Tự động hóa lưới điện phân phối

 được kết nối đến tủ tập trung đặt tại phòng thông 
tin và kết nối truyền dữ liệu về Trung tâm qua đường mạng WAN/LAN. Tín hiệu này 
dự kiến chia sẻ với Trung tâm PCCC địa phương và hợp đồng để tiến hành chữa cháy. 
Ngoài ra EVN SPC đang hoàn thiện thiết kế hệ thống truy xuất rơle từ xa. Hệ 
thống kiểm soát được đặt tại các chi nhánh điện cao thế, sử dụng chung đường truyền với 
camera. 
2.2. Tổ chức vận hành, bảo trì 
2.2.1. Các trung tâm điều khiển ở CNĐCT: như trên đã nói, hiện nay Trung tâm 
điều khiển tại CNĐCT sẽ điều khiển các TBA 110 kV, từ năm 2018, điều độ viên sẽ 
điều khiển toàn bộ lưới điện 110 kV. 
2.2.2. Tổ thao tác lưu động: EVN SPC đã có quyết định số 729/QĐ EVN SPC 
ngày 21/2/2017 phê duyệt đề án tổ chức các đội thao tác lưu động và giám sát an ninh, 
PCCC cho TBA không người trực. Theo đó, ngoài 44 tổ TTLĐ còn có 6 tổ thao tác tại 
các trạm có khoảng cách quá xa và địa hình hiểm trở. Đề án cũng nêu những trang bị 
cần thiết cho các tổ thao tác lưu động. 
2.3. Lộ trình thực hiện ở EVN SPC 
2.3.1. Đối với các TBA mới: Lưu lượng vận hành chỉ trực tại trạm thời gian đầu 
để đảm bảo vận hành trơn tru, sau đó sẽ rút nhân viên vận hành, chỉ để lại lực lượng bảo 
vệ và PCCC. 
2.3.2. Đối với các trạm hiện hữu: Đến cuối năm 2017, tất cả các trạm sẽ được điều 
khiển xa. Các trạm đã được điều khiển xa và đảm bảo các yêu cầu tối thiểu của trạm 
không người trực sẽ tổ chức rút nhân viên vận hành, chỉ để lại lực lượng bảo vệ kiêm 
luôn nhiệm vụ PCCC. 
3. KHAI THÁC SCADA/DMS TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 
3.1. Khai thác các chức năng DMS hiện nay 
3.1.1. Mục tiêu của chức năng DMS là: 
a) Tính toán xác lập lưới điện và trào lưu công suất cho theo dõi vận hành và 
nghiên cứu lập kế hoạch. 
b) Dò tìm sự cố để nhanh chóng cách ly và cung cấp điện lại cho những phần lưới 
không bị sự cố. 
496 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
c) Duy trì ổn định điện áp và giảm thiểu tổn thất điện năng. 
3.1.2. Các chức năng hiện nay đã có trong hệ thống: 
a) Tính toán trào lưu công suất – DSPF (Distribution System Power Flow). 
b) Đánh giá và dự báo tình trạng lưới điện – DSSE (Distribution System State 
Estimation). 
c) Đồ thị phụ tải ngắn hạn Short Term Load Scheduler (STLS). 
d) Operator Training Simulator (Công cụ giả lập trạng thái lưới điện để đào tạo 
vận hành). 
e) Chức năng Load Shedding. 
Trên thực tế, do các điểm thu thập dữ liệu còn hạn chế và do dữ liệu đầu vào hiện 
nay đang sử dụng từ PSS/Adept (các đơn vị nhập liệu), hiện còn tình trạng chưa đủ 
thông tin và chưa chính xác để có thể thực hiện được đầy đủ và chính xác cái bài toán 
trên. 
3.2. Đa dạng hóa các đối tượng và hình thức kết nối SCADA 
3.2.1. Ngoài GPRS, sẽ sử dụng cáp quang để kết nối Recloser/LBS: 
Sử dụng giải pháp cáp quang cho 140 vị trí (chỉ cần bổ sung 1 đoạn cáp quang đấu 
nối vào trạm 110 kV, Trung tâm điều khiển tại PC hoặc Chi nhánh điện cao thế): 
 Hợp đồng với Siemens thực hiện kết nối SCADA cho 19 vị trí (17 recloser và 2 
LBS). Thời gian thực hiện trong quý 4/2017. 
