Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật điện: Nghiên cứu các giải pháp công nghệ hướng đến xây dựng tiêu chí trạm biến áp không người trực tại Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

HUỲNH MINH SANG

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ

HƯỚNG ĐẾN XÂY DỰNG

TIÊU CHÍ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

TẠI TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TPHCM

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

TP. HỒ CHÍ MINH, THÁNG 03 NĂM 2016

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

HUỲNH MINH SANG

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ

HƯỚNG ĐẾN XÂY DỰNG

TIÊU CHÍ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

TẠI TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TPHCM

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. VÕ HOÀNG DUY

TP. HỒ CHÍ MINH, THÁNG 03 NĂM 2016

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : Tiến sĩ Võ Hoàng Duy Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM ngày 12 tháng 03 năm 2016 Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ)

TT 1 2 3 4 5 Họ và tên TS. Huỳnh Châu Duy PGS.TS. Trần Thu Hà TS. Dương Thanh Long TS. Trần Thanh Phương TS. Trương Đình Nhơn Chức danh Hội đồng Chủ tịch Phản biện 1 Phản biện 2 Ủy viên Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được

sửa chữa (nếu có).

Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Huỳnh Châu Duy

TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM PHÒNG QLKH – ĐTSĐH CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

TP. HCM, ngày 05 tháng 01 năm 2016

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Huỳnh Minh Sang Giới tính: Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 30/12/1979 Nơi sinh: TPHCM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện MSHV:1441830020

I- Tên đề tài:

Nghiên cứu các giải pháp công nghệ hướng đến xây dựng tiêu chí trạm biến áp không người trực tại Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh. II- Nhiệm vụ và nội dung:

 Tìm hiểu hiện trạng lưới điện khu vực TPHCM.

 Tìm hiểu hiện trạng hệ thống SCADA tại Trung tâm Điều độ Hệ

thống Điện.

 Tìm hiểu một số mô hình trạm không người trực trong nước và các

nước trong khu vực.

 So sánh đối chiếu mô hình trạm truyền thống và trạm không người

trực.

 Nghiên cứu các giải pháp công nghệ áp dụng tại trạm biến áp không

người trực.

 Đề xuất bộ tiêu chí trạm biến áp không người trực áp dụng tại Tổng

Công ty Điện lực TPHCM.

III- Ngày giao nhiệm vụ: 8/2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: 01/2016

V- Cán bộ hướng dẫn: Tiến sĩ Võ Hoàng Duy

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký)

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết

quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ

công trình nào khác.

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này

đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc.

Học viên thực hiện Luận văn

Huỳnh Minh Sang

LỜI CÁM ƠN

Lời đầu tiên con xin được bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến những người thân

trong gia đình đã động viên và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong suốt quá trình học

tập và thực hiện đề tài.

Em xin gởi lời cảm ơn sâu sắc đến Quý thầy cô trường Đại Học Công Nghệ

TP Hồ Chí Minh, Quý thầy cô đã truyền đạt cho em những kiến thức quý báu trong

suốt quá trình học tập tại trường để em có thể hoàn thành luận văn tốt nghiệp này.

Đặc biệt em xin được cảm ơn thầy Võ Hoàng Duy đã tận tình giúp đỡ, hướng

dẫn và động viên em trong suốt quá trình thực hiện để em có thể hoàn thành tốt luận

văn tốt nghiệp này.

Xin chân thành cảm ơn các Ban Giám Đốc và các Anh Chị công tác tại

Trung Tâm Điều Độ Hệ Thống Điện, Ban Kỹ thuật thuộc Tổng Công ty Điện Lực

Tp.Hồ Chí Minh đã giúp đỡ và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong quá trình học tập

và công tác.

Cuối cùng xin cám ơn tất cả những người bạn đã kề vai sát cánh cùng tôi

trong suốt thời gian qua.

TP. Hồ Chí Minh, tháng 01 - 2016 Học viên thực hiện

Huỳnh Minh Sang

iii

TÓM TẮT

Với xu thế lưới điện phát triển ngày càng mạnh mẽ khu vực TPHCM, số trạm

biến áp 110kV ngày càng nhiều, việc xây dựng các trạm biến áp không người trực

là xu hướng tất yếu, 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 tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư

cáp, các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo

đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố

do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành

và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện.

Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh đã triển khai nghiên cứu, phân tích,

so sánh các tiêu chuẩn kỹ thuật của trạm biến áp hiện hữu và các trạm biến áp

không người trực trong và ngoài nước để từ đó xây dựng bộ tiêu chí không người

trực. Trên cơ sở đó thực hiện chuyển đổi các trạm biến áp 110kV dạng truyền thống

sang vận hành ở mô hình trạm không người trực, là hướng đi tất yếu nhằm thực hiện

lộ trình lưới điện thông minh.

ABSTRACT

With the rapid development of power grid system and rapid quantity

increasment of 110kV substations, using unmanned substationa is the optimal

solution for power system. Because it is an operational automation system in which

it enhance employee productivity and minimize work force; minimize cable and

devices investment, increase the reliability of electric devices, solve the overload

problem; reduce incidents caused by wrong judgement of operators, increase the

safety at workplace for operators and meet the requirements of the electricity

market.

Ho Chi Minh City Power Corporation (HCMCPC) has been research, analyzed

and compared the technical specifications of the existing substations and unmanned

sustations nationally and internationally; in order to build the standard specifications

of unmanned substations. On that basis, Ho Chi Minh Power Corporation transform

the existing 110kV substations into unmanned substations. That is the indispensable

way to implement smart power grid system.

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN ........................................................................................................ i

LỜI CÁM ƠN ....................................................................................................................... ii

TÓM TẮT ............................................................................................................................ iii

ABSTRACT ........................................................................................................................ iv

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT ........................................................................... ix

DANH MỤC CÁC BẢNG ......................................................................................... xi

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH ................................ xii

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI ........................................................................... 1

1.1 ĐẶT VẤN ĐỀ ....................................................................................................... 1

1.2 NHIỆM VỤ VÀ MỤC TIÊU CỦA ĐỀ TÀI ........................................................ 1

1.3 NHỮNG NGHIÊN CỨU CƠ BẢN CỦA ĐỀ TÀI............................................... 2

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN ....................................................................................... 3

2.1. Lưới điện khu vực TPHCM ................................................................................. 3

2.1.1 Về nguồn điện: ................................................................................................ 3

2.1.2 Về lưới điện: ................................................................................................... 3

2.1.3 Hiện trạng công nghệ lưới điện phân phối ......................................................... 6

2.1.3.1 Dây dẫn điện: ............................................................................................... 6

2.1.3.2 Trạm và trụ: ................................................................................................. 6

2.1.3.3 Tụ bù: ........................................................................................................... 6

2.1.3.4 Thiết bị đóng cắt: ......................................................................................... 6

2.1.3.5 Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS): ..................................... 7

2.1.4 Hiện trạng công nghệ lưới điện truyền tải ......................................................... 7

2.1.4.1 Dây dẫn điện trên không: ............................................................................. 7

2.1.4.2 Cáp ngầm: .................................................................................................... 7

2.1.4.3 Trụ và phụ kiện đường dây: ......................................................................... 8

2.1.4.4 Trạm truyền tải: ........................................................................................... 8

2.1.4.5 Các công nghệ giám sát, chẩn đoán và ngăn ngừa sự cố:............................ 9

2.2 TỔNG QUAN CÁC TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI CÁC NƯỚC

TRONG KHU VỰC .................................................................................................. 10

2.2.1 TRẠM NGẦM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TEPCO/ NHẬT BẢN: TRẠM

NAKA-OKACHIMACHI (66/6KV) ..................................................................... 10

2.2.1.2 Các thiết bị chính của trạm ........................................................................ 11

2.2.1.3 HTPP 66kV ................................................................................................ 11

2.2.1.4 HTPP 6kV .................................................................................................. 11

2.2.1.5 Hệ thống điều khiển bảo vệ ....................................................................... 12

2.2.1.6 Hệ thống thông tin liên lạc (Truyền dẫn tín hiệu) ..................................... 12

2.2.1.7 Công tác vận hành ..................................................................................... 13

2.2.1.8 Nguồn tự dùng ........................................................................................... 13

2.2.1.9 Phần chiếu sáng ......................................................................................... 13

2.2.1.10 Hệ thống chữa cháy tại trạm .................................................................... 14

2.2.1.11 Hệ thống an ninh, giám sát ...................................................................... 14

2.2.2 TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC MALAYSIA ........................................... 15

2.2.2.1 Phần điện.................................................................................................... 15

2.2.2.2 Phần kiến trúc hạ tầng ................................................................................ 16

2.2.2.3 Hệ thống giám sát an ninh: ........................................................................ 17

2.2.2.4 Hệ thống PCCC: ........................................................................................ 18

2.2.2.5 Công tác quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị: ........................................ 20

2.2. TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI PHÁP .............................................. 21

2.2.3.1 Trạm 90/20kV: ........................................................................................... 21

2.2.3.2 HTPP 90kV: ............................................................................................... 21

2.2.3.3 HTPP 20kV: ............................................................................................... 21

2.2.3.4 Hệ thống điều khiển – bảo vệ - đo lường. ................................................. 22

2.2.3.5 Nguồn tự dùng: .......................................................................................... 24

2.2.3.6 Phần xây dựng: .......................................................................................... 25

2.2.3.7 Hệ thống chữa cháy tại trạm: ..................................................................... 25

2.2.3.8 Hệ thống an ninh, giám sát: ....................................................................... 25

vii

CHƯƠNG : NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ÁP DỤNG TẠI

TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC ............................................................. 27

3.1. Giải pháp chung ................................................................................................. 27

3.1.1 Giải pháp kỹ thuật cho các TBA thuộc các Tổng công ty Điện lực tiến đến

điều khiển xa và không người trực. ....................................................................... 27

3.1.2 Giải pháp trang bị hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS ........................ 28

3.1.3 Một số yêu cầu đối với trạm biến áp không người trực, bán người trực vận

hành 34

3.2. GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ÁP DỤNG TẠI TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG

NGƯỜI TRỰC .......................................................................................................... 35

3.2.1 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN ................................................................................. 35

3.2.1.1 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN NGOÀI TRỜI .................................................. 35

3.2.1.1.1 Yêu cầu ................................................................................................... 35

3.2.1.1.2 Bố trí thiết bị 110kV ngoài trời .............................................................. 35

3.2.1.1.3 Bố trí thiết bị 22kV ngoài trời ................................................................ 37

3.2.1.1.4 Nối đất, chống sét ................................................................................... 38

3.2.1.1.5 Chiếu sáng ngoài trời .............................................................................. 38

3.2.1.2 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN TRONG NHÀ .................................................. 39

3.2.1.2.1 Bố trí thiết bị trong gian điều khiển - phân phối ..................................... 39

3.2.1.2.2 Chiếu sáng và điều hòa nhiệt độ bên trong nhà điều hành .................... 39

.2.2 BỐ TRÍ THIẾT BỊ THÔNG TIN LIÊN LẠC VÀ SCADA ............................ 40

3.2.2.1 Thiết bị thông tin liên lạc ........................................................................... 40

3.2.2.2 Thiết bị SCADA ........................................................................................ 41

3.2.3 PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY ....................................................................... 42

3.2.3.1 CÁC CÔNG NGHỆ PCCC ........................................................................... 42

3.2.3.1.1 Các phương tiện phòng – chữa cháy ....................................................... 42

3.2.3.1.2 Các giải pháp công nghệ PCCC ............................................................. 43

3.2.3.1.3 Hệ thống thiết bị và phương tiện chữa cháy ........................................... 44

3.2.4 GIẢI PHÁP AN NINH ..................................................................................... 44

viii

CHƯƠNG 4: SO SÁNH ĐỐI CHIẾU GIỮA TRẠM TRUYỀN THỐNG VỚI MÔ

HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC. .................................................................. 46

4.1 CÔNG TÁC XỬ LÝ SỰ CỐ THOÁNG QUA VÀ TRANG BỊ CHUẨN BỊ SẢN

XUẤT ........................................................................................................................ 46

4.1.1 Trang bị chuẩn bị sản xuất ............................................................................ 46

4.1.2 Nhân sự dự kiến ............................................................................................ 46

4.2 SO SÁNH ĐỐI CHIẾU VỚI TRẠM TRUYỀN THỐNG .................................. 51

CHƯƠNG 5: TIÊU CHÍ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC ..................... 54

5.1 Yêu cầu kỹ thuật về phần điện: ........................................................................... 54

5.1.1 Thiết bị nhất thứ ............................................................................................ 54

5.1.2 Hệ thống điều khiển, bảo vệ : ....................................................................... 54

5.1.2.1 Hệ thống điều khiển: .................................................................................. 54

5.1.2.2 Hệ thống bảo vệ: ........................................................................................ 57

5.1.2.3 Hệ thống thu thập các số liệu đo lường: .................................................... 57

5.2 Hệ thống SCADA: .............................................................................................. 57

5.2.1 RTU/Gateway: .............................................................................................. 57

5.2.2 Mạng truyền dẫn: .......................................................................................... 58

5.2.3 Data list: ........................................................................................................ 58

5.2.4 Sơ đồ cấu hình hệ thống điều khiển, bảo vệ và SCADA:............................. 59

5.2.5 Các nội dung khác: ....................................................................................... 59

5.3 Yêu cầu kỹ thuật về phần xây dựng: ................................................................... 59

5.3.1 Kiến trúc trạm: ............................................................................................. 59

5.3.2 Hệ thống quản lý kiến trúc hạ tầng trạm biến áp:........................................ 61

5.3.3 Hệ thống chiếu sáng: ................................................................................... 63

CHƯƠNG 6: KẾT QUẢ VÀ KẾT LUẬN. .............................................................. 65

6.1. KẾT QUẢ. ......................................................................................................... 65

6.1.1 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP TRIỂN KHAI TRẠM KHÔNG NGƯỜI

TRỰC ..................................................................................................................... 65

6.1.2 KẾT QUẢ THỰC HIỆN CỤ THỂ TẠI TRẠM BIẾN ÁP 110KV TÂN

SƠN NHẤT ........................................................................................................... 67

6.2 KẾT LUẬN. ....................................................................................................... 71

6. HƯỚNG PHÁT TRIỂN ĐỀ TÀI. ...................................................................... 72

TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................................... 73

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

SCADA

ADSL

CIMDB CIM DA DL ĐTXD EG EN ER FAT GIS

Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát Điều khiển Và Thu thập Dữ liệu Asymmetric Digital Subscriber Line: Kênh thuê bao số không đối xứng CIM Database: Cơ sở dữ liệu theo mô hình thông tin chung Common Information Model: Mô hình thông tin chung Data Acquisition: Thu thập dữ liệu Data Link: Kết nối dữ liệu Đầu tư xây dựng Engineering: Tác nghiệp kỹ thuật E-Notification: Dịch vụ thông báo qua mạng máy tính E-Report: Dịch vụ báo cáo tự động qua mạng máy tính Factory Acceptance Test: Thử nghiệm xuất xưởng Geographic Information Systems: Hệ thống thông tin quản lý vận hành trên bản đồ số

GSM/3G/GPRS Global System for Mobile communications: Hệ thống thông

HIS HMI IEEE

IMIS

IED

IEC

ISO

IP Dịch vụ 24/7

LF tin di động G: Dịch vụ dữ liệu di động thế hệ General Packet Radio Service: Dịch vụ gói dữ liệu di động Historical Information System: Hệ thống thông tin quá khứ Human Machine Interface: Giao diện người dùng Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật Điện và Điện Tử Integrated Metering Information System: Hệ thống thông tin đo đếm tích hợp (Hệ thống thu thập dữ liệu và quản lý đo đếm) Intelligent Electronic Device: Thiết bị điện tử thông minh, ví dụ như các loại rơle kỹ thuật số hiện nay, các công tơ điện tử có khả năng trao đổi và giao tiếp dữ liệu,... International Electro technical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật Điện Quốc tế International Organization for Standardization: Tổ chức tiêu chuẩn hóa quốc tế Internet Protocol: Giao thức internet Là dịch vụ bảo hành và sửa chữa phải được thực hiện trong vòng 24 giờ từ khi nhận được thông báo hỏng hóc của khách hàng Load Forecast: Dự báo phụ tải

LAN

OCC PB RTDB RTU

RP SMS SAT EVN-HCMC EVN WP WAN

SAS

A2 BCU CPU EVN EVNHCMC Gateway HMI IED IEC LĐCT MBA OCC PCCC TBA TTĐĐ VTTB HTPP Local Area Network: Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các máy tính/thiết bị mạng trong một phạm vi nhỏ (nhà ở, phòng làm việc, …) Southern Regional Load Dispatching Centre (SRLDC): Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền nam Operations Control Center: Trung tâm giám sát vận hành Playback: Tái hiện quá khứ Real-time Database: Cơ sở dữ liệu thời gian thực Remote Terminal Unit: Thiết bị đầu cuối, ví dụ cổng giao tiếp dữ liệu của hệ thống SCADA trong trạm biến áp truyền thống Report: Báo cáo Short Message Service: Dịch vụ tin nhắn Site Acceptance Test: Thử nghiệm tại hiện trường Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam Web Portal: Cổng dữ liệu vận hành trên web Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối giữa các mạng cục bộ. Substation Automation System: Hệ thống tự động hóa trạm biến áp Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam Bộ điều khiển mức ngăn Bộ xử lý trung tâm Tập đoàn Điện lực Việt Nam Tổng công ty Điện lực Tp.HCM Thiết bị giao tiếp Giao điện người – máy Thiết bị điện tử thông minh Ủy ban kỹ thuật điện quốc tế Công ty Lưới điện cao thế Tp.HCM Máy biến áp Trung tâm giám sát vận hành lưới điện Hệ thống Phòng cháy chữa cháy Trạm biến áp Trung tâm Điều độ HTĐ TP.HCM Vật tư thiết bị Hệ thống phân phối

xii

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1: Danh mục các nguồn điện cấp điện cho khu vực TP. Hồ Chí Minh ......... 3

Bảng 4.1 So sánh trang bị chuẩn bị sản xuất giữa trạm truyền thống và trạm

không người trực ....................................................................................................... 49

Bảng 4.2 So sánh giữa trạm truyền thống và trạm không người trực ....................... 51

xiii

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH

Hình 2.1 : Sơ đồ lưới điện 500kV và 220kV khu vực Tp.HCM ................................. 4

Hình 2.2 Vị trí trạm ngầm ......................................................................................... 11

Hình 2. : Sơ đồ nguyên lý trạm ................................................................................ 12

Hình 2.4 Hệ thống camera quan sát và cảm biến ...................................................... 15

Hình 2.5 Hàng rào trạm ............................................................................................ 17

Hình 2.6 Hệ thống an ninh ........................................................................................ 18

Hình 2.7 Hệ thống chữa cháy .................................................................................... 20

Hình 2.8 Sân trạm 90/20kV ...................................................................................... 22

Hình 2.9 Hệ thống thông tin liên lạc ......................................................................... 23

Hình 2.10 Sơ đồ kết nối RTU bằng cáp quang ......................................................... 23

Hình 2.11 Hệ thống giám sát tại trạm ....................................................................... 24

Hình 2.12 Nhà điều hành trạm (xây kín, không có cửa sổ) ...................................... 25

Hình 2.13 Cổng trạm ................................................................................................. 26

Hình 3.1 Kết nối giữa các phần tử của 01 hệ thống SCADA ................................... 30

Hình 3.2 Kết nối giữa RTU và các thiết bị ngoại vi ................................................. 32

Hình 5.1 Sơ đồ cấu hình hệ thống điều khiển ........................................................... 59

Hình 6.1 Hình ảnh trạm Tân Sơn Nhất trước và sau khi cải tạo thành trạm không

người trực .................................................................................................................. 68

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI

1.1 ĐẶT VẤN ĐỀ

Một trong những ưu điểm của trạm biến áp (TBA) không người trực là tăng

cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện quốc gia. Mặc

dù việc nghiên cứu để áp dụng khá lâu, nhưng đến nay việc triển khai TBA không

người trực vẫn còn nhiều thách thức và chưa được áp dụng rộng rãi.

Các TBA 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 tối đa nhân lực; giảm

thiểu đầu tư cáp và các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác

của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải;

giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn

cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện.

Xây dựng các TBA không người trực là hướng đi tất yếu nhằm thực hiện lộ

trình lưới điện thông minh.

1.2 NHIỆM VỤ VÀ MỤC TIÊU CỦA ĐỀ TÀI

Mục tiêu của đề tài nhằm: Nghiên cứu các giải pháp công nghệ hướng đến

xây dựng một bộ tiêu chí trạm biến áp 110kV không người trực nhằm đáp ứng yêu

cầu hiện đại hóa lưới điện TPHCM.

Nhiệm vụ:

- Khảo sát hiện trạng lưới điện khu vực TP Hồ Chí Minh

- Khảo sát hệ thống SCADA tại Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện TPHCM.

- Tìm hiểu hiện trạng trạm không người trực tại các nước trong khu vực.

- Nghiên cứu các công nghệ áp dụng tại trạm biến áp không người trực.

- So sánh đối chiếu mô hình trạm truyền thống và trạm không người trực.

- Đề xuất bộ tiêu chí trạm biến áp không người trực áp dụng tại Tổng Công ty

Điện lực TPHCM.

- Đề xuất giải pháp cải tạo trạm truyền thống thành trạm không người trực

1.3 NHỮNG NGHIÊN CỨU CƠ BẢN CỦA ĐỀ TÀI

Trong đề tài này, phần đầu tiên sẽ giới thiệu tổng quan về lưới điện khu vực

TPHCM cũng như sơ lược một số trạm không người trực các nước trong khu

vực. Do trạm không người trực lần đầu tiên được triển khai nên việc tham

khảo, tìm hiểu về các tram tương tự tại các nước trong khu vực là rất cần

thiết.

Tiếp theo đề tài sẽ giới thiệu các giải pháp công nghệ có thể áp dụng tại trạm

không người trực về bố trí thiết bị điện, thiết bị thông tin SCADA, PCCC, an

ninh, đồng thời cũng nêu lên sự khác biệt giữa trạm truyền thồng và trạm

không người trực để từ đó đề xuất bộ tiêu chí trạm không người trực để áp

dụng trong việc thiết kế các trạm xây dựng mới cũng như cải tạo các trạm

truyền thống thành trạm không người trực.

Phần kết luận đề tài sẽ nêu kết quả của việc triển khai áp dụng bộ tiêu chí

thông qua đề xuất giải pháp cải tạo 01 trạm truyền thống thành trạm không

người trực cũng như hướng phát triển của đề tài.

