Nghiên cứu và xây dựng các giải pháp trạm không người trực

Nghiên cứu và xây dựng các giải pháp trạm không người trựcTự động hóa trong công tác vận hành - giám sát trạm biến áp llOkV, 220kV qua hệ thống cáctrung tâm điều khiển và trung tâm giám

PHẠM VĂN HÒA

NGHIÊN CỨU VÀ XÂY DỰNG CÁC GIẢI PHÁP

TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

RESEARCH AND DESIGN UNMANNED SUBSTATION MODELS

Chuyên ngành : KỸ THUẬT ĐIỆN

Mã số : 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP.HCM, 08/2019

Cán bộ hướng dẫn khoa học : Tiến sĩ Nguyễn Phúc Khải

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Cán bộ chấm nhận xét 1 :

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 2 :

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm 2019 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) 1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn

đã được sửa chữa (nếu có)

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: PHẠM VĂN HOÀ MSHV: 1670801

Ngày, tháng, năm sinh: 15/06/1981 Nơi sinh: Tp HCM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số : 8520201

I TÊN ĐỀ TÀI:

Nghiên cứu và xây dựng các giải pháp trạm không người trực

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

• Tìm hiểu tổng quan về trạm không người trực

• Tìm hiểu các quy định pháp lý về nhất thứ, nhị thứ, báo cháy và các nội dung liên quan đến công tác vận hành trạm biến áp

• Tình hình xây dựng trạm không người trực trên địa bàn Tp.HCM

• Xây dựng mô hình hệ thống giám sát và điều khiển tích hợp các hệ điều khiển nhiệt độ, chiếu sáng, báo cháy, camera an ninh cho trạm không người trực

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 08/04/2019

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 28/07/2019

V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : TS Nguyễn Phúc Khải

Tôi xin chân thành cảm ơn sự quan tâm, giúp đỡ của Trường Đại hoc Bách Khoa TP HồChí Minh, Phòng Quản lý đào tạo sau đại học đã hỗ trợ và tạo điều kiện cho tôi hoàn thànhkhóa học và luận văn.

Tôi cũng xin chân thành cảm ơn Quý Thầy, Cô của Khoa Điện - Điện Tử đã tận tìnhgiảng dạy tôi trong suốt thời gian vừa qua, đặc biệt là Tiến sĩ Nguyễn Phúc Khải đã tận tình,trực tiếp hướng dẫn tôi thực hiện luận văn này

Cảm ơn Tổng Công Ty Điện Lực Thành Phố Hồ Chí Minh, Công Ty Lưới Điện CaoThế TP.HCM đã tạo điều kiện cho tôi tìm hiểu và cũng như tạo mọi điều kiện thuận lợi trongcông tác để tôi có thời gian thực hiện hoàn thành luận văn này

Cảm ơn các bạn cùng khóa đã hỗ trợ, chia sẽ với tôi những kinh nghiệm, tài liệu vàđộng viên tôi trong học tập

Xin chân thành cám ơn tất cả !

TP.HỒ Chí Minh Ngày tháng năm 2019

Phạm Văn Hòa

Nghiên cứu và xây dựng các giải pháp trạm không người trực

Tự động hóa trong công tác vận hành - giám sát trạm biến áp llOkV, 220kV qua hệ thống cáctrung tâm điều khiển và trung tâm giám sát để nâng cao chất lượng và hiệu quả công tác quản lý vậnhành an toàn - liên tục lưới điện là mục tiêu của việc xây dựng trạm biến áp không người trực vậnhành

Hiện nay việc nghiên cứu áp dụng một số nội dung liên quan đến hệ thống điều khiển tích hợptrạm biến áp và giao thức truyền thông trên nền tảng IEC 61850 nhằm mục đích phục vụ cho công táccải tạo, xây dựng hệ thống điều khiển SCADA tại các trạm đáp ứng nhu cầu điều khiển, giám sát từ xa

để đạt tiêu chuẩn trạm không người trực vận hành là xu thế tất yếu

Trên cơ sở đó, kết hợp với việc tìm hiểu các mô hình trạm không người trực trên thế giới, đã đềxuất các giải pháp để xây dựng mô hình trạm không người trực vận hành:

- Các giải pháp kỹ thuật đối với phần xây dựng

- Các giải pháp kỹ thuật đối với phần thiết bị nhất thứ và nguồn điện tự dùng

- Các giải pháp kỹ thuật đối với phần nhị thứ và tự động hóa

- Các giải pháp kỹ thuật đối với phần SCADA, thu thập dữ liệu

- Các giải pháp kỹ thuât đối với phần thông tin liên lạc

Các giải pháp kỹ thuật đối với phần điều khiển, giám sát thiết bị điều hòa nhiệt độ

Các giải pháp kỹ thuật đối với phần điều khiển hệ thống chiếu sáng

Các giải pháp kỹ thuật đối với phần giám sát cảnh báo hệ thống báo cháy

Các giải pháp kỹ thuật đối với phần giám sát hệ thống Camera an ninh

RESEARCH AND DESIGN UNMANNED SUBSTATION MODELS

Automation in operation and monitoring HOkV or 220kV substations via thecontrol and monitor center systems is the goal of building unmanned substation to fulfillimprovement of quality and efficiency in safe and continuous operation management of thepower grid

Currently, it is inevitable trend to research and apply a number measures related tothe integrated control systems for substation and communication protocols based on IEC

61850 platform for the purpose of the improvement and building of SC AD A systems tofulfill unmanned substations standards

On that basis, in combination with the study of models of unmanned stations in theworld, I would like to propose some solutions to build the models of unmanned substations

as following:

- Technical solutions for construction

- Technical solutions for primary equipment parts and self-powered

- Technical solutions for auxiliary equipment and automation

- Technical solutions for SCADA and data collection

- Technical solutions for communication

- Technical solutions for controlling and monitoring aứ conditioning equipment

- Technical solutions for lighting control system

- Technical solutions for monitoring and warning of fire alarm system

- Technical solutions for monitoring security camera system

Luận văn thạc sĩ này được thực hiện tại Trường Đại Học Bách Khoa TP Hồ ChíMinh Là công trình do tôi nghiên cứu dưới sự hướng dẫn trực tiếp của Tiến sĩ NguyễnPhúc Khải.