 EVN SPC tự thực hiện cho 121 recloser có giao thức kết nối SCADA. Thời gian 
thực hiện trong quý 4/2017 đến quý 1/2018. 
3.2.2. Mở rộng kết nối cho toàn bộ Recloser/LBS trên lưới: 
Trong năm 2017 và 2018, sẽ thực hiện: 
a) Recloser Cooper FXB (không có giao thức) cho 278 vị trí: 39 recloser kết nối 
SCADA bằng cáp quang và 239 recloser kết nối bằng modem 3G. 
b) 167 recloser (có giao thức) và 258 LBS (có motor) EVN SPC mua sắm phân bổ 
cho năm 2016 và năm 2017. 
c) 1.152 LBS không có motor: Tại LBS sẽ trang bị thêm motor và tủ điều khiển, 
sử dụng modem 3G để kết nối LBS về Trung tâm SCADA. 
3.3. Kế hoạch khai thác, mở rộng các tính năng DMS 
Mục tiêu của chức năng DMS sẽ là: 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 497 
a) Tính toán xác lập lưới và trào lưu công suất cho mục đích nghiên cứu và lập kế 
hoạch. 
b) Dò tìm sự cố để nhanh chóng cách ly và cung cấp điện lại cho những phần lưới 
không bị sự cố. 
c) Duy trì ổn định điện áp và giảm thiểu tổn thất điện năng. 
Có thể phân các chức năng DMS thành 3 gói (Package) như sau: 
DNA Package 1 gồm: 
- Power Flow (DSPF) 
- State Estimation (DSSE) 
- Short Term Load Scheduler (STLS) 
Phần này sẽ cần tiếp tục phát triển với GIS và thêm thông tin tải. 
DNA Package II gồm: 
- Fault Location (FLOC) 
- Fault Isolation and Service Restoration (FISR) 
Phần này chỉ thực hiện sau khi lắp đặt và kết nối tối ưu các bộ dò tìm sự cố vào 
SCADA. 
DNA Package III gồm: 
- Volt/VAr Control (VVC) 
- Optimal Feeder Reconfiguration (OFR) 
Để có thể khai thác toàn diện, hiệu quả các tính năng SCADA/DMS trong hệ 
thống, EVN SPC có kế hoạch triển khai như sau: 
Triển khai thí điểm ở Bà Rịa – Vũng Tàu: 
Khu vực thí điểm: Khu vực cáp ngầm ở thành phố Bà Rịa. 
498 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
Các bước triển khai: 
 Bước 1 – Khảo sát thực tế và hoàn thiện cơ sở dữ liệu. 
 Bước 2 Thiết lập các kết nối để thu thập dữ liệu. Đối với Recloser, LBS: trang 
bị thêm RTU (nếu cần), tạo kết nối về trung tâm (cáp quang hoặc modem 3G); Fault 
Indicator: nhận tín hiệu từ các thiết bị FI theo các giao thức có thể (104, 101, DNP); 
Tụ bù: triển khai kết nối nếu thiết bị có khả năng truyền, nhận dữ liệu; Load: kết nối tới 
database CMIS của EVN SPC, thu thập dữ liệu và mô phỏng dữ liệu thu thập thành dữ 
liệu Real time 
 Bước 3 Kiểm tra, nghiệm thu các tín hiệu truyền về. Kiểm tra kết quả các 
chức năng DMS. 
Kết quả mong muốn đạt được: Các chức năng SCADA/DMS sẽ được khai thác 
hiệu quả bao gồm: 
 Tính toán trào lưu công suất; Đánh giá và dự báo tình trạng lưới điện; Dự báo 
phụ tải ngắn hạn; Mô phỏng trạng thái lưới điện, chức năng OTS (giả lập phục vụ 
training). 
 Tính toán tổn thất trên từng đoạn đường dây. 
 Thể hiện vị trí mất điện và bao nhiêu khách hàng bị mất điện. 
