Quá trình triển khai thực hiện TBA 110 kV không người trực tại Công ty Lưới điện cao thế miền Trung và các thuận lợi khó khăn trong quản lý vận hành

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:13

Thêm vào BST

Báo xấu

58
lượt xem 2
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Bài viết trình bày tổng quan về cơ sở pháp lý, mục tiêu và quá trình triển khai thực hiện lộ trình chuyển các TBA 110 kV sang vận hành không người trực (KNT) của CGC; Quy mô và hiện trạng lưới điện 110 kV do CGC quản lý vận hành; Quá trình triển khai của CGC.

Chủ đề:

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

Lưu

Nội dung Text: Quá trình triển khai thực hiện TBA 110 kV không người trực tại Công ty Lưới điện cao thế miền Trung và các thuận lợi khó khăn trong quản lý vận hành

630 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 QUÁ TRÌNH TRIỂN KHAI THỰC HIỆN TBA 110 KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG VÀ CÁC THUẬN LỢI KHÓ KHĂN TRONG QUẢN LÝ VẬN HÀNH Tổng công ty Điện lực miền Trung 1. TỔNG QUAN VỀ CƠ SỞ PHÁP LÝ, MỤC TIÊU VÀ QUÁ TRÌNH TRIỂN KHAI THỰC HIỆN LỘ TRÌNH CHUYỂN CÁC TBA 110 KV SANG VẬN HÀNH KHÔNG NGƯỜI TRỰC (KNT) CỦA CGC Trên cơ sở quyết định số 1670/QĐTTg ngày 8/11/2012 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt đề án lưới điện thông minh tại Việt Nam, EVNCPC đã có quyết định số 1975/QĐEVNCPC ngày 24/4/2013 phê duyệt lộ trình phát triển lưới điện thông minh của EVNCPC gồm 4 hợp phần, trong hợp phần 3 “Tự động hóa lưới điện phân phối nhằm vận hành tối ưu hệ thống và tăng độ tin cậy”, cấu phần “Tự động hóa để chuyển các TBA 110 kV sang vận hành không người trực” là nội dung quan trọng nhất đã được EVNCPC tập trung chỉ đạo Công ty Lưới điện cao thế miền Trung (CGC) triển khai thực hiện. Mục tiêu của việc thực hiện TBA 110 kV KNT là thực hiện thu thập, giám sát đầy đủ các dữ liệu vận hành và điều khiển từ xa các TBA 110 kV từ các Trung tâm điều khiển (TTĐK) nhằm đảm bảo vận hành tin cậy, hiệu quả lưới điện và đồng thời nâng cao năng suất lao động. Bên cạnh các thuận lợi cơ bản như: CGC luôn được EVNCPC quan tâm chỉ đạo sát sao và bố trí nguồn kinh phí thực hiện; Đội ngũ cán bộ kỹ thuật của CGC có đủ trình độ chuyên môn và kinh nghiệm trong công tác quản lý vận hành (QLVH) cũng như kịp thời nắm bắt và ứng dụng tiến bộ khoa học công nghệ, đặt biệt trong lĩnh vực tự động hóa; CGC luôn được sự quan tâm hỗ trợ của các đơn vị bạn, đặt biệt là Công ty TNHH MTV Thí nghiệm điện miền Trung (ETC); Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung (A3), các Công ty Điện lực…, quá trình chuyển các TBA 110 kV sang KNT cũng đối mặt không ít khó khăn, thách thức như: Trong giai đoạn đầu chưa có các quy định của cấp trên về tiêu chuẩn kỹ thuật, các quy trình QLVH các TBA KNT và các TTĐK; Phần lớn các TBA 110 kV do CGC QLVH đã đưa vào sử dụng quá lâu, qua nhiều lần nâng cấp cải tạo nên thiết bị cũ kỹ, lạc hậu, không đồng bộ, kém tin cậy nên việc nâng cấp cải tạo đòi hỏi có giải pháp tối ưu, phù hợp trong điều kiện nguồn vốn còn nhiều khó khăn, đặc biệt là quá trình thi công phải đảm bảo không ảnh hưởng đến cung cấp điện an toàn liên tục cho phụ tải…
