MỞ ĐẦU Theo các số liệu thống kê về sự cố trong hệ thống lưới truyền tải (hình 1.1) cho thấy đường dây truyền tải có xác suất sự cố chiếm tỷ trọng khá lớn là 80-90%, còn lại xảy ra trên thiết bị điện tại các trạm biến áp (TBA). Trong đó, đối với đường dây trên không vận hành với điện áp > 6kV, sự cố thoáng qua chiếm tỷ lệ 65-70%, còn lại 30-35% là sự cố vĩnh cửu, đối với đường dây có điện áp càng cao thì % sự cố thoáng qua càng lớn [7].1: Sự cố trên đường dây tải điện Sự cố thoáng qua chủ yếu do quá điện áp khí quyển gây ra phóng điện cách điện đường dây, còn các nguyên nhân khác thường do sự dao động của dây dẫn gây ra phóng điện hoặc cây trong hành lang mọc quá nhanh, cây ngoài hành lang đổ chạm đường dây đi qua khu vực đồi núi hiểm trở trong mùa mưa bão, độ võng khoảng vượt xuống thấp do đường dây cũ luôn vận hành quá tải trong mùa nóng…. Trong trường hợp khu vực có khí hậu khắc nghiệt, địa hình phức tạp, thì sự cố thoáng qua tập trung chủ yếu vào sự cố cách điện đường dây vì chất lượng cách điện sản xuất trong nước chưa thích hợp với điều kiện khí hậu ở một số địa điểm ở Việt Nam nên khi có sương muối, bụi bẩn bám dính trên bề mặt cách điện dễ gây ra 10 phóng điện. Ngoài ra, hiện tượng tụt khí SF6 xảy ra ở hầu hết các máy cắt (MC) do thiết bị này chưa được nhiệt đới hoá đúng mức (hình 1.2a: Sự cố do cành cây chạm vào Hình 1.2b: Sự cố cháy pha B của MBA đường dây AT2 tại TBA 500kV Đà Nẵng Đối với sự cố vĩnh cửu, nguyên nhân thường do thiết bị, trong đó: Sự cố cách điện chiếm tỷ lệ 36-38%, sự cố máy biến áp (MBA) 10-12%, MC 3-5%, chống sét van 6-8%, biến dòng và biến điện áp 2-3%, còn lại do các nguyên nhân khác [11].
Để đáp ứng nhu cầu xử lý sự cố lưới điện nhanh chóng và chính xác, các đơn vị quản lý vận hành và các nhà kỹ thuật đã bắt tay vào nghiên cứu những công nghệ, giải pháp có thể phát hiện hiệu quả vị trí điểm sự cố trên đường dây truyền tải, nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu được thời gian xác định vị trí sự cố và đáp ứng yêu cầu thực tế đặt ra. Phân tích các phương pháp phân loại và định vị sự cố (được trình bày chi tiết trong mục 1.2) cho thấy độ chính xác kết quả đo vị trí điểm sự cố tuỳ thuộc vào bản chất của từng phương pháp.2 TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU Tại Việt Nam việc nghiên cứu ứng dụng phân loại và định vị điểm sự cố lưới điện truyền tải chưa nhiều, mới chỉ có một vài bài báo có tính chất giới thiệu khái quát và ứng dụng một vài phần mềm tại TBA tự động hoá, chưa đi sâu vào xây dựng thuật toán cho một bài toán cụ thể. Để hoà