Quá trình triển khai thực hiện chuyển đổi mô hình trạm 110kV không người trực vận hành

Ngày đăng : 10/06/2022

Tóm tắt: Tiến tới thực hiện công nghiệp hóa – hiện đại hóa, trong đó việc vận hành thiết bị ở chế độ tự động hóa tại các trạm biến áp 220/110kV qua hệ thống SCADA là bước tiến lớn trong công tác vận hành lưới điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam nói chung và của Tổng Công ty Điện lực Tp.HCM nói riêng. Được sự cho phép của các cơ quan chức năng, Tổng Công ty Điện lực Tp.HCM đã triển khai thực hiện từ thí điểm trạm biến áp 110kV Tân Sơn Nhất theo mô hình không người trực cho đến triển khai rộng cho toàn lưới điện 110kV trên địa bàn Thành phố Hồ Chí Minh. Đến nay, Tổng công ty Điện lực TP HCM đã đạt 100% trạm điều khiển xa, trong đó 87% trạm 110kV chuyển đổi sang không người trực vận hành.

I. Hiện trạng các trạm biến áp 110kV trước khi chuyển đổi mô hình trạm không người trực:   

1. Về thiết bị nhất thứ: Thiết bị vận hành lâu năm, không đồng bộ: thiết bị đóng cắt truyền thống ngoài trời – thiết bị GIS[1] trong nhà – thiết bị GIS ngoài trời; Máy biến áp lực với nhiều gam dung lượng (63 – 40 – 25 – 16 MVA) và nhà sản xuất khác nhau; hệ thống rơ le nhiều chủng loại.
2. Về hệ thống điều khiển bảo vệ: (1) Đối với các trạm kết nối máy tính Gateway, mỗi ngăn lộ 110kV được trang bị 02 BCU[2] (một chính và một dự phòng) được thiết kế 4 mức điều khiển tại thiết bị, ngăn lộ (tủ điều khiển bảo vệ), hệ thống máy tính trạm và hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ hệ thống điện đồng thời trang bị relay kỹ thuật số đáp ứng quy định của Tập đoàn. Các relay có khả năng giao tiếp theo tiêu chuẩn IEC 61850 và kết nối với 02 máy chủ (sever Main 1, 2, Historical, Engineering, Gateway) nên có độ dự phòng cao; Máy tính Gateway kết nối về các Trung tâm Điều độ theo giao thức IEC 60870-5-101; (2) Đối với các trạm kết nối RTU, mỗi ngăn lộ đấu nối trực tiếp với RTU (Remote Terminal Unit): được thiết kế 03 mức điều khiển tại thiết bị, ngăn lộ (tủ control panel) và hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ hệ thống điện, RTU kết nối theo giao thức IEC 60870-5-101.
3. Về hệ thống truyền dẫn thông tin: Tín hiệu SCADA từ trạm biến áp về các Trung tâm điều độ được kết nối vào mạng cáp quang của Tổng công ty Điện lực TP HCM thông qua thiết bị truyền dẫn quang tại trạm (UMUX). Đường truyền cáp quang được thiết kế vòng (02 đường) và độc lập về vật lý.
4. Về hệ thống phòng cháy, chữa cháy: (1) Các trạm được lắp đặt hệ thống báo cháy tự động với các đầu báo khói, đầu báo nhiệt, camera quan sát trong nhà tại các máy biến áp, cáp ngầm, thiết bị GIS; hệ thống thông gió tự động; toàn bộ dây tín hiệu đều được đi âm tường. Hệ thống cáp điều khiển động lực và tín hiệu đều được sắp xếp và bố trí trên máng treo cáp tại trần nhà hoặc mương cáp nhị và sơn chống cháy cáp lực; (2) Một số trạm đã được lắp đặt hệ thống chữa cháy tự động bằng nước cho máy biến áp và tầng hầm cáp (hệ thống phun sương) như Tân Sơn Nhất, Nam Sài Gòn 1, Bình Lợi,... Bên trong phòng thiết bị và dọc theo hành lang có bố trí các bình chữa cháy bột tổng hợp ABC loại 4kg và 25kg.
5. Phần thiết kế kiến trúc, xây dựng: (1) Đối với các trạm bố trí thiết bị ngoài trời như: Nam Sài Gòn 1, Phú Mỹ Hưng, Linh Trung 1, Linh Trung 2 …Các thiết bị 110kV, MBT lực MBT tự dùng, tụ bù được bố trí ngoài trời, các thiết bị 24kV thiết bị điều khiển bảo vệ, thiết bị thông tin liên lạc bố trí trong nhà điều hành; (2) Đối với các trạm GIS như: Tân Sơn Nhất, Đakao, Bến Thành,... Bố trí thành 03 tầng: tầng hầm bố trí các loại cáp ngầm 110kV, 24kV, 220/380V; tầng trệt bố trí tủ trung thế 24kV, máy biến áp tự dùng 24kV, cuộn kháng, tụ bù, hệ thống bơm nước PCCC; tầng một bố trí thiết bị GIS 110kV, thiết bị điều khiển bảo vệ, thiết bị thông tin liên lạc, riêng máy biến áp lực được bố trí trong nhà hoặc ngoài trời. (3) Hàng rào cao từ 2,8 - 3,5m, mương cáp, bể thu dầu, hệ thống thoát nước,… có kết cấu bằng bê tông cột thép và xây gạch.
6. Về hệ thống camera giám sát, an ninh: Thiết bị camera quan sát được lắp đặt tại cổng chính, sân ngắt 110kV, phòng GIS và các phòng thiết bị để nhận biết người ra vào trạm, vào sân ngắt thiết bị, vào phòng hợp bộ và tầng hầm. Ngoài ra, trạm còn được trang bị hệ thống chống đột nhập xung quanh tường rào kết hợp với 04 camera quan sát.
7. Về công tác vận hành trạm: Tổng số điều hành viên của trạm là 9 người, bao gồm trưởng trạm và làm việc theo chế độ 3 ca 4 kíp (2 người/ca). Tất cả các thao tác vận hành được thực hiện tại trạm theo lệnh của cấp điều độ có quyền điều khiển theo phân cấp.

