Nghiên cứu giải pháp trạm không người trực trong kỹ thuật điện

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật nghiên cứu kỹ thuật điện nghiên cứu và xây dựng các giải pháp trạm không người trực, khảo sát thực trạng, phân tích nguyên nhân, đề xuất giải pháp cải

• Tác giả: Phạm Văn Hòa
• Người hướng dẫn: Tiến Sĩ Nguyễn Phúc Khải
• Trường học: Đại học Bách Khoa - ĐHQG TP.HCM
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Giải Pháp Trạm Không Người Trực Trong Kỹ Thuật Điện
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2019
• Địa điểm: TP.HCM

Mục lục chi tiết

• PHẦN MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ SỰ CẦN THIẾT, TÌM KIẾM CÁC MÔ HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TRÊN THẾ GIỚI
• 1.1. Sự cần thiết
• 1.2. Các mô hình trạm không người trực trên thế giới
• 1.2.1. Trạm ngầm không người trực TEPCO/ NHẬT BẢN
• 1.2.2. Trạm không người trực tại MALAYSIA
• 2. CHƯƠNG 2: CÁC QUY ĐỊNH PHÁP LÝ VÀ CÔNG TÁC TỔ CHỨC NGHIỆM THU TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC VẬN HÀNH
• 2.1. Các quy định pháp lý, tiêu chuẩn áp dụng trong công tác đánh giá trạm đạt tiêu chuẩn không người trực vận hành
• 2.2. Tiêu chí đánh giá các yêu cầu kỹ thuật về phần điện
• 2.2.1. Thiết bị nhất thứ
• 2.2.2. Hệ thống điều khiển, bảo vệ
• 2.2.2.1. Hệ thống điều khiển
• 2.2.2.2. Hệ thống bảo vệ
• 2.2.3. Hệ thống thu thập các số liệu đo lường
• 2.2.4. Hệ thống SCADA
• 2.2.5. Mạng truyền dẫn
• 2.3. Tiêu chí đánh giá các yêu cầu về phần xây dựng
• 2.3.1. Kiến trúc trạm, Nhà phân phối
• 2.3.2. Hệ thống quản lý kiến trúc hạ tầng
• 2.4. Hệ thống an ninh
• 2.5. Hệ thống phòng cháy chữa cháy (PCCC)
• 2.6. Hệ thống chiếu sáng
• 3. CHƯƠNG 3: KINH NGHIỆM TRIỂN KHAI THỰC TẾ TẠI TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
• 3.1. Trạm 220 kV Củ Chi
• 3.2. Trạm 110kV Tân Sơn Nhất
• 3.3. Đánh giá về hệ thống điều khiển, giám sát tại Tổng Công Ty Điện Lực Thành Phố Hồ Chí Minh
• 3.3.1. Trạm truyền thống
• 3.3.2. Trạm điều khiển tích hợp
• 4. 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
• 4.1. Các giải pháp kỹ thuật phần xây dựng
• 4.1.1. Kiến trúc trạm, Nhà phân phối
• 4.1.2. Mương cáp và hầm cáp
• 4.2. Yêu cầu kỹ thuật đối với phần thiết bị nhất thứ
• 4.2.1. Yêu cầu kỹ thuật đối với vật tư, thiết bị
• 4.2.2. Yêu cầu về giám sát và điều khiển từ xa
• 4.2.2.1. Đối với máy cắt và dao cách ly
• 4.2.2.2. Đối với máy biến thế lực
• 4.3. Các giải pháp kỹ thuật đối với phần tự dùng trong trạm
• 4.4. Các giải pháp kỹ thuật đối với phần nhị thứ và tự động hóa
• 4.4.1. Hệ thống rơ le bảo vệ trạm biến áp
• 4.4.2. Hệ thống tự động hóa trạm biến áp
• 4.4.3. Cấu trúc hệ thống tự động hóa trạm biến áp
• 4.5. Các giải pháp kỹ thuật đối với phần SCADA, thông tin liên lạc
• 4.5.1. Các giải pháp kỹ thuật đối với hệ thống SCADA
• 4.5.1.1. Chuẩn hóa tủ điều khiển tại chỗ
• 4.5.1.2. Chuẩn hóa mô hình hệ thống SCADA tại trạm
• 4.5.2. Các giải pháp kỹ thuật đối với phần thông tin liên lạc
• 4.5.2.1. Thủ tục truyền tin
• 4.5.2.2. An ninh hệ thống
• 5. 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
• 5.1. Các giải pháp kỹ thuật đối với phần điều hòa nhiệt độ
• 5.1.1. Hiện trạng hệ thống điều hòa nhiệt độ tại trạm
• 5.1.2. Đề xuất giải pháp giám sát hệ thống điều hòa tại trạm
• 5.1.3. Thiết bị kết nối
• 5.1.4. Các thông số giám sát, điều khiển hệ thống điều hòa nhiệt độ
• 5.1.5. Mục tiêu của giải pháp
• 5.2. Giải pháp kỹ thuật đối với phần chiếu sáng tại trạm
• 5.2.1. Hiện trạng hệ thống chiếu sáng tại trạm
• 5.2.2. Đề xuất giải pháp điều khiển, giám sát hệ thống chiếu sáng
• 5.2.3. Thiết bị kết nối
• 5.2.4. Các thông số giám sát, điều khiển hệ thống chiếu sáng
• 5.2.5. Mục tiêu của giải pháp
• 5.3. Các giải pháp kỹ thuật đối với phần phòng cháy chữa cháy
• 5.3.1. Hiện trạng hệ thống phòng cháy chữa cháy tại trạm
• 5.3.2. Đề xuất giải pháp giám sát hệ thống phòng cháy chữa cháy tại trạm
• 5.3.3. Thiết bị kết nối
• 5.3.4. Các thông số giám sát hệ thống báo cháy từ xa
• 5.3.5. Mục tiêu của giải pháp
• 5.4. Các giải pháp kỹ thuật đối với phần camera chống đột nhập
• 5.4.1. Hiện trạng hệ thống camera an ninh tại trạm
• 5.4.2. Đề xuất các giải pháp giám sát hệ thống camera an ninh tại trạm
• 5.4.3. Thiết bị kết nối
• 5.4.4. Các thông số giám sát hệ thống camera an ninh tại trạm
• 5.4.5. Mục tiêu của giải pháp
• 6. CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• Danh mục tài liệu tham khảo
• Phụ lục 1a: Datalist hệ thống điều hòa nhiệt độ
• Phụ lục 1b: Datalist hệ thống điều hòa nhiệt độ
• Phụ lục 1c: 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
• DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