Tôi xin cam đoan phần trình bày dưới đây là đúng sự thật Trường hợp có khiếunại gì liên quan tôi hoàn toàn chịu trách nhiệm

Người thực hiện

Phạm Văn Hòa

PHẦN MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TÔNG QUAN VỀ SỰ CẦN THIẾT, TÌM KIẾM CÁC MÔ HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TRÊN THẾ GIỚI 1 sự cần thiết 5

2 Các mô hình trạm không người trực trên thế giới 6

2.1 Trạm ngầm không người trực TEPCO/ NHẬT BẢN 6

2.2 Trạm không người trực tại MALAYSIA 12

CHƯƠNG 2 : CÁC QUY ĐỊNH PHÁP LÝ VÀ CÔNG TÁC TÔ CHỨC NGHIỆM THU TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC VẬN HÀNH 1 Các quy định pháp lý, tiêu chuẩn áp dụng trong công tác đánh giá trạm đạt tiêu chuẩn không người trực vận hành 20

II Tiêu chí đánh giá các yêu cầu kỹ thuật về phần điện 22

1 Thiết bị nhất thứ 22

2 Hệ thống điều khiển, bảo vệ 22

2.1 H ệ thống điều khiển 22

2.2 Hệ thống bảo vệ 25

2.3 Hệ thống thu thập các số liệu đo lường 25

3 Hệ thống SCADA 25

3.1 RTU/Gateway 25

3.2 Mạng truyền dẫn 25

1.1 Nhà phân phối 26

1.2 Mương cáp 27

1.3 Hàng rào 27

2 Hệ thống quản lý kiến trúc hạ tầng 27

2.1 Hệ thống an ninh 27

2.2 Hệ thống phòng cháy chữa cháy (PCCC) 29

2.3 Hệ thống chiếu sáng 30

CHƯƠNG 3: KINH NGHIỆM TRIỀN KHAI THỰC TẾ TẠI TÔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH 1 Trạm 220 kv Củ Chi 2 31

2 Trạm 1 lOkV Tân Sơn Nhất 40

3 Đánh giá về hệ thống điều khiển, giám sát tại Tổng Công Ty Điện Lực Thành Phố Hồ Chí Minh 44

a Trạm truyền thống 44

b Trạm điều khiển tích hợp 46

CHƯƠNG 4: CÁC GIẢI PHÁP KỸ THUẬT ĐỐI VỚI PHẦN XẦY DỰNG, PHẦN THIẾT BỊ NHẤT THỨ, NHỊ THỨ, TỰ ĐỘNG HÓA, SCADA, THÔNG TIN LIÊN LẠC VÀ NGUỒN TỰ DÙNG I Các giải pháp kỹ thuật phần xây dựng 47

1 Kiến trúc trạm 47

1.1 Nhà phân phối 47

1.2 M ương cáp và hầm cáp 47

1 Y

êu cầu kỹ thuật đối với vật tu, thiết bị 48

2 Yêu cầu về giám sát và điều khiển từ xa 49

2.1 Đối với máy cắt và dao cách ly 49

2.2 Đối với máy biến thế lục 49

III Các giải pháp kỹ thuật đối với phần tụ dùng trong trạm 50

IV Các giải pháp kỹ thuật đối với phần nhị thứ và tụ động hóa 51

1 Hệ thống rơ le bảo vệ trạm biến áp 51

2 Hệ thống tụ động hóa trạm biến áp 52

3 Cấu trúc hệ thống tụ động hóa trạm biến áp 53

V Các giải pháp kỹ thuật đối với phần SCADA, thông tin lien lạc 55

1 Các giải pháp kỹ thuật đối với hệ thống SCADA 55

1.1 Chuẩn hóa tủ điều khiển tại chổ 56

1.2 C huẩn hóa mô hình hệ thống SCADA tại trạm 57

2 Các giải pháp kỹ thuật đối với phần thông tin lien lạc 58

a Thủ tục truyền tin 59

b An ninh hệ thống 59

CHƯƠNG 5: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP TÍCH HỢP PHẦN ĐIỀU HÒA NHIỆT ĐỘ, CHIẾU SÁNG, PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY, HỆ THỐNG CAMERA CHỐNG ĐỘT NHẬP TRONG TRẠM VÀO HỆ THỐNG SCADA I Các giải pháp kỹ thuật đối với phần điều hòa nhiệt độ 60 1 Hi

2.2 Các thông số giám sát, điều khiển hệ thống điều hòa nhiệt độ 63

3 Mục tiêu của giải pháp 68

II Giải pháp kỹ thuật đối với phần chiếu sáng tại trạm 68

1 Hiện trạng hệ thống chiếu sáng tại trạm 68

2 Đề xuất giải pháp điều khiển, giám sát hệ thống chiếu sáng 69

2.1 Thiết bị kết nối 70

2.2 các thông số giám sát, điều khiển hệ thống chiếu sáng 70

3 Mục tiêu của giải pháp 73

III Các giải pháp kỹ thuật đối với phần phòng cháy chữa cháy 73

1 Hi ện trạng hệ thống phòng cháy chữa cháy tại trạm 73

2 Đe xuất giải pháp giám sát hệ thống phòng cháy chữa cháy tại trạm 74

2.1 Thiết bị kết nối 74

2.2 Các thông số giám sát hệ thống báo cháy từ xa 75

3 Mục tiêu của giải pháp 75

IV Các giải pháp kỹ thuật đối với phần camera chống đột nhập 76

1 Hi ện trạng hệ thống camera an ninh tại trạm 76

2 Đồ xuất các giải pháp giám sát hệ thống camera an ninh tại trạm 76

2.1 Thiết bị kết nối 77

2.2 Các thông số giám sát hệ thống camera an ninh tại trạm 77

3 Mục tiêu của giải pháp 78

CHƯƠNG 6 : KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 79

Danh mục tài liệu tham khảo 85

Phụ lục lc : Datalist hệ thống điều hòa nhiệt độ

Phụ lục 2a: Datalist hệ thống chiếu sáng

Phụ lục 2b: Datalist hệ thống chiếu sáng

Phụ lục 3 : Datalist hệ thống báo cháy

Phụ lục 4 : Datalist hệ thống camera

EVN Tập đoàn Điện lực Vỉêt Nam

EVNHCMC Tổng Công Ty Điện Lực Thành Phố Hồ Chí Minh

IEC Tiêu chuẩn kỹ thuật điện Quốc tế

Hệ thống điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu RTU/Gateway Thiết bị đầu cuối

