Nâng cao độ tin cậy và hiệu quả vận hành lưới điện 35kV Bắc Kạn bằng giải pháp tự động

Tự động hóa lưới điện 35kV là giải pháp tối ưu giúp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, vận hành hiệu quả và giảm thiểu sự cố lưới điện.

• Tác giả: Cao Diễm Thanh
• Người hướng dẫn: Ts. Trương Tuấn Anh
• Trường học: Trường Đại Học Kỹ Thuật Công Nghiệp - Đại Học Thái Nguyên
• Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
• Đề tài: Nâng Cao Độ Tin Cậy Và Hiệu Quả Vận Hành Bằng Các Giải Pháp Tự Động Trên Lưới Phân Phối 35kV Tỉnh 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
• MỤC LỤC
• DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
• DANH MỤC CÁC BẢNG
• DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
• MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH BẮC KẠN VÀ LƯỚI ĐIỆN 35 KV ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ BẮC KẠN
• 1.1. Mô hình Điều độ tại Công ty Điện lực Bắc Kạn
• 1.1.1. Sơ đồ tổ chức Điều độ chung
• 1.1.2. Mô hình phòng Điều độ Công ty Điện lực Bắc Kạn
• 1.1.3. Phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra của các cấp điều độ
• 1.2. Mô hình quản lý Đội quản lý vận hành lưới điện cao thế Bắc Kạn
• 1.3. Mô hình quản lý Điện lực thành phố Bắc Kạn
• 1.4. Mô hình quản lý các Điện lực còn lại
• 1.5. Lưới điện tỉnh Bắc Kạn
• 1.6. Lưới điện 35kV thành phố Bắc Kạn
• 1.6.1. Xuất tuyết đường dây ĐDK 372
• 1.6.2. Xuất tuyết đường dây ĐDK 373
• 1.6.3. Xuất tuyết đường dây ĐDK 374
• 1.7. Kết luận chương 1
• 2. CHƯƠNG 2: CẤU TRÚC LƯỚI PHÂN PHỐI TRUNG ÁP VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
• 2.1. CẤU TRÚC LƯỚI PHÂN PHỐI TRUNG ÁP
• 2.1.1. Phương án nối dây trong lưới điện phân phối
• 2.1.2. Sơ đồ lưới điện phân phối trung áp trên không
• 2.1.3. Sơ đồ lưới điện phân phối cáp trung áp
• 2.1.4. Sơ đồ hệ thống phân phối điện
• 2.2. ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
• 2.2.1. Khái niệm chung về độ tin cậy
• 2.2.2. Độ tin cậy của hệ thống
• 2.2.3. Độ tin cậy của phần tử
• 2.2.4. Chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của lưới phân phối
• 2.3. Kết luận chương 2
• 3. CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH VÀ TÍNH TOÁN CHỈ SỐ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THEO SƠ ĐỒ
• 3.1. Khái niệm chung
• 3.2. Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn
• 3.3. Sơ đồ lưới điện hình tia có phân đoạn
• 3.4. Sơ đồ lưới điện hình tia có phân đoạn rẽ nhánh được bảo vệ bằng cầu chì
• 3.5. Lưới điện hình tia phân đoạn bằng các dao cách ly và rẽ nhánh có bảo vệ bằng cầu chì
• 3.6. Lưới điện hình tia phân đoạn bằng các máy cắt và rẽ nhánh có bảo vệ bằng cầu chì
• 3.7. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở
• 3.8. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối
• 3.8.1. Sử dụng các thiết bị điện có độ tin cậy cao
• 3.8.2. Sử dụng các thiết bị tự động, các thiết bị điều khiển từ xa
• 3.8.3. Sử dụng linh hoạt các sơ đồ đi dây, kết dây
• 3.8.4. Tổ chức và sửa chữa nhanh sự cố
• 3.9. Nâng cao hiệu quả vận hành bằng các giải pháp tự động hóa trên lưới điện trung thế
• 3.9.1. Thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs)
• 3.9.2. Thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Recloser - AR)
• 3.9.3. Chức năng tự động khép mạch vòng (Loop Automation- LA)
• 3.9.4. Recloser và thiết bị tự động phân đoạn sự cố (Sectionalisers Automation - SA)
• 3.10. Kết luận chương 3
• 4. CHƯƠNG 4: TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 35KV THÀNH PHỐ BẮC KẠN
• 4.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT
• 4.2. Cài đặt đặt các thông số cơ bản của lưới điện. Lập sơ đồ và nhập các thông số của các phần tử trên sơ đồ
• 4.3. Thiết kế sơ đồ tính toán trên phần mềm PSS/ADEPT
• 4.3.1. Thông số đường dây
• 4.3.2. Thông số máy biến áp
• 4.3.3. Thông số nút tải
• 4.4. Giao diện cài đặt thông số bài toán tính toán độ tin cậy
• 4.5. Tính toán độ tin cậy của lưới điện 35kV thành phố Bắc Kạn
• 4.5.1. Tính toán các chỉ số độ tin cậy phương án 1
• 4.5.2. Tính toán các chỉ số độ tin cậy phương án 2
• 4.5.3. Tính toán các chỉ số độ tin cậy phương án 3
• 4.6. Tổng hợp kết quả tính toán các chỉ số độ tin cậy
• 4.7. Kết luận chương 4
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Vai trò tự động hóa lưới điện 35kV trong vận hành hiện đại

