Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kv có người trực sang trạm biến áp không người trực

Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kv có người trực sang trạm biến áp không người trực Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kv có người trực sang trạm biến áp không người trực Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kv có người trực sang trạm biến áp không người trực Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kv có người trực sang trạm biến áp không người trực Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kv có người trực sang trạm biến áp không người trực Nghiên cứu việc chuyển đổi từ trạm biến áp 110kv có người trực sang trạm biến áp không người trực

GIỚI THIỆU

Đặt vấn đề

Chuyển đổi các trạm biến áp (110kV, 220kV, 500kV) từ có người trực sang không người trực là yêu cầu cần thiết trong quá trình hiện đại hóa hệ thống điện Quốc gia Các trạm biến áp không người trực tối ưu hóa quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm thiểu nhân lực và thiết bị trung gian, đồng thời nâng cao độ an toàn và độ tin cậy của thiết bị Điều này đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, đồng thời nâng cao mức độ an toàn cho nhân viên Việc xây dựng các trạm biến áp không người trực và thực hiện tự động hóa là bước đi quan trọng trong lộ trình phát triển lưới điện thông minh.

Để hiện đại hóa và nâng cao độ tin cậy trong vận hành, Công ty lưới điện cao thế miền Nam đang triển khai thí điểm một số trạm biến áp 110kV, chuyển đổi từ chế độ có người trực sang bán người trực, và cuối cùng là không người trực nhằm giảm thiểu nhân lực.

Để thực hiện chuyển đổi từ trạm biến áp 110kV có người trực sang không người trực, cần xây dựng một lộ trình chuyển đổi rõ ràng và hiệu quả.

Lý do chọn đề tài

Để đưa vào vận hành các trạm biến áp 110kV không người trực, cần xây dựng tiêu chí cho cả trạm mới và hiện hữu, cùng với phương án cải tạo các trạm hiện tại Đặc biệt, cần thiết lập quy trình chuyển đổi từ trạm có người trực sang trạm không người trực, đồng thời phát triển chức năng tự động hóa cho các trạm này.

Với sự phát triển mạnh mẽ của lưới điện và trạm 110kV hiện nay, việc quản lý và vận hành lưới điện theo phương pháp truyền thống sẽ đòi hỏi một lượng lớn nhân lực Do đó, cần tìm kiếm các giải pháp hiệu quả hơn để giảm chi phí vận hành.

Để nâng cao độ ổn định của lưới điện, việc tự động hóa trong vận hành các trạm biến áp 110kV là cần thiết Điều này không chỉ áp dụng cho Công ty lưới điện cao thế miền Nam mà còn cho toàn Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Nhiệm vụ của luận văn

Nghiên cứu này đề xuất giải pháp xây dựng quy trình chuyển đổi từ trạm biến áp 110kV có người trực sang trạm không người trực, bao gồm cải tạo các trạm hiện có và quy cách xây dựng trạm mới Mục tiêu là thực hiện chức năng tự động hóa cho các trạm không người trực, tiến tới việc đáp ứng tiêu chí của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và chiến lược phát triển lưới điện của Tổng Công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) cùng Công ty lưới điện cao thế miền Nam trong giai đoạn hiện nay.

Nội dung nghiên cứu

Nội dung nghiên cứu cần bám sát và nhằm đạt được các mục tiêu nghiên cứu:

- Nghiên cứu về các thiết bị trong trạm biến áp

- Nghiên cứu về Trung tâm điều khiển

- Nghiên cứu về Tổ thao tác lưu động

- Nghiên cứu về trực ban vận hành

- Nghiên cứu về hệ thống an ninh bảo vệ, camera

- Nghiên cứu về hệ thống PCCC tự động

- Nghiên cứu về chức năng tự động hóa của trạm biến áp

- Nghiên cứu về mô phỏng hệ thống Scada bằng Vijeo Citect.

Phương pháp nghiên cứu

Để giải quyết những vấn đề được đề cập đến trong đề tài, tác giả luận văn đã sử dụng các phuơng pháp nghiên cứu sau đây:

- Nghiên cứu tổng quan về lưới điện Công ty lưới điện cao thế miền Nam quản lý

- Xây dựng qui trình phối hợp khi chuyển đổi từ trạm 110kV có người trực sang trạm 110kV không người trực

- Phân tích tính kinh tế - tài chính, đề xuất giải pháp tối ưu hóa khi áp dụng tiêu chí trạm biến áp không người trực

- Đề xuất giải pháp cải tạo các trạm biến áp hiện hữu sang vận hành trạm không người trực

- Nghên cứu về tổng quan Scada tại trạm 110kV

- Nghiên cứu về chức năng tự động hóa ở trạm biến áp 110kV

- Mô phỏng hệ thống Scada bằng Vijeo Citect của Trạm 110kV Chợ Lách

1.6 Mục tiệu: Nhằm góp phần thúc thúc đẩy tiến độ thực hiện trạm biến áp 110kV không người trực.

HỆ THỐNG LƯỚI ĐIỆN CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN NAM

Giới thiệu tổng quan về lưới điện Công ty lưới điện cao thế miền Nam

Công ty Lưới điện cao thế miền Nam hiện đang quản lý lưới điện 110kV trên

21 tỉnh, thành trải dài từ Ninh Thuận đến Cà Mau (trừ TPHCM) với qui mô quản lý vận hành như sau:

