Luận văn Thạc sĩ: Giải pháp kết nối SCADA trạm 35/22kV Hoàn Lão - TTĐK Quảng Bình

Luận văn thạc sĩ trình bày giải pháp kết nối tín hiệu SCADA từ trạm 35/22kV Hoàn Lão tới Trung tâm điều khiển Quảng Bình, tối ưu hóa vận hành.

• Tác giả: Nguyễn Mạnh Duy
• Người hướng dẫn: GS. Lê Kim Hùng
• Trường học: Đại học Đà Nẵng
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Đề xuất giải pháp kết nối tín hiệu SCADA từ trạm trung gian 35/22kV Hoàn Lão với trung tâm điều khiển Quảng Bình
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sỹ
• Năm xuất bản: 2018
• Địa điểm: Đà Nẵng

Tóm tắt

I. Hướng dẫn tổng quan về kết nối SCADA trạm 35 22kV với TTĐK

Luận văn "Kết nối SCADA trạm 35/22kV với TTĐK Quảng Bình" là một công trình nghiên cứu khoa học và thực tiễn, tập trung vào việc đề xuất giải pháp hiện đại hóa lưới điện. Mục tiêu chính là tích hợp các trạm biến áp trung gian 35/22kV, vốn được xây dựng từ lâu và vận hành thủ công, vào hệ thống SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) của Trung tâm điều khiển hệ thống điện (TTĐK) Điện lực Quảng Bình. Việc kết nối này là một bước đi chiến lược trong lộ trình xây dựng lưới điện thông minh, giúp nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện, giảm thiểu thời gian xử lý sự cố và tối ưu hóa chi phí nhân lực. Hệ thống cho phép thực hiện giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu từ xa một cách chính xác và liên tục. Trước đây, mọi thao tác tại các trạm này đều phụ thuộc vào nhân viên vận hành tại chỗ, gây ra độ trễ lớn và khó khăn trong việc tổng hợp dữ liệu. Luận văn này không chỉ phân tích hiện trạng mà còn đưa ra một giải pháp kỹ thuật toàn diện, khả thi về kinh tế và dễ dàng nhân rộng. Nghiên cứu này là một tài liệu tham khảo giá trị cho sinh viên và kỹ sư ngành điện, đặc biệt là những ai quan tâm đến lĩnh vực tự động hóa lưới điện phân phối. Nó cung cấp một cái nhìn chi tiết từ việc lựa chọn thiết bị, thiết kế kiến trúc hệ thống, đến các bước cấu hình và mô phỏng thực tế. Đây được xem là một đồ án tốt nghiệp ngành điện tiêu biểu, kết hợp nhuần nhuyễn giữa lý thuyết và ứng dụng thực tiễn tại Tổng công ty điện lực miền Trung (EVNCPC).

1.1. Tầm quan trọng của hệ thống SCADA trong lưới điện thông minh

Một hệ thống SCADA đóng vai trò là xương sống của lưới điện thông minh. Nó cung cấp khả năng giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu theo thời gian thực trên toàn bộ hệ thống lưới điện. Việc tích hợp các trạm biến áp 35kV vào một hệ thống quản lý tập trung cho phép các điều độ viên tại trung tâm nắm bắt tức thời tình trạng vận hành, từ đó đưa ra các quyết định điều độ chính xác. Điều này giúp cải thiện độ tin cậy cung cấp điện, giảm chỉ số SAIDI, SAIFI và tối ưu hóa việc phân phối công suất. Hơn nữa, dữ liệu thu thập được là nền tảng quan trọng cho việc phân tích, dự báo phụ tải và lập kế hoạch bảo trì, bảo dưỡng thiết bị hiệu quả.

1.2. Mục tiêu nghiên cứu của việc tích hợp trạm biến áp 35kV

Mục tiêu cốt lõi của đề tài là đề xuất một giải pháp kỹ thuật hoàn chỉnh để kết nối tín hiệu từ các trạm trung gian 35/22kV về TTĐK Quảng Bình. Cụ thể, nghiên cứu tập trung giải quyết các vấn đề: thu thập tín hiệu trạng thái máy cắt, tín hiệu đo lường (dòng điện, điện áp, công suất) và tín hiệu bảo vệ từ các rơle không đồng bộ. Giải pháp phải đảm bảo tính kinh tế bằng cách tận dụng tối đa thiết bị hiện có, đồng thời phải đảm bảo độ tin cậy và an toàn trong vận hành. Kết quả cuối cùng là một hệ thống cho phép điều khiển và giám sát từ xa, giảm sự phụ thuộc vào con người và nâng cao khả năng phản ứng trước sự cố.

II. Thách thức vận hành trạm 35 22kV khi chưa kết nối SCADA

Việc vận hành các trạm biến áp 35kV khu vực Quảng Bình trước khi có giải pháp kết nối SCADA gặp phải vô số thách thức. Các trạm này được xây dựng từ trước năm 2000, sử dụng các thiết bị lạc hậu, không đồng bộ và không hỗ trợ các giao thức truyền thông hiện đại. Mọi hoạt động từ thu thập thông số vận hành đến thao tác đóng cắt thiết bị đều phải thực hiện thủ công bởi nhân viên vận hành. Điều này dẫn đến thời gian phản ứng với sự cố kéo dài hàng giờ, đặc biệt trong điều kiện thời tiết xấu. Khả năng phân tích và chẩn đoán sự cố bị hạn chế nghiêm trọng do thiếu dữ liệu chính xác và kịp thời. Hơn nữa, việc thay đổi phương thức vận hành lưới điện thiếu linh hoạt, và công tác tổng hợp, lưu trữ số liệu gặp nhiều khó khăn. Một vấn đề lớn khác là sự đa dạng của thiết bị, chẳng hạn như rơle MK2200 hỗ trợ Modbus trong khi rơle SPAJ 140C và các đồng hồ đo lường cũ lại không có bất kỳ giao thức kết nối nào. Hệ thống mạch nhị thứ phức tạp, qua nhiều lần sửa chữa, cũng là một rào cản cho việc tích hợp hệ thống. Những hạn chế này không chỉ làm giảm độ tin cậy cung cấp điện mà còn tiềm ẩn nguy cơ mất an toàn cho người vận hành và thiết bị.

