Xây dựng trung tâm điều khiển từ xa và trạm biến áp không người trực của tổng công ty điện lực miền Bắc giai đoạn 2016-2020

452 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017

XÂY DỰNG TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA VÀ
TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC CỦA TỔNG CÔNG TY
ĐIỆN LỰC MIỀN BẮC GIAI ĐOẠN 2016 2020
Nguyễn Danh Đức
EVNNPP
Tóm tắt: Với mục tiêu nâng cao năng suất lao động, áp dụng KHCN vào sản xuất, nâng
cao năng lực đội ngũ quản lý và nhân viên vận hành hệ thống giúp nâng cao độ tin
cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng
sử dụng điện tới làm chủ công nghệ, không phụ thuộc vào nhà cung cấp phần mềm hệ
thống. Tổng công ty Điện lực miền Bắc xây dựng kế hoạch, lộ trình thực hiện các nội
dung cơng việc liên quan để tiến tới thành lập các Trung tâm điều khiển xa (TTĐKX) và
phấn đấu chuyển toàn bộ các trạm biến áp 110 kV trên lưới điện NPC sang chế độ vận
hành không người trực (KNT).

1. ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG THIẾT BỊ TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP VÀ CÔNG TÁC
ĐIỀU HÀNH LƯỚI ĐIỆN

1.1. Mơ hình tổ chức vận hành các TBA trên lưới điện NPC
1.1.1. Phân cấp điều độ vận hành hệ thống điện hiện tại
Thực tế đang tồn tại 03 cấp điều độ:
+ Điều độ quốc gia (A0);
+ Điều độ miền (Ax);
+ Điều độ phân phối tỉnh (Bx).
Tại NPC chưa có cấp điều độ quận, huyện (điều độ C).
Phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra, tổ chức vận hành hệ thống điện tại
các cấp điều độ và các đơn vị quản lý vận hành hiện nay tuân thủ theo các quy trình vận
hành hệ thống điện liên quan trực tiếp đã được ban hành.

1.1.2. Thực trạng công tác chỉ huy vận hành hệ thống điện phân phối hiện nay tại

điều độ lưới điện phân phối
 Hiện nay, ngoài một số ít cơng ty điện lực (Hải Phịng, Bắc Ninh, Ninh Bình,
Hải Dương), cịn lại phương tiện hỗ trợ cơng tác điều độ hầu hết các phịng điều độ của
các cơng ty điện lực cịn lạc hậu.


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 453

 Do chưa được trang bị hệ thống SCADA nên điều độ viên của các điều độ PC
đến nay chủ yếu vẫn phải dùng điện thoại liên lạc để nắm bắt thông số vận hành hệ
thống điện và ghi chép vào sổ. Khi xảy ra sự cố một trạm điện, điều độ viên thường chỉ
biết được thông tin chi tiết qua phương thức liên hệ trực tiếp với trực ca TBA qua điện
thoại. Để ra những mệnh lệnh điều độ nhằm sớm nhất đưa hệ thống điện trở lại vận
hành an toàn, điều độ viên lại phải gọi điện thoại đến những TBA, NMĐ khác để nắm
thông tin. Việc chậm trễ trong công tác điều độ tiềm ẩn nhiều nguy cơ gây sự cố lan tràn
dẫn đến tan rã hệ thống cũng như việc khôi phục hệ thống điện sau sự cố kéo dài. Công
tác điều độ lưới điện ở cấp điều độ phân phối hàng chục năm qua tại các công ty điện
lực gần như khơng có gì thay đổi. Điều độ viên không giám sát được lưới điện theo thời
gian thực nên không thể biết chỗ nào xảy ra mất điện, phải chờ khách hàng báo tin.
 Sau các sự cố lớn việc xác định đúng nguyên nhân để củng cố các yếu điểm, rút
kinh nghiệm vận hành không thực hiện được do thiếu dữ liệu để phân tích.
2. ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA VÀ TRẠM BIẾN ÁP
KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Mục tiêu:
 Áp dụng các giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối để giảm số lượng nhân
viên vận hành tại các trạm biến áp, nâng cao năng suất lao động.
 Nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện, đáp ứng tốt hơn
yêu cầu của khách hàng sử dụng điện.
 Nâng cao năng lực đội ngũ nhân viên quản lý và nhân viên vận hành hệ thống

điện. Đặc biệt, đối với đội ngũ cán bộ trực tiếp quản lý các hệ thống SCADA và hệ
thống điều khiển tích hợp TBA 110 kV.
 Làm chủ công nghệ, tiến tới không phụ thuộc nhà cung cấp phần mềm của
hệ thống.

