Tổng quan nghiên cứu

Thành phố Hồ Chí Minh là trung tâm kinh tế, văn hóa và xã hội đầu tàu của cả nước, nơi nhu cầu tiêu thụ điện năng không ngừng gia tăng mạnh mẽ với tổng sản lượng điện nhận năm 2018 đạt 25,19 tỷ kWh và công suất tiêu thụ cực đại ghi nhận ở mức 4.139 MW. Quy mô lưới điện do Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh (EVNHCMC) quản trị tính đến năm 2018 gồm 5 trạm biến áp 220kV, 52 trạm biến áp 110kV, 52 trạm ngắt 22kV cùng hơn 700 km đường dây cao thế 110-220kV và 6.948 km đường dây trung thế 22kV, phục vụ cấp điện liên tục cho hơn 2,326 triệu khách hàng. Trong bối cảnh mật độ phụ tải dày đặc, lưới điện 110kV buộc phải vận hành phân tách thành 12 phân vùng đảo lưới độc lập nhằm giới hạn dòng ngắn mạch, đặt ra thách thức vô cùng lớn đối với tính ổn định của hệ thống.

Vấn đề cốt lõi mà nghiên cứu giải quyết là nguy cơ rã lưới và mất điện diện rộng bắt nguồn từ các sai hỏng trong hệ thống bảo vệ rơ-le. Thống kê giai đoạn 2014 - 2018 cho thấy có tới 89 vụ sự cố tại các trạm biến áp truyền tải, trong đó nguyên nhân chủ quan chiếm tỷ lệ áp đảo 92%, điển hình là lỗi tác động bất thường của rơ-le bảo vệ chiếm 17% và sự cố cắt vượt cấp chiếm 13%. Mục tiêu của đề tài là ứng dụng phương pháp phân tích cây sự cố (Fault Tree Analysis - FTA) kết hợp phần mềm chuyên dụng RAM Commander để mô hình hóa, định lượng độ tin cậy của hệ thống bảo vệ tại trạm biến áp 110kV Bến Thành; từ đó xác định các điểm nghẽn rủi ro và đề xuất các giải pháp kỹ thuật, quản lý vận hành đồng bộ nhằm ngăn ngừa sự cố mất điện diện rộng trên toàn địa bàn. Nghiên cứu đóng góp trực tiếp vào mục tiêu cải thiện chất lượng cung cấp điện, thúc đẩy chỉ số số lần mất điện trung bình (SAIFI) giảm từ 25,04 lần/khách hàng năm 2011 xuống 3,02 lần/khách hàng năm 2018 và thời gian mất điện trung bình (SAIDI) giảm từ 3.433 phút/khách hàng xuống 232 phút/khách hàng.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu xây dựng trên nền tảng lý thuyết độ tin cậy hệ thống điện (Power System Reliability Engineering) và các tiêu chuẩn kỹ thuật chuyên ngành. Trọng tâm lý thuyết bao gồm mô hình xác suất hỏng hóc thiết bị theo đường cong bồn tắm (Bathtub Curve) với ba giai đoạn: tỷ lệ sự cố giảm (DFR), tỷ lệ sự cố không đổi (CFR) và tỷ lệ sự cố tăng (IFR). Các đại lượng toán học cốt lõi gồm hàm độ tin cậy $R(t)$, hàm độ không tin cậy $F(t)$ thỏa mãn mối quan hệ $R(t) + F(t) = 1$; độ sẵn sàng $A(t)$ và độ không sẵn sàng $Q(t)$ thỏa mãn $A(t) + Q(t) = 1$; cùng các thông số định lượng cơ bản như suất sự cố $\lambda$, thời gian trung bình giữa các lần hỏng hóc (MTBF = $1/\lambda$), thời gian sửa chữa trung bình (MTTR) và thời gian trung bình đến khi sự cố (MTTF).

Đề tài áp dụng lý thuyết phân tích cây sự cố (FTA) do H. Watson phát triển, sử dụng đại số Boole và các cổng logic (AND, OR) để phân tích diễn dịch từ trên xuống (top-down), liên kết sự kiện đỉnh (top event) với các sự kiện cơ bản (basic events). Mức độ quan trọng của các phần tử được định lượng qua chỉ số suy giảm rủi ro RRW (Risk Reduction Worth) và thuật toán tìm tập cắt tối thiểu (Minimal Cut Sets - MCS). Bên cạnh đó, nghiên cứu tích hợp tiêu chuẩn IEEE C37.2-1979 nhằm phân định ranh giới giữa độ tin cậy khi tác động (dependability) và độ tin cậy không tác động sai (security), kết hợp các khung pháp lý vận hành hệ thống điện truyền tải và phân phối theo Thông tư 25/2016/TT-BCT và Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương với dải dao động điện áp cho phép trong giới hạn ±5% (105kV đến 115kV).

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu thực chứng thu thập từ EVNHCMC, Công ty Lưới điện Cao thế TP.HCM và Công ty Thí nghiệm Điện lực TP.HCM. Cỡ mẫu nghiên cứu bao trùm toàn bộ 159 vụ sự cố lưới điện cao thế trong giai đoạn 5 năm (2014 - 2018), bao gồm 70 sự cố đường dây truyền tải và 89 sự cố trạm biến áp 110-220kV. Cỡ mẫu này đảm bảo tính đại diện và phản ánh đầy đủ thực trạng vận hành lưới điện đô thị.

Phương pháp chọn mẫu điển hình được áp dụng để chọn Trạm biến áp 110kV Bến Thành làm đối tượng nghiên cứu thực nghiệm chi tiết. Lý do lựa chọn trạm Bến Thành vì đây là trạm trung gian trọng điểm cấp điện cho khu vực trung tâm quận 1, sử dụng công nghệ trạm kín cách điện khí SF6 (GIS) hiện đại, đồng thời trang bị đầy đủ các sơ đồ bảo vệ phức tạp gồm: bảo vệ so lệch thanh cái (87B), bảo vệ so lệch máy biến áp (87T), bảo vệ khoảng cách (21/21N), bảo vệ quá dòng có hướng (67/67N) và bảo vệ hư hỏng máy cắt (50BF). Phương pháp phân tích định lượng được thực hiện trên phần mềm RAM Commander, cho phép số hóa sơ đồ nguyên lý nhị thứ thành cây sự cố logic, tính toán xác suất xảy ra sự kiện mất bảo vệ và xuất kết quả xếp hạng RRW. Dữ liệu sau đó được đối chiếu chéo thông qua phương pháp chuyên gia với các kỹ sư đầu ngành về bảo vệ rơ-le và điều độ hệ thống điện.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Phân tích dữ liệu thực tế 159 vụ sự cố giai đoạn 2014 - 2018 mang lại những phát hiện có ý nghĩa quan trọng về mặt kỹ thuật:

  • Thứ nhất, có sự đối lập rõ rệt về bản chất nguyên nhân giữa đường dây và trạm biến áp. Trong 70 vụ sự cố đường dây truyền tải, 90% xuất phát từ nguyên nhân khách quan bên ngoài (vi phạm hành lang an toàn chiếm 37% với 26 vụ, vật lạ như bạt diều dây băng rơi vào đường dây chiếm 31% với 22 vụ, sét đánh chiếm 10% với 7 vụ), trong khi hư hỏng vật tư thiết bị nội tại chỉ chiếm 6%. Ngược lại, trong 89 vụ sự cố trạm biến áp, có đến 92% nguyên nhân xuất phát từ yếu tố chủ quan nội bộ (hư hỏng thiết bị nhất thứ chiếm 23%, rơ-le bảo vệ tác động bất thường chiếm 17% với 15 vụ, sự cố cắt vượt cấp chiếm 13% với 12 vụ, lỗi đấu sai mạch nhị thứ chiếm 7% với 6 vụ, và phóng điện cáp ngầm chiếm 8% với 9 vụ).

  • Thứ hai, phát hiện sự thiếu đồng bộ nghiêm trọng về chủng loại rơ-le bảo vệ khi một trạm biến áp có thể lắp đặt đồng thời 3 đến 4 thiết bị của 8 thương hiệu khác nhau (Siemens, ABB, SEL, GE, Toshiba, Schneider/Areva, Ingeteam, Nari). Sự bất cập này dẫn đến xung đột dải chỉnh định: một số nhà sản xuất mặc định thời gian cắt tối thiểu $T_{min} = 0,05$s, khiến kỹ sư không thể cài đặt giá trị tính toán lý thuyết $T_{cắt} = 0$s cho chức năng bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50), trực tiếp gây ra các vụ việc nhảy cấp máy cắt. Ngoài ra, rơ-le Nari ghi nhận tần suất lỗi phần cứng cao với hiện tượng treo bàn phím, tự khởi động lại và không xuất tín hiệu ngõ ra.

  • Thứ ba, kết quả mô phỏng cây sự cố FTA tại trạm biến áp 110kV Bến Thành trên phần mềm RAM Commander chỉ ra rằng xác suất xảy ra sự kiện đỉnh (mất chức năng bảo vệ cô lập sự cố) phụ thuộc mật thiết vào độ tin cậy của các rơ-le trung gian và mạch cấp nguồn phụ 220VDC. Các rơ-le trung gian (Finder, Omron, Phoenix) có khoảng cách tiếp điểm hẹp dễ bị phóng điện khi làm việc ở điện áp 220VDC/VAC hoặc cuộn dây tác động sai khi có xung nhiễu điện áp, dẫn đến nguy cơ gửi nhầm lệnh đi cắt hoặc mất tín hiệu cắt khi ngắn mạch xuất hiện.

Thảo luận kết quả

Các số liệu thống kê sự cố có thể được trực quan hóa hiệu quả thông qua biểu đồ Pareto phân loại nguyên nhân và biểu đồ nhiệt thể hiện mật độ rủi ro theo từng chủng loại thiết bị. Cây sự cố trên RAM Commander chuyển đổi trực tiếp các sơ đồ đấu nối nhị thứ phức tạp thành cấu trúc phân tầng trực quan, giúp các kỹ sư điều độ dễ dàng quan sát các tập cắt tối thiểu (MCS) mà không cần thực hiện các phép toán vi phân phức tạp như trong mô hình Markov.

Nguyên nhân sâu xa của việc hệ thống bảo vệ rơ-le chiếm tỷ trọng cao trong các sự cố trạm biến áp là do tính chất làm việc thụ động (passive mode) của thiết bị. Rơ-le không hoạt động liên tục như máy biến áp hay đường dây mà chỉ phản ứng khi có sự cố. Khi một mắt xích bảo vệ bị lỗi ẩn (hidden failure), nó sẽ kích hoạt hiện tượng phản ứng dây chuyền. Điều này hoàn toàn tương đồng với các nghiên cứu mất điện diện rộng trên thế giới: tại Mỹ có 70%, tại Ấn Độ có 82% và tại Việt Nam có 50% các sự cố mất điện quy mô lớn xuất phát từ sự can thiệp sai lệch của hệ thống rơ-le bảo vệ. Việc lưới điện TP.HCM vận hành ở chế độ hở 12 phân vùng đảo lưới độc lập càng làm tăng tính tổn thương của hệ thống nếu một rơ-le bảo vệ phân đoạn hoặc máy cắt liên lạc tác động không chọn lọc.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả định lượng FTA và phân tích nguyên nhân sự cố, nghiên cứu đề xuất 4 nhóm giải pháp hành động cụ thể:

  • Chuẩn hóa thiết kế và tiêu chuẩn kỹ thuật vật tư thiết bị nhị thứ: Ban hành quy chuẩn kỹ thuật bắt buộc đối với rơ-le trung gian sử dụng trong mạch cắt, mạch truyền cắt và khởi động bảo vệ hư hỏng máy cắt (50BF); yêu cầu khoảng cách cách điện tiếp điểm an toàn ở điện áp 220VDC. Mục tiêu giảm 100% sự cố phóng điện tiếp điểm rơ-le trung gian và giảm tỷ lệ chạm chập mạch nhị thứ từ 7% xuống dưới 1%. Thời gian thực hiện: Quý I và Quý II/2020. Chủ thể chịu trách nhiệm: Ban Kỹ thuật phối hợp Ban Quản lý Đầu tư EVNHCMC.

  • Rà soát và tái chỉnh định phối hợp bảo vệ rơ-le: Tính toán lại toàn bộ thông số phối hợp giữa rơ-le máy cắt phát tuyến, máy cắt tổng trạm 110kV và rơ-le tại các trạm ngắt 22kV; loại bỏ hoàn toàn hiện tượng không tương thích bước chỉnh định thời gian. Mục tiêu triệt tiêu 100% các sự cố nhảy vượt cấp (xóa bỏ 12 vụ cắt vượt cấp hàng năm) và đảm bảo thời gian loại trừ sự cố ngắn mạch dưới 50ms theo Thông tư 25/2016/TT-BCT. Thời gian thực hiện: Rà soát định kỳ 6 tháng/lần. Chủ thể chịu trách nhiệm: Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP.HCM.

  • Nâng cấp quy trình thử nghiệm và kiểm soát thao tác định kỳ: Thiết lập bảng kiểm tra an toàn (checklist) nghiêm ngặt trước khi can thiệp vào tủ điều khiển bảo vệ; thử nghiệm đo điện trở cách điện cuộn dây, đế và tiếp điểm rơ-le trung gian trước khi nghiệm thu đóng điện. Mục tiêu giảm thiểu 100% các vụ mất điện do thao tác nhầm và lỗi đấu sai mạch nhị thứ (chiếm 7% tổng số vụ sự cố). Thời gian thực hiện: Xuyên suốt giai đoạn 2020 - 2025. Chủ thể chịu trách nhiệm: Công ty Thí nghiệm Điện lực TP.HCM.

  • Đồng bộ hóa kênh truyền bảo vệ và hiện đại hóa SCADA cho trạm không người trực: Thay thế các rơ-le cơ và rơ-le kỹ thuật số thế hệ cũ không có chức năng ghi nhận sự cố (fault recorder); trang bị kênh truyền cáp quang tốc độ cao cho các tuyến đường dây 110kV và tích hợp hệ thống đồng bộ thời gian thực GPS. Mục tiêu đạt 100% trạm biến áp 110kV truyền đầy đủ tín hiệu SCADA/DMS về Trung tâm Điều khiển xa. Thời gian thực hiện: Hoàn thành trước năm 2023. Chủ thể chịu trách nhiệm: Công ty Lưới điện Cao thế TP.HCM.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Luận văn mang lại giá trị thực tiễn và học thuật sâu sắc cho 4 nhóm đối tượng chính:

  • Kỹ sư quản lý vận hành và điều độ viên hệ thống điện: Ứng dụng phương pháp nhận diện các điểm yếu trong mạch nhị thứ, làm chủ các thuật toán phối hợp bảo vệ khi lưới điện vận hành ở chế độ phân vùng 12 đảo độc lập, phục vụ mục tiêu duy trì ổn định hệ thống điện đô thị.

  • Kỹ sư tư vấn thiết kế và thử nghiệm điện: Tiếp cận quy trình xây dựng cây sự cố FTA và ứng dụng phần mềm RAM Commander để đánh giá độ tin cậy của các cấu hình trạm GIS và AIS ngay từ giai đoạn lập báo cáo nghiên cứu khả thi, chuẩn hóa việc lựa chọn rơ-le trung gian.

  • Giảng viên, nghiên cứu sinh và sinh viên ngành Kỹ thuật điện: Sử dụng luận văn như tài liệu tham khảo học thuật giá trị về lý thuyết độ tin cậy hệ thống điện, phương pháp tính toán định lượng rủi ro bằng chỉ số RRW và thực trạng vận hành lưới điện thực tế tại TP.HCM.

  • Cán bộ quản lý kỹ thuật và hoạch định chiến lược tại các Tổng công ty Điện lực: Nắm bắt cơ sở dữ liệu định lượng về 159 vụ sự cố để xây dựng kế hoạch đầu tư mua sắm thiết bị dự phòng, tối ưu hóa chi phí bảo trì và ban hành các quy chuẩn kỹ thuật về tự động hóa trạm biến áp.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao lưới điện 110kV TP.HCM được thiết kế mạch vòng kín nhưng phải vận hành hở thành 12 đảo độc lập?
Do mật độ phụ tải tại TP.HCM rất cao (đạt 4.139 MW năm 2018), việc khép kín mạch vòng sẽ đẩy dòng điện ngắn mạch tăng vọt vượt quá khả năng chịu đựng của máy cắt hiện hữu. Vận hành hở thành 12 đảo độc lập do các trạm 500/220kV cấp điện giúp cô lập phạm vi sự cố và kiểm soát dòng ngắn mạch an toàn.

Phương pháp phân tích cây sự cố (FTA) có ưu điểm gì so với mô hình Markov và Monte Carlo?
FTA là phương pháp phân tích diễn dịch từ trên xuống bằng các cổng logic Boole. So với mô hình Markov (dễ bùng nổ số lượng trạng thái khi hệ thống phức tạp) và mô phỏng Monte Carlo (yêu cầu thời gian tính toán rất lớn), FTA trực quan hơn, đòi hỏi khối lượng tính toán vừa phải nhưng vẫn chỉ rõ mối quan hệ nhân quả và các tập cắt tối thiểu.

Chỉ số suy giảm rủi ro RRW (Risk Reduction Worth) có vai trò gì trong quản lý độ tin cậy?
RRW đo lường mức độ cải thiện độ tin cậy của toàn bộ hệ thống khi giả định một sự kiện cơ bản hoặc một thiết bị được hoàn thiện tuyệt đối (không bao giờ hỏng). Thông qua chỉ số RRW tính trên phần mềm RAM Commander, kỹ sư xác định chính xác thiết bị nào cần ưu tiên bảo dưỡng hoặc thay thế trước để giảm thiểu rủi ro tối đa.

Tại sao sự cố do nguyên nhân chủ quan tại các trạm biến áp lại chiếm tới 92% trong giai đoạn 2014 - 2018?
Trạm biến áp là khu vực tập trung các thiết bị kín, ít chịu ảnh hưởng từ môi trường ngoài. 92% sự cố chủ quan xuất phát từ sự xuống cấp của thiết bị nhất thứ (23%), lỗi phần cứng và bất thường rơ-le (17%), nhảy vượt cấp (13%), lỗi đấu nối nhị thứ và thử nghiệm (14%), phản ánh sự thiếu đồng bộ thiết bị và lỗ hổng trong kiểm tra định kỳ.

Việc sử dụng rơ-le của nhiều nhà sản xuất khác nhau gây ra những rủi ro kỹ thuật nào?
Mỗi hãng sản xuất (Siemens, ABB, SEL, Schneider, Nari...) có dải chỉnh định, bước đặt thời gian và thuật toán xử lý khác nhau. Sự không tương thích giữa bước đặt thời gian tối thiểu ($T_{min} = 0,05$s thay vì 0s) gây mất chọn lọc khi phối hợp bảo vệ, dẫn đến 12 vụ cắt vượt cấp làm mất điện lan truyền trên diện rộng.

Kết luận

  • Luận văn đã phân tích toàn diện hiện trạng vận hành và nguyên nhân của 159 vụ sự cố trên lưới điện cao thế TP.HCM giai đoạn 2014 - 2018, chỉ rõ 92% sự cố trạm biến áp xuất phát từ các yếu tố chủ quan nội bộ.
  • Xây dựng thành công mô hình cây sự cố (FTA) định lượng trên phần mềm RAM Commander cho trạm biến áp 110kV Bến Thành, xác định chính xác các tập cắt tối thiểu và thứ bậc rủi ro thông qua hệ số RRW.
  • Phát hiện các điểm nghẽn kỹ thuật then chốt dẫn đến mất điện diện rộng, bao gồm sự không đồng bộ giữa 8 thương hiệu rơ-le, lỗi bước chỉnh định thời gian tối thiểu và nguy cơ phóng điện tại tiếp điểm rơ-le trung gian 220VDC.
  • Đề xuất hệ thống 4 nhóm giải pháp hành động đồng bộ về chuẩn hóa thiết kế nhị thứ, tái chỉnh định thông số bảo vệ, siết chặt quy trình thử nghiệm và nâng cấp SCADA cho trạm không người trực.
  • Đóng góp cơ sở khoa học thực chứng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, hỗ trợ giảm sâu chỉ số SAIFI và SAIDI, hướng tới mục tiêu hiện đại hóa lưới điện thông minh cho TP.HCM trong lộ trình 2020 - 2025. Các đơn vị quản lý vận hành cần nhanh chóng áp dụng mô hình phân tích cây sự cố này vào quy trình đánh giá rủi ro định kỳ trên toàn bộ 57 trạm biến áp truyền tải của thành phố.