Một số giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác hệ thống SCADA/DMS phục vụ công tác điều độ thời gian thực

PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 543

MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
KHAI THÁC HỆ THỐNG SCADA/DMS
PHỤC VỤ CÔNG TÁC ĐIỀU ĐỘ THỜI GIAN THỰC
Nông Ngọc Anh
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội
Tóm tắt: Bài báo này đề cập đến qua trình ứng dựng hệ thống SCADA/DMS phục vụ
công tác chỉ huy điều độ lưới điện của EVNHANOI. Hệ thống SCADA là công cụ hữu
hiệu để có đầy đủ thơng tin tức thời giúp điều độ viên đưa ra phương án vận hành tối
ưu, xử lý sự cố kịp thời, chính xác và thực hiện nhiệm vụ sa thải/khơi phục phụ tải có
tính chọn lọc, bảo đảm kiểm soát phạm vi mất điện theo thứ tự đã được định trước.
Ngoài ra sử dụng SCADA sẽ giúp cho nhân viên vận hành theo dõi tình trạng lưới điện
một cách chính xác và đầy đủ nhất. Điều độ viên kiểm sốt tốt các thơng số liên quan
đến chất lượng điện năng như điện áp, dịng điện, cơng suất tác dụng, cơng suất phản
kháng trên lưới để cần có những điều chỉnh kịp thời theo biểu đồ phụ tải.
Qua thời gian vận hành, hệ thống SCADA đã mang lại những hiệu quả tích cực rõ ràng
ở tất cả các khâu trong công tác vận hành lưới điện phân phối như giúp cho việc thao
tác các thiết bị trên lưới điện chính xác, nhanh chóng, giảm thời gian xử lý sự cố;
nhanh chóng cung cấp điện trở lại cho khách hàng, tiết kiệm được thời gian, chi phí để
đi tới các thiết bị, giảm thiểu thời gian mất điện cho khách hàng đồng thời đảm bảo
lưới điện vận hành an toàn, liên tục, tin cậy và kinh tế.
Các bài toàn DMS đã từng bước được tìm hiểu nghiên cứu khai thác ứng dụng vào
thực tế phục vụ công tác vận hành.
Từ thực tế quản lý vận hành và phát triển hệ thống SCADA/DMS. Bài báo này gợi ý
một số giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả khai thác hệ thống SCADA/DMS phục vụ
công tác điều độ thời gian thực.

1. LỊCH SỬ HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG SCADA/DMS CỦA
EVNHANOI

Đầu những năm 2000, EVNHANOI có chủ trương đầu tư một hệ thống
SCADA/DMS để phục vụ giám sát các trạm biến áp khu vực Thành phố Hà Nội. Từ
năm 2003, EVNHANOI đầu tư triển khai trang bị hệ thống SCADA/DMS do hãng
ABB cung cấp, đến 6/2005 đưa hệ thống vào vận hành chính thức có cấu trúc hệ thống
như sau:
Hệ thống được trang bị:
 02 máy tính chủ ứng dụng SCADA/DMS;
 02 máy tính chủ tiền xử lý (có 12 cổng kết nối, hệ thống cho phép kết nối 25
trạm và có thể mở rộng đến 32 trạm);


544 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017
 01 máy tính chủ lưu dữ liệu quá khứ (Data Warehouse);
 01 máy tính chủ DE (Data Enginering);
 05 máy tính trạm trong đó (03 dành cho điều độ viên, 01 tạo lập cơ sở dữ liệu
và vẽ sơ đồ, 02 giám sát kênh truyền…);
 25 thiết bị RTU560 được lắp đặt tại các trạm;
 Dự án trang bị hệ thống vi ba “Radio link” để thiết lập kết nối từ trung tâm
điều khiển (SCADA/DMS) đến các trạm.
 Các thiết bị mạng, GPS và hệ thống UPS được trang bị đồng bộ theo dự án.
Năm 2007, Công ty Lưới điện Cao thế TP. Hà Nội được thành lập có nhu cầu
giám sát, thu thập thơng tin trực tiếp từ các trạm biến áp 110 kV thuộc EVNHANOI
quản lý. Để giảm chi phí đầu tư Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội đã đề
xuất chuyển 01 máy tính trạm của hệ thống SCADA/DMS sang Công ty Lưới điện Cao
thế TP. Hà Nội để theo dõi giám sát không cấp quyền điều khiển.
Giai đoạn những năm 2008, 2009, hệ thống viễn thơng được quang hố mạnh mẽ,
đồng thời hệ thống Radio link bắt đầu bộc lộ nhiều khuyết điểm về tính ổn định, tin cậy
bị suy giảm do bị can nhiễu từ các băng tần của nhiều hãng Taxi đồng thời do sự phát
triển nhiều nhà cao tầng nên xuất hiện nhiều trạm không thu được tín hiện qua hệ thống
Radio Link.

