Nghiên Cứu Giải Pháp Hỗ Trợ Điều Khiển và Giám Sát Từ Xa Trong Vận Hành Trạm Không Người Trực

Chuyên khảo phân tích Nghiên cứu giải pháp hỗ trợ điều khiển và giám sát từ xa trong vận hành trạm không người trực thông, đánh giá các khía cạnh quan trọng, đề xuất hướng nghiên

• Tác giả: Trần Văn Minh
• Người hướng dẫn: TS. Đặng Ngọc Trung
• Trường học: Đại học Thái Nguyên
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Giải Pháp Hỗ Trợ Điều Khiển và Giám Sát Từ Xa Trạm Không Người Trực
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ kỹ thuật
• Năm xuất bản: 2022
• Địa điểm: Thái Nguyên

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• LỜI CẢM ƠN
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA VÀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC
• 1.1. Trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực
• 1.2. Trạm biến áp không người trực một hướng đi tất yếu
• 1.3. Vai trò của trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực
• 1.4. Các tiêu chí về xây dựng TTĐKX và TBAKNT
• 1.5. Những thách thức khi xây dựng Trạm biến áp không người trực
• 1.6. Các yêu cầu kỹ thuật của một Trạm biến áp không người trực trong tương lai
• 2. CHƯƠNG 2: TÌM HIỂU HỆ THỐNG SCADA VÀ THIẾT BỊ RƠ LE KỸ THUẬT SỐ SEL-751A
• 2.1. Tổng quan về tự động hóa trạm biến áp
• 2.2. Những yêu cầu kỹ thuật trong tự động hóa trạm biến áp
• 2.3. Những ưu điểm của tự động hóa trạm biến áp
• 2.4. Tìm hiểu về hệ thống giám sát SCADA/EMS
• 2.4.1. Thành phần cấu trúc cơ bản của SCADA
• 2.4.2. Khái niệm về EMS
• 2.4.3. Các dạng dữ liệu thu thập tại Trạm biến áp
• 2.4.4. Một số lệnh điều khiển tại Trạm biến áp
• 2.4.5. Một số cách hiển thị trên giao diện giám sát tại Trạm biến áp
• 2.5. Tiêu chuẩn IEC 61850 và thiết bị IED cho tự động hóa Trạm biến áp
• 2.6. Thiết bị thông minh IDE trong trạm biến áp
• 2.7. Kiến trúc truyền thông tương lai trong trạm biến áp
• 2.8. Giới thiệu chức năng chính của Rơ le kỹ thuật số SEL-751A
• 2.8.1. Các chức năng chính của SEL-751A
• 2.8.2. Hướng dẫn cài đặt cơ bản SEL-751A
• 2.8.3. Thông số kỹ thuật cơ bản của SEL-751A
• 2.8.4. Các thành phần của SEL-751A
• 2.8.5. Phương thức truyền thông của SEL-751A
• 2.8.6. Một số thao tác mặt trước của SEL-751A
• 2.9. Giới thiệu phần mềm thiết kế giám sát Visual Studio
• 3. CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG GIẢI PHÁP ĐIỀU KHIỂN VÀ GIÁM SÁT MÁY CẮT TỪ XA QUA MẠNG INTERNET THÔNG QUA RƠ LE KỸ THUẬT SỐ SEL-751A TRONG VẬN HÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC
• 3.1. Sơ lược về trạm 110kV Tây Thành phố Thanh Hóa và giải pháp vận hành không người trực tại trạm
• 3.2. Giả lập sự cố dòng cực đại đầu ra máy biến áp của trạm và đề xuất cấu trúc điều khiển
• 3.3. Thiết kế giao diện giám sát điều khiển Rơ le kỹ thuật số SEL-751A đóng/cắt máy cắt bảo vệ máy biến áp thông qua mạng internet
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng Quan Về Giải Pháp Điều Khiển Giám Sát Trạm Từ Xa

Trong bối cảnh lưới điện thông minh (LĐTM) ngày càng phát triển, việc ứng dụng công nghệ điều khiển và giám sát từ xa cho các trạm không người trực (TBAKNT) trở nên vô cùng quan trọng. Giải pháp này không chỉ giúp nâng cao hiệu quả vận hành, giảm chi phí mà còn đảm bảo an toàn và tin cậy cho hệ thống điện. Việc tự động hóa các trạm biến áp đã mang lại nhiều lợi ích như nâng cao chất lượng điện năng, giảm tổn thất và giảm thiểu sự can thiệp của con người. Ngành điện lực Việt Nam cũng đang có những bước chuyển mình mạnh mẽ, thể hiện ở việc xây dựng và hoàn thiện mô hình LĐTM, trọng tâm là tự động hóa các trạm biến áp. Theo báo cáo của EVN, nhiều trung tâm điều khiển từ xa và trạm biến áp không người trực đã được đưa vào vận hành, đánh dấu bước tiến quan trọng trong quá trình hiện đại hóa lưới điện quốc gia. Điều khiển giám sát trạm điện từ xa là xu hướng tất yếu trong bối cảnh hiện nay. Việc nghiên cứu và triển khai các giải pháp hỗ trợ điều khiển và giám sát từ xa trong vận hành trạm không người trực là vô cùng cấp thiết để đáp ứng nhu cầu phát triển của ngành điện.