 Có đầy đủ các yêu cầu về cấu trúc dữ liệu để từ đó làm cơ sở triển khai hệ thống 
GIS phục vụ cho việc cập nhật dữ liệu liên tục và chính xác, đảm bảo độ tin cậy thông 
tin cho việc cập nhật, vận hành hệ thống SCADA/DMS. 
 Có đủ thông tin cần thiết để trang bị module FISR: đưa ra gợi ý các phương 
thức tái lập điện giảm thiểu số lượng khách hàng mất điện, giảm thiểu khả năng gây quá 
tải khi chuyển lưới, giảm thiểu tổn thất trên đường dây. 
Triển khai trên diện rộng: Sau khi sơ kết đánh giá thí điểm, sẽ đề xuất triển khai 
trên diện rộng. 
3.4. Lộ trình nâng cao mức độ tự động hóa lưới điện phân phối 
3.4.1. Xây dựng hệ thống GIS để khai thác, phát triển các chức năng 
SCADA/DMS: 
a) Hiện trạng hệ thống GIS của EVN SPC: 
Hiện nay SPC đang có các hệ thống thông tin khác nhau và GIS cho từng mảng 
công việc. Để chia sẻ thông tin, kết nối toàn bộ hệ thống lưới điện và thông tin khách 
hàng, cần thiết xây dựng hệ thống thông tin địa lý GIS tích hợp. Để đảm bảo mỗi bộ 
phận được ứng dụng một chương trình đồng bộ, cần lập kế hoạch để phát triển GIS. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 499 
GIS là cơ sở và điều kiện cần để phục vụ cho các bài toán tính toán DMS của hệ 
thống SCADA và khả năng phát triển lưới điện thông minh (phát triển tương tác giữa 
Điện lực và khách hàng). 
Hệ thống GIS của EVN SPC tự phát triển nên không theo tiêu chuẩn GIS của 
quốc tế trong khi đó chức năng Import dữ liệu tự động của hệ thống Spectrum Power 7 
(đã được tích hợp sẵn trong hệ thống) cần phải có 1 dữ liệu chuẩn để có thể tự động 
chuyển đổi dữ liệu GIS thành dữ liệu của hệ thống SCADA. Từ đó có thể tiết kiệm 
được nhân lực và thời gian cập nhật dữ liệu, tăng độ chính xác của dữ liệu. 
Kế hoạch phát triển GIS đề xuất chia thành 2 giai đoạn: giai đoạn nền tảng (2017 
– 2022), tất cả những chức năng ưu tiên sẽ được tích hợp vào hệ thống và giai đoạn 
hoàn thiện ứng dụng (2023 – 2025), các chức năng của hệ thống được ứng dụng tới mọi 
bộ phận, đơn vị. Riêng về GIS để ứng dụng DMS, đề xuất hoàn tất trước năm 2020. 
Đây là nền tảng để triển khai kế hoạch phát triển toàn diện các ứng dụng DMS. 
b) Vai trò của hệ thống GIS trong tương lai: 
Là cơ sở dữ liệu nền của hệ thống SCADA/DMS. Các đơn vị quản lý vận hành sẽ 
phụ trách cập nhật dữ liệu để đảm bảo dữ liệu được cập nhật nhanh và chính xác nhất. 
Dữ liệu sẽ được đồng bộ tự động từ cơ sở dữ liệu của GIS vào cơ sở dữ liệu của hệ 
thống SCADA. 
Giúp cho việc cập nhật dữ liệu nhanh và chính xác hơn là giai đoạn nhập liệu thủ 
công hiện nay. Tăng độ tin cậy cho dữ liệu và an toàn vận hành. 
Việc tích hợp GIS với các Hệ thống quản lý tài sản doanh nghiệp, Hệ thống quản 
lý lưới điện phân phối (ADMS), Hệ thống quản lý mất điện OMS và Hệ thống quản lý 
bảo trì sẽ cung cấp một mô hình quản lý lưới điện doanh nghiệp hiện đại, rất cần thiết 
cho TCT điện lực với phương châm hiệu quả và tin cậy. 