Đầu năm 2010, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội thực hiện đầu tư
nâng cấp thiết lập kênh số chuẩn V.24 cho tất cả các kênh SCADA kết nối về trung tâm
điều khiển trên cơ sở hạ tầng mạng cáp quang, nên chất lượng kênh truyền đã được cải
thiện rất tốt.
Tuy nhiên từ năm 2013, EVNHANOI đã quản lý trên 30 trạm 110 kV đòi hỏi cấp
thiết phải kết nối được toàn bộ các trạm với hệ thống SCADA/DMS trung tâm, trong
khi đó hệ thống máy tính chủ tiền xử lý (PCU400) theo dự án ban đầu bị hạn chế tối đa
12 cổng kết nối. Để đáp ứng yêu cầu thực tế đòi hỏi phải nâng cấp mở rộng số cổng kết
nối, đồng thời kéo dài và duy trì hệ thống SCADA/DMS trong một thời gian tiếp theo,
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội đã đề xuất trang bị các thiết bị ghép kênh
số “DMM48DCDigital mixing module” và thay đổi cấu hình từ dạng kết nối “điểm –
điểm“ sang dạng kết nối “điểm – đa điểm” để đảm bảo hệ thống có thể kết nối mở rộng
trên 30 trạm. Mặc dù thay đổi sang mơ hình kết nối “điểm – đa điểm” số trạm kết nối
được tăng lên, nhưng phát sinh vấn đề là không thể ghép nhiều trạm trên 01 cổng và ảnh
hưởng đến công tác vận hành khi cần phải xử lý sự cố hoặc kiểm tra thông tin của
một trạm.
Tháng 08/2015 Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc được trang bị hệ thống
SCADA/EMS mới, hệ thống SCADA (SPIDER 400) cũ của ABB sẽ được tách khỏi vận


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 545

hành. Nhận thấy đây là một hệ thống cùng hãng ABB cung cấp có các chức năng và đặc
tính kỹ thuật tương tự, nên lãnh đạo EVNHANOI đã tiến hành khảo sát, đánh giá và đi
đến quyết định là xin tiếp nhận lại hệ thống cũ SPIDER 400 của A1 để tận dụng hệ
thống máy tính chủ tiền xử lý và các hệ thống phụ trợ khác với mong muốn mở rộng
khả năng kết nối và nâng cao hiệu năng cho hệ thống SCADA/DMS của EVNHANOI
đáp ứng kết nối khoảng 48 trạm cho đến khi được trang bị nâng cấp một hệ thống
SCADA/DMS mới.
Đến tháng 4/2016 Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội chính thức tiếp

nhận hệ thống SPIDER cũ của A1. Sau khi tiếp nhận, các kỹ sư đã bắt tay vào tìm hiểu
nghiên cứu để có thể tích hợp hệ thống máy tính tiền xử lý của A1 vào hệ thống
SPIDER 500 của EVNHANOI nhưng đã gặp nhiều khó khăn do các cán bộ được đào
tạo theo dự án cho đến nay hầu hết đã chuyển sang công tác khác, hơn nữa hệ thống đã
đưa vào vận hành trên 10 năm và đã có nhiều lần thay đổi cũng như việc liên lạc với
chuyên gia ABB để được hỗ trợ cũng không thành công do ABB đã phát triển sang một
hệ thống SCADA/DMS mới có tên thương mại là NETMAN khơng cịn sử dụng hệ
điều hành UNIX Tru64 làm nền tảng phát triển ứng dụng SCADA do hệ máy tính chủ
Alpha Server thơng báo ngừng sản xuất từ 31/04/2007 và khơng có thiết bị thay thế từ
25/4/2008 và khơng hỗ trợ người dùng từ 1/2012.
Mặc dù vậy, với nỗ lực của các kỹ sư EVNHANOI LDC và được sự hỗ trợ từ cán
bộ của A1 thì tháng 06/2016 đã tích hợp thành cơng hệ thống máy chủ tiền xử lý
SPIDER 400 cũ của A1 vào hệ thống SPIDER 500 của EVNHANOI đáp ứng khả năng
kết nối đến 64 cổng theo định dạng kết nối “điểm điểm” và nâng cao hiệu năng hệ
thống máy tính chủ tiền xử lý lên gấp đôi, đảm bảo hệ thống vận hành ổn định và tin
cậy cho đến nay, đáp ứng yêu cầu điều khiển xa 5 trạm không người trực, 19 trạm bán
người trực trong năm 2017 và theo chủ trương các trạm mới sau khi đóng điện sẽ phải
đáp ứng trạm biến áp không người trực.
2. HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG SCADA/DMS CỦA EVNHANOI

Hệ thống SCADA/DMS của EVNHANOI không thay đổi, chỉ mở rộng tích hợp
hệ thống tiền xử lý của A1 để mở rộng khả năng kết nối từ 12 cổng trực tiếp lên thành
64 cổng nhằm đảm bảo khả năng kết nối trên 45 trạm và dự kiến đến hết 2017 sẽ kết nối
đến 45 trạm, đặc biệt đảm bảo hiệu năng của hệ thống máy tính chủ tiền xử lý vận hành
ổn định, tin cậy phục vụ cho việc thao tác xa.