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 631 Phát huy các thuận lợi, khắc phục các khó khăn, trong thời gian qua, CGC đã nỗ lực không ngừng để hoàn thành các nhiệm vụ do EVNCPC giao theo lộ trình: Ban đầu là thực hiện thí điểm chuyển TBA 110 kV Lăng Cô sang KNT thành công vào năm 2014; Hoàn thành việc khôi phục và đảm bảo kết nối tin cậy tín hiệu SCADA về A3 đối với 100% các TBA 110 kV do CGC quản lý trước ngày 31/12/2014 theo đúng yêu cầu của EVN; Khảo sát hiện trạng để xây dựng đề án chuyển các TBA 110 kV sang KNT giai đoạn 2015 2020, trong đó đề xuất các tiêu chuẩn, giải pháp cụ thể phù hợp với các quy định và điều kiện thức tế… Nhờ đó đến thời điểm hiện tại, công tác chuyển các TBA 110 kV sang KNT của CGC đã được triển khai đồng bộ, đáp ứng yêu cầu theo lộ trình được duyệt, cụ thể đến thời điểm hiện tại CPC đã đưa vào vận hành 7 TTĐK và CGC đã có 34 TBA đáp ứng tiêu chí KNT, trong đó đã hoàn thiện công tác chuẩn bị về lực lượng, các quy trình, cơ sở vật chất… để thực hiện KNT tại 22 TBA và theo kế hoạch, đến cuối năm 2017 sẽ có 51/89 TBA đủ điều kiện vận hành KNT tại 9/11 TTĐK; Đến cuối năm 2018 sẽ có 76/89 TBA đủ điều kiện vận hành KNT tại 11/11 TTĐK; đến cuối năm 2019 toàn bộ 100% các TBA 110 kV của CGC sẽ vận hành KNT, hoàn thành lộ trình trước thời hạn theo kế hoạch ban đầu (2020) một năm. 2. QUY MÔ VÀ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN 110 KV DO CGC QUẢN LÝ VẬN HÀNH 2.1. Quy mô Tính đến ngày 31/7/2017, quy mô lưới điện 110 kV do CGC quản lý vận hành trên địa bàn 11 tỉnh/thành phố khu vực miền Trung và Tây nguyên, gồm:  89 TBA 110 kV với 128 MBA, tổng công suất 3775 MVA.  2.912,27 km đường dây 110 kV (1.826,64 km ĐZ mạch đơn, 542,83 km ĐZ 110 kV mạch kép).  Ngoài ra, CGC còn được giao QLVH 06 nhà máy thủy điện với tổng công suất 31,25 MW. 2.2. Hiện trạng hệ thống ĐKBV, SCADA các TBA 110 kV Các TBA 110 kV do CGC quản lý được đầu tư qua nhiều giai đoạn, bắt đầu từ những năm 1990 đến nay, đã qua nhiều lần nâng cấp, cải tạo… nên trừ những trạm được đầu tư vào giai đoạn sau những năm 2007 trở lại đây, hầu hết các trạm còn lại thiết bị không đồng bộ, lạc hậu kỹ thuật, làm việc kém tin cậy… Đến trước thời điểm thực hiện đề án chuyển các TBA sang KNT (2015), có thể phân loại các TBA theo 3 nhóm như sau: Nhóm 1 (27 TBA): Thiết bị ĐKBV, SCADA được đầu tư đồng bộ. Các rơle bảo vệ đạt chuẩn IEC61850; Trang bị đầy đủ các BCU cho các ngăn lộ; Hệ thống SCADA sử dụng Gateway với đầy đủ cấu hình phần cứng kèm phần mềm đảm bảo yêu cầu điều
632 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 khiển tích hợp từ máy tính (DCS) và thu thập đầy đủ dữ liệu, kết nối với tất cả các thiết bị trong trạm. Các TBA này được đầu tư sau năm 2010. Nhóm 2 (15 TBA): Đa phần các rơle bảo vệ đạt chuẩn IEC61850; Không trang bị BCU cho các ngăn lộ (chỉ sử dụng tính năng BCU kết hợp trong rơle để kết nối tín hiệu tối thiểu với A3); Hệ thống SCADA có sử dụng Gateway nhưng với cấu hình phần cứng, phần mềm ở mức tối thiểu, chỉ để thu thập kết nối đủ tín hiệu các thiết bị phía 110 kV và các lộ tổng trung thế với A3; Thực hiện điều khiển truyền thống tại các tủ bảng điều khiển mà không được trang bị hệ thống điều khiển tích hợp DCS. Nhóm 3 (47 TBA): Gồm các TBA còn lại, được đưa vào vận hành từ trước năm 2007, thiết bị ĐKBV không đồng bộ, nhiều chủng loại, lạc hậu kỹ thuật. Hầu hết các rơle bảo vệ thuộc thế hệ cũ, kém tin cậy, không có chuẩn giao thức IEC61850; Trạm thực hiện điều khiển bằng tủ bảng điều khiển truyền thống. Hệ thống SCADA tại trạm theo giải pháp truyền thống, bao gồm các tủ RTU, tủ SIC (phần lớn sử dụng RTU mã hiệu XCell của hãng Microsol và một số ít của các hãng khác). Các thiết bị SCADA thuộc thế hệ cũ, chỉ đủ năng lực kết nối đủ tín hiệu tối thiểu về A3, làm việc kém tin cậy, hiện không còn phụ kiện thay thế khi có hư hỏng xảy ra… 3. QUÁ TRÌNH TRIỂN KHAI CỦA CGC  Năm 2014 CGC hoàn thành dự án thí điểm cải tạo TBA 110 kV Lăng Cô để chuyển sang vận hành KNT với giải pháp bổ sung các BCU, đầu tư Gateway để thu thập đầy đủ dữ liệu SCADA đối với tất cả các thiết bị để thực hiện giám sát, điều khiển từ TTĐK (lúc đó đặt tại B07); hoàn thiện các hệ thống phụ trợ (PCCC, camera…).  