Đường dây nóng: 84-28-35210484

Đưa hệ thống SCADA/DMS vào hoạt động: Kết quả của 10 năm dài chuẩn bị

Thứ sáu - 30/06/2017 05:18
Ngày 08/11/2012, Thủ tướng Chính phủ phê duyệt “Đề án phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam” theo Quyết định số 1670/QĐ-TTg, nhưng trước đó từ năm 2008, được sự đồng thuận của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), EVN SPC đã nghiên cứu xây dựng dự án SCADA hướng đến mục tiêu trạm biến áp 110kV không người trực.
DSC 9261
DSC 9261
Đây cũng là một dự án mà Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC) đã đưa vào khai thác chính thức từ ngày 29/6/2017, nhằm thể hiện quyết tâm mạnh mẽ thực hiện theo chủ đề năm 2017 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam là: “Đẩy mạnh khoa học công nghệ”.

Quyết định đi đúng hướng

Thực ra việc xây dựng hệ thống giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu/quản lý năng lượng (viết tắt là SCADA/EMS) đã được tiền thân của EVN SPC lúc đó là Công ty Điện lực 2 (PC2) khởi động từ năm 1994, từ nguồn vốn hỗ trợ phát triển chính thức (ODA) của Ngân hàng Thế giới (WB): Năm 1996, PC2 triển khai dự án Cải tạo và phát triển lưới điện TP. Vũng Tàu với mục tiêu nâng cấp lưới điện trung hạ áp và lắp đặt hệ thống Mini SCADA để giám sát và điều khiển lưới điện phân phối (hoàn thành năm 2003 với tổng chi phí giải ngân là 8,5 triệu USD). Cũng cùng trong năm 2003, PC2 cũng hoàn thành và đưa hệ thống Mini SCADA ở 2 thành phố Đà Lạt và Cần Thơ vào hoạt động (từ nguồn vốn tài trợ của Ngân hàng Phát triển Châu Á (ADB)).

Đến năm 2008, trong tình hình phụ tải trên địa bàn của EVN SPC (lúc đó gồm 20 tỉnh, thành phố phía Nam) tăng cao, mỗi năm đưa vào vận hành hàng chục trạm biến áp 110kV, nên yêu cầu về đảm đảo cung cấp điện, chất lượng điện và dịch vụ cấp điện cho khách hàng ngày càng trở nên cấp thiết. Công tác giám sát, quản lý vận hành lưới điện lúc bấy giờ thực hiện toàn bộ bằng thủ công.

Trước tình hình đó, cần thiết phải xây dựng một hệ thống quản lý vận hành lưới điện mang tính tự động hóa, cũng như yêu cầu giảm nhân viên vận hành tại các trạm biến áp 110kV, nâng cao năng suất lao động ngày càng trở nên bức thiết. EVN SPC đã báo cáo và được EVN chấp thuận cho nghiên cứu, xây dựng và triển khai dự án xây dựng dự án SCADA hướng đến mục tiêu giám sát và điều khiển từ xa các trạm biến áp 110kV và thiết bị trên lưới điện 22kV, từng bước tiến đến trạm biến áp 110kV không người trực.

Do đó, có thể nói việc triển khai xây dựng hệ thống SCADA/DMS (hệ thống điều khiển giám sát và thu nhập dữ liệu/hệ thống quản lý lưới điện phân phối) lần này là tất yếu, phù hợp với sự phát triển hiện đại hóa, tự động hóa trong ngành Điện, cũng như thực hiện lộ trình “Đề án phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam” theo phê duyệt của Chính phủ.

Quy mô hệ thống SCADA/DMS

Bắt đầu được triển khai từ năm 2012, dự án lần này được EVN SPC triển khai trên phạm vi toàn địa bàn hoạt động (bao gồm 21 tỉnh, thành phố phía Nam từ Ninh Thuận đến Cà Mau). Cơ sở hạ tầng ban đầu của hệ thống SCADA được xây dựng và cấu hình tại Trung tâm điều khiển SCADA chính (MCC) đặt tại văn phòng EVN SPC, dự phòng (BCC) tại Thủ Đức và 43 Remote Console đặt tại 21 tỉnh và Công ty Lưới điện cao thế miền Nam, kết nối đến 104 trạm 110kV và 880 thiết bị đóng cắt có điều khiển.

Các thiết bị chính tại Trung tâm điều khiển bao gồm mạng máy tính công nghiệp, các máy tính kết nối Server phục vụ công tác giám sát các thiết bị trong trạm 110kV, các recloser (thiết bị điện tự động đóng lại) và LBS (Load Break Switch - máy cắt phụ tải) có kết nối SCADA, phần mềm SCADA là Spectrum 7.

Các recloser và LBS thì được kết nối hệ thống SCADA qua mạng không dây (thuê nhà mạng viễn thông) với giao thức kết nối IEC 60870-5-101 hoặc DNP3 tại recloser, LBS; còn các trạm 110kV kết nối SCADA qua hệ thống mạng cáp quang trên đường dây 110kV, giao thức kết nối IEC 60870-5-104 (vẫn duy trì hiện trạng kết nối SCADA của Trung tâm Điều độ hệ thống đện miền Nam theo giao thức IEC 60870-5-101). Hệ thống cáp quang đường trục sử dụng thiết bị truyền dẫn SDH, cho phép truyền tải tất cả các dữ liệu từ RTU tại các trạm 110kV thông qua các thiết bị viễn thông (Switch và Router) về Trung tâm SCADA.

Cùng với việc xây dựng tại MCC và BCC, dự án trang bị các Remote Console (máy tính, màn hình, máy in, điện thoại IP phone) và UPS tại các 21 Phòng Điều độ Công ty Điện lực, 20 Chi nhánh điện cao thế, Xí nghiệp điện cao thế Đồng Nai, Trực ban Công ty Lưới điện cao thế miền Nam và các trạm 110kV thuộc dự án.

