Study of distribution management system (DMS) and application for 22KV tan binh power companys grid

- Cập nhật cơ sở dữ liệu cho hệ thống DMS; - Xây dựng Kịch bản chuyển tải khi có sự cố trên lưới điện 22kV; - Vận hành thử nghiệm chức năng FL, DPF, FISR chương trình DMS cho lưới điện 2

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

o0o

NGUYỄN THANH NHÀN

NGHIÊN CỨU

HỆ THỐNG QUẢN LÝ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DMS)

VÀ ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN 22KV CÔNG TY ĐIỆN LỰC TÂN BÌNH

STUDY OF DISTRIBUTION MANAGEMENT SYSTEM (DMS) AND APPLICATION FOR 22KV TAN BINH POWER COMPANY'S GRID

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, THÁNG 08 NĂM 2019

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:

1 PGS.TS PHAN QUỐC DŨNG - Chủ tịch Hội đồng

2 PGS.TS PHẠM ĐÌNH ANH KHÔI - Thư ký Hội đồng

5 PGS.TS HUỲNH CHÂU DUY - Ủy viên

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

PGS.TS PHAN QUỐC DŨNG

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên : Nguyễn Thanh Nhàn MSHV :1670813

Ngày, tháng, năm sinh : 06/11/1980 Nơi sinh : Tiền Giang

I TÊN ĐỀ TÀI : NGHIÊN CỨU HỆ THỐNG QUẢN LÝ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

(DMS) VÀ ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN 22KV CÔNG TY ĐIỆN LỰC TÂN BÌNH

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG :

- Nghiên cứu 03 chức năng hệ thống quản lý lưới điện phân phối (DMS): (1)

Xác định vị điểm sự cố (FL_Fault location); (2) Phân bố công suất (DPF_

Distribution Power Flow); (3) Cô lập sự cố và phục hồi cấp điện trở lại

(FISR_Fault Isolation and Service Restoration)

- Cập nhật cơ sở dữ liệu cho hệ thống DMS;

- Xây dựng Kịch bản chuyển tải khi có sự cố trên lưới điện 22kV;

- Vận hành thử nghiệm chức năng FL, DPF, FISR chương trình DMS cho lưới điện 22kV Công ty Điện lực Tân Bình

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 11/02/2019

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ : 15/08/2019

V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : TS HUỲNH QUANG MINH

Tp HCM, ngày tháng … năm 2019

TRƯỞNG KHOA

LỜI CẢM ƠN

Luận văn này được tác giả thực hiện hoàn tất nhờ vào rất nhiều tấm lòng từ quí Thầy, Cô Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM, đồng nghiệp trong Tổng Công ty Điện lực Tp.HCM và tại Công ty Điện lực Tân Bình nói riêng

Qua Luận văn này, Tôi xin phép gửi lời cám ơn, với tấm lòng chân thành nhất, đến tất cả quí Thầy, Cô Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM đã cung cấp cho tôi một lượng kiến thức rất cần thiết; Mà đặc biệt là quí Thầy, Cô Khoa Điện – Điện

Tử đã tạo mọi điều kiện thuận lợi nhất cho tôi để hoàn thành chương trình học cũng như thực hiện hoàn tất luận văn tốt nghiệp Riêng thầy Huỳnh Quang Minh, Tiến sĩ Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM, Thầy đã cho tôi thêm niềm tin, thổi thêm một luồn năng lượng đưa tôi đến đích của luận văn này

Tôi xin gởi lời cảm ơn chân thành nhất đến tất cả anh/chị em cùng lớp, đồng nghiệp, gia đình, bạn bè đã giúp đỡ cho tôi rất nhiều để vượt qua khó khăn, đã tạo cho tôi niềm tin và nỗ lực phấn đấu để hoàn thành luận văn này

Xin chân thành cảm ơn!

Tp Hồ Chí Minh, tháng 8/2019

Học viên thực hiện

Nguyễn Thanh Nhàn

TÓM TẮT

Cung cấp điện an toàn, liên tục, tin cậy, chất lượng và hiệu quả là mục tiêu hàng đầu của Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh trong việc góp phần nâng cao chất lượng đời sống, kinh tế, xã hội và xây dựng thành phố ngày càng phát triển

Để đạt được mục tiêu trên, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh đã

và đang không ngừng nâng cấp, cải tiến và đưa công nghệ mới vào hệ thống điện của Thành phố Trong đó, công nghệ tự động hóa DAS/DMS cho lưới điện phân phối 22kV là một trong những giải pháp quan trọng đang được Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh quan tâm đầu tư đúng mức để dần khắc phục những hạn chế của con người trong công tác quản lý vận hành lưới điện

Trong quản lý vận hành lưới điện, khi xử lý sự cố hoặc điều hòa phụ tải trên lưới 22kV, nhân viên vận hành căn cứ vào tín hiệu sự cố, thông số vận hành của lưới điện ghi nhận được trên hệ thống SCADA, thu thập thông tin từ các thiết bị như: Máy cắt đầu nguồn, Recloser, LBS, … Từ đó, nhân viên vận hành thực hiện chuyển tải, cô lập phần tử bị sự cố ra khỏi vận hành theo phương án có sẳn Tuy nhiên, phương án chuyển tải chưa quan tâm đúng mức đến các giá trị tổng trở đường dây, phân bố công suất, tỷ lệ sụt áp và tổn thất kỹ thuật trên lưới phân phối Đối với các tuyến dây không có thiết bị có chức năng SCADA hoặc tuyến dây

có thiết bị có chức năng SCADA nhưng phần lưới ngầm ngoài vùng bảo vệ thiết bị, khi có sự cố trên lưới điện 22kV, máy cắt đầu nguồn tự động cắt, sau đó nhân viên quản lý vận hành bắt đầu đi kiểm tra, dò tìm tín hiệu sự cố trên các thiết bị phân đoạn từ xa đến gần để xác định, cách ly phân đoạn bị sự cố và cấp điện trở lại đối với phần tử không bị sự cố Thời gian xử lý cách ly sự cố vì thế phụ thuộc vào khả năng của điều độ viên, nhân viên vận hành, thời gian triển khai của lực lượng trực tiếp xử lý tại hiện trường cũng như khoảng cách và địa hình giữa điểm trực thao tác

và các thiết bị cần phân vùng sự cố

Công nghệ tự động hóa DAS/DMS cho lưới điện phân phối 22kV thay thế con người thực hiện các nhiệm vụ như: (1) nhanh chóng cách ly phân đoạn bị sự cố; (2) tính toán phân bố công suất trên lưới để có phương án chuyển nguồn phù hợp nhằm đáp ứng các tiêu chí về tỷ lệ sụt áp và tổn thất kỹ thuật trên lưới phân phối; và (3) tự

động cấp điện trở lại cho các phân đoạn không bị sự cố nâng cao chất lượng điện cung cấp điện cho khách hàng

Do đó, việc nghiên cứu và áp dụng hệ thống quản lý lưới điện phân phối DMS cho lưới điện 22kV của Công ty Điện lực Tân Bình là giải pháp hiệu quả và thật sự cần thiết để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng cung ứng điện cho khách hàng trong giai đoạn năm 2019 – 2020

