạn. Khi sự cố xảy ra thì relay bật mở CB cả hai đầu khi sau khi trải qua quá trình đóng mở để quyết định permanent fault. Tại control room người điều khiển sẽ thấy liên bị ngắt ra khỏi lưới. Giả sử đường line này dài 300km thì sẽ mất bao lâu để đưa người đến đúng nơi sửa chửa? Customer minutes là bài toán nhân giữa số người mất điện và thời gian và qui ra tiền. Có nghĩa là ngay khi mất điện các hệ thống khác như TIR, CIS được báo cáo và tính toán để đưa lên trên. Người điều khiển tại control room lúc này theo đúng qui trình phải thực hiện thao tác đóng điện 1 đầu và đầu kia đóng ở 50%. Biện pháp này gọi là Sectionlization nhằm xác định khu vực sự cố và ngăn nó ra riêng để tiếp tục cung cấp điện cho những phần còn lại. Điều này máy tính chưa làm được vì cần nhiều quyết định phức tạp theo từng hoàn cảnh. Tuy nhiên nếu là 1 người quen thuộc địa hình, thay vì đóng 50% line thì ngay lập tức đóng ngắn hơn để loại bỏ khu vực sự cố vì họ hiểu khả năng xảy ra sự cố nơi nào lớn nhất khi chính họ nhiều năm làm việc tại đó.
Trạm ở đây được bao bọc và luôn khoá với alarm bảo vệ. Mỗi khi bước vào trạm cần gọi EMS để họ biết và tắt alarm. Có một số trạm dùng cả màn hình để quan sát. Hiện tại dispathers hay engineer, contractor vào trạm không cần gọi nửa mà dùng IVR là hệ thống voice gọi về trung tâm và tự nó sẽ lưu dữ liệu. Dữ liệu được gửi qua real-time system và chuyển vào SCADA. Màng hình sẽ hiển thị dấu hiệu trạm đang có người và cũng như tên tuổi và số phone được lưu lại. Khi xong việc trở ra mà không gọi báo đã ra thì sau 1 ngày hệ thống sẽ gọi báo cho quản lý của người đó biết. Tất nhiên nạn trộm tại trạm không phải là không xảy ra nên việc lắp thiết bị vào cũng phải bảo đảm thiết bị đó có khả năng khó bị lấy đi cũng như không bị để ý tới.
Nói một cách công bằng thì điểm yếu nhất của an ninh Mỹ mà homeland security không tính đến là ở hệ thống điện. Muốn phá trạm điện không khó, tuy nhiên cũng phải công bằng mà nói thì ở Mỹ muốn phá trường học, bệnh viện hay các công trình dân sự chẳng quá dễ. Chỉ là hệ thống an ninh của Mỹ làm việc rất hiệu quả để ngăn chặn gần như mọi hành động phá hoại có tổ chức. Ngược lại phá hoại cá nhân gần như không có biện pháp ngăn chặn và cũng không thể ngăn chặn vì hiệu quả kinh tế kém hơn so với thiết lập hệ thống bảo vệ.
Nếu xét về công việc trên đường truyền thì đúng như Newdayvn nói là không quá khó. Vấn đề ở Mỹ là con người giải quyết sự việc trước khi nó xảy ra chứ không phải là dùng người để giải quyết khi sự việc đã xảy ra. Ví dụ như nhà máy ĐNT với đội ngũ nhân viên hùng hậu nhưng không phải để giải quyết sự cố mà là để tránh sự cố. Khi sự cố xảy ra thì lúc đó phải đuợc giải quyết theo trình tự xác lập trước chứ cá nhân không toàn quyền định đoạt. Tất nhiên vẫn có người chịu trách nhiệm cao nhất quyết định mọi hành động vượt khỏi qui trình đặt ra. Vì vậy số lượng công việc của dispatcher sẽ giảm theo sự phát triển của tự động hoá nhưng không cùng tốc độ. Quá tải, gần như là vấn đề thường trực của nhân viên trong ngành so với hệ thống đồ sộ của ngành. Như cầu nâng cao hiệu quả, giảm chi phí vận hành luôn bị ép từ trên xuống nên cá nhân gồng gánh công việc ngày càng nhiều hơn.
