SCADA cho nhà máy điện

1. Giới thiệu hệ thống: quy trình, công nghệ điều
khiển, giám sát.
2. Giới thiệu mạng cho hệ thống: Siemens (PCS7)
3. Các thiết bị cho các line trong nhà máy: tìm hiểu
các thiết bị (đấu nối, hãng, ứng dụng…); tính các
đầu I/O của từng line.
4. Thiết kế mạng truyền thông cho từng line và toàn
nhà máy:
a. Tổng quát các cấp: Quản lý  điều hành
giám sát dk……
b. Chi tiết từng cấp (dùng PCS7 vẽ, đặt cấu hình
cụ thể cho các line hay hệ thống, giao diện
HMI cho các cấp (WinCC)…).
c. Hoàn thiện hệ thống, mở rộng
5. Kết luận
Phân tích yêu cầu thiết kế hệ SCADA cho Nhà máy điện
November 25, 2009 at 2:18 pm | In Automation | Comments Off
Tags: SCADA
1 Votes
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) là
hệ thống thu thập dữ liệu và điều khiển giám sát. Khái niệm được sử dụng rộng rãi trong
công nghiệp và các nhà máy hiện đại. Đối với một nhà máy hiện đại, khi xây dựng và đưa
vào hoạt động, để có thể tạo ra được sản phẩm đạt yêu cầu về chất lượng, đáp ứng được
các yêu cầu khắt khe của thị trường,
nhà máy cần được trang bị các máy móc hiện đại, đạt được các tiêu chuẩn về chất lượng
và môi trường, độ an toàn, năng suất và tiết kiệm. Chính vì thế, việc tích hợp tự động hóa
nhà máy là một yêu cầu bức thiết được ra. Các hạng mục sản xuất được trang bị máy móc
tự động, phần mềm điều khiển hiện đại để tiết kiệm nhiên liệu, điện năng, nhân công và
đảm bảo chính xác theo yêu cầu.

Đối với các nhà máy điện, ngoài việc tự động hóa toàn bộ dây truyền sản xuất điện năng,

nhà quản lý cần được cung cấp các thông tin về tình hình sản xuất, tình trạng máy móc
thiết bị, các thông số sản phẩm điện năng của nhà máy, các vấn đề liên quan đến sản xuất
và truyền tải đi xa,…Tuy nhiên mức độ thông tin ở các cấp khác nhau sẽ rất khác nhau.
Thông thường được chia ra làm 3 cấp:
Cấp vận hành (Cấp trường): Là cấp độ để các kỹ sư, công nhân vận hành, theo dõi hoạt
động của thiết bị, các thông số theo quy trình công nghệ đặt ra.
Cấp điều khiển (Tại phòng điều khiển): Là cấp độ các kỹ sư điều khiển tự động sẽ giám
sát, điều khiển các thông số, tình trạng của các thiết bị và toàn bộ dây truyền sản xuất
theo quy trình đã đặt ra bằng thao tác, theo dõi trên bảng thông số, màn hình hiển thị và
điều khiển qua giao diện phần mềm (HMI-Human Machine Interface) hay bàn điều khiển
(Operator Panel).
Cấp giám sát, quản lý : Có 2 hình thức tương đương nhau
+ Giám sát tại nhà máy (Tại nhà vận hành): Nhà quản lý sẽ theo dõi các thông số, tình
trạng thiết bị và toàn bộ hoạt động của dây truyền sản xuất theo yêu cầu qua giao diện
máy tính được kết nối trực tiếp với phòng điều khiển qua đó có thể nắm được tình hình
sản xuất, tình trạng vật tư thiết bị, lên kế hoạch sản xuất ,truyền tải,…
+ Giám sát từ xa (Tại trung tâm): Tại trung tâm của tổng công ty, nhà quản lý tại đây có
thể theo dõi, giám sát mọi họat động của nhà máy thông qua máy tính được kết nối từ xa
qua mạng. Từ đó có kế hoạch sản xuất, điều độ, bán hàng và nhập hàng.
Sơ đồ mô tả hệ thống SCADA cho nhà máy điện như sau:

Các thông tin trong hệ thống SCADA để giám sát điều khiển thông thường bao gồm:
• Công suất P, Q, S
• Sản lượng điện luỹ kế
• Tần số, điện áp
• Tình trạng đóng cắt của các máy cắt
• Số lần dừng máy
• Những tuabin nào đang hoạt động
• Tình hình sự cố (nếu có)
• Dự trữ dầu, lượng tiêu thụ dầu trong ngày

• Sản lượng, chất lượng khí hoặc than tiêu thụ, v.v…
Các thông số này được cung cấp từ các thiết bị đo ở cấp trường, chúng được tích hợp vào
các bộ điều khiển và các thông tin của chúng được dùng làm đầu vào để điều khiển các
thiết bị và các thông số khác. Chúng còn được truyền lên máy tính giám sát và điều khiển
và hiển thị trên màn hình giao diện điều khiển (tại phòng điều khiển), được lưu trữ trong
cơ sở dữ liệu để tạo báo cáo khi cần thiết và gửi về trung tâm qua đường internet. Tại
trung tâm, các thông số này cũng được hiển thị trên giao diện đồ họa và lưu trữ trong cơ
sở dữ liệu của máy tính để lập báo cáo.
Thiết bị của hệ thống SCADA:
Phần cứng: Để xây dựng hệ thống SCADA cho nhà máy cần các phần cứng sau
Máy tính công nghiệp (IPC)
Bộ tích hợp thiết bị (Kết nối và thu thập dữ liệu lên máy tính)
Thiết bị mạng (Switch, Router,…)
Phần mềm:
Phần mềm cho giám sát điều khiển: Tạo ra giao diện hiển thị các thông số, điều khiển qua
giao diện hiển thị, lưu trữ dữ liệu vào cơ sở dữ liệu. (Mỗi máy có 1 license và theo số
điểm tích hợp điều khiển I/O point)
Phần mềm giám sát, quản lý: Hiển thị các thông số, lưu trữ các dữ liệu vào cơ sở dữ liệu
(Giao diện có thể là web navigator)
Các phần mềm phụ trợ: Kết nối mạng, kết nối PLC -IPC, …
Mạng kết nối:
Các hình thức có thể sử dụng:
Đường truyền lease-line: Là kênh thuê bao riêng của của bưu điện cho phép truyền dữ
liệu với tốc độ cao bằng các thiết bị đầu cuối bằng modem truyền thống, tốc độ tối đa cho
phép 19.2 kb/s. (của riêng nhà máy-private line)
Đường truyền cáp quang: Dùng cáp quang để truyền dữ liệu từ nhà máy về trung tâm (có
thể thuê của bưu điện hoặc tự kéo cáp nếu khoảng cách gần) với khoảng cách xa, băng
thông rộng, tin cậy, tốc độ cao. Tại mỗi đầu phải có thiết bị chuyển đổi quang để kết nối
với máy tính.
Đường truyền ADSL: Là đường truyền internet băng thông rộng, cho phép dữ liệu với tốc

