Nghiên cứu chuyển đổi trạm biến áp 110kV không người trực - Huỳnh Tấn Linh

Nghiên cứu luận văn thạc sĩ về chuyển đổi trạm biến áp 110kV từ có người trực sang không người trực. Phân tích quy trình, lợi ích và thách thức trong vận hành

• Tác giả: Huỳnh Tấn Linh
• Người hướng dẫn: PGS.TS. Nguyễn Minh Tâm
• Trường học: Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kV có người trực sang trạm biến áp không người trực
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2019
• Địa điểm: Thành phố Hồ Chí Minh

Tóm tắt

I. Tổng quan về chuyển đổi trạm biến áp 110kV không người trực

Chuyển đổi trạm biến áp 110kV từ mô hình có người trực sang không người trực là xu hướng tất yếu trong ngành điện nhằm nâng cao hiệu quả vận hành, giảm chi phí nhân sự và tối ưu hóa quản lý hệ thống điện. Xu hướng này được thúc đẩy bởi sự phát triển của công nghệ giám sát từ xa, hệ thống SCADA tiên tiến và các giải pháp tự động hóa. Trạm không người trực vận hành dựa trên nguyên lý giám sát liên tục thông qua các cảm biến, camera và hệ thống truyền thông tin tức, cho phép can thiệp xử lý sự cố ngay lập tức mà không cần sự hiện diện của nhân viên. Theo thống kê từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), việc triển khai mô hình này tại các trạm 110kV đã giúp giảm tới 30% chi phí vận hành và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Bên cạnh đó, việc chuyển đổi cũng đáp ứng yêu cầu của Bộ Công Thương về nâng cao năng suất lao động và hội nhập quốc tế trong lĩnh vực quản lý lưới điện.

1.1. Định nghĩa trạm biến áp không người trực

Trạm biến áp không người trực là hệ thống vận hành hoàn toàn tự động thông qua các thiết bị giám sát, điều khiển và bảo vệ tiên tiến. Theo tiêu chuẩn TCVN 9208:2012, trạm không người trực phải đảm bảo khả năng tự động hóa tối thiểu 95% các thao tác vận hành thông thường như đóng cắt, điều chỉnh điện áp hay xử lý sự cố. Hệ thống bao gồm các thành phần chính: thiết bị đo lường (máy biến dòng, biến điện áp), hệ thống SCADA, camera quan sát, hệ thống báo cháy, và mạng truyền thông tin cậy. Điểm khác biệt quan trọng nhất so với trạm truyền thống là sự vắng mặt của nhân viên thường trực, thay vào đó là sự giám sát tập trung từ trung tâm điều khiển xa. Việc triển khai mô hình này yêu cầu hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin mạnh mẽ và quy trình vận hành tiêu chuẩn hóa.

1.2. Lợi ích của chuyển đổi trạm biến áp

Chuyển đổi từ trạm có người trực sang không người trực mang lại nhiều lợi ích kinh tế - kỹ thuật đáng kể. Về mặt kinh tế, mô hình này giúp giảm đáng kể chi phí nhân sự, bảo trì cơ sở vật chất và trang thiết bị phục vụ sinh hoạt của nhân viên. Theo báo cáo của EVN, chi phí vận hành trạm không người trực thấp hơn 25-40% so với trạm truyền thống, chủ yếu do giảm chi phí lương, bảo hiểm và chi phí sinh hoạt. Về mặt kỹ thuật, trạm không người trực hoạt động ổn định hơn nhờ hệ thống giám sát liên tục 24/7, giảm thiểu sai sót do yếu tố con người. Ngoài ra, mô hình này còn góp phần nâng cao an toàn lao động, giảm nguy cơ tai nạn lao động và cải thiện điều kiện làm việc. Đặc biệt, việc triển khai trạm không người trực còn hỗ trợ quản lý lưới điện thông minh (Smart Grid) và đáp ứng xu hướng chuyển đổi số trong ngành điện.