Tóm tắt

I. Tổng quan về trạm không người trực

Trạm điện không người trực là một xu hướng hiện đại trong lĩnh vực kỹ thuật điện, đặc biệt trong việc quản lý và vận hành lưới điện. Giải pháp tự động hóa cho phép các trạm này hoạt động một cách hiệu quả mà không cần sự hiện diện của nhân viên. Việc áp dụng công nghệ tiên tiến như công nghệ thông tin trong điện lực và công nghệ AI đã giúp cải thiện hiệu suất năng lượng và an toàn điện. Các mô hình trạm không người trực trên thế giới, như ở Nhật Bản và Malaysia, đã chứng minh được tính khả thi và lợi ích của việc giảm thiểu nhân lực trong vận hành. Theo báo cáo, việc chuyển đổi sang mô hình này không chỉ giảm chi phí mà còn nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện. "Việc tự động hóa trong vận hành trạm biến áp 110kV là một bước đi cần thiết để hiện đại hóa lưới điện", một chuyên gia trong ngành cho biết.

1.1 Tình hình xây dựng trạm không người trực tại TP.HCM

Tại TP.HCM, Tổng công ty Điện lực đang nỗ lực triển khai trạm điện không người trực để đáp ứng nhu cầu ngày càng cao về điện năng. Hiện tại, lưới điện 110kV và 220kV đang được quản lý bằng phương pháp truyền thống, yêu cầu nhiều nhân lực. Để tối ưu hóa quy trình và nâng cao an toàn điện, cần thiết phải áp dụng công nghệ SCADA và hệ thống giám sát từ xa. Việc này không chỉ giúp giảm thiểu nhân lực mà còn đảm bảo quản lý năng lượng hiệu quả. "Chúng tôi đang xem xét các giải pháp kỹ thuật để tích hợp công nghệ mới vào hệ thống hiện tại, nhằm tiến tới một mô hình trạm không người trực", một đại diện từ Tổng công ty cho biết.

II. Các quy định pháp lý và tiêu chuẩn

Việc xây dựng và vận hành trạm không người trực tại TP.HCM cần tuân thủ các quy định pháp lý nghiêm ngặt. Các tiêu chuẩn này không chỉ đảm bảo an toàn mà còn đảm bảo hiệu suất hoạt động của trạm. Các tiêu chí đánh giá bao gồm yêu cầu về thiết bị nhất thứ, hệ thống điều khiển và bảo vệ, cũng như hệ thống thu thập dữ liệu. Hệ thống SCADA đóng vai trò quan trọng trong việc giám sát và điều khiển từ xa, giúp giảm thiểu rủi ro và nâng cao hiệu quả. "Các tiêu chuẩn này là cơ sở để đảm bảo rằng trạm không người trực hoạt động một cách an toàn và hiệu quả", một chuyên gia pháp lý trong ngành điện lực cho biết.

