Phương án hợp lý xây dựng SCADA cho hệ thống điện việt nam

Hội liên hiệp KHKT Việt nam
Liên hiệp hội kHKT công trình




Báo cáo tổng kết đề tài trọng điểm cấp nhà nớc
Kc 03 Tự động hóa

Nghiên cứu, thiết kế, chế tạo các scada
phục vụ cho ngành năng lợng
thay thế cho nhập ngoại
M số kc 03.11


Chủ nhiệm: PGS Nguyễn trọng quế



Phần 1
Phơng án hợp lý xây dựng scada
cho hệ thống điện việt nam

6684-1
28/11/2007


Hà nội 2003



1










BÀN VỀ VIỆC ĐẶT HỆ SCADA TRONG ĐIỀU ĐỘ
CÁC LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC


Tiến sĩ Lương Ngọc Hải

Hà Nội – 1 - 2002
2
Trước khi bàn về đặt hệ SCADA trong lưới điện khu vực, ta hãy xét
qua về phân cấp điều độ trong HTĐ Việt Nam; sự điều hành và tình trạng
hiện nay của lưới điện khu vực. Tình hình đặt hệ SCADA trong hệ thống
Điện Việt Nam hiện nay.
1. Phân cấp điều độ hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam.
Các mạng điện ở mi
ền Trung, Nam, Bắc của nước ta hiện nay
đã được kết nối thành một hệ thống điện duy nhất thông qua đường dây
trục 500KV. Việc chỉ huy vận hành một hệ thống được chia thành ba
cấp, theo mô hình tổ chức sơ đồ 1.
Sơ đồ 1.
Phân cấp điều độ HTĐ

1. Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia (gọi tắt là A
0
) là cấp chỉ huy
điều độ cao nhất của toàn bộ HTĐ Việt Nam. Theo điều 13 “quy trình nhiệm
vụ và phân cấp điều độ HTĐ”, A
0
có 24 nhiẹm vụ cụ thể.
Cá
c đ
i
ề
u
độ điện
lựa các
tỉnh
Miền
Bắc
Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia
(ĐĐQG)
Trung tâm
điều độ HTĐ
Miền Bắc
(Đ ĐM Bắc)
Trung tâm
điều độ HTĐ
Miền Trung

(Đ ĐM Trung)
Trung tâm
điều độ HTĐ
Miền Nam
(Đ ĐM Nam)
Điều
độ
CTĐL
Hà Nội
Điều độ
CTĐL
Hài
phòng
Cá
c đ
i
ề
u
độ điện
lựa các
tỉnh
Miền
Trung
Đi
ề
u độ
CTĐL
Thành
phố
HCM

Đi
ề
u độ
CTĐL
Đồng
Nai
Các đi
ề
u
độ Điện
lực các
tỉnh
miền
N
am
3
Trong vận hành hàng ngày, A
0
là nơi phát đi lệnh chỉ huy vận hành
tới các cấp điều độ HTĐ miền (A
1
, A
2
, A
3
), tới các đối tượng khác thuộc
quyền điều khiển là: Các nhà máy điện lớn, các trạm 500KV, Công ty
truyền tải điện (CTTTĐ). Kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia trong ca trực của
quyền: Độc lập theo tác trên các thiết bị thuộc quyền điều khiển; thay đổi
công suất phải của nhà máy điện công suất nhận của các nhà HTĐ miền

để bảo
đảm tần số hệ thống và an toàn cung cấp điện; Thay đổi công suất
phản kháng (vô công) phát ra từ các nhà máy điện, từ các trạm bù thuộc
quyền điều khiển, nhằm điều chỉnh điện áp tạ các nút chỉnh trên HTĐ (Điện
áp thanh cái 500KV, 220KV các trạm biến áp 500KV Hoà Bình, Đà Nẵng
Pleicu, Phú Lâm; Điện áp thanh cái 220KV các nhà máy điện chính).
Ngoài ra, một nhiệm vụ quan trọng của kỹ sư đi
ều hành HTĐ quốc
gia là chỉ huy xử lý sự cố và các hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi
phục tình trạng làm việc bình thường của HTĐ. Nhận, chuyển và xử lý kịp
thời các thông tin liên quan trực tiếp đến công tác vận hành HTĐ.
Một nhiệm vụ có tính chất quản lý của kỹ sư điều hành quốc gia là:
Ghi chép đầy đủ nội dung công việc vào sổ nhật ký vận hành. Lấy đầy đủ,
chính xác các thông số và làm các báo cáo cần thiết.
2. Các trung tâm điều độ miền (Gọi tắt là A
1
, A
2
, A
3
) có các nhiệm
vụ tương tự Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia, nhưng trong phạm vi HTĐ
miền. Theo điều 14 của “quy trình nhiệm vụ và phân cấp điều độ HTĐ”, các
điều độ miền có 22 nhiệm vụ cụ thể.
Trong vận hành hàng ngày, Kỹ sư điều hành HTĐ miền là người chỉ
huy vận hành hệ thống điện miền, thông qua các nhân viên trực nhật c
ủa
các cơ sở (Điều độ viên các lưới điện khu vực, trưởng ca các nhà máy điện
đã phân câp, trực nhật các trạm thuộc quyền điều khiển). Thuộc quyền điều
4

