Hệ thống điện (HTĐ) là một hệ thống lớn, hoạt động trong thời gian thực, kéo dài trên toàn bộ lãnh thổ, đến tận hải đảo, đóng vai trò cực kỳ quan trọng trong việc đảm bảo năng lượng cho sản xuất và đời sống. HTĐ được trang bị các thiết bị điện, điện tử, đo lường, điều khiển, bảo vệ, thông tin hiện đại nhằm đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, tin cậy và kinh tế. Tuy nhiên, do nhiều yếu tố ngẫu nhiên bất định, mặc dù được quy hoạch và thiết kế hoàn hảo, HTĐ vẫn xảy ra sự cố gây mất điện diện rộng với các hậu quả rất nghiêm trọng. Bài viết sau đây đề cập đến vấn đề tích hợp các bộ đo pha PMU (Phasor Measurement Unit) vào hệ thống điều khiển, bảo vệ, góp phần tăng cường bảo vệ HTĐ trên diện rộng là xu thế phổ biến hiện nay trên thế giới nhưng chưa được áp dụng tại Việt Nam.

HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ VẤN ĐỀ SỰ CỐ DIỆN RỘNG

Một HTĐ điển hình thường gồm 4 khâu được cho trên hình 1:

Phát điện: gồm các nhà máy nhiệt điện, thủy điện, phong điện… thường ở xa các hộ tiêu thụ. Do công nghệ chế tạo, điện áp định mức của các máy phát điện thường không vượt quá 24kV.
Truyền tải: gồm các máy biến áp (MBA) nâng điện áp máy phát lên điện áp 500kV, 220kV, 110kV tùy theo công suất và khoảng cách truyền tải. Các đường dây truyền tải dẫn điện từ các nhà máy điện đến các trung tâm tiêu thụ lớn.

Phân phối điện: gồm các MBA và đường dây giảm áp từ trung áp 24kV, 35kVxuống điện áp 380/220V cung cấp cho các hộ tiêu thụ.

Phụ tải: gồm các hộ dùng điện biến đổi điện năng thành cơ năng, ánh sáng, nhiệt năng…

Nói chung điện năng không thể lưu trữ được với dung lượng lớn. Trong HTĐ luôn phải đảm bảo sự cân bằng giữa điện năng phát ra và điện năng tiêu thụ tại mọi thời điểm. Một sự mất cân bằng giữa sản xuất và tiêu thụ về cả công suất tác dụng và công suất phản kháng sẽ dẫn đến hậu quả nghiêm trọng được mô tả trên hình 2, khi đó các chỉ tiêu chất lượng như điện áp và tần số, dạng sóng không đảm bảo, hệ thống có nguy cơ mất ổn định động, buộc phải sa thải một số phụ tải và trong một số trường hợp hy hữu HTĐ không tự điều khiển được, máy cắt tác động hàng loạt, gây mất điện diện rộng.

HTĐ thường có công suất rất lớn, ví dụ HTĐ Việt Nam thời điểm hiện tại có tổng công suất lên tới 34.000MW với sản lượng 142 tỷ kWh năm 2014. Bạn hãy tưởng tượng một máy phát  điện 600MW đang vận hành với tốc độ 3000vòng/phút truyền năng lượng cho hệ thống. Khi hệ thống đang vận hành đầy tải, một phần tử bị sự cố buộc phải cắt ra khỏi lưới, phụ tải của nó bị mất đột ngột kéo theo phần tử liền kề trong hệ thống bị quá tải và buộc phải cắt khỏi lưới. Nếu không có biện pháp bảo vệ tốt các phần tử liền kề khác sẽ phải nhảy vì bị quá tải. Hiện tượng sự cố lan truyền liên tiếp có thể kéo theo phân rã toàn hệ thống trong thời gian rất ngắn. Hình ảnh quá trình sự cố liên tiếp xảy ra giống như những đợt sóng lan truyền trên mặt nước. Đây chính là lý do gây sự cố mất điện diện rộng. Một trong vấn đề cơ bản để tránh sự cố liên tiếp là tốc độ của tín hiệu điều khiển không nhanh hơn tốc độ lan truyền quá tải công suất vì chúng được truyền với cùng tốc độ, do đó không thể gửi tín hiệu cảnh báo sớm để cách ly phần tử có nguy cơ bị sự cố.

