29590 ban_at_semiconductor_540x150

Tự động hóa lưới điện thông minh

Email In PDF.

Trong vài thập kỉ trước, tự động hóa và máy tính công nghiệp từng giúp cải thiện hiệu suất trong tất cả các lĩnh vực của ngành công nghiệp. Hệ thống phát điện, truyền tải và phân phối điện đã tích hợp hệ thống tự động cũng như máy tính công nghiệp, nhưng hiện nay lại phải đối mặt với thách thức làm sao để chuyển hoàn toàn sang nền tảng thông tin và tích hợp tự động hóa.

Tác giả: Gary Frederich & Patric Dove, Advantech Corporation, Industrial Automation Group 

tudonghoaluoidienTrọng tâm là hệ thống phân phối và các trạm biến áp. Nhiều trạm biến áp hiện nay vẫn sử dụng máy ghi dòng, vẽ biểu đồ trên giấy và phải thay thế thủ công hàng tuần. Nhiều thiết bị bảo vệ đường dây điện, bộ bảo vệ máy biến áp là các thiết bị cơ điện với bộ phận đầu vào và đầu ra cơ bản. Các công nhân đường ống cung cấp phải thường xuyên vận hành thủ công các bộ chuyển mạch trong suốt quá trình bảo trì hay cắt điện.

tudonghoaluoidien1Mặc dù hệ thống hiện tại đã hoạt động được nhiều thập kỉ, nền tảng thông tin và tự động hóa  được tích hợp hoàn toàn quanh trạm biến áp bao gồm toàn bộ hệ thống phân phối điện sẽ đem đến sự cải tiến đáng kể. Nó sẽ giúp tăng độ an toàn, chuẩn đoán chính xác hơn các vấn đề, giảm thời gian cắt điện, tận dụng tốt hơn các trang thiết bị và tài sản hiện có và có các lợi ích sau đây:

1.  Tăng hiệu suất.

2.  Cải thiện hiệu năng sử dụng

3.  Tự động xác định cắt điện

4.  Tự động phục hồi sau cắt điện

5.  Đơn giản hóa việc xử lý sự cố và bảo trì.

6.  Cung cấp thông tin thời gian thực để cải thiện việc lập kế hoạch bảo vệ

7.  Cung cấp thông tin thời gian thực cho phản ứng phụ tải

8.  Cung cấp môi trường làm việc tốt hơn.

Cầu vượt quá cung

tudonghoaluoidien2Đã trải qua hơn 1 thế kỉ từ khi Thomas Edison, Nicola Tesla và George Westinghouse khởi đầu ngành công nghiệp điện tại Mỹ. Trải quaong nhiều thế kỉ qua, điện được coi là thứ xa xỉ hơn là sản phẩm phục vụ nhu cầu thiết yếu. Việc cắt điện trong khoảng 1 tiếng đồng hồ hoặc nhiều hơn vẫn được chấp nhận. Giá nguyên liệu như là thép, đồng, nhôm được coi là rẻ so với ngày nay. Vấn đề công suất do nhu cầu tăng được giải quyết bằng việc xây dựng nhà máy và thay thế hệ thống dây dẫn lớn hơn.

Khi mà nhu cầu sử dụng điện tăng lên, các cơ sở sản xuất điện được nâng cấp với những thiết bị lớn hơn, tiêu thụ nhiều nguyên liệu hơn. Ngành điện và những ngành công nghiệp khác cạnh tranh vì nguyên liệu và đẩy giá đồng lên hơn 400% từ năm 2000 (Tham khảo 1).

Tăng giá nguyên vật liệu và chi phí xây dựng khiến việc đánh giá hiệu suất của các dự án được tài trợ hoàn toàn bằng việc tăng giá điện trên mỗi kWh mà khách hàng phải trả trở nên khó khăn hơn. Khách hàng và các cơ quan khác thường kiện việc tăng giá này và gây sức ép lên ủy ban kiểm soát giá cả các tiện ích công cộng như điện, nước, điện thoại (PUC).

Untitled-1 PUC đang trong kế hoạch hành động để lấy lại cân bằng ngay lập tức. Họ phải đảm bảo rằng ngành điện có đủ công suất để phục vụ tất cả khách hàng. Tuy nhiên do việc đề xuất tăng thêm các dự án để nâng công suất điện bị bác bỏ, ngành điện phải tìm ra cách để tăng công suất của các thiết bị hiện có. Tự động hóa thường là giải pháp tối ưu.