2.1. Hạn chế trong giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu thủ công

Vận hành thủ công là nguyên nhân chính gây ra độ trễ trong toàn bộ chu trình quản lý lưới điện. Khi có sự cố, điều độ viên phải liên lạc qua điện thoại với nhân viên tại trạm, một quá trình tốn thời gian và dễ xảy ra sai sót thông tin. Việc ghi chép các thông số như dòng điện, điện áp, công suất bằng tay không đảm bảo tính chính xác và liên tục. Dữ liệu thu thập được rời rạc, không thể tạo thành một bức tranh tổng thể về tình trạng lưới điện, gây khó khăn cho việc phân tích và tối ưu hóa vận hành.

2.2. Khó khăn khi tích hợp hệ thống với thiết bị không đồng bộ

Sự không đồng bộ về thiết bị là thách thức kỹ thuật lớn nhất. Các trạm trung gian tồn tại nhiều loại máy cắt, rơle bảo vệ từ các nhà sản xuất khác nhau, với các đời công nghệ khác nhau. Một số rơle không hỗ trợ giao thức truyền thông, một số khác lại sử dụng các giao thức cũ như Modbus. Trong khi đó, hệ thống SCADA tại TTĐK Quảng Bình hoạt động dựa trên các giao thức hiện đại như giao thức truyền thông IEC 60870-5-104 và giao thức DNP3. Việc tìm ra một giải pháp chung để "nói chuyện" được với tất cả các thiết bị này là bài toán cốt lõi cần giải quyết.

III. Phương pháp kết nối SCADA trạm 35 22kV qua Gateway 3G

Giải pháp được đề xuất trong luận văn là một kiến trúc hệ thống thông minh và linh hoạt, giải quyết triệt để các thách thức đã nêu. Cốt lõi của giải pháp là việc trang bị một Gateway truyền thông (bộ chuyển đổi giao thức) tại mỗi trạm trung gian. Thiết bị này đóng vai trò trung gian, chuyển đổi dữ liệu từ các giao thức khác nhau (chủ yếu là Modbus) sang giao thức DNP3, giao thức mà hệ thống tại TTĐK có thể hiểu được. Để thu thập tín hiệu, giải pháp sử dụng các bộ tập trung tín hiệu I/O để lấy trạng thái đóng/cắt của máy cắt và các tín hiệu cảnh báo. Đối với các thông số đo lường analog, các đồng hồ cũ được thay thế bằng hợp bộ đo lường đa chức năng hỗ trợ giao thức Modbus. Về mặt truyền dẫn, thay vì đầu tư chi phí lớn cho kết nối cáp quang, giải pháp lựa chọn phương thức truyền dữ liệu không dây 3G/4G thông qua mạng riêng ảo (VPN) của nhà mạng. Phương pháp này không chỉ tiết kiệm chi phí mà còn cho phép triển khai nhanh chóng tại các địa điểm xa xôi. Toàn bộ hệ thống tại trạm được cấp nguồn dự phòng bởi UPS, đảm bảo hoạt động liên tục ngay cả khi mất điện lưới. Sơ đồ nguyên lý hệ thống được thiết kế rõ ràng, phân chia thành các khối chức năng cụ thể, giúp việc lắp đặt và bảo trì trở nên dễ dàng.

3.1. Vai trò của Gateway truyền thông trong chuyển đổi giao thức

Thiết bị Gateway truyền thông, cụ thể là KalkiTech Sync 2000, là trái tim của giải pháp. Nó có khả năng giao tiếp đồng thời với nhiều thiết bị đầu cuối qua các kênh khác nhau. Một kênh Modbus TCP Master được dùng để kết nối với các bộ I/O thu thập tín hiệu số. Một kênh Modbus RTU Master kết nối với các hợp bộ đo lường và rơle MK2200. Sau khi thu thập và tổng hợp dữ liệu, gateway sẽ chuyển đổi toàn bộ sang định dạng của giao thức DNP3 và gửi về TTĐK thông qua kênh DNP3 Serial Slave. Việc sử dụng gateway giúp chuẩn hóa dữ liệu từ nhiều nguồn không đồng nhất.

3.2. Cấu hình thiết bị đầu cuối RTU và bộ tập trung tín hiệu

Các bộ tập trung tín hiệu I/O hoạt động như một RTU (Remote Terminal Unit) mini, có nhiệm vụ thu thập các tín hiệu trạng thái (digital input) và thực thi lệnh điều khiển (digital output). Các tín hiệu như trạng thái máy cắt, cảnh báo rơle, cảnh báo MBA được đấu nối vào các đầu vào của bộ I/O. Các lệnh đóng/cắt từ TTĐK sẽ được gửi đến các đầu ra của bộ I/O thông qua các rơle trung gian. Việc cấu hình thiết bị đầu cuối này đòi hỏi sự chính xác trong việc đấu nối mạch nhị thứ và lập bản đồ địa chỉ tín hiệu (datalist) để đảm bảo dữ liệu được truyền về trung tâm một cách chính xác.

IV. Bí quyết xây dựng CSDL và giao diện HMI cho hệ thống SCADA

Sau khi giải quyết vấn đề phần cứng và truyền thông tại trạm, bước tiếp theo là tích hợp dữ liệu vào hệ thống tại Trung tâm điều khiển hệ thống điện. Tại TTĐK Quảng Bình, hệ thống sử dụng phần mềm SCADA của hãng Survalent. Quá trình tích hợp bao gồm hai công việc chính: xây dựng cơ sở dữ liệu (CSDL) và thiết kế giao diện người dùng (HMI - Human Machine Interface). Việc xây dựng CSDL được thực hiện bằng công cụ SCADA Explorer. Kỹ sư sẽ tiến hành tạo mới các đối tượng trong hệ thống, bao gồm: Station (đại diện cho trạm Hoàn Lão), Communication Line (định nghĩa kênh truyền thông DNP3), RTU (đại diện cho Gateway tại trạm), và cuối cùng là các Point (điểm tín hiệu). Mỗi điểm tín hiệu (trạng thái, đo lường, điều khiển) được khai báo với một địa chỉ IOA (Inter-Office Address) duy nhất, tương ứng với địa chỉ đã được cấu hình trên Gateway. Quá trình này đòi hỏi sự tỉ mỉ và chính xác tuyệt đối để tránh nhầm lẫn dữ liệu. Giao diện HMI được xây dựng bằng phần mềm SmartVU, cho phép vẽ lại sơ đồ nguyên lý hệ thống của trạm biến áp một cách trực quan. Các biểu tượng thiết bị (máy cắt, dao cách ly) sẽ được liên kết với các điểm tín hiệu tương ứng trong CSDL để có thể thay đổi màu sắc, trạng thái theo dữ liệu thời gian thực.

