Tổng quan nghiên cứu

Trong bối cảnh đô thị hóa mạnh mẽ và nhu cầu tiêu thụ điện năng tăng trưởng không ngừng tại khu vực kinh tế trọng điểm phía Nam, hệ thống lưới điện do Tổng Công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh (EVNHCMC) quản lý đóng vai trò mạch máu bảo đảm an ninh năng lượng. Tính đến giai đoạn thực hiện đề tài năm 2017, lưới điện truyền tải và phân phối của thành phố tiếp nhận công suất từ 6 trạm biến áp 500kV với tổng dung lượng 7.050 MVA, 13 trạm 220kV đạt tổng công suất 7.000 MVA, cùng mạng lưới 52 trạm biến áp 110kV với tổng công suất đặt lên đến 7.029 MVA và 634,43 km đường dây 110kV.

Trước áp lực mở rộng không ngừng của phụ tải, mô hình quản lý vận hành truyền thống bộc lộ nhiều điểm nghẽn nghiêm trọng khi đòi hỏi từ 10 đến 12 nhân viên trực ca thường xuyên cho mỗi trạm 110kV. Cơ chế này vừa làm gia tăng chi phí vận hành thường xuyên (OPEX), vừa tạo ra nguy cơ gián đoạn cung cấp điện do sự cố thao tác nhầm lẫn từ con người. Mục tiêu cốt lõi của đề tài là nghiên cứu xây dựng bộ tiêu chí kỹ thuật toàn diện, đề xuất giải pháp cải tạo các trạm hiện hữu và thiết kế mới các trạm biến áp 110kV vận hành ở chế độ không người trực.

Phạm vi nghiên cứu bao quát toàn bộ lưới điện 110kV khu vực TP. Hồ Chí Minh trong giai đoạn 2015 – 2017, tập trung sâu vào các công trình điển hình như trạm GIS 110kV Tân Sơn Nhất, trạm 220kV Củ Chi 2 và thiết kế mới trạm 110kV Tham Lương công suất 2x63 MVA. Ý nghĩa thực tiễn của công trình thể hiện ở việc cắt giảm 100% nhân lực trực ca tại chỗ, tối ưu hóa độ tin cậy cung cấp điện thông qua việc cải thiện các chỉ số SAIFI/SAIDI, đồng thời hiện thực hóa Quyết định 492/QĐ-EVN nhằm hoàn thành mục tiêu 100% trạm biến áp 110kV được điều khiển xa từ Trung tâm Điều độ vào cuối năm 2017.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng lý thuyết Tự động hóa trạm biến áp (Substation Automation System - SAS) hiện đại và kiến trúc Giám sát, Điều khiển và Thu thập Dữ liệu kết hợp Quản lý Phân phối (SCADA/DMS). Trục công nghệ xương sống của mô hình trạm không người trực là tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850 dành cho mạng truyền thông và hệ thống bảo vệ tích hợp trong trạm, thay thế cho các giao thức nối tiếp truyền thống như IEC 60870-5-103. Tiêu chuẩn này cho phép chuẩn hóa việc trao đổi dữ liệu kỹ thuật số tốc độ cao giữa các Thiết bị điện tử thông minh (IED) và Khối điều khiển ngăn lộ (Bay Control Unit - BCU).

Bên cạnh đó, nghiên cứu tích hợp Khung Mô hình Thông tin Chung (Common Information Model - CIM) theo tiêu chuẩn IEC 61970 và IEC 61968 nhằm đồng bộ hóa cơ sở dữ liệu thời gian thực (RTDB) với Hệ thống Thông tin Địa lý (GIS) và Hệ thống Quản trị Dữ liệu Đo đếm (MDMS). Bốn khái niệm kỹ thuật trọng tâm xuyên suốt công trình gồm: Trạm cách điện khí thu gọn không gian (GIS), Trạm cách điện không khí ngoài trời (AIS), Cổng giao tiếp dữ liệu Gateway/RTU, và Giao thức truyền thông liên trung tâm ICCP kết nối giữa Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TPHCM (HCMCLDC) và Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Miền Nam (A2).

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu của đề tài được trích xuất trực tiếp từ hồ sơ vận hành thực tế của 52 trạm biến áp 110kV, 13 trạm 220kV và 5.846 km đường dây trung thế thuộc quyền quản lý của EVNHCMC và Công ty Truyền tải điện 4. Cỡ mẫu nghiên cứu chuyên sâu bao gồm 7 trạm thí điểm chuyển đổi (Láng Cát, Bình Trị Đông, Tân Bình 3, Tân Sơn Nhất, Tân Quy, Phú Mỹ Hưng A, Đa Kao) cùng 2 dự án xây dựng mới trọng điểm là trạm 220kV Củ Chi 2 và trạm 110kV Tham Lương.

Phương pháp chọn mẫu có chủ đích kết hợp phân tầng công nghệ (bao gồm cả trạm GIS trong khu vực nội thành hạn chế diện tích và trạm AIS ngoại thành) được áp dụng nhằm phản ánh đầy đủ các điều kiện làm việc thực tế của hệ thống điện đô thị đặc thù.

Về phương pháp phân tích, tác giả lựa chọn kết hợp phân tích kỹ thuật hệ thống nhị thứ, tính toán mô phỏng trào lưu công suất và dòng ngắn mạch thông qua phần mềm PowerFactory (DIgSILENT - CHLB Đức), dự báo phụ tải bằng mạng nơ-ron nhân tạo NeuralPower, cùng phương pháp đánh giá kinh tế - tài chính so sánh chi phí đầu tư ban đầu (CAPEX) và chi phí vận hành (OPEX) trong vòng đời dự án 20 năm. Toàn bộ chuỗi dữ liệu và giải pháp được thẩm định trong khung thời gian từ năm 2015 đến tháng 08 năm 2017.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, về mặt tối ưu hóa vận hành và nguồn nhân lực, việc chuyển đổi thành công sang mô hình không người trực giúp giảm 100% nhân sự trực vận hành thường xuyên tại trạm (từ định biên 10 đến 12 kỹ thuật viên mỗi trạm xuống còn 0 người trực tiếp, chỉ duy trì 01 vị trí bảo vệ an ninh ngoại vi). Sự thay đổi này giúp triệt tiêu hoàn toàn các sự cố do thao tác nhầm lẫn của điều hành viên tại trạm, đồng thời gia tăng năng suất lao động cho toàn đơn vị.

Thứ hai, về năng lực truyền thông và độ ổn định mạng, kiến trúc mạng nội bộ LAN tại trạm được thiết kế theo sơ đồ mạch vòng kép (Dual Ring) kết nối với hệ thống BCU C264 (cấu hình Main và Backup dự phòng song song) đạt thời gian chuyển mạch dự phòng tức thời dưới hoặc bằng 10 mili-giây khi xảy ra sự cố đứt tuyến cáp. Độ chính xác đồng bộ thời gian từ hệ thống vệ tinh GPS đạt sai số dưới 1 microsecond, hỗ trợ phân tích chính xác tuyệt đối các bản ghi sự cố trong toàn hệ thống SCADA/DMS đưa vào vận hành từ tháng 04 năm 2017.

Thứ ba, kết quả khảo sát thực tế ghi nhận trên 95% số lượng trạm 110kV trên địa bàn TP. Hồ Chí Minh đã đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật điều khiển xa vào đầu năm 2017 và hoàn thành 100% trước cuối năm 2017. Hệ thống nguồn điện tự dùng của trạm đạt độ tin cậy xấp xỉ 100% nhờ giải pháp cấp nguồn 4 cấp độc lập (02 nguồn tự dùng lấy từ thanh cái nội bộ 15/22kV, 01 nguồn hạ thế lưới ngoài và 01 hệ thống dàn ắc quy DC 110V/220V).

Thứ tư, nghiên cứu hoàn thiện việc tích hợp giải pháp giám sát online đa thông số gồm: đo phóng điện cục bộ (PD) bằng cảm biến âm thanh Acoustic, camera ảnh nhiệt kiểm tra mối nối, phân tích khí hòa tan trong dầu MBA (DGA) và hệ thống camera an ninh 16 kênh giám sát toàn diện 100% khu vực thiết bị.

Thảo luận kết quả

Thành công của mô hình trạm không người trực bắt nguồn từ sự đồng bộ giữa chuẩn giao thức IEC 61850 và mạng truyền dẫn cáp quang MAN2 vật lý độc lập kết nối đồng thời về HCMCLDC và A2. Việc thay thế cáp đồng nhị thứ truyền thống bằng mạng cáp quang kỹ thuật số giúp giảm hơn 70% khối lượng cáp nối trung gian, loại bỏ hoàn toàn hiện tượng suy hao và nhiễu điện từ trường trong môi trường điện áp cao.

Khi đối chiếu với các mô hình quốc tế như trạm ngầm của Công ty Điện lực Tokyo (TEPCO - Nhật Bản) và hệ thống điều khiển xa của Công ty Điện lực Quốc gia Malaysia (TNB), giải pháp áp dụng tại trạm 110kV Tân Sơn Nhất và trạm Tham Lương đã được nội địa hóa tối ưu. Cụ thể, thiết kế nhà Bay Housing kết hợp thiết bị GIS trong nhà giúp tiết kiệm hơn 60% diện tích đất xây dựng so với trạm AIS ngoài trời, đồng thời giảm khoảng 20% tổng mức đầu tư nhờ tận dụng năng lực kỹ thuật và chuỗi cung ứng trong nước.

Để làm rõ tính thuyết phục của các kết quả nghiên cứu, dữ liệu được trực quan hóa thông qua ba phương thức hiển thị: (1) Bảng so sánh chi phí vận hành 20 năm giữa trạm truyền thống và trạm không người trực, thể hiện rõ đường cong tiết kiệm chi phí OPEX lũy kế; (2) Biểu đồ phân tích độ trễ truyền dữ liệu mạng LAN Ring dưới 10 mili-giây; và (3) Sơ đồ nguyên lý một sợi thời gian thực hiển thị trạng thái đóng cắt máy cắt và công suất truyền tải trực tiếp trên giao diện HMI của Trung tâm OCC.

Đề xuất và khuyến nghị

  1. Chuẩn hóa và thay thế 100% rơle bảo vệ sang giao thức IEC 61850: Tổng Công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh và Công ty Lưới điện Cao thế cần triển khai lộ trình thay thế các rơle kỹ thuật số thế hệ cũ sử dụng giao thức IEC 60870-5-103 sang chuẩn IEC 61850 trong giai đoạn 2017 - 2020 nhằm bảo đảm tính tương thích đa hãng sản xuất và kết nối đồng bộ về Gateway.
  2. Nâng cấp hệ thống giám sát an ninh và phòng cháy chữa cháy tự động: Trang bị hệ thống camera IP 16 kênh xoay 360 độ kết hợp cảm biến hồng ngoại hàng rào chống đột nhập cho 100% trạm 110kV; tích hợp hệ thống chữa cháy phun sương tự động bằng nước cho máy biến áp lực 40 MVA và 63 MVA, bảo đảm tự động truyền tín hiệu cảnh báo về Trung tâm OCC trong thời gian dưới 5 giây.
  3. Hoàn thiện hạ tầng mạng truyền thông kép và nguồn tự dùng dự phòng: Thiết lập cấu hình mạng cáp quang MAN2 vật lý độc lập 2 hướng riêng biệt về HCMCLDC và Điều độ A2; duy trì cơ chế chuyển đổi nguồn tự dùng AC/DC 4 cấp nhằm bảo đảm hệ số sẵn sàng của hệ thống điều khiển đạt trên 99,99%.
  4. Tái cấu trúc mô hình nhân sự và thành lập các tổ thao tác lưu động: Chuyển đổi lực lượng trực ca truyền thống thành các Đội Quản lý vận hành lưu động phụ trách cụm từ 3 đến 5 trạm, ban hành quy chế ứng trực bảo đảm thời gian có mặt tại hiện trường xử lý sự cố bất thường dưới 20 phút.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

  1. Kỹ sư quản lý và vận hành lưới điện tại EVN và các Tổng công ty Điện lực: Cung cấp cẩm nang thực tiễn về cấu hình SCADA/DMS, chuẩn hóa IEC 61850, vận hành giao diện HMI và quy trình thao tác điều khiển xa từ Trung tâm OCC/LDC.
  2. Chuyên gia và kỹ sư tư vấn thiết kế công trình điện lực: Cung cấp giải pháp tính toán mặt bằng trạm GIS, thiết kế nhà Bay Housing, cấu hình mạch nhị thứ và hệ thống PCCC tự động điển hình cho các dự án xây dựng mới như trạm 110kV Tham Lương và Tân Sơn Nhất.
  3. Giảng viên, nghiên cứu sinh và học viên chuyên ngành Kỹ thuật điện: Sử dụng làm tài liệu nghiên cứu học thuật về tự động hóa trạm biến áp, lưới điện thông minh (Smart Grid), mô hình thông tin CIM (IEC 61970/61968) và công nghệ chẩn đoán sự cố online thiết bị điện áp cao.
  4. Nhà quản lý và hoạch định chính sách ngành năng lượng: Khai thác cơ sở dữ liệu định lượng và phương pháp phân tích so sánh kinh tế - kỹ thuật nhằm xây dựng chiến lược chuyển đổi số và tối ưu hóa chi phí đầu tư dài hạn cho hệ thống điện quốc gia.

Câu hỏi thường gặp

Mô hình trạm biến áp 110kV không người trực mang lại hiệu quả kinh tế cụ thể như thế nào so với trạm truyền thống? Mô hình trạm không người trực giúp loại bỏ hoàn toàn chi phí duy trì đội ngũ trực ca 10 đến 12 người tại mỗi trạm, tiết kiệm hàng trăm triệu đồng chi phí nhân sự và vận hành hàng năm. Đồng thời, việc ứng dụng chuẩn kỹ thuật số giúp giảm hơn 70% khối lượng cáp đồng nhị thứ và thiết bị phụ trợ, tối ưu hóa chi phí đầu tư theo vòng đời 20 năm của công trình.

Giao thức IEC 61850 đóng vai trò cốt lõi như thế nào trong trạm biến áp không người trực? Tiêu chuẩn IEC 61850 chuẩn hóa cấu trúc truyền thông kỹ thuật số tốc độ cao, cho phép các thiết bị IED và bộ điều khiển BCU của nhiều nhà sản xuất khác nhau giao tiếp thông suốt trên mạng LAN trạm. Giao thức này hỗ trợ truyền thông điệp GOOSE và Sampled Values với độ trễ cực thấp chỉ vài mili-giây, thay thế hoàn toàn hệ thống dây nối tín hiệu truyền thống bằng cáp quang an toàn.

Làm thế nào để bảo đảm an ninh và an toàn phòng cháy chữa cháy khi không có người trực tại trạm? Trạm được trang bị hệ thống an ninh đa lớp gồm hàng rào cảm biến hồng ngoại chống đột nhập kết hợp từ 11 đến 16 kênh camera IP xoay 360 độ. Đối với công tác PCCC, hệ thống báo cháy tự động được kết nối liên động với giàn phun sương chữa cháy máy biến áp 63 MVA và hệ thống bình khí CO2 hầm cáp, tự động kích hoạt chữa cháy và gửi cảnh báo về OCC trong dưới 5 giây.

Hệ thống SCADA/DMS tại HCMCLDC thực hiện giám sát và điều khiển trạm không người trực ra sao? Được vận hành chính thức từ tháng 04 năm 2017, hệ thống SCADA/DMS Alstom tại HCMCLDC thu thập toàn bộ dữ liệu thời gian thực từ trạm qua đường truyền cáp quang MAN2 độc lập. Điều độ viên có thể theo dõi đầy đủ các thông số công suất, dòng áp, điều khiển đóng cắt máy cắt từ xa và trao đổi dữ liệu với Điều độ A2 thông qua giao thức ICCP.

Yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống nguồn điện tự dùng trong trạm 110kV không người trực là gì? Hệ thống tự dùng phải duy trì độ tin cậy xấp xỉ 100% thông qua cấu hình 4 nguồn cấp độc lập: 02 nguồn nội bộ từ thanh cái 15/22kV, 01 nguồn hạ thế lưới ngoài độc lập và 01 hệ thống dàn ắc quy DC 110V/220V chất lượng cao. Cấu hình này bảo đảm hệ thống giám sát, bảo vệ và điều khiển luôn được cấp điện liên tục 24/7.

Kết luận

Luận văn đã giải quyết toàn diện bài toán tự động hóa lưới điện với 5 đóng góp học thuật và thực tiễn nổi bật:

  • Xây dựng thành công bộ tiêu chí kỹ thuật chuẩn mực cho việc cải tạo trạm 110kV hiện hữu và thiết kế mới trạm không người trực phù hợp với điều kiện vận hành tại TP. Hồ Chí Minh.
  • Đề xuất kiến trúc tự động hóa nhị thứ tích hợp trên nền tảng IEC 61850 và mạng LAN kép, bảo đảm thời gian chuyển mạch dự phòng dưới hoặc bằng 10 mili-giây cùng độ sai số đồng bộ thời gian GPS dưới 1 microsecond.
  • Thiết lập giải pháp an toàn đa tầng với hệ thống nguồn tự dùng 4 cấp đạt độ tin cậy xấp xỉ 100%, hệ thống PCCC phun sương tự động và giám sát an ninh 16 kênh camera chuyên dụng.
  • Ứng dụng thiết kế mẫu thành công vào dự án thực tế trạm 110kV Tham Lương (2x63 MVA) và đúc kết kinh nghiệm vận hành thực chứng từ trạm GIS 110kV Tân Sơn Nhất.
  • Chứng minh hiệu quả kinh tế - kỹ thuật thông qua việc cắt giảm 100% nhân lực trực ca (giảm từ 10 đến 12 người mỗi trạm), hoàn thành mục tiêu 100% trạm biến áp 110kV điều khiển xa trong năm 2017.

Về lộ trình tiếp theo trong giai đoạn 2017 - 2020, EVNHCMC và các đơn vị thành viên cần tiếp tục đẩy mạnh thay thế 100% rơle thế hệ cũ sang chuẩn IEC 61850, mở rộng quy mô Trung tâm Giám sát Vận hành (OCC) và hoàn thiện hệ sinh thái lưới điện thông minh. Việc chuyển đổi sang mô hình trạm biến áp không người trực là bước đi tất yếu và mang tính đột phá; các kỹ sư, nhà nghiên cứu và đơn vị quản lý năng lượng cần tích cực làm chủ công nghệ này để thúc đẩy quá trình hiện đại hóa ngành điện bền vững.