Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối

NGUYỄN NGỌC KHOA - Ban Kỹ thuật EVNHCMC

1. Giới thiệu

Lưới điện phân phối của Mỹ, Canada và các nước khác trên thế giới (Brazil, Mexico, Australia, Nam Phi, Hàn Quốc, Nhật Bản…) có những khác biệt quan trọng khi so sánh với lưới điện phân phối của châu Âu. Tuy vậy, vẫn có một số nước châu Âu có lưới điện phân phối theo kiểu Mỹ (Estonia, Latvia).

Lưới điện phân phối trên không kiểu Mỹ bao gồm những trạm phân phối với các thiết bị ngoài trời và đường dây phân phối dài (có những trường hợp đường dây này có thể dài hơn 150 dặm). Hậu quả là tổn thất trên đường dây và sụt áp trở thành những vấn đề quan trọng. Số lượng khách hàng được cung cấp điện đối với đường dây này là rất cao. Chính điều này dẫn đến việc khách hàng bị ảnh hưởng trong trường hợp đường dây bị mất điện cũng rất lớn. Đây cũng là nguyên nhân dẫn đến việc giảm doanh thu cho các công ty phân phối và giảm sự hài lòng của khách hàng. Để giải quyết những vấn đề trên thì các đường dây phân phối này được phân đoạn bởi các Reclosers và thiết bị phân đoạn. Một số các thiết bị khác như bộ điều chỉnh điện áp, bù công suất phản kháng, chỉ thị sự cố… được sử dụng cho việc tối ưu hóa vận hành và nhận diện cũng như xác định vị trí sự cố.

Trong một thời gian dài, các thiết bị phân phối được đề cập ở trên được vận hành tại chỗ. Tuy nhiên, ngày nay với sự ra đời của các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) và hạ tầng truyền tin, hệ thống tự động hóa lưới phân phối (DAS) được sử dụng cho việc phát hiện nhanh sự cố, cô lập, tái cấu trúc lưới điện đã trở thành một thành phần chính của Lưới điện thông minh (Smart Grid).

Với sự thành công của hệ thống tự động hóa lưới phân phối, các công ty điện lực có thêm cơ hội để thiết lập nên mô hình kinh doanh mới để tăng sự thỏa mãn của khách hàng, ví dụ như nâng cao mức độ sẵn sàng và độ tin cậy cung cấp điện trong thời đại công nghiệp.

Nói một cách khác, cấu trúc lưới điện phân phối với đường dây phân phối dài có thể còn gây nên những vấn đề nghiêm trọng khác, thậm chí ngay cả khi điện vẫn sẵn sàng. Vào mùa hè, khi mà tất cả các khách hàng bật điều hòa, tải của đường dây phân phối tăng cao, dẫn đến quá nhiệt do quá tải một số thiết bị. Đây là nguyên nhân quan trọng gây nên các vấn đề về ổn định điện áp và chất lượng điện năng. Việc tích hợp điện kế điện tử có khả năng cắt tải là một giải pháp quan trọng để dịch chuyển tải đỉnh. Tuy nhiên, các khách hàng là căn hộ và tòa nhà còn tập trung vào hệ thống quản lý năng lượng.

Hệ thống điện phân phối của châu Âu dựa trên một quan điểm khác khi so sánh với lưới điện phân phối kiểu Mỹ. Xương sống của cấu trúc này là hệ thống mạng lưới các trạm 110kV bao phủ hầu hết các khu vực cung cấp tải, cùng với nó là một số lượng rất lớn các trạm điện phân phối. Kết quả là các đường dây phân phối ngắn lại (khoảng từ 5 đến 20 km) và số lượng khách hàng được cung cấp điện từ một tuyến dây phân phối là thấp (dưới 1.000 khách hàng). Thêm vào đó, việc liên kết tải được thực hiện cùng với công tác quy hoạch tốt, đo đếm, điều này dẫn đến việc mức độ cân bằng tải rất cao cho các trạm biến thế phân phối.

Ở châu Âu, các trạm phân phối được tích hợp và tự động hóa sử dụng các bộ vi xử lý trên nền tảng hệ thống rơle bảo vệ, điều khiển ngăn lộ, RTU… cho phép điều khiển từ xa và giảm thời gian mất điện. Tuy nhiên, đối với các phát tuyến phân phối ngắn thì không được phân đoạn và các trạm phân phối hạ thế được vận hành bằng tay. Cũng vì lý do cấu trúc hiện hữu hiện đại của châu Âu trong thời điểm hiện tại nên các công ty điện lực không khuyến khích sử dụng hệ thống tự động hóa lưới phân phối (DAS). Trong trường hợp mất điện của truyến dây phân phối thì số lượng khách hàng bị ảnh hưởng thấp cũng như ảnh hưởng đến doanh thu của công ty điện lực cũng không nhiều.

Tuy nhiên, việc gia tăng tích hợp các nguồn năng lượng phân tán, ví dụ như hệ thống pin năng lượng mặt trời ở cấp hạ áp, các máy phát điện gió ở cấp trung áp gây nên các vấn đề về chất lượng điện áp. Với việc tích hợp các “máy phát” này thì hệ thống phân phối không còn là hệ thống hình tia, và không còn dễ dàng để có thể bảo vệ bởi hệ thống rơle quá dòng vô hướng. Trong tương lai thì việc áp dụng hệ thống rơle so lệch sẽ được thực hiện để đáp ứng được các yêu cầu khi tích hợp các nguồn năng lượng phân tán.

Đối với hệ thống tự động hóa lưới phân phối, việc giám sát và điều khiển từ xa các trạm phân phối thứ cấp là vấn đề chủ chốt. Chính vì thế, việc trao đổi thông tin giữa các thành phần và hệ thống DMS dựa trên các giao thức phổ biến và được bảo mật. Quan điểm của truyền tin là phải linh động bởi các công nghệ và môi trường tuyền tin khác nhau để phù hợp với các điều kiện địa lý và hạ tầng.

Xét về khía cạnh lịch sử, hệ thống tự động lưới phân phối lần đầu tiên được phát triển bởi Nhật Bản vào thập niên 70, 80 của thế kỷ 20. Sau khi hệ thống DAS đầu tiên được áp dụng thành công thì hầu hết các công ty điện lực của Nhật Bản nhân rộng và phát triển gần từ hơn 20 năm trở lại đây. Trung Quốc, Đài Loan và Hàn Quốc cũng giới thiệu mô hình dựa trên kỹ thuật trên của Nhật Bản.

2. Các tiêu chuẩn hiện hành liên quan DAS

Các tiêu chuẩn về tương tác hệ thống: IEC 60870-5, IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-103, IEC 60870-5-104, IEC 61850-7-4, IEC 61850-7-420.

Tiêu chuẩn trao đổi thông tin trong hệ thống điện, bảo mật dữ liệu: IEC 62351.

3. Hệ thống tự động hóa lưới phân phối dựa trên phương pháp cảm biến dòng (Current Sensing Method)

Để mô phỏng nguyên lý hoạt động của DAS dựa trên phương pháp cảm biến dòng, mô hình bên dưới được giới thiệu như sau:

Phát tuyến A cấp điện cho các tủ RMU-A1, RMU-A2, RMU-A3 qua CB-A1. Phát tuyến B cấp điện cho các tủ RMU-B1, RMU-B2, RMU-B3 qua CB-B1. Điểm thường mở tại K3 của RMU-B3. Giả sử sự cố xuất hiện giữa tủ RMU-A1 và RMU-A2 thì cách thức cô lập và tái lập sự cố diễn ra như sau:

- CB-A1 trip;

- Mạch Logic của RTU-A1 phân tích và xác nhận không xảy ra sự cố trên RMU-A1. RTU-A1 gửi đồng thời gói tín hiệu về RTU-A và RTU-A2;

- Mạch Logic của RTU-A2 thực hiện phân tích tương tự như RTU-A1. RTU-A2 phát hiện có dòng sự cố chạy qua nó, đồng thời gửi gói tín hiệu về RTU-A và RTU-A3;

- Mạch Logic của RTU-A3 đáp ứng lại gói thông tin từ RTU-A2 bằng cách gửi gói thông tin về RTU-A và RTU-A2 xác nhận không sự có sự cố chảy qua RMU-A3;

- Trên cơ sở topology của hệ thống, RTU-A sẽ mở K3 của RMU-A2 và K1 của RMU-A3. Đồng thời đóng CB-A1 để tái lập điện cho RMU-A1 và RMU-A2;

- CB-A1 gửi tín hiệu yêu cầu phát tuyến B cung cấp thêm tải. RTU-B sẽ đóng K3 của RMU-B3 để khôi phục cung cấp điện cho RMU-A3.

Trong suốt quá trình xử lý cô lập sự cố và tái lập cung cấp điện, CB-A1 tác động duy nhất một lần. Điều này có ý nghĩa quan trọng trong việc hạn chế giảm tuổi thọ của máy cắt trong lưới điện có dòng ngắn mạch lớn do phải đóng cắt nhiều lần.

4. Kết luận

Có thể nói DAS với những tính năng hữu ích như nhanh chóng phát hiện, cô lập sự cố và khôi phục cung cấp điện nhằm giảm thiểu tối đa ảnh hưởng của sự cố; cung cấp công cụ giám sát thời gian thực và điều khiển từ xa… là một thành phần quan trọng trong mô hình lưới điện thông minh mà các công ty điện lực đang xây dựng.

Tham khảo

[1] - IEC Smart Grid Standardization Roadmap.

[2] - Introduction of Smart Grid – TEPSCO.

[3] - Notes on Smart Grid &DA Project for EVNHCMC - Remsdaq.

NangluongVietnam.vn