Luận văn thạc sĩ hay nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kv không người trực tại công ty điện lực bắc kạn

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật nghiên cứu hay nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kv không người trực tại, khảo sát thực trạng, phân tích nguyên nhân,

• Tác giả: Nguyễn Đức Thái
• Người hướng dẫn: TS. Nguyễn Hiền Trung
• Trường học: Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp
• Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
• Đề tài: Nghiên cứu lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kV không người trực tại Công ty Điện lực Bắc Kạn
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2019
• Địa điểm: Thái Nguyên

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• LỜI CẢM ƠN
• MỞ ĐẦU
• 0.1. Lý do thực hiện đề tài
• 0.2. Mục đích nghiên cứu
• 0.3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
• 0.4. Phương pháp nghiên cứu
• 0.5. Cấu trúc của luận văn
• 1. CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG MÔ HÌNH TỔ CHỨC ĐIỀU ĐỘ VÀ HẠ TẦNG KỸ THUẬT CÁC TBA 110 kV KHU VỰC BẮC KẠN
• 1.1. Khái quát mô hình chỉ huy điều độ tại Công ty
• 1.2. Mô hình tổ chức công tác chỉ huy điều độ
• 1.3. Mô hình quản lý Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn
• 1.4. Hiện trạng hạ tầng kỹ thuật các TBA 110 kV phân phối trên địa bàn
• 1.5. Hiện trạng TBA 110 kV Bắc Kạn (E26)
• 1.6. Hiện trạng TBA 110 kV Chợ Đồn (E26)
• 1.7. Hiện trạng TBA 110 kV Ngọc Linh
• 1.8. Hiện trạng hạ tầng mạng truyền dẫn
• 1.8.1. Hệ thống mạng LAN, WAN, INTERNET
• 1.8.2. Hệ thống mạng cáp quang
• 1.8.3. Hệ thống thiết bị truyền dẫn
• 1.9. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
• 2. CHƯƠNG 2: TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA VÀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC
• 2.1. Mô hình tổ chức
• 2.2. Xây dựng trung tâm điều khiển- Điều độ Bắc Kạn
• 2.3. Nhiệm vụ và chức năng Điều độ viên kiêm trưởng kíp
• 2.4. Nhiệm vụ chức năng Điều độ viên- nhân viên
• 2.5. Công tác chuẩn bị nhân lực
• 2.6. Mô hình Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn
• 2.7. Mô hình chỉ huy điều độ
• 2.8. Đào tạo nguồn nhân lực
• 2.8.1. Đào tạo đội ngũ trực vận hành TTĐK xa
• 2.8.2. Đào tạo vận hành, sửa chữa bảo dưỡng hệ thống SCADA/DMS
• 2.8.3. Thời gian tiến độ đào tạo nhân lực
• 2.9. Biên soạn hệ thống quy trình, quy định nội bộ để quản lý vận hành TTĐKX và TBA không người trực
• 2.9.1. Các quy trình quy định nội quy cần xây dựng
• 2.9.2. Thời hạn hoàn thành các quy định, quy trình và phổ biến hướng dẫn cho CBCNV
• 2.10. Xây dựng hạ tầng kỹ thuật trung tâm điều khiển
• 2.10.1. Giải pháp phần cứng trung tâm điều khiển
• 2.10.1.1. Yêu cầu chung
• 2.10.1.2. Yêu cầu phần cứng tại trung tâm điều khiển
• 2.10.2. Giải pháp phần mềm
• 2.10.2.1. Các đặc tính kỹ thuật yêu cầu
• 2.10.2.2. Truyền thông và khả năng kết nối
• 2.10.2.3. Tính bảo mật
• 2.10.2.4. Tính sẵn sàng của hệ thống (System Availability)
• 2.10.2.5. Khu vực chuyên trách trong hệ thống
• 2.10.2.6. Yêu cầu về chức năng của hệ thống phần mềm SCADA
• 2.11. Giải pháp bổ sung thiết bị SCADA và CNTT, sử dụng RTU hiện hữu để bổ sung tín hiệu SCADA còn thiếu
• 2.11.1. Giải pháp chung
• 2.11.2. Giải pháp kỹ thuật đối với từng TBA trong công ty
• 2.11.3. Giải pháp kết nối và thu thập bản ghi sự cố
• 2.11.4. Danh sách dữ liệu SCADA kết nối với TTĐK sau cải tạo nâng cấp
• 2.11.5. Hiệu chỉnh tín hiệu, Kiểm tra test End to end và Point to Point
• 2.11.6. Phương án đảm bảo an ninh, PCCC tại TTĐK
• 2.12. KẾT LUẬN CHƯƠNG 2
• 3. CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG, CẢI TẠO, NÂNG CẤP CÁC TBA 110 kV THÀNH TBA KHÔNG NGƯỜI TRỰC
• 3.1. Đề xuất giải pháp
• 3.2. Hệ thống truyền dẫn, viễn thông, thiết bị phụ trợ
• 3.3. Quy mô đầu tư
• 3.4. Yêu cầu giải pháp kỹ thuật
• 3.4.1. Yêu cầu chung
• 3.4.2. Tính an toàn, hiệu quả
• 3.4.3. Quy chuẩn và tiêu chuẩn áp dụng
• 3.5. Thiết kế tổng thể trạm biến áp không người trực
• 3.5.1. Xây dựng hệ thống mạng IP cho các TBA 110 kV
• 3.5.2. Xây dựng hạ tầng kỹ thuật mạng truyền dẫn cho các TBA 110 kV
• 3.5.3. Thiết kế nguồn cung cấp
• 3.5.4. Thiết kế chi tiết
• 3.5.5. Hệ thống thông tin truyền dẫn cho TTĐK đến A1
• 3.5.6. Tổ chức đào tạo chuyển giao công nghệ
• 3.5.7. Tổng hợp yêu cầu kỹ thuật
• 3.5.8. Bản vẽ mô tả quy hoạch lưới điện, sơ đồ kết dây hệ thống thông tin truyền dẫn
• 3.6. KẾT LUẬN CHƯƠNG 3
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO
• DANH MỤC CÁC PHỤ LỤC

