BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
--------
|
CỘNG HÒA XÃ
HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
Số: 55/QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội, ngày
22 tháng 8 năm 2017
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN HÀNH QUY ĐỊNH YÊU CẦU KỸ THUẬT VÀ QUẢN LÝ VẬN HÀNH HỆ
THỐNG SCADA
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Căn cứ Quyết định số 153/2008/QĐ-TTg ngày 28
tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền
hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương;
Căn cứ Thông tư số 25/2015/TT-BCT ngày 30
tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền
tải;
Căn cứ Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18
tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân
phối;
Xét đề nghị của Trưởng phòng Quy hoạch và
giám sát cân bằng cung cầu,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy định yêu cầu kỹ thuật
và quản lý vận hành hệ thống SCADA.
Điều 2. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký.
Điều 3. Chánh Văn phòng Cục, các Trưởng phòng thuộc Cục Điều tiết
điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Giám đốc đơn vị điện lực và
đơn vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
Nơi nhận:
- Như Điều 3;
- Bộ trưởng (để b/c);
- TTr Hoàng Quốc Vượng (để b/c);
- Lưu: VT, PC, QHGS.
|
CỤC TRƯỞNG
Nguyễn Anh Tuấn
|
QUY ĐỊNH
YÊU CẦU KỸ THUẬT VÀ QUẢN LÝ VẬN HÀNH HỆ THỐNG SCADA
(Ban hành kèm theo Quyết định số 55 /QĐ-ĐTĐL ngày 22 tháng 8 năm 2017 của
Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực)
Điều 1. Phạm vi điều chỉnh
Quy định này
quy định về yêu cầu kỹ thuật, kết nối tín hiệu và quản lý vận hành hệ
thống SCADA trong hệ thống điện.
Điều 2. Đối tượng áp dụng
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện (Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia).
2. Đơn vị truyền tải điện.
3. Đơn vị phân phối điện.
4. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
5. Đơn vị phát điện.
6. Đơn vị điều hành kênh truyền.
7. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp
từ lưới điện truyền tải.
8. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm
biến áp riêng.
9. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
10. Tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 3. Giải thích từ ngữ
Trong Quy định này, những thuật
ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic
Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy
phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép
theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.
2. AI (viết tắt theo tiếng Anh: Analog
Indication) là giá trị đo lường dạng tương tự.
3. Bộ biến đổi là thiết bị dùng để biến đổi các
đại lượng vật lý như công suất, dòng điện, điện áp thành tín hiệu điện hoặc
ngược lại.
4. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ
có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ tại Quy trình điều
độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm:
a) Cấp điều độ quốc gia;
b) Cấp điều độ miền;
c) Cấp điều độ phân phối tỉnh.
5. Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy, điều
độ cao nhất trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia. Cấp điều độ quốc gia
do Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhiệm.
6. Cấp điều độ miền là cấp chỉ huy, điều
độ hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển, chịu sự chỉ huy trực tiếp từ Cấp điều
độ quốc gia. Cấp điều độ miền do các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc,
Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam và Trung tâm Điều độ hệ thống điện
miền Trung đảm nhiệm.
7. Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ
huy, điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, chịu sự chỉ huy
trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng. Cấp điều độ phân phối tỉnh
do đơn vị điều độ trực thuộc Đơn vị phân phối điện đảm nhiệm.
8. Chủ
đầu tư là tổ chức, cá nhân đầu tư, sở hữu nhà máy điện hoặc trạm điện có
trách nhiệm đầu tư, trang bị và kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA về Cấp điều độ có
quyền điều khiển theo quy định.
9. DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed
Control System) là hệ thống các thiết bị điều khiển trong nhà máy điện hoặc
trạm biến áp được kết nối mạng theo nguyên tắc điều khiển phân tán để tăng độ
tin cậy và hạn chế các ảnh hưởng do sự cố phần tử điều khiển trong nhà máy điện
hoặc trạm biến áp.
10. DMS (viết tắt theo tiếng Anh: Distribution
Management System) là hệ thống phần mềm tự động hỗ trợ việc quản lý, giám sát
và điều khiển tối ưu hệ thống điện phân phối.
11. DDI (viết tắt theo tiếng Anh: Double Digital
Indication) là tín hiệu số 2 bit bao gồm các trạng thái đóng (10), mở (01),
không xác định (00, 11).
12. Đơn vị quản lý vận hành là tổ chức, cá nhân
quản lý, vận hành Trung tâm điều khiển hoặc nhà máy điện hoặc trạm điện có đấu
nối, liên kết vận hành trong hệ thống điện quốc gia, bao gồm:
a) Đơn vị truyền tải điện;
b) Đơn vị phát điện;
c) Đơn vị phân phối điện;
d) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
đ) Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
e) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm biến áp riêng.
13. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được
cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản
lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
14. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực được cấp
giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải
hoặc nhà máy điện có công suất đặt từ 10 MW trở lên đấu nối vào lưới
điện phân phối.
15. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được
cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung
ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh) trực thuộc Tổng công ty Điện
lực.
16. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện
lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối điện và bán
lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị bán buôn điện hoặc Đơn vị phân phối điện để
bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện.
17. Đơn vị điều hành kênh truyền (Trung tâm Viễn
thông và Công nghệ thông tin thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam) là đơn vị có
chức năng điều phối việc thiết lập, phân đoạn xử lý sự cố và khôi phục kênh
truyền trên hệ thống kênh truyền SCADA.
18. EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy
Management System) là hệ thống phần mềm quản lý năng lượng để vận hành tối ưu
hệ thống điện.
19. Ethernet (IEEE 802.3) là tiêu chuẩn về công
nghệ truyền thông mạng máy tính, bao
gồm mạng máy tính cục bộ (LAN), mạng băng rộng trong thành phố (MAN) và mạng diện rộng (WAN), do Viện kỹ thuật điện và điện tử (Institute of
Electrical and Electronics Engineers) khuyến nghị.
20. Hàng kẹp là thiết bị được sử dụng để đấu nối mạch
điện đo đếm.
21. Hệ thống SCADA (viết tắt theo tiếng Anh:
Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ thống thu thập số liệu để phục
vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống điện.
22. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm biến áp riêng là tổ chức, cá nhân có trạm biến áp riêng đấu nối vào lưới điện phân
phối.
23. Kiểm tra Point-to-Point là thủ tục thí nghiệm,
thử nghiệm các tín hiệu SCADA từ thiết bị điện trong phạm vi nhà máy điện hoặc
trạm điện đến thiết bị đầu cuối RTU/Gateway.
24. Kiểm tra End-to-End là thủ tục thí nghiệm, thử
nghiệm các tín hiệu SCADA từ nhà máy điện, trạm điện, thiết bị đóng cắt trên
lưới điện và Trung tâm điều khiển về Cấp điều độ có quyền điều khiển.
25. Kênh âm tần 4W (sau đây gọi tắt là kênh 4W) là
kênh viễn thông gồm 02 dây thu (Rx) và 02 dây phát (Tx) tín hiệu âm tần.
26. LAN (viết tắt theo tiếng
Anh: Local Area Network) là một hệ thống mạng dùng để kết
nối các máy tính trong một phạm vi nhỏ, còn gọi là mạng
cục bộ.
27. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, trạm
điện và trang thiết bị đồng bộ để truyền dẫn điện.
28. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm
các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.
29. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm
các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.
30. OTS (viết tắt theo tiếng Anh: Operator Training Simulators) là mô đun trong hệ thống
EMS/DMS dùng để mô phỏng đào tạo vận hành, diễn tập sự cố hệ thống điện.
31. OMS (viết tắt theo tiếng Anh: Outage
Managemant System) là hệ thống quản lý mất điện.
32. PICL (viết tắt theo tiếng Anh: Protocol
Interoperability Check List) là bảng kiểm định chuẩn vận hành của giao thức
truyền tin.
33. RC (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Control)
là tín hiệu điều khiển từ xa.
34. SAS (viết tắt theo tiếng Anh: Substation
Automation System) là hệ thống tự động hóa trạm biến áp.
35. SDI
(viết tắt theo tiếng Anh: Single Digital Indication)
là tín hiệu số 01 bit.
36. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal
Unit/Gateway) là thiết bị đặt tại nhà máy điện hoặc trạm điện phục vụ việc thu
thập và truyền dữ liệu về hệ thống SCADA trung tâm của Trung tâm điều độ hệ
thống điện hoặc Trung tâm điều khiển.
37. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện
do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế ban hành.
38. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang
bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều
khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm biến áp hoặc các thiết bị đóng cắt
trên lưới điện.
39. Tủ giao diện SIC (viết tắt theo tiếng
Anh: Supervisory Interface
Cubicle) là nơi ghép nối các thiết bị liên quan đến việc thu thập và
truyền dữ liệu cho RTU.
40. RS232 là tiêu chuẩn về công nghệ truyền thông
nối tiếp giữa máy tính và các thiết bị ngoại vi do Hiệp hội công nghiệp điện tử
(Electronic Industries Association - EIA) khuyến nghị.
Điều 4. Thành
phần cơ bản của hệ thống SCADA trong hệ thống điện
1. Hệ thống SCADA trong hệ thống điện bao gồm các thành phần cơ bản sau:
a) Hệ thống SCADA trung tâm;
b) Hệ thống kênh truyền;
c) Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway;
d) Các thiết bị phụ trợ khác.
2. Hệ thống SCADA trung tâm lắp đặt tại các Cấp điều
độ có quyền điều khiển bao gồm các thiết bị phần cứng cơ bản sau:
a) Máy chủ SCADA có chức năng thu thập, lưu trữ
các dữ liệu thời gian thực bao gồm các sự kiện, tín hiệu trạng thái, tín hiệu
đo lường và chạy các ứng dụng SCADA;
b) Máy chủ cơ sở dữ liệu quá khứ có chức năng
lưu trữ các dữ liệu sự kiện theo thứ tự, các dữ liệu trạng thái và đo lường
theo chu kỳ thời gian. Cơ sở dữ liệu quá khứ được sử dụng để tính toán, mô
phỏng và phân tích hệ thống điện;
c) Máy chủ ứng dụng có chức năng chạy các ứng
dụng trong hệ thống EMS hoặc DMS;
d) Máy chủ truyền thông có chức năng kết nối các
hệ thống SCADA trung tâm với nhau, hệ thống SCADA trung tâm với Trung tâm điều
khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện;
đ) Màn hình hiển thị sơ đồ và các thông số vận
hành của hệ thống điện;
e) Máy tính giao diện người và máy HMI có chức
năng giám sát, điều khiển thời gian thực;
a) Thiết bị định vị GPS có chức năng hỗ trợ đồng
bộ thời gian các thiết bị trong hệ thống SCADA trung tâm;
b) Các thiết bị hỗ trợ về công nghệ thông tin,
truyền thông và thiết bị phụ trợ khác.
3. Hệ thống kênh truyền có chức năng kết nối các
hệ thống SCADA trung tâm với nhau, kết nối hệ thống SCADA trung tâm với Trung
tâm điều khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm
điện.
Điều 5. Cấu hình của hệ
thống SCADA trung tâm
1. Hệ thống SCADA trung tâm phải được trang bị
ít nhất 01 máy chủ dự phòng cho mỗi khối chức năng độc lập của hệ thống. Máy
chủ dự phòng hoạt động ở chế độ song song và được đồng bộ cơ sở dữ liệu trong
thời gian thực với máy chủ chính để đảm bảo không có bất kỳ sự gián đoạn nào
trong quá trình giám sát và điều khiển khi chuyển đổi hoạt động giữa máy chủ
chính và máy chủ dự phòng.