Tự động hóa lưới điện 35kV là quá trình ứng dụng công nghệ điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu tự động vào hệ thống phân phối điện nhằm nâng cao hiệu suất và độ ổn định. Trong bối cảnh nhu cầu điện năng ngày càng tăng, các lưới điện truyền thống đang đối mặt với nhiều áp lực về khả năng đáp ứng và độ tin cậy. Quá trình tự động hóa không chỉ là một xu hướng công nghệ mà còn là giải pháp tất yếu để giải quyết các thách thức này, hướng tới xây dựng một lưới điện thông minh có khả năng tự phục hồi, linh hoạt và hiệu quả hơn. Mục tiêu chính là giảm thiểu sự can thiệp của con người, rút ngắn thời gian xử lý sự cố, và tối ưu hóa vận hành lưới điện một cách toàn diện. Việc này đóng vai trò then chốt trong việc đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội, đặc biệt tại các khu vực có địa hình phức tạp và lưới điện trải dài như được đề cập trong nghiên cứu tại tỉnh Bắc Kạn.

1.1. Khái niệm và mục tiêu cốt lõi của tự động hóa lưới điện

Tự động hóa lưới điện là việc tích hợp các thiết bị thông minh, cảm biến và hệ thống phần mềm để giám sát và điều khiển các thành phần của lưới điện từ xa và tự động. Mục tiêu cốt lõi bao gồm: (1) Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng cách phát hiện và cô lập sự cố nhanh chóng; (2) Giảm tổn thất điện năng thông qua việc tối ưu hóa cấu trúc lưới và chế độ vận hành; (3) Cải thiện chất lượng điện áp và tăng cường an toàn cho nhân viên vận hành. Các hệ thống này thường bao gồm các thiết bị đóng cắt tự động như recloser tự động, dao cắt phụ tải LBS, và một trung tâm điều khiển sử dụng hệ thống SCADA để quản lý tập trung. Đây là nền tảng để chuyển đổi từ mô hình vận hành thụ động sang chủ động, dự báo và ngăn ngừa sự cố hiệu quả.

1.2. Tầm quan trọng của độ tin cậy trong cung cấp điện

Độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu chất lượng quan trọng nhất của hệ thống điện, ảnh hưởng trực tiếp đến hoạt động sản xuất, kinh doanh và đời sống của người dân. Sự gián đoạn cung cấp điện, dù là thoáng qua hay kéo dài, đều gây ra những thiệt hại kinh tế đáng kể. Các chỉ số như SAIDI (Thời gian mất điện trung bình của hệ thống) và SAIFI (Tần suất mất điện trung bình của hệ thống) được sử dụng để định lượng mức độ tin cậy này. Việc nâng cao độ tin cậy đòi hỏi phải đầu tư vào các giải pháp công nghệ tiên tiến, trong đó tự động hóa là yếu tố then chốt. Một hệ thống điện có độ tin cậy cao sẽ thu hút đầu tư, đảm bảo hoạt động ổn định cho các khu công nghiệp và nâng cao chất lượng cuộc sống.

II. Thách thức vận hành lưới 35kV và gánh nặng tổn thất điện

Lưới điện 35kV, đặc biệt là các đường dây trên không đi qua địa hình đồi núi, phải đối mặt với vô số thách thức trong công tác vận hành. Theo luận văn của Cao Diễm Thanh (2019), các sự cố trên lưới điện trung thế tại Bắc Kạn có xu hướng gia tăng, nguyên nhân chủ yếu đến từ yếu tố thời tiết khắc nghiệt (mưa bão, sét) và đặc điểm địa hình phức tạp. Các sự cố này không chỉ gây gián đoạn cung cấp điện trên diện rộng mà còn làm tăng tổn thất điện năng và chi phí khắc phục. Việc xác định chính xác vị trí sự cố theo phương pháp thủ công tốn nhiều thời gian và nhân lực, làm kéo dài thời gian mất điện của khách hàng, trực tiếp làm tăng các chỉ số SAIDI, SAIFI. Bên cạnh đó, việc thiếu các thiết bị giám sát thời gian thực khiến công tác vận hành trở nên bị động, khó có thể đưa ra các phương án tối ưu để ngăn chặn sự cố hoặc tái lập cung cấp điện một cách nhanh nhất.

