Bài viết này đề cập đến quá trình ứng dụng hệ thống SCADA/DMS phục vụ công tác chỉ huy điều độ lưới điện của EVNHANOI. Hệ thống SCADA là công cụ hữu hiệu để có đầy đủ thông tin tức thời giúp điều độ viên đưa ra phương án vận hành tối ưu, xử lý sự cố kịp thời, chính xác và thực hiện nhiệm vụ sa thải/khôi phục phụ tải có tính chọn lọc, bảo đảm kiểm soát phạm vi mất điện theo thứ tự đã được định trước.
Trang 1MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
KHAI THÁC HỆ THỐNG SCADA/DMS PHỤC VỤ CÔNG TÁC ĐIỀU ĐỘ THỜI GIAN THỰC
Nông Ngọc Anh
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội
Tóm tắt: Bài báo này đề cập đến qua trình ứng dựng hệ thống SCADA/DMS phục vụ
công tác chỉ huy điều độ lưới điện của EVNHANOI Hệ thống SCADA là công cụ hữu hiệu để có đầy đủ thông tin tức thời giúp điều độ viên đưa ra phương án vận hành tối
ưu, xử lý sự cố kịp thời, chính xác và thực hiện nhiệm vụ sa thải/khôi phục phụ tải có tính chọn lọc, bảo đảm kiểm soát phạm vi mất điện theo thứ tự đã được định trước
Ngoài ra sử dụng SCADA sẽ giúp cho nhân viên vận hành theo dõi tình trạng lưới điện một cách chính xác và đầy đủ nhất Điều độ viên kiểm soát tốt các thông số liên quan đến chất lượng điện năng như điện áp, dòng điện, công suất tác dụng, công suất phản kháng trên lưới để cần có những điều chỉnh kịp thời theo biểu đồ phụ tải
Qua thời gian vận hành, hệ thống SCADA đã mang lại những hiệu quả tích cực rõ ràng
ở tất cả các khâu trong công tác vận hành lưới điện phân phối như giúp cho việc thao tác các thiết bị trên lưới điện chính xác, nhanh chóng, giảm thời gian xử lý sự cố; nhanh chóng cung cấp điện trở lại cho khách hàng, tiết kiệm được thời gian, chi phí để
đi tới các thiết bị, giảm thiểu thời gian mất điện cho khách hàng đồng thời đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, liên tục, tin cậy và kinh tế
Các bài toàn DMS đã từng bước được tìm hiểu nghiên cứu khai thác ứng dụng vào thực tế phục vụ công tác vận hành
Từ thực tế quản lý vận hành và phát triển hệ thống SCADA/DMS Bài báo này gợi ý một số giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả khai thác hệ thống SCADA/DMS phục vụ công tác điều độ thời gian thực
1 LỊCH SỬ HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG SCADA/DMS CỦA EVNHANOI
Đầu những năm 2000, EVNHANOI có chủ trương đầu tư một hệ thống SCADA/DMS để phục vụ giám sát các trạm biến áp khu vực Thành phố Hà Nội Từ năm 2003, EVNHANOI đầu tư triển khai trang bị hệ thống SCADA/DMS do hãng ABB cung cấp, đến 6/2005 đưa hệ thống vào vận hành chính thức có cấu trúc hệ thống như sau:
Hệ thống được trang bị:
02 máy tính chủ ứng dụng SCADA/DMS;
02 máy tính chủ tiền xử lý (có 12 cổng kết nối, hệ thống cho phép kết nối 25 trạm và có thể mở rộng đến 32 trạm);
Trang 2 01 máy tính chủ lưu dữ liệu quá khứ (Data Warehouse);
01 máy tính chủ DE (Data Enginering);
05 máy tính trạm trong đó (03 dành cho điều độ viên, 01 tạo lập cơ sở dữ liệu
và vẽ sơ đồ, 02 giám sát kênh truyền…);
25 thiết bị RTU560 được lắp đặt tại các trạm;
Dự án trang bị hệ thống vi ba “Radio link” để thiết lập kết nối từ trung tâm điều khiển (SCADA/DMS) đến các trạm
Các thiết bị mạng, GPS và hệ thống UPS được trang bị đồng bộ theo dự án Năm 2007, Công ty Lưới điện Cao thế TP Hà Nội được thành lập có nhu cầu giám sát, thu thập thông tin trực tiếp từ các trạm biến áp 110 kV thuộc EVNHANOI quản lý Để giảm chi phí đầu tư Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội đã đề xuất chuyển 01 máy tính trạm của hệ thống SCADA/DMS sang Công ty Lưới điện Cao thế TP Hà Nội để theo dõi giám sát không cấp quyền điều khiển