độ cao, dễ kết nối. (Là mạng công cộng)
Khả năng tích hợp vào các hệ thống tại trung tâm:
Tại trung tâm, nhà quản lý không chỉ thu nhận và giám sát các thông tin liên quan đến các
nhà máy điện từ xa qua mạng mà còn giám sát và quản lý nhiều hệ thống khác: trung tâm
dữ liệu (thu thập toàn bộ các dữ liệu chuyên nghành và tích hợp vào các hệ thống con của
tầng dữ liệu, truyền hình hội nghị (tele conference), tổng đài điện thoại (PABX), bán
hàng & thương mại điện tử (e-commerce), tư vấn và các dịch vụ điện tử sử dụng nội bộ
và cho thuê, …Tất cả các dịch vụ này đều không chỉ thuần túy về kỹ thuật và còn liên
quan đến các vấn đề về thông tin, quản lý, bán hàng, định hướng, phát triển và các dịch
vụ giá trị gia tăng.
Hệ thống SCADA sẽ xây dựng hoàn toàn có thể tích hợp để giám sát từ xa trên cùng một
máy tính tại trung tâm, luồng dữ liệu thu thập từ nhà máy được lưu giữ trong cơ sở dữ
liệu nên hoàn toàn có thể dùng để tạo các báo về các họat động có liên quan. Tuy nhiên
hệ thống điều khiển giám sát SCADA vẫn hoạt động độc lập mà không bị phụ thuộc hay
cản trở từ bất kỳ hệ thống nào khác kể cả khi các hệ thống khác gặp sự cố, hệ thống
SCADA vẫn hoạt động bình thường.
Các vấn đề cần làm rõ: Tại mỗi nhà máy:
+ Bộ điều khiển, dây truyền của tòan bộ hệ thống là gì? Cho phép kết nối từ xa qua bộ
điều khiển hay cả qua máy tính.
+ Có phòng điều khiển, giám sát tại nhà máy chưa? Đã xây dựng hệ thống SCADA tại
đây chưa?
Từ đây mới xây dựng được chi tiết thiết kế cho hệ thống SCADA cho nhà máy để thu
thập các thông tin và dữ liệu từ các nhà máy về trung tâm.
HIENDAIHOA.COM
Giải pháp kết nối trong vận hành với các nhà máy thủy
điện
Thứ sáu, 15 Tháng 1 2010 09:11 Quản trị viên
Giải pháp kết nối trong vận hành với các nhà máy thủy điện
1. Đặt vấn đề
Các Nhà máy thủy điện vừa và nhỏ (công suất lắp máy 1-30MW) khi đưa vào vận hành

cần phải kết nối với hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ-kinh doanh của Công ty
điện lực đã ký hợp đồng mua điện. Ngoài ra bản thân Chủ đầu tư cũng cần giám sát được
quá trình vận hành của nhà máy để phục vụ công tác quản lý. Tuy nhiên, hầu hết các nhà
máy thủy điện nhỏ từ trước đến nay khi đưa vào vận hành đều không thực hiện được
công tác này, một số lý do chủ yếu như sau:
. Không thể thiết lập đường truyền hữu tuyến để kết nối
. Công nghệ điều khiển và thiết bị đầu cuối không phù hợp
. Chủ đầu tư không đưa ra được yêu cầu kỹ thuật và khối lượng chi tiết cho công việc này
Dưới đây là giải pháp kết nối các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ nhằm đáp ứng yêu cầu
về thông tin và dữ liệu phục vụ công tác quản lý vận hành, giám sát và kinh doanh
mua/bán điện.
2. Đánh giá hiện trạng
2.1 Hệ thống điều khiển của các Nhà máy thủy điện
Thông thường các nhà máy thủy điện đều được trang bị hệ thống DCS để tích hợp toàn
bộ thông tin của Nhà máy bao gồm từ thiết bị công nghệ, năng lượng, thiết bị điện, trạm
biến áp đầu ra và hệ thống phụ trợ phục vụ công tác giám sát và điều khiển tại chỗ của
nhà máy. Cấu trúc tiêu biểu của một hệ thống DCS hoàn chỉnh được cho trong hình dưới
đây.
Tuy nhiên, vì chỉ phục vụ cho mục đích giám sát và điều khiển tại chỗ nên các hệ thống
này thường được thiết kế đóng theo các phương thức truyền tin và trao đổi dữ liệu của
riêng các nhà sản xuất. Việc sử dụng các hệ thống đóng sẽ làm cho khả năng trao đổi dữ
liệu và can thiệp của người sử dụng khi có những yêu cầu phát sinh đối với công tác quản
lý và kinh doanh rất khó khăn do nhà sản xuất không bao giờ bàn giao hết các công cụ và
thủ tục để thực hiện.
2.2 Kết nối với hệ thống SCADA và đo đếm
Trong đa số các dự án do tư vấn không nắm rõ được yêu cầu kết nối của hệ thống
SCADA và đo đếm của lưới điện Việt Nam nên phần khối lượng công việc này thường
không được yêu cầu rõ trong phạm vi cung cấp của Hợp đồng cung cấp và xây lắp nhà
máy vì vậy hiện nay gần như 100% số nhà máy thủy điện vừa và nhỏ đều không có kết
nối. Ngoài ra, do được thiết kế đóng nên các hệ thống DCS rất khó có thể kết nối với hệ

