ABB đã ký kết hợp đồng với Tổng công ty Điện lực miền Trung (CPC) cung cấp hệ thống phần mềm SCADA / DMS cho thành phố Pleiku và Tam Kỳ. Giải pháp này sẽ giúp cải thiện nguồn cung cấp điện cho khoảng 250.000 hộ dùng điện.

Hệ thống cho phép giám sát thời gian thực và kiểm soát tình trạng lưới điện và thu thập dữ liệu cho phép phát hiện nhanh chóng mất điện, đưa ra quyết định lập tức để ổn định tình trạng lưới điện. Tối ưu hóa mạng lưới điện và cải thiện độ tin cậy là một trong bốn thành phần chính trong lộ trình 10 năm phát triển lưới điện thông minh đặt ra của Chính phủ Việt Nam trong 2012. ABB trước đã cung cấp các hệ thống tương tự tại thành phố Đà Nẵng, Huế, Qui Nhơn, Buôn Ma Thuột, đã cải thiện độ ổn định lưới điện cho hơn ba triệu hộ dân.

  • Đồng bộ thời gian trong trạm biến áp tự động hóa điều khiển số

    Đồng bộ thời gian

    Tự động hóa trạm biến áp là nhiệm vụ quan trọng và các công ty điện lực phải thực hiện đồng bộ thiết bị đóng cắt tại trạm biến áp trên lưới điện phân phối để cho phép truyền tải điện nhịp nhàng và duy trì tính toàn vẹn lưới điện. Đồng bộ tín hiệu thời gian chính xác đảm bảo thiết bị có  tín hiệu thời gian chính xác cho điều khiển hệ thống và thu thập dữ liệu. Đồng bộ hóa thời gian đặc biệt quan trọng cho việc lấy mẫu giá trị dòng điện, điện áp (IEC61850-9-2) yêu cầu tín hiệu thời gian chính xác trong thiết bị trộn tín hiệu.

    Đồng bộ hóa thời gian dùng hiệu chính tín hiệu đồng hồ bên trong thiết bị điện thông minh (IED), bộ trộn tín hiệu (merge units - MU ), thiết bị chuyển mạch Ethernet... trong trạm biến áp tự động hóa. Việc này giúp điều khiển chính xác và phân tích sự cố toàn cầu cho phép xác định sự cố xảy ra khi nào, ở đâu và đưa ra phương án xử lý.

    Trong trạm biến áp tự động hóa, các ứng dụng sau đây yêu cầu đồng bộ hóa thời gian:

    Giao thức truyền dữ liệu Ethernet như GOOSE và MMS.
    Thu thập dữ liệu theo thời gian thực từ IED, RTU và MU.
    Kiểm soát vận hành thời gian thực của thiết bị như rơ le bảo vệ.
    Ghi nhận sự cố để phát hiện và phân tích sự cố.

    Có hai kiểu đồng bộ thời gian trong trạm trạm biến áp tự động hóa: đồng bộ thời gian trực tiếp và đồng bộ qua mạng LAN.

  • Giao diện người máy Human-Machine Interfaces (HMIs)

    HMI màn hình cảm ứng với kết nối đa giao thức mô phỏng. HMI sử dụng chia sẻ và thu thập dữ liệu từ ứng dụng. Bao gồm CF, video, Ethernet, nối tiếp và kết nối USB.

  • IEC 61850 cho HMI tự động hoá trạm biến áp

    IEC đang làm việc để đưa ra tiêu chuẩn mới cho ngôn ngữ cấu hình cho trạm biến áp tự động hoá (trạm biến áp số), tập trung vào giao diện người máy (HMI) cho thiết bị. Tiêu chuẩn IEC 61850-6-2 dự kiến sẽ là một phần các tiêu chuẩn IEC-61850, chuẩn hoá quốc tế quá trình xử lý số tích hợp cho lưới điện.

    Tiêu chuẩn tập trung vào quá trình tự động HMI, tạo dữ liệu bản đồ và kết xuất ứng dụng đồ hoạ. Tiêu chuẩn rất hữu ích với các công ty vận hành, kỹ sư và kỹ thuật viên khi cấu hình trạm biến áp, giảm thời gian và tiết kiệm chi phí đồng thời sử dụng tài nguyên lưới điện hiệu quả hơn. Tiêu chuẩn cũng có phương pháp loại bỏ sai sót của người vận hành. Thay cho việc mất vài tuần, thậm chí vài tháng để cấu hình HMI, nay việc này chỉ mất vài phút thậm chí vài giây với trạm biến áp công suất bé.