GIS là cơ sở để phát triển các ứng dụng DMS, đặc biệt là: 
 Điều khiển vận hành và quản lý lưới điện. Tính trào lưu công suất, tính tổn thất 
trên lưới. 
 Quản lý mất điện. Hiển thị khu vực mất điện: Tính được số lượng khách hàng bị 
mất điện và thời gian mất điện của từng khu vực khách hàng khi xảy ra sự cố hoặc cắt 
điện theo lịch. Có thể phát triển kết hợp với dữ liệu CMIS để hiển thị được thông tin các 
phụ tải quan trọng hoặc khách hàng lớn trên hệ thống SCADA. 
 Hỗ trợ dự báo phụ tải. 
 Mô phỏng trạng thái lưới điện: Phát triển chức năng giả lập mô hình lưới điện 
trên thời gian thực, từ đó ta có thể thao tác chuyển lưới thử nghiệm để có thể tính được 
tổn thất theo từng phương thức chuyển lưới. 
500 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
 Xác định sự cố: Dựa vào dữ liệu GIS và các thiết bị Fault Indicator được trang 
bị, hệ thống sẽ thể hiện chính xác và cụ thể hơn phạm vi xảy ra sự cố. 
 Ngoài ra phần mềm Spectrum Power 7 có chức năng FISR đưa ra gợi ý các 
phương thức tái lập điện giảm thiểu số lượng khách hàng mất điện, giảm thiểu khả năng 
gây quá tải khi chuyển lưới, giảm thiểu tổn thất trên đường dây. Tính năng này chỉ phát 
huy hiệu quả khi có được dữ liệu nền tảng GIS chính xác. 
 Quản lý trình tự các công việc bảo trì. Phân tích lộ trình bảo trì. 
 Quản lý lực lượng di động. 
 Hỗ trợ dịch vụ khách hàng. 
 Giúp tối ưu hóa tài sản lưới điện. Giúp tối ưu hóa việc xây dựng và thiết kế hệ 
thống lưới điện. Cho phép phân tích, so sánh các phương án khác nhau, từ đó lựa chọn 
phương án hợp lý. 
c) Kế hoạch phát triển GIS: 
Bước 1 Phân tích 2017 2018 (Xây dựng hạ tầng, yêu cầu về cấu trúc dữ liệu): 
 Sau khi đã thí điểm được các tính năng DMS thuộc khu vực thành phố Bà Rịa, 
EVN SPC sẽ xây dựng các hạng mục yêu cầu về cấu trúc dữ liệu, khả năng tích hợp 
được với chức năng GDIM của hệ thống Spectrum có sẵn. 
 Ước lượng kích cỡ của hệ thống để có thể đưa ra các yêu cầu kỹ thuật nhằm 
mục đích có thể đáp ứng với dữ liệu của EVN SPC hiện tại và phát triển mở rộng cho 
tương lai. 
Bước 2 – Giai đoạn nền tảng (2018 – 2022): 
 Tất cả những chức năng ưu tiên sẽ được tích hợp vào hệ thống. 
 Tập trung vào phục vụ theo dõi vận hành và cập nhật dữ liệu nhanh và chính 
xác. Tăng độ tin cậy cho dữ liệu và an toàn vận hành. 
 Riêng về GIS để ứng dụng DMS, đề xuất hoàn tất trước năm 2020. Đây là nền 
tảng để triển khai kế hoạch phát triển toàn diện các ứng dụng DMS. 
Bước 3 – Giai đoạn hoàn thiện ứng dụng (2023 – 2025) 
 Các chức năng của hệ thống được ứng dụng tới mọi bộ phận, đơn vị. 
 Ưu tiên triển khai xây dựng dữ liệu cho những khu vực được xác định là đáp 
ứng được yêu cầu về khả năng triển khai lưới điện thông minh. 
 Hoàn thiện toàn bộ trên phạm vi toàn Tổng công ty. 
3.4.2. Trang bị thêm thiết bị tự động trên lưới: 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 501 
Việc trang bị thêm các dạng khác của thiết bị tự động trên lưới như Fault 
Indicator cần các bước thử nghiệm và đánh giá hiệu quả. 
