Làm thế nào để hiện thực hóa quá trình chuyển đổi thông minh cho các trạm biến áp truyền thống?

Làm thế nào để hiện thực hóa quá trình chuyển đổi thông minh cho các trạm biến áp truyền thống?

Hàng ngàn trạm biến áp trên toàn thế giới vẫn đang vận hành bằng rơ-le điện từ, cáp điều khiển bằng đồng nối điểm-điểm giữa các ngăn, và sổ nhật ký giấy do nhân viên ghi chép thủ công mỗi giờ. Những trạm biến áp này hoạt động đáng tin cậy, nhưng cũng hoàn toàn ‘mù’—chúng không thể tự báo cáo tình trạng sức khỏe, không thể dự đoán sự cố và không thể vận hành từ xa. Việc chuyển đổi thông minh thay đổi điều này mà không nhất thiết phải xây dựng lại toàn bộ từ đầu.

Tập hợp giải pháp thông minh: Các thành phần nào được nâng cấp

Một cuộc cải tạo trạm biến áp thông minh giải quyết bốn lớp chức năng. Lớp quá trình số hóa tín hiệu tương tự ngay tại nguồn — thay thế các bộ biến dòng và bộ biến điện áp truyền thống bằng các bộ biến đo không truyền thống (NCIT) phát ra giá trị mẫu số hóa qua cáp quang. Lớp ngăn thay thế các rơ-le bảo vệ rời rạc bằng các thiết bị điện tử thông minh (IED), giao tiếp với nhau thông qua tin nhắn GOOSE theo tiêu chuẩn IEC 61850 thay vì các tín hiệu nhị phân nối dây cứng. Lớp trạm thay thế bảng điều khiển nối dây cứng bằng hệ thống SCADA và một trạm làm việc cho người vận hành có màn hình giao diện người – máy (HMI). Lớp doanh nghiệp kết nối trạm biến áp với các nền tảng quản lý tài sản, quản lý năng lượng và bảo trì dựa trên tình trạng của công ty điện lực.

Một quá trình chuyển đổi từng giai đoạn có thể nâng cấp các lớp này một cách độc lập. Một trạm biến áp có thể áp dụng giao tiếp bus trạm IEC 61850 giữa các thiết bị điện tử thông minh (IED) trong khi vẫn giữ lại các bộ biến dòng/áp truyền thống—từ đó đạt được tốc độ truyền thông giữa các ngăn và giảm lượng dây cáp mà không cần can thiệp vào thiết bị sơ cấp. Ngược lại, một trạm có thể lắp đặt các bộ biến dòng/áp không lõi sắt (NCIT) và các bộ hợp kênh (merging unit) ở cấp quy trình trong khi vẫn duy trì các rơ-le bảo vệ hiện hữu có đầu vào dạng tương tự—cải thiện độ chính xác đo lường mà không thay đổi các sơ đồ bảo vệ.

IEC 61850: Giao thức làm cho trí tuệ trở nên khả thi

Việc đi dây truyền thống trong trạm biến áp sử dụng một cặp dây đồng riêng biệt nối từ mỗi bộ biến dòng/áp tới mọi rơ-le cần giá trị đo đó—một cấu trúc hình sao tiêu tốn hàng kilômét cáp và tạo ra các điểm lỗi đơn lẻ tại mọi khối đấu dây. IEC 61850 thay thế giải pháp này bằng một mạng cáp quang, nơi các giá trị mẫu (sampled values) và tín hiệu ngắt khẩn cấp GOOSE chia sẻ cùng một cơ sở hạ tầng vật lý thông qua Ethernet đồng bộ thời gian.

Các lợi ích kỹ thuật chính là có thể đo lường được. Số lượng cáp trong tòa nhà điều khiển giảm khoảng 60–70%. Thời gian hiệu chỉnh mỗi ngăn (bay) giảm từ vài tuần xuống còn vài ngày vì các kết nối sợi quang được xác minh bằng đèn LED trạng thái liên kết thay vì kiểm tra tính liên tục điểm-điểm thủ công. Tuy nhiên, lợi thế lớn nhất là khả năng tương tác—một thiết bị IED bảo vệ của nhà sản xuất này có thể giao tiếp với bộ điều khiển ngăn (bay controller) của nhà sản xuất khác bằng mô hình dữ liệu tiêu chuẩn, loại bỏ hoàn toàn các cổng giao thức (protocol gateways) và việc lập bản đồ tùy chỉnh vốn chiếm ưu thế trong việc tích hợp trạm biến áp truyền thống.

Lộ trình chuyển đổi từng bước

Giai đoạn một triển khai lớp bus trạm (station bus): lắp đặt các bộ chuyển mạch Ethernet (Ethernet switches) trong phòng điều khiển, nâng cấp các rơ-le lên các thiết bị IED có khả năng hỗ trợ IEC 61850 và triển khai giao diện người-dùng SCADA (SCADA HMI). Lúc này, trạm đã có khả năng giám sát tại chỗ và từ xa, ghi lại sự kiện (event logging) và ghi lại nhiễu (disturbance recording). Giai đoạn này có thể hoàn tất trong các đợt ngừng hoạt động theo kế hoạch, kéo dài 4–6 tuần đối với một trạm biến áp phân phối điển hình gồm 6 ngăn.