Trên cơ sở Công văn số 4613/EVNKTSX ngày 17/11/2014 của EVN về sử dụng hiệu quả hệ thống điều khiển tích hợp (DCS), ngày 26/11/2014, EVNCPC có Công văn số 6652/EVNCPCKT+TCNS+QLĐT giao cho CGC triển khai thực hiện trung tâm thao tác xa và thực hiện bán người trực hoặc không người trực tại tất cả các TBA 110 kV đã được đầu tư hệ thống DCS.  Trên cơ sở đó, tháng 2/2015, CGC trình Đề án tổng thể bao gồm quy mô, giải pháp và lộ trình để chuyển các TBA 110 kV sang KNT, theo đó: (i) Xây dựng các Trung tâm thao tác tại các CNĐCT các tỉnh; (ii) Ưu tiên đầu tư thiết bị phụ trợ để chuyển trước các TBA thuộc Nhóm 1 sang vận hành KNT; (iii) Đầu tư bổ sung hệ thống (phần mềm, phần cứng) để kết nối hoàn thiện tín hiệu SCADA cho tất cả thiết bị, trang bị các hệ thống phụ trợ để chuyển các TBA thuộc Nhóm 2 sang KNT; (iv) Từng bước cải tạo hệ thống ĐKBV, SCADA và trang bị hệ thống phụ trợ đối với các TBA thuộc nhóm 3 với lộ trình hoàn thành toàn bộ trong giai đoạn 2015 2020.  Tuy nhiên tại thời điểm trên do EVN, EVNCPC chưa ban hành thống nhất tiêu chuẩn kỹ thuật về TBA KNT cũng như các quy định về TTĐK nên đề án trên chưa được
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 633 phê duyệt thực hiện. Mặc dù vậy trong năm 2015, EVNCPC vẫn đẩy nhanh tiến độ xây dựng 2 TTĐK các tỉnh Thừa Thiên Huế (trên cơ sở mở rộng hệ thống MiniSCADA hiện có) và Bình Định (theo dự án vốn DEP) để kết nối các TBA đã đủ điều kiện KNT. Đến ngày 01/01/2016, toàn CGC đã có 10 TBA được kết nối và giám sát, điều khiển từ các TTĐK này. CGC cũng hoàn tất các thủ tục liên quan như bố trí, đào tạo, sát hạch nhân lực các tổ thao tác, ban hành các quy trình vận hành… để thực hiện KNT các TBA này. Tuy nhiên, tại thời điểm đó, do chưa có tiêu chuẩn thống nhất về TBA KNT; các TBA vẫn còn một số tồn tại do thời gian triển khai quá ngắn… nên trong giai đoạn đầu, CGC vẫn thực hiện chế độ trực 1 người/ca để hỗ trợ TTĐK trong việc giám sát, thao tác, XLSC cũng như bảo vệ trạm.  Trên cơ sở kinh nghiệm từ việc thực hiện các công việc trong giai đoạn 2014 2015, đặc biệt là sau khi EVN ban hành văn bản 4725/EVNKTSX ngày 11/11/2015 về định hướng phát triển TTĐK xa, TBA KNT và quyết định số 176/QĐEVN ngày 4/3/2016 về việc ban hành Quy định Hệ thống điều khiển trạm biến áp 500 kV, 220 kV, 110 kV trong Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam, từ năm 2016 EVNCPC đã thống nhất quy mô, giải pháp, lộ trình chuyển các TBA sang KNT cụ thể nêu ở mục 4 dưới đây. 4. QUY MÔ, GIẢI PHÁP CHUYỂN CÁC TBA SANG KNT 4.1. Đối với các TBA thuộc Nhóm 1 (DCS)  Cấu hình hệ thống SCADA, thí nghiệm EndtoEnd để đảm bảo đáp ứng đầy đủ toàn bộ tín hiệu SCADA của trạm về TTĐK theo giao thức IEC608705104/101 và về A3 theo giao thức IEC608705101.  Bổ sung hệ thống camera giám sát an ninh, PCCC và chống đột nhập.  Hoàn thiện hệ thống viễn thông dùng riêng kết nối từ trạm về TTĐK theo cơ chế 1+1. 4.2. Đối với các TBA Nhóm 2 (đã có Gateway nhưng mới lấy tín hiệu chưa đầy đủ của phía 110 kV, lộ tổng trung thế)  Hiện tại RTU/Gateway tích hợp tại các TBA sử dụng giao thức IEC61850 để kết nối trực tiếp với các rơle bảo vệ và các thiết bị điện tử thông minh (IED) từ cấp lộ tổng trung thế MBA trở lên (đối với các Chi nhánh chưa có hệ thống MiniSCADA), đồng thời kết nối với hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung qua giao thức IEC608705101. Do đó để kết nối các TBA này với trung tâm