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN

2.1. Lưới điện khu vực TPHCM

2.1.1 Về nguồn điện:

Trên địa bàn TPHCM hiện có các nhà máy điện cấp cho địa bàn TP. Hồ Chí

Minh được trình bày cụ thể trong bảng sau:

Bảng 2.1: Danh mục các nguồn điện cấp điện cho khu vực TP. Hồ Chí Minh

STT Nhà máy điện Công suất đặt (MW) Nhiên liệu

1 2 3 4 5 6 7 Nhiệt điện dầu Thủ Đức Gasturbin Thủ Đức Hiệp Phước Thủy điện Trị An Phú Mỹ Nhơn Trạch 1 Nhơn Trạch 2 157.00 104.50 375.00 400.00 4,166.20 450.00 750.00 FO DO Khí Khí Khí Khí

2.1.2 Về lưới điện:

Lưới điện truyền tải cấp điện cho khu vực TP.HCM bao gồm các trạm biến áp

và đường dây ở cấp điện áp 500 kV, 220 kV và 110 kV

Lưới điện 500kV:

- Các ĐD 500kV cấp điện cho TP. HCM được bố trí liên kết mạch vòng xung

quang thành phố từ Phú Mỹ - Sông Mây – Tân Định – Cầu Bông – Phú Lâm

– Nhà Bè – Phú Mỹ. Đây là mạch vòng “ngoài” cấp điện quan trọng cho

TP.HCM và khu vực phụ cận, các đường dây này thuộc quản lý của Công ty

Truyền tải Điện 4. Khối lượng đường dây 500kV hiện hữu cấp điện cho

TP.HCM vào khoảng 2400km đường dây.

- Các trạm 500kV cấp điện chính cho khu vực TP.HCM bao gồm 5 trạm

500kV Phú Lâm, Nhà Bè, Tân Định, Sông Mây, Cầu Bông do Công ty

Truyền tải Điện 4 quản lý

Lưới điện 220kV:

- Nguồn 220kV khu vực TP.HCM nhận điện từ 0 trạm 500/220kV Phú Lâm,

Nhà Bè, Tân Định và trực tiếp từ các nhà máy điện Phú Mỹ và Nhơn Trạch

qua các đường dây 220kV Phú Mỹ – Cát Lái , Nhơn Trạch – Cát Lái, Phú

Mỹ – Long Thành – Long Bình.

- Các đường dây 220kV có tổng công suất truyền tải ước khoảng 10.500MVA,

đáp ứng đủ và dự phòng cho phụ tải khu vực TP.HCM (10.500MVA so với

.047,8MW). Đường dây 220kV do Tổng công ty Điện lực TP.HCM quản lý

gồm 6, km đường dây trên không và 0,59 km cáp ngầm.

- Hiện tại TP.HCM được nhận điện từ 12 TBA 220kV trong khu vực, trong đó

Tổng Công ty Điện lực TP.HCM quản lý 4 trạm và Công ty Truyền tải Điện

4 quản lý 8 trạm với tổng dung lượng 6500MVA. Các TBA 220kV khu vực

TP.HCM đóng vai trò cung cấp trực tiếp cho phụ tải 110kV, là các điểm nút

tiếp nhận công suất trực tiếp từ lưới điện truyền tải cấp điện cho thành phố.

Hình 2.1 : Sơ đồ lưới điện 500kV và 220kV khu vực Tp.HCM

Lưới điện 110kV:

- Tổng quy mô đường dây 110kV hiện hữu khu vực TP.HCM khoảng 480km

(quy về 1 mạch), trong đó phần lớn được sử dụng dây dẫn từ 240mm2 trở

lên, một số đường dây có tiết diện lớn tương đương 400mm2, cáp nhầm

1200mm2 . Tuy nhiên vẫn còn tồn tại một số đường dây sử dụng dây có tiết

diện nhỏ từ 185mm2 trở xuống, tồn tại nhiều điểm rẽ T không linh hoạt trong

quản lý vận hành. Các đường dây 110kV do Tổng công ty quản lý bao gồm

80 đường dây/nhánh rẽ, có tổng chiều dài là 6 4,4 km; trong đó có ,51

km cáp ngầm 110kV. Tổng công suất truyền tải của các đường dây 110kV

ước khoảng 7.400MVA (tương đương 7.0 0MW).

- Các trạm 110kV cấp điện cho TP.HCM nhận điện từ 46 trạm 110kV do Tổng

công ty quản lý; 07 trạm do Công ty Truyền tải điện 4 quản lý (nằm trong

các trạm 500/220kV và trạm 220/110kV); 01 trạm do Tổng công ty Điện lực

miền Nam quản lý (trạm 110kV Thủ Đức Bắc) và 0 trạm khách hàng

(PouYuen; Vikimco; Xi măng Sao Mai) với tổng công suất đặt là 6.017MVA

(tương đương 5.716MW).

Lưới điện phân phối:

- Lưới điện phân phối trên địa bàn TP.HCM gồm 5.846,061 km đường dây

trung thế; 11.178,156 km lưới hạ thế; 2 .888 trạm biến thế phân phối với

tổng dung lượng là 9.825 MVA.

- Lưới điện trung thế cung cấp cho địa bàn thành phố có kết cấu mạch vòng

vận hành ở chế độ hở, giữa các tuyến dây có khả năng chuyển tải linh hoạt,

đảm bảo độ dự phòng cao khi xảy ra mất điện.

Nhận xét:

Với quy mô lưới điện 110kV, 220kV ngày càng phát triển, việc quản lý vận

hành lưới điện theo phương pháp hiện nay sẽ cần rất nhiều nhân lực để vận hành

lưới điện. Đặc biệt là vận hành các trạm truyền thống Để giảm chi phí vận hành và

để 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 đồng thời nâng cao độ tin cậy cung

cấp điện, độ ổn định lưới điện bằng cách tự động hóa và vận hành các trạm biến áp

ở chế độ trạm không người trực.

Do đó việc xây dựng bộ tiêu chí trạm biến áp 110kV không người trực cho các

trạm xây dựng mới, cũng như phương án cải tạo các trạm hiện hữu để tiến tới thực

hiện trạm không người trực là rất cần thiết.

2.1.3 Hiện trạng công nghệ lưới điện phân phối

2.1.3.1 Dây dẫn điện:

Hiện nay, hầu hết dây dẫn trung thế trên không là dây ACSR bọc 24kV với tiết

diện 240 mm2 cho đường trục, 150 mm2 cho nhánh rẽ; cáp đồng bọc 24kV tiết diện

25 mm2. Cáp ngầm trung thế là cáp đồng cách điện XLPE hoặc EPR với tiết diện

240 mm2 cho đường trục, 50 mm2 cho nhánh rẽ và đấu nối trạm khách hàng (cáp

lõi cho tiết diện < 95 mm2 và 1 lõi cho tiết diện ≥ 95 mm2).

2.1.3.2 Trạm và trụ:

Các trạm trên lưới điện phân phối được sử dụng bao gồm trạm treo, trạm giàn,

trạm một cột, trạm compact, trạm padmount, trạm ngầm; trụ điện trung thế chủ yếu

sử dụng trụ bê tông ly tâm.

2.1.3.3 Tụ bù:

Trên lưới điện phân phối sử dụng các tụ bù tĩnh và ứng động theo thời gian

dung lượng chuẩn.

2.1.3.4 Thiết bị đóng cắt:

Về thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối như Recloser, LBS, RMU… hầu

hết chưa được trang bị RTU để có thể thực hiện thao tác đóng cắt từ xa cũng như đáp

ứng yêu cầu về tự động hóa lưới điện. Hiện tại, việc thao tác các thiết bị đóng cắt này

vẫn được thực hiện thủ công tại chỗ.

2.1.3.5 Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS):

Tự động hóa lưới điện phân phối (Distribution Automation): Hiện tại Tổng

công ty đã và đang triển khai 02 dự án thí điểm hệ thống tự động hóa lưới điện phân

phối:

- Dự án thứ nhất được triển khai tại Công ty Điện lực Tân Thuận với quy mô

05 Recloser trên 02 phát tuyến trung thế nổi Bờ Băng – Phú Mỹ, phần mềm

cho phép lập trình logic của hãng Survalent thực hiện chức năng tự động hóa

thông qua hạ tầng truyền thông sử dụng sóng G;

- Dự án thứ hai được xúc tiến triển khai tại Khu công nghệ cao do Công ty

Điện lực Thủ Thiêm quản lý với quy mô 10 tủ MRU cho 02 mạch vòng trung

thế ngầm. Phần mềm mini-SCADA không có chức năng lập trình của

Schneider được sử dụng để giám sát toàn hệ thống qua mạng truyền thông sử

dụng công nghệ Wimax. Tuy nhiên, hệ thống được kích hoạt chức năng self-

healing để thực hiện chức năng tự động hóa.

2.1.4 Hiện trạng công nghệ lưới điện truyền tải

2.1.4.1 Dây dẫn điện trên không:

Dây dẫn trên không được sử dụng là dây nhôm lõi thép (ACSR) có tiết diện

240 mm2 và 400 mm2 (ngoại trừ một vài đường dây có tiết diện 120 mm2, 185

mm2).

Năm 2010, sử dụng dây dẫn chịu nhiệt GTACSR 240 mm2 trên các đường dây

cần nâng cao khả năng tải, không thay đổi kết cấu trụ, không thay đổi hành lang

tuyến. Tuy nhiên, dây GTACSR vẫn tăng độ võng khi vận hành ở nhiệt độ cao. Đối

với dự án đầu tư mới đều sử dụng dây 400 mm2.

Riêng đối với dây chống sét, sử dụng dây TK50, TK70 và OPGW (có cáp

quang phục vụ truyền thông trong vận hành).

2.1.4.2 Cáp ngầm:

Đối với cấp điện áp 110 kV, sử dụng cáp cách điện XLPE, lõi đồng tiết diện

500 mm2, 800 mm2, 1.000 mm2 và 1.200 mm2, 1.600 mm2.

Đối với cấp điện áp 220 kV, sử dụng cáp đồng tiết diện 2.000 mm2. Cấu trúc

lõi cáp gồm 4-5 múi (segment), vỏ kim loại (nhôm gợn sóng hoặc sợi đồng kết hợp

lá nhôm), vỏ ngoài PE.

Hầu hết các đường cáp đều được lắp đặt trong ống/ chôn trực tiếp. Một số

đường cáp có sử dụng hệ thống giám sát nhiệt độ với sợi quang theo dõi nhiệt độ bên

trong (hệ thống DTS).

Đầu cáp và và hộp nối sử dụng loại đúc sẵn Slip-on joint và Composite joint.

Sử dụng cross-link box để đảo pha vỏ cáp.

Phương pháp thi công: đào hở lắp đặt ống và kéo cáp sau, một số đoạn đi qua

địa hình đặc biệt thì áp dụng phương pháp đào bằng robot (HDD – Horizontal Direct

Drilling).

2.1.4.3 Trụ và phụ kiện đường dây:

Trụ được sử dụng là trụ bê tông ly tâm, trụ tháp và trụ thép ống đơn thân (áp

dụng từ năm 2007). Một số đường dây sử dụng trụ nhiều mạch (2 – 4 mạch), kết hợp

nhiều cấp điện áp.

Cách điện đường dây chủ yếu là dùng cách điện treo như: gốm, thủy tinh. Một

vài đường dây sử dụng cách điện composite (Phú Lâm – Chợ Lớn), một số đường

dây mới dây dựng từ năm 2010 có nghiên cứu sử dụng cách điện đỡ (sứ cánh xà)

nhằm giảm hành lang lưới điện, giảm chiều cao trụ.

2.1.4.4 Trạm truyền tải:

Trạm truyền thống (AIS) chủ yếu là các trạm đã xây dựng lâu hoặc trạm mới

xây dựng tại các khu vực ngoại thành, có diện tích đất rộng.

Trạm cách điện khí (GIS) được áp dụng từ năm 1997, xây dựng trong khu vực

nội thành nhằm giảm thiểu diện tích, cũng như tăng mỹ quan và đảm bảo an toàn

trong khu dân cư. Đối với trạm 110 kV thì sử dụng loại pha chung (three phase)

hoặc loại đơn pha/ pha riêng (single phase); Đối với trạm 220 kV thì sử dụng loại

đơn pha/ pha riêng (single phase). Các trạm GIS sử dụng vỏ là hợp kim nhôm

(Aluminum Alloy) hoặc thép không rỉ (Stainless Steel).

Máy biến áp lực sử dụng cách điện dầu, công suất 40 MVA hoặc 6 MVA đối

với điện áp 110 kV và 250 MVA đối với điện áp 220 kV.

Các hệ thống khác trong trạm:

- Hệ thống trung thế sử dụng tủ hợp bộ lắp đặt trong nhà với bộ phận dập hồ

quang bằng khí SF6 hoặc chân không.

- Các TU, TI của hệ thống đo lường cấp chính xác 0,5 (sau khi thông tư 12 và

2 có hiệu lực; TU, TI có cấp chính xác 0,2 được sử dụng tại các vị trí đo

đếm ranh giới).

Hệ thống bảo vệ và điều khiển: Sử dụng Relay kỹ thuật số có khả năng giao

tiếp máy tính, SCADA, Relay bảo vệ là loại tích hợp nhiều chức năng. Từ năm 2008,

áp dụng relay kỹ thuật số với giao thức IEC 61850 theo qui định của EVN. Từng

bước áp dụng hệ thống điều khiển bằng máy tính trung tâm tại trạm hoặc thông qua

hệ thống miniSCADA tại trạm.

2.1.4.5 Các công nghệ giám sát, chẩn đoán và ngăn ngừa sự cố:

Theo dõi, phân tích khí hòa tan trong dầu (việc lấy mẫu dầu và theo dõi định kỳ

hàng năm, đột xuất được thực hiện theo qui trình vận hành máy biến áp và quy chẩn

kỹ thuật quốc gia về kỹ thuật điện);

Theo dõi nhiệt độ các mối nối bằng camera nhiệt;

Phát hiện, giám sát phóng điện cục bộ trong máy biến áp 110/220kV bằng máy

đo PD công nghệ Acoustic;

Quan sát, phát hiện phóng điện trong tủ trung thế, trên thiết bị bằng máy quay

phóng điện vầng quang ;

Phát hiện phóng điện bề mặt thiết bị trong trạm bằng phương pháp siêu âm

(Ultrasonic);

Thiết bị lọc dầu online, giám sát hàm lượng khí hòa tan trong dầu.

2.2 TỔNG QUAN CÁC TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI CÁC NƯỚC

TRONG KHU VỰC

2.2.1 TRẠM NGẦM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TEPCO/ NHẬT BẢN: TRẠM NAKA-OKACHIMACHI (66/6KV)

Đây là trạm ngầm không người trực đặt tại khu vực gần trung tâm Tokyo. Trạm

khởi công xây dựng từ năm 2009, đóng điện vận hành năm 2012.

2.2.1.1 Phần thiết kế kiến trúc, xây dựng

TBA được xây dựng dưới lòng đất có kích thước ~ 5x14x9m dưới nhà để xe

đạp được đúc bằng bêtông cốt thép có chống thấm bao gồm tầng: tầng cáp ngầm

(Basement); tầng thiết bị GIS và MBT 0MVA; tầng thiết bị trung thế điều khiển

bảo vệ. Ngoài ra, còn bố trí các phòng thông tin liên lạc, khoan thông tầng để vận

chuyển thiết bị, phòng carry-in pass và các hệ thống thu chứa bơm nước,…

Giải pháp bố trí mặt bằng, kết cấu chịu lực: Kết cấu khung, sàn bêtông cốt thép

chịu lực, tường bao lắp đặt các tấm bêtông cốt thép, hệ thống xử lý thoát nước được

bố trí dọc theo tường của nhà trạm và được máy bơm trực tiếp lên hố ga thoát nước

thông qua hệ thống ống nhựa vào hệ thống thoát nước chung của khu vực.

Giải pháp chiếu sáng, điều hòa nhiệt độ cho các phòng thiết bị điều khiển bảo

vệ: Hệ thống chiếu sáng trong các phòng, khu vực hành lang giữa các phòng chức

năng được chiếu sáng liên tục cùng với hệ thống điều hòa nhiệt độ cho các phòng

thiết bị điều khiển bảo vệ. Hệ thống điều khiển trung tâm kết nối với mạng máy

tính, từ đây có thể kiểm soát toàn bộ hệ thống điều hòa không khí hay các thiết bị

khác trong hệ thống.

Giải pháp bố trí hàng rào bao quanh trạm để đảm bảo khả năng bảo vệ, chống

người lạ thâm nhập vào trạm: Do trạm được đặt ngầm đưới lòng đất, có một lối duy

nhất vào trạm thông qua hệ thống cửa tự động nên trạm đảm bảo khả năng bảo vệ

Đường xuống trạm

Trạm ngầm dưới khu đất này

cũng như chống người lạ thâm nhập vào trạm.

Hình 2.2 Vị trí trạm ngầm

2.2.1.2 Các thiết bị chính của trạm

Phía 66kV sử dụng loại GIS 72kV, được cấp điện từ 0 đường cáp ngầm 66kV.

0 MBT 66/6kV 0MVA loại cách điện bằng khí SF6.

Thiết bị hợp bộ 6,6kV và hệ thống điều khiển bảo vệ đặt phòng điều hành riêng.

Các tiêu chuẩn áp dụng: Theo tiêu chuẩn của TEPCO và có theo tham khảo các

tiêu chuẩn IEC, IEEE, và của các nhà sản xuất như HITACHI, TOSHIBA,

MITSUBISHI.

2.2.1.3 HTPP 66kV

Một ngăn được bố trí trong phòng riêng bao gồm: thiết bị GIS (MC, PT, CT, ES)

và MBT 66/6kV 0MVA cách điện khí SF6 có hệ thống làm mát bằng quạt cưỡng

bức. Các thiết bị (bao gồm ES của thiết bị GIS) có thể điều khiển tại chỗ thông qua

khóa chuyển mạch và từ xa tại phòng điều khiển và Trung tâm điều độ.

2.2.1.4 HTPP 6kV

Sử dụng thiết bị hợp bộ bố trí trong nhà, hệ thống thanh cái đôi (01 MBT có 02

máy cắt tổng và các máy cắt đường vòng phục vụ chuyển tải giữa các MBT) được

đấu nối với MBT bằng cáp ngầm 6kV, cáp lộ ra 6kV cáp được chôn ngầm từ trong

trạm ra bên ngoài. MC hợp bộ loại 0 pha 0 cực (VCB) điều khiển từ xa hoặc tại

chỗ, cách ly MC khỏi thanh cái bằng tay tại chỗ, tất cả dao tiếp địa ES được thao tác

tại chỗ và từ xa.

Hình 2.3: Sơ đồ nguyên lý trạm

2.2.1.5 Hệ thống điều khiển bảo vệ

Hệ thống mạch nhị thứ: toàn bộ tín hiệu điều khiển, bảo vệ thiết bị, bảo vệ MBA

được đấu nối đưa đến tủ đấu dây trong nhà bằng cáp nhị thứ bằng đồng. Cáp nhị thứ

được bố trí đi chung trong mương cáp và hệ thống thông tầng vào một hầm cáp

chính, cáp được sắp xếp theo thứ tự và có đánh số rõ ràng.

Trạm biến áp được điều khiển tích hợp thông qua BCU và PLC có thể điều khiển

kiểm tra bằng máy tính (HMI) hoặc máy tính xách tay có cùng phần mềm cấu hình,

đường truyền tín hiệu từ thiết bị nhất thứ đến ngăn lộ bảo vệ bằng cáp đồng, và từ

ngăn lộ bảo vệ kết nối đến máy tính bằng cáp sợi quang.

2.2.1.6 Hệ thống thông tin liên lạc (Truyền dẫn tín hiệu)

Từ các trạm biến áp đến Trung tâm điều khiển phân phối được thực hiện thông

qua mạng cáp quang và dạng truyền sóng, thông qua các thiết bị RTU theo các tiêu

chuẩn do TEPCO quy định. Riêng đối với các trạm nút quan trọng sử dụng hệ thống

Gateway. Tại trạm kết nối bằng 2 đường thuê kênh riêng (1 chính + 1 dự phòng).

2.2.1.7 Công tác vận hành

Chế độ kiểm tra: mỗi tháng kiểm tra toàn bộ trạm 01 lần và trạm được vệ sinh

công nghiệp 01 lần/năm. Nhân viên chỉ đến thực hiện xử lý sự cố hoặc thao tác các

thiết bị không thao tác từ xa được. Tất cả máy cắt, DS phía 66kV và các máy cắt

6kV tại trạm được điều khiển xa từ Trung tâm điều khiển, kể cả các ES phía 66kV

và 6kV.

Các sơ đồ, thông số vận hành, đấu nối thiết bị, kế hoạch bảo trì, các quy

định,…đều được treo trên bảng bên trong nhà điều khiển. Ngoài ra còn có nhật ký

vào và công tác trong trạm được viết bằng tay.

Các relay bảo vệ sử dụng relay kỹ thuật số bảo vệ các ngăn lộ thiết bị.

Hệ thống đo đếm điện năng: trạm có các công tơ đo đếm phía 66kV, 6kV đặt

trong một tủ riêng, các công tơ đo đếm phát tuyến 6kV đặt tại ngăn tủ hợp bộ, toàn

bộ công tơ được truy xuất, kiểm soát từ xa.

Các thiết bị an toàn và dụng cụ phục vụ công tác vận hành đều được bố trí trong

trạm và được kiểm tra định kỳ theo kế hoạch.

2.2.1.8 Nguồn tự dùng

Trạm có tổng cộng 04 nguồn tự dùng gồm 02 nguồn tự dùng đấu điện từ 02

MBT 66/6kV của trạm, 01 nguồn lấy từ lưới trung thế bên ngoài độc lập với trạm và

01 nguồn ACCU. Do đó, độ tin cậy của nguồn tự dùng xấp xỉ 100%, nên không có

hiện tượng mất nguồn thiết bị thông tin và điều khiển, giám sát, đảm bảo liên lạc về

trung tâm điều khiển liên tục.

2.2.1.9 Phần chiếu sáng

Trạm được trang bị hệ thống chiếu sáng bắng đèn LED và luôn đặt ở chế độ tự

động sáng khi có người, toàn bộ dây điện hộp nối đều được đi trong ống sắt chịu

lửa.

2.2.1.10 Hệ thống chữa cháy tại trạm

Trạm được lắp đặt hệ thống báo cháy tự động với các đầu báo khói, nhiệt,

camera quan sát; hệ thống thông gió tự động; hệ thống cáp điều khiển động lực và

tín hiệu đều được sử dụng vật liệu chống cháy, toàn bộ dây tín hiệu đều được đi

trong ống sắt chịu lửa.

