Nghiên cứu xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành trạm biến áp không người trực thuộc công ty truyền tải điện

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
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
THUỘC CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN
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


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.
Tác giả luận văn

Võ Văn Toản


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

MỤC LỤC
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. Giới 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


CHƯƠNG 3. THIẾT KẾ, XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH HỖ TRỢ GIÁM SÁT
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)


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia. National Load Dispatching
Centre (NLDC)
A1
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Bắc. Northern Regional Load
Dispatching Centre (NRLDC)
A2
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Nam. Southern Regional Load
Dispatching Centre (SRLDC)

A3
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung. Central Regional Load
Dispatching Centre (CRLDC)
DCS
Distributed Control System: Hệ thống điều khiển phân tán
Dịch vụ Là dịch vụ bảo hành và sửa chữa phải được thực hiện trong vòng 24 giờ từ khi
24/7
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
A0

HMI
IEC
IEEE
ISO
IED

KNT

Human Machine Interface: Giao diện người dung
International Electrotechnical Commission: Uỷ ban Kỹ thuật Điện Quốc tế
Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ thuật Điện và
Điện Tử
International Organization for Standardization: Tổ chức tiêu chuẩn hóa
quốc tế
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,...

Không người trực

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
LAN


SAT
TTĐK
TBA
WAN

Site Acceptance Test: Thử nghiệm tại hiện trường
Trung tâm điều khiển
Trạm biến áp
Wide Area Network: Mạng kết nối diện rộng, dùng để kết nối giữa các

mạng cục bộ.


DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu
bảng
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6

Tên bảng
Thống kê hệ thống điều khiển bảo vệ của các TBA đang vận hành
Thống kê hệ thống mạng
Danh mục các TTVH và các TBA KNT theo bảng tổng hợp sau
Thống kê sự cố giai đoạn 2008÷2017
Thống kê nguyên nhân sự cố giai đoạn 2008÷2017
Chi tiết nguyên nhân sự cố trạm biến áp giai đoạn 2008÷2017

Trang
13
14
15
25
27
28

DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
hình
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
2.1.
2.2.
2.3.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.5.
4.6.
4.7.
4.8.
4.9.
4.10.
4.11.
4.12.
4.13.
4.14.
4.15.
4.16.

4.18.
4.19.

Tên hình
Mô hình tổ chức giám sát, điều khiển xa các TBA 220kV từ các
Trung tâm điều độ Miền và Điều độ phân phối
Sơ đồ kết nối tín hiệu SCADA
Sơ đồ kết nối tín hiệu giám sát TBA
Sơ đồ kết nối kênh thông tin liên lạc
Biểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp giai đoạn 2008÷2017
Biểu đồ thống kê sự cố trạm biến áp 500kV và trạm biến áp 220kV
Biểu đồ thống kê nguyên nhân sự cố
Sơ đồ cấu trúc hệ thống giám sát vận hành
Sơ đồ thuật toán tổng quát quá trình điều khiển và xử lý dữ liệu
Sơ đồ thuật toán tổng quát quá trình điều khiển và xử lý dữ liệu
Bổ sung liên động thao tác thiết bị từ hệ thống camera
Sơ đồ mặt bằng Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi năm 2018
Sơ đồ nối điện Trạm biến áp 220kV Quảng Ngãi năm 2018
Sơ đồ tổng thể hệ thống ĐKT
Chương trình xử lý ảnh nhiệt
Chương trình xử lý nhận dạng DCL mở.
Chương trình xử lý nhận dạng DCL đóng.
Chương trình xử lý nhận dạng DTĐ đóng.
Chương trình xử lý nhận dạng DTĐ mở.
Modul Arduino UNO
Modul relay 8 kênh
Modul kết nối máy tính camera và hệ thống ĐKTH.
Bộ RTU560 kết nối tín hiệu lên HT ĐKTH
Card iuput mở rộng 520BID01.
Bản vẽ sơ iuput mở rộng 520BID01

Bản vẽ đấu nối tín hiệu
Giao diện lập trình bổ sung tín hiệu alarm
Giao diện HMI thực hiện bổ sung tín hiệu giám sát
Giao diện thao tác thiết bị

Trang
7
10
10
11
26
26
27
33
38
40
42
44
45
46
47
48
48
49
49
50
51
52
52
53

53
54
55
56
57


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn 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. Mục 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.