2.1. Mơ hình tổ chức trung tâm điều khiển
2.1.1. Định hướng phát triển
 Tại mỗi tỉnh/thành phố, xây dựng 01 TTĐK đặt tại phòng Điều độ Cơng ty Điện
lực (CTĐL) có chức năng vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện 110 kV,
vừa giám sát, thu thập dữ liệu, điều khiển lưới điện phân phối.
 TTĐK phải hình thành trước để kết nối các TBA 110 kV với TTĐK để chuyển
các TBA 110 kV sang vận hành không người trực.
 Tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng thiết bị công nghệ hiện có và phát huy khả năng
tự thực hiện để làm chủ công nghệ.


454 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017

2.1.2. Mơ hình tổ chức TTĐK lưới điện phân phối
 Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị cơ sở hạ tầng công nghệ thông
tin, viễn thơng để có thể giám sát, thao tác từ xa các thiết bị trong một nhóm nhà máy
điện, nhóm TBA hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện theo lệnh điều độ của cấp
điều độ có quyền điều khiển đối với các thiết bị thuộc TTĐK. Quyền, trách nhiệm
và nhiệm vụ của nhân viên vận hành TTĐK được quy định chi tiết trong Thông tư
40/2014/TTBCT Quy định quy trình điều độ HTĐ quốc gia.
 Giao Điều độ viên (ĐĐV) lưới điện phân phối thuộc các CTĐL trực tiếp thực
hiện thao tác xa các thiết bị trong TBA 110 kV và trên lưới điện trung áp trong phạm vi
một tỉnh/thành phố. Số lượng ĐĐV trong mỗi ca trực cần xem xét đến các tình huống
vận hành khó khăn khi sự cố diện rộng gây mất điện nhiều TBA 110 kV với mục tiêu
đảm bảo thời gian thao tác và xử lý sự cố của các nhân viên vận hành trong q trình

khơi phục lại lưới điện khu vực.

Sơ đồ khối định hướng mơ hình TTĐK lưới phân phối

 Tổ chức đội thao tác lưu động (TTLĐ): là đội thao tác trực thuộc các công ty
lưới điện cao thế, XN lưới điện cao thế (đối với lưới điện 110 kV) hoặc các công ty điện
lực tỉnh (đối với lưới điện trung áp) được bố trí theo từng cụm trạm điện hoặc thiết bị
đóng cắt trên lưới điện. TTLĐ chịu trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ sau:
+ Thực hiện các thao tác khơng thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành
bình thường và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐK;
+ Hỗ trợ xử lý sự cố khi cần thiết;
+ Thực hiện công tác vệ sinh công nghiệp và kiểm tra định kỳ các thiết bị trong
TBA và trên lưới điện;


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 455

+ Thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường cho các nhóm cơng
tác tại TBA hoặc trên lưới điện, trực tại hiện trường trong thời gian có nhóm cơng tác;

2.2. Giải pháp kỹ thuật
Hạ tầng cơ sở kỹ thuật của các TTĐK và TBA không người trực vận hành xây
dựng trên nền tảng hệ thống SCADA của đơn vị.

2.2.1. Mạng viễn thông
 Mạng viễn thông phải được xây dựng hướng tới giải pháp mạng IP hội tụ, các
thiết bị của TBA như Camera giám sát, điện thoại, thiết bị đầu cuối SCADA
(RTU/Gateway)... kết nối đến TTĐK và việc truy xuất rơle bảo vệ, đo xa công tơ đều
thông qua mạng Ethernet với thủ tục truyền tin IP (Internet Protocol – gọi tắt là mạng
IP).

 Đối với những TBA hiện đang dùng hình thức điểm tới điểm để kết nối đến hệ
thống SCADA hoặc TTĐK vẫn tiếp tục sử dụng cho đến khi có đủ điều kiện chuyển
sang mạng IP.

