Tự động tái lập điện trong nâng cao chất lượng điện năng lưới phân phối

 tin cậy cấp điện. Khả năng tự phục hồi là chức 
năng quan trọng trong xây dựng lộ trình hướng đến LĐTM cung cấp điện năng một 
cách tin cậy và chất lượng. Chức năng tự phục hồi của lưới điện phân phối được thực 
hiện dựa trên kỹ thuật tự động hóa lưới điện (Distribution Automation DA), với các 
thiết bị đóng cắt và bảo vệ thông minh (Intelligent Electronic Device IED), sẽ hạn chế 
tối đa khu vực bị ảnh hưởng và giảm thiểu số khách hàng bị ngừng cấp điện do sự cố 
trên lưới. Việc này được thực hiện bằng cách cô lập sự cố, mau chóng chuyển tải khách 
hàng qua nguồn điện dự phòng trong thời gian sự cố tồn tại trên lưới điện. Nguồn điện 
dự phòng có thể là các xuất tuyến khác, hoặc từ nguồn điện tích trữ phân tán 
(Distributed Energy Storage DES) [4]. Trong quá trình tự phục hồi, cần đảm bảo sơ 
đồ có đủ độ linh hoạt để lưới điện cùng với các thiết bị trên lưới vẫn có thể tiếp tục làm 
việc trong giới hạn các thông số kỹ thuật, trong điều kiện tải thay đổi với cấu trúc lưới 
điện thay đổi. Khi đó, việc đầu tiên là cần giới hạn tối đa khu vực bị mất điện do các sự 
cố, sau đó chú trọng đến chất lượng điện áp cung cấp. Các chức năng chính của kỹ thuật 
tự động hóa lưới điện DA bao gồm việc giám sát lưới điện theo thời gian thực, điều 
khiển và vận hành tự động các thiết bị đóng cắt trên xuất tuyến sao cho tối ưu hóa 
việc vận hành, kéo dài tuổi thọ các thiết bị trên lưới, và từ đó, làm tăng độ tin cậy cấp 
điện [5]. Điều này mang lại hiệu quả trong: i/. cải thiện chất lượng điện qua việc điều 
khiển từ xa đối với điện áp, hệ số công suất (VAR/Volt Control), ii/. định vị, cô lập sự 
cố và tái lập cấp điện (Fault Location, Isolation and Service Restoration FLISR), iii/. tái 
cấu trúc lưới điện nhằm giảm thiểu tổn thất, iv/. giảm chi phí vận hành, bảo dưỡng, 
iv/. mang lại sự hài lòng cho khách hàng, v/. giảm thiểu thiệt hại về doanh thu bán điện 
cho công ty điện lực do giới hạn được tối đa phạm vi khu vực khách hàng bị mất điện 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 477 
và giảm được thời gian tái lập lưới điện. Cấu trúc hệ thống tự động hóa lưới phân phối 
(Distribution Automation System DAS) có thể theo kiểu tập trung, trong đó dữ liệu 
được thu thập, xử lí, điều khiển từ phần mềm tại trung tâm điều hành SCADA, kết hợp 
với hệ thống quản lý lưới phân phối (Distribution Management System DMS), hay 
kiểu phân tán với việc xử lí, phân tích thực hiện tại mỗi xuất tuyến hay cấp thiết bị [3]. 