nhập cùng với sự phát triển chung của thế giới trong lĩnh vực, việc nghiên cứu hệ thống bị định vị sự cố (Fault Locating System - FLS) nói chung và nghiên cứu ứng dụng vào lưới điện tại Việt 11 Nam là cần thiết và đang là thời điểm thích hợp để triển khai, khai thác tiềm năng của một công cụ tính toán mạnh cho các bài toán khoa học kỹ thuật. Thiết bị chỉ báo sự cố QUẢN LÝ VẬN HÀNH Thiết bị đóng, cắt và phân đoạn Bộ tự động đóng lặp lại Phương pháp sử dụng tín hiệu đo một đầu đường dây PHÂN TÍCH TÍN Phương pháp sử dụng tín HIỆU TẦN SỐ LƯỚI hiệu đo hai đầu đường dây Phương pháp sử dụng tín hiệu đo từ nhiều phía PHÂN LOẠI VÀ ĐỊNH VỊ Biến đổi SỰ CỐ wavelet Phương pháp truyền sóng Biến đổi PHÂN TÍCH TÍN wavelet packet HIỆU CAO TẦN Phân tích sóng hài Hệ mờ HỆ THỐNG THÔNG MINH Mạng nơron nhân tạo PHƯƠNG PHÁP LAI Hệ chuyên gia Hình 1.3: Các hướng nghiên cứu kỹ thuật phân loại và định vị sự cố Trên thế giới đã có nhiều công trình nghiên cứu về phân tích phân loại dạng sự cố và phát hiện vị trí điểm sự cố trên đường dây truyền tải, đặc biệt phát triển mạnh trong vài thập kỷ gần đây và trở thành điểm nóng của nhiều tranh luận khoa học theo nhiều hướng, có thể phân loại thành 01 giải pháp kỹ thuật quản lý vận hành và 04 hướng nghiên cứu chính (phân tích tín hiệu ở tần số lưới, phân tích tín hiệu cao tần, hệ thống thông minh, và phương pháp lai) được trình bày sơ lược trên hình 1.
Mỗi hướng sẽ được trình bày theo các mục riêng, nhằm giải quyết vấn đề đặc thù có 12 cấp chính xác phụ thuộc vào mô hình đường dây, khả năng thu thập dữ liệu và bản chất của phương pháp đó [61], [81], [85]. Giải pháp dựa trên kỹ thuật quản lý vận hành 1.1 Nội dung của giải pháp Việc xác định sự cố thông dụng hiện nay căn cứ vào sự điều hành theo kinh nghiệm của điều độ các cấp (quốc gia, vùng và điện lực) và sự chấp hành thao tác của nhân viên vận hành cấp dưới (trực ca tại các TBA, NMĐ). Cơ sở xử lý sự cố căn cứ theo quy trình điều độ Hệ thống điện Quốc gia, quy trình xử lý sự cố các điện lực và TBA cụ thể. Khi có sự cố trên lưới, nhân viên vận hành khu vực báo cáo và nhận lệnh thao tác từ điều độ viên để tiến hành cô lập điểm sự cố và giao cho đơn vị sửa chữa kiểm tra, xử lý [4], [5].2 Các kỹ thuật chính đã được tiến hành Khi có sự cố trên đường dây máy cắt hai đầu đường dây (hoặc đầu nguồn) cắt, điều độ viên hoặc nhân viên quản lý vận hành căn cứ vào tác động của thiết bị bảo vệ, tình trạng thiết bị liên quan, bảng đèn tín hiệu tại TBA, thông tin phát hiện sự cố từ người dân hoặc khách hàng sử dụng điện để có phương án xử lý phù hợp.
