ĐẶT VẤN ĐỀ Một trong những ưu điểm của trạm biến áp (TBA) không người trực là tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện quốc gia. Mặc dù việc nghiên cứu để áp dụng khá lâu, nhưng đến nay việc triển khai TBA không người trực vẫn còn nhiều thách thức và chưa được áp dụng rộng rãi. Các TBA không người trực là giải pháp tối ưu cho hệ thống điện vì nó được quản lý vận hành tự động, nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa nhân lực; giảm thiểu đầu tư cáp và các thiết bị trung gian, nâng cao độ tin cậy làm việc chính xác của thiết bị, bảo đảm cung cấp điện an toàn liên tục, giải quyết được vấn đề quá tải; giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của người vận hành, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành và đáp ứng được các yêu cầu của thị trường điện. Xây dựng các TBA không người trực là hướng đi tất yếu nhằm thực hiện lộ trình lưới điện thông minh.2 NHIỆM VỤ VÀ MỤC TIÊU CỦA ĐỀ TÀI Mục tiêu của đề tài nhằm: Nghiên cứu các giải pháp công nghệ hướng đến xây dựng một bộ tiêu chí trạm biến áp 110kV không người trực nhằm đáp ứng yêu cầu hiện đại hóa lưới điện TPHCM.
Nhiệm vụ: - Khảo sát hiện trạng lưới điện khu vực TP Hồ Chí Minh - Khảo sát hệ thống SCADA tại Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện TPHCM. - Tìm hiểu hiện trạng trạm không người trực tại các nước trong khu vực. - Nghiên cứu các công nghệ áp dụng tại trạm biến áp không người trực. - So sánh đối chiếu mô hình trạm truyền thống và trạm không người trực.
- Đề xuất bộ tiêu chí trạm biến áp không người trực áp dụng tại Tổng Công ty 2 Điện lực TPHCM. - Đề xuất giải pháp cải tạo trạm truyền thống thành trạm không người trực 1.3 NHỮNG NGHIÊN CỨU CƠ BẢN CỦA ĐỀ TÀI Trong đề tài này, phần đầu tiên sẽ giới thiệu tổng quan về lưới điện khu vực TPHCM cũng như sơ lược một số trạm không người trực các nước trong khu vực. Do trạm không người trực lần đầu tiên được triển khai nên việc tham khảo, tìm hiểu về các tram tương tự tại các nước trong khu vực là rất cần thiết. Tiếp theo đề tài sẽ giới thiệu các giải pháp công nghệ có thể áp dụng tại trạm không người trực về bố trí thiết bị điện, thiết bị thông tin SCADA, PCCC, an ninh, đồng thời cũng nêu lên sự khác biệt giữa trạm truyền thồng và trạm không người trực để từ đó đề xuất bộ tiêu chí trạm không người trực để áp dụng trong việc thiết kế các trạm xây dựng mới cũng như cải tạo các trạm truyền thống thành trạm không người trực.
Phần kết luận đề tài sẽ nêu kết quả của việc triển khai áp dụng bộ tiêu chí thông qua đề xuất giải pháp cải tạo 01 trạm truyền thống thành trạm không người trực cũng như hướng phát triển của đề tài. 3 CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN 2. Lưới điện khu vực TPHCM 2.1 Về nguồn điện: Trên địa bàn TPHCM hiện có các nhà máy điện cấp cho địa bàn TP. Hồ Chí Minh được trình bày cụ thể trong bảng sau: Bảng 2.1: Danh mục các nguồn điện cấp điện cho khu vực TP.
Hồ Chí Minh STT Nhà máy điện Công suất đặt (MW) Nhiên liệu 1 Nhiệt điện dầu Thủ Đức 157.00 FO 2 Gasturbin Thủ Đức 104.50 DO 3 Hiệp Phước 375.00 Khí 4 Thủy điện Trị An 400.20 Khí 6 Nhơn Trạch 1 450.00 Khí 7 Nhơn Trạch 2 750.2 Về lưới điện: Lưới điện truyền tải cấp điện cho khu vực TP.HCM bao gồm các trạm biến áp và đường dây ở cấp điện áp 500 kV, 220 kV và 110 kV Lưới điện 500kV: - Các ĐD 500kV cấp điện cho TP. HCM được bố trí liên kết mạch vòng xung quang thành phố từ Phú Mỹ - Sông Mây – Tân Định – Cầu Bông – Phú Lâm – Nhà Bè – Phú Mỹ. Đây là mạch vòng “ngoài” cấp điện quan trọng cho TP.HCM và khu vực phụ cận, các đường dây này thuộc quản lý của Công ty Truyền tải Điện 4. Khối lượng đường dây 500kV hiện hữu cấp điện cho TP.HCM vào khoảng 2400km đường dây.