khiển của Điều độ miền là: Các nhà máy điện vừa nhỏ, các trạm diesel, các
phạm bù trong miền; Lưới điện truyền tải 220 – 110 – 66KV.
Trong ca trực của mình, Kỹ sư điều hành HTĐ miền có quyền:
- Độc tiến hành theo tác trên các thiết bị thuộc quyền điều khiển, thay
đổi sơ đồ nối dây cho phù hợp với tình hình thực tế.
- Thay đổi công suất nhận củ
a các đơn vị, đề nghị với kỹ sư điều
hành HTĐ quốc gia để thay đổi công suất phát của các nhà máy điện trong
miền cho phù hợp với thực tế vận hành trong phạm vi ca của mình (chỉ huy
việc điều chỉnh tần số trong HTĐ miền theo yêu cầu của Kỹ sư điều hành
HTĐ quốc gia).
- Khi hệ thống điện miền vậ
n hành độc lập thì kỹ sư điện điều hành
HTĐ miền chịu trách nhiệm điều chỉnh tần số trong hệ thống của mình.
- Điều chỉnh điện áp ở những nút qui định trong HTĐ miền (Điện áp
thanh cái máy phát của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển, điện áp
220KV, 110KV ở các nút kiểm tra của HTĐ miền). Việc
điều chỉnh công
suất vô công phát và từ các nhà máy phát điện, các trạm bù, đồng thời
thông qua sự điều chỉnh của các máy biến áp có điều chỉnh dưới tải.
- Chỉ huy sử lý sự cố.
Cũng như kỹ sư điều hành HTĐ quốc gia, kỹ điều hành HTĐ miền
còn có nhiệm vụ có tính chất quản lý; Ghi sổ nhật ký vận hành vận hành,
lấy các thông số
và làm báo cáo cần thiết.
2. Điều độ điện lực các tỉnh. Nhiệm vụ của nó là chấp hành sự chỉ
huy của cấp Điều độ HTĐ miền để vận hành lưới điện phân phối trong
phạm vi tỉnh, thành phố là: Các trạm phân phối, 110 – 66KV phân cấp cho
điều độ lưới điện phân phối điều khiển; lưới điện phân phối; các tr
ạm phát

hiện nhỏ, trạm bù trong lưới điện phân phối. Điều 15 của quy trình nhiệm
5
vụ và phân cấp điều độ HTĐ” đã quy định cụ thể 21 nhiệm vụ của cấp điều
độ lưới điện phân phối.
Trong ca trực ban, điều độ viên lưới điện phân phối có quyền.
- Thông qua nhân viên vận hành cấp dưới để chỉ huy banhành lưới
điện phân phối.
- Độc lập tiến hành thao tác trên lưới điện phân phối thuộc quyền
điều
khiển.
- Thay đổi sơ đồ kết dây, thay đổi đồ thị tải của các đơn vị cho phù
hợp với tình hình thực tế vận hành trong phạm vi ca của mình.
- Thay đổi các nguồn công suất phản kháng trong lưới điện, thay đổi
các nấc điều chỉnh điện áp ở những nút qui định trong lưới điện phân phối.
- Tóm lại, sự phối hợp tương hỗ
giữa ba cấp điều độ trong hệ thống
điện Việt Nam giúp điều hoà phân bổ công suất trong toàn bộ hệ thống,
bảo đảm hệ thống vận hành kinh tế (trong mức độ có thể), ổn định, với chất
lượng điện (điện áp và tần số) đúng yêu cầu.
Hiện nay, nhìn chung sự liên lạc chỉ huy và trao đổi dữ liệu giữa các
cấp
điều độ chủ yếu vẫn qua điện thoại (bộ đàm). Vài năm gần đây mới
đưa vào sử dụng hệ SCADA/EMS ở cấp điều độ quốc gia (A
0
).
Ở cấp điều độ phân phối có thể nói chưa có hệ SCADA
(SCADA/DMS).
II. HỆ SCADA/EMS Ở CẤP ĐIỀU ĐỘ QUỐC GIA VÀ CẤP ĐIỀU MIỀN.
Như đã biết, hệ thống SCADA cấp điều độ trung ương A
0

: RANGER
Bailey (ABB) đã được lắp đặt năm 1999 – 2000 (xem phụ lục 2, báo cáo
tổng kết đề tài “nghiên cứu cấu hình SCADA lưới điện Việt Nam”, PGS
Nguyễn Trọng Quế, Hà Nội 12 – 2001). Hệ thống SCADA cấp điệu độ mỗi
miền Trung, Nam, Bắc đã và đang lặp đặt. Đồng thời các trạm phân phối
220KV cũng đã được lắp đặt các hệ SCADA(hệ SCADA/DMS) các trạm
6
220KV Nhà Bè, Sóc Sơn, Bắc Giang (ABB); các trạm 220KV Nam Định,
Trang Bạch, Việt Trì, Phố Nối (Siemens). (Xem phụ lục 1 - Hệ điều khiển
LSA – Siemens đặt lại trạm 220KV Nam Định, báo cáo tổng kết đề tài
“nghiên cứu cấu hình SCADA lưới điện Việt Nam”, PGS Nguyễn Trọng
Quế).
Cần chú ý là các trạm 220KV kể trên được phân định thuộc quyền
kiểm tra của cấp điều độ quốc gia A
0
. Như vậy, có thể tạm coi là việc thu
nhập trao đổi dữ liệu điều khiển gữa A
0
và các điều độ miền, giữa A
0
và các
đối tượng thuộc quyền điều khiển và thuộc quyền kiểm tra của nó cơ bản
đã và sẽ được tự động hoá và giám sát liên tục. Nói khác đi, hệ SCADA ở
cấp Điều Độ quốc gia có thể tạm coi là đầy đủ trong tình trạng hệ thống
điện Việt Nam hiện nay.
Ngày nay, không còn ai nghi ngờ hiệu quả của hệ thống SCADA
trong việc điều hành, quản lý vậ
n hành hệ thống điện nói chung; đặc biệt là
vai trò của SCADA trong Điệu Độ HTĐ quốc gia (A
0

). Có thể tóm tắt những
ưu điểm chính của việc lắp đặt hệ SCADA ở cấp điều độ A
0
như sau:
- Tự động thu nhập, truyền và trao đổi các dữ liệu. Giám sát và kiểm
tra các thông số chính liên quan đến vận hành hệ thống (Phân bố công
suất, điện áp các nút kiểm tra, tần số).
- Xác định cấu hình hệ thống và đánh giá hiệu quả khi thay đổi cấu
hình hệ thống.
- Tự động điều khiển các luồng công suất, bảo đảm vận hành hệ
thống tối ưu, bả
o đảm tần số yêu cầu.
- Điều khiển sự phân bố công suất vô công để điều chỉnh điện áp ở
các nút kiểm tra.
- Giúp xử lý nhanh sự cố và ghi thông số sự cố.
7
- Một ưu điểm quan trọng nữa của hệ thống SCADA là giúp cho công
tác quản lý hành chính, lập báo cáo, lưu giữ số liệu, lập kế hoạch, dự báo
nhu cầu tải
Tóm lại hệ SCADA đặt trong điều độ quốc gia và các Điều độ miền sẽ
bảo đảm tự động hoá phần lớn các nhiệm vụ đề ra đối với kỹ sư điề
u hành
HTĐ quốc gia và HTĐ miền, nâng cao chất lượng điều hành và bảo đảm
tính ổn định cao của HTĐ, bảo đảm sự vận hành kinh tế hệ thống.
Các hệ thống SCADA ở Điều độ quốc gia, Điều độ miền và ở các
trạm 220KV thuộc quyền kiểm tra của Điều độ quốc gia đều nhập ngoại.
Hơn nữa yêu cầ
u về nhiệm vụ của các hệ SCADA này khá cao và phức
tạp; với trình độ cán bộ kỹ thuật trong nước khó có thể xây dựng một cách
hoàn hảo. Tuy nhiên, việc nghiên cứu một cách chi tiết tỉ mỉ cấu trúc và vận