MỘT SỐ SỰ CỐ MẤT ĐIỆN DIỆN RỘNG TRÊN THẾ GIỚI

HTĐ thế giới ghi nhận một số sự cố mất điện diện rộng cụ thể như sau:

- Ngày 18/3/1978, sự cố mất điện diện rộng ảnh hưởng tới khoảng 40 triệu người ở Thái Lan.

- Ngày 11/3/1999, lúc 22h16 phút HTĐ phía nam Brazin gồm cả thủ đô Rio de Janeiro, các thành phố công nghiệp lớn như Sao Paulo, Minas Gerai… bị mất điện do sét đánh vào trạm biến áp 440kV. Nhiều máy phát điện tách khỏi lưới vì mất tải, gây nhảy máy cắt hàng loạt làm rã lưới, mất điện ảnh hưởng tới 75 đến 95 triệu người. Ở Rio de Janeiro 60.000 người trong hệ thống tầu điện ngầm bị mất điện. Đến nửa đêm một vài khu vực mới được cấp điện trở lại. Đây là sự cố mất điện lớn nhất tính đến thời điểm này.

- Từ ngày 27-28/9/2003, HTĐ Italia bị sự cố gây mất điện hoàn toàn làm ảnh hưởng tới 56 triệu người.

- Ngày 18/8/2005, mất điện diện rộng xảy ra ở Java-Bali, Indonesia gây thiếu hụt 2700MW làm 100 triệu người mất điện.

- Đêm 4/11/2006, phần lớn lãnh thổ Đức, Pháp, Italia, Tây Ban Nha và Bồ Đào Nha mất điện gây ảnh hưởng tới 15 triệu gia đình. Nguyên nhân do công ty  điện lực Đức cắt điện đường dây qua sông Ems để cho phép con tầu Hòn ngọc Na Uy chạy qua làm mất tải đột ngột, dẫn đến nhảy máy cắt của một số nhà máy điện. Lưới điện của một số quốc gia khác như Bỉ, Hà Lan, Ba Lan, Thụy Sỹ, Séc, Hy Lạp và Marốc cũng bị ảnh hưởng.

- Ngày 14/01/ 2012, trạm biến áp 380kV ở Thổ Nhĩ Kỳ bị sự cố gây mất điện ảnh hưởng tới khoảng 20 triệu người.

- Ngày lúc 01h05 ngày 30 cho đến ngày 31/ 7/2012 tại Ấn Độ xảy ra mất điện quy mô rộng nhất thế giới. Đường dây 400kV Bina-Gwalior dự kiến sửa chữa theo kế hoạch trong lúc mùa hè nhiệt độ quá cao dẫn đến tiêu thụ điện tăng vọt. 20 bang trong tổng số 28 bang với dân số tới 620 triệu người bị ảnh hưởng. Mất điện kéo dài tới 2 ngày. Nguyên nhân sâu xa của hiện tượng này là sự thiếu hụt công suất và đầu tư cho hệ thống truyền tải của Ấn Độ bị hạn chế.

- Ngày 26/01/2015, do khủng bố làm nổ nhà máy điện Baluchistan gây mất điện diện rộng tại Pakistan ảnh hưởng tới 140 triệu người.

NHỮNG THÁCH THỨC SỰ CỐ DIỆN RỘNG TẠI VIỆT NAM

Năm 1994, đường dây 500kV mạch 1 được đưa vào vận hành kết nối HTĐ Bắc – Trung – Nam có chiều dài 1.488km. Từ năm 1994-2000, tổng điện năng trao đổi giữa các miền đạt 40 tỷ kWh, đạt 13,8% tổng sản lượng điện quốc gia. Đến cuối năm 2013, toàn bộ HTĐ 500kV tại Việt Nam có tổng chiều dài 4.887km và 20 trạm biến áp với tổng công suất 19.350MVA.