Toàn trạm và giữa các phòng chức năng đều được ngăn cách bằng tường và các

loại vật liệu chống cháy, toàn bộ thiết bị điện trong trạm được cách điện bằng khí.

Trạm được lắp đặt hệ thống chữa cháy tự động bằng khí Nitơ, bên trong phòng

thiết bị và dọc theo hành lang có bố trí các bình chữa cháy bột tổng hợp ABC loại

4kg và 25kg.

Khi có cháy, hệ thống báo cháy tự động sẽ kích hoạt hệ thống chữa cháy hoạt

động, thông qua các môdum điều khiển, hệ thống chữa cháy sẽ trục tiếp phun chất

chữa cháy vào các địa chỉ quy ước; tín hiệu báo cháy từ trạm không người trực cũng

được truyền về trung tâm điều khiển để xử lý theo quy trình.

Trường hợp cần thiết phải có sự can thiệp của lực lượng chữa cháy chuyên

nghiệp, tín hiệu báo cháy sẽ được truyền từ trung tâm điều khiển đến vị trí trạm

chữa cháy chuyên nghiệp gần nhất.

2.2.1.11 Hệ thống an ninh, giám sát

- Tại cổng chính và các cửa phòng thiết bị có gắn thiết bị an ninh nhận biết

người ra vào trạm, vào phòng hợp bộ, không lắp đặt camera quan sát.

- Trạm được thiết kế hai hệ thống cửa: 01 của chính chung tầng với nhà để xe

đạp và 01 của thoát hiểm.

Hình 2.4 Hệ thống camera quan sát và cảm biến

2.2.2 TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC MALAYSIA

2.2.2.1 Phần điện

Các trạm truyền tải của TNB sử dụng thiết bị đóng cắt ngoài trời (AIS), thiết bị

đóng cắt khí SF6 (GIS) và thiết bị đóng cắt Hybrid (kết hợp giữa AIS và GIS),

Trong đó mỗi ngăn lộ bao gồm máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, biến dòng, biến

điện áp, chống sét,…TNB có các loại sơ đồ nối điện như: (i) sơ đồ cầu đủ, (ii) sơ đồ

hai thanh cái, (iii) sơ đồ thanh cái vòng.

Thiết bị GIS đã được TNB đưa vào sử dụng từ khá lâu (khoảng những năm

1980), là loại đơn pha (Single Phase) hoặc ba pha (Three phase), đặt trong nhà hoặc

ngoài trời.

Tất cả các MBT 1 2kV là loại dầu (mineral oil). MBT 1 2/ kV đấu nối dạng

Y- có trung tính phía 1 2kV nối đất trực tiếp và trung tính phía kV nối đất qua

điện trở thông qua zig-zag transformer (earthing transformer). MBT 132/11kV đấu

nối dạng Y-Y; có trung tính phía 1 2kV nối đất trực tiếp và trung tính phía 11kV

nối đất qua điện trở. công suất phổ biến của MBT 1 2kV là 90MVA, 60MVA và

30MVA.

Hệ thống nối đất tại trạm được thiết kế theo dạng lưới (Grid Structure), điện trở

tiếp địa yêu cầu là < 1 ohm (thấp hơn so với yêu cầu tại Việt Nam là 0,5 ohm).

Hệ thống điều khiển, bảo vệ: tương tự như quy định của EVN, mỗi ngăn lộ có 01

bảo vệ chính và 01 bảo vệ dự phòng. Riêng đối với ngăn lộ đường dây, bảo vệ so

lệch 87L (Line Differential Protection) được sử dụng làm bảo vệ chính (kể cả ngăn

lộ kV) và bảo vệ khoảng cách 21 (Distance Protection) được sử dụng làm bảo vệ

dự phòng (hiện nay các đường dây 110kV của Tổng công ty chỉ có bảo vệ khoảng

cách và bảo vệ quá dòng có hướng, chưa áp dụng bảo vệ so lệch).

Hệ thống SCADA tại trạm: khoảng hơn 00/404 trạm truyền tải của TNB sử

dụng hệ thống RTU để thu thập dữ liệu SCADA, các trạm còn lại sử dụng hệ thống

SCS (Substation Control System). Giao thức truyền tin trong trạm là IEC 60870-5-

103 và giữa trạm với Trung tâm là IEC 60870-5-101.

Hệ thống điện tự dùng: bao gồm AC 220V, DC 110V và DC 48V. Đối với điện

tự dùng AC 220V và DC 110V được thiết kế tương tự như các trạm của Tổng công

ty. Riêng điện tự dùng DC 48V sử dụng 02 giàn acqui riêng biệt, cấp điện từ nguồn

AC để đảm bảo độ tin cậy và ổn định cho hoạt động của hệ thống thông tin liên lạc

tại trạm, trong đó có hệ thống SCADA. Đối với các giàn acqui, TNB khuyến cáo

thực hiện thử nghiệm nạp xả (Discharge Test) sau mỗi chu kỳ từ - 4 năm để kiểm

chứng chất lượng vận hành.

Hệ thống đường truyền thông tin: hiện tại, khoảng hơn 90% hạ tầng thông tin

của TNB sử dụng cáp quang. Mỗi trạm truyền tải đều có 02 đường truyền dẫn độc

lập về vật lý. Ngoài ra, để thường xuyên theo dõi tình trạng vận hành của hạ tầng

truyền dẫn, mỗi đường truyền của một trạm được luân phiên sử dụng (24h) để

truyền dữ liệu về Trung tâm; qua đó TNB có thể sớm nhận biết được nếu có hiện

tượng mất kết nối do đứt cáp quang.

2.2.2.2 Phần kiến trúc hạ tầng

Nhà điều hành được bố trí các phòng sau: phòng điều khiển bảo vệ, phòng acqui,

phòng viễn thông, phòng tủ AC/DC, phòng hợp bộ trung thế, nhà vệ sinh. Không bố

trí phòng trưởng trạm hoặc phòng họp, nghỉ ngơi.

Hầm cáp đặt dưới tầng trệt, dạng nổi hẳn trên mặt đất.

Các trạm truyền tải đều được bố trí phòng bảo vệ (gần cổng trạm).

Trạm của TNB không sử dụng tường rào; chỉ dùng hàng rào loại chống cắt và

chống leo (anti-cut and anti-climb fencing); cao từ m trở lên. Hàng rào có dạng

lưới, sử dụng thép gai mã kẽm nhúng nóng (Hot Dipped Galvanised Steel) theo tiêu

chuẩn BS EN 1461với các thông số chi tiết như sau:

+ Đường kính chuẩn sợi lưới thép: 4mm

+ Ô lưới 12,5mm x 75mm

+ Sợi thép có lực căng cao, trên 500N/mm2

Hình 2.5 Hàng rào trạm

2.2.2.3 Hệ thống giám sát an ninh:

Tất cả các trạm truyền tải của TNB (từ 1 2kV đến 500kV) được bố trí phòng

bảo vệ (Guard House) và nhân viên an ninh trực 24 giờ. Số lượng nhân viên an ninh

tùy thuộc vào tầm quan trọng của trạm. Lực lượng nhân viên an ninh có thể là:

+ Đối với các trạm quan trọng: do TNB huấn luyện, đào tạo, được trang bị công

cụ hỗ trợ công việc.

+ Đối với các trạm khác: thuê đơn vị ngoài.

Nhân viên an ninh có nhiệm vụ giám sát, ghi nhận việc ra/vào trạm; tuần tra định

kỳ an ninh xung quanh bên trong trạm.

Hệ thống camera tại trạm được lắp đặt theo từng trường hợp cụ thể; cơ bản chỉ

lắp đặt camera để phục vụ công tác giám sát an ninh, không phục vụ công tác theo

dõi thông số vận hành lưới điện. Hình ảnh camera không truyền về Trung tâm Điều

độ và các Trung tâm Điều khiển, chỉ đưa về phòng bảo vệ và Trung tâm giám sát an

ninh. Hiện nay, chỉ có một số trạm mới có hình ảnh truyền về Trung tâm giám sát.

Bên cạnh đó, TNB được phép sử dụng hàng rào điện (khoảng 9kV) để bảo vệ

các trạm điện quan trọng. Các hàng rào này có thể được giám sát và điều khiển theo

từng phân vùng.

Hình 2.6 Hệ thống an ninh

2.2.2.4 Hệ thống PCCC:

Hệ thống PCCC được thiết kế dựa trên các nghiên cứu, khảo sát về nguy cơ cháy

nổ thiết bị (đặc biệt là MBT lực) cũng như vị trí đặt trạm; tuân thủ theo các quy định

của cơ quan PCCC địa phương (Local Fire Department – BOMBA).

Hệ thống PCCC chủ yếu gồm có:

+ Đầu báo khói và đầu báo nhiệt (Smoke and Heat Detector), kết nối về Tủ báo

cháy trung tâm (Alarm System);

+ Hệ thống đường ống chữa cháy bằng nước (Hydrant System)

+ Các hợp chất chữa cháy (Fire Stop Compound) như bình CO2, bột ABC (cho

ngăn lộ MBT): đủ để dập tắt đám cháy tối thiểu trong 2 giờ

+ Hệ thống chữa cháy tự động dạng Sprinkler (Auto-Fire Extinguisher): sử dụng

các khí trơ như 100% Argon, 50% Argon + 50% Nitrogen.

Tủ báo cháy trung tâm (Master Control Fire Alarm System): đặt tại tầng trệt,

cung cấp tối thiểu 04 tín hiệu cảnh báo để truyền về các Trung tâm / Cơ quan PCCC

gần nhất thông qua RTU/SCS. Các Trung tâm không được điều khiển cưỡng bức từ

xa để chữa cháy khi cần thiết.

Hệ thống PCCC được bố trí tại MBT lực (cảnh báo), hầm cáp (cảnh báo và

sprinkler), phòng hợp bộ trung thế (cảnh báo và sprinkler), phòng AC/DC room

(cảnh báo và sprinkler). Ngoài ra, tại các phòng trong nhà điều hành đểu có bố trí hệ

thống cảnh báo cháy.

Hệ thống chữa cháy tự động phun sương (Water Deluge System) được áp dụng

cho các MBT lực tại các nhà máy điện, các trạm biến áp quan trọng. Ngoài ra, để

ngăn ngừa trước khi có thể xảy ra cháy nổ MBT lực, TNB còn sử dụng hệ thống

phòng nổ MBT lực SERGI (dùng khí Nitrogen).

Một số hình ảnh về hệ thống PCCC

Hình 2.7 Hệ thống chữa cháy

2.2.2.5 Công tác quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị:

Tất cả các trạm truyền tải của TNB được trang bị hệ thống SCADA và điều

khiển từ xa. Chỉ một số trạm quan trọng “Hub Substation” có nhân viên vận hành

trực 24h. Các trạm còn lại (trạm vệ tinh) vận hành không người trực.

Mỗi trạm “Hub Station” được bố trí 01 nhân viên vận hành cho một ca trực 8h.

Riêng ca trực ngày có thêm 01 người (tương đương trưởng trạm). Ngoài nhiệm vụ

trực tại trạm “Hub Station”, người này còn có trách nhiệm kiểm tra tuần tự các trạm

không người trực (02 trạm 1 2kV và 01 trạm 275kV mỗi ngày); đảm bảo mỗi trạm

được kiểm tra ít nhất 2 lần/1 tháng. Các hạng mục chủ yếu là kiểm tra trực quan

thiết bị nhất thứ và nhị thứ (kể cả dàn acqui) theo bảng checklist lập sẵn.

Công tác cắt điện bảo trì định kỳ được thực hiện 2 năm 1 lần hoặc 4 năm 1 lần

cho các thiết bị nhất thứ như MBT, máy cắt, DCL, CT, VT và dàn acqui 110VDC,

48VDC. Các chuyên gia TNB đặc biệt khuyến cáo nên thực hiện thử nghiệm nạp xả

(Discharge Test) sau mỗi chu kỳ từ - 4 năm để kiểm chứng chất lượng vận hành.

2.2. TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI PHÁP

Cấu trúc điều khiển lưới điện của EDF: 1 trung tâm điều khiển Quốc gia, 8

trung tâm điều khiển vùng và 31 trung tâm điều khiển phân phối.

Khối lượng quản lý của ERDF: 2200 trạm nguồn, 592.200km đường dây

trung thế, 726.500 trạm biến áp phân phối, 663.800km hạ thế, 31 triệu khách hàng

hạ thế, 120.000 khách hàng trung thế.

2.2.3.1 Trạm 90/20kV:

Trạm biến áp được thiết kế kiểu hở, thiết bị phía 90kV và MBT 90/20kV

đặt ngoài trời, thiết bị hợp bộ 20kV và hệ thống điều khiển bảo vệ đặt trong

nhà, TBA được cấp điện từ 02 đường dây nổi 90kV.

2.2.3.2 HTPP 90kV:

Bố trí ngoài trời, sử dụng hệ thống 02 thanh cái cứng đấu nối với các thiết bị

MC, DS, MBT bằng dây cáp đồng trần. MC loại 0 pha 03 cực ngoài trời, điều

khiển từ xa hoặc thao tác tại chỗ thông qua khóa chuyển mạch. Các DS loại 0 pha

03 cực ngoài trời, điều khiển từ xa hoặc thao tác tại chỗ. Các ES được thao tác tại

chỗ. TU, TI loại 0 pha rời ngâm trong dầu.

2.2.3.3 HTPP 20kV:

Sử dụng thiết bị hợp bộ bố trí trong nhà, thanh cái được đấu nối với MBT

bằng cáp ngầm, cáp lộ ra 20kV cáp được chôn ngầm từ trong trạm ra bên ngoài.

MC hợp bộ loại 03 pha 03 cực điều khiển từ xa hoặc tại chỗ, cách ly MC khỏi

thanh cái bằng tay tại chỗ, tất cả dao tiếp địa ES được thao tác tại chỗ.

Hình 2.8 Sân trạm 90/20kV

2.2.3.4 Hệ thống điều khiển – bảo vệ - đo lường.

Hệ thống mạch nhị thứ: toàn bộ tín hiệu điều khiển, bảo vệ thiết bị, bảo vệ

MBA được đấu nối đưa đến tủ đấu dây trong nhà bằng cáp nhị thứ bằng đồng.

Cáp nhị thứ được bố trí đi chung trong một hầm cáp chính, cáp được sắp xếp

theo thứ tự và có đánh số rõ ràng.

Trạm biến áp được điều khiển bằng máy tính, đường truyền tín hiệu từ thiết

bị nhất thứ đến ngăn lộ bảo vệ bằng cáp đồng, và từ ngăn lộ bảo vệ kết nối đến

máy tính bằng cáp sợi quang.

Hệ thống thông tin liên lạc từ các trạm biến áp đến Trung tâm điều khiển

phân phối được thực hiện thông qua nhà cung cấp viễn thông độc lập France

Telecom, việc vận hành đường truyền viễn thông do France Telecom chịu trách

nhiệm. Tại trạm kết nối bằng 2 đường thuê kênh riêng (1 chính + 1 dự

phòng), ngoài ra còn đường dự phòng thứ 2 là qua thuê bao điện thoại PSTN.

Hình 2.9 Hệ thống thông tin liên lạc

Các RTU kết nối thông tin đến bộ tập trung trước khi kết nối vào Console

điều khiển bằng sợi quang.

Hình 2.10 Sơ đồ kết nối RTU bằng cáp quang Công tác vận hành: Trạm Brou là TBA không người trực. Mỗi năm trạm

được vệ sinh công nghiệp 02 lần. Nhân viên chỉ đến thực hiện xử lý sự cố

hoặc thao tác các thiết bị không thao tác từ xa được. Tất cả máy cắt, DS phía

90kV và các máy cắt 20kV tại trạm được điều khiển xa từ Trung tâm điều khiển,

các ES phía 90kV và tất cả DS, ES phía 20kV được thao tác bằng tay tại chỗ do

nhân viên vận hành thực hiện.

Các sơ đồ, thông số vận hành, đấu nối thiết bị, kế hoạch bảo trì, các quy

định…đều được treo trên bảng bên trong nhà điều khiển. Ngoài ra còn có nhật ký

vào và công tác trong trạm được viết bằng tay.

Các relay bảo vệ sử dụng relay kỹ thuật số bảo vệ các ngăn lộ thiết bị.

Hình 2.11 Hệ thống giám sát tại trạm

Hệ thống đo đếm điện năng: trạm có các công tơ đo đếm phía 90kV, 20kV

đặt trong một tủ riêng, các công tơ đo đếm phát tuyến 20kV đặt tại ngăn tủ hợp

bộ, toàn bộ công tơ được truy xuất, kiểm soát từ xa.

2.2.3.5 Nguồn tự dùng:

Trạm có tổng cộng 04 nguồn tự dùng gồm 02 nguồn tự dùng đấu điện từ 02

MBT 90/20kV của trạm, 01 nguồn lấy từ lưới trung thế bên ngoài độc lập với

trạm và 01 nguồn ACCU. Do đó độ tin cậy của nguồn tự dùng xấp xỉ 100%, nên

không có hiện tượng mất nguồn thiết bị thông tin và điều khiển, giám sát, đảm

bảo liên lạc về trung tâm điều khiển Chartres liên tục.

2.2.3.6 Phần xây dựng:

TBA được xây dựng khá đơn giản, sân ngắt trải đá 1x2, các thiết bị đặt

trên giá đỡ bằng thép hình. Trạm được rào bằng lưới B40 cao 2,5m. Nhà thiết

bị được xây dựng khá đơn giản (hình dáng dạng khối hộp chữ nhật giống

các kiện container), không gian bên trong vừa đủ cho thiết bị hợp bộ 20kV và

các tủ đấu dây, đo lường, bảo vệ. Phòng thiết bị được xây bít kín không có cửa

sổ nhằm sử dụng tối ưu máy điều hòa nhiệt độ.

2.2.3.7 Hệ thống chữa cháy tại trạm:

Trạm không có hệ thống chữa cháy tự động bằng nước, bên trong phòng

thiết bị có bố trí các bình bột, CO2 và gắn các thiết bị báo cháy từ xa.

2.2.3.8 Hệ thống an ninh, giám sát:

Tại cổng chính và các cửa phòng thiết bị có gắn thiết bị an ninh nhận biết

người ra vào trạm, vào phòng hợp bộ, không lắp đặt camera quan sát.

Hình 2.12 Nhà điều hành trạm (xây kín, không có cửa sổ)

Hình 2.13 Cổng trạm

CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ÁP DỤNG TẠI

TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

3.1. Giải pháp chung

3.1.1 Giải pháp kỹ thuật cho các TBA thuộc các Tổng công ty Điện lực tiến đến

điều khiển xa và không người trực.

Các Tổng công ty Điện lực đã và đang xây dựng hệ thống SCADA là nền

tảng cho các Trung tâm điều khiển và áp dụng TBA không người trực, bán người

trực vận hành. Ngoài Tổng công ty Điện lực miền Bắc, các Tổng công ty Điện lực

khác đến cuối năm 2016 cơ bản đã hoàn thành hệ thống SCADA và dần chuyển các

TBA đủ điều kiện sang điều khiển từ xa. Đến hết năm 2017 Tổng công ty điện lực

miền Bắc cũng sẽ hoàn thành hệ thống SCADA và thực hiện điều khiển xa các

TBA.

Tuy nhiên, để điều khiển các TBA từ xa tiến đến trạm không người trực, các

yêu cầu về kỹ thuật mới là điều kiện ban đầu. Với điều kiện về an ninh, chất lượng

thiết bị và cách thức xử lý sự cố các Trung tâm điều khiển phải thu thập thêm các

thông tin sau:

- Hình ảnh từ các camera giám sát an ninh, giám sát trạng thái thiết bị;

- Tín hiệu phòng cháy chữa cháy;

- Đọc chỉ số công tơ;

- Truy suất dữ liệu các rơ le bảo vệ để xử lý sự cố.

Để thực hiện thu thập được những thông tin này giải pháp thiết lập kênh

truyền của các hệ thống SCADA đã lựa chọn là mạng IP hội tụ. Như vậy để thu

thập các hình ảnh các TBA cần lắp đặt thêm IP camera. Các tín hiệu phòng cháy

chữa cháy có thể quan sát qua hệ thống camera và lấy các tín hiệu đưa qua RTU để

chuyển về hệ thống SCADA rồi đưa đến các Trung tâm điều khiển.

Đối với việc đọc công tơ, đến nay ở các TBA 110 kV trở lên đã lắp đặt hầu

hết công tơ điện tử đa chức năng và các đơn vị đã triển khai hệ thống đọc công tơ từ

xa cho nên có thể khai thác được các chỉ số công tơ từ hệ thống này.

Để truy xuất dữ liệu các rơ le bảo vệ nhằm phán đoán xử lý sự cố, hệ thống

SCADA đã thu thập sự cố xảy ra làm loại rơ le nào tác động. Để truy suất file sự cố

ghi lại trong rơ le có thể áp dụng giải pháp lắp đặt thêm các bộ biến đổi RS232 -

Ethernet để thiết lập giao diện RS2 2 qua mạng IP từ rơ le tới máy tính có cài đặt

phần mềm của từng hãng sản xuất rơ le đặt tại Trung tâm điều khiển. Như vậy, việc

truy xuất rơ le cũng giống như mang máy tính đến TBA.

3.1.2 Giải pháp trang bị hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS

Hệ thống trung tâm là trái tim của SCADA/EMS, SCADA/DMS được lắp

đặt tại các Trung tâm Điều độ

a) Hệ thống trung tâm

Hệ thống trung tâm SCADA như ở hình trên, gồm các phần tử:

i) Mạng LAN: là mạng máy tính Ethernet sử dụng thủ tục truyền tin trên mạng

TCP/IP do các thiết bị Switch, router, tường lửa tạo ra. Đây là hạ tầng để các

phần tử khác kết nối với nhau.

ii) Thiết bị GPS để thu tín hiệu ngày, giờ từ vệ tinh có vai trò làm thời gian chủ

đồng bộ thời gian trong tất cả hệ thống.

iii) Máy chủ cơ sở dữ liệu (Data Server) làm nhiệm vụ lưu trữ các loại dữ liệu:

dữ liệu thời gian thực, dữ liệu lịch sử, dữ liệu cấu hình hệ thống.

iv) Máy chủ ứng dụng (Processing Server) làm nhiệm vụ chạy các ứng dụng

SCADA, DMS.

v) Máy chủ thông tin (Communication Front End) làm nhiệm vụ giao tiếp tro

đổi dữ liệu với các thiết bị đầu cuối ở NMĐ, TBA hoặc các hệ thống

SCADA khác.

vi) Máy trạm cho người thao trực vận hành (Operator Workstation) làm nhiệm

vụ tạo ra giao diện người - máy (HMI – Human Machine interface).