- Tổng chiều dài đường dây 110kV là: 5.593,479 km

- Tổng số trạm biến áp: 220 trạm ( trong đó: 218 trạm 110kV + 1 trạm 220kV + 1 trạm cắt)

- Tổng số máy biến áp là: 366 máy ( trong đó có 365 máy 110kV; 01 máy 220kV)

- Tổng dung lượng máy biến áp là: 17.584 MVA ( trong đó có 17.334MVA MBA 110kV, 250MVA MBA 220kV) Đính kèm bảng vẽ

Trung tâm điều hành SCADA

Quản lý và vận hành hệ thống SCADA/DMS bao gồm xử lý sự cố, bảo trì, sửa chữa, thay thế và nâng cấp Đồng thời, việc quản lý kênh truyền SCADA và bảo vệ hệ thống qua hotline cũng là những yếu tố quan trọng để đảm bảo hoạt động hiệu quả và liên tục của hệ thống.

Chúng tôi cung cấp dịch vụ tư vấn, thiết kế và lắp đặt hệ thống SCADA/DMS, cùng với các giải pháp tự động hóa lưới điện và lưới điện thông minh Đội ngũ chuyên gia của chúng tôi sẽ hỗ trợ thu thập, xử lý và cung cấp thông tin từ hệ thống SCADA, đồng thời kết nối và trao đổi cơ sở dữ liệu với các hệ thống khai thác dữ liệu khác, đảm bảo hiệu quả và tối ưu hóa hoạt động của hệ thống điện.

- Đào tạo, vận hành, bảo trì, phát triển nguồn nhân lực các lĩnh vực SCADA/DMS, Tự động hoá lưới điện, lưới điện thông minh

- Bố trí trực theo dõi vận hành, chỉ huy điều hành, xử lý sự cố hệ thống SCADA/DMS và các trung tâm điều khiển xa theo chế độ 24/7

- Theo dõi, giám sát hệ thống điện thông qua hệ thống SCADA/DMS

Thu thập và xử lý thông tin từ hệ thống SCADA và hệ thống giám sát vận hành là rất quan trọng trong việc quản lý lưới điện Việc cung cấp thông tin chính xác giúp đề xuất các giải pháp hiệu quả liên quan đến công tác quản lý vận hành, từ đó nâng cao hiệu suất và độ tin cậy của lưới điện.

Đầu mối tiếp nhận thông tin và điều hành xử lý sự cố liên quan đến hệ thống điện bao gồm các kênh truyền SCADA, kênh truyền rơ-le bảo vệ và kênh truyền hotline.

Tổ chức thực hiện các công tác quản lý vận hành và điều độ hệ thống điện, bao gồm thông tin hệ thống SCADA/DMS, trung tâm điều khiển, và trạm biến áp 110kV không người trực Đẩy mạnh tự động hóa lưới điện và phát triển lưới điện thông minh theo phân cấp của Tổng công ty Điện lực miền Nam.

- Xây dựng và theo dõi thực hiện phương thức, kế hoạch vận hành Đề xuất phương thức vận hành tối ưu, các giải pháp chống quá tải lưới điện

- Theo dõi phụ tải, dự báo phụ tải Theo dõi tính toán độ tin cậy cung cấp điện

Thực hiện thống kê và phân tích để đánh giá tính toán theo yêu cầu vận hành của hệ thống điện phân phối Tổng hợp và cung cấp các số liệu cần thiết nhằm hỗ trợ quản lý và điều hành cung cấp điện, cũng như phục vụ cho việc báo cáo.

Để đảm bảo hiệu suất tối ưu cho hệ thống SCADA/DMS, cần thực hiện kiểm tra định kỳ và bảo trì các thiết bị như máy tính chủ trung tâm, thiết bị đầu cuối (RTU), thiết bị mạng và hệ thống viễn thông Ngoài ra, việc bảo dưỡng và sửa chữa các kênh bảo vệ, hotline, nguồn điện cùng các thiết bị giám sát và điều khiển xa trên lưới phân phối cũng rất quan trọng Nâng cấp hệ thống thường xuyên sẽ giúp duy trì tính ổn định và hiệu quả trong quá trình vận hành.

Cập nhật cơ sở dữ liệu và hiển thị sơ đồ lưới điện do EVN SPC quản lý là rất quan trọng để theo dõi vận hành hiệu quả Việc xử lý sai số dữ liệu hệ thống và khắc phục lỗi trong hệ thống SCADA/DMS đảm bảo giám sát và điều khiển tốt trong quá trình vận hành lưới điện.

- Phân quyền điều khiển, giám sát cho các cơ sở

Chúng tôi cung cấp dịch vụ tư vấn, thiết kế và lắp đặt hệ thống SCADA/DMS, bao gồm giám sát, cấu hình và kết nối mở rộng cả phần cứng lẫn phần mềm Chúng tôi chuyên về các giải pháp tự động hóa cho lưới điện và lưới điện thông minh.