Giai đoạn những năm 2008, 2009, hệ thống viễn thông được quang hoá mạnh mẽ, đồng thời hệ thống Radio link bắt đầu bộc lộ nhiều khuyết điểm về tính ổn định, tin cậy
bị suy giảm do bị can nhiễu từ các băng tần của nhiều hãng Taxi đồng thời do sự phát triển nhiều nhà cao tầng nên xuất hiện nhiều trạm không thu được tín hiện qua hệ thống Radio Link
Đầu năm 2010, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội thực hiện đầu tư nâng cấp thiết lập kênh số chuẩn V.24 cho tất cả các kênh SCADA kết nối về trung tâm điều khiển trên cơ sở hạ tầng mạng cáp quang, nên chất lượng kênh truyền đã được cải thiện rất tốt
Tuy nhiên từ năm 2013, EVNHANOI đã quản lý trên 30 trạm 110 kV đòi hỏi cấp thiết phải kết nối được toàn bộ các trạm với hệ thống SCADA/DMS trung tâm, trong khi đó hệ thống máy tính chủ tiền xử lý (PCU400) theo dự án ban đầu bị hạn chế tối đa
12 cổng kết nối Để đáp ứng yêu cầu thực tế đòi hỏi phải nâng cấp mở rộng số cổng kết nối, đồng thời kéo dài và duy trì hệ thống SCADA/DMS trong một thời gian tiếp theo, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội đã đề xuất trang bị các thiết bị ghép kênh
số “DMM48DCDigital mixing module” và thay đổi cấu hình từ dạng kết nối “điểm – điểm“ sang dạng kết nối “điểm – đa điểm” để đảm bảo hệ thống có thể kết nối mở rộng trên 30 trạm Mặc dù thay đổi sang mô hình kết nối “điểm – đa điểm” số trạm kết nối được tăng lên, nhưng phát sinh vấn đề là không thể ghép nhiều trạm trên 01 cổng và ảnh hưởng đến công tác vận hành khi cần phải xử lý sự cố hoặc kiểm tra thông tin của một trạm
Tháng 08/2015 Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc được trang bị hệ thống SCADA/EMS mới, hệ thống SCADA (SPIDER 400) cũ của ABB sẽ được tách khỏi vận
Trang 3hành Nhận thấy đây là một hệ thống cùng hãng ABB cung cấp có các chức năng và đặc tính kỹ thuật tương tự, nên lãnh đạo EVNHANOI đã tiến hành khảo sát, đánh giá và đi đến quyết định là xin tiếp nhận lại hệ thống cũ SPIDER 400 của A1 để tận dụng hệ thống máy tính chủ tiền xử lý và các hệ thống phụ trợ khác với mong muốn mở rộng khả năng kết nối và nâng cao hiệu năng cho hệ thống SCADA/DMS của EVNHANOI đáp ứng kết nối khoảng 48 trạm cho đến khi được trang bị nâng cấp một hệ thống SCADA/DMS mới
Đến tháng 4/2016 Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội chính thức tiếp nhận hệ thống SPIDER cũ của A1 Sau khi tiếp nhận, các kỹ sư đã bắt tay vào tìm hiểu nghiên cứu để có thể tích hợp hệ thống máy tính tiền xử lý của A1 vào hệ thống SPIDER 500 của EVNHANOI nhưng đã gặp nhiều khó khăn do các cán bộ được đào tạo theo dự án cho đến nay hầu hết đã chuyển sang công tác khác, hơn nữa hệ thống đã đưa vào vận hành trên 10 năm và đã có nhiều lần thay đổi cũng như việc liên lạc với chuyên gia ABB để được hỗ trợ cũng không thành công do ABB đã phát triển sang một
hệ thống SCADA/DMS mới có tên thương mại là NETMAN không còn sử dụng hệ điều hành UNIX Tru64 làm nền tảng phát triển ứng dụng SCADA do hệ máy tính chủ Alpha Server thông báo ngừng sản xuất từ 31/04/2007 và không có thiết bị thay thế từ 25/4/2008 và không hỗ trợ người dùng từ 1/2012
