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

g 
2.2.5.3.1. Chức năng của hệ thống trung tâm 
a) Chức năng cơ bản của phần mềm SCADA 
 Thu thập dữ liệu về sự hoạt động của các thiết bị tại các TBA 110 kV, Recloser, 
các bộ cảnh báo sự cố, 
458 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
 Giám sát hệ thống điện đang vận hành, ghi nhận các cảnh báo và sự cố. 
 Người dùng tại TTĐK có thể trích xuất các thông tin sự cố lưu tại các rơle tại 
các trạm thông qua kết nối mạng giữa trung tâm với các trạm biến áp. Giao thức sử 
dụng để đọc thông tin sự cố là giao thức của hãng sản xuất rơle. 
Các thông tin sự cố bao gồm: bản ghi trình tự sự kiện, bản ghi sóng hài Từ các 
bản ghi này, người vận hành có thể sử dụng để phân tích và xử lý sự cố (dòng sự cố, 
thời gian sự cố, loại sự cố,), báo cáo sự cố. 
 Điều khiển từ xa các thiết bị và giám sát trực quan tác động của thiết bị đóng cắt 
110 kV; trung áp. 
 Cơ sở dữ liệu quá khứ: lưu trữ lâu dài dữ liệu vận hành phục vụ công tác báo 
cáo, khai thác dữ liệu. 
 Chức năng báo cáo, khai thác dữ liệu: truy xuất, tổng hợp dưới dạng file báo cáo 
(Web, Word, Excel) giúp giảm thiểu thời gian ghi chép, báo cáo thủ công. 
 Quản trị hệ thống: cho phép tạo, xóa các User, phân quyền cho User, theo dõi, 
ghi log các hoạt động của người vận hành. 
 Có chức năng mô phỏng phục vụ đào tạo đối với lưới điện cao thế, chức năng 
mô phỏng phục vụ vận hành & đào tạo đối với lưới điện trung thế. 
b) Chức năng cơ bản phần mềm DMS 
Theo từng giai đoạn sẽ bổ sung chức năng DMS và một số phần mềm phát triển 
khác liên quan cho phù hợp: 
 Quản lý sự cố và phục hồi hệ thống. 
 Điều khiển điện áp/công suất vô công. 
 Giúp nghiên cứu tính toán hệ thống. 
 Chức năng sa thải phụ tải. 
 Phân tích kết nối lưới. 
 Quản lý việc cắt điện và thắc mắc của khách hàng. 
2.2.5.3.2. Các mức điều khiển tại các TBA trang bị RTU truyền thống 
 Mức 1: Tại Trung tâm điều độ miền A1: Hệ thống kết nối đến các trung tâm 
điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 60870 5 101 cho phép điều độ trực 
tiếp điều khiển từ các trung tâm điều độ A1. 
 Mức 2: Trung tâm điều khiển xa: Hệ thống kết nối đến TTĐK Điều độ thông 
qua giao thức IEC 60870 5 104, cho phép điều khiển trực tiếp từ Trung tâm điều khiển 
xa đặt tại Điều độ tỉnh. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 459 
 Mức 3: Điều khiển tại trạm: Tại các tủ điều khiển tại phòng điều khiển, nhân 
viên vận hành có thể điều khiển và giám sát các thiết bị trong phạm vi toàn trạm thông 
qua khóa điều khiển và các đồng hồ, rơle. 
 Mức 4: Mức thiết bị. 
2.2.5.3.3. Các mức điều khiển tại các TBA trang bị HTĐK tích hợp 
 Mức 1: Tại Trung tâm điều độ miền A1: Hệ thống kết nối đến các trung tâm 
điều độ Hệ thống điện A1 thông qua giao thức IEC 60870 5 101 cho phép điều độ trực 
tiếp điều khiển từ các trung tâm điều độ A1. 
 Mức 2: Trung tâm điều khiển xa: Hệ thống kết nối đến trung tâm điều khiển 
PCHP thông qua giao thức IEC 60870 5 104, cho phép điều khiển trực tiếp từ Trung 
tâm điều khiển xa đặt tại Điều độ B2. 
