Nâng cao hiệu quả vận hành bằng các giải pháp tự động hóa trên lưới điện trung thế.
Các sự cố trên lưới điện trung áp là nguyên nhân chủ yếu làm giảm độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng. Do đó, ngoài các biện pháp nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành thì việc áp dụng các giải pháp tự động hóa trên lưới điện trung áp là một yêu cầu rất cần thiết. Bài viết này đề cập đến các vấn đề đầu tư và khai thác hiệu quả các chức năng tự động hóa trên lưới điện trung áp, nhằm mục đích giảm thiểu thời gian và phạm vi mất điện do sự cố, góp phần nâng cao chất lượng cung cấp điện.
Hiện nay, cùng với việc áp dụng các phương thức điều khiển xa thiết bị (remote control), các giải pháp sử dụng thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs – Fault Passage Indicators), phối hợp hiệu quả với các thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Reclosers – AR), đồng thời bố trí hợp lý các thiết bị tự động phân đoạn (Sectionalizer Automation) sẽ là các giải pháp hiệu quả với chi phí đầu tư hợp lý, giúp cho việc phát hiện nhanh sự cố, nhanh chóng khôi phục cấp điện và hạn chế phạm vi mất điện của phụ tải.
Thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs):
Sử dụng thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs) trên lưới điện trung áp là một giải pháp có chi phí thấp, dễ dàng lắp đặt, hổ trợ nhanh chóng trong việc phân định vị trí sự cố trên các tuyến đường dây dài. Việc xác định vị trí lắp đặt thiết bị FPIs trên lưới điện được tính toán trên cơ sở các thông số ngắn mạch của lưới điện cũng như thuận lợi các thao tác phân đoạn sự cố. Khi phát hiện dòng điện ngắn mạch kết hợp với logic mất điện áp, thiết bị FPIs sẽ phát ra tín hiệu cảnh báo để người vận hành nhanh chóng đánh giá được phạm vi sự cố. Nguyên tắc phân đoạn sự cố dựa trên thiết bị FPIs được mô tả theo hình dưới đây.
Hình 1: Nguyên tắc phân đoạn sự cố dựa trên thiết bị FPIs
Trong tình huống sự cố mô tả theo sơ đồ trên, máy cắt xuất tuyến tác động, hướng công suất dòng ngắn mạch làm các thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố FPI(1), FPI(2), FPI(5) phát tín hiệu cảnh báo (Alarm), các thiết bị FPI(3), FPI(4) ở trạng thái bình thường (Normal). Tuỳ theo chức năng giám sát của thiết bị FPIs, trạng thái Alarm của thiết bị được reset tự động khi có nguồn điện áp trở lại (sử dụng để phát hiện các sự cố duy trì, máy cắt đóng lại không thành công) hoặc thiết bị được reset bằng tay (sử dụng để phát hiện các sự cố thoáng qua khi máy cắt xuất tuyến đóng lại thành công). Căn cứ vào các thiết bị FPIs phát tín hiệu Alarm, người vận hành sẽ nhanh chóng xác định được vị trí phân đoạn sự cố chính xác.
Tuy theo đặc thù của lưới điện trung áp, các thiết bị FPIs được chế tạo để làm việc trên lưới điện trên không hay lưới điện cáp ngầm, theo chế độ làm việc của trung tính hệ thống. Ngoài ra các thiết bị FPIs có khả năng phát hiện hướng dòng điện qua việc kết hợp cảm biến điện áp với cảm biến dòng điện, các thiết bị này chủ yếu được áp dụng đối với các lưới điện liên kết mạch vòng có khả năng thay đổi hướng công suất.
Hình 2: Giải pháp giám sát xa các thiết bị FPIs
Với yêu cầu giám sát xa chế độ cảnh báo sự cố trên lưới điện, nâng cao tính chính xác của chức năng định vị sự cố (fault location) trên hệ thống SCADA/DMS, các thiết bị FPIs dễ dàng được kết nối với các RTU hổ trợ chức năng thu phát tín hiệu RF trong phạm 10 – 20 m. Tín hiệu alarm từ các FPIs được RTU gửi về trung tâm bằng các đường truyền qua dịch vụ GSM/GPRS thông dụng. Khi phát hiện sự cố, RTU từ vị trí sự cố gửi một bản tin sự kiện dưới dạng tin nhắn SMS với cú pháp quy định sẵn, hệ thống điều khiển hoặc người vận hành nhận được tin nhắn sẽ nhanh chóng xác định được phạm vi sự cố trên lưới điện.
Thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Recloser – AR):
Lắp đặt thiết bị tự động đóng lặp lại (AR) trên lưới điện trung áp là giải pháp ưu tiên để giải trừ các tình huống sự cố thoáng qua (với xác xuất trên 70%), đồng thời thuận lợi trong các phương thức kết nối điều khiển xa. Tuy nhiên việc thiết lập tối ưu các chức năng tự động hóa của thiết bị AR sẽ làm tăng hiệu quả trong các phương thức bảo vệ trên lưới điện.
Hình 3: Thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Recloser)
Thiết lập các thông số bảo vệ rơle của thiết bị phải được thống nhất chung trong chiến lược bảo vệ rơle của hệ thống điện. Trong đó, phương thức phối hợp bảo vệ của các AR trên đường dây được phối hợp tuần tự (Coordination Sequence) với các thiết bị bảo vệ khác trên lưới điện, cụ thể các phương án phối hợp cần lưu ý như sau:
– Phối hợp AR với FCO phía nguồn.
– Phối hợp AR với FCO phía tải.
– Phối hợp AR với rơle bảo vệ xuất tuyến.
– Phối hợp AR với các AR khác.
Các AR hiện nay hổ trợ rất nhiều các chức năng bảo vệ. Tùy theo chiến lược bảo vệ rơle trên lưới điện để khai thác các chức năng bảo vệ của AR một cách phù hợp và hiệu quả. Đối với các chức năng bảo vệ cơ bản như như bảo vệ quá dòng pha (F50/51), bảo vệ quá dòng chạm đất (F50N/51N), từ thông số tính toán ngắn mạch của lưới điện, áp dụng thống nhất các đặc tuyến dòng điện – thời gian theo tiêu chuẩn IEC 60255 hoặc ANSI/IEEE C37.112, đảm bảo yêu cầu phối hợp bảo vệ. Một số chức năng bảo vệ nâng cao của AR như bảo vệ dòng thứ tự ngược (Negative Phase Sequence – F46), bảo vệ dòng điện có hướng (Directional Over Current – F67), bảo vệ kém áp (F27) và bảo vệ dòng chạm đất nhạy (Sensetive Earth Fault – SEF)…cần phải đánh giá cụ thể tính chất của lưới điện và khả năng phối hợp với các thiết bị khác để đảm bảo tính chọn lọc trong phương thức bảo vệ. Trên cơ sở các chế độ làm việc của lưới điện, thiết lập các nhóm bảo vệ (Protection Group) phù hợp, một số AR có khả năng đánh giá dòng tải và hướng công suất để tự động thực hiện lựa chọn nhóm bảo vệ phù hợp với chế độ vận hành.
– Phối hợp AR với FCO phía nguồn.
– Phối hợp AR với FCO phía tải.
– Phối hợp AR với rơle bảo vệ xuất tuyến.
– Phối hợp AR với các AR khác.
Các AR hiện nay hổ trợ rất nhiều các chức năng bảo vệ. Tùy theo chiến lược bảo vệ rơle trên lưới điện để khai thác các chức năng bảo vệ của AR một cách phù hợp và hiệu quả. Đối với các chức năng bảo vệ cơ bản như như bảo vệ quá dòng pha (F50/51), bảo vệ quá dòng chạm đất (F50N/51N), từ thông số tính toán ngắn mạch của lưới điện, áp dụng thống nhất các đặc tuyến dòng điện – thời gian theo tiêu chuẩn IEC 60255 hoặc ANSI/IEEE C37.112, đảm bảo yêu cầu phối hợp bảo vệ. Một số chức năng bảo vệ nâng cao của AR như bảo vệ dòng thứ tự ngược (Negative Phase Sequence – F46), bảo vệ dòng điện có hướng (Directional Over Current – F67), bảo vệ kém áp (F27) và bảo vệ dòng chạm đất nhạy (Sensetive Earth Fault – SEF)…cần phải đánh giá cụ thể tính chất của lưới điện và khả năng phối hợp với các thiết bị khác để đảm bảo tính chọn lọc trong phương thức bảo vệ. Trên cơ sở các chế độ làm việc của lưới điện, thiết lập các nhóm bảo vệ (Protection Group) phù hợp, một số AR có khả năng đánh giá dòng tải và hướng công suất để tự động thực hiện lựa chọn nhóm bảo vệ phù hợp với chế độ vận hành.
Bên cạnh đó, cần căn cứ vào đặc điểm, tính chất phụ tải để sử dụng các chức năng hổ trợ khác như chức năng bù tải nguội (Cold Load Pickup), chức năng chống dòng khởi động (Inrush Restraint Current). Các chức năng này có khả năng tự động đánh giá phụ tải để điều chỉnh đặc tính bảo vệ rơle của thiết bị trong các trường hợp thiết bị đóng lại. Tuy nhiên việc điều chỉnh đặc tính bảo vệ rơle một cách tự động phải được xem xét một cách kỷ lưỡng trong các phương thức phối hợp bảo vệ của hệ thống.
Chức năng tự động đóng lặp lại hoạt động rất hiệu quả trong các trường hợp sự cố thoáng qua. Tùy theo đặc điểm lưới điện để thiết lập số lần (number of cycle), thời gian chờ (Dead Time) và thời gian phục hồi (Reclaim Time) của chu trình đóng lặp lại phù hợp. Đa số các thiết bị AR đều hổ trợ trên 4 lần đóng lặp lại trong một chu trình, tuy nhiên xác xuất đóng lại thành công tập trung ở hai lần đầu tiên với thời gian đóng lại từ 1 – 30 giây. Thời gian phục hồi của chu trình đóng lặp lại phải đảm bảo đủ lớn (trên 180 giây) để ngăn ngừa tình trạng làm việc liên tục của thiết bị trong trường hợp sự cố chập chờn trên lưới điện. Hạn chế sử dụng chức năng tự động đóng lặp lại trong trường hợp thiết bị AR bảo vệ lưới điện cáp ngầm hoặc bảo vệ máy biến áp lực, vì các sự cố trên các đối tượng bảo vệ này thường là sự cố duy trì. Chức năng đóng lặp lại còn phải được xem xét trong trường hợp phối hợp với các thiết bị khác cũng như phối hợp với các thiết bị tự động phân đoạn sự cố để đạt được kết quả cao nhất trong việc tự động khôi phục lưới điện.
Chức năng tự động khép mạch vòng (Loop Automation- LA): được các thiết bị AR hổ trợ trên các lưới điện có liên kết vòng. Căn cứ vào các cảm biến điện áp, dòng điện và khả năng đánh giá hướng công suất, khi có sự cố tại một điểm trên lưới điện liên kết vòng, các AR sẽ cô lập vùng sự cố và tự động khôi phục cấp điện cho các phụ tải nằm ngoài phạm vi ảnh hưỡng của sự cố. Quá trình trên được thực hiện một cách tự động dựa trên thuật toán logic phối hợp thời gian đơn giãn, các thiết bị hoàn toàn không có kết nối truyền thông.
Hình 4: Sơ đồ mô tả chức năng tự động khép mạch vòng của các AR
Theo sơ đồ kết lưới trên, các AR được phân theo vị trí lắp đặt: Xuất tuyến (Feeder – F), Phân đoạn (MidPoint AR – Ma), Thường mở (Tia AR–Ta). Trong trường hợp sự cố trong phạm vi giữa hai AR đóng vai trò phân đoạn (Ma) và xuất tuyến (F), hoặc xuất tuyến (F) và máy cắt nguồn (CB), các AR loại Ma sẽ tự động mở ra sau khi phát hiện mất điện áp phía nguồn, AR loại Ta sẽ kiểm tra điều kiện mất điện áp về một phía, sau một khoảng thời gian được thiết lập an toàn, AR Ta sẽ tự động đóng điện khôi phụ nguồn cấp cho phạm vi phụ tải giữa hai AR loại Ma và Ta. Đây là một giải pháp đơn giãn trong việc tự động khôi phục lưới điện, tuy nhiên chức năng tự động khép mạch vòng (LA) chỉ làm việc chính xác với kết cấu lưới ổn định, các thiết bị bảo vệ điều khiển được đầu tư đồng bộ.
Recloser và thiết bị tự động phân đoạn sự cố (Sectionalisers Automation – SA)
Hình 5: Sơ đồ minh hoạ phương thức phối hợp giữa recloser và các thiết bị SA
Thiết bị tự động phân đoạn sự cố thông thường là một dao cách ly có tải (LBS) với bộ điều khiển có khả năng giám sát điện áp lưới, đếm số lần mất điện trong một khoảng thời gian nhất định để tự động thực hiện cắt LBS. Theo sơ đồ minh hoạ phương thức phối hợp giữa recloser và các thiết bị SA, thiết bị AR đầu xuất tuyến được thiết lập 3 lần đóng lặp lại. Tuỳ theo tính chất ưu tiên của phụ tải và đặc điểm vận hành của lưới điện, các thiết bị SA được cài đặt tác động tương ứng sau lần đóng lặp lại (N) của AR. Trong trường hợp trên, thiết bị S2, S3 sẽ tác động sau lần đóng lặp lại đầu tiên, thiết bị S4 tác động sau lần đóng lặp lại thứ 2, thiết bị S1 tác động sau lần đóng lặp lại thứ 3. Logic phối hợp tuần tự giữa thiết bị AR và các SA sẽ đảm bảo nhanh chóng khôi phục cấp điện cho các phụ tải ưu tiên, đồng thời dễ dàng xác định được phạm vi sự cố trên lưới điện. Ngoài ra các thiết bị SA còn có khả năng kết nối với hệ thống điều khiến trung tâm, hổ trợ các thao tác điều khiển xa để phân đoạn sự cố.
Kết luận:
Yêu cầu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện qua việc giảm thời gian và phạm vi mất điện do sự cố đòi hỏi phải áp dụng nhiều biện pháp đồng bộ, từ công tác quản lý vận hành đến vấn đề áp dụng các giải pháp tự động hoá cho lưới điện. Việc khai thác hiệu quả các chức năng tự động hoá của các thiết bị trên lưới điện là giải pháp hiệu quả và kinh tế. Tuy nhiên, trong thực tế khả năng áp dụng các giải pháp trên phụ thuộc nhiều vào sự đồng bộ của kết cấu lưới điện, cũng như năng lực quản lý vận hành thiết bị của người sử dụng. Đây cũng là một định hướng trong chiến lược phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) mà EVN đang xây dựng.
Yêu cầu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện qua việc giảm thời gian và phạm vi mất điện do sự cố đòi hỏi phải áp dụng nhiều biện pháp đồng bộ, từ công tác quản lý vận hành đến vấn đề áp dụng các giải pháp tự động hoá cho lưới điện. Việc khai thác hiệu quả các chức năng tự động hoá của các thiết bị trên lưới điện là giải pháp hiệu quả và kinh tế. Tuy nhiên, trong thực tế khả năng áp dụng các giải pháp trên phụ thuộc nhiều vào sự đồng bộ của kết cấu lưới điện, cũng như năng lực quản lý vận hành thiết bị của người sử dụng. Đây cũng là một định hướng trong chiến lược phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) mà EVN đang xây dựng.