2.1. Các nguyên nhân chính gây sự cố trên hệ thống phân phối điện

Các sự cố trên hệ thống phân phối điện 35kV rất đa dạng. Nguyên nhân khách quan bao gồm các hiện tượng thời tiết cực đoan như sét đánh gây sự cố thoáng qua, bão làm cây cối đổ vào đường dây gây sự cố vĩnh cửu. Địa hình hiểm trở cũng làm tăng nguy cơ sạt lở, ảnh hưởng đến kết cấu cột và đường dây. Về nguyên nhân chủ quan, các thiết bị vận hành lâu năm có thể bị suy giảm cách điện, hoặc do các hoạt động của con người như vi phạm hành lang an toàn lưới điện. Việc thiếu các thiết bị bảo vệ và phân đoạn tự động khiến một sự cố nhỏ trên nhánh rẽ có thể gây mất điện cho toàn bộ đường dây trục chính, ảnh hưởng đến hàng nghìn khách hàng.

2.2. Phân tích tác động của sự cố lên chỉ số SAIDI và SAIFI

Mỗi sự cố xảy ra đều ảnh hưởng tiêu cực đến các chỉ số độ tin cậy. Chỉ số SAIFI phản ánh tần suất khách hàng bị mất điện, trong khi chỉ số SAIDI đo lường tổng thời gian khách hàng phải chịu cảnh mất điện. Khi một sự cố xảy ra, việc xác định và cô lập điểm sự cố càng chậm thì giá trị SAIDI càng tăng cao. Lưới điện hình tia truyền thống, không có các thiết bị phân đoạn tự động, thường có chỉ số SAIDI rất lớn do phải cắt điện toàn tuyến để nhân viên vận hành đi kiểm tra và xử lý. Nghiên cứu tại Bắc Kạn cho thấy, việc giảm các chỉ số này là mục tiêu cấp thiết, đòi hỏi phải có các giải pháp tự động hóa để nhanh chóng khoanh vùng và tái lập cung cấp điện cho các khu vực không bị ảnh hưởng.

III. Giải pháp hệ thống SCADA DMS cho lưới điện 35kV thông minh

Để giải quyết các thách thức vận hành, việc triển khai hệ thống SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) và hệ thống quản lý phân phối DMS (Distribution Management System) là giải pháp mang tính đột phá. Hệ thống này cho phép nhân viên điều độ thực hiện giám sát và điều khiển toàn bộ lưới điện 35kV từ một trung tâm duy nhất. Thông qua việc thu thập dữ liệu thời gian thực từ các thiết bị đầu cuối RTU (Remote Terminal Unit) đặt tại các trạm biến áp 35kV và các thiết bị đóng cắt trên lưới, hệ thống cung cấp một bức tranh toàn cảnh về trạng thái vận hành. Điều này giúp phát hiện sớm các dấu hiệu bất thường, đưa ra cảnh báo và cho phép điều khiển các thiết bị đóng cắt từ xa để cô lập sự cố. Việc tích hợp SCADA và DMS là bước đi nền tảng để xây dựng lưới điện thông minh, giúp tối ưu hóa vận hành lưới điện và nâng cao đáng kể hiệu quả quản lý.

3.1. Vai trò của hệ thống SCADA trong giám sát và điều khiển từ xa

Hệ thống SCADA đóng vai trò là "bộ não" của lưới điện tự động hóa. Chức năng chính của nó là thu thập dữ liệu vận hành (điện áp, dòng điện, công suất), trạng thái thiết bị (đóng/cắt) và các cảnh báo từ các điểm đo lường trên lưới. Dữ liệu này được hiển thị trực quan trên giao diện tại phòng điều độ, giúp điều độ viên nắm bắt tình hình một cách nhanh chóng và chính xác. Quan trọng hơn, SCADA cho phép điều khiển từ xa các thiết bị như máy cắt, recloser tự động, dao cắt phụ tải LBS. Thay vì phải cử nhân viên đến hiện trường, việc thao tác đóng cắt có thể được thực hiện chỉ trong vài giây, giúp rút ngắn đáng kể thời gian xử lý sự cố và tái lập điện.

3.2. Tích hợp hệ thống DMS và thiết bị đầu cuối RTU hiệu quả

Nếu SCADA tập trung vào giám sát và điều khiển, thì hệ thống quản lý phân phối DMS cung cấp các ứng dụng phân tích cao cấp hơn. DMS sử dụng dữ liệu từ SCADA để thực hiện các chức năng như phân tích luồng công suất, tối ưu hóa cấu trúc lưới (reconfiguration), và quản lý sự cố (outage management). Thiết bị đầu cuối RTU là cầu nối không thể thiếu, có nhiệm vụ thu thập dữ liệu từ các cảm biến tại hiện trường và gửi về trung tâm điều khiển, đồng thời nhận và thực thi các lệnh điều khiển từ SCADA. Sự kết hợp giữa RTU, SCADA và DMS tạo thành một hệ thống hoàn chỉnh, cho phép không chỉ phản ứng nhanh với sự cố mà còn chủ động vận hành lưới điện một cách kinh tế và kỹ thuật nhất.

IV. Cách triển khai Recloser và LBS để tự động phân đoạn sự cố

Bên cạnh hệ thống điều khiển trung tâm, việc lắp đặt các thiết bị thông minh tại hiện trường là yếu tố quyết định hiệu quả của tự động hóa. Recloser tự động (máy cắt tự đóng lại) và Dao cắt phụ tải LBS (Load Break Switch) là hai thiết bị chủ lực trong việc tự động phân đoạn và cô lập sự cố trên lưới điện 35kV. Recloser thường được lắp đặt trên đường trục chính, có khả năng tự động cắt khi phát hiện sự cố và đóng lại sau một khoảng thời gian cài đặt trước để kiểm tra sự cố là thoáng qua hay vĩnh cửu. Trong khi đó, LBS được lắp đặt trên các nhánh rẽ hoặc các điểm phân đoạn quan trọng, phối hợp với recloser để cô lập chính xác vùng bị sự cố mà không làm ảnh hưởng đến các khu vực khác. Sự phối hợp nhịp nhàng giữa các thiết bị này giúp giảm thiểu phạm vi và thời gian mất điện, cải thiện trực tiếp độ tin cậy cung cấp điện.

4.1. Nguyên lý hoạt động và vị trí lắp đặt recloser tự động

Recloser tự động hoạt động dựa trên nguyên lý phát hiện dòng sự cố (ngắn mạch hoặc quá tải) và thực hiện một chu trình đóng-cắt lặp lại. Đa số các sự cố trên đường dây trên không là sự cố thoáng qua (ví dụ: cành cây chạm vào dây rồi rơi ra, sét đánh). Recloser sẽ cắt điện trong một thời gian rất ngắn để dập tắt hồ quang và sau đó tự động đóng lại, khôi phục cung cấp điện. Nếu sự cố vẫn còn (sự cố vĩnh cửu), recloser sẽ cắt hẳn và khóa lại. Việc lắp đặt recloser tại các vị trí chiến lược như đầu các nhánh rẽ dài hoặc giữa các đoạn đường trục quan trọng giúp chia lưới điện thành các phân đoạn nhỏ hơn, dễ dàng quản lý và khoanh vùng sự cố.

4.2. Phối hợp dao cắt phụ tải LBS và thiết bị chỉ thị sự cố FPI

Dao cắt phụ tải LBS thường không có khả năng tự động cắt dòng sự cố nhưng có thể được điều khiển từ xa hoặc hoạt động phối hợp với recloser. Khi một sự cố xảy ra ở nhánh phụ sau LBS, recloser đầu nguồn sẽ tác động cắt. Sau một số lần đóng cắt không thành công, LBS sẽ tự động mở ra (hoặc được điều khiển từ xa) để cách ly nhánh sự cố. Sau đó, recloser sẽ đóng lại thành công, tái lập điện cho phần còn lại của lưới. Để tăng hiệu quả, các thiết bị chỉ thị sự cố (FPI - Fault Passage Indicator) được lắp đặt cùng LBS. FPI giúp nhân viên vận hành nhanh chóng xác định được đoạn đường dây nào đang có sự cố, từ đó rút ngắn thời gian tìm kiếm và sửa chữa.