634 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 điều khiển cần phải bổ sung kết nối giữa các RTU/Gateway tích hợp với các rơle và các thiết bị điện tử thông minh (IED) cấp các ngăn lộ phân phối trung/hạ thế và các thanh cái trung/hạ thế: Các ngăn lộ trung thế sử dụng rơle không có và không hỗ trợ giao thức IEC61850 hoặc IEC608705101, modbus thì cần thiết phải thay thế các rơle này bằng rơle mới có hỗ trợ giao thức IEC61850 để kết nối với các RTU/Gateway tích hợp. Bổ sung BCU để quản lý phần phân phối trung/hạ thế hoặc phần 110 kV còn thiếu tín hiệu theo datalist quy định.  Đối với các RTU/Gateway tích hợp không có khả năng mở rộng kết nối với các rơle và BCU lắp mới để bổ sung tín hiệu còn thiếu thì sẽ được thay thế bằng Gateway mới và sử dụng phần mềm SCADA của hãng Suvalent.  Cấu hình hệ thống SCADA, thí nghiệm EndtoEnd để đảm bảo đáp ứng đầy đủ toàn bộ tín hiệu SCADA của trạm về TTĐK theo giao thức IEC608705104/101 và về A3 theo giao thức IEC608705101.  Bổ sung hệ thống camera giám sát an ninh, PCCC và chống đột nhập.  Hoàn thiện hệ thống viễn thông dùng riêng kết nối từ trạm về TTĐK theo cơ chế 1+1. 4.3. Đối với các TBA Nhóm 3  Nâng cấp, cải tạo thay thế hệ thống ĐKBV, SCADA hiện có trên cơ sở các nguyên tắc sau: + Sử dụng lại các rơle có hỗ trợ giao thức IEC61850; IEC608705101; modbus. Thay thế các rơle cũ, lạc hậu, không có giao thức bằng rơle có hỗ trợ giao thức IEC61850. Trang bị BCU cho các ngăn lộ. Kết hợp thay thế một số tủ ĐKBV quá cũ, đấu nối phức tạp do qua nhiều lần cải tạo… + Thay thế RTU cũ bằng hệ thống Gateway với phần cứng, phần mềm (Survalent) đủ cấu hình để thu thập đầy đủ dữ liệu SCADA kết nối TTĐK và A3. + Cấu hình hệ thống SCADA, thí nghiệm EndtoEnd để đảm bảo đáp ứng đầy đủ toàn bộ tín hiệu SCADA của trạm về TTĐK theo giao thức IEC608705104/101 và về A3 theo giao thức IEC608705101.  Đầu tư hệ thống viễn thông dùng riêng kết nối từ trạm về TTĐK.  Bổ sung hệ thống camera giám sát an ninh, PCCC và chống đột nhập. 5. LỘ TRÌNH THỰC HIỆN Với các giải pháp nêu trên, EVNCPC đã giao lộ trình chuyển các TBA 110 kV sang không người trực và phân công trách nhiệm thực hiện cho các đơn vị thực hiện cụ thể như sau:
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 635 Số TBA hoàn thành nâng cấp cải tạo để chuyển KNT Nội dung 31/12/16 31/7/17 31/12/17 31/12/18 31/12/19 CGC thực hiện 25 9 17 25 13 Đơn vị khác t/h 7 1 6 4 0 Tổng số 32 10 23 29 13 Như vậy, theo kết quả đã thực hiện đến 31/7/2017 và lộ trình nêu trên thì đến cuối năm 2019 toàn bộ các TBA 110 kV do CGC quản lý (bao gồm 89 trạm hiện tại và các trạm tiếp nhận QLVH mới) sẽ được thực hiện KNT. 6. PHƯƠNG ÁN THỰC HIỆN CHUYỂN CÁC TBA SANG KNT CỦA CGC  Nguồn vốn thực hiện: Vốn ĐTXD và SCL (đối với các nội dung công việc phù hợp với tính chất SCL) hàng năm do EVNCPC giao.  EVNCPC mua sắm tập trung và cấp các thiết bị chính các (rơle và BCU…).  ETC gia công chế tạo các tủ ĐKBV, Gateway kèm phần mềm đồng bộ cho các công trình; Thí nghiệm và cấu hình các Gateway, máy tính HMI; Thí nghiệm pointopoin tại trạm. Phương án đem lại hiệu quả to lớn trong công tác thi công cũng như QLVH, XLSC sau này, đặc biệt là CGC hoàn toàn chủ động về phần mềm trong việc nâng cấp mở rộng, XLSC sau này.  Thi công lắp đặt phần điện: CGC tự thực hiện.  ETC phối hợp với các Công ty Điện lực thí nghiệm EndtoEnd về TTĐK và phối hợp với A3 thí nghiệm EndtoEnd về phòng điều độ A3.  Hệ thống phụ trợ: EVNCPC giao cho các đơn vị thực hiện TTĐK thực hiện hoặc CGC thực hiện.  Phương án thi công đảm bảo cung cấp điện an toàn và giảm thời gian mất điện: + Tùy theo mặt bằng phòng điều khiển mà xây dựng mới và bố trí các tủ ĐKBV phù hợp, không ảnh hưởng đến sự vận hành của các thiết bị hiện hữu của trạm. + Thi công không cắt điện: Lắp đặt tủ ĐKBV, kéo rải cáp nhị thứ và đấu nối trong tủ ĐKBV mới. Đến ngày cắt điện cô lập thiết bị nhất thứ thì tiến hành đấu nối lên thiết bị. + Đối với các TBA có 02 MBA và hệ thống đường dây 110 kV nhận từ 02 nguồn khác nhau thì cắt điện từng thanh cái để thi công.