hành của các hệ SCADA này là rất cần thiết.
Hiện nay, trong cấp điều độ lưới điện phân phối của HTĐ Việt Nam
chưa đặt hệ SCADA. Điều này làm cho hệ
SCADA của các Điều Độ miền
(A
1
, A
2
, A
3
) trở nên không phát huy được hết ưu điểm của nó. Hệ chỉ bảo
đảm sự tự động liên lạc, trao đổi dữ liệu hai chiều giữa Điều độ quốc gia A
0

và các Điều độ miền, không có tự động thu nhập và trao đổi dữ liệu giữa
Điều độ miền và Điều độ các tỉnh, thành phố thuộc phạm vi miền quản lý.
Số sở Điện lực và nhà máy điện trong một HTĐ miền rất nhiều. Ví dụ
Điều độ HTĐ miền Bắc (A
1
) phải quản lý 23 Sở Điện lực và 7 nhà máy điện.
Nếu ta nhập ngoại các hệ SCADA đặt tại Điều độ các lưới điện phân phối
thì vốn đầu tư sẽ rất lớn. Hơn nữa nhiệm vụ của hệ SCADA đặt tại điều độ
các lưới điện phân phối không nhiều và yêu cầu không cao như hệ SCADA
đặt tại Đ
iều độ HTĐ quốc gia và điều độ HTĐ miền. Vì vậy đặt vấn đề trong
nước tự nghiên cứu thiết kế và lặp đặt hệ SCADA đặt ở lưới điện phân
phối là hiện thực và rất có ích.
8
Trước khi đề cập đến vấn đề SCADA trong Điều độ lưới điện phân
phối, ta hãy đề qua đến tổ chức điều hành và thực trạng các lưới điện phân

phối và khu vực hiện nay.
III. TỔ CHỨC ĐIỀU ĐỘ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ HIỆN TRẠNG CỦA
CÁC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI.
1. Tổ chức điều
độ vận hành của lưới điện phân phối.
Trước khi nói đến tổ chức lưới điện phân phối, ta cần nhắc lại các
thành phần của một hệ thống điện miền. Nhìn chung một hệ thống điện
miền bao gồm các nguồn phát công suất tác dụng và phản kháng (các nhà
máy phát điện, các trạm bù) và lưới điện phân phối của các tỉnh, thành phố.
Quả
n lý vận hành và kinh doanh các lưới điện phân phối là các sở điện
tỉnh, thành phố. Ví dụ hệ thống điện miền Bắc (Hệ thống điện 1) bao gồm:
* Các nhà máy phát điện: Phả lại, Uông Bí, Ninh Bình, Hoà Bình,
Thác Ba, tua bin khi Thái Bình (thuộc sở điện lực Thái Bình), thuỷ điện Bàn
Thạch (Thuộc sở Điện lực Thanh Hoá), nhiệt điện Bãi Bằng (Thuộc Bộ
Công Nghiệp), nhiệ
t điện Hà Bắc (thuộc Bộ Công nghiệp).
* Các trạm vù đồng bộ: Thái Nguyên (thuộc Sở Điện Lực Thái
Nguyên, Việt Trì (thuộc Sở Điện lực Vĩnh Phúc), cột 5 (thuộc Sở Điện lực
Quảng Ninh).
* Các sở điện lực: Gồm 23 Sở Điện Lực, quản lý 23 lưới điện phân
phối của 23 tỉnh, thành phố, từ các tỉnh cự
c Bắc (Lạng Sơn, Sơn La ) đến
các tỉnh Nghệ An, Hà Tĩnh ở cực Nam. Một số Sở Điện Lực còn quản lý
các trạm phát điện nhỏ và các trạm bù.
Về các thành phần của một lưới điện phân phối bao gồm:
- Các trạm phân phối 110 – 66KV/22-10-6KV đã phân cấp cho điều
độ lưới điện phân phối điều khiển.
9
- Lưới điện phân phối, thường có điện áp 6, 10, 22KV, có khi cả

35KV.
- Các trạm phân điện nhỏ, các phạm trù.
Ví dụ: Lưới điện phân phối thuộc sở điện Hà Nội có 18 trạm 110KV
thuộc quyền điều khiển (E ÷E
18
).
Lưới phân phối 6 ÷ 22KV) dẫn tới các trạm biến áp phụ tải 6 – 10 –
22KV/0,4KV dẫn tới các trạm biến áp phụ tải 6-10-22KV/0,4KV, đặt ở khu
phố, trường học
Sơ đồ 2 là ví dụ về sơ đồ kết nối dây của trạm 110KV Nghĩa Đô, Hà
Nội (E
9
). Trạm được cung cấp từ hai nguồn 110KV.
Theo điều 132 của “Quy trình nhiệm vụ và phân cấp điều HTĐ”
(QTNVPC-09-1999), thì các bộ phận trực tiếp tham gia công tác chỉ huy
vận hành lưới điện phân phối của cấp điều độ lưới phân phối gồm:
- Bộ phận trực ban chỉ huy vận hành: Gồm các điều độ viên lưới điện
phân phối. Dưới quyền chỉ
huy trực tiếp của Điều độ viên lưới điện phân
phối là (theo điều 9): Trưởng ca kíp các trạm biến phân phối, trạm trung
gian, trạm bù, các máy và trạm phát điện nhỏ ở cấp điện áp ≤ 35KV;
trưởng ban các đơn vị cơ sở.
- Bộ phận phương thức vận hành ngắn hạn.
- Bộ phận phương thức vận hành dài hạn.
- Bộ phận tính toán ch
ỉnh định rơle bảo vệ tự động.
- Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính.
Ví dụ: đối với Công ty điện lực Hà Nội, bộ phận trực ban chỉ huy vận
hành lưới điện phân phối Hà Nội được tổ chức theo sơ đồ 3 lưới dây:
10

