Tổng quan nghiên cứu

Thành phố Hồ Chí Minh là trung tâm kinh tế đầu tàu của cả nước với sản lượng điện thương phẩm năm 2018 đạt 25,19 tỷ kWh và công suất tiêu thụ cực đại ghi nhận mức 4.139 MW. Hệ thống điện của Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh (EVNHCMC) quản lý khối lượng hạ tầng rất lớn, bao gồm 5 trạm biến áp 220kV, 52 trạm biến áp 110kV, 52 trạm ngắt 22kV cùng hơn 700 km đường dây truyền tải cao thế và 6.948 km đường dây phân phối trung thế. Trong cấu trúc vận hành phức tạp này, hệ thống bảo vệ rơ-le đóng vai trò là chốt chặn an toàn quyết định độ ổn định của toàn bộ mạng lưới.

Thực tiễn vận hành hệ thống điện toàn cầu cho thấy các sự cố mất điện diện rộng thường có sự tham gia của các thiết bị bảo vệ tác động sai hoặc không tác động; con số này tại Mỹ là 70%, tại Ấn Độ là 82% và tại Việt Nam là khoảng 50%. Khi một rơ-le gặp trục trặc kỹ thuật hoặc phối hợp chỉnh định không chính xác, sự cố cục bộ có thể lan truyền nhanh chóng thành thảm họa rã lưới trên diện rộng. Mặc dù EVNHCMC đã nỗ lực cải thiện độ tin cậy cung cấp điện, kéo giảm chỉ số số lần mất điện trung bình (SAIFI) từ 25,04 lần/khách hàng năm 2011 xuống 3,02 lần/khách hàng năm 2018, và chỉ số thời gian mất điện trung bình (SAIDI) từ 3.433 phút/khách hàng xuống còn 232 phút/khách hàng, nhưng công tác đánh giá định lượng độ tin cậy của chính hệ thống bảo vệ rơ-le tại các trạm biến áp vẫn chưa được thực hiện bài bản.

Mục tiêu trọng tâm của nghiên cứu là khảo sát, phân tích toàn diện 159 vụ sự cố lưới điện truyền tải giai đoạn 2014 - 2018, ứng dụng phương pháp phân tích cây sự cố (Fault Tree Analysis - FTA) để đánh giá định lượng độ tin cậy hệ thống rơ-le tại trạm biến áp 110kV Bến Thành, đồng thời tính toán hệ số giảm thiểu rủi ro (Risk Reduction Worth - RRW). Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ sở khoa học và giải pháp thực tiễn nhằm ngăn ngừa nguy cơ mất điện diện rộng, hướng tới mục tiêu đáp ứng nhu cầu phụ tải dự báo đạt 5.500 MW vào năm 2025.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên sự tích hợp của hai nền tảng lý thuyết cốt lõi trong kỹ thuật hệ thống điện: lý thuyết bảo vệ rơ-le theo tiêu chuẩn IEEE C37.2-1979 và lý thuyết kỹ thuật độ tin cậy định lượng.

Theo chuẩn IEEE C37.2-1979, độ tin cậy của rơ-le bảo vệ được cấu thành từ hai yếu tố: độ tin cậy khi tác động (dependability - khả năng chắc chắn tác động đúng khi có sự cố trong vùng bảo vệ) và độ tin cậy không tác động (security - mức độ chắc chắn không tác động sai đối với các trạng thái làm việc bình thường hoặc sự cố ngoài vùng). Thời gian loại trừ sự cố tiêu chuẩn được xác định bằng tổng thời gian tác động của rơ-le ($t_{bv} \le 50\text{ ms}$) và thời gian cắt của máy cắt ($t_{MC} = 17 - 83\text{ ms}$), đảm bảo tổng thời gian cắt hư hỏng dao động trong phạm vi an toàn từ 35 ms đến 130 ms.

Mô hình phân tích cây sự cố (FTA) do H. Watson phát triển được áp dụng để mô hình hóa mối quan hệ logic suy diễn từ trên xuống (top-down), chuyển đổi toàn bộ sơ đồ vật lý của trạm biến áp thành các cổng logic AND và OR. Bên cạnh đó, nghiên cứu vận dụng mô hình đường cong hỏng hóc dạng bồn tắm (Bathtub Curve) để phân loại ba giai đoạn hoạt động của thiết bị: tỷ lệ sự cố giảm dần (DFR), tỷ lệ sự cố không đổi (CFR) và tỷ lệ sự cố tăng dần (IFR). Các khái niệm toán học chính được sử dụng gồm độ sẵn sàng $A(t)$, độ không sẵn sàng $Q(t)$, thời gian trung bình giữa các lần hỏng hóc (MTBF) với công thức $\text{MTBF} = 1/\lambda$, và hệ số giảm thiểu rủi ro (RRW) nhằm định lượng mức độ suy giảm xác suất sự kiện hàng đầu khi một phần tử được giả định là hoàn hảo.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu của luận văn được thu thập từ báo cáo quản lý kỹ thuật, hồ sơ lưu trữ điều tra sự cố và cơ sở dữ liệu phần mềm quản lý kỹ thuật (PMIS) của EVNHCMC, Công ty Lưới điện Cao thế và Công ty Thí nghiệm Điện lực trong khung thời gian 5 năm (2014 - 2018).

Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm toàn bộ 159 vụ sự cố trên hệ thống lưới điện cao thế TP.HCM, chia thành 70 vụ sự cố đường dây truyền tải và 89 vụ sự cố trạm biến áp 110/220kV. Phương pháp chọn mẫu chủ đích (purposive sampling) được áp dụng để chọn trạm biến áp 110kV Bến Thành làm đối tượng nghiên cứu điển hình. Lý do lựa chọn trạm Bến Thành là vì đây là trạm trung gian trọng điểm cấp điện cho khu vực trung tâm thành phố, có cấu hình sơ đồ thanh cái và mạch bảo vệ phức tạp, đại diện cho mô hình trạm biến áp đô thị chịu áp lực cung cấp điện liên tục.

Phương pháp phân tích cây sự cố FTA kết hợp phần mềm chuyên dụng RAM Commander được lựa chọn thay thế cho mô hình Markov hay mô phỏng Monte Carlo truyền thống. Lý do là vì FTA đòi hỏi khối lượng tính toán ít hơn, cho phép mô hình hóa trực quan quan hệ nhân quả giữa các lỗi phần cứng, mạch nhị thứ và sai sót của con người mà không bị bùng nổ không gian trạng thái, đồng thời xuất trực tiếp các lát cắt tối thiểu (Minimal Cut Sets - MCS) và chỉ số RRW. Toàn bộ quá trình thu thập, xử lý dữ liệu và mô phỏng được thực hiện từ tháng 04/2019 đến tháng 07/2019.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Phân tích số liệu thống kê 159 vụ sự cố trong giai đoạn 2014 - 2018 trên lưới điện truyền tải TP.HCM mang lại bốn phát hiện trọng tâm:

Thứ nhất, đối với 70 vụ sự cố đường dây truyền tải 110kV và 220kV, nguyên nhân khách quan từ bên ngoài chiếm tỷ trọng áp đảo lên đến 90% (63 vụ). Trong đó, vi phạm hành lang an toàn do công trình và phương tiện cơ giới chiếm 37,1% (26 vụ), vật thể lạ như bạt, tôn, dây diều vướng vào đường dây chiếm 31,4% (22 vụ), sét đánh chiếm 10% (7 vụ), cây ngã đổ chiếm 5,7% (4 vụ) và động vật xâm nhập chiếm 4,3% (3 vụ). Nguyên nhân chủ quan do hư hỏng phụ kiện, đứt lèo, tuột đầu cosse chỉ chiếm 8,6% (6 vụ).

Thứ hai, đối với 89 vụ sự cố tại các trạm biến áp 110/220kV, quy luật đảo ngược hoàn toàn khi nguyên nhân chủ quan chiếm đến 92,1% (82 vụ). Cụ thể, lỗi hư hỏng thiết bị nhất thứ chiếm 22,5% (20 vụ, bao gồm 13 vụ nổ TU/TI/chống sét và 6 vụ máy cắt), lỗi bất thường của hệ thống rơ-le bảo vệ chiếm 16,9% (15 vụ), sự cố tác động nhảy vượt cấp chiếm 13,5% (12 vụ), chạm chập và đấu sai mạch nhị thứ chiếm 14,6% (13 vụ), sự cố đầu cáp và cáp lực chiếm 10,1% (9 vụ), và lỗi trong công tác thi công, cài đặt, thử nghiệm chiếm 6,7% (6 vụ). Tác động khách quan từ môi trường và động vật tại trạm chỉ chiếm 7,9% (7 vụ).

Thứ ba, tổng số vụ sự cố biến thiên rõ rệt qua các năm: ghi nhận 38 vụ năm 2014, giảm xuống 26 vụ năm 2015, sau đó tăng mạnh lên 41 vụ năm 2016 và lập đỉnh 44 vụ năm 2017. Đến năm 2018, số vụ sự cố giảm sâu 77,3% xuống còn 10 vụ (gồm 6 vụ đường dây và 4 vụ trạm) nhờ tăng cường bảo trì trực tiếp không cắt điện (live-line) với 16 đội thi công chuyên nghiệp.

Thứ tư, kết quả chạy bài toán MCS trên phần mềm RAM Commander cho trạm 110kV Bến Thành chỉ ra rằng độ không tin cậy của sự kiện hàng đầu chịu tác động lớn nhất từ các mạch rơ-le trung gian, mạch cắt cuộn trip và chức năng bảo vệ chống từ chối máy cắt (50BF), với chỉ số RRW dao động ở mức cao vượt trội so với các phần tử đo lường dòng áp đầu vào.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân cốt lõi dẫn đến tỷ lệ sự cố rơ-le bảo vệ (16,9%) và hiện tượng nhảy vượt cấp (13,5%) bắt nguồn từ sự không đồng nhất về thiết bị. Trên 57 trạm biến áp cao thế của EVNHCMC đang vận hành đồng thời 8 thương hiệu rơ-le khác nhau gồm Siemens, ABB, SEL, Areva/Schneider, Toshiba, GE, Ingeteam và Nari. Mỗi nhà sản xuất có dải chỉnh định, bước đặt và thuật toán lọc sóng hài khác nhau. Điển hình như chức năng bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50), một số hãng mặc định thời gian cắt tối thiểu $T_{min} = 0,05\text{ s}$, dẫn đến việc kỹ sư tính toán cài đặt $T_{cắt} = 0\text{ s}$ trên lý thuyết nhưng thực tế không thể nạp vào thiết bị, gây mất phối hợp chọn lọc thời gian giữa máy cắt phát tuyến và máy cắt tổng.

Bên cạnh đó, các rơ-le trung gian (thuộc các hãng Finder, Omron, Phoenix) sử dụng ở cấp nguồn 220VDC có khoảng cách tiếp điểm hẹp, sau nhiều năm vận hành bị suy giảm cách điện, dễ phóng điện khi có xung sét hoặc xung đóng cắt. Việc sử dụng rơ-le trung gian để nhân tiếp điểm cho mạch cắt và mạch SCADA tạo ra các điểm nghẽn rủi ro nghiêm trọng.

Dữ liệu phân tích nguyên nhân sự cố có thể được trực quan hóa hiệu quả thông qua biểu đồ Pareto kết hợp đồ thị tròn để làm nổi bật tỷ trọng 92,1% nguyên nhân nội tại trạm, cùng bảng phân bổ chỉ số RRW của từng cổng logic trong cây sự cố FTA. So với các báo cáo ngành quốc tế ghi nhận sự tham gia của rơ-le trong 70% sự cố tại Mỹ, kết quả nghiên cứu tại TP.HCM khẳng định tính cấp bách của việc chuẩn hóa thiết bị nhị thứ nhằm bảo vệ các đảo lưới 110kV độc lập vận hành hở, tránh hiện tượng sụp đổ điện áp dây chuyền.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm nâng cao độ tin cậy hệ thống bảo vệ rơ-le và ngăn chặn triệt để sự cố mất điện diện rộng trên lưới điện TP.HCM, nghiên cứu đề xuất 4 nhóm giải pháp cụ thể:

  1. Chuẩn hóa công tác thiết kế và quy định kỹ thuật rơ-le trung gian: Ban hành bộ tiêu chuẩn kỹ thuật nội bộ bắt buộc đối với toàn bộ rơ-le trung gian và phụ kiện nhị thứ lắp đặt trong tủ điều khiển bảo vệ; loại bỏ 100% các dòng rơ-le trung gian có khoảng cách tiếp điểm hẹp hoặc hoạt động kém ổn định ở điện áp 220VDC. Mục tiêu kéo giảm 60% các vụ chạm chập mạch nhị thứ và phóng điện tiếp điểm trong giai đoạn 2020 - 2022, do Ban Kỹ thuật EVNHCMC chủ trì phối hợp với các đơn vị tư vấn thiết kế thực hiện.
  2. Hoàn thiện công tác tính toán, phối hợp chỉnh định và kiểm soát dữ liệu: Rà soát, chuẩn hóa 100% thông số đường dây, máy biến áp và phương thức vận hành của 12 đảo lưới 110kV khi cung cấp cho các cấp điều độ; xóa bỏ hoàn toàn sai lệch giữa trị số tính toán và dải đặt thực tế của rơ-le. Mục tiêu triệt tiêu hoàn toàn sự cố nhảy máy cắt vượt cấp (từ 12 vụ xuống 0 vụ/năm) trước quý IV/2021, do Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP.HCM chủ trì.
  3. Nâng cao chất lượng thử nghiệm, đo cách điện và bảo trì định kỳ: Bổ sung quy trình thử nghiệm bắt buộc đo điện trở cách điện của cuộn dây, tiếp điểm và đế cắm rơ-le trung gian trước khi nghiệm thu đóng điện cũng như trong các kỳ sửa chữa lớn định kỳ; kiên quyết thay thế các rơ-le cũ không có chức năng ghi nhận sự cố (fault recorder) và không thể đồng bộ thời gian GPS. Mục tiêu duy trì hệ số sẵn sàng của hệ thống bảo vệ $A(t) \ge 0,999$ giai đoạn 2020 - 2023, do Công ty Thí nghiệm Điện lực thực hiện.
  4. Đẩy mạnh hiện đại hóa kênh truyền bảo vệ và nâng cấp hệ thống SCADA: Trang bị đầy đủ kênh truyền cáp quang tốc độ cao cho các tuyến đường dây 110kV nhằm khai thác tối đa chức năng bảo vệ so lệch đường dây (87L), đảm bảo thời gian loại trừ sự cố luôn dưới 50 ms theo đúng Thông tư 25/2016/TT-BCT; đồng thời tổ chức đào tạo chuyên sâu để đội ngũ kỹ sư làm chủ 100% phần mềm SCADA tại các trạm không người trực trước năm 2025, do Công ty Lưới điện Cao thế phối hợp các trung tâm đào tạo triển khai.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Luận văn mang lại giá trị học thuật và ứng dụng thực tiễn cao cho 4 nhóm đối tượng chính:

  1. Kỹ sư bảo vệ rơ-le và tự động hóa tại các công ty điện lực: Nắm vững phương pháp luận xây dựng cây sự cố FTA trên phần mềm RAM Commander và kỹ thuật tính toán chỉ số RRW để nhận diện chính xác các điểm yếu tiềm ẩn trong mạch nhị thứ tại các trạm biến áp 110kV và 220kV.
  2. Cán bộ quản lý kỹ thuật và điều độ viên hệ thống điện: Ứng dụng quy trình chuẩn hóa dữ liệu đầu vào và các nguyên tắc phối hợp chỉnh định chọn lọc nhằm loại bỏ hiện tượng nhảy vượt cấp, tối ưu hóa phương thức vận hành 12 đảo lưới độc lập trong điều kiện phụ tải tăng cao.
  3. Đơn vị tư vấn thiết kế và thi công xây lắp trạm biến áp: Tham khảo các tiêu chuẩn kỹ thuật về lựa chọn chủng loại rơ-le số đồng bộ, khoảng cách an toàn tiếp điểm rơ-le trung gian và yêu cầu kiểm tra mạch nhị thứ trong giai đoạn nghiệm thu đóng điện công trình.
  4. Giảng viên, học viên cao học và sinh viên chuyên ngành Kỹ thuật điện: Sử dụng luận văn như một tài liệu tham khảo chuẩn mực về phương pháp đánh giá định lượng độ tin cậy hệ thống điện, kết hợp nhuần nhuyễn giữa lý thuyết độ tin cậy công nghiệp và dữ liệu vận hành thực tế của đô thị lớn.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao việc đánh giá độ tin cậy rơ-le bảo vệ lại quyết định khả năng ngăn ngừa mất điện diện rộng? Hệ thống rơ-le là tuyến phòng thủ tự động phát hiện và cô lập sự cố trong khoảng 35 - 130 ms. Thống kê cho thấy 50% sự cố lớn tại Việt Nam và 16,9% sự cố trạm tại TP.HCM có liên quan đến lỗi rơ-le. Nếu rơ-le tác động sai hoặc từ chối tác động, sự cố đơn lẻ sẽ lan truyền thành sự cố dây chuyền gây rã lưới toàn diện.

Phương pháp phân tích cây sự cố (FTA) có ưu điểm gì vượt trội so với mô hình Markov? So với mô hình Markov bị giới hạn bởi sự bùng nổ không gian trạng thái khi hệ thống có nhiều thiết bị, FTA chuyển đổi hệ thống vật lý thành sơ đồ logic từ trên xuống trực quan qua các cổng AND/OR. Phương pháp này yêu cầu khối lượng tính toán ít hơn nhưng vẫn xác định chính xác các tập cắt tối thiểu (MCS) và lượng hóa tầm quan trọng phần tử qua hệ số RRW.

Nguyên nhân hàng đầu gây ra 89 vụ sự cố trạm biến áp giai đoạn 2014 - 2018 là gì? Khác với sự cố đường dây chủ yếu do ngoại cảnh (90%), 92,1% sự cố trạm bắt nguồn từ nguyên nhân chủ quan nội tại. Trong đó, hư hỏng thiết bị nhất thứ như máy biến điện áp, máy biến dòng và chống sét chiếm 22,5%, lỗi hoạt động bất thường của rơ-le chiếm 16,9%, và hiện tượng nhảy máy cắt vượt cấp do sai lệch phối hợp bảo vệ chiếm 13,5%.

Tại sao việc vận hành nhiều chủng loại rơ-le khác nhau lại làm tăng nguy cơ sự cố? Việc sử dụng đồng thời 8 hãng rơ-le (Siemens, ABB, SEL, Nari, Toshiba...) trên cùng một lưới điện dẫn đến sự không tương thích về bước chỉnh định và thời gian trễ tối thiểu ($T_{min}$). Khi phần mềm tính toán ban hành $T_{cắt} = 0\text{ s}$ nhưng thiết bị thực tế chỉ cho phép đặt $0,05\text{ s}$, sự phối hợp thời gian giữa các cấp bảo vệ bị phá vỡ, trực tiếp gây ra 12 vụ nhảy vượt cấp.

Chỉ số độ tin cậy SAIDI và SAIFI của TP.HCM đã cải thiện như thế nào trong giai đoạn nghiên cứu? Nhờ ứng dụng đồng bộ các giải pháp quản trị kỹ thuật và phát triển 16 đội thi công sửa chữa trực tiếp không cắt điện (live-line), giai đoạn 2011 - 2018 ghi nhận chỉ số SAIFI giảm từ 25,04 lần/khách hàng xuống 3,02 lần/khách hàng (giảm bình quân 29,04%/năm), và SAIDI giảm từ 3.433 phút/khách hàng xuống 232 phút/khách hàng (giảm bình quân 34,86%/năm).

Kết luận

  • Luận văn đã phân tích toàn diện hiện trạng và nguyên nhân của 159 vụ sự cố trên lưới điện TP.HCM giai đoạn 2014 - 2018, chỉ ra 90% sự cố đường dây do ngoại cảnh và 92,1% sự cố trạm do yếu tố kỹ thuật nội tại.
  • Ứng dụng thành công phương pháp phân tích cây sự cố (FTA) và phần mềm RAM Commander tại trạm 110kV Bến Thành, định lượng chính xác độ tin cậy và nhận diện các mắt xích yếu nhất trong chuỗi bảo vệ.
  • Xác định rõ các nguyên nhân gây mất chọn lọc gồm sự không đồng bộ giữa 8 hãng rơ-le, chất lượng cách điện rơ-le trung gian 220VDC và sự sai lệch trong công tác tính toán chỉnh định.
  • Đề xuất hệ thống 4 nhóm giải pháp đồng bộ từ khâu chuẩn hóa thiết kế, phối hợp chỉnh định, kiểm tra thử nghiệm định kỳ đến nâng cấp kênh truyền bảo vệ và tự động hóa SCADA.
  • Đóng góp luận cứ khoa học thực tiễn giúp ngành điện TP.HCM duy trì chỉ số SAIDI dưới 232 phút/khách hàng và kiểm soát an toàn mức phụ tải đỉnh 4.139 MW.

Lộ trình tiếp theo trong giai đoạn 2020 - 2025 đòi hỏi các đơn vị quản lý vận hành khẩn trương số hóa toàn bộ cơ sở dữ liệu chỉnh định rơ-le, phủ kín bảo vệ so lệch quang và tiến tới triển khai hệ thống giám sát bảo vệ diện rộng (WAPS). Các nhà quản lý, kỹ sư hệ thống điện và đơn vị vận hành hãy chủ động áp dụng mô hình phân tích cây sự cố FTA để rà soát toàn diện các trạm biến áp, góp phần xây dựng lưới điện đô thị an toàn, hiện đại và không sự cố diện rộng.