636 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 + Đối với các TBA có 01 MBA: Cắt điện MBA 2 ngày, sáng cắt chiều trả. Trong ngày thứ nhất CGC sẽ thi công đấu nối nhất, nhị thứ và bàn giao thiết bị cho ETC trước 8h sáng. ETC thí nghiệm tổng mạch, SCADA tối thiểu đủ điều kiện kết nối A3 để trả lại MBA vào cuối ngày. Ngày cắt điện thứ 2 sẽ hoàn thiện tín hiệu SCADA về A3 và TTĐK. + Thí nghiệm EndtoEnd về TTĐK và A3: Để giảm thời gian thí nghiệm thì CGC phối hợp với ETC thực hiện thí nghiệm pointtopoint tại trạm và Công ty Điện lực cấu hình tại TTĐK, A3 cấu hình tại phòng điều độ. + Thí nghiệm, nghiệm thu pointtopoint tại trạm thì tổ công tác phía đầu TTĐK và A3 theo dõi trạng thái trên màn hình HMI và tiến hành nghiệm thu đồng thời. + Thí nghiệm điều khiển tại A3 thì TTĐK theo dõi trạng thái thiết bị trên màn hình HMI và ngược lại thí nghiệm điều khiển tại TTĐK thì A3 theo dõi trạng thái thiết bị trên màn hình HMI và tiến hành nghiệm thu đồng thời. 7. PHƯƠNG ÁN SẮP XẾP VÀ THỰC HIỆN VIỆC BỐ TRÍ LAO ĐỘNG TẠI CÁC TỔ THAO TÁC LƯU ĐỘNG CỦA CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG THEO TIÊU CHÍ TBA 110 KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC 7.1. Mô hình tổ chức để thực hiện QLVH các TBA 110 kV theo tiêu chí TBA 110 kV không người trực bao gồm: a. Trung tâm điều khiển xa được thành lập trên cơ sở phòng điều độ của các công ty điện lực. b. Các Tổ thao tác lưu động trực thuộc Công ty Lưới điện cao thế miền Trung, chịu sự quản lý trực tiếp của các chi nhánh điện cao thế. Các Tổ thao tác lưu động được bố trí căn cứ vào số lượng và vị trí địa lý của các TBA không người trực (trung bình 5 TBA/tổ) và phải đảm bảo có mặt tại hiện trường để tiến hành thao tác và XLSC trong vòng không quá 01 giờ. Đối với các TBA vùng sâu, vùng xa thì bố trí Tổ thao tác theo từng TBA, cụ thể:  Năm 2017 thành lập 23 Tổ thao tác lưu động và 6 Tổ thao tác TBA.  Năm 2018 thành lập 32 Tổ thao tác lưu động và 8 Tổ thao tác TBA.  Năm 2019 thành lập 36 Tổ thao tác lưu động và 21 Tổ thao tác TBA. 7.2. Mô hình tổ chức QLVH các TBA 110 kV theo tiêu chí không người trực  Giai đoạn đầu khi chuyển các TBA 110 kV sang không người trực, khi hệ thống vận hành chưa ổn định, tại các TBA 110 kV vẫn phải duy trì 05 người. Lực lượng
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 637 này làm việc theo chế độ 3 ca 5 kíp. Chức năng nhiệm vụ là trực giám sát, bảo vệ, phối hợp thao tác, XLSC; trực PCBL, tham gia PCCC.  Sau khi TBA 110 kV vận hành ổn định (dự kiến sau 03 tháng), chuyển các TBA 110 kV sang không người trực. Riêng các TBA 110 kV xây dựng mới tại các tỉnh đã có Trung tâm điều khiển thì chuyển sang không người trực ngay sau khi tiếp nhận QLVH.  Tại các TBA 110 kV không có người trực, thuê bảo vệ chuyên nghiệp trực 24/24h, đối với ca từ 22h00 đến 6h00 hôm sau có 02 nhân viên trực bảo vệ, các ca còn lại thì có 01 nhân viên trực bảo vệ.  Căn cứ lộ trình, đối với các TBA 110 kV chưa đủ điều kiện không người trực thì được bố trí sang vận hành 9 người/TBA.  Trình các cơ quan PCCC địa phương phê duyệt phương án PCCC TBA 110 kV không người trực (có lực lượng bảo vệ tại trạm). 7.3. Phương án đào tạo, sắp xếp lại lao động hiện đang QLVH các TBA 110 kV theo tiêu chí TBA 110 kV không người trực  Lựa chọn, đào tạo các lao động đủ điều kiện vận hành các Tổ thao tác lưu động theo tiêu chí TBA 110 kV không người trực.  Theo phương án bố trí lao động như trên, Công ty Lưới điện cao thế miền Trung lập phương án bố trí lao động để đảm bảo QLVH các TBA 110 kV theo tiêu chí TBA 110 kV không người trực giai đoạn 2016 2020 như sau: + Tổng số lao động QLVH tại các TBA 110 kV và Tổ TTLĐ đến ngày 10/8/2017 là 734 người, theo mô hình quản lý như trên thì tổng lao động dôi dư theo các giai đoạn: + Năm 2017 số lao động dôi ra là 168 người; + Năm 2018 số lao động dôi ra là 302 người; + Năm 2019 số lao động dôi ra là 269 người. Nhằm ổn định tư tưởng cho CBCNV sau khi chuyển TBA 110 kV sang vận hành ở chế độ không người trực (KNT), CGC đã chuẩn bị phương án sắp xếp lao động dôi dư, trước mắt để ổn định việc làm, đời sống và cũng cố tinh thần cho CBCNV không bị dao động, lo lắng mất việc làm. Công ty tìm mọi biện pháp để sắp xếp bố trí người lao động (NLĐ) không ai bị mất việc làm. Giải pháp đề xuất để giải quyết công ăn việc làm cho NLĐ sau khi chuyển các TBA 110 kV sang không người trực là Thành lập các phân xưởng/tổ dịch vụ tại các chi nhánh trên cơ sở lao động dôi dư sau khi chuyển các TBA sang KNT và chuyển cho các đơn vị khác (chuyển sang vận hành các NMTĐ, chuyển cho các PC).
638 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017  Lao động dôi ra sau khi chuyển các TBA sang KNT năm 2018 là 302 người, năm 2019 là 269 người: Bố trí cho Thủy điện Chà Val 27 người năm 2019. Bố trí cho các XNTĐ hiện đang thiếu người so với ĐMLĐ là 10 người trong năm 2018 và 2019. Thay thế cho lao động về hưu năm 2018 là 5 người và năm 2019 là 7 người. Như vậy lao động còn lại năm 2018 là 287 người và năm 2019 là 226 người bố trí vào các Tổ dịch vụ tại các CNĐCT.  Thành lập các Tổ dịch vụ tại các CNĐCT, thực hiện các công việc: SCL, ĐTXD (tự thực hiện thi công xây lắp, tư vấn đầu tư xây dựng tự thực hiện),…;  Thành lập Xí nghiệp dịch vụ SCTN trên cơ sở XN SCTN với lao động hiện tại 56 người, thực hiện các công việc: Thí nghiệm định kỳ; Thi công xây lắp và công việc ĐTXD, SCL,…;  Thành lập Ban QLDA dự kiến khoảng từ 20 đến 30 người tách từ cơ quan công ty và các đơn vị (nếu cần). Thực hiện công việc quản lý các dự án,…; Như vậy lao động thực tế chuyển sang đơn vị dịch vụ năm 2018 là 363 người (gồm XN DV SCTN 56 + Các tổ dịch vụ tại các CNĐCT 287 người + Ban QLDA 20 người), năm 2019 là 302 người (gồm XN DV SCTN 56 + Các tổ dịch vụ tại các CNĐCT 226 người + Ban QLDA 20 người). 8. THUẬN LỢI VÀ KHÓ KHĂN KHI CHUYỂN SANG QLVH CÁC TBA KNT 8.1. Thuận lợi  EVNCPC đã có chủ trương thành lập các TTĐK tại các phòng điều độ điện lực tỉnh từ ban đầu và đề ra giải pháp kỹ thuật kết nối các TBA về TTĐK, do đó khi EVN ban hành quy định về TTĐK thì các đơn vị liên quan của CPC trong đó có CGC có nhiều thuận lợi trong việc triển khai thực hiện.  6/7 TTĐK do nhân sự của CPC tự làm chủ công nghệ và phát triển do đó đã chủ động trong hoàn thành các công việc được giao đúng tiến độ.  Hạ tầng viễn thông được CPC tập trung về một đầu mối do ban CNTT chủ trì và lập phương án, triển khai mua sắm tập trung thiết bị và trang bị đồng bộ cho các tỉnh do đó đảm bảo được yêu cầu kết nối các TBA 110 kV KNT về các TTĐK.  Các TBA 110 kV được CPC thống nhất phương án kỹ thuật cải tạo sang không người trực từ sớm và quan tâm, bố trí nguồn vốn đầy đủ do đó mặc dù hạ tầng đa số cũ kỹ, lạc hậu nhưng đã được đầu tư đồng bộ, kịp thời với tiến độ đưa vào hoạt động của các TTĐK, đảm bảo các TTĐK hoạt động hiệu quả.  Khả năng làm chủ công nghệ: Tại các TBA 110 kV do CGC quản lý, hiện nay đang sử dụng phần mềm SCADA chủ yếu của 3 hãng Suvarlent, ATS, ABB. Lực lượng
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 639 kỹ thuật của CGC được đào tạo đầy đủ và bài bản để làm chủ công nghệ, cụ thể như sau: + Phần mềm của công ty ATS thực hiện cấu hình tại Gateway lắp mới của các TBA 110 kV kết nối về TTĐK Quảng Trị, Quảng Ngãi và Bình Định thì CGC đã làm chủ được công nghệ sau quá trình được đào tạo bài bản (công trình đầu tiên tự thực hiện là tại TBA 110 kV Tam Quan). + Phần mềm Suvarlent được CPC mua sắm tập trung và giao cho ETC thực hiện. Hiện nay CPC và ETC đang bắt đầu triển khai thực hiện nội dung đào tạo chuyển giao công nghệ cho CGC. Dự kiến đến năm 2018 thì CGC sẽ làm chủ được công nghệ. 8.2. Khó khăn 8.2.1. Lưới điện chưa đảm bảo N1  CGC gặp nhiều khó khăn trong việc cắt điện thi công, đặc biệt đối với các TBA có 01 MBA và đường dây độc đạo, liên kết yếu.  Thiết bị nhất thứ của trạm gồm nhiều chủng loại, đã vận hành lâu năm, đặc biệt là các bộ phận cơ khí, các cơ cấu chấp hành của các DCL làm việc không tin cậy gây khó khăn trong việc QLVH TBA KNT. 8.2.2. Hệ thống SCADA và viễn thông dùng riêng  Kết nối tín hiệu SCADA với TTĐK thường bị mất kết nối do nhiều nguyên nhân như hệ thống máy tính chủ, thiết bị đầu cuối thông tin tại TTĐK, đường truyền thông tin và thiết bị đầu cuối thông tin, gateway tại trạm bị treo hoặc hư hỏng, do đó việc xác định nguyên nhân hư hỏng ban đầu gặp nhiều khó khăn do có nhiều đầu mối quản lý vận hành.  