ABSTRACT

“The power supply with safety, continuousness, reliability and efficiency” is

the leading target of Ho Chi Minh City Power Corporation in contributing to improving the quality of life, economy, society and city building is increasingly evolving

To achieve this goal, Ho Chi Minh City Power Corporation has been continuously upgrading, innovating and bringing new technology into the city's electrical system In which, the DAS/DMS Automation technology for the 22kV distribution grid is one of the important solutions under the Ho Chi Minh City Electric Power Corporation interested in the correct investment to overcome the limitations of human beings in the management of Power grid operations

In the management of the power grid, when troubleshooting or loading the load on the 22kV grid, the operator base on the incident signal, the operating parameters of the power grid received on the SCADA system, collecting information from devices such as : Head cutting machine, Recloser, LBS From there, the operator performs the transfer, isolate the incident element from operating under the available plan However, the transport options are not properly concerned with the total value of line-up, capacity distribution, drop-off rate and technical losses on the distribution grid

For non-wired devices with SCADA or wired devices with SCADA functions but sub-grid parts outside the device protection area, when there is a breakdown on the 22kV power grid, the automatic cutting-down power , then the operations Manager starts checking, tracing the problem signal on the remote segmentation device to identify, isolator the segmented incident, and returning the power back to the non-incident element Timing of quarantine of the incident therefore depends on the ability of the staff, the operator, the duration of the implementation of the Force directly processed on the field as well as the distance and terrain between the manipulation point and the equipment that incident area

DAS/DMS Automation technology for distribution grid of 22kV replacing humans perform tasks such as: (1) Quickly isolate the incident segment; (2) Calculating the power distribution on the grid for a suitable transfer approach to

meet the criteria of drop-off rate and technical losses on the distribution grid; and (3) auto-power back-up for segments that do not suffer from advanced power quality incidents for power supply to customers

Therefore, studying and applying the DMS distribution grid management system for the 22kV grid of Tan Binh Power Company is the effective solution and really necessary to improve the reliability of power supply and the quality of power supply to customers in the period 2019 – 2020

LỜI CAM ÐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu và kết quả nghiên cứu đƣợc trình bày trong Luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai công bố ở bất kỳ đâu

Tôi xin cam đoan mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã đƣợc cảm ơn

Tôi cũng xin cam đoan các nội dung tham khảo trong Luận văn đã đƣợc trích dẫn đầy đủ nguồn gốc

Học viên thực hiện Luận văn

Nguyễn Thanh Nhàn

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN i

TÓM TẮT ii

ABSTRACT iv

LỜI CAM ÐOAN vi

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài: 1

2 Mục tiêu của đề tài: 1

3 Phương pháp nghiên cứu và nội dung nghiên cứu: 1

Chương 1 3

TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN 22KV CÔNG TY ĐIỆN LỰC TÂN BÌNH 3

I Sơ lược về Công ty Điện lực Tân Bình: 3

II Tình hình vận hành lưới điện: 4

1 Tình trạng vận hành lưới điện 22kV: 4

2 Về tổn thất trên lưới điện: 5

3 Chỉ số độ tin cậy cung cấp điện: 6

III Công tác tự động hóa lưới điện: 7

1 Thiết bị đóng cắt có kết nối SCADA: 7

2 Vận hành hệ thống Mini SCADA: 8

3 Recloser có chức năng Scada: 9

4 Phối hợp vận hành hệ thống Mini SCADA: 9

Chương 2 11

CÁC TÍNH NĂNG CỦA HỆ THỐNG QUẢN LÝ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI DMS CỦA NHÀ CUNG CẤP ALSTOM 11

I Giới thiệu hệ thống quản lý lưới điện phân phối DMS: 11

II Chức năng xác định điểm sự cố (FL_Fault Locator) 13

1 Phương pháp: 13

2 Thông số vị trí sự cố: 15

3 Kết quả của chức năng xác định điểm sự cố: 16

III Tính năng phân bố công suất (DPF_Distribution Power Flow) 18

1 Chức năng: 18

2 Chế độ hoạt động: 19

IV Tính năng Cô lập sự cố và phụ hồi cấp điện (FISR_Fault Isolation and Servise Restoration) 27

Chương 3 30

VẬN HÀNH THỬ NGHIỆM HỆ THỐNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI DMS CHO LƯỚI ĐIỆN 22KV 30

I Chuyển đổi dữ liệu vào hệ thống DMS: 30

1 Lưu đồ chuyển đổi dữ liệu: 30

2 Trình tự chuyển đổi dữ liệu GIS Database vào FME: 31

3 Trình tự chuyển đổi dữ liệu xml từ FME vào ETDM: 35

II Xây dựng kịch bản chuyển tải khi có sự cố lưới điện: 40

A Trạm trung gian 110kV Bà Quẹo: 42

B Trạm trung gian 110kV Trường Đua: 52

A Trạm trung gian 110kV Hòa Hưng: 59

B Trạm Tân Sơn Nhất: 64

E Trạm trung gian 110kV Hỏa Xa: 72

III Mô phỏng chức năng FL, DPF, FISR của ứng dụng DMS 74

1 Chức năng FL, DPF: 75

2 Chức năng FISR: 81

Chương 4 87

ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ VẬN HÀNH THỬ NGHIỆM 87

I So sánh phương án chuyển nguồn của chương trình so với kịch bản chuyển nguồn theo kinh nghiệm thực tế: 87

II Hiệu quả trong việc sử dụng chương trình DMS trong quản lý vận hành lưới điện đối với chỉ tiêu sản xuất kinh doanh của Công ty Điện lực Tân Bình: 89

1 Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện: 89

2 Sản lượng điện thương phẩm: 92

Chương 5 93

KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT 93

I Kết luận: 93

II Đề xuất: 93

TÀI LIỆU THAM KHẢO: 95

MỤC LỤC BẢNG Bảng 1 1: Thông số vận hành 25 phát tuyến 22kV (nguồn: PC Tân Bình, 07/08/19)

5

Bảng 1 2: Kết quả thực hiện tổn thất lưới điện năm 2018 6

Bảng 1 3: Kết quả thực hiện độ tin cậy lưới điện năm 2018 6

Bảng 1 4: Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện năm 2019 7

Bảng 1 5: Thống kê số lượng Recloser và phân đoạn trên tuyến dây 22kV 7

Bảng 3 1: Thống kê số lượng Recloser, kịch bản chuyển tải từ xa trên hệ thống SCADA 42

Bảng 3 2: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 471 Bình Giã và Rec Đ/D 02 Quách Văn Tuấn 42

Bảng 3 3: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec Đ/D 02 Quách Văn Tuấn và Load 42

Bảng 3 4: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 479 Mỹ Châu và Rec 652 Âu Cơ, Rec 672 Âu Cơ 43

Bảng 3 5: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 652 Âu Cơ và Rec 312 Âu Cơ 43

Bảng 3 6: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 672 Âu Cơ và Rec 737 Lạc Long Quân, Rec 254 Võ Thành Trang 44

Bảng 3 7: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 481 Hóc Môn và Rec 02 Phan Huy Ich, Rec Phạm Văn Bạch – Trường Chinh, Rec Trường Chinh – Trần Thái Tông 45

Bảng 3 8: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 02 Phan Huy Ích và Rec 04 Cống Lỡ 45