II. Những thách thức khi chuyển đổi trạm biến áp 110kV

Chuyển đổi trạm biến áp 110kV sang mô hình không người trực đối mặt với nhiều thách thức kỹ thuật, quản lý và tài chính. Về mặt kỹ thuật, yêu cầu hệ thống SCADA phải đạt độ tin cậy cao với khả năng phát hiện và xử lý sự cố tự động, đảm bảo thời gian phục hồi hệ thống dưới 5 phút theo tiêu chuẩn quốc tế. Bên cạnh đó, hệ thống truyền thông tin phải ổn định với băng thông đủ lớn để truyền tải dữ liệu SCADA và camera giám sát. Vấn đề an ninh mạng cũng trở nên cấp thiết khi hệ thống điều khiển kết nối internet, đòi hỏi các biện pháp bảo mật mạnh mẽ. Về mặt quản lý, việc thiếu nhân viên trực tại chỗ dẫn đến nguy cơ chậm trễ trong xử lý sự cố phức tạp hoặc các tình huống bất ngờ. Ngoài ra, chi phí đầu tư ban đầu cao do phải trang bị hệ thống giám sát tiên tiến, hệ thống điện dự phòng và nâng cấp cơ sở hạ tầng cũng là rào cản lớn đối với nhiều đơn vị vận hành.

2.1. Rủi ro kỹ thuật trong vận hành

Các rủi ro kỹ thuật chủ yếu xuất phát từ sự phụ thuộc vào công nghệ và hệ thống tự động. Trong trường hợp hệ thống SCADA gặp sự cố, trạm biến áp sẽ mất khả năng giám sát từ xa, buộc phải triển khai biện pháp dự phòng như tổ thao tác lưu động (TTLĐ) để can thiệp trực tiếp. Sự cố mất kết nối mạng cũng là nguy cơ tiềm ẩn, ảnh hưởng đến khả năng truyền tải dữ liệu quan trọng. Ngoài ra, hệ thống điều khiển và bảo vệ phải tương thích hoàn toàn với các tiêu chuẩn quốc tế (IEC 61850, IEC 60870) để đảm bảo khả năng tương tác giữa các thiết bị. Theo khảo sát của EVN, có tới 15% trạm biến áp không người trực gặp sự cố do lỗi phần mềm hoặc xung đột giao thức truyền thông, đòi hỏi đội ngũ kỹ thuật có trình độ cao để khắc phục kịp thời.

2.2. Khó khăn trong quản lý nhân sự

Chuyển đổi sang mô hình không người trực đòi hỏi sự thay đổi căn bản trong quản lý nhân sự. Nhân viên vận hành truyền thống phải được đào tạo lại để thích ứng với công nghệ giám sát từ xa và hệ thống tự động. Theo khảo sát tại các đơn vị điện lực, có tới 40% nhân viên thiếu kỹ năng sử dụng hệ thống SCADA tiên tiến, dẫn đến nguy cơ vận hành sai quy trình. Ngoài ra, mô hình này cũng làm giảm nhu cầu nhân lực, dẫn đến lo ngại về việc tái bố trí nhân viên. Theo quy định của EVN, mỗi trạm không người trực cần có đội ngũ kỹ thuật viên trình độ cao sẵn sàng can thiệp trong vòng 30 phút khi xảy ra sự cố. Điều này đòi hỏi sự phối hợp chặt chẽ giữa trung tâm điều khiển và các tổ thao tác lưu động, đồng thời cần xây dựng kế hoạch đào tạo liên tục để nâng cao năng lực đội ngũ.

III. Phương pháp chuyển đổi trạm biến áp 110kV hiệu quả

Để chuyển đổi trạm biến áp 110kV sang mô hình không người trực thành công, cần áp dụng phương pháp tiếp cận hệ thống bao gồm đánh giá hiện trạng, lập kế hoạch chi tiết, triển khai công nghệ và đào tạo nhân sự. Bước đầu tiên là khảo sát toàn diện hệ thống hiện có để xác định các điểm yếu cần khắc phục, đặc biệt là hệ thống đo lường, truyền thông và điều khiển. Tiếp theo, lập kế hoạch chuyển đổi với lộ trình rõ ràng, bao gồm đầu tư trang thiết bị mới, nâng cấp hạ tầng và xây dựng quy trình vận hành tiêu chuẩn. Việc lựa chọn công nghệ phù hợp đóng vai trò quan trọng, ưu tiên các giải pháp SCADA tiên tiến, hệ thống camera quan sát chất lượng cao và mạng truyền thông dự phòng. Theo khuyến nghị của IEC 62351, hệ thống điều khiển phải đáp ứng tiêu chuẩn bảo mật cấp doanh nghiệp, bao gồm mã hóa dữ liệu, kiểm soát truy cập và giám sát an ninh mạng liên tục. Cuối cùng, đào tạo nhân sự là yếu tố quyết định, cần tổ chức các khóa đào tạo chuyên sâu về vận hành SCADA, xử lý sự cố và quản lý hệ thống tự động.

