Tổng quan nghiên cứu

Quá trình hiện đại hóa và số hóa hạ tầng năng lượng là định hướng chiến lược của ngành điện Việt Nam, trọng tâm là mục tiêu chuyển đổi 100% trạm biến áp 110kV sang mô hình vận hành không người trực trong giai đoạn 2017-2020. Tại Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai, lưới điện quản lý có quy mô lớn với hơn 26 trạm biến áp 110kV, trên 240 đến 300 xuất tuyến trung thế 22kV và hơn 600 thiết bị đóng cắt thông minh như máy cắt tự đóng lại Recloser cùng cầu dao phụ tải LBS. Thực trạng này tạo ra áp lực vận hành đặc biệt nặng nề khi mỗi ca trực chỉ bố trí 2 điều độ viên nhưng phải xử lý khối lượng thao tác khổng lồ, điển hình là việc phải thực hiện thủ công trên 100 lần đóng/ngắt các giàn tụ bù mỗi ngày (khoảng 52 thao tác vào buổi sáng và 52 thao tác vào buổi chiều tối) để kiểm soát trào lưu công suất phản kháng theo quy định.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là ứng dụng phần mềm SmartVU của hãng Survalent (Canada) để thiết lập hệ thống tự động hóa toàn diện tại các trạm biến áp 110kV không người trực và tự động hóa lưới phân phối 22kV. Phạm vi nghiên cứu được triển khai thực nghiệm tại Trung tâm điều độ Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai, trạm biến áp 110kV Phú Thạnh, trạm biến áp 110kV Thống Nhất và 2 xuất tuyến trung thế 475 Quế Bằng, 476 Bình Hòa thuộc Điện lực Trị An. Nghiên cứu mang ý nghĩa thực tiễn sâu sắc khi giúp giải tỏa áp lực công việc cho điều độ viên, tối ưu hóa phân phối công suất vô công, giảm tổn thất điện năng trên lưới và 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 hệ thống thu thập số liệu và điều khiển giám sát (SCADA), hệ thống quản lý phân phối điện (DMS), hệ thống tự động hóa trạm biến áp (SAS) và hệ thống tự động hóa lưới phân phối (DAS) kết hợp thuật toán phát hiện, cô lập sự cố và tái lập cấp điện tự động (FDIR). Về kiến trúc phần mềm, hệ thống SmartVU của hãng Survalent được vận hành trên mô hình phân tán mở gồm ba thành phần chủ chốt: SCADA Server phụ trách quản lý cơ sở dữ liệu thời gian thực theo cấu trúc dự phòng nóng Redundancy; SCADA Client (SCADA Explorer) phục vụ cấu hình trạm, đường truyền, thiết bị đầu cuối và điểm dữ liệu; SmartVU HMI cung cấp giao diện tương tác người - máy trực quan trên nền bản đồ số.

Khung kỹ thuật của đề tài tập trung chuẩn hóa các giao thức truyền thông công nghiệp:

  • Giao thức IEC 60870-5-101 áp dụng cho truyền thông nối tiếp qua thiết bị chuyển đổi Terminal Server.
  • Giao thức IEC 60870-5-104 truyền thông trên nền mạng TCP/IP qua cổng chuẩn 2404.
  • Chuẩn giao tiếp IEC 61850 dành cho thiết bị điện tử thông minh IEDs trong trạm biến áp.
  • Cấu hình dữ liệu điểm trạng thái (Status Point) với 8 dạng Format Code (từ Format 1 đến Format 8) cho các biến đơn bit hoặc bit kép.
  • Cấu hình điểm đo lường (Analog Point) kết hợp các hệ số chuyển đổi Scale Factor, Offset và vùng triệt nhiễu tín hiệu Zero Clamp Deadband.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu nghiên cứu được trích xuất trực tiếp từ hệ thống SCADA/DMS trung tâm của Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai, bao gồm cơ sở dữ liệu vận hành thời gian thực của 26 trạm biến áp 110kV và hơn 240 xuất tuyến 22kV. Cỡ mẫu nghiên cứu thực nghiệm được lựa chọn có chủ đích bao gồm 2 trạm biến áp 110kV tiêu biểu (trạm Thống Nhất với bài toán điều khiển tụ bù, trạm Phú Thạnh với bài toán điều áp máy biến áp) và cụm 2 xuất tuyến liên lạc trung thế 22kV (tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa). Phương pháp chọn mẫu này đảm bảo tính đại diện cao cho lưới điện khu vực có mật độ phụ tải công nghiệp nặng, phức tạp và yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện khắt khe.