Tự động hóa làm tăng công suất hiệu quả

Nếu như có tất cả các hệ thống tự động thích hợp, ngành điện có thể giảm tải tự động, cho phép kiểm soát các nguồn năng lượng phân tán (DER). Riêng DER đã phát triển chóng mặt trong vòng những năm trước khi mà các chính phủ trên toàn thế giới khuyến khích nhà máy điện mang tính địa phương và có quy mô nhỏ.

Giám sát và kiểm soát DER sẽ trở nên vô cùng quan trọng khi mà các nguồn tài nguyên này tăng cả về cỡ và số lượng. Dù là một tấm pin năng lượng mặt trời hay một máy phát điện tuốc bin khí nhỏ, ngành điện muốn có khả năng làm tăng sản lượng của những thiết bị phát điện này hoặc là tắt chúng đi, để hỗ trợ cho toàn thể hệ thống phát điện.

tudonghoaluoidien3Với sự đồng ý của khách hàng, kiểm soát cũng có thể được kết nối tới các điểm sử dụng chính như máy điều hòa nhiệt độ thông qua thiết bị đo điện để giúp đổ tải. Những thiết bị này, đôi khi được gọi là chương trình đo thông minh, đã bắt đầu được áp dụng với hầu hết các ứng dụng điện (tham khảo 3).

Trước khi cài đặt thiết bị đo thông minh, các khách hàng đã có sẵn thiết bị đo cơ điện chỉ theo dõi sử dụng kWh. Những thiết bị cũ này không có khả năng kiểm soát từ xa và điều khiển việc sử dụng điện. Với thiết bị đo thông minh, Ngành điện có khả năng tiến hành áp dụng hóa đơn dựa trên thời gian sử dụng. Điều này có nghĩa là ngành điện có thể đánh chi phí cao hơn vào việc sử dụng điện trong quá trình phụ tải đỉnh. Với hóa đơn theo giờ sử dụng, khách hàng nhận thức được việc họ sử dụng điện như thế nào và chi phí của nó, khuyến khích việc giảm tải trong những giờ cao điểm nhất.

Một số nhà máy điện như là Southern California Edison, tiến thêm một bước xa hơn và cung cấp cho khách hàng chương trình giảm giá hàng năm có đảm bảo nếu như họ đồng ý để nhà máy điện tự động tắt điều hòa nhiệt độ của họ trong thời kì phụ tải đỉnh. Ngành điện cũng cấp cho các khách hàng là các nhà sản xuất công nghiệp một loạt những chương trình giảm tải khác nhau. Những chương trình này cung cấp mức tỉ suất chi phí giảm dần khi mà khách hàng đồng ý nhường quyền kiểm soát nhu cầu sử dụng điên cho nhà máy điện (xem sidebar OpenADR). Việc nhượng quyền kiểm soát cho nhà máy điện sẽ dẫn đến các yếu tố sử dụng của thiết bị hiện có cao hơn và giảm chi phí mỗi năm cho việc tăng công suất.

Tìm kiếm và sửa chữa lỗi cắt điện nhanh chóng hơn

Để đảm bảo sự tin cậy tối đa, các nhà máy điện thường sử dụng spot network trong hệ thống phân phối (tham khảo 4). Spot network sử dụng mạng của biến áp được kết nối sông song bên cạnh hạ thế. Vào bất cứ thời gian nào, khách hàng đều được kết nối tới  ít nhất 2 dòng mạch. Mỗi dòng có đủ công suất để khi mà việc gián đoạn xảy ra trên bất cứ dòng nào (1 trong 2 dòng) sẽ không ảnh hưởng đến việc truyền điện đến cho khách hàng tiêu thụ.

Loại hình hệ thống này cung cấp độ tin cậy cao nhất, nhưng do chi phí cao nên chỉ được áp dụng ở các khu vực trung tâm các thành phố lớn như San Francisco và New York. Không ai phủ nhận được tầm quan trọng của hệ thống điện ổn định đối với các thành phố chính, nhưng các thành phố nhỏ hơn và các khách hàng khác thường được kết nối tới các trạm biến áp địa phương bằng một bộ cung cấp hướng tâm đơn. Sự gián đoạn tại các bộ cung cấp này được gửi đến trung tâm điều khiển, trung tâm sẽ cử người đến địa phương để sửa và phục hồi điện cho khách hàng bằng phương pháp thủ công.