Ngoài ra, các sơ đồ điều khiển lai, kết hợp việc điều khiển tập trung và điều khiển phân 
tán, cũng như điều khiển tại chỗ với việc sử dụng kỹ thuật điều khiển đa tác nhân 
(multi agent based control) [2] cũng được chú ý. [2,3,4] cho thấy việc quản lí sự cố 
thông qua hệ thống DAS sẽ mau chóng phát hiện và chính xác vị trí sự cố, cô lập sự cố 
và sau đó tái lập việc cấp điện bằng cách cấu trúc lại lưới điện, như vậy sẽ giảm thấp 
thời gian mất điện đối với khách hàng. Khi có sự cố xảy ra trên lưới phân phối không 
trang bị hệ thống DAS/ FLISR, thiết bị bảo vệ trên xuất tuyến hoặc phân đoạn sẽ cắt và 
ngưng cấp điện trên cả xuất tuyến hoặc phân đoạn, ảnh hưởng lớn đến toàn bộ các hộ 
tiêu thụ điện trên xuất tuyến hoặc phân đoạn đó. Dễ thấy là quá trình xử lí sự cố có thể 
mất đến 3 4 giờ, với các công đoạn với thời gian cộng dồn lại với trình tự thực tế: 
khách hàng báo cho công ty điện lực về sự cố, công ty điện lực cử nhân viên đi kiểm tra 
và xử lý, nhân viên phải đi dò tìm vị trí xảy ra sự cố trên tuyến dây, thao tác cô lập đoạn 
bị sự cố bằng tay các thiết bị đóng cắt tại chỗ, tái lập cấp điện cho các phân đoạn không 
bị sự cố và xử lý sự cố. Với lưới điện được trang bị hệ thống DAS/ FLISR, thời gian 
FLISR và xử lý sự cố sẽ được rút ngắn xuống rất nhiều lần, có thể chỉ trong vòng 01 giờ 
[2,3] hoặc thực tế có thể chỉ trong vòng 15 20 phút, với các thao tác đóng cắt được 
thực hiện tự động và từ xa qua các thiết bị giám sát, bảo vệ, điều khiển và truyền thông. 
Tuy vậy, thời gian này còn tùy thuộc nhiều vào các yếu tố khác như số thiết bị đóng cắt 
trên lưới, số lần thao tác đóng cắt. 
3. MẠCH VÒNG PHÂN ĐOẠN VÀ FLISR 
Các sơ đồ mạch vòng phân đoạn được sử dụng rộng rải trong kỹ thuật tự phục hồi 
việc cấp điện FLISR. Mục đích của việc phân đoạn mạch vòng là tăng cường độ tin cậy 
và duy trì nguồn điện liên tục cho số khách hàng nhiều nhất có thể [5,6,7]. Đặc điểm 
chính của phân đoạn mạch vòng là có một nguồn điện khác được cung cấp tự động cho 
các phần ngoài khu vực sự cố của mạch điện, nên thường được áp dụng cho các khu vực 
phụ tải quan trọng. Trong sơ đồ mạch vòng, hai mạch phân phối được liên lạc với nhau 
bằng một recloser thường mở kèm thiết bị điều khiển liên lạc, để trong trường hợp mất 
điện trên một mạch điện thì phụ tải có thể chuyển tải sang mạch khác. Ngoài ra, để giới 
hạn số khách hàng bị mất điện, trên đường dây của mỗi mạch điện đều có đặt 1 hoặc 2 
recloser thường đóng có trang bị thiết bị điều khiển để phân đoạn, hay 1 recloser và 1 
thiết bị phân đoạn, được lắp đặt trên đường dây về phía mỗi mạch cho sơ đồ phân đoạn 
mạch vòng với 5 recloser (Hình 1). Trong sơ đồ này, mỗi mạch phân phối được chia 
làm hai phần có phụ tải bằng nhau qua các recloser thường đóng. Mỗi mạch được đấu 
nối tại điểm liên lạc bằng một recloser liên lạc thường mở. Các recloser được cài đặt để 
478 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
cách ly, phân đoạn đoạn mạch bị sự cố và chuyển các phân đoạn không bị sự cố sang 
mạch điện cấp điện từ nguồn khác. 
Hình 1: Sơ đồ mạch vòng với 5 recloser 
Trên Hình 1, RE1, RE2, RE4 và RE5 là các recloser thường đóng, trong khi RE3 
là recloser thường mở. Kết hợp với hệ thống phần mềm SCADA/DMS tại trung tâm 
điều khiển, dữ liệu từ các trạm và các thiết bị trên lưới được thu thập, cập nhật và được 
giám sát liên tục trên phần mềm SCADA điều khiển tại trung tâm (thông qua giao thức 
IEC60870 5 101, IEC60870 5 104). Khi sự cố xảy ra, phần mềm SCADA/DMS tại 
trung tâm sẽ bắt đầu phân tích dữ liệu thu thập và tự động gửi lệnh cô lập phân đoạn bị 
sự cố. Sau đó, phần mềm SCADA/DMS tại trung tâm tiếp tục tính toán dựa trên các dữ 
liệu tức thời và dữ liệu lịch sử để tự động chuyển mạch và khôi phục cung cấp điện cho 
các khu vực mất điện ngoài vùng sự cố. Cách thức vận hành này đòi hỏi đường truyền 
thông 2 chiều tin cậy, được bảo mật cao, hệ thống FLISR cần băng thông lớn trên hệ 
thống lớn với nhiều thiết bị điện tử thông minh IED được lắp đặt, tuy vậy các ứng dụng 
điều khiển Volt/VAR và tối ưu hóa cấu trúc lưới điện làm việc rất hiệu quả trên kiến 
trúc điều khiển kiểu tập trung [6,8]. 
4. ÁP DỤNGDAS/FLISR TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 
Trong Phần 4 của bài báo sẽ trình bày việc áp dụng kỹ thuật DAS/FLISR trong dự 
án tự động hóa một cặp xuất tuyến của Điện lực Tân Thuận Tổng công ty Điện lực 
TP. HCM. 
4.1. Hệ thống SCADA/DMS tại Phòng Điều độ Trung tâm Điều độ hệ 
thống điện TP. HCM 
Cuối năm 2014, Trung tâm Điều độ hệ thống điện TP. HCM – Tổng công ty Điện 
lực TP. HCM đã sử dụng phần mềm SCADA Survalent (tích hợp SCADA/DMS/OMS 
trên cùng một nền tảng phần mềm) [8] với khả năng mở rộng trong việc xây dựng hệ 
thống SCADA trung tâm (Hình 2, Hình 3). Hệ thống SCADA theo cấu trúc dự phòng 2 
cấp (Dual Server) được ứng dụng để giám sát, điều khiển, vận hành các trạm 110 kV, 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 479 
các trạm ngắt trung thế, các thiết bị đóng cắt Recloser trên lưới trung thế thuộc Tổng 
công ty Điện lực TP. HCM. Các số liệu thiết bị tính đến cuối tháng 6/2015 do hệ thống 
SCADA Survalent trung tâm quản lí, với giao thức sử dụng IEC60870 5 101, 
IEC60870 5 104 và giải pháp truyền thông sử dụng hệ thống cáp quang nội bộ của 
Điện lực để giám sát và điều khiển từ xa các trạm biến áp và 3G cho các Recloser trên 
lưới trung thế, là như sau: số phát tuyến: 1000, số máy biến áp: 106, số đường truyền 
thông: 74, số data points: hơn 100000, số trạm 220 kV (giám sát/quản lý): 2/4, số trạm 
110/22 kV: 53, số trạm ngắt: 21, số recloser: 400, số RTU: 54, số gateway: 20. 
Hình 2: Sơ đồ cấu trúc hệ thống SCADA 
Hình 3: Sơ đồ vận hành tổng quát lưới điện TP. HCM 
 Phần mềm SCADA Survalent trung tâm đã được nghiệm thu đưa hệ thống vào sử 
dụng từ tháng 03/2015, vận hành hơn 50 trạm 110 kV. Phần mềm hệ thống SCADA 
trung tâm, với đầy đủ các tính năng SCADA cho quản lý vận hành hệ thống như thu 
thập dữ liệu, giám sát điều khiển, đo lường, xuất dữ liệu báo cáo, là cơ sở quan trọng 
để Tổng công ty triển khai việc giám sát lưới điện, điều khiển xa trạm biến áp và tiến tới 
480 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
triển khai trạm không người trực. Hiện tại, Trung tâm Điều độ hệ thống điện TP. HCM 
đang tiếp tục triển khai việc giám sát, thao tác từ xa các thiết bị tại các trạm 110 kV 
được xây dựng, các trạm ngắt trung thế và các thiết bị đóng cắt Recloser mới trên lưới 
trung thế thông qua phần mềm SCADA trung tâm. 