Mặc dù vậy, với nỗ lực của các kỹ sư EVNHANOI LDC và được sự hỗ trợ từ cán
bộ của A1 thì tháng 06/2016 đã tích hợp thành công hệ thống máy chủ tiền xử lý SPIDER 400 cũ của A1 vào hệ thống SPIDER 500 của EVNHANOI đáp ứng khả năng kết nối đến 64 cổng theo định dạng kết nối “điểm điểm” và nâng cao hiệu năng hệ thống máy tính chủ tiền xử lý lên gấp đôi, đảm bảo hệ thống vận hành ổn định và tin cậy cho đến nay, đáp ứng yêu cầu điều khiển xa 5 trạm không người trực, 19 trạm bán người trực trong năm 2017 và theo chủ trương các trạm mới sau khi đóng điện sẽ phải đáp ứng trạm biến áp không người trực
2 HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG SCADA/DMS CỦA EVNHANOI
Hệ thống SCADA/DMS của EVNHANOI không thay đổi, chỉ mở rộng tích hợp
hệ thống tiền xử lý của A1 để mở rộng khả năng kết nối từ 12 cổng trực tiếp lên thành
64 cổng nhằm đảm bảo khả năng kết nối trên 45 trạm và dự kiến đến hết 2017 sẽ kết nối đến 45 trạm, đặc biệt đảm bảo hiệu năng của hệ thống máy tính chủ tiền xử lý vận hành
ổn định, tin cậy phục vụ cho việc thao tác xa
2.1 Hệ thống SCADA
Hệ thống đã đưa vào vận hành trên 10 năm, đặc biệt máy tính chủ Alpha chạy
hệ điều hành Tru64 Unix không có phần cứng thay thế
Đã kết nối đến toàn bộ các trạm 110/220 kV EVNHANOI quản lý Tuy nhiên phần lớn các tín hiệu đo lường, cảnh báo còn thiếu
Trang 4 Các ngăn trung thế của các trạm 220 kV thuộc Công ty Truyền tải 1 quản lý hiện nay chưa kết nối về đến Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội theo điều 18 của quy định 39/TTBCT của Bộ Công thương
Kênh truyền kết nối giữa hai trung tâm điều khiển A1 và EVNHANOI LDC hiện nay đang tách ra sau khi A1 được trang bị một hệ thống SCADA/EMS mới
2.2 Các bài toán ứng dụng quản lý năng lượng phân phối
Thực tế chưa được khai thác, do số liệu đầu vào để chạy các bài toán DMS chưa
có đầy đủ, sai số dữ liệu SCADA còn quá lớn và đặc biệt nhân sự được đào tạo bài bản
có khả năng khai thác được các ứng dụng DMS gần như không được tổ chức triển khai
2.3 An ninh bảo mật
Hệ thống không được trang bị an ninh bảo mật đủ mạnh để đảm bảo tin cậy an toàn cao, cụ thể các máy trạm sử dụng hệ điều hành WINXP và không trang bị các thiết
bị phần cứng, phần mềm an ninh bảo mật
Không được trang bị phần cứng firewall
Do đó, hệ thống SCADA hiện nay phải cô lập không kết nối với hệ thống mạng văn phòng và Internet Dẫn đến việc khai thác dữ liệu từ hệ thống để phục vụ công tác tính toán, báo cáo, thống kê còn hạn chế
Trang 52.4 Truy xuất dữ liệu phục vụ công tác vận hành
Hệ thống trang bị chức năng truy xuất báo cáo dưới dạng Excel thông qua công cụ Excel Spreadsheet Tuy nhiên công cụ khá nghèo nàn, tuỳ biến hạn chế, thao tác nhiều bước nên trong thực tế hầu hết không khai thác gì cho công tác vận hành
Mặc dù vậy, thực tế khi vận hành trạm không người trực đòi hỏi cấp thiết phải xây dựng khai thác dữ liệu quá khứ từ hệ thống SCADA để phục vụ công tác báo cáo thông
số vận hành EVNHANOI đã nhanh chóng tìm hiểu phát triển thử nghiệm ứng dụng những kết nối với máy tính chủ dữ liệu quá khứ “Data warehouse” để truy xuất dữ liệu thông số vận hành phục vụ các bài toán SA, VDI,… đến nay, 5 trạm không người trực đều lấy được số liệu từ hệ thống SCADA (xem giao diện chiết xuất dữ liệu);
Dữ liệu thông số của các trạm sẽ tự động truy xuất 1 giờ/1 lần, mỗi lần kết nối 5 phút từ hệ thống dữ liệu quá khứ của SCADA