SCADA

Năm 2012, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành quyết định số 1670/QĐ-TTg ngày08/11/2012 về việc phê duyệt “Đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam” Trên

cơ sở đó, Ban chỉ đạo phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam (Thường trục là BộCông Thương) đã có những kế hoạch cụ thể hàng năm để triển khai đề án của Chính phủ.Theo đó Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh đã và đang triển khai đồng bộcác cấu phần của Lưới điện thông minh xuyên suốt lưới điện truyền tải đến từng kháchhàng như: trung tâm điều khiển xa, trung tâm giám sát trạm biến áp 110 kv, tự động hóacho các trạm biến áp 1 lOkV, tự động các hóa lưới điện phân phối, hệ thống đo đếm dữliệu điện kế từ xa, tích hợp nguồn năng lượng tái tạo Trong đó, mỗi cấu phần đóng mộtvai trò quan trọng riêng Đối với việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện (kể cả trường hợp

sự cố cũng như cắt điện công tác có kế hoạch), tối ưu hóa phương thức vận hành và nângcao hiệu suất lao động trong trạm biến áp 1 lOkV thì việc chuyển đổi mô hình trạm biến

áp llOkV có người trực vận hành thành trạm biến áp 1 lOkV không người trực vận hànhđóng một vai trò quan trọng

Hiện nay có nhiều loại mô hình đối với trạm biến áp llOkV không người trực(Unmaned substation) Tuy nhiên khái niệm thông thường được sử dụng là trạm biến áp 1ÍOkV được chuyển sang chế độ tất cả các thiết bị vận hành tự động hóa (trong phạm vi

cho phép) và được điều hành giám sát từ các trung tâm điều khiển từ xa sao cho lưới điệnđảm bảo vận hành cung cấp điện an toàn - liên tục Trạm biến áp không người trực vậnhành đã và đang được áp dụng tại nhiều quốc gia Châu Á như Nhật Bản, Hàn Quốc ,Trung Quốc và ở Đông Nam Á như Singapore, Malaysia, Indonesia

Với nhận định như trên, với mục tiêu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam nói chung vàTổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh nói riêng thì nâng cao độ tin cậy cung cấpđiện và nâng cao năng suất lao động là một nhiệm vụ trọng tâm và xuyên suốt trong hoạtđộng sản xuất kinh doanh Để thực hiện được mục tiêu đó, thì bên cạnh việc áp dụng cáccông nghệ mới trong vận hành bảo trì sửa chữa lưới điện, các qui định và giải pháp kỹthuật hiện hữu khi xây dựng trạm không người trực vận hành thì việc áp dụng các giảipháp kỹ thuật mới để bổ sung vào công tác tự động hóa, giảm lao động kiểm tra trongcông tác vận hành trạm biến áp 1 lOkV không người trực vận hành là một trong nhữnggiải pháp chủ chốt góp phần hiện thực mục tiêu đã đề ra

2 Mục tiêu nghiên cứu:

Phạm vi của đề tài này là nghiên cứu các xu hướng công nghệ, các yều cầu cần thiếttrong vận hành, trong quản lý, các cơ sở pháp lý phù hợp, để triển khai thực hiện trạmbiến áp 1 lOkV không người trực vận hành Trên cơ sở nghiên cứu kết hợp với thực tiễn

đã và đang triển khai tại Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh

Mục tiêu của nghiên cứu này là đề xuất mô hình triển khai xây dựng trạm biến áp 1lOkV không người trực vận hành bao gồm: giải pháp áp dụng công nghệ cho các thiết bịtrong trạm biến áp 1 lOkV; đề xuất giải pháp giám sát, điều khiển hệ thống điều hòa nhiệt

độ, hệ thống báo cháy, hệ thống camera chống đột nhập, hệ thống chiếu sáng tích hợp vào

hệ thống SCADA tại trạm để hoàn thiện các giải pháp trạm xây dựng trạm không ngườitrực vận hành

3 Phạm vi nghiên cứu của luận văn:

- Nghiên cứu hiện trạng triển khai xây dựng trạm biến áp 1 ÍOkV không người trựcvận hành của các Công ty Điện lực trên thế giới và xu hướng phát triển, định hướng côngnghệ tự động hóa lưới điện trong tương lai

- Khảo sát, đánh giá và phân tích các đặc điểm kết cấu hạ tầng kỹ thuật của các trạmbiến áp 1 lOkV tại Tổng công ty điện lực TP.HCM về khả năng triển khai xây dựng trạmbiến áp 11 OkV không người trực vận hành.

- Đề xuất giải pháp tích hợp phần điều khiển, giám sát thiết bị điều hòa nhiệt độ, phầnđiều khiển hệ thống chiếu sáng, phần giám sát cảnh báo hệ thống phòng cháy, chữa cháy ,phần giám sát và cảnh báo của hệ thống Camera trong trạm trong trạm biến áp khi không

có người trực vận hành

- Giải pháp và đặc tính kỹ thuật phần thiết bị nhất thứ, phần thiết bị nhị thứ và tự độnghóa, phần thu thập dữ liệu và SCADA truyền về các trung tâm điều khiển và giám sát,phần thông tin liên lạc, phần nguồn tự dùng

4 Khả năng ứng dụng thực tế:

Kết quả nghiên cứu của đề tài là báo cáo tổng thể trình bày phương pháp để một Tổngcông ty Điện lực trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam có thể tổ chức tham khảo đểchức triển khai xây dựng trạm biến áp 1 lOkV không người trực vận hành

II Phương pháp nghiên cứu:

- Nghiên cứu lý thuyết để tìm hiểu xu hướng công nghệ và hiện trạng triển khai xâydựng trạm biến áp 1 lOkV không người trực vận hành trên thế giới

- Thu thập thông tin , đánh giá tình hình triển khai xây dựng trạm biến áp 1 lOkVkhông người trực vận hành tại một số đơn vị điện lực trực thuộc Tập đoàn Điện lực ViệtNam

- Thu thập số liệu vận hành các trạm llOkV và hiện trạng triển khai áp dụng mô hìnhtrạm không người trực tại tổng công Ty Điện Lực TP.HCM

- Phân tích, đánh giá ưu nhược điểm của từng giải pháp công nghệ đã khảo sát cũng như đã tìm hiểu trên thế giới

- Nghiên cứu mô phỏng một số tính năng điểu kiển từ xa qua hệ thống scada tại các trạm biến áp không người trực

- Tổng kết kinh nghiệm thực tế triển khai xây dựng trạm biến áp ÍÍOkV không ngườitrực vận hành tại Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh.

