Luận văn thạc sĩ nghiên cứu xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành trạm biến áp không người trực thuộc công ty truyền tải điện

KNT Không người trực 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, … MBA Máy biến áp NPT National P

TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

THUỘC CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

-

VÕ VĂN TOẢN

NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH HỖ TRỢ GIÁM SÁT VẬN HÀNH

TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC

Chuyên ngành : KỸ THUẬT ĐIỆN

Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS NGUYỄN HỮU HIẾU

Đà Nẵng - Năm 2018

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các s ố liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công

b ố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác gi ả luận văn

Võ Văn Toản

BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC THUỘC CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2

Học viên: Võ Văn Toản Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: ………Khóa: THSK34QNG Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm Tắt

Theo lộ trình thì đến năm 2020 toàn bộ các TBA 220kV thuộc công ty TTĐ2 chuyển sang chế độ vận hành không người trực Việc thao tác điều khiển thiết bị chính được thực hiện từ các Trung tâm điều khiển xa đặt tại cấp các điều độ Việc kiểm tra giám sát thiết bị trong chế độ vận hành và giám sát thiết

bị trong chế độ thao tác cần phải áp dụng công nghệ giám sát thay thế con người trực vận hành tại chỗ Với lý do nêu trên, tác giả đã triển khai đề tài nghiên cứu, gồm 02 nội dung:

- Nội dung 1: Hỗ trợ giám sát trực tuyến nhiệt độ thiết bị trong vận hành: Định kỳ camera hồng ngoại lắp đặt tại các TBA tự động chụp ảnh nhiệt các kẹp cực mối nối, thiết bị và nạp vào chương trình tiến hành xử lý hình ảnh, số hóa số liệu nhiệt độ và vị trí thiết bị, cảnh báo lên hệ thống giám sát từ xa khi quá nhiệt độ cho phép;

- Nội dung 2: Hỗ trợ giám sát trạng thái vận hành, thao tác thiết bị từ xa: Nhân viên vận hành thực hiện thao tác thiết bị, hệ thống camera tự động zoom vào vị trí thiết bị theo tọa độ đã cài đặt, tiến hành chụp ảnh và gửi thông tin hình ảnh và vị trí về hệ thống, tự động nạp vào chương trình và phân tích cho

ra kết quả chính xác trạng thái thiết bị đồng thời khóa thao tác khi điều kiện liên động không thỏa mãn

Đề tài đã được triển khai áp dụng thử nghiệm giám sát nhiệt độ thiết bị trong vận hành tại Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi và giám sát trạng thái DCL, DTĐ ngăn lộ Xuất Tuyến ĐZ 220kV tại Trạm

biến áp 220kV Quảng Ngãi cho kết quả chính xác và ổn định

Từ khóa – Trạm biến áp không người trực (TBA KNT); giám sát trực tuyến nhiệt độ thiết

bị; giám sát trạng thái vận hành từ xa; cảnh báo quá nhiệt cho phép; khóa thao tác từ xa

STUDY AND DEVELOP A TOOL TO SUPPORT MONITORING AND OPERATING

AUTOMATIC SUBSTATIONS OF THE POWER TRANSMISSION COMPANY 2

- According to the smart grid implementation schedule, by 2020 all 220 kV substations of PTC2 will be switched to the automatic operation The operation of the main control devices is done by the Remote Control Center located at the level of the regulator The inspection and monitoring of equipment

in the operating mode require the application of monitoring technologies instead of the human in the place

- For the above reasons, the author researchs solutions to develop a tool used to support the monitoring of the automatic substations, including 02 main contents:

Content 1: Supporting the online monitoring of device temperature during the operation: the

infrared cameras installed at the substations automatically capture the thermal pictures of terminals and equipment at a fixed point in times, then send them into the program to process the image, the digitization of temperature data, and the locations of devices Finally, the tool will warn on the remote monitoring system when the temperature is too high;

Content 2: Supporting for monitoring operation status and remoting operation of equipment:

Operators operate devices, camera system automatically zoom to the position of the device corresponding to the installed coordinates to capture pictures and send these pictures and locations to the system This information automatically load into the program to analyze for the exact result of the device status and lock the operation when the interrupt conditions are not satisfied

- The topic has been implemented to test the monitoring of the temperature of equipment in the operation of the Quang Ngai 220kV substation and monitor the state of switch devices, the contactors

of the 220kV transmission line Quang Ngai - Quy Nhon at the 220kV Quang Ngai substation in order

to verify the accuracy and stability of the tool

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu 1

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 1

4 Nội dung luận văn 2

5 Tên Đề tài 2

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC 3

1.1 Giới thiệu 3

Vai trò của trạm không người trực 3

Thuận lợi và khó khăn 4

Những lợi thế hiện có 5

Những lợi ích mang lại 5

1.2 Mô hình xây dựng trung tâm điều khiển và trạm biến áp không người trực của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia 6

Vị trí thực hiện điều khiển từ xa các thiết bị của TBA 220kV 6

Mô hình tổ chức giám sát, điều khiển xa các TBA 220kV 7

Kết nối tín hiệu, trao đổi thông tin giữa các đơn vị 10

1.3 Kết luận 12

CHƯƠNG 2 MÔ HÌNH TRIỂN KHAI TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC TẠI CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2 13

2.1 Đánh giá hiện trạng 13

Mô hình quản lý vận hành hiện tại của Công ty Truyền tải điện 2 13

Đánh giá mô hình quản lý vận hành hiện tại: 14

2.2 Kế hoạch triển khai trạm biến áp không người trực 15

Kế hoạch triển khai thực hiện TTVH và TBAKNT 15

Nội dung thực hiện 16

2.3 G iới thiệu quy trình vận hành và kiểm tra thiết bị TBA KNT 17

Quy định chung 17

Kiểm tra trong vận hành 18

Tổ chức thao tác 21

2.4 Thống kê, phân tích sự cố tại các TBA trong Công ty Truyền tải điện 2 25

Khối lượng quản lý vận hành 25

Sự cố trạm biến áp tại PTC2 từ năm 2008 đến năm 2017 25

Nguyên nhân sự cố trạm biến áp 27

Đánh giá, phân tích nguyên nhân và giải pháp giảm sự cố 28

2.5 Kết luận 30

VẬN HÀNH TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC 32

3.1 Giới thiệu 32

Giám sát trực tuyến nhiệt độ thiết bị trong vận hành 32

Giám sát trạng thái vận hành, thao tác thiết bị từ xa 33

3.2 Cấu trúc của hệ thống 33

3 3 Xây dựng giải pháp về camera giám sát tại Trung tâm vận hành và trạm biến áp không người trực 33

Yêu cầu đối với hệ thống camera giám sát 33

Giải pháp thực hiện 34

Yêu cầu kỹ thuật của các thiết bị chính 34

3.4 Xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát nhiệt độ thiết bị trong vận hành 36

Yêu cầu trong vận hành 36

Xây dựng chương trình giám sát nhiệt độ thiết bị vận hành từ camera hồng ngoại 36

3.5 Xây dựng chương trình giám sát tự động thiết bị từ hệ thống camera 39

Chọn phần mềm lập trình điều khiển, thu thập và xử lý dữ liệu 39

Sơ đồ thuật toán tổng quát 39

Thiết kế bổ sung logic điều khiển đóng cắt thiết bị 42

3.6 Kết luận 43

CHƯƠNG 4 MÔ HÌNH ÁP DỤNG TẠI TRẠM BIẾN ÁP 220KV QUẢNG NGÃI 44

4.1 Giới thiệu trạm biến áp 220KV Quảng Ngãi 44

4.2 Xác định mục tiêu giám sát 47

4.3 Ứng dụng chương trình hỗ trợ giám sát nhiệt độ các thiết bị trong vận hành 47

4.4 Triển khai ứng dụng chương trình giám sát vận hành thực hiện nhận dạng trạng thái DCL, DTĐ thực tế vận hành ngăn lộ d01 tại TBA 220KV Quảng Ngãi 47

4.5 Thiết kê kết nối tín hiệu xử lý từ hệ thống camera lên HT ĐKTH 49

Lựa chọn thiết bị phần cứng 50

Thiết kế modul kết nối máy tính và card ralay 8 kênh 51

Lựa chọn thiết bị IO kết nối vào HT ĐKTH 52

Bổ sung tín hiệu lên giao diện HMI 55

Cấu hình bổ sung liên động mền trên hệ thống ĐKTH 57

Kết quả thử nghiệm 57

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 58

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 59

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (BẢN SAO)

A0 Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia National Load Dispatching

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 hang EVN Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam

FAT Factory Acceptance Test: Thử nghiệm xuất xưởng

HMI Human Machine Interface: Giao diện người dung

IEC International Electrotechnical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật Điện Quốc tế IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật Điện và

Điện Tử

ISO International Organization for Standardization: Tổ chức tiêu chuẩn hóa

quốc tế

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,

KNT Không người trực

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, …) MBA Máy biến áp

NPT National Power Transmission Corporation, Tổng Công ty Truyền tải điện

Quốc gia

OSI Open System interconnection: Mô hình cơ sở chuẩn hóa hệ thống

OCC Operations Control Center: Trung tâm giám sát vận hành

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

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát Điều khiển

Và Thu thập Dữ liệu

TTĐK Trung tâm điều khiển

TBA Trạm biến áp

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

mạng cục bộ

2.3 Danh mục các TTVH và các TBA KNT theo bảng tổng hợp sau 15

2.5 Thống kê nguyên nhân sự cố giai đoạn 2008÷2017 272.6 Chi tiết nguyên nhân sự cố trạm biến áp giai đoạn 2008÷2017 28

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số hiệu

1.1 Mô hình tổ chức giám sát, điều khiển xa các TBA 220kV từ các

Trung tâm điều độ Miền và Điều độ phân phối 7

1.3 Sơ đồ kết nối tín hiệu giám sát TBA 10 1.4 Sơ đồ kết nối kênh thông tin liên lạc 11 2.1 Biểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp giai đoạn 2008÷2017 26 2.2 Biểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp 500kV và trạm biến áp 220kV 26

3.1 Sơ đồ cấu trúc hệ thống giám sát vận hành 33 3.2 Sơ đồ thuật toán tổng quát quá trình điều khiển và xử lý dữ liệu 38 3.3 Sơ đồ thuật toán tổng quát quá trình điều khiển và xử lý dữ liệu 40 3.4 Bổ sung liên động thao tác thiết bị từ hệ thống camera 42 4.1 Sơ đồ mặt bằng Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi năm 2018 44 4.2 Sơ đồ nối điện Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi năm 2018 45

4.5 Chương trình xử lý nhận dạng DCL mở 48 4.6 Chương trình xử lý nhận dạng DCL đóng 48 4.7 Chương trình xử lý nhận dạng DTĐ đóng 49 4.8 Chương trình xử lý nhận dạng DTĐ mở 49

4.11 Modul kết nối máy tính camera và hệ thống ĐKTH 52 4.12 Bộ RTU560 kết nối tín hiệu lên HT ĐKTH 52

4.16 Giao diện lập trình bổ sung tín hiệu alarm 55 4.18 Giao diện HMI thực hiện bổ sung tín hiệu giám sát 56

MỞ ĐẦU

1 Lý do ch ọn đề tài

- Để đáp ứng nhu cầu năng lượng phục vụ phát triển kinh tế xã hội của Đất Nước trong thời kỳ cách mạng công nghiệp 4.0 Việc ứng dụng khoa học công nghệ vào lĩnh vực Truyền tải điện là một nhu cầu cấp thiết và hướng đi đúng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm sự cố lưới điện, nâng cao chất lượng điện năng, giảm chi phí trong vận hành, phục vụ nhu cầu phát triển của Đất Nước

- Ngày 18/3/2016: Thủ Tướng Chính phủ đã ký quyết định số 428/QĐ-TTg Phê duyệt đề án Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020

có xét đến năm 2030 (gọi tắt là Quy hoạch điện VII Điều chỉnh) Trong đó định hướng phát triển lưới điện truyền tải 220kV được đầu tư xây dựng theo cấu trúc mạch vòng kép, các trạm biến áp trong khu vực có mật độ phụ tải cao cần đảm bảo thiết kế theo sơ

đồ hợp lý để đảm bảo có thể vận hành linh hoạt Nghiên cứu xây dựng các trạm biến áp GIS, trạm ngầm, trạm biến áp không người trực tại các trung tâm phụ tải Ứng dụng

công nghệ lưới điện thông minh trong truyền tải điện [4]

- Theo quy hoạch phát triển lưới điện thông minh của EVN thì đến năm 2020 toàn

bộ các Trạm biến áp chuyển từ chế độ vận hành có người trực sang chế độ vận hành không người trực và các trung tâm điều khiển xa Việc kiểm tra giám sát thiết bị trong chế độ vận hành bình thường và giám sát thiết bị trong chế chế độ thao tác cần phải áp dụng công nghệ giám sát thay thế con người trực vận hành tại chỗ

- Hiện nay, việc thu thập thông tin vận hành tại các Trạm biến áp không người trực

và trung tâm điều khiển xa được thực hiện thông qua hệ thống SCADA, hệ thống thu thập công tơ điện tử theo thời gian thực (MDMS) và camera quan sát an ninh Tuy nhiên vẫn còn một số dữ liệu cần phải do con người thực hiện như: Giám sát tình trạng phát nhiệt tại các kẹp cực thiết bị, tại các biến điện áp, biến dòng điện, sứ MBA, ; Giám sát thao tác thiết bị

- Với lý do nêu trên đề tài đề xuất giải pháp xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành Trạm biến áp không người trực và Trung tâm vận hành, trung tâm điều khiển

xa trên lưới điện Truyền tải của Công ty Truyền tải điện 2

2 M ục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu

Áp dụng các công nghệ mới và giải pháp tự động hóa để nâng cao khả năng giám sát và điều khiển lưới điện truyền tải, giảm số lượng nhân viên vận hành tại các Trạm biến áp 220kV, 500kV; giảm thời gian thao tác, mất điện; hạn chế sai sót, sự cố chủ quan; nâng cao năng suất lao động, giảm chi phí vận hành; nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đảm bảo vận hành an toàn lưới điện truyền tải

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

3.1 Đối tượng nghiên cứu

- Mô hình trạm biến áp không người trực và trung tâm vận hành

- Hệ thống thông tin, tín hiệu giám sát điều khiển thiết bị

- Quá trình phát nhiệt của mối nối tiếp xúc các kẹp cực thiết bị, TU, TI tại các

Trạm biến áp

3.2 Ph ạm vi nghiên cứu

Trạm biến áp không người trực và trung tâm vận hành lưới Công ty Truyền tải điện 2

4 N ội dung luận văn

- Mô hình Trạm biến áp không người trực và trung tâm vận hành

- Thống kê sự cố lưới điện Truyền tải, Phân tích sự cố và đề ra các giải pháp hạn

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên như sau:

“Nghiên cứu xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành trạm biến áp không người trực Công ty Truyền tải điện 2”

6 B ố cục luận văn

Nội dung luận văn được biên chế thành các chương, mục như sau:

Chương 1: Tổng quan về trạm không người trực

Chương 2: Mô hình triển khai trạm không người trực tại công ty Truyền tải điện 2

Chương 3: Thiết kế, xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành trạm biến áp không người trực

Chương 4: Mô hình áp dụng tại trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

1.1 Giới thiệu

Thực hiện chủ trương của EVN về việc nâng cao năng lực tự động hóa lưới điện, hiện nay một số trạm biến áp quan trọng trên lưới đã được trang bị các hệ thống điều khiển bảo vệ tích hợp bằng máy tính, và bước tiếp theo là sẽ xây dựng các trung tâm điều khiển

để có thể quản lý các trạm biến áp nhằm quản lý và vận hành theo nhóm và không cần nhân viên vận hành tại từng trạm

Xây dựng trung tâm điều khiển và trạm biến áp không người trực thuộc lĩnh vực lưới điện thông minh, được đặt ra nhằm giải quyết vấn đề hiện nay là số lượng các trạm biến áp ngày càng tăng cao, cần thiết phải nâng cao năng lực vận hành bằng các hệ thống máy tính tích hợp, nâng cao năng lực của vận hành viên về chuyên môn, nghiệp vụ, thao tác xử lý trên máy tính, giảm chi phí vận hành Các trạm biến áp cần được tập trung vào một hoặc nhiều trung tâm để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, điều độ công suất trong lưới điện truyền tải, phân phối và giảm các lỗi thao tác do vận hành gây ra

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

Va i trò của trạm không người trực

Trạm biến áp không người trực đóng vai trò là các điểm kết nối cơ sở đến các trung tâm điều khiển Trạm biến áp không người trực được trang bị các thiết bị điều khiển và bảo vệ có tính tự động hóa cao như hệ thống máy tính tự chuẩn đoán, khả năng thao tác đóng mở thiết bị một ngăn lộ hoặc toàn trạm trên một lệnh duy nhất, các hệ thống giám sát hình ảnh và giám sát an ninh liên tục, hệ thống quan sát nhiệt cho các thiết bị, cảm biến thời gian cho đóng mở chiếu sáng tự dùng Các trạm biến áp không người trực và các trung tâm điều khiển xa hình thành một hệ thống vận hành hệ thống điện tập trung

và thống nhất

Hiện EVN có khoảng trên dưới 590 TBA ở các cấp điện áp từ 110 - 500kV và con

số này sẽ còn tăng lên trong thời gian tới Trước đây, chức năng điều khiển từ xa, giám sát các TBA chỉ giới hạn ở khả năng thao tác đơn giản như đóng cắt máy, còn lại các thao tác vận hành khác đều thực hiện thủ công trên thiết bị Nghĩa là thiết bị không đồng

bộ, không có hệ thống tích hợp thông tin và xử lý cảnh báo chung

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, 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

Thuận lợi và khó khăn

Để triển khai dự án trạm biến áp KNT ở Việt Nam có nhiều thách thức Theo EVN,

hệ thống lưới điện cao áp và siêu cao áp của nước ta trải trên diện rộng, các trạm biến

áp cách xa nhau là yếu tố không thuận lợi, ảnh hưởng tới khả năng phản ứng nhanh của các đội vận hành (thao tác) khi áp dụng trạm KNT Mặt khác, việc dự kiến thí điểm các trạm KNT tại các thành phố lớn như Hà Nội và Hồ Chí Minh cũng gặp khó khăn do phần lớn các trạm hiện hữu sử dụng hệ thống điều khiển kiểu truyền thống (thao tác bằng tay)

Việc cải tạo, chuyển đổi các trạm có người trực truyền thống sang trạm KNT cũng đòi hỏi phải tính toán chi tiết, phức tạp, chia thành nhiều giai đoạn để tránh phải cắt điện liên tục, dài ngày Đồng thời, phải đầu tư bổ sung thiết bị giám sát bằng hình ảnh, thiết

bị báo cháy tự động, bộ giám sát dầu online cho MBA chính, bộ lọc dầu online cho các

bộ điều áp (đối với các bộ điều áp chưa có bộ lọc dầu), hệ thống bảo vệ an ninh cho trạm… Đó là chưa kể, hiện Việt Nam vẫn chưa hoàn chỉnh hệ thống quy trình vận hành, thao tác; quy phạm trang bị điện, tiêu chuẩn thiết kế… cho trạm KNT

Để xây dựng một TBA không người trực cần đầu tư tối thiểu khoảng 2,5 tỷ đồng, bao gồm các thiết bị tín hiệu để điều khiển từ xa cho cả 110kV và 22kV; hệ thống camera giám sát; nâng cấp hệ thống phòng cháy chữa cháy; cải tạo, nâng cấp kiến trúc, thiết bị

và đào tạo nhân viên Ngoài ra, ít nhất cũng cần 1,5 tỷ đồng/trạm để đầu tư thêm hệ thống camera giám sát từ xa, phòng cháy chữa cháy và cải tạo trạm Việc cải tạo, chuyển đổi các trạm có người trực sang TBA không người trực cũng rất phức tạp, mất nhiều thời gian Như vậy, để triển khai ở tất cả các đơn vị, ngành điện sẽ cần số vốn hàng nghìn tỷ đồng nữa Đây cũng là thách thức của ngành điện khi nguồn tài chính còn gặp khó khăn Mặt khác, giải quyết việc làm cho hàng nghìn lao động dôi dư từ các TBA không người trực không hề đơn giản, nhất là ngành điện đang phải chịu sức ép tăng năng suất lao động

Một thách thức nữa đó là vấn đề bảo vệ và an ninh mạng Vì hệ thống vận hành tự động, giám sát từ xa nên bắt buộc phải có sự trợ giúp của công nghệ thông tin, mạng internet Trên thực tế, hệ thống lưới điện cao áp và siêu cao áp ở Việt Nam trải dài, địa hình phức tạp Các TBA cách xa nhau nên sẽ ảnh hưởng tới khả năng vận hành TBA không người trực nếu xảy ra sự cố như phòng cháy chữa cháy, phòng chống bão lụt, phá hoại

Xây dựng các TBA không người trực, hoặc ít người trực là hướng đi tất yếu nhằm thực hiện lộ trình lưới điện thông minh Tuy nhiên để đẩy nhanh tiến độ, phát huy những

ưu điểm hạn chế khuyết điểm của loại TBA này đòi hỏi ngành điện phải nỗ lực rất nhiều khi áp dụng cho phù hợp và hiệu quả

Việc xây dựng các trạm biến áp (110kV, 220kV, 500kV) 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 Do vậy, từ năm 2008, Ban Kỹ thuật - Sản xuất

(thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam) và một số đơn vị thành viên như Công ty CP Điện lực Khánh Hòa (KHPC), Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC), 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) đã tích cực thực hiện các nhiệm vụ được giao theo chỉ đạo của Tập đoàn điện lực về dự án trạm biến áp không người trực (KNT) hay còn gọi là trạm biến áp tích hợp

Những lợi thế hiện có

Các trạm biến áp trên lưới điện truyền tải các cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV

ở nước ta hiện nay được trang bị hệ thống tự động hóa ở các mức độ khác nhau, được phân thành hai cấp độ hệ thống giám sát, điều khiển: Kiểu truyền thống và bằng máy tính

Đối với các trạm biến áp vận hành từ năm 1998 trở về trước, chức năng điều khiển

từ xa (từ phòng điều khiển trung tâm đặt trong trạm) thường chỉ giới hạn ở khả năng thao tác đóng cắt máy cắt, còn lại các thao tác vận hành khác đều thực hiện bằng tay ngay tại thiết bị Chức năng giám sát trạm cũng chỉ được thực hiện thông qua thiết bị tách biệt, rời rạc, chưa có hệ thống tích hợp thông tin và xử lý cảnh báo chung cho toàn trạm Trong khi đó, các trạm được giám sát, điều khiển bằng hệ thống máy tính tích hợp (nhiều trạm 220 kV áp dụng từ năm 2000 đến nay) đã thể hiện rõ ưu thế vượt trội so với kiểu truyền thống, đặc biệt là khả năng thu thập, xử lý và lưu trữ một lượng thông tin rất lớn với mức độ chính xác rất cao Đồng thời, mở ra khả năng tự động hóa hoàn toàn công tác quản lý vận hành trạm biến áp Chính vì thế, theo EVN, việc ứng dụng công nghệ máy tính là bước trung gian để xây dựng trạm biến áp ít người trực hoặc không người trực vận hành, đáp ứng bài toán tối ưu hóa cho hệ thống điện

Những lợi ích mang lại

Khi các trạm không người trực và trung tâm điều khiển được đưa vào vận hành sẽ mang lại những lợi ích, bao gồm:

- Giảm nhân sự, giảm chi phí vận hành (OPEX) và chi phí đầu tư (CAPEX) trong

dài hạn thông qua nâng cao hiệu quả trong công tác lập kế hoạch vận hành, sửa chữa, nâng cấp và đầu tư từ ngắn hạn đến dài hạn

- Nâng cao chất lượng điện năng

- Giảm thời gian mất điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đáp ứng các yêu cầu về chất lượng dịch vụ theo qui định đối với hoạt động điện lực

- Giảm tổn thất điện năng thông qua khả năng tối ưu vận hành lưới điện thông qua các tính toán với dữ liệu thời gian thực

- Đáp ứng các yêu cầu của Luật, Nghị định, Thông tư, Tiêu chuẩn kỹ thuật, Qui trình, Qui phạm, Quyết định hiện hành đối với công tác Truyền tải, Phân phối và Điều

độ điện lực

- Bảo trì tốt hơn, vận hành tối ưu, hạn chế tai nạn lao động

- Quản lý thông tin tốt hơn

- Hoàn thiện tổ chức

Khi đáp ứng được các mục tiêu nêu trên, Hệ thống trung tâm điều khiển và quản

lý vận hành các trạm biến áp không người trực sẽ cung cấp cho các đơn vị liên quan của Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc Gia các khả năng sau:

- Đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật đối với vận hành trạm biến áp cao áp không người trực

- Có đủ thông tin cần thiết và đáng tin cậy để vận hành một lưới điện an toàn, tin cậy và kinh tế

- Giảm thời gian mất điện để đáp ứng quy chuẩn bắt buộc về chất lượng dịch vụ trong qui định của thị trường điện

- Nâng cao chất lượng và dịch vụ trong cung cấp điện, đặc biệt đối với các tình huống xảy ra thiếu điện

- Giám sát, vận hành và quản lý hệ thống lưới điện tập trung, giảm được nhân lực trong công tác vận hành lưới điện

- Xác định được nguyên nhân của tổn thất kỹ thuật hệ thống để có biện pháp phù hợp

- Có đầy đủ thông tin và dữ liệu quá khứ đáng tin cậy phục vụ báo cáo, phân tích,

dự báo, lập kế hoạch để có thể vận hành trong cơ chế thị trường điện

- Có đầy đủ thông tin và dữ liệu một cách kịp thời để phân tích các sự cố, lập biện pháp khôi phục phù hợp và triển khai một cách tối ưu trong thời gian nhanh nhất

- Quản lý công tác sửa chữa an toàn và hiệu quả

- Có đủ thông tin cần thiết để giải đáp cho khách hàng một cách hiệu quả

- Để triển khai một giải pháp tiên tiến, giải pháp đúng và sẵn sàng cho Smart Grid

1.2 Mô hình xây dựng trung tâm điều khiển và trạm biến áp không người trực của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia

V ị trí thực hiện điều khiển từ xa các thiết bị của TBA 220kV

Để khai thác hiệu quả các hệ thống SCADA, TTĐK đã trang bị tại các Trung tâm điều độ miền và các Điều độ phân phối của các công ty Điện Lực tỉnh/ thành phố, phương án này đã đề xuất không xây dựng các TTĐK tại các đơn vị của EVNNPT để

thực hiện điều khiển từ xa các thiết bị của TBA 220kV Việc đóng, cắt MC, DCL tăng

giảm nấc phân áp máy biến áp cấp điện áp 220kV, 110kV và đóng cắt máy cắt tổng trung áp được điều khiển từ xa do điều độ viên trực tại các Trung tâm điều độ Miền thực

hiện thông qua hệ thống SCADA Việc đóng, cắt các máy cắt xuất tuyến trung áp tại các TBA 220kV được điều khiển từ xa do điều độ viên trực tại Điều độ phân phối thực hiện thông qua hệ thống SCADA phân phối hoặc TTĐK [6]

Mô hình t ổ chức giám sát, điều khiển xa các TBA 220kV

Lệnh điều độ Thao tác điều khiển xa thiết bị từ TTĐĐ

Thông tin vận hành Thao tác tại chỗ

Hình 1.1 Mô hình tổ chức giám sát, điều khiển xa các TBA 220kV từ các Trung tâm

điều độ Miền và Điều độ phân phối

Nhiệm vụ của các bộ phận trong mô hình trên như sau:

Quyền điều khiển các thiết bị trong TBA và trên lưới điện vẫn giữ nguyên như quy định hiện nay tại thông tư 40/2014/TT-BCT ngày 05/11/2014 quy định Quy trình điều

độ hệ thống điện quốc gia

Đối với việc thao tác các thiết bị trên trong TBA và trên lưới điện, tổ chức thực

hiện như sau:

a Điều độ viên trực tại các Trung tâm Điều độ miền và Điều độ phân phối

Trong trường hợp vận hành bình thường: lập phiếu thao tác và trực tiếp thao tác từ

xa các MC, DCL,OLTC trong TBA 220kV của EVNNPT thuộc quyền điều khiển theo phân cấp trong Quy tình điều độ hệ thống điện quốc gia

Trong những trường hợp sự cố, mất tín hiệu SCADA, điều khiển từ xa không thành công cần có nhân viên thao tác tại chỗ: Điều độ viên thông báo cho B0x để chỉ huy tổ TTLĐ phụ trách TBA có sự cố bố trí người tới TBA Sau khi nhân viên thao tác lưu động đến TBA và thông báo với các cấp điều độ có quyền điều khiển, Điều độ viên trực

tiếp ra lệnh điều độ cho các nhân viên này thực hiện thao tác và xử lý sự cố như nhân

viên trực TBA hiện nay thông qua kênh thông tin liên lạc trực tiếp từ trạm tới Trung tâm điều độ Nhân viên thao tác lưu động phải trực vận hành 24/24 cho đến khi xử lý sự cố xong hoặc khôi phục tốt tín hiệu SCADA

Phiếu thao tác thực hiện theo quy định tại Thông tư 44/2014/TT-BCT quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia: Thao tác xa do Cấp điều độ có quyền điều khiển viết phiếu, duyệt phiếu và thực hiện phiếu thao tác Trước Đơn vị quản lý

vận hành viết phiếu, duyệt phiếu và thực hiện phiếu thao tác Trước khi thực hiện phiếu thao tác phải được cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép

b Tr ực ban của các công ty Truyền tải điện

B0x là đơn vị chủ trì quản lý tình trạng vận hành của thiết bị và lưới truyền tải điện Trong mô hình điều khiển xa các TBA 220kV, B0x thực hiện những nhiệm vụ sau:

Tổ chức, chỉ huy, điều động nhân viên tổ TTLĐ đến TBA để thực hiện các thao tác tại chỗ đối với các thiết bị không điều khiển từ xa được theo lệnh điều độ của các

cấp điều độ có quyền điều khiển trong trường hợp thao tác có kế hoạch và sự cố:

Làm đầu mối tiếp nhận thông tin vận hành, giao và nhận thiết bị với cấp điều độ

có quyền điều khiển và các đơn vị quản lý vận hành khi có công tác trên lưới

Đầu mối tiếp nhận các thông tin về tình trạng thiết bị trong TBA từ tổ TTLĐ/ đơn

vị quản lý vận hành TBA, báo cáo các điều độ có quyền điều khiển khi phát hiện bất thường, có khả năng gây sự cố

Tổ chức lập, đăng ký kế hoạch công tác sửa chữa, bảo dưỡng, thí nghiệm, nâng

cấp, mở rộng các TBA với các đơn vị điều độ, thông báo lịch công tác tại các TBA cho các đơn vị liên quan thực hiện

Tham gia phối hợp với các đơn vị liên quan trong công tác xử lý sự cố của thiết bị

trạm và đường dây

Báo cáo tình hình sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị cho điều độ cấp trên để cùng phối hợp phân tích tìm nguyên nhân và đề ra biện pháp phòng ngừa sự cố

c T ổ thao tác lưu động

Tổ TTLĐ thuộc các truyền tải điện khu vực, phụ trách một nhóm các TBA 220kV

Những nhân viên trong tổ này có thể bổ sung thêm từ nguồn các nhân viên trực vận hành

tại TBA sau khi giảm số người tại các trạm đã áp dụng điều khiển từ xa không người

trực thuộc truyền tải điện khu vực

Nhân viên tổ TTLĐ có trách nhiệm:

Giám sát an ninh và thiết bị trong TBA thông qua hệ thống camera quan sát, tín

hiệu báo cháy từ xa, các hệ thống giám sát online, truy xuất rơle, công tơ từ xa được truyền từ TBA về địa điểm trực của tổ TTLĐ

Thực hiện thao tác tất cả các dao tiếp địa, các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành bình thường và xảy ra sự cố theo lệnh của cấp điều độ có quyền điều khiển

Trong trường hợp thao tác có kế hoạch có các thiết bị không thực hiện được thao

tác xa từ các Trung tâm điều độ, Nhân viên thao tác lưu động phải đến TBA trước thời điểm dự kiến thao tác ít nhất 45 phút để chuẩn bị phiếu thao tác thực hiện các thao tác

tại chỗ các thiết bị không thể thực hiện được thao tác từ xa từ Trung tâm điều độ (như dao tiếp địa, đóng cắt aptomat nhị thứ, các thao tác mạch nhị thứ ) Nhân viên thao tác lưu động sẽ nhận lệnh điều độ trực tiếp từ Điều độ viên khi có mặt tại TBA

Khi phát hiện những cảnh báo bất thường, cháy nổ qua hệ thống camera hoặc hệ

thống PCCC, nhân viên tổ TTLĐ có trách nhiệm báo cáo B0x và Lãnh đạo Truyền tải điện khu vực để kịp thời xử lý, đồng thời đến TBA có cảnh báo trong thời gian ngắn

nhất để xử lý sự cố, B0x có trách nhiệm thông báo chính xác thiết bị điện cần cô lập cho

cấp điều độ có quyền điều khiển để thực hiện thao tác xa cô lập phần tử sự cố

Xử lý các sự cố, tham gia công tác phòng cháy chữa cháy, công tác phòng chống thiên tai và tìm kiếm cứu nạn, trong những trường hợp cần thiết, Tổ TTLĐ có thể được

chỉ huy động hỗ trợ cho các Tổ TTLĐ khác

Thực hiện công tác quản lý kỹ thuật trong các TBA như ghi chép cập nhật theo dõi quá trình vận hành thiết bị (khiếm khuyết, kết quả xử lý, sửa chữa, bảo dưỡng )

Thực hiện công tác vệ sinh công nghiệp và kiểm tra định kỳ các thiết bị trong TBA

Lập phiếu công tác và thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường cho các nhóm công tác tại TBA, giám sát tại hiện trường trong thời gian có công tác

Tổ TTLĐ được biên chế 11 người/tổ, làm việc theo chế độ trực 3 ca 5 kíp Trong

đó, mỗi ca trực bố trí 2 người gồm 1 trưởng kíp và 1 trực phụ, trưởng kíp phải được cấp

chức danh trưởng kíp TBA theo quy định Ngoài ra, bố trí 1 vị trí thông tin và giám sát thiết bị, an ninh các TBA 12 giờ/ngày, trong các giờ cao điểm, có nhiều công tác trên

lưới và trong TBA

Tổ TTLĐ bố trí trực tại TBA 500kV hoặc 220kV có cơ sở hạ tầng phù hợp và địa điểm thuận lợi để di chuyển tới các TBA khác trong khu vực

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia chịu trách nhiệm xây dựng, ban hành các quy trình nội bộ để vận hành các TBA không người trực Trong quá trình xây dựng các quy trình EVNNPT quy định chi tiết thêm về nhiệm vụ của bộ phận trực ban các công

ty Truyền tải điện, tổ TTLĐ, tổ chức đào tạo, kiểm tra, cấp chứng nhận các chức danh

So sánh với cách tổ chức điều độ và vận hành TBA và lưới điện hiện tại, mô hình

tổ chức giám sát, điều khiển các TBA mới được đề xuất có một số thay đổi chính như sau:

- Trách nhiệm thao tác các thiết bị nhất thứ trong TBA (MC,DCL, nấc phân áp) chuyển từ nhân viên vận hành trạm về các điều độ viên tại Trung tâm điều độ miền và Điều độ phân phối trực tiếp thực hiện

- Trách nhiệm giám sát vận hành thiết bị và quản lý kỹ thuật trong các TBA chuyển

từ nhân viên vận hành trạm về Tổ thao tác lưu động

- So sánh sự khác nhau về quyền điều khiển thiết bị và nhiệm vụ thao tác các thiết

bị trước và sau khi áp dụng mô hình được đề xuất phụ lục 3

K ết nối tín hiệu, trao đổi thông tin giữa các đơn vị

Trong mục này trình bày về mô hình kết nối tín hiệu SCADA, giám sát và thông tin liên lạc giữa các bộ phận liên quan đến điều khiển từ xa, vận hành TBA không người

trực

a Sơ đồ kết nối tín hiệu SCADA và tín hiệu giám sát TBA

• Sơ đồ kết nối tín hiệu SCADA

Kết nối Remote console của HT SCAD Điều độ Kết nối SCADA trực tiếp theo quyền điều khiển

Hình 1.2 Sơ đồ kết nối tín hiệu SCADA

• Sơ đồ kết nối tín hiệu giám sát TBA

Kết nối tín hiệu giám sát TBA

Hình 1.3 Sơ đồ kết nối tín hiệu giám sát TBA

K ết nối tín hiệu giữa các TBA và Trung tâm Điều độ: Các TBA được kết nối

SCADA trực tiếp về các trung tâm điều độ có quyền điều khiển theo quy định Hệ thống điện truyền tải và Hệ thống điện phân phối Đối với kết nối SCADA từ TBA 220kV về

Ax, sử dụng hệ thống SCADA hiện có Đối với kết nối SCADA về Trung tâm Điều độ phân phối (tín hiệu các xuất tuyến trung áp) thì cải tạo, mở rộng thiết bị tại TBA 220kV

để đưa các tín hiệu thiết bị thuộc quyền điều khiển về các Trung tâm Điều độ phân phối

bằng cách bổ sung thêm cổng RTU/Gateway, tách riêng datalist các tín hiệu trung áp và

kênh truyền

Số lượng tín hiệu SCADA từ các TBA đưa về các cấp điều độ được quy định tại quyết định số 176/QĐ-EVN, chi tiết như trong phụ lục 1

K ết nối giữa các Trung tâm Điều độ và B0x: Trung tâm điều độ hệ thống điện

quốc gia(A0) cung cấp remote console cho trực ban của các công ty Truyền tải Các remote console này là thành phần của hệ thống NewSCADA của A0/Ax Đối với các TBA 220kV có các xuất tuyến trung áp, tín hiệu sẽ được đưa về trực ban B0x từ hệ

thống SCADA của các Tổng công ty/ Công ty Điện Lực

K ết nối tín hiệu giám sát từ các TBA và tổ TTLĐ: Các tín hiệu từ TBA được

đưa về tổ TTLĐ bao gồm hình ảnh camera an ninh, camera nhiệt, tín hiệu PCCC, truy

cập rơle, công tơ từ xa, các tín hiệu giám sát thiết bị online đã được trang bị

Việc kết nối tín hiệu từ các TBA tới tổ TTLĐ giao cho NPT và các đơn vị trong EVN tự thực hiện Xem xét sử dụng giải pháp mở rộng, kéo dài mạng Lan của TBA, đưa máy tính engineering và màn hình HMI từ TBA về nơi trực của Tổ TTLĐ

b Sơ đồ kết nối kênh thông tin liên lạc

Kết nối thông tin liên lạc

Hình 1.4 Sơ đồ kết nối kênh thông tin liên lạc

Duy trì các hình thức thông tin liên lạc như hiện nay giữa các Trung tâm Điều độ

với các TBA 220kV (hotline, điện thoại cố định, fax), bao gồm cả kênh thông tin từ trung tâm điều độ về TBA có bố trí tổ TTLĐ

Các trực ban của công ty Truyền tải (B0x) cũng đã được trang bị các thiết bị thông tin liên lạc để trao đổi với Ax, các Điều độ phân phối với các tổ TTLĐ (điện thoại cố

định, fax, ghi âm)

1.3 Kết luận

Trong chương này trình bày vai trò của Trạm biến áp không người trực trong hệ

thống điện, đồng thời trình bày mô hình xây dựng Trạm biến áp không người trực cấp điện áp 220kV đang được áp dụng thực hiện trong Tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia

CHƯƠNG 2

MÔ HÌNH TRIỂN KHAI TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC

TẠI CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2

2.1 Đánh giá hiện trạng

Mô hình quản lý vận hành hiện tại của Công ty Truyền tải điện 2

a Quản lý điều hành

Công ty hiện tại quản lý vận hành tổng số 13 Trạm biến áp 220 kV và 3 trạm biến

áp 500kV, các Trạm biến áp (TBA) đều theo mô hình thống nhất là trực thuộc 07 Truyền tải điện khu vực quản lý, 07 Truyền tải điện đóng trên địa bàn 7 tỉnh, thành Mỗi Truyền tải điện (TTĐ) quản lý từ 01 đến 02 trạm biến áp 220kV, là trạm có người trực theo chế

độ 3 ca 5 kíp

b Vận hành

• Công ty quản lý 2838km đường dây với 1.228km đường dây 500kV, 1610km đường dây 220kV; 16 trạm biến áp với tổng dung lượng là 6049MVA, trong đó có 03 trạm biến áp 500kV

• Dung lượng kháng điện: 598 MVAr; dung lượng tụ bù: 1236,7MVAr, trong đó

tụ bù ngang có dung lượng 20,745 MVAr

Hiện trạng hệ thống điều khiển bảo vệ của các TBA 220kV đang vận hành như thống kê ở bảng 2.1:

B ảng 2.1 Thống kê hệ thống điều khiển bảo vệ của các TBA đang vận hành

TT Tên trạm Hệ thống giám sát, điều khiển Giao thức

SAS/SCADA

1 Trạm biến áp 220kV Ba Đồn ĐKMT - GE 61850/60870-5-101

2 Trạm biến áp 220kV Đồng Hới ĐKMT - Sicampas 61850/60870-5-101

3 Trạm biến áp 220kV Đông Hà ĐKMT - Sicampas 61850/60870-5-101

4 Trạm biến áp 220kV Huế Điều khiển cổ truyền Đang vận hành

5 Trạm biến áp 220kV Thạnh Mỹ ĐKMT - @Station 61850/60870-5-101

6 Trạm biến áp 220kV Hòa Khánh ĐKMT - ABB 61850/60870-5-101

7 Trạm biến áp 220kV Ngũ Hành

8 Trạm biến áp 220kV Dung Quất ĐKMT - @Station 61850/60870-5-101

9 Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi ĐKMT - ABB 61850/60870-5-101

10 Trạm biến áp 220kV Sông Tranh

11 Trạm biến áp 220kV Tam Kỳ ĐKMT - Ramsdad 61850/60870-5-101

12 Trạm biến áp 220kV Sơn Hà ĐKMT - Pacis 61850/60870-5-101

13 Trạm biến áp 220kV Kon tum ĐKMT - @Station 61850/60870-5-101

c Hiện trạng hệ thống viễn thông và công nghệ thông tin phục vụ điều khiển xa

và trạm biến áp không người trực

Đánh giá mô hình quản lý vận hành hiện tại:

Phân cấp hệ thống điều độ: Với hiện trạng và nhu cầu phát triển lưới điện và nguồn điện ngày càng liên tục lớn mạnh, hệ thống điều độ quốc gia được phân cấp cụ thể như sau: Cấp 1: Trung tâm điều độ quốc gia (A0), có trách nhiệm điều khiển các Nhà máy điện và hệ thống 500kV

Cấp 2: Gồm 3 Trung tâm điều độ miền Bắc, Trung, Nam (A1, A2, A3)

Cấp 3: Gồm các Trung tâm điều độ lưới điện phân phối

Hiện trạng vận hành tại các trạm biến áp:

- Hiện nay, đối với mỗi trạm biến áp do PTC2 quản lý, các thiết bị có thể được thực hiện từ 4 mức:

+ Mức 1: Từ Trung tâm điều độ HTĐ miền Trung hoặc Quốc gia

+ Mức 2: Từ hệ thống điều khiển máy tính trung tâm được đặt trong phòng điều khiển của trạm

+ Mức 3: Từ tủ điều khiển, bảo vệ đặt trong các nhà điều khiển bảo vệ

+ Mức 4: Tại các thiết bị phục vụ thí nghiệm và bảo dưỡng

- Trong mô hình vận hành các trạm biến áp trong lưới điện Truyền tải, số lượng

người đối với mỗi trạm như sau:

Đánh giá mô hình tổ chức, quản lý vận hành hiện tại so với mô hình TTVH và TBAKNT: Việc giám sát điều khiển thiết bị chuyển từ nhân viên vận hành trực tại các Trạm biến áp về cho Điều độ viên thao tác tại các Trung tâm điều độ, xây dựng bổ sung tại các Trung tâm điều độ đầy đủ các tín hiệu để giám sát thiết bị như tín hiệu PCCC, tín hiệu Camera, tín hiệu điều khiển được nâng cấp đường Truyền đảm bảo tin cậy Bảng đánh giá chi tiết tại phụ lục 4

2.2 Kế hoạch triển khai trạm biến áp không người trực

K ế hoạch triển khai thực hiện TTVH và TBAKNT

Trên cở sở kế hoạch của EVN tại văn bản 5147/EVN-KH-KTSX ngày 5/12/2016

của EVN về việc xây dựng TTĐK và TBA KNT giai đoạn 2017-2020, dự kiến kế hoạch

thực hiện thao tác xa các TBA của EVNNPT, khu vực PTC2 như sau:

B ảng 2.3 Danh mục các TTVH và các TBA KNT theo bảng tổng hợp sau

No Stt Ví trí đặt Tổ TTLĐ TBA quản lý thao tác Tiến độ

No Stt Ví trí đặt Tổ TTLĐ TBA quản lý thao tác Tiến độ

xa

15 7 Trạm 220kV Thạnh Mỹ Trạm 220kV Thạnh Mỹ 2018

16 8 Trạm 220kV Sông Tranh 2 Trạm 220kV Sông Tranh 2 2018

17 9 Trạm 220kV Sơn Hà Trạm 220kV Sơn Hà 2017

18 10 Trạm 220kV Kon Tum Trạm 220kV Kon Tum 2018

Nội dung thực hiện

Xây dựng Trung tâm vận hành - TTVH (tổ thao tác lưu động) và các Trạm biến áp không người trực - TBAKNT như sau:

• Các Trạm biến áp không người trực

Theo kế hoạch triển khai trạm biến áp không người trực lưới truyền tải của NPT, đối với PTC2 số lượng các trạm biến áp không người trực như sau:

- Trạm biến áp 220kV Ngũ Hành Sơn: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Hòa Khánh: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Đồng Hới: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Ba Đồn: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Huế: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Đông Hà: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Tam Kỳ: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Dung Quất: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Thạnh Mỹ: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Sông Tranh 2: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Sơn Hà: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kVKon Tum: Là trạm hiện có, đang vận hành

- Trạm biến áp 220kV Hải Châu: Là trạm đang được đầu tư xây dựng

- Trạm biến áp 220kV Phong Điền: Là trạm đang được đầu tư xây dựng

- Trạm biến áp 220kV Duy Xuyên: Là trạm đang được đầu tư xây dựng

- Trạm biến áp 220kV Dung Quất 2: Là trạm đang được đầu tư xây dựng

- Trạm biến áp 220kV Lao Bảo: Là trạm đang được đầu tư xây dựng

2.3 G iới thiệu quy trình vận hành và kiểm tra thiết bị TBA KNT

Ngày 28/8/2017 Tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia ban hành Quyết định số 1543/QĐ-EVNNPT về việc ban hành quy trình vận hành Trạm biến áp 220kV không người trực trong tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia [8]

Quy định chung

- Ph ạm vi điều chỉnh

Quy trình này đưa ra các quy định cụ thể đối với tổ chức, cá nhân trong quản lý vận hành, quản lý kỹ thuật, thao tác tại chỗ, xử lý sự cố, kiểm tra thiết bị, an toàn công tác tại các TBA KNT trên lưới điện truyền tải

- Đối tượng áp dụng

Các yêu cầu trong Quy trình này áp dụng trong EVNNPT

- Các yêu c ầu chung:

a Yêu c ầu các văn bản quy phạm pháp luật

- Công tác vận hành thiết bị tại các TBA KNT phải tuân thủ các quy trình, quy

phạm hiện hành đảm bảo thiết bị trong TBA và các thiết bị liên quan vận hành an toàn liên tục;

- Công tác quản lý kỹ thuật đối với các TBA KNT phải tuân thủ theo các quy định hiện hành về kiểm tra, thí nghiệm, sửa chữa thiết bị, các hồ sơ, tài liệu, báo cáo kỹ thuật;

- Công tác xử lý sự cố đối với các TBA KNT phải tuân thủ theo các quy trình

hiện hành về xử lý sự cố;

- Các tổ, đội, nhóm đến TBA KNT công tác phải tuyệt đối tuân thủ các yêu cầu

của quy trình an toàn điện do EVN ban hành và các quy trình hiện hành;

- Các đơn vị rà soát sửa đổi, bổ sung các quy trình vận hành, xử lý sự cố cho từng

chủng loại thiết bị nhất thứ và nhị thứ TBA KNT dựa trên hướng dẫn vận hành của từng nhà sản xuất thiết bị, các quy trình quy định hiện hành, nhưng không được trái với các điều trong quy trình này

b Yêu c ầu về cơ sở hạ tầng

- Máy tính engineering và màn hình HMI được kéo dài từ các TBA KNT về vị trí

trực của TTVH;

- Trang bị thiết bị để theo dõi, giám sát an ninh và tình trạng thiết bị trong TBA KNT (camera quan sát, camera nhiệt, tín hiệu báo cháy);

- Thiết lập kênh truyền Fast ethernet từ các TBA KNT về vị trí trực của các TTVH;

- Thiết bị, hệ thống điều khiển bảo vệ, hệ thống PCCC tự động tại TBA KNT phải

hoạt động tin cậy;

- Trang bị các phần mềm quản lý kỹ thuật PMIS, quản lý đo đếm xa, định vị điểm

sự cố, các phương tiện thông tin liên lạc phục vụ công tác vận hành tại các TTVH và

Trực ban Công ty Truyền tải điện;

- Kết nối remote console từ Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia về vị trí

Trực ban Công ty Truyền tải điện;

- Kết nối remote console từ các Điều độ của Tổng công ty Điện lực về vị trí Trực ban Công ty Truyền tải điện;

- Trang bị phương tiện di chuyển (ô tô, xe cơ giới) cho các TTVH phục vụ việc đi

lại từ vị trí trực đến các TBA KNT để thao tác, kiểm tra định kỳ và xử lý sự cố;

- Trang bị các công cụ, dụng cụ, thiết bị, trang bị kỹ thuật an toàn cần thiết cho TTVH và TBA KNT

c Yêu c ầu về nhân lực

- Đảm bảo khả năng vận hành, thao tác, xử lý sự cố nhanh và kịp thời, duy trì kết

nối hệ thống SCADA vận hành liên tục, ổn định;

- Thành lập đội PCCC cơ sở từ lực lượng bảo vệ hiện có tại các TBA KNT và lực lượng của TTVH

Kiểm tra trong vận hành

* Ki ểm tra, giám sát thiết bị, an ninh tại TTVH

Trong ca trực giám sát thiết bị, an ninh, nhân viên TTVH phải thực hiện giám sát theo các chế độ sau:

việc bình thường, cập nhật số liệu đầy đủ, chính xác, không bị mất kết nối;

- Thu thập thông tin, phân tích đánh giá tình trạng vận hành lưới điện, phối hợp

với trực ban Công ty Truyền tải điện thông báo tình trạng quá áp, quá tải thiết bị với cấp điều độ có quyền điều khiển để có biện pháp điều phối tải, áp phù hợp;

- Giám sát và ghi nhận tình trạng vận hành của các thiết bị chính thông qua hệ

thống cảnh báo và máy tính, thông báo các bất thường cho trực ban Công ty Truyền tải điện và đơn vị quản lý vận hành để xử lý;

- Giám sát và ghi nhận tình trạng an ninh, PCCC của TBA KNT

- Trưởng TTVH trực tiếp kiểm tra các thiết bị, công cụ, dụng cụ được trang bị trong TTVH ít nhất 1 tuần/1 lần

e Ch ế độ vận hành trong tháng:

- Thực hiện vệ sinh công nghiệp theo lịch phân công của trưởng TTVH, cụ thể như

vệ sinh tủ server, máy tính, máy in, phòng làm việc, tránh tình trạng để mạng nhện,

bụi bẩn lâu ngày;

- Trưởng TTVH có trách nhiệm kiểm tra toàn bộ thiết bị, công cụ, dụng cụ, tình hình vệ sinh công nghiệp, trong TTVH để đảm bảo thiết bị vận hành an toàn và kịp

thời nhắc nhở, chấn chỉnh việc thực hiện các công tác của TTVH

f Ch ế độ vận hành bất thường:

- Khi phát hiện các hiện tượng bất thường có thể dẫn đến sự cố, lập tức báo cáo

với cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện và chỉ đạo nhân viên TTVH đến TBA KNT trong phạm vi quản lý của TTVH để kiểm tra, có các biện pháp xử lý kịp thời theo quy trình, quy định hiện hành nhằm ngăn ngừa sự cố xảy ra, đồng thời tổ chức xử lý trong khả năng cho phép;

- Thường xuyên cập nhật tình hình bất thường của thiết bị tại các TBA KNT trong

phạm vi quản lý của TTVH thông qua hệ thống giám sát, cảnh báo và báo cáo của nhân viên TTVH Ghi nhận đầy đủ các thông tin có liên quan, báo cáo trực ban Công ty

Truyền tải điện

* Ki ểm tra tại TBA KNT:

Nhân viên TTVH phải thực hiện kiểm tra tại các TBA KNT trong phạm vi quản lý của TTVH theo quy định sau:

a T ần suất kiểm tra:

- Kiểm tra tình hình vận hành thiết bị nhất thứ, nhị thứ, công trình trong TBA ít

nhất 1 tuần/1 lần;

- Kiểm tra, đo điện áp nhị thứ máy biến điện áp các TBA ít nhất 2 tuần/1 lần;

- Kiểm tra chạy thử định kỳ các bơm hệ thống cứu hỏa các TBA ít nhất 1 tuần/1

lần;

- Kiểm tra hệ thống ắc quy các TBA: đo điện áp từng bình ít nhất 1 tuần/ 1 lần, phóng nạp ắc quy ít nhất 1 năm/1 lần hoặc khi điện áp chênh giữa các bình > 20%, đo

nội trở ắc quy ít nhất 6 tháng/1 lần;

- Kiểm tra soi phát nhiệt thiết bị các TBA ít nhất 1 tháng/1 lần;

- Kiểm tra thiết bị phân tích dầu online các trạm ít nhất 1 tháng/1 lần;

- Kiểm tra đột xuất trước và sau các ngày mưa bão, thời tiết bất thường (sương mù, giông sét, gió lốc, nắng nóng), diễn ra sự kiện quan trọng của đất nước, ngày Lễ, Tết, và trong trường hợp phát hiện khiếm khuyết thiết bị, vận hành quá tải máy biến áp, đường dây, khi nhận được tin báo mất tín hiệu tới TTVH hoặc cấp điều độ có quyền điều khiển;

- Kiểm tra sự cố được thực hiện ngay sau khi sự cố thiết bị tại TBA nhằm tìm nguyên nhân sự cố và khắc phục Kiểm tra tình trạng thiết bị ngăn lộ có dòng ngắn mạch

chạy qua;

- Kiểm tra đêm được thực hiện ít nhất 1 lần /1 tháng;

- Hàng năm tổ chức kiểm tra chéo giữa các TTVH

b N ội dung kiểm tra:

- Công tác kiểm tra phải được báo cáo cho trực ban Công ty Truyền tải điện biết;

- Việc kiểm tra các TBA KNT trong phạm vi quản lý của TTVH phải tuân thủ theo quy trình, quy định như đối với TBA có người trực;

- Tiến hành kiểm tra toàn bộ phần điện, phần xây dựng, an ninh bảo vệ, PCCC như đối với các TBA có người trực về tình trạng làm việc các thiết bị nhất thứ, nhị thứ, các khóa trạng thái, hệ thống tự dùng một chiều, xoay chiều, hệ thống điều khiển, chiếu sáng

sự cố, chiếu sáng trạm, hệ thống camera, hệ thống an ninh, hệ thống thoát nước, hệ thống phòng cháy chữa cháy, …;

- Đối chiếu các thông số vận hành, trạng thái vận hành của thiết bị tại TBA với hệ

thống trong nhà điều khiển và với TTVH;

- Kiểm tra các thông báo trong hệ thống ghi nhận cảnh báo;

- Đối chiếu thời gian của hệ thống bảo vệ, điều khiển với TTVH;

- Thực hiện vệ sinh công nghiệp như phòng điều khiển trung tâm, phòng AC-DC,

phòng Ắc quy, vệ sinh tủ server, máy tính, tủ đấu dây, tránh tình trạng để mạng nhện,

bụi bẩn lâu ngày Kiểm tra hoạt động của hệ thống điều hòa, hút ẩm tại các phòng đặt thiết bị Kiểm tra, phát hiện xâm nhập của côn trùng, chuột bọ để có biện pháp xử lý;

- Kiểm tra, vệ sinh, bảo dưỡng hệ thống ắc quy tại các TBA KNT trong phạm vi

quản lý của TTVH theo đúng quy định hiện hành về vận hành ắc quy;

- Kiểm tra các thiết bị thông tin, SCADA và viễn thông

c Ghi chép, báo cáo:

- Nội dung công tác kiểm tra phải được ghi vào sổ theo dõi vận hành thiết bị để tại TBA KNT Các khiếm khuyết gây nguy hiểm phải báo ngay cho trực ban Công ty Truyền tải điện và lãnh đạo đơn vị quản lý vận hành, trường hợp khẩn cấp phải báo cáo

cấp điều độ có quyền điều khiển để có phương án xử lý kịp thời;

- Nội dung kiểm tra và các tồn tại, khiếm khuyết, nhân viên TTVH lập báo cáo gửi

về đơn vị quản lý vận hành và TTVH trong vòng hai ngày sau khi kiểm tra

Tổ chức thao tác

* Quan h ệ công tác trong khi thực hiện thao tác:

- Trong trường hợp vận hành bình thường, điều độ viên cấp điều độ có quyền điều khiển lập phiếu thao tác và trực tiếp thao tác xa các máy cắt, dao cách ly, điều nấc bộ điều chỉnh điện áp của máy biến áp trong TBA KNT

- Trong trường hợp thao tác có kế hoạch mà có các thiết bị không thực hiện được thao tác xa từ các cấp điều độ có quyền điều khiển, trước khi thực hiện thao tác điều độ viên thông báo cho trực ban Công ty Truyền tải điện để chỉ đạo nhân viên TTVH đến thực

hiện thao tác tại TBA KNT trong phạm vi quản lý của TTVH Sau khi nhân viên TTVH đến TBA và thông báo với cấp điều độ có quyền điều khiển, điều độ viên trực tiếp thao tác xa các máy cắt, dao cách ly, điều nấc bộ điều chỉnh nấc của máy biến áp trong TBA

và ra lệnh điều độ cho các nhân viên TTVH lập phiếu thao tác và thực hiện thao tác tại

chỗ các thiết bị không thể thực hiện thao tác xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển

- Trong những trường hợp sự cố, mất tín hiệu SCADA, thao tác xa không thành công mà cần phải có nhân viên TTVH thao tác tại chỗ, điều độ viên thông báo cho trực ban Công ty Truyền tải điện để chỉ đạo nhân viên TTVH đến TBA KNT bị sự cố trong

phạm vi quản lý của TTVH Sau khi nhân viên TTVH đến TBA và thông báo với điều

độ viên của cấp điều độ có quyền điều khiển, điều độ viên trực tiếp ra lệnh điều độ cho nhân viên TTVH trực tiếp lập phiếu thao tác và thực hiện thao tác hoặc xử lý sự cố thông qua kênh thông tin liên lạc trực tiếp từ TBA đến cấp điều độ có quyền điều khiển

- Sau khi thao tác xong, trưởng kíp TTVH phải báo cáo tình trạng thiết bị cho cấp điều độ có quyền điều khiển và trực ban Công ty Truyền tải điện

X ử lý sự cố và bất thường xảy ra trên lưới điện:

* Quan h ệ công tác trong khi xử lý sự cố:

- Nhân viên TTVH phải chấp hành lệnh điều độ của điều độ viên cấp điều độ có

quyền điều khiển và lệnh chỉ đạo của trực ban Công ty Truyền tải điện Đối với những

lệnh có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị thì được phép chưa

thực hiện nhưng phải báo cáo nhân viên vận hành cấp trên

- Khi có sự cố nghiêm trọng, nhân viên TTVH phải kịp thời báo cáo sự cố cho nhân viên vận hành cấp trên, trực ban Công ty Truyền tải điện, lãnh đạo đơn vị quản lý

vận hành Trực ban Công ty Truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo lãnh đạo cấp trên

hoặc các đơn vị liên quan và điều động lực lượng xử lý sự cố

* X ử lý quá tải máy biến áp:

- Cho phép quá tải dài hạn, quá tải ngắn hạn của máy biến áp tuân thủ theo quy định của nhà sản xuất

- Nhân viên TTVH xử lý quá tải máy biến áp theo trình tự như sau:

- Báo cáo cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện các thông tin sau:

+ Thời gian bắt đầu và mức mang tải 80%, 90%, 100%, 110% giá trị định mức; + Nhiệt độ dầu và nhiệt độ cuộn dây của máy biến áp (theo dõi liên tục, báo cáo ngay khi có sự thay đổi);

+ Thời gian cho phép quá tải;

+ Giám sát từ xa hoạt động của hệ thống làm mát đúng quy trình vận hành máy

biến áp;

+ Nhân viên TTVH theo dõi liên tục và báo cáo cấp điều độ có quyền điều khiển,

trực ban Công ty Truyền tải điện và các bên liên quan ngay khi có sự thay đổi cũng như

bất thường xảy ra

* X ử lý quá áp máy biến áp:

- Cho phép quá áp của máy biến áp tuân thủ theo quy định của nhà sản xuất

- Nhân viên TTVH xử lý quá áp máy biến áp theo trình tự như sau:

- Báo cáo cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện những thông tin sau:

+ Thời điểm ghi nhận bắt đầu quá áp;

+ Điện áp thực tế và nấc phân áp hiện hành;

+ Trường hợp máy biến áp được cài đặt chế độ tự động chuyển nấc phân áp thì theo dõi và báo cáo cấp điều độ có quyền điều khiển;

+ Trường hợp máy biến áp có nấc phân áp cố định hoặc việc chuyển nấc máy biến

áp vẫn bị quá áp so với nấc đó thì phải báo cáo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển nếu máy biến áp bị quá áp quá giới hạn cho phép

* X ử lý máy biến áp nhảy sự cố:

Nhân viên TTVH xử lý máy biến áp nhảy theo trình tự sau:

- Báo cáo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện các thông tin sau:

+ Tên máy biến áp bị sự cố, rơ le bảo vệ tác động theo tín hiệu chỉ thị tại TTVH; + Thông báo và xử lý ảnh hưởng của sự cố máy biến áp đến tình trạng vận hành

của các thiết bị khác

- Trực ban Công ty Truyền tải điện chỉ đạo nhân viên TTVH đến TBA KNT bị

sự cố trong phạm vi quản lý của TTVH:

+ Chuyển nguồn tự dùng xoay chiều tại TBA nếu lấy nguồn tự dùng từ máy biến

áp bị sự cố;

+ Kiểm tra tại hiện trường và báo cáo

+ Xử lý sự cố máy biến áp theo quy trình vận hành và xử lý sự cố máy biến áp do đơn vị quản lý vận hành ban hành

+ Hoàn thành báo cáo nhanh sự cố theo quy định

* Khôi ph ục máy biến áp sau sự cố:

- Đơn vị quản lý vận hành cử nhân viên sữa chữa, thí nghiệm đến TBA KNT để

kiểm tra, xử lý theo quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công thương ban hành, quy trình vận hành và xử lý sự cố máy biến áp do đơn vị quản

lý vận hành ban hành

- Điều độ viên cấp điều độ có quyền điều khiển thực hiện các thao tác xa và lệnh điều độ cho các nhân viên TTVH thực hiện thao tác tại chỗ các thiết bị không thể thực

hiện thao tác xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển

- Việc bàn giao thiết bị trước và sau khi xử lý sự cố được thực hiện giữa cấp điều

độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện, nhân viên TTVH và đơn vị

sửa chữa, thí nghiệm được cử tới TBA KNT thực hiện theo đúng các quy trình, quy định

hiện hành

* X ử lý quá tải thiết bị điện nhất thứ:

- Mức quá tải và thời gian cho phép quá tải của thiết bị nhất thứ (máy cắt, dao cách

ly, máy biến dòng điện, tụ bù dọc,…), ĐZ trên không, cáp lực và các thiết bị khác liên quan

phải căn cứ theo quy định của nhà sản xuất và các tài liệu của đơn vị quản lý vận hành

- Nhân viên TTVH phải báo cáo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện và các bên liên quan về mức quá tải (80%, 90%, 100%, 110%), thời gian cho phép quá tải, thời gian quá tải của thiết bị và ĐZ

* X ử lý quá áp thiết bị nhất thứ:

- Điện áp lớn nhất cho phép thiết bị nhất thứ vận hành lâu dài (máy biến áp, máy

cắt, dao cách ly, máy biến dòng điện, tụ bù dọc,…), ĐZ trên không, cáp lực và các thiết

bị khác liên quan phải căn cứ theo quy định của nhà sản xuất và các tài liệu của đơn vị

quản lý vận hành

- Nhân viên TTVH phải báo cáo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện và các bên liên quan nếu điện áp trên thiết bị điện cao quá

mức cho phép

* X ử lý sự cố nhảy máy cắt:

- Nhân viên TTVH báo cáo cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện thông tin thời điểm sự cố, tên đường dây, máy cắt nhảy, tín hiệu rơle

bảo vệ tác động, tình hình thời tiết khu vực

- Trực ban Công ty Truyền tải điện chỉ đạo nhân viên TTVH đến TBA KNT trong

phạm vi quản lý của TTVH kiểm tra tình trạng thiết bị

- Việc xử lý sự cố thực hiện theo quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công thương ban hành, quy trình vận hành và xử lý sự cố thiết bị

do đơn vị quản lý vận hành ban hành

- Việc bàn giao thiết bị trước và sau khi xử lý sự cố thực hiện giữa cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện, nhân viên TTVH và đơn vị sửa

chữa, thí nghiệm được cử tới TBA KNT được thực hiện theo đúng các quy trình, quy định hiện hành

- Hoàn thành báo cáo sự cố theo quy định

* X ử lý sự cố mất điện toàn TBA:

- Nhân viên TTVH báo cáo cấp điều độ có quyền điều khiển, trực ban Công ty Truyền tải điện về các tín hiệu, tình trạng thiết bị

- Trực ban Công ty Truyền tải điện chỉ đạo nhân viên TTVH đến TBA KNT trong

phạm vi quản lý của TTVH để kiểm tra và cùng phối hợp với điều độ viên cấp điều độ

có quyền điều khiển xử lý theo quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công thương ban hành

* X ử lý sự cố SCADA và viễn thông, công nghệ thông tin:

- Nhân viên TTVH báo cáo trực ban Công ty Truyền tải điện, đơn vị quản lý vận hành về các tín hiệu, tình trạng thiết bị SCADA và viễn thông, công nghệ thông tin Trực ban Công ty Truyền tải điện chỉ đạo nhân viên TTVH đến trực tại TBA KNT trong phạm

vi quản lý của TTVH để giám sát, thao tác và xử lý sự cố như TBA có người trực đồng

thời thông báo tình trạng sự cố SCADA và viễn thông, công nghệ thông tin với điều độ

cấp trên

- Trực ban Công ty Truyền tải điện có trách nhiệm thông báo các đơn vị liên quan

và yêu cầu triển khai khắc phục sự cố SCADA và viễn thông, công nghệ thông tin theo quy định quản lý vận hành hệ thống viễn thông và công nghệ thông tin trong EVNNPT

* Ki ểm tra, sửa chữa bất thường tại TBA KNT:

- Khi có cảnh báo xuất hiện tại các TBA KNT trong phạm vi quản lý của TTVH, nhân viên TTVH báo cáo trực ban Công ty Truyền tải điện và các bên liên quan theo quy định của đơn vị quản lý vận hành

- Nhân viên kiểm tra, sửa chữa, thí nghiệm, được cử đến để xem xét tình trạng bất thường phải báo cáo trực ban Công ty Truyền tải điện, đơn vị quản lý vận hành và được cho phép của nhân viên TTVH Việc kiểm tra, sửa chữa phải tuân thủ theo quy trình, quy định

* X ử lý cháy nổ tại TBA KNT:

- Khi có cháy nổ xảy ra trong TBA KNT, trực bảo vệ TBA KNT nhanh chóng thông báo trực ban Cảnh sát PCCC, nhân viên TTVH, trực ban Công ty Truyền tải điện, đơn vị quản lý vận hành

- Trực bảo vệ TBA KNT thực hiện việc chữa cháy ban đầu, dùng bình bọt, bình CO2,… để dập tắt đám cháy ở những nơi xa điện

- Nhân viên TTVH nhanh chóng đến hiện trường phối hợp với cấp điều độ có quyền điều khiển cô lập thiết bị ra khỏi lưới điện và vận hành hệ thống PCCC để dập lửa

- Khi có Cảnh sát PCCC đến hiện trường, trực bảo vệ TBA KNT hướng dẫn xe PCCC vào trạm, bảo vệ hiện trường Nhân viên TTVH làm biện pháp1 an toàn và bàn giao hiện trường chữa cháy cho lực lượng Cảnh sát PCCC, phối hợp chữa cháy dưới sự

chỉ huy của Cảnh sát PCCC

- Sau khi dập tắt đám cháy, nhân viên TTVH phối hợp với đơn vị quản lý vận hành báo cáo cấp trên và các đơn vị liên quan

2.4 Thống kê, phân tích sự cố tại các TBA trong Công ty Truyền tải điện 2

Khối lượng quản lý vận hành

Tính đến ngày 31/12/2016, EVNNPT-PTC2 quản lý 2.838km chiều dài đường dây trong đó:

- Đường dây 500kV: 1.228km; Đường dây 220kV: 1.610km

- Trạm biến áp:16 trạm biến áp với tổng dung lượng là 6.049MVA, trong đó có

Nh ận xét chung:

- Sự cố xảy ra trong các năm từ 2008 đến năm 2017 tăng giảm không theo xu

hướng, riêng năm 2016 sự cố trạm biến áp tăng đột biến so với năm 2015, tăng 07 vụ Các năm 2014 và 2015 sự cố trạm biến áp có xu hướng giảm dần

Hình 2.1 Bi ểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp giai đoạn 2008÷2017

- Sự cố trạm biến áp 500kV tăng cao vào các năm 2008 và 2016, riêng năm 2011

và năm 2015 không có vụ sự cố nào xảy ra

- Sự cố trạm biến áp 220kV tăng cao vào năm 2016

Hình 2.2 Bi ểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp 500kV và trạm biến áp 220kV

SỰ CỐ TBA500kV SỰ CỐ TBA 220kV

Nguyên nh ân sự cố trạm biến áp

- Sự cố trạm biến áp do nhiều nguyên nhân khác nhau gây ra trong đó chủ yếu là

do hư hỏng thiết bị nhất thứ, thiết bị nhị thứ, thao tác và nguyên nhân khác Nguyên nhân sự cố do nhị thứ chiếm tỷ lệ lớn nhất khoảng trên 58,7% tổng số vụ sự cố, cao nhất vào năm 2008 là 9 vụ, nguyên nhân sự cố do thiết bị nhất thứ đứng thứ hai, chiếm khoảng 17,39% tổng số vụ sự cố Sự cố do thao tác chiếm tỷ lệ khoảng trên 8,7%

B ảng 2.5 Thống kê nguyên nhân sự cố giai đoạn 2008÷2017

Nguyên

nhân sự cố Đơn vị tính

Do thiết bị nhất thứ Do thiết bị nhị thứ

Do thao tác

Nguyên nhân khác

2008 2009Năm 2010Năm 2011Năm Năm2012 Năm2013 2014Năm 2015Năm 2016Năm 2017Năm

BIỂU ĐỒ THỐNG KÊ NGUYÊN NHÂN SỰ CỐ

Do thiết bị nhất thứ Do thiết bị nhị thứ Do thao tác Nguyên nhân khác

- Thống kê chi tiết nguyên nhân sự cố trạm biến áp;

B ảng 2.6 Chi tiết nguyên nhân sự cố trạm biến áp giai đoạn 2008÷2017

Nguyên nhân sự cố Năm

Đánh giá, phân tích nguyên nhân và giải pháp giảm sự cố

a Nguyên nhân do thi ết bị nhất thứ

- Sự cố do nguyên nhân hư hỏng máy biến áp, kháng điện vẫn còn xảy ra năm

2014, hư hỏng kháng điện KH502/T500-ĐN Do thiết bị vận hành lâu năm từ tháng 5/1994 (tính đến nay đã hơn 20 năm vận hành) và suy giảm đột biến cách điện bên trong

- Sự cố do nguyên nhân hư hỏng biến dòng điện, biến điện áp nhìn chung đã giảm,

năm 2016 không xảy ra vụ sự cố nào liên quan đến hư hỏng biến dòng điện và biến

điện áp Sự cố do nguyên nhân hư hỏng biến dòng điện, biến điện áp giảm là do PTC2

đã triển khai thực hiện các giải pháp như đo điện áp nhị thứ TU kiểu tụ hàng tuần, giám sát 3U0, 3U2 trên rơ le và trên hệ thống máy tính, soi phát nhiệt thân TU, TI, các hộp đấu

dây nhị thứ Trong năm 2016 việc đo kiểm tra điện áp nhị thứ và soi phát nhiệt trong vận hành đã phát hiện một số TU không đảm bảo vận hành an toàn và đã kịp thời thay thế bằng TU mới (TU Trạm 500kV Dốc Sỏi, TU Trạm 220kV Sông Tranh 2 TU Trạm 220KV Dung Quất, 220kV Hòa Khánh Hiệp Hòa; TU275 trạm 220 kV Đồng Hới, TU176 trạm 220 kV Ba Đồn)

- Sự cố cáp trung áp vẫn còn xảy ra, các sự cố xảy ra do ngắn mạch đầu cáp liên quan đến phần tiếp giáp lớp bán dẫn, ngoài ra một số ít cáp bị phóng điện phần thân cáp PTC2 đã triển khai nhiều biện pháp ngăn ngừa sự cố như thay thế các đầu cáp đã

vận hành nhiều năm, kiểm tra phóng điện cục bộ PD, thuê các đơn vị làm đầu cáp chuyên nghiệp có nhiều kinh nghiệm thi công đầu cáp và gắn trách nhiệm các đơn vị làm đầu cáp trung áp khi xảy ra sự cố (gắn tên đơn vị, tên người làm đầu cáp,…), các biện pháp

này đã góp phần giảm các sự cố do nguyên nhân phóng điện cáp trung áp Ngoài ra PTC2 đang triển khai mua một số thiết bị kiểm tra online và thiết bị thí nghiệm cáp ở tần số thấp

- Sự cố tủ trung áp do ẩm xâm nhập vào cách điện gây phóng điện: nguyên nhân

sự cố do điều kiện thời tiết ẩm, chênh lệch nhiệt độ ngày và đêm lớn (mặc dù đã trang

bị điều hòa, hút ẩm cho nhà phân phối thiết bị 22 kV) và do các tủ trung áp này có nhiều khoang (khoang máy cắt, khoang thanh cái, khoang xuất tuyến) độc lập với không khí bên ngoài dẫn đến hiện tượng ẩm trong các khoang PTC2 đã thực hiện giải pháp thông các khoang này với nhau, lắp các quạt hút gió cưỡng bức công suất nhỏ để thông với không khí bên ngoài phòng có đặt hút ẩm và điều hòa nhằm tuần hoàn không khí Từ khi thực hiện giải pháp này vào năm 2012 cho đến nay sự cố tủ trung áp rất ít xảy ra, ngoài ra PTC2 đã thực hiện kiểm tra phóng điện cục bộ PD hàng năm để đánh giá tình hình vận hành của các tủ trung áp

b Nguyên nhân do thiết bị nhị thứ

- Sự cố nguyên nhân do nhị thứ xảy ra nhiều và chủ yếu tập trung vào nguyên nhân

hư hỏng mạch nhị thứ (do thi công đầu cáp, do cách điện giảm thấp,…), rơ le bảo vệ tác động sai, do rơ le bảo vệ nội bộ máy biến áp, do nhận tín hiệu truyền cắt từ đầu đối diện

- Nguyên nhân rơ le tác động sai có xu hướng gia tăng trong đó có nguyên nhân từ nhà sản xuất;

- Các sự cố do nguyên nhân rơ le nội bộ MBA và kháng điện đã giảm nhiều từ 2008 đến nay Để đạt được kết quả này, PTC2 áp dụng đồng thời nhiều biện pháp kỹ thuật như che chắn ngăn chặn nước hắt trực tiếp vào các rơ le nội bộ, tăng cấp bảo vệ IP cho

rơ le bảo vệ nội bộ, đo cách điện cáp nhị thứ và tiếp điểm kết hợp khi thí nghiệm định

kỳ máy biến áp,…

- Sự cố do nguyên nhân truyền cắt từ các đơn vị ngoài, chủ yếu là các Nhà máy điện vẫn còn xảy ra, PTC2 đã đề nghị các đơn vị quản lý vận hành đầu đối diện đường dây (nhà máy điện, các Tổng công ty điện lực,…) khi thực hiện các công tác cần có biện pháp cô lập mạch truyền cắt tại phía đầu đối diện hoặc tại các trạm biến áp để đảm bảo

vận hành tin cậy cho các máy cắt đóng khép vòng tại các trạm biến áp trong quá trình công tác

- Sự cố do nguyên nhân nhiễu tín hiệu xảy ra nhiều hơn trong một vài năm gần đây,

cơ chế gây nhiễu tín hiệu cũng chưa xác định cụ thể, sự cố do nhiễu xảy ra chủ yếu ở các trạm biến áp 500 kV khi có thao tác hoặc sự cố trên lưới, hoặc khi có chạm đất nguồn

một chiều Giải pháp trước mắt PTC2 đang thực hiện là lắp bổ sung rơ le trung gian

chặn nhiễu, về lâu dài sẽ yêu cầu các hãng kiểm tra đánh giá mức độ đáp ứng điều kiện

chống nhiễu theo tiêu chuẩn IEC của rơ le các hãng Giải pháp lắp rơ le trung gian cũng

đã phát huy được hiệu quả qua quá trình thí nghiệm và theo dõi trong vận hành, cho đến nay các trạm biến áp được lắp bổ sung rơ le trung gian chống nhiễu chưa xảy ra sự

cố nào do hiện tượng nhiễu gây ra

c Sự cố do thao tác

- Sự cố do thao tác vẫn còn xảy ra, một số sự cố có phạm vi ảnh hưởng rộng hơn như gây sa thải một lượng công suất khu vực miền, sự cố tại trạm 500 kV Đà Nẵng ngày 15/04/2016 khi thực hiện công tác nâng công suất MBA AT3 từ 125 MVA lên 250 MVA Các sự cố do vi phạm quy trình thao tác còn xảy ra mặc dù các đơn vị đã nỗ lực trong công tác đào tạo, bồi huấn, kiểm tra và sát hạch quy trình an toàn điện, quy trình thao tác hệ thống điện (sự cố đóng tiếp địa thanh cái 220 kV trạm 500 kV Thạnh Mỹ ngày 10/3/2016, sự cố nhảy các máy cắt nối thanh cái 110 kV trạm 500 kV Dốc Sỏi ngày 15/12/2016 khi thao tác chuyển đổi thanh cái), tăng cường chất lượng lập và duyệt

phương án thi công đặc biệt là phương án thi công phần nhị thứ

- Trạm biến áp 220kV Dung Quất: Khi thực hiện phiếu thao tác khôi phục thanh cái C11 và cô lập thanh cái C12, đến lệnh số 36: “Đóng dao tiếp địa 100-24” (đã thao tác tốt đóng dao tiếp địa 100-24 pha A và pha B; tiếp tục thực hiện thao tác đóng dao tiếp địa 100-24 pha C) thì xuất hiện sự cố Nguyên nhân do khi thao tác đóng dao tiếp địa 100-24 pha C trong khi DCL 171-2 pha C đang đóng

- Ngoài ra trên lưới Truyền tải còn xảy ra sự cố do thao tác nhầm tại Trạm biến áp 220kV Hoành Bồ: Lúc 01h15’ ngày 17/7/2017 khi thao tác đến hạng mục đóng DCL 100-3 thì có phóng điện tại DCL 100-3 gây sự cố Nguyên nhân do nhân viên vận hành thao tác “Đóng DCL 100-3, khi chưa cắt DTĐ 100-95”

Thông tin chi tiết từng sự cố đã được thống kê và phân tích tại phụ lục 5