Vào hồi 14h 40 phút ngày 27/12/2006, xảy ra sự cố làm một máy cắt tại trạm 500kV Plâycu bị hỏng, gây rã lưới toàn bộ HTĐ miền Bắc. Sau 40 phút, hầu hết các phụ tải của Hà Nội cũng như miền Bắc đã được cấp điện trở lại. Do lúc này trên hai đường dây 500kV đoạn Đà Nẵng – Plâycu đang truyền tải điện với công suất cao ra miền Bắc để giúp tích nước cho hồ Hòa Bình và hồ Thác Bà theo kế hoạch bảo đảm điện mùa khô năm 2007, nên sự cố máy cắt tại trạm 500kV Plâycu đã làm gián đoạn HTĐ Bắc – Nam, gây mất điện trên HTĐ miền Bắc. Sau khi xảy ra sự cố rã lưới, toàn bộ các phụ tải trên địa bàn Hà Nội bị mất điện, trừ một số phụ tải quan trọng có dự phòng máy phát điện điêzen. Tuy nhiên, ngay sau khi mất điện, Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia (Ao), Trung tâm điều độ HTĐ miền Bắc và các công ty điện lực miền Bắc đã khẩn trương khôi phục phụ tải. Sau 15 phút, phụ tải đầu tiên của Hà Nội đã được cấp điện trở lại do đóng điện đường dây Chèm-Hòa Bình; sau 40 phút, hầu hết các phụ tải của Hà Nội cũng có điện.

- Sự cố xảy ra lúc 14h19 phút ngày 22/5/2014, trên đường dây 500kV đoạn Di Linh – Tân Định (ở khoảng trụ 1072 – 1073) đã làm mất liên kết HTĐ 500kV Bắc – Nam, gây mất điện ở TP HCM và một số tỉnh lân cận. Nguyên nhân do xe tải cẩu cây dầu dài 17,5 m vướng vào đường dây 500 kV gây nổ lớn và phóng điện (hình 3). Sự cố xảy ra khi HTĐ 500 kV đang truyền tải công suất cao, gây nhảy tất cả các tổ máy phát điện trong hệ thống, dẫn đến mất điện toàn bộ 22 tỉnh miền Nam. Đến 15 h54, HTĐ cơ bản được khôi phục,17 h, tái cấp điện cho khoảng 30 % các tỉnh thành phía Nam. Từ 22 h40 phút, toàn bộ 22 tỉnh miền Nam đã được cấp điện trở lại, HTĐ 500 kV  Bắc – Nam được khắc phục hoàn toàn. Sự phân bố không đồng đều cũng như chế độ hoạt động khác nhau của các dạng nguồn điện, HTĐ 500 kV thường xuyên phải truyền tải một lượng công suất rất lớn. Năm 2014, sản lượng truyền tải từ miền Bắc vào miền Trung dự kiến đạt hơn 7 tỷ kWh, và từ miền Trung vào miền Nam là hơn 13 tỷ kWh. Mặc dù ngay từ khi đường dây 500 kV Bắc – Nam mạch 01 bắt đầu đi vào hoạt động năm 1994, lưới điện quốc gia được trang bị hệ thống rơle bảo vệ số, nhưng đến nay chưa có công nghệ gì mới hơn. Trong khi đó, vào các giờ cao điểm mùa hè, lưới điện 500 kV luôn phải vận hành trong tình trạng đầy và quá tải, nguy cơ sự cố rất cao. Giai đoạn từ năm 2015 – 2020 với dự báo nhu cầu truyền tải trên đường dây 500 kV sẽ phải tăng gấp rưỡi cho đến gấp đôi so với nhu cầu hiện tại, HTĐ nước ta sẽ phải đối mặt với rất nhiều thách thức về vấn đề ổn định. Hơn nữa, trên tuyến đường này mỗi đoạn dây đều trang bị nhiều tụ bù dọc, kháng bù ngang là những thiết bị không dễ vận hành đóng mở khi xảy ra sự cố.

CÁC GIẢI PHÁP BẢO VỆ HTĐ HIỆN HÀNH

Sự cố diện rộng xảy ra trong HTĐ thường kéo theo suy giảm điện áp trong phạm vi rộng và dao động công suất trong một số nhóm máy phát điện. Các rơle quá dòng và rơle tổng trở chịu ảnh hưởng nhiều của suy giảm điện áp. Để bảo vệ HTĐ có đặt các thiết bị bảo vệ:

- Rơle quá dòng tác động bảo vệ quá tải và ngắn mạch khi dòng điện sự cố lớn hơn dòng điện chỉnh định. Thời gian tác động phụ thuộc vào tỷ số dòng quá tải trên dòng điện định mức.