2. Hệ thống SCADA trung tâm là một hệ thống có
cấu trúc mở và phân tán, đáp ứng các yêu cầu cơ bản sau:
a) Có khả năng bổ sung, nâng cấp và tích hợp
tương thích thêm các máy chủ, bộ xử lý, mô đun chức năng và phần mềm mà không
làm thay đổi cấu trúc thiết bị phần cứng và phần mềm hiện có của hệ thống SCADA
trung tâm;
b) Các thiết bị phần cứng và phần mềm phải có
khả năng tương thích với nhiều hệ thống, thiết bị được cung cấp từ các đơn vị
sản xuất khác nhau;
c) Có khả năng làm việc trên nhiều máy tính theo
cơ chế song song thông qua mạng LAN.
3. Hệ thống SCADA trung tâm phải đảm bảo mức độ
sẵn sàng tối thiểu là 99,9%.
4. Các thiết bị phần cứng và phần mềm của hệ
thống SCADA trung tâm được kết nối với nhau thông qua mạng LAN.
Điều 6. Chức năng của hệ
thống SCADA trung tâm
1. Hệ thống SCADA trung tâm bao gồm các chức
năng cơ bản sau:
Thu thập dữ liệu thời gian thực về các giá trị
đo lường, thông số và trạng thái vận hành của các thiết bị trên hệ thống điện,
trong đó dữ liệu và thời gian thu thập dữ liệu phải được xác định, đồng bộ và
lưu trữ.
a) Giám sát thời gian thực hệ thống điện
- Giám sát sự thay đổi trạng thái;
- Giám sát giá trị tới hạn của hệ thống điện;
- Giám sát trình tự sự kiện;
- Phân loại, xử lý dữ liệu, xử lý sự kiện và cảnh
báo.
b) Điều khiển các thiết bị trên hệ thống điện
- Điều khiển đóng cắt;
- Điều khiển tăng, giảm;
- Điều khiển thay đổi các giá trị đã được Cấp điều độ
có quyền điều khiển cài đặt.
c) Lưu trữ dữ liệu thời gian thực thu thập được
để chạy các ứng dụng xử lý và phân tích vận hành hệ thống điện;
đ) Hiển thị giao diện đồ họa trực quan trên một
hoặc nhiều máy tính, bao gồm những thông tin sau:
- Sơ đồ 01 sợi của hệ thống điện có khả năng cập nhật
liên tục giá trị điện áp, trào lưu công suất, trạng thái vận hành của máy cắt,
dao cách ly và các thiết bị khác trên hệ thống điện;
- Các giá trị đo lường trên hệ thống điện;
- Các thông số cài đặt trên hệ thống điện;
- Tổng hợp các sự cố trên hệ thống điện và các cảnh
báo.
2. Đối với các hệ thống điện có quy mô lớn và
phức tạp, để đáp ứng công tác điều độ, vận hành hệ thống điện, hệ
thống SCADA trung tâm phải có thêm một số chức năng sau:
a) Giám sát xu hướng hệ thống điện;
b) Tổng hợp, phân tích dữ liệu để phục vụ công tác
lập kế hoạch, nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện;
c) Hiển thị giao diện đồ họa trực quan trên một
hoặc nhiều máy tính, bao gồm những thông tin sau:
- Các dao động trên hệ thống điện;
- Xu hướng thay đổi của hệ thống điện.
d) Tự động thực hiện các thao tác trên hệ thống
điện theo phương thức vận hành đã được duyệt.
Điều 7. Yêu cầu về kết nối,
chia sẻ dữ liệu và an ninh mạng
1. Hệ thống SCADA trung tâm phải có khả năng kết
nối, chia sẻ dữ liệu với các hệ thống SCADA trung tâm khác.
2. Hệ thống SCADA trung tâm phải đảm bảo các yêu
cầu về an toàn, an ninh mạng, bảo mật thông tin và chống phá hoại từ bên ngoài
trong quá trình quản lý vận hành hệ thống điện quốc gia.
Điều 8. Cấu trúc hệ thống
SCADA/EMS
1. Hệ thống SCADA/EMS bao gồm hệ thống SCADA
trung tâm được tích hợp với hệ thống EMS.
2. Hệ thống EMS là một hệ thống có cấu trúc mở
và phân tán
a) Có khả năng bổ sung, nâng cấp và tích hợp
thêm các máy chủ, bộ xử lý và phần mềm ứng dụng mà không làm thay đổi cấu trúc
thiết bị phần cứng và phần mềm hiện có của hệ thống SCADA/EMS;
b) Các thiết bị phần cứng và phần mềm của hệ
thống EMS phải có khả năng tương thích với nhau và tương thích với hệ thống
SCADA trung tâm.
3. Hệ thống EMS phải được trang bị ít nhất 01 máy
chủ dự phòng cho mỗi khối chức năng độc lập của hệ thống. Máy chủ dự phòng hoạt
động ở chế độ song song và được đồng bộ cơ sở dữ liệu trong thời gian thực với
máy chủ chính để đảm bảo không có bất kỳ sự gián đoạn nào trong quá trình giám
sát và điều khiển khi chuyển đổi hoạt động giữa máy chủ chính và máy chủ dự
phòng.
4. Hệ thống EMS phải đảm bảo các yêu cầu về an
toàn, an ninh mạng, bảo mật thông tin và chống phá hoại từ bên ngoài trong quá
trình quản lý vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều 9. Ứng dụng của hệ
thống EMS
Hệ thống EMS bao gồm các ứng dụng cơ bản sau:
1. Mô phỏng hệ thống điện thời gian thực, hỗ trợ
công tác đánh giá an ninh và vận hành hệ thống điện, bao gồm các chức năng cơ
bản sau:
a) Xác định những thay đổi của cấu hình, sơ đồ
kết lưới hệ thống điện;
b) Đánh giá trạng thái của hệ thống điện, trong
đó sử dụng dữ liệu mô phỏng cấu hình hệ thống điện, các số liệu đo đếm thời
gian thực thu thập được từ hệ thống SCADA trung tâm để đánh giá trạng thái hệ
thống điện tại một thời điểm;
c) Phân tích trào lưu công suất sử dụng kết quả
đánh giá trạng thái vận hành thực tế của hệ thống điện tại một thời điểm để
tính toán điện áp, góc pha tại các thanh cái, mức mang tải của các thiết bị
trên hệ thống điện và đưa ra các giải pháp đảm bảo vận hành an toàn, ổn định hệ
thống điện truyền tải;
d) Tối ưu hóa trào lưu công suất: Tính toán điều
độ kinh tế có xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện;
đ) Đánh giá mức độ dự phòng của hệ thống điện
trong trường hợp sự cố một hoặc nhiều phần tử;
e) Tính toán, phân tích dòng điện ngắn mạch
trong các trường hợp sự cố có thể xảy ra trên hệ thống điện truyền tải trước
khi thực hiện thao tác đóng/cắt thiết bị hoặc cấu hình lại hệ thống để khắc
phục sự cố;
g) Kết quả của ứng dụng mô phỏng hệ thống điện
thời gian thực được đánh giá là tin cậy trong trường hợp chất lượng tín hiệu
SCADA của các thanh cái mô phỏng trong hệ thống EMS đáp ứng điều kiện 80% tổng
số thanh cái có mức chênh lệch tổng công suất vào và ra nhỏ hơn 05 MW hoặc
giá trị 5% công suất định mức lớn nhất của nhánh đường dây đấu nối vào thanh
cái, tùy theo giá trị nào nhỏ hơn.
2. Phân tích ổn định điện áp: Phân tích, xác
định các khu vực có chất lượng điện áp không ổn định trên hệ thống điện để đưa
ra các giải pháp nhằm nâng cao chất lượng điện áp, xác định giới hạn truyền tải
theo điện áp đối với các giao diện truyền tải khác nhau.
3. Tính toán ổn định quá độ của hệ thống điện:
Căn cứ trên mô phỏng hệ thống điện, các hệ thống điều tốc, kích từ của tổ máy
và các hệ thống liên động trên lưới điện để đưa ra các cảnh báo mất ổn định hệ
thống điện khi xảy ra các sự cố nghiêm trọng.
4. Ứng dụng đào tạo điều độ viên có các chức
năng cơ bản sau:
a) Mô phỏng mô hình hệ thống điện để các điều độ
viên thực hành công tác vận hành hệ thống điện trong các điều kiện vận hành
bình thường và trong các tình huống khẩn cấp;
b) Kiểm tra, mô phỏng lại các kịch bản vận hành
thực tế đã xảy ra, thử nghiệm các phương án khôi phục hệ thống điện, đánh giá
hiệu quả và thử nghiệm các ứng dụng của hệ thống EMS trong thời gian thực và
trên mô hình mô phỏng.
5. Quản lý kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của các
tổ máy phát điện, đường dây, trạm biến áp và các thiết bị khác trên hệ thống
điện truyền tải; cung cấp đầu vào cho các bài toán tính toán lập kế hoạch hệ
thống điện.
6. Dự báo phụ tải hệ thống điện trong ngắn hạn
để phục vụ công tác lập kế hoạch vận hành giờ tới, ngày tới và tuần tới.
7. Ứng dụng AGC có chức năng tự động điều chỉnh
công suất phát của các tổ máy phát điện để đáp ứng theo lệnh điều độ hoặc duy
trì ổn định tần số hệ thống điện trong giới hạn cho phép, giám sát trào lưu
truyền tải trên các đường dây liên kết.
Điều 10. Cấu hình hệ thống
SCADA/DMS
1. Hệ thống SCADA/DMS bao gồm hệ thống SCADA
trung tâm được tích hợp với hệ thống DMS.
2. Hệ thống DMS là một hệ thống có cấu trúc mở
và phân tán
a) Có khả năng bổ sung, nâng cấp và tích hợp
tương thích thêm các máy chủ, bộ xử lý, mô đun chức năng và phần mềm ứng dụng
mà không làm thay đổi cấu trúc thiết bị phần cứng và phần mềm hiện có của hệ
thống SCADA/DMS;
b) Các thiết bị phần cứng và phần mềm của hệ
thống DMS phải có khả năng tương thích với nhau và tương thích với hệ thống
SCADA trung tâm.
3. Hệ thống DMS phải được trang bị ít nhất 01
máy chủ dự phòng cho mỗi khối chức năng độc lập của hệ thống. Máy chủ dự phòng
hoạt động ở chế độ song song và được đồng bộ cơ sở dữ liệu trong thời gian thực
với máy chủ chính để đảm bảo không có bất kỳ sự gián đoạn nào trong quá trình
giám sát và điều khiển khi chuyển đổi hoạt động giữa máy chủ chính và máy chủ
dự phòng.
4. Đảm bảo các yêu cầu về an toàn, an ninh mạng,
bảo mật thông tin và chống phá hoại từ bên ngoài trong quá trình quản lý vận
hành hệ thống điện.
Điều 11. Ứng dụng của hệ
thống DMS
Tùy theo nhu cầu quản lý vận hành, hệ thống DMS
có thể được trang bị một trong các ứng dụng sau:
1. Giao diện đồ họa có khả năng hiển thị rõ ràng
trạng thái của đường dây, máy biến áp và các thiết bị khác trên hệ thống điện
phân phối.
2. Giám sát, đánh giá và xác định những thay đổi
của cấu hình, sơ đồ kết lưới của hệ thống điện phân phối.
3. Phân tích, tối ưu vận hành hệ thống điện phân
phối có chức năng hỗ trợ các điều độ viên giám sát, điều khiển, phân tích, lập
kế hoạch và tối ưu vận hành hệ thống điện phân phối. Ứng dụng này bao gồm các
chức năng chính sau:
a) Sử dụng cấu hình kết lưới, dữ liệu vận hành
thời gian thực từ hệ thống SCADA trung tâm và thông tin của khách hàng để ước
tính công suất tác dụng và công suất phản kháng tại các nút phụ tải trên lưới
điện phân phối;
b) Phân tích trào lưu công suất có chức năng
tính toán cường độ dòng điện, điện áp, hệ số công suất, góc pha, công suất tác
dụng và công suất phản kháng của từng thiết bị, khu vực trên lưới điện để xác
định các trường hợp có thể gây quá tải hoặc dao động điện áp trên lưới điện
phân phối;
c) Tính toán mô phỏng dòng điện ngắn mạch tại
các khu vực trong các trường hợp có thể xảy ra sự cố trên lưới điện phân phối;
d) Quản lý điện áp, công suất phản kháng và phụ
tải: Đưa ra các giải pháp cài đặt tụ bù, nấc phân áp máy biến áp để kiểm soát
công suất phản kháng, nâng cao chất lượng điện áp trên lưới điện phân phối;
đ) Xác định nhanh vị trí của sự cố, điểm cô lập
phù hợp và xác định các thiết bị đóng cắt có thể thao tác để khôi phục cung cấp
điện cho các khu vực lưới điện bị cô lập;
e) Thiết lập lại cấu hình kết lưới hệ thống điện
phân phối có tính đến các điều kiện vận hành thực tế:
- Xác định các thay đổi đóng, cắt trên lưới điện phân
phối và tính toán, phân bổ lại phụ tải giữa các xuất tuyến để giảm tổn thất
lưới điện phân phối;
- Xác định các điều kiện để tối ưu vận hành hệ thống
điện phân phối trong giới hạn vận hành cho phép.
g) Chức năng sa thải phụ tải hỗ trợ các điều độ
viên thực hiện sa thải phụ tải và khôi phục lại phụ tải trên lưới điện phân
phối.
4. Hệ thống quản lý mất điện: Kiểm soát, xử lý
kịp thời và hiệu quả các sự cố mất điện. Căn cứ vào kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa, thông tin khách hàng cung cấp và dữ liệu thời gian thực từ hệ thống SCADA
trung tâm, hệ thống quản lý mất điện có thể xác định nhanh các phần tử bị sự
cố, khu vực khách hàng bị ảnh hưởng để đưa ra phương án hạn chế mất điện, sửa
chữa và khôi phục cung cấp điện một cách nhanh nhất.
5. Mô phỏng đào tạo vận hành hệ thống điện phân
phối có các chức năng cơ bản sau:
a) Mô phỏng mô hình hệ thống điện để các điều độ
viên thực hành công tác vận hành hệ thống điện phân phối trong các điều kiện
vận hành bình thường và trong các tình huống khẩn cấp;
b) Kiểm tra, mô phỏng lại các kịch bản vận hành
thực tế đã xảy ra để đưa ra các phương án khôi phục hệ thống điện phân phối,
đánh giá hiệu quả ứng dụng của hệ thống DMS trong thời gian thực.
Điều 12. Yêu cầu chung
1. Hệ thống kênh truyền kết nối giữa các hệ
thống SCADA trung tâm, giữa hệ thống SCADA trung tâm với các Trung tâm điều
khiển và các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại các nhà máy điện hoặc trạm điện
phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật sau:
a) Có băng thông dành riêng cho việc truyền dữ
liệu SCADA và tín hiệu điều khiển trong hệ thống điện quốc gia;
b) Đảm bảo thu thập và truyền dữ liệu SCADA, tín
hiệu điều khiển đầy đủ, an toàn, tin cậy, liên tục và bảo mật.
2. Hệ thống kênh truyền của các nhà máy điện,
trạm điện hoặc Trung tâm điều khiển phải được đầu tư, trang bị và kết nối đáp
ứng các yêu cầu tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện
phân phối do Bộ Công Thương ban hành và tương thích với hệ thống SCADA trung
tâm của Cấp điều độ có quyền điển khiển, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân
phối điện.
3. Kênh truyền dữ liệu giữa hệ thống SCADA trung
tâm với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại các nhà máy điện, trạm điện chưa thực
hiện thao tác, điều khiển từ xa phải đảm bảo mức độ sẵn sàng tối thiểu là 98%.
4. Kênh truyền dữ liệu giữa hệ thống SCADA trung
tâm với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại các nhà máy điện, trạm điện có thực
hiện điều khiển, thao tác từ xa phải đảm bảo mức độ sẵn sàng tối thiểu là
99,9%.
Điều 13. Tốc độ kênh truyền
dữ liệu
1. Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa các
hệ thống SCADA trung tâm tại Cấp điều độ quốc gia và tại các Cấp điều độ miền
là 90 Mbps.
2. Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa hệ
thống SCADA trung tâm tại Cấp điều độ miền và tại Cấp điều độ phân phối tỉnh là
02 Mbps.
3. Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa hệ
thống SCADA trung tâm với Trung tâm điều khiển tối thiểu là 02 Mbps.
4. Tốc độ kênh truyền dữ liệu tối thiểu giữa hệ
thống SCADA trung tâm hoặc Trung tâm điều khiển với các thiết bị đầu cuối
RTU/Gateways tại các nhà máy điện hoặc trạm điện là 64 kbps.
Điều 14. Giao diện kết nối
kênh truyền
Kênh truyền dữ liệu SCADA bao gồm các giao diện
kết nối cơ bản sau:
1. Giao diện 4W theo chuẩn ITU-T Rec. G.712.
2. Giao diện V.24 hoặc RS232 theo chuẩn ITU-T
Rec. V.24.
3. Giao diện Ethernet theo chuẩn IEEE 802.3
Điều 15. Giao thức truyền
tin
0. Kết nối thông tin giữa các khối chức năng của
hệ thống SCADA trung tâm thông qua mạng LAN.
1. Kết nối thông tin giữa các hệ thống SCADA
trung tâm tại Cấp điều độ quốc gia và các Cấp điều độ miền sử dụng chuẩn truyền
thông riêng và mạng IP làm kênh truyền.
2. Kết nối thông tin giữa hệ thống SCADA trung
tâm, Trung tâm điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc
trạm điện và các thiết bị đóng cắt có kết nối tín hiệu SCADA trên lưới điện sử
dụng chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104 đối với các nhà máy điện hoặc trạm
điện, Trung tâm điều khiển xây dựng mới. Đối với các nhà máy điện hoặc trạm
điện, Trung tâm điều khiển hiện có thì tùy theo mức độ sẵn sàng của hệ thống
kênh truyền có thể sử dụng chuẩn truyền thông IEC 60870-5-101 hoặc IEC
60870-5-104 (ưu tiên sử dụng chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104).
3. Các Trung tâm điều khiển, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc trạm điện và thiết bị đóng cắt có kết nối tín
hiệu SCADA trên lưới điện bổ sung mới đều phải tương thích với các giao thức
truyền tin quy định tại Điều này.
4. Trường hợp có thay đổi về giao thức truyền
tin giữa hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển với các
Trung tâm điều khiển hoặc thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy điện hoặc
trạm điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thỏa thuận trước với
Đơn vị quản lý vận hành để điều chỉnh, đảm bảo hệ thống SCADA trung tâm, Trung
tâm điều khiển và thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tương thích với giao thức
truyền tin mới.
5. Căn cứ nhu cầu vận hành, các thiết bị đầu
cuối RTU/Gateway trang bị mới tại nhà máy điện hoặc trạm điện có thể được bổ
sung các tính năng hỗ trợ giao thức truyền tin để kết nối với các thiết bị điện
tử thông minh và các thiết bị giám sát khác trên hệ thống điện.
Điều 16. Yêu cầu kỹ thuật
chung
Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway lắp đặt tại các
nhà máy điện hoặc trạm điện phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật sau:
7. Có khả năng kết nối tương thích với Trung tâm
điều khiển và hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển
thông qua giao thức truyền tin đã được thống nhất với các bên liên quan.
8. Thời gian đáp ứng tối thiểu đối với tín hiệu
số là 10ms, đối với tín hiệu đo lường là 02s.
9. Sai số đo lường không được vượt quá 01% trên
toàn dải đo.
10. Độ trễ của tín hiệu số và tín hiệu tương tự
không được vượt quá 04s.
11. Các thay đổi trạng thái phải được truyền từ
thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tới Trung tâm điều khiển hoặc hệ thống SCADA
trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển kèm theo nhãn thời gian để phản
ánh chính xác thời gian diễn ra thay đổi trạng thái bao gồm đầy đủ thông tin
năm, tháng, ngày, giờ, phút, giây, mili giây.
12. Có bộ nhớ trung gian đủ lớn để duy trì các
thông tin thay đổi trạng thái trong trường hợp mất kết nối với hệ thống SCADA
trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển trong thời gian tối thiểu là 10
ngày. Các thông tin này sẽ được truyền đến Trung tâm điều khiển hoặc hệ thống
SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển sau khi khôi phục kết nối.
13. Được đồng bộ thời gian thông qua thiết bị
GPS hoặc đồng bộ với máy tính chủ của Trung tâm điều khiển hoặc hệ thống SCADA
trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
14. Trường hợp nguồn điện tự dùng của nhà máy
điện hoặc trạm điện gặp sự cố, nguồn điện cấp cho thiết bị đầu cuối RTU/Gateway
phải được đảm bảo duy trì tối thiểu trong 10 giờ.
15. Bộ nhớ cơ sở dữ liệu phải có khả năng duy
trì được tối thiểu 30 ngày trong điều kiện không được cung cấp điện để đảm bảo
thiết bị đầu cuối RTU/Gateway khởi động lại mà không cần phải nạp lại cơ sở dữ
liệu.
16. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy
điện hoặc trạm điện không kết nối và thực hiện điều khiển, thao tác xa từ Trung
tâm điều khiển phải đảm bảo mức độ sẵn sàng tối thiểu là 98%.
17. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway tại nhà máy
điện hoặc trạm điện có kết nối và thực hiện điều khiển, thao tác xa từ Trung
tâm điều khiển phải đảm bảo mức độ sẵn sàng tối thiểu là 99,9%.
18. Đáp ứng điều kiện vận hành trong môi trường
lắp đặt tại nhà máy điện hoặc trạm điện.
Điều 17. Yêu cầu kỹ thuật
đối với thiết bị RTU
Thiết bị RTU phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật
cơ bản sau:
1. Có khả năng nhận dữ liệu từ các thiết bị điện
tại nhà máy điện hoặc trạm điện và truyền dữ liệu thu thập được đến Trung tâm điều
khiển và hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển theo giao
thức truyền tin đã được quy định.
2. Có khả năng nhận tín hiệu điều khiển từ hệ
thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Trung tâm điều
khiển và gửi đến các thiết bị điện tại nhà máy điện hoặc trạm điện trong trường
hợp Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Trung tâm điều khiển thực hiện thao
tác xa các thiết bị tại nhà máy điện hoặc trạm điện.
3. Bao gồm nhiều khối hoạt động độc lập, mỗi
khối có bộ xử lý riêng tối thiểu là 16 bit.
4. Độ phân giải của bộ chuyển đổi tín hiệu tương
tự sang tín hiệu số tối thiểu là 12 bit bao gồm 11 bit giá trị và 01 bit dấu.