thống SCADA và quản lý đo đếm điện năng của các Công ty điện lực. Bên cạnh đó, do
các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ thường được xây dựng tại các vùng sâu nên việc thiết
lập một được truyền hữu tuyến (4W) như các giải pháp kết nối hiện nay đòi hỏi chi phí
rất tốn kém kể cả đầu tư ban đầu và chi phí vận hành hàng tháng.
Tuy nhiên, các yêu cầu kết nối này là bắt buộc đối với các nhà máy điện theo Qui định
đấu nối ban hành kèm Quyết định 37 của Bộ Công Nghiệp (nay là Bộ Công Thương).
Đặc biệt với các nhà máy tham gia chương trình mua bán phát thải CDM thì việc kết nối,
lưu trữ dữ liệu đo đếm điện năng phát lên lưới điện là một trong những điều kiện cần thiết
để bên mua CDM có thể tính toán được lượng phát thải được hưởng.
Kiến trúc chung hệ thống DCS của các nhà máy thủy điện
2.3 Các ứng dụng trợ giúp quyết định và vận hành tối ưu
2.3.1 Dự báo thủy văn
Hiện nay tại các nhà máy mới chỉ có hệ thống ghi chép thống kê thủy văn của các dòng
sông liên quan đến nhà máy điện. Một hệ thống dự báo thủy văn vẫn chưa được trang bị
để tính toán vận hành hồ chứa như là một dữ kiện đầu vào phục vụ công tác lập kế hoạch
vận hành nhà máy.
2.3.2 Tính toán tối ưu phát điện và phối hợp các Nhà máy bậc thang
Các nhà máy chưa trang bị các phần mềm loại này để trợ giúp khác thác có hiệu quả
lượng nước về hàng năm. Việc bố trí lịch chạy máy hiện nay vẫn do các Trung tâm điều
độ thực hiện và kỹ sư điều hành sẽ đưa lệnh lên xuống và điểm đặt công suất của các tổ
máy cho nhân viên điều hành trong từng ca trực.
Đối với các nhà máy thủy điện nhỏ việc chạy máy có thể được quyết định bởi nhân viên
vận hành nhưng đối với cả trường hợp này các nhà máy cũng không có công cụ gì để tối
đa hóa lợi nhuận dựa trên Hợp đồng mua bán điện đã ký với Công ty điện lực.
2.3.3 Quản lý bảo dưỡng trên cơ sở tình trạng thiết bị (Condition-based Maintenance
Management)
Thông thường do qui mô nên các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ cũng không trang bị hệ
thống quản lý bảo dưỡng loại này. Hệ thống sẽ cho phép Công ty lập qui trình bảo dưỡng
và quản lý công tác bảo dưỡng từ lập kế hoạch, quản lý dự phòng, mua sắm vật tư, giao
nhiệm vụ, quản lý tiến độ và báo cáo đánh giá tổng hợp…

2.4 Hệ thống viễn thông
Hiện tại các nhà máy có thể được kết nối với các đường truyền như sau:
. Hệ thống viễn thông điện lực thông qua các đường cáp quang, hệ thống SDH và các
cổng BTS để nối với mạng viễn thông nội bộ hoặc nối với mạng WAN của EVN.
. Hệ thống viễn thông công cộng với các đường kết nối hữu tuyến với VietTel hay VNPT
. Hệ thống viễn thống vệ tinh VSAT của các nhà cung cấp dịch vụ VietTel hoặc VNPT
. Kết nối bằng GPRS trên nền GSM của các nhà cung cấp dịch vụ
Tùy vào từng địa điểm cụ thể các Nhà máy thủy điện sẽ cùng với đơn vị cấp hàng lựa
chọn giải pháp tối ưu nhất khi đánh giá cụ thể các chỉ tiêu ở trên.
3. Giải pháp kỹ thuật
Hệ thống Quản lý vận hành (Operational Control Centre-OCC) được mô tả ở các phần
sau:
3.1 Hệ thống đáp ứng các yêu cầu cơ bản sau:
. Hệ thống mở - Cấu trúc Hệ thống OCC của Công ty thủy điện sẽ tuân thủ các yêu cầu
của các tiêu chuẩn Quốc tế hoặc các tiêu chuẩn được sử dụng rộng rãi trong công nghiệp.
. Khả năng bảo dưỡng – Cấu trúc Hệ thống OCC sẽ hỗ trợ bảo dưỡng tại chỗ các thành
phần, mà không cần sự hỗ trợ của nhà cấp hàng đối với hoạt động vận hành và bảo dưỡng
thường xuyên và định kỳ.
. Nền tảng phát triển ứng dụng – Cấu trúc Hệ thống OCC sẽ cung cấp một nền tảng mạnh
để phát triển các ứng dụng điều khiển giám sát, quản lý vận hành tối ưu, trao đổi thông
tin dữ liệu với các hệ thống nội bộ và bên ngoài. Ngoài ra, hệ thống sử dụng khả năng
cung cấp dịch vụ số liệu cho nội bộ và người dùng bên ngoài qua các ứng dụng Web.
. Khả năng tích hợp – Hệ thống phải có khả năng tích hợp một cách linh hoạt các thành
phần mới, các giải pháp và ứng dụng nâng cao khác (như GIS hoặc Quản lý Sự cố/Hư
hỏng, Quản lý nhiệm vụ nhóm công tác ), và làm nền tảng cho các ứng dụng với sự ra
đời của Thị trường điện của Việt Nam trong một tương lai gần.
3.2 Các đặc điểm kỹ thuật chính
3.2.1 Hệ thống Phần cứng
Toàn bộ hệ thống gồm 3 thành phần:
• Phần trung tâm:

- Hệ thống SCADA tại Trung tâm điều độ của Điện lực (Trung tâm điều độ hệ thống điện
miền Bắc (A1), Công ty Điện lực 1 và Điện lực tỉnh). Toàn bộ thông tin cần thiết, đã
được 2 bên Nhà máy và Điện lực thỏa thuận, cho việc giám sát và điều hành máy điện sẽ
được hệ thống SCADA thu thập, xử lý, phân phối đến các ứng dụng cần thiết để nhân
viên vận hành có thể tương tác với toàn bộ thiết bị cần giám sát điển khiển, cũng như
giao tiếp với các ứng dụng khác.
- Hệ thống cơ sở Dữ liệu và cung cấp ứng dụng. Hệ thống trung tâm cũng sẽ hỗ trợ các
trung tâm điều khiển của các nhà máy điện, thông qua các hệ thống phân quyền điều
khiển và giám sát các trung tâm của nhà máy sẽ đồng thời kết nối với hệ thống trung tâm
Công ty thông qua các đường truyền tốc độ cao.
Phần cứng cũng như phần mềm của hệ thống trung tâm sẽ dựa trên các nền tảng mở, có
tính phổ biến cao, dễ thay thế mở rộng, đơn giản và quen thuộc trong quá trình vận hành.
• Phần ở nhà máy điện:
- Giải pháp 1: Hệ thống DCS ở tại các nhà máy điện sẽ trao đổi dữ liệu với hệ thống
SCADA và OCC thông qua cơ sở dữ liệu thời gian thực (real-time database) với các cơ
chế biến đổi dữ liệu phù hợp. Cơ chế này đảm bảo việc dữ liệu được cập nhật một cách
đồng thời giữa hệ thống DCS tại nhà máy và hệ thống OCC. Với cách thức trao đổi dữ
liệu kiểu này việc giám sát điều khiển tại OCC hoàn toàn giống như ngồi trong phòng
điều khiển của các nhà máy.
- Giải pháp 2: Tại các nhà máy thủy điện sẽ lắp thêm thiết bị thu thập dữ liệu đo đếm,
trạng thái và cảnh báo của các thiết bị trong nhà máy để truyền về SCADA và Trung tâm
Giám sát Điều khiển. Các công tơ ranh giới đo đếm kể cả chính và dự phòng cũng sẽ
được kết nối trên cùng đường truyền.
• Hệ thống viễn thông: Hệ thống viễn thông giữa các Nhà máy điện và Trung tâm OCC sẽ
sử dụng một trong những giải pháp đã xem xét ở trên làm giải pháp chính và có thể lựa
chọn thêm giải pháp dự phòng với tiêu chí cơ bản là giải pháp nào sẵn sàng nhất và chi
phí thấp nhất.
Giải pháp kết nối cơ bản được thể hiện trong hình vẽ dưới đây:
Kết nối cơ bản của hệ thống thu thập dữ liệu và kết nối SCADA
3.2.2 Hệ thống Phần mềm

Tại Trung tâm Điều khiển, mạng LAN sẽ được cấu hình để hỗ trợ cấu trúc Client/Server,
cũng như các máy tính front-end để giao tiếp với hệ thống thu thập và trao đổi dữ liệu với
các nhà máy điện cũng như các trung tâm khác.
Tùy vào yêu cầu về độ tin cậy và tính sẵn sàng, hệ thống có thể được cấu hình một máy
chủ chính và một máy chủ dự phòng để cung cấp chức năng theo yêu cầu của OCC, bao
gồm quản lý cơ sở dữ liệu thời gian thực, xử lý cảnh báo, sự kiện quá khứ, truy nhập số
liệu sự kiện quá khứ và chức năng giao diện người sử dụng dạng đồ họa. Những máy chủ
này phải có khả năng hỗ trợ một số lượng, theo yêu cầu của chủ đầu tư, máy trạm của
người vận hành/người điều hành để thực hiện giám sát và điều khiển các đối tượng trong
phạm vi quản lý.
Cấu trúc hệ thống phần mềm được thiết kế theo mô hình 3 lớp, gồm:
Lớp thu thập dữ liệu:
• Đây là lớp thấp nhất trong hệ thống trung tâm sẽ làm nhiệm vụ giao tiếp trực tiếp với
các cơ sở dữ liệu thời gian thực của công tơ đo đếm, các RTU và các trung tâm điều độ
liên quan.
• Lớp này cũng làm nhiệm vụ theo dõi tình trạng các kênh truyền, quản lý các thông số
của quá trình truyền nhận, đưa ra các cảnh báo về quá trình giao tiếp với các đầu cuối.
• Lớp này thông qua các hệ thống viễn thông sẽ gửi/nhận dữ liệu đến/từ các đầu cuối
thông qua các protocol được chuẩn hóa và xử lý các dữ liệu này thành các định dạng mà
hệ thống OCC có thể hiểu được trước khi chuyển tiếp nó qua lớp Data Server.
Lớp Data Server:
• Lớp này sẽ tiếp nhận dữ liệu từ lớp giao diện xử lý chúng và làm chúng sẵn sàng đối với
các ứng dụng. Hoạt động của lớp này tương đương như phần cơ sở dữ liệu thời gian thực
của DCS và thống nhất các cơ sở dữ liệu khác nhau từ các thiết bị/nguồn dữ liệu khác
nhau về một định dạng duy nhất.
• Một điểm quan trọng là lớp này cần được trang bị hệ thống xử lý logic dạng SoftPLC –
Logic processor theo tiêu chuẩn IEC61131 để trợ giúp người xử dụng thiết lập các sơ đồ
logic giám sát và điều khiển phù hợp với các ứng dụng của mình.
• Đây là lớp đặc biệt quan trọng vì mọi ứng dụng đều truy cập dữ liệu thông qua nó trong
đó hệ thống SCADA trao đổi dữ liệu bằng giao thức IEC 60870-5-101

begin_of_the_skype_highlighting 60870-5-101 end_of_the_skype_highlightin
g và hệ thống đo đếm bằng giao thức IEC62056-21.
Lớp ứng dụng:
• Đây là lớp cao nhất ở hệ thống trung tâm
• Người sử dụng sẽ giao tiếp với hệ thống thông qua lớp này. Ở đây các ứng dụng có thể
là hệ giao diện người máy HMI, hệ thống quản lý sự kiện, hệ thống dữ liệu quá khứ …
Trên cơ sở của hạ tầng của trung tâm điều khiển, hệ thống có thể cung cấp khả năng truy
cập các vùng dữ liệu để hỗ trợ các khu vực chức năng khác nhau của các đơn vị liên
quan, như phân tích kỹ thuật và lập kế hoạch, giám sát điện năng, quản lý thanh toán, vận
hành tối ưu, quản lý bảo dưỡng Ngoài ra, hệ thống này có khả năng giám sát an ninh
truy cập của khu vực IT “kết nối” tới Mạng Trung tâm Điều khiển.
3.2.2.1 Tuân thủ các tiêu chuẩn
Phần mềm và phần cứng của hệ thống được sản xuất và phát triển theo các tiêu chuẩn
được sử dụng phổ biến rộng rãi trong công nghiệp, chủ yếu là chuẩn ANSI/IEEE, ISO và
IEC. Điều đó cho phép các công ty thủy điện sử dụng và tích hợp sản phẩm của nhiều
nhà sản xuất khác nhau mà không bị phụ thuộc vào một cụ thể nhà sản xuất nào.
4. Kết luận:
Với giải pháp trên, việc kết nối với các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ sẽ trở nên dễ dàng
hơn và các đơn vị liên quan đến hoạt động vận hành, quản lý, điều độ và mua bán điện sẽ
có đầy đủ thông tin để thực hiện tốt hơn công tác của mình góp phần tiết kiệm và sử dụng
năng lượng một cách hiệu quả
(Nguồn: hiendaihoa.com)
Mô hình SCADA Trong hệ thống điện
® 03.10.2009 23:09 | 398 hits ®
Ngành điện thừa hưởng mọi thành quả trong công nghệ truyền thông và công nghệ thông tin
trong việc vận hành điều khiển các đường dây truyền tải, các nhà máy điện.
Cùng với sự mở rộng của hệ thống truyền tải, và nhu cầu ngày càng tăng của khách hàng, nhu
cầu trao đổi thông tin ngày càng tăng. Các chức năng quan trọng của hệ thống truyền thông
tin trong hệ thống điện có thể kể đến như:
- Thu thập số liệu của các nhà máy điện, thông số của các đường dây truyền tải, các hộ tiêu

thụ
- Thông tin liên lạc giữa các nhà máy, các trạm điện khác nhau
- Trao đổi cơ sở dữ liệu giữa các trung tâm điều khiển
- Chỉnh định thông số của hệ thống rơ le bảo vệ
- Tự động sa thải phụ tải dựa trên phân tích hệ thống
- Điều khiển các thiết bị, thường là thiết bị FACTS(Flexible AC transmission systems) Thông
tin trong hệ thống điện có thể đưọc truyền đi bằng cách sử dụng các mạng thông tin sau:
- Mạng điện thoại cố định(Mạng điện thoại cố định có rất lâu trước mạng Internet và người ta
đã sử dụng để liên lạc trong hệ thống điện, không tuân theo các chuẩn của Internet hiện nay)
- Mạng điện thoại không dây
- Mạng máy tính, bao gồm các hệ thống mạng LAN, WAN, Internet
Ngoài ba hệ thống thông tin trên, hệ thống truyền thông sử dụng vệ tinh cũng được ứng dụng
trong hệ thống điện(chưa phải ở VN). Ứng dụng điển hình nhất của hệ thống thông tin vệ tinh
là điều khiển đồng bộ góc pha của các máy phát(synchroniezed phasor measurement) và rơ le
so lệch.
Sự phân cấp các chức năng điều khiển và giám sát trong hệ thống điện
SCADA (Supevisory Control and Data Acquisition)- hiểu một cách nôm na là hệ thống điều
khiển và thu thập số liệu. Việc giám sát, thu thập số liệu và điều khiển là rất cần thiết đối với
một hệ thống công nghiệp bất kỳ. Đối với hệ thống điện, đặc thù của nó là quy mô của hệ
thống sản xuất rất lớn, trải trên một không gian rộng, và bao gồm nhiều thiết bị với các chức
năng, nguyên lý làm việc khác nhau. Vì vậy, người ta không thể sử dụng một trạm điều khiển
trung tâm để đảm nhiệm hết tất cả các chức năng điều khiển. Tuỳ theo mức độ quan trọng và
yêu cầu những tính năng điều khiển, các chức năng điều khiển và thu thập số liệu được phân
phối và phân cấp cho các thiết bị khác nhau
Hệ thống SCADA cho HTĐ hợp nhất, với một công ty điện lực chịu trách nhiệm quản lý, có
thể được chia thành ba cấp:
- Ở cấp thấp nhất của hệ thống SCADA, là các phần có chức năng theo dõi và điều khiển cho
từng thiết bị riêng biệt. Thường gặp nhất trong HTĐ là các rơ le bảo vệ. Khi thiết bị gặp sự
cố, các rơle này hoàn toàn có thể tính toán và tác động theo thông số chỉnh định trước mà
không cần liên lạc với hệ thống cấp trên. Ngoài chức năng điều khiển, các phần tử thuộc cấp