- Rơle bảo vệ khoảng cách dựa trên nguyên lý tổng trở được sử dụng rất phổ biến trong hệ thống truyền tải. Bình thường tổng trở đo được là tổng trở của MBA, đường dây và tải. Khi xảy ra ngắn mạch tổng trở suy giảm đáng kể và căn cứ vào đó phát hiện điểm sự cố. Trường hợp HTĐ mang tải nặng và sụt áp nhiều tổng trở đo được tại rơle giảm đi đáng kể có thể làm cho rơle bảo vệ khoảng cách hiểu nhầm giữa sự cố quá tải và ngắn mạch.

- Rơle mất đồng bộ phát hiện máy phát bị mất đồng bộ với lưới. Khi góc pha điện áp của máy phát khác tốc độ đồng bộ của hệ thống hai hệ thống điện áp máy phát và điện áp lưới sẽ lệch pha. Trường hợp hai hệ thống điện áp ngược pha sẽ xuất hiện dòng điện rất lớn dẫn đến nguy cơ phá hủy máy phát điện.

- Rơle bảo vệ quá kích từ tác động làm giảm kích từ, giảm công suất phản kháng. làm điện áp máy phát giảm mạnh, việc điều chỉnh điện áp sẽ chuyển sang các máy phát xung quanh.

- Rơle sa thải phụ tải tác động chia tách hệ thống thành các khu vực độc lập, tần số của các khu vực sẽ thay đổi mạnh. Cần phối hợp các rơle bảo vệ tần số cho phụ tải và máy phát để đảm bảo tránh nguy cơ sụp đổ tần số.

Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition System) được trang bị cho HTĐ đo tín hiệu tương tự với độ phân giải thấp, không đáp ứng được quá trình quá độ, chỉ đo được độ lớn tín hiệu và thu thập tín hiệu cục bộ.

Bộ đầu cuối điều khiển xa RTU (Remote Terminal Unit) là thiết bị điều khiển vi xử lý được trang bị cho HTĐ để đo và truyền dữ liệu dạng số hoặc tương tự với tốc độ 5 giây một lần từ các trạm về máy tính chủ của hệ thống. Tại trung tâm điều độ sẽ hiển thị các dữ liệu trạng thái máy cắt, rơle bảo vệ, dòng điện, điện áp, công suất theo thời gian thực của hệ thống cũng như các hư hỏng mà hệ thống gặp phải.

SỰ CẦN THIẾT PHẢI TÍCH HỢP BỘ ĐO GÓC PHA PMU (Phasor Measurement Unit)

Trước đây người vận hành HTĐ luôn ao ước có bộ chỉ báo pha của các tín hiệu dòng điện, điện áp thời gian thực của tất cả các nút trong hệ thống. Điều này sẽ cho phép dự báo sớm các nút xung yếu dễ mất ổn định trong HTĐ. Điều này không thể thực hiện được trong thời gian thực với hệ thống hiện tại vì khối lượng tính toán lớn và khó khăn do phải phối hợp đồng bộ các dữ liệu thu thập. Hệ thống SCADA và RTU không cho phép thực hiện điều này.

Tuy nhiên tính thế đã thay đổi với việc tích hợp bộ đo góc pha PMU với tín hiệu thời gian thực từ vệ tinh địa tĩnh. Dạng sóng tín hiệu trong hệ thống xoay chiều được biểu diễn theo độ lớn và góc pha. Trên hình 4 tại thanh cái Bus 1 có điện áp V1 và góc pha đầu δ1 ký hiệu là V1< δ1 và thanh cái Bus 2 có điện áp V2 và góc pha đầu δ2 ký hiệu là V2< δ2 , đường nét đứt biểu diễn tín hiệu chuẩn.

Vệ tinh địa tĩnh GPS (Global Positioning Satellite) gồm 24 vệ tinh quay trên 6 quỹ đạo ở khoảng cách 10.000 dặm so với mặt đất. Vị trí mặt phẳng quỹ đạo như vậy cho phép tại một điểm trên trái đất có thể quan sát tối thiểu được 4 vệ tinh, thường có thể quan sát được 6 vệ tinh. Các kênh dân sự của vệ tinh địa tĩnh truyền vị trí tọa độ của trạm thu mặt đất. Ngoài ra, các vệ tinh truyền tín hiệu xung 01 giây. Tín hiệu xung thời gian chính xác tới 1micro giây. Xung thời gian đóng vai trò rất quan trọng trong việc đồng bộ hóa các dữ liệu đo được, bộ khóa pha là đồng hồ lấy mẫu xung này (hình 5). Khoảng lấy mẫu sẽ được xác định như số xung trong khoảng 1 giây. Khuôn dạng chính xác của thời gian trễ được xác định theo tiêu chuẩn IEEE 1344.