Trong năm 2017, EVN SPC sẽ thực hiện thử nghiệm một số khu vực để đánh giá 
cẩn thận trước khi triển khai trên diện rộng. 
4. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 
4.1. Đánh giá việc triển khai tại EVN SPC 
EVN SPC là đơn vị đầu tiên triển khai SCADA/DMS ở mức độ Tổng công ty 
miền, trong điều kiện chưa có các các định hướng và quy định cụ thể. Với cách thức vừa 
làm vừa hoàn thiện, cho đến nay dự án của SPC có thể nói là phát triển bài bản và đạt 
được một số kết quả khả quan. 
Trong tương lai, việc triển khai các chức năng DMS chắc chắn sẽ gặp nhiều khó 
khăn khi đối diện thực tế đa dạng và quy mô lớn trên địa bàn 21 tỉnh. Do vậy EVN SPC 
đã có kế hoạch phát triển từng bước để đánh giá hiệu quả, đảm bảo phát triển bền vững. 
Yếu tố con người là yếu tố quyết định thành bại của chương trình tự động hóa và 
phát triển lưới điện thông minh, cho nên cần đầu tư, chuẩn bị lực lượng kỹ thuật và 
công tác đào tạo từ Tổng công ty đến các đơn vị cơ sở. TCT cần có cơ chế hấp dẫn lực 
lượng lao động trình độ chuyên môn cao làm nòng cốt cho việc triển khai các chương 
trình yêu cầu kỹ thuật cao. 
4.2. Các kiến nghị 
Hiện nay ngoài các quy định về trạm biến áp không người trực, EVN cần có 
những thống nhất với các cơ quan chức năng về những quy định PCCC để giúp cho các 
đơn vị triển khai thuận lợi. Kiến nghị sửa đổi các quy định hiện hành về PCCC để có thể 
rút người từ các trạm 110 kV, chỉ để lại lực lượng bảo vệ, PCCC. 
Để có thể điều khiển tập trung từ MCC và chủ động trong công tác điều hành 
phân phối điện: Phân cấp điều khiển lưới điện 110 kV cho điều độ phân phối; Tổng 
công ty phân phối quyết định tổ chức bộ máy điều độ phân phối phù hợp với chức năng, 
nhiệm vụ và mô hình tổ chức quản lý vận hành của mình. 
Chính phủ cần có những cơ chế và chương trình nâng cao ý thức cộng đồng về 
phát triển lưới điện thông minh, tương tác giữa khách hàng và ngành điện. 
502 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Quyết định số 1670/QĐ TTg ngày 8/11/2012 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đề án 
phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam. 
[2] Quyết định số 1811/QĐ BCĐ ngày 19/5/2017 của Trưởng ban chỉ đạo phát triển lưới điện 
thông minh tại Việt Nam phê duyệt Định hướng thực hiện giai đoạn 2 (2017 2022) và Kế 
hoạch công tác năm 2017 của Ban chỉ đạo phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam. 
[3] Nghị quyết 33/NQ HĐTV ngày 3/02/2017 về kế hoạch triển khai thực hiện chủ đề năm 
2017 “Đẩy mạnh khoa học công nghệ” và tình hình thực tế phát triển tự động hóa và lưới 
điện thông minh tại EVN SPC. 
[4] Quyết định số 55/QĐ ĐTĐL ngày 22/8/2017 của Cục Điều tiết Điện lực ban hành quy định 
yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA. 
[5] Văn bản 4725/EVN KTSX ngày 11/11/2015 của EVN v/v định hướng phát triển trung tâm 
điều khiển xa và Trạm biến áp không người trực. 
[6] Kế hoạch số 9702/KH EVN SPC ngày 27/11/2015 triển khai thực hiện các chỉ tiêu đề án 
nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh và năng suất lao động giai đoạn 2016 – 2020 của 
EVN SPC. 
[7] Đề án (hiệu chỉnh) số 7547/ ĐA EVN SPC ngày 02/10/2017 nâng cao năng suất lao động 
2016 2020 của EVN SPC. 
[8] Siemens, Spectrum Power 7 – System Performance, v1.2, 9 2015.