II. Quá trình chuẩn bị chuyển đổi mô hình không người trực:

Từ cuối năm 2013, Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã đưa vào giám sát và thí điểm điều khiển từ xa trạm 110kV Tân Sơn Nhất thông qua hệ thống SCADA đặt tại Trung tâm Điều độ Hệ thống điện. Đây là bước đi đầu tiên và quan trọng vì nó giúp kiểm tra và hoàn thiện độ ổn định, tin cậy trong hoạt động và kết nối giữa hệ thống SCADA, hệ thống thông tin và hệ thống máy tính tại trạm. Song song đó, Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã ban hành bộ tiêu chí xây dựng trạm 110kV điều khiển từ xa theo mô hình không người trực vận hành. Bộ tiêu chí này bổ sung các yêu cầu, giải pháp kỹ thuật chính liên quan đến phần kỹ thuật điện và xây dựng dựa trên các quan điểm: (1) vận hành, cung cấp điện ổn định và tin cậy, (2) an toàn về phòng chống cháy nổ, (3) đảm bảo an ninh trật tự, chống đột nhập và phá hoại.

Năm 2014, Tổng công ty Điện lực TP.HCM tổ chức hai đoàn công tác tham quan học tập về công tác trạm không người trực tại Nhật Bản và Malaysia. Kinh nghiệm thu thập sau chuyến tham quan được đúc kết và cập nhật trong các tiêu chí hiện hành, làm cơ sở để các đơn vị trực thuộc thống nhất triển khai áp dụng trong các dự án xây dựng mới hoặc cải tạo trạm hiện hữu theo mô hình không người trực vận hành và áp dụng thực tiễn cho trạm biến áp thí điểm mô hình này khi đó là Tân Sơn Nhất.

Thực hiện nhiệm vụ được phân công tại Quyết định số 2324/QĐ-BCĐ ngày 19/03/2014 của Ban Chỉ đạo phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam – Bộ Công thương, Tổng công ty Điện lực TP.HCM đã xây dựng đề án thí điểm Trung tâm Điều khiển từ xa đặt tại Trung tâm Điều độ hệ thống điện. Đề án này đã được Cục Điều tiết Điện lực – Bộ Công Thương xem xét và chấp thuận đưa vào vận hành thí điểm Trung tâm Điều khiển từ tháng 04/2015. Đây là bước tiến quan trọng đến việc mở rộng mô hình trạm không người trực trong tương lai.