Tổ thao tác lưu động có nhiệm vụ thực hiện xử lý bước đầu sự cố các thiết bị SCADA, viễn thông tại các TBA và các thiết bị trên lưới thuộc phạm vi quản lý. Tuy nhiên trong định mức lao động quy định không có bộ phận trực SCADA và VTDR, lực lượng làm công tác SCADA và VTDR tại các chi nhánh chỉ có 01 người làm công tác kiêm nhiệm. Do đó CGC gặp nhiều khó khăn trong việc xử lý sự cố hệ thống thông tin do nhân sự của tổ TTLĐ chủ yếu làm về hệ thống điện không có chuyên môn sâu về hệ thống SCADA và viễn thông, trong khi phạm vi quản lý các thiết bị SCADA, viễn thông của các tổ TTLĐ và chi nhánh điện cao thế rộng lớn.  Tín hiệu SCADA đối với các TBA cũ: Do hệ thống điều khiển và bảo vệ rơle, cũng như thiết bị nhất thứ được thiết kế trước đây không đảm bảo tín hiệu kết nối scada theo data list quy định. Việc bổ sung rất tốn kém và rất khó thực hiện do không thể cắt điện. CGC đề nghị trong quá trình nghiệm thu tín hiệu SCADA thu thập tại các TBA 110 kV KNT kết nối về TTĐK thì căn cứ thực tế thiết bị tại trạm, chấp nhận cho vận
640 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 hành TBA không người trực không cần phải bổ sung đối với một số tín hiệu SCADA còn tồn tại do thiết bị hiện hữu của trạm không đáp ứng nhưng không ảnh hưởng đến sự vận hành an toàn của TBA.  Hiện nay nhân viên tổ TTLĐ không theo dõi, giám sát được tình hình vận hành của thiết bị (do không được trang bị hệ thống giám sát) nên không thể phát hiện kịp thời tình trạng bất thường của thiết bị trong vận hành để có thể ngăn ngừa sự cố xảy ra, cũng như không nắm được các thông tin sự cố kịp thời để phán đoán, xác định nguyên nhân và đề ra biện pháp khắc phục kịp thời nên sẽ dẫn đến thời gian xử lý, khắc phục sự cố kéo dài. Đề xuất chia sẻ tín hiệu SCADA và hệ thống camera giám sát an ninh từ các TTĐK về các tổ thao tác lưu động cũng như trực ban B07 của CGC (CPC đang giao PEC lập đề án này). 8.2.3. Định mức lao động Theo quyết định số 3827/EVNTC&NS ngày 14/9/2016 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc quy định định mức lao động quản lý vận hành các TBA:  Tổ thao tác lưu động bố trí theo từng cụm TBA, mỗi tổ phụ trách trung bình 5 TBA KNT. Thời gian có mặt tại hiện trường để thao tác và xử lý sự cố không quá 01 giờ. Định mức lao động 10 người/tổ (gồm 5 trực chính và 5 trực phụ, trong đó tổ trưởng kiêm trực chính), bố trí trực theo chế độ 3 ca 5 kíp.  Bố trí tổ thao tac lưu động theo từng TBA, áp dụng đối với những TBA ở xa trung tâm, có điều kiện đi lại khó khăn không thể bố trí theo cụm TBA để đảm bảo có mặt tại hiện trường không quá 01 giờ khi cần phải thao tác hoặc xử lý sự cố hoặc những trạm nằm trong khu vực hiểm trở dễ bị chia cắt khi xảy ra thiên tai lũ lụt ảnh hưởng đến vận hành và xử lý sự cố. Định mức lao động 5 người/Tổ, 1 người/ca, bố trí trực theo chế độ 3 ca 5 kíp, trong đó phải có 1 người sẵn sàng để huy động khi cần phải thao tác hoặc xử lý sự cố đảm bảo thời gian có tại hiện trường không quá 01 giờ. Trong quá trình QLVH trên thực tế đã phát sinh khó khăn như sau:  Đối với tổ TTLĐ 10 người: Khi xảy ra sự cố xếp chồng 02 TBA trở lên cần phải thao tác và xử lý sự cố thì 02 trực ca đương phiên không thể xử lý kịp thời được và trong vòng 01 giờ huy động 02 trực ca mới bổ sung để thao tác, xử lý sự cố sẽ gặp khó khăn, nhất là trong thời gian ban đêm, thời tiết khắc nghiệt.  Đối với tổ TTLĐ 5 người: Khi cần phải thao tác và xử lý sự cố thì việc huy động 01 người dự phòng để sẵn sàng làm việc trong thời gian không quá 1 giờ gặp khó khăn trong việc bố trí ca trực dự phòng. Thời gian làm thêm giờ của người lao động vượt quá giờ quy định của Luật Lao động.  Xử lý khi có nhiều công tác: Đối với công việc thao tác (đóng, cắt tiếp địa) thiết
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 641 bị theo kế hoạch (TTĐK Fax phiếu thao tác trước 90 phút) thì tổ TTLĐ sẽ chủ động bố trí người đến địa điểm trước để đảm bảo thao tác thiết bị đúng kế hoạch. Tuy nhiên, một số trường hợp sẽ kéo dài thời gian thao tác ảnh hưởng đến công tác trên lưới cũng như thời gian xử lý, khắc phục sự cố, bàn giao và hoàn trả lưới để đóng điện vận hành, cụ thể: Với thao tác tại nhiều trạm theo kế hoạch (do chỉ biết trước 90 phút) nên đơn vị không thể bố trí đủ người đến địa điểm trước, phải chờ thời gian di chuyển của nhân viên tổ TTLĐ. Trong khi đang chờ tại địa điểm để thao tác thiết bị theo kế hoạch tại TBA này mà có thao tác thiết bị đột xuất ở TBA khác để XLSC thì phải chờ vì thời gian di chuyển rất lâu (hoặc dừng thao tác tại điểm theo kế hoạch để đến trạm cần thao tác XLSC rồi quay lại địa điểm định trước để thao tác rất mất thời gian).  