Nghiên cứu giải pháp công nghệ hướng đến xây dựng tiêu chí trạm biến áp không người trực tại tổng công ty điện lực TPHCM

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮTSCADA Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát Điều khiển Và Thu thập Dữ liệu ADSL Asymmetric Digital Subscriber Line: Kênh thuê bao số không đ

-

HUỲNH MINH SANG

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ

HƯỚNG ĐẾN XÂY DỰNG TIÊU CHÍ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

TẠI TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TPHCM

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

TP HỒ CHÍ MINH, THÁNG 03 NĂM 2016

-

HUỲNH MINH SANG

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ

HƯỚNG ĐẾN XÂY DỰNG TIÊU CHÍ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

TẠI TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TPHCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : Tiến sĩ Võ Hoàng Duy

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP HCM

ngày 12 tháng 03 năm 2016

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)

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Huỳnh Minh Sang Giới tính: Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 30/12/1979 Nơi sinh: TPHCM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện MSHV:1441830020

I- Tên đề tài:

Nghiên cứu các giải pháp công nghệ hướng đến xây dựng tiêu chí trạm biến áp

không người trực tại Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh

II- Nhiệm vụ và nội dung:

 Tìm hiểu hiện trạng lưới điện khu vực TPHCM

 Tìm hiểu hiện trạng hệ thống SCADA tại Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện

 Tìm hiểu một số mô hình trạm không người trực trong nước và các nước trong khu vực

 So sánh đối chiếu mô hình trạm truyền thống và trạm không người trực

 Nghiên cứu các giải pháp công nghệ áp dụng tại trạm biến áp không người trực

 Đề xuất bộ tiêu chí trạm biến áp không người trực áp dụng tại Tổng Công ty Điện lực TPHCM

III- Ngày giao nhiệm vụ: 8/2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: 01/2016

V- Cán bộ hướng dẫn: Tiến sĩ Võ Hoàng Duy

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký)

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này

đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc

Học viên thực hiện Luận văn

Huỳnh Minh Sang

LỜI CÁM ƠN

Lời đầu tiên con xin được bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến những người thân trong gia đình đã động viên và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong suốt quá trình học tập và thực hiện đề tài

Em xin gởi lời cảm ơn sâu sắc đến Quý thầy cô trường Đại Học Công Nghệ

TP Hồ Chí Minh, Quý thầy cô đã truyền đạt cho em những kiến thức quý báu trong suốt quá trình học tập tại trường để em có thể hoàn thành luận văn tốt nghiệp này

Đặc biệt em xin được cảm ơn thầy Võ Hoàng Duy đã tận tình giúp đỡ, hướng dẫn và động viên em trong suốt quá trình thực hiện để em có thể hoàn thành tốt luận văn tốt nghiệp này

Xin chân thành cảm ơn các Ban Giám Đốc và các Anh Chị công tác tại Trung Tâm Điều Độ Hệ Thống Điện, Ban Kỹ thuật thuộc Tổng Công ty Điện Lực Tp.Hồ Chí Minh đã giúp đỡ và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong quá trình học tập

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

Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh đã triển khai nghiên cứu, phân tích,

so sánh các tiêu chuẩn kỹ thuật của trạm biến áp hiện hữu và các trạm biến áp không người trực trong và ngoài nước để từ đó xây dựng bộ tiêu chí không người trực Trên cơ sở đó thực hiện chuyển đổi các trạm biến áp 110kV dạng truyền thống sang vận hành ở mô hình trạm không người trực, là hướng đi tất yếu nhằm thực hiện

lộ trình lưới điện thông minh

ABSTRACT

With the rapid development of power grid system and rapid quantity increasment of 110kV substations, using unmanned substationa is the optimal solution for power system Because it is an operational automation system in which

it enhance employee productivity and minimize work force; minimize cable and devices investment, increase the reliability of electric devices, solve the overload problem; reduce incidents caused by wrong judgement of operators, increase the safety at workplace for operators and meet the requirements of the electricity market