 Mức 3: Điều khiển tại trạm: Tại các máy tính HMI đặt tại phòng điều khiển, 
nhân viên vận hành có thể điều khiển và giám sát các thiết bị trong phạm vi toàn trạm 
thông qua các giao diện đã được thiết kế tương ứng với cấu trúc trạm. 
 Mức 4: Mức ngăn: Các ngăn lộ đều được trang bị các BCU (các rơle điều khiển) 
 liên động mức ngăn, có chức năng điều khiển và thu thập xử lý các tín hiệu số, tín 
hiệu tương tự trong một ngăn lộ. 
 Mức 5: Mức thiết bị. 
2.2.5.4. Các tín hiệu điều khiển và giám sát tại các TBA 
2.2.5.4.1. Điều khiển 
 Thao tác toàn bộ các thiết bị nhất thứ từ xa như: 
+ Điều khiển máy cắt; 
+ Điều khiển dao cách ly; 
+ Điều khiển chuyển nấc MBA, bật/tắt các nhóm quạt. 
 Thao tác các thiết bị nhị thứ bên trong trạm như: 
+ Tái lập (Reset) rơle từ xa; 
+ Điều khiển bật/tắt các chức năng bảo vệ từ xa; 
+ Điều khiển chuyển nhóm bảo vệ. 
460 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
2.2.5.4.2. Giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái 
 Đối với máy cắt thu thập dữ liệu các dữ liệu trạng thái như: 
+ Vị trí máy cắt (2 bits); 
+ Cảnh báo khí SF6 thấp; 
+ SF6 không đủ áp lực làm việc; 
+ Trạng thái tại chỗ/từ xa của máy cắt; 
+ Giám sát cuộn cắt của máy cắt; 
+ Lò xo máy cắt đang căng; 
+ Trạng thái nguồn AC, DC cung cấp cho máy cắt 
+ Trạng thái trạm đất các phía. 
 Đối với cầu dao: 
+ Giám sát trạng thái cầu dao (2 bits); 
+ Cảnh báo cầu dao không bình thường; 
 Các tín hiệu giám sát VT/CT, mạch nguồn: 
+ Aptomat nguồn VT; 
+ Aptomat nguồn CT; 
+ Aptomat nguồn AC cho tủ; 
+ Aptomat nguồn DC cho tủ; 
 Đối với máy biến áp cần giám sát các trạng thái như: 
+ Cảnh báo nhiệt độ cuộn dây; 
+ Cảnh báo nhiệt độ dầu; 
+ Mức dầu bình dầu chính; 
+ Mức dầu bình dầu phụ; 
+ Bảo vệ dòng dầu tác động/cảnh báo; 
+ Báo vệ hơi tác động cảnh báo; 
+ Quạt hỏng; 
+ Điều khiển quạt ở vị trí tại chỗ/từ xa; 
+ Bộ chuyển nấc hư hỏng; 
+ Bộ chuyển nấc ở chế độ tại chỗ/từ xa; 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 461 
+ Bộ chuyển nấc đang làm việc; 
+ Aptomat nguồn CT/VT; 
+ Aptomat nguồn AC cho tủ; 
+ Aptomat nguồn DC cho tủ. 
 Đối với hệ thống bảo vệ: 
+ Trạng thái của các chức năng bảo vệ; 
+ Đối với hệ thống nguồn AC/DC của trạm; 
+ Trạng thái của toàn bộ các aptomat AC/DC; 
+ Trạng thái của hệ thống chuyển nguồn. 
 Đối với hệ thống máy tính mạng LAN: 
+ Giám sát tình trạng làm việc của thiết bị trên mạng LAN; 
+ Giám sát hoạt động của thiết bị mạng như Switch, Router 
+ Giám sát trạng thái hoạt động của hệ thống máy tính. 
 Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường: 
+ Dòng điện 3 pha, dòng trung tính; 
+ Điện áp 3 pha, điện áp dây; 
+ Công suất tác dụng 3 pha, công suất tổng; 
+ Công suất phản kháng 3 pha, công suất tổng; 
+ Công suất biểu kiến 3 pha, công suất tổng; 
+ Cosφ 3 pha, tổng; 
+ Nhiệt độ dầu máy biến áp; 
+ Nhiệt độ cuộn dây máy biến áp. 