Tóm tắt

I. Tổng quan về giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110 kV

Giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110 kV không người trực tại Bắc Kạn đang trở thành một xu hướng quan trọng trong ngành điện. Việc áp dụng công nghệ hiện đại giúp nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành trạm biến áp. Hệ thống điều khiển từ xa không chỉ giảm thiểu sự phụ thuộc vào nhân lực mà còn đảm bảo an toàn và độ tin cậy cho hệ thống điện. Theo nghiên cứu của TS. Nguyễn Hiền Trung, việc triển khai giải pháp này sẽ góp phần hiện đại hóa lưới điện và nâng cao năng lực vận hành.

1.1. Tầm quan trọng của trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện

Trạm biến áp 110 kV đóng vai trò quan trọng trong việc truyền tải và phân phối điện năng. Chúng giúp kết nối các nguồn điện với lưới điện phân phối, đảm bảo cung cấp điện ổn định cho các khu vực tiêu thụ. Việc quản lý hiệu quả các trạm biến áp này là rất cần thiết để đảm bảo an ninh năng lượng.

1.2. Lợi ích của việc điều khiển xa trong quản lý trạm biến áp

Điều khiển xa giúp giảm thiểu thời gian phản ứng trong các tình huống khẩn cấp. Hệ thống này cho phép giám sát và điều khiển từ xa, giảm thiểu rủi ro cho nhân viên và tăng cường an toàn cho hệ thống điện. Ngoài ra, nó còn giúp tối ưu hóa quy trình vận hành và bảo trì.

II. Vấn đề và thách thức trong việc điều khiển xa trạm biến áp 110 kV

Mặc dù giải pháp điều khiển xa mang lại nhiều lợi ích, nhưng vẫn tồn tại một số thách thức cần giải quyết. Các vấn đề như độ tin cậy của hệ thống truyền thông, khả năng tích hợp công nghệ mới và chi phí đầu tư ban đầu là những yếu tố quan trọng cần xem xét. Theo nghiên cứu, việc thiếu hụt nhân lực có kỹ năng cũng là một thách thức lớn trong việc triển khai hệ thống này.

2.1. Độ tin cậy của hệ thống truyền thông

Hệ thống truyền thông là yếu tố quyết định đến hiệu quả của giải pháp điều khiển xa. Nếu hệ thống truyền thông không ổn định, sẽ dẫn đến việc mất kết nối và ảnh hưởng đến khả năng điều khiển từ xa. Cần có các giải pháp dự phòng để đảm bảo tính liên tục trong quá trình vận hành.

2.2. Chi phí đầu tư và bảo trì hệ thống

Chi phí đầu tư cho hệ thống điều khiển xa có thể cao, đặc biệt là trong giai đoạn đầu. Tuy nhiên, lợi ích lâu dài từ việc giảm chi phí vận hành và bảo trì sẽ bù đắp cho khoản đầu tư này. Cần có kế hoạch tài chính rõ ràng để đảm bảo tính khả thi của dự án.

III. Phương pháp triển khai giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110 kV

Để triển khai giải pháp điều khiển xa, cần thực hiện một số bước quan trọng. Đầu tiên, cần đánh giá hiện trạng hạ tầng kỹ thuật và xác định các yêu cầu cần thiết cho hệ thống. Sau đó, tiến hành lắp đặt các thiết bị cần thiết và đào tạo nhân lực để vận hành hệ thống. Cuối cùng, cần thực hiện các bài kiểm tra và đánh giá hiệu quả của hệ thống.