5. Mức độ dự phòng tối thiểu cho tín hiệu vào/ra
tại thời điểm lắp đặt là 20% cho mỗi loại tín hiệu.
6. Đối với các loại RTU tập trung, yêu cầu phải
có tủ giao diện SIC để ghép nối các thiết bị liên quan đến việc thu thập và
truyền dữ liệu cho RTU. Đối với các loại RTU phân tán tích hợp chức năng đo
lường hiển thị thông số thì không cần lắp đặt tủ giao diện SIC.
7. Có hàng kẹp đấu nối mạch điện
đo đếm với thiết bị điện tại nhà máy điện hoặc trạm điện để có thể cô lập thiết bị khi thí nghiệm hoặc có sự cố.
Điều 18. Yêu cầu kỹ thuật
đối với thiết bị Gateway
Thiết bị Gateway phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật
cơ bản sau:
1. Có khả năng nhận dữ liệu từ hệ thống DCS/SAS
tại nhà máy điện hoặc trạm điện và truyền dữ liệu thu thập được đến Trung tâm điều
khiển và hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển theo giao
thức truyền tin đã được quy định.
2. Có khả năng nhận tín hiệu điều khiển từ hệ
thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Trung tâm điều
khiển và gửi đến hệ thống DCS/SAS của nhà máy điện hoặc trạm điện trong trường
hợp Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Trung tâm điều khiển thực hiện thao
tác xa các thiết bi tại nhà máy điện hoặc trạm điện.
3. Có khả năng khai báo lại và khai báo thêm các
tín hiệu khi cải tạo hoặc mở rộng nhà máy điện hoặc trạm điện.
Điều 19. Yêu cầu kỹ thuật
đối với bộ biến đổi
1. Bộ
biến đổi không có khả năng lập trình, phải đảm
bảo tương thích với mạch đo lường và các bộ xử lý vào/ra của thiết
bị RTU.
2. Nhà máy điện hoặc trạm điện sử dụng đồng hồ đo lường đa năng để thu thập
tín hiệu đo lường và truyền về thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, các đồng hồ đo
lường đa năng phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật sau:
a) Tương thích và cho phép cấu hình lại để phù hợp với thông số thứ cấp
của máy biến điện áp, máy biến dòng điện và thông số của thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway;
b) Có khả năng đo lường nhiều thông số;
c) Có khả năng kết nối với thiết bị RTU thông qua giao thức Modbus;
d) Có cấp chính xác nhỏ hơn 0,5% đối với các giá trị đo lường.
3. Bộ biến đổi vị trí nấc phân áp của máy biến áp, phải đảm bảo tương thích
với bộ chỉ thị nấc phân áp của máy biến áp và các bộ xử lý vào/ra của thiết bị
RTU.
Mục 6. KẾT NỐI
TÍN HIỆU SCADA TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều 20. Kết
nối giữa các hệ thống SCADA trong hệ thống điện
1. Các hệ thống SCADA trung tâm, SCADA/EMS, SCADA/DMS trong hệ thống điện
quốc gia được tổ chức như sau:
a) Cấp điều độ quốc gia và Cấp điều độ miền được trang bị hệ thống
SCADA/EMS;
b) Cấp điều độ phân phối thuộc các Đơn vị phân phối điện được trang bị hệ
thống SCADA/DMS;
c) Hệ thống SCADA trung tâm (nếu có) được trang bị tại các đơn vị hoạt
động điện lực khác.
2. Hệ thống SCADA/EMS và SCADA/DMS tại các Cấp điều độ phải được kết nối,
phân quyền và chia sẻ dữ liệu để đảm bảo có đầy đủ thông tin và dữ liệu phục vụ
vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia an toàn, ổn định và tin cậy.
3. Kết nối tín hiệu SCADA giữa các hệ thống SCADA trong hệ thống điện phải
đảm bảo yêu cầu về an toàn, an ninh mạng, bảo mật thông tin và chống phá hoại
từ bên ngoài trong quá trình quản lý vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia.
Điều 21. Kết
nối tín hiệu SCADA của Trung tâm điều khiển
1. Trung tâm điều khiển phải đáp ứng yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống
điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
2. Kết nối tín hiệu SCADA và thông tin liên lạc phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ các
nhà máy điện hoặc trạm điện đến Trung tâm điều khiển và từ Trung tâm điều khiển
đến hệ thống SCADA trung tâm tại các Cấp điều độ có quyền điều khiển phải đảm
bảo đầy đủ, ổn định, chính xác, tin cậy và liên tục.
Điều 22. Kết
nối tín hiệu SCADA của nhà máy điện, trạm biến áp
1. Nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 10MW trở lên, nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải và
các trạm biến áp có cấp điện áp từ 110kV trở lên chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway
phải có 02 cổng kết nối trực tiếp đồng thời và độc lập về mặt vật lý với hệ thống SCADA
trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều
khiển.
2. Nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 10MW trở lên, nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải đã
kết nối và được điều khiển, thao tác xa từ Trung tâm điều khiển, thiết bị đầu
cuối RTU/Gateway phải có 01 cổng kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA trung tâm
của Cấp điều độ có quyền điều khiển và 02 cổng kết nối trực tiếp với Trung tâm điều
khiển.
3. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 110kV trở lên đã kết nối và được điều khiển, thao tác xa
từ Trung tâm điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway
phải có 02 cổng kết nối trực tiếp với Trung tâm điều khiển.
4. Nhà máy điện có công suất lắp đặt nhỏ hơn 10MW đấu nối vào lưới điện
phân phối, đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có
quyền điều khiển và chủ đầu tư nhà máy điện để thống nhất yêu cầu về kết nối hệ
thống SCADA. Trường hợp các bên có thỏa thuận kết nối tín hiệu SCADA từ nhà máy
điện về Cấp điều độ có quyền điều khiển, phải tuân thủ đầy đủ các nội dung tại
Quy định này.
5. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều Cấp điều độ có quyền điều
khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin để phục vụ phối hợp vận
hành hệ thống điện.
Điều 23. Kết
nối tín hiệu SCADA của thiết bị trên lưới điện phân phối
Tùy theo nhu cầu quản lý vận hành
của Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, các trạm điện
hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện có cấp điện áp trung áp có thể kết nối
với hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 24. Nguyên tắc thực
hiện
1. Công trình nhà máy điện hoặc trạm biến áp
trước khi đóng điện vận hành phải thực hiện thoả thuận, kết nối tín hiệu SCADA
với hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo đáp
ứng đầy đủ yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA theo Quy định này và Quy định hệ
thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
2. Thoả thuận kết nối hệ thống SCADA được thực
hiện đồng thời với quá trình thực hiện Thoả thuận đấu nối theo Quy định hệ
thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban
hành.
3. Chủ đầu tư có trách nhiệm thực hiện thỏa thuận
kết nối hệ thống SCADA như sau:
a) Công trình thuộc phạm vi quản lý, vận hành
của Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phân phối điện, Chủ đầu tư thoả thuận
kết nối hệ thống SCADA trực tiếp với Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Công trình thuộc phạm vi quản lý, vận hành
của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải (trừ Đơn vị phân phối điện) hoặc
lưới điện phân phối, sau khi nhận được hồ sơ thoả thuận đấu nối, Đơn vị truyền
tải điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với các Cấp
điều độ có quyền điều khiển và Chủ đầu tư thực hiện thỏa thuận kết nối hệ thống
SCADA.
4. Trường hợp công trình nhà máy điện hoặc trạm
biến áp có nhiều Cấp điều độ có quyền điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm phối hợp, chia sẻ, thống nhất thông tin và các nội dung
liên quan đến thỏa thuận kết nối hệ thống SCADA.
Mục 1. ĐĂNG KÝ KẾT NỐI HỆ
THỐNG SCADA ĐỐI VỚI NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP
Điều 25. Đăng ký kết nối
1. Trong quá trình thỏa thuận đấu nối đối với
các nhà máy điện, trạm biến áp mới hoặc trong quá trình chuẩn bị đầu tư, kết
nối hệ thống SCADA đối với các nhà máy điện, trạm biến áp đang vận hành, Chủ
đầu tư có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phân phối
điện để đăng ký kết nối hệ thống SCADA với Cấp điều độ có quyền điều khiển, bao
gồm các tài liệu sau:
a) Văn bản đề nghị kết nối hệ thống SCADA của
Chủ đầu tư;
b) Dự kiến kế hoạch trang bị thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway và hệ thống kênh truyền;
c) Dự kiến giải pháp kết nối kênh truyền từ nhà
máy điện hoặc trạm biến áp đến hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có
quyền điều khiển.
2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc tính từ ngày
nhận được đầy đủ hồ sơ đăng ký kết nối hệ thống SCADA, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm trả lời Chủ đầu tư bằng văn bản, bao gồm các nội dung sau:
a) Bảng danh sách dữ liệu SCADA theo mẫu tại Phụ lục 2
Quy định này;
b) Chuẩn giao thức truyền tin giữa thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway và hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
c) Các mẫu thỏa thuận, biên bản nghiệm thu;
d) Các hướng dẫn về trình tự thực hiện tiếp theo,
khuyến cáo khả năng thay đổi về công nghệ, giải pháp kỹ thuật tại hệ thống
SCADA trung tâm.
Điều 26. Thỏa thuận thiết
kế kỹ thuật
1. Trước khi thực hiện đầu tư, lắp đặt, kết nối
tín hiệu SCADA với Cấp điều độ có quyền điều khiển, Chủ đầu tư phải gửi cho Cấp
điều độ có quyền điều khiển hồ sơ thiết kế kỹ thuật hạng mục SCADA, bao gồm:
a) Danh mục hồ sơ hạng mục thiết bị đầu cuối RTU/Gateway
- Thuyết minh giải pháp kỹ thuật hạng mục thiết bị
đầu cuối RTU/Gateway;
- Sơ đồ đấu nối lưới điện khu vực;
- Sơ đồ nối điện chính;
- Sơ đồ phương thức bảo vệ;
- Sơ đồ kết nối thiết bị đầu cuối RTU/Gateway với
thiết bị điện;
- Bảng thống kê thiết bị hạng mục RTU/Gateway;
- Bảng danh sách dữ liệu SCADA phù hợp với sơ đồ
phương thức bảo vệ và danh sách dữ liệu SCADA chuẩn.
b) Hồ sơ hạng mục kênh truyền
- Thuyết minh giải pháp kỹ thuật hạng mục kênh
truyền;
- Sơ đồ kết nối kênh truyền;
- Văn bản thỏa thuận cung cấp kênh truyền (nếu có);
- Bảng thống kê thiết bị hạng mục kênh truyền;
- Văn bản thỏa thuận vị trí lắp đặt và nguồn cấp cho
thiết bị.
2. Khi nhận được hồ sơ thiết kế kỹ thuật hạng mục
SCADA, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra và thông báo
bằng văn bản tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ theo trình tự sau:
a) Trường hợp cần bổ sung hồ sơ, trong thời
hạn 05 ngày làm việc tính từ ngày nhận hồ sơ, Cấp điều độ có quyền điều khiển
có trách nhiệm thông báo cho Chủ đầu tư danh mục các tài liệu cần bổ sung;
b) Trong thời hạn 10 ngày làm việc tính từ
ngày nhận đầy đủ hồ sơ, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm trả lời
Chủ đầu tư để thống nhất hoặc yêu cầu sửa đổi, hiệu chỉnh thiết kế kỹ thuật
nếu có;
c) Trường hợp cần sửa đổi, bổ sung theo yêu cầu
của Cấp điều độ có quyền điều khiển, Chủ đầu tư có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ
thiết kế kỹ thuật và gửi lại cho Cấp điều độ có quyền điều khiển để làm cơ sở
thỏa thuận.
3. Sau khi thống nhất nội dung hồ sơ thiết kế kỹ
thuật hạng mục SCADA, Cấp điều độ có quyền điều khiển và Chủ đầu tư tiến hành
ký văn bản thỏa thuận để Chủ đầu tư thực hiện lắp đặt, kết nối tín hiệu SCADA.
Điều 27. Đăng ký kiểm tra
End-to-End
1. Trước thời điểm dự kiến đóng điện lần đầu đối
với các nhà máy điện, trạm biến áp mới hoặc trước thời điểm dự kiến kiểm tra
End-to-End đối với các nhà máy điện, trạm biến áp đang vận hành, Chủ đầu tư có
trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký kế hoạch
kiểm tra End-to-End kèm theo Bảng danh sách dữ liệu SCADA chi tiết phù hợp với
thiết kế kỹ thuật và sơ đồ phương thức bảo vệ đã được thỏa thuận.
2. Trừ trường hợp có thỏa thuận khác, Chủ đầu tư
có trách nhiệm đăng ký kế hoạch kiểm tra End-to-End với Cấp điều độ có quyền điều
khiển trong thời hạn sau:
a) Đối với nhà máy điện xây dựng mới, chậm nhất 01 tháng trước ngày dự
kiến đóng điện lần đầu;
b) Đối với trạm biến áp xây dựng mới, chậm nhất 15 ngày làm việc trước
ngày dự kiến đóng điện lần đầu;
c) Đối với nhà máy điện hoặc trạm biến áp đang vận hành, chậm nhất 15
ngày làm việc trước ngày dự kiến kiểm tra End-to-End.
3. Sau khi nhận được Văn bản đăng ký kế hoạch
kiểm tra End-to-End, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra và
thông báo bằng văn bản cho Chủ đầu tư theo trình tự sau:
a) Trường hợp cần bổ sung, hiệu chỉnh Bảng danh
sách dữ liệu SCADA, trong thời hạn 05 ngày làm việc tính từ ngày nhận Văn
bản đăng ký kế hoạch kiểm tra End-to-End của Chủ đầu tư, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm thông báo cho Chủ đầu tư danh sách dữ liệu SCADA cần bổ
sung, hiệu chỉnh;
b) Trường hợp cần bổ sung, hiệu chỉnh Bảng danh
sách dữ liệu SCADA theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển, Chủ đầu tư
có trách nhiệm hoàn thiện và gửi lại cho Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Trong thời hạn 10 ngày làm việc tính từ
ngày nhận được Văn bản đăng ký kế hoạch kiểm tra End-to-End và Bảng danh sách
dữ liệu SCADA hoàn chỉnh, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm trả
lời Chủ đầu tư bằng văn bản kèm theo kế hoạch kiểm tra nghiệm thu End-to-End.
Điều 28. Kiểm tra nghiệm
thu End-to-End
1. Trước thời điểm kiểm tra nghiệm thu
End-to-End, Chủ đầu tư có trách nhiệm hoàn thành các nội dung sau:
a) Hoàn thành lắp đặt các thiết bị liên quan đến
hạng mục SCADA và kết nối kênh truyền với hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều
độ có quyền điều khiển;
b) Chủ trì thực hiện kiểm tra nghiệm thu kênh
truyền theo các nội dung quy định tại Mục 3 Chương III Quy định này và bàn giao
kênh truyền SCADA cho Cấp điều độ có quyền điều khiển;
c) Hoàn thiện kiểm tra nghiệm thu Point-to-Point
theo các nội dung quy định tại Mục 3 Chương III Quy định này;
d) Chuẩn bị đầy đủ các điều kiện cần thiết để
sẵn sàng thực hiện kiểm tra nghiệm thu End-to-End;
đ) Thống nhất kế hoạch kiểm tra nghiệm thu
End-to-End với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Sau khi thống nhất kế hoạch kiểm tra
End-to-End, Cấp điều độ có quyền điều khiển và Chủ đầu tư có trách nhiệm phối
hợp, kiểm tra nghiệm thu End-to-End theo các nội dung quy định tại Mục 3 Chương
III Quy định này.
3. Trường hợp kiểm tra End-to-End không đạt yêu
cầu, Chủ đầu tư có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và
các đơn vị liên quan kiểm tra, xác định nguyên nhân và đưa ra biện pháp khắc
phục.
4. Trường hợp kiểm tra End-to-End đạt yêu cầu,
Cấp điều độ có quyền điều khiển và Chủ đầu tư có trách nhiệm thống nhất, ký
Biên bản kiểm tra nghiệm thu End-to-End và Biên bản xác nhận kết nối tín hiệu
SCADA.
5. Trong thời hạn 03 ngày làm việc tính từ
ngày ký Biên bản kiểm tra nghiệm thu End-to-End, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm gửi cho Chủ đầu tư và các đơn vị liên quan văn bản xác
nhận việc hoàn thiện kết nối tín hiệu SCADA.
6. Mẫu Biên bản kiểm tra nghiệm thu kênh truyền,
Biên bản kiểm tra nghiệm thu Point-to-Point, Biên bản kiểm tra End-to-End được
quy định tại Phụ lục 3, Phụ lục 4 và Phụ lục 5 Quy định này.
Mục 2. ĐĂNG KÝ KẾT NỐI
SCADA ĐỐI VỚI NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP CẢI TẠO HOẶC MỞ RỘNG
Điều 29. Đăng ký cải tạo
hoặc mở rộng thiết bị đầu cuối RTU/Gateway
1. Trong quá trình chuẩn bị đầu tư, cải tạo hoặc
mở rộng thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, Chủ đầu tư có trách nhiệm gửi cho Cấp điều
độ có quyền điều khiển hồ sơ đăng ký bao gồm văn bản đề nghị và dự kiến kế
hoạch cải tạo, mở rộng thiết bị đầu cuối RTU/Gateway.
2. Khi nhận được hồ sơ, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ, đánh giá ảnh
hưởng của việc cải tạo hoặc mở rộng thiết bị đầu cuối RTU/Gateway.
3. Chậm nhất 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận
đầy đủ hồ sơ, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm trả lời Chủ đầu tư
bằng văn bản, bao gồm các nội dung sau:
a) Bảng danh sách dữ liệu SCADA theo mẫu tại Phụ lục 2
Quy định này;
b) Các mẫu thỏa thuận, biên bản nghiệm thu;
c) Các hướng dẫn về trình tự thực hiện tiếp theo.
Điều 30. Thỏa thuận thiết
kế kỹ thuật đối với các trường hợp cải tạo hoặc mở rộng thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway
1. Trước khi tiến hành cải tạo hoặc mở rộng
thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, Chủ đầu tư có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có
quyền điều khiển hồ sơ thiết kế kỹ thuật hạng mục SCADA, bao gồm các tài liệu
sau:
a) Đánh giá cấu trúc, cấu hình thiết bị
RTU/Gateway hiện hữu, giải pháp cải tạo hoặc mở rộng RTU/Gateway hiện hữu, sơ
đồ nguyên lý kết nối phần mở rộng với phần hiện hữu;
b) Sơ đồ nối điện chính trước và sau khi cải tạo
hoặc mở rộng;
c) Sơ đồ phương thức bảo vệ trước và sau khi cải
tạo hoặc mở rộng;
d) Bảng danh sách dữ liệu SCADA phần mở rộng;
đ) Bảng thống kê vật tư thiết bị mở rộng
RTU/Gateway.
2. Trường hợp bắt buộc phải thay thế toàn bộ
thiết bị đầu cuối RTU/Gateway hiện hữu, Chủ đầu tư có trách nhiệm thực hiện các
thủ tục như đối với các công trình nhà máy điện hoặc trạm biến áp xây dựng mới
hoặc đã vào vận hành nhưng chưa thực hiện kết nối hệ thống SCADA.
3. Khi nhận được hồ sơ thiết kế kỹ thuật hạng mục
SCADA, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra và thông báo
bằng văn bản cho Chủ đầu tư tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ theo trình tự sau:
a) Trường hợp cần bổ sung hồ sơ, chậm nhất 05
ngày làm việc kể từ ngày nhận hồ sơ, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách
nhiệm thông báo cho Chủ đầu tư các tài liệu cần bổ sung;
b) Chậm nhất 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận
đầy đủ hồ sơ, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm trả lời Chủ đầu tư
ý kiến thống nhất hoặc đề nghị sửa đổi thiết kế kỹ thuật (nếu có);
c) Trường hợp cần sửa đổi, bổ sung theo yêu cầu
của Cấp điều độ có quyền điều khiển, Chủ đầu tư có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ
thiết kế kỹ thuật và gửi lại cho Cấp điều độ có quyền điều khiển để làm cơ sở
thỏa thuận.
4. Sau khi thống nhất nội dung hồ sơ thiết kế kỹ
thuật, Cấp điều độ có quyền điều khiển và Chủ đầu tư tiến hành ký văn bản thỏa
thuận.
Điều 31. Đăng ký kiểm tra
End-to-End đối với các trường hợp cải tạo hoặc mở rộng thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway
1. Chậm nhất 15 ngày trước thời điểm dự kiến
kiểm tra End-to-End, Chủ đầu tư có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều
khiển văn bản đăng ký kế hoạch kiểm tra End-to-End kèm theo Bảng danh sách dữ
liệu SCADA chi tiết phù hợp với thiết kế kỹ thuật và sơ đồ phương thức bảo vệ
đã được thỏa thuận.
2. Sau khi nhận được văn bản đăng ký kế hoạch
kiểm tra End-to-End, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra và
thông báo bằng văn bản cho Chủ đầu tư theo trình tự sau:
a) Trường hợp cần bổ sung, hiệu chỉnh Bảng danh
sách dữ liệu SCADA, trong thời hạn 05 ngày làm việc tính từ ngày nhận được
Văn bản đăng ký kế hoạch kiểm tra End-to-End của Chủ đầu tư, Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Chủ đầu tư danh sách dữ liệu
SCADA cần bổ sung, hiệu chỉnh;
b) Trường hợp cần bổ sung, hiệu chỉnh Bảng danh
sách dữ liệu SCADA theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển, Chủ đầu tư
có trách nhiệm hoàn thiện và gửi lại cho Cấp điều độ có quyền điều khiển;
c) Trong thời hạn 10 ngày làm việc tính từ
ngày nhận được Văn bản đăng ký kế hoạch kiểm tra End-to-End và Bảng danh sách
dữ liệu SCADA hoàn chỉnh, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm trả
lời Chủ đầu tư bằng văn bản kèm theo kế hoạch kiểm tra nghiệm thu End-to-End.
Điều 32. Kiểm tra
End-to-End đối với các trường hợp cải tạo hoặc mở rộng thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway
1. Trước thời điểm dự kiến kiểm tra End-to-End,
Chủ đầu tư có trách nhiệm hoàn thành các nội dung sau:
a) Hoàn thành lắp đặt thiết bị hạng mục SCADA
tại nhà máy điện hoặc trạm biến áp và kết nối kênh truyền với hệ thống SCADA
trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Hoàn thiện kiểm tra, nghiệm thu
Point-to-Point theo các nội dung quy định tại Mục 3 Chương III Quy định này;
c) Chuẩn bị đầy đủ các điều kiện cần thiết để
sẵn sàng thực hiện kiểm tra End-to-End;
d) Thống nhất kế hoạch kiểm tra nghiệm thu
End-to-End với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Sau khi thống nhất kế hoạch kiểm tra
End-to-End, Cấp điều độ có quyền điều khiển và Chủ đầu tư có trách nhiệm phối
hợp kiểm tra nghiệm thu End-to-End theo các nội dung quy định tại Mục 3 Chương III
Quy định này.
3. Trường hợp kiểm tra End-to-End không đạt yêu
cầu, Chủ đầu tư có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển
kiểm tra, xác định nguyên nhân và đưa ra biện pháp khắc phục.
4. Trường hợp kiểm tra End-to-End đạt yêu cầu,
Cấp điều độ có quyền điều khiển và Chủ đầu tư có trách nhiệm thống nhất, ký
Biên bản kiểm tra nghiệm thu End-to-End và Biên bản xác nhận kết nối tín hiệu
SCADA.
5. Chậm nhất 03 ngày làm việc kể từ ngày ký Biên
bản kiểm tra nghiệm thu End-to-End, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách
nhiệm gửi cho Chủ đầu tư và các đơn vị liên quan văn bản xác nhận việc hoàn
thiện kết nối tín hiệu SCADA của nhà máy điện hoặc trạm biến áp với Cấp điều độ
có quyền điều khiển.
Mục 3. NỘI DUNG KIỂM TRA
NGHIỆM THU POINT-TO-POINT VÀ END-TO-END
Điều 33. Nội dung kiểm tra
nghiệm thu Point-to-Point từ RTU đến thiết bị điện
1. Đối với các tín hiệu SDI và DDI, kiểm tra
nghiệm thu Point-to-Point bao gồm các nội dung sau:
a) Giả lập tín hiệu tương ứng với danh sách dữ
liệu SCADA đã được thống nhất;
b) Kiểm tra, so sánh tín hiệu tại RTU và các tín
hiệu đã giả lập.
2. Đối với các giá trị AI, kiểm tra
Point-to-Point bao gồm các nội dung sau:
a) Tạm thời cách ly mạch áp, nối tắt mạch dòng
phía trước thiết bị đo lường của nhà máy điện hoặc trạm biến áp;
b) Dùng thiết bị tạo dòng, tạo áp giả lập lần
lượt 05 giá trị bao gồm 01 giá trị nhỏ nhất, 03 giá trị ngẫu nhiên, 01 giá trị
lớn nhất đối với từng tín hiệu;
c) Kiểm tra so sánh tín hiệu tại RTU và các tín
hiệu tại các tủ đo lường;
d) Khôi phục lại chế độ làm việc bình thường của
các mạch dòng, mạch áp;
đ) Đối với nấc phân áp máy biến áp, thay đổi vị
trí nấc phân bằng cách tăng và giảm 01 nấc so với vị trí đang vận hành sau đó
so sánh với giá trị nhận được tại RTU.
3. Đối với tín hiệu RC, kiểm tra, nghiệm thu
Point-to-Point bao gồm các nội dung sau:
a) Nhà máy điện hoặc trạm biến áp xác nhận tất
cả các thiết bị nhất thứ sẵn sàng làm việc;
b) Chuyển trạng thái điều khiển tại tủ điều
khiển thiết bị và tại RTU về vị trí điều khiển từ xa;
c) Tại máy tính kết nối RTU, thực hiện gửi lệnh điều
khiển:
- Đóng hoặc mở đối với máy cắt, dao cách ly;
- Tăng hoặc giảm nấc phân áp máy biến áp;
- Giá trị đặt công suất (MW/MVAr) và điện áp đầu
cực (kV) đối với tổ máy phát điện;
d) Kiểm tra, giám sát tại thiết bị để xác nhận
đã nhận được đúng các tín hiệu điều khiển;
đ) Sau khi kết thúc kiểm tra nghiệm thu
Point-to-Point, chuyển chế độ điều khiển tại tủ điều khiển thiết bị và tại RTU
về chế độ điều khiển tại chỗ.
Điều 34. Nội dung kiểm tra
nghiệm thu Point-to-Point từ hệ thống SAS/DCS đến máy tính Gateway
Giả lập, kiểm tra, so sánh tín hiệu tại Gateway
với các tín hiệu tại hệ thống SAS/DCS, bao gồm các nội dung:
1. Kiểm tra, so sánh đúng địa chỉ đối với từng
tín hiệu;
2. So sánh trạng thái các tín hiệu SDI và DDI
tại hệ thống SAS/DCS và tại Gateway;
3. So sánh các giá trị tín hiệu AI tại SAS/DCS
và tại Gateway.
Điều 35. Nội dung kiểm tra
nghiệm thu kênh truyền
1. Đối
với kênh truyền có giao diện 4W
a) Sử dụng máy đo là máy thu phát âm tần đặt được tần số và mức công suất
phát để kiểm tra kênh truyền;
b) Thực hiện kiểm tra kênh truyền theo 02 cách như sau:
- Đo mức thu theo hai chiều
riêng rẽ lần lượt tại đầu kênh truyền phía nhà máy điện hoặc trạm điện và phía
hệ thống SCADA trung tâm;
- Thực hiện nối tắt dây phát
(Tx) và dây thu (Rx) tại đầu kênh truyền phía nhà máy điện hoặc trạm điện để đo
mức thu tại đầu kênh truyền phía hệ thống SCADA trung tâm.
c) Nội
dung kiểm tra
Phát giá trị công suất -10dBm vào
đôi dây phát ở 02 đầu kênh truyền lần lượt ở các mức tần số 300, 600, 1020,
1500, 2000, 2400, 3000, 3400 (Hz), trở kháng 600Ωvà đo mức thu trên đôi dây thu
ở đầu kênh truyền phía đối diện;
d) Kênh truyền được xác định đảm bảo chất lượng trong trường hợp đạt được
các kết quả kiểm tra như sau:
- Giá trị công suất thu ở các mức tần số đã phát ra có sai khác không
vượt quá 01dBm so với công suất phát;
- Độ ổn định của mức thu tại mỗi mức tần số không vượt quá ± 0.2dB trong khoảng thời gian đo 10 phút;
- Mức nhiễu thu nền đo trong dải từ 300 Hz đến 3400 Hz phải nhỏ hơn
-65dBm.
2. Đối với kênh truyền có giao diện V.24/RS232
a) Sử dụng máy đo chuẩn RS232 để kiểm tra kênh truyền;
b) Cách thức kiểm tra kênh truyền
Thực hiện nối tắt dây thu với dây
phát tại đầu kênh truyền phía nhà máy điện hoặc trạm điện để đo chuỗi bit tốc
độ 9,6 Kbit/s phát ra từ máy đo trong khoảng thời gian tối thiểu là 08 giờ.
c) Kênh truyền được xác định đảm bảo chất lượng trong trường hợp đạt được
các kết quả kiểm tra như sau:
- Tỉ lệ lỗi bit BER nhỏ hơn 10-5;
- Không có lỗi giây nghiêm trọng (SES = 0).
3. Đối với kênh truyền có giao diện Ethernet
a) Sử dụng máy đo chuẩn Ethernet để kiểm tra kênh truyền.
b) Cách thức kiểm tra kênh truyền
Thực hiện theo quy định tại Tiêu
chuẩn Quốc gia TCVN11300:2016 về Kênh thuê riêng Ethernet điểm - điểm - Yêu cầu
truyền tải do Bộ Khoa học và Công nghệ ban hành.
c) Kênh truyền được xác định đảm bảo chất lượng trong trường hợp các tham
số đo tối thiểu là băng thông, độ trễ, lỗi khung phải đảm bảo theo quy định tại
Tiêu chuẩn Quốc gia TCVN 11300:2016.
Điều 36. Nội dung kiểm tra
nghiệm thu End-to-End
1. Nguyên tắc chung
a) Thí nghiệm kiểm tra lần lượt từng tín hiệu
theo bảng danh sách dữ liệu SCADA đã được thống nhất tại thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway và hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Đối với nhà máy điện hoặc trạm biến áp chưa
kết nối với Trung tâm điều khiển, kiểm tra End-to-End được thực hiện từ thiết
bị điện của nhà máy điện hoặc trạm biến áp đến hệ thống SCADA trung tâm của Cấp
điều độ có quyền điều khiển;
e) Đối với nhà máy điện hoặc trạm biến áp đã kết
nối với Trung tâm điều khiển, kiểm tra End-to-End được thực hiện từ thiết bị
điện của nhà máy điện hoặc trạm biến áp đến Trung tâm điều khiển và đến hệ
thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Kiểm tra giao thức truyền tin
a) Sử dụng máy tính có cài đặt phần mềm kiểm tra
giao thức quét dữ liệu từ thiết bị đầu cuối RTU/Gateway để kiểm tra các tham số
của giao thức truyền tin;
a) Mẫu Biên bản kiểm tra giao thức truyền tin
quy định tại Phụ lục 6 Quy định này.
3. Đối với tín hiệu SDI
a) Tác động vào các thiết bị điện cung cấp các
tín hiệu SDI để tạo lập lần lượt từng tín hiệu tương ứng với danh sách dữ liệu
đã được thống nhất;
b) Tín hiệu bảo vệ Rơ le tác động, thực hiện
cách ly mạch áp, nối tắt mạch dòng phía trước của thiết bị bảo vệ tương ứng và
dùng thiết bị tạo dòng, tạo áp giả lập lần lượt các tín hiệu bảo vệ tác động từ
thiết bị;
c) Tín hiệu SDI phải được kiểm tra lần lượt ở 02
trạng thái 0 và 1;
d) Nhà máy điện hoặc trạm biến áp chưa kết nối
với Trung tâm điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải kiểm tra, xác
nhận đúng địa chỉ, đúng trạng thái của từng tín hiệu và đảm bảo phải chính xác
giữa nhà máy điện hoặc trạm biến áp và hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ
có quyền điều khiển;
đ) Nhà máy điện hoặc trạm biến áp đã kết nối với
Trung tâm điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải cùng đồng thời kiểm
tra, xác nhận đúng địa chỉ, đúng trạng thái của từng tín hiệu, đảm bảo phải
chính xác giữa nhà máy điện hoặc trạm biến áp, Trung tâm điều khiển và hệ thống
SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Đối với tín hiệu DDI
a) Tác động vào các thiết bị cung cấp các tín
hiệu DDI để tạo lập lần lượt từng tín hiệu tương ứng với danh sách dữ liệu đã
được thống nhất;
b) Tín hiệu DDI phải được kiểm tra các trạng
thái đóng, mở và không xác định;
c) Nhà máy điện hoặc trạm biến áp chưa kết nối
với Trung tâm điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải kiểm tra, xác
nhận đúng địa chỉ, đúng trạng thái của từng tín hiệu và đảm bảo phải chính xác
giữa nhà máy điện hoặc trạm biến áp và hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ
có quyền điều khiển;
d) Đối với nhà máy điện hoặc trạm biến áp đã kết
nối với Trung tâm điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải cùng đồng thời
kiểm tra, xác nhận đúng địa chỉ, đúng trạng thái của từng tín hiệu, đảm bảo
phải chính xác giữa nhà máy điện hoặc trạm biến áp, Trung tâm điều khiển và hệ
thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
5. Đối với các giá trị AI
a) Cách ly mạch áp, nối tắt mạch dòng phía trước
thiết bị đo lường của nhà máy điện hoặc trạm biến áp;
b) Dùng thiết bị tạo dòng, tạo áp giả lập lần
lượt 05 giá trị bao gồm 01 giá trị nhỏ nhất, 03 giá trị ngẫu nhiên, 01 giá trị
lớn nhất đối với từng tín hiệu;
c) Đối với nhà máy điện hoặc trạm biến áp chưa
kết nối với Trung tâm điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải kiểm
tra, xác nhận đúng địa chỉ, đúng trạng thái của từng tín hiệu và đảm bảo phải
chính xác giữa nhà máy điện hoặc trạm biến áp và hệ thống SCADA trung tâm của
Cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Đối với nhà máy điện hoặc trạm biến áp đã kết
nối với Trung tâm điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải cùng đồng
thời kiểm tra, xác nhận đúng địa chỉ, đúng trạng thái của từng tín hiệu, đảm
bảo phải chính xác giữa nhà máy điện hoặc trạm biến áp, Trung tâm điều khiển và
hệ thống SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
đ) Khôi phục lại chế độ làm việc bình thường của
các mạch dòng, mạch áp;
e) Đối với nấc phân áp máy biến áp, thay đổi vị
trí nấc phân áp bằng cách tăng và giảm 01 nấc so với vị trí đang vận hành sau
đó so sánh đồng thời với giá trị nhận được tại Trung tâm điều khiển và hệ thống
SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Đối với các tín hiệu RC
a) Tại nhà máy điện hoặc trạm biến áp xác nhận
tất cả các thiết bị nhất thứ sẵn sàng làm việc;
b) Chuyển trạng thái các khóa điều khiển về chế
độ điều khiển từ xa;
c) Đối với nhà máy điện hoặc trạm biến áp chưa
kết nối với Trung tâm điều khiển, Cấp điều độ có quyền điều khiển gửi các lệnh điều
khiển sau thông qua hệ thống SCADA:
- Đóng, mở đối với máy cắt, dao cách ly;
- Tăng, giảm nấc phân áp máy biến áp;
- Giá trị đặt công suất (MW/MVAr) và điện áp đầu
cực (kV) đối với tổ máy phát điện đến thiết bị đầu cuối RTU/Gateway (khi tổ máy
chưa vận hành) và đến tổ máy (khi tổ máy đã vào vận hành);
- Nhà máy điện hoặc trạm biến áp kiểm tra, giám
sát, xác nhận thiết bị đã nhận đúng lệnh điều khiển và đã thay đổi trạng thái;
- Cấp điều độ có quyền điều khiển kiểm tra trạng
thái của thiết bị đã thay đổi và phù hợp với tại trạm, nhà máy điện.
d) Nhà máy điện hoặc trạm biến áp đã kết nối với
Trung tâm điều khiển, Trung tâm điều khiển gửi các lệnh điều khiển sau:
- Đóng, mở đối với máy cắt, dao cách ly;
- Tăng, giảm nấc phân áp máy biến áp;
- Giá trị đặt công suất (MW/MVAr) và điện áp đầu
cực (kV) đối với tổ máy phát điện đến thiết bị đầu cuối RTU/Gateway (khi tổ máy
chưa vận hành) và đến tổ máy (khi tổ máy đã vào vận hành);
- Nhà máy điện hoặc trạm biến áp kiểm tra, giám
sát, xác nhận thiết bị đã nhận đúng lệnh điều khiển và đã thay đổi trạng thái;
- Cấp điều độ có quyền điều khiển, Trung tâm điều
khiển cùng kiểm tra và xác nhận trạng thái của thiết bị đã thay đổi và phù hợp
với tại nhà máy điện hoặc trạm biến áp;
- Sau khi kết thúc kiểm tra nghiệm thu
End-to-End phải chuyển trạng thái điều khiển tại tủ điều khiển thiết bị và tại
RTU về trạng thái điều khiển tại chỗ.
Chương IV
QUẢN LÝ VẬN HÀNH HỆ
THỐNG SCADA/EMS/DMS
Mục 1. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC
ĐƠN VỊ THAM GIA VẬN HÀNH HỆ THỐNG SCADA/EMS/DMS
Điều 37. Trách nhiệm của
Cấp điều độ có quyền điều khiển
Trong quá trình quản lý vận hành hệ thống SCADA
trung tâm, hệ thống EMS hoặc DMS, hệ thống kênh truyền và các thiết bị phụ trợ
khác, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm:
1. Quản lý, vận hành, bảo dưỡng sửa chữa hệ
thống SCADA trung tâm, hệ thống EMS hoặc DMSvà các thiết bị phụ trợ khác thuộc
phạm vi quản lý đảm bảo hoạt động ổn định, liên tục, tin cậy và bảo mật.
2. Thông báo cho Đơn vị quản lý vận hành thông
tin về cá nhân hoặc bộ phận chịu trách nhiệm quản lý, vận hành, bảo dưỡng sửa
chữa hệ thống SCADA trung tâm, hệ thống EMS hoặc DMS và các thiết bị phụ trợ
khác thuộc phạm vi quản lý. Phối hợp với các Đơn vị quản lý vận hành để kịp
thời phát hiện sự cố hoặc tình trạng hoạt động không ổn định của thiết bị đầu
cuối RTU/Gateway hoặc hệ thống kênh truyền thuộc phạm vi quản lý của Đơn vị
quản lý vận hành để kịp thời khôi phục hoạt động trong thời gian sớm nhất.
3. Thường xuyên theo dõi, kiểm tra tình trạng
hoạt động của hệ thống SCADA trung tâm, hệ thống EMS hoặc DMS và thiết bị phụ
trợ khác thuộc phạm vi quản lý, kịp thời phát hiện các vấn đề bất thường hoặc
nguy cơ xảy ra sự cố. Trường hợp phát hiện bất thường hoặc sự cố, quá trình xử
lý phải thực hiện theo các quy định tại Mục 3 Chương này.
Điều 38. Trách nhiệm của
Đơn vị quản lý vận hành
Trong quá trình quản lý vận hành thiết bị đầu
cuối RTU/Gateway, hệ thống kênh truyền và các thiết bị phụ trợ khác, Đơn vị
quản lý vận hành có trách nhiệm:
1. Quản lý, vận hành, bảo dưỡng sửa chữa thiết
bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống kênh truyền và các thiết bị phụ trợ khác
thuộc phạm vi quản lý đảm bảo hoạt động ổn định, liên tục, tin cậy và bảo mật.
2. Đảm bảo kết nối liên tục và truyền đầy đủ tín
hiệu SCADA từ Trung tâm điều khiển, nhà máy điện hoặc trạm biến áp tới hệ thống
SCADA trung tâm của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Thông báo cho Cấp điều độ có quyền điều khiển
thông tin về cá nhân hoặc bộ phận chịu trách nhiệm quản lý, vận hành, bảo dưỡng
sửa chữa thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống kênh truyền và các thiết bị
phụ trợ khác thuộc phạm vi quản lý.
4. Thường xuyên theo dõi, kiểm tra tình trạng
hoạt động của thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống kênh truyền và thiết bị
phụ trợ khác thuộc phạm vi quản lý, kịp thời phát hiện các vấn đề bất thường
hoặc nguy cơ xảy ra sự cố. Trường hợp phát hiện bất thường hoặc sự cố, quá
trình xử lý phải thực hiện theo các quy định tại Mục 3 Chương này.
5. Trường hợp có kế hoạch tạm ngừng vận hành
thiết bị đầu cuối RTU/Gateway hoặc thực hiện thao tác thiết bị tại Trung tâm điều
khiển, nhà máy điện hoặc trạm biến áp gây gián đoạn tín hiệu SCADA về Cấp điều
độ có quyền điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành phải thông báo bằng văn bản với
Cấp điều độ có quyền điều khiển về mục đích, thời gian dự kiến tạm ngừng vận hành
và thời gian dự kiến khôi phục kết nối tín hiệu SCADA.
Điều 39. Trách nhiệm của
Đơn vị điều hành kênh truyền
1. Đơn vị điều hành kênh truyền có trách nhiệm
chủ trì, phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành điều
phối việc thiết lập, phân đoạn xử lý sự cố và khôi phục kênh truyền trên hệ
thống kênh truyền SCADA.
2. Thường xuyên theo dõi, kiểm tra tình trạng
hoạt động của hệ thống kênh truyền thuộc phạm vi quản lý và điều hành, kịp thời
phát hiện các vấn đề bất thường hoặc nguy cơ xảy ra sự cố. Trường hợp phát hiện
bất thường hoặc sự cố, quá trình xử lý phải thực hiện theo các quy định tại Mục
3 Chương này.
Trong quá trình vận hành, các nhà máy điện phải
đảm bảo kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA về Cấp điều độ có quyền điều khiển theo
danh sách sau:
1. Tín hiệu trạng thái SDI và DDI
a) Tín hiệu trạng thái DDI bao gồm tất cả các
tín hiệu của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa;
b) Tín hiệu trạng thái SDI bao gồm tất cả các
tín hiệu cảnh báo, tín hiệu tác động của rơ le bảo vệ, tín hiệu báo chế độ điều
khiển của tổ máy, tín hiệu vận hành của tổ máy, tín hiệu trạng thái khóa điều
khiển.
2. Tín hiệu đo lường AI
a) Đối với thanh cái: Tần số (Hz), điện áp (kV);
b) Đối với tổ máy phát điện: Công suất tác dụng
(MW), công suất phản kháng (MVAr), điện áp đầu cực (kV), giới hạn điều chỉnh
cao (MW), giới hạn điều chỉnh thấp (MW), tổng công suất tác dụng của nhà máy
điện (MW), tổng công suất phản kháng của nhà máy điện (MVAr), giới hạn điều
chỉnh công suất (High/Low Regulation MW/MVAr);
c) Đối với máy biến áp: Công suất tác dụng (MW),
công suất phản kháng (MVAr), điện áp (kV), cường độ dòng điện (A) ở các cấp
điện áp khác nhau của máy biến áp, nấc máy biến áp (nếu có);
d) Đối với lộ đường dây, máy cắt liên lạc, tụ,
kháng: Công suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), điện áp (kV),
cường độ dòng điện (A);
đ) Đối với nhà máy thủy điện, ngoài các giá trị
đo lường nêu trên còn bao gồm các giá trị về mực nước thượng lưu và hạ lưu.
3. Tín hiệu RC
a) Đối với máy cắt, dao cách ly: Tín hiệu điều
khiển dạng đóng hoặc mở;
b) Đối với bộ đổi nấc phân áp máy biến áp: Tín
hiệu điều khiển dạng tăng, giảm ngoại trừ máy biến áp nội bộ máy phát;
c) Đối với tổ máy phát điện: Tín hiệu điều khiển
dạng tăng, giảm hoặc giá trị đặt công suất hữu công, công suất vô công, điện áp
đầu cực.
Điều 41. Yêu cầu danh sách
dữ liệu SCADA của trạm biến áp
Trong quá trình vận hành, trạm biến áp phải đảm
bảo kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA về cấp điều độ có quyền điều khiển theo danh
sách sau:
1. Tín hiệu trạng thái SDI, DDI
) Tín hiệu trạng thái DDI bao gồm tất cả
các tín hiệu của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa;
a) Tín hiệu trạng thái SDI bao gồm các tín hiệu
cảnh báo, tín hiệu tác động của rơ le bảo vệ, tín hiệu báo chế độ điều khiển,
tín hiệu vận hành.
2. Tín hiệu đo lường AI
a) Đối với thanh cái: Tần số (Hz), điện áp (kV);
b) Đối với máy biến áp: Công suất tác dụng (MW),
công suất phản kháng (MVAr), điện áp (kV), cường độ dòng điện (A) ở các cấp
điện áp khác nhau của máy biến áp, nấc máy biến áp;
c) Đối với lộ đường dây, máy cắt liên lạc: Công
suất tác dụng (MW), công suất phản kháng (MVAr), cường độ dòng điện (A).
3. Tín hiệu RC
a) Đối với máy cắt, dao cách ly: Tín hiệu điều
khiển dạng đóng, mở;
b) Đối với bộ đổi nấc phân áp máy biến áp: Tín
hiệu điều khiển dạng tăng, giảm.
Điều 42. Yêu cầu danh sách
dữ liệu SCADA của Trung tâm điều khiển
1. Các nhà máy điện hoặc trạm biến áp đã được
kết nối, điều khiển, thao tác xa từ Trung
tâm điều khiển phải đảm bảo kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA về Trung tâm điều
khiển theo danh sách quy định tại Điều 40 và Điều 41 Quy định này và các tín
hiệu khác theo yêu cầu quản lý vận hành của mỗi đơn vị.
2. Trung tâm điều khiển phải đảm bảo kết nối đầy
đủ tín hiệu SCADA về Cấp điều độ có quyền điều khiển theo danh sách quy định
tại Điều 40 và Điều 41 Quy định này.
Điều 43. Nguyên tắc chung
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị quản
lý vận hành và Đơn vị điều hành kênh truyền có trách nhiệm chủ trì, phối hợp
với các đơn vị liên quan khắc phục các sự cố của hệ thống SCADA trung tâm, hệ
thống EMS, DMS, hệ thống kênh truyền, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và các
thiết bị phụ trợ khác trong phạm vi quản lý.
2. Trường hợp phát hiện bất thường hoặc sự cố,
Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị điều hành kênh truyền và Đơn vị quản lý
vận hành phải thông báo ngay cho các đơn vị liên quan để phối hợp xử lý.
Điều 44. Xử lý sự cố hệ
thống SCADA trung tâm
Ngay khi phát hiện sự cố thiết bị thuộc hệ thống
hệ thống SCADA trung tâm, hệ thống EMS, DMS hoặc các thiết bị phụ trợ khác
thuộc phạm vi quản lý, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm:
1. Thông báo cho Đơn vị điều hành kênh truyền,
Đơn vị quản lý vận hành và các đơn vị có liên quan.
2. Tổ chức xác định nguyên nhân, xử lý sự cố và
khôi phục vận hành hệ thống SCADA trung tâm, hệ thống EMS, DMS và các thiết bị
phụ trợ khác trong thời gian sớm nhất.
Điều 45. Xử lý sự cố thiết
bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống kênh truyền
1. Sự cố thiết bị đầu cuối
Ngay khi phát hiện hoặc nhận được thông báo về
sự cố thiết bị đầu cuối RTU/Gateway hoặc các thiết bị phụ trợ khác thuộc phạm
vi quản lý, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm:
a) Chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan
xác định nguyên nhân sự cố;
b) Thông báo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều
khiển về nguyên nhân sự cố và thời gian dự kiến khắc phục sự cố;
c) Xử lý sự cố, khôi phục kết nối tín hiệu SCADA
về Cấp điều độ có quyền điều khiển trong thời gian sớm nhất.
2. Sự cố hệ thống kênh truyền thuộc phạm vi quản
lý, điều hành của Đơn vị điều hành kênh truyền
Ngay khi phát hiện hoặc nhận được thông báo về
sự cố thiết bị thuộc hệ thống kênh truyền, Đơn vị điều hành kênh truyền có
trách nhiệm:
a) Thông báo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều
khiển, Đơn vị quản lý vận hành và các đơn vị có liên quan;
b) Tổ chức xác định nguyên nhân, xử lý sự cố và
khôi phục vận hành hệ thống kênh truyền trong thời gian sớm nhất.
3. Trường hợp sự cố hệ thống kênh truyền thuộc
phạm vi quản lý của nhiều đơn vị khác nhau:
a) Ngay
khi phát hiện hoặc nhận được thông báo về sự cố thiết bị thuộc hệ thống kênh
truyền, đơn vị phát hiện sự cố có trách nhiệm thông báo ngay cho Cấp điều độ có
quyền điều khiển, Đơn vị điều hành kênh truyền và các đơn vị có liên quan để
phối hợp xử lý;
b) Đơn vị điều hành kênh truyền có trách nhiệm điều phối việc phân đoạn để
xác định điểm sự cố; thông báo cho các đơn vị quản lý thiết bị có sự cố để xử
lý và kiểm tra tổng thể hệ thống kênh truyền sau khi đơn vị quản lý thiết bị có
sự cố xử lý xong;
c) Trong quá trình phân đoạn sự cố, xử lý sự cố, kiểm tra tổng thể hệ
thống kênh truyền, Đơn vị điều hành kênh truyền và đơn vị quản lý thiết bị có
sự cố có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông
tin liên quan đến nguyên nhân sự cố, thời gian dự kiến khắc phục sự cố, thời điểm
kênh truyền sẵn sàng hoạt động và các thông tin liên quan khác.
1. Trường hợp sự cố thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống kênh truyền
hoặc các thiết bị phụ trợ khác thuộc phạm vi quản lý của Đơn vị quản lý vận
hành làm gián đoạn tín hiệu SCADA từ nhà máy điện hoặc trạm biến áp về Cấp điều
độ có quyền điều khiển quá 07 ngày liên tiếp, Đơn vị quản lý vận hành có trách
nhiệm báo cáo Cấp điều độ có quyền điều khiển bằng văn bản. Nội dung văn bản
báo cáo bao gồm nguyên nhân sự cố, thời gian dự kiến khắc phục sự cố và khôi
phục kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA.
5. Trường hợp sự cố thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống kênh truyền
hoặc các thiết bị phụ trợ khác thuộc phạm vi quản lý của Đơn vị quản lý vận
hành làm gián đoạn tín hiệu SCADA từ nhà máy điện hoặc trạm điện về Cấp điều độ
có quyền điều khiển quá 30 ngày liên tiếp, Đơn vị quản lý vận hành có trách
nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan
thống nhất phương án, kế hoạch khắc phục sự cố và phải báo cáo ngay Tập
đoàn Điện lực Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản.
6. Sau khi khắc phục sự cố, Đơn vị
điều hành kênh truyền, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thông báo với Cấp
điều độ có quyền điều khiển để phối hợp khôi phục kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA
về Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 46. Yêu
cầu bảo mật của hệ thống SCADA, EMS và DMS
1. Trong
quá trình quản lý vận hành hệ thống SCADA, EMS và DMS thuộc phạm
vi quản lý, Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị điều
hành kênh truyền, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm:
b) Đảm
bảo an toàn, an ninh mạng, bảo mật thông tin và chống phá hoại từ
bên ngoài;
c) Định
kỳ phối hợp kiểm tra, đánh giá an toàn, an ninh mạng hệ thống
SCADA, EMS và DMS;
d) Phối hợp xây dựng, tổ chức diễn tập các
phương án bảo đảm an toàn, an ninh mạng, chống phá hoại từ bên ngoài và ứng cứu
trong trường hợp xảy ra sự cố;
e) Trường hợp phát hiện xảy ra sự cố an toàn, an
ninh mạng trên hệ thống SCADA, EMS và DMS, phải thông báo
ngay cho cấp có thẩm quyền và các đơn vị có liên quan để phối hợp xử lý, khắc
phục sự cố theo quy định.
2. Đảm
bảo an toàn, an ninh mạng, bảo mật thông tin, chống phá hoại từ
bên ngoài hệ thống SCADA, EMS và DMS được thực hiện thông
qua một số các biện pháp sau:
a) Hệ thống SCADA phải được cách ly với các hệ thống máy tính bên ngoài
bao gồm hệ thống công nghệ thông tin của doanh nghiệp, hệ thống công nghệ thông
tin hành chính, mạng internet công cộng bằng tường lửa và các giải pháp thích
hợp khác;
b) Chỉ cho phép các máy chủ, các bộ xử lý, các máy tính người và máy,
thiết bị công nghệ thông tin và các thiết bị phụ trợ khác thuộc hệ thống SCADA
trung tâm, hệ thống EMS, DMS được kết nối với mạng LAN của hệ thống SCADA trung
tâm;
c) Thực hiện phân quyền truy cập hệ thống SCADA trung tâm, hệ thống EMS và
DMS cho các đơn vị, cá nhân ở các mức độ truy cập và điều khiển khác nhau tương
ứng với nhiệm vụ được giao và không được truy cập các chức năng hoặc cơ sở dữ
liệu vượt quá phạm vi cho phép;
d) Yêu cầu mật khẩu và các phương pháp xác nhận bắt buộc đối với các đơn
vị, cá nhân được phân quyền truy cập hệ thống SCADA, hệ thống EMS và DMS;
đ) Các lệnh điều độ, điều khiển và
lịch sử truy cập hệ thống SCADA phải được giám sát và ghi lại bao gồm tên truy
cập, thời gian, địa điểm và nội dung các lần truy cập;
e) Thực hiện các biện pháp cần
thiết để ngăn chặn các hành vi nghe trộm, làm sai lệch dữ liệu, truy cập với mục
đích phá hoại, điều khiển trái phép hoặc vượt quá quyền hạn được giao.
Điều 47. Chuyển đổi dự
phòng
Trường hợp có trang bị các hệ thống hoặc thiết
bị dự phòng thuộc hệ thống SCADA, EMS và DMS, Cấp điều độ có quyền điều khiển,
Đơn vị điều hành kênh truyền và Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm:
1. Trang bị, cài đặt chế độ tự động chuyển đổi
từ hệ thống, thiết bị chính sang hệ thống, thiết bị dự phòng thuộc phạm vi quản
lý trong trường hợp hệ thống, thiết bị chính gặp sự cố.
2. Đảm bảo cơ sở dữ liệu trong hệ thống SCADA,
EMS và DMS dự phòng phải được đồng bộ theo thời gian thực với cơ sở dữ liệu
trong hệ thống chính và không có bất kỳ sự gián đoạn nào trong quá trình giám
sát, điều khiển khi chuyển đổi hoạt động giữa hệ thống, thiết bị chính và hệ
thống, thiết bị dự phòng.
Mục 5. CHẾ ĐỘ BÁO CÁO
1. Định kỳ trước ngày 10 hàng tháng, các đơn vị
có trách nhiệm tổng hợp, báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình kết nối tín
hiệu SCADA của tháng trước liền kề theo mẫu quy định tại Phụ lục 7 Quy định
này. Chế độ báo cáo được thực hiện như sau:
a) Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tổng hợp,
báo cáo tình hình kết nối tín hiệu SCADA của các nhà máy điện, trạm biến áp
thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia và Cấp điều độ miền;
b) Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm tổng
hợp, báo cáo tình hình kết nối tín hiệu SCADA của các nhà máy điện, trạm biến
áp thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh trực thuộc.
2. Trường hợp xảy ra sự cố mất kết nối tín hiệu
SCADA nhà máy điện hoặc trạm điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị điều
hành kênh truyền và Đơn vị quản lý vận hành thực hiện chế độ báo cáo, phối hợp
xử lý sự cố theo quy định tại Mục 3 Chương này.
3. Trường hợp Đơn vị quản lý vận hành không khắc
phục hoặc không thực hiện các giải pháp để khôi phục kết nối đầy đủ tín hiệu
SCADA về Cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định tại Mục 3 Chương này,
Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực
để thực hiện các chế tài xử lý theo quy định./.