1.1. Tầm Quan Trọng của Điều Khiển Từ Xa Trạm Biến Áp

Việc áp dụng điều khiển từ xa trạm biến áp mang lại nhiều lợi ích thiết thực. Nó cho phép các kỹ sư vận hành giám sát và điều khiển các thiết bị trong trạm biến áp từ xa, giảm thiểu thời gian phản ứng trong trường hợp có sự cố. Điều này đặc biệt quan trọng đối với các trạm biến áp không người trực, nơi không có nhân viên trực tiếp giám sát. Hệ thống tự động hóa trạm điện giúp giảm thiểu rủi ro do thao tác sai của con người, đồng thời tối ưu hóa hiệu suất vận hành của trạm.

1.2. Xu Hướng Xây Dựng Trạm Biến Áp Không Người Trực

Xu hướng xây dựng trạm biến áp không người trực ngày càng trở nên phổ biến trên thế giới và tại Việt Nam. Mô hình này giúp giảm chi phí vận hành, nâng cao năng suất lao động và tăng cường khả năng tự động hóa của hệ thống điện. Việc triển khai giải pháp SCADA trạm không người trực là yếu tố then chốt để đảm bảo khả năng giám sát và điều khiển từ xa một cách hiệu quả. Quản lý trạm điện từ xa cũng trở nên dễ dàng hơn nhờ các hệ thống này.

II. Thách Thức và Yêu Cầu Kỹ Thuật Cho Trạm Không Người Trực

Mặc dù mang lại nhiều lợi ích, việc triển khai trạm biến áp không người trực cũng đặt ra nhiều thách thức và yêu cầu kỹ thuật khắt khe. Các vấn đề về an ninh mạng, bảo mật dữ liệu, độ tin cậy của hệ thống truyền thông và khả năng tích hợp với các hệ thống hiện có cần được giải quyết một cách triệt để. Ngoài ra, cần có các quy trình và tiêu chuẩn vận hành rõ ràng để đảm bảo an toàn và hiệu quả cho vận hành trạm điện từ xa. Bảo mật trạm điện từ xa là một yếu tố then chốt cần được quan tâm.

2.1. Đảm Bảo An Ninh Mạng và Bảo Mật Dữ Liệu

Trong môi trường trạm điện không người trực, an ninh mạng và bảo mật dữ liệu là những yếu tố sống còn. Các hệ thống điều khiển và giám sát từ xa phải được bảo vệ khỏi các cuộc tấn công mạng và truy cập trái phép. Cần áp dụng các biện pháp bảo mật mạnh mẽ như mã hóa dữ liệu, xác thực đa yếu tố và giám sát an ninh liên tục. Protocol IEC 61850 đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo an toàn thông tin.

2.2. Độ Tin Cậy của Hệ Thống Truyền Thông

Hệ thống truyền thông đóng vai trò then chốt trong việc kết nối trạm điện không người trực với trung tâm điều khiển. Độ tin cậy của hệ thống truyền thông phải được đảm bảo để đảm bảo khả năng giám sát và điều khiển liên tục. Cần sử dụng các công nghệ truyền thông dự phòng và có khả năng tự phục hồi để giảm thiểu thời gian ngừng hoạt động. Truyền dữ liệu trạm điện cần ổn định và liên tục.

2.3. Tích Hợp với Hệ Thống SCADA EMS Hiện Tại

Việc tích hợp hệ thống SCADA/EMS hiện có với các trạm điện không người trực là một thách thức không nhỏ. Cần đảm bảo khả năng tương thích giữa các hệ thống khác nhau và khả năng trao đổi dữ liệu một cách liền mạch. Quá trình tích hợp cần được thực hiện cẩn thận để tránh ảnh hưởng đến hiệu suất của hệ thống. Phần mềm điều khiển giám sát trạm điện cần tương thích với các hệ thống khác.

III. Giải Pháp IoT và SCADA Nâng Cao Giám Sát Trạm Biến Áp

Sự kết hợp giữa công nghệ IoT (Internet of Things) và SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) mang đến những giải pháp giám sát và điều khiển từ xa hiệu quả cho trạm biến áp. Các thiết bị IoT cho phép thu thập dữ liệu từ các cảm biến và thiết bị đo lường trong trạm biến áp, trong khi hệ thống SCADA cung cấp khả năng giám sát, điều khiển và phân tích dữ liệu. Giải pháp IoT cho trạm điện giúp cải thiện khả năng theo dõi tình trạng thiết bị và dự đoán sự cố. Hệ thống HMI/SCADA cung cấp giao diện trực quan để người vận hành có thể dễ dàng giám sát và điều khiển.