Tổ chức ban chỉ huy vận hành lưới điện phân phối













Trực ban Điều độ lưới điện phân phối (B1) chấp hành sự chỉ huy của
Điều độ miền A, thông qua trưởng kíp các trạm phân phối 119KV và trực
ban các chi nhánh điện, để chỉ huy vận hành lưới điện phân phối. Nhiệm vụ
của B1 đã tóm tắ
t ở mục 1-3.
Trực ban các trạm phân phối 110KV có nhiệm vụ: Thực hiện các lệnh
đóng cắt của B1; xử lý các sự cố; hàng giờ khi các thông số U, I, P, Q,
nhiệt độ máy biến áp; sau 24 giờ ghi sản lượng KWh; lập các báo cáo cần
thiết.
Các trạm hạ áp phụ tải không có trực ban thường xuyên và do các
chi nhánh điện quản lý. Các chi nhánh, ngoài nhiệm vụ vận hành (đóng/cắt
hạ áp, sửa chữa đường dây dưới 35KV), còn giữ trách nhi
ệm kinh doanh.


6÷22KV/0,4KV

Điều độ lưới điện phân phối
(B1)
Các trạm phân
phối 110KV
(
E
1
÷
\
E
18
)

Các chi nhánh
Điện (Quận,
hu
y
ệ
n
)

Trạm hạ áp
phụ tải
Trạm hạ áp
phụ tải
Trạm hạ áp
phụ tải
Trạm hạ áp
phụ tải
11

2. Hiện trạng các thiết bị trong lưới điện phân phối
Đa phần các trạm phân phối thuộc quyền điều khiển của lưới điện
phân phối đều là các trạm cũ. Các thiết bị trong trạm, cái thì đã được thay
mới hiện đại, cái thì vẫn giữ của Liên Xô cũ. Do đó các thiết bị trong trạm
nhình chung là nhiều chủng loại, không đồng bộ (trừ các trạ
m mới). Ví dụ:
- Các máy biến áp 110KV hiện vẫn còn khoảng 30% là của Liên Xô
cũ. Các máy biến áp Liên Xô cũ có điều chỉnh dưới tải bằng tay. Các máy
biến áp thì điều chỉnh dưới tải là tự động.
- Các dao cách ly cũ đa phần điều khiển đóng/cắt bằng sào cách
điện. Các dao cách ly mới điều khiển bằng tay nếu cần.
- Các đồng hồ cũng không đồng bộ, có loạ
i số, có loại tương tự. Các
đồng hồ đo công suất và năng lượng loại cơ - điện vẫn chiếm phân lượng
lớn.
- Các rơle bảo vệ cũng ở tình trạng tương tự. Tuy nhiên các rơle số
đã chiếm ưu thế.
- Sự không đồng bộ của các thiết bị trong trạm sẽ gây khó khăn cho
việc lắp đặt hệ SCADA cấp điều
độ lưới điện phân phối, và đẩy vốn đầu tư
lên cao.
- Đường dây phân phối những năm gần đây đã được cải thiện nhiều.
Công suất trạm và đường dây về cơ bản đã thoả mãn phụ tải. Sự cố cắt
điện do quá tải giảm hẳn, chất lượng điện áp đã tốt hơn, tuy vẫn chưa đạt
tổ
n thất điện áp yêu cầu, nhất là giờ cao điểm.
Tuy nhiên, phía mạng hạ áp 0,4KV chưa có sự cải thiện đáng kể,
100% công tơ vẫn là loại cơ điện. Việc quản lý kinh doanh chưa có tiến bộ
rõ rệt. Tổn thất kinh doanh còn cao. (ở lưới điện phân phối Hà Nội là
khoảng trên dưới 100%; ở các lưới điện phân phối khác còn cao hơn).

12
IV. BÀN VỀ ĐẶT HỆ SCADA Ở CẤP ĐIỀU ĐỘ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC.
Như đã ở mục II, hệ SCADA đã được đặt ở cấp Điều độ quốc gia A
0
.
Các cấp Điều độ miền A
1
, A
2
, A
3
cũng đã đang đặt hệ SCADA. Sau khi đã
đặt song hệ SCADA/EMS ở các cấp Điều độ miền và hệ SCADA/DMS ở
các trạm 220KV thuộc quyền kiểm tra của cấp Điều độ quốc gia, thì hệ
SCADA của cấp Điều độ gia tạm coi là đã hoàn chỉnh. Số lượng hệ
SCADA/EMS và hệ SCADA/DMS đặt ở trạm 220KV thuộc quyền kiểm tra
của A
0
là không lớn và đều nhập trọn bộ ở nước ngoài, ở đây không bàn
tới.
Cấp Điều độ các lưới điện khu vực của Việt Nam hiện nay đều chưa
đặt hệ SCADA. Nếu đặt thì số lượng yêu cầu sẽ lớn và có thể lắp ráp ở
trong nước được. Dưới đây ta sơ bộ bàn tới vấn đề này.
1. Sự cần thiết phải
đặt hệ SCADA ở các lưới điện khu vực.
Dưới đây là vài nguyên nhân chính dẫn tới yêu cầu đặt hệ SCADA ở
các cấp Điều độ lưới điện khu vực.
a. Nếu không đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực sẽ
không khai thác hết khả năng của hệ SCADA/EMS đặt ở các cấp Điều
độ mi