III Bố cục của luận văn:

Bố cục luận văn được chia làm những phần chính sau:

- Chương l:Tổng quan và sự cần thiết, tìm kiếm các mô hình trạm không người trực trên thế giới

- Chương 2: Các quy định pháp lý và công tác tổ chức nghiệm thu

- Chương 3: Kinh nghiệm triển khai thực tế tại Tổng công ty Điện lực Thành phố HồChí Minh

- Chương 4: Các giải pháp kỹ thuật đối với phần xây dựng, phần thiết bị nhất thứ ,nhị thứ, tự động hóa, scada, thông tin liên lạc và nguồn tự dùng

- Chương 5: Đề xuất các giải pháp tích hợp phần điều hòa nhiệt độ, chiếu sáng,phòng cháy chữa cháy và hệ thống camera chống đột nhập trong trạm vào hệ thốngscada

- Chương 6: Kết luận

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ SỰ CẦN THIẾT, TÌM KIẾM CÁC MÔ HÌNH

TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TRÊN THẾ GIỚI

1 Sự cần thiết:

Hiện nay, Tổng công ty Điệnlực TP.HCM đang quản lý lưới điệnllOkV trên địa bànthành phố Hồ Chí Minh với quy mô lưới điện 1 lOkV như sau:

- 6,33km đường dây 220kV, 0,84 km cáp ngầm 220kV;

- 635,12km đường dây 1 lOkV; 33,51km đường cáp ngầm 1 lOkV;

- 05 trạm biến áp 220kV; 55 trạm biến áp 1 lOkV

Với quy mô lưới điện 1 lOkV, 220kV ngày càng phát triển, việc quản lý vận hành lướiđiện theo phương pháp hiện nay sẽ cần rất nhiều nhân lực để vận hành lưới điện Để giảmchi 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 ápl lOkV trên địa bàn Tổng công tyquản lý

Thời gian qua,Tổng công ty đã đầu tư hệ thống SCADA và thông tin liên lạc để vậnhành lưới điện truyền tải 1 lOkV cho các trạm biến áp hiện hữu cũng như các công trìnhtrạm biến áp mới xây dựng Hệ thống này sử dụng thiết bị điều khiển, thu thập, xử lý dữliệu tại trạm là RTU, HMI (gateway); kết nối với Trung tâm điều độ A2, Trung tâm điều

độ TP.HCM bằng các đường truyền cáp quang Hiện nay, hệ thống SCADA này vẫn được

sử dụng cho công tác thu thập dữ liệu vận hành

về nguyên tắc, hệ thống SCADA này có chức năng điều khiển từ xa nhưng việc đưavào sử dụng còn nhiều trở ngại do tín hiệu không chính xác, kênh truyền thiếu ổn định,năng lực hệ thống trung tâm không đáp ứng lực lượng vận hành không đủ, hơn nửa chưa

có các quy định cụ thể trong việc thao tác và phối hợp giữa các cấp điều độ

Tổng công ty hiện đang thực hiện tổ chức lại hệ thống điều độ vận hành, xây dựng hệthống SCADA vận hành các trạm biến ápllOkV Vì vậy, Tổng công ty cần xây dựng bộ

tiêu chuẩn thiết kế trạm biến áp 1 lOkV không người trực cho các trạm xây dựng mới,cũng như phương gán cải tạo các trạm hiện hữu để tiến tới thực hiện trạm không ngườitrực.

Từ những yêu cầu trên, cần thiết phải xây dựng bộ tiêu chuẩn gồm các nội dung sau:

mô hình trạm không người trực, tiêu chuẩn vận hành trạm không người trực, các giải phápxây dựng, hệ thống thông tin liên lạc, SCADA, camera quan sát, hệ thống PCCC, hệ thốnggiám sát vận hành osc phù hợp với định hướng đề án SCADA của Tổng công ty đangthực hiện Từ đó sẽ có các đề xuất, kiến nghị Tổng công ty trong công tác đầu tư xây dựngcác trạm biến áp mới, cũng như việc cải tạo các trạm hiện hữu nhằm đảm bảo vận hànhkhi được trang bị hệ thống SCADA, từng bước tiến tới hực hiện vận hành trạm theo môhình trạm không người trực trên toàn địa bànTổng công ty

Tiến tới thực hiện công nghiệp hóa - hiện đại hóa lưới điện đảm bảo phục vụ nhu cầuphát triển kinh tế của thành phố Hồ Chí Minh, việc thực hiện hiện đại hóa công tác quản lý

kỹ thuật, quản lý vận hành trong điều hành lưới điện là yêu cầu cần thiết và cấp bách.Trong đó, việc tự động hóa trong công tác vận hành - giám sát trạm biến áp 1 lOkV qua hệthống các trung tâm điều khiển và trung tâm giám sát để nâng cao chất lượng và hiệu quảcông tác quản lý vận hành an toàn - liên tục lưới điện trong Tập đoàn Điện lực Việt Namnói chung và của Tổng Công ty Điện lực TP.HCM nói riêng

2 Các mô hình trạm không người trực trên thế giói.

Nhằm từng bước hiện đại hóa lưới điện truyền tải đảm bảo việc cung cấp điện ổn định

an toàn và tin cậy cho khách hàng tại thành phố Hồ Chí Minh Tổng Công ty đã khôngngưng đổi mới và nâng cao năng lực của lưới điện truyền tải bằng các công nghệ mới phùhợp với hướng phát triển của thành phố, trong đó Tổng Công ty đã tổ chức các đoàn thamquan trao đổi kinh nghiệm tại các nước phát triển đối với các trạm không người trực nhưsau:

2.1. Trạm ngầm không ngưòi trực TEPCO/ Nhật Bản (tham khảo báo cáo của

đoàn công tác Nhật Bản)

Trạm được khảo sát là trạm Naka - Okachimachi (66/6kV) Đây là trạm ngầm khôngngười trực đặt tại khu vực gần trung tâm Tokyo Trạm khởi công xây dựng từ năm 2009,đóng điện vận hành năm 2O12.Việc thi công ngầm của trạm chiếm hơn một nửa thời gianxây dựng trạm Đối với loại trạm không người trực ngoài trời, TEPCO cho biết thời gianthi công trong khoảng 1 năm đến 1,5 năm.