2
- 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 Phạm vi nghiên cứu
Trạm biến áp không người trực và trung tâm vận hành lưới Công ty Truyền tải
điện 2
4. Nội 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
chế sự cố.
- Thiết kế, xây dựng chương trình hỗ trợ giám sát vận hành Trạm biến áp không

người trực trên lưới điện Truyền tải nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
- Mô hình áp dụng vào thực tế vận hành.
5. Tên Đề tài
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. Bố 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


3
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.
Vai 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


4
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


5
(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.


6
- 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
Vị 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]


7

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

Lệnh điều độ
Thông tin vận hành

Thao tác điều khiển xa thiết bị từ TTĐĐ
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


8
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. Trực 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. Tổ 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


9
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


10
Kết 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 SCADA trực tiếp theo quyền điều khiển

Kết nối Remote console của HT SCAD Điều độ

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
Kết 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


11
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.
Kết 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.
Kết 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


12
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 .


13
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:
Bảng 2.1. Thống kê hệ thống điều khiển bảo vệ của các TBA đang vận hành
Hệ thống giám sát,
Giao thức
TT
Tên trạm
điều khiển
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
Trạm biến áp 220kV Ngũ Hành
7
ĐKMT - Pacis
61850/60870-5-101
Sơn
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
Trạm biến áp 220kV Sông Tranh
10
ĐKMT - @Station
61850/60870-5-101
2
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


14
c. Hiện trạng hệ thống viễn thông và công nghệ thông tin phục vụ điều khiển xa

và trạm biến áp không người trực
+ Hệ thống mạng
Công ty đã tiến hành xây dựng mạng LAN và kết nối tất cả các đơn vị trực thuộc
vào mạng WAN của công ty phục vụ các ứng dụng công nghệ thông tin nội bộ của Công
ty và dịch vụ Hội nghị truyền hình.
Bảng 2.2. Thống kê hệ thống mạng
STT
1
2
3
4
4
5
6
7

Đơn vị
TTĐ Quảng Bình
TTĐ Quảng Trị
TTĐ Huế
TTĐ Quảng Nam
TTĐ Đà Nẵng
TTĐ Quảng Ngãi
TTĐ Kontum
Văn phòng Công ty

Mạng
LAN
√
√

√
√
√
√
√
√

Kết nối
WAN

Internet

2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
100 Mbps

2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps
2 Mbps

Công ty đã có kết nối vào mạng WAN của EVN với đường truyền 100Mbps kết
nối vào A3.
Kênh truyền internet của nhà cung cấp dịch vụ tốc độ 2Mbps và chỉ dùng để cung
cấp Internet cho người sử dụng.
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


15
người đối với mỗi trạm như sau:
+ 22 người/ 01 trạm biến áp 500kV.
+ 17 người/ 01 trạm biến áp 220kV.
- Theo quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia đã được phê duyệt, trong thời gian
tới, số lượng các trạm biến áp 220kV, 500kV do PTC2 quản lý vận hành sẽ tăng nhiều.
Để vận hành hệ thống điện lớn như vậy và đặc biệt để phục vụ thị trường bán buôn điện
cạnh tranh, cần thiết phải nâng cấp cải tạo lưới điện truyền tải sử dụng các công nghệ

mới về tự động hóa và hệ thống viễn thông, xây dựng các TTVH để nâng cao khả năng
giám sát và điều khiển lưới điện truyền tải do PTC2 quản lý.
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
Kế 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:
Bảng 2.3. Danh mục các TTVH và các TBA KNT theo bảng tổng hợp sau
Tiến độ
thao tác
No Stt
Ví trí đặt Tổ TTLĐ
TBA quản lý
xa
1
Trạm 220kV Ngũ Hành Sơn
2018
2
1 Trạm 220kV Ngũ Hành Sơn Trạm 220kV Hòa Khánh
2018
3
Trạm 220kV Hải Châu (2019)
2019
4

Trạm 220kV Đồng Hới
2017
2
Trạm 220kV Đồng Hới
5
Trạm 220kV Ba Đồn
2017
6
Trạm 220kV Phong Điền (2018)
2018
7
3
Trạm 220kV Phong Điền Trạm 220kV Huế
2020
8
Trạm 220kV Đông Hà
2018
9
Trạm 220kV Tam Kỳ
2018
4
Trạm 220kV Tam Kỳ
10
Trạm 220kV Duy Xuyên (2020)
2020
11
Trạm 220kV Quảng Ngãi
2018
12 5
Trạm 220kV Dung Quất Trạm 220kV Dung Quất

2019
13
Trạm 220kV Dung Quất 2 (2019)
2019
14 6
Trạm 220kV Lao Bảo
Trạm 220kV Lao Bảo (2019)
2019