Nghiên cứu ứng dụng hệ thống scada, AMI, PMU và đề ra giải pháp vận hành lưới điện phân phối do tổng công ty điện lực tp hồ chí minh quản lý

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN VĂN TOÀN

NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG HỆ THỐNG SCADA, AMI, PMU
VÀ ĐỀ RA GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
DO TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM QUẢN LÝ

STUDY OF SCADA, AMI, PMU SYSTEM AND ITS APPLICATION
FOR HCM CITY’S DISTRIBUTION GRID

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 8 năm 2019


Cơng trình được hồn thành tại: Trường Đại học Bách Khoa – ĐHQG-HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS. HUỲNH QUANG MINH
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)
Cán bộ chấm nhận xét 1: ..........................................................................................
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)
Cán bộ chấm nhận xét 2: ..........................................................................................
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)
Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp. HCM
ngày . . . . . tháng . . . . năm 2019
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ)

1. ............................................................
2. ............................................................
3. ............................................................
4. ............................................................
5. ............................................................
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên
ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).
CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

TRƯỞNG KHOA…………


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên: Nguyễn Văn Toàn

MSHV: 1670836

Ngày, tháng, năm sinh: 22/10/1975

Nơi sinh: TP. HCM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60520202

I. TÊN ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG HỆ THỐNG SCADA, AMI,
PMU VÀ ĐỀ RA GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI DO
TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM QUẢN LÝ
NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
Nhiệm vụ 1: Nghiên cứu ứng dụng tính năng kỹ thuật các hệ thống SCADA,
AMI, PMU.
Nhiệm vụ 2: Đề ra giải pháp áp dụng cho vận hành lưới điện phân phối Tổng
Công ty Điện Lực TP. HCM quản lý.
II. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 03/5/2019
III. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 28/7/2019
IV. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Huỳnh Quang Minh
Tp. HCM, ngày …. tháng…. năm 2019
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TS Huỳnh Quang Minh
TRƯỞNG KHOA …………..


LỜI CẢM ƠN
Trước hết, cho phép tôi được báy tỏ lời cảm ơn sâu sắc nhất tới Quý Thầy Cô
nhà trường, Quý Lãnh đạo và chuyên viên Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí
Minh đã giúp đỡ tơi trong suốt quá trình nghiên cứu thực hiện đề tài luận văn tốt
nghiệp này.
Tôi xin được trân trọng gửi lời tri ân đến Thầy TS Huỳnh Quang Minh đã tận
tình hướng dẫn, định hướng nghiên cứu để tơi hồn thành luận văn đúng tiến độ và

đạt được mục đích, yêu cầu của đề tài.
Tôi xin chân thành cảm ơn Lãnh đạo, các Anh (Chị) đồng nghiệp là chuyên
viên tại các Ban, đơn vị trực thuộc Tổng công ty Điện lực TP.Hồ Chí Minh đã chỉ
dẫn, gợi mở, cung cấp thơng tin và hỗ trợ thu thập số liệu để tôi hồn thành đề tài
này.
Xin chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè đồng nghiệp đã động viên, hỗ trợ tôi
trong suốt thời gian nghiên cứu, thực hiện luận văn này.
TP.Hồ Chí Minh, ngày…..tháng….năm…….
Sinh viên thực hiện

Nguyễn Văn Tồn
Khoa Kỹ Thuật Điện
Trường Đại học Bách Khoa TP. Hồ Chí Minh

i


TĨM TẮT
Lưới điện thơng minh là hệ thống lưới điện sử dụng công nghệ số và những
công nghệ tiên tiến khác để giám sát và quản lý việc truyền tải điện từ tất cả các
nguồn phát nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng. Lưới điện thông
minh kết hợp những nhu cầu và năng lực của tất cả các nhà máy phát điện trên thị
trường điện, người điều hành lưới điện, khách hàng sử dụng điện nhằm vận hành hệ
thống điện với độ tin cậy cao, hiệu quả, và an tồn với chi phí đầu tư và ảnh hưởng
về môi trường ở mức thấp nhất.
Tổng công ty Điện lực TP.HCM (EVNHCMC) đang nỗ lực không ngừng
xây dựng lưới điện thông minh, hiện đại ngang bằng với các điện lực khu vực. Điển
hình là xây dựng các hệ thống tự động hóa lưới điện, hạ tầng đo đếm thơng minh,
tích hợp nguồn năng lượng tái tạo, giám sát và điều khiển phụ tải.
Đề tài được thực hiện, nhằm nghiên cứu kết hợp các hệ thống SCADA, AMI

và thiết bị đo pha (PMU) vào việc vận hành hệ thống điện phân phối nối chung và
hệ thống điện phân phối do Tổng cơng ty Điện lực TPHCM quản lý nói riêng.
Kết quả đạt được của đề tài là đề xuất 3 giải pháp bao gồm: (i) ứng dụng AMI
để hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm soát hệ thống điện phân phối, (ii) Áp dụng
phần mềm HES AMIR được phát triển bởi Nuri Telecom vào hệ thống AMI của Tổng cơng
ty Điện lực TPHCM trong thời gian hồn chỉnh EVNHES, kết hợp dữ liệu thu thập từ AMI
với hệ thống truyền thơng đa phương tiện hiện có tạo kênh trao đổi thông tin chiều thứ 2 từ
các đơn vị phân phối điện đến người tiêu thụ, (iii) Lắp đặt thiết bị đo pha (PMU) để giám sát
lưới điện 110kV tại Tổng công ty Điện lực TPHCM. Mô phỏng và đánh giá hiệu quả của
từng giải pháp để áp dụng vào lưới điện phân phối tại TPHCM.