Kết nối với các hệ thống cần thông tin từ hệ thống SCADA, bao gồm Trung tâm chăm sóc khách hàng, chương trình tính độ tin cậy và hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa, là rất quan trọng để tối ưu hóa quy trình hoạt động và nâng cao chất lượng dịch vụ.

- Ứng dụng các chức năng DMS của hệ thống;

- Nghiên cứu nâng cấp, phát triển hệ thống;

- Triển khai thực hiện kế hoạch điều khiển xa, lộ trình xây dựng hệ thống trạm biến áp 110kV không người trực vận hành;

- Triển khai các trung tâm điều khiển xa, trạm biến áp không người trực

Triển khai tự động hóa lưới điện và phát triển lưới điện thông minh, bao gồm hệ thống SCADA/DMS và các tính năng điều khiển tự động trên lưới điện phân phối, là nhiệm vụ quan trọng được giao cho EVN SPC.

- Đào tạo về lĩnh vực SCADA/DMS, tự động hóa lưới điện, lưới điện thông minh, vận hành các trung tâm điều khiển xa

- Xây dựng các quy trình, quy định liên quan.

Trung tâm điều khiển

Trung tâm điều khiển là cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin và viễn thông, cho phép giám sát và thao tác từ xa các thiết bị trong nhóm trạm biến áp (TBA) và thiết bị đóng cắt trên lưới điện Hoạt động của trung tâm này được thực hiện theo lệnh của cấp điều độ có quyền kiểm soát các thiết bị thuộc trung tâm điều khiển.

- Bố trí ít nhất 2 nhân viên trực vận hành, trong đó có 01 người đảm nhiệm chức danh trưởng ca

- Các nhân viên VHTTĐK khi vào nhận ca phải login vào hệ thống bằng password của mình và khi rời ca phải logout ra khỏi hệ thống

- Chấp hành lệnh chỉ huy điều của ĐĐV A2, ĐĐV PC theo phân cấp quyền điều khiển thiết bị

Việc điều khiển từ xa các thiết bị tại các trạm 110kV không người trực thuộc khu vực nhà quản lý vận hành sẽ được thực hiện theo lệnh cấp Điều độ liên quan.

Để đảm bảo các thông số vận hành đạt tiêu chuẩn và quy định hiện hành, cần thiết lập 7 phân cấp quyền điều khiển và thường xuyên theo dõi, giám sát các tín hiệu đo lường từ trạng thái thu thập trên màn hình SCADA.

Khi không thể thao tác từ xa hoặc cần xử lý sự cố khẩn cấp, nhân viên VHTTĐK sẽ ra lệnh cho tổ thao tác lưu động thực hiện các thao tác tại chỗ theo đúng quy định và qui phạm, với việc ghi âm 2 chiều để đảm bảo tính chính xác trong việc ra lệnh và nhận lệnh.

Để vận hành hiệu quả hệ thống điện 110kV, cần nắm vững sơ đồ lưới điện, sơ đồ truyền dẫn và kênh truyền SCADA Hiểu rõ phương thức vận hành và đặc tính kỹ thuật của các thiết bị tại trạm biến áp không người trực là rất quan trọng Đồng thời, kỹ năng thao tác thành thạo trên màn hình SCADA cũng là yếu tố cần thiết để đảm bảo hoạt động ổn định và an toàn cho hệ thống điện.

Khi máy cắt bật, nhân viên VHTTĐK sẽ truy xuất Relay từ xa hoặc liên hệ với đơn vị để lấy thông số sự cố và báo cáo cho các cấp Điều độ theo phân cấp.

Ghi nhận tất cả thông tin liên quan đến hoạt động tại Trung tâm Điều khiển, bao gồm việc vận hành tại trạm biến áp không người trực Các trở ngại trong quá trình thao tác và những vấn đề bất thường trong vận hành cần được báo cáo kịp thời với Lãnh đạo Chi nhánh và trực ban vận hành để phối hợp xử lý hiệu quả.

- Theo dõi tín hiệu SCADA và thông báo kịp thời cho bộ phận SCADA xử lý trong trường hợp có sự cố trên hệ thống SCADA

- Bảo đảm công tác vận hành an toàn, tin cậy và đúng quy trình, qui phạm.

Tổ thao tác lưu động

Tổ thao tác lưu động là đơn vị trực thuộc các Chi nhánh điện cao thế, được thành lập để hoạt động tại các cụm Trạm biến áp (TBA) và thiết bị đóng cắt trên lưới điện.

- Chấp hành lệnh chỉ huy thao tác, kiểm tra, xử lý sự cố của Trưởng kíp TTĐK

Trong chế độ vận hành bình thường và khi xảy ra sự cố, cần thực hiện tất cả các thao tác liên quan đến dao tiếp địa mà không thể thực hiện từ xa, theo yêu cầu của Trung tâm Điều khiển.

Để đảm bảo an toàn cho các nhóm công tác tại trạm biến áp hoặc trên lưới điện, cần thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường một cách nghiêm ngặt trong suốt thời gian làm việc.

