RSS Feed for Hệ thống tự động hoá trạm biến áp truyền tải của Việt Nam và giải pháp phát triển | Tạp chí Năng lượng Việt Nam Chủ nhật 19/09/2021 03:16
TRANG TTĐT CỦA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Hệ thống tự động hoá trạm biến áp truyền tải của Việt Nam và giải pháp phát triển

 - Hiện nay, hệ thống điện Việt Nam ngày càng phát triển lớn mạnh, với quy mô hàng chục nghìn MW công suất tiêu thụ, hàng trăm nhà máy điện và hàng nghìn các trạm biến áp ở cấp truyền tải điện 500 kV, 220 kV, 110 kV, việc áp dụng mức độ tự động hóa cao trong tất cả các khâu phát điện, truyền tải điện, phân phối điện là điều bắt buộc vì quy mô của hệ thống đã vượt quá khả năng điều khiển và kiểm soát của con người, nhằm đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy cung cấp điện cho nền kinh tế. Bài viết dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích, đánh giá những bước phát triển hệ thống tự động hoá và kiến nghị những giải pháp để củng cố ứng dụng, phát triển công nghệ tự động hoá trạm biến áp truyền tải, xin giới thiệu cùng bạn đọc.


Vận hành lưới truyền tải với tích hợp tỷ lệ cao nguồn năng lượng tái tạo


Tổng quan:

Tính đến cuối năm 2020, tổng công suất lắp đặt nguồn điện toàn hệ thống điện Việt Nam đạt 69.300 MW, tăng gần 14.000 MW so với năm 2019, trong đó tổng công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo là 17.430 MW (tăng 11.780 MW so với năm 2019) và chiếm tỷ trọng 25,3%. Quy mô hệ thống điện Việt Nam đứng thứ 2 khu vực ASEAN (sau Indonesia) và thứ 23 thế giới. [1]

Cơ cấu công suất nguồn điện toàn hệ thống đến cuối năm 2020


Hệ thống lưới điện được đầu tư, nâng cấp hàng năm với khối lượng lớn đã đáp ứng yêu cầu đấu nối, truyền tải công suất các nguồn điện, cũng như nâng cao năng lực cấp điện an toàn khi sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2020 là 247,08 tỷ kWh. Trong đó, tính đến cuối năm 2020 khối lượng của hệ thống lưới điện đã được hoàn thành đầu tư xây dựng và đang vận hành, như sau [2] [3]

Một là: Hệ thống điện 500 kV đóng vai trò trục xương sống của hệ thống điện quốc gia, đồng thời đã được kết nối khép kín mạch vòng 500 kV tại các khu kinh tế trọng điểm miền Bắc, miền Nam; có tổng chiều dài các đường dây (ĐZ) 500 kV đã đạt 8.368 km tăng gấp 2,2 lần so với năm 2010 (3.890 km); và 33 trạm biến áp 500 kV với tổng dung lượng 40.800 MVA tăng gấp 3,4 lần so với năm 2010 (12.000 MVA) 

Hai là: Các công trình lưới điện 220 - 110 kV đã được đầu tư đến toàn bộ 63 tỉnh, thành phố đảm bảo cung cấp điện cho địa phương, nhất là các thành phố lớn như TP Hà Nội, TP. Hồ Chí Minh... Đáp ứng nhu cầu điện cho các tổ hợp công nghiệp FDI có quy mô lớn và cấp bách như SAMSUNG (tại Bắc Ninh, Thái Nguyên, TP. HCM) và kịp thời cấp điện phục vụ phát triển nông nghiệp như nuôi tôm công nghiệp, trồng thanh long, cũng như nhu cầu du lịch, văn hoá và đời sống của người dân... Tính đến năm 2020, chiều dài đường dây 220 kV là 18.542 km tăng gấp 1,9 lần so với năm 2010 (10.015 km), chiều dài đường dây 110 kV là 24.783 km tăng 1,9 lần so với năm 2010 (13.141 km); trạm biến áp 220 kV là 129 trạm với tổng dung lượng 60.500 MVA gấp 6,3 lần so với năm 2010 (10.020 MVA), trạm biến áp 110 kV là 819 trạm với tổng dung lượng 75.614 MVA gấp 2,7 lần so với năm 2010 (28.183 MVA)