Riêng hệ thống SCADA khi xây dựng lên đến cả ngàn máy chủ và máy con. Số lượng ngày càng giảm dần. Cho đến hiện tại Linux và MS chưa được trọng dụng trong các hệ thống quan trọng nên Unix vẫn là chính. Các thiết bị và relay có thể sử dụng dial-up vì chủ yếu chỉ là thu tính hiệu khi cần thiết. Điều này giúp giảm dedicate line và an toàn. Từ trạm chuyển về RTDS bởi nhiều loại đưòng truyền khác nhau nhưng đều là riêng biệt. Từ RTDS về trung tâm cũng như phòng bị đều dùng
T1 riêng biệt. Từ SCADA trở lên sử dụng Cooperate network Gb. Với số lượng dữ liệu khổng lồ thì bandwidth luôn là vấn đề nên tính hiệu có nhiều chọn lọc. Những function khác như tính toán, report, chia sẽ dần dần bị thay thế bởi các hệ thống thin-client để bảo đảm SCADA vận hành hiệu quả. Setting của Relay do bên RTU và Relay chịu trách nhiệm test tại lab nhưng phải ra tận trạm để đưa vào và kiểm tra vì gần như luôn có khác biệt.
Ngoài việc lo ngại bị kẻ gian chui vào hệ thống tạo 1 lệnh có thể gây thảm hoạ cho cả lưới điện thì việc khổ nhất ở bên này là đáp ứng yêu cầu của ERCOT và PUC. Sau 911 những cá nhân hoạt động liên quan đến Emergency System đều được gửi tên lên tiểu bang cũng như phải học những lớp an toàn về phối hợp cơ bản với bên ngoài khi sự cố xảy ra. Mỗi khi bên trên đưa xuống yêu cầu thì tất cả phải lên mạng học và test. Tuỳ thuộc vào vị trí mà học ít hay nhiều. Tôi làm việc cách EMS hơn 40km tại trung tâm điều khiển khẩn cấp nên cũng lo có chân trong việc quản lý hệ thống SCADA dự phòng. Đồng thời cũng hổ trợ Sattelite communication và thiết lập cũng như tham gia các buổi diễn tập mỗi năm 2 lần theo yêu của ERCOT về short supply và Black-out recovery. Dạo này hãng bán cho tư nhân nên mấy cái linh tin đó cũng bỏ luôn, giờ chỉ ngồi một mình trên phòng vì xếp thăng chức, chưa có người quản lý thành ra bị bơ vơ. Ngoài các yếu tố chính trị, XH thì còn phải tuân thủ các tiêu chuẩn kỷ thuật và quản lý của chính phủ. Nếu chỉ có virus và hacker thì mọi vấn đề bên IT lo.
==========================

Chào bác 7604. Đúng là quan điểm của các bác (đoạn bôi vàng) phù hợp với tư tưởng của nhà sản xuất thiết bị. Tôi có tìm hiểu tài liệu thiết bị Online-Monitoring HYDRAN M2 của GE. Loại thiết bị này đưa ra thông tin của 4 loại khí H2, C2H4, CO, C2H2 theo công thức:
Hydran M2 reading = 100 % [H2] + 15 % [CO] + 8 % [C2H2] + 1.5 % [C2H4]
Nhưng để xử lý thông tin và cảnh báo thì GE viết rằng "GE does not suggest nor recommend specific alarm set points. It is solely the responsibility of the user to determine the appropriate settings". Tuy nhiên theo tôi kỹ sư trong nước thiếu nhiều điều kiện để đưa ra phương pháp phân tích hiệu quả/chính xác thông tin từ sensor. Vì thế còn nhiều vấn đề cho việc ứng dụng OMS tại việt nam thực sự hiệu quả.