V. Case study Tự động hóa lưới 35kV và kết quả tại Bắc Kạn

Luận văn "Nâng cao độ tin cậy và hiệu quả vận hành bằng các giải pháp tự động trên lưới phân phối 35kV tỉnh Bắc Kạn" đã cung cấp một minh chứng rõ ràng về hiệu quả của việc áp dụng tự động hóa. Nghiên cứu tập trung vào các lộ đường dây 372, 373 và 374 từ trạm biến áp 110kV E26.1. Bằng cách sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng và tính toán, tác giả đã đưa ra các kịch bản lắp đặt recloser tự động và các thiết bị phân đoạn khác. Kết quả cho thấy, việc triển khai các giải pháp tự động hóa giúp tối ưu hóa vận hành lưới điện và cải thiện đáng kể các chỉ số tin cậy. Các kịch bản được đề xuất không chỉ là lý thuyết mà còn là cơ sở khoa học vững chắc để Công ty Điện lực Bắc Kạn đưa ra các quyết định đầu tư, góp phần đảm bảo cung cấp điện ổn định và liên tục cho toàn tỉnh, đặc biệt là các khu vực vùng sâu, vùng xa có lưới điện phức tạp.

5.1. Mô phỏng và tính toán hiệu quả trên phần mềm PSS ADEPT

Phần mềm PSS/ADEPT là công cụ mạnh mẽ được sử dụng để mô phỏng hệ thống phân phối điện. Trong nghiên cứu, tác giả đã xây dựng mô hình chi tiết lưới điện 35kV thành phố Bắc Kạn, nhập các thông số thực tế của đường dây, máy biến áp và phụ tải. Phần mềm cho phép tính toán các chỉ số SAIDI, SAIFI ở trạng thái hiện hữu và so sánh với các phương án sau khi lắp đặt thêm các thiết bị tự động. Việc mô phỏng này giúp đánh giá trước hiệu quả của từng phương án đầu tư, lựa chọn vị trí lắp đặt tối ưu cho các recloser và LBS để đạt được hiệu quả cao nhất với chi phí hợp lý, tránh đầu tư dàn trải.

5.2. Kết quả cải thiện độ tin cậy sau khi áp dụng các giải pháp

Kết quả tính toán từ nghiên cứu cho thấy một sự cải thiện vượt bậc về độ tin cậy cung cấp điện. Sau khi áp dụng các phương án lắp đặt thiết bị tự động, chỉ số SAIDI và SAIFI của các lộ đường dây được khảo sát đều giảm mạnh. Điều này có nghĩa là khách hàng sẽ ít bị mất điện hơn và nếu có, thời gian mất điện cũng được rút ngắn đáng kể. Cụ thể, việc phân đoạn sự cố hiệu quả giúp cô lập vùng ảnh hưởng, nhờ đó phần lớn khách hàng trên đường dây không bị gián đoạn dịch vụ. Những kết quả này khẳng định rằng đầu tư vào tự động hóa là hướng đi đúng đắn để nâng cao chất lượng dịch vụ và hiệu quả sản xuất kinh doanh của ngành điện.

VI. Xu hướng tương lai IoT và an ninh mạng cho lưới điện 35kV

Quá trình tự động hóa lưới điện 35kV không dừng lại ở SCADA và các thiết bị đóng cắt thông minh. Tương lai của lưới điện thông minh sẽ gắn liền với sự phát triển của Internet vạn vật (IoT) trong lưới điện và những yêu cầu nghiêm ngặt về an ninh mạng lưới điện. Các cảm biến IoT với chi phí thấp có thể được lắp đặt đại trà trên lưới, cung cấp một lượng dữ liệu khổng lồ về tình trạng vận hành của từng thiết bị, từ đó cho phép phân tích dự báo và bảo trì tiên đoán (predictive maintenance). Tuy nhiên, khi hệ thống ngày càng được kết nối, các rủi ro về an ninh mạng cũng tăng lên. Việc bảo vệ hệ thống điều khiển khỏi các cuộc tấn công mạng trở thành nhiệm vụ sống còn để đảm bảo vận hành an toàn và ổn định. Do đó, các giải pháp tự động hóa trong tương lai phải được xây dựng trên nền tảng an toàn, bảo mật và có khả năng chống chịu cao.

6.1. Ứng dụng của Internet vạn vật IoT trong giám sát lưới điện

Internet vạn vật (IoT) mở ra khả năng giám sát lưới điện một cách chi tiết chưa từng có. Các cảm biến IoT có thể theo dõi nhiệt độ máy biến áp, độ võng của đường dây, tình trạng cách điện và nhiều thông số khác theo thời gian thực. Dữ liệu này giúp phát hiện sớm các nguy cơ tiềm ẩn trước khi chúng phát triển thành sự cố. Ví dụ, một máy biến áp có dấu hiệu quá nhiệt có thể được phát hiện và xử lý trước khi bị hỏng, tránh được việc mất điện đột ngột. Việc phân tích dữ liệu lớn (Big Data) từ hàng nghìn cảm biến IoT sẽ giúp ngành điện chuyển từ mô hình bảo trì định kỳ sang bảo trì dựa trên tình trạng thực tế, giúp giảm tổn thất điện năng và tối ưu hóa chi phí vận hành.

6.2. Tầm quan trọng của an ninh mạng cho hệ thống điều khiển tự động

Khi toàn bộ hệ thống phân phối điện được kết nối và điều khiển qua mạng, nó có thể trở thành mục tiêu của các cuộc tấn công mạng. Một cuộc tấn công thành công vào hệ thống SCADA có thể gây ra mất điện trên diện rộng, phá hoại thiết bị và gây bất ổn xã hội. Do đó, an ninh mạng lưới điện phải được xem là một thành phần không thể tách rời của quá trình tự động hóa. Các biện pháp bảo vệ cần được triển khai một cách đa lớp, từ việc mã hóa đường truyền dữ liệu, xác thực người dùng, xây dựng tường lửa cho hệ thống điều khiển, đến việc giám sát và phát hiện các hành vi xâm nhập bất thường. Đào tạo nhận thức về an ninh mạng cho đội ngũ vận hành cũng là một yếu tố quan trọng để đảm bảo an toàn cho toàn bộ hệ thống.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH BẮC KẠN VÀ LƯỚI ĐIỆN 35 KV ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ BẮC KẠN 1. Mô hình Điều độ tại Công ty Điện lực Bắc Kạn 1. Sơ đồ tổ chức Điều độ chung A0 A1 ĐIỀU ĐỘ TỈNH TBA 1 TBA … Đường dây, thiết bị ….

Sơ đồ tổ chức điều độ chung 1. Mô hình phòng Điều độ Công ty Điện lực Bắc Kạn TRƯỞNG PHÒNG Trực điều độ Phó phòng, bộ phận phương thức Hình 1. Mô hình phòng điều độ Công ty điện lực Bắc Kạn - Chỉ huy điều độ lưới điện thuộc quyền điều khiển, nhân lực: + Trưởng phòng: 01 người. + Phó phòng: 01 người.

+ Kỹ sư phương thức: 01 người (viết phiếu và duyệt PTT, lập phương thức cắt điện, tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ lưới điện thuộc quyền điều khiển). Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn - Bộ phận trực điều độ: Đi ca theo chế độ 3 ca - 5 kíp, nhiệm vụ chỉ huy điều độ lưới điện thuộc quyền điều khiển và theo dõi tính toán các chỉ số độ tin cậy lưới điện. - Tổng số lao động hiện tại tại phòng Điều độ Công ty Điện lực Bắc Kạn: 11 người (01 trưởng phòng, 01 phó phòng, 08 điều độ viên, 01 học kèm cặp điều độ viên). - Công ty Điện lực Bắc Kạn trang bị các thiết bị Recloser với tổng số lượng 59 trạm, trong đó lộ đường dây 371 có 28 trạm với 02 loại là Cooper và Nulec.

Trong đó đại đa số các Recloser đã được kết nối từ xa bằng sóng 3G và đường truyền có dây, các kết nối đến Phòng điều độ Công ty tuy nhiên tại phòng điều độ chưa có phần mềm theo dõi online đồng thời thể hiện hết các MC, muốn khai thác và cài đặt các thông số trên MC các điều độ viên phải thực hiện thao tác vào từng MC mới làm được. - Sau các sự cố việc xác định đúng nguyên nhân phân vùng sự cố còn gặp nhiều khó khăn do công tác cài đặt các thông số bảo vệ trên Recloser còn bất cập, các Recloser còn có các tác động bảo vệ đồng thời và vượt cấp. Phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra của các cấp điều độ - Tuân thủ theo quy định tại thông tư 40/TT – BCT do Bộ Công thương ban hành ngày 05/11/2015 và tại công văn 342/EVN-ĐĐQG-KTSX của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. - Phân cấp quyền điều khiển cụ thể như sau: Các thiết bị từ máy cắt tổng trung áp và thiết bị đóng cắt đi kèm đến cấp 110kV thuộc quyền của A1; thiết bị bù, các thiết bị đóng cắt phía hạ áp của các MBA 110kV cấp điện cho khu vực địa phương thuộc quyền điều khiển của Điều độ lưới điện phân phối.

- Chỉ huy thao tác: + Cấp điều độ có quyền điều khiển (A1, Bx) viết phiếu, duyệt phiếu và chỉ huy thực hiện thao tác khi phải phối hợp thao tác thiết bị tại nhiều trạm điện, nhà máy điện hoặc trong trường hợp thao tác xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển. + Đơn vị quản lý vận hành viết phiếu, duyệt phiếu và thực hiện thao tác trong nội bộ phạm vi 01 trạm điện. Trước khi thực hiện phiếu thao tác phải được cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn + Thực hiện thao tác: Điều độ viên chỉ huy thao tác trên thiết bị thuộc quyền điều khiển tương ứng với trực ca vận hành các đơn vị QLVH.

- Giao nhận lưới điện: + Đối với các thao tác do A1 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua điều độ Bx, sau đó điều độ Bx giao/nhận với đội quản lý lưới điện cao thế hoặc trực trạm 110kV hoặc TVH các Điện lực để bàn giao/tiếp nhận với đơn vị công tác. + Đối với thao tác trong phạm vi nội bộ 01 trạm điện (110kV): Sau khi thao tác xong và làm các biện pháp an toàn cần thiết, việc giao nhận thiết bị với đội công tác do trực chính TBA thực hiện (có thông báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển để nắm thông tin). + Đối với các thao tác do B26 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua trực ban các đơn vị QLVH thiết bị như trực ca TBA 110kV, trực ban các tổ trực vận hành các Điện lực… để bàn giao/tiếp nhận với đơn vị công tác. Mô hình quản lý Đội quản lý vận hành lưới điện cao thế Bắc Kạn - Tổng số lao động: 28 ĐỘI TRƯỞNG PHÓ ĐỘI TRƯỞNG (01) (01) Kỹ sư Kỹ sư NV NV Tổ Trạm Trạm vận an kinh tế Lái xe QLVH 110kV 110kV hành toàn (01) (01) ĐZ Bắc Kạn - Chợ Đồn (01) (01) 110kV E26.

Mô hình quản lý Đội quản lý vận hành lưới điện cao thế Bắc Kạn. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc. Mô hình quản lý Điện lực thành phố Bắc Kạn - Tổng số lao động: 99 người. GIÁM ĐỐC (01) PHÓ GIÁM ĐỐC PHÓ GIÁM ĐỐC PHỤ TRÁCH KT (01) PHỤ TRÁCH KD (01) Phòng Phòng Phòng Tổ trực Tổ kiểm Tổng KH- Kinh vận hành tra giám hợp KT- doanh sát mua AT bán điện 03 đội sản xuất Hình 1.

Mô hình quản lý Điện lực thành phố Bắc Kạn. Mô hình quản lý các Điện lực còn lại GIÁM ĐỐC (01) PHÓ GIÁM ĐỐC PHỤ TRÁCH KT (01) Phòng Phòng Tổ trực Tổ kiểm KH- kinh vận hành tra giám KT- doanh sát mua AT tổng bán điện hợp 01 đội sản xuất Hình 1. Mô hình quản lý các Điện lực còn lại. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.

Lưới điện tỉnh Bắc Kạn 1.1 Nguồn điện Hiện tại, tỉnh Bắc kạn được cấp điện từ các nguồn: - Nguồn điện 110kV cấp từ trạm biến áp 220kV Cao Bằng qua đường dây 171-E26. - Nguồn điện 110kV cấp từ trạm biến áp 220kV Phú Lương Thái Nguyên qua đường dây 173E26. - Nguồn điện 35kV cấp từ Thái Nguyên qua mạch vòng đường dây 373 Thái Nguyên - Bắc Kạn (Điểm đo đếm 104 tại huyện Chợ Mới tỉnh Bắc Kạn) - Nguồn điện 35kV cấp từ Lạng Sơn qua mạch vòng đường dây 373 Lạng Sơn - Bắc Kạn (Điểm đo đếm mạch vòng Lạng Sơn - Bắc Kạn tại huyện Na Rì) - Ngoài ra trên đại bàn tỉnh còn có nhà máy thuỷ điện: Thuỷ điện Tà Làng, Thuỷ điện Thượng Ân, Thuỷ điện Nặm Cắt các nhà máy phát lên lưới 35kV. Lưới điện 110kV - Lộ đường dây 171-E26.2 Cao Bằng - sử dụng dây dẫn AC 185/29 có tổng chiều dài 34,7km.

- Lộ đường dây 172 E26.2 Chợ Đồn sử dụng dây dẫn AC 185/29 có tổng chiều dài 38,75km - Lộ đường dây 173E26.6 Phú Lương - sử dụng dây dẫn AC 185/29 có tổng chiều dài 61,233km 1. Lưới điện trung thế a) TBA 110kV-E26.1 Bắc Kạn: Trạm biến áp 110kV Bắc Kạn đặt tại Thành phố Bắc Kạn với công suất 2x25MVA -110/35/22kV với các xuất tuyến ngăn lộ đường dây: - Lộ đường dây 371 cấp điện cho phụ tải toàn huyện Pác Nặm, huyện Ngân Sơn, phần lớn phụ tải các xã của huyện Ba Bể và một số xã của huyện Bạch Thông. Lộ liên kết cấp điện với lộ 371 trạm 110 kV Chợ Đồn, liên hệ mạch vòng với lộ 373, 376, 378 trạm 110 kV Bắc Kạn với tổng chiều dài đường dây 712,5 km gồm 484 TBA với tổng công suất đặt là 43.197kVA Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn - Lộ đường dây 372 cấp điện cho phụ tải một phần cho khu vực thành phố Bắc Kạn và một phần cho huyện Bạch Thông. Lộ liên kết cấp điện với lộ 371 trạm 110 kV Chợ Đồn và liên kết với lưới điện thuỷ điện Nặm Cắt với tổng chiều dài đường dây 50,8km gồm 27TBA với tổng công suất đặt là 2.

- Lộ đường dây 373 cấp điện cho phụ tải một phần phần cho khu vực thành phố Bắc Kạn và cho toàn huyện Chợ Mới, huyện Na Rì với tổng chiều dài đường dây 520km gồm 301TBA với tổng công suất đặt là 34.068kVA - Lộ đường dây 374 cấp điện cho phụ tải một phần cho khu vực thành phố Bắc Kạn và huyện Chợ Mới với tổng chiều dài đường dây 49,28km, với tổng công suất đặt các TBA là 10.090 kVA - Lộ đường dây 376 cấp điện cho phụ tải một phần phần cho khu vực huyện Bạch Thông với tổng chiều dài đường dây 8,8km. - Lộ đường dây 378 cấp điện cho phụ tải một phần huyện Bạch Thông với tổng chiều dài đường dây 4km với tổng công suất đặt là 250kVA - Lộ đường dây 471 cấp điện cho khu vực thành phố Bắc Kạn với tổng chiều dài đường dây 10,51km gồm 22TBA với tổng công suất đặt là 10.040kVA - Lộ đường dây 472 cấp điện cho phụ tải khu vực thành phố Bắc Kạn với tổng chiều dài đường dây 20,4km gồm 57TBA với tổng công suất đặt là 13.447kVA - Lộ đường dây 474 cấp điện cho phụ tải khu vực thành phố Bắc Kạn với tổng chiều dài đường dây 24,33km gồm 59TBA với tổng công suất đặt là 12.905kVA b) TBA 110kV - E26.2 Chợ Đồn: Trạm biến áp 110kV Chợ Đồn đặt tại huyện Chợ Đồn với công suất 1x25MVA -110/35/22kV với các xuất tuyến ngăn lộ đường dây: - Lộ đường dây 371 cấp điện cho phụ tải khu vực huyện Chợ Đồn với tổng chiều dài đường dây 125km gồm 79TBA với tổng công suất đặt là 9.809kVA - Lộ đường dây 373 cấp điện cho phụ tải khu vực Nam Cường, huyện Chợ Đồn với tổng chiều dài đường dây 96,266km gồm 46TBA với tổng công suất đặt là 10.282kVA - Lộ đường dây 375 cấp điện cho phụ tải khu vực Nghĩa Tá, huyện Chợ Đồn với tổng chiều dài đường dây 57,266km gồm 42TBA với tổng công suất đặt là 19.267,5kVA Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.vn - Lộ đường dây 377 cấp điện cho phụ tải khu vực Bản Thi, huyện Chợ Đồn với tổng chiều dài đường dây 41,734km gồm 17TBA với tổng công suất đặt là 1.451,5kVA - Lộ đường dây 379 cấp điện cho phụ tải khu công nghiệp Bản Thi, huyện Chợ Đồn với tổng chiều dài đường dây 30,491km gồm 6TBA với tổng công suất đặt là 3. Lưới điện 35kV thành phố Bắc Kạn 1. Xuất tuyết đường dây ĐDK 372 1.

Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 372 Bảng 1. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 372.