Để nâng cao độ sẵn sàng của hệ thống mạng LAN, các loại máy chủ đều

được thiết kế đúp (2 bộ thiết bị) hoạt động ở chế độ dự phòng nóng.

Để ngăn ngừa những tình huống xấu nhất có thể xảy ra như hỏa hoạn, động

đất…hệ thống được thiết kế gồm trung tâm chính và dự phòng.

Ngoài các phần tử chính nêu trên tại trung tâm còn có thể được trang bị các

thiết bị khác để hỗ trợ như máy in, máy tính giám sát mạng viễn thông, máy chủ tạo

kết nối với các hệ thống công nghệ thông tin khác (EIB – Enterprise Interface Bus).

Các phần mềm cơ bản gồm:

i) Phần mềm SCADA có các chức năng tạo giao diện người – máy, hiển thị sơ

đồ vận hành, các thông số vận hành, các cảnh báo, gửi các lệnh điều khiển

thao tác của nhân viên trực ca đến các thiết bị trên hệ thống, thực hiện các

chức năng thống kê, lập báo cáo khác nhau.

ii) Phần mềm EMS có các chức năng: Mô hình hóa hệ thống điện (Power

System Modelling), lập lịch tách thiết bị (Equipment Outage Scheduling),

phân tích lưới thời gian thực (Real-Time Network Analysis), Study input

preparation, State estimation, Power flow, Study case comparison,

Contingency analysis, Optimal power flow, Voltage scheduling.

iii) Phần mềm DMS có các chức năng phân tích topo lưới điện phân phối, tính

toán trào lưu công suất lưới điện phân phối, mô phỏng để đào tạo nhân viên

điều độ, tìm điểm sự cố, cô lập điểm sự cố và tái lập cung cấp điện (FLISR –

Fault Location, Isolation and Supply Restoration).

Ngoài ra còn có thể từng bước áp dụng thêm các phần mềm như: quản lý

chất lượng điện năng, quản lý cắt điện (OMS), quản lý nhân lực (WFM)…

b) Mạng viễn thông

Mạng viễn thông giữ một vị trí rất quan trọng đối với hệ thống SCADA. Các

phương tiện truyền dẫn (media) được dùng phổ biến để thiết lập kênh truyền trong

các hệ thống SCADA ngày nay gồm: cáp quang, sóng vô tuyến điện (RF – Radio

Frequency), dịch vụ GPRS của các mạng di động công cộng.

Các thiết bị thường dùng là: SDH (Synchronous Digital Hierarchy) sử dụng

với cáp quang để tạo kênh đường trục dung lượng lớn, các mdem quang, thiết bị

ghép kênh (PCM - Pulse-code modulation). Các hệ thống SCADA mới hỗ trợ thêm

hình thức kết nối qua mạng IP.

Hình 3.1 Kết nối giữa các phần tử của 01 hệ thống SCADA.

c) Thiết bị đầu cuối SCADA

Thiết bị đầu cuối SCADA tại TBA, NMĐ là thiết bị trung gian, một phía

nhận và chuyển tín hiệu

Thiết bị đầu cuối có hai loại: một loại theo kiểu truyền thống kết nối đến các

thiết bị của TBA, NMĐ bằng dây dẫn và được gọi là RTU (Remote Terminal Unit),

loại thứ hai xuất hiện khi các thiết bị trong TBA, NMĐ là thiết bị điện tử thông

minh (IED - Intelligent electronic device) có thể trao đổi được thông tin qua mạng

(các loại mạng như MODBUS, IP…) và thiết bị làm nhiệm vụ trung gian ở TBA,

NMĐ để trao đổi thống tin giữa các IED với SCADA trung tâm được gọi là

Gateway.

Các gateway kết nối với thiết bị phía TBA, NMĐ theo 2 cách: (i) Đối với

TBA, NMĐ có hệ thống điều khiển tích hợp, kết nối Gateway qua mạng LAN của

trạm với hệ thống điều khiển tích hợp và lọc các tín hiệu cần trao đổi với hệ thống

SCADA để kết nối với SCADA trung tâm theo thủ tục truyền tin IEC 69870-5-101

hoặc IEC 69870-5-104; (ii) Kết nối qua mạng LAN của trạm đến các thiết bị IED

của các ngăn lộ (Rơ le bảo vệ, đồng hồ đo, bộ điều khiển ngăn) để trao đổi tín hiệu

theo danh sách thiết lập.

Các RTU loại mới cũng có khả năng kết nối với thiết bị phía TBA, NMĐ

theo 2 cách (hình vẽ phía dưới minh họa các kết nối này):

- Với các thiết bị không phải là thiết bị điện tử thông minh (không có khả năng

truyền tin với thiết bị khác)

Hình 3.2 Kết nối giữa RTU và các thiết bị ngoại vi

+ Sử dụng dây nối để nối với các mạch nhị thứ điều khiển, bảo vệ các ngăn lộ

để thực hiện nhận và gửi tín hiệu trạng thái và tín hiệu điều khiển. Tín hiệu trạng

thái này thể hiện qua tiếp điểm rơ le trung gian đóng hoặc mở và nối vào các bộ I/O

(Input/output) của RTU.

+ Sử dụng bộ biến đổi đo lường (tranducer) đấu nối vào mạch đo lường (mạch

dòng điện và điện áp) để thu thập tín hiệu đo lường như: P, Q, U, I, F. Bộ biến đổi

này chuyển thành dòng điện 1 chiều trong giải -10 đến +10 mA hoặc 4 – 24 mA đưa

vào đầu vào tương tự (analog input) của RTU.

- Với những ngăn lộ có thiết bị điện tử thông minh kết nối qua mạng

MODBUS hoặc mạng LAN để trao đổi dữ liệu với nhau giống như Gateway

thực hiện.

Các RTU mới cũng có thể kết nối được với nhau theo chế độ làm việc Chủ

(Master) - Tớ (Slave) để tạo 1 liên kết về SCADA trung tâm.

d) Thủ tục truyền tin

Để các thiết bị trao đổi được dữ liệu với nhau các thủ tục truyền tin sau đây

bắt buộc phải áp dụng trong hệ thống SCADA:

i) Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870-5-101 áp dụng để kết nối thiết bị đầu

cuối (RTU hoặc Gateway) đến trung tâm khi sử dụng kênh truyền theo hình

thức điểm tới điểm (Point to Point).

ii) Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870-5-104 áp dụng để kết nối thiết bị đầu

cuối (RTU hoặc Gateway) đến trung tâm khi sử dụng mạng IP làm kênh

truyền.

iii) Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC60870-6-50 hay còn gọi là TASE.2 hoặc ICCP

(Intercontrol Center Communications Protocol) áp dụng để kết nối giữa 2 hệ

thống SCADA hoặc giữa Trung tâm điều khiển (xa) với trung tâm điều độ.

iv) Tiêu chuẩn IEC 61850 áp dụng để trao đổi thông tin giữa RTU/Gateway với

các IED trong TBA, NMĐ.

v) Tiêu chuẩn IEC 61968 và IEC 61970 (CIM - Common Interface Model) áp

dụng để tạo giao diện trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống phần mềm.

e) Các hệ thống phụ trợ khác

Để thiết lập được hệ thống SCADA hoạt động với độ tin cậy cao ngoài các

phần tử chính như đã nêu phải có chế độ dự phòng theo cơ chế nhân đôi, các hệ

thống phụ trợ khác cũng phải được thiết kế với yêu cầu về độ tin cậy tương ứng.

i) Hệ thống nguồn điện: tại trung tâm phải có ít nhất 2 nguồn AC, diezen dự

phòng, thiết bị UPS đủ công suất cho hệ thống.

ii) Hệ thống làm mát: phòng máy phải luôn đảm bảo giải nhiệt độ làm việc tối

ưu cho các thiết bị.

iii) Hệ thống chữa cháy tự động: phải sử dụng chữa cháy bằng khí để không làm

hư hỏng các thiết bị điện tử.

3.1.3 Một số yêu cầu đối với trạm biến áp không người trực, bán người trực

vận hành

Các TBA chuyển sang không người trực hoặc bán người trực vận hành phải

được cải tạo, nâng cấp để thỏa mãn các điều kiện chung sau đây:

- Toàn bộ các thiết bị nhất thứ, nhị thứ, các hệ thống phụ trợ đảm bảo theo

đúng thiết kế đáp ứng những yêu cầu của quy chuẩn, quy định theo các văn

bản quy phạm pháp luật và quy định quản lý nội bộ.

- Các thiết bị được bảo dưỡng, sửa chữa, thí nghiệm định kỳ đúng quy định

của nhà sản xuất hoặc nếu không có quy định của nhà sản xuất thì được thực

hiện theo các quy định nội bộ và đủ tiêu chuẩn vận hành.

- Không có các thiết bị có xác suất hư hỏng cao theo thống kê các chủng loại

thiết bị.

- Ít nhất các máy cắt và bộ tăng/giảm nấc MBA có thể điều khiển được từ xa.

- Hoàn thiện kết nối SCADA đến tất cả các cấp điều độ có quyền điều khiển

thiết bị trong trạm (trừ trường hợp thực hiện tạm thời giải pháp điều khiển xa

khi chưa có Trung tâm điều khiển nêu ở phần dưới)

- Được trang bị hệ thống phòng cháy chữa cháy (PCCC) phù hợp với yêu cầu

của TBA không người trực, đã được cơ quan chức năng về PCCC thẩm

duyệt và kiểm tra.

- Được trang bị hệ thống camera giám sát truyền hình ảnh về Trung tâm điều

khiển.

- Có phương án bảo vệ TBA được lập và phê duyệt bởi cơ quan được giao

quản lý tài sản.

3.2. GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ÁP DỤNG TẠI TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG

NGƯỜI TRỰC

3.2.1 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN

3.2.1.1 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN NGOÀI TRỜI

3.2.1.1.1 Yêu cầu

Việc bố trí thiết bị trên mặt bằng trạm phải được lựa chọn khoảng cách và

▪ Trong điều kiện làm việc bình thường, các lực gây sự tăng nhiệt, hồ

lắp đặt sao cho:

quang điện và các hiện tượng khác (đánh lửa, bốc khí, v.v. ) không gây

hư hỏng thiết bị và gây ngắn mạch giữa các pha hoặc giữa pha với đất và

▪ Trong điều kiện làm việc không bình thường, phải có khả năng hạn chế

không gây nguy hiểm cho nhân viên vận hành.

▪ Khi cắt điện một mạch điện bất kỳ, các thiết bị điện, phần dẫn điện và kết

các hư hỏng do hiện tượng ngắn mạch gây ra.

cấu thuộc mạch ấy có thể kiểm tra, thay thế và sửa chữa một cách an

toàn mà không ảnh hưởng đến chế độ làm việc bình thường của các mạch

▪ Đảm bảo khả năng di chuyển dễ dàng các thiết bị điện.

điện lân cận.

3.2.1.1.2 Bố trí thiết bị 110kV ngoài trời

Thiết bị điện 110kV và máy biến áp lực được bố trí ngoài trời.

Căn cứ vào hiện trạng các trạm biến áp trên lưới điện các tỉnh khu vực phía

▪ Sơ đồ chữ H: Đây là dạng sơ đồ phổ biến trên lưới điện, được sử dụng

Nam và theo thiết kế định hình trạm biến áp 110kV, dự kiến có các sơ đồ sau:

▪ Sơ đồ cầu trong:

khi đấu nối transit, nhận điện 110kV từ 2 nguồn.

- Trong sơ đồ này, phía cao áp của máy biến áp không bố trí máy cắt mà

chỉ có dao cách ly. Sơ đồ này thường dùng cho các trạm nhận điện

- Khi có sự cố trên đường dây 110kV (chẳng hạn như đường dây thứ 1

trực tiếp từ trạm 220kV.

đến ngăn lộ E01) thì máy cắt E01 và máy cắt đầu đường dây mở, cô

▪ Sơ đồ cầu ngoài:

- Trong sơ đồ này, ngăn đường dây không bố trí máy cắt mà chỉ có dao

lập đường dây, nhưng trạm không bị mất điện.

- Sơ đồ này thích hợp cho các trạm biến áp phải thường xuyên đóng, cắt

cách ly.

máy biến áp (do phụ tải có sự thay đổi lớn giữa cao điểm và thấp

điểm). Tuy nhiên, tính linh hoạt vận hành của sơ đồ này không cao,

▪ Sơ đồ trạm cụt, có dự kiến mở rộng trong tương lai:

- Hệ thống phân phối 110kV của trạm có sơ đồ nối điện chính được thiết

nên hiện nay ít áp dụng trên lưới.

kế theo sơ đồ hoàn thiện là sơ đồ chữ H (5 máy cắt), trong giai đoạn

đầu trang bị hoàn chỉnh thiết bị cho 1 ngăn lộ MBA T1 (E04) hoặc

- Do đó, trong giai đoạn đầu, trạm được xem như là trạm cụt nên dao

MBA T2 (E05).

cách ly phía thanh cái 110kV sẽ đóng vai trò là dao cách ly phía đường

dây 110kV. Trạm loại này thường được bố trí trên các vị trí đấu nối

▪ Sơ đồ một thanh cái không phân đoạn có 3 ngăn đường dây: Là dạng

rẽ nhánh để giảm chi phí đầu tư ban đầu.

sơ đồ một thanh cái đơn, có 3 ngăn đường dây 110kV. Sơ đồ này thường

được dùng cho các vị trí trạm nút, có 3 đường dây 110kV đến.

3.2.1.1.3 Bố trí thiết bị 22kV ngoài trời

Hệ thống phân phối 22kV của trạm có sơ đồ nối điện chính được thiết kế

theo sơ đồ “Một hệ thống thanh cái đơn có phân đoạn”, sử dụng các tủ bảng điện

được bố trí trong gian phân phối, bên trong nhà điều hành.

Vì vậy, chỉ bố trí ngoài trời các thiết bị 22kV như sau:

a. Máy biến áp tự dùng:

▪ Công suất: 100kVA

▪ Điện áp: 22 ± 2x2,5%/ 0,4kV

▪ Tổ đấu dây: Dyn11

Máy biến áp tự dùng có thông số kỹ thuật như sau:

Máy biến áp tự dùng được lắp trên trụ đỡ bằng thép hình mạ kẽm.

Phía 0,4kV của MBA tự dùng được đấu nối vào tủ phân phối điện tự dùng

xoay chiều 380/220VAC đặt trong nhà điều khiển bằng hệ thống cáp lực hạ thế,

và từ đây đi cung cấp cho toàn bộ các phụ tải xoay chiều trong trạm.

Các hệ thống cáp lực đuợc bảo vệ bằng các MCB lắp trong các tủ phân phối.

b. Tụ bù 22kV

▪ Máy biến áp 25MVA bù 2,4MVAr

▪ Máy biến áp 40MVA bù 4,2MVAr

▪ Máy biến áp 63MVA bù 6,0MVAr

▪ Giàn tụ bù được thiết kế loại ngoài trời, 3 tầng, có khả năng lắp được tụ

Ngoài ra, các trạm sẽ được bố trí tụ bù tại thanh cái 22kV. Cụ thể:

bù có công suất tối đa 9,6MVAr.

Tụ bù đuợc bảo vệ bằng tủ máy cắt tụ bù trung thế, được đặt bên trong gian

phân phối nhà điều hành.

3.2.1.1.4 Nối đất, chống sét

a. Bảo vệ chống sét

Bảo vệ quá điện áp trong trạm bao gồm bảo vệ chống sét đánh thẳng, bảo vệ

chống sét truyền từ đường dây vào trạm và bảo vệ quá điện áp thao tác.

Để bảo vệ quá điện áp do sét đánh trực tiếp, toàn trạm dùng kim thu sét lắp

trên đỉnh các giàn trụ sắt cột cổng của hệ thống phân phối 110kV với chiều cao

kim thu sét là 20m, kim thu sét lắp trên cột chiếu sáng kết hợp chống sét (trụ

BTLT 14m) có chiều cao kim là 16m.

Bảo vệ quá điện áp do sét truyền từ đường dây vào trạm bằng các chống sét

van, được đặt tại đầu MBA. Chống quá điện áp cảm ứng qua các cuộn dây của

máy biến áp bằng cách ở các đầu vào 110kV và đầu ra 22kV của máy biến

áp lực trang bị các chống sét loại ZnO. Cuộn cân bằng đấu tam giác nối tắt và

được nối đất.

b. Nối đất

Hệ thống nối đất trang bị trong trạm, dùng hệ thống nối đất hỗn hợp cọc và

dây tạo thành mạch vòng nối đất theo dạng lưới ô vuông.

Hệ thống nối đất ngoài trời của trạm biến áp được thiết kế thỏa mãn các

yêu cầu về điện trở lưới nối đất, điện áp tiếp xúc, điện áp bước theo Quy phạm

trang bị điện và tiêu chuẩn IEEE 80-2000 "Guide For Safety in AC Substation

Grounding".

3.2.1.1.5 Chiếu sáng ngoài trời

Để thực hiện tiết kiệm điện, thực hiện bố trí chiếu sáng ngoài trời dùng các

loại đèn tiết kiệm điện chuyên dùng chiếu sáng ngoài trời (đèn compact 30-50W

tiết kiệm điện hoặc đèn LED 30-50W), được bố trí trên các trụ giàn cột cổng,

giàn thanh cái 110kV ở cao độ 9m (tâm đèn so với nền trạm).

Đối với các vị trí trụ đèn chiếu sáng độc lập, dùng trụ BTLT cao 14m, cao

độ lắp đèn khoảng 9m.

Hệ thống chiếu sánh ngoài trời có thể sử dụng cảm biến quang để bật / tắt,

hoặc có thể được điều khiển bật tắt từ xa.

Khi cần thực hiện sửa chữa vào ban đêm, có thể dùng thêm đèn chiếu sáng

di động, đèn xách tay.

3.2.1.2 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN TRONG NHÀ

3.2.1.2.1 Bố trí thiết bị trong gian điều khiển - phân phối

a. Thiết bị điều khiển

Các tủ điều khiển, tủ bảo vệ, tủ điện tự dùng AC, DC, v.v. được bố trí phía

trước nhà điều khiển - phân phối.

Cạnh dãy tủ điều khiển có bố trí vị trí lắp máy tính HMI tại trạm.

b. Thiết bị phân phối

Hệ thống phân phối 22kV của trạm có sơ đồ nối điện chính được thiết kế

theo sơ đồ “Một hệ thống thanh cái đơn có phân đoạn”.

Các tủ điện 22kV được bố trí thành 2 dãy tủ đặt phía sau nhà điều khiển –

phân phối.

Liên kết giữa các máy biến áp lực với tủ lộ tổng, liên kết giữa 2 dãy tủ với

nhau bằng cáp ngầm 22kV tiết diện 500mm2.

Liên kết giữa tủ LBS và MBA tự dùng bằng cáp ngầm, tiết diện 5mm2.

3.2.1.2.2 Chiếu sáng và điều hòa nhiệt độ bên trong nhà điều hành

a. Chiếu sáng trong nhà

Chiếu sáng trong nhà dùng các bóng đèn huỳnh quang loại tiết kiệm

điện T5- 220V-28W(14W), đèn nung tim, đèn chống nổ cho phòng ắcquy.

Ngoài ra, trong phòng điều khiển, phòng phân phối và ắcquy còn được trang

bị mạng điện chiếu sáng sự cố, dùng các bóng đèn sợi đốt điện áp 110V-100W

và các đèn chiếu sáng khẩn cấp.

b. Thông gió và điều hòa nhiệt độ

Phòng ắc quy được trang bị hệ thống quạt hút đặt trên tường với loại quạt có

bảo vệ chống hơi axít ăn mòn.

Bên trong nhà bố trí hệ thống máy lạnh và quạt hút để làm mát, đảm bảo

nhiêt độ bên trong nhà dưới 30oC và độ ẩm tương đối 75%, được trang bị các

▪ Bố trí 1 máy lạnh cho phòng điều hành và 3 máy lạnh cho gian điều khiển

chức năng như sau:

– phân phối. Sử dụng loại máy lạnh thông dụng, dễ dàng sửa chữa, thay

▪ Có bộ đo cảm ứng nhiệt độ môi trường xung quanh (trong nhà) và truyền

thế khi có hư hỏng.

tín hiệu đến RTU các dữ liệu nhiệt độ, tín hiệu cảnh báo khi nhiệt độ tăng

▪ Có khả năng điều chỉnh máy lạnh theo nhiệt độ được cài đặt trước.

cao.

3.2.2 BỐ TRÍ THIẾT BỊ THÔNG TIN LIÊN LẠC VÀ SCADA

3.2.2.1 Thiết bị thông tin liên lạc

Các thiết bị thông tin liên lạc chủ yếu như: bộ modem quang, thiết bị

chuyển đổi Converter (IP/V.24) và Ethernet Switch (FE/IP), thiết bị phối dây

quang ODF, bộ nguồn converter được lắp bên trong tủ thông tin. Tủ thông tin

được bố trí cạnh các tủ điều khiển bên trong nhà điều hành.

Các tuyến cáp quang từ bên ngoài sẽ đi đến giàn cột cổng (nếu là cáp

OPGW) hoặc đi đến cổng trạm (cáp quang ADSS đi theo tuyến trung hạ thế).

Sau đó, thông qua các măng sông, các hộp nối quang (Joint box) các tuyến cáp

quang sẽ đi đến các thiết bị thông tin bên trong nhà điều hành.

3.2.2.2 Thiết bị SCADA

Tủ RTU được bố trí cạnh các tủ điều khiển bên trong nhà điều hành.

Bên trong nhà điều hành có vị trí lắp máy tính tại trạm.

a. Hệ thống thiết bị RTU

Căn cứ vào đặc điểm hệ thống đo lường, điều khiển và hệ thống bảo vệ tại

trạm cũng như các yêu cầu tiên tiến về công nghệ, tiết kiệm về chi phí, khả năng

▪ 01 tủ thiết bị để lắp thiết bị RTU, thiết bị đổi nguồn, thiết bị liên quan

nâng cấp trong tương lai, ... thiết bị RTU được trang bị có cấu hình căn bản gồm:

đến đường truyền, thiết bị Transducer, các relay lệnh và các hàng kẹp

▪ 01 bộ thiết bị RTU:

- Thiết kế theo chuẩn Rack U19 hoặc STAND-ALONE gắn trên tủ hoặc

terminal, ...