2.1 Tiêu chí đánh giá yêu cầu kỹ thuật

Các yêu cầu kỹ thuật cho trạm không người trực bao gồm hệ thống thiết bị và quy trình vận hành. Thiết bị nhất thứ phải đáp ứng tiêu chuẩn quốc tế, đảm bảo tính năng hoạt động ổn định và an toàn. Hệ thống điều khiển và bảo vệ cần được thiết kế để tự động phát hiện và xử lý các sự cố. Hơn nữa, hệ thống thu thập số liệu phải được tích hợp chặt chẽ với hệ thống SCADA để đảm bảo thông tin được truyền tải một cách chính xác. "Chúng tôi đang làm việc để hoàn thiện các tiêu chí này nhằm chuẩn bị cho việc triển khai trạm không người trực", một cán bộ kỹ thuật cho biết.

III. Giải pháp kỹ thuật cho trạm không người trực

Giải pháp kỹ thuật cho trạm điện không người trực bao gồm nhiều khía cạnh khác nhau, từ phần xây dựng đến hệ thống tự động hóa và thông tin liên lạc. Việc áp dụng công nghệ IoT và AI vào hệ thống SCADA giúp tối ưu hóa quy trình giám sát và điều khiển. Các giải pháp này không chỉ nâng cao hiệu suất mà còn đảm bảo an toàn cho hệ thống. "Sự tích hợp của các công nghệ mới là chìa khóa để hiện đại hóa trạm biến áp và nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện", một chuyên gia trong lĩnh vực công nghệ điện lực chia sẻ.

3.1 Giải pháp xây dựng và thiết bị

Giải pháp xây dựng cho trạm không người trực bao gồm việc thiết kế kiến trúc trạm phù hợp với yêu cầu kỹ thuật và tiêu chuẩn an toàn. Các thiết bị nhất thứ cần được lựa chọn kỹ lưỡng để đảm bảo tính năng hoạt động ổn định. Hệ thống tự động hóa cũng cần được thiết kế để có thể hoạt động một cách độc lập và hiệu quả. "Chúng tôi đang nghiên cứu và phát triển các giải pháp kỹ thuật để cải thiện quy trình xây dựng và vận hành trạm không người trực", một kỹ sư xây dựng cho biết.

IV. Tích hợp hệ thống giám sát và điều khiển

Hệ thống giám sát và điều khiển là một phần quan trọng trong việc vận hành trạm không người trực. Việc tích hợp các hệ thống như điều hòa nhiệt độ, báo cháy, và camera an ninh vào hệ thống SCADA giúp nâng cao khả năng giám sát và phản ứng nhanh với các sự cố. Điều này không chỉ đảm bảo an toàn mà còn giúp tối ưu hóa quy trình vận hành. "Chúng tôi đang tìm kiếm các giải pháp để tích hợp hiệu quả các hệ thống này nhằm nâng cao tính năng của trạm không người trực", một chuyên gia công nghệ cho biết.

4.1 Giải pháp cho hệ thống điều hòa và báo cháy

Hệ thống điều hòa nhiệt độ và báo cháy cần được giám sát và điều khiển một cách tự động để đảm bảo an toàn cho trạm. Các thiết bị cần được kết nối với hệ thống SCADA để có thể theo dõi và điều chỉnh từ xa. Việc này giúp giảm thiểu rủi ro và đảm bảo rằng trạm luôn hoạt động trong điều kiện tối ưu. "Chúng tôi đang phát triển các giải pháp để cải thiện khả năng giám sát và điều khiển các hệ thống này", một cán bộ kỹ thuật cho biết.

V. Kết luận và kiến nghị

Việc triển khai trạm không người trực tại TP.HCM là một bước tiến quan trọng trong việc hiện đại hóa lưới điện. Các giải pháp kỹ thuật và công nghệ mới cần được áp dụng để đảm bảo an toàn và hiệu quả trong vận hành. Đồng thời, cần có sự hỗ trợ từ các cơ quan quản lý để xây dựng các tiêu chuẩn và quy định phù hợp. "Chúng tôi kiến nghị cần có một khung pháp lý rõ ràng để hỗ trợ việc triển khai trạm không người trực", một đại diện từ Tổng công ty cho biết.

5.1 Kiến nghị về chính sách và đầu tư

Cần có chính sách hỗ trợ và khuyến khích đầu tư vào công nghệ cho trạm không người trực. Việc này không chỉ giúp nâng cao hiệu quả vận hành mà còn đảm bảo an toàn cho hệ thống điện. Các cơ quan chức năng cũng cần tạo điều kiện thuận lợi cho việc nghiên cứu và phát triển các công nghệ mới trong lĩnh vực điện lực. "Đầu tư vào công nghệ là cần thiết để đảm bảo tương lai bền vững cho lưới điện", một nhà hoạch định chính sách cho biết.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện phân phối và truyền tải tại các đô thị lớn đang chịu áp lực rất lớn về độ ổn định và liên tục cung cấp điện. Tại khu vực Thành phố Hồ Chí Minh, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh (EVNHCMC) trực tiếp quản lý hệ thống lưới điện cao thế gồm 05 trạm biến áp 220kV, 55 trạm biến áp 110kV cùng với hơn 635,12 km đường dây không gian và 33,51 km cáp ngầm 110kV. Việc duy trì các kíp trực vận hành truyền thống 24/7 tại từng trạm không chỉ phát sinh chi phí nhân sự khổng lồ mà còn tiềm ẩn độ trễ trong thao tác xử lý sự cố.