3.1. Các bước triển khai chuyển đổi

Quy trình chuyển đổi trạm biến áp 110kV sang không người trực bao gồm 5 bước chính: (1) Khảo sát hiện trạng hệ thống đo lường, truyền thông và điều khiển; (2) Lập kế hoạch chuyển đổi với ngân sách chi tiết và tiến độ thực hiện; (3) Đầu tư trang thiết bị mới bao gồm hệ thống SCADA, camera giám sát, hệ thống báo cháy và nguồn điện dự phòng; (4) Triển khai hệ thống điều khiển tự động tuân thủ tiêu chuẩn IEC 61850; (5) Kiểm tra, thử nghiệm và vận hành thử trước khi chính thức chuyển đổi. Theo kinh nghiệm của EVN, mỗi giai đoạn cần có sự giám sát chặt chẽ từ các chuyên gia giàu kinh nghiệm để đảm bảo chất lượng triển khai. Đặc biệt, giai đoạn thử nghiệm vận hành (commissioning) phải kéo dài ít nhất 3 tháng để phát hiện và khắc phục mọi lỗi kỹ thuật trước khi chính thức vận hành.

3.2. Giải pháp công nghệ tiên tiến

Các giải pháp công nghệ tiên tiến đóng vai trò then chốt trong việc đảm bảo hoạt động ổn định của trạm không người trực. Hệ thống SCADA tiên tiến như Siemens SICAM PAS hoặc Schneider Electric EcoStruxure là lựa chọn phổ biến nhờ khả năng giám sát toàn diện, tích hợp đa giao thức và hỗ trợ phân tích dữ liệu theo thời gian thực. Camera giám sát HD với công nghệ nhận diện khuôn mặt và phát hiện chuyển động giúp nâng cao an ninh trạm. Hệ thống truyền thông dự phòng sử dụng kết hợp mạng cáp quang, mạng di động 4G/5G và sóng vô tuyến (radio) để đảm bảo độ tin cậy. Theo báo cáo của Tập đoàn ABB, việc triển khai hệ thống bảo vệ số (numerical relays) giúp giảm tới 50% thời gian phát hiện sự cố so với hệ thống bảo vệ cơ khí truyền thống. Ngoài ra, ứng dụng trí tuệ nhân tạo (AI) trong phân tích dữ liệu SCADA giúp dự đoán sớm các nguy cơ sự cố, nâng cao hiệu quả vận hành.

IV. Kết luận và khuyến nghị ứng dụng

Chuyển đổi trạm biến áp 110kV sang mô hình không người trực là xu hướng tất yếu trong ngành điện nhằm nâng cao hiệu quả vận hành, giảm chi phí và tối ưu hóa quản lý hệ thống. Kết quả nghiên cứu cho thấy mô hình này mang lại lợi ích vượt trội về mặt kinh tế - kỹ thuật, đồng thời đáp ứng yêu cầu hội nhập quốc tế và chuyển đổi số ngành điện. Tuy nhiên, quá trình chuyển đổi đòi hỏi sự chuẩn bị kỹ lưỡng về công nghệ, quản lý nhân sự và tài chính. Các đơn vị vận hành cần xây dựng kế hoạch chi tiết, đầu tư trang thiết bị tiên tiến và đào tạo đội ngũ nhân sự chuyên nghiệp. Theo khuyến nghị của Bộ Công Thương, ngành điện cần đẩy mạnh nghiên cứu ứng dụng công nghệ IoT, AI và blockchain để nâng cao hiệu quả quản lý trạm không người trực. Việc triển khai thành công mô hình này sẽ góp phần quan trọng vào việc xây dựng hệ thống điện thông minh, bền vững và hiện đại tại Việt Nam.

4.1. Kết luận nghiên cứu

Nghiên cứu đã chứng minh tính khả thi và hiệu quả của việc chuyển đổi trạm biến áp 110kV sang mô hình không người trực thông qua phân tích các khía cạnh kỹ thuật, kinh tế và quản lý. Kết quả khảo sát tại các trạm thí điểm cho thấy mô hình này giúp giảm 35% chi phí vận hành, nâng cao 20% độ tin cậy cung cấp điện và giảm 50% nguy cơ tai nạn lao động. Tuy nhiên, quá trình chuyển đổi cũng đối mặt với nhiều thách thức như chi phí đầu tư ban đầu cao, yêu cầu trình độ nhân lực nâng cao và nguy cơ rủi ro kỹ thuật. Để đảm bảo thành công, các đơn vị vận hành cần tuân thủ nghiêm ngặt các tiêu chuẩn kỹ thuật (IEC 61850, IEC 62351) và xây dựng quy trình quản lý rủi ro toàn diện. Kết quả nghiên cứu cũng chỉ ra rằng việc ứng dụng công nghệ tiên tiến như AI trong giám sát và bảo trì dự đoán sẽ là xu hướng tất yếu trong tương lai.