    IEC 61850-6-2 sử dụng ba ngôn ngữ cấu hình (GCL, HCL, SCL) cho phép phần lớn ứng dụng HMI tự động cấu hình dùng file cấu hình chuẩn. HMI là ứng dụng chuyên sâu nên dùng tiêu chuẩn mới sẽ giảm thời gian  và công sức kỹ thuật. IEC 61850-6-2 dự kiến sẽ thay đổi nỗ lực hiện đại hoá lưới điện toàn cầu, là thành phần chính cho trạm biến áp kỹ thuật số và  sẽ được đưa ra vào năm 2022.

  • Ingeteam cấp thiết bị cho nhà máy điện mặt trời Xuân Thiện Thuận Bắc

    Ingeteam đã ký hợp đồng cung cấp công nghệ thiết bị cho nhà máy điện mặt trời 240 MWp Xuân Thiên Thuận Bắ. Đây là dự án lớn nhất mà Ingeteam đã cung cấp cho đến nay trong lĩnh vực năng lượng mặt trời tại Đông Nam Á.

    Thiết bị cung cấp bao gồm 40 trạm biến tần 5 MW (Inverter Station), hai trạm biến tần 3.4 MW, string combiner boxes, hệ thống SCADA và quản lý năng lượng nhà máy (PPC - Power Plant Controller).

    Trạm biến tần (Inverter Station) của Ingeteam bao gồm PV inverters và thiết bị trung, hạ thế được tích hợp sẵn cho việc đấu nối tại nhà máy trên công trường. Ingeteam cũng cung cấp trạm biến áp đầu ra 220 KV có hệ thống bảo vệ, giám sát và truyền dẫn kết nối với trung tâm điều độ của EVN cũng như trung tâm điều khiển quản lý nhà máy (plant control system  - PPC)

  • Máy tính điều khiển và giám sát HMI trạm biến áp MiCOM C264

      Máy tính điều khiển và giám sát HMI Micom C264 thiết kế dạng modun kiểm soát đầu vào / đầu ra, kết nối thông tin, đo lường và tự động hóa trạm biến áp. Thiết bị là thành phần không thiếu được trong lưới điện thông minh.

  • Những yếu tố đánh giá khi mua sắm phần mềm SCADA

    VT Techlogy
    ...
  • Khi đánh giá phần mềm SCADA thì ngoài hiệu suất và hiệu quả hoạt động người ta còn phải đánh giá việc dễ dàng nâng cấp để xử lý yêu cầu trong tương lai. Hệ thống phải dễ dàng sửa đổi theo yêu cầu và mở rộng khi khối lượng công việc tăng lên, nói cách khác là hệ thống phải sử dụng kiến trúc có khả năng mở rộng.

    1. Hệ thống SCADA phân tán (Distributed SCADA system)

    Phương pháp chính thiết kế hệ thống SCADA là phương pháp phân tán. Ở đây hệ thống SCADA được phân tán trên nhiều máy tính nhỏ. Tuy nhiên sẽ phát sinh các vấn đề với hệ thống SCADA phân tán:

    Kết nối giữa các máy tính phức tạp, gây khó khăn trong việc thiết lập cấu hình.

    Việc xử lý dữ liệu và cơ sở dữ liệu thực hiện chống lấn trên các máy tính, làm hiệu suất thấp.

    Không kiểm soát được việc thu thập dữ liệu từ thiết bị. Ví dụ nếu hai người điều hành cùng yêu cầu dữ liệu từ RTU, thiết bị sẽ phải làm việc gấp đôi.

    Hình 1 – Xử lý phân tán

  • SCADA trái tim hệ thống quản lý phân phối điện

    By

    Các thành phần của hệ thống SCADA

    Ở mức độ cao, hệ thốngtự động phân phối bao gồm ba thành phần chính:
        Ứng dụng và máy chủ SCADA
        Ứng dụng và máy chủ hệ thống quản lý phân phối điện DMS
        Ứng dụng và máy chủ quản lý sự cố

    SCADA Phân phối
    Như đã nêu trong tiêu đề, hệ thống kiểm soát Kiểm soát và thu thập dữ liệu (
    Supervisory Control And Data Acquisition -SCADA) trung tâm của hệ thống quản lý phân phối (Distribution Management SystemDMS).

    Hệ thống SCADA phải có tất cả các yếu tố sở hạ tầng hỗ trợ các tính chất đa diện của tự động hóa phân phối và các ứng dụng mức độ cao của DMS. Chức năng chính của hệ thống phân phối SCADAhỗ trợ từ xa hoạt động phân phối, cảnh báo, lưu trữ sự kiện điều khiển thiết bị từ xa.

    H thống SCADA hiện đại hỗ trợ kỹ thuật tính toán chi phí chức năng lập kế hoạch ngân sách bằng cách cung cấp truy cập vào hệ thống dữ liệu điện không cần phải sở hữu của một máy trạm hoạt động.