Giai đoạn hai triển khai lớp bus quy trình: lắp đặt các bộ hợp kênh trong sân phân phối để số hóa tín hiệu tương tự ngay tại nguồn, kéo cáp quang đến tòa nhà điều khiển và cấu hình các luồng giá trị mẫu. Các cáp đồng đa lõi giữa sân phân phối và phòng điều khiển bị loại bỏ.

Giai đoạn ba triển khai các ứng dụng nâng cao: giám sát phóng điện cục bộ trên thiết bị đóng cắt, phân tích khí hòa tan trên máy biến áp, giám sát tình trạng bộ ngắt mạch thông qua phân tích dạng sóng dòng điện cuộn dây và định mức tải động cho các đường dây trên không. Những công cụ bảo trì dựa trên tình trạng này chuyển đổi triết lý bảo trì từ dựa trên thời gian sang dựa trên tình trạng, kéo dài tuổi thọ thiết bị và giảm thiểu các sự cố ngừng hoạt động ngoài kế hoạch.

Ví dụ: Trạm biến áp phân phối đạt khả năng vận hành từ xa

Một công ty điện lực khu vực ở châu Phi vận hành 14 trạm biến áp không người trực thuộc cấp điện áp 33/11 kV, nơi việc chẩn đoán sự cố đòi hỏi phải điều động kỹ thuật viên—thời gian phản ứng trung bình là hai giờ. Công ty điện lực này đã thực hiện một quá trình chuyển đổi thông minh theo từng giai đoạn tại sáu trạm biến áp được ưu tiên, bắt đầu bằng việc thay thế các thiết bị IED theo tiêu chuẩn IEC 61850 và tích hợp hệ thống SCADA. Hệ thống mới, do một nhà cung cấp thiết bị điện tích hợp có trụ sở tại Trung Quốc cung cấp, cho phép xác định từ xa vị trí sự cố trong vòng 30 giây sau khi rơ-le bảo vệ tác động và đóng lại cầu dao từ xa đối với các sự cố thoáng qua. Thời gian mất điện trung bình giảm từ 4,2 giờ xuống còn 1,1 giờ. Chi phí đầu tư ban đầu được hoàn vốn thông qua việc giảm các khoản phạt liên quan đến chỉ số SAIDI trong vòng 18 tháng.

Các câu hỏi thường gặp

Liệu một trạm biến áp AIS truyền thống có thể được cải tạo mà không cần thay thế thiết bị sơ cấp?

Có. Giai đoạn một của quá trình chuyển đổi chỉ nâng cấp các hệ thống phụ—các rơ-le, bảng điều khiển và mạng truyền thông—trong khi vẫn giữ nguyên các bộ ngắt mạch, biến dòng (CT), biến điện áp (VT) và thanh cái hiện có. Thiết bị chính không bị thay đổi, giúp giảm thiểu thời gian ngừng hoạt động và chi phí đầu tư ban đầu.

Chênh lệch chi phí giữa một trạm biến áp số mới và một trạm được nâng cấp là bao nhiêu?

Việc nâng cấp thông minh tại hiện trường (brownfield) thường tốn từ 40–60% chi phí xây dựng mới một trạm biến áp số (greenfield) có cùng chức năng, bởi vì thiết bị chính, công trình sân phân phối và cơ sở hạ tầng tòa nhà được tái sử dụng.

IEC 61850 cải thiện độ tin cậy của trạm biến áp như thế nào?

Truyền thông bằng cáp quang loại bỏ rủi ro về sự chênh lệch điện thế mặt đất trong trường hợp sự cố, loại bỏ nhiễu điện từ trên các dây cáp tín hiệu tương tự và cho phép giám sát tự động liên tục đối với mạng truyền thông. Các kết nối lỗi được phát hiện trong vài mili-giây thay vì phải chờ đến lần bảo trì định kỳ tiếp theo.

Những biện pháp an ninh mạng nào được áp dụng cho các trạm biến áp thông minh?

IEC 62351 quy dinh viec xac thuc, ma hoa va quan ly khoa cho cac mang IEC 61850. Viec tach biet vat ly giua duong truyen tram va cac mang ben ngoai, dieu khien truy cap dua tren vai tro tai cac IED, va kiem tra lo ghi la nhung yeu cau toi thieu. Cac tram quan trong them he thong phat hien xam nhap de giam sat mang LAN cua tram.

Cac IED cua cac nha san xuat khac nhau co the hoat dong cung nhau trong cung mot tram IEC 61850 khong?

Co—khi ca hai nha san xuat deu da chung nhan su tuan thu boi phep kiem tra tuan thu IEC 61850 Ban in thu 2. Tap tin ngon ngu cau hinh tram (SCL) chuan hoa viec trao doi mo hinh du lieu. Cac nha cung cap nhu Sinotech Group cung cap dich vu kiem tra tinh tuong tac giua cac nha san xuat khac nhau nhu mot phan cua dich vu tich hop tram.

Nhung nguoi van hanh can duoc dao tao nhung noi dung gi cho mot tram thong minh?

Các nhân viên vận hành cần được đào tạo về điều hướng giao diện người-dùng-máy (HMI), quy trình xác nhận cảnh báo và các giao thức chuyển đổi từ xa—thường kéo dài 2–3 ngày đối với nhân viên trạm biến áp có kinh nghiệm. Các kỹ sư bảo vệ cần được đào tạo chuyên sâu hơn về cấu hình IEC 61850 và phân tích sự cố, thường kéo dài 1–2 tuần.