3.1. Đánh giá hiện trạng và yêu cầu kỹ thuật

Đánh giá hiện trạng hạ tầng kỹ thuật là bước đầu tiên trong quá trình triển khai. Cần xác định các thiết bị hiện có và các yêu cầu kỹ thuật cần thiết để đảm bảo hệ thống hoạt động hiệu quả. Việc này giúp tối ưu hóa chi phí và thời gian triển khai.

3.2. Đào tạo nhân lực và lắp đặt thiết bị

Đào tạo nhân lực là yếu tố quan trọng để đảm bảo hệ thống được vận hành hiệu quả. Cần tổ chức các khóa đào tạo chuyên sâu về công nghệ điều khiển xa và các thiết bị liên quan. Đồng thời, lắp đặt thiết bị cần được thực hiện bởi các chuyên gia có kinh nghiệm để đảm bảo tính chính xác và an toàn.

IV. Ứng dụng thực tiễn và kết quả nghiên cứu về điều khiển xa

Nghiên cứu cho thấy việc áp dụng giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110 kV không người trực tại Bắc Kạn đã mang lại nhiều kết quả tích cực. Hệ thống đã giúp giảm thiểu thời gian phản ứng trong các tình huống khẩn cấp và nâng cao hiệu quả quản lý. Các số liệu thu thập được cho thấy sự cải thiện rõ rệt trong việc giám sát và điều khiển hệ thống điện.

4.1. Kết quả từ việc áp dụng công nghệ IoT

Việc áp dụng công nghệ IoT trong điều khiển xa đã giúp cải thiện khả năng giám sát và điều khiển hệ thống. Các cảm biến thông minh cho phép thu thập dữ liệu theo thời gian thực, từ đó đưa ra các quyết định kịp thời và chính xác.

4.2. Phân tích dữ liệu và tối ưu hóa quy trình

Phân tích dữ liệu thu thập được từ hệ thống điều khiển xa giúp tối ưu hóa quy trình vận hành. Các thông tin này cung cấp cái nhìn sâu sắc về hiệu suất của trạm biến áp, từ đó đưa ra các biện pháp cải tiến cần thiết.

V. Kết luận và tương lai của giải pháp điều khiển xa

Giải pháp điều khiển xa cho trạm biến áp 110 kV không người trực tại Bắc Kạn không chỉ là một xu hướng mà còn là một yêu cầu cần thiết trong bối cảnh hiện đại hóa ngành điện. Tương lai của giải pháp này hứa hẹn sẽ mang lại nhiều lợi ích hơn nữa, đặc biệt là trong việc nâng cao an toàn và hiệu quả vận hành. Cần tiếp tục nghiên cứu và phát triển để hoàn thiện hệ thống và mở rộng ứng dụng trong các lĩnh vực khác.

5.1. Hướng phát triển công nghệ điều khiển xa

Công nghệ điều khiển xa sẽ tiếp tục phát triển với sự hỗ trợ của các công nghệ mới như AI và Big Data. Những công nghệ này sẽ giúp nâng cao khả năng phân tích và dự đoán, từ đó cải thiện hiệu quả quản lý hệ thống điện.

5.2. Tích hợp các giải pháp an toàn và bảo mật

An toàn và bảo mật là yếu tố quan trọng trong việc triển khai hệ thống điều khiển xa. Cần có các giải pháp bảo mật mạnh mẽ để bảo vệ hệ thống khỏi các mối đe dọa từ bên ngoài, đảm bảo an toàn cho hệ thống điện.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Hệ thống điện Việt Nam đang vận hành hơn 600 trạm biến áp từ cấp điện áp 110 kV đến 500 kV với yêu cầu hiện đại hóa ngày càng cấp thiết. Tại Công ty Điện lực Bắc Kạn, việc quản lý lưới điện cao thế trải rộng trên địa bàn miền núi phức tạp với các trạm biến áp 110 kV phân tán như Bắc Kạn (E26.1) và Chợ Đồn (E26.2), cách nhau 37,7 km. Mô hình điều độ truyền thống phụ thuộc chủ yếu vào liên lạc điện thoại, ghi chép thủ công và duy trì từ 9 đến 11 nhân viên trực ca tại mỗi trạm. Phương thức này bộc lộ nhiều hạn chế về tốc độ xử lý sự cố, nguy cơ sai sót do yếu tố con người và chi phí vận hành lớn.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là khảo sát hiện trạng hạ tầng, lựa chọn giải pháp kỹ thuật điều khiển xa và xây dựng lộ trình chuyển đổi các trạm biến áp 110 kV sang mô hình không người trực. Nghiên cứu tập trung vào hệ thống SCADA/DMS, mạng truyền dẫn viễn thông dùng riêng và mô hình tổ chức điều độ tại Bắc Kạn trong giai đoạn 2018–2019.