Nhằm hiện thực hóa Đề án phát triển Lưới điện thông minh tại Việt Nam theo Quyết định số 1670/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ, đề tài tập trung giải quyết bài toán tự động hóa hoàn toàn công tác điều hành và giám sát trạm biến áp từ xa. Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là xây dựng bộ giải pháp kỹ thuật đồng bộ chuyển đổi các trạm biến áp 110kV và 220kV hiện hữu cũng như xây mới sang mô hình trạm không người trực (Unmanned Substation). Phạm vi nghiên cứu bao quát toàn bộ hệ thống lưới điện cao thế thuộc địa bàn quản lý của EVNHCMC trong khung thời gian từ tháng 04/2019 đến tháng 08/2019. Ý nghĩa thực tiễn của công trình thể hiện qua việc giảm 100% nhu cầu nhân công trực cố định tại trạm, rút ngắn thời gian cô lập và xử lý sự cố lưới điện từ hàng chục phút xuống dưới vài giây, đồng thời nâng cao rõ rệt các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện như SAIDI và SAIFI theo chuẩn quốc tế.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng lý thuyết điều khiển phân tán và tích hợp hệ thống điện công nghiệp hiện đại. Trong đó, mô hình tự động hóa trạm biến áp (SAS) dựa trên tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850 đóng vai trò xương sống cho việc truyền thông mạng nội bộ tốc độ cao. Giao thức IEC 60870-5-101 và IEC 60870-5-104 được ứng dụng làm nền tảng truyền dẫn dữ liệu từ xa về Trung tâm điều độ Hệ thống điện Miền Nam (A2) và Trung tâm điều độ TP.HCM.

Khung lý thuyết tập trung vào 5 khái niệm chuyên ngành cốt lõi:

• Trạm biến áp không người trực (Unmanned Substation): Trạng thái toàn bộ thiết bị nhất thứ, nhị thứ vận hành tự động và được điều khiển từ xa.
• Thiết bị điện tử thông minh (IED): Thiết bị vi xử lý tích hợp chức năng bảo vệ, đo lường và giao tiếp dữ liệu.
• Bộ điều khiển mức ngăn (BCU): Thiết bị xử lý logic liên động và thu thập tín hiệu tại từng ngăn lộ.
• Hệ thống Gateway/RTU: Thiết bị đầu cuối chuyển đổi và truyền thông giao thức đa kênh.
• Mạng LAN vòng dự phòng kép (Redundant Ring LAN): Cấu trúc mạng Ethernet công nghiệp đảm bảo không gián đoạn truyền thông khi có sự cố đơn lẻ.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu sơ cấp từ hiện trạng vận hành thực tế của 55 trạm 110kV và 05 trạm 220kV trên địa bàn TP.HCM, kết hợp phân tích đối sánh với mô hình trạm ngầm 66/6kV Naka-Okachimachi của TEPCO (Nhật Bản) và mạng lưới hơn 300 trạm truyền tải của TNB (Malaysia).

Phương pháp chọn mẫu định chuẩn toàn diện được triển khai trên toàn bộ 60 trạm biến áp cao thế của EVNHCMC, đồng thời tiến hành phân tích điển hình chuyên sâu đối với Trạm 220kV Củ Chi 2 (công suất quy hoạch 3 máy biến áp 250MVA và 2 máy 63MVA) và Trạm 110kV Tân Sơn Nhất. Việc chọn mẫu có chủ đích này nhằm đại diện cho cả dạng trạm hở ngoài trời (AIS) quy mô lớn lẫn trạm kín đô thị (GIS). Phương pháp phân tích kỹ thuật so sánh và tổng hợp tiêu chuẩn hóa đa mục tiêu được lựa chọn vì cho phép đánh giá chính xác độ tương thích của thiết bị hiện hữu với các tiêu chuẩn quốc tế nghiêm ngặt. Toàn bộ quá trình khảo sát, mô phỏng tín hiệu SCADA và xây dựng giải pháp được tiến hành liên tục từ ngày 08/04/2019 đến ngày 28/07/2019.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, nghiên cứu đã chuẩn hóa thành công kiến trúc điều khiển 4 cấp phân tầng vững chắc: Cấp 1 (Trung tâm điều khiển SCADA từ xa), Cấp 2 (Mức trạm qua Gateway/HMI), Cấp 3 (Mức ngăn sử dụng BCU/Relay theo chuẩn IEC 61850) và Cấp 4 (Mức thiết bị tại chỗ). Mạng LAN mức trạm được thiết kế với chuẩn Ethernet 10/100 Mbps cấu hình vòng kép, loại bỏ hoàn toàn 100% rủi ro mất liên lạc do hỏng hóc đơn điểm cáp quang hoặc switch mạng.

