Tự động hóa lưới điện phân phối

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:10

Thêm vào BST

Báo xấu

76
lượt xem 7
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Nhằm tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống điện, Tổng công ty Điện lực miền Nam đang triển khai kế hoạch phát triển hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối. Mục tiêu là đảm bảo đầy đủ thông tin, dữ liệu phục vụ vận hành, điều độ lưới điện an toàn, tin cậy, khai thác hiệu quả SCADA/DMS, đảm bảo chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng, nâng cao năng suất lao động và triển khai các ứng dụng lưới điện thông minh.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Tự động hóa lưới điện phân phối

PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 493 TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI Nguyễn Phước Quý Hải Tổng công ty Điện lực miền Nam Tóm tắt: Nhằm tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống điện, Tổng công ty Điện lực miền Nam đang triển khai kế hoạch phát triển hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối. Mục tiêu là đảm bảo đầy đủ thông tin, dữ liệu phục vụ vận hành, điều độ lưới điện an toàn, tin cậy, khai thác hiệu quả SCADA/DMS, đảm bảo chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng, nâng cao năng suất lao động và triển khai các ứng dụng lưới điện thông minh. 1. TRIỂN KHAI HỆ THỐNG SCADA/DMS VÀ ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN Ở TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC MIỀN NAM 1.1. Triển khai Dự án SCADA Hợp đồng triển khai dự án giữa Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC) với Siemens có hiệu lực từ ngày 28/11/2014 và kết thúc ngày 27/4/2017. Hệ thống bao gồm các Server và Worksation tại Trung tâm điều khiển SCADA chính (MCC) và dự phòng (BCC) tại Thủ Đức. Mỗi tỉnh có 2 Remote Console tại CNĐCT và phòng điều độ CTĐL. Khối lượng dự án bao gồm 104 trạm 110 kV và 880 Recloser/LBS. Hệ thống đã hoàn tất AT và tiếp nhận đưa vào vận hành từ ngày 10/5/2017 với số trạm kết nối điều khiển xa là 118 trạm 110 kV, một trạm cắt Tân Thạnh (tỉnh Long An), 812 recloser và 68 LBS trên địa bàn 21 Công ty điện lực. 1.2. Điều khiển xa và trạm biến áp không người trực Hiện nay, EVN SPC đã thực hiện điều khiển xa 195/204 trạm 110 kV. Tính từ lúc đưa hệ thống vào vận hành đến nay, tổng số thao tác xa là 36.594, trong đó thao tác xa thành công là 36.421, đạt tỉ lệ 99,53%. Nguyên nhân do thao tác xa không thành công chủ yếu là do lỗi mạch nhị thứ và cấu hình RTU. Để có thể tiến hành rút người trực vận hành tại trạm, sau khi hoàn tất việc cải tạo hàng rào trạm, thay thế các thiết bị có độ tin cậy kém, EVN SPC đang triển khai lắp đặt hệ thống camera, giám sát an ninh và PCCC. Bên cạnh đó, EVN SPC cũng đang triển khai xây dựng hệ thống truy xuất và cài đặt rơle từ xa. Cả hai hệ thống an ninh, PCCC và truy xuất rơle đều được tập trung về chi nhánh điện cao thế tại mỗi tỉnh thành.