 Lấy thông tin sự cố của tất cả các thiết bị từ xa: 
+ Lấy các bảng ghi phân tích sự cố; 
+ Lấy các bảng trình tự sự kiện. 
 Giám sát hình ảnh, bảo vệ, chống chảy nổ: 
+ Hệ thống tích hợp chức năng quan sát từ xa các thiết bị nhất thứ, nhị thứ, phòng 
điểu khiển tại trạm từ xa qua camera. 
+ Hệ thống được kết nối với hệ thống báo cháy, báo khói, an ninh trong trạm. 
462 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
3. THỰC HIỆN NĂM 2016 
Năm 2016, Tổng công ty Điện lực miền Bắc xây dựng các trung tâm điều khiển 
xa (TTĐKX) và các trạm biến áp (TBA) không người trực trên lưới điện Tổng công ty 
với quy mô 8 trung tâm điều khiển xa tại 8 tỉnh: 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hà Nam. 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hưng Yên. 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Thái Nguyên. 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hà Tĩnh. 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Hòa Bình. 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Sơn La. 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Bắc Ninh. 
• Xây dựng trung tâm điều khiển xa các TBA 110 kV tỉnh Vĩnh Phúc. 
Với quy mô đầu tư: 
Tại các TTĐKX: 
• Các TTĐKX được xây dựng tại các phòng điều độ của các công ty điện lực. 
• Đầu tư thiết bị phần cứng: gồm các thiết bị công nghệ thông tin như hệ thống 
máy tính chủ 
• Mua sắm phần mềm SCADA với mục tiêu thu thập, giám sát, điều khiển từ xa 
đối với các thiết bị tại các TBA 110 kV, các thiết bị trung thế, thiết bị cảnh báo sự cố 
và các chức năng nâng cao DMS, OMS trên lưới điện khu vực tỉnh hiện tại và tương 
lai. 
• Đào tạo và chuyển giao công nghệ. 
Tại các TBA 110 kV: 
• Bổ sung thiết bị thu thập tín hiệu Scada. 
• Chia sẻ dữ liệu thu thập về TTĐKX. 
• Cải tạo TBA theo tiêu chí TBA không người trực. 
3.1. Tại các trung tâm điều khiển xa 
Với mục tiêu đồng bộ các thiết bị phần cứng cũng như phần mềm SCADA tại 8 
TTĐKX, đồng thời thuận lợi cho công tác quản lý vận hành, xây dựng các quy trình vận 
hành cũng như xử lý sự cố, Tổng công ty Điện lực lựa chọn phương án mua sắm thiết 
bị phần cứng và phần mềm đồng bộ cho 8 TTĐKX. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 463 
3.1.1. Thiết bị phần cứng 
Hệ thống thiết bị phần cứng bao gồm các máy tính chủ (Scada Server, historical 
server, camara server), máy tính kỹ sư, hệ thống mạng và thiết bị đồng bộ thời gian. 
Với việc học tập kinh nghiệm các đơn vị trong toàn Tập đoàn Điện lực Việt Nam 
đã lựa chọn được các thiết bị phần cứng có chất lượng cao, vận hành ổn định. 
3.1.2. Hệ thống phần mềm SCADA. 
3.1.2.1. Lựa chọn phần mềm SCADA 
Hiện nay các phần mềm SCADA tại các đơn vị trong Tập đoàn Điện lực Việt 
Nam rất đa dạng, do nhiều nhà cung cấp khác nhau (ATS, Siemens, ABB, Suverlant). 
Việc lựa chọn phần mềm SCADA phù hợp với kết cấu lưới điện hiện tại cũng như phát 
triển trong tương lai là rất quan trọng. Tổng công ty Điện lực miền Bắc chú trọng việc 
chuẩn bị hồ sơ mời thầu với một số điểm lưu ý: 
• Xây dựng tiêu chí kỹ thuật TTĐKX và TBA không người trực trên cơ sở tham 
khảo các đơn vị. 
• Bổ sung những yêu cầu chặt chẽ về công nghệ, giải pháp phù hợp với lưới điện 
hiện hữu và phát triển tương lai. 
• Chú trọng năng lực kinh nghiệm và các hợp đồng đã thực hiện của nhà thầu. 
• Kiểm tra năng lực thực tế của nhà thầu thông qua các dự án đã thực hiện. 