Với việc xây dựng hoàn tất và đưa vào vận hành Trung tâm Điều khiển từ xa (OCC), Trung tâm giám sát vận hành (OSC), quy mô trạm không người trực không ngừng tăng theo từng năm. Đến cuối năm 2020, tổng số trạm biến áp áp dụng mô hình không người trực tại Tổng công ty Điện lực TP.HCM là 48 trạm; trong năm 2020 đã thực hiện tổng cộng: 2.878 lượt thao tác từ xa lưới điện 110 kV, trong đó có 2.861 lượt thành công (đạt tỷ lệ 99,41%); đối với lưới 24 kV gồm có 18.493 lượt thao tác từ xa, trong đó có 18.299 lượt thành công (đạt tỷ lệ 98,95%); cũng như chưa ghi nhận bất cứ trường hợp bất thường trong vận hành hoặc mất an ninh trạm.

III. Công tác triển khai để hoàn thiện mô hình trạm không người trực: Nhằm hoàn thiện mô hình trạm không người trực, đáp ứng mục tiêu chuyển đổi 100% trạm biến áp vận hành chế độ không người trực, Tổng công ty Điện lực TP HCM đề ra 04 công tác cần triển khai thực hiện, cụ thể như sau:

1. Hoàn thiện phần điện và xây dựng tại các trạm biến áp 110kV: (1) Hệ thống giám sát vận hành thiết bị từ xa (OSC – Operation Control Center): lắp đặt các màn hình console tại Công ty Lưới điện Cao thế để theo dõi tình trạng vận hành của thiết bị. Các màn hình console có khả năng hiển thị và cảnh báo như hệ thống máy tính tại trạm; (2) Hệ thống giám sát an ninh: bổ sung thêm thiết bị camera để có thể quan sát tất cả các khu vực trong trạm. Dữ liệu hình ảnh được truyền về Công ty Lưới điện Cao thế và chia sẻ tại Trung tâm Điều độ hệ thống điện; (3) Hệ thống PCCC: thu thập tín hiệu tại tủ báo cháy trung tâm và truyền về Sở Cảnh sát PCCC; (4) Kiến trúc trạm: cải tạo tường rào cao 4m, bố trí khu vực trực bảo vệ tại sảnh nhà điều hành với đẩy đủ cơ sở vật chất cần thiết (bàn, ghế, màn hình giám sát camera,..), lắp vách ngăn phân cách khu vực trực bảo vệ với khu vực có thiết bị điện, sơn cảnh báo,…
2. Tổ chức lực lượng bảo vệ trạm: (1) Tổ chức thuê lực lượng bảo vệ chuyên nghiệp làm việc theo chế độ 2 ca 3 kíp (2 người/ca), nhằm tăng cường đảm bảo an ninh trạm cũng như đáp ứng quy định hiện hành về phòng cháy chữa cháy (lực lượng chữa cháy tại chỗ được thay thế bằng nhân viên bảo vệ); (2) Lực lượng bảo vệ được xác minh lý lịch đầy đủ, đáp ứng các quy định theo Nghị định số 96/2016/NĐ-CP ngày 01/7/2016; được cơ quan chức năng đào tạo và cấp chứng chỉ huấn luyện nghiệp vụ về công tác PCCC, công tác vệ sinh lao động; được Công ty Lưới điện cao thế bồi huấn và kiểm tra sát hạch về an toàn điện cho các nhân viên bảo vệ; (3) Các nhân viên bảo vệ tham gia diễn tập trong phương án PCCC và phương án bảo vệ an ninh trạm; (4) Lập Tổ phản ứng nhanh để kiểm tra thường xuyên và đột xuất công tác an ninh, an toàn trạm.
3. Xây dựng các quy định, quy trình nội bộ về công tác trạm không người trực:

(1) Quy trình phối hợp vận hành Trung tâm điều khiển giữa Trung tâm Điều độ HTĐ và A2 (ban hành cùng với A2);

(2) Hướng dẫn xử lý sự cố trạm biến áp 110kV không người trực;

(3) Quy trình quản lý kỹ thuật – vận hành trạm biến áp 110kV không người trực;

(4) Nội quy khi công tác trong trạm biến áp 110kV không người trực;

(5) Nội quy về an toàn phòng cháy và chữa cháy tại trạm biến áp 110kV không người trực;

(6) Phương án phòng chống lụt bão;

(7) Phương án bảo vệ an ninh trạm biến áp 110kV không người trực (có thỏa hiệp và diễn tập với chính quyền địa phương);

(8) Phương án chữa cháy cơ sở (PCCC), trong đó lực lượng chữa cháy tại chỗ được thay thế bằng nhân viên bảo vệ và vẫn duy trì 2 người/ca. Phương án này đã được cơ quan có thẩm quyền thỏa thuận phê duyệt và tổ chức diễn tập.