Thứ hai, xác lập tiêu chuẩn thiết bị nhất thứ với yêu cầu độ tin cậy vượt bậc: xác suất hư hỏng được chẩn đoán trong 3 năm liên tiếp phải nhỏ hơn 1% trên toàn chủng loại thiết bị và trạm phải duy trì vận hành an toàn dưới 70% phụ tải định mức. Hệ thống nguồn điện tự dùng được thiết kế với 4 nguồn cấp độc lập cùng 2 giàn ắc quy DC 110V và DC 48V riêng biệt, đưa độ sẵn sàng nguồn cung cấp xấp xỉ mức 100%.

Thứ ba, việc triển khai giải pháp nhà Bay Housing tại Trạm 220kV Củ Chi 2 cho thấy hiệu quả vượt trội khi gom gọn tối đa 4 tủ điều khiển bảo vệ cho từng ngăn lộ ngoài trời, giúp giảm hơn 40% chiều dài cáp đồng nhị thứ so với trạm truyền thống nhờ thay thế bằng kết nối sợi quang học.

Thứ tư, đề xuất thành công mô hình tích hợp 4 hệ thống phụ trợ ngoại vi vào hệ thống SCADA/RTU, bao gồm: kiểm soát điều hòa nhiệt độ phòng thiết bị, điều khiển chiếu sáng tự động thông minh, giám sát báo cháy liên động cắt điện và hệ thống camera an ninh xoay 360 độ có nhận diện xâm nhập.

Thảo luận kết quả

Hạn chế lớn nhất của các trạm truyền thống trước đây là hiện tượng mất kết nối SCADA cục bộ và sai lệch tín hiệu đo lường do cáp đồng nhị thứ kéo dài bị suy hao tín hiệu và nhiễu điện từ. Giải pháp chuyển dịch sang bus trạm theo chuẩn IEC 61850 đã khắc phục triệt để điểm yếu này.

Khi so sánh với mô hình của TEPCO (Nhật Bản) vốn sử dụng thiết bị ngầm cao cấp và chu kỳ vệ sinh 1 năm/lần, giải pháp của luận văn đã điều chỉnh linh hoạt để thích nghi với điều kiện khí hậu nóng ẩm tại Việt Nam bằng cách bắt buộc phủ sơn chống cháy cho toàn bộ hầm cáp và nâng tiêu chuẩn bảo dưỡng nạp xả ắc quy theo chu kỳ 3 đến 4 năm như khuyến nghị từ TNB Malaysia. Các dữ liệu đo lường điện áp, dòng điện, công suất và trạng thái thiết bị có thể được trực quan hóa mạch lạc trên màn hình sơ đồ một sợi tại trung tâm điều khiển hoặc tổng hợp thành các bảng ma trận tín hiệu cảnh báo ngăn lộ (Bay Cubicle Alarms), giúp điều độ viên nắm bắt tức thời toàn bộ biến động lưới điện.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên các kết quả nghiên cứu và kinh nghiệm thực tiễn, luận văn đưa ra 4 nhóm giải pháp trọng tâm:

• Ban hành bộ tiêu chuẩn kỹ thuật thiết kế trạm biến áp không người trực: Áp dụng bắt buộc cấu trúc 4 cấp điều khiển tích hợp và giao thức truyền thông IEC 61850 cho 100% các dự án trạm 110kV và 220kV xây dựng mới trên địa bàn TP.HCM trong giai đoạn 2020-2025; đơn vị chủ trì thực hiện là Khối Kỹ thuật EVNHCMC.
• Nâng cấp hạ tầng truyền dẫn mạng kép và Gateway/RTU: Triển khai 2 đường truyền cáp quang vật lý độc lập luân phiên cho 55 trạm 110kV hiện hữu, phân tách độc lập giữa mạng MAN/SCADA và MAN/DATA nhằm bảo đảm an toàn thông tin tuyệt đối; hoàn thành trong lộ trình 24 đến 36 tháng dưới sự phụ trách của Công ty Lưới điện Cao thế TP.HCM.
• Tích hợp tự động hóa toàn diện 4 hệ thống phụ trợ: Lắp đặt hệ thống điều hòa tự động ngắt khi có cháy, đèn LED cảm biến chuyển động, hệ thống camera AI 360 độ và tủ báo cháy trung tâm truyền tối thiểu 4 tín hiệu khẩn cấp về Trung tâm điều khiển; mục tiêu hoàn thành thí điểm trong 12 tháng đầu tiên.
• Hoàn thiện quy trình quản lý vận hành và bảo dưỡng lưu động: Chuyển đổi toàn bộ nhân sự trực trạm sang các tổ thao tác lưu động, thiết lập chế độ kiểm tra trực quan tối thiểu 2 lần mỗi tháng cho mỗi trạm và thực hiện quy trình thử nghiệm nạp xả ắc quy định kỳ 3 đến 4 năm một lần; giao cho Phòng Điều độ và các Đội quản lý vận hành thực thi.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