4.2. Dự án tự động hóa lưới phân phối trên Điện lực Tân Thuận 
Một dự án thử nghiệm hệ thống DAS Survalent trên nền SCADA/DMS đã được 
thực hiện lần đầu tiên cho một cặp xuất tuyến trên lưới điện phân phối của Điện lực Tân 
Thuận (trực thuộc Tổng công ty Điện lực TP. HCM) với mạch vòng gồm 5 reclosers 
NOVA27i Cooper, trong đó 1 tủ điều khiển F6, sử dụng giao thức 
IEC60870 5 101/104 làm nhiệm vụ kết mạch vòng và 4 tủ điều khiển FXD Cooper giao 
thức IEC60870 5 101/104 làm nhiệm vụ phân đoạn. Các thử nghiệm tự động hóa đã 
được thực hiện thành công trên các thiết bị Recloser Cooper thực tế cung cấp trong dự 
án tại Công ty Thí nghiệm điện TP. HCM (Hình 4) được thực hiện với các kịch bản 
khác nhau cho sự cố xảy ra trên nhánh từ RE1 đến RE3, cũng như cho nhánh từ RE5 
đến RE3 để đảm bảo mô hình DAS này sẽ chạy đúng kịch bản sau khi lắp đặt trên lưới 
điện thực tế. Trong phần Phụ lục theo sau trình bày các kịch bản thử nghiệm theo yêu 
cầu của Điện Lực Tân Thuận cho nhánh từ RE1 đến RE3 trong Bảng 1. Các bảng trạng 
thái (tiêu biểu) được ghi nhận sau khi sự cố được giả lập (Bảng 2) và sau khi chức năng 
tự động hóa của phần mềm SCADA/DMS/DAS vận hành (Bảng 3). Trong Phụ lục chỉ 
trình bày các bảng trạng thái ứng với các kịch bản sự cố xảy ra trên nhánh từ RE1 đến 
RE3 và tương tự cho nhánh từ RE5 đến RE3. Từ kết quả của các bảng trạng thái khi 
chức năng tự động hóa DAS của phần mềm SCADA/DMS vận hành cho thấy quá trình 
tự phục hồi cấp điện được thực hiện và đã hạn chế ở mức thấp nhất tình trạng mất điện 
trên mạch vòng. Đặc biệt, hệ thống còn có khả năng xử lý đối với các trường hợp phối 
hợp bảo vệ sai giữa các Recloser (các trường hợp bật vượt cấp) mà vẫn đảm bảo vận 
hành chính xác cho các quá trình cô lập sự cố và tái lập cung cấp điện (xem đường dẫn 
cho các video clip [9] thực hiện mô phỏng quá trình chạy tự động hóa của hệ thống khi 
có sự cố xảy ra cho phân đoạn từ RE1 đến RE2 và từ RE2 đến RE3, cũng như hiện 
tượng bật vượt cấp tại RE1 đối với sự cố xảy ra cho phân đoạn từ RE2 đến RE3). 
Chức năng vận hành tự động hóa lưới điện DAS được đánh giá là phù hợp với 
tiêu chuẩn và yêu cầu kỹ thuật của Tổng công ty Điện lực TP. HCM. Sau thử nghiệm 
thành công tại Công ty Thí nghiệm điện TPHCM (Hình 4), các kịch bản FLISR đã được 
lập trình trên hệ thống SCADA/DAS và đưa vào vận hành thực tế trên lưới điện Tân 
Thuận, với sơ đồ địa lý GIS trên Hình 5, màn hình HMI vận hành (tiêu biểu) Recloser 
Phạm Hữu Lầu trên Hình 6. Quá trình vận hành trên lưới điện Tân Thuận đến nay cho 
thấy hệ thống làm việc một cách tự động và chính xác khi có các sự cố xảy ra trên mạch 
vòng, kịp thời cô lập vùng sự cố, tái lập điện nhanh chóng và hiệu quả cho khách hàng. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 481 
Hình 4: Thử nghiệm với 5 Reclosers làm việc trong mạch vòng với hệ thống SCADA/ DMS/ DAS 
 Hình 5: Sơ đồ GIS của 2 xuất tuyến Hình 6: Vận hành Recloser trong SCADA/ DAS 
 ĐL Tân Thuận 
Việc sử dụng hệ thống SCADA/DAS với tính năng năng mở rộng, hỗ trợ giao 
thức IEC 60870 5 101, 60870 5 104 cho phép kết nối không hạn chế các IED từ các 
nhà chế tạo khác nhau, cùng các ứng dụng FLISR do người sử dụng tự lập trình các 
chương trình kịch bản đã giúp cải thiện đáng kể các chỉ tiêu về độ tin cậy SAIDI, SAIFI 
trong việc nâng cao chất lượng điện cung cấp cho khách hàng, nâng cao chỉ tiêu kinh 
doanh bán điện cho ngành điện và là một bộ phận trong nỗ lực chung của Tập đoàn 
Điện lực Việt Nam EVN, Tổng công ty Điện lực TP HCM EVN HCM trong lộ trình 
xây dựng LĐTM. 
482 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
5. KẾT LUẬN 
Việc áp dụng hệ thống tự động hóa DAS kết hợp với SCADA/DMS trên lưới điện 
phân phối là một xu thế hiện nay trong nỗ lực nâng cao chất lượng điện năng cung cấp 
cho khách hàng và nằm trong lộ trình phát triển LĐTM của EVN và các công ty điện 
lực. Với việc các thiết bị thông minh IED thuộc nhiều nhà cung cấp khác nhau xuất hiện 
trên lưới điện ngày càng nhiều, một hệ thống phần mềm SCADA/DMS/DAS được xây 
dựng cần có khả năng vận hành ổn định, tin cậy, khả năng tương thích, mở rộng và linh 
hoạt làm việc được với các giao thức truyền thông khác nhau, chấp nhận không hạn chế 
các chủng loại IED mới đưa vào vận hành, cho phép thay đổi cấu trúc lưới cho các phát 
triển mở rộng tương lai của lưới điện. Bài báo đã trình bày các đặc điểm chủ yếu của hệ 
thống SCADA/DMS/DAS với ứng dụng FLISR, thông qua một dự án tự động hóa cụ 
thể vận hành trên một lưới điện điện lực, cho thấy hiệu quả về kỹ thuật, quản lí của 
DAS trong tự động hóa các xuất tuyến, góp phần nâng cao chất lượng điện. Các kết quả 
tích cực có được từ việc áp dụng hệ thống SCADA/DMS/DAS được xây dựng chứng tỏ 
hoàn toàn có khả năng mở rộng mô hình cho các lưới điện phân phối khác nhau trong 
tương lai. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Các tài liệu từ trang web của EVN: 
 dien thong minh 6 8 2318.aspx 
[2] Mini S. Thomas, John D. McDonald, Power System SCADA and Smart Grids, Ed. 2015 CRC 
Press Taylor& Francis Group, LLC International Standard Book Number 13: 
978 1 4822 2675 1 
[3] IEEE & Smart Grid 2015;  smart grid 
[4] J. M. Solanki, S. Khushalani, N. N. Schulz, A Multi Agent Solution to Distribution Systems 
Restoration, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 22, pp. 1026 1034, 2007. 
[5] T. Bensley, C. Grommesh, P. Stenborg, Implementing New Configurable Self Healing 
Smart Grid Technology with an Existing Distribution Management System (DMS), Cooper 
Power Systems, June 2011. 
[6] S. Heidari, M. Fotuhi Firuzabad, S. Kazemi, Power Distribution Network Expansion 
Planning Considering Distribution Automation, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 
30, pp. 1261 1269, 2015. 
[7] E. Coster and W. Kerstens. (March 2014), Self Healing Networks Come to the 
Netherlands; T&D World Magazine; 
 healing networks come netherlands?page=2 
[8] Các tài liệu kỹ thuật về SCADA/ DMS/ DAS/ OMS/ FLISR từ Survalent Technology; 
https://www.survalent.com/ 
[9] https://drive.google.com/drive/folders/0BxlBxl8f3rtXWmQyRTZrUXBFQWc