494 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 1.3. Điều khiển xa lưới điện trung thế Lấy dữ liệu từ chương trình PSS/ADEPT, Trung tâm điều hành SCADA vẽ sơ đồ lưới điện 22 kV rút gọn cho các tỉnh/thành phố và xây dựng database cho SCADA để giám sát và điều khiển xa Recloser/LBS. Các công ty điện lực thực hiện giám sát và điều khiển các Recloser/LBS thông qua các Work Station đặt tại phòng điều độ. Phòng điều độ các công ty điện lực đã kết nối và điều khiển từ xa 902 thiết bị trung thế, trong đó 829 Recloser và 73 LBS. 1.4. Mô hình tổ chức vận hành Hiện nay, Trung tâm điều khiển tại CNĐCT sẽ điều khiển các TBA 110 kV, điều độ viên trực tiếp điều khiển các thiết bị trung thế. EVN SPC đang chuẩn bị để thực hiện thống nhất theo mô hình của EVN, từ năm 2018, điều độ viên sẽ điều khiển toàn bộ lưới điện 110 kV. 2. TRẠM BIẾN ÁP 110 KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC 2.1. Các tiêu chuẩn thiết kế Bên cạnh việc ban hành “Quy định kỹ thuật hệ thống SCADA cho các công trình trạm biến áp 110 kV của EVN SPC” (Quyết định 1920/QDEVN SPC ngày 9/6/2016), EVN SPC đã ban hành 2 quyết định: 2.1.1. QĐ số 1164/QĐEVN SPC ngày 13/5/2014 phê duyệt đề án “thiết kế định hướng trạm 110 kV”, trong đó có các quy định về bố trí, kiến trúc các trạm theo định hướng không người trực. 2.1.2. QĐ số 3606/QĐEVN SPC ngày 29/9/2016 quy định hệ thống Camera giám sát và thiết bị PCCC cho trạm biến áp 110 kV không người trực. Hệ thống an ninh, PCCC đã triển khai thí điểm ở trạm Phước Đông và chứng tỏ có nhiều ưu điểm cũng như đáp ứng yêu cầu vận hành từ TTĐK Tây Ninh. a) Các camera được bố trí như sau:  Khu vực hàng rào và cổng trạm, lắp đặt 6 camera giám sát bao quát; Khu vực MBA và thiết bị nhất thứ, lắp đặt 01 camera IP speed dome loại ngoài trời, hồng ngoại 100 mét, độ phân giải hình ảnh HD 2 Megapixel, zoom xoay 360, IP66, tích hợp các preset để quan sát rõ các dao cách ly. Camera được lắp đặt trên trụ chống sét.  Khu vực trong nhà: Phòng điều khiển 01 camera; Phòng thiết bị 22 kV 02 camera; Phòng thông tin 01 camera. b) Thiết bị báo cháy:  Khu vực MBA lắp đặt 4 đầu dò nhiệt chống nổ.
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 495  Khu vực trong nhà: lắp đặt 02 đầu dò khói ở phòng điều khiển, lắp đặt 02 đầu dò khói ở phòng thiết bị 22 kV, 01 đầu dò khói ở phòng thông tin, 01 đầu dò khói và 01 đầu dò nhiệt ở phòng Accu.  Các đầu dò khói và dò nhiệt được kết nối đến tủ tập trung đặt tại phòng thông tin và kết nối truyền dữ liệu về Trung tâm qua đường mạng WAN/LAN. Tín hiệu này dự kiến chia sẻ với Trung tâm PCCC địa phương và hợp đồng để tiến hành chữa cháy. Ngoài ra EVN SPC đang hoàn thiện thiết kế hệ thống truy xuất rơle từ xa. Hệ thống kiểm soát được đặt tại các chi nhánh điện cao thế, sử dụng chung đường truyền với camera. 2.2. Tổ chức vận hành, bảo trì 2.2.1. Các trung tâm điều khiển ở CNĐCT: như trên đã nói, hiện nay Trung tâm điều khiển tại CNĐCT sẽ điều khiển các TBA 110 kV, từ năm 2018, điều độ viên sẽ điều khiển toàn bộ lưới điện 110 kV. 2.2.2. Tổ thao tác lưu động: EVN SPC đã có quyết định số 729/QĐEVN SPC ngày 21/2/2017 phê duyệt đề án tổ chức các đội thao tác lưu động và giám sát an ninh, PCCC cho TBA không người trực. Theo đó, ngoài 44 tổ TTLĐ còn có 6 tổ thao tác tại các trạm có khoảng cách quá xa và địa hình hiểm trở. Đề án cũng nêu những trang bị cần thiết cho các tổ thao tác lưu động. 2.3. Lộ trình thực hiện ở EVN SPC 2.3.1. Đối với các TBA mới: Lưu lượng vận hành chỉ trực tại trạm thời gian đầu để đảm bảo vận hành trơn tru, sau đó sẽ rút nhân viên vận hành, chỉ để lại lực lượng bảo vệ và PCCC. 2.3.2. Đối với các trạm hiện hữu: Đến cuối năm 2017, tất cả các trạm sẽ được điều khiển xa. Các trạm đã được điều khiển xa và đảm bảo các yêu cầu tối thiểu của trạm không người trực sẽ tổ chức rút nhân viên vận hành, chỉ để lại lực lượng bảo vệ kiêm luôn nhiệm vụ PCCC. 3. KHAI THÁC SCADA/DMS TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3.1. Khai thác các chức năng DMS hiện nay 3.1.1. Mục tiêu của chức năng DMS là: a) Tính toán xác lập lưới điện và trào lưu công suất cho theo dõi vận hành và nghiên cứu lập kế hoạch. b) Dò tìm sự cố để nhanh chóng cách ly và cung cấp điện lại cho những phần lưới không bị sự cố.