2.1. Hệ thống SCADA
 Hệ thống đã đưa vào vận hành trên 10 năm, đặc biệt máy tính chủ Alpha chạy
hệ điều hành Tru64 Unix khơng có phần cứng thay thế.
 Đã kết nối đến toàn bộ các trạm 110/220 kV EVNHANOI quản lý. Tuy nhiên

phần lớn các tín hiệu đo lường, cảnh báo còn thiếu.


546 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
 Các ngăn trung thế của các trạm 220 kV thuộc Công ty Truyền tải 1 quản lý
hiện nay chưa kết nối về đến Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội theo điều 18
của quy định 39/TTBCT của Bộ Công thương.
 Kênh truyền kết nối giữa hai trung tâm điều khiển A1 và EVNHANOI LDC
hiện nay đang tách ra sau khi A1 được trang bị một hệ thống SCADA/EMS mới.

2.2. Các bài toán ứng dụng quản lý năng lượng phân phối
Thực tế chưa được khai thác, do số liệu đầu vào để chạy các bài tốn DMS chưa
có đầy đủ, sai số dữ liệu SCADA còn quá lớn và đặc biệt nhân sự được đào tạo bài bản
có khả năng khai thác được các ứng dụng DMS gần như không được tổ chức triển khai.

2.3. An ninh bảo mật
Hệ thống không được trang bị an ninh bảo mật đủ mạnh để đảm bảo tin cậy an
toàn cao, cụ thể các máy trạm sử dụng hệ điều hành WINXP và không trang bị các thiết
bị phần cứng, phần mềm an ninh bảo mật.
Không được trang bị phần cứng firewall.
Do đó, hệ thống SCADA hiện nay phải cô lập không kết nối với hệ thống mạng
văn phòng và Internet. Dẫn đến việc khai thác dữ liệu từ hệ thống để phục vụ cơng tác
tính tốn, báo cáo, thống kê còn hạn chế.


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 547

2.4. Truy xuất dữ liệu phục vụ công tác vận hành
Hệ thống trang bị chức năng truy xuất báo cáo dưới dạng Excel thông qua công cụ
Excel Spreadsheet. Tuy nhiên công cụ khá nghèo nàn, tuỳ biến hạn chế, thao tác nhiều

bước nên trong thực tế hầu hết khơng khai thác gì cho cơng tác vận hành.
Mặc dù vậy, thực tế khi vận hành trạm khơng người trực địi hỏi cấp thiết phải xây
dựng khai thác dữ liệu quá khứ từ hệ thống SCADA để phục vụ công tác báo cáo thông
số vận hành. EVNHANOI đã nhanh chóng tìm hiểu phát triển thử nghiệm ứng dụng
những kết nối với máy tính chủ dữ liệu quá khứ “Data warehouse” để truy xuất dữ liệu
thông số vận hành phục vụ các bài toán SA, VDI,…. đến nay, 5 trạm không người trực
đều lấy được số liệu từ hệ thống SCADA (xem giao diện chiết xuất dữ liệu);
 Dữ liệu thông số của các trạm sẽ tự động truy xuất 1 giờ/1 lần, mỗi lần kết nối 5
phút từ hệ thống dữ liệu quá khứ của SCADA.
 Dữ liệu thông số này sẽ được đẩy sang máy tính chủ webserver để cung cấp dữ
liệu cho X02, X06 và các phịng ban có nhu cầu số liệu.
Tuy nhiên, phần lớn các trạm hiện nay cần phải bổ sung hồn thiện tín hiệu theo
QĐ 176/EVN để đảm bảo đầy đủ các tín hiệu đo lượng để có thể truy xuất dữ liệu từ hệ
thống dữ liệu SCADA, song song với kết quả thử nghiệm thành cơng thì cần phải đầu tư
nâng cấp phần cứng, phần mềm và trang bị bổ sung các giải pháp an ninh bảo mật trang
website thông số vận hành của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội phục vụ
báo cáo sản xuất điện ngày càng tiệm cận với điều độ thời gian thực cũng như có đầy đủ
số liệu cung cấp cho các bài toàn SA, VDI, MAIFI, SAIFI…
Giao diện minh hoạ kiết xuất dữ liệu từ hệ thống SCADA của EVNHANOI


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

2.5. Hạ tầng viễn thơng
Tổng Cơng ty Điện lực Hà Nội đang đầu tư xây dựng hạ tầng mạng cáp quang và
hạ tầng truyền dẫn phục vụ kết nối các kênh dịch vụ tự động hoá và điều khiển, trong đó
có kênh SCADA đáp ứng tiêu chí an tồn thơng tin, hạn chế tối đa gián đoạn thơng tin
do cơ chế mạch vịng có dự phịng 1+1 với các nhiều ưu điểm như:
 Truyền dẫn mạng viễn thông “layer 2”.
 Các kênh SCADA hiện nay theo tiêu chuẩn V.24.