4. Kiện toàn công tác tổ chức đánh giá chuyển đổi mô hình vận hành

    Đây là khâu cuối cùng trước khi chính thức chuyển đổi sang mô hình trạm không người trực. Sau khi hoàn tất các công tác hoàn thiện, các trạm biến áp 110kV được đánh giá theo các tiêu chí đề ra thông qua 02 cấp: (1) Cấp cơ sở: bao gồm các phòng, Đội liên quan trực thuộc Đơn vị quản lý vận hành (Công ty Lưới điện cao thế TP HCM). Hội đồng đánh giá cấp cơ sở có nhiệm vụ: (i) tổ chức kiểm tra, đánh giá và báo cáo Tổng công ty Điện lực TP HCM về đề xuất chuyển đổi trạm sang không người trực vận hành; (ii) trực tiếp giải trình khi Hội đồng đánh giá cấp Tổng công ty Điện lực TP HCM kiểm tra; (2) Cấp Tổng công ty Điện lực TP HCM: bao gồm các Ban chức năng liên quan, Trung tâm Điều độ hệ thống điện và Công ty Lưới điện cao thế. Hội đồng đánh giá cấp Tổng công ty Điện lực TP HCM có nhiệm vụ: (i) tổ chức kiểm tra công tác đánh giá của Hội đồng đánh giá cấp cơ sở, phù hợp với tiêu chí xây dựng trạm không người trực của Tổng công ty Điện lực Tp.HCM và đáp ứng các quy định, quy trình đã ban hành; (ii) trình lãnh đạo Tổng công ty Điện lực TP HCM công nhận chuyển đổi trạm sang mô hình vận hành không người trực.

IV. Bài học kinh nghiệm

1. Về công tác vận hành

    a) Chức năng giám sát, điều khiển từ xa đóng vai trò quan trọng trong công tác vận hành trạm không người trực, do đó cần đảm bảo hoạt động ở mức độ ổn định và tin cậy cao. Để đạt được mục tiêu này, Tổng công ty Điện lực TP HCM đã thực hiện:

    (1) Trang bị hệ thống điều khiển máy tính trạm có độ dự phòng cao (01 Main + 01 Backup cho mỗi server);

    (2) Kết nối thu thập tín hiệu SCADA từ trạm về Trung tâm bằng 02 đường truyền cáp quang, độc lập về vật lý;

    (3) Lắp đặt các màn hình console tại Công ty Lưới điện Cao thế để có thể giám sát tình trạng vận hành thiết bị từ xa. Các màn hình console có khả năng thu thập và hiển thị như hệ thống máy tính trạm;

    (4) Các thông số vận hành được tự động ghi nhận và xuất thành các biểu mẫu báo cáo (log-sheet), hạn chế cập nhật thủ công;

    (5) Tăng cường đào tạo, nâng cao khả năng làm chủ công nghệ đối với hệ thống điều khiển máy tính trạm, kênh truyền và hệ thống SCADA trung tâm để phục vụ công tác bảo trì, bảo dưỡng khi cần thiết.

    b) Xây dựng quy trình, quy định nội bộ về vận hành trạm không người trực:

    (1) Quy trình phối hợp điều khiển giữa A2 và Trung tâm Điều độ (Trung tâm điều khiển);

    (2) Quy trình phối hợp vận hành giữa Trung tâm Điều độ (Trung tâm Điều khiển) và Tổ vận hành trạm không người trực của Công ty Lưới điện Cao thế;

    (3) Quy trình quản lý kỹ thuật trạm không người trực, trong đó chú trọng đến tần suất, thời gian và kiểm tra phải phù hợp với thực tiễn áp dụng (về nhân lực, khoảng cách địa lý đến trạm,…);

    (4) Lập các biểu mẫu cho công tác kiểm tra ngày, tuần, kiểm tra chuyên đề cho các trạm không người trực.

2. Về công tác PCCC:

    Trong phương án chữa cháy cơ sở (phương án PCCC) của các trạm biến áp 110kV thông thường đã được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt, lực lượng chữa cháy tại chỗ bao gồm điều hành viên trực trạm (02 người). Tuy nhiên, trong bối cảnh chưa có quy định cụ thể về công tác PCCC cho trạm không người trực, để có thể thỏa hiệp với cơ quan chức năng, Tổng công ty Điện lực TP HCM đã linh hoạt vận dụng và thay thế lực lượng chữa cháy tại chỗ từ điều hành viên sang nhân viên bảo vệ. Trên cơ sở đó, Tổng công ty đã hiệu chỉnh phương án chữa cháy cơ sở trạm 110kV Tân Sơn Nhất và trình cấp thẩm quyền xem xét phê duyệt.

    Để đáp ứng công việc, các nhân viên bảo vệ đã được:

    (1) Cơ quan có chức năng đào tạo và cấp chứng chỉ huấn luyện nghiệp vụ về công tác PCCC;

    (2) Tập huấn và tham gia diễn tập phương án PCCC tại trạm;

    (3) Bồi huấn và kiểm tra sát hạch một số nội dung cơ bản về an toàn điện.

3. Về công tác an ninh:

    Bổ sung camera để bao quát an ninh toàn trạm. Đối với tầng hầm cáp lực, lắp đặt camera hồng ngoại để có thể quan sát trong điều kiện thiếu ánh sáng. An ninh xung quang tường rào có kết hợp sử dụng hệ thống cảnh báo chống đột nhập. Hình ảnh thu thập từ camera được truyền về Công ty Lưới điện Cao thế và chia sẻ tại Trung tâm Điều độ HTĐ. Ngoài ra, hiện tại Tổng công ty Điện lực TP HCM đang triển khai dự án trang bị hoàn thiện hệ thống camera cho tất cả các trạm biến áp 220kV, 110kV; trong đó định hướng sử dụng thiết bị camera IP có hình ảnh rõ nét, khả năng zoom xa và góc quay rộng, cảnh báo khi phát hiện chuyển động, có thể lưu trữ và kết nối qua internet để truyền tín hiệu về Trung tâm giám sát.

    Xây dựng phương án bảo vệ an ninh trạm không người trực, chủ động liên hệ các cấp chính quyền địa phương để thỏa hiệp và phối hợp triển khai.

    Tăng cường công tác an ninh trạm thông qua việc bố trí lực lượng bảo vệ. Lực lượng này đã được:

    (1) Xác minh lý lịch đầy đủ, đáp ứng các quy định theo Nghị định số 96/2016/NĐ-CP ngày 01/7/2016;

    (2) Tập huấn và tham gia diễn tập phương án bảo vệ an ninh trạm.

V. Kết quả đạt được:

Đến năm 2021, Tổng công ty Điện lực TP HCM đã đạt 100% trạm 110kV điều khiển xa, 48/55 trạm biến áp vận hành không người trực, 05/55 trạm là trạm cũ hiện đang trong giai đoạn cải tạo, dự kiến hoàn tất chuyển đổi sang mô hình trạm không người trực trong năm 2022 và 02/55 trạm (01 trạm tạm và 01 trạm của khách hàng) giữ nguyên không chuyển đổi sang trạm không người trực.

VI. Kết luận:

    Việc chuyển đổi mô hình trạm không người trực vận hành mang lại các hiệu quả sau như: i) Nâng cao hiệu năng sử dụng hệ thống SCADA trong công tác điều hành lưới điện; ii) Rút ngắn thời gian thao tác thiết bị phục vụ các công tác tại trạm; iii) Giảm thiểu sự cố do thao tác nhầm của điều hành viên trực trạm, nâng cao mức độ an toàn cho người vận hành; iv) thúc đẩy đội ngũ cán bộ quản lý vận hành nâng cao tư duy công tác, năng lực chuyên môn để đáp ứng với yêu cầu mới, đủ khả năng tiếp cận và nắm bắt các công nghệ tiên tiến, đặc biệt trong công tác kiểm tra, bảo trì bảo dưỡng nhằm nâng cao độ tin cậy làm việc của thiết bị.

    Ngoài ra, với mô hình trạm không người trực sẽ giải quyết được các vấn đề như: i) Bố trí nhân sự cho các trạm xây dựng mới theo quy hoạch phát triển lưới điện; ii) Lực lượng dư ra từ các trạm có thể được chuyển qua các công tác khác như: tăng cường lực lượng thi công trên đường dây đang mang điện (live-line), tăng cường đội ngũ bảo trì, bảo dưỡng,…; iii) Nâng cao năng suất lao động.

[1] Gas Insulation Switchgear

[2] BCU (Bay Control Unit): Phần tử điều khiển mức ngăn