496 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 c) Duy trì ổn định điện áp và giảm thiểu tổn thất điện năng. 3.1.2. Các chức năng hiện nay đã có trong hệ thống: a) Tính toán trào lưu công suất – DSPF (Distribution System Power Flow). b) Đánh giá và dự báo tình trạng lưới điện – DSSE (Distribution System State Estimation). c) Đồ thị phụ tải ngắn hạn  Short Term Load Scheduler (STLS). d) Operator Training Simulator (Công cụ giả lập trạng thái lưới điện để đào tạo vận hành). e) Chức năng Load Shedding. Trên thực tế, do các điểm thu thập dữ liệu còn hạn chế và do dữ liệu đầu vào hiện nay đang sử dụng từ PSS/Adept (các đơn vị nhập liệu), hiện còn tình trạng chưa đủ thông tin và chưa chính xác để có thể thực hiện được đầy đủ và chính xác cái bài toán trên. 3.2. Đa dạng hóa các đối tượng và hình thức kết nối SCADA 3.2.1. Ngoài GPRS, sẽ sử dụng cáp quang để kết nối Recloser/LBS: Sử dụng giải pháp cáp quang cho 140 vị trí (chỉ cần bổ sung 1 đoạn cáp quang đấu nối vào trạm 110 kV, Trung tâm điều khiển tại PC hoặc Chi nhánh điện cao thế):  Hợp đồng với Siemens thực hiện kết nối SCADA cho 19 vị trí (17 recloser và 2 LBS). Thời gian thực hiện trong quý 4/2017.  EVN SPC tự thực hiện cho 121 recloser có giao thức kết nối SCADA. Thời gian thực hiện trong quý 4/2017 đến quý 1/2018. 3.2.2. Mở rộng kết nối cho toàn bộ Recloser/LBS trên lưới: Trong năm 2017 và 2018, sẽ thực hiện: a) Recloser Cooper  FXB (không có giao thức) cho 278 vị trí: 39 recloser kết nối SCADA bằng cáp quang và 239 recloser kết nối bằng modem 3G. b) 167 recloser (có giao thức) và 258 LBS (có motor) EVN SPC mua sắm phân bổ cho năm 2016 và năm 2017. c) 1.152 LBS không có motor: Tại LBS sẽ trang bị thêm motor và tủ điều khiển, sử dụng modem 3G để kết nối LBS về Trung tâm SCADA. 3.3. Kế hoạch khai thác, mở rộng các tính năng DMS Mục tiêu của chức năng DMS sẽ là:
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 497 a) Tính toán xác lập lưới và trào lưu công suất cho mục đích nghiên cứu và lập kế hoạch. b) Dò tìm sự cố để nhanh chóng cách ly và cung cấp điện lại cho những phần lưới không bị sự cố. c) Duy trì ổn định điện áp và giảm thiểu tổn thất điện năng. Có thể phân các chức năng DMS thành 3 gói (Package) như sau: DNA Package 1 gồm: - Power Flow (DSPF) - State Estimation (DSSE) - Short Term Load Scheduler (STLS) Phần này sẽ cần tiếp tục phát triển với GIS và thêm thông tin tải. DNA Package II gồm: - Fault Location (FLOC) - Fault Isolation and Service Restoration (FISR) Phần này chỉ thực hiện sau khi lắp đặt và kết nối tối ưu các bộ dò tìm sự cố vào SCADA. DNA Package III gồm: - Volt/VAr Control (VVC) - Optimal Feeder Reconfiguration (OFR) Để có thể khai thác toàn diện, hiệu quả các tính năng SCADA/DMS trong hệ thống, EVN SPC có kế hoạch triển khai như sau: Triển khai thí điểm ở Bà Rịa – Vũng Tàu: Khu vực thí điểm: Khu vực cáp ngầm ở thành phố Bà Rịa.