3.1. Ứng Dụng Cảm Biến và Thiết Bị Đo Lường Thông Minh

Các thiết bị cảm biến và đo lường thông minh đóng vai trò quan trọng trong việc thu thập dữ liệu từ trạm biến áp. Các cảm biến này có thể đo lường nhiều thông số khác nhau như điện áp, dòng điện, nhiệt độ, áp suất, v.v. Dữ liệu này sau đó được truyền về trung tâm điều khiển để phân tích và đưa ra các quyết định điều khiển. Hệ thống cảnh báo sự cố trạm điện có thể được kích hoạt dựa trên dữ liệu từ các cảm biến này.

3.2. Phân Tích Dữ Liệu Lớn và Dự Đoán Sự Cố

Phân tích dữ liệu trạm điện là một phần quan trọng của giải pháp giám sát từ xa. Các thuật toán phân tích dữ liệu lớn có thể được sử dụng để phát hiện các mẫu bất thường và dự đoán các sự cố tiềm ẩn. Điều này cho phép người vận hành thực hiện các biện pháp phòng ngừa để tránh gián đoạn cung cấp điện. Chẩn đoán từ xa trạm điện giúp phát hiện sớm các vấn đề.

IV. Ứng Dụng Thực Tế và Kết Quả Nghiên Cứu Điều Khiển Trạm

Nghiên cứu và ứng dụng các giải pháp điều khiển giám sát trạm điện đã đạt được nhiều kết quả tích cực. Các trạm biến áp không người trực được trang bị hệ thống điều khiển và giám sát từ xa đã chứng minh được khả năng vận hành ổn định và hiệu quả. Việc giảm thiểu sự can thiệp của con người giúp giảm rủi ro do thao tác sai và tăng cường an toàn cho hệ thống điện. Các kết quả nghiên cứu cũng cho thấy tiềm năng to lớn của các giải pháp điều khiển từ xa trạm biến áp trong tương lai.

4.1. Giảm Chi Phí Vận Hành và Nâng Cao Hiệu Quả

Một trong những lợi ích lớn nhất của điều khiển giám sát trạm điện là giảm chi phí vận hành. Việc tự động hóa các hoạt động trong trạm biến áp giúp giảm nhu cầu về nhân lực và giảm thiểu chi phí bảo trì. Bảo trì từ xa trạm điện cũng giúp tiết kiệm thời gian và chi phí.

4.2. Nâng Cao Độ Tin Cậy và An Toàn Hệ Thống

Các giải pháp điều khiển từ xa trạm biến áp giúp nâng cao độ tin cậy và an toàn của hệ thống điện. Khả năng giám sát liên tục và phản ứng nhanh chóng trong trường hợp có sự cố giúp giảm thiểu thời gian ngừng cung cấp điện và ngăn ngừa các tai nạn. Hệ thống cảnh báo sự cố trạm điện giúp phát hiện sớm các vấn đề.

V. Kết Luận và Hướng Phát Triển Điều Khiển Giám Sát Từ Xa

Giải pháp hỗ trợ điều khiển và giám sát từ xa trong vận hành trạm không người trực là một xu hướng tất yếu trong bối cảnh phát triển của lưới điện thông minh. Việc ứng dụng các công nghệ mới như IoT, SCADA và phân tích dữ liệu lớn sẽ giúp nâng cao hiệu quả, an toàn và tin cậy cho hệ thống điện. Trong tương lai, các giải pháp này sẽ tiếp tục được phát triển và hoàn thiện để đáp ứng nhu cầu ngày càng cao của ngành điện.

5.1. Tự Động Hóa Hoàn Toàn và Vận Hành Tối Ưu

Hướng phát triển trong tương lai là tiến tới tự động hóa hoàn toàn các trạm biến áp và vận hành tối ưu. Các hệ thống điều khiển và giám sát từ xa sẽ được tích hợp với các hệ thống khác như hệ thống quản lý năng lượng và hệ thống điều khiển lưới điện để tạo ra một hệ thống điện thông minh và linh hoạt.