4.2. Hướng phát triển trong tương lai

Trong tương lai, ngành điện cần tập trung nghiên cứu và ứng dụng các công nghệ tiên tiến để nâng cao hiệu quả vận hành trạm không người trực. Các hướng phát triển chính bao gồm: (1) Ứng dụng trí tuệ nhân tạo (AI) và học máy (Machine Learning) để phân tích dữ liệu SCADA, dự đoán sớm sự cố và tối ưu hóa chế độ vận hành; (2) Triển khai hệ thống quản lý năng lượng thông minh (Energy Management System - EMS) tích hợp với hệ thống SCADA; (3) Nâng cấp hạ tầng truyền thông bằng công nghệ 5G và mạng vệ tinh để đảm bảo kết nối ổn định; (4) Phát triển các giải pháp an ninh mạng tiên tiến nhằm bảo vệ hệ thống khỏi các mối đe dọa mạng ngày càng tinh vi. Theo dự báo của Tập đoàn Siemens, việc ứng dụng công nghệ blockchain trong quản lý dữ liệu trạm biến áp sẽ giúp tăng cường minh bạch và bảo mật hệ thống, mở ra kỷ nguyên quản lý lưới điện thông minh toàn diện.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Đặt vấn đề Việc chuyển đổi mô mình các trạm biến áp (110kV, 220kV, 500kV) từ trạm biến áp có người trực sang trạm biến áp không người trực là yêu cầu cần thiết trong quá trình hiện đại hóa, nhằm tăng cường khả năng truyền tải điện năng và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện Quốc gia. Các trạm biến áp không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm thiểu tối đa nhân lực, giảm thiểu các thiết bị trung gian, nâng cao độ an toàn, tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, nhằm đảm bảo cung cấp điện được an toàn, liên tục, giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành trực tiếp, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện. Việc xây dựng các trạm biến áp không người trực và thực hiện chức năng tự động hóa là hướng đi tất yếu nhầm thực hiện lộ trình lưới điện thông minh. Hiện nay, để đáp ứng yêu cầu hiện đại hóa, nâng cao độ tin cậy trong vận hành và giảm thiểu nhân lực trong Công ty lưới điện cao thế miền Nam đã và đang triển khai thí điểm một số trạm biến áp 110kV vận hành từ có người trực sang bán người trực rồi đến không người trực.

Muốn thực hiện chuyển đổi được như vậy thì cần phải có một số lộ trình chuyển đổi từ trạm biến áp 110kV có người trực sang không người trực.2 Lý do chọn đề tài Nhằm để đưa vào vận hành các trạm biến áp 110kV ở chế độ không người Otrực hoạt động cần xây dựng các tiêu chí trạm biến áp 110kV không người trực vận hành cho các trạm mới và trạm hiện hữu, cũng như phương án cải tạo các trạm hiện hữu và điều đặc biệt là phải xây dựng lại qui trình chuyển đổi từ trạm biến áp 110kV từ có người trực sang trạm biến áp không người trực và chức năng tự động hóa ở trạm không người trực. Với qui mô lưới điện và trạm 110kV phát triển mạnh mẽ như hiện nay, nếu theo việc quản lý vận hành lưới điện theo phương pháp như hiện nay sẽ cần rất nhiều nhân lực để quản lý vận hành lưới và trạm điện 110kV. Để giảm chi phí vận 1 hành và tăng cường độ ổn định lưới điện, cần thiết phải thực hiện từng bước tự động hóa trong công tác vận hành các trạm biến áp 110kV trên địa bàn Công ty lưới điện cao thế miền Nam quản lý nói riêng và trên cả Tập đoàn Điện lực Việt Nam nói chung.3 Nhiệm vụ của luận văn Nghiên cứu đề xuất giải pháp xây dựng qui trình phối hợp chuyển đổi từ trạm biến áp 110kV có người trực sang trạm biến áp không người trực, cải tạo lại các trạm hiện hữu cũng như qui cách xây dựng trạm mới và thực hiện chức năng tự động hóa ở trạm không người trực. Qua đó từng bước tiến đến trạm biến áp không người trực theo đúng tiêu chí của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và chiến lược phát triển lưới điện của Tổng Công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) cũng như Công ty lưới điện cao thế miền Nam trong giai đoạn hiện nay.4 Nội dung nghiên cứu Nội dung nghiên cứu cần bám sát và nhằm đạt được các mục tiêu nghiên cứu: - Nghiên cứu về các thiết bị trong trạm biến áp.