này còn có chức năngthu thập số liệu, thông số của các thiết bị để gửi lên các Substation
server. Trong các hệ thống hiện đại, các phần tử này được gọi chung là IED (Intelligent
Electronic Devices), có các nguyên lý làm việc và chức năng khác nhau, nhưng có cùng
chuẩn giao tiếp, cho phép IED này có thể nói chuyện được với các IED khác trong cùng trạm
(peer to peer) và trao đổi với substation server. Về nguyên tắc, sự hỏng hóc hay bảo trì tại
một IED sẽ không làm ảnh hưởng đến các IEDkhác trong hệ thống.
- Cấp thứ hai của hệ thống SCADA là các Substation Server, với chức năng chủ yếu là thu
thập số liệu từ các IED do nó quản lý, lưu lại trong cơ sở dữ liệu, phục vụ các nhu cầu đọc dữ
liệu tại chỗ qua các HMI(Human Machine Interface)
- Cấp thứ ba là Trung tâm điều khiển của toàn hệ thống, nơi thực hiện việc thu thập số liệu từ
các Substation Server, thực hiện các chức năng tính toán đánh giá trạng thái của hệ thống, dự
báo nhu cầu phụ tải, và thực hiện các chức năng điều khiển quan trọng, như việc phân phối lại
công suất phát giữa các nhà máy, lên kế hoạch vận hành của toàn hệ thống.
Do quy mô rộng lớn của hệ thống truyền tải điện năng, các trạm điều khiển trung tâm còn có
thể được chia thành các cấp - điều khiển trung tâm (Central control Center hay Central
Dispatching Center), và các trạm điều khiển vùng(Area Control Center). Trên đây là sơ bộ về
phân cấp của hệ thống SCADA cho HTĐ. Sang bài sau tôi sẽ nói rõ hơn về các chức năng
của SCADA/EMS
SCADA/EMS
EMS (Energy Management System) là tập hợp các công cụ cho phép người vận hành hệ
thống phân tích đánh giá, đưa ra quyết định điều khiển hệ thống. EMS được sử dụng tại các
trung tâm điều độ (CCC hoặc ACC tronng bài trước). Vì EMS luôn yêu cầu có một hệ thống
số liệu thu thập từ hệ thống, và bản thân nó tham gia như một bộ phận trong SCADA, nên
người ta sử dụng thuật ngữ SCADA/EMS. Tại ACC và CCC, với sự trợ giúp của hệ thống
máy tính mạnh, và các phần mềm chuyên dụng, người vận hành thực hiện các chức năng
SCADA/EMS, có thể kể ra một số chức năng quan trọng như sau:
- Đánh giá trạng thái hệ thống(SE - Online State Estimation)
- Tính toán trào lưu công suất (LF - Load Flow)
- Tính toán tối ưu trào lưu công suất(OPF - Optimal Load Flow)
- Dự báo phụ tải (LF-Load forecast)

- Đánh giá mức độ an toàn của hệ thống(DSA-Dynamic Security Assesment)
- Xây dựng các chiến lược phục hồi hệ thống khi có sự cố.
ở cấp thấp nhất của hệ thống SCADA/EMS là các IED, có chức năng theo dõi và điều khiển
một thiết bị cụ thể. Các IED của một trạm được nối với một thiết bị đầu cuối RTU(Remote
Terminal Unit). RTU thu thập toàn bộ các tín hiệu từ các IED trong trạm và gửi về điều độ
trung tâm. Như minh hoạ trên hình vẽ, liên lạc giữa RTU và ACC(CCC) có thể sử dụng nhiều
phương tiện: Đường điện thoại, cáp truyền tín riêng của ngành điện, sóng vô tuyến, đường
dây cáp quang, hoặc sử dụng chính đường dây điện làm đường truyền tin(PLC - Power Line
Carrier)
Thông tin trong hệ thống được đưa đến ACC(CCC), và được chia sẻ chung trong mạng LAN
của trung tâm điều độ. Các máy chủ được nối vào mạng LAN và thực hiện các chức năng
khác nhau: EMS, ghi số liệu, theo dõi hệ thống, huấn luyện người vận hành (dispatcher
tranning)(trên số liệu thực tế). Chức năng trainning này rất thú vị vì nó kết hợp giữa hệ thống
số liệu thu thập được và một phần mềm mô phỏng toàn bộ hệ thống điện. Khi ấy người được
huấn luyện có thể theo dõi trực tiếp trạng thái của hệ thống, và đưa ra các quyết định. Phản
ứng của hệ thống sẽ được tính toán nhờ chương trình mô phỏng. Sơ đồ trên cho ta một hình
dung tổng quan về cấu trúc hệ thống thông tin cho SCADA trong hệ thống điện. Tuy nhiên để
cho hệ thống này hoạt động một cách hiệu quả là một vấn đề rất phức tạp. Tại các trung tâm
ACC và CCC, thường xuyên có hàng chục, hàng trăm ngàn tín hiệu phải được cập nhật
thường xuyên. Việc đảm bảo tính chính xác của số liệu thu thập, tốc độ điều khiển trong thời
gian thực(hoặc gần với thời gian thực) đòi hỏi không những một hệ thống máy tính đủ mạnh,
mà còn có một phương thức trao đổi thông tin hợp lý. Thông tin cần được trao đổi một cách
nhanh chóng, tin cậy, và đôi khi là cả bảo mật.
Tư vấn thiết kế, cung cấp, lắp đặt và chuyển giao: Hệ thống điều khiển bảo vệ nhà máy
thủy điện nhỏ
Tủ bảng điều khiển, rơ le bảo vệ hình thức đẹp, bố trí tiêu chuẩn, thuận tiện và logic cho trong vận hành tại chế độ điều
khiển bằng tay.

Sơ đồ cấu hình Hệ thống Điều khiển Máy tính và SCADA cho nhà máy thủy điện nhỏ cấp điện áp đến 35kV công suất
đến 20MW. Cấu hình mạch lạc, sử dụng các chuẩn truyền thông (protocol) phổ thông thống nhất, dễ liên kết hệ thống.