5.2. Ứng Dụng Trí Tuệ Nhân Tạo và Học Máy

Trí tuệ nhân tạo (AI) và học máy (Machine Learning) có tiềm năng to lớn trong việc cải thiện hiệu quả của các giải pháp điều khiển giám sát trạm điện. Các thuật toán AI có thể được sử dụng để dự đoán sự cố, tối ưu hóa hiệu suất vận hành và tự động điều chỉnh các thông số hệ thống. Phân tích dữ liệu trạm điện sẽ trở nên thông minh hơn nhờ AI.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Trong bối cảnh phát triển mạnh mẽ của công nghệ 4.0, ngành điện lực Việt Nam đã và đang đẩy mạnh tự động hóa các trạm biến áp nhằm nâng cao hiệu quả vận hành, giảm tổn thất và chi phí nhân công. Theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tại Hội nghị báo cáo viên toàn quốc ngày 23/12/2020, đã có 61/63 trung tâm điều khiển các trạm biến áp từ xa được hoàn thành, đồng thời chuyển đổi 670/844 trạm biến áp sang mô hình không người trực. Việc vận hành trạm biến áp không người trực qua mạng internet là một hướng đi tất yếu nhằm hiện đại hóa hệ thống điện, góp phần xây dựng lưới điện thông minh, đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục.

Luận văn tập trung nghiên cứu giải pháp hỗ trợ điều khiển và giám sát từ xa trong vận hành trạm biến áp không người trực thông qua mạng internet, với phạm vi nghiên cứu tại các trạm biến áp 110kV và 220kV thuộc hệ thống lưới điện quốc gia. Mục tiêu cụ thể là xây dựng giao diện giám sát và điều khiển thiết bị đầu cuối (Rơ le kỹ thuật số SEL-751A) qua phần mềm Visual Studio, đồng thời đề xuất cấu trúc truyền thông tín hiệu qua mạng internet nhằm tăng cường độ tin cậy và linh hoạt trong vận hành.

Nghiên cứu có ý nghĩa quan trọng trong việc bổ sung phương án dự phòng cho hệ thống truyền thông cáp quang hiện tại, góp phần nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành trạm biến áp không người trực, đồng thời giảm thiểu rủi ro và chi phí vận hành cho ngành điện lực.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên các lý thuyết và mô hình nghiên cứu sau:

• Lý thuyết tự động hóa trạm biến áp: Tập trung vào các yêu cầu kỹ thuật, ưu điểm và cấu trúc hệ thống tự động hóa trạm biến áp, bao gồm việc sử dụng các thiết bị đầu cuối RTU, hệ thống SCADA/EMS và các thiết bị IED (Intelligent Electronic Devices).

• Mô hình truyền thông theo tiêu chuẩn IEC 61850: Tiêu chuẩn quốc tế cho truyền thông và tự động hóa trạm biến áp, đảm bảo tính mở, khả năng tương tác giữa các thiết bị của nhiều nhà sản xuất khác nhau, và hỗ trợ truyền thông tốc độ cao qua mạng LAN.

• Khái niệm và chức năng của Rơ le kỹ thuật số SEL-751A: Thiết bị bảo vệ và điều khiển thông minh, có khả năng thực hiện nhiều chức năng bảo vệ, đo lường và giao tiếp qua các giao thức chuẩn như Modbus TCP/IP, DNP3.

Các khái niệm chính bao gồm: trạm biến áp không người trực (TBAKNT), trung tâm điều khiển xa (TTĐKX), hệ thống SCADA/EMS, thiết bị đầu cuối RTU, thiết bị IED, giao thức truyền thông IEC 61850, và phần mềm giám sát Visual Studio.

Phương pháp nghiên cứu

Luận văn sử dụng phương pháp nghiên cứu kết hợp giữa lý thuyết và thực nghiệm:

• Nguồn dữ liệu: Thu thập từ các tài liệu chuyên ngành, báo cáo của EVN, các tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850, và dữ liệu thực tế từ trạm biến áp 110kV Tây Thành phố Thanh Hóa.

• Phương pháp phân tích: Phân tích cấu trúc truyền thông và vận hành trạm biến áp không người trực, nghiên cứu tính năng và thông số kỹ thuật của Rơ le kỹ thuật số SEL-751A, xây dựng mô hình giao diện giám sát và điều khiển qua phần mềm Visual Studio.

• Mô hình thực nghiệm: Giả lập sự cố dòng cực đại tại một pha của máy biến áp, thiết kế giao diện điều khiển đóng/cắt máy cắt bảo vệ qua mạng internet, kiểm chứng tính khả thi và hiệu quả của giải pháp.

• Timeline nghiên cứu: Nghiên cứu lý thuyết và thu thập dữ liệu trong 6 tháng đầu, phát triển mô hình và giao diện trong 4 tháng tiếp theo, thực nghiệm và hoàn thiện luận văn trong 2 tháng cuối năm 2022.

Cỡ mẫu nghiên cứu tập trung vào một trạm biến áp 110kV tiêu biểu, với lựa chọn phương pháp phân tích mô hình thực nghiệm nhằm đánh giá hiệu quả giải pháp trong điều kiện thực tế.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Cấu trúc truyền thông tín hiệu trong trạm không người trực: Đã đề xuất cấu trúc truyền thông tín hiệu điều khiển và giám sát thiết bị đầu cuối RTU qua mạng internet, hỗ trợ song song với đường truyền cáp quang hiện có. Giải pháp này giúp tăng độ tin cậy và linh hoạt trong vận hành, giảm thiểu rủi ro mất kết nối.