Hầu hết các nhà máy điện đã bắt đầu tự động hóa quá trình phục hồi bằng việc lắp đặt hệ thống SCADA để giám sát và điều khiển các thiết bị đóng lại, chuyển mạch và phân đoạn – nhưng hệ thống vẫn còn cả một quá trình lâu dài để trở lên hoàn toàn tự động.

Do đó, chỉ số quá trình gián đoạn trung bình của khách hàng (CAIDI) là hơn 100 phút cho hầu hết các khách hàng (tham khảo 5). CAIDI là chỉ số độ tin cậy mà các nhà máy điện phải báo cáo cho các cơ quan theo luật. Nó được tính bằng cách cộng tổng của thời gian cắt điện của tất cả các khách hàng và chia cho số lần cắt điện. Điều quan trọng là CAIDI đo khoảng thời gian mà một khách hàng trung bình sẽ bị mất điện trong vòng một năm. Có rất nhiều yếu tố ảnh hưởng đến CAIDI như khu vực đó là nông thôn hay thành thị, các yếu tố gây hại, hạn chế về tài nguyên khi có bão. Tuy nhiên trong suốt quá trình cắt điện bình thường, hầu hết thời gian phục hồi là dành cho phản ứng ban đầu.

Hầu hết cắt điện tại cấp phân phối không được nhận biết bởi thiết bị báo động từ bộ cắt mạch, mà là bởi các cuộc gọi từ khách hàng và từ những người phản ứng đầu tiên như là các trạm cứu hỏa hay sở cảnh sát. Đây là bởi vì hầu hết các quá trình cắt điện này đầu tiên được đăng kí bởi các thiết bị bảo vệ như cầu chì, bộ phận ngắt mạch, đóng dòng - tất cả thường không được trang bị thiết bị báo động. Ít gặp hơn là khi một sợi dây rơi xuống bề mặt có điện trở cao và dòng điện cực sự cố không đủ để tác động làm ngắt rơ le nối đất.

Bởi vì hầu hết các bộ cung cấp hướng tâm đang cung cấp điện cho nhiều khách hàng, sự cố về điện trong một thành phần sẽ ảnh hưởng đến tất cả các khách hàng được kết nối tới bộ cung cấp đó. Các thiết bị bảo vệ khác có thể được dùng để giảm thiểu ảnh hưởng đến khách hàng nhưng thường thì tất cả khách hàng đều sẽ bị mất điện nếu lỗi xảy ra ở gần trạm biến áp hay trong khu vực bảo vệ tức thời.

Khi bị cắt điện, một nhân viên đường dây được cắt cử xuống địa bàn, khảo sát bằng mắt và tìm ra bộ phận gặp sự cố. Một khi vấn đề được tìm ra, nhân viên đường dây phải mở những thiết bị chuyển mạch ở gần đó. Nếu không có, nhân viên đường dây phải cắt đoạn cáp nối để cách li khu vực gặp sự cố. Một khi công tác hiện trường này được hoàn thành, nhân viên đường dây liên lạc với trung tâm điều khiển để pgục hồi điện cho những khách hàng còn lại bằng cách chuyển tải sang các mạch bên cạnh. Một khi bộ phận được cách li, một đội nhân viên đường dẫy sẽ đến để sửa và thay thế thiết bị nếu cần và thay thế cáp nối nếu chúng bị cắt ra. Đây không phải là cách hiệu quả nhất để phục hồi điện và tự động hóa cung cấp giải pháp tốt hơn.

Việc triển khai các thiết bị tự động như là bộ chuyển mạch cho phép áp dụng SCADA và thiết bị đóng dòng sẽ giảm thiểu cắt điện. Dòng phân phối có thể được phân đoạn bằng thiết bị vận hành SCADA giữa mỗi đoạn. Các điểm mở kết nối các dòng khác nhau có thể được thay thế bằng bộ chuyển mạch cho phép ứng dụng SCADA. Trong suốt quá trình cắt điện, mỗi thiết bị sẽ xác định xem có phải sự cố xảy ra tại khu vực của nó không và sau đó gửi thông tin đến trung tâm điều khiển. Hệ thống sẽ tự động cách li sự cố bằng cách mở thiết bị chuyển mạch tự động gần đó. Điện sẽ được phục hồi, truyền tải cho các khu vực không bị ảnh hưởng bằng cách đóng kết nối đến cách dòng gần đó. Điều này có thể được thực hiện mà không cần can thiện của nhân viên đường dây.