Định mức lao động của bộ phận gián tiếp tại các chi nhánh Điện cao thế phụ thuộc vào tỉ lệ % của số lượng nhân viên trực tiếp lao động tại đơn vị. Như vậy sau khi chuyển các TBA sang vận hành KNT thì số lượng người trực tiếp làm việc sẽ giảm xuống kéo theo số lượng lao động gián tiếp tại các Chi nhánh sẽ không đảm bảo đủ số lượng người để thực hiện công việc được giao. Với định mức tổ TTLĐ quy định như trên thì việc quản lý công tác thuật tại các tổ TTLĐ sẽ không có người làm. 8.2.4. Sắp xếp lao động dôi dư Tổng số lao động dôi dư đến cuối năm 2019 sau khi hoàn thành chuyển các TBA sang vận hành KNT là 226 người. Đề nghị CPC sớm phê duyệt phương án thành lập các phân xưởng/tổ dịch vụ tại các chi nhánh trên cơ sở lao động dôi dư sau khi chuyển các TBA sang KNT và chuyển cho các đơn vị khác (chuyển sang vận hành các NMTĐ, chuyển cho các PC). Việc hợp đồng bảo vệ đối với các TBA vùng sâu, vùng xa quá khó khăn, nhiều nơi không tìm được đơn vị hợp đồng bảo vệ cho các TBA. Đề nghị CPC thống nhất cho CGC sử dụng lực lượng lao động dôi dư các trạm chuyển sang làm bảo vệ sau khi sắp xếp lại mức lương phù hợp với công việc mới. 8.2.5. Phương tiện kiểm tra các TBA không người trực Để thực hiện nội dung Công văn số 5157/EVNCPCKT+CNTT+KH+AT ngày 8/8/2017 của Tổng công ty Điện lực miền Trung về việc hướng dẫn tạm thời về tần suất kiểm tra TBA 110 kV không người trực tối thiểu 01 lần/tuần, kiểm tra đêm 02 lần/tuần và trang bị dụng cụ và phương tiện cho tổ TTLĐ xe ô tô bán tải loại 5 người. Tuy nhiên đến thời điểm hiện nay xe ô tô vẫn chưa được trang bị, trong khi với tần suất kiểm tra như trên thì tổ TTLĐ ngày nào cũng đến trạm để kiểm tra, do đó chi nhánh khó khăn trong việc thực hiện công tác QLVH đảm bảo an toàn. Phương án PCCC TBA KNT được các Chi nhánh ĐCT tỉnh làm việc tiếp công an PCCC địa phương để được phê duyệt. Tuy nhiên ngày 11/11/2016 Cục Cảnh sát PCCC&CNCH (C66) có công văn số 3813/PCCC&CNCHP6 đề nghị cảnh sát PCCC
642 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 và PC66 công an các địa phương không chấp thuận với các giải pháp về PCCC bổ sung cho các TBA không người trực. Do đó CGC phải lập lại phương án PCCC, trong đó không có nhắc đến TBA KNT mà chỉ đề cập đến việc sử lực lượng bảo vệ tại trạm để thực hiện việc chữa cháy ban đầu mới được công an PCCC các địa phương thông qua. Phần mềm của công ty ABB thực hiện cấu hình tại gateway lắp mới của các TBA 110 kV kết nối về TTĐK Quảng Nam và Gia Lai: CGC chỉ được đào tạo trước OJT (On job Training); không được đào tạo OJT và sau OJT, do đó không làm chủ được công nghệ, sẽ không thực hiện được các công việc cấu hình gateway lắp mới tại các trạm biến áp 110 kV thuộc dự MiniScada Quảng Nam và Gia Lai. Đề nghị trong quá trình triển khai dự án MiniSCADA tại các TBA 110 kV, CPC bổ sung các cán bộ kỹ thuật của CGC để thực hiện đào tạo sau OJT, đảm bảo làm chủ công nghệ cài đặt cấu hình các gateway lắp mới tại trạm trong việc mở rộng, nâng cấp và xử lý sự cố khi có hư hỏng rơle, gateway cần thay thế đảm bảo việc kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA từ trạm về các TTĐK sau này. 8.3. Kiến nghị  Tăng cường đầu tư lưới điện đảm bảo N1 để đảm bảo vận hành an toàn.  Bổ sung định mức lao động cho bộ phận làm công tác SCADA và VTDR tại các chi nhánh điện cao thế và tổ TTLĐ.  Bổ sung định mức lao động cho tổ TTLĐ để có người làm công tác QLKT.  Thành lập Công ty dịch vụ để giải quyết lao động dôi dư.  Chuyển lực lượng trực trạm sang làm công tác bảo vệ tại các TBA ở vùng sâu, vùng xa không thể thuê được lực lượng bảo vệ chuyên nghiệp.  Trang bị đầy đủ các ô tô và phương tiện QLVH cho các tổ TTLĐ.  Tổ chức lớp đào tạo sử dụng phần mềm SCADA của hãng ABB, Suvarlent cho cán bộ kỹ thuật của CGC để đảm bảo làm chủ công nghệ.