Hiện trạng liên quan đến cấu trúc, thiết trí hệ thống điện và công tác vận hành của trạmnhư sau:

a/ Phần thiết kế kiến trúc, xây dựng

TBA được xây dựng dưới lòng đất có kích thước -35x14x9 m dưới nhà để xe đạp đượcđúc bằng bêtông cốt thép có chống thấm bao gồm 3 tầng: tầng cáp ngầm (Basement); tầngthiết bị GIS và MBT 30MVA; tầng thiết bị trung thế điều khiển bảo vệ Ngoài ra, còn bốtrí các phòng thông tin liên lạc, khoan thông tầng để vận chuyển thiết bị, phòng carry-inpass và các hệ thống thu chứa bơm nước, .Phía trên mặt đất là khu công viên trồng câyxanh và tiếp giáp với các tòa nhà lớn và đường phố

Giải pháp bố trí mặt bằng, kết cấu chịu lực: Kết cấu khung, sàn bêtông cốt thép chịulực, tường bao lắp đặt các tấm bêtông cốt thép, hệ thống xử lý thoát nước được bố trí dọctheo tường của nhà trạm và được máy bơm trực tiếp lên hố ga thoát nước thông qua hệthống ống nhựa vào hệ thống thoát nước chung của khu vực Việc vận chuyển các thiết bịtrong quá trình thi công lắp đặt cũng như duy tu bảo dưỡng các VTTB đều thông qua lỗthông tầng kết nối với khoảng sân trống bên trên

Giải pháp chiếu sáng, điều hòa nhiệt độ cho các phòng thiết bị điều khiển bảo vệ: Hệthống chiếu sáng trong các phòng, khu vực hành lang giữa các phòng chức năng đượcchiếu sáng liên tục cùng với hệ thống điều hòa nhiệt độ cho các phòng thiết bị điều khiểnbảo vệ Hệ thống điều khiển trung tâm kết nối với mạng máy tính, từ đây có thể kiểm soáttoàn 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 lạthâm nhập vào trạm: Do trạm được đặt ngầm dưới lòng đất, có một lối duy nhất vào

trạm thông qua hệ thống cửa tự động nên trạm đảm bảo khảnăng bảo vệ cũng như chống người lạ thâm nhập vào trạm.

b/ Các thiết bị chính của trạm

- Phía 66kV sử dụng loại GIS 72kV, được cấp điện từ 03 đường cáp ngầm 66kV

- 03 MBT 66/6kV 30MVA 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

c/ Hệ thống phân phối 66 kV.

Một ngăn được bố trí trong phòng riêng bao gồm: thiết bị GIS (MC, PT, CT, ES) và MBT 66/6kV 30MVA 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.

d/ Hệ thống phân phối 6 kV.

Sử dụng thiết bị hợp bộ bố trí trong nhà, hệ thống thanh cái đôi (01 MBT có 02 máycắt tổng và các máy cắt đường vòng phục vụ chuyển tải giữa các MBT) được đấu nối vớiMBT bằng cáp ngầm 6kV, cáp lộ ra 6kV cáp được chôn ngầm từ trong trạm ra bên ngoài

MC hợp bộ loại 03 pha 03 cực (VCB) điều khiển từ xa hoặc tại chỗ, cách ly MC khỏithanh cái bằng tay tại chỗ, tất cả dao tiếp địa ES được thao tác tại chỗ và từ xa

e/ Hệ thống điều khiển bảo vệ

Hệ thống mạch nhị thứ: toàn bộ tín hiệu điều khiển, bảo vệ thiết bị, bảo vệ MBA đượcđấu nối đưa đến tủ đấu dây trong nhà bằng cáp nhị thứ bằng đồng Cáp nhị thứ được bố trí

đi chung trong mưomg cáp và hệ thống thông tầng vào một hầm cáp chính, cáp được sắpxếp 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 kiểmtra bằng máy tính (HMI) hoặc máy tính xách tay có cùng phần mềm cấu hình, đườngtruyền tín hiệu từ thiết bị nhất thứ đến ngăn lộ bảo vệ bằng cáp đồng, và từ ngăn lộ bảo vệkết nối đến máy tính bằng cáp sợi quang.

ử 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 quamạng cáp quang và dạng truyền sóng, thông qua các thiết bị RTU theo các tiêu chuẩn doTEPCO quy định Riêng đối với các trạm nút quan trọng sử dụng hệ thống Gateway.Taitrạm kết nối bằng 2 đường thuê kênh riêng (1 chính + 1 dự phòng)

g/ Công tác vận hành

Chế độ kiểm tra: mỗi tháng kiểm tra toàn bộ trạm 01 lần và trạm được vệ sinh côngnghiệp 01 lần/năm Nhân viên chỉ đến thực hiện xử lý sự cố hoặc thao tác các thiết bịkhông thao tác từ xa được Tất cả máy cắt, DS phía 66kV và các máy cắt 6kV tại trạmđược 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, đềuđược treo trên bảng bên trong nhà điều khiển Ngoài ra còn có nhật ký vào và công táctrong 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 trongmột tủ riêng, các công tơ đo đếm phát tuyến 6kV đặt tại ngăn tủ hợp bộ, toàn bộ công tơđược 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

h/ Nguồn tự dùng

Trạm có tổng cộng 04 nguồn tự dùng gồm 02 nguồn tự dùng đấu điện từ 02 MBT66/6kV của trạm, 01 nguồn lấy từ lưới trung thế bên ngoài độc lập với trạm và 01 nguồnACCU 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 khiểnliên tục.