2. Xây dựng giao diện giám sát trên phần mềm Visual Studio: Giao diện được thiết kế trực quan, cho phép điều khiển và giám sát Rơ le kỹ thuật số SEL-751A từ xa qua máy tính hoặc điện thoại. Mô hình thực nghiệm tại trạm 110kV Tây Thành phố Thanh Hóa cho thấy khả năng đóng/cắt máy cắt bảo vệ nhanh chóng, chính xác với độ trễ truyền thông thấp.

3. Hiệu quả vận hành trạm không người trực: Việc áp dụng giải pháp điều khiển và giám sát từ xa qua mạng internet giúp giảm số lượng nhân lực vận hành tại trạm từ 11 lao động xuống còn 5 lao động cho một cụm 5 trạm 220kV, đồng thời đảm bảo vận hành an toàn, liên tục. Tỷ lệ trạm biến áp không người trực đã đạt khoảng 79% trong tổng số trạm 844 trạm được chuyển đổi.

4. Khả năng mở rộng và tích hợp: Giải pháp tương thích với tiêu chuẩn IEC 61850, dễ dàng tích hợp với các thiết bị điều khiển bảo vệ của nhiều nhà sản xuất khác nhau, thuận tiện cho việc nâng cấp và mở rộng hệ thống trong tương lai.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân thành công của giải pháp nằm ở việc tận dụng tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850 và công nghệ phần mềm hiện đại, giúp đảm bảo tính mở, linh hoạt và độ tin cậy cao. So sánh với các nghiên cứu trước đây, giải pháp này bổ sung thêm phương thức truyền thông qua mạng internet, tạo thêm kênh dự phòng bên cạnh mạng cáp quang truyền thống.

Dữ liệu có thể được trình bày qua biểu đồ so sánh tỷ lệ trạm biến áp không người trực trước và sau khi áp dụng giải pháp, cũng như bảng thống kê thời gian phản hồi điều khiển từ xa qua mạng internet so với mạng cáp quang. Điều này minh chứng rõ ràng hiệu quả và tính khả thi của giải pháp trong thực tế vận hành.

Ngoài ra, việc giảm nhân lực vận hành không chỉ tiết kiệm chi phí mà còn giảm thiểu sai sót do thao tác thủ công, nâng cao độ an toàn cho hệ thống điện. Tuy nhiên, thách thức về an ninh mạng và đầu tư ban đầu vẫn cần được quan tâm và giải quyết trong các giai đoạn tiếp theo.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Triển khai mở rộng giải pháp điều khiển và giám sát từ xa qua mạng internet: Khuyến nghị các Tổng công ty Điện lực và Truyền tải điện quốc gia áp dụng giải pháp tại các trạm biến áp 110kV và 220kV trong vòng 2 năm tới nhằm tăng cường độ tin cậy và linh hoạt trong vận hành.

2. Đầu tư nâng cấp hạ tầng mạng và an ninh mạng: Cần trang bị hệ thống bảo mật mạng tiên tiến, bao gồm tường lửa, VPN, và các giải pháp chống tấn công mạng để bảo vệ hệ thống điều khiển từ xa, đảm bảo tính toàn vẹn và an toàn dữ liệu.

3. Đào tạo nhân lực vận hành và bảo trì: Tổ chức các khóa đào tạo chuyên sâu về vận hành hệ thống SCADA/EMS, phần mềm Visual Studio và thiết bị Rơ le kỹ thuật số SEL-751A cho đội ngũ kỹ thuật viên trong vòng 6 tháng, nâng cao năng lực quản lý và xử lý sự cố.

4. Phát triển phần mềm giám sát đa nền tảng: Nghiên cứu và phát triển giao diện giám sát tương thích với nhiều thiết bị di động và hệ điều hành khác nhau, nhằm tăng tính tiện dụng và khả năng tiếp cận cho người vận hành.

5. Thực hiện các dự án thí điểm và đánh giá hiệu quả: Triển khai các dự án thí điểm tại một số trạm biến áp trọng điểm trong 12 tháng để thu thập dữ liệu vận hành, đánh giá hiệu quả và điều chỉnh giải pháp phù hợp trước khi nhân rộng.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

1. Các kỹ sư và chuyên gia ngành điện lực: Nghiên cứu và áp dụng các giải pháp tự động hóa trạm biến áp không người trực, nâng cao hiệu quả vận hành và quản lý hệ thống điện.

2. Nhà quản lý và hoạch định chính sách ngành điện: Tham khảo để xây dựng các kế hoạch phát triển lưới điện thông minh, định hướng đầu tư công nghệ và nhân lực phù hợp.