2.2.2. Thủ tục truyền tin
Để các thiết bị trao đổi được dữ liệu với nhau các thủ tục truyền tin sau đây bắt
buộc phải áp dụng trong hệ thống SCADA và các TTĐK:
 Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 608705101 áp dụng để kết nối thiết bị đầu cuối
(RTU hoặc Gateway) đến TTĐK khi sử dụng kênh truyền theo hình thức điểm tới điểm
(Point to Point).
 Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 608705104 áp dụng để kết nối giữa thiết bị đầu
cuối (RTU hoặc Gateway) và TTĐK hoặc giữa TTĐK và trung tâm điều độ khi sử dụng
mạng IP làm kênh truyền.
 Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 608706503 hay còn gọi là TASE.2 hoặc ICCP
(Intercontrol Center Communication Protocol) áp dụng để kết nối giữa 2 hệ thống
SCADA hoặc giữa TTĐK với trung tâm điều độ.
Tiêu chuẩn IEC 61850 áp dụng để trao đổi thông tin giữa RTU/Gateway với các
thiết bị điện tử thông minh (IED Inteligent Electronic Divice) trong trạm biến áp, nhà
máy điện.
 Tiêu chuẩn IEC 61968 (CIM Common Interface Model) áp dụng để tạo giao
diện trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống phần mềm.


456 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
Sơ đồ thủ tục truyền tin

2.2.3. Luồng dữ liệu giữa các hệ thống
 Các tín hiệu từ trạm biến áp không người trực được kết nối tập trung về TTĐK,
sau đó các tín hiệu được truyền về Trung tâm Điều độ hoặc TTĐK khác qua các thủ tục
truyền tin nêu trên.

 Đối với các trạm biến áp hiện hữu, sau khi chuyển đổi thành TBA không người
trực và kết nối với TTĐK thì sẽ bỏ kết nối trực tiếp với Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc
gia và các trung tâm điều độ HTĐ miền.
 Các nhà máy điện và các TBA khơng kết nối về TTĐK thì vẫn tiếp tục kết nối
trực tiếp với các trung tâm điều độ.

2.2.4. An ninh hệ thống
Phải áp dụng các giải pháp an ninh mạng tối thiểu sau:
 Cách ly hoàn toàn mạng IP của hệ thống điều khiển với mạng Internet, mạng
nội bộ của đơn vị.
 Các kết nối với hệ thống SCADA, TTĐK khác phải phải qua tường lửa (Fire wall).
 Không được phép cài đặt bất cứ phần mềm nào khác vào các máy tính chủ, máy
tính trạm ngồi các phần mềm chun dùng cho TTĐK.
 Khơng cho phép nối bất cứ thiết bị nào vào các máy tính chủ, máy tính trạm của
TTĐK như: thẻ nhớ, USB storage, ổ cứng di động, máy điện thoại, máy ảnh, máy nghe
nhạc...
 Thực hiện các quy định của EVN về an ninh mạng.


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 457

2.2.5. Yêu cầu kỹ thuật đối với TTĐK và TBA không người trực
2.2.5.1. Hệ thống SCADA tại các TBA
 Tín hiệu xuất tuyến trung thế: Trang bị, lắp đặt các thiết bị SCADA để lấy bổ
sung tín hiệu các xuất tuyến trung thế.
 Tín hiệu 110 kV: chia sẻ dữ liệu từ RTU đang truyền về A1.
Tín hiệu thu thập về trung tâm bao gồm các loại: tín hiệu đo lường (P, Q, U, I các
pha, hệ số cơng suất, nấc MBA), tín hiệu trạng thái (đóng/mở máy cắt, dao cách ly, dao
tiếp địa); tín hiệu cảnh báo/sự cố (khí, lị xo, vị trí máy cắt, tác động rơle,…); bản ghi
rơle, thông số công tơ.