i/ 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 k/ Hệ thống chữa cháy tại trạm

Trạm được lắp đặt hệ thống báo cháy tự động với các đầu báo khói, nhiệt, camera quansát; hệ thống thông gió tự động; hệ thống cáp điều khiển động lực và tín hiệu đều được sửdụng 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 loạivật liệu chống cháy, toàn bộ thiết bị điện trong trạm được cách điện bằng khí Trạm đượclắp đặt hệ thống chữa cháy tự động bằng khí Nitơ, bên trong phòng thiết bị và dọc theohành 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 cháyvào các địa chỉ quy ước; tín hiệu báo cháy từ trạm không người trực cũng được truyền vềtrung 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, tínhiệu báo cháy sẽ được truyền từ trung tâm điều khiển đến vị trí trạm chữa cháy chuyênnghiệp gần nhất

1/ Hệ thống an ninh, giám sát

- Tại cổng chính và các cửa phòng thiết bị có gắn thiết bị an ninh nhận biết người ravào trạm, vào phòng hợp bộ, không lắp đặt camera quan sát

- Trạm được thiết kế hai hệ thống cửa: 01 của chính chưng tầng vối nhà đề xe đạp và

01 của thoát hiểm

2.2 Trạm không người trực tại MALAYSIA (tham khảo đoàn công tác Malaysia) a/ Phần điện

Các trạm truyền tải của TNB sử dụng thiết bị đỏng cắt ngoài trời (AIS), thiết bị đóngcắt khí SF6 (GIS) và thiết bị đóng cắt Hybrid (kết hợp giữa AIS và GIS) Sơ đồ nối điệntương tự như các trạm của Tổng công ty, trong đỏ 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), làloại đơn pha (Single Phase) hoặc ba pha (Three phase), đặt trong nhà hoặc ngoài trời.Riêng đối với thiết bị GIS ngoài trời, do ảnh hưởng của khí hậu nhiệt đới nên xảy ra hiệntượng rò rỉ khí SF6 sau thời gian ngắn sừ dụng.Đề khắc phục tình trạng này, TNB đã xâydựng mái che với hệ thống cẩu phục vụ công tác lắp đặt, sửa chữa thiết bị

Tất cả các MBT 132kV là loại dầu (mineral oil).MBT 132/33kV đấu nối dạng Y-A cótrung tính phía 132kV nối đất trực tiếp và trung tính phía 33kV nối đất qua điện trở thôngqua zig-zag transformer (earthing transformer).MBT 132/1 lkv đấu nối dạng Y-Y; cótrung tính phía 132kV nối đất trực tiếp và trung tính phía llkV nối đất qua điện trở.Cácgam công suất phổ biến của MBT 132kV là 90MVA, 60MVA và 30MVA

Hệ thống nối đất tại trạm được thiết kế theo dạng lưới (Grid Structure), điện trở tiếpđịa yêu cầu là < 1 ohm (thấp hơn so với yêu cầu tại Việt Nam là 0,5 ohm) Đối với cáctrạm AIS mới, kết cấu trụ đỡ thiết bị, cột cổng, xà thanh cái, cột thu sét, đều dùng trụthép đơn thân nên có kích thuớc nhỏ và tạo mỹ quan so với trụ thép hình tại các trạm hiệnhữu của Tổng công ty

Heat / Smoke sensor In the ceiling of each room ITV (Industry Television) in front of the

UGSS entrance

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 33kV) và bảo

vệ khoảng cách 21 (Distance Protection) được sử dụng làm bảo vệ dự phòng (hiện nay cácđường dây 1 lOkV của Tổng công ty chỉ có bảo vệ khoảng cách và bảo vệ quá dòng cóhướng, chưa áp dụng bảo vệ so lệch)

Hệ thống SCADA tại trạm: khoảng hơn 300/404 trạm truyền tải của TNB sử dụng hệthống 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 giữatrạm với Trung tâm là IEC 60870-5-101 Hiện tại, TNB đang nghiên cứu và thí điểm sửdụng giao thức theo chuẩn IEC 61850

Hệ thống điện tự dùng: bao gồm AC 220V, DC 110V và DC 48V Đối với điện tựdùng AC 220V và DC 110V được thiết kế tương tự như các trạm của Tổng công ty Riêngđiện 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 hệthống SCADA Đối với các giàn accu, TNB khuyến cáo thực hiện thử nghiệm nạp xả(Discharge Test) sau mỗi chu kỳ từ 3 - 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 đườngtruyền 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

b/.Dữ liệu thu thập về Trung tâm Điều độ và Trung tâm Điều khiển

Dữ liệu thu thập từ trạm về các Trung tâm gồm có dữ liệu hệ thống SCADA và dữ liệucảnh báo của hệ thống PCCC Trong đó đặc biệt lưu ý hệ thống SCADA tại Trung tâmphải có khả năng reset từ xa các Master Relay (Lockout Relay 86)

Dữ liệu giám sát vận hành thiết bị online tại trạm được truyền về đơn vị bảo trì lướiđiện (Maintanance Unit), như hệ thống phân tích khí hòa tan (DGA), giám sát Bushing củaMBT, đo PD cho thiết bị GIS (sử dụng công nghệ tần số cao).

Tại trạm có thu thập dữ liệu đo đếm từ xa để phục vụ công tác kinh doanh

c/.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 tríphòng trường 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 chốngleo (anti-cut and anti-climb fencing); cao từ 3m trở lên Hàng rào có dạng lưới, sử dụngthép 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

d/.Hệ thống giám sát an ninh:

Tất cả các trạm truyền tải của TNB (từ 132kV đến 500kV) được bố trí phòng bảo vệ(Guard House) và nhân viên an ninh trực 24 giờ sổ lượng nhân viên an ninh tùy thuộc vàotầm quan trọng của trạm Lực lượng nhân viên an ninh cố thể là:

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

+ Đối với các trạm khác: thuê đon 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 đặtcamera để phục vụ công tác giám sát an ninh, không phục vụ công tác theo dõi thông sốvận hành lưới điện Hình ảnh camera không truyền về Trung tâm Điều độ và các Trungtâm Điều khiển, chỉ đưa về phòng bảo vệ và Trung tâm gỉám sát an ninh Hiện nay, chỉ cómột 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