 Tại mỗi trạm biến áp được tổ chức kết nối về hệ thống SCADA đặt tại X2 sử
dụng kênh số V.24, các kênh kết nối về Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc sử dụng
kênh V.24.
 Đường truyền cáp quang SCADA có kết nối mạch vịng, vận hành độc lập, có
tính bảo mật, khơng phụ thuộc vào dịch vụ của các nhà cung cấp đường truyền khác.
 Các thiết bị truyền dẫn quang trong mạch vịng có khả năng chuyển hướng tự
động khi bị đứt cáp, đảm bảo hệ thống SCADA không bị gián đoạn.
 Chủ động trong cơng tác bảo trì và quản lý vận hành thiết bị.
3. DỰ ÁN HỆ THỐNG SCADA/DMS MỚI ĐANG TRIỂN KHAI

Năm 2016 EVNHANOI thực hiện chủ trương đầu tư nâng cấp một hệ thống
SCADA mới, dự kiến tháng 12/2017 sẽ đưa vào vận hành chính thức, có mơ hình kiến
trúc như sau:


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 549

Một số đặc điểm chính của hệ thống mới:
 Sử dụng hệ điều hành Linux cho các máy tính chủ chính.
 Sử dụng hệ điều hành Window Server 2008 R2 cho các máy chủ cịn lại.
 Các máy tính trạm sử dụng hệ điều hành Window 7 Pro trở lên.
 Sizing hệ thống được mở rộng (kết nối đến 80 trạm, cho phép 25 máy trạm kết
nối dưới dạng giám sát “Only monitoring, not control”).
 Sử dụng phiên bản SCADA/DMS có tên thương mại là Netman 6.5 mới nhất
của ABB.
 Hỗ trợ kết nối: IEC608705101, IEC608705104, OPC.
 Các bài toán ứng dụng DMS (gồm Application monitor, Load flow, Short ciruit
analayis, VoltVar control, Fault localization, isolation and system restoration).
 Khả năng lưu trữ dữ liệu quá khứ đến 3 năm, có thể mở rộng thêm.
 Hệ thống có trang bị thiết bị tường lửa và một số chính sách an ninh bảo mật

tối thiểu, chưa đầy đủ và tin cậy cho một hệ thống điều khiển xa khi kết nối với các trạm
thông qua kết nối mạng Fast Ethernet.
4. MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KHAI THÁC HỆ THỐNG
SCADA/DMS PHỤC VỤ CÔNG TÁC ĐIỀU ĐỘ THỜI GIAN THỰC

4.1. Cơ sở cứ pháp lý
 Căn cứ Quyết định số 1670/QĐTTg ngày 8/11/2012 của Thủ tướng Chính
phủ về việc “Phê duyệt đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam”.
 Công văn số 4725/EVN – KTSX ngày 11/11/2015 của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam về việc định hướng phát triển TTĐK xa và TBAKNT.
 Quyết định 176/QĐEVN ban hành kèm "Quy định Hệ thống điều khiển trạm
biến áp 500 kV, 220 kV, 110 kV trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam" ngày 04 tháng 3
năm 2016.
 Căn cứ “Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA”
kèm theo quyết định số 55/QĐĐTĐL ngày 22 tháng 08 năm 2017.

4.2. Mục tiêu xây dựng TTĐK của EVNHANOI
Để đáp ứng yêu cầu tự động hoá lưới điện từ các khâu truyền tải, phân phối, đo
đếm và tham gia thị trường điện bán buôn và bán lẻ cạnh tranh trong tương lai gần theo
định hướng của Chính phủ, địi hỏi phải xem xét cân nhắc kỹ bức tranh tổng thể cho


550 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017
việc đầu tư, triển khai có hiệu quả hệ thống SCADA/DMS hiện có, cũng như đưa ra các
mục tiêu, giải pháp, để có một lộ trình nâng cấp, đầu tư mới có trọng điểm phù hợp từng
giai đoạn cụ thể… để đạt được các chỉ tiêu phát triển lưới điện thông minh kinh tế, minh
bạch và rõ ràng nhất. Dự kiến mơ hình định hướng triển khai như sau:
 Xây dựng 01 TTĐK đặt tại Trung tâm Điều độ HTĐ TP. Hà Nội.
 Thành lập các tổ TTLĐ đặt tại các TBA.
 Tại các công ty điện lực quận, huyện trang bị hệ thống kết nối đến các