- Tham gia hỗ trợ xử lý sự cố khi cần thiết

Tiến hành xử lý sự cố ban đầu cho các thiết bị SCADA và viễn thông tại các trạm biến áp, cùng với các thiết bị trong phạm vi quản lý Đảm bảo khắc phục các trở ngại liên quan đến mạch nhị thứ và thiết bị nhất thứ không thể điều khiển được.

- Kiểm tra định kỳ, giám sát, bảo dưỡng, sửa chữa thường xuyên các thiết bị trong trạm biến áp

- Kiểm tra định kỳ, bảo dưỡng, sửa chữa thường xuyên, xử lý sự cố hệ thống thông tin liên lạc, SCADA, mạng viễn thong cho SCADA

Tổ TTLĐ tham gia tích cực vào công tác phòng cháy chữa cháy, phòng chống thiên tai và tìm kiếm cứu nạn Trong những tình huống cần thiết, Tổ TTLĐ có khả năng được huy động để hỗ trợ các Tổ TTLĐ khác.

2.4.3 Các tiêu chí thành lập các tổ thao tác lưu động Để đảm bảo hoạt động hiệu quả, tin cậy, kịp thời việc hình thành các tổ thao tác lưu động cần xét đến các tiêu chí như sau:

- Khoảng cách di chuyển, địa hình, thời gian di chuyển:

+ Khoảng cách di chuyển nhỏ hơn 50km, tuy nhiên cần xét thêm thời gian di chuyển

Thời gian di chuyển từ trụ sở tổ thao tác lưu động đến các trạm biến áp 110kV phụ thuộc vào đặc điểm địa hình và phương tiện di chuyển Yếu tố quyết định trong quá trình này chính là thời gian di chuyển.

Thời gian di chuyển từ trụ sở Tổ TTLĐ đến TBA và có mặt tại hiện trường để xử lý sự cố không vượt quá 60 phút.

- Số lượng trạm biến áp Tổ TTLĐ phụ trách:

Trực ban vận hành vận hành Công ty lưới điện miền Nam

+ Mỗi Tổ TTLĐ phụ trách từ 03 TBA 110kV trở lên được kết nối với TTĐK Số lượng TBA phụ thuộc các yếu tố như sau:

Khu vực quản lý các Trạm Biến Áp (TBA) có thể huy động hỗ trợ từ các tổ thao tác và TBA khác khi cần thiết Khoảng cách và thời gian di chuyển giữa các khu vực đã được trình bày rõ ràng ở trên.

Đánh giá trình độ, năng lực quản lý cùng kinh nghiệm của đơn vị quản lý vận hành là rất quan trọng Đồng thời, cần xem xét tính chất phụ tải và mức độ yêu cầu cung cấp điện để đảm bảo hiệu quả trong quá trình vận hành.

- Đối với Tổ TTLĐ mà có thời gian di chuyển đến TBA gần nhất lớn hơn

Trong những khu vực đặc biệt như vùng đồi núi hay huyện đảo, việc di chuyển đến trạm xử lý sự cố trong vòng 60 phút là rất khó khăn Nếu không thể bố trí cụm trạm biến áp (TBA) từ 3 TBA trở lên để đảm bảo thời gian có mặt kịp thời, sẽ xem xét việc bố trí tổ thao tác riêng cho từng TBA để xử lý sự cố hiệu quả hơn.

2.5 Trực ban vận hành Công ty lưới điện cao thế miền Nam

Trực ban vận hành Đội cao thế miền Nam có nhiệm vụ theo dõi và quản lý hoạt động của lưới điện 110kV, xử lý thông tin về sự cố và tình hình bất thường để đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, liên tục và hiệu quả Đội cũng tiếp nhận thông tin dịch vụ khách hàng 110kV và làm cầu nối giữa Công ty Lưới điện cao thế miền Nam với Điều độ A2 trong việc đăng ký cắt/đóng điện và giao nhận lưới điện theo phân cấp điều khiển.

- TBVH ĐCTMN làm việc theo chế độ ca kíp 22/24h, với 2 ca 4 kíp

Đầu mối đăng ký cắt/đóng điện và giao nhận lưới điện liên quan đến đường dây và thiết bị trong trạm 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Nam quản lý, thuộc quyền điều khiển của Điều độ A2.

- Theo dõi và nắm vững các thông số kỹ thuật, chế độ vận hành của các thiết bị trạm và đường dây thuộc quyền quản lý

Để đảm bảo hiệu quả trong quản lý lưới điện 110kV, cần nắm vững sơ đồ kết dây vận hành hiện tại và thường xuyên theo dõi, cập nhật các thay đổi trong sơ đồ kết dây cơ bản do Công ty LĐCTMN phụ trách.