Việc đầu tư hệ thống camera không thực hiện cùng với dự án ĐTXD trạm và được xem xét lắp đặt sau khi đưa vào vận hành trạm (được thực hiện bởi công ty an ninh) Ngoài

ra, TNB đã mời chuyên gia bên ngoài để giới thiệu một số công nghệ đang có trên thị trường trong công tác giám sát an ninh (tại trạm hoặc Trung tâm giám sát) Cụ thể như sau:

+ Hệ thống cảnh báo thông minh sử dụng các sensor và sợi quang lắp trên hàng rào đểgiám sát và cảnh báo khi có đột nhập (Intelligent Perimeter Detection System)

+ Hệ thống cảnh báo chống đột nhập bằng sensor (Sensor Based Perimeter System)+ Hệ thống CCTV độ phân giải cao (High Definition CCTV)

+ Hệ thống nhận dạng nhân viên (Staff Indentification System)

+ Hệ thống phân tích hình ảnh (Video Analytics)

e/.Hệ thống PCCC:

Hệ thống PCCC được thiết kế dựa trên các nghiên cứu, khảo sát về nguy cơ cháy nổthiết bị (đặc biệt là MBT lực) cũng như vị trí đặt trạm; tuân thủ theo các quy định của cơquan 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 trungtâm (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 cáckhí trơ như 100% Argon, 50% Argon + 50% Nitrogen

Tủ báo cháy trung tâm (Master Control Fire Alarm System): đặt tại tầng trệt, cung cấptối thiểu 04 tín hiệu cảnh báo để truyền về các Trung tâm / Cơ quan PCCC gần nhất thôngqua RTU/SCS Các Trung tâm không được điều khiển cưỡng bức từ xa để chữa cháy khicần 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 vàsprinkler).Ngoài ra, tại các phòng trong nhà điều hành đểu có bố trí hệ thống cảnh báocháy

Hệ thống chữa cháy tự động phun sương (Water Deluge System) được áp dụng chocác MBT lực tại các nhà máy điện, các trạm biến áp quan trọng.Ngoài ra, để ngăn ngừatrước khi có thể xảy ra cháy nổ MBT lực, TNB còn sử dụng hệ thống phòng nổ MBT lựcSERGI (dùng khí Nitrogen)

Một số hình ảnh về hệ thống PCCC

Hệ thống báo cháy

trong nhà điều hành

Hệ thống vòi phun nước chữa cháy (W ater Hydrant)

f/ 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 từxa.Chỉ một số trạm quan trọng “Hub Substation” có nhân viên vận hành trực 24h Các trạmcòn 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 catrực ngày có thêm 01 người (tương đương trưởng trạm) Ngoài nhiệm vụ trực tại trạm “HubStation”, người này còn có trách nhiệm kiểm tra tuần tự các trạm không người trực (02 trạm132kV 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) theobảng checklist lập sẵn

Công tác cắt điện bảo trì định kỳ được thực hiện 2 năm 1 lần hoặc 4 năm 1 lần cho cácthiết bị nhất thứ như MBT, máy cắt, DCL, CT, VT và dàn acqui 110VDC, 48VDC Cácchuyên gia TNB đặc biệt khuyến cáo nên thực hiện thử nghiệm nạp xả (Discharge Test) saumỗi chu kỳ từ 3 - 4 năm để kiểm chứng chất lượng vận hành

CHƯƠNG 2 : CÁC QUY ĐỊNH PHÁP LÝ VÀ CÔNG TÁC TỔ CHỨC

NGHIỆM THU TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRựC

VẬN HÀNH

chuẩn không người trực vận hành:

Quyết định số 24/QĐ-TTg ngày 06/01/2010 của Thủ tướng Chính phủ về việc Phê duyệtđiều chỉnh quy hoạch chung xây dựng TpHCM đến năm 2025

Quyết định số 1208/QĐ-TTg của Thủ tướng chính phủ về việc phê duyệt Quy hoạch pháttriển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến 2030

Quyết định số 854/QĐ-TTg ngày 10/07/2012 của Thủ tướng chính phủ về việc phê duyệt

kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm 2011-2015 của Tập đoàn Điện lựcViệt Nam

Nghị định 35/2003/NĐ-CP ngày 04/04/2003 của Chính Phủ về Quy định chi tiết thi hànhmột số điều của Luật Phòng cháy và chữa cháy

Nghị định số 46/2012/NĐ-CP ngày 25/05/2012 của Chính phủ về việc Sửa đổi, bổ sungmột số điều của Nghị định số 35/2003/NĐ-CP ngày 04/04/2003 quy định chi tiết thi hành một

số điều của Luật Phòng cháy và Chữa cháy và Nghị định số 130/2006/NĐ-CP ngày08/11/2006 quy định chế độ bảo hiểm cháy nổ bắt buộc

Quy chuẩn xây dựng Việt Nam - Quy hoạch Xây dựng (QCXDVN 01:2008/BXD)

Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia các công trình hạ tầng kỹ thuật đô thị (QCVN 07:2010/BXD)ban hành kèm theo Thông tư số 02/2010/TT-BXD ngày 05/02/2010 của Bộ Xây dựng

Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về kỹ thuật điện do Bộ Công Thưomg ban hành kèm theoThông tư số 40/2009/TT-BCt ngày 31/12/2009

Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện do Bộ Công Thương ban hành kèm theoquyết định số 12/2008/QĐ-BCT ngày 17/06/2008

Quy phạm trang bị điện 11-TCN của Bộ Công Nghiệp năm 2006 do Bộ Công Nghiệp banhành kèm theo Quyết định số 19/2006/QĐ-BCN ngày 11/07/2006

Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện cho các thiết bị đầu cuối viễn thông(QCVN22:2010/BTTTT)

Quy định xây dựng và quản lý vận hành thiết bị SCADA của Trạm biến áp và nhà máyđiện do Tập đoàn Điện lực Việt Nam ban hành kèm theo Quyết định số 1208/QĐ- EVN ngày28/07/2008.