- Nghiên cứu về Trung tâm điều khiển. - Nghiên cứu về Tổ thao tác lưu động. - Nghiên cứu về trực ban vận hành. - Nghiên cứu về hệ thống an ninh bảo vệ, camera.

- Nghiên cứu về hệ thống PCCC tự động. - Nghiên cứu về chức năng tự động hóa của trạm biến áp. - Nghiên cứu về mô phỏng hệ thống Scada bằng Vijeo Citect.5 Phƣơng pháp nghiên cứu Để giải quyết những vấn đề được đề cập đến trong đề tài, tác giả luận văn đã sử dụng các phuơng pháp nghiên cứu sau đây: - Nghiên cứu tổng quan về lưới điện Công ty lưới điện cao thế miền Nam quản lý. 2 - Xây dựng qui trình phối hợp khi chuyển đổi từ trạm 110kV có người trực sang trạm 110kV không người trực.

- Phân tích tính kinh tế - tài chính, đề xuất giải pháp tối ưu hóa khi áp dụng tiêu chí trạm biến áp không người trực. - Đề xuất giải pháp cải tạo các trạm biến áp hiện hữu sang vận hành trạm không người trực. - Nghên cứu về tổng quan Scada tại trạm 110kV. - Nghiên cứu về chức năng tự động hóa ở trạm biến áp 110kV.

- Mô phỏng hệ thống Scada bằng Vijeo Citect của Trạm 110kV Chợ Lách.6 Mục tiệu: Nhằm góp phần thúc thúc đẩy tiến độ thực hiện trạm biến áp 110kV không người trực. 3 CHƢƠNG 2: HỆ THỐNG LƢỚI ĐIỆN CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN NAM 2.1 Giới thiệu tổng quan về lƣới điện Công ty Lƣới điện cao thế miền Nam quản lý. Công ty Lưới điện cao thế miền Nam hiện đang quản lý lưới điện 110kV trên 21 tỉnh, thành trải dài từ Ninh Thuận đến Cà Mau (trừ TPHCM) với qui mô quản lý vận hành như sau: - Tổng chiều dài đường dây 110kV là: 5. - Tổng số trạm biến áp: 220 trạm ( trong đó: 218 trạm 110kV + 1 trạm 220kV + 1 trạm cắt).

- Tổng số máy biến áp là: 366 máy ( trong đó có 365 máy 110kV; 01 máy 220kV). - Tổng dung lượng máy biến áp là: 17.334MVA MBA 110kV, 250MVA MBA 220kV). Đính kèm bảng vẽ 2.2 Trung tâm điều hành SCADA 2.1 Chức năng: - Quản lý, vận hành, xử lý sự cố, bảo trì, sửa chữa, thay thế, nâng cấp, mở rộng hệ thống SCADA/DMS. Quản lý kênh truyền SCADA, bảo vệ, Hotline; - Tư vấn, thiết kế, lắp đặt, kết nối mở rộng phần cứng và phần mềm hệ thống SCADA/DMS, các hệ thống tự động hoá lưới điện, lưới điện thông minh.

Thu thập, xử lý, cung cấp thông tin từ hệ thống SCADA. Kết nối và trao đổi cơ sở dữ liệu với các hệ thống khai thác dữ liệu khác. - Đào tạo, vận hành, bảo trì, phát triển nguồn nhân lực các lĩnh vực SCADA/DMS, Tự động hoá lưới điện, lưới điện thông minh.2 Nhiệm vụ: - Bố trí trực theo dõi vận hành, chỉ huy điều hành, xử lý sự cố hệ thống SCADA/DMS và các trung tâm điều khiển xa theo chế độ 24/7. - Theo dõi, giám sát hệ thống điện thông qua hệ thống SCADA/DMS 4 - Thu thập, xử lý, cung cấp thông tin thu thập từ hệ thống SCADA, hệ thống giám sát vận hành và đề xuất những vấn đề liên quan công tác quản lý vận hành lưới điện.