    Các thành phần chính của hệ thống SCADA:
        máy chủ lưu trữ dữ liệu
        Cơ sở hạ tầng thông tin liên lạc (mạng và truyền thông)
        Thiết bị tại trạm (với số lượng đủ để hoạt động và yêu cầu hỗ trợ từ xa cho DMS)

  • So sánh giao thức đồng bộ pha IEEE C37.118 và IEC 61850-90-5

    Tác giả: Rafiullah Khan, Kieran McLaughlin, David Laverty  and Sakir Sezer.

    I. GIỚI THIỆU

    Đồng bộ pha có vai trò quan trọng trong lưới điện hiện đại. Nó bao gồm việc truyền tại các thông số đo chất lượng lưới điện sử dụng giao thức đồng bộchính xác. Đồng bộ pha được sử dụng trong việc Quản lý và Theo dõi diện rộng (Wide-Area Monitoring), Bảo vệ và Điều khiển diện rộng (Protection And Control - WAMPAC), phát hiện sự cố, theo dõi / hiển thị lưới điện động, xác định biên độ ổn định, cảnh báo tình huống... 

    Hiện tại có 2 giao thức đồng bộ pha sử dụng nhiều nhất là IEEE C37.118 và IEC 61850-90-5. IEEE C37.118 ra đời vào năm 2005 là giao thức đồng bộ pha thành công và sử dụng rộng rãi nhất. Tuy nhiên giao thức này có hạn chế về phân tích thông tin và bảo mật. IEC 61850-90-5 ra đời vào năm 2012 với nhiều tính năng độc đáo. Tuy nhiên việc triển khai giao thức này đến nay còn khá hạn chế do các tính năng, yêu cầu còn đang được thử nghiệm. 

    Bài viết sau sẽ phân tích khả năng triển khai của IEEE C37.118 và IEC 61850-90-5, bao gồm so sánh chi tiết cả đặc tính và khả năng. Do đồng bộ pha sử dụng cho lưới điện nên yêu cầu an toàn phải được đặt lên hàng đầu. Do đó giao thức đồng bộ pha sẽ được xem xét về độ an toàn bao gồm: bảo mật, toàn vẹn và độ sẵn sàng. Bài viết cũng phân tích về các lỗ hổng mà có thể bị tấn công (tấn công một giai đoạn hay tấn công nhiều giai đoạn multi-stage attacks) làm rã lưới điện khiến các bộ phân lưới điện không liên kết hoặc phối hợp với nhau. Việc này sẽ gây thiết hại to lớn đến thiết bị vật lý. Tóm lại bài viết sẽ phân tích về: 1) Phân tích đặc tính và giới hạn của các giao thức đồng bộ pha. 2), Phân tích độ an toàn và khả năng bị tất công 3) Yêu cầu thiết bị mạng sử dụng.

  • Sổ tay hướng dẫn mua sắm SCADA

    By

    Tác giả Glenn Booth

    Khi chuẩn bị đầu tưhệ thống điều khiển giám sát thu thập dữ liệu - (supervisory control and data acquisition -SCADA) - quy trình gồm ba gia đoạn: lập dự án nghiên cứu và kế hoạch, xây dựng yêu cầu đề xuất (RFP) đánh giá lựa chọn nhà cung cấp.

  • Thiết bị đồng bộ thời gian GPS

    Máy chủ đồng bộ thời gian GPS chạy độc lập hoặc phối hợp cùng tối đa 02 máy chủ thời gian NTP khác (phiên bản công nghiệp) hoặc 07 máy chủ  thời gian NTP (phiên bản Datacenter).

    Module tín hiệu đầu ra: 

    IRIG-B (analogue / digital)
    DCF77
    Cyclic Pulses

    Giám sát tập trung (tuỳ chọn) hoặc giám sát từng máy chủ thời gian (tuỳ chọn).

  • Thiết bị Giao diện Dữ liệu Hiện trường - Tai và Mắt hệ thống SCADA

    Thiết bị giao diện dữ liệu hiện trườngtạo thành "tai mắt" của hệ thống SCADA. Các thiết bị này bao gồm: thiết bị đo mức nước, đo lưu lượngvị trí van, đo nhiệt, đo điện năng tiêu thụđồng hồ áp lực...  cung cấp thông tin điều hành hệ thống.Tuy nhiên, trước khi tín hiệu đo được tự động hóa hoặc giám sát từ xa, các tín hiệu từ thiết bị giao diện hiện trường cần phải được chuyển đổi sang ngôn ngữ tương thích vớihệ thống SCADA.

    Remote Terminal Units (RTU)

    Remote Terminal Units (RTU), hay còn gọi là Remote Telemetry Unit, dùng cho chuyển đổi này. RTU dùng chuyển đổi tín hiệu điện tử nhận được từ (hoặc theo yêu cầu của) các thiết bị trường thành (hoặc từ) ngôn ngữ (giao thức truyền thông) dùng truyền dữ liệu trên kênh thông tin.