Một lợi ích nữa là các thiết bị tự động có bộ điều khiển dựa trên máy tính với bộ nhớ trên máy. Các file ghi lại thông tin cài đặt, các diễn giải và sự kiện có thể được lưu trữ trong nhiều tháng. Điều này cho phép các kĩ sư khai thác thông tin từ các thiết bị tự động từ xa và download thông tin sự cố. Với những dữ liệu quý giá này, các kĩ sư có thể giải quyết sự cố và xác định xem có vấn đề về hệ thống không.

Kiểm soát điện áp và hệ số công suất

Các nhà máy điện phải duy trì hệ số công suất hệ thống gần như đồng nhất và giảm tối đa năng lượng phản ứng để tối đa hóa hiệu quả của hệ thống tuyền tải điện bởi vì càng nhiều điện phản ứng đi qua đường dây truyền tải, càng ít điện thực tế được truyền đi. Các nhà máy điện chi hàng triệu đô la để lắp đặt các thiết bị điều chỉnh hệ số công xuất như là bộ bù phản kháng tĩnh để duy trì hệ số công suất tại cấp truyền dẫn.

Vì hầu hết các khách hàng được kết nối với lưới điện phân phối, điều chỉnh hệ số công suất ở mức phân phối sẽ giảm chi phí lắp đặt những thiết bị đắt đỏ tại mức truyền dẫn. Việc kiểm soát các bộ tụ tại mức phân phối thường bị hạn chế. Chúng hoặc là được gắn cố định hay điều khiển bởi đồng hồ hẹn giờ đơn giản hay cảm biến nguồn. Trong suốt quá trình phụ tải đỉnh vào mùa hè, tất cả các bôtj điện có thể được bật bằng tay để hỗ trợ công suất và điện áp.

Vài vấn đề có thể nảy sinh do các biến động lớn của nhu cầu. Bộ tụ được chuyển mạch thủ công để tăng hiệu số công suất trong mùa hè có thể cung cấp quá nhiều điện phản ứng vào mùa đông, sử dụng hết công suất của hệ thống hay gây ra điện áp cao. Ngược lại, bộ tụ có thể bị hỏng và làm giảm điện áp truyền đến cho khách hàng xuống dưới tiêu chuẩn cho phép.

Quá trình sửa lỗi điện áp cao/ điện áp thấp và triển khai điều chỉnh hệ số công suất thường không được tự động hóa. Thay vào đó khách hàng phải tự đo điện áp định kì và xác định nó có vượt ra ngoài phạm vi tiêu chuẩn không. Điện áp cao sẽ làm giảm tuổi thọ của nhièu bộ phận bằng điện và tăng lượng điện tiêu thụ. Hầu hết các thiết bị điện đều có giới hạn điện áp có thể bị hỏng nếu điện áp thực tế vượt quá mức giới hạn này. Ngược lại, Điện áp thấp có thể không đủ để khởi động một số thiết bị.

Bộ điều khiển tụ tự động với liên kết tới trung tâm điều khiển có thể hỗ trợ điều chỉnh hệ số công suất và giải quyết vấn đề điện áp. Thay vì dựa vào thời gian, dựa vào điện áp hay chuyển mạch thủ công- các cảm biến có thể đo hệ số công suất và thông tin này có thể được sử dụng để điều khiển tự động từ xa việc chuyển mạch bộ tụ.

Các bước để tự động hóa lưới điện

1.  Tự động điều chỉnh hệ số công suất.

2.  Thay thế các điểm mở trong mạng lưới phân phối bằng thiết bị chuyển mạch.

3.  Triển khai đề án bảo vệ thí điểm.

4.  Tự động hóa hệ thống cách li sự cố.

5.  Thay thế rơle cơ điện bằng rơle có bộ vi xử lí.

6.  Cài đặt server tại trung tâm điều khiển.

7.  Lắp đặt mạng dữ liệu cao tốc hai chiều.

8.  Cung cấp điều khiển tự động các nguồn năng lượng phân tán.

9.  Triển khai hoàn thiện OpenADR.

10. Nâng cấp bộ điều khiển trạm biến áp thành máy tính công nghiệp.

Qua thiết bị điều khiển tự động mới được cài đặt trên mỗi bộ tụ, các diễn giải cụ thể về điện áp và dòng có thể cũng được gửi lại trung tâm điều khiển. Với nhiều điểm dữ liệu thời gian thực, các kĩ sư có thể chủ động và lường trước được các vấn đề về điện áp và hệ số công suất.