Ho Chi Minh City Power Corporation (HCMCPC) has been research, analyzed and compared the technical specifications of the existing substations and unmanned sustations nationally and internationally; in order to build the standard specifications

of unmanned substations On that basis, Ho Chi Minh Power Corporation transform the existing 110kV substations into unmanned substations That is the indispensable way to implement smart power grid system

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

LỜI CÁM ƠN ii

TÓM TẮT iii

ABSTRACT iv

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT ix

DANH MỤC CÁC BẢNG xi

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH xii

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI 1

1.1 ĐẶT VẤN ĐỀ 1

1.2 NHIỆM VỤ VÀ MỤC TIÊU CỦA ĐỀ TÀI 1

1.3 NHỮNG NGHIÊN CỨU CƠ BẢN CỦA ĐỀ TÀI 2

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN 3

2.1 Lưới điện khu vực TPHCM 3

2.1.1 Về nguồn điện: 3

2.1.2 Về lưới điện: 3

2.1.3 Hiện trạng công nghệ lưới điện phân phối 6

2.1.3.1 Dây dẫn điện: 6

2.1.3.2 Trạm và trụ: 6

2.1.3.3 Tụ bù: 6

2.1.3.4 Thiết bị đóng cắt: 6

2.1.3.5 Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS): 7

2.1.4 Hiện trạng công nghệ lưới điện truyền tải 7

2.1.4.1 Dây dẫn điện trên không: 7

2.1.4.2 Cáp ngầm: 7

2.1.4.3 Trụ và phụ kiện đường dây: 8

2.1.4.4 Trạm truyền tải: 8

2.1.4.5 Các công nghệ giám sát, chẩn đoán và ngăn ngừa sự cố: 9

2.2 TỔNG QUAN CÁC TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI CÁC NƯỚC

TRONG KHU VỰC 10

2.2.1 TRẠM NGẦM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TEPCO/ NHẬT BẢN: TRẠM NAKA-OKACHIMACHI (66/6KV) 10

2.2.1.2 Các thiết bị chính của trạm 11

2.2.1.3 HTPP 66kV 11

2.2.1.4 HTPP 6kV 11

2.2.1.5 Hệ thống điều khiển bảo vệ 12

2.2.1.6 Hệ thống thông tin liên lạc (Truyền dẫn tín hiệu) 12

2.2.1.7 Công tác vận hành 13

2.2.1.8 Nguồn tự dùng 13

2.2.1.9 Phần chiếu sáng 13

2.2.1.10 Hệ thống chữa cháy tại trạm 14

2.2.1.11 Hệ thống an ninh, giám sát 14

2.2.2 TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC MALAYSIA 15

2.2.2.1 Phần điện 15

2.2.2.2 Phần kiến trúc hạ tầng 16

2.2.2.3 Hệ thống giám sát an ninh: 17

2.2.2.4 Hệ thống PCCC: 18

2.2.2.5 Công tác quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị: 20

2.2 TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI PHÁP 21

2.2.3.1 Trạm 90/20kV: 21

2.2.3.2 HTPP 90kV: 21

2.2.3.3 HTPP 20kV: 21

2.2.3.4 Hệ thống điều khiển – bảo vệ - đo lường 22

2.2.3.5 Nguồn tự dùng: 24

2.2.3.6 Phần xây dựng: 25

2.2.3.7 Hệ thống chữa cháy tại trạm: 25

2.2.3.8 Hệ thống an ninh, giám sát: 25

CHƯƠNG : NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ÁP DỤNG TẠI

TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC 27

3.1 Giải pháp chung 27

3.1.1 Giải pháp kỹ thuật cho các TBA thuộc các Tổng công ty Điện lực tiến đến điều khiển xa và không người trực 27

3.1.2 Giải pháp trang bị hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS 28

3.1.3 Một số yêu cầu đối với trạm biến áp không người trực, bán người trực vận hành 34 3.2 GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ ÁP DỤNG TẠI TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC 35

3.2.1 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN 35

3.2.1.1 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN NGOÀI TRỜI 35

3.2.1.1.1 Yêu cầu 35

3.2.1.1.2 Bố trí thiết bị 110kV ngoài trời 35

3.2.1.1.3 Bố trí thiết bị 22kV ngoài trời 37

3.2.1.1.4 Nối đất, chống sét 38

3.2.1.1.5 Chiếu sáng ngoài trời 38

3.2.1.2 BỐ TRÍ THIẾT BỊ ĐIỆN TRONG NHÀ 39

3.2.1.2.1 Bố trí thiết bị trong gian điều khiển - phân phối 39

3.2.1.2.2 Chiếu sáng và điều hòa nhiệt độ bên trong nhà điều hành 39

2.2 BỐ TRÍ THIẾT BỊ THÔNG TIN LIÊN LẠC VÀ SCADA 40

3.2.2.1 Thiết bị thông tin liên lạc 40

3.2.2.2 Thiết bị SCADA 41

3.2.3 PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY 42

3.2.3.1 CÁC CÔNG NGHỆ PCCC 42

3.2.3.1.1 Các phương tiện phòng – chữa cháy 42

3.2.3.1.2 Các giải pháp công nghệ PCCC 43

3.2.3.1.3 Hệ thống thiết bị và phương tiện chữa cháy 44

3.2.4 GIẢI PHÁP AN NINH 44

CHƯƠNG 4: SO SÁNH ĐỐI CHIẾU GIỮA TRẠM TRUYỀN THỐNG VỚI MÔ

HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC 46

4.1 CÔNG TÁC XỬ LÝ SỰ CỐ THOÁNG QUA VÀ TRANG BỊ CHUẨN BỊ SẢN XUẤT 46

4.1.1 Trang bị chuẩn bị sản xuất 46

4.1.2 Nhân sự dự kiến 46

4.2 SO SÁNH ĐỐI CHIẾU VỚI TRẠM TRUYỀN THỐNG 51

CHƯƠNG 5: TIÊU CHÍ TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC 54

5.1 Yêu cầu kỹ thuật về phần điện: 54

5.1.1 Thiết bị nhất thứ 54

5.1.2 Hệ thống điều khiển, bảo vệ : 54

5.1.2.1 Hệ thống điều khiển: 54

5.1.2.2 Hệ thống bảo vệ: 57

5.1.2.3 Hệ thống thu thập các số liệu đo lường: 57

5.2 Hệ thống SCADA: 57

5.2.1 RTU/Gateway: 57

5.2.2 Mạng truyền dẫn: 58

5.2.3 Data list: 58

5.2.4 Sơ đồ cấu hình hệ thống điều khiển, bảo vệ và SCADA: 59

5.2.5 Các nội dung khác: 59

5.3 Yêu cầu kỹ thuật về phần xây dựng: 59

5.3.1 Kiến trúc trạm: 59

5.3.2 Hệ thống quản lý kiến trúc hạ tầng trạm biến áp: 61

5.3.3 Hệ thống chiếu sáng: 63

CHƯƠNG 6: KẾT QUẢ VÀ KẾT LUẬN 65

6.1 KẾT QUẢ 65

6.1.1 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP TRIỂN KHAI TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC 65

6.1.2 KẾT QUẢ THỰC HIỆN CỤ THỂ TẠI TRẠM BIẾN ÁP 110KV TÂN

SƠN NHẤT 67

6.2 KẾT LUẬN 71

6 HƯỚNG PHÁT TRIỂN ĐỀ TÀI 72

TÀI LIỆU THAM KHẢO 73

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát

Điều khiển Và Thu thập Dữ liệu ADSL Asymmetric Digital Subscriber Line: Kênh thuê bao số không

đối xứng CIMDB CIM Database: Cơ sở dữ liệu theo mô hình thông tin chung CIM Common Information Model: Mô hình thông tin chung

DA Data Acquisition: Thu thập dữ liệu

DL Data Link: Kết nối dữ liệu

EG Engineering: Tác nghiệp kỹ thuật

EN E-Notification: Dịch vụ thông báo qua mạng máy tính

ER E-Report: Dịch vụ báo cáo tự động qua mạng máy tính

FAT Factory Acceptance Test: Thử nghiệm xuất xưởng

GIS Geographic Information Systems: Hệ thống thông tin quản lý

vận hành trên bản đồ số GSM/3G/GPRS Global System for Mobile communications: Hệ thống thông

tin di động G: Dịch vụ dữ liệu di động thế hệ General Packet Radio Service: Dịch vụ gói dữ liệu di động HIS Historical Information System: Hệ thống thông tin quá khứ HMI Human Machine Interface: Giao diện người dùng

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật

Điện và Điện Tử IMIS Integrated Metering Information System: Hệ thống thông tin

đo đếm tích hợp (Hệ thống thu thập dữ liệu và quản lý đo đếm) IED Intelligent Electronic Device: Thiết bị điện tử thông minh, ví

dụ như các loại rơle kỹ thuật số hiện nay, các công tơ điện tử

có khả năng trao đổi và giao tiếp dữ liệu,

IEC International Electro technical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật

Điện Quốc tế ISO International Organization for Standardization: Tổ chức tiêu

chuẩn hóa quốc tế

IP Internet Protocol: Giao thức internet

Dịch vụ 24/7 Là dịch vụ bảo hành và sửa chữa phải được thực hiện trong

vòng 24 giờ từ khi nhận được thông báo hỏng hóc của khách hàng

LF Load Forecast: Dự báo phụ tải

LAN Local Area Network: Mạng kết nối cục bộ, dùng để kết nối các

máy tính/thiết bị mạng trong một phạm vi nhỏ (nhà ở, phòng làm việc, …)

A2 Southern Regional Load Dispatching Centre (SRLDC): Trung

tâm Điều độ Hệ thống điện miền nam OCC Operations Control Center: Trung tâm giám sát vận hành

RTDB Real-time Database: Cơ sở dữ liệu thời gian thực

RTU Remote Terminal Unit: Thiết bị đầu cuối, ví dụ cổng giao tiếp

dữ liệu của hệ thống SCADA trong trạm biến áp truyền thống

SMS Short Message Service: Dịch vụ tin nhắn

SAT Site Acceptance Test: Thử nghiệm tại hiện trường

EVN-HCMC Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh

EVN Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam

WP Web Portal: Cổng dữ liệu vận hành trên web

WAN Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối

giữa các mạng cục bộ

SAS Substation Automation System: Hệ thống tự động hóa trạm

biến áp

EVNHCMC Tổng công ty Điện lực Tp.HCM

Gateway Thiết bị giao tiếp

IED Thiết bị điện tử thông minh

IEC Ủy ban kỹ thuật điện quốc tế

LĐCT Công ty Lưới điện cao thế Tp.HCM

OCC Trung tâm giám sát vận hành lưới điện

PCCC Hệ thống Phòng cháy chữa cháy

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1: Danh mục các nguồn điện cấp điện cho khu vực TP Hồ Chí Minh 3 Bảng 4.1 So sánh trang bị chuẩn bị sản xuất giữa trạm truyền thống và trạm không người trực 49 Bảng 4.2 So sánh giữa trạm truyền thống và trạm không người trực 51

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH

Hình 2.1 : Sơ đồ lưới điện 500kV và 220kV khu vực Tp.HCM 4

Hình 2.2 Vị trí trạm ngầm 11

Hình 2 : Sơ đồ nguyên lý trạm 12

Hình 2.4 Hệ thống camera quan sát và cảm biến 15

Hình 2.5 Hàng rào trạm 17

Hình 2.6 Hệ thống an ninh 18

Hình 2.7 Hệ thống chữa cháy 20

Hình 2.8 Sân trạm 90/20kV 22

Hình 2.9 Hệ thống thông tin liên lạc 23

Hình 2.10 Sơ đồ kết nối RTU bằng cáp quang 23

Hình 2.11 Hệ thống giám sát tại trạm 24

Hình 2.12 Nhà điều hành trạm (xây kín, không có cửa sổ) 25

Hình 2.13 Cổng trạm 26

Hình 3.1 Kết nối giữa các phần tử của 01 hệ thống SCADA 30

Hình 3.2 Kết nối giữa RTU và các thiết bị ngoại vi 32

Hình 5.1 Sơ đồ cấu hình hệ thống điều khiển 59

Hình 6.1 Hình ảnh trạm Tân Sơn Nhất trước và sau khi cải tạo thành trạm không người trực 68

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI 1.1 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

1.2 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

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

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN 2.1 Lưới điện khu vực TPHCM

2.1.1 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

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

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.HCM (10.500MVA so với 047,8MW) 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

Hình 2.1 : Sơ đồ lưới điện 500kV và 220kV khu vực Tp.HCM

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 7.0 0MW)

- 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 5.716MW)

Lưới điện phân phối:

- Lưới điện phân phối trên địa bàn TP.HCM gồm 5.846,061 km đường dây trung thế; 11.178,156 km lưới hạ thế; 2 888 trạm biến thế phân phối với tổng dung lượng là 9.825 MVA

- 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

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

2.1.3 Hiện trạng công nghệ lưới điện phân phối

2.1.3.1 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)

2.1.3.5 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

2.1.4 Hiện trạng công nghệ lưới điện truyền tải

2.1.4.1 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

Riêng đối với dây chống sét, sử dụng dây TK50, TK70 và OPGW (có cáp quang phục vụ truyền thông trong vận hành)

2.1.4.2 Cáp ngầm:

Đối với cấp điện áp 110 kV, sử dụng cáp cách điện XLPE, lõi đồng tiết diện

500 mm2, 800 mm2, 1.000 mm2 và 1.200 mm2, 1.600 mm2

Đối với cấp điện áp 220 kV, sử dụng cáp đồng tiết diện 2.000 mm2 Cấu trúc lõi cáp gồm 4-5 múi (segment), vỏ kim loại (nhôm gợn sóng hoặc sợi đồng kết hợp

lá nhôm), vỏ ngoài PE

Hầu hết các đường cáp đều được lắp đặt trong ống/ chôn trực tiếp Một số đường cáp có sử dụng hệ thống giám sát nhiệt độ với sợi quang theo dõi nhiệt độ bên trong (hệ thống DTS)

Đầu cáp và và hộp nối sử dụng loại đúc sẵn Slip-on joint và Composite joint

Sử dụng cross-link box để đảo pha vỏ cáp

Phương pháp thi công: đào hở lắp đặt ống và kéo cáp sau, một số đoạn đi qua địa hình đặc biệt thì áp dụng phương pháp đào bằng robot (HDD – Horizontal Direct Drilling)

2.1.4.3 Trụ và phụ kiện đường dây:

Trụ được sử dụng là trụ bê tông ly tâm, trụ tháp và trụ thép ống đơn thân (áp dụng từ năm 2007) Một số đường dây sử dụng trụ nhiều mạch (2 – 4 mạch), kết hợp nhiều cấp điện áp

Cách điện đường dây chủ yếu là dùng cách điện treo như: gốm, thủy tinh Một vài đường dây sử dụng cách điện composite (Phú Lâm – Chợ Lớn), một số đường dây mới dây dựng từ năm 2010 có nghiên cứu sử dụng cách điện đỡ (sứ cánh xà) nhằm giảm hành lang lưới điện, giảm chiều cao trụ

hoặc loại đơn pha/ pha riêng (single phase); Đối với trạm 220 kV thì sử dụng loại đơn pha/ pha riêng (single phase) Các trạm GIS sử dụng vỏ là hợp kim nhôm (Aluminum Alloy) hoặc thép không rỉ (Stainless Steel)

Máy biến áp lực sử dụng cách điện dầu, công suất 40 MVA hoặc 6 MVA đối với điện áp 110 kV và 250 MVA đối với điện áp 220 kV

Các hệ thống khác trong trạm:

- Hệ thống trung thế sử dụng tủ hợp bộ lắp đặt trong nhà với bộ phận dập hồ quang bằng khí SF6 hoặc chân không

- Các TU, TI của hệ thống đo lường cấp chính xác 0,5 (sau khi thông tư 12 và

2 có hiệu lực; TU, TI có cấp chính xác 0,2 được sử dụng tại các vị trí đo đếm ranh giới)

Hệ thống bảo vệ và điều khiển: Sử dụng Relay kỹ thuật số có khả năng giao tiếp máy tính, SCADA, Relay bảo vệ là loại tích hợp nhiều chức năng Từ năm 2008,

áp dụng relay kỹ thuật số với giao thức IEC 61850 theo qui định của EVN Từng bước áp dụng hệ thống điều khiển bằng máy tính trung tâm tại trạm hoặc thông qua

hệ thống miniSCADA tại trạm

2.1.4.5 Các công nghệ giám sát, chẩn đoán và ngăn ngừa sự cố:

Theo dõi, phân tích khí hòa tan trong dầu (việc lấy mẫu dầu và theo dõi định kỳ hàng năm, đột xuất được thực hiện theo qui trình vận hành máy biến áp và quy chẩn

kỹ thuật quốc gia về kỹ thuật điện);

Theo dõi nhiệt độ các mối nối bằng camera nhiệt;

Phát hiện, giám sát phóng điện cục bộ trong máy biến áp 110/220kV bằng máy

đo PD công nghệ Acoustic;

Quan sát, phát hiện phóng điện trong tủ trung thế, trên thiết bị bằng máy quay phóng điện vầng quang ;

Phát hiện phóng điện bề mặt thiết bị trong trạm bằng phương pháp siêu âm

(Ultrasonic);

Thiết bị lọc dầu online, giám sát hàm lượng khí hòa tan trong dầu

2.2 TỔNG QUAN CÁC TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI CÁC NƯỚC TRONG KHU VỰC

2.2.1 TRẠM NGẦM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TEPCO/ NHẬT BẢN: TRẠM NAKA-OKACHIMACHI (66/6KV)

Đây là trạm ngầm không người trực đặt tại khu vực gần trung tâm Tokyo Trạm khởi công xây dựng từ năm 2009, đóng điện vận hành năm 2012

2.2.1.1 Phần thiết kế kiến trúc, xây dựng

TBA được xây dựng dưới lòng đất có kích thước ~ 5x14x9m dưới nhà để xe đạp được đúc bằng bêtông cốt thép có chống thấm bao gồm tầng: tầng cáp ngầm (Basement); tầng thiết bị GIS và MBT 0MVA; 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,…

Giải pháp bố trí mặt bằng, kết cấu chịu lực: Kết cấu khung, sàn bêtông cốt thép chịu lực, tường bao lắp đặt 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

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 đặt ngầm đưới lòng đất, có một lối duy nhất vào 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

Hình 2.2 Vị trí trạm ngầm

2.2.1.2 Các thiết bị chính của trạm

Phía 66kV sử dụng loại GIS 72kV, được cấp điện từ 0 đường cáp ngầm 66kV

0 MBT 66/6kV 0MVA 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

2.2.1.3 HTPP 66kV

Một ngăn được bố trí trong phòng riêng bao gồm: thiết bị GIS (MC, PT, CT, ES)

và MBT 66/6kV 0MVA 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

2.2.1.4 HTPP 6kV

Sử dụng thiết bị hợp bộ bố trí trong nhà, hệ thống thanh cái đôi (01 MBT có 02

Đường xuống trạm

Trạm ngầm dưới khu đất này

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 0 pha 0 cực (VCB) điều khiển từ xa hoặc 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

Hình 2.3: Sơ đồ nguyên lý trạm

2.2.1.5 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

Trạm biến áp được điều khiển tích hợp thông qua BCU và PLC có thể điều khiển kiểm tra bằng máy tính (HMI) hoặc 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

2.2.1.6 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)

2.2.1.7 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 hoặc 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 đặt trong một tủ riêng, các công tơ đo đếm phát tuyến 6kV đặt tại ngăn tủ hợp bộ, toàn

bộ công tơ được 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

2.2.1.9 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

2.2.1.10 Hệ thống chữa cháy tại trạm

Trạm được lắp đặt hệ thống báo cháy tự động với các đầu báo khói, nhiệt, camera quan sát; hệ thống thông gió tự động; hệ thống cáp điều khiển động lực và tín hiệu đều được sử dụng 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 loại vật liệu chống cháy, toàn bộ thiết bị điện trong trạm được cách điện bằng khí Trạm được lắp đặt hệ thống chữa cháy tự động bằng khí Nitơ, bên trong phòng thiết bị và dọc theo hành 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 cháy vào các địa chỉ quy ước; tín hiệu báo cháy từ trạm không người trực cũng được truyền về trung 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, tín hiệu báo cháy sẽ được truyền từ trung tâm điều khiển đến vị trí trạm chữa cháy chuyên nghiệp gần nhất

Hình 2.4 Hệ thống camera quan sát và cảm biến

2.2.2 TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC MALAYSIA

2.2.2.1 Phần điện

Các trạm truyền tải của TNB sử dụng thiết bị đóng cắt ngoài trời (AIS), thiết bị đóng cắt khí SF6 (GIS) và thiết bị đóng cắt Hybrid (kết hợp giữa AIS và GIS), Trong đó 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), là loại đơn pha (Single Phase) hoặc ba pha (Three phase), đặt trong nhà hoặc ngoài trời

Tất cả các MBT 1 2kV là loại dầu (mineral oil) MBT 1 2/ kV đấu nối dạng Y- có trung tính phía 1 2kV nối đất trực tiếp và trung tính phía kV nối đất qua điện trở thông qua zig-zag transformer (earthing transformer) MBT 132/11kV đấu nối dạng Y-Y; có trung tính phía 1 2kV nối đất trực tiếp và trung tính phía 11kV nối đất qua điện trở công suất phổ biến của MBT 1 2kV là 90MVA, 60MVA và 30MVA

Hệ thống nối đất tại trạm được thiết kế theo dạng lưới (Grid Structure), điện trở tiếp địa yêu cầu là < 1 ohm (thấp hơn so với yêu cầu tại Việt Nam là 0,5 ohm)

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 kV) và bảo vệ khoảng cách 21 (Distance Protection) được sử dụng làm bảo vệ

dự phòng (hiện nay các đường dây 110kV của Tổng công ty chỉ có bảo vệ khoảng cách và bảo vệ quá dòng có hướng, chưa áp dụng bảo vệ so lệch)

Hệ thống SCADA tại trạm: khoảng hơn 00/404 trạm truyền tải của TNB sử dụng hệ thống 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 giữa trạm với Trung tâm là IEC 60870-5-101

Hệ thống điện tự dùng: bao gồm AC 220V, DC 110V và DC 48V Đối với điện

tự dùng AC 220V và DC 110V được thiết kế tương tự như các trạm của Tổng công

ty Riêng điện 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 hệ thống SCADA Đối với các giàn acqui, TNB khuyến cáo thực hiện thử nghiệm nạp xả (Discharge Test) sau mỗi chu kỳ từ - 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 đường truyền 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

2.2.2.2 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 trí phòng trưởng 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 chống leo (anti-cut and anti-climb fencing); cao từ m trở lên Hàng rào có dạng lưới, sử dụng thép 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

cụ hỗ trợ công việc

+ Đối với các trạm khác: thuê đơn 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 đặt camera để phục vụ công tác giám sát an ninh, không phục vụ công tác theo dõi thông số vận hành lưới điện Hình ảnh camera không truyền về Trung tâm Điều

độ và các Trung tâm Điều khiển, chỉ đưa về phòng bảo vệ và Trung tâm giám sát an ninh Hiện nay, chỉ có một 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 phân vùng

Hình 2.6 Hệ thống an ninh

2.2.2.4 Hệ thống PCCC:

Hệ thống PCCC được thiết kế dựa trên các nghiên cứu, khảo sát về nguy cơ cháy

nổ thiết bị (đặc biệt là MBT lực) cũng như vị trí đặt trạm; tuân thủ theo các quy định của cơ quan 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 trung tâm (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

các khí trơ như 100% Argon, 50% Argon + 50% Nitrogen

Tủ báo cháy trung tâm (Master Control Fire Alarm System): đặt tại tầng trệt, cung cấp tối thiểu 04 tín hiệu cảnh báo để truyền về các Trung tâm / Cơ quan PCCC gần nhất thông qua RTU/SCS Các Trung tâm không được điều khiển cưỡng bức từ

xa để chữa cháy khi cần 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 và sprinkler) Ngoài ra, tại các phòng trong nhà điều hành đểu có bố trí hệ thống cảnh báo cháy

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

Một số hình ảnh về hệ thống PCCC

Hình 2.7 Hệ thống chữa cháy

2.2.2.5 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 từ xa Chỉ một số trạm quan trọng “Hub Substation” có nhân viên vận hành trực 24h Các trạm còn 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 ca trực ngày có thêm 01 người (tương đương trưởng trạm) Ngoài nhiệm vụ trực tại trạm “Hub Station”, người này còn có trách nhiệm kiểm tra tuần tự các trạm không người trực (02 trạm 1 2kV 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) theo bảng checklist lập sẵn

Công tác cắt điện bảo trì định kỳ được thực hiện 2 năm 1 lần hoặc 4 năm 1 lần

cho các thiết bị nhất thứ như MBT, máy cắt, DCL, CT, VT và dàn acqui 110VDC, 48VDC Các chuyên gia TNB đặc biệt khuyến cáo nên thực hiện thử nghiệm nạp xả (Discharge Test) sau mỗi chu kỳ từ - 4 năm để kiểm chứng chất lượng vận hành

2.2 TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI PHÁP

Cấu trúc điều khiển lưới điện của EDF: 1 trung tâm điều khiển Quốc gia, 8 trung tâm điều khiển vùng và 31 trung tâm điều khiển phân phối

Khối lượng quản lý của ERDF: 2200 trạm nguồn, 592.200km đường dây trung thế, 726.500 trạm biến áp phân phối, 663.800km hạ thế, 31 triệu khách hàng

hạ thế, 120.000 khách hàng trung thế

2.2.3.1 Trạm 90/20kV:

Trạm biến áp được thiết kế kiểu hở, thiết bị phía 90kV và MBT 90/20kV đặt ngoài trời, thiết bị hợp bộ 20kV và hệ thống điều khiển bảo vệ đặt trong nhà, TBA được cấp điện từ 02 đường dây nổi 90kV

2.2.3.2 HTPP 90kV:

Bố trí ngoài trời, sử dụng hệ thống 02 thanh cái cứng đấu nối với các thiết bị

MC, DS, MBT bằng dây cáp đồng trần MC loại 0 pha 03 cực ngoài trời, điều khiển từ xa hoặc thao tác tại chỗ thông qua khóa chuyển mạch Các DS loại 0 pha

03 cực ngoài trời, điều khiển từ xa hoặc thao tác tại chỗ Các ES được thao tác tại chỗ TU, TI loại 0 pha rời ngâm trong dầu

Hình 2.8 Sân trạm 90/20kV

2.2.3.4 Hệ thống điều khiển – bảo vệ - đo lường

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 một hầm cáp chính, cáp được sắp xếp theo thứ tự và có đánh số rõ ràng

Trạm biến áp được điều khiển bằng máy tính, 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 từ các trạm biến áp đến Trung tâm điều khiển phân phối được thực hiện thông qua nhà cung cấp viễn thông độc lập France Telecom, việc vận hành đường truyền viễn thông do France Telecom chịu trách nhiệm Tại trạm kết nối bằng 2 đường thuê kênh riêng (1 chính + 1 dự phòng), ngoài ra còn đường dự phòng thứ 2 là qua thuê bao điện thoại PSTN

Hình 2.9 Hệ thống thông tin liên lạc Các RTU kết nối thông tin đến bộ tập trung trước khi kết nối vào Console điều khiển bằng sợi quang

Hình 2.10 Sơ đồ kết nối RTU bằng cáp quang

Công tác vận hành: Trạm Brou là TBA không người trực Mỗi năm trạm được vệ sinh công nghiệp 02 lần Nhân viên chỉ đến thực hiện xử lý sự cố hoặc thao tác các thiết bị không thao tác từ xa được Tất cả máy cắt, DS phía 90kV và các máy cắt 20kV tại trạm được điều khiển xa từ Trung tâm điều khiển, các ES phía 90kV và tất cả DS, ES phía 20kV được thao tác bằng tay tại chỗ do