Ngoài hệ thống thông tin liên lạc hiện hữu thì trong dự án cũng xây dựng thêm một hệ thống điện thoại IP phone riêng cho thông tin liên lạc SCADA giữa Trung tâm điều khiển với các trạm 110kV, Công ty Điện lực, Chi nhánh điện cao thế và Công ty Lưới điện cao thế miền Nam.

Ông Hồ Quang Ái, Phó Tổng Giám đốc EVN SPC cho biết: “Đến nay, hệ thống này đã kết nối các Trung tâm điều khiển chính đến 164 trạm biến áp 110kV và 1 trạm cắt 110kV, đồng thời thông qua các Trung tâm điều khiển xa tại 21 Công ty Điện lực để giám sát và thực hiện điều khiển 808 Recloser và 72 LBS. Dự kiến đến cuối năm 2017 sẽ điều khiển xa 100% các trạm 110kV và 1.300 Recloser/LBS”.

Hiệu quả của dự án

Theo Chủ tịch kiêm Tổng Giám đốc EVN SPC Nguyễn Văn Hợp, sự kiện khánh thành Trung tâm Điều hành SCADA/DMS đặt tại thành phố Hồ Chí Minh là kết quả nỗ lực vượt khó của 10 năm dài chuẩn bị. Được trang bị bằng công nghệ tiên tiến nhất của Siemens trong lĩnh vực phân phối điện, Trung tâm này sẽ giúp tăng cường đáng kể hiệu suất và độ tin cậy của mạng lưới phân phối điện tại 21 tỉnh, thành phố phía Nam. Hệ thống đi vào vận hành chính thức sẽ tạo nên những giá trị bền vững cho EVN SPC nhờ năng suất lao động cao hơn và tiết kiệm chi phí.

Hệ thống SCADA/DMS mà EVN SPC đưa vào hoạt động cho phép các Trung tâm điều khiển tại Công ty Lưới điện cao thế và các Công ty Điện lực giám sát vận hành theo thời gian thực tổng thể lưới điện, chi tiết các phần tử trong sơ đồ để thực hiện các giải pháp xử lý. Trước mắt có thể đáp ứng được các công việc như sau:
  • Theo dõi sự cố mất điện, cảnh báo tình trạng đầy tải, quá tải và lệch điện áp so với mức cho phép. Từ đó, Trung tâm điều khiển sẽ thực hiện ngay các giải pháp xử lý để ngăn ngừa xảy ra sự cố, giảm thiểu mất điện nhằm đảm bảo cung cấp điện liên tục cho khách hàng.
  • Điều khiển từ xa các thiết bị đóng cắt để nhanh chóng tái lập hay cách ly thiết bị ra khỏi hệ thống, giảm thời gian và nhân lực thay vì phải thực hiện tại vị trí thiết bị như trước đây, để tăng chỉ số độ tin cậy cung cấp điện. Thu thập các thông tin liên quan đến sự cố, xảy ra bất thường trong hệ thống SCADA và lưu trữ.
Nhờ vào các thiết bị tự động và điều khiển từ xa của hệ thống SCADA/DMS, sẽ giúp EVN SPC thực hiện tốt lộ trình giảm nhân viên trực vận hành tại các trạm biến áp 110kV ở Công ty Lưới điện cao thế miền Nam, đồng thời giúp Công ty Điện lực tỉnh giám sát việc vận hành lưới điện và đóng cắt các thiết bị điện trung thế từ xa.
Ông Robert Orduian, Giám đốc dự án của SIEMENS phát biểu tại lễ ra mắt TT SCADA của EVN SPC
Ông Robert Orduian, Giám đốc dự án của SIEMENS phát biểu tại lễ ra mắt TT SCADA của EVN SPC

Còn theo ông Robert Orduian (Giám đốc dự án của nhà thầu SIEMENS - Đức), Siemens đã cung cấp sản phẩm công nghệ mới nhất Spectrum Power 7 đến Việt Nam lần đầu tiên, và với hệ thống này EVN SPC có thể giám sát và điều khiển từ xa lưới điện trung và hạ áp ở 21 tỉnh, thành phố phía Nam.

Kế hoạch sắp tới

Ông Robert Orduian cho biết thêm: “Công nghệ hiện đại dựa trên nền tảng hệ thống Siemens Spectrum Power được sử dụng cho hệ thống quản lý phân phối SCADA này không những được sử dụng điều khiển từ xa cho lưới điện từ 110kV trở xuống, mà còn làm việc với được lưới truyền tải từ cấp điện áp 220kV trở lên”.

Còn theo ông Nguyễn Phước Quý Hải, Giám đốc Trung tâm Điều hành SACDA, nhằm khai thác chức năng DMS (hệ thống quản lý lưới phân phối), EVN SPC đang triển khai thực hiện kết nối công tơ điện tử của các khách hàng lớn về EVN SPC qua hệ thống đo đếm từ xa, các dữ liệu tập trung này sẽ được Trung tâm Điều hành SCADA cấu hình và kết nối vào hệ thống SCADA để có thông tin phụ tải nhằm khai thác các chức năng DMS, thời gian thực hiện kết nối sẽ thực hiện từ cuối năm 2017 cho 1.503 điện kế điện tử của các trạm biến áp công cộng, khách hàng lớn và điểm đo ghi giao nhận điện năng (ranh giới) giữa các Công ty Điện lực vào hệ thống./.
Kim Phúc
Bạn đã không sử dụng Site, Bấm vào đây để duy trì trạng thái đăng nhập. Thời gian chờ: 60 giây