Được tuantc88 sửa chữa / chuyển vào 11:38 ngày 17/01/2008

hi 7604,
thảo nào Huynh 7604 thạo tiếng việt đến thế, mình cũng có một đoạn làm chính xác công việc của Huynh như bây giờ, dĩ nhiên là lưới truyền tải chỗ mình chỉ bằng khoảng 7% hệ thống Huynh đang thụ lý.
Đọc các thứ Huynh viết, mình thấy hệ thống điện của Mỹ thật đồ sộ, làm nghề phân tích số liệu và phán đoán sự cố bên đó chắc cũng sống được, vì hệ thống đủ lớn và phức tạp để không một ai có thể làm việc chỉ dựa theo kinh nghiệm được
Về bảo vệ hệ thống điện, protection, mình thấy VN trang bị tốt hơn bên đó đấy, một xuất tuyến 220kV được trang bị các bảo vệ sau F50/51N/50BF, F21 (distance-cái này mình không thấy Huynh nhắc đến), F67, F87L, F79...và một xuất tuyến phải có 2 hệ thống bảo vệ của hai hãng khác nhau chế tạo! he he, ví dụ phải có 02 F87L (bảo vệ so lệch dọc đường dây): 1 do Siemens & 1 do Areva chế tạo, F21 cũng vậy...tất cả là micro-processor based protective relays, tất cả các rơle điện từ đã bị tháo bỏ từ 1995 cả rồi.
protective relays có nhiệm vụ chính là bảo hệ chống phá huỷ thiết bị, nên sau khi lắp đặt và applied settings thì chúng hoạt động độc lập theo các điều kiện bờ đã được load vào từ bảng tham số chỉnh định. Các relays có thể phối hợp với nhau tác động để cách ly điểm sự cố ra khỏi các thiết bị đang vận hành, cũng có relays tự động đóng lặp lại 1 hoặc 3 phase F79 để hạn chế mất điện khi có sự cố thoáng qua do sét, quá áp hay cành cây gãy đổ vào đường dây.
Luật điện thì đã có rồi nhưng việc bồi thường cho khách hàng vẫn chưa hiện thực ở VN, lưới truyền tải và phân phối hiện đang rất yếu lại thiếu nguồn nên việc đảm bảo cung cấp điện liên tục rất khó khăn. đa số là mạch hở, không có lưới dự phòng, nên khi máy cắt open thì gây mất điện trên phạm vi lớn.
Cũng thường hoà đồng bộ các nguồn phát điện tại các điểm quy ước để chuyển đổi nguồn cung cấp cho phụ tải, nhưng phải thực hiện thủ công sử dụng các relay hoà đồng bộ (u, f, anpha) việc tự động đóng nguồn dự phòng khi có sự cố lưới là không thực hiện được hiện nay.
nếu có sự cố ngắn mạch lớn, hay 1 nguồn bị sự cố, nhảy máy cắt 220kV thì thường dẫn đến Blackout do lưới truyền tải và nguồn rất yếu so với phụ tải.
Việc vận hành lưới theo các kịch bản của trung tâm điều độ, hay gọi là phương thức cấp điện. nếu có sự cố nghiêm trọng, thì chấp nhận rã lưới, cô lập điểm sự cố và theo trình tự điều khiển để thiết lập lại hệ thống.

Việc chuẩn đoán hiện trạng của MBA thì đã được làm rất cẩn thận bằng cách phân tích hàm lượng các khí trong dầu trong lab, vấn đề là làm sao thực hiện việc đó một cách liên tục theo thời gian thực mà không ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của MBA đang mang tải.
Qui phạm về điều kiện vận hành của MBA đã có rồi, qui định rõ hàm lượng của các thành phần khí cho phép được hiện hữu trong dầu MBA, nếu đo được các số liệu này realtime thì có thể so sánh với qui phạm để đưa ra các khuyến nghị, cảnh báo hoặc kết luận cụ thể về hiện trạng của MBA.
