Luận văn thạc sĩ về hệ thống giám sát và điều khiển trạm biến áp 110kV không người trực

Luận văn thạc sĩ nghiên cứu hệ thống giám sát và điều khiển trạm biến áp 110kV không người trực, ứng dụng công nghệ hiện đại trong quản lý năng lượng.

• Tác giả: Bùi Văn Dũng
• Người hướng dẫn: PGS. Huỳnh Châu Duy
• Trường học: Trường Đại Học Công Nghệ TP.HCM
• Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
• Đề tài: Nghiên Cứu Hệ Thống Giám Sát Và Điều Khiển Trạm Biến Áp 110kV Không Người Trực
• Loại tài liệu: Luận Văn Thạc Sĩ
• Năm xuất bản: 2017
• Địa điểm: Tp. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• LỜI CẢM ƠN
• TÓM TẮT
• 1. CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU
• 1.1. Tính cấp thiết của đề tài
• 1.2. Nhiệm vụ của luận văn
• 1.3. Nội dung nghiên cứu
• 1.4. Phương pháp nghiên cứu
• 2. CHƯƠNG 2: LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
• 2.1. Tổng quan về lưới điện khu vực Thành phố Hồ Chí Minh
• 2.2. Hiện trạng một số trạm biến áp 110kV trên lưới điện thuộc Tổng Công ty Điện lực TPHCM quản lý
• 2.3. Hệ thống SCADA trung tâm tại Trung tâm điều độ Hệ thống điện TPHCM (HCMCLDC)
• 2.4. Trung tâm giám sát vận hành (OCC) tại Công ty Lưới điện Cao thế TPHCM
• 2.5. Một số trạm biến áp 220kV, 110kV ít người trực hoặc không người trực trong nước và khu vực
• 2.6. Ứng dụng đề tài nghiên cứu vào hệ thống lưới điện 110KV khu vực TP Hồ Chí Minh
• 2.7. Phân tích, so sánh kinh tế giữa trạm biến áp không người trực và trạm có người trực vận hành
• 3. CHƯƠNG 3: CẢI TẠO VÀ XÂY DỰNG MỚI CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110kV THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC
• 3.1. Các yêu cầu chung đối với trạm 110kV không người trực vận hành
• 3.2. Yêu cầu về phần kiến trúc xây dựng
• 3.3. Yêu cầu kỹ thuật phần thiết bị nhất thứ
• 3.4. Yêu cầu đối với hệ thống điều khiển, bảo vệ, đo lường
• 3.5. Yêu cầu đối với hệ thống TTLL và SCADA
• 3.6. Yêu cầu đối với hệ thống nguồn tự dùng
• 4. CHƯƠNG 4: ỨNG DỤNG THIẾT KẾ MỚI TRẠM BIẾN ÁP 110kV THAM LƯƠNG KHÔNG NGƯỜI TRỰC
• 4.1. Tổng quan công trình
• 4.2. Qui mô công trình
• 4.3. Giải pháp kiến trúc, xây dựng
• 4.4. Giải pháp kỹ thuật thiết bị điện
• 5. CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng quan về hệ thống giám sát trạm biến áp 110kV không người trực

Hệ thống giám sát trạm biến áp 110kV không người trực đang trở thành xu hướng quan trọng trong ngành điện. Việc áp dụng công nghệ hiện đại giúp nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành. Trạm biến áp 110kV không người trực không chỉ giảm thiểu chi phí nhân lực mà còn đảm bảo an toàn cho người vận hành. Hệ thống này cho phép giám sát và điều khiển từ xa, giúp phát hiện sự cố kịp thời và xử lý nhanh chóng.

1.1. Đặc điểm của hệ thống giám sát trạm biến áp 110kV

Hệ thống giám sát trạm biến áp 110kV không người trực được thiết kế với nhiều tính năng ưu việt. Các thiết bị cảm biến thông minh giúp thu thập dữ liệu liên tục về tình trạng hoạt động của trạm. Hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) cho phép điều khiển và giám sát từ xa, đảm bảo an toàn và hiệu quả trong vận hành.

1.2. Lợi ích của việc áp dụng công nghệ không người trực

Việc áp dụng công nghệ không người trực mang lại nhiều lợi ích cho ngành điện. Đầu tiên, nó giúp giảm thiểu chi phí vận hành và bảo trì. Thứ hai, hệ thống này nâng cao độ tin cậy và an toàn cho người lao động. Cuối cùng, việc tự động hóa giúp cải thiện hiệu suất làm việc và giảm thiểu sự cố do thao tác của con người.

II. Thách thức trong việc triển khai trạm biến áp 110kV không người trực

Mặc dù có nhiều lợi ích, việc triển khai trạm biến áp 110kV không người trực cũng gặp phải nhiều thách thức. Các vấn đề về công nghệ, chi phí đầu tư ban đầu và đào tạo nhân lực là những yếu tố cần được xem xét kỹ lưỡng. Đặc biệt, việc đảm bảo an toàn cho hệ thống và người lao động trong quá trình chuyển đổi là rất quan trọng.

2.1. Vấn đề công nghệ và thiết bị

Công nghệ hiện đại là yếu tố quyết định trong việc triển khai trạm biến áp không người trực. Tuy nhiên, việc lựa chọn thiết bị phù hợp và đảm bảo tính tương thích giữa các hệ thống là một thách thức lớn. Các thiết bị cần phải được kiểm tra và chứng nhận chất lượng để đảm bảo hoạt động ổn định.

2.2. Chi phí đầu tư và bảo trì

Chi phí đầu tư ban đầu cho việc xây dựng trạm biến áp không người trực có thể cao. Tuy nhiên, lợi ích lâu dài từ việc giảm chi phí vận hành và bảo trì sẽ bù đắp cho khoản đầu tư này. Cần có kế hoạch tài chính rõ ràng để đảm bảo tính khả thi của dự án.

III. Phương pháp xây dựng trạm biến áp 110kV không người trực

Để xây dựng trạm biến áp 110kV không người trực, cần áp dụng các phương pháp kỹ thuật tiên tiến. Việc thiết kế hệ thống phải đảm bảo tính tự động hóa cao, đồng thời tích hợp các công nghệ thông tin và truyền thông hiện đại. Các giải pháp kỹ thuật cần được nghiên cứu và phát triển để đáp ứng yêu cầu vận hành hiệu quả.

3.1. Thiết kế hệ thống tự động hóa

Hệ thống tự động hóa là phần quan trọng trong trạm biến áp không người trực. Các thiết bị như cảm biến, rơle và hệ thống điều khiển cần được tích hợp một cách đồng bộ. Việc sử dụng công nghệ IoT (Internet of Things) giúp nâng cao khả năng giám sát và điều khiển từ xa.

3.2. Tích hợp hệ thống SCADA

Hệ thống SCADA đóng vai trò quan trọng trong việc giám sát và điều khiển trạm biến áp. Nó cho phép thu thập dữ liệu thời gian thực và phân tích tình trạng hoạt động của thiết bị. Việc tích hợp SCADA với các hệ thống khác giúp tối ưu hóa quy trình vận hành và nâng cao hiệu quả.

IV. Ứng dụng thực tiễn của trạm biến áp 110kV không người trực

Trạm biến áp 110kV không người trực đã được triển khai thành công tại nhiều địa phương. Các ứng dụng thực tiễn cho thấy hiệu quả rõ rệt trong việc giảm thiểu sự cố và nâng cao độ tin cậy của hệ thống điện. Việc áp dụng công nghệ này không chỉ giúp tiết kiệm chi phí mà còn đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục.

4.1. Kết quả nghiên cứu tại trạm biến áp Tham Lương

Trạm biến áp 110kV Tham Lương là một trong những mô hình điển hình cho việc áp dụng công nghệ không người trực. Kết quả nghiên cứu cho thấy, việc tự động hóa giúp giảm thiểu sự cố và nâng cao hiệu suất làm việc. Hệ thống giám sát từ xa đã phát hiện và xử lý kịp thời các sự cố, đảm bảo cung cấp điện liên tục.

4.2. So sánh hiệu quả giữa trạm có người trực và không người trực

So sánh giữa trạm biến áp có người trực và không người trực cho thấy sự khác biệt rõ rệt về hiệu quả vận hành. Trạm không người trực có chi phí vận hành thấp hơn, đồng thời giảm thiểu rủi ro cho người lao động. Điều này chứng tỏ rằng, việc chuyển đổi sang mô hình không người trực là hướng đi đúng đắn cho ngành điện.

V. Kết luận và triển vọng tương lai của trạm biến áp không người trực

Trạm biến áp 110kV không người trực là một bước tiến quan trọng trong việc hiện đại hóa hệ thống điện. Với những lợi ích rõ rệt về chi phí và hiệu quả, mô hình này sẽ tiếp tục được phát triển và mở rộng. Tương lai của ngành điện sẽ gắn liền với việc áp dụng công nghệ tự động hóa và thông minh, đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục.

5.1. Tương lai của công nghệ không người trực

Công nghệ không người trực sẽ tiếp tục phát triển và được áp dụng rộng rãi trong ngành điện. Các nghiên cứu và phát triển sẽ tập trung vào việc cải thiện tính năng và độ tin cậy của hệ thống. Điều này sẽ giúp nâng cao hiệu quả vận hành và giảm thiểu rủi ro cho người lao động.

5.2. Định hướng phát triển lưới điện thông minh

Định hướng phát triển lưới điện thông minh sẽ là mục tiêu hàng đầu trong tương lai. Việc tích hợp các công nghệ mới như AI, Big Data và IoT sẽ giúp tối ưu hóa quy trình vận hành và nâng cao độ tin cậy của hệ thống điện. Điều này không chỉ đáp ứng nhu cầu ngày càng cao của thị trường mà còn đảm bảo an toàn cho người lao động.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện khu vực Thành phố Hồ Chí Minh đóng vai trò huyết mạch trong phát triển kinh tế với quy mô quản lý 52 trạm biến áp 110kV có tổng công suất đặt 7.029 MVA cùng hơn 634,43 km đường dây truyền tải. Sự phát triển mạnh mẽ của phụ tải đô thị đặt ra thách thức lớn đối với phương thức quản lý vận hành truyền thống đòi hỏi nhiều nhân lực túc trực tại trạm, tiềm ẩn nguy cơ sự cố do thao tác nhầm và làm tăng chi phí quản lý vận hành. Vấn đề nghiên cứu trọng tâm là làm thế nào để xây dựng một kiến trúc giám sát, điều khiển tự động hóa toàn diện, cho phép chuyển đổi mô hình vận hành từ có người trực sang không người trực một cách an toàn và tin cậy.

Mục tiêu cụ thể của luận văn là nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật nhằm cải tạo các trạm biến áp 110kV hiện hữu và xây dựng mới các trạm biến áp không người trực, đồng thời ứng dụng thiết kế điển hình cho trạm biến áp 110kV Tham Lương. Nghiên cứu được triển khai trong phạm vi lưới điện do Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh quản lý, đối chiếu với các mô hình thực tế trong giai đoạn từ năm 2012 đến năm 2017.

Ý nghĩa của nghiên cứu thể hiện qua việc nâng cao năng suất lao động, giảm tối đa 100% nhân sự trực thao tác thường xuyên tại hiện trường, rút ngắn thời gian xử lý sự cố xuống mức tính bằng mili-giây và giảm thiểu đầu tư cáp nhị thứ. Đây là bước đi tất yếu nhằm thực hiện Quyết định 492/QĐ-EVN của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, hoàn thiện lộ trình xây dựng lưới điện thông minh và đáp ứng các tiêu chuẩn khắt khe của thị trường điện cạnh tranh.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu xây dựng trên nền tảng lý thuyết tự động hóa hệ thống điện và công nghệ điều khiển giám sát diện rộng, trọng tâm là:

• Mô hình tự động hóa trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850: Tiêu chuẩn quốc tế về mạng và hệ thống truyền thông trong các trạm biến áp, cho phép chuẩn hóa giao tiếp giữa các thiết bị điện tử thông minh, rơle bảo vệ kỹ thuật số và bộ điều khiển mức ngăn mà không phụ thuộc vào nhà sản xuất.
• Mô hình thông tin chung CIM theo tiêu chuẩn IEC 61968 và IEC 61970: Khung kiến trúc tích hợp dữ liệu quản lý vận hành, hỗ trợ đồng bộ hóa cơ sở dữ liệu thời gian thực giữa hệ thống quản lý phân phối và hệ thống thông tin địa lý.
• Hệ thống thu thập dữ liệu và điều khiển giám sát SCADA kết hợp hệ thống quản lý phân phối DMS: Cung cấp khả năng giám sát từ xa, điều khiển đóng cắt máy cắt, dao cách ly và phân tích trào lưu công suất theo thời gian thực.
• Các khái niệm cốt lõi: Thiết bị điện tử thông minh, bộ điều khiển mức ngăn, cổng giao tiếp dữ liệu Gateway, giao thức liên lạc trung tâm điều độ qua chuẩn kết nối dữ liệu liên trung tâm điều khiển và giải pháp trạm cách điện khí GIS.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu kỹ thuật toàn diện từ hiện trạng 52 trạm biến áp 110kV, 13 trạm 220kV và hệ thống 23.888 trạm phân phối với 5.846 km đường dây trung thế tại Thành phố Hồ Chí Minh. Dữ liệu thực nghiệm được thu thập chi tiết từ 7 trạm biến áp thí điểm vận hành ít người hoặc không người trực gồm Tân Sơn Nhất, Láng Cát, Bình Trị Đông, Tân Bình 3, Tân Quy, Phú Mỹ Hưng A và Đa Kao, kết hợp kinh nghiệm thực tế từ các trạm của Công ty Điện lực Khánh Hòa cùng mô hình quốc tế tại Nhật Bản và Malaysia.

Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm toàn bộ các trạm 110kV thuộc phạm vi quản lý của Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh. Phương pháp chọn mẫu là chọn mẫu toàn bộ kết hợp chọn mẫu điển hình có chủ đích đối với các trạm tiêu biểu như trạm GIS 110kV Tân Sơn Nhất công suất 2x63 MVA và trạm 220kV Củ Chi 2 công suất 3x250 MVA. Lý do lựa chọn phương pháp này là nhằm đảm bảo tính đại diện cho cả hai dạng công nghệ trạm ngoài trời truyền thống và trạm trong nhà cách điện khí, giúp đánh giá chính xác các rào cản kỹ thuật khi chuyển đổi.

Phương pháp phân tích kết hợp giữa phân tích kỹ thuật hệ thống (đánh giá kiến trúc phần cứng, băng thông cáp quang, thời gian đáp ứng rơle) và phân tích so sánh chi phí - lợi ích kinh tế (CAPEX và OPEX). Timeline nghiên cứu được thực hiện xuyên suốt giai đoạn triển khai nâng cấp hệ thống SCADA trung tâm hoàn thành vào tháng 4 năm 2017.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình khảo sát và phân tích thực nghiệm đã mang lại 4 phát hiện kỹ thuật cốt lõi:

• Mức độ sẵn sàng điều khiển từ xa cao: Trên 95% số trạm biến áp 110kV trên địa bàn đã đáp ứng yêu cầu kết nối SCADA, tạo tiền đề để hoàn thành mục tiêu 100% trạm điều khiển xa. Việc chuyển sang giao thức IEC 61850 thay thế chuẩn IEC 60870-5-103 cũ giúp giảm hơn 70% lượng cáp đồng nhị thứ nhờ sử dụng mạng truyền thông cáp quang tốc độ cao.
• Tính dự phòng truyền thông tối ưu: Cấu hình mạng cục bộ tại trạm với 2 mạch vòng cáp quang Ring kết hợp 2 bộ điều khiển ngăn chính và dự phòng đảm bảo khả năng tự động chuyển đổi phương thức truyền dữ liệu khi có sự cố trong thời gian dưới hoặc bằng 10 mili-giây, loại bỏ hoàn toàn nguy cơ gián đoạn tín hiệu giám sát.
• Độ tin cậy nguồn tự dùng đạt mức hoàn hảo: Thiết kế hệ thống nguồn tự dùng tích hợp 4 nguồn độc lập gồm 2 nguồn lấy từ thanh cái nội bộ của trạm, 1 nguồn nhận từ lưới trung thế ngoài và 1 hệ thống ắc quy 110V một chiều giúp nâng độ tin cậy cung cấp điện tự dùng đạt xấp xỉ 100%, ngăn ngừa tuyệt đối nguy cơ mất điện hệ thống điều khiển và thông tin liên lạc.
• Hiệu quả giám sát an ninh và môi trường: Việc trang bị hệ thống camera kỹ thuật số 11 đến 16 kênh xoay quét linh hoạt cùng hàng rào hồng ngoại chống đột nhập và hệ thống chữa cháy phun sương tự động cho máy biến áp 63 MVA giúp phản ứng kích hoạt dập tắt sự cố cháy nổ trong vài giây mà không cần thao tác thủ công của con người.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính giúp mô hình trạm không người trực vận hành ổn định là sự tích hợp đồng bộ giữa phần cứng hiện đại và phần mềm quản lý chuyên dụng. Việc trang bị máy chủ giao diện người - máy cùng máy chủ xử lý dữ liệu lịch sử kết nối đồng bộ thời gian vệ tinh GPS với sai số không quá 1 giây đã đảm bảo tính chính xác tuyệt đối của chuỗi sự kiện vận hành.

Dữ liệu kỹ thuật và chỉ số vận hành được trực quan hóa thông qua bảng so sánh kinh tế - kỹ thuật giữa trạm truyền thống và trạm không người trực, cùng sơ đồ luồng dữ liệu SCADA/DMS qua giao thức ICCP. Kết quả mô hình hóa trên biểu đồ phân bổ chi phí vòng đời cho thấy dù chi phí đầu tư ban đầu cho thiết bị số hóa cao hơn khoảng 15-20%, chi phí vận hành thường niên giảm tới 65% nhờ cắt giảm nhân sự trực ca và giảm chi phí bảo dưỡng định kỳ.

Kết quả này hoàn toàn tương đồng với các báo cáo thực tế tại Công ty Điện lực Tokyo ở Nhật Bản và Tập đoàn Điện lực TNB tại Malaysia. Nghiên cứu đã chứng minh tính khả thi vượt trội khi áp dụng vào thiết kế mới trạm 110kV Tham Lương với quy mô 2 máy biến áp 63 MVA, mang lại giải pháp công nghệ chuẩn mực cho các đô thị hiện đại.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm hiện thực hóa chiến lược tự động hóa lưới điện, 4 giải pháp trọng tâm được đề xuất:

• Chuẩn hóa hạ tầng nhị thứ và thiết bị điều khiển: Nâng cấp toàn diện các rơle kỹ thuật số tại các trạm hiện hữu sang giao thức truyền thông IEC 61850; trang bị mỗi ngăn lộ 2 bộ điều khiển BCU hoạt động song song chính - dự phòng. Mục tiêu đạt 100% trạm biến áp 110kV đủ điều kiện vận hành không người trực trước năm 2020. Chủ thể thực hiện: Ban Kỹ thuật và Công ty Lưới điện Cao thế thuộc Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh.
• Áp dụng thiết kế chuẩn hóa cho các trạm xây mới: Bắt buộc áp dụng mô hình trạm trong nhà cách điện khí GIS kết hợp nhà Bay Housing cho các trạm xây mới như dự án Tham Lương, tích hợp sẵn hệ thống báo cháy tự động và hệ thống phun sương làm mát, dập lửa tự động cho máy biến áp lực. Timeline triển khai: áp dụng ngay trong giai đoạn thiết kế cơ sở và phê duyệt tổng dự toán từ năm 2017 trở đi. Chủ thể thực hiện: Các Ban Quản lý dự án lưới điện và đơn vị tư vấn thiết kế.
• Nâng cao năng lực giám sát tại Trung tâm giám sát vận hành: Hoàn thiện tích hợp hệ thống phần mềm SCADA/DMS của hãng Alstom tại Trung tâm Điều độ và Trung tâm giám sát vận hành OCC, kết nối dữ liệu theo mô hình CIM và đồng bộ thời gian GPS dưới 1 micro-giây. Timeline hoàn thành: giai đoạn 2017-2018. Chủ thể thực hiện: Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Thành phố Hồ Chí Minh.
• Tăng cường an ninh đa lớp và chẩn đoán online: Lắp đặt hệ thống camera thông minh quét 360 độ, cảm biến hồng ngoại chống đột nhập quanh tường rào cao 3,5m và trang bị thiết bị giám sát phóng điện cục bộ, cảm biến khí hòa tan trong dầu online nhằm ngăn ngừa sự cố từ sớm. Timeline thực hiện: kiểm tra và nâng cấp định kỳ theo quý. Chủ thể thực hiện: Đơn vị quản lý vận hành trực tiếp.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang lại giá trị thực tiễn và học thuật cho 4 nhóm đối tượng chính:

• Kỹ sư vận hành và điều độ viên hệ thống điện: Cung cấp tài liệu tra cứu chuyên sâu về cấu trúc hệ thống SCADA/DMS, nguyên lý cấu hình dự phòng mạng Ring chuyển đổi dưới 10 mili-giây và quy trình xử lý tín hiệu cảnh báo trên giao diện HMI.
• Cán bộ quản lý kỹ thuật tại các Tổng công ty Điện lực: Cung cấp bộ tiêu chí kỹ thuật đầy đủ để xây dựng lộ trình chuyển đổi các trạm biến áp 110kV - 220kV truyền thống sang mô hình không người trực, giúp tối ưu hóa chi phí và nâng cao năng suất lao động.
• Kỹ sư tư vấn thiết kế công trình điện: Tham khảo trực tiếp hồ sơ thiết kế kỹ thuật, bố trí mặt bằng thiết bị GIS, hệ thống nguồn tự dùng 4 nguồn và sơ đồ PCCC tự động điển hình của trạm 110kV Tham Lương và Tân Sơn Nhất.
• Giảng viên, học viên cao học và sinh viên ngành Kỹ thuật điện: Sử dụng làm nguồn tài liệu tham khảo chất lượng cao về tự động hóa trạm biến áp, chuẩn truyền thông IEC 61850 và các bài toán phân tích kinh tế - kỹ thuật trong lưới điện thông minh.

Câu hỏi thường gặp

Hệ thống điều khiển tại trạm không người trực bảo đảm tính liên tục của dữ liệu như thế nào khi có sự cố mạng? Hệ thống mạng cục bộ tại trạm được thiết kế với cấu hình 2 mạch vòng cáp quang Ring độc lập, kết nối song song giữa hai bộ điều khiển BCU C264 chính và dự phòng. Khi một nhánh mạng hoặc một khối BCU gặp sự cố, hệ thống sẽ tự động chuyển đổi phương thức kết nối truyền dữ liệu trong thời gian không quá 10 mili-giây, bảo đảm luồng dữ liệu giám sát về trung tâm điều độ không bị gián đoạn.

Hệ thống phòng cháy chữa cháy tự động tại trạm không người trực hoạt động ra sao để thay thế con người? Trạm được trang bị hệ thống báo cháy tự động đa kênh sử dụng các đầu báo khói, đầu báo nhiệt kết hợp camera quan sát chuyên dụng tại máy biến áp và phòng thiết bị. Khi phát hiện nhiệt độ hoặc khói vượt ngưỡng, hệ thống tự động kích hoạt giàn phun sương làm mát và dập lửa tự động bằng nước hoặc xả khí CO2, đồng thời truyền ngay tín hiệu báo động khẩn cấp về trung tâm điều hành.

Hệ thống nguồn điện tự dùng của trạm không người trực được thiết kế thế nào để tránh mất điện SCADA? Để đảm bảo độ tin cậy xấp xỉ 100%, trạm được cấp điện từ 4 nguồn độc lập: 2 nguồn tự dùng lấy từ 2 hệ thống thanh cái nội bộ của trạm, 1 nguồn độc lập lấy từ lưới điện phân phối 22kV bên ngoài và 1 hệ thống ắc quy 110V một chiều dự phòng công suất lớn, ngăn ngừa hoàn toàn nguy cơ mất nguồn điều khiển và thông tin liên lạc.

Các trạm biến áp truyền thống ngoài trời có thể chuyển đổi thành trạm không người trực được không? Hoàn toàn có thể. Quá trình cải tạo tập trung vào việc thay thế các rơle cơ cũ bằng rơle kỹ thuật số chuẩn IEC 61850, trang bị tủ điều khiển mức ngăn BCU đặt ngoài trời hoặc trong nhà Bay Housing, bổ sung hệ thống camera an ninh, thiết bị tự động chuyển nguồn và kết nối đường truyền cáp quang MAN2 về trung tâm điều độ.

Luận văn đóng góp gì cho công tác thiết kế xây dựng mới các trạm biến áp 110kV? Luận văn đã ứng dụng xây dựng thành công phương án thiết kế mẫu cho trạm biến áp 110kV Tham Lương với quy mô 2 máy biến áp 63 MVA, hoàn chỉnh từ giải pháp bố trí thiết bị GIS trong nhà, sơ đồ nối điện chính, hệ thống điều khiển máy tính tích hợp đến hệ thống phụ trợ PCCC và an ninh đạt chuẩn vận hành không người trực.

Kết luận

• Đề tài đã hệ thống hóa cơ sở lý luận và xây dựng hoàn chỉnh bộ tiêu chí kỹ thuật cho trạm biến áp 110kV không người trực phù hợp với điều kiện vận hành tại Việt Nam.
• Đề xuất giải pháp dự phòng truyền thông kép đạt tốc độ chuyển mạch dưới 10 mili-giây và cấu hình nguồn tự dùng 4 cấp đạt độ tin cậy xấp xỉ 100%.
• Giải quyết bài toán an toàn vận hành từ xa thông qua tích hợp đồng bộ hệ thống camera an ninh 16 kênh, cảnh báo đột nhập và PCCC phun sương tự động.
• Ứng dụng thành công vào thiết kế kỹ thuật thực tế cho trạm biến áp 110kV Tham Lương công suất 2x63 MVA và phân tích kinh nghiệm từ trạm Tân Sơn Nhất.
• Định hình hướng đi tất yếu cho lộ trình hiện đại hóa lưới điện thông minh, giúp giảm chi phí nhân công và tối ưu hóa độ tin cậy cung cấp điện của ngành điện lực.

Đóng góp chính của luận văn là cầu nối vững chắc giữa lý thuyết điều khiển tự động và thực tiễn quản lý vận hành điện lực đô thị. Để tiếp tục phát triển đề tài, bước đi tiếp theo là mở rộng nghiên cứu thuật toán trí tuệ nhân tạo trong xử lý hình ảnh camera nhiệt và phân tích dữ liệu dầu online trong giai đoạn tới. Các đơn vị quản lý vận hành và kỹ sư hệ thống điện nên áp dụng ngay bộ tiêu chí này vào công tác lập dự án đầu tư và cải tạo lưới điện phân phối.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Đặt vấn đề Việc xây dựng các trạm biến áp (110 kV, 220 kV, 500 kV) không người trực là yêu cầu cần thiết trong quá trình hiện đại hóa, tăng cường khả năng truyền tải và độ an toàn, tin cậy cho hệ thống điện Quốc gia. Tập đoàn Điện lực Việt Nam và một số đơn vị thành viên như Tổng Công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC), Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh (EVNHCMC), Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) nghiên cứu xây dựng các trạm biến áp truyền tải, trạm biến áp phân phối không người trực là yêu cầu cần thiết trong quá trình hiện đại hóa. Hiện nay, để đáp ứng yêu cầu hiện đại hóa, nâng cao độ tin cậy trong vận hành lưới điện thuộc Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh quản lý, EVNHCMC đã và đang triển khai thí điểm cải tạo một số trạm biến áp 110kV vận hành có người trực thành trạm biến áp vận hành ít người trực hoặc không người trực như:  Trạm biến áp 110kV Láng Cát;  Trạm biến áp 110kV Bình Trị Đông;  Trạm biến áp 110kV Tân Bình 3;  Trạm biến áp 110kV Tân Sơn Nhất;  Trạm biến áp 110kV Tân Quy;  Trạm biến áp 110kV Phú Mỹ Hưng A;  Trạm biến áp 110kV Đa Kao. Tính cấp thiết của đề tài Để đưa vào vận hành các trạm biến áp ở chế độ không người trực vận hành cần xây dựng bộ tiêu chí trạm biến áp 110kV không người trực vận hành 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 vận hành.

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 áp 110kV trên địa bàn Tổng Công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC) quản lý nói riêng và trên cả nước nói chung. Nhiệm vụ của luận văn Nghiên cứu đề xuất giải pháp xây dựng mới trạm biến áp không người trực vận hành, cải tạo nâng cấp trạm 110kV hiện hữu đáp ứng được yêu cầu vận hành không người trực. Qua đó từng bước tiến đến trạm không người trực đúng theo tiêu chí của Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam (EVN) và chiến lược phát triển lưới điện của Tổng Công Ty Điện Lực Thành phố Hồ Chí Minh (EVNHCMC) 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 các thiết bị trong trạm biến áp.  Nghiên cứu về hệ thống thông tin liên lạc, SCADA.  Nghiên cứu về hệ thống thu thập dự liệu trung tâm.  Nghiên cứu hệ thống an ninh bảo vệ, camera.

 Nghiên cứu về hệ thống PCCC tự động. Phƣơng pháp nghiên cứu Để giải quyết những vấn đề được đề cập đến trong đề tài, tác giả luận văn đã sử dụng các phương pháp nghiên cứu sau đây:  Nghiên cứu tổng quan về lưới điện TP Hồ Chí Minh, hiện trạng các trạm biến áp 110kV đang vận hành, hệ thống SCADA trung tâm, … trên lưới điện khu vực TPHCM.  Đề xuất giải pháp và việc ứng dụng công nghệ để xây dựng tiêu chí trạm biến áp không người trực vận hành, đáp ứng bài toán tối ưu hóa cho hệ thống điện.  Phân tích tính kinh tế - tài chính, đánh giá các phương án, đề xuất giải pháp tối ưu khi áp dụng tiêu chí trạm biến áp ít người trực hoặc không người trực vận hành.

 Ứng dụng thiết kế mới trạm biến áp 110kV Tham Lương không người trực vận hành.  Đề xuất giải pháp cải tạo các trạm biến áp hiện hữu đáp ứng yêu cầu trạm biến áp không người trực vận hành. 3 CHƢƠNG 2 - LƢỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HÔ CH1 MINH 2. Tổng quan về lƣới điện khu vực Thành phố Hồ Chí Minh 2.

Về nguồn điện Nhà máy điện trên địa bàn TPHCM:  Nhiệt điện Thủ Đức, thuộc EVN công suất đặt 157MW (2x62+lx33)MW, công suất khả dụng 153MW, sử dụng dầu FO. Tua bin khí Thủ Đức, thuộc EVN, công suất đặt 104.5)MW, công suất khả dụng 94MW, sử dụng dầu DO, nhà máy phát lên thanh cái 110kV trạm 220kV Thủ Đức, trong các chế độ vận hành bình thường của hệ thống các nhà máy này không được huy động do giá thành cao.  Nhà máy điện Hiệp Phước, thuộc Công ty Điện lực Hiệp Phước với công suất 375MW (3x125)MW - 15/110kV, sử dụng dầu FO. Hiện tại NMĐ phát điện phần lớn bán cho EVN, phần còn lại bán điện trực tiếp cho KCX.Tân Thuận, KCN.Hiệp Phước và khu đô thị mới Phú Mỹ Hưng.

Danh mục các nguồn điện cấp cho địa bàn TP. Hồ Chí Minh được trình bày cụ thể trong bảng sau: Bảng 2. Danh sách các nhà máy điện cung cấp cho khu vực TPHCM 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 400.00 Nước 5 Phú Mỹ 4,166.20 Khí 6 Nhơn Trạch 1 450.00 Khí 7 Nhơn Trạch 2 750. Về lƣới điện Lưới điện truyền tải cấp điện cho khu vực TPHCM bao gồm các trạm biến áp và đường dây ở cấp điện áp 500 kV, 220 kV, 110kV, hệ thống lưới trung thế 22kV.

Lƣới điện 500kV  Các ĐD 500kV cấp điện cho TPHCM được bố trí liên kết mạch vòng xung quang thành phố từ Phú Mỹ - Sông Mây – Tân Định – Cầu Bông – Phú Lâm – Nhà Bè – 4 Phú Mỹ. Đây là mạch vòng ngoài cấp điện quan trọng cho TPHCM 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 TPHCM vào khoảng 1582km đường dây (quy về 1 mạch) cụ thể như sau: Bảng 2. Khối lượng đường dây 500kV hiện hữu cấp điện cho TPHCM Dây dẫn Số mạch x chiều dài TT Tên ĐD 500kV tƣơng đƣơng (km) 1 ĐăkNông - Cầu Bông 4xACSR330 1 x 178 2 Phú Lâm – Cầu Bông 4xACSR330 1 x 49.1 3 Tân Định - Sông Mâ y 4xACSR330 2 x 41 4 Sông Mây - Phú Mỹ 4xACSR330 2 x 65.9 5 Nhà Bè – Phú Mỹ 4xACSR330 2 x 42.6 6 Nhà Bè - Phú Lâm 4xACSR330 1 x 16.4 7 Nhà Bè-Mỹ Tho 4x ACSR 666MCM 1 x 152.8 8 Vĩnh Tân-Sông Mây 4xACSR 795MCM 2 x 162,2 9 Phú Lâm- Mỹ Tho 4x ACSR 666MCM 1 x 52.4 10 Pleiku- C ầu Bông 4xACSR330 2 x 417 - Các trạm 500kV cấp điện chính cho khu vực TPHCM bao gồm 6 trạm 500kV do Công ty Truyền tải Điện 4 quản lý như sau: Bảng 2.

Khối lượng TBA 500kV hiện hữu cấp điện cho TPHCM STT Số máy x công suất Tổng công suất Tên TBA 500kV đặt (MVA) đặt 1 Phú Lâm 2 x 900 1,800 2 Nhà Bè 2 x 600 1,200 3 Tân Định 2 x 450 900 1 x 600 600 4 Sông Mây 2 x 600 1,200 5 Cầu Bông 1 x 900 900 6 Phú Mỹ 1 x 450 450 Tổng 7,050 2. Lƣới điện 220kV 5  Nguồn 220kV khu vực TPHCM nhận điện từ 05 trạm 500/220kV Phú Lâm, trạm 500/220kV Nhà Bè, trạm 500/220kV Tân Định, Trạm 500/220kV Cầu Bông, trạm 500/220kV Sông Mây 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 TPHCM (10.500MVA so với 3. Đường dây 220kV do Tổng công ty Điện lực TPHCM quản lý gồm 6,33 km đường dây trên không và 0,59 km cáp ngầm.

Khối lượng đường dây 220kV hiện hữu cấp điện cho TPHCM Số mạch x TT Tên đƣờng dây 220kV Dây dẫn tƣơng đƣơng chiều dài (km) 1 Bình Hòa-Hóc Môn ACKP400 1 x 17.9 2 Thuận An-Hóc Môn ACKP400 1 x 10.8 3 Phú Lâm -Bình Tân ACSR411.758 4 Bình Tân-Hóc Môn ACSR411.542 ACKP300 1 x 13 5 Phú Lâm -Vĩnh Lộc ACKP300 1 x 6 6 Thủ Đức-Hóc Môn TACSR411.6 7 Thủ Đức-Hiệp Bình Phước TACSR411.5 8 Hiệp Bình Phước-Hóc Môn TACSR411.1 9 Thủ Đức-Cát Lái 2xACSR330 2 x 8.9 10 Phú Lâm -Long An( Mạch 1) ACSR795MCM 1 x 28.033 11 Phú Lâm -Long An( Mạch 2) ACSR795MCM 1 x 28.345 12 Phú Lâm -Bình Chánh 2xACSR666.071 13 Nhà Bè-Tao Đàn 2xACSR795 2 x 3.3 14 Nhơn Trạch – Nhà Bè 2xACSR 666.84 15 Nhơn Trạch-Cát Lái 2xACSR 666.5 16 Nhà Bè-Bình Chánh 2xACSR 666.546  Hiện tại TPHCM được nhận điện từ 13 TBA 220kV trong khu vực, trong đó Tổng Công ty Điện lực TPHCM quản lý 5 trạm và Công ty Truyền tải Điện 4 quản lý 8 trạm với tổng dung lượng 7000MVA. Các TBA 220kV khu vực TPHCM đóng vai 6 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. Khối lượng TBA 220kV hiện hữu cấp điện cho TPHCM Số máy x công suất Tổng STT Tên TBA 220kV Ghi chú đặt (MVA) công suất đặt 1 Phú Lâm 3 x 250 750 2 Bình Tân 2 x 250 500 EVNHCM 3 Nhà Bè 2 x 250 500 4 Tao Đàn 2 x 250 500 5 Cát Lái 2 x 250 500 6 Thủ Đức 3 x 250 750 7 Hiệp Bình Phước 2 x 250 500 EVNHCM 8 Hóc Môn 3 x 250 750 9 Vĩnh Lộc 1 x 250 250 EVNHCM 10 Bình Chánh (Nam Sài 2 x 250 500 Gòn) 11 Cầu Bông 2 x 250 500 12 Củ Chi 2 x 250 500 EVNHCM 13 Công nghệ cao 2 x 250 500 EVNHCM Tổng 7000 2. Lƣới điện 110kV  Tổng quy mô đường dây 110kV hiện hữu khu vực TPHCM 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 ngầm 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 EVNHCMC quản lý bao gồm 80 đường dây/nhánh rẽ, có tổng chiều dài là 634,43 km; trong đó có 33,51 km cáp ngầm 110kV. Tổng công suất truyền tải của các đường dây 110kV ước khoảng 7.400MVA (tương đương 7.