4.1. Các bước tạo điểm dữ liệu trên phần mềm SCADA Survalent

Quy trình xây dựng cơ sở dữ liệu trên phần mềm SCADA Survalent được thực hiện theo các bước tuần tự. Đầu tiên, tạo một 'Station' mới để nhóm tất cả các điểm dữ liệu của trạm. Tiếp theo, tạo một 'Communication Line' để định nghĩa kết nối vật lý và logic đến trạm, bao gồm các thông số của giao thức DNP3. Sau đó, tạo một 'RTU' và gán nó vào Communication Line vừa tạo. Cuối cùng, tạo các 'Status Point' cho tín hiệu trạng thái/điều khiển và 'Analog Point' cho tín hiệu đo lường, mỗi point được ánh xạ tới một địa chỉ cụ thể trong RTU. Việc tuân thủ quy trình này đảm bảo CSDL có cấu trúc, dễ quản lý và mở rộng.

4.2. Thiết kế giao diện HMI trực quan cho giám sát và vận hành

Giao diện HMI là cầu nối giữa điều độ viên và hệ thống. Một giao diện tốt phải trực quan, dễ hiểu và cung cấp đầy đủ thông tin cần thiết. Trên SmartVU, các kỹ sư sẽ vẽ lại sơ đồ một sợi của trạm, sử dụng thư viện có sẵn cho các thiết bị như máy cắt, MBA. Mỗi đối tượng đồ họa sẽ được liên kết với các điểm dữ liệu tương ứng. Ví dụ, biểu tượng máy cắt sẽ đổi màu từ xanh sang đỏ khi nhận được tín hiệu trạng thái 'Đóng'. Các giá trị đo lường như dòng điện, điện áp sẽ được hiển thị ngay bên cạnh thiết bị liên quan, giúp điều độ viên dễ dàng giám sát vận hành hệ thống điện.

V. Case study Kết quả kết nối SCADA trạm Hoàn Lão với TTĐK

Để kiểm chứng tính hiệu quả của giải pháp, luận văn đã triển khai mô phỏng và áp dụng thực tế tại trạm biến áp 35kV Hoàn Lão. Đây là một trạm trung gian điển hình với 2 MBA, 4 máy cắt và các thiết bị bảo vệ không đồng bộ. Quá trình triển khai bắt đầu bằng việc lập danh sách tín hiệu chi tiết (Datalist) cần thu thập, bao gồm tín hiệu trạng thái, điều khiển và đo lường. Tiếp theo là quy hoạch địa chỉ IP cho các thiết bị mạng tại trạm như Gateway truyền thông và các bộ I/O. Sau khi lắp đặt và cấu hình thiết bị đầu cuối, nhóm thực hiện đã tiến hành các bước kiểm tra nghiêm ngặt. Thử nghiệm 'Point to point' được thực hiện để xác minh từng tín hiệu riêng lẻ từ thiết bị đến Gateway. Sau đó, thử nghiệm 'End-to-end' kiểm tra toàn bộ luồng dữ liệu từ thiết bị tại trạm Hoàn Lão, qua mạng 3G VPN, đến phần mềm SCADA tại TTĐK Quảng Bình. Kết quả mô phỏng trên phần mềm Survalent cho thấy các tín hiệu trạng thái của máy cắt được cập nhật chính xác, các giá trị đo lường dòng điện, điện áp, công suất hiển thị đúng với giá trị thực tế. Các lệnh điều khiển đóng/cắt từ giao diện HMI được thực thi thành công tại trạm. Thành công của case study này đã khẳng định tính khả thi và hiệu quả của giải pháp, mở đường cho việc nhân rộng tại các trạm trung gian khác.

5.1. Mô phỏng tín hiệu trạng thái và đo lường trên giao diện HMI

Quá trình mô phỏng cho phép kiểm tra toàn bộ hệ thống trước khi đưa vào vận hành chính thức. Tại trạm, các kỹ sư đã giả lập các trạng thái đóng/cắt của máy cắt. Trên màn hình HMI tại TTĐK, biểu tượng máy cắt đã thay đổi trạng thái tương ứng ngay lập tức. Tương tự, các tín hiệu đo lường analog như dòng điện các pha, điện áp dây, công suất tác dụng và phản kháng được hiển thị dưới dạng số và đồ thị, phản ánh chính xác các thông số vận hành. Điều này chứng tỏ việc tích hợp hệ thống và ánh xạ dữ liệu đã thành công.

5.2. Đảm bảo an ninh mạng cho hệ thống SCADA qua kết nối 3G

Sử dụng mạng di động công cộng cho hệ thống điều khiển công nghiệp đặt ra yêu cầu cao về an ninh mạng cho hệ thống SCADA. Giải pháp đã giải quyết vấn đề này bằng cách sử dụng kênh riêng ảo IPSec VPN. Toàn bộ dữ liệu truyền giữa modem 3G tại trạm và Router tại TTĐK đều được mã hóa. Thiết bị Checkpoint Firewall tại trung tâm điều khiển thực hiện vai trò giám sát, kiểm soát truy cập và ngăn chặn các kết nối trái phép, đảm bảo chỉ có các gói tin hợp lệ từ các trạm mới được đi vào hệ thống mạng nội bộ. Điều này giúp bảo vệ hệ thống khỏi các nguy cơ tấn công từ bên ngoài.

VI. Tổng kết hiệu quả và tương lai tự động hóa lưới điện Quảng Bình

Việc áp dụng thành công giải pháp "Kết nối SCADA trạm 35/22kV với TTĐK Quảng Bình" đã mang lại những hiệu quả vượt trội. Trước hết, nó đã giải quyết được bài toán tích hợp hệ thống giữa các thiết bị cũ, không đồng bộ với một hệ thống điều khiển hiện đại. Hiệu quả vận hành được nâng cao rõ rệt: thời gian phát hiện và xử lý sự cố giảm từ hàng giờ xuống chỉ còn vài phút, giảm đáng kể thời gian mất điện của khách hàng. Công tác quản lý vận hành trở nên dễ dàng và chính xác hơn nhờ có dữ liệu thời gian thực. Chi phí nhân công vận hành trực tại trạm được cắt giảm, thay vào đó là các đội thao tác lưu động, tối ưu hóa nguồn nhân lực. Giải pháp này không chỉ có ý nghĩa đối với Điện lực Quảng Bình mà còn là một mô hình tham khảo quý báu cho các đơn vị khác trong Tổng công ty điện lực miền Trung (EVNCPC) đang đối mặt với những thách thức tương tự. Hướng phát triển trong tương lai là tiếp tục nhân rộng mô hình này cho toàn bộ các trạm trung gian còn lại. Xa hơn nữa, việc thu thập được một lượng lớn dữ liệu vận hành sẽ là nền tảng để triển khai các ứng dụng nâng cao của lưới điện thông minh như DMS (Distribution Management System) và OMS (Outage Management System), góp phần vào mục tiêu chung là hiện đại hóa lưới điện quốc gia.

6.1. Đánh giá hiệu quả về kinh tế và kỹ thuật của giải pháp

Về mặt kỹ thuật, giải pháp đã chứng minh được độ tin cậy và ổn định, đảm bảo kết nối thông suốt và dữ liệu chính xác. Về kinh tế, việc tận dụng thiết bị hiện có và sử dụng kênh truyền 3G thay vì cáp quang đã giúp tiết kiệm chi phí đầu tư ban đầu một cách đáng kể. Chi phí vận hành dài hạn cũng giảm do không còn yêu cầu nhân viên trực 24/7 tại các trạm. Hiệu quả mang lại từ việc giảm thời gian mất điện và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng là những lợi ích vô hình nhưng có giá trị to lớn.

6.2. Hướng phát triển nhân rộng mô hình tự động hóa lưới điện

Thành công tại trạm Hoàn Lão là tiền đề vững chắc để Điện lực Quảng Bình và EVNCPC xây dựng lộ trình tự động hóa lưới điện phân phối một cách toàn diện. Các bước tiếp theo bao gồm việc chuẩn hóa danh mục thiết bị, xây dựng quy trình triển khai đồng bộ và đào tạo đội ngũ kỹ sư có đủ năng lực để quản lý, vận hành và bảo trì hệ thống. Mục tiêu cuối cùng là xây dựng một hệ thống lưới điện thông minh, linh hoạt, có khả năng tự giám sát, tự chẩn đoán và tự phục hồi sau sự cố, nâng cao an ninh năng lượng và phục vụ phát triển kinh tế - xã hội.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện phân phối tỉnh Quảng Bình quản lý vận hành 06 trạm trung gian 35/22kV với 11 máy biến áp có tổng dung lượng 42,5 MVA, hầu hết được xây dựng từ trước năm 2000. Thực trạng vận hành tại các trạm trung gian này tồn tại nhiều bất cập lớn khi toàn bộ 08 máy cắt ngoài trời 35kV và 09 máy cắt hợp bộ 22kV đều chưa được trang bị hệ thống giám sát và điều khiển từ xa. Mọi thao tác đóng cắt, thu thập dữ liệu phụ tải và xử lý sự cố đều phụ thuộc hoàn toàn vào nhân viên trực tiếp đi đến hiện trường, khiến thời gian gián đoạn cấp điện kéo dài từ vài chục phút đến hàng giờ đồng hồ, đặc biệt nghiêm trọng trong điều kiện thời tiết mưa bão chia cắt.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là xây dựng giải pháp kỹ thuật kết nối tín hiệu SCADA từ trạm trung gian 35/22kV về Trung tâm điều khiển Quảng Bình trên cơ sở tận dụng tối đa các thiết bị nhất thứ và nhị thứ hiện hữu. Đề tài tập trung nghiên cứu điển hình tại trạm trung gian 35/22kV Hoàn Lão, nơi vận hành 02 máy biến áp gồm T1 công suất 3200kVA và T2 công suất 4000kVA cùng 04 máy cắt trung thế. Giải pháp hướng tới việc chuẩn hóa quy trình thu thập dữ liệu đo lường, giám sát trạng thái và điều khiển đóng cắt từ xa với thời gian đáp ứng tín hiệu đạt từ 1,5 đến 2 giây.

Ý nghĩa thực tiễn của công trình thể hiện qua việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm chỉ số mất điện MAIFI, SAIDI và SAIFI cho lưới điện phân phối khu vực. Đồng thời, kết quả nghiên cứu góp phần hoàn thiện lộ trình tự động hóa lưới điện, giúp Trung tâm điều khiển Quảng Bình quản lý tập trung hệ thống với quy mô mở rộng trên 50.000 điểm dữ liệu (datapoints) mà không cần bố trí nhân viên trực vận hành thường xuyên tại các trạm trung gian.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên nền tảng lý thuyết điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu tự động SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) kết hợp với các tiêu chuẩn truyền thông công nghiệp hiện đại. Khung lý thuyết tập trung vào ba trụ cột kỹ thuật chính:

Thứ nhất, mô hình kiến trúc SCADA phân tán và chuyển đổi giao thức truyền thông đa tầng. Hệ thống tích hợp các thiết bị đo lường và bảo vệ sử dụng chuẩn Modbus RTU truyền qua giao diện vật lý RS-485 cùng chuẩn Modbus TCP qua cổng mạng Ethernet RJ45. Do phần mềm SCADA Survalent tại Trung tâm điều khiển chỉ hỗ trợ tiếp nhận dữ liệu chuẩn DNP3 và IEC 60870-5-104, nghiên cứu áp dụng mô hình Gateway chuyển đổi giao thức trung gian Master-Slave thông qua thiết bị KalkiTech Sync 2000.

Thứ hai, lý thuyết bảo mật mạng công nghiệp theo tiêu chuẩn NERC CIP. Dữ liệu truyền từ các trạm về trung tâm qua mạng viễn thông công cộng được mã hóa bảo vệ bằng công nghệ mạng riêng ảo IPSec VPN. Luồng dữ liệu được kiểm soát nghiêm ngặt qua thiết bị tường lửa Checkpoint 3200 với các thuật toán phân tích gói tin và ngăn chặn xâm nhập trái phép.

Thứ ba, các khái niệm chuyên ngành nền tảng bao gồm: điểm dữ liệu trạng thái số 1-bit và 2-bit (Status points) dùng để xác định vị trí thực của dao cách ly và máy cắt; điểm dữ liệu đo lường tương tự (Analog points) thu thập giá trị dòng điện, điện áp, công suất tác dụng và hệ số cos phi; cùng chuỗi điều khiển an toàn (Command Sequences) đảm bảo tính toàn vẹn khi gửi lệnh đóng/cắt.

Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp nghiên cứu kết hợp giữa khảo sát thực nghiệm hiện trường, phân tích thông số kỹ thuật và mô phỏng tích hợp hệ thống. Cỡ mẫu nghiên cứu bao trùm toàn bộ 06 trạm trung gian trên địa bàn tỉnh Quảng Bình, trong đó trạm trung gian Hoàn Lão được lựa chọn làm mẫu thử nghiệm chi tiết với 02 máy biến áp, 04 ngăn lộ máy cắt (MC 331, 332, 431, 432) và hệ thống rơle bảo vệ đa chủng loại (Mikro MK2200, ABB SPAJ 140C).

Phương pháp chọn mẫu có chủ đích được áp dụng vì trạm Hoàn Lão mang tính đại diện kỹ thuật điển hình cho toàn bộ lưới phân phối trung áp khu vực: vừa tồn tại rơle kỹ thuật số có cổng giao tiếp Modbus, vừa có rơle tĩnh không hỗ trợ giao thức truyền thông và hệ thống đồng hồ đo lường chỉ thị kim truyền thống.

Lý do lựa chọn phương pháp phân tích thực nghiệm và mô phỏng trên phần mềm SCADA Survalent (gồm các công cụ STC Explorer, SmartVU) là nhằm kiểm chứng độ tương thích của cơ sở dữ liệu, đánh giá độ trễ truyền gói tin qua mạng 3G và kiểm soát quy trình thử nghiệm Point-to-Point, End-to-End trước khi triển khai ngoài thực địa. Quá trình thu thập số liệu và kiểm tra cấu hình được tiến hành liên tục trong giai đoạn chuẩn bị chuyển đổi mô hình vận hành không người trực.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Nghiên cứu đã giải quyết triệt để bài toán tích hợp SCADA cho trạm biến áp thế hệ cũ với 04 phát hiện và kết quả kỹ thuật nổi bật:

Thứ nhất, việc kết hợp bộ chuyển đổi giao thức KalkiTech Sync 2000 với các bộ tập trung tín hiệu I/O phân tán (16 ngõ vào Digital Input và 04 ngõ ra Digital Output) cho phép thu thập chính xác 100% tín hiệu trạng thái và điều khiển của máy cắt Siemens 3AF 0143 (phía 35kV) và ABB VD4 (phía 22kV). Tín hiệu cảnh báo từ rơle SPAJ 140C không có cổng truyền thông được xử lý thành công thông qua cấu hình tiếp điểm phụ và rơle trung gian lặp lại.

Thứ hai, việc thay thế đồng hồ cơ cũ bằng các hợp bộ đo lường đa năng MERTER giao tiếp Modbus RTU đã số hóa toàn diện dữ liệu vận hành. Độ trễ truyền thông từ trạm Hoàn Lão về Trung tâm điều khiển qua mạng 3G VPN Vinaphone chỉ dao động từ 1,5 đến 2,0 giây, đáp ứng hoàn toàn quy chuẩn điều độ hệ thống điện phân phối của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Thứ ba, kiểm thử hệ thống bảo mật với Checkpoint 3200 cho thấy tỷ lệ mất mát gói tin dưới 0,05% trong điều kiện vận hành bình thường, loại bỏ triệt để nguy cơ tấn công mạng từ môi trường Internet công cộng.

Thứ tư, hệ thống nguồn phụ trợ kết hợp giữa bộ chuyển đổi nguồn UNO-PS 220VAC/24VDC (công suất 60W) và bộ lưu điện UPS 2kVA đảm bảo duy trì liên tục hoạt động của thiết bị truyền thông SCADA trong thời gian tối thiểu 8 giờ khi trạm mất hoàn toàn nguồn điện tự dùng.

Thảo luận kết quả

Khi so sánh với giải pháp trước đây áp dụng tại Công ty Điện lực Đắk Lắk (năm 2009) sử dụng máy tính PC kết hợp PLC truyền qua đường dây điện thoại cố định với tốc độ chỉ 9600 bps, giải pháp đề xuất thể hiện sự vượt trội về cả tính kinh tế lẫn kỹ thuật. Giải pháp cũ thường xuyên gặp sự cố đứt kết nối, chi phí bảo trì cao và hoàn toàn không có khả năng thu thập tín hiệu đo lường công suất hay cảnh báo nhiệt độ, mức dầu máy biến áp. Ngược lại, giải pháp mới tích hợp trực tiếp vào phần mềm Survalent SCADA sẵn có của Trung tâm điều khiển với độ sẵn sàng đạt 99,95%.

Trong thực tế triển khai, toàn bộ dữ liệu thu thập được biểu diễn trực quan qua các bảng dữ liệu (Datalist) và sơ đồ đơn tuyến một sợi HMI trên phần mềm SmartVU. Dữ liệu dòng điện 3 pha (Ia, Ib, Ic), điện áp dây (Uab, Ubc, Uca), công suất tác dụng (P), công suất phản kháng (Q) và hệ số cos phi được tổ chức thành các biểu đồ theo dõi phụ tải thời gian thực.

Các bảng thống kê sự cố ghi nhận dạng sóng dòng ngắn mạch và tín hiệu bảo vệ rơle (các mã ANSI như 50, 51, 50BF, 49, 96) hiển thị tức thời trên giao diện điều hành, giúp điều độ viên đưa ra mệnh lệnh phân đoạn sự cố chỉ trong vòng 3 đến 5 phút thay vì mất hơn 60 phút như trước đây.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm tối ưu hóa hiệu quả vận hành và mở rộng quy mô ứng dụng cho toàn bộ lưới điện trung áp, tác giả đưa ra 04 nhóm giải pháp cụ thể:

1. Chuẩn hóa module hóa thiết bị phần cứng tại trạm: Công ty Điện lực Quảng Bình cần chế tạo sẵn các tủ điều khiển SCADA hợp bộ kích thước tiêu chuẩn 60x60x90cm tích hợp đầy đủ bộ chuyển đổi giao thức Sync 2000, bộ I/O, switch mạng 8 cổng và nguồn nuôi 24VDC. Việc chuẩn hóa này giúp rút ngắn thời gian thi công lắp đặt tại chỗ xuống dưới 03 ngày làm việc cho mỗi trạm biến áp trung gian.

2. Thiết lập quy trình kiểm tra Point-to-Point và End-to-End định kỳ: Phòng Điều độ phối hợp với Đội Viễn thông & Công nghệ thông tin thực hiện kiểm tra đối soát tín hiệu đóng cắt, cảnh báo rơle bảo vệ hơi, nhiệt độ máy biến áp định kỳ 03 tháng một lần, duy trì tỷ lệ sai lệch tín hiệu đo lường analog dưới 0,5%.

3. Nâng cấp hạ tầng viễn thông dự phòng kép: Ban Quản lý dự án lưới điện cần khảo sát và lắp đặt bổ sung modem 4G/LTE tích hợp 02 SIM thuộc hai nhà mạng độc lập (Vinaphone và Viettel) tại các trạm vùng sâu như Minh Cầm, Quy Đạt nhằm loại trừ nguy cơ mất tín hiệu khi điều kiện thời tiết khắc nghiệt làm suy giảm chất lượng sóng trạm BTS.

4. Triển khai nhân rộng toàn diện theo lộ trình: Đơn vị quản lý cần hoàn tất công tác cải tạo, kết nối SCADA cho 05 trạm trung gian còn lại (Nam Gianh, Hưng Trạch, Minh Cầm, Đồng Lê, Quy Đạt) trước năm 2020, đặt mục tiêu chuyển đổi 100% các trạm trung gian sang mô hình vận hành tự động không người trực, góp phần tiết giảm khoảng 25% chi phí nhân công vận hành hàng năm.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung luận văn mang giá trị ứng dụng thực tiễn cao, đặc biệt hữu ích cho 04 nhóm đối tượng sau:

• Kỹ sư vận hành SCADA và Điều độ viên hệ thống điện: Tài liệu cung cấp quy trình cấu hình chi tiết cơ sở dữ liệu trên hệ thống Survalent (STC Explorer, SmartVU), cách tạo Station, RTU, Status Point, Analog Point và xử lý chuỗi lệnh điều khiển máy cắt an toàn.
• Kỹ sư thiết kế, tích hợp hệ thống tự động hóa: Bản vẽ nguyên lý mạch nhị thứ, giải pháp ghép nối rơle phụ và cấu hình chuyển đổi giao thức Modbus sang DNP3 qua KalkiTech Sync 2000 là tài liệu tham khảo trực tiếp cho các dự án cải tạo trạm biến áp cũ.
• Cán bộ quản lý kỹ thuật tại các Công ty Điện lực: Cung cấp bức tranh tổng thể về giải pháp kỹ thuật có chi phí tối ưu, giúp tận dụng thiết bị nhất thứ hiện có để hiện đại hóa lưới điện mà không cần đầu tư thay mới toàn bộ trạm biến áp.
• Học viên cao học và sinh viên chuyên ngành Kỹ thuật điện: Nguồn học liệu giá trị về việc áp dụng lý thuyết mạng truyền thông công nghiệp, an toàn thông tin IPSec VPN và điều khiển thời gian thực vào giải quyết các bài toán kỹ thuật thực tế.

Câu hỏi thường gặp

Giải pháp có giải quyết được trường hợp rơle cơ hoặc rơle tĩnh cũ không có cổng truyền thông số không?
Có. Luận văn đề xuất phương án trích xuất tiếp điểm cảnh báo số của rơle tĩnh (như ABB SPAJ 140C) thông qua các rơle trung gian lặp lại tín hiệu và đưa vào bộ tập trung I/O Modbus TCP, giúp trung tâm điều khiển vẫn nhận đủ các tín hiệu bảo vệ quá dòng và chạm đất.

Độ trễ truyền tín hiệu SCADA qua mạng di động 3G có đáp ứng yêu cầu điều độ không?
Hoàn toàn đáp ứng. Kết quả đo đạc thực tế tại trạm Hoàn Lão cho thấy thời gian phản hồi tín hiệu đo lường và thực thi lệnh điều khiển qua mạng 3G VPN Vinaphone chỉ mất từ 1,5 đến 2,0 giây, thấp hơn nhiều so với ngưỡng cho phép đối với lưới phân phối trung áp.

Tính an toàn và bảo mật thông tin khi truyền dữ liệu qua mạng viễn thông được đảm bảo như thế nào?
Hệ thống sử dụng đường hầm mã hóa IPSec VPN riêng biệt kết hợp tường lửa Checkpoint 3200 tại Trung tâm điều khiển. Cơ chế này ngăn chặn tuyệt đối việc lộ lọt dữ liệu ra mạng Internet công cộng và chống lại các cuộc tấn công mạng, tuân thủ nghiêm ngặt tiêu chuẩn NERC CIP.

Vì sao luận văn chọn giao thức DNP3 để kết nối về trung tâm thay vì giữ nguyên Modbus?
Phần mềm SCADA Survalent tại Trung tâm điều khiển Quảng Bình vận hành theo chuẩn DNP3 và IEC 60870-5-104. Giao thức DNP3 có cơ chế gắn nhãn thời gian thực (time-tagging), báo cáo theo sự kiện và độ tin cậy truyền tin cao hơn nhiều so với giao thức hỏi/đáp tuần tự đơn giản của Modbus.

Hiệu quả kinh tế của giải pháp cải tạo này so với việc thay mới toàn bộ thiết bị trạm ra sao?
Giải pháp tận dụng lại toàn bộ máy biến áp, máy cắt và vỏ tủ hiện hữu, chỉ đầu tư bổ sung tủ SCADA phụ trợ (Sync 2000, bộ I/O, hợp bộ MERTER, modem 3G), giúp tiết kiệm hơn 70% chi phí so với phương án thay mới toàn bộ thiết bị nhất thứ và nhị thứ của trạm.

Kết luận

• Luận văn đã xây dựng thành công giải pháp kỹ thuật tích hợp tín hiệu SCADA từ trạm trung gian 35/22kV về Trung tâm điều khiển Quảng Bình với chi phí tối ưu và độ tin cậy cao.
• Thiết lập hoàn chỉnh mô hình chuyển đổi đa giao thức từ Modbus RTU/TCP sang DNP3 Serial qua thiết bị KalkiTech Sync 2000, truyền dẫn bảo mật qua mạng IPSec VPN 3G.
• Chuẩn hóa thành công cơ sở dữ liệu trên phần mềm Survalent SCADA, xây dựng giao diện vận hành HMI trực quan trên SmartVU phục vụ giám sát và điều khiển máy cắt từ xa.
• Kết quả thử nghiệm tại trạm trung gian Hoàn Lão chứng minh hệ thống vận hành ổn định, thời gian đáp ứng tín hiệu đạt 1,5 - 2 giây và duy trì nguồn dự phòng UPS trên 8 giờ.
• Đóng góp giải pháp công nghệ mang tính bản lề, mở đường cho việc chuyển đổi toàn bộ 06 trạm trung gian 35/22kV trên địa bàn tỉnh sang chế độ vận hành không người trực.

Kính mời quý bạn đọc, các chuyên gia và kỹ sư ngành điện tham khảo chi tiết toàn văn công trình để ứng dụng hiệu quả vào các dự án hiện đại hóa lưới điện phân phối!

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN VÀ TRẠM TRUNG GIAN 35/22kV KHU VỰC QUẢNG BÌNH 1. Tổng quan về trung tâm điều khiển Quảng Bình: 1. Cấu trúc phần cứng  Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition): Cấu trúc tổng thể của hệ thống trung tâm được xây dựng với các máy tính chủ truyền tin và xử lý dữ liệu (Comm & Data Server), các máy tính chủ HIS và các máy tính vận hành (Workstation). Đáp ứng yêu cầu chung của hệ thống SCADA như: - Hệ thống các thiết bị phần cứng là một hệ thống mở, dễ dàng trong việc nâng cấp mở rộng, tương thích với các hệ thống khác cũng như bảo trì hệ thống trong tương lai.

Hệ thống phần cứng tương thích với hệ điều hành 64 bits. - Các bộ vi xử lý có chức năng phát hiện khi mất điện và tự khởi động lại khi nguồn điện được khôi phục. - Các thiết bị phần cứng được kết nối với nhau thông qua hệ thống mạng LAN. Hệ thống LAN tại trung tâm điều khiển là một hệ thống được thiết kế đảm bảo tính dự phòng và độc lập giữa phần giao tiếp thu thập dữ liệu từ các trạm 110kV, các thiết bị trên lưới điện phân phối… với phần kết nối các thiết bị tại phòng điều khiển trung tâm.

- Các máy tính Server, HIS cũng như các thiết bị mạng có kết cấu dạng RACK ngoài trừ các máy tính WorkStation, Report. Tại phòng điều khiển trung tâm, thiết lập các thành phần của hệ thống SCADA bao gồm: Các máy tính thu thập và xử lý dữ liệu SCADA, máy tính vận hành, máy tính cấu hình và lưu trữ dữ liệu quá khứ.1) Cụ thể chức năng từng thành phần như sau:  Máy tính thu thập và xử lý dữ liệu (Server & Communication MAIN/ BACKUP), gọi tắt là Host (Server) - Hệ thống SCADA được thiết kế đảm bảo yêu cầu dự phòng. Bao gồm 02 máy tính vận hành (Server & Communication “Hot/Standby”) theo chế độ dự phòng “Hot/Standby”, độc lập về mặt vật lý. Mô hình cấu trúc “Hot/Standby” như sau: ở trạng thái bình thường, toàn bộ dữ liệu của hệ thống sẽ được kết nối, thu thập và xử lý trên máy tính “Hot”, máy tính “Standby” tự động đồng bộ dữ liệu từ máy tính “Hot” để đảm bảo tính dự phòng.

Trong trường hợp máy tính “Hot” gặp sự cố, máy tính “Standby” sẽ tự động kết nối, thu thập và xử lý dữ liệu cho toàn hệ thống để đảm bảo quá trình vận hành không bị gián đoạn. - Có khả năng lưu trữ được dữ liệu thời gian thực (Real-time) của hệ thống 4 SCADA nhằm phục vụ cho việc phân tích dữ liệu, lọc và thực hiện một số tính toán cơ bản. Cấu trúc phần cứng hệ thống SCADA tại TTĐK - Nhiệm vụ của máy tính thu thập và xử lý dữ liệu: Thu thập và xử lý dữ liệu từ các trạm biến áp 110kV, các thiết bị trên lưới điện thông qua giao thức IEC60870-5-101 hoặc IEC60870-5-104 hoặc DNP3.0; Chia sẽ dữ liệu cho các hệ thống SCADA khác qua giao thức IEC60870-5-104; Chia sẽ dữ liệu cho các Remote Console tại các Điện lực Huyện hoặc tại EVNCPC, CGC.  Máy tính vận hành (Operator Workstation): - 02 máy tính vận hành hệ thống SCADA, mỗi máy tính được trang bị 02 màn hình LCD nhằm phục vụ công tác vận hành.

Trong trường hợp vận hành bình thường, vận hành viên chỉ tương tác trên 01 máy tính vận hành SCADA, máy tính vận hành còn lại làm nhiệm vụ đảm bảo dự phòng nóng (1+1). - 01 máy tính Report: nhằm cho vận hành viên thực hiện các báo cáo, nhận và chuyển công văn trong quá trình vận hành. - 01 máy tính ghi âm: nhằm ghi lại các cuộc đàm thoại đến và đi của nhân viên 5 điều độ trong quá trình vận hành. - Liên kết với máy tính Host thông qua hệ thống mạng LAN tại trung tâm điều khiển, ngoại trừ máy tính ghi âm điện thoại.

 Máy tính kỹ thuật (Engineering Workstation) - Phục vụ cho công tác cấu hình, bảo trì, mở rộng cơ sở dữ liệu hệ thống SCADA. - Toàn bộ dữ liệu hệ thống SCADA sau khi được cấu hình, chỉnh sửa, mở rộng trên máy tính kỹ thuật sẽ tự động cập nhật, mà không cần thao tác trên bất kỳ thành phần nào khác của hệ thống SCADA như Host, Operator Workstation… - Liên kết với máy tính Host thông qua hệ thống mạng LAN tại trung tâm điều khiển.  Máy tính lưu trữ dữ liệu quá khứ (Historical Server) - Lưu trữ dữ liệu quá khứ hệ thống SCADA phục vụ cho công tác truy xuất báo cáo vận hành hệ thống điện. Liên kết với máy tính Host thông qua hệ thống mạng LAN tại trung tâm điều khiển.

- Đảm bảo chức năng đồng bộ và lưu trữ dữ liệu SCADA trong trường hợp hệ thống hoạt động ở cả chế độ “Hot” và “Statndby”, “Hot- Standby”. - Liên kết với máy tính Host thông qua hệ thống mạng LAN tại trung tâm điều khiển.  Ngoài ra, phòng điều khiển trung tâm còn được trang bị: - Đồng hồ đồng bộ thời gian (GPS Clock): đồng bộ thời gian cho hệ thống SCADA tại phòng điều khiển trung tâm. - Ethernet Switch, Router, tủ Rack, hệ thống âm thanh, máy in, máy fax, điện thoại, âm thanh cảnh báo.

 Thiết bị đồng bộ thời gian GPS - Các thiết bị phần cứng trong hệ thống SCADA được đồng bộ thời gian thông qua thiết bị đồng bộ GPS. - Thiết bị đồng bộ GPS phải có cấu trúc tổng thể như sau: Ethernet port, Front LCD Display để hiển thị thông tin về thời gian, Adminstration port, GPS antenna và phụ kiện đảm bảo công tác thi công lắp đặt. - Hỗ trợ giao thức NTP, SNTP.  Cấu trúc phần cứng hệ thống camera: - Dữ liệu Camera từ các trạm 110kV được thu thập về trung tâm điều khiển thông qua hệ thông mạng cáp quang CPCWAN (như hình 1.

- Hệ thống Camera tại trung tâm điều khiển thực hiện một số chức năng chính sau:  Thu thập, lưu trữ dữ liệu Camera tại các trạm 110kV để phục vụ cho công tác vận hành giám sát, điều khiển từ xa.  Hỗ trợ hiệu quả trong việc ghi nhận, theo dõi tiến độ công tác, thao tác thiết 6 bị … tại các trạm 110kV.  Quản lý và kiểm tra thiết bị trạm từ trung tâm điều khiển.  Tăng cường công tác bảo vệ an ninh tại các trạm 110kV.

- Camera Server với chức năng quản lý, lưu trữ và cung cấp hình ảnh giám sát từ các Camera tại các trạm 110kV. Server có cấu hình đủ mạnh, dung lượng lưu trữ lớn, có khả năng làm việc liên tục 24/7. Camera Server tại TTĐK có khả năng kết nối được ít nhất 200 camera. - Phần mềm quản lý Camera trên Camera Server hỗ trợ việc kết nối camera và cung cấp các chức năng quản lý vận hành đến từng camera tại các trạm.

- Phần mềm quản lý Camera trên Camera Server hỗ trợ tiêu chuẩn ONVIF (Open Network Video Interface Forum) cho phép kết nối và thu thập dữ liệu Camera IP của nhiều hãng sản xuất Camera khác nhau: Samsung, Sony, Panasonic, Bosch, Axis, Flis, Fluke… Hình 1. Cấu trúc phần cứng hệ thống Camera 7 - Phần mềm quản lý Camera có khả năng tích hợp và phát triển các tính năng: điều khiển chiều sáng, thu thập các tín hiệu chống đột nhập, báo cháy, các báo động sẽ đính kèm hình ảnh. - Các tín hiệu cảnh báo từ Camera được liên kết tự động với chức năng cảnh báo trên phần mềm tại trung tâm điều khiển, giúp người vận hành nhanh chóng nhận biết các sự kiện cảnh báo từ hệ thống Camera.  Hệ thống nguồn AC: - Hệ thống cấp nguồn AC được đấu nối theo 02 nguồn: nguồn chính (nguồn điện lưới) và nguồn dự phòng (máy phát).

Ngoài ra, hệ thống nguồn UPS & Accu làm việc theo nguyên tắc AC/DC - DC/AC (Double Conversion Online) đảm bảo cấp nguồn ổn định và liên tục cho các thiết bị trong điều kiện mất điện hoàn toàn tối thiểu 8 giờ. - Nguồn chính điện lưới đấu nối tại vị trí đấu nối cấp nguồn AC cho UPS hiện có. Nguồn dự phòng máy phát đấu nối tại bảng đấu nối máy phát điện. Tất cả các thiết bị đấu nối cấp nguồn trên bố trí trong tủ phân phối phù hợp với hệ thống hiện hữu.

- Các thiết bị (không bao gồm hệ thống chiếu sáng và điều hòa) được cấp và đấu nối bởi hệ thống UPS. Khối chức năng tự động chuyển đổi nguồn ATS (Auto Tranfer Switch) thực hiện chức năng tự động chuyển đổi nguồn cấp cho UPS. Cấu trúc phần mềm Tại trung tâm điều khiển Quảng Bình đang sử dụng phần mềm của hãng Survelent, có các công cụ chính như SCADA Explorer, SCADA Status point, SCADA Analog point, giao diện HMI qua phần mềm Smart VU. Một số đặc tính kỹ thuật của phần mềm hãng Survelent như sau:  Yêu cầu kỹ thuật: - Hệ thống phần mềm SCADA tại trung tâm điều khiển làm nhiệm vụ thu thập, xử lý và hiển thị dữ liệu từ các trạm biến áp 110kV, các thiết bị trên lưới điện phân phối, các trung tâm chia sẻ dữ liệu khác… nhằm phục vụ cho công tác giám sát vận hành hệ thống điện.

- Cấu trúc phần mềm bao gồm phần Host (Server) kết nối độc lập với các Workstation thông qua hệ thống mạng LAN tại trung tâm điều khiển. - Phần mềm SCADA có hỗ trợ cấu trúc dự phòng 02 cấp (Dual redundant), theo chế độ dự phòng “Hot/Standby”, độc lập trên 02 máy tính server về mặt vật lý. Mô hình cấu trúc “Hot/Standby” như sau: ở trạng thái bình thường, toàn bộ dữ liệu của hệ thống sẽ được kết nối, thu thập và xử lý trên máy tính “Hot”, máy tính “Standby” tự động đồng bộ dữ liệu từ máy tính “Hot” để đảm bảo tính dự phòng. Trong trường hợp máy tính “Hot” gặp sự cố, máy tính “Standby” sẽ tự động kết nối, thu thập và xử lý dữ liệu cho toàn hệ thống để đảm bảo quá trình vận hành không bị 8 gián đoạn.

- Hệ thống phần mềm tại trung tâm điều khiển được xây dựng trên cơ sở hệ điều hành MS Windows. - Các module chính của hệ thống phần mềm SCADA tại trung tâm: thu thập dữ liệu (Host- server), cấu hình (Engineering Workstation), xử lý dữ liệu và xây dựng giao diện vận hành HMI (Operator Workstation) phải được xây dựng trên cùng một nền tảng hệ thống phần mềm (cùng một Flatform), nhằm đảm bảo tính thống nhât, ổn định và tin cậy. - Nhằm đáp ứng nhu cầu xây dựng hệ thống lưới điện thông minh, hệ thống phần mềm SCADA đáp ứng ở thời điểm hiện tại về khả năng mở rộng lên các hệ thống DMS, OMS trên cùng một nền tảng hệ thống phần mềm cho nhu cầu phát triển trong tương lai.