Phương pháp phân tích kết hợp giữa nghiên cứu lý thuyết chuyên sâu, tính toán dòng trào lưu công suất và mô phỏng thực nghiệm trực tiếp trên phần mềm SmartVU Server/Client. Việc lựa chọn phương pháp này xuất phát từ yêu cầu phải kiểm chứng chính xác các logic điều khiển tự động trước khi nạp vào máy chủ vận hành, đảm bảo an toàn tuyệt đối cho lưới điện thực tế. Toàn bộ quá trình thu thập thông số, lập trình cơ sở dữ liệu và thử nghiệm thuật toán được tiến hành liên tục từ năm 2017 nhằm hoàn thiện lộ trình tự động hóa đến năm 2020.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, nghiên cứu đã lập trình và ứng dụng thành công thuật toán tự động hóa đóng/ngắt giàn tụ bù C41 và C42 tại trạm biến áp 110/22kV Thống Nhất. Bằng cách giám sát liên tục trào lưu công suất phản kháng tại các ngăn lộ máy cắt 131, 132 và các ngăn tụ T401, T402, hệ thống tự động ra lệnh đóng/ngắt tụ chính xác theo ngưỡng cài đặt. Giải pháp này giúp cắt giảm 100% các thao tác thủ công của điều độ viên (loại bỏ hơn 52 lần đóng buổi sáng và 52 lần ngắt buổi chiều tối), đồng thời duy trì hệ số công suất Cos phi luôn ở mức tối ưu.

Thứ hai, tác giả đã cấu hình thành công chức năng tự động điều khiển nấc phân áp dưới tải (OLTC) cho máy biến áp 1T tại trạm 110/22kV Phú Thạnh thông qua cơ chế tự động hóa của SmartVU. Khi điện áp thanh cái 22kV dao động vượt quá giới hạn cho phép, phần mềm tự động phát lệnh tăng hoặc giảm nấc biến áp mà không cần sự can thiệp thủ công từ ca trực 2 điều độ viên, giúp điện áp đầu ra luôn duy trì trong phạm vi quy định của ngành điện.

Thứ ba, chức năng FDIR được triển khai thực nghiệm trên 2 tuyến trung thế 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa kết nối các thiết bị Recloser và LBS. Khi xảy ra sự cố giả định trên lưới, hệ thống SmartVU tự động xác định vị trí điểm sự cố, phát lệnh cô lập phân đoạn bị hỏng và tự động đóng máy cắt liên lạc để khôi phục điện cho toàn bộ các phân đoạn lành trong thời gian dưới 60 giây. So với quy trình xử lý sự cố thủ công mất từ 30 đến 45 phút trước đây, thời gian gián đoạn cấp điện đã giảm hơn 95%, trực tiếp kéo giảm chỉ số SAIDI và SAIFI của khu vực.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính mang lại hiệu quả vượt trội của giải pháp là việc khai thác triệt để kiến trúc xử lý của SmartVU kết hợp với mạng truyền dẫn cáp quang vòng kép khép kín đạt chuẩn IEC 61850-3. Cơ chế dự phòng nóng Redundancy giữa máy chủ Server 1 và Server 2 đảm bảo tính liên tục của dữ liệu với độ trễ truyền tin qua giao thức IEC 60870-5-104 dưới 1 giây. Việc chuyển đổi từ giám sát thụ động sang tự động hóa logic theo thuật toán điều khiển mềm giúp tối ưu hóa hiệu năng hệ thống mà không phát sinh thêm chi phí phần cứng đắt đỏ.

So với các nghiên cứu trước đây tại Việt Nam vốn chủ yếu sử dụng phần mềm MicroSCADA dừng lại ở mức thu thập dữ liệu và điều khiển từ xa đơn lẻ, việc tích hợp sâu các hàm tự động hóa mức DMS/DAS trên SmartVU tại Đồng Nai là một bước tiến vượt bậc. Dữ liệu vận hành thực tế có thể được trực quan hóa sinh động thông qua:

  • Biểu đồ đường biểu diễn sự biến thiên công suất phản kháng Q trong 24 giờ, minh chứng rõ nét việc điện áp thanh cái được san phẳng sau khi áp dụng tự động đóng ngắt tụ.
  • Bảng so sánh ma trận logic trạng thái đóng/ngắt của 2 xuất tuyến 475 và 476 trước và sau sự cố, hiển thị chính xác số lượng khách hàng được khôi phục điện tức thời theo từng phân đoạn phụ tải.

Đề xuất và khuyến nghị

  • Nâng cấp hạ tầng truyền thông và chuẩn hóa kết nối IEDs: Ban Giám đốc và Phòng Kỹ thuật Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai cần chỉ đạo chuyển đổi toàn bộ các đường truyền nối tiếp IEC 60870-5-101 còn lại sang giao thức mạng IEC 60870-5-104 trên cổng TCP/IP 2404. Mục tiêu đạt 100% thiết bị tại 26 trạm biến áp 110kV kết nối mạng vòng cáp quang khép kín hoàn thành trong giai đoạn 2017-2018.
  • Mở rộng quy mô tích hợp thiết bị đóng cắt thông minh: Các Điện lực trực thuộc phối hợp cùng Phòng Điều độ tiến hành khảo sát, cải tạo và kết nối thêm hơn 600 thiết bị Recloser và LBS trên toàn bộ lưới điện trung thế 22kV về trung tâm điều khiển SmartVU. Mục tiêu đạt tỷ lệ 100% xuất tuyến trung thế có thiết bị phân đoạn thông minh trước năm 2020.
  • Ứng dụng diện rộng giải thuật tự động hóa FDIR và kiểm soát VAr/Volt: Tổ cấu hình SCADA thuộc Phòng Điều độ cần nhân rộng mô hình tự động điều khiển nấc máy biến áp và đóng/ngắt tụ bù cho toàn bộ các trạm 110kV còn lại; kích hoạt module FDIR tự động cho trên 240 xuất tuyến phân phối nhằm giảm tổn thất điện năng kỹ thuật khoảng 0,2% đến 0,5% và giảm chỉ số SAIDI tối thiểu 20% mỗi năm.
  • Tăng cường an ninh mạng hệ thống điều khiển công nghiệp (OT/IT): Đơn vị chuyên trách công nghệ thông tin cần áp dụng nghiêm ngặt các tiêu chuẩn NERC CIP và NIST, cấu hình phân quyền người dùng Access Control chặt chẽ theo từng Zone Group trong SCADA Explorer, đồng thời trang bị hệ thống tường lửa chuyên dụng IPS/IDS để đảm bảo độ sẵn sàng của hệ thống đạt 99,99%.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

  • Kỹ sư điều độ và kỹ sư hệ thống SCADA/DMS: Tiếp cận tài liệu hướng dẫn chuyên sâu về cấu hình cơ sở dữ liệu trạm biến áp, phân loại biến trạng thái, định dạng Format Code và thiết kế giao diện vận hành HMI SmartVU phục vụ công tác giám sát trạm không người trực.
  • Cán bộ quản lý kỹ thuật tại các Tổng công ty và Công ty Điện lực: Tham khảo mô hình kiến trúc phần cứng máy chủ dự phòng nóng Redundancy, giải pháp thiết lập mạng cáp quang vòng kép và phương án tối ưu hóa chỉ số SAIDI/SAIFI cho lưới phân phối với chi phí hợp lý.
  • Học viên cao học và nhà nghiên cứu chuyên ngành Kỹ thuật điện: Khai thác nguồn tài liệu thực chứng phong phú về giải thuật FDIR, phương pháp điều khiển điện áp và điều độ công suất phản kháng tự động trong quá trình nghiên cứu phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid).
  • Các đơn vị tư vấn thiết kế và tích hợp hệ thống điện lực: Ứng dụng các quy trình chuẩn hóa về lập trình cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104 và tiêu chuẩn IEC 61850 để thiết kế các dự án trạm 110kV kỹ thuật số.

Câu hỏi thường gặp

Phần mềm SmartVU giữ vai trò gì trong hệ thống SCADA/DMS của Điện lực Đồng Nai? SmartVU là phân hệ giao diện người - máy (HMI) đồ họa chạy trên nền tảng Windows, kết nối trực tiếp với máy chủ SCADA Server. Phần mềm này cho phép hiển thị sơ đồ một sợi của 26 trạm biến áp 110kV và hơn 240 xuất tuyến 22kV, giúp điều độ viên giám sát thông số thời gian thực, điều khiển thiết bị từ xa và tự động hóa các tác vụ vận hành an toàn.

Tại sao việc tự động hóa đóng/ngắt giàn tụ bù tại trạm 110kV Thống Nhất lại mang tính cấp thiết? Trước đây, điều độ viên phải thực hiện thủ công trên 100 thao tác đóng/ngắt mỗi ngày (khoảng 52 lần buổi sáng và 52 lần buổi chiều) trên các giàn tụ C41, C42. Tự động hóa giúp loại bỏ nguy cơ thao tác nhầm, giải phóng sức lao động cho ca trực và duy trì công suất phản kháng tối ưu theo đúng quy định của Tổng công ty Điện lực miền Nam.

Giao thức IEC 60870-5-104 có ưu điểm gì vượt trội so với giao thức IEC 60870-5-101? Giao thức IEC 60870-5-104 hoạt động trên nền tảng mạng TCP/IP qua cổng chuẩn 2404 và hạ tầng cáp quang, mang lại tốc độ truyền dữ liệu cao, thời gian đáp ứng dưới 1 giây và khả năng mở rộng linh hoạt. Ngược lại, IEC 60870-5-101 sử dụng truyền thông nối tiếp tuần tự nên tốc độ bị giới hạn và dễ suy hao tín hiệu trên khoảng cách xa.

Chức năng FDIR trên 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa xử lý sự cố như thế nào? Khi xuất hiện sự cố ngắn mạch, các thiết bị Recloser và LBS ghi nhận tín hiệu truyền về máy chủ SCADA. Thuật toán FDIR sẽ tự động tính toán, ra lệnh cô lập phân đoạn đường dây bị sự cố và đóng thiết bị liên lạc để cấp điện trở lại cho các phân đoạn lành trong vòng dưới 60 giây, giảm thiểu số lượng khách hàng mất điện kéo dài.

Cơ sở dữ liệu trên phần mềm SCADA Explorer được tổ chức như thế nào? Cơ sở dữ liệu được cấu trúc theo dạng cây phân cấp logic bao gồm Station, Communication Line, RTU và các biến điểm dữ liệu Status/Analog Point. Mỗi điểm dữ liệu được gán một Format Code từ 1 đến 8 đối với tín hiệu trạng thái và quy định các hệ số Scale Factor, Offset, Clamp Deadband nhằm đảm bảo lọc sạch nhiễu và đo lường chính xác.

Kết luận

  • Luận văn đã xây dựng bộ tài liệu kỹ thuật hoàn chỉnh và áp dụng thành công phần mềm SmartVU của hãng Survalent để tự động hóa lưới điện tỉnh Đồng Nai.
  • Thực hiện tự động hóa thành công giàn tụ bù tại trạm 110kV Thống Nhất, cắt giảm hơn 100 thao tác thủ công mỗi ngày của điều độ viên.
  • Hoàn thiện giải pháp tự động điều chỉnh nấc phân áp máy biến áp 1T trạm 110kV Phú Thạnh, giữ độ lệch điện áp luôn trong ngưỡng an toàn.
  • Kiểm chứng hiệu quả giải thuật FDIR trên 2 xuất tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa, rút ngắn thời gian xử lý sự cố từ 45 phút xuống dưới 1 phút.
  • Thiết lập cơ sở kỹ thuật vững chắc để chuyển đổi toàn diện 26 trạm biến áp 110kV sang không người trực và kết nối hơn 600 Recloser/LBS đến năm 2020.

Đề tài là công trình nghiên cứu ứng dụng có giá trị thực tiễn cao, đóng góp quan trọng vào tiến trình xây dựng lưới điện thông minh tại Việt Nam. Các đơn vị quản lý vận hành điện lực nên nhanh chóng nghiên cứu, tiếp nhận và triển khai mô hình tự động hóa này để tối ưu hóa chi phí vận hành và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng ngay hôm nay.