TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC – HƯỚNG ĐI TẤT YẾU TRONG PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN THÔNG MINH

Trạm biến áp không người trực – hướng đi tất yếu trong phát triển lưới điện thông minh

NTECH Thực hiện chương trình hiện đại hóa, tự động hóa lưới điện theo Đề án “Phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam” do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, ngành điện đặt mục tiêu đến năm 2020, 100% số trạm biến áp 110kV và 60% số trạm biến áp 220kV được điều khiển từ xa và vận hành theo mô hình trạm biến áp không người trực. Chương trình này đã được Chính phủ, các Bộ ngành nói chung và EVN nói riêng nghiên cứu từ lâu bởi hiệu quả cao được chứng minh tại các quốc gia phát triển.

   Triển khai mô hình trạm biến áp không người trực hoặc bán người trực, các trung tâm điều khiển là hướng đi tất yếu nhằm tự động hóa, hiện đại hóa hệ thống điện, xây dựng lưới điện thông minh, góp phần nâng cao năng suất lao động, giảm chi phí, tăng hiệu quả của hệ thống, đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục. Hiện nay, đề án xây dựng các trung tâm điều khiển và triển khai TBA không người trực đang được Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia nỗ lực thực hiện nhằm không ngừng cải thiện và nâng cao hiệu quả trong công tác quản lý, vận hành hệ thống lưới điện truyền tải.

   Mục tiêu của đề án tập trung vào việc nâng cấp, trang bị hệ thống công nghệ để cho phép 3 Trung tâm điều độ Hệ thống điện thu thập dữ liệu vận hành và điều khiển từ xa đối với các thiết bị chính trong các TBA 220kV/110kV. Theo đó, công nghệ sẽ thay thế một số nhiệm vụ của nhân viên vận hành tại các TBA; lực lượng lao động tại các TBA 220kV được cơ cấu, tổ chức lại với số lượng ít hơn. Cụ thể, thay vì mô hình với 11 lao động/1TBA 220kV, sẽ còn 5 lao động tại 1 TBA ở địa bàn xa hoặc nhóm 11 lao động với Trung tâm vận hành quản lý một cụm 5 TBA 220kV đã được chuyển đổi điều khiển giám sát từ xa; còn các TBA 110kV sẽ được chuyển đổi hoàn toàn 100% sang TBA không người trực. Các Trung tâm vận hành cũng được trang bị thiết bị để giám sát tình trạng các TBA không người trực thuộc phạm vi quản lý của trung tâm.

   Dựa trên báo cáo của công ty truyền tải điện 4 (PTC4), đơn vị này đang quản lý vận hành mạng lưới điện truyền tải khu vực phía Nam và hơn 35 TBA từ 220kV đến 500kV; trong đó nhiều trạm đã áp dụng công nghệ tự động hóa trạm (SAS). Để đáp ứng nhu cầu quản lý vận hành hệ thống cao áp 500kV/220kV/110kV ngày càng phát triển với số lượng TBA và đường dây ngày càng lớn, các TBA cần được tập trung vào 1 trung tâm để dễ dàng theo dõi, quản lý vận hành, điều độ công suất trong lưới truyền tải và giảm các lỗi thao tác do vận hành gây ra. Do đó phương án xây dựng thêm trung tâm điều khiển xa - trên cơ sở ứng dụng khoa học công nghệ để tích hợp các thông số, dữ liệu thông tin vào hệ thống máy tính, đảm bảo việc đưa vào vận hành, giám sát các TBA trong khu vực và xây dựng thêm TBA 500kV mới đang được tích cực thực hiện.

   Việc xây dựng Hệ thống trạm không người trực có rất nhiều việc cần phải làm, trong đó, yêu cầu tiên quyết là phải đảm bảo được thiết bị luôn ổn định trong quá trình vận hành lâu dài; kết nối với hệ thống SCADA và hệ thống điều khiển xa từ trạm kết nối về Trung tâm điều độ hệ thống điện vùng/miền đồng thời với việc xây dựng các trung tâm vận hành. Ví dụ khi xét về hệ thống điều khiển giám sát trạm 110kV không người trực:

Hình : Công tác thực thiện nâng cấp trạm biến áp không người trực Đức Huệ tỉnh Long An

  Trạm 110kV  được trang bị hệ thống điều khiển dựa trên các thiết bị chuyên dụng (máy tính công nghiệp, gateway...) có cấu hình dự phòng nóng (Hot-StandBy). Hệ thống máy tính sẽ thực hiện nhiệm vụ điều khiển và giám sát hoạt động của các thiết bị trong trạm đồng thời thực hiện chức năng của thiết bị đầu cuối để giao tiếp với Trung tâm điều khiển địa phương và Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền.