     
    RTU thường lắp một ngăn trong tủ điện, với dây tín hiệu điện chạy từ thiết bị hiện trường và cáp kết nối với kênh thông tin, như truyền dữ liệu không dây (xem Hình 1 dưới đây).
     
     
     
    Hình 1 – Tủ RTU với thiết bị RTU, bộ đàm truyền dữ liệu và đầu nối dây cảm biến
     
    Bộ điều khiển tự động hóa cho thiết bị giao diện dữ liệu, chẳng hạn như điều khiển bơm logic, được lắp đặt tại chỗ. Việc thiết kế này do băng thông hạn chế khết nối hệ thống máy tính trung tâm SCADA với các thiết bị giao diện dữ liệu tại chỗ.Bộ điều khiển tự động dưới dạng thiết bị điện tử gọi là Thiết bị Điều khiển Logic Lập trình (Programmable Logic Controllers - PLC).

    Thiết bị PLC (Programmable Logic Controller)

    Thiết bị PLC kết nối trực tiếp với thiết bị giao diện hiện trường và được lập trình theo thủ tục logic dùng xử lý khi xuất hiện trạng thái từ hiện trường. Tuy nhiên, nhiều hệ thống SCADA (đặc biệt trong hệ thống nước) không có bộ PLC. Trong trường hợp nàylogic điều khiển được lắp đặt luôn trong tủ RTU hoặc dưới dạng logic relay trong tủ điện.

    PLC ban đầu dùng trong tự động hóa, chủ yếu trong điều khiển sản xuất và quy trình nhà máy. Hệ thống SCADA ban đầu chỉ dùng thu thập từ xa dữ liệu vận hành, không cần các bộ PLC vì ban đầu thuật toán điều khiển đã được thiết kế trong các relay tại chỗ.

    Hình 2 – Thiết bị PLC thực hiện chức năng điều khiển tại chỗ, có kết nối dây đến RTU.

    Khi thiết bị PLC được dùng để thay thế bộ điều khiển logic chuyển mạch relay, hệ thống điều khiển từ xa telemetry dùng càng nhiều hơn thiết bị PLC tại các trạm từ xa. Việc này đã biến chức năng giám sát thành chức năng giám sát và điều khiển trong hệ thống SCADA.

    Khi chỉ cần điều khiển tại chỗ đơn giản, người ta có thể lưu trữ chương trình điều khiển trong RTU và điều khiển thiết bị tại chỗ.

    Thiết bị PLC cũ có modun truyền thông cho phép PLC báo cáo trạng thái chương trình điều khiển cho máy tính kết nối PLC tại chỗ hoặc máy tính từ xa qua đường dây điện thoại. Nhà sản xuất PLC và RTU có cùng sự cạnh tranh về chức năng và thị trường sản phẩm. Kết quả của quá trình cạnh tranh này làranh giới giữa PLC RTU bị mờ nhạt và thuật ngữ có thể hoán đổi cho nhau. Để đơn giản, RTU dùng để chỉ thiết bị giao diện dữ liệu tại trạm từ xa, trong khi PLC dùng chỉ thiết bị lập trình để tự động hóa.

  • Thiết bị RTU 560

    Đảm bảo độ ổn định cho truyền tải lưới điện.

    Dòng sản phẩm RTU560 thiết kế linh hoạt mô-đun với khả năng tối đa mở rộng. Kiến trúc đa xử lý kết hợp với sự hỗ trợ của các chức năng phần mềm đầy đủ giúp RTU560 cung cấp các giải pháp hoàn hảo cho các ứng dụng trong truyền tảicũng như tại các trạm biến áp phân phối chính.

  • Thiết bị tự động trạm biến áp RTU SICAM A8000, AK3

    Dòng thiết bị RTU SICAM A8000 hỗ trợ tự động hóa trạm biến áp, biến áp không người trực hỗ trợ hoàn toàn IEC 61850 thay thế cho dòng RTU SICAM AK3 trước đó mà không cần phải đi lại dây tín hiệu.

  • Yêu cầu thiết kế HMI trạm biến áp

    Giao diện người máy HMI

    Với sự ra đời của thiết bị điện tử thông minh IED, các công tắc truyền thống trên tủ bảng điện được thay bằng giao diện người máy HMI phần mềm chạy trên máy tính. Nhà thiết kế có thể chọn rất nhiều phần mềm HMI đang có trên thị trường cho các chức năng khác nhau. HMI có thể tích hợp sẵn với thiết bị phần cứng hoặc mua ngoài như lựa chọn thêm.

    Bài viết sau hướng dẫn nhà thiết kế HMI lựa chọn một số yếu tố quan trọng cho phần cứng và phần mềm HMI trong trạm biến áp.