3. Các nhà phát triển phần mềm và thiết bị tự động hóa: Tìm hiểu về yêu cầu kỹ thuật, tiêu chuẩn IEC 61850 và các thiết bị IED để phát triển sản phẩm tương thích, đáp ứng nhu cầu thị trường.

4. Sinh viên và nghiên cứu sinh chuyên ngành kỹ thuật điện: Học tập, nghiên cứu về tự động hóa trạm biến áp, hệ thống SCADA/EMS và các công nghệ truyền thông hiện đại trong ngành điện.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao phải áp dụng mô hình trạm biến áp không người trực?
   Mô hình này giúp giảm nhân lực vận hành, nâng cao độ tin cậy và an toàn hệ thống điện, đồng thời giảm chi phí vận hành và tăng hiệu quả quản lý.

2. Giải pháp điều khiển từ xa qua mạng internet có đảm bảo an toàn không?
   Giải pháp sử dụng các biện pháp bảo mật như tường lửa, VPN và kiểm soát truy cập dựa trên vai trò, giúp bảo vệ hệ thống khỏi các nguy cơ tấn công mạng.

3. Tiêu chuẩn IEC 61850 có vai trò gì trong tự động hóa trạm biến áp?
   IEC 61850 chuẩn hóa giao thức truyền thông, giúp các thiết bị của nhiều nhà sản xuất tương tác hiệu quả, tăng tính mở và dễ dàng nâng cấp hệ thống.

4. Phần mềm Visual Studio được sử dụng như thế nào trong nghiên cứu?
   Visual Studio được dùng để thiết kế giao diện giám sát và điều khiển từ xa Rơ le kỹ thuật số SEL-751A, giúp người vận hành thao tác qua máy tính hoặc điện thoại.

5. Giải pháp này có thể áp dụng cho các trạm biến áp khác không?
   Có, giải pháp tương thích với nhiều loại trạm biến áp và thiết bị điều khiển khác nhau, đặc biệt phù hợp với các trạm biến áp 110kV và 220kV trong hệ thống lưới điện quốc gia.

Kết luận

• Đã xây dựng thành công giải pháp điều khiển và giám sát từ xa trạm biến áp không người trực qua mạng internet, sử dụng phần mềm Visual Studio và thiết bị Rơ le kỹ thuật số SEL-751A.
• Giải pháp góp phần tăng độ tin cậy, linh hoạt trong vận hành, đồng thời giảm nhân lực và chi phí cho ngành điện lực.
• Đề xuất mở rộng áp dụng giải pháp tại các trạm biến áp 110kV và 220kV trong vòng 2 năm tới, kết hợp nâng cấp hạ tầng mạng và an ninh mạng.
• Khuyến nghị đào tạo nhân lực và phát triển phần mềm đa nền tảng để nâng cao hiệu quả vận hành.
• Tiếp tục nghiên cứu, thực nghiệm và hoàn thiện giải pháp nhằm đáp ứng yêu cầu phát triển lưới điện thông minh trong tương lai.

Hành động tiếp theo là triển khai các dự án thí điểm, thu thập dữ liệu vận hành thực tế và điều chỉnh giải pháp phù hợp nhằm nhân rộng mô hình trạm biến áp không người trực trên toàn quốc.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN XA VÀ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC 1. Trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực 1. Trạm biến áp không người trực một hướng đi tất yếu Thực hiện chương trình hiện đại hóa, tự động hóa lưới điện theo Đề án “Phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam” quyết định số: 1670/QĐ-TTg do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 08/11/2012, ngành điện đặt mục tiêu đến năm 2020, 100% số trạm biến áp 110kV và 60% số trạm biến áp 220kV được điều khiển từ xa và vận hành theo mô hình trạm biến áp không người trực (TBAKNT). Chương trình này đã được Chính phủ, các Bộ ngành nói chung và EVN nói riêng nghiên cứu từ lâu bởi hiệu quả cao được chứng minh tại các quốc gia phát triển.

Triển khai mô hình trạm biến áp không người trực hoặc bán người trực, các trung tâm điều khiển là hướng đi tất yếu nhằm tự động hóa, hiện đại hóa hệ thống điện, xây dựng lưới điện thông minh, góp phần nâng cao năng suất lao động, giảm chi phí, tăng hiệu quả của hệ thống, đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục. Hiện nay, đề án xây dựng các trung tâm điều khiển và triển khai TBA không người trực đang được Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia nỗ lực thực hiện nhằm không ngừng cải thiện và nâng cao hiệu quả trong công tác quản lý, vận hành hệ thống lưới điện truyền tải và đã đạt được các mục tiêu đề ra. Mục tiêu chính là tập trung vào việc nâng cấp, trang bị hệ thống công nghệ để cho phép 3 Trung tâm điều độ Hệ thống điện thu thập dữ liệu vận hành và điều khiển từ xa đối với các thiết bị chính trong các TBA 220kV/110kV. Theo đó, công nghệ sẽ thay thế một số nhiệm vụ của nhân viên vận hành tại các TBA; lực lượng lao động tại các TBA 220kV được cơ cấu, tổ chức lại với số lượng ít hơn.

Cụ thể, thay vì mô hình với 11 lao động/1TBA 220kV, sẽ còn 5 lao động tại 1 TBA ở địa bàn xa hoặc nhóm 11 lao động với Trung tâm vận hành quản lý một cụm 5 TBA Trang 12 220kV đã được chuyển đổi điều khiển giám sát từ xa; còn các TBA 110kV sẽ được chuyển đổi hoàn toàn 100% sang TBA không người trực. Các Trung tâm vận hành cũng được trang bị thiết bị để giám sát tình trạng các TBA không người trực thuộc phạm vi quản lý của trung tâm. Để đáp ứng nhu cầu quản lý vận hành hệ thống cao áp 500kV/220kV/110kV ngày càng phát triển với số lượng TBA và đường dây ngày càng lớn, các TBA cần được tập trung vào 1 trung tâm để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, điều độ công suất trong lưới truyền tải và giảm các lỗi thao tác do vận hành gây ra. Do đó phương án xây dựng thêm trung tâm điều khiển xa (TTĐKX) - trên cơ sở ứng dụng khoa học công nghệ để tích hợp các thông số, dữ liệu thông tin vào hệ thống máy tính, đảm bảo việc đưa vào vận hành, giám sát các TBA trong khu vực và xây dựng thêm TBA 500kV mới đang được tích cực thực hiện.

Việc xây dựng Hệ thống trạm không người trực có rất nhiều việc cần phải làm, trong đó, yêu cầu tiên quyết là phải đảm bảo được thiết bị luôn ổn định trong quá trình vận hành lâu dài; kết nối với hệ thống SCADA và hệ thống điều khiển xa từ trạm kết nối về Trung tâm điều độ hệ thống điện vùng/miền đồng thời với việc xây dựng các trung tâm vận hành. Ví dụ khi xét về hệ thống điều khiển giám sát trạm 110kV không người trực: Trạm 110kV được trang bị hệ thống điều khiển dựa trên các thiết bị chuyên dụng (máy tính công nghiệp, gateway.) có cấu hình dự phòng nóng (Hot-StandBy). Hệ thống máy tính sẽ thực hiện nhiệm vụ điều khiển và giám sát hoạt động của các thiết bị trong trạm đồng thời thực hiện chức năng của thiết bị đầu cuối để giao tiếp với Trung tâm điều khiển địa phương và Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền. Hệ thống điều khiển trạm được thiết kế dựa trên các chuẩn quốc tế đảm bảo tính mở, thuận lợi cho việc thay thế, mở rộng, nâng cấp, độ tin cậy, tính độc lập cao.

Khi một thiết bị điều khiển đơn lẻ bị sự cố, sẽ không làm ảnh hưởng đến các phần tử khác. Hệ thống điều khiển thể giao tiếp với hệ thống Rơ le bảo vệ kỹ thuật số, có thể vận hành hoàn toàn không nguời trực nhưng vẫn có khả năng sử dụng, thao tác Trang 13 trong trường hợp có nhân viên vận hành tại trạm. Đối với 1 TBA hoàn chỉnh, ngoài các thiết bị chính thì hệ thống điều khiển sẽ bao gồm: +) 1 bộ điều khiển (Server) gồm 2 thiết bị được lập trình ở 2 chế độ dự phòng nóng (Hot-Standby); trong đó tại một thời điểm chỉ có 1 trong 2 thiết bị hoạt động; phần mềm SCADA được cài đặt vào máy chủ ưu tiên. +) 1 máy tính lưu trữ và xử lý dữ liệu.

+) 1 mạng Ring-LAN (hoặc Double LAN) kết nối cáp quang tốc độ 100Mbps. +) Thiết bị đồng bộ thời gian GPS LAN time server. +) Router, Firewall để kết nối mạng WAN với trung tâm điều khiển điện lực địa phương. +) Bộ thu thập giám sát I/O chung cho toàn trạm.

+) 2 cổng Gateway được tích hợp sẵn để giao tiếp, truyền tín hiệu SCADA tới TTĐK địa phương và TTĐK HTĐ miền. +) Các BCU được lắp đặt ở chế độ dự phòng 1+1 , và được dự phòng cả kết nối với hệ thống mạng. +) Các thiết bị nguồn AC, DC, nguồn dự phòng có giám sát, điều khiển từ xa và kết nối với hệ thống máy tính (RTU, BCU…). Hệ thống điều khiển được trang bị phần mềm SCADA chuyên dụng cho trạm biến áp có chức năng giám sát – điều khiển hệ thống.

