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

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

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


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

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
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. VÕ HOÀNG DUY

TP. HỒ CHÍ MINH, THÁNG 03 NĂM 2016


CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

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)

TT
1
2
3
4
5

Họ và tên
TS. Huỳnh Châu Duy
PGS.TS. Trần Thu Hà
TS. Dương Thanh Long
TS. Trần Thanh Phương
TS. Trương Đình Nhơn

Chức danh Hội đồng
Chủ tịch
Phản biện 1
Phản biện 2
Ủy viên
Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được
sửa chữa (nếu có).
Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

Huỳnh Châu Duy


TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM
PHÒNG QLKH – ĐTSĐH

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
TP. HCM, ngày 05 tháng 01 năm 2016

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
(Họ tên và chữ ký)

KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH
(Họ tên và chữ ký)

i

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


ii

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
và công tác.

Cuối cùng xin cám ơn tất cả những người bạn đã kề vai sát cánh cùng tôi
trong suốt thời gian qua.
TP. Hồ Chí Minh, tháng 01 - 2016
Học viên thực hiện
Huỳnh Minh Sang


iii

TÓM TẮT
Với xu thế lưới điện phát triển ngày càng mạnh mẽ khu vực TPHCM, số trạm
biến áp 110kV ngày càng nhiều, việc xây dựng các trạm biến áp không người trực
là xu hướng tất yếu, 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.
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.


iv

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.


v

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


vi

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


vii

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


viii

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


ix

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


x

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
SCADA
ADSL
CIMDB
CIM
DA
DL
ĐTXD
EG
EN
ER
FAT
GIS
GSM/3G/GPRS

HIS
HMI
IEEE
IMIS
IED

IEC
ISO
IP

Dịch vụ 24/7

LF

Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống Giám sát
Điều khiển Và Thu thập Dữ liệu
Asymmetric Digital Subscriber Line: Kênh thuê bao số không
đối xứng
CIM Database: Cơ sở dữ liệu theo mô hình thông tin chung
Common Information Model: Mô hình thông tin chung
Data Acquisition: Thu thập dữ liệu
Data Link: Kết nối dữ liệu
Đầu tư xây dựng
Engineering: Tác nghiệp kỹ thuật
E-Notification: Dịch vụ thông báo qua mạng máy tính
E-Report: Dịch vụ báo cáo tự động qua mạng máy tính
Factory Acceptance Test: Thử nghiệm xuất xưởng
Geographic Information Systems: Hệ thống thông tin quản lý
vận hành trên bản đồ số
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
Historical Information System: Hệ thống thông tin quá khứ
Human Machine Interface: Giao diện người dùng
Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật
Điện và Điện Tử
Integrated Metering Information System: Hệ thống thông tin
đo đếm tích hợp (Hệ thống thu thập dữ liệu và quản lý đo đếm)
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,...
International Electro technical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật
Điện Quốc tế
International Organization for Standardization: Tổ chức tiêu
chuẩn hóa quốc tế
Internet Protocol: Giao thức internet
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
Load Forecast: Dự báo phụ tải


xi

LAN

A2
OCC
PB
RTDB
RTU
RP
SMS
SAT
EVN-HCMC
EVN
WP
WAN
SAS

A2
BCU
CPU
EVN
EVNHCMC
Gateway
HMI
IED
IEC
LĐCT
MBA
OCC
PCCC
TBA
TTĐĐ
VTTB
HTPP

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, …)
Southern Regional Load Dispatching Centre (SRLDC): Trung
tâm Điều độ Hệ thống điện miền nam
Operations Control Center: Trung tâm giám sát vận hành
Playback: Tái hiện quá khứ
Real-time Database: Cơ sở dữ liệu thời gian thực
Remote Terminal Unit: Thiết bị đầu cuối, ví dụ cổng giao tiếp
dữ liệu của hệ thống SCADA trong trạm biến áp truyền thống
Report: Báo cáo
Short Message Service: Dịch vụ tin nhắn

Site Acceptance Test: Thử nghiệm tại hiện trường
Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh
Vietnam Electricity, Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Web Portal: Cổng dữ liệu vận hành trên web
Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối
giữa các mạng cục bộ.
Substation Automation System: Hệ thống tự động hóa trạm
biến áp
Trung tâm Điều độ HTĐ miền Nam
Bộ điều khiển mức ngăn
Bộ xử lý trung tâm
Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Tổng công ty Điện lực Tp.HCM
Thiết bị giao tiếp
Giao điện người – máy
Thiết bị điện tử thông minh
Ủy ban kỹ thuật điện quốc tế
Công ty Lưới điện cao thế Tp.HCM
Máy biến áp
Trung tâm giám sát vận hành lưới điện
Hệ thống Phòng cháy chữa cháy
Trạm biến áp
Trung tâm Điều độ HTĐ TP.HCM
Vật tư thiết bị
Hệ thống phân phối


xii

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


xiii

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


1

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


2

Điện lực TPHCM.
- Đề xuất giải pháp cải tạo trạm truyền thống thành trạm không người trực
1.3 NHỮNG NGHIÊN CỨU CƠ BẢN CỦA ĐỀ TÀI
Trong đề tài này, phần đầu tiên sẽ giới thiệu tổng quan về lưới điện khu vực
TPHCM cũng như sơ lược một số trạm không người trực các nước trong khu
vực. Do trạm không người trực lần đầu tiên được triển khai nên việc tham
khảo, tìm hiểu về các tram tương tự tại các nước trong khu vực là rất cần
thiết.
Tiếp theo đề tài sẽ giới thiệu các giải pháp công nghệ có thể áp dụng tại trạm
không người trực về bố trí thiết bị điện, thiết bị thông tin SCADA, PCCC, an
ninh, đồng thời cũng nêu lên sự khác biệt giữa trạm truyền thồng và trạm
không người trực để từ đó đề xuất bộ tiêu chí trạm không người trực để áp
dụng trong việc thiết kế các trạm xây dựng mới cũng như cải tạo các trạm
truyền thống thành trạm không người trực.
Phần kết luận đề tài sẽ nêu kết quả của việc triển khai áp dụng bộ tiêu chí
thông qua đề xuất giải pháp cải tạo 01 trạm truyền thống thành trạm không
người trực cũng như hướng phát triển của đề tài.


3

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN
2.1. 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
1
2

3
4
5
6
7

Nhà máy điện
Nhiệt điện dầu Thủ Đức
Gasturbin Thủ Đức
Hiệp Phước
Thủy điện Trị An
Phú Mỹ
Nhơn Trạch 1
Nhơn Trạch 2

Công suất đặt (MW)

Nhiên liệu

157.00
104.50
375.00
400.00
4,166.20
450.00
750.00

FO
DO
Khí

Khí
Khí
Khí

2.1.2 Về lưới điện:
Lưới điện truyền tải cấp điện cho khu vực TP.HCM bao gồm các trạm biến áp
và đường dây ở cấp điện áp 500 kV, 220 kV và 110 kV
Lưới điện 500kV:
- Các ĐD 500kV cấp điện cho TP. HCM được bố trí liên kết mạch vòng xung
quang thành phố từ Phú Mỹ - Sông Mây – Tân Định – Cầu Bông – Phú Lâm
– Nhà Bè – Phú Mỹ. Đây là mạch vòng “ngoài” cấp điện quan trọng cho
TP.HCM và khu vực phụ cận, các đường dây này thuộc quản lý của Công ty
Truyền tải Điện 4. Khối lượng đường dây 500kV hiện hữu cấp điện cho
TP.HCM vào khoảng 2400km đường dây.
- Các trạm 500kV cấp điện chính cho khu vực TP.HCM bao gồm 5 trạm
500kV Phú Lâm, Nhà Bè, Tân Định, Sông Mây, Cầu Bông do Công ty
Truyền tải Điện 4 quản lý


4

Lưới điện 220kV:
- Nguồn 220kV khu vực TP.HCM nhận điện từ 0 trạm 500/220kV Phú Lâm,
Nhà Bè, Tân Định và trực tiếp từ các nhà máy điện Phú Mỹ và Nhơn Trạch
qua các đường dây 220kV Phú Mỹ – Cát Lái , Nhơn Trạch – Cát Lái, Phú
Mỹ – Long Thành – Long Bình.
- Các đường dây 220kV có tổng công suất truyền tải ước khoảng 10.500MVA,
đáp ứng đủ và dự phòng cho phụ tải khu vực TP.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


5

Lưới điện 110kV:
- Tổng quy mô đường dây 110kV hiện hữu khu vực TP.HCM khoảng 480km
(quy về 1 mạch), trong đó phần lớn được sử dụng dây dẫn từ 240mm2 trở
lên, một số đường dây có tiết diện lớn tương đương 400mm2, cáp nhầm
1200mm2 . Tuy nhiên vẫn còn tồn tại một số đường dây sử dụng dây có tiết
diện nhỏ từ 185mm2 trở xuống, tồn tại nhiều điểm rẽ T không linh hoạt trong
quản lý vận hành. Các đường dây 110kV do Tổng công ty quản lý bao gồm
80 đường dây/nhánh rẽ, có tổng chiều dài là 6 4,4 km; trong đó có

,51

km cáp ngầm 110kV. Tổng công suất truyền tải của các đường dây 110kV
ước khoảng 7.400MVA (tương đương 7.0 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


6

lưới điện. Đặc biệt là vận hành các trạm truyền thống Để giảm chi phí vận hành và
để tăng cường độ ổn định lưới điện, cần thiết phải thực hiện từng bước tự động hóa
trong công tác vận hành các trạm biến áp 110Kv đồng thời nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện, độ ổn định lưới điện bằng cách tự động hóa và vận hành các trạm biến áp
ở chế độ trạm không người trực.
Do đó việc xây dựng bộ tiêu chí trạm biến áp 110kV không người trực cho các
trạm xây dựng mới, cũng như phương án cải tạo các trạm hiện hữu để tiến tới thực
hiện trạm không người trực là rất cần thiết.
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).
2.1.3.2 Trạm và trụ:
Các trạm trên lưới điện phân phối được sử dụng bao gồm trạm treo, trạm giàn,
trạm một cột, trạm compact, trạm padmount, trạm ngầm; trụ điện trung thế chủ yếu
sử dụng trụ bê tông ly tâm.
2.1.3.3 Tụ bù:
Trên lưới điện phân phối sử dụng các tụ bù tĩnh và ứng động theo thời gian
dung lượng chuẩn.
2.1.3.4 Thiết bị đóng cắt:
Về thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối như Recloser, LBS, RMU… hầu
hết chưa được trang bị RTU để có thể thực hiện thao tác đóng cắt từ xa cũng như đáp
ứng yêu cầu về tự động hóa lưới điện. Hiện tại, việc thao tác các thiết bị đóng cắt này
vẫn được thực hiện thủ công tại chỗ.


7

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 selfhealing 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


8

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.
2.1.4.4 Trạm truyền tải:
Trạm truyền thống (AIS) chủ yếu là các trạm đã xây dựng lâu hoặc trạm mới
xây dựng tại các khu vực ngoại thành, có diện tích đất rộng.
Trạm cách điện khí (GIS) được áp dụng từ năm 1997, xây dựng trong khu vực
nội thành nhằm giảm thiểu diện tích, cũng như tăng mỹ quan và đảm bảo an toàn
trong khu dân cư. Đối với trạm 110 kV thì sử dụng loại

pha chung (three phase)