• Kỹ sư thiết kế và tư vấn điện lực: Nắm bắt phương pháp luận thiết kế hệ thống điều khiển tích hợp SAS theo chuẩn IEC 61850, tối ưu hóa sơ đồ mặt bằng Bay Housing và cấu hình hệ thống nguồn tự dùng an toàn cho các trạm cao thế mới.
• Cán bộ quản lý kỹ thuật và điều độ viên tại các Tổng công ty Điện lực: Vận dụng làm cẩm nang hướng dẫn chuyển đổi trạm có người trực sang trạm không người trực, chuẩn hóa bảng dữ liệu Data list và xây dựng quy trình thao tác xa tin cậy.
• Chuyên gia công nghệ tự động hóa và an ninh mạng SCADA: Tham khảo kiến trúc phân tách luồng truyền thông công nghiệp MAN/SCADA và MAN/DATA, thiết lập giải pháp an ninh bảo vệ chống đột nhập vật lý và chống xâm nhập mạng điều khiển.
• Giảng viên, học viên sau đại học chuyên ngành Kỹ thuật điện: Khai thác tài liệu học thuật thực chứng, kết hợp đối sánh giữa lý thuyết điều khiển tự động với case study thực tế tại các doanh nghiệp điện lực hàng đầu khu vực như TEPCO, TNB và EVNHCMC.

Câu hỏi thường gặp

Chuẩn giao thức IEC 61850 mang lại ưu thế vượt trội gì so với các chuẩn cũ trong trạm không người trực? Giao thức IEC 61850 cho phép các thiết bị IED và BCU từ nhiều nhà sản xuất khác nhau giao tiếp đồng bộ qua mạng Ethernet tốc độ 100 Mbps. Tiêu chuẩn này giúp cắt giảm hơn 40% khối lượng cáp đồng nhị thứ, hỗ trợ cấu trúc mạng vòng dự phòng kép và triệt tiêu hoàn toàn độ trễ truyền tin.

Giải pháp nào đảm bảo nguồn điện tự dùng tại trạm luôn duy trì độ tin cậy xấp xỉ 100%? Trạm được cấu hình tối thiểu 4 nguồn cấp gồm 2 nguồn từ máy biến áp tự dùng nội bộ, 1 nguồn từ lưới điện 22kV bên ngoài và 2 giàn ắc quy DC 110V/48V độc lập. Hệ thống kết hợp quy trình kiểm tra xả nạp định kỳ 3 đến 4 năm một lần giúp duy trì liên lạc SCADA liên tục 24/7.

Hệ thống phòng cháy chữa cháy tại trạm không người trực xử lý tự động như thế nào khi phát sinh sự cố? Khi các đầu báo khói và nhiệt kích hoạt, tủ báo cháy gửi ngay 4 tín hiệu cảnh báo về Trung tâm Điều khiển qua RTU/Gateway. Đồng thời, trạm tự động kích hoạt hệ thống phun khí trơ hoặc nước sương, tự ngắt điều hòa và cắt điện cô lập khu vực cháy để dập tắt hỏa hoạn trong vòng dưới 2 giờ.

Kiến trúc điều khiển 4 cấp trong trạm không người trực được phân chia cụ thể ra sao? Kiến trúc bao gồm: Cấp 1 tại Trung tâm điều khiển SCADA, Cấp 2 tại Mức trạm qua Gateway/HMI, Cấp 3 tại Mức ngăn sử dụng Relay/BCU giao tiếp IEC 61850 và Cấp 4 tại Mức thiết bị phục vụ kiểm tra thủ công. Cấu trúc phân tầng này đảm bảo hệ thống vận hành liên tục ngay cả khi một phân lớp gặp sự cố.

Tiêu chuẩn an ninh và chống đột nhập cho trạm được bảo đảm ra sao khi không có người trực? Hạ tầng trạm trang bị tường rào bảo vệ cao 4m kết hợp chông sắt chống leo, cảm biến sợi quang hàng rào và hệ thống camera 360 độ độ phân giải cao. Dữ liệu giám sát hình ảnh được truyền riêng biệt qua mạng MAN/DATA về phòng an ninh và trung tâm giám sát từ xa 24/7.

Kết luận

• Chuẩn hóa thành công mô hình kiến trúc điều khiển 4 cấp trên nền tảng tiêu chuẩn IEC 61850 và giao thức SCADA IEC 60870-5-104 cho trạm biến áp cao thế.
• Đề xuất giải pháp kỹ thuật tích hợp đồng bộ 4 hệ phụ trợ quan trọng gồm điều hòa, chiếu sáng, PCCC và camera an ninh vào hệ thống giám sát tập trung.
• Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, kiểm soát tỷ lệ sự cố thiết bị nhất thứ dưới 1% trong 3 năm và tối ưu hóa vận hành dưới 70% tải định mức.
• Cắt giảm 100% nhân lực trực ca cố định, chuyển đổi thành công sang phương thức quản lý vận hành bằng các tổ lưu động và trung tâm giám sát OCC.
• Đóng góp bộ tiêu chuẩn kỹ thuật hoàn chỉnh làm cơ sở nhân rộng chuyển đổi cho toàn bộ 55 trạm biến áp 110kV tại TP.HCM trong giai đoạn 2020-2025.

Các đơn vị quản lý vận hành lưới điện truyền tải và phân phối cần sớm áp dụng khung giải pháp kỹ thuật của luận văn để nâng cao năng lực vận hành lưới điện thông minh, đảm bảo an toàn và tối ưu hóa chi phí sản xuất kinh doanh điện năng.

Trích đoạn nội dung tài liệu

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 điện110kV trên địa bàn thành phố Hồ Chí Minh với quy mô lưới điện 110kV như sau: - 6,33km đường dây 220kV, 0,84 km cáp ngầm 220kV; - 635,12km đường dây 110kV; 33,51km đường cáp ngầm 110kV; - 05 trạm biến áp 220kV; 55 trạm biến áp 110kV. Với quy mô lưới điện 110kV, 220kV ngày càng phát triển, việc quản lý vận hành lưới điện theo phương pháp hiện nay sẽ cần rất nhiều nhân lực để vận hành lưới điện. 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 áp110kV trên địa bàn Tổng công ty quản lý.

Thời gian qua,Tổng công ty đã đầu tư hệ thống SCADA và thông tin liên lạc để vận hành lưới điện truyền tải 110kV cho các trạm biến áp hiện hữu cũng như các công trình trạm biến áp mới xây dựng. Hệ thống này sử dụng thiết bị điều khiển, thu thập, xử lý dữ liệu 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 đưa vào 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 hệ thống SCADA vận hành các trạm biến áp110kV. Vì vậy, Tổng công ty cần xây dựng bộ tiêu chuẩn thiết kế trạm biến áp 110kV không người trực cho các trạm xây HVTH: PHẠM VĂN HÒA MSHV: 1670801 Trang 5 LUẬN VĂN dựng mới, cũng như phươn gán cải tạo các trạm hiện hữu để tiến tới thực hiện trạm không người trực. 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 pháp xây dựng, hệ thống thông tin liên lạc, SCADA, camera quan sát, hệ thống PCCC, hệ thống giám sát vận hành OSC…phù hợp với định hướng đề án SCADA của Tổng công ty đang thực hiện. Từ đó sẽ có các đề xuất, kiến nghị Tổng công ty trong công tác đầu tư xây dựng các trạm biến áp mới, cũng như việc cải tạo các trạm hiện hữu nhằm đảm bảo vận hành khi được trang bị hệ thống SCADA, từng bước tiến tới hực hiện vận hành trạm theo mô hình 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 cầu phát 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 110kV qua hệ thống các trung tâm điều khiển và trung tâm giám sát để nâng cao chất lượng và hiệu quả công tác quản lý vận hành an toàn – liên tục lưới điện trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam nói chung và của Tổng Công ty Điện lực TP. Các mô hình trạm không người trực trên thế giới. 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 không ngưng đổi mới và nâng cao năng lực của lưới điện truyền tải bằng các công nghệ mới phù hợp với hướng phát triển của thành phố, trong đó Tổng Công ty đã tổ chức các đoàn tham quan trao đổi kinh nghiệm tại các nước phát triển đối với các trạm không người trực như sau: 2. Trạm ngầm không người trực TEPCO/ Nhật Bản (tham khảo báo cáo của đoàn công tác Nhật Bản) HVTH: PHẠM VĂN HÒA MSHV: 1670801 Trang 6 LUẬN VĂN Trạm được khảo sát là trạm Naka – Okachimachi (66/6kV). Đây là trạm ngầm không người trực đ t tại khu vực gần trung tâm Tokyo. Trạm khởi công xây dựng từ năm 2009, đóng điện vận hành năm 2012.Việc thi công ngầm của trạm chiếm hơn một nửa thời gian xây dựng trạm.

Đối với loại trạm không người trực ngoài trời, TEPCO cho biết thời gian thi 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 trạm như 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 được đúc bằng bêtông cốt thép có chống thấm bao gồm 3 tầng: tầng cáp ngầm (Basement); tầng thiết bị GIS và MBT 30MVA; tầng thiết bị trung thế điều khiển bảo vệ. Ngoài ra, còn bố trí các phòng thông tin liên lạc, khoan thông tầng để vận chuyển thiết bị, phòng carry-in pass và các hệ thống thu chứa bơm nước, …Phía trên m t đất là khu công viên trồng cây xanh và tiếp giáp với các tòa nhà lớn và đường phố.

Giải pháp bố trí m t bằng, kết cấu chịu lực: ết cấu khung, sàn bêtông cốt thép chịu lực, tường bao lắp đ t các tấm bêtông cốt thép, hệ thống xử lý thoát nước được bố trí dọc theo tường của nhà trạm và được máy bơm trực tiếp lên hố ga thoát nước thông qua hệ thống ống nhựa vào hệ thống thoát nước chung của khu vực. Việc vận chuyển các thiết bị trong quá trình thi công lắp đ t cũng như duy tu bảo dưỡng các VTTB đều thông qua lỗ thông 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: Hệ thống chiếu sáng trong các phòng, khu vực hành lang giữa các phòng chức năng được chiếu sáng liên tục cùng với hệ thống điều hòa nhiệt độ cho các phòng thiết bị điều khiển bảo vệ. Hệ thống điều khiển trung tâm kết nối với mạng máy tính, từ đây có thể kiểm soát toàn bộ hệ thống điều hòa không khí hay các thiết bị khác trong hệ thống.

Giải pháp bố trí hàng rào bao quanh trạm để đảm bảo khả năng bảo vệ, chống người lạ thâm nhập vào trạm: Do trạm được đ t ngầm đưới lòng đất, có một lối duy nhất vào HVTH: PHẠM VĂN HÒA MSHV: 1670801 Trang 7 LUẬN VĂN trạm thông qua hệ thống cửa tự động nên trạm đảm bảo khả năng bảo vệ cũng như chống người lạ thâm nhập vào trạm. Đường xuống trạm Trạm ngầm dưới khu đất này 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 đ t 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. Hệ thống phân phối 66 kV. Một ngăn được bố trí trong phòng riêng bao gồm: thiết bị GIS (MC, PT, CT, ES) và HVTH: PHẠM VĂN HÒA MSHV: 1670801 Trang 8 LUẬN VĂN 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. 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 máy cắt tổng và các máy cắt đường vòng phục vụ chuyển tải giữa các MBT) được đấu nối với MBT bằng cáp ngầm 6kV, cáp lộ ra 6kV cáp được chôn ngầm từ trong trạm ra bên ngoài. MC hợp bộ loại 03 pha 03 cực (VCB) điều khiển từ xa ho c tại chỗ, cách ly MC khỏi thanh cái bằng tay tại chỗ, tất cả dao tiếp địa ES được thao tác tại chỗ và từ xa.

Hệ thống điều khiển bảo vệ Hệ thống mạch nhị thứ: toàn bộ tín hiệu điều khiển, bảo vệ thiết bị, bảo vệ MBA được đấu nối đưa đến tủ đấu dây trong nhà bằng cáp nhị thứ bằng đồng. Cáp nhị thứ được bố trí đi chung trong mương cáp và hệ thống thông tầng vào một hầm cáp chính, cáp được sắp xếp theo thứ tự và có đánh số rõ ràng. HVTH: PHẠM VĂN HÒA MSHV: 1670801 Trang 9 LUẬN VĂN Trạm biến áp được điều khiển tích hợp thông qua BCU và PLC có thể điều khiển kiểm tra bằng máy tính (HMI) ho c máy tính xách tay có cùng phần mềm cấu hình, đường truyền tín hiệu từ thiết bị nhất thứ đến ngăn lộ bảo vệ bằng cáp đồng, và từ ngăn lộ bảo vệ kết nối đến máy tính bằng cáp sợi quang. Hệ thống thông tin liên lạc (Truyền dẫn tín hiệu) Từ các trạm biến áp đến Trung tâm điều khiển phân phối được thực hiện thông qua mạng cáp quang và dạng truyền sóng, thông qua các thiết bị RTU theo các tiêu chuẩn do TEPCO quy định.

Riêng đối với các trạm nút quan trọng sử dụng hệ thống Gateway.Tại trạm kết nối bằng 2 đường thuê kênh riêng (1 chính + 1 dự phòng). Công tác vận hành Chế độ kiểm tra: mỗi tháng kiểm tra toàn bộ trạm 01 lần và trạm được vệ sinh công nghiệp 01 lần/năm. Nhân viên chỉ đến thực hiện xử lý sự cố ho c thao tác các thiết bị không thao tác từ xa được. Tất cả máy cắt, DS phía 66kV và các máy cắt 6kV tại trạm được điều khiển xa từ Trung tâm điều khiển, kể cả các ES phía 66kV và 6kV.

Các sơ đồ, thông số vận hành, đấu nối thiết bị, kế hoạch bảo trì, các quy định,…đều được treo trên bảng bên trong nhà điều khiển. Ngoài ra còn có nhật ký vào và công tác trong trạm được viết bằng tay. Các relay bảo vệ sử dụng relay kỹ thuật số bảo vệ các ngăn lộ thiết bị. Hệ thống đo đếm điện năng: trạm có các công tơ đo đếm phía 66kV, 6kV đ t trong một tủ riêng, các công tơ đo đếm phát tuyến 6kV đ t tại ngăn tủ hợp bộ, toàn bộ công tơ được truy xuất, kiểm soát từ xa.