Phần mềm phải có khả năng thay đổi linh hoạt cho việc vận hành hệ thống. Các chức năng của hệ thống điều khiển như sau: - Đóng/ cắt các máy cắt, các dao cách ly có động cơ có kết hợp các điều kiện về hòa đồng bộ và khóa liên động thao tác - Điều chỉnh tăng/ giảm điện áp máy biến áp - Điều khiển hệ thống quạt mát máy biến áp. Trang 14 - Chỉ thị trạng thái máy cắt, dao cách ly, dao nối đất; chỉ thị vị trí bộ điều chỉnh điện áp của máy biến áp Ngoài ra, có 1 điều vô cùng quan trong là toàn bộ hệ thống điều khiển được cấp nguồn bởi các hệ thống nguồn AC, DC. Bởi vậy, các hệ thống nguồn này phải được dự phòng lẫn nhau, có tính sẵn sàng cao, được kết nối giám sát điều khiển từ xa qua hệ thống SCADA, thuận tiện trong vận hành & chuyển đổi phương thức cũng như sửa chữa.

Để thực hiện chức năng điều khiển & giám sát, hệ thống điều khiển cần được cài đặt trọn bộ phần mềm được viết trên ngôn ngữ lập trình bậc cao, tương thích với hệ thống máy tính và các hệ điều hành phổ biến mới nhất của Server. Hơn nữa, để thuận tiện trong việc mở rộng kết nối với thiết bị điều khiển bảo vệ của các nhà sản xuất khác nhau; thì thủ tục truyền tin giữa các thiết bị này phải áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850. Trạm biến áp không người trực 110kV Tây Thanh Hóa Trang 15 1. Vai trò của trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực Xây dựng trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực thuộc lĩnh vực lưới điện truyền tải thông minh, được đặt ra nhằm giải quyết vấn đề hiện nay là số lượng các trạm biến áp ngày càng tăng cao, cần thiết phải nâng cao năng lực vận hành bằng các hệ thống máy tính tích hợp, nâng cao năng lực của vận hành viên về chuyên môn, nghiệp vụ, thao tác xử lý trên máy tính, giảm chi phí vận hành.

Các trạm biến áp cần được tập trung vào một hoặc nhiều trung tâm để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, điều độ công suất trong lưới điện truyền tải, phân phối và giảm các lỗi thao tác do vận hành gây ra [7]. Trung tâm điều khiển xa đóng vai trò như một hệ thống điều khiển trung tâm điều khiển các trạm biến áp được thiết kế và lắp đặt theo mô hình không có người điều hành viên trực vận hành tại trạm. Trung tâm điều khiển xa sẽ điều khiển thao tác đóng mở thiết bị điện tại các trung tâm điều khiển từ xa. Xu hướng xây dựng trung tâm điều khiển xa hiện tại và trong tương lai sẽ vận hành toàn bộ mạng lưới truyền tải điện từ 110 kV, 220 kV đến 500 kV bao gồm các trạm biến áp, lưới truyền tải điện,… Đồng thời, cũng tạo ra sự liên kết giữa các Trung tâm điều khiển xa với nhau và Trung tâm điều khiển xa với các trung tâm điều độ khu vực khác như điều độ của EVNNPT, các tổng công ty điện lực, và điều độ miền, quốc gia (A0, A1, A2, A3).

Trạm biến áp không người trực đóng vai trò là các điểm kết nối cơ sở đến các trung tâm điều khiển xa. Trạm biến áp không người trực được trang bị các thiết bị điều khiển và bảo vệ có tính tự động hóa cao như hệ thống điều khiển máy tính tự chuẩn đoán, khả năng thao tác đóng mở thiết bị một ngăn lộ hoặc toàn trạm trên một lệnh duy nhất, các hệ thống giám sát hình ảnh và giám sát an ninh liên tục, hệ thống quan sát nhiệt cho các thiết bị, cảm biến nhiệt cho đóng mở chiếu sáng tự dùng. Các trạm biến áp không người trực và các trung tâm điều khiển xa hình thành một hệ thống vận hành hệ thống điện tập trung và thống nhất. Các tiêu chí về xây dựng TTĐKX và TBAKNT a.

Tiêu chí xây dựng trung tâm điều khiển xa Việc xây dựng trung tâm điều khiển xa phụ thuộc vào các yếu tố như: vị trí địa lý, khả năng và năng lực quản lý của một trung tâm, khoảng cách truyền dữ liệu, số lượng các trạm biến áp kết nối đến trung tâm theo khoảng cách địa lý. Việc xây dựng trung tâm phải đảm bảo hệ thống hoạt động ổn định, tin cậy, tối ưu về kinh tế- kỹ thuật [7]. Về vị trí địa lý: Trung tâm điều khiển xa nên có vị trí trung tâm đối với các trạm biến áp không người trực kết nối đến trung tâm này.