- Các trạm 500kV cấp điện chính cho khu vực TP.HCM bao gồm 5 trạm 500kV Phú Lâm, Nhà Bè, Tân Định, Sông Mây, Cầu Bông do Công ty Truyền tải Điện 4 quản lý 4 Lưới điện 220kV: - Nguồn 220kV khu vực TP.HCM nhận điện từ 0 trạm 500/220kV Phú Lâm, Nhà Bè, Tân Định và trực tiếp từ các nhà máy điện Phú Mỹ và Nhơn Trạch qua các đường dây 220kV Phú Mỹ – Cát Lái , Nhơn Trạch – Cát Lái, Phú Mỹ – Long Thành – Long Bình. - Các đường dây 220kV có tổng công suất truyền tải ước khoảng 10.500MVA, đáp ứng đủ và dự phòng cho phụ tải khu vực TP.500MVA so với. Đường dây 220kV do Tổng công ty Điện lực TP.HCM quản lý gồm 6, km đường dây trên không và 0,59 km cáp ngầm. - Hiện tại TP.HCM được nhận điện từ 12 TBA 220kV trong khu vực, trong đó Tổng Công ty Điện lực TP.HCM quản lý 4 trạm và Công ty Truyền tải Điện 4 quản lý 8 trạm với tổng dung lượng 6500MVA.
Các TBA 220kV khu vực TP.HCM đóng vai trò cung cấp trực tiếp cho phụ tải 110kV, là các điểm nút tiếp nhận công suất trực tiếp từ lưới điện truyền tải cấp điện cho thành phố.1 : Sơ đồ lưới điện 500kV và 220kV khu vực Tp.HCM 5 Lưới điện 110kV: - Tổng quy mô đường dây 110kV hiện hữu khu vực TP.HCM khoảng 480km (quy về 1 mạch), trong đó phần lớn được sử dụng dây dẫn từ 240mm2 trở lên, một số đường dây có tiết diện lớn tương đương 400mm2, cáp nhầm 1200mm2. Tuy nhiên vẫn còn tồn tại một số đường dây sử dụng dây có tiết diện nhỏ từ 185mm2 trở xuống, tồn tại nhiều điểm rẽ T không linh hoạt trong quản lý vận hành. Các đường dây 110kV do Tổng công ty quản lý bao gồm 80 đường dây/nhánh rẽ, có tổng chiều dài là 6 4,4 km; trong đó có ,51 km cáp ngầm 110kV. Tổng công suất truyền tải của các đường dây 110kV ước khoảng 7.400MVA (tương đương 7.
- Các trạm 110kV cấp điện cho TP.HCM nhận điện từ 46 trạm 110kV do Tổng công ty quản lý; 07 trạm do Công ty Truyền tải điện 4 quản lý (nằm trong các trạm 500/220kV và trạm 220/110kV); 01 trạm do Tổng công ty Điện lực miền Nam quản lý (trạm 110kV Thủ Đức Bắc) và 0 trạm khách hàng (PouYuen; Vikimco; Xi măng Sao Mai) với tổng công suất đặt là 6.017MVA (tương đương 5. Lưới điện phân phối: - Lưới điện phân phối trên địa bàn TP.846,061 km đường dây trung thế; 11.178,156 km lưới hạ thế; 2 .888 trạm biến thế phân phối với tổng dung lượng là 9. - Lưới điện trung thế cung cấp cho địa bàn thành phố có kết cấu mạch vòng vận hành ở chế độ hở, giữa các tuyến dây có khả năng chuyển tải linh hoạt, đảm bảo độ dự phòng cao khi xảy ra mất điện. Nhận xét: Với quy mô lưới điện 110kV, 220kV ngày càng phát triển, việc quản lý vận hành lưới điện theo phương pháp hiện nay sẽ cần rất nhiều nhân lực để vận hành 6 lưới điện.