Bảng 3 9: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 04 Cống Lỡ và Rec 197 Cống Lỡ 45

Bảng 3.10: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 472 Cộng Hòa và Rec Cộng Hòa - Ấp Bắc, Rec 146 Trần Thái Tông 46

Bảng 3.11: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec Cộng Hòa - Ấp Bắc và

Rec 362 Trường Chinh 46

Bảng 3.12: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 146 Trần Thái Tông và

Rec Trường Chinh – Trần Thái Tông 46

Bảng 3.13: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 480 Bàu Cát và Rec Đ/d

36 Bàu Cát 47

Bảng 3.14: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec Đ/d 36 Bàu Cát và Rec

248 Bàu Cát 47

Bảng 3.15: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 248 Bàu Cát và Rec

1017/6 Lạc Long Quân, Rec 254 Võ Thành Trang 48

Bảng 3.16: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 482 Hiến Lê và Rec 264

Hoàng Hoa Thám, Rec 11 Nguyễn Hiến Lê 48

Bảng 3.17: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 264 Hoàng Hoa Thám và

Load 49

Bảng 3.18: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 483 Thăng Long và Rec

04 Thân Nhân Trung, Rec Thăng Long - Phạm Văn Bạch 50

Bảng 3.19: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 04 Thân Nhân Trung và

Rec 45 Mai Lão Bạng 50

Bảng 3.20: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 45 Mai Lão Bạng và Re

11 Nguyễn Hiến Lê 50

Bảng 3.21: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa giữa Rec Thăng Long – Phạm

Văn Bạch và Rec Phạm Văn Bạch – Trường Chinh, Rec 197 Cống Lỡ 51

Bảng 3 22: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 485 Bảy Hiền và Rec

333 Trường Chinh, Rec 362 Trường Chinh, Rec 01 Trương Công Định 52

Bảng 3.23: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa giữa Rec 333 Trường Chinh

và Rec 97 Trường Chinh 52

Bảng 3.24: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 01 Trương Công Định và

Load 52

Bảng 3.25: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 472 Trường Đua và Rec

395 Lý Thường Kiệt, Rec 319 Lý Thường Kiệt, Rec 373 Lý Thường Kiệt 53

Bảng 3.26: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 395 Lý Thường Kiệt và

Rec 619 Lý Thường Kiệt 53

Bảng 3.27: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 373 Lý Thường Kiệt và

Rec 619 Lạc Long Quân 53

Bảng 3.28: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 319 Lý Thường Kiệt và

Bảng 3.32: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 01 Lý Thường Kiệt và

Rec 619 Lý Thường Kiệt, Rec Tân Xuân – Lạc Long Quân, Rec BV Thống Nhất 56

Bảng 3.33: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 492 Lý Thường Kiệt và

Rec Bành Văn Trân – Vân Côi 57

Bảng 3.34: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 473 Long Quân và Rec

525 Lạc Long Quân 58

Bảng 3.35: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 525 Lạc Long Quân và

Rec 831 Long Quân 58

Bảng 3.36: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 831 Long Quân và Rec

Tân Xuân – Lạc Long Quân 59

Bảng 3.37: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 474 Hòa Hưng và Rec

1061A Cách Mạng Tháng 8 60

Bảng 3.38: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 1061A Cách Mạng Tháng

8 và Rec Bệnh Viện Thống Nhất – Lý Thường Kiệt 60

Bảng 3.39: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 431 Hoàng Văn Thụ và

Rec 43 Út Tịch 61

Bảng 3.40: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 203 Bành Văn Trân và

Rec Bành Văn Trân – Vân Côi 61

Bảng 3 41: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 476 Ngọc Hầu và Rec

208 Phạm Văn Hai 62

Bảng 3.42: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 208 Phạm Văn Hai và

Rec 25 Phạm Văn hai, Rec 43 Út Tịch 62

Bảng 3.43: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 471 Hoàng Văn Thụ và

Rec 01 Trường Chinh, Rec 02 Trường Chinh 63

Bảng 3.44: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 01 Trường Chinh và Rec

Bảng 3.50: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa giữa MC 478 Trường Sơn và

Rec Đ/D 32 Thăng Long 66

Bảng 3.51: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec Đ/D 32 Thăng Long và

Rec Thăng Long – Thúc Duyện 66

Bảng 3.52: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 482 Hồng Hà và Rec

Chùa Phổ Quang 67

Bảng 3.53: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec Chùa Phổ Quang và Rec

Phổ Quang – Phan Đình Giót 68

Bảng 3.54: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec Phổ Quang – Phan Đình

Giót và Rec 01 Phạm Văn Hai 68

Bảng 3.55: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec 01 Phạm Văn Hai và Rec

Yên Thế 70

Bảng 3 60: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 479 Thúc Duyện và Rec

Sư Đoàn 370, Rec Thăng Long – Thúc Duyện 71

Bảng 3.61: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa Rec Sư Đoàn 370 và Load 71

Bảng 3.62: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 472 Hỏa Xa và MC 472 Nối Hỏa Xa 72

Bảng 3.63: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 474 Hàng Không và Load 73

Bảng 3.64: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 476 Cha Cả và Load 73

Bảng 3.65: Kịch bản chuyển tải khi xảy ra sự cố giữa MC 477 Ấn Quán và Load 73

Bảng 4.1: Thống kê đánh giá số lượng Kịch bản chuyển tải qua qua hệ thống điều khiển xa truyền thống và số lượng Phương án chuyển tải của chức năng FISR 88

Bảng 4.2: Kết quả phân tích thông số vận hành cho lựa chọn phương án chuyển nguồn 89

MỤC LỤC HÌNH Hình 1.1: Màn hình hiển thị trạng thái vận hành của thiết bị 57 Recloser có kết nối SCADA 9

Hình 2.1: Thiết lập thông số cấu hình cho ứng dụng DNAF 13

Hình 2.2: Mạch điện tương đương Thevenin 15

Hình 2.3: Màn hình thiết lập cấu hình của người quan sát 16

Hình 2.4: Vùng sự cố trên sơ đồ địa dư lưới điện 17

Hình 2.5: Vòng sáng chỉ báo sự cố hiển thị trên sơ đồ địa dư 18

Hình 2.6: Cảnh báo của ứng dụng DNAF 19

Hình 2.7: Cảnh báo từ chối của ứng dụng DNAF 20

Hình 2.8: Hiển thị phân tích và vận hành của hệ thống 21

Hình 2.9: Kết quả trạng thái của chức năng phân bố công suất 22

Hình 2.10 : Kết quả phân bố công suất tại các trạm trung gian 110kV 24

Hình 2.11: Hiển thị vầng sáng của vùng sự cố lưới điện 28

Hình 2.12: Trình tự kế hoạch tái vận hành lưới điện của chức năng FISR 29

Hình 3.1: Lưu đồ chuyển đổi dữ liệu vào chương trình DMS 30

Hình 3.2: Chuyển đổi dữ liệu GIS vào chương trình FME 31

Hình 3.3 Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Bình Giã 22kV 42

Hình 3.4: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Song Mỹ Châu 22kV 43

Hình 3.5: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Hóc Môn 22kV 44

Hình 3.6: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Cộng Hòa 22kV 45

Hình 3.7: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Bàu Cát 22kV 47

Hình 3.8: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Hiến Lê 22kV 48

Hình 3.9: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Thăng Long 22kV 49

Hình 3.10: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Bảy Hiền 22kV 51

Hình 3.11: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Thường Kiệt 22kV 52

Hình 3.12: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Tân Phước 22kV 54

Hình 3.13: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây T.S.F 22kV 55

Hình 3.14: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Long Quân 22kV 57

Hình 3.15: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Chấn Hưng 22kV 59

Hình 3.16: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Ngọc Hầu 22kV 61

Hình 3.17: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Hoàng Văn Thụ 22kV 62

Hình 3.18: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Sơn Hòa 22kV 64

Hình 3.19: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Yên Thế 22kV 64

Hình 3.20: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Ga Quốc Tế 22kV 65

Hình 3.21: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Trường Sơn 22kV 66

Hình 3.22: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Hồng Hà 22kV 66

Hình 3.23: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Ngắt Tân Sơn Nhất 22kV 69

Hình 3.24: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Hậu Cần 22kV 70

Hình 3.25: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Thúc Duyện 22kV 71

Hình 3.26: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Hỏa Xa 2 22kV 72

Hình 3.27: Sơ đồ SCADA một sợi tuyến dây Ấn Quán 22kV 73

Hình 3.28: Sơ đồ địa dư 25 phát tuyến 22kV trên hệ thống DMS 74

Hình 3.29: Sơ đồ địa dư Mini SCADA 1 sợi tuyến dây Long Quân 22kV 75

Hình 3.30: DNAF ghi nhận tín hiệu Pickup của Reclser 525 Lạc Long Quân 76

Hình 3.31: Vùng sáng 02 phân đoạn bị mất điện tuyến dây Long Quân 22kV 77

Hình 3.32: DNAF xử lý hoàn tất thuật toán DPF, FISR, FL 78

Hình 3.33: Phân bố công suất tại nút máy cắt đầu nguồn của DNAF 79

Hình 3.34: Phân bố công suất tại vị trí nút Recloser của DNAF 79

Hình 3.35: Phân bố công suất tại các nút tải của DNAF 80

Hình 3.36: Trình tự chuyển nguồn về tuyến T.S.F 22kV của Phương án 1 82

Hình 3.37: Trình tự chuyển nguồn về tuyến Bàu Cát 22kV của Phương án 2 83

Hình 3.38: Sau khi chuyển nguồn phân đoạn sự cố về tuyến T.S.F 22kV 84

Hình 3.39: Tái lập điện phân đoạn sự tuyến dây Long Quân 22kV 84

Hình 3.40: Thao tác đóng Recloser 831 Lạc Long Quân 85

Hình 3.41: Khép vòng tuyến Long Quân và T.S.F tại Recloser 831 Lạc Long Quân. 85

Hình 3.42: Tuyến Long Quân 22kV vận hành bình thường sau khi hoàn thành công tác khắc phục sự cố 86

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

DNAF Distribution Network Analysis Functions: Chức năng phân tích

mạng lưới điện phân phối

SCADA

Supervisory Control And Data Acquysition: là hệ thống giám sát thu thập dữ liệu và điều khiển xa Hệ thống SCADA trong ngành điện thực hiện việc thu thập các thông tin về trạng thái, thông số vận hành theo thời gian thực của các thiết bị trên hệ thống điện và cho phép điều khiển từ xa các thiết bị

EMS Energy Management System: hệ thống quản lý năng lượng

DMS

Distribution Management System: là hệ thống quản lý phân phối điện gồm các công cụ phần mềm tính toán, phân tích trợ giúp nhân viên điều hành điều độ lưới điện phân phối tối ưu nhất DAS Distribution Automatic System: hệ thống tự động hóa lưới phân

IED Intelligence Electronic Device: thiết bị điện tử thông minh

(Relay, RTU/Getway, BCU, Multimeter)

FL Fault Location: xác định vị trí sự cố

Recloser Máy cắt tự đóng lại

LBS Load Breaker Switch: thiết bị đóng/ngắt có tải

HMI Human Machine Interface: giao diện người – máy

SAIDI System Average Interruption Duration Index: chỉ số về thời gian

mất điện trung bình của lưới điện phân phối

SAIFI System Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số lần

mất điện trung bình của lưới điện phân phối

MAIFI Momentary Average Interruption Frequency Index: chỉ số về số

lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối TBA Trạm biến áp

MBA 110kV Máy biến áp 110kV

HTĐ Hệ thống điện

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài:

Thực hiện Kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm giai đoạn

2016 – 2020 Tổng công ty Điện lực Tp.HCM giao cho các Công ty Điện lực và Công ty lưới điện cao thế tại quyết định số 118/QĐEVNHCMC ngày 22/06/2018

Và văn bản giao nhiệm vụ xây dựng đề án triển khai các giải pháp để về đích sớm các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh chính so với lộ trình đến năm 2020 số 3227/EVNHCMC-KH ngày 23/08/2018 Công ty Điện lực Tân Bình là 1 trong 6 đơn vị trực thuộc được chọn để tập trung nguồn lực thực hiện mục tiêu về đích sớm các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh chính so với lộ trình đến năm 2020; phấn đấu đến năm 2020, Tổng công ty Điện lực Tp.HCM có các Công ty Điện lực nằm trong top

10 Công ty Điện lực trong toàn Tập đoàn về các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh chính, ngang tầm với các Công ty Điện lực thuộc khu vực ASEAN như: Singapore, Thái Lan, Malaysia, Philippines

Do đó, áp dụng công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối DAS/DMS cho lưới điện phân phối 22kV trên địa bàn quận Tân Bình là giải pháp quan trọng, góp phần đạt chỉ tiêu về đích sớm đối với độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng cung cấp điện cho khách hàng đến năm 2020

Với các lý do nêu trên, đề tài này của tôi sẽ nghiên cứu về các tính năng của hệ thống quản lý lưới điện DMS và áp dụng cho lưới điện 22kV của Công ty Điện lực Tân Bình để góp phần hoàn thành các chỉ tiêu, nhiệm vụ về công tác quản lý kỹ thuật trong năm 2020 và các năm về sau

2 Mục tiêu của đề tài:

Nghiên cứu các tính năng của ứng dụng quản lý lưới điện phân phối DMS của

nhà cung cấp Alstom, e-terradistribution, và đề xuất đưa vào vận hành chính thức

cho lưới điện 22kV Công ty Điện lực Tân Bình

3 Phương pháp nghiên cứu và nội dung nghiên cứu:

 Phương pháp nghiên cứu: Nghiên cứu lý thuyết, mô phỏng ứng dụng

 Nội dung nghiên cứu:

1 Nghiên cứu 03 chức năng hệ thống quản lý lưới điện phân phối (DMS): (1)

Xác định vị điểm sự cố (FL_Fault location); (2) Phân bố công suất (DPF_

Distribution Power Flow); (3) Cô lập sự cố và phục hồi cấp điện trở lại

(FISR_Fault Isolation and Service Restoration);

2 Vận hành thử nghiệm chức năng FL, PDF, FISR của hệ thống quản lý lưới điện phân phối DMS cho lưới điện 22kV Công ty Điện lực Tân Bình;

3 Đánh giá kết quả thử nghiệm và đề xuất đưa vào vận hành chính thức cho lưới 22kV Công ty Điện lực Tân Bình

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN

22KV CÔNG TY ĐIỆN LỰC TÂN BÌNH

I Sơ lược về Công ty Điện lực Tân Bình:

Công ty Điện lực Tân Bình quản lý vận hành 25 phát tuyến 22kV cấp điện cho 100.887 khách hàng trên địa bàn Quận Tân Bình, Tp.HCM 25 phát tuyến 22kV nhận nguồn từ các trạm trung gian 110kV trên địa bàn quận lân cận như: Bà Quẹo 3

x 63MVA trên địa bàn quận Tân Phú; Trường Đua 2x63MVA trên địa bàn quận 11; Hỏa Xa (2x63 + 1x40)MVA trên địa bàn quận Phú Nhuận và Hòa Hưng 2x63MVA trên quận địa bàn quận 10, cu thể:

Khối lượng quản lý lưới điện:

2 Trạm biến áp: 1.312 trạm/2.487 máy/600.940 kVA Trong đó:

+ Công cộng: 849 trạm/1774 máy/ 304.322,50 kVA

+ Thuê bao: 142 trạm/247 máy/ 57.460 kVA

+ Khách hàng: 321 trạm/466 máy/ 239.147,50 kVA

3 Thiết bị:

- Máy cắt trung thế: 18 cái (ĐL – 08 cái; KH – 10 cái)

- Recloser: 61 cái (ĐL – 59 cái; KH – 02 cái)

II Tình hình vận hành lưới điện:

trạm

M B

A

M V

Stt Lưới

110kV

Trạm trung gian 110kV Thông số vận hành

Ghi chú Tên

trạm

M B

A

M V

- Mức tải từng tuyến dây:

+ Dưới 30% : 06 tuyến, gồm: Sơn Hòa, Ấn Quán, Hậu Cần, Ga Quốc

Tế TSN, Ngắt TSN, Tân Phước

+ Từ 30% đến 50% : 17 tuyến, gồm: Song Mỹ Châu, Bình Giã, Hóc Môn,

Cộng Hòa, Hiến Lê, Thăng Long, Hoàng Văn Thụ, Ngọc Hầu, Chấn Hưng, Hỏa Xa

2, Yên Thế, Thúc Duyện, Trường Sơn, Hồng Hà, Long Quân, T.S.F và Thường Kiệt

+ Từ 50% đến 65% : 02 tuyến gồm : Bàu Cát, Bảy Hiền

Tổn thất điện năng trong cả năm 2018 thực hiện là 3,04%, giảm 0,54% so

với năm 2017, tốt hơn 0,56% so với chỉ tiêu phấn đấu (là 3,6%), về đích trước theo lộ trình đến năm 2020 (chỉ tiêu năm năm 2020 là 3,3%)

Stt Hạng mục Đơn vị hoạch Kế

2018

Thực hiện

Bảng 1 2: Kết quả thực hiện tổn thất lưới điện năm 2018

3 Chỉ số độ tin cậy cung cấp điện:

Trong năm 2018, Độ tin cậy cung cấp điện được nâng cao: với SAIFI là

1,22 lần, đạt tốt hơn 54%; SAIDI là 95,14 phút, đạt tốt hơn 52% so cùng kỳ

Bảng 1 3: Kết quả thực hiện độ tin cậy lưới điện năm 2018

Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện trong năm 2019:

TRƯỜNG HỢP Tên Chỉ tiêu

năm 2018 năm 2019 Chỉ tiêu

Chỉ tiêu về đích sớm

TRƯỜNG HỢP Tên Chỉ tiêu

năm 2018

Chỉ tiêu năm 2019

Chỉ tiêu về đích sớm

Bảng 1 4: Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện năm 2019

III Công tác tự động hóa lưới điện:

1 Thiết bị đóng cắt có kết nối SCADA:

Công ty Điện lực Tân Bình hiện đang quản lý vận hành tổng số 61 Recloser, trong đó có 57/61 Recloser có chức năng SCADA trên lưới, lắp đặt tại 18/25 tuyến

dây trên địa bàn (trung bình 03 Recloser có chức năng SCADA/ tuyến dây) cụ thể:

STT Tuyến dây 22kV Số Recloser/

tuyến dây Số ph n đoạn Ghi chú

Bảng 1 5: Thống kê số lượng Recloser và phân đoạn trên tuyến dây 22kV

Số tuyến dây 22kV có khả năng thao tác đóng cắt từ xa đóng kết vòng qua hạ

tầng SCADA: 18/25 tuyến

Trong 07 tháng đầu năm 2019, Công ty Tân Bình điện thực hiện 68 lần đóng vòng chuyển nguồn lưới trung thế 22kV, trong đó, số lần đóng vòng qua hệ thống

Mini SCADA 35 lần, nâng cao chỉ số độ tin cậy lưới điện SAIFI: 2,268 lần, SAIDI: 20,62phút

1.4 Trạm 110kV Tân Sơn Nhất: 07 phát tuyến

1.5 Trạm 110kV Hỏa Xa: 02 phát tuyến

2 Sơ đồ Mini SCADA 1 sợi của 25 phát tuyến 22kV:

2.1 Sơ đồ mini Scada tuyến Bàu Cát 22kV

2.2 Sơ đồ mini Scada tuyến Bảy Hiền 22kV

2.3 Sơ đồ mini Scada tuyến Cộng Hòa 22kV

2.4 Sơ đồ mini Scada tuyến Hóc Môn 22kV

2.5 Sơ đồ mini Scada tuyến Song Mỹ Châu 22kV

2.6 Sơ đồ mini Scada tuyến Bình Giã 22kV

2.7 Sơ đồ mini Scada tuyến Thăng Long 22kV

2.8 Sơ đồ mini Scada tuyến Hiến Lê 22kV

2.9 Sơ đồ mini Scada tuyến Long Quân 22kV

2.10 Sơ đồ mini Scada tuyến Thường Kiệt 22kV

2.11 Sơ đồ mini Scada tuyến T.S.F 22kV

2.12 Sơ đồ mini Scada tuyến Tân Phước 22kV

2.13 Sơ đồ mini Scada tuyến Chấn Hưng 22kV

2.14 Sơ đồ mini Scada tuyến Hoàng Văn Thụ 22kV

2.15 Sơ đồ mini Scada tuyến Ngọc Hầu 22kV

2.16 Sơ đồ mini Scada tuyến Sơn Hòa 22kV

2.17 Sơ đồ mini Scada tuyến Hồng Hà 22kV

2.18 Sơ đồ mini Scada tuyến Trường Sơn 22kV

2.19 Sơ đồ mini Scada tuyến Yên Thế 22kV

2.20 Sơ đồ mini Scada tuyến Ga Quốc Tế 22kV

2.21 Sơ đồ mini Scada tuyến Hậu Cần 22kV

2.22 Sơ đồ mini Scada tuyến Thúc Duyện 22kV

2.23 Sơ đồ mini Scada tuyến Ngắt TSN 22kV

2.24 Sơ đồ mini Scada tuyến Ấn Quán 22kV

2.25 Sơ đồ mini Scada tuyến Hỏa Xa 2 22kV

3 Recloser có chức năng Scada:

Màn hình giao diện trạng thái vận hành 57 Recloser có chức năng SCADA thuộc PC Tân Bình quản lý