- Thiết bị RTU có ít nhất 02 CPU và khả năng mở rộng lên 3 CPU và

trên DIN-RAIL, ...

các card I/O (digital Input, digital output, Analog input, ...) với số

- Card CPU của RTU có các cổng giao tiếp theo các giao thức IEC-

lượng đủ để thu thập toàn bộ tín hiệu theo datalist đã được phê duyệt

- Có cổng truyền tin RS485 theo giao thức IEC-60870-5-103 để kết nối

60870-5- 101, IEC-60870-5-104, IEC-60870-5-103 và Modbus, ...

- Có cổng truyền tin RS485 theo giao thức Modbus-RTU để kết nối với

với các relay kỹ thuật số có hỗ trợ giao thức IEC-60870-5-103

- Có cổng truyền tin RS232 theo giao thức IEC-60870-5-101 để kết nối

các đồng hồ đa chức năng có hỗ trợ giao thức Modbus

với Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam theo kênh truyền số liệu chuẩn

V24

- Có cổng truyền tin Ethernet theo giao thức IEC-60870-5-104 để kết nối

với Trung tâm Điều khiển của Tổng công ty Điện lực trong tương lai

- Có cổng kết nối với máy tính (PC) tại trạm , (PC) kết nối trực tiếp với

theo kênh truyền số liệu chuẩn Ethernet

RTU theo bất kỳ giao thức thông dụng nào (trực tiếp, 101, 104, DNP3,

▪ Ngoài ra RTU có dự trù cổng truyền tin Ethernet 10/100Mbps theo giao

...)

thức IEC-61850 cho việc kết nối mở rộng nâng cấp trạm trong tương lai.

b. Hệ thống thiết bị máy tính

Sử dụng máy tính làm hệ thống giám sát trực tiếp (online) trên cơ sở dữ

▪ Phần cứng: sử dụng máy tính có card mạng, có card màn hình và có cổng

liệu thu thập được từ RTU tại trạm bao gồm các thành phần chính sau:

▪ Máy tính (PC) kết nối trực tiếp với RTU theo bất kỳ giao thức thông

để kết nối với thiết bị.

▪ Máy tính (PC) kết nối vật lý với RTU theo kênh nối tiếp-Serial (RS232

dụng nào (theo kiểu trực tiếp, hoặc 101, hoặc 104, hoặc DNP3).

hoặc RS485) hoặc theo chuẩn Ethernet.

3.2.3 PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY

3.2.3.1 CÁC CÔNG NGHỆ PCCC

3.2.3.1.1 Các phương tiện phòng – chữa cháy

Trạm biến áp phải được trang bị hệ thống phòng chống cháy nổ đáp ứng

▪ Trạm được trang bị hệ thống báo cháy tự động.

▪ Hệ thống chữa cháy MBA lực: dùng bình bọt CO2, các bể dựng cát đặt

được các yêu cầu sau đây:

tại các vị trí thích hợp trong trạm và hệ thống phun nước cứu hỏa có áp

▪ Hệ thống chữa cháy các thiết bị trong nhà điều khiển, phân phối, mương

lực qua các họng nước cứu hỏa đặt tại khu vực MBA 110kV.

cáp: dùng bình CO2 loại xe đẩy, bình CO2 loại xách tay đặt tại các vị trí

▪ Hệ thống nút bấm cứu hỏa, còi báo động có kèm đèn chớp màu đỏ.

▪ Các tiêu lệnh chữa cháy đặt tại các vị trí thích hợp.

▪ Hệ thống kim chống sét: Chống sét đánh trực tiếp vào trạm.

▪ Hệ thống lưới tiếp đất: Đảm bảo yêu cầu về điện áp bước và điện áp tiếp

thích hợp.

▪ Chống sét van: Bảo vệ chống sét lan truyền từ đường dây vào.

▪ Hệ thống thu dầu sự cố của các máy biến áp lực: Trên nắp hố thu dầu

xúc.

bố trí một bơm 220V – 2HP để bơm thoát nước mưa vào mùa mưa.

3.2.3.1.2 Các giải pháp công nghệ PCCC

Tại nhà điều hành và khu vực bố trí máy biến áp lực được trang bị hệ thống

đầu dò tích hợp nhiệt và khói.

Trang bị hệ thống báo cháy trung tâm, có khả năng nhận tín hiệu từ các đầu

dò khói và nhiệt. Bộ báo cháy trung tâm có khả năng gởi tín hiệu báo cháy đến tủ

RTU để đưa tín hiệu báo cháy về trung tâm điều khiển. Đồng thời, tín hiệu báo

động được đưa đến hệ thống các còi báo động kết hợp với đèn chớp để báo động

tại trạm.

Hệ thống chữa cháy bao gồm: máy bơm chữa cháy, hệ thống đường

ống cấp nước chính tạo thành mạch vòng, hệ thống phun nước chữa cháy làm

mát cấu kiện, hệ thống phun sương tự động tại máy biến áp 110kV, các phương

tiện chữa cháy ban đầu như bình chữa cháy xách tay, bình khí bột, bình khí CO2.

3.2.3.1.3 Hệ thống thiết bị và phương tiện chữa cháy

STT Khu vực Thiết bị báo cháy

1 Khu vực MBA 110kV

Cát, xẻng xúc cát, bình bọt, bình CO2

▪ Trụ phun nước chữa cháy

▪ Hệ thống phun nước.

Đối với MBA 63MVA có thêm các thiết bị:

2 Khu vực MBA tự dùng Cát, xẻng xúc cát

3 Khu vực máy cắt 110kV Cát, xẻng xúc cát

4 Khu vực phòng điều hành Bình khí CO2 xách tay MT5-5kg

Do tính chất của trạm là dạng trạm không người trực, chỉ bố trí một nhân

▪ Nhân viên bảo vệ sau khi phát hiện sự cố cháy, nhanh chóng báo cho

viên bảo vệ nên khi có sự cố xảy ra, phương án chữa cháy như sau:

điều hành viên ở trung tâm điều khiển về sự cố cháy để điều hành viên có

▪ Đối với các sự cố cháy nhỏ, nhân viên bảo vệ sẽ dùng các trang thiết bị

thể thao tác cắt điện cô lập các thiết bị có sự cố cháy.

▪ Đối với MBA 63MVA, khi có sự cố cháy tại khu vực MBA, nhân viên

chữa cháy tại chỗ để khống chế đám cháy ngay khi chưa lan rộng.

bảo vệ báo cho điều hành viên xử lý cô lập MBA, sau đó khởi động hệ

▪ Khi sự cố cháy lớn, nhân viên bảo vệ cùng với điều hành viên báo ngay

thống phun sương để chữa cháy khu vực MBA.

lực lượng cứu hỏa chuyên nghiệp để chữa cháy.

3.2.4 GIẢI PHÁP AN NINH

Căn cứ vào nhu cầu và thực tế ứng dụng, giải pháp hệ thống camera giám

▪ Các trang thiết bị của hệ thống phải đảm bảo tính hiện đại, dễ sử dụng, có

sát cần phải đáp ứng gồm có các điều kiện như sau:

khả năng mở rộng, có thiết bị phụ tùng thay thế kịp thời trong 05 năm,

hoạt động ổn định trong mọi điều kiện thời tiết, ngày cũng như đêm và

▪ Hệ thống có khả năng kết nối về trung tâm qua đường truyền cáp quang,

trong môi trường nhiễm từ.

▪ Hệ thống cho phép sử dụng trên mạng hữu tuyến và mạng vô tuyến (nếu

đảm bảo việc giám sát liên tục và dễ dàng xử lý khi gặp sự cố.

▪ Hệ thống điều khiển, quản lý và vận hành các chức năng của mạng

có).

▪ Camera giám sát của hệ thống ở ngoài trời cho phép hoạt động liên tục,

giám sát được thiết kế có thể hoạt động đảm bảo độ bền cao.

▪ Thiết bị ghi hình giám sát phải có khả năng lưu giữ tín hiệu video theo

không làm suy giảm chất lượng hình ảnh.

chuẩn MPEG-2 và MPEG-4, với dung lượng đáp ứng tối thiểu 07 ngày

cho mỗi hệ thống, khả năng lưu giữ tìm kiếm tín hiệu theo thời gian, hiển

▪ Có cơ chế bảo mật để chống truy cập trái phép, và khả năng triển khai mã

thị hình ảnh tĩnh để kiểm tra, phân tích, ...

hóa bảo mật tín hiệu khi cần thiết.

CHƯƠNG 4: SO SÁNH ĐỐI CHIẾU GIỮA TRẠM TRUYỀN THỐNG VỚI

MÔ HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC.

4.1 CÔNG TÁC XỬ LÝ SỰ CỐ THOÁNG QUA VÀ TRANG BỊ CHUẨN

BỊ SẢN XUẤT

4.1.1 Trang bị chuẩn bị sản xuất

Khi tiến tới thực hiện điều khiển trạm từ xa, cần phải giảm bớt một số trang

thiết bị cho phù hợp.

Dụng cụ an toàn: do trạm vẫn có nhân viên trực trạm, nhân viên này có

nhiệm vụ thao tác các thao tác tại trạm (ví dụ như thao tác dao nối đất), vì vậy,

vẫn trang bị các dụng cụ an toàn như quy định.

Dụng cụ văn phòng:

+ Cung cấp bàn trực vận hành có thể lắp máy tính theo dõi trạm.

+ Trang bị tủ hồ sơ như quy định, dùng để các sơ đồ, thông số vận hành, đấu

nối thiết bị, kế hoạch bảo trì, các quy định…và nhật ký công tác trong trạm.

+ Trang bị tủ đồ cá nhân, bình lọc nước cho các thành viên trực trạm (do

trong thời gian đầu trạm vẫn bố trí có 1 người trực bảo vệ).

+ Không sử dụng bàn làm việc, ghế trực, bàn hội họp, bình lọc nước,… do

không cần thiết.

+ Không đầu tư máy tính, bộ bàn ghế máy tính do trạm đã trang bị máy tính

HMI bố trí tại bàn trực vận hành.

Dụng cụ sửa chữa: khi thực hiện điều khiển trạm từ xa, mỗi chi nhánh cao

thế cần phải có một đội vận hành trạm chuyên thao tác bên trong trạm và sửa

chữa các hư hỏng tại các trạm do chi nhánh quản lý. Vì vậy, chỉ cần trang bị dụng

cụ sửa chữa cho đội vận hành, không cần trang bị tại trạm.

4.1.2 Nhân sự dự kiến

▪ 1 trưởng trạm.

Biên chế hiện nay của 1 trạm biến áp như sau (chế độ ca 4 kíp):

▪ 8 nhân viên trực trạm

Khi chuyển qua chế độ trạm không người trực, nhân sự chỉ bao gồm tổ bảo

vệ trực an ninh 02 người/ca trực.

Yêu cầu đối với các nhân viên:

1) Nhân viên vận hành từ xa (tại TTĐĐ và tại trung tâm giám sát):

- Chấp hành lệnh chỉ huy điều độ của điều độ viên thuộc TTĐĐ, và lệnh

điều độ từ Trung tâm điều độ A2.

- Nắm vững tất cả sơ đồ, phương thức vận hành, đặc tính kỹ thuật của tất cả

các thiết bị và thao tác thành thạo các thiết bị tại trạm 110kV (Máy cắt, dao cách

ly, dao tiếp địa, tủ hợp bộ, thao tác trên HMI và thao tác trực tiếp tại thiết bị…).

- Đọc hiểu và xử lý được các nội dung theo bản vẽ thiết kế nhị thứ của trạm.

- Hiểu rõ thông số chỉnh định relay và phạm vi bảo vệ, vị trí lắp đặt của các

thiết bị trong trạm.

- Giám sát và thực hiện thao tác xa tất cả các thiết bị đóng cắt tại trạm

110kV qua màn hình HMI tại phòng vận hành.

- Nắm vững mục đích, nội dung của các thao tác tại trạm 110kV; xác định

đối tượng và thực hiện chính xác các thao tác theo đúng yêu cầu của lệnh, phiếu

công tác.

- Kết nối trực tiếp đến các rơle bảo vệ kiểm tra và cài đặt chỉnh định thông

số bảo vệ khi hệ thống kết lưới thay đổi theo đúng phiếu chỉnh định của các

Trung tâm Điều độ.

- Theo dõi tín hiệu đường truyền tín hiệu và thông báo kịp thời cho các đơn

vị liên quan xử lý trong trường hợp có gián đoạn tín hiệu truyền từ trạm 110kV về

phòng vận hành.

- Ghi nhận các thông tin sự cố, phân tích nguyên nhân sự cố để có hướng xử

lý phù hợp.

- Cập nhật và lưu trữ các thông số vận hành hệ thống 0 phút/lần khi có sự

cố bất thường. Lưu trữ tất cả các sự cố bất thường mà rơle, máy tính ghi nhận

được.

- Giám sát nhân viên trực trạm 110kV thao tác đóng/cắt các thiết bị (máy

cắt, dao cách ly, dao tiếp đất, các Aptomat, chuyển nấc phân áp tại chỗ, kéo các

máy cắt hợp bộ ra vị trí thí nghiệm, vị trí sửa chữa khi có sự cố hay có công tác

trên các thiết bị…).

- Phối hợp với đơn vị sửa chữa - thí nghiệm để xử lý các sự cố hỏng hóc các

thiết bị nhất thứ, nhị thứ tại trạm.

- Cùng với nhân viên trạm 110kV thao tác, xử lý tất cả các thiết bị trong

trạm khi được điều động.

- Nắm vững nội dung quy trình phối hợp xử lý sự cố với các đơn vị liên để

phối hợp xử lý hiệu quả trong thời gian nhanh nhất.

2) Nhân viên bảo trì sửa chữa, xử lý sự cố:

- Chấp hành lệnh chỉ huy điều độ của điều độ thuộc TTĐĐ và A2.

- Nắm vững tất cả sơ đồ, phương thức vận hành, đặc tính kỹ thuật của tất cả

các thiết bị và thao tác thành thạo các thiết bị tại trạm 110kV (Máy cắt, dao cách

ly, dao tiếp địa, tủ hợp bộ, thao tác trên HMI và thao tác trực tiếp tại thiết bị…).

- Đọc hiểu và xử lý được các nội dung theo bản vẽ thiết kế nhị thứ của trạm.

- Nắm vững mục đích, nội dung của các thao tác tại trạm 110kV; xác định

đối tượng và thực hiện chính xác các thao tác theo đúng yêu cầu của lệnh, phiếu

công tác.

- Thực hiện, giám sát nhân viên trạm 110kV thao tác đóng/cắt các dao cách

ly, dao tiếp đất, các Aptomat, kéo các máy cắt hợp bộ ra vị trí thí nghiệm, vị trí

sửa chữa khi có sự cố hay có công tác trên các thiết bị,…

- Phối hợp với đơn vị sửa chữa - thí nghiệm để xử lý các sự cố hỏng hóc các

thiết bị nhất, nhị thứ tại trạm.

Bảng 4.1 So sánh trang bị chuẩn bị sản xuất giữa trạm truyền thống và trạm không người trực

Số lượng Nội dung Đơn vị Ghi chú STT

Trạm truyền thống Trạm không người trực

1) Dụng cụ an toàn:

1 Bút thử điện 110kV + Sào thao tác 2 Bút thử điện 6-35kV + Sào thao tác 3 Tiếp địa lưu động có dây nhôm mềm > 35mm2 4 Găng tay cách điện 5 Ủng cách điện 6 Thảm cách điện 7 Dây an toàn 8 Thang gấp cách điện chữ A cao 5m 9 Băng nhựa làm rào chắn an toàn (100m/cuộn) 10 Biển báo an toàn các loại 11 Mặt nạ phòng độc Cái Cái bộ đôi đôi Cái Cái Cái Cuộn Cái Cái 1 1 2 4 4 2 2 1 4 40 2 1 1 2 4 4 2 2 1 4 40 2

2) Dụng cụ văn phòng:

Cái Cái Cái Bộ Bộ Cái Cái 2 1 1 Bàn trực vận hành 2 Bàn làm việc loại thường 3 Ghế trực 4 Bàn hội họp + 10 ghế bọc nệm 5 Bàn để máy vi tính + ghế 6 Tủ hồ sơ 2 cánh 7 Bình lọc nước nóng lạnh 1 2 2 1 1 2 1

Số lượng Nội dung Đơn vị Ghi chú STT

Trạm không người trực 1

1 Cái Bộ Cái Trạm truyền thống 1 1 1

8 Tủ đựng đồ cá nhân (10ngăn) 9 Máy vi tính + máy in 10 Máy Fax + điện thoại 3) Dụng cụ sửa chữa:

1 Mê gôm mét 2500V 2 Mê gôm mét 500V 3 Đồng hồ vạn năng máy máy Cái 1 1 1

Máy phát điện hàn lưu động chạy xăng 2-5kW, 380/220V

4 5 Khoan điện cầm tay 6 Máy mài cầm tay 7 Máy hút bụi công nghiệp 8 Đèn chiếu sáng di động 500W-220VAC 9 Gía sắt đựng dụng cụ 10 Tủ sắt kín đựng dụng cụ có đèn sấy 11 Tủ sắt đựng dụng cụ Bộ Cái Cái Cái Bộ Cái Cái Cái 1 1 1 1 2 1 1 1

Bảng 4.2 So sánh giữa trạm truyền thống và trạm không người trực

4.2 SO SÁNH ĐỐI CHIẾU VỚI TRẠM TRUYỀN THỐNG

Trạm không người trực Trạm truyền thống

▪ Sân trạm bố trí theo kiểu truyền thống: thiết bị 110kV, MBA

Hạng mục Sân trạm

▪ Điều khiển từ xa thông

lực, MBA tự dùng, tụ bù 22kV được lắp đặt ngoài trời.

▪ Tích hợp tủ điều khiển vào tủ

▪ Điều khiển bằng sơ đồ mimic kiểu truyền thống

qua SCADA Điều khiển, bảo vệ

▪ Tủ điều khiển và bảo vệ

bảo vệ tách riêng

▪ Có bổ sung hệ thống phun

▪ Không có hệ thống phun

PCCC

▪ Tại nhà điều hành và khu vực bố trí máy biến áp lực được trang bị hệ thống đầu dò tích hợp nhiệt và khói.

▪ Trang bị hệ thống báo cháy trung tâm, có khả năng nhận tín hiệu từ các đầu dò khói và nhiệt. Bộ báo cháy trung tâm không có khả năng gởi tín hiệu báo cháy về trung tâm.

▪ Trang bị hệ thống báo cháy trung tâm, có khả năng nhận tín hiệu từ các đầu dò khói và nhiệt. Bộ báo cháy trung tâm có khả năng gởi tín hiệu báo cháy đến tủ RTU để đưa tín hiệu báo cháy về trung tâm điều khiển. Đồng thời, tín hiệu báo động được đưa đến hệ thống các còi báo động kết hợp với đèn chớp để báo động tại trạm.

▪ Trạm được trang bị các nút bấm báo động được bố trí tại khu vực phòng điều hành.

▪ Trạm được trang bị các nút bấm báo động được bố trí tại khu vực phòng điều hành. ▪ Các trang thiết bị khác theo

▪ Các trang thiết bị khác theo kiểu truyền thống

sương cho MBA 63MVA sương

kiểu truyền thống

▪ Quạt hút cho phòng

Hạng mục Trạm không người trực Trạm truyền thống

accu

Thông gió, điều hòa nhiệt độ

▪ Quạt hút cho phòng accu ▪ Trang bị 4 bộ máy lạnh dạng gắn tường, công suất mỗi máy 24000BTU (1 máy cho phòng điều hành và 3 máy cho gian phân phối)

▪ Trang bị 9 bộ máy lạnh dạng gắn tường (1 máy 24000BTU máy 18000BTU)

▪ Không có ▪ Không có

▪ Có bộ đo / cảm ứng nhiệt độ môi trường xung quanh (trong nhà) và truyền tín hiệu đến RTU các dữ liệu nhiệt độ, tín hiệu cảnh báo khi nhiệt độ tăng cao.

▪ Có khả năng điều chỉnh máy lạnh theo nhiệt độ được cài đặt trước.

và 8

▪ Trang bị 7 camera quan sát (5

▪ Không có các thiết bị an

An ninh

▪ Trang

▪ Có bố trí tiếp điểm nhận biết

ninh đầu dò ngoài trời, 2 trong nhà) bị hồng ngoại

▪ Kết cấu móng, trụ đỡ thiết bị ngoài trời, móng MBA lực

cửa mở

- Trụ đỡ thiết bị bằng thép hình mạ kẽm nhúng nóng.

- Móng trụ đỡ là móng bê tông.

- Móng máy biến áp lực dạng móng bê tông, có khả năng

Móng, trụ đỡ theo kiểu trạm truyền thống:

chịu được tải trọng của máy biến áp 63 MVA.

Hạng mục Trạm không người trực Trạm truyền thống

▪ Nắp mương cáp có các viền

▪ Nắp mương cáp không có

Mương cáp

▪ Không có cửa sổ luồn cáp

▪ Trang bị các cửa sổ luồn cáp để chống thấm nước và động vật (chuột, côn trùng) xâm nhập

viền thép thép

▪ Kích thước: 14x24x4,2m ▪ Bên trong chỉ bố trí đầy trạm, đủ: phòng họp, phòng viễn phòng thông, phòng accu, có tường ngăn giữa gian điều khiển và phân phối.

▪ Kích thước: 8x24x3m ▪ Bên trong chỉ bố trí phòng phòng điều hành, accu, không có tường ngăn giữa gian điều khiển và phân phối, không có các phòng trưởng trạm, phòng họp, phòng viễn thông.

Nhà điều hành trưởng

▪ Chi phí xây dựng nhà điều hành và móng nhà: khoảng 1,2 tỷ

▪ Chi phí xây dựng nhà điều hành và móng nhà: khoảng 2,2 tỷ

▪ Mặt bằng trạm rộng hơn nên chi phí cũng cao hơn

Chi phí

▪ Mặt bằng trạm nhỏ hơn nên chi phí sẽ giảm khoảng 400 triệu đồng, bao gồm:

▪ Chi phí tủ điều khiển bảo vệ

- Chi phí san lấp giảm khoảng 320 triệu. - Chi phí đền bù giảm khoảng 80 triệu.