498 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 Các bước triển khai:  Bước 1 – Khảo sát thực tế và hoàn thiện cơ sở dữ liệu.  Bước 2  Thiết lập các kết nối để thu thập dữ liệu. Đối với Recloser, LBS: trang bị thêm RTU (nếu cần), tạo kết nối về trung tâm (cáp quang hoặc modem 3G); Fault Indicator: nhận tín hiệu từ các thiết bị FI theo các giao thức có thể (104, 101, DNP…); Tụ bù: triển khai kết nối nếu thiết bị có khả năng truyền, nhận dữ liệu; Load: kết nối tới database CMIS của EVN SPC, thu thập dữ liệu và mô phỏng dữ liệu thu thập thành dữ liệu Real time…  Bước 3  Kiểm tra, nghiệm thu các tín hiệu truyền về. Kiểm tra kết quả các chức năng DMS. Kết quả mong muốn đạt được: Các chức năng SCADA/DMS sẽ được khai thác hiệu quả bao gồm:  Tính toán trào lưu công suất; Đánh giá và dự báo tình trạng lưới điện; Dự báo phụ tải ngắn hạn; Mô phỏng trạng thái lưới điện, chức năng OTS (giả lập phục vụ training).  Tính toán tổn thất trên từng đoạn đường dây.  Thể hiện vị trí mất điện và bao nhiêu khách hàng bị mất điện.  Có đầy đủ các yêu cầu về cấu trúc dữ liệu để từ đó làm cơ sở triển khai hệ thống GIS phục vụ cho việc cập nhật dữ liệu liên tục và chính xác, đảm bảo độ tin cậy thông tin cho việc cập nhật, vận hành hệ thống SCADA/DMS.  Có đủ thông tin cần thiết để trang bị module FISR: đưa ra gợi ý các phương thức tái lập điện giảm thiểu số lượng khách hàng mất điện, giảm thiểu khả năng gây quá tải khi chuyển lưới, giảm thiểu tổn thất trên đường dây. Triển khai trên diện rộng: Sau khi sơ kết đánh giá thí điểm, sẽ đề xuất triển khai trên diện rộng. 3.4. Lộ trình nâng cao mức độ tự động hóa lưới điện phân phối 3.4.1. Xây dựng hệ thống GIS để khai thác, phát triển các chức năng SCADA/DMS: a) Hiện trạng hệ thống GIS của EVN SPC: Hiện nay SPC đang có các hệ thống thông tin khác nhau và GIS cho từng mảng công việc. Để chia sẻ thông tin, kết nối toàn bộ hệ thống lưới điện và thông tin khách hàng, cần thiết xây dựng hệ thống thông tin địa lý GIS tích hợp. Để đảm bảo mỗi bộ phận được ứng dụng một chương trình đồng bộ, cần lập kế hoạch để phát triển GIS.
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 499 GIS là cơ sở và điều kiện cần để phục vụ cho các bài toán tính toán DMS của hệ thống SCADA và khả năng phát triển lưới điện thông minh (phát triển tương tác giữa Điện lực và khách hàng). Hệ thống GIS của EVN SPC tự phát triển nên không theo tiêu chuẩn GIS của quốc tế trong khi đó chức năng Import dữ liệu tự động của hệ thống Spectrum Power 7 (đã được tích hợp sẵn trong hệ thống) cần phải có 1 dữ liệu chuẩn để có thể tự động chuyển đổi dữ liệu GIS thành dữ liệu của hệ thống SCADA. Từ đó có thể tiết kiệm được nhân lực và thời gian cập nhật dữ liệu, tăng độ chính xác của dữ liệu. Kế hoạch phát triển GIS đề xuất chia thành 2 giai đoạn: giai đoạn nền tảng (2017 – 2022), tất cả những chức năng ưu tiên sẽ được tích hợp vào hệ thống và giai đoạn hoàn thiện ứng dụng (2023 – 2025), các chức năng của hệ thống được ứng dụng tới mọi bộ phận, đơn vị. Riêng về GIS để ứng dụng DMS, đề xuất hoàn tất trước năm 2020. Đây là nền tảng để triển khai kế hoạch phát triển toàn diện các ứng dụng DMS. b) Vai trò của hệ thống GIS trong tương lai: Là cơ sở dữ liệu nền của hệ thống SCADA/DMS. Các đơn vị quản lý vận hành sẽ phụ trách cập nhật dữ liệu để đảm bảo dữ liệu được cập nhật nhanh và chính