- Đầu mối tiếp nhận thông tin, điều hành xử lý sự cố, chủ trì giải quyết các vấn đề liên quan đường truyền cho điều hành hệ thống điện bao gồm: kênh truyền SCADA, kênh truyền rơ-le bảo vệ, kênh truyền hotline. - Tổ chức thực hiện các mặt công tác liên quan quản lý vận hành, điều độ - thông tin hệ thống điện, hệ thống SCADA/DMS, trung tâm điều khiển và trạm biến áp 110kV không người trực, tự động hóa lưới điện, lưới điện thông minh theo phân cấp của Tổng công ty Điện lực miền Nam. - Xây dựng và theo dõi thực hiện phương thức, kế hoạch vận hành. Đề xuất phương thức vận hành tối ưu, các giải pháp chống quá tải lưới điện.

- Theo dõi phụ tải, dự báo phụ tải. Theo dõi tính toán độ tin cậy cung cấp điện. - Thực hiện thống kê, phân tích, đánh giá tính toán theo yêu cầu vận hành của hệ thống điện phân phối. Tổng hợp, phân tích, cung cấp các số liệu phục vụ cho quản lý, điều hành cung cấp điện, báo cáo.

- Kiểm tra định kỳ, bảo trì, bảo dưỡng, sửa chữa, thay thế, nâng cấp: Hệ thống máy tính chủ trung tâm SCADA/DMS; các thiết bị đầu cuối (RTU); thiết bị mạng, hệ thống viễn thông phục vụ SCADA, kênh bảo vệ, hotline; nguồn điện; các thiết bị giám sát, điều khiển xa trên lưới phân phối, … - Cập nhật cơ sở dữ liệu, hiển thị sơ đồ lưới điện EVN SPC quản lý, theo dõi vận hành, xử lý sai số dữ liệu hệ thống và xử lý hệ thống lỗi SCADA/DMS bảo đảm giám sát, điều khiển tốt tong quá trình vận hành lưới điện. - Phân quyền điều khiển, giám sát cho các cơ sở. - Thực hiện tư vấn, thiết kế, lắp đặt, giám sát, cấu hình, kết nối mở rộng phần cứng và phần mềm của hệ thống SCADA/DMS, các hệ thống tự động hóa lưới điện, lưới điện thông minh. 5 - Kết nối với các hệ thống cần thông tin từ hệ thống SCADA như Trung tâm chăm sóc khách hàng, chương trình tính độ tin cậy, hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa, … - Ứng dụng các chức năng DMS của hệ thống; - Nghiên cứu nâng cấp, phát triển hệ thống; - Triển khai thực hiện kế hoạch điều khiển xa, lộ trình xây dựng hệ thống trạm biến áp 110kV không người trực vận hành; - Triển khai các trung tâm điều khiển xa, trạm biến áp không người trực.

- Triển khai tự động hóa lưới điện và phát triển lưới điện thông minh (SCADA/DMS, các tính năng điều khiển tự động trên lưới điện phân phối) theo chức năng, nhiệm vụ được EVN SPC giao. - Đào tạo về lĩnh vực SCADA/DMS, tự động hóa lưới điện, lưới điện thông minh, vận hành các trung tâm điều khiển xa. - Xây dựng các quy trình, quy định liên quan.3 Trung tâm điều khiển 2.1 Chức năng Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, thao tác từ xa các thiết bị trong một nhóm TBA hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện theo lệnh Điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các thiết bị thuộc TTĐK.2 Nhiệm vụ - Bố trí ít nhất 2 nhân viên trực vận hành, trong đó có 01 người đảm nhiệm chức danh trưởng ca. - Các nhân viên VHTTĐK khi vào nhận ca phải login vào hệ thống bằng password của mình và khi rời ca phải logout ra khỏi hệ thống.

- Chấp hành lệnh chỉ huy điều của ĐĐV A2, ĐĐV PC theo phân cấp quyền điều khiển thiết bị. - Thao tác từ xa các thiết bị có điều khiển xa tại các trạm 110kV không người trực thuộc khu vực nh quản lư vận hành theo lệnh cấp Điều độ liên quan theo 6 phân cấp quyền điều khiển và thường xuyên theo dõi, giám sát các tín hiệu đo lường – trạng thái thu thập được trên màn hình SCADA, đảm bảo các thông số vận hành đáp ứng các tiêu chuẩn và quy phạm, quy trình, qui định hiện hành.