▪ Chi phí hệ thống máy

▪ Chi phí tủ điều khiển bảo vệ phía 110kV: khoảng 1,6 tỷ

phía 110kV: khoảng 1 tỷ

▪ Chi phí hệ thống máy

▪ Chi phí đầu tư thiết bị an ninh:

lạnh: khoảng 80 triệu

▪ Không có trang bị thiết bị

lạnh: khoảng 140 triệu khoảng 200 triệu

an ninh

CHƯƠNG 5: TIÊU CHÍ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

5.1 Yêu cầu kỹ thuật về phần điện:

5.1.1 Thiết bị nhất thứ

Các thiết bị nhất thứ trong trạm biến áp điều khiển từ xa phải đáp ứng các yêu cầu

 Phù hợp với quy cách, tiêu chuẩn VTTB, thiết kế kỹ thuật hiện hữu.

 Ít chịu ảnh hưởng từ các yếu tố bên ngoài.

 Có xác xuất hư hỏng hoặc chẩn đoán khả năng xảy ra hư hỏng được đánh giá trong

thời gian năm nhỏ hơn 1% trên tất cả thiết bị trên lưới cùng chủng loại.

 Vận hành bình thường ở chế độ <70% tải định mức.

 Cáp lực trong hầm cáp, tầng lửng (nửa nổi nửa chìm), trong mương phải được sơn

chống cháy

 Sử dụng MBA tự dùng là loại khô nếu đặt trong nhà.

5.1.2 Hệ thống điều khiển, bảo vệ :

 Độ ổn định và tin cậy cao.

 Các bộ báo tín hiệu (annunciator), có thể giải trừ từ xa.

 Ưu tiên sử dụng các vật liệu chống cháy cao cho mạch điện nhị thứ.

5.1.2.1 Hệ thống điều khiển:

Các trạm xây dựng mới hoặc cải tạo toàn bộ hệ thống điều khiển bảo vệ cần có 04 mức

điều khiển:

Mức 1 - Mức trung tâm (center level):

 Việc điều khiển, giám sát trạng thái các thiết bị tại trạm chủ yếu thực hiện từ Trung

tâm thông qua hệ thống SCADA.

 Giao thức kết nối là IEC 60870 -5 - 101 và IEC 60870 -5 – 104.

Mức 2 - Mức trạm (station level):

 Trạm được trang bị RTU/Gateway để thu thập và truyền dữ liệu về các Trung tâm

Điều độ.

 Trạm được trang bị hệ thống giám sát vận hành từ xa OCC

 Cổng kết nối của RTU/Gateway phải có ít nhất 03 cổng; 01 cổng về TTĐĐ

TP.HCM, 01 cổng về TTĐĐ miền Nam 01 cổng HMI hoặc 01 cổng dự phòng.

 Hệ thống RTU và HMI (đối với trạm đã có HMI) hoặc OCC tại trạm có khả năng

chi xuất dữ liệu tại trạm khi cần thiết (trong điều kiện bảo mật).

 Thiết bị RTU/Gateway phải đảm bảo hoạt động ổn định, tin cậy phải đạt tiêu chuẩn

công nghiệp.

 Không trang bị các máy tính để thực hiện điều khiển tại chỗ như các trạm có người

trực (Engineering, Workstation,..). Tuy nhiên, vẫn có HMI hoặc HMI của OCC để

truy xuất dữ liệu khi cần thiết.

 Các IED, Rơle bảo vệ được nối với nhau bằng cáp quang trong mạch redundant

(mạch kép), có độ dự phòng cao kể cả bộ chuyển mạch – switch các tủ trung thế).

 Tất cả các thiết bị phải được liên kết vận hành bằng mạng cáp quang Ethernet

10/100Mbps hoặc cao hơn. Mạng LAN phải có độ dự phòng cao đảm bảo hệ thống

mạng hoạt động liên tục ngay cả trong trường hợp có bất kỳ một phần tử đơn lẻ nào

của hệ thống mạng bị sự cố (kể cả trường hợp hư hỏng cáp quang hoặc hư hỏng các

Ethernet Switch). Theo đó, sử dụng mạng LAN có cấu hình tối thiểu là mạng LAN

vòng đơn hoặc mạng LAN kép.

 Mạng LAN phải trợ giúp các thủ tục TCP /IP, FTP và Telnet.

 Các tín hiệu cảnh báo phải được thu thập về máy tính RTU/Gateway để lưu trữ và

hiển thị

Mức - Mức ngăn (bay level) hoặc tủ bảng điều khiển:

 Các ngăn lộ 110kV được trang bị các Relay, độ dự phòng tuân thủ theo "Quy định

về cấu hình hệ thống bảo vệ, quy cách kỹ thuật của relay bảo vệ" của EVN (ban

hành tại QĐ 2896/EVN-KTĐL-LĐ năm 200 ), có chức năng điều khiển (liên động)

và thu thập, xử lý các tín hiệu số (đo lường, trạng thái, điều khiển) trong một ngăn

lộ. Theo đó, xem xét trang bị 02 BCU (1 chính, 1 dự phòng) để thu thập toàn bộ tín

hiệu điều khiển, đo lường, bảo vệ của các ngăn lộ.

 Mỗi ngăn lộ trung thế 22(15)kV được trang bị các Relay tích hợp chức năng BCU,

có chức năng điều khiển (liên động) và thu thập, xử lý các tín hiệu số (đo lường,

trạng thái, điều khiển) trong một ngăn lộ.

 Các relay tích hợp BCU được trang bị màn hình thể hiện các giá trị đo lường, sơ đồ

một sợi của ngăn. Ngoài ra, còn có các nút điều khiển, các nút báo động, các khóa

cứng để phân mức điều khiển tại chỗ/từ xa, liên động/không liên động.

 Thiết kế của hệ thống điều khiển phải đảm bảo rằng bất kỳ hư hỏng của một phần

tử đơn lẻ nào cũng không được làm ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của hệ

thống.

 Giao thức kết nối: IEC61850.

 Vị trí đặt: tại ngăn thiết bị hoặc Bay Housing (đối với trạm AIS) và trong phòng

thiết bị (đối với trạm GIS).

Mức 4 - Mức thiết bị:

 Việc điều khiển, giám sát tại thiết bị được thực hiện thông qua các khóa điều khiển,

nút bấm, dụng cụ đo lắp đặt tại tủ điều khiển của thiết bị

 Mức điều khiển này chỉ thực hiện trong việc thử nghiệm, bảo trì thiết bị.

5.1.2.2 Hệ thống bảo vệ:

 Hệ thống bảo vệ: 01 chính và 01 dự phòng, tuân thủ theo Quy định của EVN, nhằm

đảm bảo độ tin cậy cao.

 Các ngăn lộ trung thế cấp điện cho đường dây nổi phải trang bị relay có chức năng

F46BC.

5.1.2.3 Hệ thống thu thập các số liệu đo lường:

 Các giá trị đo lường (U, I, P, Q, cos, nhiệt độ, ….) thu thập và truyền về Trung

tâm. Các số liệu này sẽ được chia sẻ với các đơn vị quản lý vận hành khi cần thiết

 Các số liệu công tơ đo đếm được truyền dẫn trên mạng MAN/Data (độc lập với

mạng MAN/SCADA) về đơn vị quản lý vận hành.

5.2 Hệ thống SCADA:

5.2.1 RTU/Gateway:

 Mỗi RTU/Gateway phải có ít nhất 0 cổng kết nối (01 cổng về TTĐĐ TP.HCM, 1

cổng về TTĐĐ miền Nam, 01 cổng giao tiếp HMI tại trạm hoặc dự phòng).

 RTU/Gateway có dự phòng, có thể thay thế sữa chữa trong thời gian ngắn (ví dụ:

01 RTU có 02 CPU, 02 Flash card lưu trữ dữ liệu theo quy định).

5.2.2 Mạng truyền dẫn:

 Có độ tin cậy cao, kết nối mạch vòng cáp quang (02 đường truyền độc lập về vật lý,

01 ODF kết nối tại trạm).

 Sử dụng thiết bị truyền dẫn Swich Layer theo định hướng mạng SCADA IP.

 Có thể có thêm mạng truyền dẫn dự phòng, sử dụng công nghệ wireless ( G),

wimax, radio,...

 Bao gồm 02 mạng truyền dẫn riêng biệt:

 Mạng MAN/SCADA: truyền dẫn dữ liệu SCADA và tín hiệu hệ thống PCCC

phục vụ công tác theo dõi trong vận hành lưới điện.

 Mạng MAN/Data: truyền dẫn các dữ liệu khác như camera, an ninh, chiếu sáng,

số liệu đo đếm, GIS,...

5.2.3 Data list:

Dữ liệu thu thập tại trạm được truyền về các trung tâm A2, TTĐĐ và OCC tại Công

ty LĐCT; trong đó:

 Về A2: tín hiệu SCADA theo bảng data mẫu hoặc thỏa thuận với A2, đáp ứng

quy định hiện hành của EVN.

 Về TTĐĐ: tín hiệu SCADA và hệ thống PCCC theo bảng data list mẫu hoặc

thỏa thuận với TTĐĐ, đáp ứng quy định hiện hành của EVN.

 Về OCC tại LĐCT: toàn bộ các tín hiệu thu thập được tại trạm (trừ tín hiệu điều

khiển) hoặc thỏa thuận với Công ty LĐCT.

5.2.4 Sơ đồ cấu hình hệ thống điều khiển, bảo vệ và SCADA:

Hình 5.1 Sơ đồ cấu hình hệ thống điều khiển

5.2.5 Các nội dung khác:

 Tùy vào hiện trạng của thiết bị qua thời gian vận hành và nhu cầu, nghiên cứu lắp

đặt thử nghiệm các hệ thống sau:

- Hệ thống giám sát hàm lượng khí hòa tan MBT.

- Hệ thống giám sát phóng điện cục bộ cho MBT, cáp cao thế, tủ trung thế,…

- Hệ thống phát hiện và cảnh báo hồ quang tại tủ trung thế (AFD),...

 Xây dựng kết nối và truyền dữ liệu giám sát của các hệ thống trên về Trung tâm

hoặc đơn vị quản lý vận hành.

5.3 Yêu cầu kỹ thuật về phần xây dựng:

5.3.1 Kiến trúc trạm:

5.3.1.1 Nhà điều hành:

Bố trí nhà điều hành:

Nhà điều hành thiết kế đảm bảo lấy sáng tự nhiên, thông gió,.. nhưng có khả năng

chống đột nhập và có hệ thống giám sát khi ra vào trạm (nhận biết bằng nhìn ảnh hoặc

từ…).

Không bố trí phòng trưởng trạm, phòng họp, phòng viễn thông. Bố trí bổ sung

phòng bảo vệ

Phòng điều khiển:

Bố trí tủ thông tin liên lạc + ODF + tủ AC-DC + tủ Charger trong phòng điều

khiển.

Hầm cáp:

Dạng nổi hẳn trên mặt đất với độ cao phù hợp, chống thấm nước.

5.3.1.2 Mương cáp:

 Trang bị cửa sổ luồn cáp để chống thấm nước và động vật xâm nhập.

 Nắp mương cáp: ngoài sử dụng loại nắp thông thường như bêtông, thép mạ kẽm…

có thể sử dụng vật liệu composite loại chống cháy, có phối màu cảnh báo.

5.3.1.3 Hàng rào:

 Hàng rào cao từ 4m trở lên, trong đó có .5m là tường, còn lại là song sắt bảo vệ

nhọn có lắp thêm vật cản chống leo.

 Đối với một số trạm cần đảm bảo mỹ quan, tiết kiệm diện tích có thể tận dụng kiến

trúc hiện hữu hoặc sử dụng tường nhà điều hành làm hàng rào (theo nhu cầu thực tế

như tính an ninh, hạn chế về diện tích,...). Đồng thời, vẫn đảm bảo khả năng che

chắn, bảo vệ, chống xâm nhập.

 Hàng rào phải đảm bảo không cháy lan rộng khi có cháy nổ.

5.3.1.4 Bảo vệ:

Xây dựng phòng bảo vệ đặt gần cổng trạm.

5.3.2 Hệ thống quản lý kiến trúc hạ tầng trạm biến áp:

5.3.2.1 Hệ thống an ninh:

Hệ thống camera:

 Số lượng và vị trí camera phải tính toán hợp lý, đảm bảo có thể quan sát được tất cả

các vị trí trong trạm; cụ thể:

- Camera có góc quay 180 độ, chất lượng hình ảnh tốt, khả năng zoom rõ trong

phạm vi hoạt động cho phép tương ứng với cách bố trí.

- Camera có chức năng chính là giám sát an ninh trạm, an toàn trong vận hành các

thiết bi (phát hiện cháy, nổ, hỏa hoạn,...); không cần bố trí camera để giám sát

thông số vận hành (đo lường, trạng thái, vị trí,...).

 Bố trí hệ thống camera đảm bảo quan sát được tất cả các góc nhìn, giám sát được

tất cả các thiết bị chính trong trạm.

 Hệ thống camera có thể thu thập và điều khiển từ xa (quay, zoom). Kết nối được

với trung tâm.

 Camera có chức năng giám sát an ninh trạm. Số lượng và vị trí lắp đặt của hệ thống

camera cần phù hợp với mặt bằng kiến trúc của trạm để có thể bao quát các vị trí

trong trạm. Theo đó:

- Chỉ trang bị camera giám sát an ninh, không bố trí camera để giám sát thông số

vận hành (đo lường, trạng thái, vị trí,...)

- Đối với nhà phân phối và nhà thiết bị GIS, trang bị hệ thống giám sát ra/vào

(nhận biết bằng nhìn ảnh hoặc từ…) và camera giám sát hành lang.

 Hệ thống camera có thể thu thập và điều khiển từ xa (quay, zoom), truyền hình ảnh

về phòng bảo vệ và trung tâm OCC tại Công ty LĐCT. Riêng tại TTĐĐ sẽ được

chia sẻ hình ảnh thông qua màn hình console hoặc website.

 Thiết bị camera tại trạm phải tương thích với phần mềm điều khiển của Trung tâm

OCC tại LĐCT.

Hệ thống chống xâm nhập:

 Sử dụng lại các thiết bị đang có, hệ thống có khả năng kết hợp với hệ thống camera

hoặc phát triển trên hệ thống camera IP tại trạm tự động quan sát báo động nhập

 Tín hiệu camera, chống đột nhập, PC&CC được chia sẻ tại phòng bảo vệ

Nhân viên bảo vệ:

 Bố trí nhân viên bảo vệ trực tại trạm 24/24.

 Nhân viên bảo vệ có thể trực thuộc LĐCT hoặc thuê ngoài. Trường hợp thuê ngoài

phải tuân thủ theo Điểm b, Khoản , Điều 16 của Quy chế về hoạt động và tổ chức

lực lượng bảo vệ trong EVN.

 Tiêu chuẩn, nhiệm vụ chức năng, trang phục và trang bị cho nhân viên bảo vệ phải

phù hợp Nghị định 06/201 /NĐ-CP về việc Quy định để bảo vệ cơ quan, doanh

nghiệp, Quy chế về hoạt động và tổ chức lực lượng bảo vệ trong EVN và Quy chế

Tổ chức và hoạt động của lực lượng bảo vệ trong EVNHCMC.

 Ngoài ra, nhân viên bảo vệ phải được huấn luyện các quy định và sử dụng thành

thạo các thiết bị liên quan đến công tác phòng cháy, chữa cháy.

5.3.2.2 Hệ thống PCCC:

 Truyền tín hiệu cảnh báo về TTĐĐ, LĐCT và các trung tâm cảnh sát PC&CC trong

khu vực theo yêu cầu.

 Tự động cắt điện cô lập vùng cháy và thực hiện chữa cháy sơ bộ trong thời gian chờ

đơn vị chữa cháy chuyên nghiệp.

 Hệ thống điều hòa được trang bị trong nhà phân phối, có khả năng tự động ngắt

trong khu vực có cảnh báo cháy.

 Hệ thống PCCC được thiết kế và thỏa hiệp với cơ quan thẩm quyền theo định

hướng không người trực vận hành (nhưng vẫn có bảo vệ). Cơ bản, xem xét tham

khảo theo tiêu chí như sau:

- MBA 110kV: trang bị hệ thống báo cháy, hệ thống tự động chữa cháy.

- Nhà (hoặc phòng) thiết bị GIS: trang bị hệ thống báo cháy, các bình chữa cháy

tại chỗ.

- Tầng cáp: trang bị hệ thống báo cháy, sơn chống cháy cho cáp ngầm. Riêng đối

với hầm cáp hoặc tầng cáp dạng lửng (nửa nổi nửa chìm) có trang bị thêm hệ thống

tự động chữa cháy.

- Phòng điều khiển, hợp bộ trung thế, acqui,…. trong nhà phân phối: trang bị hệ

thống báo cháy, các bình chữa cháy tại chỗ

- Ngoài ra, trang bị hệ thống bơm nước chữa cháy, bể thu dầu sự cố,… theo quy

định hiện hành.

- Đối với trạm xây dựng mới, cáp điều khiển sử dụng loại cáp chịu nhiệt hoặc

luồn trong ống chịu nhiệt để ngăn ngừa cháy nổ.

5.3.3 Hệ thống chiếu sáng:

- Sử dụng đèn chiếu sáng trong nhà ngoài trời tiết kiệm năng lượng và tự động

(bật/tắt) theo thời gian cài đặt trước hoặc cảm biến ánh sáng

- Đường dây điện đi âm trong tường đối với trạm mới hoặc đặt trong ống sắt nếu

hiện hữu đi nổi bên ngoài tại các trạm cải tạo

- Hệ thống điều hòa được trang bị trong nhà điều hành, có khả năng tự động ngắt

trong khu vực có cảnh báo cháy

Chiếu sáng ngoài trời:

Bố trí đèn chiếu sáng dọc đường nội bộ trạm, tính toán khoảng cách giữa các đèn

hợp lí đảm bảo độ sáng tối thiểu cho giao thông đi lại và tiết kiệm chi phí đầu tư.

Chiếu sáng trong nhà:

Bố trí hệ thống chiếu sáng tại các phòng trong nhà điều hành, hành lang, cầu thang

(nếu có).

Chiếu sáng sự cố:

Bố trí hệ thống chiếu sáng sự cố tại các phòng thiết bị bao gồm: phòng tủ hợp bộ

trung thế, phòng điều hành, phòng GIS (trạm GIS) và sân phân phối thiết bị 110kV

(trạm AIS).

CHƯƠNG 6: KẾT QUẢ VÀ KẾT LUẬN.

6.1. KẾT QUẢ.

6.1.1 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP TRIỂN KHAI TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Để thực hiện vận hành trạm không người trực, nhóm thực hiện tại Tổng Công ty

Điện lực TPHCM bao gồm các đơn vị: Ban Kỹ thuật Tổng Công ty, Công ty Lưới Điện

Cao thế, Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện đã nghiên cứu, tham khảo mô hình trạm

không người trực tại các nước trong khu vực và hoàn tất biên soạn bộ tiêu chí trạm

biến áp không người trực và thực hiện đề ra các giải pháp hoàn thiện hạ tầng kỹ thuật

và kiến trúc của các trạm 110 kV theo kiểu truyền thống nhằm đáp ứng các tiêu chí cơ

bản đối với mô hình vận hành không người trực, cụ thể như:

- Nhóm giải pháp về phần điện và điều khiển: Công ty Lưới điện Cao thế phối

hợp với Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện thực hiện.

Sử dụng phần mềm SCADA của hãng Survalent – Canada để thay thế hệ thống

SCADA ABB cũ do Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện thực hiện.

Hoàn thiện sơ đồ nối điện của các trạm biến áp. Bổ sung, hoàn thiện hệ thống rơle

tại các trạm biến áp, đáp ứng quy định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Thu thập đầy đủ tín hiệu SCADA theo quy định của Tập đoàn và hiện trạng thiết

bị hiện hữu, kết nối về hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ.

Hoàn thiện kênh truyền SCADA, đảm bảo mỗi trạm có 2 đường truyền kết nối về

mặt độc lập vật lý và có khả năng giám sát tình trạng hoạt động của kênh truyền.

Thu thập đầy đủ tín hiệu theo nhu cầu quản lý vận hành, kết nối về hệ thống OSC

của Công ty Lưới điện cao thế

- Nhóm giải pháp về xây dựng: Công ty Lưới điện Cao thế thực hiện

Hoàn thiện phần kiến trúc xây dựng : Cải tạo và nâng hàng rào hiện hữu (tường +

rào + cổng) cao 4m;Xây mới hoặc bố trí phòng bảo vệ trong nhà điều hành;Lắp vách

ngăn, rào chắn để phân tách khu vực có thiết bị điện.

- Nhóm giải pháp về giám sát an ninh: Công ty Lưới điện Cao thế thực hiện

Hoàn thiện và truyền tín hiệu camera có khả năng quan sát an ninh toàn trạm

(hình ảnh đủ chất lượng, có thể điều chỉnh phóng to, thu nhỏ,..); kết nối truyền hình

ảnh về phòng bảo vệ, Công ty Lưới điện cao thế để tập trung giám sát; đồng thời chia

sẻ cho Trung tâm Điều độ HTĐ;

Kiểm tra, hoàn thiện hệ thống cảnh báo chống đột nhập lắp đặt xung quanh trạm;

Bố trí bảo vệ (2 người) trực 24/24 tại trạm. Bảo vệ được thuê phải đáp ứng các

tiêu chuẩn theo Nghị định 52/2008/NĐ-CP ngày 22/04/2008, được cơ quan có chức

năng huấn luyện và kiểm tra về nghiệp vụ PCCC, được đào tạo cơ bản về an toàn kỹ

thuật điện.

- Nhóm giải pháp về PCCC: Công ty Lưới điện Cao thế thực hiện

Hoàn thiện và truyền tín hiệu PCCC về Trung tâm giám sát của Sở Cảnh sát

PCCC:

- Lắp đặt hệ thống tự động chữa cháy cho MBA lực 110kV, hầm/ tầng cáp (nếu thiết

kế dạng chìm hoặc nửa nổi nửa chìm);

- Sơn chống cháy cáp lực (cao thế và trung thế) trong trạm để ngăn ngừa cháy lan;

- Nhóm giải pháp về qui trình, quy định: Công ty Lưới điện Cao thế phối hợp

với Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện thực hiện

Phối hợp Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam ban hành Quy trình phối hợp vận

hành Trung tâm Điều khiển; áp dụng cho các trạm bán người trực (trạm điều khiển từ

xa) và trạm không người trực;

Xây dựng và ban hành tạm thời các quy trình, quy định liên quan đến vận hành

trạm không người trực như: (i) Quy trình quản lý vận hành; (ii) Hướng dẫn xử lý sự cố;

(iii) Phương án tuần tra, kiểm tra,…;

Tổ chức phổ biến, kiểm tra và diễn tập các quy trình, quy định, phương án liên

quan.