- Theo dõi việc thao tác đưa ra khỏi vận hành hoặc đưa vào vận hành của các thiết bị thuộc quyền quản lý

- Theo dõi, đôn đốc các đơn vị công tác trên lưới điện đảm bảo tiến độ, chất lượng và thời gian trả điện đúng theo kế hoạch

- TBVH ĐCTMN tiếp nhận các đăng ký phương thức và kế hoạch sửa chữa các thiết bị của đơn vị và ghi vào sổ đăng ký theo qui định

Đầu mối tiếp nhận thông tin về sự cố lưới điện 110kV, cùng với các sự cố liên quan đến nguồn điện và lưới 220kV, 500kV, cần báo cáo kịp thời cho Lãnh đạo Công ty LĐCTMN để chỉ đạo xử lý Việc theo dõi tiến trình xử lý sự cố lưới điện là rất quan trọng để đảm bảo sự ổn định và an toàn cho hệ thống điện.

- Cung cấp thông tin vận hành cho các phòng Điều độ lưới điện phân phối của các Công ty điện lực thành viện của EVN SPC

Tham gia phân tích và điều tra các sự cố thiết bị cũng như tai nạn lao động trong lưới điện 110kV của Công ty LĐCTMN, đồng thời kiến nghị các biện pháp phòng ngừa cần thiết Cung cấp tư vấn cho Lãnh đạo nhằm đề xuất với cấp Điều độ liên quan về việc thay đổi kết dây lưới điện 110kV của Công ty LĐCTMN cho phù hợp với thực tế cung cấp điện.

Không được phép thông báo tình hình vận hành lưới điện 110kV của Công ty LĐCTMN cho những người không có nhiệm vụ, trừ khi có sự cho phép từ Lãnh đạo Công ty LĐCTMN.

- Tham gia biên soạn, hiệu chỉnh qui trinh vận hành thiết bị và qui trình xử lý sự cố

- Tham gia nghiên cứu và áp dụng khoa học công nghệ, sáng kiến cải tiến kỹ thuật và hợp lý hóa trong quản lý vận hành

- Quản lý các vật tư, trang thiết bị, dụng cụ đồ nghề, các thiết bị thông tin liên lạc được trang bị

Trực ban vận hành Chi nhánh điện cao thế

Trực ban vận hành Chi nhánh điện cao thế có nhiệm vụ theo dõi tình hình lưới điện, xử lý thông tin về sự cố và bất thường trong khu vực quản lý Đồng thời, đơn vị này tiếp nhận thông tin dịch vụ khách hàng 110kV và là đầu mối trong việc đăng ký cắt/đóng điện, cũng như giao nhận lưới điện với Trực ban vận hành ĐCTMN và ĐĐĐL theo phân cấp quyền điều khiển.

Trong quá trình vận hành bình thường, trực ban vận hành tổ chức giám sát các thông số của trạm KNT thông qua hệ thống máy tính tại TBVH Chi nhánh điện cao thế thuộc Công ty Lưới điện cao thế miền Nam Họ kiểm tra và giám sát tình hình kết lưới cũng như tình trạng hoạt động của toàn bộ thiết bị tại trạm Đồng thời, trực ban cũng theo dõi, ghi nhận mọi trường hợp bất thường xảy ra và thông báo cụ thể tình trạng này cho TTĐK và TBVH Công ty để kịp thời xử lý.

Giám sát và thu thập đầy đủ các tín hiệu và thông số vận hành tại trạm, bao gồm tín hiệu rơle tác động, nhiệt độ máy biến thế, trạng thái máy cắt, dao cách ly, tín hiệu báo động, hệ thống Camera an ninh và hệ thống phòng cháy chữa cháy (PCCC).

Tiếp nhận và xử lý thông tin về tình hình bất thường và sự cố lưới điện trong khu vực tỉnh/thành phố thuộc Chi nhánh điện cao thế, đồng thời quản lý dịch vụ khách hàng 110kV CNĐCT là đầu mối trong việc đăng ký cắt/đóng điện, giao nhận lưới điện với TBVH ĐCTMN và Điều độ điện lực theo quy định hiện hành về thủ tục đăng ký và giải quyết ngừng, giảm cung cấp điện 110kV.

2.7 Phân tích, so sánh kinh tế giữa mô hình trạm biến áp không người trực và trạm biến áp có người trực

Bảng phân tích và so sánh sau đây cho ta thấy kinh tế giữa trạm biến áp không người trực so với trạm biến áp có người trực:

Hạng mục Trạm biến áp không nười trực Trạm biến áp có người trực

Diện tích đất để xây dựng trạm

- Là loại trạm kín, bố trí thiết bị GIS trong nhà và nhiều tầng,diện tích nhỏ gọn (khoảng 2500m 2 )

- Chi phí đền bù thấp, dễ dàng thỏa thuận đền bù

- Chi phí san nền thấp

- Chủ yếu trạm có thiết bị lắp ngoài trời, diện tích lớn (khoảng 4500 m 2 )

- Chi phí đền bù cao, khó thỏa thuận đền bù

- Chi phí san nền cao

Bố trí nhà điều hành

- Không bố trí các phòng thông tin liên lạc, phòng trưởng trạm, phòng họp

- Bố trí bàn bàn họp trong phòng điều khiển

- Nhà điều hành được thiết kế cần tận dụng tối đa khả năng lấy ánh sáng và thông gió tự nhiên

- Bố trí các phòng thông tin liên lạc, phòng trưởng trạm, phòng họp

- Nhà điều hành được thiết kế không cần tận dụng tối đa khả năng lấy ánh sáng và thông gió tự nhiên

- Hàng rào kín bảo bệ cao 4m đảm bảo an ninh

- Cổng trạm được thiết kế kín đóng mở bằng mô tơ và điều khiển xa hoặc bằng thẻ từ

- Hàng rào bảo vệ không kín thấp khoảng 2.5m không đảm bảo an ninh

- Cổng trạm không kín được đóng mở bằng tay

- Điều khiển từ xa thông qua SCADA

- Tích hợp tủ điều khiển vào tủ bảo vệ

- Relay loại kỹ thuật số, độ tin cậy cao, giao thức truyền tin IEC61850

- Relay các ngăn xuất tuyến trung thế có chức năng 46

- Điều khiển bằng tay tại chỗ truyền thống

- Tủ điều khiển và bảo vệ tách riêng

- Relay vẫn còn sử dụng loại củ, giao thức truyền tin IEC60870-5-103 không thể reset hoặc setup được từ xa

- Relay các ngăn xuất tuyến trung thế không có chức năng

- Trang bị hệ thống phun sương cho MBA 63MVA, hầm cáp 110kV và 22kV

- 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

- Trạm được trang bị các nút bấm

- Không có hệ thống phun sương

- Tại nhà điều hành và khu vực bố trí máy biến áp lực không được trang bị hệ thống đầu dò tích hợp nhiệt và khói

- Trang bị hệ thống báo cháy trung tâm Bộ báo cháy trung tâm không có khả năng gởi tín hiệu báo cháy về trung tâm

- Trạm được trang bị các nút bấm cháy động được bố trí tại khu vực phòng điều hành

- Cáp ngầm trong tầng cáp

14 cháy động được bố trí tại khu vực phòng điều hành

- Cáp ngầm trong tầng cáp được sơn chống cháy không được sơn chống cháy

Hệ thống camera, hệ thống chống đột nhập

- Bố trí trang bị camera loại địa chỉ IP, điều khiển từ xa, quay được cả ngày và đêm

- Trang bị đầu dò hồng ngoại

- Có bố trí tiếp điểm nhận biết cửa mở

- Không có trang bị camera và hệ thống chống đột nhập

- Không có người trực vận hành - Có 9 người trực vận hành chia làm 3 ca, 4 kíp và 1 trưởng trạm

Mặt bằng trạm nhỏ hơn nên chi phí sẽ giảm rất nhiều, bao gồm:

- Chi phí bồi thường giảm

- Chi phí tủ điều khiển và bảo vệ phía 110kV

- Chi phí nhân sự giảm

- Chi phí san lấp giảm

- Chi phí móng thiết bị ngoài trời giảm do bố trí trong nhà

- Chi phí hệ thống máy lạnh giảm do bố trí ít phòng

- Chi phí xây dựng nhà điều hành và móng nhà

- Mặt bằng trạm rộng hơn nên chi phí đền bù và xây dựng toàn trạm cao hơn

- Chi phí tủ điều khiển và bảo vệ phía 110kV

- Chi phí hệ thống máy lạnh cao do bố trí nhiều phòng

PHÂN QUYỀN ĐIỀU KHIỂN VÀ XÂY DỰNG QUI TRÌNH PHỐI HỢP VẬN HÀNH KHI ĐƯA VÀO TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Phân quyền điều khiển thiết bị

3.1.1 Cấp điều độ HTĐ miền

Cấp điều độ miền (ĐĐM) được thực hiện bởi các Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc, miền Trung và miền Nam, có quyền điều khiển trên HTĐ miền đối với các trạm biến áp 500kV, 220kV và 110kV, ngoại trừ các thiết bị thuộc quyền điều khiển của ĐĐQG ĐĐM cũng có quyền điều khiển các đường dây 220kV và 110kV, cũng như các thiết bị tại các trạm biến áp 220kV và 110kV, bao gồm máy cắt tổng, thiết bị bù và các thiết bị đóng cắt Đối với trạm biến áp 110kV, ĐĐM quản lý các thiết bị tương tự Đối với các đường dây và trạm biến áp của khách hàng chỉ đấu nối mua bán điện riêng, ĐĐM có thể phân cấp quyền điều khiển bằng văn bản nhưng vẫn giữ quyền kiểm tra Ngoài ra, ĐĐM cũng quản lý công suất hữu công của các tổ máy phát điện tại nhà máy điện có công suất trên 30MW, đấu nối vào lưới có điện áp dưới 110kV, trừ những nhà máy thuộc quyền điều khiển của ĐĐQG.