Recloser, RMU, LBS, thiết bị cảnh báo sự cố có truyền thông.
 TTĐK sẽ kết nối đến các trạm 220/500 kV cấp điện cho Thành phố Hà Nội do
Công ty Truyền tại 1 quản lý (lấy các tín hiệu phía trung thế).
 Kết nối ICCP giữa hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện
TP. Hà Nội với Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc để chia sẻ và trao đổi dữ liệu qua
giao thức ICCP theo lộ trình định hướng tại Cơng văn số 4725/ EVN KTSX.
 Áp dụng các bài tốn DMS vào cơng tác Quản lý năng lượng phân phối là yêu
cầu trọng tâm sau khi thành lập TTĐK của EVNHANOI trong năm 2017.
 Sắp xếp, tổ chức và kiện tồn các phịng ban của Trung tâm Điều độ Hệ thống
điện TP. Hà Nội đáp ứng yêu cầu tự động hoá trong đo lường và điều khiển lưới điện
trong thời gian tới.
 Lập kế hoạch xây dựng một hệ thống SCADA mới có khả năng dự phịng và
chia sẻ thơng tin giữa Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP. Hà Nội và Công ty lưới
điện cao thế TP. Hà Nội. Đặc biệt trang bị đầy đủ các bài toán ứng dụng cần thiết đáp
ứng lộ trình lưới điện thơng minh “Smart grid” của EVN và Chính phủ.
 Đáp ứng lộ trình phát triển lưới điện thơng minh của Chính phủ cũng như các
chỉ đạo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về phát triển các Trung tâm điều khiển và
TBA 220/110 kV không người trực.
 Áp dụng các giải pháp tự động hóa lưới điện cao áp, trung áp nhằm nâng cao
độ tin cậy, an toàn, kinh tế và ổn định trong cung cấp điện cho khách hàng. Từng bước
hiện đại hóa cơng nghệ để nâng cao năng suất lao động và giảm số lượng nhân viên vận
hành tại các trạm biến áp.
 Nâng cao hiệu quả công tác chỉ đạo quản lý vận hành, bảo trì hệ thống lưới
điện nhằm tối ưu hóa quản lý và chi phí vốn đầu tư.
 Làm chủ công nghệ, tiến tới không phụ thuộc nhà cung cấp phần mềm của hệ thống.
Để tiết giảm chi phí đầu tư cần xây dựng kế hoạch, lộ trình nâng cấp cải tạo và
đầu tư mới đồng bộ Trung tâm điều khiển xa (TTĐK) và trạm biến áp 220 kV/110 kV


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 551

không người trực, từng bước đầu tư công nghệ cho các công ty điện lực thuộc Tổng
công ty Điện lực Hà Nội sang chế độ vận hành điều độ lưới điện thời gian thực có xem
xét đến các yếu tố tham gia thị trường bán bn và bán lẻ cạnh tranh.

ICCP/IEC10

Recloser

LBS
Mơ hình định hướng Trung tâm điều khiển xa của EVNHANOI

4.3. Giải pháp kỹ thuật định hướng
Trên cơ sở lộ trình phát triển lưới điện thơng minh của Chính phủ và định hướng
xây dựng các hệ thống SCADA/DMS của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, EVNHANOI
thấy rằng cần xem xét tổng thể các giải pháp kỹ thuật cốt lõi, đồng bộ và nhất quán ở
các cấp điều độ lưới điện và phương thức kết nối chia sẻ thông tin giữa mảng vận hành
điều độ với mảng kinh doanh điện năng:
 Đối với hệ thống SCADA, trung tâm TTĐK cần lựa chọn kiến trúc hệ thống
mang tính kế thừa hạn chế việc thay đổi cả hệ thống sang một hệ thống mới, cho nên
dự án SCADA/DMS của EVNHANOI đang triển khai tiếp tục sử dụng công nghệ của
hãng ABB để nâng cấp phát triển:


552 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017
 Kích cỡ và hiệu năng của hệ thống SCADA đang triển khai đáp ứng đề án
TTĐK với chi phí hợp lý, kỹ thuật như trang bị hệ thống phần cứng, phần mềm và hệ
quản trị cơ sở dữ liệu thời gian thực quá khứ đáp ứng tới 2025.
 Luồng dữ liệu, phương thức và giao thức kết nối và chia sẻ giữa dữ liệu các
khối chức năng và lớp ứng dụng đáp ứng tiêu chuẩn kỹ thuật.