Dữ liệu thông số này sẽ được đẩy sang máy tính chủ webserver để cung cấp dữ liệu cho X02, X06 và các phòng ban có nhu cầu số liệu
Tuy nhiên, phần lớn các trạm hiện nay cần phải bổ sung hoàn thiện tín hiệu theo
QĐ 176/EVN để đảm bảo đầy đủ các tín hiệu đo lượng để có thể truy xuất dữ liệu từ hệ thống dữ liệu SCADA, song song với kết quả thử nghiệm thành công thì cần phải đầu tư nâng cấp phần cứng, phần mềm và trang bị bổ sung các giải pháp an ninh bảo mật trang website thông số vận hành của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội phục vụ báo cáo sản xuất điện ngày càng tiệm cận với điều độ thời gian thực cũng như có đầy đủ
số liệu cung cấp cho các bài toàn SA, VDI, MAIFI, SAIFI…
Giao diện minh hoạ kiết xuất dữ liệu từ hệ thống SCADA của EVNHANOI
Trang 62.5 Hạ tầng viễn thông
Tổng Công ty Điện lực Hà Nội đang đầu tư xây dựng hạ tầng mạng cáp quang và
hạ tầng truyền dẫn phục vụ kết nối các kênh dịch vụ tự động hoá và điều khiển, trong đó
có kênh SCADA đáp ứng tiêu chí an toàn thông tin, hạn chế tối đa gián đoạn thông tin
do cơ chế mạch vòng có dự phòng 1+1 với các nhiều ưu điểm như:
Truyền dẫn mạng viễn thông “layer 2”
Các kênh SCADA hiện nay theo tiêu chuẩn V.24
Tại mỗi trạm biến áp được tổ chức kết nối về hệ thống SCADA đặt tại X2 sử dụng kênh số V.24, các kênh kết nối về Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc sử dụng kênh V.24
Đường truyền cáp quang SCADA có kết nối mạch vòng, vận hành độc lập, có tính bảo mật, không phụ thuộc vào dịch vụ của các nhà cung cấp đường truyền khác
Các thiết bị truyền dẫn quang trong mạch vòng có khả năng chuyển hướng tự động khi bị đứt cáp, đảm bảo hệ thống SCADA không bị gián đoạn
Chủ động trong công tác bảo trì và quản lý vận hành thiết bị
3 DỰ ÁN HỆ THỐNG SCADA/DMS MỚI ĐANG TRIỂN KHAI
Năm 2016 EVNHANOI thực hiện chủ trương đầu tư nâng cấp một hệ thống SCADA mới, dự kiến tháng 12/2017 sẽ đưa vào vận hành chính thức, có mô hình kiến trúc như sau:
Trang 7Một số đặc điểm chính của hệ thống mới:
Sử dụng hệ điều hành Linux cho các máy tính chủ chính
Sử dụng hệ điều hành Window Server 2008 R2 cho các máy chủ còn lại
Các máy tính trạm sử dụng hệ điều hành Window 7 Pro trở lên
Sizing hệ thống được mở rộng (kết nối đến 80 trạm, cho phép 25 máy trạm kết nối dưới dạng giám sát “Only monitoring, not control”)
Sử dụng phiên bản SCADA/DMS có tên thương mại là Netman 6.5 mới nhất của ABB
Hỗ trợ kết nối: IEC608705101, IEC608705104, OPC
Các bài toán ứng dụng DMS (gồm Application monitor, Load flow, Short ciruit analayis, VoltVar control, Fault localization, isolation and system restoration)
Khả năng lưu trữ dữ liệu quá khứ đến 3 năm, có thể mở rộng thêm
Hệ thống có trang bị thiết bị tường lửa và một số chính sách an ninh bảo mật tối thiểu, chưa đầy đủ và tin cậy cho một hệ thống điều khiển xa khi kết nối với các trạm thông qua kết nối mạng Fast Ethernet
4 MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KHAI THÁC HỆ THỐNG SCADA/DMS PHỤC VỤ CÔNG TÁC ĐIỀU ĐỘ THỜI GIAN THỰC
4.1 Cơ sở cứ pháp lý
Căn cứ Quyết định số 1670/QĐTTg ngày 8/11/2012 của Thủ tướng Chính phủ về việc “Phê duyệt đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam”
Công văn số 4725/EVN – KTSX ngày 11/11/2015 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc định hướng phát triển TTĐK xa và TBAKNT