 Tín hiệu điều khiển (đóng cắt máy cắt, dao cách ly, tăng/giảm nấc phân áp, điều
khiển quạt, reset rơle/lockout).
Sử dụng giao thức IEC608705104 để truyền tín hiệu từ các TBA về TTĐK dựa
trên hệ thống kênh truyền IP.
2.2.5.2. Hệ thống tại trung tâm
Trang bị các thiết bị công nghệ thông tin gồm:
 Máy chủ SCADA để thu thập dữ liệu từ các TBA và máy chủ HIS để lưu trữ dữ
liệu vận hành quá khứ.
 Các máy tính vận hành hiển thị giao diện HMI cho các nhân viên vận hành.
 Máy tính đọc thơng tin sự cố rơle từ xa: Máy tính này được cài đặt phần mềm
đọc thông tin sự cố của hãng sản xuất rơle.
 Hệ thống máy tính phục vụ cho hệ thống Camera giám sát tại các TBA.
 Hệ thống hiển thị là màn hình lớn hiển thị sơ đồ hệ thống điện với các thông số
trạng thái, đo lường đang vận hành.
 Thiết bị đồng bộ thời gian, Router, Switch, UPS, tủ Rack.
 Trang bị hệ thống phần mềm thu thập dữ liệu, giám sát, điều khiển các TBA.
Theo từng giai đoạn sẽ bổ sung chức năng DMS và một số phần mềm phát triển khác
liên quan.
2.2.5.3. Các chức năng của hệ thống
2.2.5.3.1. Chức năng của hệ thống trung tâm
a) Chức năng cơ bản của phần mềm SCADA
 Thu thập dữ liệu về sự hoạt động của các thiết bị tại các TBA 110 kV, Recloser,
các bộ cảnh báo sự cố,…


458 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
 Giám sát hệ thống điện đang vận hành, ghi nhận các cảnh báo và sự cố.
 Người dùng tại TTĐK có thể trích xuất các thơng tin sự cố lưu tại các rơle tại
các trạm thông qua kết nối mạng giữa trung tâm với các trạm biến áp. Giao thức sử
dụng để đọc thông tin sự cố là giao thức của hãng sản xuất rơle.

Các thông tin sự cố bao gồm: bản ghi trình tự sự kiện, bản ghi sóng hài… Từ các
bản ghi này, người vận hành có thể sử dụng để phân tích và xử lý sự cố (dòng sự cố,
thời gian sự cố, loại sự cố,…), báo cáo sự cố.
 Điều khiển từ xa các thiết bị và giám sát trực quan tác động của thiết bị đóng cắt
110 kV; trung áp.
 Cơ sở dữ liệu quá khứ: lưu trữ lâu dài dữ liệu vận hành phục vụ công tác báo
cáo, khai thác dữ liệu.
 Chức năng báo cáo, khai thác dữ liệu: truy xuất, tổng hợp dưới dạng file báo cáo
(Web, Word, Excel) giúp giảm thiểu thời gian ghi chép, báo cáo thủ cơng.
 Quản trị hệ thống: cho phép tạo, xóa các User, phân quyền cho User, theo dõi,
ghi log các hoạt động của người vận hành.
 Có chức năng mơ phỏng phục vụ đào tạo đối với lưới điện cao thế, chức năng
mô phỏng phục vụ vận hành & đào tạo đối với lưới điện trung thế.
b) Chức năng cơ bản phần mềm DMS
Theo từng giai đoạn sẽ bổ sung chức năng DMS và một số phần mềm phát triển
khác liên quan cho phù hợp:
 Quản lý sự cố và phục hồi hệ thống.
 Điều khiển điện áp/công suất vô cơng.
 Giúp nghiên cứu tính tốn hệ thống.
 Chức năng sa thải phụ tải.
 Phân tích kết nối lưới.
 Quản lý việc cắt điện và thắc mắc của khách hàng.
2.2.5.3.2. Các mức điều khiển tại các TBA trang bị RTU truyền thống
 Mức 1: Tại Trung tâm điều độ miền A1: Hệ thống kết nối đến các trung tâm
điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 608705101 cho phép điều độ trực
tiếp điều khiển từ các trung tâm điều độ A1.
 Mức 2: Trung tâm điều khiển xa: Hệ thống kết nối đến TTĐK Điều độ thông
qua giao thức IEC 608705104, cho phép điều khiển trực tiếp từ Trung tâm điều khiển
xa đặt tại Điều độ tỉnh.

PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 459

 Mức 3: Điều khiển tại trạm: Tại các tủ điều khiển tại phòng điều khiển, nhân
viên vận hành có thể điều khiển và giám sát các thiết bị trong phạm vi toàn trạm thơng
qua khóa điều khiển và các đồng hồ, rơle.
 Mức 4: Mức thiết bị.
2.2.5.3.3. Các mức điều khiển tại các TBA trang bị HTĐK tích hợp
 Mức 1: Tại Trung tâm điều độ miền A1: Hệ thống kết nối đến các trung tâm
điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 608705101 cho phép điều độ trực
tiếp điều khiển từ các trung tâm điều độ A1.
 Mức 2: Trung tâm điều khiển xa: Hệ thống kết nối đến trung tâm điều khiển
PCHP thông qua giao thức IEC 608705104, cho phép điều khiển trực tiếp từ Trung
tâm điều khiển xa đặt tại Điều độ B2.
 Mức 3: Điều khiển tại trạm: Tại các máy tính HMI  đặt tại phịng điều khiển,
nhân viên vận hành có thể điều khiển và giám sát các thiết bị trong phạm vi toàn trạm
thông qua các giao diện đã được thiết kế tương ứng với cấu trúc trạm.
 Mức 4: Mức ngăn: Các ngăn lộ đều được trang bị các BCU (các rơle điều khiển)
liên động mức ngăn, có chức năng điều khiển và thu thập xử lý các tín hiệu số, tín
hiệu tương tự trong một ngăn lộ.
 Mức 5: Mức thiết bị.

2.2.5.4. Các tín hiệu điều khiển và giám sát tại các TBA
2.2.5.4.1. Điều khiển
 Thao tác toàn bộ các thiết bị nhất thứ từ xa như:
+ Điều khiển máy cắt;
+ Điều khiển dao cách ly;
+ Điều khiển chuyển nấc MBA, bật/tắt các nhóm quạt.
 Thao tác các thiết bị nhị thứ bên trong trạm như:
+ Tái lập (Reset) rơle từ xa;

+ Điều khiển bật/tắt các chức năng bảo vệ từ xa;
+ Điều khiển chuyển nhóm bảo vệ.


460 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
2.2.5.4.2. Giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái
 Đối với máy cắt thu thập dữ liệu các dữ liệu trạng thái như:
+ Vị trí máy cắt (2 bits);
+ Cảnh báo khí SF6 thấp;
+ SF6 khơng đủ áp lực làm việc;
+ Trạng thái tại chỗ/từ xa của máy cắt;
+ Giám sát cuộn cắt của máy cắt;
+ Lò xo máy cắt đang căng;
+ Trạng thái nguồn AC, DC cung cấp cho máy cắt…
+ Trạng thái trạm đất các phía.
 Đối với cầu dao:
+ Giám sát trạng thái cầu dao (2 bits);
+ Cảnh báo cầu dao khơng bình thường;
 Các tín hiệu giám sát VT/CT, mạch nguồn:
+ Aptomat nguồn VT;
+ Aptomat nguồn CT;
+ Aptomat nguồn AC cho tủ;
+ Aptomat nguồn DC cho tủ;
 Đối với máy biến áp cần giám sát các trạng thái như:
+ Cảnh báo nhiệt độ cuộn dây;
+ Cảnh báo nhiệt độ dầu;
+ Mức dầu bình dầu chính;
+ Mức dầu bình dầu phụ;
+ Bảo vệ dòng dầu tác động/cảnh báo;
+ Báo vệ hơi tác động cảnh báo;

+ Quạt hỏng;
+ Điều khiển quạt ở vị trí tại chỗ/từ xa;
+ Bộ chuyển nấc hư hỏng;
+ Bộ chuyển nấc ở chế độ tại chỗ/từ xa;


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 461

+ Bộ chuyển nấc đang làm việc;
+ Aptomat nguồn CT/VT;
+ Aptomat nguồn AC cho tủ;
+ Aptomat nguồn DC cho tủ.
 Đối với hệ thống bảo vệ:
+ Trạng thái của các chức năng bảo vệ;
+ Đối với hệ thống nguồn AC/DC của trạm;
+ Trạng thái của toàn bộ các aptomat AC/DC;
+ Trạng thái của hệ thống chuyển nguồn.
 Đối với hệ thống máy tính mạng LAN:
+ Giám sát tình trạng làm việc của thiết bị trên mạng LAN;
+ Giám sát hoạt động của thiết bị mạng như Switch, Router…
+ Giám sát trạng thái hoạt động của hệ thống máy tính.
 Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường:
+ Dòng điện 3 pha, dòng trung tính;
+ Điện áp 3 pha, điện áp dây;
+ Cơng suất tác dụng 3 pha, công suất tổng;
+ Công suất phản kháng 3 pha, công suất tổng;
+ Công suất biểu kiến 3 pha, công suất tổng;
+ Cosφ 3 pha, tổng;
+ Nhiệt độ dầu máy biến áp;
+ Nhiệt độ cuộn dây máy biến áp.