Đối phó với các nguồn năng lượng phân tán

Các vấn đề điện áp sẽ trở nên phổ biến hơn khi mà có thêm DER và DER lớn hơn được kết nối với lưới điện. Bộ đổi dòng được sử dụng với DER như là bảng pin mặt trời, pin nhiên liệu và các nguồn tạo dòng điện trực tiếp khác. Vấn đề vốn có đối với hầu hết các bộ đổi dòng là chúng phải tăng điện áp đầu ra để tạo ra điện năng tương thích với lưới điện. Không có kiến thức kĩ thuật thích hợp, một khách hàng chưa có bao giờ gặp phải vấn đề điện áp cao có thể gặp sự cố khi mà hàng xóm của họ lắp đặt hệ thống quang điện.

DER đem lại nhiều vấn đề hơn, không chỉ là điện áp cao cho khách hàng địa phương. Khi hệ thống phân phối mới được thiết kế, nó được coi là hệ thống hướng tâm không có chuỗi nguồn dương nào khác ngoài hệ thống truyền tải (Tham khảo 6). Do đó, tất cả các rơle bảo vệ chỉ là các thiết bị quá dòng đơn giản, không bảo vệ máy phát điện.

Khi DER được cài đặt ở hạ lưu, hệ thống phân phối không còn hướng tâm và các nhà máy điện phải xem xét hai vấn đề an toàn quan trọng: khả năng cô lập các máy phát điện để nó không cung cấp điện trở lại vào đường dây đang làm việc, và sự tê liệt của rơle quá dòng như là nó không ngắt khi gặp phải sự cố.

Không giống như các ví dụ trước đây, khi mà tự động hóa là một lợi ích bổ sung, trong trường hợp này, nó là yêu cầu an toàn. Khi một DER được cài đặt, bộ phận ngắt mạch phải có giám sát nguồn điện để xác minh rằng máy phát điện không ở trong trạng thái online trong thời gian tắt máy theo kế hoạch hoặc trong quá trình thử nghiệm dòng. Điều này ngăn cản chặn nguy hiểm xảy ra cho đoàn nhân viên đường dây đang làm việc, và các thiết bị DER.

Nếu rơle quá dòng không đủ để bảo vệ dòng, nó phải được nâng cấp lên thành loại có bộ vi xử lý để cung cấp các chức năng bổ sung của chương trình ngắt chuyển tải trực tiếp. Nhiều yếu tố đầu vào được yêu cầu cùng với đường dây liên lạc chuyên dụng từ trạm biến áp cho đến rơle máy phát điện, cho phép ngắt đồng thời khi sảy ra sự cố về điện

Các thử thách trong triển khai tự động hóa

Hầu hết các giải pháp thảo luận trong bài này đã có sẵn, nhưng vẫn chưa được triển khai thực hiện nhiều. Nhà cung cấp đã đẩy ngành điện đến việc phải áp dụng các công nghệ mới như thiết bị dựa trên bộ vi xử lý, và trong nhiều trường hợp, thiết bị điều khiển và rơle dựa trên bộ vi xử lý là lựa chọn duy nhất từ các nhà cung cấp.

Rơle có bộ vi xử lý tiết kiệm không gian bảng điều khiển bởi vì nó kết hợp tất cả các tính năng của tất cả rơle cơ điện vào một hộp. Nó cũng có nhiều tính năng hơn, và đòi hỏi bảo trì ít hơn vì không cần thiết phải làm sạch các bộ phận hoặc thực hiện điều chỉnh cơ. Để thực hiện việc chẩn đoán, kỹ thuật viên chỉ cần nối rơle với một máy tính xách tay. Nếu hệ thống được thiết kế một cách chính xác, các rơle dư thừa và kỹ thuật viên có thể tháo ra để kiểm tra ngắt. Rơle có bộ vi xử lý cũng có rất nhiều lựa chọn giao tiếp khác nhau. Khi kết nối với trung tâm điều khiển, thường là thông qua một máy tính công nghiệp, rơle thiết lập các thay đổi, yêu cầu trước đây bắt buộc một người phải quay số thì nay có thể được thực hiện từ xa. Tập tin sự kiện chứa các dữ liệu sự cố cũng có thể được tải lên trung tâm điều khiển thông qua máy tính để phân tích.

Rơle trong hệ thống phân phối có thể vận hành bộ ngắt mạch và tắt nguồn điện vài khu phố. Do đó, an ninh mạng sẽ trở thành một vấn đề lớn cho ngành điện. Với một hệ thống hoàn toàn tự động, ​​các phương thức truyền thông khác nhau sẽ được sử dụng để kết nối tới các thiết bị hiện trường bao gồm các thiết bị không dây, sẽ khiến cho các biện pháp an ninh trở nên phức tạp hơn nữa.

Đồng thời, an ninh cần phải được cân bằng với chi phí và sự tiện lợi. Nó sẽ được tối ưu để truy cập dữ liệu chuyển tiếp từ máy tính bàn của nhân viên, nhưng làm như vậy thông qua mạng Internet hiện có và email có thể khiến hệ thống đứng trước các mối đe dọa về bảo mật nhiều hơn. Chi phí trả trước của điều khiển tự động mới và các thành phần hệ thống giám sát và cùng với chi phí tích hợp thiết bị hiện có là trở ngại chính cho ngành điện. Ví dụ, thiết bị chuyển mạch cho phép ứng dụng SCADA mới tốn kém hơn nhiều so với các phiên bản không có giao tiếp. Chi phí leo thang bởi vì dòng thông tin liên lạc là cần thiết để kết nối thiết bị chuyển mạch với hệ thống SCADA.

Vì hầu hết các thành phần được cài đặt ngoài trời - nhà cung cấp và khách hàng cuối cùng của họ phải chi tiêu thêm tiền để đối phó với nhiệt độ cao trong mùa hè và nhiễu điện từ ánh sáng mặt trời. Chi phí bổ sung cũng được phát sinh để thử nghiệm các thành phần mới và thay thế các bộ phận như pin. Đào tạo là một vấn đề khác, như thợ sửa chữa phải được trang bị những kiến ​​thức và chuyên môn để sử dụng hiệu quả các thành phần tự động và hệ thống. Nếu nhà máy điện đã có thể tự động hóa tất cả các thiết bị chuyển mạch, đóng dòng, và các bộ tụ - điều khiển trạm biến áp sẽ là nút cổ chai tiếp theo của hệ thống. Hàng trăm các điểm dữ liệu mới sẽ được thêm vào, và hầu hết các dữ liệu sẽ cần phải được lưu trữ. Dữ liệu quan trọng để so sánh nhu cầu trong những thời điểm khác nhau trong năm và giám sát các điều kiện hệ thống trong thời gian thực.

Khi dữ liệu tăng lên, giải pháp tốt nhất là một máy tính công nghiệp có đủ công suất để chứa dữ liệu trong vòng vài năm. Máy tính này cũng cần có đủ băng tần truyền dữ liệu để tải dữ liệu thời gian thực từ thiết bị hiện trường đến trung tâm điều khiển, và nó sẽ cần phải có đủ năng lực xử lý để giải quyết tất cả yêu cầu truy cập dữ liệu

Băng tần truyền dữ liệu hiện tại sẽ không đủ trong nhiều trường hợp. Ethernet có khả năng là sự lựa chọn cho giao thức truyền thông, vì nó có khả năng chuyển dữ liệu trong phạm vi Gigabit và nó là một giao thức dựa trên IP không thuộc quyền sở hữu của bất kỳ nhà cung cấp cụ thể nào. Cách lý tưởng để giữ mạng Ethernet này an toàn là xây dựng nó hoàn toàn tách biệt với các email hiện có và cơ sở hạ tầng Internet.

Ngành công nghiệp năng lượng điện nói chung đồng ý rằng tự động hoá các hệ thống hiện có mang lại nhiều lợi ích. Nhiều sáng kiến ​​đang được thực hiện, các thiết bị tự động đang dần thay thế các thành phần cũ. Nhưng sẽ mất một thời gian trước khi các nhà máy điện hoàn toàn có thể dựa vào hệ thống tự động để quản lý nhu cầu và phát điện trong quá trình phụ tải đỉnh.

Khi các thành phần tự động và hệ thống được cài đặt, ngành công nghiệp sẽ cần phải đối mặt với những thách thức mới như băng thông ngày càng tăng, đảm bảo an ninh của các giao thức truyền thông và thiết lập các thông số kỹ thuật thiết bị tiêu chuẩn.

Những thách thức trong triển khai tự động hóa

1.  Chi phí nâng cấp thiết bị sẵn có.

2.  Chi phí phần cứng và phần mềm tự động mới.

3.  Chi phí đào tạo nhân viên

4.  Thiếu tiêu chuẩn.

5.  Duy trì an ninh mạng.

tudonghoaluoidien4

Các tổ chức tiêu chuẩn, cơ quan quản lý và các nhà sản xuất rất cần bắt tay với ngành điện để phát triển các tiêu chuẩn công nghiệp nhằm giải quyết những vấn đề này. Điều này sẽ được đặc biệt chú trọng cho các thiết bị được cài đặt bởi các bên thứ ba như DER. Khi một tập hợp các chỉ tiêu kỹ thuật được thoả thuận, những thách thức kỹ thuật của việc chuyển sang lưới điện thông minh sẽ được giảm thiểu.

Sidebar: OpenADR

Bản thuyết minh bằng văn bản – Phản ứng tự động theo nhu cầu mở (OpenADR) - tạo ra một cơ sở hạ tầng thông tin liên lạc mở cung cấp tải đổ cho khách hàng, kiểm soát DER, hệ thống giám sát và thông tin giá cả năng động cho chủ sở hữu DER. Mục tiêu của bản thuyết minh này là tự động hóa toàn diện.

Trọng tâm của OpenADR là một máy tính trung tâm được gọi là Server Phản ứng tự động theo nhu cầu (Dras). Trong hầu hết các trường hợp, trung tâm Dras sẽ được sở hữu và điều hành bởi công ty điện lực hoặc nhà điều hành độc lập (ISO). Các máy chủ sẽ gửi thông tin cho khách hàng như giá cả và thời gian cho đổ tải.

Các khách hàng chính sẽ có một hoặc nhiều máy tính khách hàng Dras lắp đặt tại cơ sở của họ và kết nối với máy chủ trung tâm. Khách hàng có thể lựa chọn được một phần của chương trình Phản ứng tự động theo nhu cầu và trở thành một "khách hàng tham gia". Khách hàng tham gia sẽ có các điều khiển bổ sung so với một khách hàng bình thường để đổ tải hoặc bật máy phát điện của họ.

ISO và ngành điện có thể dự đoán khi nào sử dụng điện sẽ ở mức cao nhất với một mức độ chính xác cao. Với OpenADR, các nhà điều hành tiện ích này sẽ sử dụng chương trình Generic Event Based Program để giao tiếp với tất cả các máy tính khách hàng Dras. Nhà vận hành sẽ gửi một sự kiện kèm các chi tiết phụ tải đỉnh sắp tới cùng với các hành động cần thiết của tất cả các khách hàng tham gia. Nếu nhiều năng lượng hơn được yêu cầu, Dras sẽ có Chương trình Generic Bidding Programs được lập trình trước, nó sẽ gửi một sự kiện cho khách hàng kèm chi tiết vị trí hệ thống nơi có sự thiếu hụt cùng với giá điện.

Một khi phụ tải đỉnh giảm xuống, ngành điện có thể xem xét thông tin được lưu trữ tại Dras liên quan đến sự kiện gần đây nhất và đưa ra phản hồi. Dras sẽ đăng nhập tất cả các sự kiện phản hồi cùng với hành động của khách hàng tham gia. Dras cũng sẽ xem xét các hợp đồng khách hàng để so sánh việc giảm tải dự kiến ​​với thực tế, và xác định nếu các hành động bổ sung là cần thiết trước giai đoạn tiếp theo của phụ tải đỉnh.

OpenADR vẫn còn trong giai đoạn phát triển và phải đối mặt với các trở ngại trước khi nó có thể được triển khai đầy đủ. Ví dụ, rất nhiều các yêu cầu cho hệ thống máy tính được ghi chú trong phần 5.4 của bản thuyết minh còn khá mơ hồ. Yêu cầu như "Dras nên phục hồi các lỗi cơ sở với tổn thất dữ liệu tối thiểu ...." (tham khảo 7) không đề cập các chi tiết cụ thể chẳng hạn như yêu cầu nguồn điện dự phòng.

Các tiêu chuẩn cũng không xác định hệ điều hành hoặc các giao thức truyền thông thực sự giữa Dras và các khách hàng. Đây là một vấn đề quan trọng và có thể trở nên phức tạp và tốn kém nếu Dras sử dụng nhiều giao thức và hệ điều hành khác nhau. Mặc dù tiêu chuẩn là vẫn còn trong giai đoạn phát triển, nó là một bước quan trọng đầu tiên hướng tới một hệ thống hoàn toàn tự động.

Bắt đầu từ năm 2003, ngành công nghiệp điện làm việc với chính phủ liên bang Hoa Kỳ và truyền đạt những vấn đề lớn liên quan đến lưới điện. Họ đã thống nhất ý kiến về sự cần thiết của việc nâng cấp cơ sở hạ tầng đã cũ và tích hợp công nghệ tự động hóa mới. Mùa hè năm đó, Northeast Blackout khiến 10 triệu người (tham khảo 8) không có điện, đưa bằng chứng rằng hệ thống cần phải được cải thiện.

Bài viết đưa ra triển vọng về một mạng lưới điện mới, sử dụng vật liệu siêu dẫn để thay thế đồng và nhôm. Các vật liệu mới sẽ có công suất cao hơn nhiều và điện trở thấp, cho phép điện lưu thông qua đường dây truyền tải nhiều hơn. Lưới điện mới cũng sẽ có một "mạng lưới phân phối điện hoàn toàn tự động theo dõi và kiểm soát mọi khách hàng, các thiết bị của họ, và tất cả các nút điện trong hệ thống", thường được gọi là Smart Grid. Với các mảng rộng lớn của công nghệ mới và những cách khác nhau có thể được áp dụng cho hệ thống, điều quan trọng cấp bách là việc phát triển các tiêu chuẩn và chi tiết kỹ thuật cho lưới điện thông minh. Vì vậy, trong năm 2007, chính phủ đã thông qua các Điều luật Độc lập năng lượng và An ninh, tạo ra lực lượng phụ trách Smart Grid Liên bang để "phối hợp các hoạt động của lưới điện thông minh trên toàn chính phủ liên bang" (tham khảo 9). Lực lượng này tập trung vào 4 lĩnh vực cần tiêu chuẩn: Kiến trúc và Truyền thông, Giám sát và quản lý tải, thành phần nâng cao và các khái niệm trong vận hành, mô hình hóa và mô phỏng. Quan hệ đối tác được thiết lập với các nhóm kỹ thuật như IEEE, Phòng thí nghiệm Năng lượng Tái tạo Quốc gia và Viện Tiêu chuẩn và Công nghệ (NIST) để cung cấp các tiêu chuẩn cho các lĩnh vực trên.

Các hỗ trợ tài chính cho việc phát triển các tiêu chuẩn hiện có như IEEE1547, trong đó bao quát việc kết nối DER với hệ thống điện và cho các tiêu chuẩn mới như NIST IR 7628, bao quát các chiến lược an ninh mạng và các yêu cầu (tham khảo 10).

Tham khảo:

1.   Historical Statistics for Mineral and Material Commodities in the United States, Copper, http://minerals.usgs.gov/ds/2005/140/copper.pdf

2.   Demand Peaks for CAISO 2004, 2005, 2006,  http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt- electric/california.asp#gen

3.   Smart Meter Initiatives for California Utilities,  http://www.pge.com/smartmeter/, http://www.sce.com/PowerandEnvironment/smartconnect/, and http://www.sdge.com/smartmeter/

4.   Spot Network Systems by EATON, http://www.eaton.com/ecm/idcplg?IdcService=GET_FILE&allowInterrupt=1&RevisionSelec
tionMethod=LatestReleased&noSaveAs=1&Rendition=Primary&&dDocName=113885031

2831

5.   PG&E Distribution Reliability Report, ftp://ftp.cpuc.ca.gov/ElecReliabilityAnnualReports/2007/2007%20PGE%20Reliability%20re port.pdf

6.   Protective Relaying: Principles and Applications, Blackburn, J. Lewis. Florida: CRC Press,2007.

7.   CEC OpenADR-Version 1.0 Report,  http://openadr.lbl.gov/pdf/cec-500-2009-063.pdf

8.   NYISO Interim Report August 14, 2003 Blackout, http://www.hks.harvard.edu/hepg/Papers/NYISO.blackout.report.8.Jan.04.pdf

9.   Federal Smart Grid Task Force,  http://www.oe.energy.gov/smartgrid_taskforce.htm

10. Smart Grid Cyber Security Strategy and Requirements, http://csrc.nist.gov/publications/drafts/nistir-7628/draft-nistir-7628_2nd-public-draft.pdf


Tin mới hơn:
Tin cũ hơn: