Công tác triển khai thực hiện chuyển đổi mô hình trạm 110 Kv không người trực vận hành thuộc công ty lưới điện cao thế tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh

534 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
CÔNG TÁC TRIỂN KHAI THỰC HIỆN CHUYỂN ĐỔI 
MÔ HÌNH TRẠM 110 KV KHÔNG NGƯỜI TRỰC VẬN HÀNH 
THUỘC CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ 
TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP. HCM 
KS. Nguyễn Vinh Phan 
Công ty Lưới điện cao thế TP. HCM 
Tóm tắt: Tiến tới thực hiện công nghiệp hóa – hiện đại hóa, trong đó việc thực hiện tự 
động hóa trong công tác giám sát – vận hành trạm biến áp 220/110 kV qua hệ thống 
SCADA là bước tiến lớn trong công tác vận hành an toàn – liên tục lưới điện trong Tập 
đoàn Điện lực Việt Nam nói chung và của Tổng công ty Điện lực TP. HCM nói riêng. 
Hiện trạng vận hành tại các TBA hiện nay trên lưới điện, chưa đáp ứng các tiêu chí. 
Được sự cho phép của các cơ quan chức năng, Tổng công ty Điện lực TP. HCM đã thực 
hiện thí điểm triển khai trạm Tân Sơn Nhất theo mô hình KNT. Qua công tác thực tế 
này, Tổng công ty Điện lực TP. HCM đã thực hiện: i) Hoàn thiện bộ tiêu chí trạm KNT; 
ii) Cử các đoàn công tác đi học tập, tham quan mô hình trạm KNT tại các nước phát 
triển; iii) Đồng thời tiếp tục triển khai thực hiện các công tác để chuyển đổi mô hình 
cho các TBA đáp ứng các tiêu chí; iv) Thành lập hội đồng đánh giá chuyển đổi mô hình 
cấp cơ sở (Công ty Lưới điện cao thế) và cấp Tổng công ty Điện lực TP. HCM. 
Từ thực tế công tác chuyển đổi mô hình, Tổng công ty đã tự nhận xét các mặt đạt 
được và tồn tại khó khăn, kiến nghị với các Cơ quan chức năng và phấn đấu thực hiện 
hoàn thành chỉ tiêu Tập đoàn Điện lực giao. Kết quả: Đến cuối tháng 6/2017, Hội đồng 
đánh giá cấp Tổng công ty Điện lực TP. HCM đã chấp thuận chuyển đổi mô hình cho 
31 trạm biến áp/tổng số 52 trạm biến áp 110 kV. 
1. HIỆN TRẠNG CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110 KV 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 GIS trong nhà GIS ngoài trời; Máy biến áp lực với nhiều 
gam dung lượng (60 – 40 – 25 – 16 MVA) và nhà sản xuất khác nhau; Hệ thống rơle 
nhiều chủng loại; 
2. Về hệ thống điều khiển bảo vệ: i) Đối với các trạm kết nối máy tính Gateway, 
mỗi ngăn lộ 110 kV được trang bị 02 BCU (một chính và một dự phòng) được thiết kế 4 
mức điều khiển tại: thiết bị, ngăn lộ (tại tủ điều khiển bảo vệ), hệ thống máy tính trạm 
và hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ HTĐ: Trang bị rơle kỹ thuật số đáp ứng 
quy định của Tập đoàn. Các rơle 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 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 535 
60870 5 101; ii) 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 HTĐ, RTU kết nối về Trung 
tâm Điều độ 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 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: i) 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 trên trần nhà hoặc mương cáp nhị và sơn chống cháy cáp 
lực; ii) 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 4 kg và 25 kg. 
5. Phần thiết kế kiến trúc, xây dựng: i) 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 110 
kV, MBT lực MBT tự dùng, tụ bù được bố trí ngoài trời, các thiết bị 24 kV thiết bị điều 
khiển bảo vệ, thiết bị thông tin liên lạc bố trí trong nhà điều hành; ii) 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 110 kV, 24 kV, 220/380 V; tầng trệt bố trí tủ trung thế 24 kV, máy biến 
áp tự dùng 24 kV, cuộn kháng, tụ bù, hệ thống bơm nước PCCC; tầng một bố trí thiết bị 
GIS 110 kV, thiết bị điều khiển bảo vệ, thiết bị thông tin liên lạc, riêng MBT được bố trí 
trong nhà hoặc ngoài trời. iii) Hàng rào cao từ 2,8 3,5 m, 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 110 kV, 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. 
536 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
 2. CÔNG TÁC TRIỂN KHAI CHUYỂN ĐỔI MÔ HÌNH KHÔNG NGƯỜI TRỰC 
i) Từ cuối năm 2013, Tổng công ty Điện lực TP. HCM đã đưa vào giám sát và thí 
điểm điều khiển từ xa trạm 110 kV Tân Sơn Nhất thông qua hệ thống SCADA đặt tại 
Trung tâm Điều độ HTĐ TP. HCM. 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; ii) Cũng trong năm 2013, 
Tổng công ty Điện lực TP. HCM đã ban hành bộ tiêu chí xây dựng trạm 110 kV 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: (i) vận hành, cung cấp điện ổn định và tin cậy; (ii) An toàn về phòng chống 
cháy nổ, (iii) đảm bảo an ninh trật tự, chống đột nhập và phá hoại; iii) Năm 2014, Tổng 
công ty 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; iv) 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 HTĐ. 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; v) Với việc xây dựng hoàn tất và 
đưa vào vận hành Trung tâm Điều khiển (OCC), Trung tâm giám sát (OSC), quy mô 
trạm không người trực không ngừng tăng theo từng năm. Đến cuối năm 2016, tổng số 
trạm biến áp áp dụng mô hình không người trực tại Tổng công ty là 26 trạm; Đã thực 
hiện tổng cộng 4293 lượt thao tác từ xa, trong đó có 4271 lượt thành công (đạt tỷ lệ 
99,5%); cũng như chưa ghi nhận bất cứ trường hợp bất thường trong vận hành hoặc mất 
an ninh trạm. 
3. CÁC MẶT ĐẠT ĐƯỢC VÀ MẶT HẠN CHẾ TRONG VIỆC TRIỂN KHAI CHUYỂN 
ĐỔI MÔ HÌNH KHÔNG NGƯỜI TRỰC 
Nhìn lại quá trình triển khai thực hiện, bên cạnh các mặt đạt được vẫn còn một số 
hạn chế, khó khăn. Cụ thể: 
1. Về mặt đạt được: i) Được sự quan tâm, hỗ trợ của các cấp lãnh đạo trong việc 
triển khai thí điểm mô hình trạm không người trực; ii) Cơ sở hạ tầng, thiết bị được xây 
dựng theo mẫu trạm DCS điều khiển xa cũng như trạm truyền thống có kết nối RTU; 
iii) Công tác ĐTXD thay thế các thiết bị vận hành lâu năm, độ tin cậy kém được Tổng 
công ty triển khai quyết liệt. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 537 
2. Về mặt khó khăn, tồn tại: i) Hệ thống điều khiển xa (SCADA): Tuy được đầu 
tư mạnh mẽ nhưng do khối lượng cần thay thế lớn và quy trình ĐTXD mất nhiều thời 
gian nên hiện nay vẫn còn các thiết bị tại một số trạm không đồng bộ và vận hành trên 
10 năm, các tiếp điểm phụ của thiết bị tiếp xúc không tốt; ii) Hệ thống PCCC: Hiện 
chưa có quy định pháp luật của Nhà nước về công tác PC&CC áp dụng cho các trạm 
biến áp 110 kV không người trực vận hành; iii) An ninh trạm: Khó lựa chọn đơn vị 
cung cấp nhân viên bảo vệ có khả năng đáp ứng yêu cầu về bảo vệ tài sản, công tác 
PCCC và có kiến thức cơ bản về an toàn điện để đảm bảo linh hoạt trong việc xử lý các 
tình huống khẩn cấp. iv) Nhân sự: khu vực quản lý trải rộng trên khắp địa bàn thành 
phố, có nhiều trạm cách xa nhau nên ảnh hưởng rất lớn đến thời gian di chuyển khi 
được điều động trong các trường hợp đặc biệt, chưa có định mức sản xuất kinh doanh 
điện đối với các trạm không người trực vận hành; v) Quy trình, quy định: Chưa có đầy 
đủ quy định cụ thể liên quan đến công tác vận hành trạm không người trực. 
4. BÀI HỌC KINH NGHIỆM 
Từ các khó khăn nêu trên và qua việc áp dụng thực tế tại 26 trạm biến áp không 
người trực vận hành, Công ty LĐCT đã đúc kết một số bài học kinh nghiệm cụ thể: 
i) Tổng công ty Điện lực TP. HCM sớm đề xuất Tập đoàn ban hành tiêu chí trạm biến 
áp 110 kV không người trực vận hành. Qua đó, sẽ áp dụng cho các công trình ĐTXD 
mới các trạm biến áp; ii) Xây dựng một số biểu mẫu cho công tác kiểm tra ngày, tuần, 
kiểm tra chuyên đề nhằm thuận tiện trong công tác tuần tra khi chuyển đổi mô hình từ 
có người trực sang không người trực; iii) Phải chủ động liên hệ với các cấp chính quyền 
địa phương, ban hành quy chế phối hợp trong công tác bảo về an toàn, an ninh trạm; iv) 
Khi chuyển đổi mô hình từ có người trực sang không người trực vận hành, Công ty 
LĐCT đã chủ động bồi huấn nghiệp vụ PCCC cho lực lượng bảo vệ tại trạm nhằm ứng 
phó kịp thời các tình huống bất thường xảy ra; v) Việc thao tác qua hệ thống Scada vẫn 
còn một số trở ngại do đường truyền, hệ thống máy tính tại trạm, nên cần thiết phải xây 
dựng một lực lượng ứng trực kịp thời xử lý các trở ngại thao tác, sự cố, mất đường truyền. 
5. CÔNG TÁC TRIỂN KHAI ĐỂ HOÀN THIỆN MÔ HÌNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC 
Nhằm hoàn thiện mô hình trạm không người trực, đáp ứng chỉ tiêu Tổng công ty 
đề ra với tiêu chí đến năm 2018, 100% trạm biến áp vận hành chế độ không người trực, 
Công ty LĐCT đề ra 04 công tác cần triển khai, cụ thể như sau: 
1. Hoàn thiện phần điện và xây dựng tại các trạm biến áp 110 kV: i) Hệ thống 
giám sát vận hành thiết bị từ xa (OSC – Operation Control Center): lắp đặt các màn 
hình console tại Công ty 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; ii) 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 LĐCT và chia 
sẻ tại Trung tâm Điều độ HTĐ; iii) Hệ thống PCCC: thu thập tín hiệu tại tủ báo cháy 
538 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
trung tâm và truyền về Sở Cảnh sát PCCC; iv) Kiến trúc trạm: cải tạo tường rào cao 4 
m, bố trí khu vực trực bảo vệ tại sảnh nhà điều hành với đầy 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,; v) Tổng chi phí hoàn thiện các hạng mục 
nêu trên khoảng 1 tỷ đồng (chi phí thực hiện thay đổi phụ thuộc vào hiện trạng và khối 
lượng công việc cần cải tạo). 
2. Tổ chức lực lượng bảo vệ trạm: i) 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); ii) Lực lượng bảo vệ được xác minh 
lý lịch đầy đủ, đáp ứng tiêu chuẩn quy định tại Điều 13 của Nghị định số 
52/2008/NĐ CP ngày 22/04/2008; 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; 
iii) Các nhân viên bảo vệ tham gia diễn tập trong phương án PCCC và phương án bảo 
vệ an ninh trạm; iv) Ngoài ra, Công ty Lưới điện cao thế đã thành 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: Để có đầy đủ cơ sở pháp lý trong việc vận hành trạm biến áp không người trực, 
Tập đoàn Điện lực Việt Nam cần đề xuất với các ban, ngành chức năng để hoàn thiện và 
ban hành bộ quy trình, quy định cho trạm không người trực. 
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 110 kV được đánh giá theo 
các tiêu chí đề ra thông qua 02 cấp: i) Cấp cơ sở: bao gồm các phòng, đội liên quan trực 
thuộc Công ty Lưới điện cao thế. Hội đồng đánh giá cấp cơ sở có nhiệm vụ (i) tổ chức 
kiểm tra, đánh giá và báo cáo Tổng công ty 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 
kiểm tra; ii) Cấp Tổng công ty: bao gồm các Ban chức năng liên quan, Trung tâm Điều 
độ HTĐ và Công ty Lưới điện cao thế. Hội đồng đánh giá cấp Tổng công ty 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 và đáp ứng các quy định, 
quy trình đã ban hành; (ii) trình lãnh đạo Tổng công ty công nhận chuyển đổi trạm sang 
mô hình vận hành không người trực. 
6. KIẾN NGHỊ 
1. Kiến nghị Cục Điều tiết Điện lực và Tập đoàn Điện lực Việt Nam ban hành các 
quy định, quy trình về trạm không người trực để thống nhất áp dụng trên cả nước; 
2. Kiến nghị Cục Điều tiết Điện lực và Tập đoàn Điện lực Việt Nam trình cơ quan 
quản lý nhà nước ban hành các quy định pháp lý, chuẩn hóa giải pháp kỹ thuật cho hệ 
thống PCCC phù hợp mô hình không người trực vận hành.