Đặc biệt là vận hành các trạm truyền thống Để giảm chi phí vận hành và để tăng cường độ ổn định lưới điện, cần thiết phải thực hiện từng bước tự động hóa trong công tác vận hành các trạm biến áp 110Kv đồng thời nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, độ ổn định lưới điện bằng cách tự động hóa và vận hành các trạm biến áp ở chế độ trạm không người trực. Do đó việc xây dựng bộ tiêu chí trạm biến áp 110kV không người trực cho các trạm xây dựng mới, cũng như phương án cải tạo các trạm hiện hữu để tiến tới thực hiện trạm không người trực là rất cần thiết.3 Hiện trạng công nghệ lưới điện phân phối 2.1 Dây dẫn điện: Hiện nay, hầu hết dây dẫn trung thế trên không là dây ACSR bọc 24kV với tiết diện 240 mm2 cho đường trục, 150 mm2 cho nhánh rẽ; cáp đồng bọc 24kV tiết diện 25 mm2. Cáp ngầm trung thế là cáp đồng cách điện XLPE hoặc EPR với tiết diện 240 mm2 cho đường trục, 50 mm2 cho nhánh rẽ và đấu nối trạm khách hàng (cáp lõi cho tiết diện < 95 mm2 và 1 lõi cho tiết diện ≥ 95 mm2).2 Trạm và trụ: Các trạm trên lưới điện phân phối được sử dụng bao gồm trạm treo, trạm giàn, trạm một cột, trạm compact, trạm padmount, trạm ngầm; trụ điện trung thế chủ yếu sử dụng trụ bê tông ly tâm.3 Tụ bù: Trên lưới điện phân phối sử dụng các tụ bù tĩnh và ứng động theo thời gian dung lượng chuẩn.4 Thiết bị đóng cắt: Về thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối như Recloser, LBS, RMU… hầu hết chưa được trang bị RTU để có thể thực hiện thao tác đóng cắt từ xa cũng như đáp ứng yêu cầu về tự động hóa lưới điện. Hiện tại, việc thao tác các thiết bị đóng cắt này vẫn được thực hiện thủ công tại chỗ.5 Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS): Tự động hóa lưới điện phân phối (Distribution Automation): Hiện tại Tổng công ty đã và đang triển khai 02 dự án thí điểm hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối: - Dự án thứ nhất được triển khai tại Công ty Điện lực Tân Thuận với quy mô 05 Recloser trên 02 phát tuyến trung thế nổi Bờ Băng – Phú Mỹ, phần mềm cho phép lập trình logic của hãng Survalent thực hiện chức năng tự động hóa thông qua hạ tầng truyền thông sử dụng sóng G; - Dự án thứ hai được xúc tiến triển khai tại Khu công nghệ cao do Công ty Điện lực Thủ Thiêm quản lý với quy mô 10 tủ MRU cho 02 mạch vòng trung thế ngầm.
Phần mềm mini-SCADA không có chức năng lập trình của Schneider được sử dụng để giám sát toàn hệ thống qua mạng truyền thông sử dụng công nghệ Wimax. Tuy nhiên, hệ thống được kích hoạt chức năng self- healing để thực hiện chức năng tự động hóa.4 Hiện trạng công nghệ lưới điện truyền tải 2.1 Dây dẫn điện trên không: Dây dẫn trên không được sử dụng là dây nhôm lõi thép (ACSR) có tiết diện 240 mm2 và 400 mm2 (ngoại trừ một vài đường dây có tiết diện 120 mm2, 185 mm2). Năm 2010, sử dụng dây dẫn chịu nhiệt GTACSR 240 mm2 trên các đường dây cần nâng cao khả năng tải, không thay đổi kết cấu trụ, không thay đổi hành lang tuyến. Tuy nhiên, dây GTACSR vẫn tăng độ võng khi vận hành ở nhiệt độ cao.
Đối với dự án đầu tư mới đều sử dụng dây 400 mm2.