   Hệ thống điều khiển trạm được thiết kế dựa trên các chuẩn quốc tế đảm bảo tính mở, thuận lợi cho việc thay thế, mở rộng, nâng cấp, độ tin cậy, tính độc lập cao. Khi một thiết bị điều khiển đơn lẻ bị sự cố, sẽ không làm ảnh hưởng đến các phần tử khác. Hệ thống điều khiển thể giao tiếp với hệ thống rơ le bảo vệ kỹ thuật số, có thể vận hành hoàn toàn không nguời trực nhưng vẫn có khả năng sử dụng, thao tác trong trường hợp có nhân viên vận hành tại trạm. Đối với 1 TBA hoàn chỉnh, ngoài các thiết bị chính thì hệ thống điều khiển sẽ bao gồm:

+) 1 bộ điều khiển (Server) gồm 2 thiết bị được lập trình ở 2 chế độ dự phòng nóng (Hot-Standby); trong đó tại một thời điểm chỉ có 1 trong 2 thiết bị hoạt động; phần mềm SCADA được cài đặt vào máy chủ ưu tiên.

+) 1 máy tính lưu trữ và xử lý dữ liệu.

+) 1 mạng Ring-LAN (hoặc Double LAN) kết nối cáp quang tốc độ 100Mbps.

+) Thiết bị đồng bộ thời gian GPS LAN time server.

+) Router, Firewall để kết nối mạng WAN với trung tâm điều khiển điện lực địa phương.

+) Bộ thu thập giám sát I/O chung cho toàn trạm.

+) 2 cổng Gateway được tích hợp sẵn để giao tiếp, truyền tín hiệu SCADA tới TTĐK địa phương và TTĐK HTĐ miền.

+) Các BCU được lắp đặt ở chế độ dự phòng 1+1 , và được dự phòng cả kết nối với hệ thống mạng.

+) Các thiết bị nguồn AC, DC, nguồn dự phòng có giám sát, điều khiển từ xa và kết nối với hệ thống máy tính (RTU, BCU…).

   Hệ thống điều khiển được trang bị phần mềm SCADA chuyên dụng cho trạm biến áp có chức năng giám sát – điều khiển hệ thống. Phần mềm phải có khả năng thay đổi linh hoạt cho việc vận hành hệ thống. Các chức năng của hệ thống điều khiển như sau:

- Đóng/ cắt các máy cắt, các dao cách ly có động cơ có kết hợp các điều kiện về hòa đồng bộ và khóa liên động thao tác

- Điều chỉnh tăng/ giảm điện áp máy biến áp

- Điều khiển hệ thống quạt mát máy biến áp ...

- Chỉ thị trạng thái máy cắt, dao cách ly, dao nối đất; chỉ thị vị trí bộ điều chỉnh điện áp của máy biến áp

   Ngoài ra, có 1 điều vô cùng quan trong là toàn bộ hệ thống điều khiển được cấp nguồn bởi các hệ thống nguồn AC, DC. Bởi vậy, các hệ thống nguồn này phải được dự phòng lẫn nhau, có tính sẵn sàng cao, được kết nối giám sát điều khiển từ xa qua hệ thống SCADA, thuận tiện trong vận hành & chuyển đổi phương thức cũng như sửa chữa.

   Để thực hiện chức năng điều khiển & giám sát, hệ thống điều khiển cần được cài đặt trọn bộ phần mềm được viết trên ngôn ngữ lập trình bậc cao, tương thích với hệ thống máy tính và các hệ điều hành phổ biến mới nhất của Server. Hơn nữa, để thuận tiện trong việc mở rộng kết nối với thiết bị điều khiển bảo vệ của các nhà sản xuất khác nhau; thì thủ tục truyền tin giữa các thiết bị này phải áp dụng tiêu chuẩn IEC 61850. Còn vì sao lại là tiêu chuẩn IEC 61850 mà không phải tiêu chuẩn khác sẽ được chúng tôi phân tích trong bài viết tiếp theo; mời quý vị chú ý đón xem.