xác nhất. Dữ liệu sẽ được đồng bộ tự động từ cơ sở dữ liệu của GIS vào cơ sở dữ liệu của hệ thống SCADA. Giúp cho việc cập nhật dữ liệu nhanh và chính xác hơn là giai đoạn nhập liệu thủ công hiện nay. Tăng độ tin cậy cho dữ liệu và an toàn vận hành. Việc tích hợp GIS với các Hệ thống quản lý tài sản doanh nghiệp, Hệ thống quản lý lưới điện phân phối (ADMS), Hệ thống quản lý mất điện OMS và Hệ thống quản lý bảo trì… sẽ cung cấp một mô hình quản lý lưới điện doanh nghiệp hiện đại, rất cần thiết cho TCT điện lực với phương châm hiệu quả và tin cậy. GIS là cơ sở để phát triển các ứng dụng DMS, đặc biệt là:  Điều khiển vận hành và quản lý lưới điện. Tính trào lưu công suất, tính tổn thất trên lưới.  Quản lý mất điện. Hiển thị khu vực mất điện: Tính được số lượng khách hàng bị mất điện và thời gian mất điện của từng khu vực khách hàng khi xảy ra sự cố hoặc cắt điện theo lịch. Có thể phát triển kết hợp với dữ liệu CMIS để hiển thị được thông tin các phụ tải quan trọng hoặc khách hàng lớn trên hệ thống SCADA.  Hỗ trợ dự báo phụ tải.  Mô phỏng trạng thái lưới điện: Phát triển chức năng giả lập mô hình lưới điện trên thời gian thực, từ đó ta có thể thao tác chuyển lưới thử nghiệm để có thể tính được tổn thất theo từng phương thức chuyển lưới.
500 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017  Xác định sự cố: Dựa vào dữ liệu GIS và các thiết bị Fault Indicator được trang bị, hệ thống sẽ thể hiện chính xác và cụ thể hơn phạm vi xảy ra sự cố.  Ngoài ra phần mềm Spectrum Power 7 có chức năng FISR đưa ra gợi ý các phương thức tái lập điện giảm thiểu số lượng khách hàng mất điện, giảm thiểu khả năng gây quá tải khi chuyển lưới, giảm thiểu tổn thất trên đường dây. Tính năng này chỉ phát huy hiệu quả khi có được dữ liệu nền tảng GIS chính xác.  Quản lý trình tự các công việc bảo trì. Phân tích lộ trình bảo trì.  Quản lý lực lượng di động.  Hỗ trợ dịch vụ khách hàng.  Giúp tối ưu hóa tài sản lưới điện. Giúp tối ưu hóa việc xây dựng và thiết kế hệ thống lưới điện. Cho phép phân tích, so sánh các phương án khác nhau, từ đó lựa chọn phương án hợp lý. c) Kế hoạch phát triển GIS: Bước 1  Phân tích 2017 2018 (Xây dựng hạ tầng, yêu cầu về cấu trúc dữ liệu):  Sau khi đã thí điểm được các tính năng DMS thuộc khu vực thành phố Bà Rịa, EVN SPC sẽ xây dựng các hạng mục yêu cầu về cấu trúc dữ liệu, khả năng tích hợp được với chức năng GDIM của hệ thống Spectrum có sẵn.  Ước lượng kích cỡ của hệ thống để có thể đưa ra các yêu cầu kỹ thuật nhằm mục đích có thể đáp ứng với dữ liệu của EVN SPC hiện tại và phát triển mở rộng cho tương lai. Bước 2 – Giai đoạn nền tảng (2018 – 2022):  Tất cả những chức năng ưu tiên sẽ được tích hợp vào hệ thống.  Tập trung vào phục vụ theo dõi vận hành và cập nhật dữ liệu nhanh và chính xác. Tăng độ tin cậy cho dữ liệu và an toàn vận hành.  Riêng về GIS để ứng dụng DMS, đề xuất hoàn tất trước năm 2020. Đây là nền tảng để triển khai kế hoạch phát triển toàn diện các ứng dụng DMS. Bước 3 – Giai đoạn hoàn thiện ứng dụng (2023 – 2025)  Các chức năng của hệ thống được ứng dụng tới mọi bộ phận, đơn vị.  Ưu tiên triển khai xây dựng dữ liệu cho những khu vực được xác định là đáp ứng được yêu cầu về khả năng triển khai lưới điện thông minh.  Hoàn thiện toàn bộ trên phạm vi toàn Tổng công ty. 3.4.2. Trang bị thêm thiết bị tự động trên lưới:
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 501 Việc trang bị thêm các dạng khác của thiết bị tự động trên lưới như Fault Indicator… cần các bước thử nghiệm và đánh giá hiệu quả. Trong năm 2017, EVN SPC sẽ thực hiện thử nghiệm một số khu vực để đánh giá cẩn thận trước khi triển khai trên diện rộng. 4. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 4.1. Đánh giá việc triển khai tại EVN SPC EVN SPC là đơn vị đầu tiên triển khai SCADA/DMS ở mức độ Tổng công ty miền, trong điều kiện chưa có các các định hướng và quy định cụ thể. Với cách thức vừa làm vừa hoàn thiện, cho đến nay dự án của SPC có thể nói là phát triển bài bản và đạt được một số kết quả khả quan. Trong tương lai, việc triển khai các chức năng DMS chắc chắn sẽ gặp nhiều khó khăn khi đối diện thực tế đa dạng và quy mô lớn trên địa bàn 21 tỉnh. Do vậy EVN SPC đã có kế hoạch phát triển từng bước để đánh giá hiệu quả, đảm bảo phát triển bền vững. Yếu tố con người là yếu tố quyết định thành bại của chương trình tự động hóa và phát triển lưới điện thông minh, cho nên cần đầu tư, chuẩn bị lực lượng kỹ thuật và công tác đào tạo từ Tổng công ty đến các đơn vị cơ sở. TCT cần có cơ chế hấp dẫn lực lượng lao động trình độ chuyên môn cao làm nòng cốt cho việc triển khai các chương trình yêu cầu kỹ thuật cao. 4.2. Các kiến nghị Hiện nay ngoài các quy định về trạm biến áp không người trực, EVN cần có những thống nhất với các cơ quan chức năng về những quy định PCCC để giúp cho các đơn vị triển khai thuận lợi. Kiến nghị sửa đổi các quy định hiện hành về PCCC để có thể rút người từ các trạm 110 kV, chỉ để lại lực lượng bảo vệ, PCCC. Để có thể điều khiển tập trung từ MCC và chủ động trong công tác điều hành phân phối điện: Phân cấp điều khiển lưới điện 110 kV cho điều độ phân phối; Tổng công ty phân phối quyết định tổ chức bộ máy điều độ phân phối phù hợp với chức năng, nhiệm vụ và mô hình tổ chức quản lý vận hành của mình. Chính phủ cần có những cơ chế và chương trình nâng cao ý thức cộng đồng về phát triển lưới điện thông minh, tương tác giữa khách hàng và ngành điện.
502 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Quyết định số 1670/QĐTTg ngày 8/11/2012 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam. [2] Quyết định số 1811/QĐBCĐ ngày 19/5/2017 của Trưởng ban chỉ đạo phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam phê duyệt Định hướng thực hiện giai đoạn 2 (2017 2022) và Kế hoạch công tác năm 2017 của Ban chỉ đạo phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam. [3] Nghị quyết 33/NQHĐTV ngày 3/02/2017 về kế hoạch triển khai thực hiện chủ đề năm 2017 “Đẩy mạnh khoa học công nghệ” và tình hình thực tế phát triển tự động hóa và lưới điện thông minh tại EVN SPC. [4] Quyết định số 55/QĐĐTĐL ngày 22/8/2017 của Cục Điều tiết Điện lực ban hành quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA. [5] Văn bản 4725/EVNKTSX ngày 11/11/2015 của EVN v/v định hướng phát triển trung tâm điều khiển xa và Trạm biến áp không người trực. [6] Kế hoạch số 9702/KHEVN SPC ngày 27/11/2015 triển khai thực hiện các chỉ tiêu đề án nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh và năng suất lao động giai đoạn 2016 – 2020 của EVN SPC. [7] Đề án (hiệu chỉnh) số 7547/ ĐAEVN SPC ngày 02/10/2017 nâng cao năng suất lao động 20162020 của EVN SPC. [8] Siemens, Spectrum Power 7 – System Performance, v1.2, 92015.