Với trường hợp chưa xác định được ngay điểm sự cố thì phải thực hiện tìm kiếm sự cố thủ công (đội quản lý đường dây rải quân băng qua rừng, lội suối, đi đến từng vị trí cột trên toàn tuyến bị sự cố để kiểm tra bằng mắt thường và tìm điểm sự cố). Tại Việt Nam, việc quản lý và vận hành đường dây truyền tải và xử lý sự cố như trên dẫn đến yêu cầu sửa chữa nhiều và tốn kém chi phí. Cho nên Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã lên kế hoạch hiện đại hoá các hệ thống điều khiển, giám sát của cả hệ thống điện bằng hệ thống giám sát điều khiển và thu thập xử lý dữ liệu (Supervisory Control And Data Acquisition – SCADA) nhằm thu thập dữ liệu và điều khiển các TBA từ xa. Trong giải pháp điều khiển phân tán (hình 1.4) có sẵn hệ thống truyền thông ở cấp dưới (bus xử lý, bus trường) và ở cấp trên (Ethernet) thì trọng tâm của việc xây dựng hệ SCADA là lựa chọn công cụ phần mềm thiết kế giao diện và tích hợp hệ thống sử dụng chuẩn IEC61850 cho phép 13 nhân viên vận hành sử dụng hệ thống máy tính thay thế cho hệ thống điều khiển bằng các tủ bảng vặn khoá truyền thống [14].4: Cấu trúc hệ thống tự động hoá trạm dựa trên truyền thông IEC 61850 Hình 1.5: Tương tác các miền của lưới điện thông minh Hơn nữa, để tiến tới một hệ thống điện thông minh (hình 1.5) thực hiện liên kết thông minh hai chiều giữa người tiêu dùng và nguồn điện, cần hiện đại hoá cả 14 lưới truyền tải và phân phối theo hướng nâng cấp và cập nhật hệ thống điện hiện có ở công nghệ đo lường, điều khiển và bảo vệ kỹ thuật số với hệ thống truyền thông hiện đại nhằm đáp ứng nhu cầu về độ tin cậy, an toàn, chất lượng điện, tiết kiệm năng lượng [46].
Từ các công nghệ mới, cho phép các hệ thống điều khiển, giám sát và bảo vệ trên diện rộng phối hợp với nhau như là các giải pháp hiệu quả. Điểm mấu chốt của giải pháp này là khả năng ứng dụng các thiết bị điều khiển nhanh và mạnh, hệ thống truyền thông, và các thuật toán thông minh hay nói cách khác đây là một “hệ thống điều khiển và bảo vệ trên diện rộng đích thực” [24].3 Nhận xét và đánh giá: Giải pháp kỹ thuật này đã và đang được EVN triển khai ứng dụng tại Việt Nam. Ta nhận thấy rằng, để truy tìm sự cố vẫn còn chủ yếu dựa vào công tác kiểm tra thủ công theo quy định hiện hành, chưa đáp ứng được yêu cầu về thời gian xử lý sự cố và chưa phù hợp [15]. Bên cạnh đó, EVN đã và đang ứng dụng hệ thống SCADA tại Trung tâm điều độ.
Đây là một hệ thống giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu cùng với các chức năng tích hợp của hệ thống quản lý lưới điện và hệ thống đo đếm điện năng tiêu thụ tự động từ xa theo thời gian thực trên màn hình máy tính. Chức năng của hệ thống sẽ giúp cho các kỹ thuật viên có khả năng điều hành, quan sát và quản lý toàn bộ hoạt động của tất cả các thiết bị trong hệ thống điện (HTĐ). Nếu hệ thống được khai thác hiệu quả với đầy đủ chức năng thì việc điều hành lưới điện trở nên đơn giản hơn, đáp ứng kịp thời, chính xác yêu cầu trong vận hành lưới điện như: phân tích hệ thống, giảm nhiều công sức xử lý sự cố và góp phần nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh.2 Hướng nghiên cứu dựa trên kỹ thuật phân tích tín hiệu ở tần số lưới 1.1 Nội dung của phương pháp Khoảng cách sự cố từ thanh cái đến điểm sự cố được tính toán theo phương pháp tổng trở sự cố ở tần số lưới thông qua giá trị đo lường dòng điện và điện áp của một, hoặc hai và ba đầu đường dây (sử dụng kênh truyền thông tin và thiết bị 15 động bộ thời gian) được đo bằng thiết bị như biến dòng (BI), biến điện áp (BU), role bảo vệ (RLBV) hoặc bộ đo lường đồng bộ góc pha (Phasor Measurement Unit – PMU) đặt trên mỗi đầu đường dây. Các số liệu đo được sử dụng để phân tích thành phần thứ tự, xác định kiểu sự cố, pha sự cố và kết hợp phương trình toán học nhằm ước tính vị trí điểm sự cố [61], [85].2 Các nghiên cứu chính đã được tiến hành Phương pháp điện kháng đơn giản được đưa vào sử dụng đầu tiên cho hệ thống đường dây truyền tải điện đồng nhất được minh hoạ như hình 1.