ii


ABSTRACT
Smart grid is a grid system that uses digital technology and other advanced
technologies to supervise and manage the transmission of electricity from all
sources to meet the electricity demand of customers. Smart grid combines the needs
and capacities of all power generation plants in the electricity market, electric grid
operators, customers to operate the electric systems with high reliability, efficiency
and safety with the lowest investment costs and environmental impacts.
EVNHCMC is trying our best to build a smart and modern power grid to
keep pace with the other regional power company. Typically, building the grid
automation systems, intelligent metering infrastructure, integrating the renewable
energy sources, supervising and controlling the additional charge.
This study was carried out to research the combination of SCADA, AMI and
phase measuring system (PMU) in operating the common electrical distribution
system and particularly the distribution power system managed by EVNHCMC.
As the results of this study, I propose three solutions including: (i) Applying AMI to
support SCADA in supervising and controlling the distribution power system, (ii)

Applying the software HES AMIR which was developed by Nuri Telecom into the
AMI system of EVNHCMC while completing EVNHES, combining data that were
collected from AMI with the existing multimedia communication system, which
now creating the second information exchange channel from distributors to
consumers, (iii) Installing phase measuring equipment (PMU) to supervise 110kV
grid at EVNHCMC. Simulating and evaluating the efficiency of each solution to
apply to the distribution grid in Ho Chi Minh City.

iii


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai cơng bố trong bất kỳ
cơng trình nào khác.
Tơi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này
đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn
gốc.
Tơi cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của tơi.
Tp. Hồ Chí Minh, ngày

tháng

năm 2019

(Ký tên và ghi rõ họ tên)

Nguyễn Văn Toàn

iv

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
Giải thích từ ngữ và chữ viết tắt.
EVN
Tập đoàn Điện lực Việt Nam
A0

Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia

A2

Trung tâm điều độ hệ thống điện Hồ Chí Minh

DCL

Dao cách ly

HTĐ

Hệ thống điện

HMI

Human - Machine Interface_Màn hình giao diện người - máy

IED

Thiết bị điện tử thông minh

MBA

Máy biến áp

MC

Máy cắt

MTU

Máy chủ điều khiển

RTU

Thiết bị đầu cuối tại trạm

PLC

Power Line Communication

SCADA

Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu

TP

Thành phố

TI

Máy biến dòng điện

TU

Máy biến điện áp

WAN

Mạng diện rộng

AMI

Advanced Metering Infrastructure_ Hệ thống đo lường tiên tiến

AMR

Automatic Meter Reading_Công tơ tự động đọc từ xa

AINSI

American National Standards Institute_ Viện tiêu chuẩn quốc gia
Mỹ

COSEM

Companion Speci fication for Energy Metering

DCU

Data Concentrator Unit_Bộ tập trung dữ liệu

DLMS

Data Language Messaging Specification

HDLC

Giao thức liên kết dữ liệu mức cao

HES

Head End System_Hệ thống đầu cuối

MDMS

Meter Data Management System_ Hệ thống quản lý dữ liệu

RF

Radio Frequency_Sóng vơ tuyến

ADC

Analog to Digital Converter_ Bộ chuyển đổi tương tự - số

v


WAMS

Wide area monitoring system_Hệ thống theo dõi diện rộng

DMA

Direct Memory Access_ Cơ chế truy cập bộ nhớ trực tiếp

IO

Input/Output_ Đầu vào/ra của thiết bị

GPS

Global Positioning System_ Hệ thống định vị toàn cầu

PDC

Phasor Data Concentrator_Bộ tập trung dữ liệu Phasor

PMU

Phasor Measurement Unit_ Thiết bị đo lường đồng bộ pha

GFTU

Mô đun truyền thông sử dụng GPRS

vi


DANH MỤC CÁC BẢNG, HÌNH ẢNH

Hình 1.1. Mơ hình hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM............................................... 2
Hình 1.2. Cấu trúc hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM ............................................... 2
Hình 1.3. Nguyên lý thu thập dữ liệu từ xa bằng sóng RF .............................................. 5
Hình 1.4. Mơ hình thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua mạng
cáp quang, mạng viễn thơng GSM ................................................................................... 6
Hình 1.5. Mơ hình thu thập dữ liệu từ xa qua bộ tập trung dữ liệu ................................. 7
Hình 1.6. Mơ hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP. HCM (đang xây
dựng) ................................................................................................................................ 9
Hình 2.1. Cấu trúc chung hệ thống SCADA .................................................................. 14
Hình 2.2. Các cấu trúc truyền thông cơ bản hệ thống SCADA ..................................... 15
Hình 2.3. Cấu trúc truyền thơng hệ thống SCADA lớn ................................................. 16
Hình 2.4. Ví dụ về một hệ thống SCADA ..................................................................... 17
Hình 2.5. Một số kênh liên lạc trong hệ thống SCADA ............................................... 18
Hình 2.6. Chức năng thu thập dữ liệu ............................................................................ 20
Hình 2.7. Chức năng chỉ thị trạng thái .......................................................................... 21
Hình 2.8. Đo lường giá trị tương tự .............................................................................. 22
Hình 2.9. Cơ sở dữ liệu phục vụ cho tính tốn ............................................................. 23
Hình 2.10. Mơ hình kết nối hệ thống Mini-SCADA/DMS lưới điện EVNHCMC ....... 27
Hình 2.11. Cấp độ quốc gia AMI ................................................................................... 31
Hình 2.12. Cấp độ PC AMI ............................................................................................ 32
Hình 2.13. AMI Cấp độ tại chỗ (I) ................................................................................. 32
Hình 2.14. AMI Cấp độ tại chỗ (II) ............................................................................... 33
Hình 2.15. Kết nối hệ thống AMI .................................................................................. 34
Hình 2.16. Mơ hình thiết bị PMU .................................................................................. 36
Hình 2.17. Hoạt động của module thu tín hiệu GPS ...................................................... 38
Hình 2.18. Antenna và mạch thu GPS SIM 908 ............................................................ 39
Hình 2.19. Hoạt động của module thu thập dữ liệu ....................................................... 40
Hình 2.20. Cấu trúc bên trong module thu thập dữ liệu................................................. 41
Hình 2.21. Hoạt động của module truyền thông ............................................................ 43
vii

Hình 2.22. Kết nối biến áp, biến dịng với PMU ........................................................... 45
Hình 2.23. Cấu trúc kết nối các thiết bị PMU ................................................................ 45
Hình 2.24. Liên kết hệ thống điều khiển PMU .............................................................. 46
Hình 3.1 Mơ hình liên kết các cấu phần lưới điên thơng minh ...................................... 48
Hình 3.2. Cấu trúc của hệ thống đo xa sử dụng công nghệ PLC. ................................. 52
Hình 3.3. Mơ hình tệp truyền thơng trong DLMS/COSEM. Bên trái: 3 lớp, CO,
HDLC; Bên phải: TCP-UDP/IP. .................................................................................... 56
Hình 3.4. Điều khiển thiết bị từ xa bằng giao thức SIP. ................................................ 58
Hình 3.5. Trao đổi thơng điệp trong một phiên SIP. ...................................................... 58
Hình 3.6. Phương thức truyền thơng thu thập dữ liệu cho khách hàng tập trung. ......... 60
Hình 3.7. Phương thức truyền thông thu thập dữ liệu cho khách hàng tập trung. ......... 60
Hình 3.8. Sơ đồ khối phần cứng của cơng tơ. ................................................................ 62
Hình 3.9. Cơng tơ 1 pha Nuri Telecom. ......................................................................... 64
Hình 3.10. Bộ tập trung NDC-I121 của Nuri Telecom. ................................................. 65
Hình 3.11. Thiết bị PMU thương mại ............................................................................ 68
Hình 3.12. Sơ đồ cấu trúc của hệ thống AMI ................................................................ 72
Hình 3.13. Cấu hình của GFTU ..................................................................................... 72
Hình 3.14. Sơ đồ mạng GPRS trong hệ thống AMI ...................................................... 73
Hình 3.15. GFTU lắp đặt trên lưới ................................................................................. 75
Hình 3.16. Xác định vị trí sự cố và khơi phục lại hệ thống ........................................... 76
Hình 3.17. Bảng điều khiển của AIMIR ........................................................................ 77
Hình 3.18. Giao diện tiện ích của AIMIR ...................................................................... 78
Hình 3.19. Trạng thái hoạt động của các bộ DCU trên lưới .......................................... 79
Hình 3.20. Trạng thái hoạt động của các cơng tơ trên lưới............................................ 79
Hình 3.21. Quản lý thơng tin các cơng tơ trên lưới ....................................................... 80
Hình 3.22. Thơng tin về cơng tơ .................................................................................... 81
Hình 3.23. Chỉ số chốt cơng tơ tại các điểm đo ............................................................. 82
Hình 3.24. Tiện ích quản lý thơng số vận hành ............................................................. 83

Hình 3.25. Thơng số vận hành của điện áp theo ngày ................................................... 84
Hình 3.26. Sự kiện của lưới điện được lưu trữ trên AIMIR .......................................... 85
viii


Hình 3.27. Nhật ký sự kiện và giải pháp ........................................................................ 86
Hình 3.28. Nhóm nhận thơng báo tự động ..................................................................... 87
Hình 3.29. Minh họa thanh toán tiền điện trực tuyến .................................................... 87
Hình 3.30. Dịch vụ tra cứu thơng tin ............................................................................. 88
Hình 3.31. Tra cứu biểu đồ phụ tải ................................................................................ 88
Hình 3.32. Đăng ký dịch vụ điện ................................................................................... 89
Hình 3.33. Đăng ký dịch vụ khác ................................................................................... 89
Hình 3.34. Quản lý tài khoản ......................................................................................... 90
Hình 3.35. Một số dạng topo cơ bản của lưới điện ....................................................... 93
Hình 3.36 Một ví dụ về việc chọn vị trí đặt PMU để phát hiện lỗi Topo ...................... 94
Hình 3.37 Ví dụ về giải thuật dành cho rờ-le bảo vệ mất đồng bộ tự thích nghi sử
dụng PMU ...................................................................................................................... 95
Hình 3.38 PMU bổ sung thêm thơng số ngõ vào và từ nhiều vị trí khác, mở rộng khả
năng điều khiển rờ-le trên diện rộng .............................................................................. 96
Hình 3.39 Ví dụ về mơ hình lưới điện microgrid .......................................................... 96

ix


MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN ...................................................................................................................i
TÓM TẮT ........................................................................................................................ii
ABSTRACT ................................................................................................................... iii
LỜI CAM ĐOAN ...........................................................................................................iv
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT ................................................................................. v