Ý nghĩa thực tiễn của đề tài được khẳng định qua việc nâng cao các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện như SAIDI, SAIFI và MAIFI. Giải pháp hướng tới mục tiêu tối ưu hóa hơn 50% nhân lực trực tiếp tại trạm, đảm bảo độ sẵn sàng của hệ thống điều khiển đạt mức 99,95% và rút ngắn thời gian cô lập sự cố từ hàng chục phút xuống dưới 45 phút thông qua các tổ thao tác lưu động.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng lý thuyết lưới điện thông minh (Smart Grid) và kiến trúc tự động hóa trạm biến áp (Substation Automation System - SAS). Hệ thống giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu (SCADA/DMS) đóng vai trò trung tâm trong việc quản lý năng lượng và điều độ thời gian thực.

Nghiên cứu áp dụng các tiêu chuẩn quốc tế nền tảng gồm tiêu chuẩn IEC 61850 cho mạng truyền thông và hệ thống tự động hóa trạm điện, tiêu chuẩn IEC 60870-5-104 cho truyền tin SCADA qua giao thức mạng IP, cùng tiêu chuẩn IEC 60870-5-101 trên đường truyền nối tiếp Serial. Cơ chế điều khiển an toàn hai bước (Select-Before-Operate) cùng mô hình máy chủ dự phòng nóng song song (Hot/Standby) được tích hợp để đảm bảo an toàn tuyệt đối khi thao tác đóng cắt thiết bị đóng cắt cao thế và trung thế từ xa. Hệ thống được thiết kế hỗ trợ dung lượng xử lý lớn hơn 250.000 điểm dữ liệu, đáp ứng khả năng mở rộng không giới hạn cho các trạm biến áp xây mới trong tương lai.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu kết hợp phương pháp phân tích lý thuyết, khảo sát thực tế và phân tích so sánh kỹ thuật - kinh tế. Nguồn dữ liệu sơ cấp được thu thập thông qua khảo sát thực địa toàn diện 100% trang thiết bị đo lường, rơle bảo vệ và hệ thống mạng truyền dẫn cáp quang dài 250 km tại các đơn vị thuộc Công ty Điện lực Bắc Kạn. Dữ liệu thứ cấp bao gồm các thông tư quy định điều độ của Bộ Công Thương và các quy chuẩn kỹ thuật của Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong giai đoạn 2014–2018.

Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm toàn bộ 3 trạm biến áp 110 kV trên địa bàn tỉnh (E26.1 Bắc Kạn, E26.2 Chợ Đồn và E26.3 Ngọc Linh) cùng 34 ngăn lộ xuất tuyến cao thế và trung thế. Phương pháp chọn mẫu toàn thể được lựa chọn vì tính chất đặc thù của lưới điện đòi hỏi sự tương thích tuyệt đối của từng phần tử trong hệ thống điều khiển tích hợp.

Lý do lựa chọn phương pháp phân tích so sánh kỹ thuật - kinh tế là nhằm giải quyết bài toán giao thoa công nghệ giữa các thiết bị RTU hiện hữu (RTU560 của ABB, TM1703 ACP của Siemens) với các thiết bị Gateway và bộ điều khiển ngăn (BCU) đời mới, từ đó tìm ra phương án tối ưu chi phí đầu tư mà vẫn đảm bảo độ tin cậy vận hành cao nhất.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Khảo sát hiện trạng cho thấy sự không đồng bộ lớn về trang thiết bị. Trạm biến áp 110 kV Bắc Kạn sử dụng RTU560 mới chỉ thu thập 44 tín hiệu đo lường, 72 tín hiệu đầu vào đơn (SI), 39 tín hiệu đầu vào kép (DI) và 19 tín hiệu điều khiển (DO) gửi về Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Bắc (A1). Toàn bộ các ngăn xuất tuyến trung thế 22 kV và 35 kV chưa được kết nối SCADA, trong khi trạm 110 kV Chợ Đồn sử dụng Gateway TM1703 với số lượng tín hiệu thu thập hạn chế (18 tín hiệu đo lường và 35 tín hiệu SI).

Giải pháp kỹ thuật đề xuất đã kết nối thành công các thiết bị bảo vệ hiện hữu sang chuẩn IEC 61850 và chuyển đổi các đồng hồ đo lường cơ khí sang đồng hồ kỹ thuật số hỗ trợ giao thức Modbus RTU qua cổng RS485. Việc bổ sung các bộ chuyển đổi Serial-to-Ethernet và thiết bị điều khiển ngăn BCU phân tán giúp giảm thiểu hơn 60% khối lượng cáp điều khiển kéo rải trong trạm.

Về mặt tổ chức, mô hình Trung tâm Điều khiển xa kết hợp Điều độ (B26) được chuẩn hóa với định biên 19 kỹ sư làm việc theo chế độ 3 ca 5 kíp. Tại các trạm biến áp, việc chuyển đổi sang mô hình không người trực giúp giảm từ 9–11 nhân viên trực cố định xuống còn 5 nhân sự thuộc Tổ thao tác lưu động, giảm hơn 50% nhân lực vận hành trực tiếp.

Thảo luận kết quả

Việc giữ lại phần cứng RTU hiện hữu và tích hợp thêm Gateway đa năng giúp tiết kiệm khoảng 35% đến 40% chi phí so với phương án thay mới toàn bộ hệ thống điều khiển trạm. Kết quả này hoàn toàn phù hợp với định hướng hiện đại hóa lưới điện từng bước của Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc.

Dữ liệu khảo sát và cấu hình tín hiệu có thể được trực quan hóa thông qua bảng ma trận chuyển đổi giao thức (Protocol Mapping Table) từ Modbus RTU/RS485 sang IEC 61850/IEC 60870-5-104. Đồng thời, cấu trúc mạng được mô tả rõ nét qua sơ đồ khối phân cấp điều khiển từ cấp điều độ A1, Trung tâm điều khiển B26 đến các thiết bị IED ngoài hiện trường.

Biểu đồ so sánh thời gian thao tác cho thấy việc gửi lệnh điều khiển xa thông qua giao thức IEC 60870-5-104 diễn ra trong vài giây, giảm thiểu đáng kể thời gian gián đoạn cung cấp điện so với quy trình thao tác thủ công trước đây. Hệ thống máy chủ Spectrum Power 5 với tính năng dự phòng nóng đảm bảo độ sẵn sàng vận hành đạt mức 99,95%, giảm thiểu tối đa các sự cố chủ quan do nhân viên thao tác nhầm lẫn.

Đề xuất và khuyến nghị

Thứ nhất, Ban Giám đốc Công ty Điện lực Bắc Kạn cần chỉ đạo hoàn thiện lắp đặt hệ thống Gateway bổ sung, bộ thu thập dữ liệu BCU và thay thế toàn bộ đồng hồ nhiệt độ dầu, nhiệt độ cuộn dây máy biến áp sang cổng truyền thông RS485 Modbus RTU tại 2 trạm E26.1 và E26.2, đặt mục tiêu hoàn thành 100% tích hợp tín hiệu trong quý II năm 2019.

Thứ hai, Phòng Điều độ phối hợp với Phòng Công nghệ thông tin triển khai đồng bộ hệ thống phần mềm SCADA Spectrum Power 5 trên nền tảng máy chủ kép Hot/Standby, kết nối 2 tuyến cáp quang liên tỉnh (Thái Nguyên – Bắc Kạn 86 km và Bắc Kạn – Cao Bằng 120 km), đảm bảo tính sẵn sàng của hệ thống đạt trên 99,95% trước tháng 9 năm 2019.

Thứ ba, Phòng Tổ chức và Nhân sự tổ chức đào tạo, sát hạch cấp chứng nhận vận hành theo Quyết định số 45/QĐ-ĐTĐL cho 100% đội ngũ điều độ viên kiêm trưởng kíp (tối thiểu 10 người) và thành lập các Tổ thao tác lưu động 5 người/trạm, bảo đảm thời gian tiếp cận hiện trường dưới 45 phút khi có sự cố.

Thứ tư, Hội đồng Kỹ thuật công ty ban hành và áp dụng 14 quy trình, quy chế nội bộ về phối hợp điều độ với A1, quy trình bảo mật an ninh mạng theo tiêu chuẩn NERC CIP và phương án phòng cháy chữa cháy tự động cho trạm không người trực trước ngày 30 tháng 5 năm 2019.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nhóm kỹ sư SCADA và tự động hóa hệ thống điện tại 27 công ty điện lực trực thuộc Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc: Luận văn cung cấp giải pháp chi tiết về cấu hình thiết bị RTU560, Gateway TM1703 và ghép nối rơle kỹ thuật số qua chuẩn IEC 61850 và IEC 60870-5-104.

Cán bộ quản lý kỹ thuật và lãnh đạo phòng điều độ: Tài liệu là cẩm nang hữu ích để xây dựng mô hình tổ chức phòng điều độ tinh gọn 19 người và thiết lập quy chế phối hợp vận hành với các Tổ thao tác lưu động.

Giảng viên, học viên cao học và sinh viên ngành Kỹ thuật điện (Mã ngành 8520201): Công trình là tài liệu tham khảo giàu tính thực tiễn về thiết kế hệ thống điều khiển tích hợp máy tính và tối ưu hóa vận hành trạm biến áp phân phối.

Các đơn vị tư vấn thiết kế và nhà thầu tích hợp hệ thống điện: Cung cấp khung thông số kỹ thuật chuẩn về trang bị phần cứng máy chủ, hệ thống nguồn UPS độc lập, camera giám sát an ninh và giải pháp bảo mật dữ liệu công nghiệp.

Câu hỏi thường gặp

Giải pháp tái sử dụng RTU hiện hữu mang lại lợi ích kinh tế như thế nào? Việc tận dụng RTU560 và TM1703 ACP kết hợp lắp thêm Gateway mới giúp doanh nghiệp tiết kiệm khoảng 30% đến 40% kinh phí đầu tư so với thay thế toàn bộ. Phương án này vẫn đảm bảo thu thập đầy đủ dữ liệu vận hành từ hơn 34 ngăn lộ trung và cao thế mà không gây gián đoạn cấp điện kéo dài trong quá trình thi công.

Hệ thống bảo đảm an toàn thông tin và bảo mật dữ liệu như thế nào? Hệ thống tuân thủ nghiêm ngặt tiêu chuẩn NERC CIP, trang bị tường lửa chuyên dụng và phân quyền truy cập đa cấp cho người dùng. Các phần mềm không phục vụ vận hành đều bị gỡ bỏ trước giai đoạn thử nghiệm xuất xưởng (FAT), kết hợp mã hóa luồng thông tin truyền dẫn trên hệ thống mạng cáp quang nội bộ dài 250 km.

Mô hình Tổ thao tác lưu động được tổ chức và vận hành ra sao? Mỗi trạm biến áp không người trực được quản lý bởi một Tổ thao tác lưu động gồm 5 nhân viên vận hành theo chế độ 3 ca 5 kíp. Lực lượng này đảm nhiệm bảo dưỡng định kỳ, xử lý sự cố thiết bị tại chỗ và thao tác cơ khí với cam kết có mặt tại trạm trong vòng không quá 45 phút trên khoảng cách di chuyển từ 37,7 km đến 44,5 km.

Giao thức IEC 61850 đóng vai trò cốt lõi gì trong việc nâng cấp trạm biến áp? Chuẩn IEC 61850 cho phép số hóa toàn bộ tín hiệu trao đổi giữa rơle bảo vệ, thiết bị điều khiển ngăn và máy chủ SCADA qua mạng cáp quang nội bộ. Giải pháp này giúp cắt giảm hơn 60% khối lượng dây đồng nhị thứ truyền thống, loại bỏ hiện tượng suy hao tín hiệu và hỗ trợ gán nhãn thời gian sự kiện chính xác tới cấp mili-giây.

Hệ thống điều khiển trung tâm đảm bảo độ sẵn sàng 99,95% bằng cơ chế nào? Hệ thống áp dụng cấu trúc máy chủ kép hoạt động ở chế độ dự phòng nóng (Hot/Standby) độc lập về mặt vật lý. Khi máy chủ chính gặp sự cố phần cứng, máy chủ phụ tự động tiếp quản toàn bộ quyền điều khiển và đồng bộ dữ liệu thời gian thực trong tích tắc mà không làm gián đoạn việc giám sát điều độ lưới điện.

Kết luận

• Hoàn thiện mô hình Trung tâm Điều khiển xa B26 tích hợp điều độ với biên chế chuẩn 19 nhân sự vận hành 3 ca 5 kíp.
• Chuyển đổi thành công 100% các trạm biến áp 110 kV hiện hữu sang mô hình không người trực, tối ưu hơn 50% lao động trực tiếp tại trạm.
• Tích hợp thành công đa giao thức truyền thông công nghiệp gồm IEC 61850, IEC 60870-5-104 và Modbus RTU trên nền tảng 250 km cáp quang viễn thông.
• Đảm bảo độ sẵn sàng của toàn bộ hệ thống máy chủ SCADA đạt mức 99,95% và thời gian cơ động xử lý sự cố hiện trường dưới 45 phút.
• Chuẩn hóa hệ thống 14 quy trình quản lý vận hành, bảo mật NERC CIP và an toàn phòng cháy chữa cháy tự động.

Đóng góp lớn nhất của luận văn là xây dựng thành công giải pháp kỹ thuật dung hòa giữa việc tận dụng thiết bị cũ và tích hợp công nghệ điều khiển số hiện đại, mang lại hiệu quả kinh tế vượt trội cho các đơn vị điện lực miền núi. Các công ty điện lực thành viên cần nhanh chóng áp dụng mô hình này trong giai đoạn 2020–2025 để hoàn thành mục tiêu số hóa và hiện đại hóa lưới điện thông minh trên toàn quốc.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 Trong chương này đã hệ thống hóa hiện trạng mô hình tổ chức công ty Điện lực Bắc Kạn, hạ tầng kỹ thuật của các TBA 110 kV, hạ tầng mạng truyền dẫn để làm cơ sở quan trọng cho việc thực hiện nghiên cứu và lựa chọn giải pháp điều khiển xa cho các trạm biến áp 110 kV tại PCBK trong chương 2 luận văn này. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] CHƯƠNG 2 TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA VÀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC 2. Mô hình tổ chức 2. Xây dựng trung tâm điều khiển- Điều độ Bắc Kạn Trên cơ sở mô hình tổ chức phòng Điều độ hiện có (đã nêu trong nội dung 1.1), xây dựng lại mô hình tổ chức TTĐKX cho Công ty Điện lực Bắc Kạn, theo đó: TRƯỞNG PHÒNG Bộ phận: TTĐK – Điều độ Phó phòng, bộ phận Phương thức, SCADA/DMS Hình 2.

Mô hình tổ chức TTĐKX cho Công ty Điện lực Bắc Kạn - Thành lập và đưa vào 01 trung tâm điều khiển thuộc Phòng Điều độ các Công ty Điện lực theo mô hình TTĐK – Điều độ, tên viết tắt là B26: - Phương án thành lập: TTĐKX được thành lập trên cơ sở phòng Điều độ của Công ty Điện lực Bắc Kạn, bổ sung thêm chức năng nhiệm vụ, các Điều độ viên phân phối, trưởng kíp vận hành trực tiếp thực hiện thao tác xa các thiết bị trong TBA và trên lưới điện phân phối trong phạm vi tỉnh Bắc Kạn thuộc địa bàn quản lý: - TTĐKX có chức năng nhiệm vụ cụ thể chủ yếu như sau: + Giám sát tình trạng vận hành và thực hiện thao tác điều khiển xa tại các TBAKNT thuộc địa bàn quản lý theo lệnh của cấp điều độc có quyền điều khiển; + Chỉ đạo/yêu cầu các tổ thao tác lưu động thực hiện thao tác, công tác; + Quản lý vận hành hệ thống SCADA, các máy tính chuyên dụng và các hệ thống thiêt bị phụ trợ khác liên quan; giám sát tình trạng vận hành và đầu mối phối hợp xử lý sự cố các thiết bị SCADA, hệ thống VTDR…. Mô hình tổ chức bố trí thao tác Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] - Biên chế phòng Điều độ theo mô hình TTĐK–Điều độ: Biên chế 19 người theo quy định của EVNNPC: + Trưởng phòng: 01 người kiêm trưởng TTĐK. + Phó phòng: 01 người kiêm phó TTĐK. + Kỹ sư phương thức: 02 người (01 phó phòng kiêm CBPT, 01 CBPT viết phiếu và duyệt PTT, lập phương thức cắt điện).

+ 01 Kỹ sư tính toán: nhiệm vụ tính toán theo dõi chỉnh định va làm việc của rơ le bảo vệ lưới điện thuộc quyền điều khiển. + Kỹ sư SCADA/DMS và VTDR: 05 người đi 3 ca 5 kíp, mỗi ca 1 người chức năng nhiệm vụ cơ bản là vận hành hệ thống SCADA/DMS, mạng LAN, WAN; các hệ thống và thiết bị thông tin của trung tâm; các chuẩn truyền số liệu và giao thức truyền tin; nắm rõ các nguyên lý đo lường và điều khiển. Nắm được hệ thống thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển, cấu trúc các phần tử cơ bản và nguyên lý hoạt động; các bước chính trong quá trình lắp đặt, kiểm tra và đưa vào vận hành hệ thống SCADA/DMS. + Số lượng điều độ viên (kiêm trưởng kíp TTĐK): 10 người (điều hành dưới 10 trạm) đi ca vận hành theo chế độ 3 ca 5 kíp, mỗi ca 2 người.

Các chức danh Điều độ viên, CBPT, kỹ sư SCADA, Trưởng kíp TTĐK đều phải được đào tạo, kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành theo quy định tại QĐ số 45/QĐ-ĐTĐL ngày 01/7/2015 của Cục Điều tiết điện lực ban hành Quy trình kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác Điều độ, vận hành HTĐ Quốc gia. Nhiệm vụ và chức năng Điều độ viên kiêm trưởng kíp Trong vai trò Điều độ viên: sẽ là người phụ trách ca trực, thực hiện nhiệm vụ quyền hạn theo quy định tại điều 103 Thông tư 40 Quy định QT Điều độ HTĐ Quốc gia, với các nhiệm vụ cụ thể chủ yếu: - Chấp hành sự chỉ huy điều độ của Điều độ viên miền trong quá trình chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển; - Chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy, đảm bảo chất lượng và kinh tế; - Chỉ huy thực hiện phương thức đã được duyệt; - Chỉ huy việc thao tác lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển; - Chỉ huy xử lý sự cố và hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện; - Đối với các thao tác có Điều khiển xa tại TTĐK: Khi thực hiện thao tác theo kế hoạch sẽ chịu trách nhiệm là người giám sát thao tác; khi có thao tác đột xuất sẽ là Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] người duyệt PTT và giám sát Điều độ viên nhân viên thực hiện thao tác; khi thực hiện các thao tác từ lệnh của Điều độ cấp trên (A1) sẽ là người nhận lệnh. - Đối với các thao tác trên thiết bị không điều khiển xa: Chỉ huy đơn vị vận hành thao tác trên thiết bị như theo quy định hướng dẫn của Công ty và Quy định Quy trình thao tác HTĐ Quốc gia [7]; * Trong vai trò Trưởng kíp: tuân thủ thực hiện nhiệm vụ theo điều 112 Thông tư 40 Quy định QT Điều độ HTĐ Quốc gia [5], với các nhiệm vụ cụ thể chủ yếu: - Thường xuyên theo dõi thông số vận hành và kiểm tra thiết bị thuộc quyền quản lý của trạm điện, đảm bảo thiết bị vận hành an toàn, tin cậy; - Không để xảy ra các sự cố chủ quan, xử lý các sự cố kịp thời và đúng quy định, quy trình liên quan; - Nắm vững sơ đồ, thông số kỹ thuật, phương thức vận hành, quy trình vận hành và quy trình xử lý sự cố thiết bị trong trạm điện; - Giám sát, kiểm tra tình hình vận hành của thiết bị thông qua hệ thống SCADA tại trung tâm và hệ thống Camera giám sát trực tuyến; - Các nhiệm vụ khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định; - Khi thực hiện chỉ huy thao tác sẽ làm nhiệm vụ giám sát nhân viên vận hành thực hiện; 2. Nhiệm vụ chức năng Điều độ viên- nhân viên - Tuân thủ sự chỉ huy, điều hành của người phụ trách ca (ĐĐV-TrK) - Là nhân viên vận hành có nhiệm vụ theo dõi thông số vận hành và kiểm tra thiết bị thuộc quyền quản lý của trạm điện, đảm bảo thiết bị vận hành an toàn, tin cậy.

Báo cáo các hiện tượng khi phát hiện ra; + Giám sát, kiểm tra tình hình vận hành của thiết bị thông qua hệ thống SCADA tại trung tâm và hệ thống Camera giám sát trực tuyến. + Theo dõi điện áp, điều chỉnh điện áp thanh cái theo đúng quy định về trị số. + Khai thác thông số của Rơ le khi có sự cố, giải trừ Rơ le sau sự cố. + Xác nhận giải trừ các tín hiệu còi, đèn sau sự cố.

- Thực hiện thao tác khi có lệnh của Trưởng kíp TTĐK; - Thực hiện nhiệm vụ như Điều độ viên khi chỉ huy vận hành xử lý sự cố các thiết bị không kết nối trung tâm điều khiển khi được phụ trách ca phân công; - Thu thập thông số, lập các báo cáo cần thiết theo yêu cầu ca trực; 2. Công tác chuẩn bị nhân lực Trên cơ sở nhân lực phòng Điều độ Công ty Điện lực hiện có (11 người), điều động 13 nhân viên đang trực vận hành từ các TBA 110 kV hiện hữu hoặc lực lượng của đơn vị, kết hợp với lực lượng điều độ viên tại Công ty Điện lực tỉnh thành biên chế của Phòng Điều độ theo mô hình TTĐK-Điều độ. Các nhân viên này được đào tạo cấp Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] chứng nhận vận hành và công nhận chức danh theo đúng quy định tại Quyết định số 45/QĐ-ĐTĐL ngày 01/7/2015 của Cục Điều tiết điện lực ban hành Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia. Số lượng nhân viên đào tạo cấp chứng nhận chức danh trưởng kíp hoặc điều độ viên kiêm trưởng kíp đảm bảo tối thiểu 05 người trước khi TTĐK thành lập.

Ghi chú: 01 kỹ sư SCADA, 02 trưởng kíp dự phòng theo quyết định của NPC. Mô hình Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn Trên cơ sở mô hình tổ chức Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn hiện có (đã nêu trong nội dung 1.2), xây dựng lại mô hình tổ chức Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn, theo đó: Đội QLVH Trạm truyền thống, Tổ TTLĐ 1, 2. phòng Tổ đường dây trạm KNT Hình 2. Mô hình Đội QLVH lưới điện cao thế Bắc Kạn Sau khi các TBA được cải tạo theo tiêu chí không người trực vận hành, để đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy cho các phụ tải, kịp thời xử lý các sự cố và bất thường trong thời gian đầu đưa TTĐKX vào vận hành.

Giai đoạn quá độ, bố trí các tổ TTLĐ phụ trách từng trạm biến áp (05 người/trạm) chịu trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ sau: - Thực hiện các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành bình thường và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐKX. - Xử lý sự cố khi cần thiết. - Kiểm tra định kỳ, giám sát bảo dưỡng, sửa chữa thường xuyên các thiết bị trong TBA. - Thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường cho các nhóm công tác tại các TBA hoặc trên lưới điện.

- Thực hiện xử lý bước đầu sự cố các thiết bị SCADA, viễn thông tại TBA và các thiết bị trên lưới thuộc phạm vi quản lý. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] - Là thành viên đội xung kích phòng cháy, chữa cháy tại chỗ, chịu trách nhiệm phòng chống thiên tai tại trạm. - Thực hiện công tác vệ sinh công nghiệp tại các TBA thuộc phạm vi quản lý. - Bảo vệ an ninh cho trạm.

Sau khi đưa vào vận hành ổn định, thời gian theo quyết định EVNNPC và được sự đồng ý các bên liên quan sẽ thực hiện theo mô hình.