Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện tỉnh Sơn La được cấp nguồn chính từ 06 trạm biến áp 110kV với tổng công suất định mức 228 MVA, phân bố trên địa bàn miền núi trải rộng và hiểm trở. Với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân đạt 15-16%/năm, công suất cực đại tại khu vực trung tâm thành phố Sơn La đã đạt 52MW vào năm 2019 và dự báo chạm mốc 70MW vào năm 2025. Thực tế vận hành cho thấy khoảng 75% sự cố trên hệ thống đường dây phân phối trên không là sự cố thoáng qua. Tuy nhiên, việc thiếu cơ chế giám sát và điều khiển tập trung đối với các thiết bị đóng cắt tự động Recloser cùng hàng chục nhà máy thủy điện vừa và nhỏ đấu nối rải rác đã khiến quá trình khoanh vùng sự cố kéo dài, gây quá tải cục bộ và làm suy giảm độ tin cậy cung cấp điện.

Vấn đề nghiên cứu trọng tâm là giải quyết sự thiếu đồng bộ giữa hệ thống SCADA trung tâm với các thiết bị phân đoạn ngoại vi và các nguồn phát độc lập. Mục tiêu cụ thể của công trình là nghiên cứu kiến trúc phần cứng, phần mềm hệ thống SCADA tại Trung tâm Điều khiển xa Công ty Điện lực Sơn La, từ đó xây dựng giải pháp kỹ thuật ghép nối toàn diện các máy cắt Recloser và thiết bị nhà máy thủy điện vào hệ thống phần mềm Siemens Spectrum Power 5.

Phạm vi nghiên cứu bao quát toàn bộ lưới điện trung và cao thế trên địa bàn 11 huyện, thành phố thuộc tỉnh Sơn La trong giai đoạn 2019-2020, định hướng mở rộng đến năm 2025. Ý nghĩa của nghiên cứu thể hiện trực tiếp qua việc tối ưu hóa các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện như SAIFI, SAIDI và MAIFI, rút ngắn thời gian xử lý sự cố từ nhiều giờ xuống dưới 5 phút, đồng thời tối ưu hóa chế độ vận hành kinh tế - kỹ thuật cho toàn bộ lưới điện khu vực Tây Bắc.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu ứng dụng nền tảng lý thuyết điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu thời gian thực SCADA kết hợp với hệ thống quản lý năng lượng EMS và hệ thống quản lý vận hành lưới phân phối DMS. Kiến trúc điều khiển phân tán cho phép tích hợp luồng dữ liệu hai chiều giữa trung tâm và các thiết bị trường. Khung tiêu chuẩn truyền thông công nghiệp đóng vai trò then chốt, bao gồm giao thức IEC 60870-5-104 truyền thông qua mạng TCP/IP, IEC 60870-5-101, IEC 61850 và chuẩn mô hình thông tin chung CIM nhằm chuẩn hóa ngữ nghĩa và cú pháp dữ liệu cấu trúc XML.

Mô hình an toàn thông tin được xây dựng nghiêm ngặt theo bộ tiêu chuẩn bảo vệ cơ sở hạ tầng trọng yếu NERC CIP từ CIP-002 đến CIP-009, đảm bảo kiểm soát truy cập từ mức nhận diện tài sản đến kế hoạch khôi phục sau sự cố. Các khái niệm cốt lõi được chuẩn hóa gồm: cơ chế dự phòng nóng Hot/Standby, điểm dữ liệu đo lường và trạng thái (datapoint), phân đoạn mạng ảo VLAN và chu trình tự đóng lặp lại của máy cắt Recloser.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu của đề tài được thu thập trực tiếp từ cơ sở dữ liệu thời gian thực của 04 máy chủ Dell PowerEdge R730 tại Trung tâm Điều khiển xa Sơn La, nhật ký vận hành lưới điện phân phối 22kV, 35kV và hồ sơ kỹ thuật của hơn 10 nhà máy thủy điện vừa và nhỏ trên địa bàn. Nghiên cứu sử dụng phương pháp phân tích thực nghiệm kết hợp mô hình hóa hệ thống và kiểm thử điểm - điểm (point-to-point) trên đường truyền vật lý.

Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm toàn bộ hệ thống thiết bị đo lường điều khiển tại 06 trạm biến áp 110kV, kết hợp mẫu đại diện điển hình là máy cắt Recloser phân đoạn 373/172 Cao Đa (huyện Phù Yên) thuộc dòng Schneider ADVC và Nhà máy Thủy điện Nậm Trai công suất 12MW (huyện Mường La) trang bị hệ thống điều khiển ABB. Phương pháp chọn mẫu có chủ đích được lựa chọn vì hai đối tượng này đại diện đầy đủ cho các thách thức kỹ thuật phức tạp nhất về khoảng cách địa lý xa trên 60km, địa hình đồi núi chia cắt và chủng loại thiết bị phổ biến trên lưới.

Lý do lựa chọn phương pháp phân tích tích hợp cấu hình trực tiếp trên nền tảng Siemens Spectrum Power 5 là nhằm đảm bảo tính tương thích công nghiệp tuyệt đối, không làm gián đoạn dòng dữ liệu đang vận hành và tận dụng tối đa hạ tầng số sẵn có mà không phát sinh chi phí đầu tư phần mềm mới. Toàn bộ quá trình thu thập số liệu, cấu hình thử nghiệm và đánh giá ổn định được thực hiện liên tục trong khung thời gian từ tháng 01/2019 đến tháng 10/2020.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình khảo sát và đo lường thực tế trên hệ thống đã xác định 4 phát hiện cốt lõi mang tính đột phá:

Thứ nhất, dù 75% sự cố lưới điện trên không mang tính thoáng qua nhưng do các Recloser chưa được kết nối về trung tâm, việc ghi nhận dữ liệu hoàn toàn thủ công khiến thời gian thao tác cô lập sự cố kéo dài trung bình từ 45 đến 90 phút cho mỗi vụ việc, gây lãng phí khoảng 60% nhân lực di chuyển hiện trường.

Thứ hai, sự gia tăng nhanh chóng của các nguồn thủy điện nhỏ với tổng công suất phát xấp xỉ công suất cực đại toàn tỉnh (vượt 52MW) đã gây ra hiện tượng tăng điện áp cục bộ từ 5% đến 10% và quá tải từ 20% đến 30% trên các tuyến đường dây 35kV liên huyện vào mùa mưa do thiếu công cụ giám sát công suất phát P và Q theo thời gian thực.

Thứ ba, việc thiết lập hạ tầng mạng phần cứng mới với Switch Layer 3 Juniper EX 3400 chia tách 03 VLAN độc lập kết hợp 02 máy chủ thu thập dữ liệu cấu hình Hot/Standby đã mở rộng khả năng tiếp nhận hệ thống lên trên 50.000 điểm dữ liệu, phân chia linh hoạt hơn 100 khu vực chuyên trách mà không gây suy giảm hiệu năng xử lý.

Thứ tư, kết quả thử nghiệm ghép nối thực tế Recloser 373/172 Cao Đa và Nhà máy Thủy điện Nậm Trai 12MW thông qua giao thức IEC 60870-5-104 trên kênh truyền cáp quang E1 Viettel cho thấy thời gian trễ truyền tín hiệu được kiểm soát nghiêm ngặt dưới 5 giây, độ chính xác của các gói tin trạng thái và đo lường đạt 100%.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính của những hạn chế trước đây bắt nguồn từ khoảng cách địa lý giữa các trạm biến áp 110kV quá xa (nhiều tuyến đường dây dài trên 100km như tuyến Sông Mã, Mường La), dẫn đến sụt áp sâu cuối nguồn và hạn chế băng thông truyền dẫn cũ. So với các công trình nghiên cứu tự động hóa lưới điện tại các đô thị đồng bằng vốn chỉ tập trung vào trạm 110kV, giải pháp của luận văn đã giải quyết triệt để bài toán tích hợp phân tán cho lưới điện địa hình đồi núi dốc, kết hợp hài hòa giữa quyền điều độ của công ty điện lực và quyền vận hành của nhà máy thủy điện tư nhân.

Dữ liệu vận hành thực nghiệm có thể được trực quan hóa sinh động thông qua sơ đồ nguyên lý đơn tuyến HMI trên màn hình Wall Display 65 inch, biểu đồ trào lưu công suất tác dụng P và phản kháng Q theo từng chu kỳ 15 phút, 30 phút, cùng các bảng tổng hợp cảnh báo phân loại theo mức độ ưu tiên. Việc chuyển đổi thành công từ phương thức kiểm tra định kỳ sang điều khiển từ xa thời gian thực giúp giảm thiểu tối đa các sai số chủ quan do con người, nâng cao chỉ số an toàn lao động và tạo tiền đề vững chắc cho lộ trình chuyển đổi lưới điện thông minh Smart Grid.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả nghiên cứu thực nghiệm, bốn nhóm giải pháp hành động cụ thể được đề xuất nhằm hoàn thiện công tác vận hành hệ thống SCADA:

Chuẩn hóa và đồng bộ hóa phần cứng chuyển đổi giao thức tại hiện trường: Tiến hành thay thế toàn bộ các thiết bị truyền dẫn không dây thế hệ cũ sang thiết bị chuyển đổi quang điện công nghiệp chuẩn Ethernet cho 100% Recloser hiện hữu (đặc biệt là các tủ điều khiển Nulec PTCC, Cooper FXD, Schneider ADVC). Mục tiêu đạt tỷ lệ tự động hóa 100% Recloser trước quý IV/2023, do Phòng Kỹ thuật và Trung tâm Viễn thông Công nghệ thông tin PC Sơn La chủ trì thực hiện.

Ban hành quy định kỹ thuật bắt buộc về kênh truyền SCADA đối với nhà máy thủy điện: Yêu cầu 100% các nhà máy thủy điện đấu nối vào lưới phân phối phải thiết lập đường truyền cáp quang E1 độc lập sử dụng giao thức IEC 60870-5-104, trang bị tường lửa Firewall riêng biệt trước khi đấu nối vào trung tâm điều khiển xa. Thời gian hoàn thành trong giai đoạn 2021-2022, do Phòng Điều độ phối hợp với các Chủ đầu tư nhà máy thủy điện thực hiện.

Khai thác chuyên sâu các phân hệ phần mềm DMS và OMS trên nền tảng Spectrum Power 5: Kích hoạt đầy đủ các tính năng tính toán phân bố trào lưu công suất tự động, định vị điểm sự cố và tự động lập phiếu thao tác mẫu nhằm giảm chỉ số thời gian mất điện SAIDI từ 15% đến 20% mỗi năm. Thời gian triển khai liên tục từ năm 2021, do đội ngũ Kỹ sư SCADA và Điều độ viên thực hiện.

Xây dựng cơ chế an toàn an ninh thông tin đa lớp đạt chuẩn NERC CIP: Thiết lập chính sách kiểm soát truy cập phân quyền 4 cấp độ, kích hoạt cơ chế tự động ghi nhật ký truy cập và thực hiện sao lưu định kỳ toàn bộ cơ sở dữ liệu hệ thống vào ngày 30 hàng tháng. Trách nhiệm thực hiện thuộc về Ban An toàn thông tin PC Sơn La từ năm 2021 trở đi.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang lại giá trị học thuật và ứng dụng thực tiễn cao cho 4 nhóm đối tượng chính:

Kỹ sư SCADA và chuyên viên viễn thông ngành điện: Tài liệu cung cấp hướng dẫn chi tiết từng bước về cấu hình database, bảng địa chỉ dữ liệu datalist, gán liên kết đường dẫn tín hiệu và thiết lập thông số truyền thông cho các thiết bị điều khiển hiện trường đa hãng.

Điều độ viên và cán bộ quản lý vận hành lưới điện: Cung cấp giải pháp xử lý trào lưu công suất, phương pháp giám sát thông số vận hành của các nhà máy thủy điện nhỏ nhằm ngăn chặn hiện tượng quá tải đường dây và dao động điện áp trên lưới phân phối.

Chủ đầu tư và đơn vị tư vấn thiết kế nhà máy thủy điện vừa và nhỏ: Nắm bắt rõ các tiêu chuẩn kỹ thuật, yêu cầu lắp đặt gateway, thiết bị mạng và giao thức truyền thông cần thiết để kết nối thông suốt với Trung tâm Điều khiển xa của các công ty điện lực theo đúng quy định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Giảng viên, học viên cao học và sinh viên chuyên ngành Kỹ thuật điện: Nguồn tư liệu tham khảo thực chứng quý giá về kiến trúc hệ thống điều khiển hiện đại Siemens Spectrum Power 5, giao thức IEC 60870-5-104 và giải pháp tự động hóa lưới điện thực tế tại Việt Nam.

Câu hỏi thường gặp

Việc tích hợp Recloser vào hệ thống SCADA giúp cải thiện độ tin cậy cung cấp điện như thế nào?

Khoảng 75% sự cố trên lưới phân phối là thoáng qua. Khi ghép nối Recloser vào SCADA qua chuẩn IEC 60870-5-104, hệ thống cho phép giám sát và thực hiện lệnh đóng cắt từ xa chỉ trong 5 giây. Điều này giúp loại bỏ hoàn toàn thời gian di chuyển hàng chục kilomet của nhân viên, khoanh vùng chính xác điểm sự cố và khôi phục cấp điện nhanh chóng cho các phân đoạn không bị ảnh hưởng.

Tại sao cần trang bị hệ thống máy chủ và đường truyền riêng biệt cho các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ?

Tổng công suất phát của các thủy điện nhỏ tại Sơn La vượt 52MW, tương đương phụ tải đỉnh toàn tỉnh. Việc trang bị máy chủ thu thập dữ liệu 2 lớp mạng và kênh cáp quang E1 độc lập giúp giám sát liên tục công suất P, Q và điện áp mà không làm nghẽn lưu lượng dữ liệu SCADA nội bộ, đồng thời ngăn ngừa triệt để nguy cơ quá tải cục bộ trên đường dây 35kV.

Hệ thống SCADA Spectrum Power 5 bảo đảm an toàn thông tin khi kết nối thiết bị ngoại vi bằng cách nào?

Phần mềm tuân thủ nghiêm ngặt chuẩn NERC CIP từ CIP-002 đến CIP-009. Hệ thống trang bị tường lửa chuyên dụng lọc địa chỉ MAC và IP tĩnh, phân chia mạng thành 03 VLAN độc lập qua Switch Juniper EX 3400, đồng thời áp dụng chính sách phân quyền vận hành 4 cấp độ và ghi vết 100% nhật ký truy cập của người dùng.

Cần xử lý thế nào khi các Recloser trên lưới thuộc nhiều hãng sản xuất khác nhau với phiên bản phần cứng không đồng nhất?

Trên lưới Sơn La có 06 hãng Recloser khác nhau gồm Schneider, Cooper, Noja, Nulec, Jink Wang và Siemens. Giải pháp là chuẩn hóa đầu ra qua giao thức IEC 60870-5-104 bằng cách bổ sung bộ chuyển đổi quang điện công nghiệp, nâng cấp modem F2403 lên thiết bị F3425 và ánh xạ chuẩn hóa bảng dữ liệu point-to-point trên máy tính kỹ thuật.

Khả năng mở rộng của hệ thống SCADA tại Trung tâm Điều khiển xa Sơn La đáp ứng quy hoạch tương lai ra sao?

Hệ thống được thiết kế mở với dung lượng xử lý đạt trên 50.000 điểm dữ liệu, hỗ trợ đồng thời tối thiểu 20 trạm vận hành HMI và kết nối liên trung tâm với 05 đơn vị điều độ cấp trên qua giao thức ICCP. Cấu hình này đáp ứng hoàn toàn nhu cầu tăng trưởng phụ tải 15-16%/năm và tích hợp thêm các trạm biến áp 110kV mới đến năm 2025.

Kết luận

Luận văn đã giải quyết toàn diện bài toán tích hợp tự động hóa lưới điện phân phối thông qua các kết quả then chốt:

  • Làm rõ hiện trạng và phân tích chuyên sâu kiến trúc hệ thống SCADA Siemens Spectrum Power 5 tại Trung tâm Điều khiển xa Sơn La.
  • Thiết kế hoàn chỉnh giải pháp phần cứng và phân đoạn mạng 03 VLAN qua Switch Juniper EX 3400 và hệ thống máy chủ Dell R730 dự phòng nóng Hot/Standby.
  • Chuẩn hóa thành công quy trình ghép nối Recloser đa hãng và Nhà máy Thủy điện Nậm Trai 12MW bằng giao thức IEC 60870-5-104 trên kênh truyền cáp quang E1.
  • Nâng cao tính an toàn và bảo mật hệ thống theo các tiêu chuẩn quốc tế NERC CIP và quy chuẩn CIM.
  • Đặt nền móng kỹ thuật vững chắc để nâng cao các chỉ số SAIFI, SAIDI cho 06 trạm biến áp 110kV và lưới điện trung áp toàn tỉnh.

Đóng góp lớn nhất của công trình là xây dựng mô hình ghép nối chuẩn hóa, có khả năng nhân rộng trực tiếp cho các công ty điện lực khu vực miền núi có tỷ trọng nguồn thủy điện phân tán cao. Lộ trình tiếp theo trong giai đoạn 2021-2025 cần tập trung tự động hóa 100% các thiết bị đóng cắt phân đoạn và hoàn thiện chức năng tự động cô lập sự cố FLISR. Các đơn vị quản lý vận hành lưới điện và chủ đầu tư nguồn phân tán nên áp dụng ngay giải pháp kỹ thuật này để tối ưu hóa hiệu quả vận hành và đảm bảo an ninh năng lượng bền vững.