Giao diện điều khiển tổng thể nhà máy
Giao diện điều khiển từng tổ máy

Giao diện theo dõi biểu đồ công suất phát và các đại lượng dòng, áp, nhiệt độ, (Trent graph.)
Giao diện hiển thị bản ghi sự kiện (Alarm list) và các bảng biểu ghi thông số tùy chọn vận hành theo chế độ biểu mẫu

Hệ thống có có tính năng tự động hóa rất cao, kiểm soát và hỗ trợ cho người vận hành an toàn tuyệt đối, chuyển đổi
phương thức nhanh. Giao diện điều khiển người-máy HMI được Tiếng Việt hóa thân thiện, thuận tiện và hỗ trợ tối đa cho
người vận hành.
Công nghệ Bus số trong nhà máy nhiệt điện than (Phần 1) (11-10-2008 09:28:03)
Việc chấp nhận công nghệ bus số như Foundation fieldbus, Profibus-DP hay
DeviceNet là một bước chuyển hướng đáng kể xa rời công nghệ truyền thống về đo
lường và điều khiển trong nhà máy điện.
Nhà máy nhiệt điện than mới.
Kinh nghiệm áp dụng bus số trong một số ngành công nghiệp, trong đó có các nhà máy
điện, cho thấy công nghệ này có tính năng tốt, có thể giảm chi phí đầu tư ban đầu, giúp
công trình khởi động nhanh hơn, và có thể tiết kiệm chi phí vận hành và bảo dưỡng một
khi nhà máy bắt đầu hoạt động. Những vấn đề lớn nhất liên quan tới việc đưa công nghệ
bus số vào nhà máy điện mới là: quyết định lắp đặt công nghệ số vào những hệ thống nào
và xác định phương cách thực hiện.
Theo truyền thống, cho đến nay các hệ thống điều khiển phân tán (DCS) vẫn được bảo hộ
quyền sở hữu trí tuệ, và chu kỳ đổi mới từ 15 đến 20 năm. Với việc chấp nhận kiểu công
nghệ máy tính cá nhân, chu kỳ đổi mới đã giảm xuống còn 3 đến 5 năm. Sự phát triển
trong các công nghệ nối mạng, bus trường và điều khiển cũng tuân theo định luật Moore
của thế giới máy tính, theo đó với cùng một mức chi phí có thể thực hiện được nhiều hơn.
Có thể đưa ra vô vàn ví dụ trong lĩnh vực đo mà ở đó các cảm biến chỉ cung cấp các giá
trị của một quá trình duy nhất và được nối tới hệ thống điều khiển thông qua một bộ dây

dẫn duy nhất. Các thiết bị tiên tiến ngày nay có thể thực hiện việc chẩn đoán liên tục và
cung cấp nhiều thông tin hơn chứ không phải là giá trị của một quá trình duy nhất. Hơn
nữa, nhiều thiết bị loại này có khả năng sử dụng và trao đổi dữ liệu và đem lại khả năng
thi hành điều khiển bằng cách dùng công nghệ bus số như Foundation fieldbus.
Thiết bị thông minh đã có từ hơn 15 năm nay, dùng giao thức HART. Giao thức này xếp
chồng một tín hiệu số bên trên một tín hiệu chuẩn 4 - 20 mA. Nhiều công ty điện lực đã
chọn loại thiết bị này vì chúng có sức cạnh tranh về chi phí so với các thiết bị truyền
thống và có thể thay thế trực tiếp cho các thiết bị hiện có (một đổi một), không cần phải
đi dây lại.
Trong một số trường hợp, các tiêu chuẩn bus số như Foundation fieldbus, Profibus DP và
DeviceNet (ở đó tất cả truyền thông đều là dạng số) còn có thêm chức năng so với các
thiết bị đo thông minh nguyên bản. Các giao diện bus trường trực tiếp trong các hệ thống
điều khiển cho phép người dùng truy cập nhiều dữ liệu phong phú. Các gói phần mềm
quản lý tài sản sử dụngcác dữ liệu này để cung cấp thông tin chẩn đoán chi tiết và các
chức năng phân tích bảo trì dự phòng. Độ chính xác điều khiển cũng được cải thiện vì
không cần biến đổi các tín hiệu thành tín hiệu analog (4 - 20 mA) để truyền đến môđun
vào/ra của DCS sau đó biến đổi trở lại thành tín hiệu số để sử dụng trong sơ đồ điều
khiển.
Ngoài việc cung cấp các giá trị nhận biết ban đầu, thiết bị đo thông minh và các bộ tác
động còn là nguồn phong phú các dữ liệu khác, về bản thân thiết bị cũng như về quy
trình.
Hệ thống điều khiển thay đổi
Trong hệ thống điều khiển, mặc dầu các công nghệ bus số như Foundation và DeviceNet
thay đổi một vài tính năng, nhưng nhiều tính năng vẫn giữ nguyên. Các công nghệ bus số
không thay đổi thiết kế điều khiển cơ sở, đồ hoạ, cơ sở dữ liệu và cấu trúc chính của hệ
thống điều khiển. Các công nghệ này cũng không thay đổi đáng kể nguyên lý tư liệu thiết
kế. Giao diện với người dùng phục vụ cho công tác thiết kế kỹ thuật, kinh doanh, bảo
dưỡng, thực thi, lưu trữ quá khứ và các chức năng khác của hệ thống đều không thay đổi.
Điều này cũng đúng với quy trình thiết kế kỹ thuật được sử dụng để cách ly các tín hiệu
vào ra (I/O), phần điều khiển và các quy trình.