Hiện nay rất nhiều phần mềm SCADA tại các trung tâm điều khiển xa được các 
nhà cung cấp tự tích hợp bởi các modul khác nhau từ nhiều nhà sản xuất đơn lẻ. Do vậy 
phần mềm không đồng bộ, ảnh hưởng đáng kể đến quá trình vận hành (không ổn định, 
hay xuất hiện các lỗi). Đặc biệt việc tiếp nhận công nghệ gặp nhiều khó khăn, phụ 
thuộc vào nhà thầu nhiều. 
Với việc yêu cầu kỹ thuật tất cả các modul được tích hợp trên cùng nền tảng do 
một nhà sản xuất chỉ có những nhà sản xuất có uy tín và có nhiều kinh nghiệm trong 
việc sản xuất, tích hợp phần mềm mới đáp ứng được. 
Do vậy các yêu cầu kỹ thuật phần mềm xem xét như: 
• Các modul phần mềm phải cùng nền tảng (một nhà SX). 
• Tích hợp sẵn tính năng nâng cao như DMS, OMS, bản đồ số GIS 
• Phần mềm đã được sử dụng các TTĐKX có cấu trúc tương đương. 
• Kinh nghiệm nhà sản xuất. 
Ngoài việc đánh giá năng lực nhà thầu thông qua hồ sơ dự thầu, Tổng công ty 
Điện lực miền Bắc tổ chức đánh giá các đặc tính kỹ thuật của phần mềm trực tiếp trên 
mô hình thực tế. 
464 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
Với những yêu cầu kỹ thuật như trên, nhiều nhà cung cấp phần mềm không chứng 
minh được các đặc tính kỹ thuật trên mô hình thực tế. 
Qua bước đánh giá khách quan lựa chọn phần mềm: 
• Tên phần mềm: Spectrum. 
• Nhà sản xuất: Siemens Đức. 
• Hỗ trợ tất cả các chuẩn truyền thông: IEC 60870 5 101, IEC 60870 5 104, 
ICCP, OPC 
• Ngoài chức năng cơ bản của hệ thống SCADA thông thường, phần mềm còn 
được tích hợp các tính năng nâng cao như DMS, OMS 
• Tất cả các modul của hệ thống được tích hợp do cùng một nhà sản xuất 
3.1.2.2. Chuyển giao công nghệ 
a. Công tác chuẩn bị 
 Đầu tư trang thiết bị: 
 Tháng 5/2015 Công ty TNHH MTV Thí nghiệm điện miền Bắc (ETC1) đầu tư 
mua sắm VTTB để lắp đặt mô hình trung tâm điều khiển xa và TBA biến áp không 
người trực bao gồm: 
 + Mô hình trung tâm điều khiển xa: Trang bị hệ thống thiết bị phần cứng bao 
gồm hệ thống máy tính chủ. 
 + Mô hình TBA không người trực: trang bị tủ thu thập dữ liệu bao gồm máy 
tính data gateway, các bộ thu thập dữ liệu BCU và các IED (rơle bảo vệ, đồng hồ đo 
lường đa chức năng) tương đồng với các thiết bị trên lưới điện. 
 + Mua sắm phần mềm SCADA tại trung tâm điều khiển xa và phần mềm thu 
thập, xử lý dữ liệu tại trạm biến áp. 
 Nhân lực: 
 + Tận dụng nhân lực sẵn có, những kỹ sư có nhiều kinh nghiệm trong công tác 
thí nghiệm hiệu chỉnh hệ thống rơle bảo vệ cũng như mạch nhị thứ. 
+ Tự thiết kế, xây dựng mô hình trung tâm điều khiển xa và TBA không người 
trực. 
 + Tự nghiên cứu các phần mềm (tham khảo nhà sản xuất) để xây dựng và phát 
triển hệ thống. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 465 
b. Triển khai dự án 
Để làm chủ hoàn toàn công nghệ trong việc xây dựng các trung tâm điều khiển xa, 
Tổng công ty đã yêu cầu điều khoản trong hồ sơ mời thầu mua sắm phần mềm phải 
chuyển giao công nghệ hoàn toàn. 
Đào tạo trước khi triển khai cài đặt tại 08 trung tâm: 
• Đào tạo trên mô hình. 