Mình trao đổi với Huynh 7604 là trên quan điểm đó, mình không có cảm biến nên không thể xác định thành phần và hàm lượng khí trong dầu MBA theo thời gian thực, nếu mình đo được thì sẽ có các chuẩn đoán tương ứng, vd: qui phạm qui định H2O 10 ppm thì phải shutdown và lọc dầu để khử ẩm, mình sẽ xử lý thông tin từ sensor và tính ngược về ppm H20, nếu đạt 20% thì mình khuyến cáo, 50% thì mình phát Alarm, nếu 85% thì mình phát lệnh shutdown MBA...còn muốn đưa ra được các kết quả phân tích hay ho hơn nữa thì phải cố gắng nghiên cứu, thực nghiệm các kết quả thí nghiệm dầu của các loại MBA, vào các thời kỳ, các chế độ tải, tuổi thọ, điều kiện môi trường làm việc...để có thể phán đoán cái gì sắp xảy ra, cái đó thuộc về tri thức & kinh nghiệm có thể hoàn thiện theo thời gian.
Fuel-cell là một hiệu ứng vật lý, chẳng là cái gì quá phức tạp, chỉ là điện áp sinh ra khi có khí giữa các điện cực của nó, khí khác nhau thì điện áp sẽ khác nhau, ánh xạ 1-1, đặc trưng. Họ chế sensor để bán thì dĩ nhiên phải cấp cho mình hàm chuyển đổi của sensor, vd: 5-100ppm H2 ~ 4-20mA, cho cái dòng điện này vào mạch xử lý->A/D->processor đo & chuyển đổi sang giá trị ppm của cảm biến->so sánh với các thông số nhập vào từ các Qui phạm, kinh nghiệm, thực nghiệm....bí quyết gì đó->đưa ra các thông báo cho người sử dụng.
không có cảm biến thì đành chịu, ý mình nói với Huynh 7604 là các phần khác (HW, MCU, telecom...embedded system) tự bản thân mình có thể làm được không phải thuê ai cả, vậy chi phí thực nghiệm sẽ thấp đủ để tự mình có thể xoay sở để làm thử được, chỉ vậy thôi.
Việc tự động hoá tại trạm AS chỉ có ý nghĩa cho các tác vụ về quản lý vận hành các thiết bị tại trạm ít có liên quan đến hệ thống. việc bảo vệ thiết bị đã được các relays tự động thực hiện rồi, các việc khác như thu thập số lần đóng cắt thiết bị, vẽ biểu đồ phụ tải ngày của các máy biến áp, thu thập số liệu nhiệt độ MBA, áp lực khí của các máy cắt SF6, tự động ghi chép thông số vận hành, hoạt động của battery chargers...và rất nhiều thứ linh tinh khác để người vận hành có thể nắm rõ hoạt động và tình trạng của TBA do họ quản lý...vậy đối với TBA thì AS có ý nghĩa lớn còn với Trung tâm điều khiển thì không.
An ninh xã hội tốt thì TBA cũng giảm được chi phí vận hành, ở VN thì chịu thôi không thể bảo vệ an ninh trạm không người được với chi phí thấp, chỉ vào ăn cắp vặt thôi cũng đủ tiêu rồi, không vận hành được. Mỹ dùng Alaw nên sử dụng các kênh T1, VN đều dùng E1 theo châu âu hết, đến thời điểm này thì hệ thống OPGW tương đối tốt rồi, các trạm 220, 500kV của cty cũ mình làm có thể quan sát bằng hệ thống camera online từ xa, TBA cách cty mình 500km by car, hệ thống suive của Honeywell, có interface ethernet nên mình ghép vào WAN/E1 chạy về cty luôn, sử dụng để bảo vệ an ninh và giám sát xây dựng ....