Quy định về công tác an toàn lao động do Tập đoàn Điện lực Việt Nam ban hành kèm theoQuyết định 956/QĐ-EVN ngày 30/05/2008

Quyết định số 1186/QĐ-EVN ngày 07/12/2011 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việcban hành Quy trình An toàn điện

Các quy định về PCCC hiện hành của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Quy cách kỹ thuật vật tư thiết bị lưới điện của Công ty Điện lực TP.HCM (nay là TổngCông ty Điện lực TP.HCM - EVNHCMC) ban hành kèm theo Quyết định số 4884/QĐ-ĐLHCM-TCCB ngày 03/07/2006

II Tiêu chí đánh giá các yêu cầu kỹ thuật về phần điện:

1 Thiết bị nhất thứ

Các thiết bị nhất thứ trong trạm biến áp điều khiển từ xa phải đáp ứng các yêu cầu sau:

- Phù hợp với quy cách, tiêu chuẩn VTTB, thiết kế kỹ thuật hiện hữu

- Có xác xuất hư hỏng hoặc chuẩn đoán khả năng xảy ra hư hỏng được đánh giá trongthời gian 3 năm nhỏ hơn 1% trên tất cả thiết bị cùng chủng loại trên lưới điện.

- Vận hành bình thường ở chế độ <70% tải định mức

- Cáp lực trong hầm cáp, tầng lửng (nửa nổi nửa chìm) hoặc trong mương phải được sơnchống cháy

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

2 Hệ thống điều khiển, bảo vệ :

- Độ ổn định và tin cậy cao

- Các bộ báo tín hiệu (annuciator), có thể giải trừ từ xa

- Ưu tiên sử dụng các vật liệu chống cháy cao cho mạch điện nhị thứ

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 mứcđiều khiển:

a 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 tâmthông qua hệ thống SCADA

- Giao thức kết nối là IEC 60870 -5 - 101 và IEC 60870 -5 - 104

- Trạm đuợc trang bị RTU/Gateway để thu thập và truyền dữ liệu về các Trung tâm Điều

độ Ngoài ra, trạm còn đuợc 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 HTĐTP.HCM, 01 cổng về TTĐĐ HTĐ miền Nam và 01 cổng dụ phòng

- Hệ thống RTU/Gateway phải có khả năng chi xuất dữ liệu tại trạm khi cần thiết (trongđiều kiện bảo mật)

- Thiết bị RTU/Gateway phải đảm bảo hoạt động ổn định, tin cậy phải đạt tiêu chuẩncông nghiệp

- Không trang bị các máy tính để thục hiện điều khiển tại chỗ nhu các trạm có nguời trực(Engineering, Workstation, ) Tuy nhiên, vẫn có HMI hoặc HMI của occ để truy xuất dữliệu khi cần thiết

- Các IED, Rơle bảo vệ đuợc nối với nhau bằng cáp quang trong mạch redundant (mạchkép), có độ dụ 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 Ethernet10/100Mbps hoặc cao hơn Mạng LAN phải có độ dự phòng cao đảm bảo hệ thống mạng hoạtđộng 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, sửdụng 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 hiểnthị

- Các ngăn lộ llOkV được trang bị các Relay tích hợp chức năng BCU, độ dự phòng tuânthủ theo "Quy định về cấu hình hệ thống bảo vệ , quy cách kỹ thuật của relay bảo vệ" củaEVN (ban hành tại QĐ 2896/EVN-KTĐL-LĐ năm 2003), có chức năng điều khiển (liênđộng) 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 điềukhiển, đo lường, bảo vệ của các ngăn lộ.

- Mỗi ngăn lộ trung thế 22kV được trang bị các Relay tích hợp chức năng BCU, có chứcnăng 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 đồmột sợi của ngăn Ngoài ra, còn có các nút điều khiển, các nút báo động, các khóa cứng đểphân 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 tửđơn 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)

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

2.3 Hệ thống thu thập các số liệu đo lường:

Các giá trị đo lường (U, I, p, Q, coscp, 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

3 Hệ thống SCADA:

3.1 RTU/Gateway:

- Mỗi RTU/Gateway phải có ít nhất 03 cổng kết nối (01 cổng về TTĐĐ, 1 cổng về A2 và

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: 01RTU có 02 CPU, 02 Flash card lưu trữ dữ liệu theo quy định)

+ Mạng MAN/SCADA: truyền dẫn dữ liệu SCADA và tín hiệu hệ thống PCCC phục vụcông tác theo dõi trong vận hành lưới điện.

+ Mạng MAN/DATA: truyền dẫn các dữ liệu khác như camera, an ninh, số liệu đo đếm,GIS,

3.3 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 list mẫu hoặc thỏa thuận

- về TTĐĐ: tín hiệu SCADA và hệ thống PCCC theo bảng data list mẫu hoặc thỏa thuận

- về osc tại LĐCT: toàn bộ các tín hiệu thu thập được tại trạm (trừ tín hiệu điều khiển)

III Tiêu chí đánh giá các yêu cầu kỹ thuật về phần xây dựng:

1 Kiến trúc trạm:

1.1 Nhà phân phối:

a Bố trí nhà phân phối:

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

- Bố trí bàn họp trong phòng điều khiển

- Nhà phân phối được thiết kế cần tận dụng tối đa lấy sáng và thông gió tự nhiên, có khảnăng chống đột nhập và có hệ thống kiểm soát ra / vào (nhận biết bằng hình ảnh hoặc thẻtừ )

Bố trí tủ thông tin liên lạc, tủ ODF, tủ AC-DC và tủ Charger trong phòng điều khiển

- Đối với trạm xây dựng mới, hàng rào cao từ 4m trở lên, trong đó có 3,5m là tường, còn lại

là song sắt nhọn bảo vệ có lắp thêm vật cản chống leo

- Đối với trạm hiện hữu, có giải pháp cải tạo hàng rào cao 4m (trong đó không nhất thiết xây tường cao 3.5m)

- Ngoài ra đối với một số trạm cần đảm bảo mỹ quan, tiết kiệm diện tích có thể tận dụng kiếntrúc 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

- Tường rào phải đảm bảo không lan rộng khi có cháy nổ

2 Hệ thống quản lý kiến trúc hạ tầng trạm biến áp:

2.1 Hệ thống an ninh:

a Hệ thống camera: