Tổng quan nghiên cứu

Hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) đóng vai trò then chốt trong việc giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu vận hành lưới điện tại các trạm biến áp 110/220kV khu vực Thành phố Hồ Chí Minh. Theo thống kê đến tháng 5 năm 2019, Công ty Lưới điện Cao Thế TP.HCM quản lý 60 trạm biến áp, trong đó có 5 trạm 220kV và 55 trạm 110kV, với tổng công suất lên đến khoảng 9.281 MVA. Trong số này, 41 trạm 110kV vận hành theo mô hình không người trực, đòi hỏi hệ thống SCADA phải đảm bảo độ tin cậy cao để vận hành an toàn, liên tục.

Mục tiêu nghiên cứu của luận văn là phân tích, đánh giá hiện trạng hệ thống SCADA truyền thống sử dụng RTU và hệ thống điều khiển tích hợp tại các trạm 110/220kV do EVN HCMC quản lý, từ đó đề xuất các giải pháp kỹ thuật nâng cao độ tin cậy, đáp ứng yêu cầu vận hành không người trực. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào các trạm biến áp 110kV, 220kV trên địa bàn TP.HCM, với dữ liệu thu thập từ thực tế vận hành và các tài liệu kỹ thuật liên quan.

Việc nâng cao độ tin cậy hệ thống SCADA không chỉ giúp giảm thiểu thời gian gián đoạn cung cấp điện mà còn giảm chi phí vận hành, tăng năng suất lao động và góp phần hiện đại hóa công tác quản lý vận hành lưới điện. Đây là bước đi quan trọng trong chiến lược phát triển lưới điện thông minh của EVN và Tổng Công ty Điện lực TP.HCM, đồng thời phù hợp với xu hướng tự động hóa và vận hành từ xa trong ngành điện hiện nay.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên các lý thuyết và mô hình sau:

  • Lý thuyết hệ thống SCADA: Mô tả cấu trúc, chức năng và vai trò của hệ thống SCADA trong giám sát và điều khiển lưới điện, bao gồm các thành phần như RTU, IED, hệ thống điều khiển tích hợp và giao diện người-máy (HMI).

  • Mô hình thiết bị nhất thứ và nhị thứ: Phân tích các thiết bị điện cao áp (nhất thứ) như máy biến áp, máy cắt, dao cách ly, biến dòng, biến điện áp và các mạch điện nhị thứ phục vụ điều khiển, đo đếm, bảo vệ.

  • Lý thuyết về rơ le bảo vệ và các chức năng bảo vệ: Bao gồm các yêu cầu về tính chọn lọc, tác động nhanh, độ nhạy và độ tin cậy của rơ le bảo vệ trong hệ thống điện 110/220kV.

  • Mô hình hệ thống điều khiển tích hợp: Đánh giá các hệ thống điều khiển tích hợp sử dụng phần mềm của các nhà sản xuất như SURVALENT, AREVA (SCHNEIDER), SIEMENS, SEL, TOSHIBA, Mai Phương.

Các khái niệm chính bao gồm: RTU (Remote Terminal Unit), IED (Intelligent Electronic Device), mạch nhất thứ, mạch nhị thứ, rơ le bảo vệ, trạm không người trực, hệ thống điều khiển tích hợp, và độ tin cậy hệ thống SCADA.

Phương pháp nghiên cứu

Luận văn sử dụng phương pháp nghiên cứu kết hợp giữa thu thập số liệu thực tế và phân tích lý thuyết:

  • Nguồn dữ liệu: Số liệu vận hành thực tế từ 60 trạm biến áp 110/220kV do EVN HCMC quản lý, bao gồm dữ liệu về thiết bị nhất thứ, mạch nhị thứ, rơ le bảo vệ, hệ thống SCADA truyền thống và hệ thống điều khiển tích hợp. Ngoài ra, nghiên cứu sử dụng các tài liệu kỹ thuật, tiêu chuẩn của EVN và các nhà sản xuất thiết bị.

  • Phương pháp phân tích: Đánh giá hiện trạng vận hành, thống kê các sự cố, phân tích ưu nhược điểm của các thiết bị và hệ thống SCADA hiện hữu. So sánh hiệu quả vận hành giữa hệ thống RTU truyền thống và hệ thống điều khiển tích hợp. Đánh giá độ tin cậy dựa trên tỉ lệ thao tác xa thành công và tần suất tái lập ca trực vận hành.

  • Cỡ mẫu và chọn mẫu: Toàn bộ 60 trạm biến áp 110/220kV thuộc phạm vi quản lý của EVN HCMC được nghiên cứu, trong đó tập trung phân tích chi tiết 41 trạm 110kV không người trực.

  • Timeline nghiên cứu: Thu thập và phân tích dữ liệu từ tháng 4 đến tháng 7 năm 2019, kết hợp nghiên cứu tài liệu và khảo sát thực tế tại các trạm.

Phương pháp nghiên cứu đảm bảo tính toàn diện, kết hợp giữa lý thuyết và thực tiễn, nhằm đưa ra các giải pháp nâng cao độ tin cậy hệ thống SCADA phù hợp với điều kiện vận hành tại TP.HCM.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

  1. Hiện trạng thiết bị nhất thứ và mạch nhị thứ: Trong 60 trạm biến áp, có 16 trạm sử dụng thiết bị nhất thứ và IED đồng bộ của một nhà sản xuất, 11 trạm sử dụng IED của hai nhà sản xuất, còn lại 33 trạm sử dụng IED từ ba nhà sản xuất trở lên. Việc không đồng bộ này gây khó khăn trong bảo trì và vận hành, làm tăng tỉ lệ sự cố và thời gian tái lập ca trực.

  2. Độ tin cậy hệ thống SCADA truyền thống sử dụng RTU: Trong 30 trạm truyền thống, RTU 560 của ABB chiếm đa số với 28 trạm, đã làm chủ công nghệ. Tuy nhiên, tỉ lệ thao tác xa thành công chưa đạt mức tối ưu, với một số trường hợp mất kết nối, mất tín hiệu thường xuyên, dẫn đến phải tái lập ca trực vận hành kéo dài.

  3. Hiện trạng hệ thống điều khiển tích hợp: 30 trạm còn lại sử dụng các hệ thống điều khiển tích hợp của nhiều nhà sản xuất như SURVALENT, AREVA, SIEMENS, SEL, TOSHIBA, Mai Phương. Hệ thống này có ưu điểm về tính năng tích hợp và giao diện thân thiện, nhưng chi phí đầu tư và vận hành cao, đồng thời vẫn gặp một số vấn đề về độ bền thiết bị do điều kiện môi trường như nhiệt độ cao, độ ẩm.

  4. Tỉ lệ thao tác xa thành công và tái lập ca trực: Theo số liệu thống kê, tỉ lệ thao tác xa thành công tại các trạm sử dụng hệ thống điều khiển tích hợp cao hơn khoảng 15% so với hệ thống RTU truyền thống. Tuy nhiên, các trạm sử dụng RTU đã được cải tiến và chuẩn hóa mạch nhị thứ cũng cho thấy sự cải thiện đáng kể về độ tin cậy.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính của các sự cố và độ tin cậy thấp của hệ thống SCADA hiện nay là do sự đa dạng về thiết bị, phần mềm và thiếu chuẩn hóa trong thiết kế mạch nhị thứ và cấu hình hệ thống. Việc sử dụng nhiều loại IED từ các nhà sản xuất khác nhau làm tăng độ phức tạp trong vận hành và bảo trì, đồng thời gây khó khăn trong việc đồng bộ dữ liệu và giao tiếp với hệ thống SCADA trung tâm.

So sánh với các nghiên cứu trong ngành điện tại các thành phố lớn khác, việc chuẩn hóa thiết bị và áp dụng hệ thống điều khiển tích hợp hiện đại giúp nâng cao độ tin cậy và giảm thiểu thời gian gián đoạn. Tuy nhiên, chi phí đầu tư và vận hành cũng là một thách thức lớn cần cân nhắc.

Dữ liệu có thể được trình bày qua biểu đồ tỉ lệ thao tác xa thành công giữa các hệ thống RTU và điều khiển tích hợp, cũng như bảng thống kê số lần tái lập ca trực tại các trạm trong năm 2018-2019 để minh họa hiệu quả các giải pháp đề xuất.

Đề xuất và khuyến nghị

  1. Chuẩn hóa thiết bị nhất thứ và mạch nhị thứ: Thực hiện chuẩn hóa mô hình mạch nhị thứ cho các thiết bị 220kV, 110kV ngoài trời và trong nhà GIS nhằm giảm thiểu sự cố chạm chập và tăng tính ổn định. Thời gian thực hiện dự kiến trong 2 năm, do Công ty Lưới điện Cao Thế TP.HCM chủ trì.

  2. Đồng bộ hóa IED trong từng trạm: Lập kế hoạch thay thế và đồng bộ IED từ một hoặc hai nhà sản xuất có uy tín, ưu tiên các thiết bị có khả năng chịu nhiệt, độ ẩm cao và tích hợp nhiều chức năng. Mục tiêu nâng tỉ lệ thao tác xa thành công lên trên 90% trong vòng 3 năm.

  3. Nâng cấp hệ thống SCADA truyền thống sang hệ thống điều khiển tích hợp: Áp dụng các phần mềm điều khiển tích hợp hiện đại như SURVALENT hoặc SIEMENS cho các trạm truyền thống, đồng thời cải thiện hạ tầng mạng truyền thông. Chủ thể thực hiện là EVN HCMC phối hợp với các nhà thầu chuyên ngành, thời gian triển khai 3-5 năm.

  4. Tăng cường công tác bảo trì, bảo dưỡng và đào tạo nhân lực: Xây dựng quy trình bảo trì định kỳ, đào tạo kỹ thuật viên vận hành hệ thống SCADA và IED để nâng cao năng lực xử lý sự cố nhanh chóng, giảm thiểu thời gian tái lập ca trực. Thực hiện liên tục và đánh giá hiệu quả hàng năm.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

  1. Cán bộ kỹ thuật và quản lý vận hành lưới điện: Nhận được kiến thức chuyên sâu về hệ thống SCADA, thiết bị nhất thứ, nhị thứ và rơ le bảo vệ, giúp nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành trạm biến áp không người trực.

  2. Các nhà thầu và nhà sản xuất thiết bị điện: Tham khảo các đánh giá về ưu nhược điểm của thiết bị và phần mềm điều khiển tích hợp, từ đó cải tiến sản phẩm phù hợp với yêu cầu vận hành tại Việt Nam.

  3. Nhà nghiên cứu và sinh viên ngành kỹ thuật điện: Cung cấp tài liệu tham khảo thực tiễn về hệ thống SCADA, phương pháp phân tích và đánh giá độ tin cậy, cũng như các giải pháp kỹ thuật nâng cao hiệu quả vận hành.

  4. Cơ quan quản lý và hoạch định chính sách ngành điện: Hỗ trợ xây dựng các tiêu chuẩn kỹ thuật, chính sách đầu tư và phát triển lưới điện thông minh, góp phần nâng cao chất lượng cung cấp điện và giảm chi phí vận hành.

Câu hỏi thường gặp

  1. Hệ thống SCADA là gì và vai trò của nó trong lưới điện?
    Hệ thống SCADA là hệ thống giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu từ xa, giúp điều độ viên kiểm soát tình trạng vận hành lưới điện, thiết bị điện tại các trạm biến áp. Ví dụ, qua SCADA, điều độ viên có thể đóng cắt máy cắt từ xa để xử lý sự cố nhanh chóng.

  2. Tại sao cần nâng cao độ tin cậy hệ thống SCADA?
    Độ tin cậy cao giúp giảm thiểu thời gian gián đoạn cung cấp điện, giảm chi phí vận hành và bảo trì, đồng thời đảm bảo an toàn và ổn định cho hệ thống điện. Theo số liệu, tỉ lệ thao tác xa thành công thấp dẫn đến phải tái lập ca trực nhiều lần, làm giảm năng suất lao động.

  3. Phân biệt giữa hệ thống SCADA sử dụng RTU và hệ thống điều khiển tích hợp?
    Hệ thống RTU truyền thống sử dụng thiết bị đầu cuối RTU để thu thập và truyền dữ liệu, còn hệ thống điều khiển tích hợp sử dụng phần mềm và thiết bị hiện đại tích hợp nhiều chức năng trên cùng một nền tảng, cho phép quản lý tập trung và hiệu quả hơn.

  4. Những khó khăn khi sử dụng nhiều loại IED khác nhau trong cùng một trạm?
    Việc sử dụng IED không đồng bộ gây khó khăn trong bảo trì, thay thế, cấu hình truyền thông và đồng bộ dữ liệu, làm tăng nguy cơ sự cố và kéo dài thời gian xử lý khi thiết bị hỏng.

  5. Giải pháp nào giúp giảm thiểu sự cố và nâng cao độ tin cậy hệ thống SCADA?
    Chuẩn hóa thiết bị và mạch nhị thứ, đồng bộ hóa IED, nâng cấp hệ thống điều khiển tích hợp, tăng cường bảo trì và đào tạo nhân lực là các giải pháp hiệu quả đã được chứng minh qua nghiên cứu và thực tế vận hành.

Kết luận

  • Luận văn đã phân tích chi tiết hiện trạng thiết bị nhất thứ, mạch nhị thứ, rơ le bảo vệ và hệ thống SCADA tại 60 trạm biến áp 110/220kV do EVN HCMC quản lý, trong đó có 41 trạm không người trực.
  • Đã đánh giá ưu nhược điểm của hệ thống SCADA truyền thống sử dụng RTU và hệ thống điều khiển tích hợp, chỉ ra các vấn đề về độ tin cậy và tính đồng bộ thiết bị.
  • Đề xuất các giải pháp kỹ thuật chuẩn hóa mạch nhị thứ, đồng bộ IED, nâng cấp hệ thống SCADA và tăng cường công tác bảo trì nhằm nâng cao độ tin cậy và hiệu quả vận hành.
  • Kết quả nghiên cứu có thể làm cơ sở tham khảo cho EVN HCMC và các đơn vị liên quan trong việc cải tạo, nâng cấp hệ thống SCADA, hướng tới vận hành trạm biến áp không người trực.
  • Các bước tiếp theo bao gồm triển khai thử nghiệm các giải pháp đề xuất tại một số trạm mẫu, đánh giá hiệu quả và mở rộng áp dụng trên toàn bộ hệ thống trong vòng 3-5 năm tới.

Quý độc giả và các đơn vị quản lý vận hành lưới điện được khuyến khích áp dụng các kết quả nghiên cứu này để nâng cao chất lượng và độ tin cậy của hệ thống SCADA, góp phần phát triển lưới điện thông minh và bền vững tại TP.HCM.