 Lấy thông tin sự cố của tất cả các thiết bị từ xa:
+ Lấy các bảng ghi phân tích sự cố;
+ Lấy các bảng trình tự sự kiện.
 Giám sát hình ảnh, bảo vệ, chống chảy nổ:
+ Hệ thống tích hợp chức năng quan sát từ xa các thiết bị nhất thứ, nhị thứ, phòng
điểu khiển tại trạm từ xa qua camera.
+ Hệ thống được kết nối với hệ thống báo cháy, báo khói, an ninh trong trạm.


462 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
3. THỰC HIỆN NĂM 2016

Năm 2016, Tổng công ty Điện lực miền Bắc xây dựng các trung tâm điều khiển
xa (TTĐKX) và các trạm biến áp (TBA) không người trực trên lưới điện Tổng công ty
với quy mơ 8 trung tâm điều khiển xa tại 8 tỉnh:
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hà Nam.
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hưng Yên.
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Thái Nguyên.
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hà Tĩnh.
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hịa Bình.
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Sơn La.
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Bắc Ninh.
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Vĩnh Phúc.
Với quy mơ đầu tư:
Tại các TTĐKX:
• Các TTĐKX được xây dựng tại các phòng điều độ của các cơng ty điện lực.
• Đầu tư thiết bị phần cứng: gồm các thiết bị công nghệ thông tin như hệ thống
máy tính chủ…
• Mua sắm phần mềm SCADA với mục tiêu thu thập, giám sát, điều khiển từ xa
đối với các thiết bị tại các TBA 110 kV, các thiết bị trung thế, thiết bị cảnh báo sự cố…

và các chức năng nâng cao DMS, OMS… trên lưới điện khu vực tỉnh hiện tại và tương
lai.
• Đào tạo và chuyển giao cơng nghệ.
Tại các TBA 110 kV:
• Bổ sung thiết bị thu thập tín hiệu Scada.
• Chia sẻ dữ liệu thu thập về TTĐKX.
• Cải tạo TBA theo tiêu chí TBA không người trực.

3.1. Tại các trung tâm điều khiển xa
Với mục tiêu đồng bộ các thiết bị phần cứng cũng như phần mềm SCADA tại 8
TTĐKX, đồng thời thuận lợi cho công tác quản lý vận hành, xây dựng các quy trình vận
hành cũng như xử lý sự cố…, Tổng công ty Điện lực lựa chọn phương án mua sắm thiết
bị phần cứng và phần mềm đồng bộ cho 8 TTĐKX.


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 463

3.1.1. Thiết bị phần cứng
Hệ thống thiết bị phần cứng bao gồm các máy tính chủ (Scada Server, historical
server, camara server), máy tính kỹ sư, hệ thống mạng và thiết bị đồng bộ thời gian.
Với việc học tập kinh nghiệm các đơn vị trong toàn Tập đoàn Điện lực Việt Nam
đã lựa chọn được các thiết bị phần cứng có chất lượng cao, vận hành ổn định.

3.1.2. Hệ thống phần mềm SCADA.
3.1.2.1. Lựa chọn phần mềm SCADA
Hiện nay các phần mềm SCADA tại các đơn vị trong Tập đoàn Điện lực Việt
Nam rất đa dạng, do nhiều nhà cung cấp khác nhau (ATS, Siemens, ABB, Suverlant…).
Việc lựa chọn phần mềm SCADA phù hợp với kết cấu lưới điện hiện tại cũng như phát
triển trong tương lai là rất quan trọng. Tổng công ty Điện lực miền Bắc chú trọng việc
chuẩn bị hồ sơ mời thầu với một số điểm lưu ý:

• Xây dựng tiêu chí kỹ thuật TTĐKX và TBA khơng người trực trên cơ sở tham
khảo các đơn vị.
• Bổ sung những yêu cầu chặt chẽ về công nghệ, giải pháp phù hợp với lưới điện
hiện hữu và phát triển tương lai.
• Chú trọng năng lực kinh nghiệm và các hợp đồng đã thực hiện của nhà thầu.
• Kiểm tra năng lực thực tế của nhà thầu thông qua các dự án đã thực hiện.
Hiện nay rất nhiều phần mềm SCADA tại các trung tâm điều khiển xa được các
nhà cung cấp tự tích hợp bởi các modul khác nhau từ nhiều nhà sản xuất đơn lẻ. Do vậy
phần mềm không đồng bộ, ảnh hưởng đáng kể đến q trình vận hành (khơng ổn định,
hay xuất hiện các lỗi…). Đặc biệt việc tiếp nhận cơng nghệ gặp nhiều khó khăn, phụ
thuộc vào nhà thầu nhiều.
Với việc yêu cầu kỹ thuật tất cả các modul được tích hợp trên cùng nền tảng do
một nhà sản xuất chỉ có những nhà sản xuất có uy tín và có nhiều kinh nghiệm trong
việc sản xuất, tích hợp phần mềm mới đáp ứng được.
Do vậy các yêu cầu kỹ thuật phần mềm xem xét như:
• Các modul phần mềm phải cùng nền tảng (một nhà SX).
• Tích hợp sẵn tính năng nâng cao như DMS, OMS, bản đồ số GIS…
• Phần mềm đã được sử dụng các TTĐKX có cấu trúc tương đương.
• Kinh nghiệm nhà sản xuất.
Ngồi việc đánh giá năng lực nhà thầu thơng qua hồ sơ dự thầu, Tổng công ty
Điện lực miền Bắc tổ chức đánh giá các đặc tính kỹ thuật của phần mềm trực tiếp trên
mơ hình thực tế.


464 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
Với những yêu cầu kỹ thuật như trên, nhiều nhà cung cấp phần mềm không chứng
minh được các đặc tính kỹ thuật trên mơ hình thực tế.
Qua bước đánh giá khách quan lựa chọn phần mềm:
• Tên phần mềm: Spectrum.
•

Nhà sản xuất: Siemens  Đức.

• Hỗ trợ tất cả các chuẩn truyền thông: IEC 608705101, IEC 608705104,
ICCP, OPC…
• Ngồi chức năng cơ bản của hệ thống SCADA thơng thường, phần mềm cịn
được tích hợp các tính năng nâng cao như DMS, OMS…
• Tất cả các modul của hệ thống được tích hợp do cùng một nhà sản xuất…
3.1.2.2. Chuyển giao công nghệ
a. Công tác chuẩn bị
 Đầu tư trang thiết bị:
Tháng 5/2015 Cơng ty TNHH MTV Thí nghiệm điện miền Bắc (ETC1) đầu tư
mua sắm VTTB để lắp đặt mơ hình trung tâm điều khiển xa và TBA biến áp khơng
người trực bao gồm:
+ Mơ hình trung tâm điều khiển xa: Trang bị hệ thống thiết bị phần cứng bao
gồm hệ thống máy tính chủ.
+ Mơ hình TBA không người trực: trang bị tủ thu thập dữ liệu bao gồm máy
tính data gateway, các bộ thu thập dữ liệu BCU và các IED (rơle bảo vệ, đồng hồ đo
lường đa chức năng…) tương đồng với các thiết bị trên lưới điện.
+ Mua sắm phần mềm SCADA tại trung tâm điều khiển xa và phần mềm thu
thập, xử lý dữ liệu tại trạm biến áp.
 Nhân lực:
+ Tận dụng nhân lực sẵn có, những kỹ sư có nhiều kinh nghiệm trong cơng tác
thí nghiệm hiệu chỉnh hệ thống rơle bảo vệ cũng như mạch nhị thứ.
+ Tự thiết kế, xây dựng mơ hình trung tâm điều khiển xa và TBA không người
trực.
+ Tự nghiên cứu các phần mềm (tham khảo nhà sản xuất) để xây dựng và phát
triển hệ thống.

PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 465

b. Triển khai dự án
Để làm chủ hồn tồn cơng nghệ trong việc xây dựng các trung tâm điều khiển xa,
Tổng công ty đã yêu cầu điều khoản trong hồ sơ mời thầu mua sắm phần mềm phải
chuyển giao cơng nghệ hồn tồn.
Đào tạo trước khi triển khai cài đặt tại 08 trung tâm:
• Đào tạo trên mơ hình.
• Hình thức đào tạo: trực tuyến cho tất cả các nước trên thế giới.
• Địa điểm đào tạo: văn phịng Siemens Việt Nam.
• Giảng viên: các chun gia Siemens  Đức.
• Kết thúc khóa đào tạo, trên nền tảng kiến thức đã có các kỹ sư của ETC1 đã
hiểu được phần mềm trước khi đi vào thực tế.
Đào tạo khi triển khai cài đặt, xây dựng cơ sở dữ liệu:
• Giai đoạn 1: Việc cài đặt phần mềm và xây dựng cơ sở dữ liệu (02 trung tâm
Hà Nam và Vĩnh Phúc) do chuyên gia Siemens nước ngoài trực tiếp thực hiện dưới sự
giám sát các kỹ sư ETC1.
• Giai đoạn 2: Các kỹ sư ETC1 cùng cài đặt và xây dựng cơ sở dữ liệu cùng
chuyên gia Siemens (04 trung tâm).
• Giai đoạn 3: Các kỹ sư ETC1 trực tiếp cài đặt và xây dựng cơ sở dữ liệu tại 02
trung tâm Thái Nguyên và Bắc Ninh.
Kết thúc giai đoạn này: Đến nay các kỹ sư của ETC1 đã chủ động trong việc cài
đặt phần mềm cũng như việc xây dựng cơ sở dữ liệu tại các trung tâm. Hiện nay việc
thay đổi cơ sở dữ liệu, mở rộng hệ thống cũng như thử nghiệm tín hiệu End to End từ
các TBA về TTĐKX: các kỹ sư ETC1 có thể chủ động được hồn tồn, khơng phụ
thuộc vào nhà sản xuất.
Đào tạo nâng cao:
• Các tính năng nâng cao của hệ thống như DMS, OMS…
• Hướng dẫn đào chuyên sâu hệ thống.
• Địa điểm đào tạo: tại Siemens  Đức.

Mục tiêu khóa đào tạo: Khai thác các chức năng nâng cao, hiểu sâu hơn về hệ
thống và đặc biệt chủ động ứng dụng các tính năng nâng cao như DMS, OMS trong giai
đoạn tiếp theo.
3.1.1.3. Tại các trạm biến áp
• Cải tạo 56 TBA đáp ứng theo tiêu chí khơng người trực.
• Đầu tư hệ thống thu thập dữ liệu (Data gateway).


466 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
3.1.1.4. Kết quả đạt được
Đến tháng 7 năm 2017, Tổng công ty đã thử nghiệm và điều khiển xa được 20
TBA 110 kV.
Đặc biệt đến nay các kỹ sư ETC1 làm chủ được hồn tồn được cơng nghệ hệ
thống phần mềm SCADA đáp ứng yêu cầu nâng cấp, mở rộng hệ thống.
Các TBA đóng điện năm 2017 tại các tỉnh đã có TTĐKX thực thiện ghép nối và
thử nghiệm tín hiệu từ các TBA về TTĐKX.
4. KẾ HOẠCH THỰC HIỆN CHO CÁC NĂM TIẾP THEO ĐẾN 2020

Xây dựng TTĐKX: từ năm 2018 đến 2020 EVNNPC xây dưng TTĐK tại 16 tỉnh
cịn lại: Bắc Giang, Thái Bình, Quảng Ninh, Thanh Hóa, Nghệ An, Lào Cai, Nam Định,
Phú Thọ, Tuyên Quang, Lạng Sơn, Yên Bái, Lai Châu, Cao Bằng, Bắc Kạn, Điện Biên,
Hà Giang. Trong đó EVNNPC dự kiến ưu tiên xây dựng TTĐK trước tại các tỉnh có số
lượng trạm nhiều, có nhiều trạm đã sẵn sàng chuyển sang chế độ không người trực.
5. KẾT LUẬN

Được sự quan tâm chỉ đạo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, với sự vào cuộc của
tồn Tổng cơng ty Điện lực miền Bắc, dự kiến cuối năm 2017 NPC sẽ đưa vào vận hành
08 Trung tâm điều khiển xa vào làm việc.