Hình 1 1: Màn hình hiển thị trạng thái vận hành của thiết bị 57 Recloser có kết nối

SCADA

4 Phối hợp vận hành hệ thống Mini SCADA:

Thực hiện theo Qui trình phối hợp vận hành hệ thống Mini SCADA giữa Trung tâm điều độ hệ thống điện Tp.HCM với các Công ty Điện lực trực thuộc Tổng công ty Điện lực Tp.HCM thì:

1 Tất cả thiết bị điều khiển xa (57 Recloser có chức năng Mini SCADA trên lưới 22kV – Công ty Điện lực Tân Bình) thuộc quyền điều khiển của Trung tâm điều độ hệ thống điện Tp.HCM Những thiết bị còn lại, không có điều khiển xa, thuộc quyền điều khiển của các Công ty Điện lực;

2 Các Công ty Điện lực tham khảo thông tin vận hành lưới điện (dòng điện,

điện áp,…) qua các thiết bị có kết nối hệ thống Mini SCADA (như Máy cắt

đầu nguồn 22kV, Recloser) để phục vụ công tác phối hợp điều hành lưới điện 22kV Đối với Recloser, các Công ty Điện lực có thể xem tín hiệu tác động (Pickup), dòng điện khi xảy ra vị trí sự cố sau thiết bị bảo vệ

Khi xảy ra sự cố bật máy cắt đầu nguồn trên lưới 22kV, dựa vào tín hiệu Pickup của thiết bị, Điều độ viên của Trung tâm điều độ hệ thống điện Tp.HCM sẽ

tự thao tác các thiết bị điều khiển xa, chuyển nguồn tái lập điện các phân đoạn không bị sự cố, cô lập phần tử hoặc phân đoạn bị sự cố ra khỏi lưới điện và thông báo cho Nhân viên vận hành các Công ty Điện lực biết để tiến hành xử lý sự cố Đối với các tuyến dây ngầm, phân đoạn cáp ngầm 22kV chưa có thiết bị điều

khiển xa (Bình Giã, Hiến Lê, Tân Phước, Sơn Hòa, Hậu Cần, Thúc Duyện, Ấn

Quán, Đoàn Bay) khi xảy ra sự cố lưới 22kV, Nhân viên vận hành phải đi kiểm tra

từng thiết bị chỉ báo sự cố, kiểm tra điện trở cách điện của từng sợi cáp để xác định điểm hỏng, tách điểm sự cố ra khỏi lưới điện và tái vận hành, cấp nguồn trở lại cho các phân đoạn không bi sự cố Thời gian xử lý sự cố vì thế phụ thuộc vào khả năng của điều độ viên, nhân viên vận hành, thời gian triển khai của lực lượng trực tiếp xử

lý tại hiện trường cũng như khoảng cách và địa hình giữa điểm trực thao tác và các thiết bị cần phân vùng sự cố Do đó, thời gian xử lý sự cố kéo dài ảnh hưởng lớn đến chất lượng cung cấp điện cho khách hàng

Chương 2 CÁC TÍNH NĂNG CỦA HỆ THỐNG QUẢN LÝ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

DMS CỦA NHÀ CUNG CẤP ALSTOM

I Giới thiệu hệ thống quản lý lưới điện phân phối DMS:

E-terradistribution, Hệ thống quản lý lưới điện phân phối của nhà cung cấp

Alstom (DMS), cho phép các đơn vị vận hành lưới phân phối và các kỹ sư thực hiện quan sát, điều khiển, phân tích và lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối Các chức năng phân tích mạng lưới phân phối (DNAF) được tích hợp từ một khối các ứng dụng phân tích mạng Công cụ phân tích mạng cốt lõi là chức năng phân bố công suất (DPF) Ứng dụng này tạo ra một số lượng lớn dữ liệu đầu ra mà không thể dễ dàng quan sát bởi các nhà điều hành Vì lý do này, một số chức năng phân tích phân phối được sử dụng để phân tích các kết quả của dòng điện và trình bày thông tin tóm tắt cho các nhà điều hành

Ứng dụng DNAF được thực hiện trong thời gian thực và các chế độ tính toán DPF cũng chạy trong trình mô phỏng huấn luyện vận hành lưới phân phối (DOTS) Chế độ thời gian thực sử dụng các điều kiện công suất hiện tại của hệ thống (thông số thu thập qua hệ thống SCADA) trong việc đánh đánh hệ thống Các

dữ liệu đo lường này gồm các tín hiệu tương tự và trạng thái thiết bị, bao gồm cả trạng thái đóng cắt của thiết bị Chế độ nghiên cứu giải quyết các nghiên cứu vận hành lưới điện, chế độ này sử dụng dữ liệu từ dữ liệu đã đã lưu, dữ liệu từ một ảnh chụp thời gian thực của hệ thống, hoặc từ một ảnh chụp dữ liệu danh định của hệ thống Giải pháp mô phỏng trạng thái điện áp và góc pha từ hệ thống quản lý năng lượng (EMS) cũng có thể được sử dụng trong thời gian thực DPF để khởi tạo các vị trí nguồn phân phối Những địa điểm này có thể ở bên nguồn của máy biến áp trạm hoặc tại các địa điểm trong mạng lưới truyền tải

Các chức năng phân tích chính như sau:

• Phân bố công suất (DPF_ Distribution Power Flow): chức năng này tìm thấy

điện áp phức ở tất cả các nút và dòng công suất trên tất cả nguồn của phân đoạn trong hệ thống phân phối;

Các chức năng được thực hiện cùng với DPF:

- Tính toán phân bố phụ tải (BLA_ Bus Load Allocation): chức năng này

cung cấp các phụ tải ước tính (kW và kVAR) tại các nguồn vào nút phân phối;

- Giám sát d ng điện và điện áp vượt ngưỡng (LIM_Limit Monitor) :

thiết bị đóng cắt 3 pha) và điện áp vượt giới hạn cho phép có thể chấp nhận được;

- Phân tích chỉ số chất lượng điện (PQI_Power Quality Index Analysis):

Chức năng này xác định mức độ vi phạm điện áp tải của chính tuyến dây

và nguồn khác (bao gồm mất cân bằng điện áp);

- Phân tích tổn thất (LA_Loss Analysis): Chức năng này tính toán tổn thất

kỹ thuật thiết bị và tổn thất chung tại trạm và cả tuyến dây

• Quản lý trị số cài đặt bảo vệ cho thiết bị (PRV_Protection Validation): Chức

năng này tính toán dòng sự cố ngắn mạch 1 pha chạm đất, 2 pha chạm đất, và ngắn mach 3 pha cho mỗi vùng bảo vệ được áp dụng, tại vùng bảo vệ được áp dụng được giới hạn bởi máy cắt đầu nguồn và phạm vi Recloser

• Tính toán dòng ngắn mạch (SCC_Short Circuit Calculation): Chức năng này

tính toán dòng điện 1 pha chạm đất, 2 pha chạm đất, 2 pha và 3 pha cho mỗi vị trí lắp đặt được lựa chọn (Biến áp điện lực, đường dây, và thiết bị đóng cắt)

• Cô lập sự cố và phụ hồi cấp điện (FISR_Fault Isolation and Service

Restoration): Chức năng này tạo ra sự đóng cắt tuần tự để cô lập điện phân

đoạn bị sự cố và phục hồi cấp điện lại cho phân đoạn không bị sự cố

• Tái cấu trúc lưới điện (AFR_Automated Feeder Reconfiguration): Chức năng

cung cấp kế hoạch giảm tải trên các phân đoạn bị quá tải AFR cũng tạo ra kế hoạch trả lại phương thức vận hành bình thường lưới điện

• Đóng cắt điện theo kết hoạch (POS_Planned Outage Switching): Chức năng

này cung cấp kế hoạch cô lập các phần tử lưới điện, giảm thiểu số lượng khách hàng bị mất điện Chức năng này chỉ áp dụng trong chế độ tính toán

• Quản lý phụ tải và điều chỉnh điện áp (LVM_Load and Voltage/VAR

Management): Chức năng này tối ưu hóa và điều phối các tụ điện và điều chỉnh

điện áp máy biến áp (bộ điều chỉnh và LTC), để cung cấp hỗ trợ công suất phản

kháng và để duy trì hoạt động của hệ thống trong giới hạn điện áp LVM được

sử dụng như một công cụ quản lý nhu cầu ít bị tác động nhất;

• Xác định vị trí sự cố (FL_Fault Location): Chức năng này sử dụng các thước

đo lường sự cố bằng Amper và đo lường trạng thái pha bị sự cố để xác định vị trí tiềm ẩn của nguồn phân phối

Hình 2 1: Thiết lập thông số cấu hình cho ứng dụng DNAF

II Chức năng xác định điểm sự cố (FL_Fault Locator)

Ứng dụng này được tác động bởi các sự kiện sự cố trên lưới hoặc yêu cầu thủ công trong chế độ thời gian thực và theo yêu cầu thủ công chỉ trong chế độ tính toán

1 Phương pháp:

Trong lịch sử, tính toán dòng điện ngắn mạch cho các sự cố không cân bằng trong một hệ thống ba pha cân bằng bình thường đã được thực hiện bằng cách sử dụng phân tích các thành phần đối xứng Do sự mất cân bằng tự nhiên của một

mạng lưới phân phối (bao gồm cả đấu nối cấp điện giữa các pha với nhau), phương pháp này cho ra kết quả không chính xác;

Để khắc phục các vấn đề với việc sử dụng các thành phần đối xứng, một phương pháp mạch tương đương Thevenin được áp dụng Để biết thêm thông tin về phương pháp tính toán này, hãy tham khảo mô hình hóa hệ thống phân phối và phân tích của William H Kersting (CRC Press, 2002) Ứng dụng Fault Location được viết dựa trên cách tiếp cận mạch tương đương Thevenin này

Các dòng điện ngắn mạch tức thời dưới tải của hệ thống nguồn điện áp thường được xác định từ dòng điện ngắn mạch tính toán của một hệ thống truyền tải Với kết quả từ phân tích hệ thống truyền tải trong giới hạn giá trị dòng ngắn mạch 1 pha,

3 pha của máy cắt trung thế thì điện kháng thứ tự dương và thứ tự không của hệ thống tương đương có thể được xác định như sau (kVLL là điện áp điện mức pha pha của hệ thống truyền tải):

Các điện kháng thứ tự dương và thứ tự không có thể được chuyển đổi vào ma trận trở kháng bằng cách sử dụng phương trình dưới đây

Các tính toán dòng điện ngắn mạch tại các nút dưới tải trong mạng lưới phân phối được tính toán bằng cách sử dụng mạch điện tương đương Thevenin tại vị trí ngắn mạch:

Hình 2 2: Mạch điện tương đương Thevenin Điện áp tương đương Thevenin là các điện áp định mức pha với đất với các góc pha liên kết giữa chúng Các ma trận trở kháng tương đương Thevenin là tổng của các ma trận điện kháng của các pha của mỗi thiết bị giữa nguồn điện áp hệ thống và vị trí sự cố Nếu một máy biến áp có tổ đấu dây Δ/Y0 được lắp đặt (tổ dấu dây điển hình cho một trạm biến áp phân phối), ma trận tổng điện kháng các pha ở phía nguồn của máy biến áp phải được giới thiệu đến phía thứ 2

Ứng dụng FL chỉ xử lý sàng lọc điểm sự cố, nghĩa là ZF = 0 được hiển thị trong hình 2.2 Xử lý đặc biệt cũng đã được thêm vào để kết hợp trở kháng nối đất (cuộn điện kháng) cho trạm biến áp phân phối

Giải pháp điện áp được ghi lại từ việc thực hiện dòng công suất mới nhất Do

đó, nếu máy cắt được mở tại thời gian thực hiện xác định vị trí sự cố, dòng công suất mới nhất được tính toán sử dụng điện áp trước khi sự cố Nếu không có điện áp trước khi sự cố, hoặc nếu chất lượng điện áp DPF là ẩn số, thì giá trị điện áp trước

sự cố được lấy bằng 1.0 cho mỗi đơn vị

Kết quả từ ứng dụng FL là danh sách các vị trí lỗi tiềm năng Các vị trí này được tóm tắt trong màn hình hiển thị dạng bảng và chúng cũng hiển thị trên họa đồ địa lý giao diện người dùng

2 Thông số vị trí sự cố:

Đầu ra FL có thể dễ dàng nhìn thấy nhất bằng cách sử dụng vầng sáng vị trí sự

cố hiển thị trên màn hình sơ đồ địa dư

Ứng dụng FL có thể hỗ trợ tối đa ba khoảng giá trị dòng điện cho vị trí sự cố tiềm năng không đều nhau Ví dụ, ba khoảng giá trị với sai số 2% cho một dòng sự

cố đặt ra là 5000 amps, kết quả trong các dãy sau đây:

Khoảng giá trị 1: 4900 – 5100,0 amps (5000 ± 2%)

Khoảng giá trị 2: 4800 – 4900,0 amps và 5100 – 5200,0 amps (5000 ± 2 – 4%)

Hình 2 3: Màn hình thiết lập cấu hình của người quan sát

Khoảng giá trị 3: 4700 – 4800,0 amps và 5200 – 5300,0 amps (5000 ± 4 – 6%)

Số lượng khoảng giá trị vị trí sự cố và độ chính xác (sai số xác định vị trí sự cố) có thể được chỉnh sửa trong thiết lập cấu hình ứng dụng DNAF

3 Kết quả của chức năng xác định điểm sự cố:

3.1 Vùng sự cố:

Trên sơ đồ lưới điện, các kết quả FL được hiển thị bởi vùng hiển thị trên phân đoạn dây dẫn Những vùng đó được gọi là "vùng vị trí sự cố" Người dùng có thể cấu hình từ một đến ba mức độ vùng sự cố, cấp 1 đại diện cho vị trí có khả năng xảy

ra sự cố nhiều nhất và mức độ 3 đại diện cho các vị trí ít có thể là vùng sự cố Hình 2.3 Hiển thị nút vùng sự cố trên thanh công cụ và vùng (màu nâu và màu cam) Hình thể hiện hai mức độ hiển thị vùng sự cố (tối đa là ba cấp độ có sẵn)

Hình 2 4: Vùng sự cố trên sơ đồ địa dư lưới điện

3.2 Điểm sự cố:

Khi một mục tiêu được thiết lập cho một chỉ báo lỗi từ xa hoặc dò tìm thủ

công, Ứng dụng xử lý cấu trúc lưới điện của E-terradistribution trên máy khách

hàng đặt vùng sáng xung quanh tất cả các lưới điện giữa chỉ báo sự cố thiết lập phía tải xa nhất và chỉ báo sự cố lắp đặt kế tiếp Những vùng sáng chỉ báo sự cố đó, được

sử dụng kết hợp với các vùng sự cố, để có khả năng giảm bới số lượng các vùng sự

cố tìm ẩn

Để hiển thị chỉ báo sự cố trên màn hình sơ đồ địa lý, bấm vào nút chỉ báo vị trí

sự cố trên thanh công cụ chung của ứng dụng E-terradistribution Sau khi các chỉ

báo sự cố đã được kích hoạt, các vùng sáng được rút ra trên giao diện địa lý, bằng cách sử dụng các màu hiển thị màu cho vầng sáng chỉ báo sự cố được thiết lập cấu hình cho người quan sát trong hình trên Các chỉ báo lỗi Halos được hiển thị trong hình 2.4

Hình 2 5: Vòng sáng chỉ báo sự cố hiển thị trên sơ đồ địa dư

III Tính năng phân bố công suất (DPF_Distribution Power Flow)

1 Chức năng:

Để thực hiện phân tích phân bố công suất của một hệ thống phân phối điện, điều cần thiết là phải có thông tin đầy đủ và chính xác đối với tất cả phụ tải trong hệ thống điện

Phân bố công suất (DPF) là một phần không thể thiếu của hệ thống DMS DPF tìm kiếm giải pháp miền xác định từng pha cho mô hình hệ thống điện không cân bằng, bao gồm điện áp từng pha thanh cái, dòng công suất và tổn thất trên mạng lưới điện DPF có khả năng mô hình hóa và xử lý bất kỳ cấu hình hệ thống phân phối không cân bằng, bao gồm hệ thống mạch vòng và hình tia

Thuật toán DPF tính toán các mục sau:

 Đặc tuyến phi tuyến phụ thuộc tải đối với điện áp;

 Tự động điều khiển hoạt động tụ bù điều khiển cục bộ và bộ điều chỉnh nguồn điện áp (tụ bù điều khiển từ xa được thiết lập ngay khi đang ở trạng thái hiện tại);

 Điều chỉnh sụt áp trạm biến áp phân phối;

 Tổn thất điện áp phụ thuộc vào cuộn dây và lõi thép MBA phân phối;

 Tích điện trên lưới nổi và cáp ngầm

2 Chế độ hoạt động:

E-terradistribution hỗ trợ các mô hình trạm có khả năng DNAF cho phép

và không cho phép Đây là một sự xuất hiện phổ biến trong các hệ thống đó vẫn đang được thực hiện Các mô hình mạng cho các trạm được coi là đầy đủ và hoàn toàn xác nhận có khả năng kích hoạt DNAF, trong khi mô hình trạm khác vẫn đang phát triển khả năng DNAF bị vô hiệu hóa Đây là một sự sắp xếp bình thường trong e-erradistribution; nó không ảnh hưởng đến các chức năng khác của

hệ thống

Xác định được các trạm có khả năng DNAF, vốn không dễ dàng được thực hiện bằng cách mở Real-Time DNAF Solution pop-up Giả sử rằng hệ thống được chạy trong hơn một vài phút, các trạm không có khả năng DNAF được hiển thị "Unsolved" Nếu nỗ lực thực hiện để chạy chức năng DNAF trên các trạm này, một thông điệp cảnh báo được hiển thị (xem hình 2.6)

Hình 2 6: Cảnh báo của ứng dụng DNAF Tương tự như vậy, đối với các thiết bị thuộc về một trạm không có khả năng DNAF, màn hình hiển thị cửa sổ pop-up đầu ra cho thấy một giá trị trống khi lựa chọn Nếu một hàm DNAF được chạy trên một trạm có khả năng DNAF được gắn liền với thiết bị bên cạnh không có khả năng DNAF, yêu cầu bị từ chối với một thông điệp cảnh báo (xem hình 2.7)

Hình 2 7: Cảnh báo từ chối của ứng dụng DNAF

2.1 Tính toán trào lưu công suất theo thời gian thật

Trong chế độ thời gian thực, nhiều chức năng phân tích mạng lưới được thực hiện định kỳ, hoặc dựa trên các sự kiện người dùng định nghĩa (ví dụ, topology thay đổi) Bằng cách này, kết quả cập nhật luôn có sẵn

Các ứng dụng sau đây có thể được cấu hình để thực hiện định kỳ hoặc từ việc kích hoạt sự kiện:

 Distribution Power Flow (DPF)

 Load and Voltage/VAR Management (LVM)

 Protection Validation (PRV)

Sự kiện này gây nên cho các ứng dụng trên bao gồm:

 Thay đổi topology: Sự thay đổi topology bao gồm một sự thay đổi trong chuyển đổi tình trạng thiết bị hoặc chèn/loại bỏ các sửa đổi tạm thời

 Đối với LVM, thiết bị chuyển mạch bên thay đổi trạng thái và thay đổi trạng thái tụ không kích hoạt các ứng dụng Một "thiết bị chuyển mạch bên" là bất kỳ thiết bị nào không kết nối với các xuất tuyến chính ở một trong hai thiết bị đầu cuối

 Đối với một sự kiện topology, trigger chính và bên được tách ra (tùy chọn bao gồm không gây nên sự thay đổi topology, chỉ chính, chỉ bên, hoặc cả hai chính và bên) Trạm biến áp thiết bị nội bộ được coi là một phần của mạch chính cho quá trình topology gây nên

 Tỷ lệ thay đổi Trigger: Một tỷ lệ đầu nạp của hay đổi lớn hơn một được xác định trước, thiết lập toàn cầu cũng có thể kích hoạt một ứng dụng Trigger này bao gồm một kích hoạt dòng chảy (amps) và kích hoạt điện

áp

Các kết quả của dòng điện phân phối dễ dàng thấy nhất bằng cách chọn một thiết bị mạng và mở màn hình hiển thị cửa sổ pop-up ra

Hình 2 8: Hiển thị phân tích và vận hành của hệ thống

2.2 Giao diện popup bảng tính toán DNAF

Màn hình DNAF Solution pop-up cho phép người dùng tự gọi một ứng dụng mạng Tùy thuộc vào cấu hình hệ thống, các ứng dụng khác nhau có thể có sẵn trong chế độ thời gian thực hoặc chế độ nghiên cứu (ví dụ, Planned Outage Study là một ứng dụng chỉ thực hiện trong chế độ nghiên cứu)

Các ứng dụng phân tích mạng có thể được chạy từ chế độ thời gian thực hoặc chế độ nghiên cứu Các chế độ được chọn bằng cách bắt đầu từ màn hình hiển thị thời gian thực hoặc chế độ nghiên cứu Khi ở chế độ nghiên cứu, tất cả các giải pháp phải được yêu cầu bằng tay bởi người sử dụng