a. Ở cấp trạm biến áp: Thiết lập kết nối mạng dạng “topology” sao hoặc vòng sử
dụng sợi quang và sử dụng giao thức IEC61850 để kết nối giữa các IEDs, từ các IEDs
kết nối với các thiết bị ở cấp thấp hơn dùng Modbus để kết nối đến các thiết bị đo đa
năng “multimeter”.
b. Ở cấp trạm biến áp nối về TTĐK sử dụng hạ tầng mạng cáp quang trên nền
tảng công nghệ Fast Ethernet (mạng IP hội tụ) để thiết lập kênh SCADA sử dụng giao
thức IEC608705104, Voice IP, Camera IP,… Tuy nhiên hạ tầng mạng viễn thông
TDM vẫn được duy trì làm dự phịng cho đến khi hạ tầng mạng WANHTĐ dùng riêng
được thiết lập và có dự phòng 1+1 cùng với hệ thống SCADA mới đưa vào vận hành
chính thức.
c. Ở cấp độ kết nối giữa các trung tâm điều khiển sử dụng phương thức kết nối
theo chuẩn ICCP là phù hợp. Tuy nhiên, trong tương lai việc chia sẻ dữ liệu theo chuẩn
CIM là cần thiết theo định hướng chia sẻ cơ sở dữ liệu dung lượng lớn, tập trung đảm
bảo tính thời gian thực, có khả năng đồng bộ và nhất quán kết nối giữa các trung tâm
điều khiển cũng như giữa hai hệ thống OT và IT phục vụ song song hai nhiệm vụ có
tính đồng nhất, bổ trợ cho nhau giữa mảng vận hành lưới điện và kinh doanh điện năng
(thị trường điện).
 Kiến trúc SCADA/DMS đang đầu tư nâng cấp đã xem xét đến các giải pháp an
ninh, an toàn bảo mật, như thiết kế dạng phân tán nhiều lớp và có các chính sách và giải
pháp an ninh phần cứng, phần mềm. Đặc biệt xây dựng các chính sách an ninh có thể
thay đổi tuỳ biến thích ứng với các kịch bản giả định bị tấn công, chiếm quyền điều
khiển, mất mát dữ liệu, gây nhiễu loạn thông tin trên hệ thống SCADA.
 Chức năng SCADA tại TTĐK phải được xây dựng đầy đủ các tính năng giám
sát, thu thập và điều khiển chi tiết tương tự như một TBAKNT. Tuy nhiên, vướng mắc
lớn nhất hiện nay đó là cải tạo, nâng cấp các TBA đạt tiêu chuẩn TBAKNT thì cần phải
xem xét nghiên cứu và giải quyết nhiều vấn đề:
+ Thu thập đầy đủ tín hiệu theo QĐ176/EVN, tại TTĐK phải có khả năng giám
sát, thu thập điều khiển chi tiết đến mức ngăn, mức thiết bị,…
+ Khi sự cố xảy ra việc lấy thông tin sự cố, khởi tạo lại “reset” các cảnh báo để có
thể đóng/mở lại dao, máy cắt... tăng giảm nấc máy biến áp.

+ Các TBA hiện nay hầu hết chưa giám sát, thu thập điều khiển nguồn AC/DC và
tự dùng... của trạm. Mặc dù là các vấn đề kỹ thuật mang tính tiểu tiết nhưng sẽ ảnh
hưởng khơng nhỏ trong q trình thao tác xa.


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 553

+ Các thông số phục vụ vận hành điều độ thời gian thực và báo cáo thống kê sẽ có
sự thay đổi về mặt pháp lý.
+ Trang bị hệ thống camera giám sát tại trạm phải lưu ý các vấn đề kỹ thuật như
phát hiện cảnh báo đột nhật giám sát cửa ra/vào trạm, nhận dạng hình ảnh, trang bị
các loại cảm biến nhiệt, tiếp điểm I/O… để có thể tích hợp được với hệ thống SCADA.
Hệ thống Camera tại các trạm biến áp cũng cần được kết nối đến hệ thống camera đặt
tại TTĐK và Công ty Lưới điện cao Thế TP. Hà Nội.
+ Tiêu chuẩn kỹ thuật về PCCC tại trạm biến áp.
+ Việc phân cấp và chia sẻ thông tin vận hành cho tổ TTLĐ là hết sức cần thiết để
hỗ trợ cho điều độ viên tại TTĐK có quy mơ lớn hơn 40 trạm như EVNHANOI.
+ Tại Phòng Điều độ các công ty điện lực cũng xem xét được trang bị các hệ
thống giám sát, thu thập dữ liệu các ngăn lộ trung thế xuất tuyến thuộc đơn vị mình
quản lý.
 Số liệu để chạy các bài toán ứng dụng DMS hiện nay mới dừng lại ở cấp trạm
biến áp, việc trang bị Recloser, RMU, LBS trên lưới trung thế để có thể giám sát, thu
thập và điều khiển xa tại các điện lực là nhu cầu cấp thiết nhằm đáp ứng yêu cầu điều độ
như giảm thời gian xử lý sự cố, cô lập sự cố,… mặt khác là kênh thơng tin đầu vào cho
phép các bài tồn quản lý phân phối năng lượng có thể tính tốn, phân tích, tối ưu hố
lưới điện phân phối. Để có chạy các bài toán DMS, OMS… theo khuyến nghị tối thiểu
trên 1 ngăn trung thế phụ tải cần đặt tối thiểu khoảng 2 ÷ 4 thiết bị recloser hoặc RMU
hoặc LBS để giam sát, thu thập dữ liệu với chất lượng tín hiệu đầu vào phải đạt khoảng
trên 70%.
 Các quy chuẩn giao diện phần mềm SCADA/DMS:

 Trao đổi dữ liệu theo chuẩn CIM: Common Interface Model: Mơ hình giao
diện thơng tin chung.
 Chuẩn nhập/xuất dữ liệu theo định dạng *.csv của Microsoft Excel khi xây
dựng dữ liệu, chiết xuất thông tin báo cáo...
 Chuẩn DXF để nhập/xuất các trang màn hình hiển thị từ cơng cụ xây dựng
HMI hay từ bản vẽ Autocad.
 Chuẩn nhập/xuất dữ liệu phù hợp với định dạng phần mềm PSS/E.
 ODBC, DDE để kết nối dữ liệu báo cáo thời gian thực và quá khứ.
 Sử dụng ngôn ngữ truy vấn cơ sở dữ liệu SQL  Structured Query Language.
 Chuẩn chiết xuất dữ liệu cho nền web sử dụng XML: Extensible Markup
Language: Ngôn ngữ đánh dấu mở rộng.


554 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017
 Đối với hạ tầng viễn thơng là thành phần quan trọng ảnh hưởng trực tiếp
đến chất lượng hệ thống SCADA/DMS trong đó bao gồm vấn đề an ninh bảo mật.
Danh sách một số kênh dịch vụ tự độ hoá điều khiển

TT

Tên dịch vụ

Loại giao diện

Mạng truyền dẫn

1

Kênh bảo vệ ĐZ

E1

SDH

2

Kênh sa thải đặc biệt

E1

SDH

3

Kênh SCADA theo IEC608705101

E1

SDH

4

Kênh SCADA theo IEC608705104

FE

WAN HTĐ

5

Kênh Hotline (Voice IP)

FE

WAN HTĐ

6

Kênh ghi sự cố/giám sát (Fault Recorder)

FE

WAN HTĐ

7

Kênh giám sát VH TBA

FE

WAN HTĐ

8

Camera giám sát TBA khơng người trực

FE

WAN HTĐ

9

Dự phịng các dịch vụ tương lai trên Metro

FE

WAN HTĐ

10

Các phần mềm ứng dụng, hệ thống HNTH
phục vụ SXKD

FE

WAN EVNHANOI

Mơ hình mạng WANHTĐ sau khi được đầu tư nâng cấp


PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 555

EVNHANOI đang triển khai một hạ tầng WANHTĐ trong đó các dịch vụ kênh
OT, IT trong hệ thống VTDR của đơn vị về cơ bản sẽ độc lập kèm theo đó sẽ xây dựng
cơ chế tổ chức quản lý vận hành xuyết suốt, đảm bảo khi có sự cố đứt cáp quang, lỗi
thiết bị xảy ra thì thời gian khơi phục kết nối khơng quá 24 giờ.
Đối với TBAKNT cần xây dựng các bộ tiêu chuẩn kỹ thuật thống nhất, đồng bộ
trên cơ sở đó làm căn cứ để đưa các trạm mới vào vận hành đúng yêu cầu đặt ra cũng
như có căn cứ lập kế hoạch triển khai đầu tư phân kỳ nhiều giai đoạn để hồn thành mục
tiêu lộ trình chuyển đổi các trạm biến áp hiện hữu chưa đạt tiêu chuẩn kỹ thuật thành

TBAKNT trước năm 2020. Cụ thể sẽ gồm các bộ tiêu chuẩn kỹ thuật sau:
1. Thiết bị nhất thứ, nhị thứ và hệ thống điều khiển bảo vệ
2. Hệ thống nguồn AC/DC
3. Hệ thống camera giám sát tại trạm
4. Hệ thống đo đếm điện năng
5. Hệ thống đọc thông tin sự cố từ rơle
6. Thiết bị GPS
7. Kiến trúc TBAKNT
8. Hệ thống chiếu sáng
9. Hệ thống giám sát nhiệt độ và độ ẩm
10. Hệ thống PCCC
11. Kiểm tra định kỳ, sửa chữa bảo dưỡng thiết bị
12. An ninh bảo vệ trạm
 Đối với việc giám sát, thu thập và điều khiển xa trên lưới trung thế tại các
công ty điện lực
Tại các công ty điện lực sẽ trang bị 01 gateway để giám sát, thu thập và điều khiển
các Recloser, RMU, LBS trên lưới trung thế thông qua kết nối 3G, 4G hoặc kênh sợi
quang trực tiếp, sau đó thiết bị này sẽ kết nối với TTĐK qua mạng WANHTĐ bằng
giao thức IEC608705104.
Tại công ty điện lực cũng trang bị 01 workstation xem thông tin dữ liệu SCADA,
sơ đồ trạm biến áp thuộc khu vực điện lực quản lý. Workstation này sẽ kết nối vào
mạng WANEVNHANOI trên một VLAN riêng biệt, có kiểm sốt về an ninh bảo mật
để có thể kết nối đến máy tính chủ Webserver SCADA thứ cấp (dữ liệu là bản sao của
hệ thống SCADA).