16 ii) Nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống, đấu nối vào lưới có cấp điện áp 110kV

Cấp ĐĐM điều khiển công suất hữu công cho các tổ máy phát điện được thực hiện dựa trên biểu đồ tính toán của Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia, đảm bảo tuân thủ các quy định chung và tối ưu hóa toàn hệ thống điện quốc gia Công suất vô công của các nhà máy điện kết nối vào lưới điện có điện áp từ 110kV trở lên sẽ được quản lý, ngoại trừ các nhà máy mà cấp ĐĐQG đã giữ quyền điều khiển Điện áp tại các nút 220kV và 110kV trong hệ thống điện miền cũng sẽ được điều chỉnh, trừ các nút thuộc quyền điều khiển của cấp ĐĐQG.

3.1.2 Cấp điều độ lưới điện phân phối

Cấp điều độ lưới điện phân phối (ĐĐPP) được thực hiện bởi các Trung tâm điều độ của Tổng Công ty Điện lực tại Hà Nội và Hồ Chí Minh, cùng với các phòng Điều độ của các Công ty Điện lực tỉnh, thành phố thuộc Tổng Công ty Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam ĐĐPP có quyền điều khiển hệ thống điện trên địa bàn quản lý, bao gồm lưới điện dưới 110kV, cho phép phân cấp quyền điều khiển cho các đường dây và trạm biến áp dưới 110kV của khách hàng, nhưng vẫn giữ quyền kiểm tra Ngoài ra, ĐĐPP cũng quản lý công suất hữu công của các nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống, kết nối vào lưới điện dưới 110kV, ngoại trừ các nhà máy thuộc quyền điều khiển của cấp ĐĐQG và ĐĐM, cũng như công suất vô công của các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện dưới 110kV.

Qui định về thao tác

3.2.1 Các thiết bị đƣợc phép thao tác điều khiển từ xa

Các thiết bị tại trạm có đủ điều kiện kỹ thuật thao tác điều khiển từ xa và đã được thử nghiệm điều khiển xa thành công, cụ thể:

- Đóng/cắt máy cắt 110kV, 22kV

- Đóng/cắt dao cách ly 110kV

- Tăng/giảm nấc của máy biến áp 110/22kV

3.2.2 Điều kiện thực hiện thao tác xa

Chỉ cho phép thực hiện thao tác xa khi có đủ các điều kiện sau:

- Hệ thống thông tin giữa trạm KNT và TTĐK hoạt động bình thường

- Hệ thống RTU/Gateway tại trạm hoạt động bình thường

- Trạng thái Khóa Local/Remote của các thiết bị, hệ thống SCADA tại trạm đang ở trạng thái Remote và quyền điều khiển đang ở vị trí TTĐK

- Hệ thống SCADA tại TTĐK hoạt động bình thường

- Các thiết bị được thao tác xa đã có biên bản thí nghiệm, kiểm tra đảm bảo việc thao tác xa thực hiện đúng và tin cậy

- Các khó Remote/Local của thiết bị tại trạm được để ở vị trí Remote.

Qui trình phối hợp vận hành thiết bị trong trạm 110kV

3.3.1 Những người chỉ huy thao tác và trực tiếp thao tác TBA KNT

Những người chỉ huy thao tác và trực tiếp thao tác TBA KNT gồm:

Điều độ viên A2 yêu cầu Trưởng kíp Trung tâm điều khiển thực hiện thao tác xa thiết bị thông qua hệ thống SCADA, theo phân cấp thiết bị thuộc quyền điều khiển của A2 Đồng thời, cần kiểm tra trạng thái thiết bị trên màn hình HMI và hệ thống camera giám sát Nếu cần thiết, nhân viên tổ thao tác lưu động sẽ tiến hành kiểm tra trạng thái thiết bị tại chỗ.

Điều độ viên PC yêu cầu Trưởng kíp Trung tâm điều khiển thực hiện thao tác điều khiển từ xa qua hệ thống SCADA, kiểm tra trạng thái thiết bị trên màn hình HMI và camera giám sát Nhân viên tổ thao tác lưu động được yêu cầu kiểm tra trạng thái thiết bị tại chỗ khi cần thiết.

Khi không thể điều khiển thiết bị từ xa qua hệ thống SCADA, Trưởng kíp Trung tâm điều khiển sẽ ra lệnh cho nhân viên tổ thao tác lưu động thực hiện các thao tác trực tiếp.

- Trưởng kíp TTĐK báo cáo cho Điều độ viên A2 (Điều độ viên PC) kết quả thực hiện thao tác

3.3.2 Một số trường hợp phối hợp thao tác xa

3.3.2.1 Trường hợp: phối hợp thao tác xa trong điều kiện vận hành bình thường với các thiết bị thuộc quyền điều khiển của A2

Trình tự phối hợp như sau:

(1): ĐĐV A2 ra lệnh cho Trưởng kíp TTĐK thao tác xa thiết bị

(2): Trưởng kíp TTĐK tiến hành thao tác xa và kiểm tra trạng thái thiết bị trên mìn hình HMI và màn hình hệ thống camera giám sát

(3) Trưởng kíp TTĐK báo cáo kết quả thao tác cho ĐĐV A2

3.3.2.2 Trường hợp: phối hợp thao tác xa trong điều kiện vận hành bình thường với các thiết bị thuộc quyền điều khiển của ĐĐV PC

Trình tự phối hợp như sau:

(1): ĐĐV PC ra lệnh cho Trưởng kíp TTĐK thao tác xa thiết bị

(2): Trưởng kíp TTĐK tiến hành thao tác xa và kiểm tra trạng thái thiết bị trên mìn hình HMI và màn hình hệ thống camera giám sát

(3) Trưởng kíp TTĐK báo cáo kết quả thao tác cho ĐĐV PC

3.3.2.3 Trường hợp: phối hợp thao tác xa đối với các thiết bị thuộc quyền điều khiển của A2 trong trường hợp có hiện tượng bất thường xảy ra (có sự khác biệt về trạng thái các thiết bị tại TBA 110kV không người trực và trên màn hình HMI tại TTĐK, lệnh thao tác xa không đáp ứng, mất kết nối đường truyền thông tin, lỗi hệ thống Gateway….) ĐĐV A2 Trưởng kíp

TBA 110kV KNT ĐĐV PC Trởng kíp

Trình tự phối hợp như sau:

(1): ĐĐV A2 ra lệnh cho Trưởng kíp TTĐK thao tác xa thiết bị

(2): Trưởng kíp TTĐK ra lệnh cho nhân viên TTLĐ thao tác thiết bị tại chỗ

Nhân viên TTLĐ thực hiện việc trả các khóa liên quan đến vị trí để thao tác thiết bị tại chỗ Sau đó, họ tiến hành thao tác thiết bị theo chỉ đạo của Trưởng kíp TTĐK và báo cáo kết quả thao tác cho Trưởng kíp.

(4) Trưởng kíp TTĐK báo cáo kết quả thao tác cho ĐĐV A2

3.3.2.4 Trường hợp: phối hợp thao tác xa đối với các thiết bị thuộc quyền điều khiển của ĐĐV PC trong trường hợp có hiện tượng bất thường xảy ra (có sự khác biệt về trạng thái các thiết bị tại TBA 110kV không người trực và trên màn hình HMI tại TTĐK, lệnh thao tác xa không đáp ứng, mất kết nối đường truyền thông tin, lỗi hệ thống Gateway….)

Trình tự phối hợp như sau:

(1): ĐĐV PC ra lệnh cho Trưởng kíp TTĐK thao tác xa thiết bị

(2): Trưởng kíp TTĐK ra lệnh cho nhân viên TTLĐ thao tác thiết bị tại chỗ

Nhân viên TTLĐ thực hiện việc trả các khóa liên quan đến vị trí để thao tác thiết bị tại chỗ Sau đó, họ tiến hành thao tác thiết bị theo lệnh của Trưởng kíp TTĐK và báo cáo kết quả thao tác cho Trưởng kíp TTĐK.

(4) Trưởng kíp TTĐK báo cáo kết quả thao tác cho ĐĐV PC

3.3.2.5 Trường hợp: phối hợp thao tác xa đối với các thiết bị thuộc quyền điều khiển của A2 trong các trường hợp đặc biệt (hệ thống SCADA TTĐK hư hỏng, ĐĐV PC Trưởng kíp

20 mất điện diện rộng, tan rã lưới điện….), nhận và thực hiện các lệnh điều độ trực tiếp từ ĐĐV A2 trong thời gian tái lập ca trực vận hành

Trình tự phối hợp như sau:

(1): ĐĐV A2 ra lệnh trực tiếp cho NV TTLĐ thao tác thiết bị

Nhân viên TTLĐ thực hiện việc trả khóa về vị trí để thao tác thiết bị tại chỗ, sau đó tiến hành thao tác theo lệnh của ĐĐV A2 và báo cáo kết quả cho ĐĐV A2.

CHƯƠNG 4: CẢI TẠO XÂY DỰNG LẠI KIẾN TRÚC TRẠM BIẾN ÁP 110KV

TỪ CÓ NGƯỜI TRỰC SANG KHÔNG NGƯỜI TRỰC

4.1 Các yêu cầu chung đối với trạm 110kV không người trực

- Hệ thống SCADA hoàn chỉnh

- Hệ thống PCCC tự động

- Hệ thống nhị thứ: hoàn thiện

- Hệ thống nhất thứ: hoàn thiện

- Giám sát từ xa bằng hệ thống camera

- Thu thập dữ liệu trạm từ xa

- Điều khiển các thiết bị trạm từ xa

- Đọc chỉ số điện năng từ xa

- Kiến trúc trạm kiểu kín

- Xây dựng qui trình QLVH và xử lý sự cố và phối hợp trong vận hành đối với trạm không người trực

4.2 Yêu cầu kỹ thuật về phần điện

Các thiết bị nhất thứ trong trạm biến áp 110kV không người trực vận hành phải đáp ứng các yêu cầu như sau:

- Phù hợp với qui cách, tiêu chuẩn VTTB do EVN và EVNSGC ban hành, thiết kế kỹ thuật hiện hữu

- Cáp lực (cao, trung thế) được sơn chống cháy lan với chiều dài 3m tính từ cổ cáp

- Sử dụng MBA tự dùng là loại máy biến áp khô nếu đặt trong nhà

- Vận hành bình thường ở chế độ