DANH MỤC CÁC BẢNG, HÌNH ẢNH .......................................................................vii
MỤC LỤC ........................................................................................................................ x
CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.
HCM VÀ CÁC YÊU CẦU XÂY DỰNG HỆ THỐNG SCADA,
AMR/AMI/MDMS VÀ PMU .......................................................................................... 1
1.1 Quy mô lưới điện Khu vực TPHCM ...................................................................... 1
1.2.1 Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM ......................................................... 1
1.2.2 Hiện trạng công nghệ trong đo đếm điện năng tại Tổng công ty Điện lực
TPHCM (EVNHCMC) ............................................................................................ 3
1.2.3 Hiện trạng ứng dụng đơn vị đo pha (Phasor Measurement Units (PMU))
tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC) .................................................. 7
1.3 Nhu cầu cần thiết xây dựng SCADA, AMR và PMU ........................................... 8
1.3.1 Hệ thống SCADA ........................................................................................... 8
1.3.2 Hệ thống AMI ............................................................................................... 10
1.3.3 Thiết bị đo pha (PMU) .................................................................................. 11
1.4 Kết luận ................................................................................................................ 12
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ KỸ THUẬT CỦA HỆ CỦA HỆ THỐNG SCADA, AMI,
PMU ............................................................................................................................... 13
2.1 Hệ thống SCADA ................................................................................................ 13
2.1.1 Tổng quan...................................................................................................... 13
2.1.2 Cấu trúc ......................................................................................................... 14
2.1.3 Chức năng ..................................................................................................... 19
2.1.3.1 Chức năng thu nhập dữ liệu (Data acquisition) .................................... 20
x


2.1.3.2. Chức năng chỉ thị trạng thái (Status indications) ................................. 21
2.1.3.3 Chức năng đo lường ............................................................................... 21
2.1.3.4 Chức năng giao tiếp người máy ............................................................. 22
2.1.3.5 Chức năng giám sát và báo cáo (Monitoring and event reporting) ...... 22

2.1.3.6 Chức năng điều khiển ............................................................................ 24
2.1.3.7 Chức năng tính tốn ............................................................................... 24
2.1.4 Hệ thống Mini-SCADA/DMS đang triển khai tại EVNHCMC ................... 25
2.2 Hệ thống AMR/AMI ............................................................................................ 29
2.2.1 Tổng quan...................................................................................................... 29
2.2.2 Cấu trúc ......................................................................................................... 31
2.2.3 Chức năng ..................................................................................................... 34
2.3 Thiết bị đo pha (PMU) ......................................................................................... 36
2.3.1 Cấu tạo .......................................................................................................... 36
2.3.2 Các ứng dụng của PMU ................................................................................ 37
2.3.3 Hoạt động ...................................................................................................... 37
CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT, MÔ PHỎNG VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU
QUẢ GIẢI PHÁP VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN TRUNG, HẠ THẾ ............................... 48
3.1 Hiện trạng lưới điện Tổng công ty Điện lực TPHCM đang xây dựng: .............. 48
3.1.1 Hệ thống SCADA, MINI-SCADA, DAS ..................................................... 49
3.1.2 Hệ thống AMI ............................................................................................... 50
3.1.2.1 Phương thức truyền sóng ....................................................................... 50
3.1.2.2 Giao thức truyền thơng .......................................................................... 55
3.1.2.3 Giải pháp thu thập dữ liệu ..................................................................... 59
3.1.2.4 Hệ thống HES đa năng........................................................................... 66
3.1.2.5. Đánh giá ................................................................................................ 66
3.1.3 Thiết bị phasor measurement unit (PMU)..................................................... 66
3.1.3.1 Thiết bị PMU .......................................................................................... 66
3.1.3.2 Ứng dụng hệ thống PMU trong vận hành lưới điện: ............................. 68
3.2 Đề xuất giải pháp, mô phỏng và đánh giá giải pháp trong vận hành hệ thống
điện ............................................................................................................................. 71
xi