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

LBS
Cơng ty

điện lực

Recloser
Internet

Cơng ty Điện lực xem
dữ liệu, sơ đồ trạm
110 kV từ máy chủ
Web server

 Nhân sự, đào tạo và chuyển giao công nghệ
 Trong đề án/dự án phải yêu cầu các nhà thầu cam kết đào tạo hướng dẫn chủ
đầu tư cài đặt, cấu hình và xây dựng cơ sở dữ liệu, giao diện, báo cáo… từ khâu thiết
kế, cài đặt, xây dựng cho đến cơng tác bảo trì hệ thống. Để đảm bảo các kỹ sư sẽ có
điều kiện nắm bắt từ khâu thiết kế, cài đặt, cấu hình, tích hợp hệ thống.
 Kế hoạch đào tạo phải phù hợp với từng giai đoạn triển khai dự án. Khuyến
khích có các chương trình đào tạo chuyên sâu dạng “On the job training” tại nhà sản
xuất và các khố đào tạo có tính chất phát triển hệ thống.
 Xây dựng, biên soạn các quy trình, quy phạm và tài liệu hướng dẫn: Trong quá
trình triển khai cùng với tài liệu hướng dẫn các kỹ sư nhanh chóng nắm bắt được và
biên soạn thành các tài liệu phục vụ cơng tác vận hành, bảo trì.
 Cơng cụ dụng cụ: Cần lưu ý xem xét trang bị công cụ, dụng cụ nhằm đáp ứng
yêu cầu vận hành và bảo trì hệ thống khi đưa vào vận hành. Đặc biệt sẽ xây dựng phịng
thí nghiệm (LAB) để có cơ sở nghiên cứu, làm chủ và phát triển hệ thống.
5. KẾT LUẬN

 Điều độ lưới điện thời gian thực:
Đảm bảo ở 3 cấp điều độ đều được trang bị hệ thống SCADA, riêng EVNHANOI
ngồi thành lập 01 TTĐK chính, trong tương lai có thể xem xét trang bị thêm 01 TTĐK

PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 557

dự phòng tối thiểu, đồng thời do các yếu tố kinh tế, chính trị và u cầu về cung cấp
điện có tính chất đặc biệt. Nên xem xét đầu tư tại các công ty điện lực được trang bị 01
“Remote console”, thiết bị này sẽ kết nối với TTĐK để giám sát các TBA thuộc khu
vực quản lý của Điện lực trên cơ sở phân cấp điều khiển.
 Quản lý phân phối năng lượng:
Các bài toán quản lý phân phối năng lượng cần được cụ thể hố phục vụ cơng tác
điều độ và tính toán tối ưu lưới điện phụ tải nhằn nâng cao các chất lượng điện năng
phục vụ khách hàng thông qua các chỉ số SA, VDI, Safi, maifi,…
 Tham gia thị trường bán buôn, bán lẻ cạnh tranh:
Việc xây dựng hệ thống SCADA/DMS là cơ sở nền tảng để phát triển thị trường
điện bán buôn và bán lẻ cạnh tranh theo lộ trình của Chính phủ.
 Hệ thống SCADA sẽ được tích hợp và mở rộng các hệ thống ứng dụng ADMS,
OMS, DTS, MMS, GIS.
Xu thế cơng nghệ địi hỏi việc tích hợp dùng chung và chia sẻ dữ liệu giữa các
mảng công nghệ/công việc khác nhau nhưng cùng mục tiêu là quản lý tổ chức hiệu quả
và phục vụ khách hàng tốt nhất.
 Tự động hóa điều khiển các khâu truyền tải, phân phối, đo đếm và thị trường
điện theo định hướng (smart grid) của Chính phủ và EVN về việc hồn thiện phát triển
lưới điện thơng minh của Tổng công ty Điện lực Hà Nội.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] EVN (2017), Báo cáo tổng kết EVN năm 2016. Hà Nội.
[2] TTg, "Quyết định 428/QĐTTg Phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc
gia giai đoạn 2011 2020 có xét đến năm 2030," MOIT, Ed., ed. Hà Nội: TTg, 2016.
[3] EVN (2016), Nghị quyết về công tác tăng cường độ tin cậy, ổn định của hệ thống điện
Việt Nam. Hà Nội.
[4] Tài liệu dự án "Nâng cấp hệ thống SCADA của Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội".
[5] Đề án "Xây dựng Trung tâm điều khiển và Trạm biến áp không người trực"  EVNHANOI

tháng 09/2017.
GIỚI THIỆU TÁC GIẢ
Họ và tên: Nông Ngọc Anh Năm sinh: 1976
Học hàm, học vị: Kỹ sư
Nơi cơng tác: Phịng Cơng nghệ thông tin – Trung tâm Điều độ Hệ thống điện
TP. Hà Nội.
Chức vụ: Phó Trưởng phịng.
Email:
Điện thoại liên hệ: 0966 966 828