6.1.2 KẾT QUẢ THỰC HIỆN CỤ THỂ TẠI TRẠM BIẾN ÁP 110KV TÂN SƠN NHẤT

6.1.2.1 Hoàn thiện trạm 110kV Tân Sơn Nhất để đáp ứng mô hình trạm không

người trực

Hoàn thiện hệ thống giám sát vận hành thiết bị từ xa (OSC): lắp đặt các màn

hình console tại Công ty Công ty Lưới điện cao thế để theo dõi tình trạng vận hành của

thiết bị. Các màn hình console có khả năng hiển thị và cảnh báo như hệ thống máy tính

tại trạm.

Hoàn thiện hệ thống giám sát an ninh: bổ sung thêm thiết bị camera để có thể

quan sát tất cả các khu vực trong trạm. Dữ liệu hình ảnh được truyền về Công ty Lưới

điện cao thế và chia sẻ tại Trung tâm Điều độ HTĐ.

Hoàn thiện hệ thống PCCC: thu thập tín hiệu tại tủ báo cháy trung tâm và truyền

về Sở Cảnh sát PCCC.

Hoàn thiện kiến trúc trạm: cải tạo hàng rào cao 4m (tường cao ,5m và rào cao

0,5m), bố trí khu vực trực bảo vệ tại sảnh nhà điều hành với đẩy đủ cơ sở vật chất cần

thiết (bàn, ghế, màn hình giám sát camera,..), lắp vách ngăn phân cách khu vực trực

bảo vệ với khu vực có thiết bị điện, sơn cảnh báo,…

Tổng chi phí hoàn thiện các hạng mục nêu trên khoảng 1 tỷ đồng (chi phí thực

hiện thay đổi phụ thuộc vào hiện trạng và khối lượng công việc cần cải tạo).

Trước và sau khi cải tạo tường rào trạm

Sơn cảnh báo khu vực có thiết bị

Thu gọn phòng điều khiển tại trạm và lắp console giám sát tại Công ty LĐCT

Hình 6.1 Hình ảnh trạm Tân Sơn Nhất trước và sau khi cải tạo thành trạm không người trực

6.1.2.2 Tổ chức lực lượng bảo vệ trạm

Tổ chức thuê lực lượng bảo vệ chuyên nghiệp làm việc theo chế độ 2 ca kíp (2

người/ca), nhằm tăng cường đảm bảo an ninh trạm cũng như đáp ứng quy định hiện

hành về phòng cháy chữa cháy (lực lượng chữa cháy tại chỗ được thay thế bằng nhân

viên bảo vệ).

Lực lượng bảo vệ được xác minh lý lịch đầy đủ; được cơ quan chức năng đào

tạo và cấp chứng chỉ huấn luyện nghiệp vụ về công tác PCCC, công tác vệ sinh lao

động; được Công ty Lưới điện cao thế bồi huấn và kiểm tra sát hạch về an toàn điện

cho các nhân viên bảo vệ.

Các nhân viên bảo vệ tham gia diễn tập trong phương án PCCC và phương án

bảo vệ an ninh trạm.

Ngoài ra, Công ty Lưới điện cao thế đã thành lập Tổ phản ứng nhanh để kiểm

tra thường xuyên và đột xuất công tác an ninh, an toàn trạm.

6.1.2.3 Xây dựng các quy định, quy trình nội bộ về công tác trạm không người

trực

 Quy trình phối hợp vận hành Trung tâm điều khiển giữa Trung tâm Điều độ

HTĐ và A2 (ban hành cùng với A2);

 Hướng dẫn xử lý sự cố trạm biến áp 110kV không người trực;

 Quy trình quản lý kỹ thuật – vận hành trạm biến áp 110kV không người

trực;

 Nội quy khi công tác trong trạm biến áp 110kV không người trực;

 Nội quy về an toàn phòng cháy và chữa cháy tại trạm biến áp 110kV không

người trực;

 Phương án phòng chống lụt bão;

 Phương án bảo vệ an ninh trạm biến áp 110kV không người trực (có thỏa

hiệp và diễn tập với chính quyền địa phương);

 Phương án chữa cháy cơ sở (PCCC), trong đó lực lượng chữa cháy tại chỗ

được thay thế bằng nhân viên bảo vệ và vẫn duy trì 2 người/ca. Phương án

này đã được cơ quan có thẩm quyền thỏa thuận phê duyệt và tổ chức diễn

tập.

6.1.2.4 Kết quả

Việc triển khai mô hình không người trực tại trạm 110kV Tân Sơn Nhất đã

mang lại các hiệu quả sau:

 Nâng cao hiệu năng sử dụng hệ thống SCADA trong công tác điều hành

lưới điện;

 Rút ngắn thời gian thao tác thiết bị phục vụ các công tác tại trạm;

 Giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của điều hành viên trực trạm, nâng cao

mức độ an toàn cho người vận hành.

 Là động lực thúc đẩy đội ngũ cán bộ quản lý vận hành nâng cao tư duy công

tác, năng lực chuyên môn để đáp ứng với yêu cầu mới, đủ khả năng tiếp cận

và nắm bắt các công nghệ tiên tiến, đặc biệt trong công tác kiểm tra, bảo trì

bảo dưỡng nhằm nâng cao độ tin cậy làm việc của thiết bị.

 Là tiền đề để mở rộng thực hiện cho các trạm 110kV tiếp theo. Việc nhân

rộng mô hình trạm không người trực sẽ giải quyết được các vấn đề sau:

o Bố trí nhân sự cho các trạm xây dựng mới theo quy hoạch phát triển

lưới điện;

o Lực lượng dư ra từ các trạm có thể được chuyển qua các công tác

khác như: tăng cường lực lượng thi công trên đường dây đang mang

điện (live-lines), tăng cường đội ngũ bảo trì, bảo dưỡng,…

o Nâng cao năng suất lao động của Tổng công ty (lương của đội ngũ

điều hành viên khoảng 1,5 tỷ đồng/năm/1 trạm, cao hơn nhiều so với

lương của đội ngũ nhân viên bảo vệ là 20 triệu/năm/1 trạm).

6.2 KẾT LUẬN.

Là thành viên tham gia trong nhóm triển khai trạm không người trực tại Tổng

Công ty Điện lực Hồ Chí Minh, được tham gia trong các công tác sau:

- Tham gia biên soạn bộ tiêu chí trạm không người trực tại Tổng Công ty

phần tiêu chuẩn kỹ thuật các thiết bị SCADA trang bị tại các trạm và các

tiêu chí liên quan đến mạng truyền dẫn giữa các trạm và Trung tâm nhằm

phục vụ cho việc truyền dữ liệu SCADA và các tín hiệu giám sát trạm như

camera, báo cháy,...

- Lập datalist thu thập tại các trạm nhằm đáp ứng công tác vận hành lưới

điện.

- Tham gia trong nhóm thực hiện xây dựng hệ thống SCADA Trung tâm

đáp ứng yêu cầu vận hành sử dụng phần mềm Survalent nhằm thay thế

cho hệ thống SCADA sử dụng phần mềm Spider của ABB vận hành từ

năm 1998.

- Tham gia thử nghiệm các tín hiệu tại trạm Tân Sơn Nhất và diễn tập các

phương án nhằm đáp ứng tiêu chí trạm không người trực.

- Tham gia biên soạn Quy trinh phối hợp Trung tâm điều khiển giữa Trung

tâm Điều độ Hệ thống Điện và A2.

Việc ban hành bộ tiêu chí trạm không người trực là bước đi đầu tiên và quan

trọng để áp dụng trong xây dựng các trạm mới và đề xuất các nhóm giải pháp cải tạo

các trạm truyền thống vận hành theo trạm không người trực đã đóng góp một phần

trong việc tự động hóa các trạm biến áp 110kV của Tổng Công ty Điện lực TPHCM

nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu chi phí vận hành, tăng năng

suất lao động, nâng cao công tác quản lý vận hành lưới điện “An toàn - Tin cậy - Kinh

tế”, hiện đại hóa công tác điều hành lưới điện, đáp ứng nhu cầu sử dụng và chất lượng

điện năng ngày càng gia tăng của khách hàng, góp phần hiện đại hóa và hướng đến

việc xây dựng lưới điện thông minh.

6.3 HƯỚNG PHÁT TRIỂN ĐỀ TÀI.

Với khoảng thời gian có hạn, nên việc xây dựng bộ tiêu chí trạm biến áp không

người trực và các nhóm giải pháp cải tạo trạm truyền thống thành trạm không người

trực có thể chưa phù hợp với tất cả các trạm biến áp 110kV tại Tổng Công ty Điện lực

TPHCM. Trong thời gian sắp tới học viên sẽ phối hợp cùng với Ban Kỹ thuật Tổng

Công ty Điện lực TPHCM, Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện, Công ty Lưới Điện Cao

thế để nghiên cứu thêm các tiêu chuẩn mới, các công nghệ mới áp dụng tại các trạm

biến áp để hoàn thiện bộ tiêu chí. Trên cơ sở đó đề xuất bộ tiêu chí trạm biến áp không

người trực áp dụng tại các trạm 220kV do Tổng Công ty Điện lực TPHCM quản lý.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] (Mladen Kezunovic, Mohsen Ghavami, Chenyan Guo, Yufan Guan,2010): The 21st

Century Substation Design

[2] Kế hoạch xây dựng lưới điện thông minh của Tổng Công ty Điện lực TPHCM giai

đoạn 2014-2016.

[3] Đề án “Tiêu chuẩn thiết kế trạm biến áp 110kV không người trực” do Công ty Tư

vấn điện miền Nam – Tổng công ty Điện lực miền Nam thực hiện

[4] Báo cáo tham luận của Tổng Công ty Điện lực TPHCM về công tác triển khai và

vận hành trạm biến áp 110kV Tân Sơn Nhất theo mô hình không người trực tại Hội

Nghị về trung tâm điều khiển xa và trạm biến áp không người trực do Tập đoàn Điện

lực Việt Nam tổ chức năm 2015.

[5] Báo cáo công tác trạm không người trực của Tổng Công ty Điện lực TPHCM năm

2014.

[6] Chương trình phát triển lưới điện thông minh, hoàn thiện hệ thống SCADA và xây

dựng mô hình trạm biến áp không người trực của Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.

[7] Các báo cáo của các Đoàn học tập trạm không người trực tại Nhật Bản và Malysia

của Tổng Công ty Điện lực TPHCM.

[8] Đề án Đảm bảo cung cấp điện cho TP Hồ Chí Minh do Công ty Cổ phần tư vấn

Xây dựng điện 2 lập năm 2015.

[9] (Trần Anh Thái,2009): Solution for DataAcquisition and unmaned substation

control.

14. Phụ lục

PHƯƠNG ÁN DIỄN TẬP TRẠM TÂN SƠN NHẤT VẬN HÀNH KHÔNG NGƯỜI

TRỰC

1. MỤC ĐÍCH – YÊU CẦU

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Thành phố Hồ Chí Minh lập phương án xử lý sự cố

cho trạm Tân Tân Sơn Nhất khi đưa vào vận hành thí điểm không người trực nhằm mục đích

diễn tập các tình huống có thể xảy ra khi đưa vào vận hành không người trực từ đó các đơn vị

liên quan có thể xử lý nhanh chóng, chính xác và hợp lý tuân thủ theo quy trình, quy định khi có

các tình huống sự cố xảy ra.

Yêu cầu các Điều độ viên tham gia diễn tập phải:

+ Nắm vững và tuân thủ các quy trình, quy phạm: Quy trình Điều độ HTĐ Quốc Gia,

Quy trình thao tác HTĐ Quốc Gia, Quy trình xử lý sự cố HTĐ Quốc Gia, Quy trình phối hợp

điều khiển thao tác xa hệ thống Scada tại trạm 110kV Tân Sơn Nhất.

+ Nắm vững sơ đồ kết dây điểm dừng của lưới 110kV liên quan đến trạm Tân Sơn Nhất.

+ Nắm rõ diễn biến sự cố, có khả năng phối hợp, xử lý độc lập, nhanh chóng xác định

nguyên nhân, tách cô lập phần tử sự cố, tái lập phụ tải.

+ Khi xảy ra sự cố tránh bị động, bất ngờ, lúng túng dẫn đến phán đoán thiếu chính xác,

xử lý không hợp lý có thể làm sự cố lan rộng, hoặc kéo dài thời gian mất điện.

+ Thực hiện nghiêm chỉnh lệnh điều độ của Điều độ viên Trung tâm Điều độ Hệ thống

điện Miền nam (ĐĐV A2), cũng như yêu cầu các đơn vị liên quan (Công ty LĐ Cao Thế, Công

ty Điện lực Tân Bình, Gia Định) thực hiện mệnh lệnh một cách nhanh chóng chính xác.

+ Điều độ viên Trung tâm Điều độ TP HCM (ĐĐV HCM) phối hợp chặc chẽ với Trung

tâm giám sát vận hành (OSC) để vận hành trạm.

2. CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH.

Khi đưa trạm 110kV Tân Sơn Nhất thí điểm vận hành không người trực, giã định các

tình huống vận hành thực tế như sau:

2.1. Chế độ vận hành bình thường.

- Tại Trung tâm điều độ Hệ thống điện TP HCM (TTĐĐ): Hệ thống scada vận hành bình

thường, có thể thao tác từ xa các thiết bị tại trạm Tân Sơn Nhất theo danh sách đính kèm trong

quy trình “Phối hợp điều khiển thao tác xa qua hệ thống scada tại trạm 110kV Tân Sơn Nhất”.

- Tại Trung tâm giám sát vận hành (OSC): Hệ thống máy tính giám sát trạm Tân Sơn Nhất

vận hành bình thường. Hệ thống camera giám sát trạm Tân Sơn Nhất vận hành bình thường. Bộ

phận trực tại trung tâm OSC và trực bảo trì đảm bảo 24/7.

Trong chế độ vận hành bình thường việc thao tác từ xa của các thiết bị trạm Tân Sơn Nhất

thuộc quyền điều khiển của Trung tâm Điều độ HTĐ Miền Nam (A2) sẽ chỉ huy trực tiếp cho

ĐĐV HCM thao tác thông qua hệ thống scada tại Trung tâm. Các thiết bị trạm thuộc quyền điều

khiển của TTĐĐ sẽ do ĐĐV HCM thao tác trực tiếp qua hệ thống Scada tại Trung tâm.

Khi có sự cố bật máy cắt tại trạm Tân Sơn Nhất, ĐĐV HCM yêu cầu trung tâm OSC kiểm

tra các tính hiệu liên quan đến sự cố và báo lại cho ĐĐV HCM. Nếu các máy cắt thuộc quyền

điều khiển của A2, ĐĐV HCM phải báo cáo cho ĐĐV A2 xử lý.

Trong trường hợp có yêu cầu thao tác hoặc kiểm tra tại trạm để phối hợp xử lý thì trung tâm

OSC phải cử nhân viên bảo trì đến trạm Tân Sơn Nhất để thao tác hoặc kiểm tra và báo kết quả

về ĐĐV HCM để xử lý hoặc báo cáo cho ĐĐV A2 xử lý, tùy quyền điều khiển thiết bị.

2.2. Chế độ vận hành khi sự cố hệ thống Scada tại Trung tâm Điều độ HTĐ.

- Tại Trung tâm OSC: Hệ thống máy tính giám sát trạm Tân Sơn Nhất vận hành bình

thường. Hệ thống camera giám sát trạm Tân Sơn Nhất vận hành bình thường. Bộ phận trực tại

OSC và trực bảo trì đảm bảo 24/7.

- Tại TTĐĐ: Hệ thống scada không thao tác được các thiết bị tại trạm Tân Sơn Nhất.

Trong chế độ vận hành sự cố này, ĐĐV HCM báo cho trung tâm OSC biết tình hình sự cố

và yêu cầu trung tâm OSC cử nhân viên vận hành đến trạm thao tác và báo cáo kết quả về ĐĐV

HCM. Mọi lệnh thao tác từ ĐĐV HCM đến trạm Tân Sơn Nhất sẽ do trung tâm OSC thực hiện.

ĐĐV HCM báo tình hình sự cố hệ thống scada cho bộ phận trực vận hành Scada để khắc phục

sự cố.

Sau khi Scada khắc phục xong sự cố sẽ vận hành trở lại chế độ vận hành bình thường.

2.3. Chế độ vận hành khi sự cố hệ thống giám sát tại Trung tâm Giám sát vận hành.

- Tại Trung tâm điều độ Hệ thống điện TP HCM (TTĐĐ): Hệ thống scada vận hành bình

thường, có thể thao tác từ xa các thiết bị tại trạm Tân Sơn Nhất theo danh sách đính kèm trong

quy trình “Phối hợp điều khiển thao tác xa qua hệ thống scada tại trạm 110kV Tân Sơn Nhất”.

- Tại Trung tâm OSC: Hệ thống máy tính giám sát trạm Tân Sơn Nhất bị sự cố không thể

giám sát từ xa. Hệ thống camera giám sát trạm Tân Sơn Nhất vận hành bình thường. Bộ phận

trực tại OSC và trực bảo trì đảm bảo 24/7.

Trong chế độ vận hành sự cố này, Trung tâm OSC báo cho ĐĐV HCM biết tình hình sự cố

và cử nhân viên vận hành đến trạm Tân Sơn Nhất để giám sát tại chổ.

Sau khi trung tâm OSC khắc phục xong sự cố sẽ vận hành trở lại chế độ vận hành bình

thường.

. PHƯƠNG ÁN DIỄN TẬP.

3.1.Giải thích các danh từ sử dụng trong tình huống vận hành.

+ A2: Điều độ viên của Trung tâm Điều độ Hệ Thống Điện Miền Nam.

+ ĐĐHCM: Điều độ viên của Trung tâm Điều độ Hệ Thống Điện Tp.HCM.

+ GĐ: Nhân viên vận hành Đội quản lý lưới điện của Cty Điện lực Gia Định.

+ TB: Nhân viên vận hành Đội quản lý lưới điện của Cty Điện lực Tân Bình.

+ CT: Trực ban vận hành Công ty Lưới điện Cao Thế.

+ OSC: Nhân viên vận hành tại trung tâm OSC.

.2. Các phương án diễn tập.

3.2.1 Vận hành trạm Tân Sơn Nhất ở chế độ bình thường.

3.2.1.1 Công tác phát tuyến 15kV.

Thực hiện cô lập phát tuyến 15kV để công tác bảo trì lưới, các thao tác theo trình tự sau:

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Đăng ký công tác tại trạm Tân Sơn Nhất:

+ Cắt MC 882 Hồng Hà trạm Tân Sơn Nhất;

+ Đưa MC 882 ra khỏi vận hành;

+ Đóng tiếp địa 882-76 để công tác.

+ Kiểm tra dòng 3 pha MC 882 Hồng Hà

+ Cắt từ xa MC882 Hồng Hà, kiểm tra dòng 3 pha.

II.

Yêu cầu OSC đưa MC882 Hồng Hà ra khỏi vận hành, đóng tiếp địa 882-76

ĐĐ HC M

+ Bàn giao TB: MC882 Hồng Hà đã cắt, đưa ra khỏi vận hành, đóng tiếp địa 882-76 xong.

3.2.1.2 Công tác cô lập các thiết bị tại trạm.

Thực hiện cô lập một phần hoặc toàn phần trạm Tân Sơn Nhất để công tác bảo trì trạm,

các thao tác theo trình tự sau:

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Đăng ký ĐĐHCM công tác tại trạm Tân Sơn Nhất: Cô lập C11, MC171, MC112, T1, C81, MC 831, MC812 phục vụ công tác bảo trì.

+ Kiểm tra các phát tuyến trên C81 đã cô lập

II.

OSC

+ Kiểm tra MC 812 đã cắt.

Đăng ký A2 công tác tại trạm Tân Sơn Nhất: Cô lập C11, MC171, MC112, T1, C81, MC831, MC812 phục vụ công tác bảo trì, với xác nhận:

III.

+ Các phát tuyến trên C81 đã cô lập;

ĐĐ HC M

+ MC 812 đang cắt.

IV.

Yêu cầu ĐĐHCM thao tác tại trạm Tân Sơn Nhất: Cô lập C11, MC171, MC112, T1, C81, MC831, MC812 theo phiếu thao tác.

+ Kiểm tra MC171, 112; đóng

+ Kiểm tra MC172, DCL172-7: mở

+ Cắt từ xa MC 831, kiểm tra C81 mất điện.

+ Cắt từ xa MC131, kiểm tra T1 mất điện

+ Cắt từ xa MC841

10.

+ Đóng từ xa DCL 172-7

11.

ĐĐ HC M

+ Đóng từ xa MC172, kiểm tra dòng 3 pha

12.

+ Cắt từ xa MC171, kiểm tra dòng 3 pha

13.

+ Mở từ xa DCL 171-7.

14.

+ Mở từ xa MC112, kiểm tra C11 mất điện

15.

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

+ Mở từ xa DCL 112-1

16.

+ Mở từ xa DCL 112-2

17.

+ Mở từ xa DCL 171-1.

18.

+ Mở từ xa DCL 131-1

19.

+ Mở từ xa DCL 131-3

20.

21.

+ Yêu cầu OSC xác nhận các trạng thái tại trạm Tân Sơn Nhất sau khi thao tác từ xa xong.

22.

+ Yêu cầu OSC chuyển các khóa scada các thiết bị vừ thao tác sang chế độ Local.

+ Đưa MC 8 1 ra khỏi vận hành.

23.

+ Kéo MC 812 ra khỏi vận hành.

24.

+ Đóng tiếp địa 831-38

25.

+ Đóng tiếp địa 131-38

26.

+ Đóng tiếp địa 112-15

27.

VI.

OSC

+ Đóng tiếp địa 171-75

28.

+ Đóng tiếp địa 112-14

29.

+ Kéo TUC81 ra khỏi vận hành

30.

+ Kéo MC841 ra khỏi vận hành.

31.

32.

+ Báo A2: MC171, 112, 831, T1, C11, C81 trạm Tân Sơn Nhất đã cô lập xong

VII.

ĐĐ HC M

33.

+ Bàn giao CT: MC171, 112, 831, T1, C11, C81 trạm Tân Sơn Nhất đã cô lập xong

3.2.1.3 Sự cố phát tuyến 15kV.

Tình huống khi phát tuyến 15kV bật sự cố, trình tự xử lý như sau:

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Báo ĐĐHCM sự cố tại trạm Tân Sơn Nhất:

+ Bật MC 882 Hồng Hà;

+ Tín hiệu relay: 50ABCN;

OSC

+ Dòng sự cố: A = 4,5kA; B = 6kA, C= 8kA, A= 2,5kA;

+ Dòng điện trước khi sự cố: 160A

* Báo TB: MC882 Hồng Hà trạm Tân Sơn Nhất bị sự cố:

+ Tín hiệu relay: 50ABCN;

II.