• Hình thức đào tạo: trực tuyến cho tất cả các nước trên thế giới. 
• Địa điểm đào tạo: văn phòng Siemens Việt Nam. 
• Giảng viên: các chuyên gia Siemens Đức. 
• Kết thúc khóa đào tạo, trên nền tảng kiến thức đã có các kỹ sư của ETC1 đã 
hiểu được phần mềm trước khi đi vào thực tế. 
Đào tạo khi triển khai cài đặt, xây dựng cơ sở dữ liệu: 
• Giai đoạn 1: Việc cài đặt phần mềm và xây dựng cơ sở dữ liệu (02 trung tâm 
Hà Nam và Vĩnh Phúc) do chuyên gia Siemens nước ngoài trực tiếp thực hiện dưới sự 
giám sát các kỹ sư ETC1. 
• Giai đoạn 2: Các kỹ sư ETC1 cùng cài đặt và xây dựng cơ sở dữ liệu cùng 
chuyên gia Siemens (04 trung tâm). 
• Giai đoạn 3: Các kỹ sư ETC1 trực tiếp cài đặt và xây dựng cơ sở dữ liệu tại 02 
trung tâm Thái Nguyên và Bắc Ninh. 
Kết thúc giai đoạn này: Đến nay các kỹ sư của ETC1 đã chủ động trong việc cài 
đặt phần mềm cũng như việc xây dựng cơ sở dữ liệu tại các trung tâm. Hiện nay việc 
thay đổi cơ sở dữ liệu, mở rộng hệ thống cũng như thử nghiệm tín hiệu End to End từ 
các TBA về TTĐKX: các kỹ sư ETC1 có thể chủ động được hoàn toàn, không phụ 
thuộc vào nhà sản xuất. 
Đào tạo nâng cao: 
• Các tính năng nâng cao của hệ thống như DMS, OMS 
• Hướng dẫn đào chuyên sâu hệ thống. 
• Địa điểm đào tạo: tại Siemens Đức. 
Mục tiêu khóa đào tạo: Khai thác các chức năng nâng cao, hiểu sâu hơn về hệ 
thống và đặc biệt chủ động ứng dụng các tính năng nâng cao như DMS, OMS trong giai 
đoạn tiếp theo. 
3.1.1.3. Tại các trạm biến áp 
• Cải tạo 56 TBA đáp ứng theo tiêu chí không người trực. 
• Đầu tư hệ thống thu thập dữ liệu (Data gateway). 
466 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
3.1.1.4. Kết quả đạt được 
Đến tháng 7 năm 2017, Tổng công ty đã thử nghiệm và điều khiển xa được 20 
TBA 110 kV. 
Đặc biệt đến nay các kỹ sư ETC1 làm chủ được hoàn toàn được công nghệ hệ 
thống phần mềm SCADA đáp ứng yêu cầu nâng cấp, mở rộng hệ thống. 
Các TBA đóng điện năm 2017 tại các tỉnh đã có TTĐKX thực thiện ghép nối và 
thử nghiệm tín hiệu từ các TBA về TTĐKX. 
4. KẾ HOẠCH THỰC HIỆN CHO CÁC NĂM TIẾP THEO ĐẾN 2020 
Xây dựng TTĐKX: từ năm 2018 đến 2020 EVNNPC xây dưng TTĐK tại 16 tỉnh 
còn lại: Bắc Giang, Thái Bình, Quảng Ninh, Thanh Hóa, Nghệ An, Lào Cai, Nam Định, 
Phú Thọ, Tuyên Quang, Lạng Sơn, Yên Bái, Lai Châu, Cao Bằng, Bắc Kạn, Điện Biên, 
Hà Giang. Trong đó EVNNPC dự kiến ưu tiên xây dựng TTĐK trước tại các tỉnh có số 
lượng trạm nhiều, có nhiều trạm đã sẵn sàng chuyển sang chế độ không người trực. 
5. KẾT LUẬN 
Được sự quan tâm chỉ đạo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, với sự vào cuộc của 
toàn Tổng công ty Điện lực miền Bắc, dự kiến cuối năm 2017 NPC sẽ đưa vào vận hành 
08 Trung tâm điều khiển xa vào làm việc.