ền.
Điều độ miền chỉ có thể tự động trao đổi dữ liệu với cấp Điều độ quốc
gia A
0
không thể tự động thu thập và trao đổi dữ liệu với các cấp Điều độ
lưới điện khu vực do nó quản lý.
b. Về phương diện kỹ thuật vận hành lưới điện khu vực.
Hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực sẽ hỗ trợ tối đa cho
người vận hành các trạm, loại bỏ nhữ
ng sự cố chủ quan, hỗ trợ xử lý
nhanh chóng các sự cố khách quan, hỗi trợ tốt cho công tác quán lý lưới
điện (lập báo cáo, lưu trữ số liệu, phân tích đánh giá sự cố). Dưới đây là
13
một số nhiệm vụ chính đề ra thiết kế hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện
khu vực.
* Hệ SCADA phải đảm bảo khả năng điều khiển từ xa, điều khiển tự
động (ví dụ tự động điều khiển các máy biến áp có điều chỉnh dưới tải, tự
động đóng cắt tụ
bù theo hệ số cosϕ và điều khiển tại chỗ.
* Hệ SCADA phải bảo đảm khả năng tự động thu thập và truyền các
thông số vận hành tại các trạm, theo dõi (giám sát) tình trạng các thiết bị ở
các trạm.
* Với các phần mềm đã viết sẵn cho một thao tác (ví dụ thao tác
đóng/cắt cách ly, theo tác đóng cầu dao tiếp địa chỉ sữa chữa ), hoặc
phần mềm vi
ết sẵn cho một loại thao tác kế tiếp nhau (ví dụ các thao tác/
cắt đường dây tải điện), những sự cố chủ quan khi vận hành lưới điện sẽ bị
loại trừ nếu dùng SCADA. Các sự cố vận hành lưới điện gồm sự cố chủ
quan và sự cố khách quan. Sự cố chủ quan là những sự cố xây ra do sự
nhầm lẫn của người vậ

n hành. Trở lại với ví dụ thao tác đóng/cắt đường
dây tải điện. Khi đóng đường dây tải điện phải theo trình tự sau:
1 – Đóng dao cách ly thanh cái.
2 – Đóng dao cách ly đường dây.
3 - Đóng máy cắt.
Khi thao tác cắt điện đường dây, trình tự thao tác tiến hành ngược lại:
1- Cắt máy cắt.
2 - Cắt dao cách ly đường dây.
3 - Cắt dao cách ly thanh cái.
Không tuân thủ thứ tự thao tác trên sẽ dân tới sự cố gây hư hại dao
cách ly, có khi còn nguy hiểm
đến tính mạng người thao tác. Hệ SCADA,
với lập trình trước tuần tự các thao tác điều khiển, sẽ loại bỏ được thao tác
nhầm lẫn của người vận hành. Hiện nay vẫn vòn có các sự cố chủ quan
14
trong điều hành lưới điện phân phối; việc loại bỏ nó nhờ dùng hệ SCADA là
rất đáng quan tâm.
* Nhờ các thiết bị ngoại vi như máy tính, máy in, hệ SCADA có khả
năng ghi nhận các sự cố, giám sát được các tình trạng bất thường của thiết
bị, giúp người vận hành dễ dàng phân tích nguyên nhân sự cố và xử lý
nhanh chóng. Các công việc quản lý như lập báo cáo, lưu trữ, thống kê số
liệu cũ
ng được tự động hoá.
c. Về mặt quản lý kinh doanh lưới điện khu vực. Hệ SCADA sẽ
giúp tự động hoá nhiều khâu trong quản lý kinh doanh.
Nhìn một cách tổng thể, công tác điều hành hệ thống điện là việc điều
hành một hệ thống sản xuất, kinh doanh dịch vụ. Tuy nhiên việc điều hành
HTĐ quốc gia và HTĐ miền chủ yếu là điều hành kỹ thu
ật vận hành hệ
thống; Bảo đảm hệ thống làm việc ổn định với độ tin cậy cung cấp điện

cao, chất lượng điện tốt và tối ưu về mặt kinh tế. Việc điều hành quản lý
kinh doanh là rất đơn giản vì không trực tiếp với các khách hàng.
Đối với điều hành lưới điện khu vực thì việc điều hành quả
n lý dinh
doanh lạ là một khâu quan trọng và phức tạp vì số lượng khách hàng rất
lớn và khác nhau. Vì vậy, khi thiết kế hệ SCADA cấp điều độ lưới điện khu
vực ta phải đặc biệt chú ý thoả mãn tự động hoá một số khâu trong quản lý
kinh doanh. Hãy lấy ví dụ điện hình sau: Từ lâu người ta đã nói đến chuyện
công tơ hai giá để tính tiền điện khác nhau ở giờ cao điể
m và bình thường.
Ta có thể lắp đặt các loại công tơ số điều khiển ghi điện năng tiêu thụ ở giờ
cao điẻm và giờ bình thường. Do đó khách hàng khi nhận hoá đơn tiền
điện hàng tháng sẽ thấy rõ lợi hại và tự động xắp xếp điều chỉnh thời gian
dùng điện hợp lý, không cần sự vận động, giải thích.
15
2. Tổ chức hệ SCADA điều hành lưới điện khu vực.
Theo mục II – 1, Điều độ viên lưới điện phân phối điều hành lưới điện
mình phụ trách thông qua các cấp dưới sau:
- Qua trưởng kíp các trạm phân phối để điều hành các trạm phân
phối 110kV. Nếu trong lưới điện có các trạm phát điện nhỏ thì không qua
trực ca để điều hành các trạm này.
- Qua tr
ực ban các chi nhánh điện điều hành các trạm hạ áp 22 – 10
– 6/0,4KV. Các chi nhánh điện còn làm nhiệm vụ sữa chữa đường dây và
quản lý kinh doanh.
Khi đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực, chỉ cần Điều độ
viên ở trung tâm, thông qua hệ SCADA để điều phối, giám sát vận hành
các trạm 110KV, các trạm hạ áp 22-10-6/0,4KV, trạm bù (nếu có). Không
cần trực ban ở các trạm này. Như
vậy cấp chi nhánh điện không có nhiệm

vụ thao tác các trạm hạ áp, chỉ còn thuần tuý nhiệm vụ thao tác các trạm hạ
áp, chỉ còn thuần tuý nhiệm vụ kinh doanh và sửa chữa đường dây. Nếu
trong lưới điện có các trạm phát điện nhỏ thì có thể vẫn giữ liên lạc điện
thoại (bộ đàm) giữa trực ban các trạm phát điện và Điều độ viên lưới đi
ện.
Như vậy, tổ chức hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực có thể được
mô tả như ở sơ đồ 4.
Trên cơ đồ, SCADA đặt ở trung tâm Điều độ lưới điện khu vực. Nó
thu thập dữ liệu gửi lên từ các trạm và truyền ngượi về các trạm và các
lệnh điều khiển. Thông qua các máy tính, máy in. Đi
ều độ viên thực hiện
việc xử lý số liệu, giám sát tình trạng vận hành các trạm, đồng thời có thể
giúp tự động hoá một số khâu do quản lý kinh doanh yêu cầu.
Tại các trạm 110KV và các trạm hạ áp đặt hệ điều khiển và truyền tin.
Nó gửi các số liệu vận hành thông tin về tình trạng thiết bị lên Điều Độ lưới
16
điện và nhận về các lệnh điều khiển. Từ trung tâm SCADA hàng ngày còn
phát đi các tín hiệu điều khiển làm việc của các công tơ hai giá.
Sơ đồ 4

3. Nghiên cứu lắp đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện phân phối.
Việc lắp đặt SCADA ở cấp điều độ quốc gia và cấp Điều độ miền là một
yêu cầu bức thiết. Với đường dây 500KV dài xuyên Bắc – Nam, hệ thống
khó lòng vận hành ổn và an toàn cung cấp điện, nếu không đ
iều hành bằng
hệ SCADA ở cấp điều độ quốc gia.
Đối với điều độ lưới điện khu vực thì có khác theo phân tích ở trên thì
lợi ích của việc đặt hệ SCADA ở cấp Điều độ lưới điện khu vực là rõ ràng.
Tuy nhiên nó không phải là yêu cầu bức thiết. sự cố xảy ra ở lưới điện khu
vực khó có thể gây mất ổ
n định hệ thống. Thực tế hiện nay hệ thống vận
hành được khi chưa có hệ SCADA ở cấp điều độ lưới điện khu vực. Do sự
rộng lớn của lưới điện khu vực, yêu cầu vốn đầu tư cho việc lắp đặt hệ
SCADA lớn, nên theo chúng tôi việc đặt hệ SCADA ở cấp điều độ khu vực
Điều độ lưới điện khu vực SCADA
Hệ điều khiển
bảo vệ và truyền
tin các trạm phân
p
hối 110KV
Hệ điều khiển
bảo vệ và truyền
tin các chi phí trạm
hạ á
p

Điều khiển các
công tơ hai giá
Điều độ miền

17
chỉ hợp lý khi có sự phát triển mạnh hơn của nền kinh tế đất nước nói
cung. Hơn nữa nên chia việc lắp đặt làm ba giai đoạn.
* Giai đoạn 1: Đặt hệ SCADA ở Điều độ các lưới khu vực và nó chỉ
giao tiếp với các trạm phân phối 110KV, các trạm bù. Đương nhiên là cần
cả giao tiếp với Điều độ miền. Các đầu ra giao tiép với các trạm hạ áp 6-
22/0,4KV và
đầu ra điều khiển các công tơ hai giá còn để ngỏ.
* Giai đoạn 2: Thực hiện việc giao tiếp giữa Điều độ lưới điện khu vực
và các trạm hạ áp 6-22/0,4KV.
* Giai đoạn 3: Thay thế công tơ – cơ bằng công tơ hai giá, đồng thời
với việc hoàn thiện mạng hạ áp 0,4KV.
Thời điểm bắt đầu của từng giai đoạn phụ thuộc s
ự tăng trưởng kinh
tế đất nước nói chung và tiềm năng vốn của ngành Điện lực nói riêng.
Tuy nhiên, theo chúng tôi thì việc nghiên cứu thiết kế, lắp đặt thử
nghiệm hệ SCADA thuộc cấp Điều độ lưới điện khu vực (ở giai đoạn 1 và
2) phải bắt đầu ngay. Nếu không đến, khi yêu cầu lắp đại trà, chúng ta sẽ
không có sản phẩm đủ tín nhiệm để c
ạnh tranh và sẽ để cơ hội sản phẩm
đủ tín nhiệm để cạnh tranh và sẽ để tuột vào tay các hãng nước ngoài. Để
có được một thiết kế hoàn chỉnh, sau đó là lặp đặt, chạy thử nghiệm, đến
khi được công nhận (bởi khách hàng) là một sản phẩm chuẩn hoá hoàn
chỉnh, có chất lượng đảm bảo, phải cần thời gian nhanh từ 2-3 năm, chậm
có thể tới 4-5 nă
m!
V. YÊU CẦU VỀ CÀI TỔ CƠ CẤU TỔ CHỨC ĐIỀU HÀNH HTĐ.
Khi áp dụng một tiến bộ KHKT mới vào trong sản xuất, ngoài yêu cầu
cải thiện chất lượng sản phẩm, một vấn đề lớn cũng rất được quan tâm là
hiệu quả kinh tế của nó. Việc áp dụng hệ SCADA vào trong diều hành HTĐ

cũng không nằm ngoài qui luật đó.
18
Vì vậy song song với giai đoạn lắp đặt hệ SCADA trong lưới điện khu
vực phải nghiên cứu cơ cấu tổ chức điều hành HTĐ mới phù hợp, chỉ lấy
một ví dụ nhỏ: Hiện nay, để vận hành một trạm phân phối 110KV ở Hà Nội
cần có biến chế từ 6÷10 người khi có hệ SCADA thì không cần trực trạm
110kV. Như vậy, với 10 trạ
m 110KV ở Hà Nội đã thừa ra khoảng 180
người, chưa kể việc giảm biên chế ở các chi nhánh điện khi có hệ SCADA.
Không chỉ đơn thuần việc giảm lực lượng lao động, mà còn phải cải tổ cả
cơ cấu tổ chức từ dưới lên trên cho phù hợp. Điều này quả không dễ đối
với ngành điện!
Hiện nay, vì chưa nghiên cứu kỹ nên ta chưa thể
nói được phải cải tổ
ra sao. Nhưng một đièu chắc chắn là một cơ cấu tổ chức điều hành HTĐ
dựa trên con người, không thể thích hợp với một cơ cấu tổ chức điều hành
tự động thông qua hệ SCADA.
Một HTĐ điều tra dựa trên hệ thống SCADA hoàn chỉnh sẽ không thể
phát huy hiệu quả kinh tế nếu không có cải tổ
cơ cấu tổ chức điều hành
thích hợp. Rất có thể cơ cấu tổ chức điều hành cũ lại còn gây khó khăn cho
việc điều hành tự động.

1
BÁO CÁO TỔNG KẾT GIAI ĐOẠN 1 ĐỀ TÀI:
SCADA HỆ THỐNG ĐIỆN

I. THU THẬP TÀI LIỆU
1. Thu thập số liệu của HTĐ Việt Nam
- Bản đồ HTĐ Việt Nam 1/2002 Từ A

0
đến các trạm 220/110KV tức HTĐ
chính Việt Nam, thực hiện các chức năng EMS và DMS.
- Bản đồ HTĐ Hà Nội gồm 18 trạm 110KV (E
1
– E
18
) phân phối điện xuống
các quận huyện thành phố Hà Nội.
(Tất cả các trạm 35, 15, 11, 6/0.4KV)
- Sơ đồ một số trạm 110KV tiêu biểu.
- Một số mạng điện của sở điện lực địa phương: (Đông Anh, Hoàn
Kiếm).
- Sơ đồ nối dây một số trạm hạ thế tiêu biểu
- Các sơ đồ này đủ để đặ
c trưng cho HTĐ Việt Nam.
2. Phương hướng phát triển HTĐ Việt Nam trong thời gian 2010-2020
(Bài viết của giáo sư Trần Đình Long).
3. Tài liệu về hệ thống thông tin đo lường điều khiển hệ thống điện
Việt Nam
- Tài liệu trung tâm điều độ quốc gia A
0
(hệ Ranger của Balley ABB).
- Hệ thống SCADA của trạm biến áp 220KV
(Trạm Nam Định)
- Các chức năng và yêu cầu của hệ thống thông tin đo lường và
điều khiển HTĐ (Trần Đình Long, Lương Ngọc Hải, Trần Kỳ
Phục).
- SCADA thực nghiệm ở trạm 110KV Ba La Hà Đông.
2

3. Tài liệu quy trình quy phạm quản lý kỹ thuật hệ thống điện Việt
Nam:
- Quy trình quản lý hệ thống điện toàn quốc của EVN (năm 2000)
- Quy tình quản lý hệ thống khu vực I (1996).
- Quy trình quản lý trạm 110KV
Sở điện lực Hà Nội (1992)
Như vậy đã thu thập đủ tài liệu cần thiết để hiểu tìnhhình HTĐ và SCADA
của HTĐ Việt Nam
II. ĐỀ XUẤ
T NHẬN XÉT VÀ GÓP Ý:
Cấp 1 - Ở trung tâm điều độ quốc gia A
0
đã có một hệ thống khá
hiện đại. có đủ phần mềm để thực hiện các chức năng EMS, DMS và
Expert System cho HTĐ Việt Nam.
Tuy nhiên, số liệu phục vụ cho việc thực hiện các chức năng trên coi
như chưa có gì, có nghĩa là mạng SCADA chỉ thu được số liệu của năm
ba trạm biến thế 500KV, 220KV, còn các nguồn phát điện liên hệ với A
0

còn rất lỏng lẻo.
Cấp 2: Cấp A
1
, A
2
, A
3
còn đang lắp chưa có thông tin đầy đủ về các
trung tâm này. Đây là cấp trung gian, mục đích là chia sẻ chức năng của
A

0
.
Cấp 3: Cấp điều khiển công trình: Nhà máy, trạm biến áp lớn (ứng
với sơ đồ HTĐ toàn quốc Việt Nam)
- Các nhà máy mới được xây dựng do tiền vay và viện trợ ODA, có
hẹ SCADA của bản thân nhà máy, chưa được, hoặc chỉ mới lẻ tẻ
nối với hệ thống I&C của hệ thống điện quốc gia (A
0
)
- Các nhà máy cũ, chưa có hệ SCADA của riêng nhà máy, do đó
không có liên hệ với A
0

3
- Chỉ lẻ tẻ, cụ thể có 5 hoặc 6 trạm 220 KV và 110KV có hệ SCADA
và không biết đã nối với A
0
như thế nào?
Cấp 4: Lộ cấp lưới điện
Cấp này cũng là lộ xuất phát từ trạm biến áp 110KV. Thông tin lộ
cấp điện này cũng phải được gửi về trung tâm điều độ A
0
hoặc A
1
.
Có thể nói là hệ thống thu thập số liệu cho HTĐ Việt Nam hầu như
chưa có, việc xây dựng hệ thống SCADA cho toàn HTĐ Việt Nam còn
phải đầu tư nhiều, phải có một chiến lược đầu tư thích đáng để có đủ cung
cấp số liệu cho các nhiệm vụ EMS, DMS và Expert System.
2. Nhiệm vụ của trung tâm điều độ quốc gia A

0
.
Đối với trung tâm điều độ Quốc gia coi như đã có hệ thống I&C. Hệ
I&C đã được trang bị phần cứng và phần mềm có đủ khả năng thực hiện
các nhiệm vụ: Thu thập số liệu (DAQ), MES (Expert System), MDS (Data
Management System) EXS (Enptert System) và BMS (Business
Management System). Tuy nhiên, thông tin có được sử dụng được từ
HTĐ còn rất ít
- Một số trạm 500KV
- 5-10 trạm 220KV
- Một số nhà máy điện hiện
đang mới xây dựng
- Thông tin giữa A
0
,A
1
, A
2
, A
3
.
Để có thể nhận thông tin của trên 300 trạm trạm 220/110KV cần phải
đầu tư rất nhiều về SCADA trạm và rõ ràng đây là một vấn đề khó khăn.
Vì vậy trước mắt ở các trung tâm điều độ A
0
,A
1
, A
2
, A

3
phải thực
hiện các lệnh sau thì mới phát huy được hiệu quả đầu tư, mới phục vụ cho
các chức năng mà HTĐ Viiệt Nam yêu cầu thể hiện trong các quy trình,
quy phạm.
4
a. Xây dựng thủ tục và tiêu chuẩn thông tin dùng để nối các trạm với
các trung tâm điều độ hiện có (đã có SCADA hay chưa có
SCADA) điều này rất cần về kỹ thuật truyên tin (Tôpô, cấu hình,
thủ tục, phương tiện thông tin) đảm bảo một sự thống nhất trong
hệ thống, đảm bảo kinh tế, tiện lợi cho việc vận hành và sửa
chữa. Tốt nhất là phải nghiên cứu thậ
t kỹ đề ra tiêu chuẩn để cho
mọi thiết kế SCADA đều phải tuân thủ tiêu chuẩn này (Server
RDAS).
b. Học tập tìm hiểu và khai thác các hệ đã có trong trung tâm, vận
dụng trên các chức năng yêu cầu của hệ thống.
- EMS: Trên cơ sở các dữ liệu thu được (tự động hoặc thông qua
các phương tiện thông tin khác) chạy thử trên mô hình, ghi lại và
kiểm tra lại bằng lý thuyết, tính toán và hiện tượng thực tế xảy ra
trên HTĐ.
Bao giờ kết quả thử đúng, có thể chạy bán tự động trên hệ thực
(thu thập kết quả tự động, và EMS chạy tự động).
Có làm như vậy thì sau này khi có đầy đủ thông tin mới có thể triển
khai thác tự động đựơc.
- DMS: khi làm việc được với Server EMS ta có thể phát triển ra hệ
DMS (Data Management System). Đây là hệ quản lý thông tin
phục vụ cho việc phát triển và khai thác hệ thống.
- DTS:
Đây là 1 phần của hệ chuyên gia hệ thống điện. Nó gồm có

DAS (Data Accquition System), DS (Diagnostic System) và DTS
(Data Training System hay Technical guidance dauce System).
- Phần này phải tự làm lấy cho sát với hệ thống điện Việt Nam và
là phần rất đắt nếu thuê nước ngoài thực hiện. Có thể mua các
phần mềm cung cụ chung sau đó áp dụng cụ thể cho lưới điện
5
Việt Nam. Nhiệm vụ này chỉ có EVN mới giải quyết được nếu biết
tập hợp chuyên gia trong và ngoài nước.
3. SCADA trạm
Tổ chức
a. Trạm, nhà máy, các lộ lớn là thuộc cấp 3 cấp 4 trong hệ thống điện
Việt Nam.
Hiện nay trên toàn quốc (theo bản đồ HTĐ quốc gia) có trên khoảng
10 trạm có hệ thống SCADA. Vì vậy việc trang bị SCADA đầy đủ cho trên
300 trạm biến áp 220, 110KV không phải là chuyện nh
ỏ và bây giờ tất cả
mọi người đều thấy: Ta có thể tự lực xây dựng được hệ SCADA trạm với
tổn phí nhỏ hơn nhiều so với đặt ở nước ngoài.
Về cấu hình trạm biến áp và trạm phân phối, đều giống nhau và đã
được chuẩn hoá. Hệ SCADA do đó cũng phải chuẩn hoá. Vì vậy nếu có
thể bỏ công ra thiết kế cơ bản cho 1 trạ
m nhân ra cho các trạm khác là
việc hoàn toàn có lợi về kinh tế và kỹ thuật. Do đó đầu tư xây dựng mẫu
một cách đầy đủ, hệ SCADA cho trạm 110/220KV là việc phải làm.
Hiện nay đã có những cơ quan trong EVN và ngoài EVN đã tiến
hành những nghiên cứu bước đầu, nay phải tổ chức lại rút kinh nghiệm,
xây dựng thành SCADA trạm mẫu để phổ biến.
b.Thông tin thu thập: Hệ SCADA trạm phải thu thập các thành phần
thông tin sau:
- Thu th

ập số liệu đo lường: Hiện nay người ta đã sử dụng các
Transducer thông minh (dạng số).
- Trạng thái máy cắt, dao cách ly các rơle số (trạng thái logic).
- Bản báo cáo sự cố của các rơle số hợp bộ, dưới dạng bản tin
(Event Recorder).
Các thông tin này phải được tổ chức truyền đi theo chu kỳ tự động.
6
Chọn một cấu hình Concentrator nào cho hợp lý có thể làm việc ấy
trên cùng một bus là một vấn đề hiện đang được nghiên cứu trên thế giới.
c. Hệ truyền tin phân bố. Hệ SCADA trạm là hệ phân bổ:
Số liệu phải lấy từ các ví trí sau:
- Trên thanh cái 110, 220 KV
- Trên thanh cái trung áp ở các lộ của các trạm phân phối, để có đủ
thông tin về truyền tải của mỗi trạm. Như vậy số liệu c
ũng “khá
hơn”; khoảng cách truyền tin cũng không ngắn lắm. Phải tổ chức
thành một mạng phân bố, phải tổ chức cơ sở dữ liệu và quản lý
thông tin về các số liệu này hàng giờ, hàng ngày, hàng tháng
Nói chung hệ SCADA của trạm phải được thiết kế rất cần thể để
tránh thiết thông tin, các hệ thống SCADA cũ thường hay bị lạc hậu và
nhất là không tương thích với nhau. Nố
i với nhau đòi hỏi phải có thiết bị
ghép nối và đòi hỏi nhiểu hiểu biết về kỹ thuật truyền tin.
Trong hệ thống điện, nếu mua hệ SCADA của nhiều nhà cung cấp
khác nhau ta chưa có tiêu chuẩn cụ thể chặt chẽ sẽ vấp phải tình trạng
không tương thích và sẽ lãng phí tiền và nhất là phân tán lực lượng kỹ
thuạt không câfn thiết trong khi ta còn rất thiếu người có khả
năng về
thông tin công nghiệp.
4. SCADA cho hệ thống kinh doanh.

Trong lưới điện Việt Nam, theo tổ chức của EVN, phần kinh doanh
điện năng năm ở các điện lực quận, huyện.
- Ở đây, điện năng được bán trực tiếp cho người tiêu thụ
- Đóng cắt, sữa chữa, phát triển là ở cấp này
- Tính toán hiệu quả kinh doanh cũng là ở cấp này.
Để
đảm bảo hiệu quả kinh doanh, ở đây cần tổ chức hệ thống
SCADA phục vụ đầy đủ thông tin cho việc theo dõi tình hình lưới điện