Quyết định 176/QĐEVN ban hành kèm "Quy định Hệ thống điều khiển trạm biến áp 500 kV, 220 kV, 110 kV trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam" ngày 04 tháng 3 năm 2016
Căn cứ “Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA” kèm theo quyết định số 55/QĐĐTĐL ngày 22 tháng 08 năm 2017
4.2 Mục tiêu xây dựng TTĐK của EVNHANOI
Để đáp ứng yêu cầu tự động hoá lưới điện từ các khâu truyền tải, phân phối, đo đếm và tham gia thị trường điện bán buôn và bán lẻ cạnh tranh trong tương lai gần theo định hướng của Chính phủ, đòi hỏi phải xem xét cân nhắc kỹ bức tranh tổng thể cho
Trang 8việc đầu tư, triển khai có hiệu quả hệ thống SCADA/DMS hiện có, cũng như đưa ra các mục tiêu, giải pháp, để có một lộ trình nâng cấp, đầu tư mới có trọng điểm phù hợp từng giai đoạn cụ thể… để đạt được các chỉ tiêu phát triển lưới điện thông minh kinh tế, minh bạch và rõ ràng nhất Dự kiến mô hình định hướng triển khai như sau:
Xây dựng 01 TTĐK đặt tại Trung tâm Điều độ HTĐ TP Hà Nội
Thành lập các tổ TTLĐ đặt tại các TBA
Tại các công ty điện lực quận, huyện trang bị hệ thống kết nối đến các Recloser, RMU, LBS, thiết bị cảnh báo sự cố có truyền thông
TTĐK sẽ kết nối đến các trạm 220/500 kV cấp điện cho Thành phố Hà Nội do Công ty Truyền tại 1 quản lý (lấy các tín hiệu phía trung thế)
Kết nối ICCP giữa hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện
TP Hà Nội với Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc để chia sẻ và trao đổi dữ liệu qua giao thức ICCP theo lộ trình định hướng tại Công văn số 4725/ EVN KTSX
Áp dụng các bài toán DMS vào công tác Quản lý năng lượng phân phối là yêu cầu trọng tâm sau khi thành lập TTĐK của EVNHANOI trong năm 2017
Sắp xếp, tổ chức và kiện toàn các phòng ban của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội đáp ứng yêu cầu tự động hoá trong đo lường và điều khiển lưới điện trong thời gian tới
Lập kế hoạch xây dựng một hệ thống SCADA mới có khả năng dự phòng và chia sẻ thông tin giữa Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hà Nội và Công ty lưới điện cao thế TP Hà Nội Đặc biệt trang bị đầy đủ các bài toán ứng dụng cần thiết đáp ứng lộ trình lưới điện thông minh “Smart grid” của EVN và Chính phủ
Đáp ứng lộ trình phát triển lưới điện thông minh của Chính phủ cũng như các chỉ đạo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về phát triển các Trung tâm điều khiển và TBA 220/110 kV không người trực
Áp dụng các giải pháp tự động hóa lưới điện cao áp, trung áp nhằm nâng cao
độ tin cậy, an toàn, kinh tế và ổn định trong cung cấp điện cho khách hàng Từng bước hiện đại hóa công nghệ để nâng cao năng suất lao động và giảm số lượng nhân viên vận hành tại các trạm biến áp
Nâng cao hiệu quả công tác chỉ đạo quản lý vận hành, bảo trì hệ thống lưới điện nhằm tối ưu hóa quản lý và chi phí vốn đầu tư
Làm chủ công nghệ, tiến tới không phụ thuộc nhà cung cấp phần mềm của hệ thống
Để tiết giảm chi phí đầu tư cần xây dựng kế hoạch, lộ trình nâng cấp cải tạo và
đầu tư mới đồng bộ Trung tâm điều khiển xa (TTĐK) và trạm biến áp 220 kV/110 kV
Trang 9không người trực, từng bước đầu tư công nghệ cho các công ty điện lực thuộc Tổng công ty Điện lực Hà Nội sang chế độ vận hành điều độ lưới điện thời gian thực có xem xét đến các yếu tố tham gia thị trường bán buôn và bán lẻ cạnh tranh
Mô hình định hướng Trung tâm điều khiển xa của EVNHANOI 4.3 Giải pháp kỹ thuật định hướng
Trên cơ sở lộ trình phát triển lưới điện thông minh của Chính phủ và định hướng xây dựng các hệ thống SCADA/DMS của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, EVNHANOI thấy rằng cần xem xét tổng thể các giải pháp kỹ thuật cốt lõi, đồng bộ và nhất quán ở các cấp điều độ lưới điện và phương thức kết nối chia sẻ thông tin giữa mảng vận hành điều độ với mảng kinh doanh điện năng:
Đối với hệ thống SCADA, trung tâm TTĐK cần lựa chọn kiến trúc hệ thống
mang tính kế thừa hạn chế việc thay đổi cả hệ thống sang một hệ thống mới, cho nên
dự án SCADA/DMS của EVNHANOI đang triển khai tiếp tục sử dụng công nghệ của hãng ABB để nâng cấp phát triển:
LBS Recloser
ICCP/IEC10
Trang 10 Kích cỡ và hiệu năng của hệ thống SCADA đang triển khai đáp ứng đề án TTĐK với chi phí hợp lý, kỹ thuật như trang bị hệ thống phần cứng, phần mềm và hệ quản trị cơ sở dữ liệu thời gian thực quá khứ đáp ứng tới 2025
Luồng dữ liệu, phương thức và giao thức kết nối và chia sẻ giữa dữ liệu các khối chức năng và lớp ứng dụng đáp ứng tiêu chuẩn kỹ thuật
a Ở cấp trạm biến áp: Thiết lập kết nối mạng dạng “topology” sao hoặc vòng sử dụng sợi quang và sử dụng giao thức IEC61850 để kết nối giữa các IEDs, từ các IEDs kết nối với các thiết bị ở cấp thấp hơn dùng Modbus để kết nối đến các thiết bị đo đa năng “multimeter”
b Ở cấp trạm biến áp nối về TTĐK sử dụng hạ tầng mạng cáp quang trên nền tảng công nghệ Fast Ethernet (mạng IP hội tụ) để thiết lập kênh SCADA sử dụng giao thức IEC608705104, Voice IP, Camera IP,… Tuy nhiên hạ tầng mạng viễn thông TDM vẫn được duy trì làm dự phòng cho đến khi hạ tầng mạng WANHTĐ dùng riêng được thiết lập và có dự phòng 1+1 cùng với hệ thống SCADA mới đưa vào vận hành chính thức
c Ở cấp độ kết nối giữa các trung tâm điều khiển sử dụng phương thức kết nối theo chuẩn ICCP là phù hợp Tuy nhiên, trong tương lai việc chia sẻ dữ liệu theo chuẩn CIM là cần thiết theo định hướng chia sẻ cơ sở dữ liệu dung lượng lớn, tập trung đảm bảo tính thời gian thực, có khả năng đồng bộ và nhất quán kết nối giữa các trung tâm điều khiển cũng như giữa hai hệ thống OT và IT phục vụ song song hai nhiệm vụ có tính đồng nhất, bổ trợ cho nhau giữa mảng vận hành lưới điện và kinh doanh điện năng (thị trường điện)
Kiến trúc SCADA/DMS đang đầu tư nâng cấp đã xem xét đến các giải pháp an ninh, an toàn bảo mật, như thiết kế dạng phân tán nhiều lớp và có các chính sách và giải pháp an ninh phần cứng, phần mềm Đặc biệt xây dựng các chính sách an ninh có thể thay đổi tuỳ biến thích ứng với các kịch bản giả định bị tấn công, chiếm quyền điều khiển, mất mát dữ liệu, gây nhiễu loạn thông tin trên hệ thống SCADA
Chức năng SCADA tại TTĐK phải được xây dựng đầy đủ các tính năng giám sát, thu thập và điều khiển chi tiết tương tự như một TBAKNT Tuy nhiên, vướng mắc lớn nhất hiện nay đó là cải tạo, nâng cấp các TBA đạt tiêu chuẩn TBAKNT thì cần phải xem xét nghiên cứu và giải quyết nhiều vấn đề:
+ Thu thập đầy đủ tín hiệu theo QĐ176/EVN, tại TTĐK phải có khả năng giám sát, thu thập điều khiển chi tiết đến mức ngăn, mức thiết bị,…
+ Khi sự cố xảy ra việc lấy thông tin sự cố, khởi tạo lại “reset” các cảnh báo để có thể đóng/mở lại dao, máy cắt tăng giảm nấc máy biến áp
+ Các TBA hiện nay hầu hết chưa giám sát, thu thập điều khiển nguồn AC/DC và
tự dùng của trạm Mặc dù là các vấn đề kỹ thuật mang tính tiểu tiết nhưng sẽ ảnh hưởng không nhỏ trong quá trình thao tác xa