Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện truyền tải đóng vai trò xương sống trong việc bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế. Tính đến tháng 6 năm 2019, Công ty Truyền tải điện 1 (PTC1) chịu trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải 220 kV đến 500 kV trên địa bàn 28 tỉnh thành miền Bắc với tổng cộng 67 trạm biến áp, trong đó có 54 trạm biến áp 220 kV. Trong mô hình quản lý truyền thống, mỗi trạm biến áp 220 kV duy trì định biên nhân sự khoảng 11 người trực vận hành tại chỗ, thực hiện thao tác thủ công theo mệnh lệnh điều độ. Phương thức này bộc lộ nhiều hạn chế về năng suất lao động, chi phí quản lý và nguy cơ xảy ra sai sót do thao tác thủ công của con người.

Mục tiêu trọng tâm của nghiên cứu là đánh giá toàn diện hiện trạng kỹ thuật, phân tích ưu nhược điểm của các phương án công nghệ để lựa chọn giải pháp điều khiển xa tối ưu cho các trạm biến áp 220 kV không người trực thuộc Công ty Truyền tải điện 1. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào 54 trạm biến áp 220 kV, hạ tầng mạng viễn thông dùng riêng gồm 5.624 km cáp quang, hệ thống SCADA/EMS và các quy trình phối hợp vận hành với các cấp điều độ. Nghiên cứu thực nghiệm được triển khai thí điểm tại cụm 3 trạm biến áp gồm Nam Định, Thái Thụy và Trực Ninh. Kết quả nghiên cứu mang lại ý nghĩa kinh tế - kỹ thuật thiết thực khi giúp cắt giảm hơn 36% định biên lao động trực tiếp tại cụm trạm, bảo đảm thời gian tiếp cận hiện trường xử lý sự cố dưới 60 phút, đồng thời cải thiện rõ rệt các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện như SAIDI, SAIFI và MAIFI.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng lý thuyết điều khiển tự động hóa hệ thống điện, định hướng phát triển lưới điện thông minh theo Quyết định số 1670/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ và các tiêu chuẩn công nghệ quốc tế. Ba mô hình lý thuyết cốt lõi được ứng dụng bao gồm:

Thứ nhất, mô hình điều khiển phân cấp và thu thập dữ liệu SCADA/EMS. Hệ thống phân chia cấu trúc điều khiển thành 3 cấp độ rõ ràng: cấp điều độ hệ thống điện miền hoặc quốc gia, cấp trung tâm vận hành điều khiển khu vực, và cấp tủ điều khiển bảo vệ ngăn lộ hoặc tại thiết bị nhất thứ.

Thứ hai, lý thuyết truyền thông công nghiệp và chuẩn hóa giao thức mạng trạm biến áp theo tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850 và IEC 60870-5-104. Chuẩn IEC 61850 cho phép tích hợp dữ liệu tốc độ cao giữa các thiết bị điện tử thông minh (IED) qua mạng LAN quang nội bộ, trong khi giao thức IEC 60870-5-104 và ICCP bảo đảm truyền tải thông tin điều khiển xa qua mạng WAN TCP/IP về trung tâm điều khiển và các cấp điều độ.

Thứ ba, khung lý thuyết quản lý vận hành trạm biến áp không người trực (TBAKNT) kết hợp mô hình tổ thao tác lưu động (TTLĐ). Khái niệm trạm không người trực được định nghĩa là trạm điện vận hành hoàn toàn tự động, được giám sát và điều khiển đóng cắt từ xa qua trung tâm điều khiển, không bố trí công nhân trực thường xuyên tại trạm mà sử dụng lực lượng lưu động kiểm tra định kỳ và xử lý bất thường.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu sơ cấp và thứ cấp thu thập toàn diện từ 54 trạm biến áp 220 kV và 11 đơn vị truyền tải điện khu vực trực thuộc Công ty Truyền tải điện 1 trong giai đoạn 2015-2020.

Về quy mô và phương pháp chọn mẫu: Tác giả áp dụng phương pháp chọn mẫu khảo sát toàn bộ đối với hiện trạng công nghệ máy tính điều khiển và thiết bị truyền dẫn tại 54 trạm biến áp 220 kV trên toàn lưới điện miền Bắc. Đối với mô hình thực nghiệm chi tiết, nghiên cứu chọn mẫu điển hình có chủ đích là cụm 3 trạm biến áp 220 kV Nam Định, Thái Thụy và Trực Ninh. Cụm trạm này đại diện đầy đủ cho các thế hệ công nghệ khác nhau: trạm Nam Định sử dụng chuẩn IEC 60870 với hệ thống Siemens SicamPAS, trạm Thái Thụy sử dụng chuẩn IEC 61850 với hệ thống GE Gateway, và trạm Trực Ninh sử dụng chuẩn IEC 61850 với hệ thống NARI PCS9700.

Phương pháp phân tích kết hợp giữa so sánh kỹ thuật định tính và định lượng kinh tế. Lý do lựa chọn phương pháp này là nhằm bảo đảm tính khả thi thực tiễn cao nhất: phân tích ma trận ưu nhược điểm giúp đánh giá mức độ tương thích kỹ thuật, an toàn thông tin và tính pháp lý của 3 phương án tổ chức; phân tích định lượng giúp chứng minh hiệu quả tiết kiệm chi phí đầu tư thiết bị và tối ưu hóa nhân lực vận hành.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Nghiên cứu đã khảo sát và phân loại chi tiết hiện trạng 54 trạm biến áp 220 kV thuộc PTC1, phát hiện tính đa dạng và không đồng nhất lớn về công nghệ điều khiển: có 38 trạm đã trang bị hệ thống máy tính điều khiển tích hợp đạt chuẩn IEC 61850 hoặc IEC 60870-5-104 từ các hãng ABB, Siemens, NARI, Toshiba, Alstom; 16 trạm còn lại sử dụng điều khiển quy ước nâng cấp RTU. Đến cuối năm 2019, công ty mới chỉ chuyển đổi thành công 9 trạm biến áp sang chế độ không người trực hoàn toàn và 8 trạm sang mô hình ít người trực với 5 người mỗi trạm.

Nghiên cứu tiến hành đánh giá so sánh 3 phương án tổ chức điều khiển xa:

  • Giải pháp 1: Thành lập Trung tâm điều khiển tập trung của EVNNPT điều khiển toàn bộ trạm. Phương án này đòi hỏi chi phí đầu tư máy chủ và phần mềm mới rất lớn, chưa tối ưu khi hệ thống điện chưa đạt tiêu chí N-1 toàn diện.
  • Giải pháp 2: Điều khiển trực tiếp từ Trung tâm Điều độ miền (A1) và chuyển giao thức về Đội thao tác lưu động để giám sát thuần túy. Phương án này làm tăng áp lực điều hành lên điều độ viên cấp miền và chưa tận dụng hết năng lực kỹ thuật của các kíp trực khu vực.
  • Giải pháp 3: Xây dựng Trung tâm vận hành - điều khiển (TTVH-ĐK) khu vực quản lý cụm từ 2 đến 3 trạm biến áp không người trực, kết hợp kéo dài mạng LAN thông qua 01 kênh truyền Fast Ethernet tốc độ cao để đưa giao diện HMI và máy tính kỹ sư Engineering về trung tâm.

Kết quả lựa chọn Giải pháp 3 mang lại hiệu quả vượt trội. Tại cụm thí điểm Nam Định - Thái Thụy - Trực Ninh, hệ thống đã tích hợp thành công 3 giao diện HMI độc lập, 3 máy tính kỹ sư chuyên dụng truy cập trực tiếp rơle bảo vệ qua các phần mềm DIGSI 5, MiCOM S1 và EnerVista UR. Định biên lao động vận hành giảm từ 33 người cho 3 trạm độc lập xuống còn 21 người (gồm 11 người tại TTVH-ĐK Nam Định và 10 người thuộc Tổ thao tác lưu động), giúp giảm ngay 36,4% số lượng lao động trực tiếp.

Thảo luận kết quả

Việc lựa chọn mô hình TTVH-ĐK khu vực (Giải pháp 3) là hoàn toàn phù hợp với thực trạng hạ tầng của PTC1. Hệ thống cáp quang hiện hữu dài 5.624 km với 68 thiết bị truyền dẫn STM-16 và 50 thiết bị STM-1 từ các hãng Huawei, Coriant, Alcatel hoàn toàn đủ băng thông để thiết lập các kênh truyền Fast Ethernet độc lập vật lý, bảo đảm độ trễ truyền tín hiệu điều khiển dưới 1 giây.

Số liệu so sánh giữa 3 giải pháp có thể được trực quan hóa qua bảng ma trận đánh giá chi phí đầu tư và biểu đồ cơ cấu nhân sự. Trong khi Giải pháp 1 đòi hỏi mua sắm hệ thống máy chủ SCADA trung tâm với kinh phí hàng chục tỷ đồng, Giải pháp 3 tận dụng triệt để 100% các bộ máy tính HMI hiện có tại trạm biến áp điều chuyển về trung tâm, chỉ cần bổ sung thiết bị chuyển mạch mạng mạng công nghiệp Switch Layer 2/3, bộ ghép kênh PCM30 và thiết bị bảo mật Ethernet Security Gateway.

So với mô hình quản trị tại các quốc gia phát triển như Pháp, Thụy Điển hay Trung Quốc, mô hình TTVH-ĐK khu vực kết hợp Tổ TTLĐ tại miền Bắc Việt Nam giải quyết được bài toán địa hình trải dài 28 tỉnh thành, hạn chế rủi ro gián đoạn cung cấp điện khi xảy ra sự cố vĩnh cửu. Trưởng kíp tại TTVH-ĐK có thẩm quyền thao tác đóng cắt máy cắt, dao cách ly và điều khiển nấc biến áp dưới tải (OLTC) theo lệnh điều độ, giúp rút ngắn thời gian xử lý sự cố từ 45-60 phút xuống còn dưới 15 phút.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả nghiên cứu, 4 nhóm giải pháp cụ thể được đề xuất nhằm hoàn thiện và nhân rộng mô hình trạm biến áp không người trực:

Thứ nhất, nâng cấp và chuẩn hóa hạ tầng điều khiển trạm. Ban Quản lý Đầu tư và Ban Kỹ thuật PTC1 cần chủ trì thực hiện thay thế toàn bộ 16 hệ thống điều khiển quy ước RTU còn lại sang chuẩn IEC 61850. Mục tiêu đạt 100% trạm 220 kV có hệ thống điều khiển máy tính tích hợp và bảo đảm 02 kênh truyền SCADA độc lập vật lý theo Quyết định 176/QĐ-EVN trước năm 2025.

Thứ hai, tái cấu trúc nhân sự và đào tạo cấp chứng chỉ vận hành. Phòng Tổ chức & Nhân sự phối hợp với Phòng Điều độ B01 tổ chức đào tạo và thi sát hạch cấp chứng chỉ Trưởng kíp, Trực phụ theo Thông tư 40/2014/TT-BCT và Quyết định 45/QĐ-ĐTĐL cho 100% nhân sự thuộc các TTVH-ĐK. Lộ trình triển khai hoàn thành trong giai đoạn 2021-2023, đồng thời bố trí phương án sắp xếp việc làm hợp lý cho lực lượng lao động dôi dư.

Thứ ba, chuẩn hóa quy trình phối hợp và an toàn thông tin mạng. Ban Viễn thông & CNTT triển khai lắp đặt tường lửa công nghiệp Ethernet Security Gateway, phân tách rạch ròi giữa mạng điều khiển OT và mạng văn phòng IT. Ban Điều độ ban hành đầy đủ các phiếu thao tác mẫu thao tác xa giữa Điều độ miền A1, trực ban B01 và TTVH-ĐK nhằm giảm thời gian duyệt phiếu xuống dưới 10 phút.

Thứ tư, hoàn thiện hệ thống phụ trợ và an ninh giám sát. Tại mỗi trạm biến áp 220 kV không người trực, đơn vị quản lý vận hành cần trang bị đồng bộ hệ thống camera nhiệt soi điểm phát nhiệt thiết bị, camera an ninh xoay 360 độ và tích hợp tín hiệu báo cháy tự động về màn hình giám sát tập trung tại TTVH-ĐK theo thời gian thực 24/7.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung và kết quả nghiên cứu của luận văn mang lại giá trị tham khảo chuyên sâu cho 4 nhóm đối tượng:

Thứ nhất, các kỹ sư tự động hóa, kỹ sư SCADA và chuyên viên kỹ thuật truyền tải điện. Nghiên cứu cung cấp tài liệu chi tiết về cấu hình mạng LAN kéo dài, sơ đồ kết nối cáp quang, cách thức cài đặt phần mềm máy tính kỹ sư và kỹ thuật truy cập bản ghi sự cố rơle từ xa.

Thứ hai, cán bộ quản lý, lãnh đạo tại Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) và các Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4. Luận văn là cơ sở thực tiễn để hoạch định chính sách chuyển đổi mô hình trạm biến áp không người trực, định biên lao động và tối ưu hóa chi phí vận hành cho hơn 150 trạm biến áp 220 kV - 500 kV trên toàn quốc.

Thứ ba, các đơn vị tư vấn thiết kế điện và nhà thầu tích hợp hệ thống công nghệ thông tin - tự động hóa. Tài liệu cung cấp danh mục cấu hình phần cứng, thiết bị chuyển mạch mạng, thủ tục truyền tin chuẩn IEC và giải pháp cấp nguồn DC/AC 4 nguồn độc lập cho trung tâm điều khiển.

Thứ tư, giảng viên, nghiên cứu sinh và học viên cao học ngành Kỹ thuật Điện, Tự động hóa và Hệ thống năng lượng. Luận văn đóng vai trò là một case study thực chứng điển hình về quá trình hiện đại hóa lưới điện truyền tải đáp ứng tiêu chuẩn lưới điện thông minh tại Việt Nam.

Câu hỏi thường gặp

Giải pháp điều khiển xa nào được lựa chọn tối ưu cho Công ty Truyền tải điện 1? Nghiên cứu đã lựa chọn Giải pháp 3: Thành lập các Trung tâm vận hành - điều khiển khu vực quản lý cụm từ 2 đến 3 trạm biến áp không người trực. Phương án này sử dụng 01 kênh truyền Fast Ethernet kéo dài mạng LAN để đưa máy tính HMI và Engineering về trung tâm, vừa tiết kiệm chi phí đầu tư vừa tối ưu hóa nhân lực vận hành.

Hạ tầng mạng truyền dẫn hiện hữu của PTC1 có đáp ứng được yêu cầu điều khiển xa không? Hạ tầng của PTC1 hoàn toàn đáp ứng tốt nhờ sở hữu 5.624 km cáp quang OPGW kết hợp trên đường dây 220 kV và 500 kV, cùng 118 thiết bị truyền dẫn quang chuẩn STM-1/16 và 2 hệ thống giám sát SDH, bảo đảm thiết lập 02 kênh truyền độc lập vật lý cho tín hiệu SCADA và kênh Ethernet tốc độ cao.

Hiệu quả giảm định biên lao động khi áp dụng mô hình cụm 3 trạm biến áp là bao nhiêu? Mô hình truyền thống cho 3 trạm biến áp yêu cầu 33 nhân viên vận hành (11 người mỗi trạm). Khi chuyển đổi sang mô hình TTVH-ĐK Nam Định, tổng số nhân sự quản lý 3 trạm giảm xuống còn 21 người (11 người trực tại trung tâm theo chế độ 3 ca 5 kíp và 10 người thuộc Tổ thao tác lưu động), giảm 36,4% lao động trực tiếp.

Thời gian di chuyển của Tổ thao tác lưu động đến hiện trường khi có sự cố được quy định như thế nào? Theo quy định kỹ thuật và phương án tổ chức, bán kính quản lý của mỗi Trung tâm vận hành - điều khiển và Tổ thao tác lưu động được tính toán bảo đảm thời gian di chuyển từ nơi trực đến bất kỳ trạm biến áp nào trong cụm không vượt quá 60 phút để kịp thời xử lý sự cố.

Các giao thức truyền thông cốt lõi nào được sử dụng trong hệ thống? Hệ thống sử dụng đồng bộ các chuẩn truyền thông tiêu chuẩn: IEC 61850 cho mạng điều khiển và bảo vệ nội bộ trạm biến áp, IEC 60870-5-104 cho truyền tin SCADA qua giao thức mạng TCP/IP về Điều độ miền A1, và giao thức ICCP để trao đổi dữ liệu giữa các trung tâm điều độ.

Kết luận

Luận văn đã giải quyết toàn diện bài toán khoa học và thực tiễn trong việc hiện đại hóa lưới điện truyền tải thông qua 5 kết luận và đóng góp then chốt:

  • Đã phân tích khoa học hiện trạng kỹ thuật của toàn bộ 54 trạm biến áp 220 kV trên địa bàn 28 tỉnh thành phía Bắc do Công ty Truyền tải điện 1 quản lý.
  • Đã so sánh đa tiêu chí và lựa chọn thành công Giải pháp 3 (mô hình Trung tâm vận hành - điều khiển khu vực kết hợp kéo dài mạng LAN) làm giải pháp tối ưu cho lưới truyền tải.
  • Đã thiết kế hoàn chỉnh cấu hình phần cứng, giao thức truyền thông, giải pháp an ninh mạng và phương án cấp nguồn tự dùng 4 nguồn độc lập cho TTVH-ĐK Nam Định quản lý cụm 3 trạm Nam Định, Thái Thụy và Trực Ninh.
  • Đã xây dựng phương án tổ chức lao động chuẩn mực theo quy định pháp luật hiện hành, giúp giảm ngay 36,4% định biên nhân sự trực tiếp tại cụm trạm thí điểm.
  • Xác lập lộ trình nhân rộng mô hình cho 100% các trạm biến áp 220 kV còn lại trong giai đoạn tiếp theo, tạo nền tảng vững chắc để chuyển đổi số toàn diện lưới điện truyền tải Việt Nam.