3.2.1 Giải pháp ứng dụng AMI để hỗ trợ SCADA trong việc giám sát và kiểm

soát hệ thống điện phân phối. ................................................................................. 71
3.2.1.1 Cấu trúc mô phỏng của hệ thống đo lường và kiểm soát với AMI ........ 71
3.2.1.2 Đánh giá hiệu quả .................................................................................. 76
3.2.2 Sử dụng phần mềm HES cho hệ thống AMI và ứng dụng truyền thông đa
phương tiện với AMI tạo kênh thông tin đến khách hàng ..................................... 76
3.2.2.1 Mô phỏng ứng dụng ............................................................................... 77
3.2.2.2 Đánh giá hiệu quả .................................................................................. 91
3.2.3 Lắp đặt thiết bị đo pha (PMU) để giám sát lưới điên 110kV tại Tổng công
ty Điện lực TPHCM. .............................................................................................. 92
3.2.3.1 Mục đích ................................................................................................. 92
3.2.3.2 Đáng giá khả năng áp dung vào lưới điện............................................. 97
CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN ............................................................................................. 98
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO ..................................................................... 100

xii


CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.
HCM VÀ CÁC YÊU CẦU XÂY DỰNG HỆ THỐNG SCADA,
AMR/AMI/MDMS VÀ PMU
1.1 Quy mô lưới điện Khu vực TPHCM
Lưới điện truyền tải do Tổng công ty Điện lực TP. HCM quản lý có các cấp
điện áp 220kV và 110kV. Tính đến cuối năm 2018, Tổng cơng ty Điện lực TP.
HCM quản lý gồm: 5 trạm 220110kV với tổng dung lượng 2.500MVA và 63 trạm
110/22 kV với tổng dung lượng 6.677 MVA, cùng với hệ thống các đường dây cao
thế và cáp ngầm kết nối các trạm điện với nhau, đảm bảo khả năng cung cấp điện an
toàn tin cậy trong điều kiện bình thường cũng như khi sự cố 1 đường dây hoặc 1
máy biến thế.
Lưới điện phân phối khu vực TP. HCM hiện có cấp điện áp trung thế là
22kV. Đến cuối năm 2018 có tổng chiều dài đường dây 22kV là: 7.155

km và

đường dây 0,4kV là: 12.784 km. Trên lưới điện có 28.166 trạm biến thế tổng dung
lượng 13.230 MVA, 1.339 Recloser, 1.019 LBS, 3049 RMU.Trên 90% các tuyến
trung thế có khả năng kết nối mạch vịng đảm bảo khả năng chuyển tải khi sự cố
hoặc khi cần cô lập 1 đoạn đường dây để công tác.
1.2 Hiện trạng lưới điện
1.2.1 Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM
Hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM là Hệ thống SCADA đầu tiên tại Việt
Nam, do Công ty ABB Thụy điển cung cấp lắp đặt từ năm 1990. Bao gồm hệ thống
SCADA trung tâm và hệ thống SCADA tại các trạm. Hệ thống có đầy đủ các chức
năng giám sát, thu thập số liệu trạng thái lưới điện và điều khiển xa các thiết bị
đóng cắt tại trạm.
Sau hơn 20 năm vận hành hệ thống SCADA này đã trở nên lạc hậu, không
đủ khả năng đáp ứng số lượng trạm ngày càng tăng và hoạt động thiếu tin cậy
thường xuyên bị hư hỏng. Vào cuối năm 2013 các kỹ sư SCADA tại Trung tâm
Điều độ HTĐ đã nghiên cứu thay thế thành công hệ thống SCADA trung tâm của
ABB bằng hệ thống SCADA của hãng Survalent ( Canada ).
1


Hiện tại hệ thống SCADA đang thu thập và có khả năng điều khiển xa 53
trạm trung gian, 15 trạm ngắt và 1.180 Recloser trên lưới điện TPHCM.

Hình 1.1. Mơ hình hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM

Hình 1.2. Cấu trúc hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM

2

1.2.2 Hiện trạng công nghệ trong đo đếm điện năng tại Tổng công ty Điện lực
TPHCM (EVNHCMC)
Trong hoạt động phân phối và kinh doanh điện, bên cạnh cơ sở hạ tầng phục
vụ cung cấp điện như đường dây, máy biến áp, thiết bị đóng cắt … thì khơng thể
thiếu vai trò của các hệ thống đo đếm điện năng (gọi chung là điện kế) đối với việc
xác định sản lượng điện năng mua bán. Độ chính xác, tin cậy và ổn định trong vận
hành của các hệ thống đo đếm điện năng có ý nghĩa quan trọng trong việc bảo đảm
quyền lợi cho cả bên mua và bên bán theo như thỏa thuận trong hợp đồng. Đặc biệt,
với 99% doanh thu là từ kinh doanh bán điện thì hệ thống đo đếm điện năng càng
trở nên quan trọng trong việc xác định đúng và đủ doanh thu, bảo đảm hiệu quả sản
xuất kinh doanh của doanh nghiệp.
Trong thời gian qua, công nghệ sản xuất điện kế không ngừng được cải tiến
nhằm nâng cao độ chính xác trong đo đếm và tiện lợi hơn trong quá trình lắp đặt, sử
dụng. Đặc biệt trong những năm gần đây, công nghệ sản xuất điện kế đã có sự phát
triển vượt bậc khi chuyển đổi mạnh từ các chủng loại điện kế cơ khí truyền thống
sang điện kế điện tử. So sánh với điện kế cơ, điện kế điện tử có các ưu điểm vượt
trội như: có cấp chính xác cao hơn (cấp chính xác thơng thường là ± 0,5% so với
cấp chính xác của điện kế cơ là ± 2%); hoạt động tin cậy, ổn định; kết cấu nhỏ gọn,
thuận tiện trong việc lắp đặt; có khả năng mở rộng và tích hợp thêm các module rời
nhằm bổ sung các tiện ích riêng theo nhu cầu của người sử dụng; đo đếm đa chức
năng và đặc biệt là có các cổng giao tiếp dữ liệu cho phép kết nối vào các hệ thống
thu thập dữ liệu tự động từ xa qua các mạng truyền dẫn phổ biến như RF, PSTN,
PLC, GSM, GPRS, CDMA, 3G, Wifi …
Ngồi ra, trước tình trạng lấy cắp điện đang ngày càng trở nên tinh vi khó phát
hiện và chưa được đẩy lùi thì khả năng chống các hình thức vi phạm sử dụng của
điện kế điện tử được coi là một trong những giải pháp hiệu quả để ngăn chặn các
hành vi vi phạm sử dụng điện cũng như góp phần giảm tổn thất điện năng.
Nhận thấy được các ưu điểm và tiện ích của điện kế điện tử, EVNHCMC là

một trong những đơn vị tiên phong thử nghiệm và ứng dụng điện kế điện tử trong
hoạt động sản xuất kinh doanh từ rất sớm. Tính đến đầu năm 2013, EVNHCMC đã
3


trang bị được khoảng 350.000 điện kế điện tử, chiếm 18% trong tổng số 1.900.000
điện kế đang vận hành trên lưới điện. Số lượng điện kế điện tử này đã góp phần
khơng nhỏ cho EVNHCMC trong việc nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, tăng
năng suất lao động và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng.
Trước năm 2003, công tác ghi chỉ số điện kế tại EVNHCMC được thực hiện
theo quy trình thủ cơng mà khơng có các phương tiện, thiết bị hỗ trợ. Theo đó, định
kỳ hàng tháng, nhân viên ghi điện phải đến tận nơi lắp đặt điện kế, đọc chỉ số bằng
mắt và ghi chép dữ liệu vào sổ ghi điện. Sau khi về trụ sở Điện lực, nhân viên sẽ
nhập tay chỉ số điện kế ghi nhận được vào máy tính để làm cơ sở tính tốn lượng
điện năng khách hàng đã tiêu thụ và số tiền phải thanh tốn. Quy trình này có nhiều
hạn chế và nhược điểm như:
-

Năng suất thấp dẫn đến áp lực về nhân công khi số lượng khách hàng ngày
càng tăng.

-

Nhiều sai sót khách quan cũng như chủ quan trong quá trình ghi nhận chỉ
số và nhập liệu vào máy tính.

-

Bất tiện cho khách hàng khi phải có mặt ở nhà vào thời điểm ghi chỉ số do
hầu hết điện kế tại TP.HCM đều được lắp đặt trong nhà.

-

Nhiều trường hợp không ghi được chỉ số điện kế do khách hàng vắng nhà,
đi làm … dẫn đến việc phải tính phỏng định, khơng chính xác.

-

Khách hàng khơng được thơng báo lượng điện năng tiêu thụ và số tiền
phải thanh toán sau khi nhân viên ghi chỉ số điện kế.

Do đó, bên cạnh đầu tư trang bị điện kế điện tử thì EVNHCMC đã xác định
nhiệm vụ khác khơng kém phần quan trọng trong mục tiêu hiện đại hóa hệ thống
điện năng là phải từng bước tự động hóa cơng tác ghi chỉ số điện kế thông qua việc
ứng dụng các giải pháp thu thập chỉ số điện kế từ xa (gọi tắt là AMR: Automatic
Meter Reading). Tính đến nay, EVNHCMC đã triển khai ứng dụng một số giải pháp
sau:

a.

Giải pháp thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ sóng RF (radio
frequency) thơng qua máy tính cầm tay HHC (Hand-held computer)

4


Với số lượng khách hàng quản lý khá lớn, việc ứng dụng các giải pháp AMR
hồn tồn tự động địi hỏi nguồn vốn đầu tư lớn và phức tạp về mặt kỹ thuật nên từ
năm 2004 EVNHCMC đã quyết định lựa chọn giải pháp đọc chỉ số bán tự động
bằng cơng nghệ truyền dữ liệu qua sóng RF thơng qua việc trang bị đồng bộ chủng

loại điện kế điện tử có bộ thu phát RF và máy tính cầm tay để thu thập số liệu. Với
giải pháp này, nhân viên ghi điện khơng cần phải đến vị trí lắp đặt điện kế để đọc
chỉ số bằng quy trình thủ cơng như trước mà chỉ cần thao tác trên máy tính cầm tay
để tự động thu thập dữ liệu từ xa các điện kế trong bán kính 25 ÷ 50m. Sau khi hoàn
tất việc thu thập chỉ số điện kế theo lộ trình được giao, nhân viên ghi điện sẽ mang
HHC về đơn vị, kết nối với máy tính để xuất dữ liệu thu nhận được phục vụ cho
việc tính tốn hóa đơn tiền điện thay cho thao tác nhập liệu thủ công như trước đây.
Các thông số kỹ thuật cơ bản của giải pháp này như sau:
◼ Tần số trung tâm:
408,925 MHz
◼ Băng thơng:
406 – 410MHz
◼ Cơng suất phát sóng
cực đại: ≤9.8mW
◼ Bán kính phát sóng:
50m (khơng có vật
cản) và 25m (có vật
cản như tường dày
20cm)
Hình 1.3. Ngun lý thu thập dữ liệu từ xa bằng sóng RF
So với phương pháp ghi chỉ số thủ công, giải pháp đọc chỉ số từ xa bằng HHC
này có những ưu điểm như sau:
-

Năng suất lao động cao, giúp giảm nhân công trong cơng tác ghi chỉ số.

-

Thu thập chỉ số chính xác, loại trừ được các sai sót khách quan cũng như
chủ quan từ nhân viên ghi điện.

-

Không gây phiền hà cho khách hàng (nhân viên ghi điện không phải vào
nhà khách hàng như trước).

5


-

Khách hàng được thông báo ngay lượng điện năng tiêu thụ và số tiền điện
sẽ phải thanh toán.

-

Giá thành đầu tư phù hợp.

Tính đến đầu năm 2013, EVNHCMC đã lắp đặt được hơn 300.000 điện kế RF
và đã trang bị 300 bộ HHC cùng với máy in cho nhân viên ghi điện trong tồn Tổng
cơng ty. Có thể nói giải pháp này đã phát huy hiệu quả hết sức tích cực trong thời
gian vừa qua, tạo được bước chuyển mạnh mẽ đối với mục tiêu tự động hóa trong
cơng tác kinh doanh điện năng.

b.

Giải pháp thu thập dữ liệu từ xa bằng công nghệ truyền thông qua
mạng cáp quang, mạng viễn thơng GSM và CDMA (thí điểm)

Thực hiện chương trình nghiên cứu phụ tải thuộc dự án DSM giai đoạn 2 của

EVN, EVNHCMC đã triển khai hệ thống AMR thành phần trên địa bàn TP.HCM.
Hệ thống này bao gồm phần mềm lõi để thu thập, quản lý và phân tích dữ liệu của
hãng ITRON và 233 điện kế điện tử được lắp đặt modem GSM để truyền dữ liệu tự
động từ xa trên hạ tầng mạng viễn thơng GSM.

Hình 1.4. Mơ hình thu thập dữ liệu từ xa bằng cơng nghệ truyền thông qua mạng
cáp quang, mạng viễn thông GSM
So sánh với giải pháp thu thập dữ liệu bằng công nghệ RF thì giải pháp này có
ưu điểm là:
6


-

Đọc và truyền chỉ số tự động hoàn toàn.

-

Theo dõi tình hình sử dụng điện của khách hàng theo thời gian thực.

-

Tích hợp với các module phần mềm khác để phân tích dữ liệu sử dụng
điện, dự báo phụ tải …

Ngồi ra, trong năm 2011, EVNHCMC đã triển khai thí điểm thêm nhiều giải
pháp tự động thu thập dữ liệu từ xa qua mạng cáp quang, mạng CDMA như:
-

Ứng dụng giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua mạng cáp quang: thực hiện

tại 35 trạm 110kV với 550 điểm đo.

-

Ứng dụng thí điểm giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua mạng CDMA:
thực hiện tại các điểm đo ranh giới nội bộ, trạm khách hàng và trạm công
cộng với tổng cộng 250 điểm đo.

-

Ứng dụng giải pháp thu thập dữ liệu từ xa qua bộ tập trung dữ liệu
(concentrator) kết hợp với mạng CDMA: thực hiện tại một số khu vực tập
trung khách hàng thắp sáng sinh hoạt sử dụng điện kế RF với tổng số 200
bộ tập trung dữ liệu.

Hình 1.5. Mơ hình thu thập dữ liệu từ xa qua bộ tập trung dữ liệu
1.2.3 Hiện trạng ứng dụng đơn vị đo pha (Phasor Measurement Units (PMU))
tại Tổng công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC)
Các đơn vị đo Pha (PMU) được sử dụng để theo dõi, bảo vệ và kiểm sốt các
lưới thơng minh. Chúng đo một số lượng vật lý dựa trên điện áp lấy mẫu và dạng
sóng hiện tại. Phép đo được đồng bộ hóa với Giờ Quốc tế Phối hợp (UTC) sử dụng
7


tín hiệu thời gian được lấy từ Hệ thống Định vị Toàn cầu (GPS) Hệ thống Vệ tinh
Điều hướng Toàn cầu khác. Hiệu suất nhất quán của PMU, được cài đặt, vận hành
và duy trì bởi các thực thể khác nhau, là cơ sở để triển khai thành công PMU và là
một hoạt động nghiên cứu và phát triển đang diễn ra khi ngành công nghiệp điện
chuyển từ công nghệ lưới điện truyền thống sang hiện đại. Nó đạt được bằng cách
đảm bảo sự phù hợp với các tiêu chuẩn tài liệu xác định các yêu cầu đo lường cho

PMU và thông qua truy xuất của các phép đo tương ứng với hệ đơn vị quốc tế (SI).
Với sự ra đời của các đơn vị đo Pha thời gian thực (PMU), các phép đo
phasor đồng bộ có thể cho phép giám sát các hiện tượng động. Các thiết bị đầu cuối
PMU được lắp đặt trong các nút thích hợp của hệ thống điện cho phép tăng dung
lượng truyền tải. Ngoài ra nó cải thiện an tồn hoạt động của hệ thống điện. Hiệu
suất đo lường tốt hơn và hệ thống dữ liệu rộng để theo dõi và vận hành hệ thống
điện cung cấp cho nhà điều hành thông số pha trong thời gian thực phục vụ cho việc
vận hàng và giri pháp khắc phục sự cố.
Đây là vấn đề mới, Tổng cơng ty Điện lực TP.HCM chưa có các đề tài
nghiêng cứu ứng dụng.
1.3 Nhu cầu cần thiết xây dựng SCADA, AMR và PMU
1.3.1 Hệ thống SCADA
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, sự phát triển của công nghệ yêu cầu
đặt ra về quy mô và chất lượng cung cấp điện ngày càng cao và phức tạp. Các điều
độ viên lưới điện khu vực TP. HCM ngày càng rất cần các phương tiện hỗ trợ trong
công tác điều hành như đánh giá lưới điện trong thời gian thực, các bước thao tác
tối ưu về mặt tổn thất, về chất lượng điện do hệ thống máy tính đưa ra để lựa chọn,
hoặc hỗ trợ trong việc phát hiện và cơ lập sự cố… Đó là các tính năng của một hệ
thống SCADA/ DMS mà EVNHCMC đang hướng tới đầu tư và dự kiến sẽ đưa vào
vận hành và đó là cơng trình nâng cấp hệ thống SCADA trung tâm mà Tổng Công
ty đang thực hiện với hãng Alstom (Pháp).
Đây là một hệ thống SCADA/DMS có nhiều tính năng nổi trội hơn so với hệ
thống SCADA hiện hữu.

8


Hệ thống có một màn hình lớn kích thước 2x6m để có thể trình bày tồn
cảnh hệ thống lưới điện TP. HCM.
Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống thông tin địa lý (GIS) của Tổng

công ty để thu thập các số liệu lưới điện và hiển thị các thông số vận hành lưới điện
trên nền bản đồ.
Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống quản lý mất điện (OMS) để bổ
sung cung cấp các số liệu mất điện từ lưới trung thế, cho phép giám sát tình hình
mất điện đến cà các khách hàng hạ thế. Cho phép tính các chỉ số tin cậy cung cấp
điện SAIDI, SAIFI trên lưới điện.
Hệ thống có khả năng chia sẻ các consol để các Công ty Điện lực có thể cùng
theo dõi giám sát lưới điện tại đơn vị mình và đồng thời có khả năng cung cấp một
giao diện Web về tình hình vận hành lưới điện.

Hình 1.6. Mơ hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP. HCM (đang xây
dựng)

9


1.3.2 Hệ thống AMI
Trong những năm gần đây, nền kinh tế Việt Nam phát triển ở tốc độ cao khiến
cho tốc độ phát triển của phụ tải tăng nhanh, do vậy nhu cầu phát triển mở rộng và
tự động hóa hệ thống điện cũng ngày càng cao. Theo đó, việc ứng dụng công tơ
điện tử và triển khai hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa nhằm tự động hóa hệ
thống đo đếm điện năng, thay cho phương pháp theo dõi và quản lý vận hành thủ
công truyền thống có năng suất lao động thấp, giúp các cơng ty điện lực nâng cao
năng suất lao động, tăng cường chất lượng quản lý giám sát, vận hành hệ thống đo
đếm, nâng cao hiệu quả điều hành sản xuất, kinh doanh điện năng và chất lượng
dịch vụ khách hàng. Các cơng ty điện lực và khách hàng có thể tương tác hai chiều
với nhau để thực hiện các hoạt động nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng, giảm
lượng điện năng sử dụng nói chung, giám sát và điều khiển lưới điện kịp thời làm
giảm sự cố, tăng độ tin cậy, tối ưu hóa cấu hình hệ thống điện, giãn tiến độ (hoặc
tránh được) đầu tư để nâng cấp nguồn điện và các thành phần khác trên lưới điện.

Thủ tướng Chính phủ đã ban hành lộ trình phát triển lưới điện thơng minh tại
Việt Nam, trong đó có bao gồm giải pháp triển khai hạ tầng đo đếm tiên tiến (AMIAdvanced Metering Infrastructure) từng bước phù hợp với điều kiện tài chính kinh
tế, hành lang pháp lý và trình độ của nguồn lực lao động.
Từ năm 2000, các đơn vị đã bắt đầu nghiên cứu, áp dụng công tơ điện tử và
các công nghệ thu thập dữ liệu công tơ từ xa trong các khâu sản xuất, truyền tải và
phân phối điện. Tuy nhiên, do hạ tầng công nghệ thông tin – viễn thông lúc bấy giờ
chưa đáp ứng, khả năng nguồn lực cịn hạn chế nên khó khăn trong đầu tư, việc áp
dụng công tơ điện tử và thu thập dữ liệu đo đếm từ xa trong hệ thống điện chỉ ở
mức quy mô nhỏ, chủ yếu tập trung ở các nhà máy điện và một số trạm biến áp
truyền tải. Trong những năm gần đây, trước sự phát triển mạnh mẽ về hạ tầng công
nghệ thông tin và viễn thông, việc triển khai thu thập dữ liệu đo đếm từ xa đã trở
nên dễ dàng và thuận lợi, nhu cầu mở rộng hiện đại hóa hệ thống đo đếm để tăng
cường giám sát và quản lý phụ tải phục vụ điều hành sản xuất, kinh doanh điện
năng, tăng năng suất lao động, sử dụng năng lượng tiết kiệm, hiệu quả và nâng cao
chất lượng dịch vụ khách hàng ngày càng trở nên bức thiết
10