+ Dòng sự cố: A = 4,5kA; B = 6kA, C= 8kA, A= 2,5kA;

ĐĐ HC M

+ Dòng điện trước khi sự cố: 160A

III.

Đăng ký ĐĐHCM đưa MC882 Hồng Hà ra khỏi vận hành, đóng tiếp địa 882-76 để xử lý sự cố.

+ Yêu cầu OSC đưa MC882 Hồng Hà ra khỏi vận hành, đóng tiếp địa 882-76.

IV.

ĐĐ HC M

+ Bàn giao TB: MC882 Hồng Hà đã đưa ra khỏi vận hành, đóng tiếp địa 882-76 xong.

3.2.1.3 Sự cố trạm.

Tình huống khi T1 bật sự cố mất điện, trình tự xử lý như sau:

Mục Địa

Trình tự thao tác

Thời gian Người

điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Báo ĐĐHCM sự cố tại trạm Tân Sơn Nhất:

+ Bật MC 131, 831 mất điện T1;

OSC

+ Tín hiệu relay: 87T;

+ C81 mất điện, trên C81 không có phát tuyến bị sự cố.

+ Thông báo A2 tình hình sự cố trạm Tân Sơn Nhất.

II.

ĐĐ HC M

III.

+ Yêu cầu ĐĐHCM kiểm tra sơ bộ, cô lập T1, chuyển C81 cho C82 cung cấp nếu không có sự cố trên C81.

Yêu cầu OSC:

+ Đưa MC8 1 ra khỏi vận hành

+ Đưa MC812 vào vận hành.

+ Đóng từ xa MC812, kiểm tra C81 có điện.

+ Đóng từ xa các MC 871 Yên Thế, 873 Hậu Cần, 881 Quốc Dung, 883 Huy Liệu, 885 Văn Trỗi.

+ Thông báo cho Tân Bình và Gia Định tình hình mất điện, yêu cầu chuyển tải (nếu xảy ra qua tải T2)

IV.

ĐĐ HC M

+ Mở từ xa DCL 131-1

+ Mở từ xa DCL 131-3

Yêu cầu OSC thao tác:

+ Đóng DTĐ 1 1-38

10.

+ Đóng DTĐ 8 1-38

Bàn giao CT: T1 đã cô lập, tiếp địa 131-38, 831-38 xong.

11.

3.2.2 Vận hành trạm Tân Sơn Nhất ở chế độ sự cố.

3.2.2.1 Sự cố hệ thống Scada.

3.2.2.1 Công tác phát tuyến 15kV.

Khi thực hiện cô lập phát tuyến 15kV để công tác bảo trì lưới nhưng khi thao tác hệ

thống Scada sự cố không thao tác được, cách thao tác xử lý như sau:

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Đăng ký công tác tại trạm Tân Sơn Nhất:

+ Cắt MC 882 Hồng Hà trạm Tân Sơn Nhất;

+ Đưa MC 882 ra khỏi vận hành;

+ Đóng tiếp địa 882-76 để công tác.

+ Kiểm tra dòng 3 pha MC 882 Hồng Hà

+ Cắt từ xa MC882 Hồng Hà, kiểm tra dòng 3 pha. – Cắt không thành công.

+ Thông báo cho bộ phận trực Scada biết tình hình sự cố hệ thống Scada để xử lý.

II.

ĐĐ HC M

Yêu cầu OSC Cắt MC882 Hồng Hà, đưa MC882 Hồng Hà ra khỏi vận hành, đóng tiếp địa 882-76

+ Bàn giao TB: MC882 Hồng Hà đã cắt, đưa ra khỏi vận hành, đóng tiếp địa 882-76 xong.

3.2.2.2 Công tác cô lập các thiết bị tại trạm.

Thực hiện cô lập một phần hoặc toàn phần trạm Tân Sơn Nhất để công tác bảo trì trạm

nhưng khi thao tác hệ thống Scada sự cố không thao tác được, cách thao tác xử lý như sau:

Mục Địa

Trình tự thao tác

Thời gian Người

điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Đăng ký ĐĐHCM công tác tại trạm Tân Sơn Nhất: Cô lập C11, MC171, MC112, T1, C81, MC 831, MC812 phục vụ công tác bảo trì.

+ Kiểm tra các phát tuyến trên C81 đã cô lập

II.

OSC

+ Kiểm tra MC 812 đã cắt.

Đăng ký A2 công tác tại trạm Tân Sơn Nhất: Cô lập C11, MC171, MC112, T1, C81, MC831, MC812 phục vụ công tác bảo trì, với xác nhận:

III.

+ Các phát tuyến trên C81 đã cô lập;

ĐĐ HC M

+ MC 812 đang cắt.

IV.

Yêu cầu ĐĐHCM thao tác tại trạm Tân Sơn Nhất: Cô lập C11, MC171, MC112, T1, C81, MC831, MC812 theo phiếu thao tác.

ĐĐ HC M

Báo OSC hệ thống scada xảy ra sự cố không thác từ xa được trạm Tân Sơn Nhất, yêu cầu OSC chuyển khóa scada sang chế độ Local và thao tác tại chổ theo phiếu thao tác.

+ Kiểm tra MC171, 112; đóng

+ Kiểm tra MC172, DCL172-7: mở

+ Cắt MC831, kiểm tra C81 mất điện.

+ Cắt MC841.

10.

VI.

OSC

+ Cắt MC131, kiểm tra T1 mất điện

11.

+ Đóng DCL 172-7

12.

+ Đóng MC172, kiểm tra dòng 3 pha

13.

+ Cắt MC171, kiểm tra dòng 3 pha

14.

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

+ Mở DCL 171-7.

15.

+ Mở MC112, kiểm tra C11 mất điện

16.

+ Mở DCL 112-1

17.

+ Mở DCL 112-2

18.

+ Mở DCL 171-1.

19.

+ Mở DCL 131-1

20.

+ Mở DCL 131-3

21.

+ Đưa MC 8 1 ra khỏi vận hành.

22.

+ Đóng tiếp địa 831-38

23.

+ Đóng tiếp địa 131-38

24.

+ Đóng tiếp địa 112-15

25.

+ Đóng tiếp địa 171-75

26.

+ Đóng tiếp địa 112-14

27.

+ Kéo TUC81 ra khỏi vận hành

28.

+ Kéo MC841 ra khỏi vận hành.

29.

30.

+ Thông báo cho bộ phận trực Scada biết tình hình sự cố hệ thống Scada để xử lý.

31.

+ Báo A2: MC171, 112, 831, T1, C11, C81 trạm Tân Sơn Nhất đã cô lập xong

VII.

ĐĐ HC M

32.

+ Bàn giao CT: MC171, 112, 831, T1, C11, C81 trạm Tân Sơn Nhất đã cô lập xong

3.2.2.3 Sự cố phát tuyến 15kV.

Tình huống khi phát tuyến 15kV bật sự cố nhưng hệ thống scada đang sự cố không thao tác từ xa được, phần phát hiện cô lập để xử lý như phần trước. Trình tự xử lý khi tái lập sau sự cố như sau:

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Đăng ký tái lập sau khi xử lý sự cố tuyến 882 Hồng Hà tại trạm Tân Sơn Nhất:

+ Mở tiếp địa 882-76;

+ Đưa MC 882 Hồng Hà vào vận hành;

+ Đóng MC 882 Hồng Hà.

Yêu cầu OSC thao tác:

+ Mở tiếp địa 882-76;

+ Đưa MC 882 Hồng Hà vào vận hành.

+ Chuyển khóa scada sang Remote.

+ Đóng từ xa MC882 Hồng Hà. – Không thao tác từ xa được.

II.

Yêu cầu OSC thao tác:

ĐĐ HC M

+ Chuyển khóa scada sang Local.

+ Đóng MC 882 Hồng Hà.

Thông báo TB tái lập tuyến 882 Hồng Hà tốt.

+ Thông báo cho bộ phận trực Scada biết tình hình sự cố hệ thống Scada để xử lý.

3.2.2.4 Sự cố trạm.

Tình huống khi T1 bật sự cố mất điện nhưng hệ thống scada đang sự cố không thao tác từ xa được, trình tự xử lý như sau:

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Báo ĐĐHCM sự cố tại trạm Tân Sơn Nhất:

+ Bật MC 131, 831 mất điện T1;

OSC

+ Tín hiệu relay: 87T;

+ C81 mất điện, trên C81 không có phát tuyến bị sự cố.

+ Thông báo A2 tình hình sự cố trạm Tân Sơn Nhất.

II.

ĐĐ HC M

III.

+ Yêu cầu ĐĐHCM kiểm tra sơ bộ, cô lập T1, chuyển C81 cho C82 cung cấp nếu không có sự cố trên C81.

IV.

ĐĐ HC M

Báo OSC hệ thống scada xảy ra sự cố không thác từ xa được trạm Tân Sơn Nhất, yêu cầu OSC chuyển khóa scada sang chế độ Local và thao tác tại chổ theo yêu cầu của ĐĐHCM.

+ Đưa MC8 1 ra khỏi vận hành

+ Đưa MC812 vào vận hành.

+ Đóng MC812, kiểm tra C81 có điện.

OSC

+ Đóng các MC 871 Yên Thế, 873 Hậu Cần, 881 Quốc Dung, 883 Huy Liệu, 885 Văn Trỗi.

VI.

+ Thông báo cho Tân Bình và Gia Định tình hình mất điện, yêu cầu chuyển tải (nếu xảy ra qua tải T2)

ĐĐ HC M

+ Mở DCL 131-1

10.

+ Mở DCL 131-3

11.

VII.

OSC

+ Đóng DTĐ 1 1-38

12.

+ Đóng DTĐ 8 1-38

13.

Trình tự thao tác

Thời gian Người

Mục

Địa điểm

Bước

Nội dung

Bắt đầu

Nhận lệnh

Kết thú c

Ra lện h

Đã thự c hiệ n

Bàn giao CT: T1 đã cô lập, tiếp địa 131-38, 831-38 xong.

14.

VIII.

15.

+ Thông báo cho bộ phận trực Scada biết tình hình sự cố hệ thống Scada để xử lý.

ĐĐ HC M

3.2.3.2 Sự cố hệ thống giám sát tại trung tâm OSC .

Khi thực hiện cô lập phát tuyến 15kV để công tác bảo trì lưới nhưng tại trung tâm Giám sát vận hành OSC không giám sát được, OSC cử người đến trực tiếp trạm Tân Sơn Nhất để giám sát. Mọi thao tác của trạm Tân Sơn Nhất giống như chế độ vận hành bình thường nhưng OSC sẽ cử người giám sát tại trạm.

DATALIST TẠI TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

1 1 1 C

ố s V k 0 1 1

ố s V k 2 2 / 5 1

Stt Hiển Thị Chú Thích

V k 2 2 / 5 1 n à i g

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

1 T A B M

ộ L

a r

1 3 1 - 1 T A B M

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

ộ L

V k 2 2 / 5 1 n à i g t ế K

t ế k L C D

y â d g n ờ ư Đ

i á c h n a h T

1 F I 2 I U 3 U 4 P 1 4 3 3 1 1 4 3 3 1 1 4 3 3 1 1 4 3 3 1 1 3 1 4 3 3 1 1 3 3 1 1 4 3 3 1 4 3 3 1 1 3

5 Q 1 1 1 1 1 1 1 Đo Lường

6 PF 7 TPI 8 OT 1 1 1 1 1 1 1 1

9 HV WT 1

10 LV WT 1

Tổng Tín Hiệu Đo Lường Input 1 48Vdc Fault Tần số (Hz) Dòng sự cố A/B/C/N (kV) Dòng điện (A/kA) Điện áp line (kV) Điện áp (V/kV) Công suất tác dụng (W/Mw) Công suất phản kháng (Var/Mvar) Hệ số công suất Nấc OLTC Nhiệt độ dầu (°C) Nhiệt độ cuộn dây phía cao (°C) Nhiệt độ cuộn dây phía hạ (°C) Nguồn 48Vdc lỗi 0 1 4 14 14 14 4 14 4 12 14 10 0 12

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

(1 Bit)

2 110Vdc Fault 3 220Vdc Fault Nguồn 110Vdc lỗi Nguồn220Vdc lỗi

ộ L

1 1

4 Tủ sạc 48Vdc lỗi 1

5 Tủ sạc 110Vdc lỗi 1

6 Tủ sạc 220Vdc lỗi 1 48Vdc Charger Fault 110Vdc Charger Fault 220Vdc Charger Fault

1 1 1

10 1

11 1 RTU lỗi Gateway lỗi RTU ở chế độ điều khiển từ xa Gateway ở chế độ điều khiển từ xa

12 1 1 1 1 1 1 1 Ngăn lộ ở chế độ điều khiển tại chỗ/Từ xa

13 3 3 2 Thiết bị (MC, DCL, DTĐ) ở chế độ điều khiển tại chỗ/Từ xa 7 220/380Vac Fault Nguồn 220/ 80Vac lỗi 8 RTU Fault 9 Gateway Fault RTU On Remote Control Gateway On Remote Control Bay On Local/Remote Control Device (CB,DS,ES) On Local/Remote Control

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

ộ L

Bay On Mimic/Computer Control

14 1 1 1 1 1 1 1 1 Ngăn lộ ở chế độ điều khiển tại tủ /Máy tính

SF6 MC báo động SF6 MC khóa Đứt chì

15 SF6 CB Alarm 16 SF6 CB Lockout 17 Fuse Blown 18 Spring Discharged Lò xo chưa nén 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

19 Động cơ MC quá tải

20 Động cơ DCL/DTĐ quá tải

21 MC ở vị trí thử nghiệm 1 1 1 1 1

22 MC ở vị trí vận hành 1 1 1 1 1

23 TU ở vị trí thử nghiệm 1

24 TU ở vị trí vận hành 1

25 MCB Ac của thiết bị Off 3 3 2

26 MCB Dc của thiết bị Off 3 3 2 CB Motor Overload DS/ES Motor Overload CB On Test Position CB On Service Position TU On Test Position TU On Service Position Device MCB Ac Off Device MCB Dc Off

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

27 Bay MCB Ac Off MCB Ac của ngăn lộ Off 28 Bay MCB Dc Off MCB Dc của ngăn lộ Off 29 MCB VT Line Off MCB điện áp đường dây Off 3 3 3 3 1 1 1 1 1 1 1 1

ộ L 1 1

1 1 1 1 1 1 3 3 1

30 MCB điện áp TC1 Off 1 1

31 MCB điện áp TC2 Off MCB VT Bus-1 Off MCB VT Bus-2 Off

32 74-1 Trip 1 1 1 1 1 1

33 74-2 Trip 1 1 1

1 1 1 1 2 1 1 3 1 2 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 34 Relay F86-1 Trip 35 Relay F86-2 Trip 36 Relay Fail 37 27 Alarm 38 59 Trip 39 Sw 81 On/Off

40 81 Trip 1

41 Sw 79 On/Off 1 1

42 79 Succeesful Rơle giám sát cuộn cắt 1 tác động Rơle giám sát cuộn cắt 2 tác động Rơle khóa F86-1 tác động Rơle khóa F86-2 tác động Rơle mất nguồn nuôi Bảo vệ điện áp thấp báo động Bảo vệ quá điện áp tác động Bảo vệ tần số On/Off Rơle bảo vệ tần số thấp tác động Chứa năng tự đóng lại On/Off Tự đóng lại thành công 1 1

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

43 79 Block 44 Sw 87Bus On/Off 1 1

ộ L 1

45 87Bus-1Trip 1

46 87Bus-2 Trip 1

47 Sw 25 On/Off 48 25 Succeesful 1 1 1 1

49 87L Trip 1

50 21 Trip Zone 1 1

51 21 Trip Zone 2 1

52 21 Trip Zone 3 1

53 21 Trip Zone 4 1

54 50/51P Trip 1 1 1 1 1 1 1

55 50/51N Trip 1 1 1 1 1 1 1

56 67/67N Main Trip 1 Tự đóng lại bị khóa Bảo vệ 87Bus On/Off Bảo vệ 87Bus tác động vùng 1 (TC11) Bảo vệ 87Bus tác động vùng 2 (TC12) Hòa đồng bộ On/Off Hòa đồng bộ thành công Bảo vệ so lệch dọc đường dây tác động Bảo vệ khoảng cách tác động vùng 1 Bảo vệ khoảng cách tác động vùng 2 Bảo vệ khoảng cách tác động vùng 3 Bảo vệ khoảng cách tác động vùng 4 Bảo vệ quá dòng pha tác động Bảo vệ quá dòng đất tác động Bảo vệ quá dòng có hướng (chính) tác động

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

ộ L

57 1

67/67N Backup Trip 58 50BF Trip 1 1 1 1 1 1

59 87T Main Trip 1

60 87T Backup Trip 1

61 50REFP Trip 1

62 50REFS Trip 1

63 50/51GNS 1

64 49 Alarm 1

65 33 Main Alarm 1

66 33 Main Trip 1

67 33 OLTC Alarm 1

68 33 OLTC Trip 1

Bảo vệ quá dòng có hướng (dự phòng) tác động Bảo vệ hư hỏng MC tác động Bảo vệ so lệch MBA (chính) tác động Bảo vệ so lệch MBA (dự phòng) tác động Bảo vệ so lệch trung tính phía cao tác động Bảo vệ so lệch trung tính phía hạ tác động Bảo vệ quá dòng trúng phía hạ tác động Bảo vệ quá tải báo động Rơle mức dầu cao MBA báo động Rơle mức dầu thấp MBA tác động Rơle mức dầu cao OLTC báo động Rơle mức dầu thấp OLTC tác động Rơle dòng dầu MBT báo

69 96-1 Alarm 1

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

ộ L

70 96-1 Trip 1

71 63 Main Rapid Trip 1

72 1 63 Main Relief Trip

73 80 OLTC Trip 1

74 63 OLTC Trip 1

75 26W-1 HV Alarm 1

76 26W-2 HV Trip 1

77 26W-1 LV Alarm 1

78 26W-2 LV Trip 1

79 26O-1 Alarm 1

80 26O-2 Trip 1

81 1 OLTC On Man/Auto động Rơle dòng dầu MBT tác động Rơle bảo vệ áp suất đột xuất MBA tác động Rơle bảo vệ áp suất hỗ trợ MBA tác động Rơle dòng dầu OLTC báo động Rơle bảo vệ áp OLTC tác động Rơle bảo vệ nhiệt độ cuộn dây phía cao báo động Rơle bảo vệ nhiệt độ cuộn dây phía cao tác động Rơle bảo vệ nhiệt độ cuộn dây phía hạ báo động Rơle bảo vệ nhiệt độ cuộn dây phía hạ tác động Rơle bảo vệ nhiệt độ dầu báo động Rơle bảo vệ nhiệt độ dầu tác động OLTC ở chế độ bằng tay/Tự động

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

ộ L

OLTC On Local/Remote 83 OLTC Fault 84 OLTC Inprogress

82 OLTC ở chế độ tại chỗ/Từ xa 1

1 1

85 1 Fan On Local/Remote

86 Fan On Man/Auto 1

1 1

89 1

90 1

91 1

92 1

93 1 OLTC lỗi OLTC đang hoạt động Quạt làm mát ở chế độ tại chỗ/Từ xa Quạt làm mát ở chế độ tại bằng tay/Tự động Quạt làm mát nhóm 1 lỗi Quạt làm mát nhóm 2 lỗi Quạt làm mát nhóm 1 đang hoạt động Quạt làm mát nhóm 2 đang hoạt động Hệ thống chữa cháy MBA T1 báo động Hệ thống chữa cháy MBA T2 báo động Hệ thống chữa cháy nhà điều hành báo động

94 1 Hệ thống chữa cháy nhà Gis 110kV báo động 87 Fan Group1 Fault 88 Fan Group2 Fault Fan Group1 Running Fan Group2 Running T1 Transformer Fire Sysem Alarm T2 Transformer Fire Sysem Alarm Operator Building Fire System Alarm 110kV Gis Building Fire System Alarm

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

ộ L

95 1 Hệ thống chữa cháy nhà 15/22kV báo động

96 Hệ thống chiếu sáng lỗi 1

97 Hệ thống lạnh lỗi 1

98 Cửa trạm hoạt động 1 15/22kV Building Fire System Alarm Lighting System Fail Cooling System Fail Substation Door Running

Tổng Tín Hiệu Input 1 Bit

Input (2 Bit)

19 3 0 0 44 34 33 29 12 9 12 17 3 1 1 2 1 3 2 6 1 1 2 1 2 4 7 1 2 1 1 2 1 1 1 2 1 0 1 1 3 5 1 1 0 4 10 1 1 0 1

4 1

Output (2 Bits) 5 1 1 CB Close/Open 2 DS Close/Open 3 ES Close/Open Tổng Tín Hiệu Input 2 Bits 1 Close/Open CB 2 Close/Open DS 3 Close/Open ES Start/Stop Fan Group 1 Start/Stop Fan Group 2

6 Start/Stop OLTC MC đóng/mở DCL đóng/mở DTĐ đóng/mở Đóng/mở MC Đóng/mở DCL Đóng/mở DTĐ Khởi động/dừng quạt làm mát nhóm 1 Khởi động/dừng quạt làm mát nhóm 2 Khởi động/dừng bộ đổi nấc 1

7 Fan Man/Auto Chế độ bằng tay/tự động quạt 1

1 1 1 C

n à i g

Stt Hiển Thị Chú Thích

g n ổ t

1 - V k 2 2 / 5 1

m o C

g n ù d ự t

Tín Hiệu

1 ù b ụ T

V k 2 2 / 5 1

n à i g t ế K

1 T A B M

ộ L

i á c h n a h T

a r

ố s V k 0 1 1

y â d g n ờ ư Đ

ố s V k 2 2 / 5 1

1 3 1 - 1 T A B M

t ế k L C D

i á c h n a h T

T B M

V k 0 1 1 n à i g t ế K

ộ L

làm mát

8 OLTC Man/Auto 1

CB Buscoupler Man/Syn

9 1

Tổng Output 2 Bits

Output (1 Bit) 1 Raise OLTC 2 Lower OLTC 3 Reset Lockout 86

Tổng Output 1 Bit Chế độ bằng tay/tự động bộ đổi nấc MC kết giàn thao tác bằng tay/Hòa đồng bộ Tăng nấc OLTC Giảm nấc OLTC Giải trừ rơle khóa 86 0 0 3 1 1 4 1 1 0 0 2 1 1 1 0 0 0 5 0 1 0 1 0 0 0 0 1 0