Bộ đo góc pha PMU đo tín hiệu dòng điện, điện áp trong HTĐ cả về độ lớn và góc pha và đồng bộ hóa thời gian lấy mẫu từ tín hiệu lấy từ vệ tinh địa tĩnh, cho phép đồng bộ hóa thời gian thực của hệ thống, giúp cho người vận hành hệ thống đo trạng thái của hệ thống điện cả về điện áp, dòng điện các pha của máy phát, MBA, đường dây, tải, do đó quản lý được chất lượng hệ thống, sự thay đổi tần số, công suất tác dụng, công suất phản kháng. Bảng sau đây so sánh tính năng của hệ thống SCADA và PMU. Ta nhận thấy PMU có tính năng vượt trội so với SCADA và rất thích hợp với hệ thống quá độ trong thời gian thực.

Điện áp và dòng điện tại tất cả các phần tử được lấy mẫu chính xác theo micro giây, dữ liệu này được truyền theo giao thức IEEE 1344, qua bộ tập trung dữ liệu Data Concentrator hình 6 sau đó nhờ phần mềm ứng dụng chuyển tới thiết bị điều khiển, bảo vệ và lưu trữ dữ liệu.

SỐ LƯỢNG VÀ VỊ TRÍ LẮP ĐẶT TỐI ƯU CỦA PMU

PMU là giải pháp bảo vệ diện rộng được toàn thế giới công nhận. Số lượng PMU được tích hợp trong HTĐ các nước tăng không ngừng. HTĐ châu Âu, Bắc Mỹ, Nam Mỹ và Châu Á đã tích hợp nhiều bộ PMU. Riêng HTĐ Ấn Độ đã lắp 1700 bộ. Trung Quốc có HTĐ mạnh nhất thế giới, năm 2007 đã lắp 400 PMU cho các đường dây 500kV và các máy phát từ 300MW trở lên theo tiêu chuẩn riêng. Để tích hợp PMU vào HTĐ một cách kết quả cần có những nghiên cứu sâu về HTĐ theo các hướng sau đây:

1. Xây dựng file dữ liệu chính xác về HTĐ hiện hành và sẽ phát triển trong tương lai. Công việc này không đơn giản vì HTĐ nằm dưới sự quản lý và điều độ của nhiều đơn vị, mặt khác các dự án năng lượng thường không đúng tiến độ theo kế hoạch.

2. Mô phỏng sự cố diện rộng HTĐ trong từng giai đoạn phát triển để đánh giá sự ổn định quá độ nhằm xác định vị trí và số lượng PMU tối ưu cần đặt. Mô phỏng sự cố diện rộng được tiến hành theo nguyên tắc phân tách hệ thống thành các hệ con và xử lý không để sự cố lây lan. Đối với hệ thống hàng ngàn nút có tương tác lẫn nhau thì chiến thuật xử lý sẽ vô cùng phức tạp. Có thể áp dụng các thuật toán quy hoạch tuyến tính, gien di truyền, lý thuyết graph… để tìm số PMU tối thiểu cần đặt. Chi tiết các thuật toán này sẽ được trình bày trong tài liệu chuyên khảo.

3. Để đặt hàng các PMU cần nghiên cứu các yêu cầu chuẩn hóa đánh giá sai số của PMU trong hệ thống. Vấn đề là PMU là hệ thống kỹ thuật số phức tạp có yêu cầu cao về độ chính xác. Yêu cầu đánh giá sai số của các cảm biến (TU,TI), đường truyền tín hiệu, sai số nội tại của PMU theo thời gian.

4. Ban Kỹ thuật EVN có quyết tâm cao cùng với các cơ sở nghiên cứu, giảng dạy về HTĐ nhanh chóng  tìm giải pháp đưa các bộ PMU vào thực tế nhằm tăng cường bảo vệ HTĐ trên diện rộng.

Theo Tạp chí tự động hóa ngày nay