Hình 1. So sánh giữa hệ thống đi dây truyền thống và hệ thống đi dây bus trường
Tuy nhiên công nghệ bus số lại làm thay đổi cấu trúc kết nối với cổng I/O. Thay vì phải
có dây dẫn riêng từ mỗi thiết bị tại hiện trường tới cổng I/O của hệ thống DCS, kiến trúc
bus cho phép dùng một cáp duy nhất để đấu nối nhiều thiết bị số. Giao diện I/O được thể
hiện bởi các thiết bị thì được chuyển sang một mođun bus trường số (hình 1).
Sự tương đồng đơn giản nhất, đó là kênh I/O truyền thống được đặt trong thiết bị và bus
I/O được dùng để đọc các kênh giờ đây là cáp bus trường thay vì một bảng nối đa năng.
Cáp này có nhiều điểm dữ liệu, làm giảm đáng kể số đầu dây và máng cáp trong nhà máy.
Tư liệu và chi phí bảo dưỡng cũng giảm.
Không gian mođun I/O cần thiết trong bộ điều khiển cho một hoặc nhiều mođun giao
diện bus số được giảm đáng kể so với không gian cần thiết cho các mođun I/O và đầu dây
truyền thống. Foundation fieldbus sử dụng dây đôi xoắn bọc kim (shielded twisted pair -
STP) mang dòng điện và dữ liệu trên cùng cặp dây điện trong khi DeviceNet sử dụng bốn
dây dẫn mang dữ liệu và dòng điện riêng biệt. Điều này có thể yêu cầu thêm không gian
dành cho nguồn cấp điện của thiết bị bus trường, mođun phân phối và thiết bị chỉnh sửa
dòng điện.
Thiết kế DCS theo công nghệ bus số và sử dụng cấu hình tích hợp và phần mềm quản lý
tài sản là điều rất quan trọng. Việc thiết kế cần hỗ trợ HART truyền thống, I/O analog,
I/O rời rạc và I/O mục đích đặc biệt được yêu cầu do yêu cầu về tốc độ, độ phân giải theo
thời gian và/hoặc về an toàn. Ngoài ra, nó cần hỗ trợ nhiều các kiểu bus trường đa năng.
Cụ thể như bus trường Foundation, được sử dụng chủ yếu trong điều khiển analog, và
DeviceNet hay Profibus DP, được sử dụng nhiều hơn cho các ứng dụng điều khiển rời
rạc. Trong một vài trường hợp, tính năng của các thiết bị yêu cầu sẽ quyết định việc sử
dụng các kiểu bus số đa năng.
Xây dựng nhà máy nhiệt điện than mới là một trong những cơ hội hiệu quả nhất về công
nghệ bus số và trí tuệ tự động hoá. Ví dụ, nhà máy nhiệt điện than dưới tới hạn xây dựng
mới ở Midwest (dự kiến bắt đầu vận hành thương mại vào năm 2009) đang lắp đặt hệ
thống điều khiển Ovation Expert của Emerson Process Management cho tất cả các chức
năng điều khiển nhà máy quan trọng. Hệ thống Ovation được tạo giao diện với hệ thống
điều khiển tuabin bằng một giao diện OPC và với một hệ thống điều khiển FGD PLC

bằng giao thức Allen-Bradley Ethernet. Công nghệ bus số được kết hợp vào càng nhiều
lĩnh vực càng tốt. Foundation fieldbus và Profibus được sử dụng rộng rãi khắp nơi.
Ngoài các nhà máy nhiệt điện than, các nhà máy điện tuabin khí và chu trình hỗn hợp
công nghệ bus số. Nhà máy chu trình hỗn hợp Port Westward mới xây, công suất 407
MW, của Portland General Electric, được đưa vào vận hành thương mại mới đây ở chế
độ điều độ kinh tế, là một ví dụ. Nhà máy cũng sử dụng rộng rãi hệ thống điều khiển
Ovation với công nghệ bus cho lò sinh hơi thu hồi nhiệt (HRSG), phần còn lại của nhà
máy (balance of plant - BOP) và các hệ thống điện phụ. Công tác điều khiển tuabin khí
và tuabin hơi được tạo giao diện dùng Modbus/TCP.
Mỗi van quan trọng trong các nhà máy mới xây này đều là một thiết bị bus trường
Foundation (Bảng 1). Các thiết bị này được áp dụng cho hầu hết các chức năng điều
khiển quan trọng, bao gồm nước cấp, mức nước trong bao hơi, van phun, tuabin đường
tắt và hầu hết thiết bị đo analog. Các cặp nhiệt ngẫu được sử dụng trong cả hai nhà máy
và được đặt hoặc là trên các mođun TC I/O truyền thống hoặc các mođun bus trường
Foundation. Profibus-DP được sử dụng cho tất cả các van đóng mở bằng động cơ cũng
như cơ cấu đóng cắt và thiết bị ở tủ điều khiển động cơ (motor control center - MCC)
(Bảng 2).
Các hãng bán sản phẩm như Rockwell và Siemens hỗ trợ sẵn DeviceNet và Profibus-DP,
trong khi các hãng khác thực hiện giao diện truyền thông nguyên bản riêng của họ, các
hãng này cung cấp các bộ adapter để chuyển sang công nghệ bus số yêu cầu. Cách tiếp
cận tốt hơn sẽ là sử dụng các giao diện có sẵn của họ nếu giao diện được hỗ trợ bởi hệ
thống điều khiển, không nên đòi hỏi một dạng bus duy nhất.
Thử nghiệm nghiệm thu tại nhà máy
Trước đây không lâu, các thử nghiệm nghiệm thu tại nhà máy (factory acceptance - FAT)
các sơ đồ điều khiển DCS được thực hiện theo cách mô phỏng các thiết bị trong nhà máy
bằng cách nối cứng các nguồn cung cấp 4-20mA, các thiết bị đo, bóng đèn và chuyển
mạch tới các đầu I/O của hệ DCS. Thử nghiệm nghiệm thu tại nhà máy được thực hiện
theo cách này vì không thể có tất cả các thiết bị hiện trường (đặc biệt các thiết bị lớn, ví
dụ như các tủ điều khiển động cơ) sẵn sàng cho thử nghiệm. Gần đây, phương thức được
chấp nhận chung là đưa vào các tín hiệu mô phỏng phần mềm ở cấp bus I/O thay vì ở

phía tín hiệu tại hiện trường. Điều này một phần cũng là do người ta đã quen thuộc với
công nghệ mô phỏng phần mềm. Thực nghiệm tại hiện trường còn yêu cầu lắp đặt hệ
DCS thực tế trong nhà máy để kết nối, thử nghiệm riêng lẻ, kiểm chuẩn và đưa thiết bị
vào vận hành. Cách thực hiện đơn giản này giờ đây đã được hiểu rõ và chấp nhận. Tuy
nhiên, để xác nhận khả năng kết nối giữa hệ thống điều khiển và các thiết bị theo từng
kênh một, quy trình đòi hỏi nhiều thời gian và nhân lực.
Do cách sử dụng các bus và việc tích hợp các bus trong các dãy và hàng thiết bị, trong
thực tế không thể có sẵn tất cả các thiết bị thông minh để có thể thử nghiệm DCS trong
nhà máy. Tuy nhiên, có một quy trình đã đem lại kết quả trong một số dự án, đó là thử
nghiệm trên một thiết bị điển hình cho mỗi dạng thiết bị trong nhà máy. Điều này cho