Giới thiệu hệ thống tự động hoá trên lưới truyền tải:

Với việc phát triển hệ thống điện cực lớn với quy mô hàng chục nghìn MW công suất tiêu thụ, hàng trăm nhà máy điện và hàng nghìn các trạm biến áp ở cấp truyền tải điện 500 kV, 220 kV, 110 kV, việc áp dụng mức độ tự động hóa cao trong tất cả các khâu phát điện, truyền tải điện, phân phối điện là điều bắt buộc vì quy mô của hệ thống đã vượt quá khả năng điều khiển và kiểm soát của con người. Tại Việt Nam, hệ thống điều khiển, giám sát trong hệ thống điện nói chung và trên lưới điện truyền tải nói riêng được đánh giá là một trong những hệ thống tự động hóa quy mô nhất, với công nghệ thông minh tiên tiến trong các hệ thống điều khiển công nghiệp quy mô lớn. 

Hiện nay, các trạm biến áp truyền tải điện đang áp dụng các công nghệ và hệ thống tự động hóa như sau:

1/ Hệ thống bảo vệ trong trạm biến áp (TBA):

Các hệ thống bảo vệ trong TBA là các hệ thống tự động hóa đầu tiên trong hệ thống điện và đã được phát triển hơn 100 năm nay. Hệ thống bảo vệ trong TBA thực hiện chức năng bảo vệ từng thiết bị (đối với những thiết bị có giá thành cao như MBA, hoặc có xác suất sự cố cao như đường dây tải điện), hoặc áp dụng nhóm các thiết bị (như các thiết bị ngăn lộ, thanh cái). Các hệ thống bảo vệ mang tính tự động hóa rất cao (tác động khi có tín hiệu kích hoạt) mang tính lập trình định trước, có tính năng liên động với nhau với mục đích hoạt động có chọn lọc để bảo vệ các thiết bị theo nhu cầu và có thể kết nối với nhau thành một mạng bảo vệ rộng lớn, đáp ứng yêu cầu tăng cường an ninh cho hệ thống truyền tải điện.

2/ Hệ thống thu thập dữ liệu và giám sát vận hành trong TBA:

Nhu cầu giám sát hoạt động trong các TBA đã phát sinh ra hệ thống thu thập dữ liệu vận hành trong TBA từ những năm 70 của thế kỷ trước, bằng việc đưa các đồng hồ giám sát vào các tủ bảng trong phòng điều khiển và sau đó đưa vào các máy tính trên bàn điều khiển trong TBA và các trung tâm giám sát vận hành. 

3/ Hệ thống điều khiển TBA:

Song song với việc đưa vào vận hành hệ thống giám sát TBA, hệ thống điều khiển TBA cũng được đưa vào vận hành. Mức độ tiên tiến của hệ thống điều khiển được đánh giá có vai trò quyết định mức độ tự động hoá của TBA. Trước những năm 60 của thế kỷ trước việc điều khiển thiết bị trong TBA được thực hiện trực tiếp trên các thiết bị, sau được đưa dần vào trên các bảng trong phòng điều khiển và khi xuất hiện máy tính PC thương mại được thực hiện trên máy tính. Chức năng điều khiển thiết bị, hoặc nhóm thiết bị trong TBA được thực hiện ngay trên bộ bảo vệ thiết bị Relay, hoặc có thể tách ra thành một bộ điều khiển riêng BCU là một máy tính công nghiệp được lập trình sẵn để điều khiển và thu thập dữ liệu các thiết bị trong TBA.

Ngoài ra, các thiết bị quan trọng trong TBA (như các máy biến áp) còn được tự động điều khiển và bảo vệ bởi nhiều bộ bảo vệ, điều khiển khác nhau có thể có chức năng giống hệt nhau, hoặc thực hiện các chức năng bảo vệ khác nhau.

Về công nghệ điều khiển TBA, trong những năm qua công nghệ điều khiển TBA đã có mức thay đổi từ công nghệ điều khiển truyền thống với các tủ bảng và khóa điều khiển thiết bị trên hệ thống tủ bảng, từ những năm 90 chuyển sang điều khiển bằng máy tính thông qua các bộ RTU/PLC và từ những năm 200x thành điều khiển hoàn toàn bằng máy tính với các chuẩn giao tiếp IEC 61850/IEC 60870-5/DNP3/Modbus.

4/ Hợp nhất hệ thống điều khiển và thu thập dữ liệu SCADA:

Cùng với việc phát triển hệ thống máy tính và mạng truyền dẫn máy tính, hệ thống thu thập dữ liệu, giám sát, điều khiển TBA được tích hợp thành một hệ thống điều khiển giám sát chung gọi tắt là SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Trải qua hơn 40 năm phát triển hệ thống SCADA được áp dụng rất nhiều công nghệ tự động hóa khác nhau và kết nối với nhau thành một hệ thống điều khiển thống nhất trong toàn hệ thống điện.

Hệ thống SCADA thực hiện điều khiển ở các mức khác nhau: Từ mức thiết bị tại chỗ, đến mức ngăn lộ thông qua các bộ điều khiển BCU, mức điều khiển toàn TBA trên máy tính điều khiển, và mức toàn hệ thống thông qua chức năng điều khiển xa đặt ở các trung tâm điều khiển. Thành phần của hệ thống SCADA hiện đại bao gồm các bộ điều khiển cơ sở BCU, các bộ lập trình logic PLC (Programmable Logic Controller), các thiết bị đầu cuối RTU, các máy tính giám sát (SC-Supervisory Computers), các giao diện người máy (HMI), và hệ thống thông tin liên lạc mạng dữ liệu.

Một thành phần quan trọng của hệ thống SCADA là phần mềm điều khiển chạy trên các máy tính cho phép hiển thị dữ liệu, dữ trữ và sử dụng số liệu quá khứ, điều khiển các thiết bị đang giám sát trên màn hình máy tính HMI.  

Một mạng điều khiển nhỏ (như các nhà máy thủy điện nhỏ hay TBA nhỏ) có thể chỉ sử dụng 1 máy tính. Trong các TBA truyền tải, do nhu cầu an ninh hệ thống và áp dụng công nghệ tự động hóa cao nên các thành phần tham gia trong hệ thống SCADA điều khiển trạm biến áp thường áp dụng cấu hình 1+1, áp dụng một hệ thống hoạt động chính và một hệ thống độc lập dự phòng nóng để thay thế khi xảy ra sự cố trên hệ thống chính. Các hệ thống điều khiển TBA được liên kết với nhau và được thu thập tập trung dữ liệu đặt tại các trung tâm điều khiển/trung tâm điều độ tập trung để phục vụ thu thập dữ liệu và giám sát điều khiển toàn hệ thống truyền tải điện.

Trong các thành phần của hệ thống điều khiển SCADA có nhiều hệ thống tự động nhỏ hoạt động độc lập như hệ thống giám sát, định vị sự cố cho phép ghi nhận và xác định phần tử xảy ra sự cố, định vị chính xác vị trí xảy ra sự cố, hoặc các hệ thống giám sát thành phần độc lập của thiết bị (như giám sát hoạt động của MBA, giám sát dầu online trong MBA, hệ thống điều khiển nấc biến áp OLTC, hệ thống sa thải nguồn/phụ tải theo tần số…) cho phép giám sát tình trạng hoạt động của thiết bị, đưa ra các cảnh báo khi xảy ra các bất thường, sai sót, hoặc tác động trực tiếp với mục đích bảo vệ thiết bị và ngăn ngừa sự cố lan rộng trong hệ thống điện.

5/ Hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm điện năng:

Các hệ thống đo đếm điện năng trong TBA được xây dựng với mục đích xác định chính xác điện năng giao nhận giữa các đơn vị tham gia vận hành hệ thống điện. Các hệ thống đo đếm điện năng được ưu tiên sử dụng các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao nhất. Từ những năm 200x người ta đã bắt đầu xây dựng hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm điện năng thông minh Smart Metering hoạt động độc lập với hệ thống điều khiển SCADA và là một trong những thành phần quan trọng của chương trình Smart Grid. Smart Metering là đầu vào quan trọng để phân tích đánh giá, áp dụng các thành phần Smart Grid cho hệ thống truyền tải điện và toàn hệ thống điện Việt Nam.

6/ Các hệ thống tự động liên quan đến quá trình chuyển đổi số hệ thống điện:

Hiện nay cuộc cách mạng công nghiệp 4.0 đang có những bước tiến phát triển rất nhanh dẫn đến thay đổi lớn về mô hình quản lý, giám sát, điều khiển và tự động hóa trong TBA truyền tải điện. Một loạt các chương trình chuyển đổi số trong hệ thống điều khiển tự động hóa đang được thực hiện bao gồm:

- Triển khai công nghệ trạm biến áp số trong hệ thống truyền tải, trong đó giảm tối đa việc truyền dữ liệu và thông tin giữa các phần tử trong TBA bằng kết nối Analog chuyển Digital.

- Triển khai hệ thống giám sát tự động và điều khiển xa toàn bộ các TBA trên lưới điện truyền tải, tăng cường các công cụ giám sát, điều khiển vận hành tự động trực tuyến nhằm đánh giá tình trạng vận hành thiết bị theo thời gian thực và tối ưu hóa chi phí vận hành hệ thống truyền tải điện.

- Mô phỏng kỹ thuật số mọi hoạt động của TBA nói riêng và cả hệ thống truyền tải điện nói chung.

- Xây dựng hệ thống thông tin địa lý (GIS) cho lưới truyền tải.

7/ Các hệ thống tự động liên quan đến chương trình Smart Grid trong lưới điện truyền tải điện:

Ngoài các chương trình chuyển đổi số đang áp dụng cho truyền tải điện, chương trình Smart Grid cũng mang đến sự phát triển công nghệ tự động hóa trong TBA, cụ thể:

- Nâng cấp các hệ thống điều khiển giám sát bảo vệ cho các TBA còn sử dụng công nghệ truyền thống sang công nghệ điều khiển máy tính và TBA số.

- Trang bị các hệ thống ghi sự cố (FR) và định vị sự cố trong các TBA với mục đích giảm thiểu thời gian tìm kiếm, xác định và phục hồi sau sự cố.

- Các hệ thống tự động giám sát MBA, hệ thống tự động giám sát dầu online.

- Trang bị các thiết bị truyền tải linh hoạt như SVC, FACTS, TCSC, kháng tụ bù dọc bù ngang có điều khiển đóng cắt.

Đánh giá liên hệ với hệ thống truyền tải điện Việt Nam:

Trong những năm qua hệ thống truyền tải điện Việt Nam đã và đang áp dụng nhiều công nghệ tự động hóa tiên tiến bao gồm [3]

1/ Hiện nay trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang áp dụng rộng rãi quy định về trang bị các thiết bị rơ le bảo vệ kỹ thuật số và điều khiển TBA bằng máy tính. Các TBA cũ có công nghệ điều khiển truyền thống đang được từng bước cải tạo nâng cấp thành TBA điều khiển bằng máy tính. 

2/ Hệ thống truyền tải áp dụng các công nghệ mới nhất về điều khiển và kết nối hệ thống máy tính điều khiển SCADA như yêu cầu áp dụng các IED (thiết bị điện tử thông minh - Intelligent Electronic Device) phù hợp với IEC 61850, kết nối dữ liệu TBA với các Trung tâm Điều độ theo Tiêu chuẩn IEC 60870-5. 

3/ EVN và Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đã xây dựng quy hoạch và thực hiện kết nối mạng điều khiển máy tính SCADA của TBA truyền tải với các Trung tâm Điều khiển xa (đặt tại các Trung tâm Điều độ HTĐ), và với các Trung tâm giám sát trực tuyến truyền tải điện (đặt tại các Phòng Điều độ của các Công ty truyền tải điện B0x và các Truyền tải điện khu vực). Đến nay đã có 73% số TBA 220 kV của EVNNPT là các TBA không người trực, việc vận hành thao tác và giám sát đều được thực hiện từ xa.

4/ EVNNPT tự xây dựng và vận hành hệ thống thu thập dữ liệu công tơ đo đếm tự động cho lưới điện truyền tải. Trong thời gian tới sẽ tiến hành nâng cao chất lượng số liệu thu thập qua hệ thống SCADA, nâng cao các dữ liệu đo đếm thu thập từ các TBA truyền tải điện bằng cách nâng cấp hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm thông minh hơn.

5/ EVNNPT đã trang bị hệ thống giám sát dầu online cho các MBA và kháng điện 500 kV và sắp tới sẽ trang bị cho toàn bộ các MBA 220 kV. Đồng thời, EVNNPT đã trang bị các thiết bị định vị sự cố cho trên 80 đường dây 500 kV, 220 kV quan trọng và có tần suất xảy ra sự cố cao. 

Nhân viên vận hành TBA 220 kV Bảo Lộc ghi thông số bằng IPAD tại phòng điều hành hiện hữu.


Những nội dung cần tăng cường triển khai để thúc đẩy hệ thống tự động hoá trong TBA truyền tải:

Mặc dù trong những năm gần đây (đặc biệt là 15 năm trở lại đây), EVN và EVNNPT đã quan tâm rất lớn đến cải tiến công nghệ, tăng cường tự động hoá trong hệ thống truyền tải để tăng năng suất lao động; đồng thời tự động hoá trạm biến áp truyền tải đã đáp ứng cơ bản độ tin cậy, an toàn vận hành cung cấp điện, phục vụ tốt mục tiêu đảm bảo an ninh năng lượng và các yếu tố cơ bản của thị trường điện. Tuy nhiên, với số lượng đầu tư xây dựng phát triển ngày càng lớn về quy mô của hệ thống điện, đặt ra các nội dung kỹ thuật mà  EVNNPT phải tiếp tục thực hiện một cách bài bản, kiên trì có chọn lọc, ưu tiên từng giai đoạn các giải pháp sau:

Thứ nhất: Quản lý và kiểm soát tốt công tác thiết kế mới và cải tạo nâng cấp các trạm biến áp tuân thủ theo đúng Quy định về công tác thiết kế dự án lưới điện cấp điện áp 110 - 500 kV trong EVN (phần trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV đến 500 kV) được ban hành theo quyết định số 1289 QĐ-EVN ngày 1/11/2017 của EVN.

Thứ hai: Hoàn thiện các tiêu chuẩn đã ban hành và tiếp tục ban hành các bộ tiêu chuẩn về quy định đặc tính kỹ thuật cơ bản của các thiết bị điện được lắp đặt trên trạm biến áp truyền tải.

Thứ ba: Đẩy mạnh triển khai nghiên cứu để trang bị rộng rãi các công cụ điều chỉnh, điều khiển thông minh trong vận hành hệ thống truyền tải như: Các thiết bị FACTs, thí điểm áp dụng TBA kỹ thuật số, sử dụng các MBA có gam công suất lớn cấp điện áp 500 kV, 220 kV, 110 kV, kháng hạn dòng ngắn mạch công nghệ mới (áp dụng công nghệ siêu dẫn), thiết bị tích trữ năng lượng công suất lớn để nâng cao độ ổn định, hiệu quả vận hành lưới điện.

Thứ tư: Tiếp tục nghiên cứu trang bị và nâng cấp các hệ thống giám sát tự động trực tuyến có sử dụng trí tuệ nhân tạo AI và kho dữ liệu lớn BIG DATA nhằm thu thập thông tin, phân tích, đánh giá tình trạng vận hành thiết bị theo thời gian thực đối với các thiết bị được lựa chọn, để giảm nhân công giám sát cho các đường dây và các TBA truyền tải, đặc biệt là các TBA kỹ thuật số và mô phỏng số các hoạt động hệ thống truyền tải.

Thứ năm: Khẩn trương tích cực hoàn thành và đưa vào ứng dụng quản lý kỹ thuật (gồm cả quản lý sự cố) hệ thống truyền tải điện trên nền tảng hệ thống thông tin địa lý (GIS) có ứng dụng rộng rãi trí tuệ nhân tạo xử lý phân tích dữ liệu, hình ảnh trong kiểm tra, vận hành đường dây, trạm biến áp, đặc biệt là vận hành TBA không người trực.

Thứ sáu: Đẩy mạnh việc khuyến kích người lao động và đơn vị trực thuộc tìm tòi nghiên cứu phát triển và ứng dụng các phần mềm thông minh (Smart Program) phục vụ điều hành, sản xuất, quản lý, bảo dưỡng, sửa chữa và nâng cấp các thiết bị, công trình lưới điện truyền tải trên cơ sở khai thác thông tin vận hành SCADA, đo đếm, thông tin quản lý đã được thu thập tự động về Trung tâm Data Center của EVNNPT (như các chương trình bảo dưỡng thiết bị thông minh). Qua đó tổng hợp thành một chương trình thông minh chung áp dụng rộng rãi cho toàn lưới điện truyền tải.

Thay cho lời kết:

Hiện nay, hệ thống điện Việt Nam có số lượng phần tử cần điều khiển giám sát tại Trung tâm Điều độ Quốc gia và các Trung tâm Điều độ miền ngày càng lớn và trở thành cực lớn, với 448 nhà máy điện, 1.002 trạm biến áp (183 trạm truyền tải 500 và 220 kV, 819 trạm 110 kV). Theo Quy hoạch điện VIII, số lượng trạm biến áp truyền tải điện ngày càng tăng mạnh, đòi hỏi công nghệ tự động hoá có những bước phát triển mới, theo hướng ngày càng thông minh hơn và theo xu hướng công nghệ số như đã phân tích trên.

Vì vậy, song song việc sắp xếp ưu tiên trang bị các công nghệ thiết bị tự động hoá hiện đại, chuẩn về tiêu chuẩn, theo chúng tôi, việc tăng cường đào tạo năng lực quản lý số cho đội ngũ cán bộ kỹ thuật và đội ngũ quản lý của EVNNPT để đáp ứng yêu cầu làm việc trong quá trình thực hiện chuyển đổi số sẽ quyết định mức độ thành công việc xây dựng, quản lý hệ thống điện đáp ứng nhu cầu vận hành an toàn, tin cậy, đảm bảo cung cấp điện ổn định cho nền kinh tế.

Kỳ tới: Ứng dụng công nghệ điều khiển tích hợp - cốt lõi trong phát triển hệ thống tự động hoá trạm biến áp truyền tải điện Việt Nam

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM


Tài liệu tham khảo:

[1] EVN - BÁO CÁO kết quả thực hiện kế hoạch năm 2020 và 5 năm 2016-2020. Mục tiêu, nhiệm vụ kế hoạch năm 2021 (Hội nghị tổng kết EVN, tháng 1/2021).

[2] BÁO CÁO của EVN về Tình hình thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực giai đoạn 2011-2020- báo cáo báo cáo Ủy ban Kinh tế Quốc hội (Tài liệu phục vụ phiên giải trình “Thực trạng, giải pháp phát triển điên lực đến năm 2030 nhằm đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội”).

[2] EVNNPT- BÁO CÁO Phân tích, đánh giá tình hình thực hiện Kế hoạch SXKD - ĐTPT 5 năm 2016 - 2020 và giải pháp khắc phục để đảm bảo hoàn thành kế hoạch trong giai đoạn tiếp theo của EVNNPT  (ngày 22/3/2021)

[3] EVNNPT-BAN KỸ THUẬT - BÁO CÁO Tổng kết công tác vận hành năm 2020 và thực hiện giải pháp đảm bảo vận hành lưới điện truyền tải năm 2021 (ngày 15/12/2020)

 

nangluongvietnam.vn/

Có thể bạn quan tâm

Các bài mới đăng

Phiên bản di động