Luận văn thạc sĩ nghiên cứu áp dụng công nghệ tự động phân đoạn lưới điện phân phối thành phố đồng hới

Nội dung nghiên cứu là áp dụng công nghệ tự động phân đoạn để phối hợp các thiết bị trên lưới nhằm nhanh chóng cách ly vùng bị sự cố và tự động cấp điện trở lại cho các khu vực không bị

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN TẤT THÀNH

NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ

TỰ ĐỘNG PHÂN ĐOẠN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS LÊ KIM HÙNG

Đà Nẵng - Năm 2018

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Trong luận văn

có trích dẫn một số bài viết, tài liệu chuyên ngành tự động hóa của Việt Nam và của một số tác giả trên thế giới

Các số liệu, kết quả tính toán trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất cứ công trình nào

Tác giả luận văn

Nguyễn Tất Thành

MỤC LỤC

TRANG BÌA

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Mục đích nghiên cứu 1

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2

4 Cấu trúc của luận văn 2

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3

1.1 Giới thiệu 3

1.2 Công nghệ tự động hóa trên thế giới 3

1.2.1 Tối ưu điện áp và công suất phản kháng 3

1.2.2 Tự động hóa tụ bù 5

1.2.3 Phối hợp máy cắt đóng lặp lại và máy cắt phân đoạn 6

1.2.4 Hệ thống quản lý phân phối và quản lý mất điện 8

1.2.5 Công nghệ phát hiện lỗi, cách ly và khôi phục 9

1.3 Công nghệ tự động hóa đang áp dụng tại Việt Nam 10

1.3.1 Hệ thống SCADA 10

1.3.2 Hệ thống SCADA/EMS 11

1.3.3 Hệ thống SCADA/DMS 13

1.3.4 Hệ thống SCADA/OMS 16

1.4 Kết luận 17

CHƯƠNG 2 KHẢ NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRONG VIỆCTỰ ĐỘNG PHÂN ĐOẠN TẠI PC QUẢNG BÌNH 18

2.1 Hệ thống SCADA Công ty Điện lực Quảng Bình 18

2.1.1 Quy mô, hiện trạng hệ thống 18

2.1.2 Tiêu chuẩn áp dụng 20

2.1.3 Phương pháp truyền thông 21

2.2 Khả năng tự động hóa của Recloser và LBS 24

2.2.1 Tại các Recloser 24

2.2.2 Tại các LBS 25

2.3 Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối 26

2.3.1 DAS và khả năng áp dụng 26

2.3.2 Phân tích theo tiêu chí kỹ thuật 29

2.3.3 Phân tích theo tiêu chí kinh tế 31

2.3.4 Lựa chọn giải pháp 31

2.4 Kết luận 32

CHƯƠNG 3 ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG PHÂN ĐOẠN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP ĐỒNG HỚI 33

3.1 Tổng quan về lưới điện TP Đồng Hới 33

3.1.1 Quy mô lưới điện 33

3.1.2 Đánh giá xuất tuyến 475 Đồng Hới và 477 Bắc Đồng Hới 36

3.2 Thực hiện tự động phân đoạn trên xuất tuyến 475 & 477 38

3.2.1 Kết nối thiết bị về hệ thống SCADA 38

3.2.2 Các tín hiệu cần thu thập 41

3.2.3 Tự động hóa trên phần mềm Survalent SCADA 44

3.2.4 Kết quả mô phỏng 53

3.3 Đánh giá hiệu quả 57

3.4 Khả năng mở rộng cho lưới phân phối TP Đồng Hới 59

3.5 Kết luận 59

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 60

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 61

PHỤ LỤC 62

BẢN SAO QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢO SAO) 76 BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH

NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG PHÂN ĐOẠN

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI

Học viên: Nguyễn Tất Thành Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 Khóa: K34QB Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

TÓM TẮT

Trước nhu cầu phát triển kinh tế xã hội, yêu cầu cấp thiết đối với ngành điện là độ tin cậy cung cấp điện Một trong những lý do chính làm giảm độ tin cậy cung cấp điện chính là sự cố, đặc biệt là ở khu vực có địa hình, thời tiết phức tạp Trong khi đó, công tác phân đoạn xử lý sự cố đang thực hiện một cách thủ công Khi có sự cố xảy ra trên đường dây, nhân viên quản lý vận hành phải thực hiện cắt các thiết bị phân đoạn để xác định và khoanh vùng sự cố

Để giải quyết vấn đề, tác giả nghiên cứu áp dụng giải pháp tự động phân đoạn nhằm khai thác tiềm năng hệ thống SCADA hiện có với nguồn kinh phí tiết kiệm Nội dung nghiên cứu là áp dụng công nghệ tự động phân đoạn để phối hợp các thiết bị trên lưới nhằm nhanh chóng cách ly vùng bị sự cố và tự động cấp điện trở lại cho các khu vực không bị sự cố trong thời gian nhanh nhất, tăng độ tin cậy cung cấp điện

Từ khóa: tự động hóa; lưới điện phân phối; phân đoạn sự cố; độ tin cậy; hệ thống

To solve the problem, the researcher applied an automated solution to exploit the potential of existing SCADA systems with budget savings The research is to apply automatic segmentation technology to coordinate devices on the grid to quickly isolate the incident area and automatically return power to the area without incident in the fastest time, increase the reliability of the power supply

Key words: automation; distribution grid; incident segment; reliability; control

system

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

CA (Capacitor Automation): Tự động hóa tụ bù

DMS (Distributor Management System): Hệ thống quản lý phân phối

FDIR (Fault detection, isolation, and recovery): Phát hiện lỗi, cách ly và khôi phục FLISR (Fault Location, Isolation, and Service Restoration): Xác định vị trí, cô lập

lỗi và phục hồi cung cấp điện

MPLS (Multiprotocol Label Switching): Chuyển mạch nhãn đa giao thức

OMS (Outage Management System): Hệ thống quản lý mất điện

R&S (Reclosers và Sectionalizers): Phối hợp máy cắt đóng lặp lại và máy cắt phân

đoạn

SAIDI (System Average Interruption Duration Index): Chỉ số 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

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition): Hệ thống điều khiển giám sát

và thu thập dữ liệu

SDH (Synchronous Digital Hierarchy): Truyền dẫn dữ liệu đồng bộ trên môi trường

quang

VPN (Virtual Private Network): Mạng riêng ảo

VVO (Volt/VAR optimization): Tối ưu điện áp và công suất phản kháng

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số hiệu Tên bảng Trang

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số

Số

Thực hiện lộ trình lưới điện thông minh, trong những năm qua Công ty Điện lực Quảng Bình đã xây dựng và áp dụng nhiều công nghệ mới, tiên tiến để nâng cao chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện như: đưa vào sử dụng trung tâm điều khiển và

hệ thống thông tin SCADA, hệ thống quản lý dữ liệu đo xa (MDMS), hệ thống thu thập dữ liệu công tơ tự động RF-Spider…Tuy nhiên việc khai thác mới dừng lại ở mức

độ cơ bản, chưa khai thác hết tiềm năng hệ thống Trước nhu cầu phát triển kinh tế xã hội, yêu cầu cấp thiết đối với ngành điện là độ tin cậy cung cấp điện Một trong những

lý do chính làm giảm độ tin cậy cung cấp điện chính là sự cố, đặc biệt là ở khu vực có địa hình, thời tiết phức tạp Trong khi đó, công tác phân đoạn xử lý sự cố đang thực hiện một cách thủ công Khi có sự cố xảy ra trên đường dây, nhân viên quản lý vận hành phải thực hiện cắt các thiết bị phân đoạn để xác định và khoanh vùng sự cố Trường hợp lưới mạch vòng, chỉ sau khi đảm bảo cách ly phân đoạn bị sự cố mới tiến hành xem xét đóng các thiết bị phân đoạn để cung cấp điện cho các phân đoạn không

bị sự cố Thời gian xử lý sự cố theo quy trình này thường phụ thuộc rất nhiều vào trình

độ xử lý sự cố của điều độ viên cũng như thời gian triển khai lực lượng đi thao tác tại các thiết bị phân đoạn, khoảng cách và địa hình giữa điểm trực thao tác và các thiết bị cần phân vùng sự cố

Để giải quyết vấn đề, tác giả nghiên cứu áp dụng giải pháp tự động phân đoạn nhằm khai thác tiềm năng hệ thống SCADA hiện có với nguồn kinh phí tiết kiệm Nội dung nghiên cứu là áp dụng công nghệ tự động phân đoạn để phối hợp các thiết bị phân đoạn trên lưới nhằm nhanh chóng cách ly phân đoạn bị sự cố và tự động cấp điện trở lại cho các phân đoạn không bị sự cố trong thời gian nhanh nhất, tăng độ tin cậy cung cấp điện

2 Mục đích nghiên cứu

- Nghiên cứu đặc điểm hiện trạng lưới điện phân phối

- Hiện trạng hệ thống SCADA, xu thế tự động hóa lưới điện phân phối và khả năng áp dụng

- Phân tích đặc tính làm việc và các nguyên tắc phối hợp của các thiết bị đưa ra phương án tối ưu tự động phân đoạn để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là nghiên cứu áp dụng các công nghệ mới về SCADA/DAS trong đó tập trung vào công nghệ tự động phân đoạn để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối

Phạm vi nghiên cứu

Công nghệ tự động phân đoạn áp dụng cho lưới điện phân phối TP Đồng Hới thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình

4 Cấu trúc của luận văn

Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận văn được biên chế thành ba chương như sau:

+ Chương 1: Tổng quan về tự động hóa lưới điện phân phối

+ Chương 2: Khả năng tự động hóa lưới điện phân phối trong việc tự động phân đoạn tại PC Quảng Bình

+ Chương 3: Áp dụng công nghệ tự động phân đoạn lưới điện phân phối TP Đồng Hới

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.1 Giới thiệu

Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) là hệ thống tự động kiểm soát chế độ làm việc của LĐPP nhằm phát hiện phần tử bị sự cố tách ra khỏi vận hành đồng thời phục hồi việc cấp điện cho phần tử không bị sự cố đảm bảo cung cấp điện liên tục DAS được áp dụng khá phổ biến ở các nước phát triển, đặc biệt là Nhật và một số nước khác, cho phép nâng cao cơ bản độ tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu thời gian mất điện do sự cố ở mạng phân phối

1.2 Công nghệ tự động hóa trên thế giới

Tự động hóa phân phối (DAS) đề cập đến một loạt các công nghệ được tập trung vào theo dõi và kiểm soát thời gian thực và có thể được chia thành năm loại công nghệ:

Quản lý tối ưu điện áp và công suất phản kháng (VVO)

Tự động hóa tụ bù (CA)

Phối hợp máy cắt đóng lặp lại và máy cắt phân đoạn (R&S)

Hệ thống quản lý phân phối và Hệ thống quản lý mất điện (DMS & OMS) Nhận dạng và khôi phục phát hiện lỗi (FDIR)

1.2.1 Tối ưu điện áp và công suất phản kháng

Hệ thống tối ưu điện áp và công suất phản kháng (Volt/VAR optimization - VVO) được triển khai phổ biến trên thế giới, đặc biệt là khu vực Bắc Mỹ, tuy nhiên có rất ít đánh giá phân tích về phương pháp Các kết quả được công bố phần lớn dựa trên các phép đo sau khi áp dụng thực tế Tối ưu hóa Volt/VAR là tối ưu quản lý các mức điện áp trên toàn hệ thống và dòng điện phản kháng để lưới phân phối hoạt động với hiệu quả cao nhất VVO hỗ trợ các đơn vị phân phối giảm tổn thất hệ thống, đáp ứng phụ tải cao điểm hoặc tiêu thụ năng lượng bằng cách sử dụng kỹ thuật giảm điện áp

Tối ưu hóa Volt/VAR bao gồm chức năng giảm điện áp bảo vệ (CVR) được sử dụng để tính toán và duy trì điện áp nhận phía khách hàng được CVR còn được sử dụng để làm phẳng đồ thị điện áp và điều chỉnh điện áp hệ thống tổng thể trong giới hạn cho phép theo tiêu chuẩn khuyến nghị của ANSI hay IEC Nhìn chung, nhu cầu hệ thống có thể giảm xuống 0,7-1,0% cho mỗi lần giảm 1% điện áp Từ quan điểm của

người tiêu dùng, điều này làm giảm năng lượng mà họ tiêu thụ (mô hình cơ bản như hình 1.1).

Hình 1.1: Mô hình cơ bản hệ thống tối ưu Volt/Var

Các tính năng và khả năng chính của tính năng & tối ưu hóa Volt/Var

 Tối đa hóa chỉ số bảo toàn điện áp và lưu lượng

 Giảm tổn thất điện năng qua CVR

 Tối ưu hóa hệ số công suất cho trạm biến áp hoặc máy biến áp phân phối

 Vận hành linh hoạt dựa trên thông tin phụ tải

 Điều khiển công suất phản kháng bằng tụ bù hoặc thiết bị bù rung tĩnh

 Tối ưu hóa công suất đỉnh cho khách hàng lớn

 Điều khiển chế độ vận hành non tải

Lợi ích

 Cung cấp thông số vận hành hệ thống một cách chi tiết, nâng cao tính kiểm soát cao từ đó tối ưu hóa việc cung cấp năng lượng hiệu quả và tin cậy

 Kiểm soát biến động điện áp do sự thâm nhập của các nguồn bên ngoài

và sự biến động phụ tải

 Cung cấp khả năng tối ưu hóa trong các thông số vận hành

 Tối ưu hóa hệ số công suất từ đó giảm tổn thất điện năng hệ thống và làm giảm tác động môi trường

1.2.2 Tự động hóa tụ bù

Tụ bù là một hệ hai vật dẫn đặt gần nhau và ngăn cách nhau bằng một lớp cách điện (điện môi), tụ có tác dụng tích và phóng điện trong mạch điện Đại lượng đặc trưng cho khả năng tích điện của tụ bù ở một hiệu điện thế nhất định gọi là điện dung của tụ bù Nó được xác định bằng thương số giữa điện tích của tụ bù và hiệu điện thế giữa hai bản của nó (C=Q/U) Trong hệ thống điện, tụ bù được sử dụng với mục đích

bù công suất phản kháng để nâng cao hệ số công suất cosφ (cos phi) nhằm đảm bảo hiệu quả hoạt động của lưới điện Tụ bù là thành phần chính trong Tủ điện bù công suất phản kháng bên cạnh các thiết bị khác để đảm bảo hệ thống bù hoạt động thông minh, ổn định và an toàn như: Bộ điều khiển tụ bù, Thiết bị đóng cắt, bảo vệ, Cuộn kháng lọc sóng hài, Thiết bị đo, hiển thị,

Trong thực tế tụ bù thường có các cách gọi như: tụ bù điện, tụ bù công suất, tụ

bù công suất phản kháng, tụ bù cosφ, Theo cấu tạo tụ bù được phân thành hai loại chính: Tụ bù khô và Tụ bù dầu

Tụ bù khô là loại bình tròn dài Ưu điểm là nhỏ gọn, trọng lượng nhẹ dễ lắp đặt, thay thế, chiếm ít diện tích trong tủ điện và có giá thành thường thấp hơn tụ dầu

Tụ bù khô được sử dụng

cho các hệ thống bù công suất

nhỏ, chất lượng điện tương đối

tốt Tụ khô phổ biến trên thị

trường Việt Nam có các giải công

suất bù 10, 15, 20, 25, 30kVAr

Một số hãng có loại nhỏ 2.5,

Tụ bù dầu là loại bình chữ nhật (cạnh sườn vuông hoặc tròn) Ưu điểm là độ bền cao hơn Tụ dầu thường được sử dụng cho tất cả các hệ thống bù Đặc biệt là các

hệ thống bù công suất lớn, chất lượng điện xấu, có sóng hài (dùng kết hợp với cuộn kháng lọc sóng hài)

Tụ bù dầu phổ biến trên thị

trường Việt Nam có các giải công

suất bù từ 10 đến 50kVAr

Dựa vào điện áp, có thể chia

tụ bù điện ra làm 2 loại: tụ bù điện

1 pha và tụ bù điện 3 pha Tụ bù

điện 1 pha là loại có điện áp

230V-250V, tụ bù điện 1 pha thường

dùng trong các gia đình hoặc

Tụ bù điện sử dụng cho 2 loại điện áp này thường được lắp đặt trong các hệ thống điện áp tương đối ổn định ở mức điện áp chuẩn Tụ bù điện 3 pha được sử dụng nhiều trong hệ thống điện lưới của những công trình xây dựng lớn như cao ốc, bệnh viện, chung cư hay sử dụng trong các nhà máy, khu công nghiệp…

Hiện nay, các tủ tụ bù trên lưới hạ thế đang vận hành một cách độc lập, với các tính năng như bù hệ số cosφ cố định (bù cứng); bù hệ số cosφ theo thời gian cài đặt sẵn hoặc bù động theo hệ số cosφ hồi tiếp Tuy nhiên, nhân viên vận hành vẫn phải đến tận hiện trường để thao tác trực tiếp, gây tốn kém thời gian và công sức Đặc biệt

là ở vùng sâu, vùng xa, hải đảo hoặc trong mùa mưa bão và lũ lụt, việc thao tác trực tiếp tại hiện trường sẽ vất vả hơn và không an toàn cho người thực hiện nhiệm vụ

Bên cạnh đó, giải pháp quản lý hiện tại chưa đáp ứng được việc giám sát trực tuyến trạng thái của các tủ tụ bù, việc khai thác dữ liệu cũng như xử lý bất thường chưa kịp thời Việc xây dựng hệ thống tụ động hóa tụ bù là thành tố quan trọng trong

tự động hóa lưới điện phân phối góp phần hỗ trợ toàn vẹn cho công tác quản lý, điều hành sản xuất kinh doanh của ngành điện trong giai đoạn hiện nay và trong tương lai

Hệ thống cho phép giám sát và điều khiển từ xa vận hành tụ bù thông qua các giao thức truyền thông theo thời gian thực Cung cấp cho người quản lý vận hành bộ công cụ nâng cao hệ số cosφ, tối ưu hóa các phần tử cung cấp điện, giảm thiểu công suất vô công, nâng cao công tác vận hành lưới điện

1.2.3 Phối hợp máy cắt đóng lặp lại và máy cắt phân đoạn

Hình thức bảo vệ lỗi cơ bản nhất trên lưới điện phân phối là cầu chì tự rơi Cầu chì tự rơi có ưu điểm là chi phí thấp và hiệu quả cao khi cô lập phần tử bị lỗi trong hệ thống Điểm hạn chế là không có dấu hiệu nhận biết để kiểm soát cũng như phải thay thế thủ công khi sự cố Từ đó các Reclosers và sectionalizers được thiết kế để giảm

thiểu tác động của các lỗi trên một hệ thống phân phối Đây là các thiết bị cho phép kiểm soát, điều khiển trạng thái đóng/mở Đồng thời, có thể kết nối với hệ thống

Recloser - thiết bị đóng cắt tự động hoạt động chính xác, độ tin cậy cao và kinh

tế được sử dụng cho hệ thống phân phối lưới điện lên đến cấp điện áp 38kV Recloser thường được trang bị cho các đường trục chính, công suất lớn và đường dây dài có giá trị cao Đối với hệ thống điện, Recloser là tập hợp của các bộ phận: Bảo vệ quá tải, tự đóng lại, thiết bị đóng cắt, điều khiển bằng tay Về bản chất, Recloser là máy cắt thông thường có kèm theo bộ điều khiển cho phép lập trình số lần đóng lặp đi lặp lại theo yêu cầu xác định trước Đồng thời sẽ đo và lưu trữ các giá trị quan trọng như P,U,I, thời điểm ngắt mạch,

Khi xuất hiện ngắn mạch,

Recloser mở ra (cắt mạch), sau

một khoảng thời gian t1 (cài đặt

ban đầu) nó sẽ tự động đóng lại

Lúc này, nếu sự cố còn tồn tại,

recloser sẽ tiếp tục mở mạch, sau

thời gian t2 recloser sẽ tự động

đóng mạch Cứ như vậy, recloser

hoạt động theo đúng chương trình

Thiết bị phân đoạn (Sectionaliser) là một giải pháp kinh tế để phân loại các mạng lưới ngoài trời lớn và thường được sử dụng ở những vị trí phối hợp với các thiết

bị khác rất khó khăn Bộ phận nhận diện cảm nhận luồng dòng chảy trên mức đặt trước

và khi thiết bị bảo vệ bên nguồn mở ra để tắt nguồn cho mạch, bộ phận cắt đếm đếm

sự gián đoạn quá dòng

Thiết bị cắt là một phương pháp kinh tế để cải thiện hơn nữa dịch vụ trên các dây chuyền phân phối được trang bị với reclosers hoặc reclosing circuit breakers Chúng cô lập các lỗi vĩnh viễn và hạn chế sự cố ngừng hoạt động cho các phần nhỏ hơn của dòng Nó cung cấp một bước bảo vệ bổ sung mà không cần thêm một bước điều phối vào lược đồ bảo vệ Bộ phận cắt có thể được sử dụng thay cho cầu chì hoặc giữa thiết bị đóng lại và cầu chì mà không cần thay đổi thiết bị khác

1.2.4 Hệ thống quản lý phân phối và quản lý mất điện

Hệ thống quản lý phân phối (DMS) và hệ thống quản lý mất điện (OMS) là các

hệ thống quản lý riêng biệt có thể có các mức tích hợp khác nhau Hệ thống quản lý mất điện OMS dựa trên máy tính hiện đại, sử dụng các mô hình kết nối và giao diện người dùng đồ họa OMS thường bao gồm các chức năng như xử lý cuộc gọi xử lý sự

cố, phân tích tình trạng mất điện và dự đoán, báo cáo độ tin cậy

Trong những năm gần đây, OMS đã được tự động hóa Giao diện cho các hệ thống trả lời bằng giọng nói tương tác (IVR) cho phép truy cập vào OMS mà không cần sự tương tác giữa người gọi và cũng cho phép OMS cung cấp thông tin mất điện cho khách hàng và cung cấp các cuộc gọi xác minh khôi phục cho khách hàng yêu cầu Các hệ thống OMS cũng trở nên tích hợp hơn với các hệ thống vận hành khác như Hệ thống thông tin địa lý (GIS), Hệ thống thông tin khách hàng (CIS), Hệ thống quản lý công việc (WMS), Quản lý lực lượng lao động di động (MWM), SCADA và AMI Tích hợp OMS với các hệ thống này giúp cải thiện hiệu quả luồng công việc và nâng cao dịch vụ khách hàng Chính vì lý do đó, OMS là một hệ thống có nhiệm vụ quan trọng tích hợp thông tin về khách hàng, tình trạng hệ thống, và các nguồn lực vận hành cũng như cung cấp nền tảng hỗ trợ ra quyết định

Hệ thống quản lý phân phối (DMS) có chức năng DMS tương đối mới so với OMS Ngoài việc quản lý mất điện, DMS được mở rộng để quản lý hiệu quả công việc

đã lên kế hoạch đảm bảo cung cấp điện tối ưu DMS thường liên quan đến việc nhận trạng thái thời gian thực và các điểm tương tự từ hệ thống phân phối, và tạo ra các lệnh điều khiển giám sát tới hệ thống lưới phân phối như máy cắt, reclosers, tụ bù, bộ điều chỉnh điện áp…Với các hệ thống phân phối lớn thì hệ thống DMS/OMS là cực kỳ quan trọng và cần thiết với các lợi ích nổi bật:

Cải thiện hiệu quả của nhà khai thác

Các ứng dụng DMS tích hợp cải thiện quy trình quản lý mất điện

Tích hợp DMS/OMS cải thiện sự phối hợp của công việc được lập kế hoạch

và đột xuất

Tích hợp DMS/OMS làm giảm chi phí bảo trì dữ liệu

Tích hợp DMS/OMS với SCADA là xu hướng ngày càng tăng và những thách thức kinh doanh gần đây đã thúc đẩy sự tích hợp toàn diện hơn giữa hai hệ thống

Hình 1.5: Kiến trúc tích hợp SCADA/DMS/OMS

Những lợi ích của việc tích hợp SCADA với DMS/OMS:

Cải thiện hoạt động bằng cách tích hợp chặt chẽ các ứng dụng DMS với phân phối SCADA

Tăng hiệu quả điều hành với một hệ thống, đồng nhất cơ sở dữ liệu để khai thác

Đăng nhập hợp lý và quản lý quyền hạn trong một hệ thống

Một mô hình mạng cho phân tích OMS và DMS

Hỗ trợ hệ thống hợp nhất cho DMS/OMS và SCADA phân phối

Kỹ thuật dữ liệu được đơn giản hóa thông qua sự điều phối SCADA và dữ liệu GIS

1.2.5 Công nghệ phát hiện lỗi, cách ly và khôi phục

Phát hiện lỗi, cách ly và khôi phục (FDIR) là một lớp công nghệ có mục tiêu là

để xác định sự xuất hiện của sự cố, ghi lại sự xuất hiện, xác định vị trí sự cố và hỗ trợ trong quá trình phục hồi Nó là sự kết hợp của các hệ thống DMS & OMS nâng cao, cũng như tích hợp chặt chẽ các tài sản cấp trung chuyển với DMS Các hệ thống FDIR cũng có thể sử dụng tự động chuyển đổi, ví dụ: reclosers, sectionalizers và switch, giúp giảm thiểu số lượng khách hàng bị ảnh hưởng bởi sự cố

Chất lượng điện năng trong những năm gần đây, ngày càng trở thành một mối quan tâm quan trọng đối với khách hàng Các Công ty Điện lực phải cải thiện để đáp ứng yêu cầu khách hàng Vì lý do này, hệ thống tự động hóa phân phối được áp dụng

DMS/OMS

SCADA

Trạng thái Cảnh báo, Tác vụ điều khiển Điều hướng

Dự báo xu hướng Cảnh báo Điều khiển

Sơ đồ một sợi

Bản đồ lưới điện Vận hành lưới điện Danh sách hiển thị Ứng dụng nâng cao

để nâng cao độ tin cậy và hiệu quả hoạt động của các hệ thống phân phối Trong số các chức năng đạt của hệ thống tự động lưới phân phối (DAS), hệ thống phát hiện lỗi, cách

ly và khôi phục (FDIR) được coi là quan trọng nhất với mục tiêu giảm thời gian phục hồi sau sự cố xuống mức tối thiểu

1.3 Công nghệ tự động hóa đang áp dụng tại Việt Nam

1.3.1 Hệ thống SCADA

Hệ thống SCADA là hệ thống giám sát và điều khiển xa các thành phần cấu thành lưới điện Đây là một hệ thống có cấu trúc mở và phân tán bao gồm các thành phần cơ bản như hình 1.6

Hệ thống trung tâm điều khiển (phần mềm SCADA & máy chủ);

 Sơ đồ 01 sợi của hệ thống điện có khả năng cập nhật liên tục giá trị điện

áp, trào lưu công suất, trạng thái vận hành của máy cắt, dao cách ly và các thiết bị khác trên hệ thống điện;

 Các giá trị đo lường trên hệ thống điện;

 Các thông số cài đặt trên hệ thống điện;

 Tổng hợp các sự cố trên hệ thống điện và các cảnh báo

Hình 1.6: Cấu trúc hệ thống SCADA sử dụng phần mềm Survalent (minh họa)

Đối với các hệ thống điện có quy mô lớn và phức tạp, để đáp ứng công tác điều độ, vận hành hệ thống điện, hệ thống SCADA trung tâm phải có thêm một số chức năng sau:

 Giám sát xu hướng hệ thống điện;

 Tổng hợp, phân tích dữ liệu để phục vụ công tác lập kế hoạch, nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện;

 Hiển thị giao diện đồ họa trực quan trên một hoặc nhiều máy tính, bao gồm những thông tin sau:

 Tự động thực hiện các thao tác trên hệ thống điện theo phương thức vận hành đã được duyệt

1.3.2 Hệ thống SCADA/EMS

Hệ thống quản lý năng lượng (SCADA/EMS) là hệ thống theo dõi, kiểm soát và tối ưu hóa hiệu suất của hệ thống nguồn lưới và truyền tải Ngoài ra, nó có thể được sử dụng trong các hệ thống quy mô nhỏ như microgrids

Hệ thống SCADA/EMS có cấu trúc mở và phân tán bao gồm hệ thống SCADA trung tâm được tích hợp với hệ thống EMS Hệ thống được thiết kế có khả năng bổ sung, nâng cấp và tích hợp thêm các máy chủ, bộ xử lý và phần mềm ứng dụng mà

không làm thay đổi cấu trúc thiết bị phần cứng và phần mềm hiện có của hệ thống SCADA/EMS Các thiết bị phần cứng và phần mềm của hệ thống EMS phải có khả năng tương thích với nhau và tương thích với hệ thống SCADA trung tâm Đảm bảo các yêu cầu về an toàn, an ninh mạng, bảo mật thông tin và chống phá hoại từ bên ngoài trong quá trình quản lý vận hành hệ thống điện truyền tải

Hệ thống EMS bao gồm các ứng dụng cơ bản sau:

Mô phỏng hệ thống điện thời gian thực, hỗ trợ công tác đánh giá an ninh và vận hành hệ thống điện, bao gồm các chức năng cơ bản sau:

 Xác định những thay đổi của cấu hình, sơ đồ kết lưới hệ thống điện;

 Đánh giá trạng thái của hệ thống điện, trong đó sử dụng dữ liệu mô phỏng cấu hình hệ thống điện, các số liệu đo đếm thời gian thực thu thập được từ hệ thống SCADA trung tâm để đánh giá trạng thái hệ thống điện tại một thời điểm;

 Phân tích trào lưu công suất sử dụng kết quả đánh giá trạng thái vận hành thực tế của hệ thống điện tại một thời điểm để tính toán điện áp, góc pha tại các thanh cái, mức mang tải của các thiết bị trên hệ thống điện và đưa ra các giải pháp đảm bảo vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải;

 Tối ưu hóa trào lưu công suất: Tính toán điều độ kinh tế có xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện;

 Đánh giá mức độ dự phòng của hệ thống điện trong trường hợp sự cố một hoặc nhiều phần tử;

 Tính toán, phân tích dòng điện ngắn mạch trong các trường hợp sự cố có thể xảy ra trên hệ thống điện truyền tải trước khi thực hiện thao tác đóng/cắt thiết bị hoặc cấu hình lại hệ thống để khắc phục sự cố;

 Kết quả của ứng dụng mô phỏng hệ thống điện thời gian thực được đánh giá là tin cậy trong trường hợp chất lượng tín hiệu SCADA của các thanh cái mô phỏng trong hệ thống EMS đáp ứng điều kiện 80% tổng số thanh cái có mức chênh lệch tổng công suất vào và ra nhỏ hơn 05 MW hoặc giá trị 5% công suất định mức lớn nhất của nhánh đường dây đấu nối vào thanh cái, tùy theo giá trị nào nhỏ hơn

Phân tích, xác định các khu vực có chất lượng điện áp không ổn định trên hệ thống điện để đưa ra các giải pháp nhằm nâng cao chất lượng điện áp, xác

định giới hạn truyền tải theo điện áp đối với các giao diện truyền tải khác nhau

Căn cứ trên mô phỏng hệ thống điện, các hệ thống điều tốc, kích từ của tổ máy và các hệ thống liên động trên lưới điện để đưa ra các cảnh báo mất ổn định hệ thống điện khi xảy ra các sự cố nghiêm trọng

Mô phỏng mô hình hệ thống điện để các điều độ viên thực hành công tác vận hành hệ thống điện trong các điều kiện vận hành bình thường và trong các tình huống khẩn cấp;

Kiểm tra, mô phỏng lại các kịch bản vận hành thực tế đã xảy ra, thử nghiệm các phương án khôi phục hệ thống điện, đánh giá hiệu quả và thử nghiệm các ứng dụng của hệ thống EMS trong thời gian thực và trên mô hình mô phỏng

Quản lý kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của các tổ máy phát điện, đường dây, trạm biến áp và các thiết bị khác trên hệ thống điện truyền tải; cung cấp đầu vào cho các bài toán tính toán lập kế hoạch hệ thống điện

Dự báo phụ tải hệ thống điện trong ngắn hạn để phục vụ công tác lập kế hoạch vận hành giờ tới, ngày tới và tuần tới

Ứng dụng AGC có chức năng tự động điều chỉnh công suất phát của các tổ máy phát điện để đáp ứng theo lệnh điều độ hoặc duy trì ổn định tần số hệ thống điện trong giới hạn cho phép, giám sát trào lưu truyền tải trên các đường dây liên kết

1.3.3 Hệ thống SCADA/DMS

Trong những năm gần đây, việc sử dụng năng lượng điện tăng lên theo cấp số nhân và yêu cầu của khách hàng và định nghĩa về chất lượng điện được thay đổi rất nhiều Khi năng lượng điện trở thành một phần thiết yếu của cuộc sống hàng ngày, việc sử dụng và độ tin cậy tối ưu của nó trở nên quan trọng Quan điểm mạng thời gian thực và quyết định nhanh chóng trở thành công cụ để tối ưu hóa tài nguyên và quản lý nhu cầu, do đó việc ứng dụng hệ thống quản lý phân phối để có thể xử lý các luồng công việc phù hợp là rất quan trọng

Hệ thống quản lý phân

phối (DMS) là tập hợp các ứng

dụng được thiết kế để giám sát

và kiểm soát toàn bộ mạng lưới

phân phối một cách hiệu quả và

đáng tin cậy Nó hoạt động như

một hệ thống hỗ trợ quyết định

để hỗ trợ phòng điều khiển và

nhân viên điều hành hiện

trường với việc theo dõi và

kiểm soát lưới điện Cải thiện

độ tin cậy và chất lượng dịch

vụ trong điều kiện giảm thời

gian ngừng hoạt động, duy trì

Tùy theo nhu cầu quản lý vận hành, hệ thống DMS có thể được trang bị một trong các ứng dụng sau:

Giao diện đồ họa có khả năng hiển thị rõ ràng trạng thái của đường dây, máy biến áp và các thiết bị khác trên hệ thống điện phân phối

Giám sát, đánh giá và xác định những thay đổi của cấu hình, sơ đồ kết lưới của hệ thống điện phân phối

Phân tích, tối ưu vận hành hệ thống điện phân phối có chức năng hỗ trợ các điều độ viên giám sát, điều khiển, phân tích, lập kế hoạch và tối ưu vận hành

hệ thống điện phân phối, bao gồm các chức năng chính:

Giám sát & Vận hành

Phân tích & Tối ưu Theo dõi & Khôi phục

 Sử dụng cấu hình kết lưới, dữ liệu vận hành thời gian thực từ hệ thống SCADA trung tâm và thông tin của khách hàng để ước tính công suất tác dụng và công suất phản kháng tại các nút phụ tải trên lưới điện phân phối;

 Phân tích trào lưu công suất có chức năng tính toán cường độ dòng điện, điện áp, hệ số công suất, góc pha, công suất tác dụng và công suất phản kháng của từng thiết bị, khu vực trên lưới điện để xác định các trường hợp có thể gây quá tải hoặc dao động điện áp trên lưới điện phân phối;

 Tính toán mô phỏng dòng điện ngắn mạch tại các khu vực trong các trường hợp có thể xảy ra sự cố trên lưới điện phân phối;

 Quản lý điện áp, công suất phản kháng và phụ tải: Đưa ra các giải pháp cài đặt tụ bù, nấc phân áp máy biến áp để kiểm soát công suất phản kháng, nâng cao chất lượng điện áp trên lưới điện phân phối;

 Xác định nhanh vị trí của sự cố, điểm cô lập phù hợp và xác định các thiết bị đóng cắt có thể thao tác để khôi phục cung cấp điện cho các khu vực lưới điện bị cô lập;

 Thiết lập lại cấu hình kết lưới hệ thống điện phân phối có tính đến các điều kiện vận hành thực tế: Xác định các thay đổi đóng, cắt trên lưới điện phân phối và tính toán, phân bổ lại phụ tải giữa các xuất tuyến để giảm tổn thất lưới điện phân phối; Xác định các điều kiện để tối ưu vận hành hệ thống điện phân phối trong giới hạn vận hành cho phép

 Chức năng sa thải phụ tải hỗ trợ các điều độ viên thực hiện sa thải phụ tải và khôi phục lại phụ tải trên lưới điện phân phối

Hệ thống quản lý mất điện: Kiểm soát, xử lý kịp thời và hiệu quả các sự cố mất điện Căn cứ vào kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa, thông tin khách hàng cung cấp và dữ liệu thời gian thực từ hệ thống SCADA trung tâm, hệ thống quản lý mất điện có thể xác định nhanh các phần tử bị sự cố, khu vực khách hàng bị ảnh hưởng để đưa ra phương án hạn chế mất điện, sửa chữa và khôi phục cung cấp điện một cách nhanh nhất

Mô phỏng đào tạo vận hành hệ thống điện phân phối có các chức năng cơ bản sau:

 Mô phỏng mô hình hệ thống điện để các điều độ viên thực hành công tác vận hành hệ thống điện phân phối trong các điều kiện vận hành bình thường và trong các tình huống khẩn cấp;

 Kiểm tra, mô phỏng lại các kịch bản vận hành thực tế đã xảy ra để đưa ra các phương án khôi phục hệ thống điện phân phối, đánh giá hiệu quả ứng dụng của hệ thống DMS trong thời gian thực

1.3.4 Hệ thống SCADA/OMS

Hệ thống quản lý mất điện SCADA/OMS là hệ thống mô hình mạng chi tiết của

hệ thống phân phối tích hợp thông tin địa lý Việc kết hợp vị trí địa lý của khách hàng cùng một bộ công cụ quy tắc sẽ dự đoán chính xác thông tin về tình trạng mất điện Hệ thống quản lý mất điện cũng thường được tích hợp với các hệ thống SCADA có thể tự động báo cáo hoạt động của đóng cắt

Hệ thống OMS có các chức năng chính sau:

Giảm thời gian ngừng hoạt động do phục hồi nhanh hơn dựa trên dự đoán vị trí thiết bị sự cố

Giảm thời gian mất điện trung bình do ưu tiên dựa trên các tiêu chí như vị trí của các cơ sở khẩn cấp, quy mô mất điện và thời gian ngừng hoạt động Cung cấp thông tin về mức độ mất điện về tiến trình phục hồi cũng như cung cấp thời gian phục hồi ước tính từ đó cải thiện sự hài lòng của khách hàng và cải thiện quan hệ truyền thông

Tính toán chuẩn bị nguồn lực chính xác để phục phục hồi hệ thống sau sự

cố

Điều quan trọng trong hệ thống SCADA/OMS là dự đoán mất điện, ước tính khôi phục chính xác đến từng khách hàng Đồng thời hệ thống OMS còn hỗ trợ các hoạt động lập kế hoạch hệ thống phân phối liên quan đến việc cải thiện độ tin cậy bằng cách cung cấp số liệu thống kê mất điện quan trọng Trong vai trò này, một OMS cung cấp dữ liệu cần thiết cho việc tính toán số đo độ tin cậy của hệ thống Độ tin cậy thường được đo bằng các chỉ số hiệu suất được xác định theo tiêu chuẩn IEEE P1366-

2003, các chỉ số hiệu suất được sử dụng thường xuyên nhất là SAIDI, SAIFI và MAIFI

1.4 Kết luận

Trước sự phát triển của khoa học công nghệ và đòi hỏi ngày càng cao của xã

hội về chất lượng cung cấp điện, việc ứng dụng công nghệ để tự động hóa lưới điện là

điều tất yếu

Trong chương này, chúng ta tìm hiểu về các công nghệ tự động hóa đang áp

dụng trên thế giới và Việt Nam Với đặc thù là nước phát triển sau, ngành điện Việt

Nam áp dụng tự động hóa theo hướng hệ thống tích hợp cho mục đích: khâu nguồn

phát, khâu truyền tải, khâu phân phối Đây là một hướng đi đúng đắn trong giai đoạn

ban đầu, từng bước tiếp cận khoa học công nghệ trên thế giới Tuy nhiên, khi yêu cầu

của xã hội ngày càng khắt khe về chất lượng cung cấp điện cùng với cơ sở hạ tầng đáp

ứng thì việc nghiên cứu, phân tích sâu từng phương pháp là cần thiết Điều đó cho

phép lựa chọn áp dụng phương pháp phù hợp với đặc điểm vùng miền, phụ tải trong

từng thời điểm thích hợp để đạt hiệu quả kinh tế cao nhất

Áp dụng cụ thể cho lưới điện tỉnh Quảng Bình, là một tỉnh nằm ở duyên hải

miền Trung với ngành kinh tế mủi nhọn là du lịch, dịch vụ Yêu cầu độ tin cậy cung

cấp điện của xã hội ngày càng cao, đặc biệt là khu vực Thành phố Đồng Hới, tỉnh lỵ,

trung tâm hành chính của tỉnh Trước yêu cầu đó, việc nghiên cứu áp dụng công nghệ

tự động hóa lưới phân phối là rất cấp thiết Trong chương tiếp theo, chúng ta sẽ đánh

giá, phân tích hiện trạng, khả năng áp dụng để lựa chọn giải pháp tự động hóa phù hợp

CHƯƠNG 2 KHẢ NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRONG VIỆC

TỰ ĐỘNG PHÂN ĐOẠN TẠI PC QUẢNG BÌNH

2.1 Hệ thống SCADA Công ty Điện lực Quảng Bình

2.1.1 Quy mô, hiện trạng hệ thống

Hệ thống SCADA tỉnh Quảng Bình gồm Trung tâm điều khiển đặt tại Công ty Điện lực Quảng Bình, Trung tâm điều khiển có khả năng kết nối với Trung tâm Điều

độ Hệ thống điện miền Trung (A3), các TBA 110kV và thiết bị lưới điện trung thế Hệ thống sử dụng phần mềm Survalent SmartSCADA với giao diện thân thiện và khả năng dự phòng cao, không giới hạn thiết bị RTU, IED, đường truyền thông, tài khoản người dùng kết nối vào hệ thống Hỗ trợ tất cả các chức năng của ứng dụng SCADA theo nhu cầu của người sử dụng tích hợp trên một nền tảng

Bộ phần mềm SCADA Survalent đang sử dụng tại Công ty Điện lực Quảng Bình bao gồm các chức năng chính:

SCADA Server: giám sát, quản lý toàn bộ hệ thống SCADA cũng như các ứng dụng của bộ phần mềm SCADA

SCADA Client: ứng dụng cung cấp các công cụ hỗ trợ xây dựng, cấu hình

và quản lý cơ sở dữ liệu (database) của hệ thống SCADA

SmartVU: Ứng dụng vẽ giao diện vận hành

SCADA Add-in: ứng dụng dùng để xuất báo cáo trên định dạng Microsoft Excel hoặc Access

SCADA Replicator: sao chép dữ liệu lịch sử từ máy tính chủ SCADA sang máy tính chủ HIS

Archiver: nén và lưu trữ dữ liệu lịch sử trên phần mềm quản lý cơ sở dữ liệu Microsoft SQL Server

Tính đến tháng 6/2018, hệ thống có quy mô như sau:

Kết nối và điều khiển xa 07 TBA 110kV, 165 thiết bị trung thế trên lưới, 03 trạm biến áp trung gian

Cấu trúc phần cứng:

 Màn hình hiển thị sơ đồ và các thông số vận hành của hệ thống điện;

 Máy tính thu thập và xử lý dữ liệu (Server MAIN/BACKUP)

 Máy tính vận hành (Operator Workstation 1&2)

 Máy tính kỹ thuật (Engineering Workstation)

 Máy tính lưu trữ dữ liệu quá khứ (Historical Server)

 Máy tính lưu trữ dữ liệu Camera (Historical Camera)

 Thiết bị định vị GPS có chức năng đồng bộ thời gian các thiết bị trong hệ thống SCADA trung tâm;

 Các thiết bị hỗ trợ về công nghệ thông tin, truyền thông và thiết bị phụ trợ khác

Quy mô hệ thống SCADA Công ty Điện lực Quảng Bình như hình 2.1

Hình 2.1: Quy mô hệ thống SCADA Công ty Điện lực Quảng Bình

Hệ thống SCADA tỉnh Quảng Bình được xây dựng đáp ứng tiêu chí có khả năng nâng cấp, bổ sung các chức năng mới một cách dễ dàng mà không làm thay đổi

hệ thống các phần mềm đang làm việc

Việc mở rộng sẽ không làm suy giảm tính sẵn sàng, độ tin cậy của hệ thống đang vận hành, thời gian cắt điện phục vụ thi công lắp đặt và thử nghiệm hệ thống sau khi thay đổi mở rộng cũng như không yêu cầu cấu trúc lại phần mềm và phần cứng đang làm việc

Các phần mềm ứng dụng giám sát, điều khiển được thiết kế linh hoạt nhằm khai thác triệt để khả năng của cấu trúc client/server cho việc phân phối thông tin và ứng dụng để đảm bảo việc nâng cấp và mở rộng máy của người dùng là tối thiểu Sơ đồ nguyên lý hệ thống SCADA Công ty Điện lực Quảng Bình như hình 2.2

Hình 2.2: Sơ đồ nguyên lý hệ thống SCADA Công ty Điện lực Quảng Bình

2.1.2 Tiêu chuẩn áp dụng

a Tiêu chuẩn sản xuất

Phần mềm và phần cứng của hệ thống được sản xuất và phát triển theo các tiêu chuẩn được sử dụng phổ biến rộng rãi trong công nghiệp theo chuẩn ANSI/IEEE, ISO

và IEC Điều đó cho phép sử dụng và tích hợp sản phẩm của nhiêu nhà sản xuất khác nhau mà không bị phụ thuộc vào một cụ thể nhà sản xuất nào

b Giao thức truyền thông

+ Giao thức phía Master:

+ Giao thức phía Slave:

IEC60870-5-104

OPC Sever

c Khả năng kết nối

Datapoint: 50.000

Đường truyền thông đến các IEDs (communication line): Không giới hạn

Số lượng RTU/IED kết nối vào phần mềm: Không giới hạn

Số lượng user đăng nhập vào hệ thống: Không giới hạn

d Cấu trúc dữ ỉiệu

Hệ thống dữ liệu được tổ chức với cấu trúc bus dữ liệu dùng chung cho toàn hệ thống tự động hóa từ cấp Trung tâm cho đến cấp TBA 110kV cũng như thiết bị phân phối

2.1.3 Phương pháp truyền thông

Với lợi thế ngành điện là hệ thống cáp quang đường trục phủ rộng trên cả nước theo tuyến cáp quang OPGW trên đường dây chống sét các đường dây 110kV, 220kV

và 500kV Cùng với đó là hệ thống truyền dẫn SDH được đầu tư đồng bộ tại các trạm 110kV, 220kV và 500kV Hệ thống viễn thông hoàn chỉnh này đáp ứng nhu cầu cấp kênh kết nối từ các TBA 110kV về Trung tâm điều khiển và từ Trung tâm điều khiển kết nối về Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện miền

Đối với các thiết bị trung thê trên lưới phân phối, có thể sử dụng giải pháp cáp quang hoặc dịch vụ không dây để kết nối về Trung tâm Điều khiển Việc đầu tư cáp quang sẽ tốn nhiều chi phí đầu tư, chi phí quản lý vận hành và xử lý sự cố cũng như kém linh hoạt trong việc tối ưu, hiệu chỉnh hệ thống Mặt khác, hệ thống SCADA tỉnh Quảng Bình được thiết kế hỗ trợ nhiều dạng kênh truyền khác nhau: truyền dẫn quang, ADSL, leased-line, 3G cho phép hệ thống triển khai các hình thức truyền tin khác nhau

Từ những lý do đó giải pháp truyền thông được sử dụng là truyền dẫn quang SDH cho các TBA 100kV và sử dụng dịch vụ mobile 3G cho các thiết bị trung thế trên lưới phân phối

a Mô hình hệ thống truyền dẫn quang SDH

Hạ tầng truyền dẫn quang SDH của Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) được đầu tư ở các dự án trước đây, với các thiết bị SDH tại các TBA

110kV và cáp quang OPGW trên đường dây chống sét 110kV Mô hình hệ thống truyền dẫn quang SDH của Tổng Công ty Điện lực miền Trung và Công ty Điện lực Quảng Bình như hình 2.3, 2.4

Hình 2.3: Hệ thống truyền dẫn quang SDH của EVNCPC

Hình 2.4: Hệ thống truyền dẫn quang SDH tỉnh Quảng Bình

b Truyền thông qua mạng mobile 3G

Sử dụng dịch vụ 3G của nhà cung cấp dịch vụ di dộng Vinaphone, dữ liệu truyền nhận giữa 2 điểm đầu cuối thông qua hệ thống mạng của nhà cung cấp Hình thức này được sử dụng để kết nối các thiết bị trung thế trên lưới và các trạm biến áp trung gian về Trung tâm Điều khiển với ưu điểm triển khai nhanh và dễ dàng, không phải đầu tư nhiều cho hệ thống trung gian, điều chỉnh băng thông linh hoạt theo nhu cầu

Để đảm bảo độ tin cậy thiết bị Modem 3G được sử dụng là thiết bị đáp ứng tiêu chuẩn công nghiệp chịu đựng được môi trường hoạt động ngoài trời cùng với các thiết

bị đóng/cắt, sử dụng nguồn nuôi trực tiếp tại chỗ

Đồng thời nhằm đảm bảo tính bảo mật, đường truyền 3G sử dụng không phải là đường truyền 3G công cộng mà là đường truyền riêng được thiết lập trên hệ thống dịch

vụ mạng riêng ảo VPN MPLS Layer 3 bảo mật theo giao thức IPSec kết nối về mạng lõi của nhà cung cấp và kết nối đến Trung tâm Điều khiển thông qua kênh leaseline, nguyên lý hoạt động như hình 2.5

Hình 2.5: Nguyên lý kết nối thông qua mạng riêng 3G

2.2 Khả năng tự động hóa của Recloser và LBS

2.2.1 Tại các Recloser

Các Recloser hiện đang lắp đặt trên lưới điện Quảng Bình đa phần đều hỗ trợ các giao thức kết nối đến hệ thống SCADA như IEC 60870-5-101/104, DNP3,

Đối với một số ít Recloser có tủ điều khiển kiểu cũ (FXB) không hỗ trợ kết nối SCADA Vì vậy, để thực hiện việc kết nối SCADA phải mua bổ sung card vào/ra của chính nhà sản xuất Recloser hiện hữu nhưng gặp nhiều khó khăn do: nhà sản xuất không còn sản xuất hoặc có sản xuất thì giá thành khá cao Ngoài ra, các Recloser đã đưa vào vận hành khá lâu nên MainBoard tủ điều khiển có thể không nhận dạng được tín hiệu từ Card vào/ra lắp đặt bổ sung Mặt khác, kết nối SCADA theo giải pháp này không khai thác được các dịch vụ như: truy xuất và cài đặt dữ liệu của Recloser từ Trung tâm điều khiển, đọc xa các thông số đo lường trực tiếp từ tủ điều khiển, ghi nhận dòng sự cố, giá thành của thiết bị và chi phí lắp đặt của giải pháp kỹ thuật này khá cao Giải pháp hợp lý là không thực hiện cải tạo mà sẽ tiến hành thay thế các chủng loại mới theo lộ trình cải tạo, nâng cấp lưới điện một cách phù hợp

Hình 2.6: Sơ đồ khối của một Recloser trọn bộ

2.2.2 Tại các LBS

Các LBS hiện có trên lưới điện được trang bị nhiều mã hiệu của nhiều nhà sản xuất khác nhau và chỉ có bộ phận đóng cắt cơ khí không có tủ điều khiển Để thực hiện kết nối SCADA các LBS hiện có trên lưới điện phải mua sắm bổ sung tủ điều khiển gồm: môtơ và thanh truyền động từ tủ điều khiển đến bộ phận đóng cắt cơ khí phải cùng mã hiệu và nhà sản xuất với phần đóng cắt cơ khí của LBS hiện hữu trên lưới điện để đảm bảo tương thích về hành trình truyền động cơ khí, nhưng do một số mã hiệu LBS của các nhà sản xuất không còn sản xuất hoặc có sản xuất thì giá thành khá cao

Giải pháp đề xuất để thực hiện kết nối SCADA tại các LBS và khắc phục các hạn chế nêu trên, cần đầu tư mới LBS trọn bộ gồm: cơ cấu đóng cắt, tủ điều khiển, động cơ và thanh truyền động, máy biến áp cấp nguồn, RTU, modem 3G RTU được cài đặt giao thức truyền thông IEC60870-5-101 slave đáp ứng theo chuẩn giao thức truyền thông IEC60870-5-101 master hiện có tại Trung tâm điều khiển (tuân thủ bảng Interoperability Checklist for IEC60870-5-101)

Hình 2.7: Sơ đồ của một LBS trọn bộ

2.3 Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối

2.3.1 DAS và khả năng áp dụng

Công ty Điện lực Quảng Bình hoạt động trong lĩnh vực phân phối, vì vậy không xét đến hệ thống SCADA/EMS Việc tự động hóa lưới điện phân phối đóng một vai trò quan trọng nhằm đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, linh hoạt nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng Với hệ thống giám sát và điều khiển xa SCADA đã đưa vào sử dụng, việc tích hợp các tính năng SCADA/DMS và SCADA/OMS có thể giải quyết triệt để và khai thác hiệu quả giải pháp tự động hóa lưới phân phối đồng thời phù hợp với hiện trạng hệ thống điện hiện tại và theo đúng lộ trình xây dựng lưới điện thông minh

Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) là hệ thống tự động theo dõi, bảo vệ và kiểm soát các hoạt động chuyển mạch thông qua các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) để khôi phục cung cấp điện khi có sự cố và duy trì các điều kiện hoạt động của thiết bị trở lại hoạt động bình thường Ngày nay, nhờ sự tiến bộ trong công nghệ truyền thông, hệ thống phân phối tự động (DAS) không chỉ là điều khiển từ xa các hoạt động của thiết bị trạm biến áp và nguồn điện mà còn là hệ thống điện tự phục hồi có độ tin cậy cao và phản ứng nhanh với các tình huống theo thời gian thực với phương pháp thích hợp Do đó, tự động hóa không chỉ thay thế các thủ tục thủ công;

nó cho phép hệ thống điện hoạt động theo cách tốt nhất, dựa trên thông tin chính xác được cung cấp kịp thời cho các ứng dụng và thiết bị thực hiện

Có một vài lý do tại sao chúng ta cần các hệ thống tự động phân phối Cho đến nay, ngành điện đã có những tiến bộ đáng kể về số lượng và chất lượng Tuy nhiên, dự kiến nhu cầu xã hội đối với các dịch vụ tốt hơn sẽ được yêu cầu Chức năng chính của DAS là điều khiển từ xa các thiết bị chuyển mạch để xác định vị trí, cô lập lỗi và phục hồi cung cấp điện (FLISR), khi một lỗi xảy ra trong đường dây phân phối điện Bây giờ, tự động hóa phân phối phải đề cập đến các cải tiến về hiệu quả cũng như độ tin cậy và chất lượng của phân phối điện Ngày nay, người ta quan tâm nhiều hơn đến việc cải thiện độ tin cậy nhờ việc thực hiện các tỷ lệ dựa trên hiệu suất và nâng cao chất lượng điện do tác động của nó đối với các tải nhạy cảm Hơn nữa, các công cụ cụ thể cần chú ý để thực hiện tự động hóa phân phối nâng cao bao gồm các công cụ để đánh giá chi phí/lợi ích, phân tích hệ thống, và đánh giá độ tin cậy [12]

Lợi ích của việc triển khai hệ thống tự động hóa phân phối có thể được phân loại thành ba nhóm chính:

Lợi ích hoạt động và bảo trì:

 Cải thiện độ tin cậy bằng cách giảm thời gian mất điện bằng cách sử dụng chương trình phục hồi tự động

 Cải thiện điều khiển điện áp bằng phương pháp tự động điều khiển VAR

 Giảm thời gian và sức lực con người

 Lập kế hoạch chính xác và hữu ích dựa trên thông tin dữ liệu vận hành

 Phát hiện lỗi và phân tích chẩn đoán tốt hơn

 Quản lý hệ thống và tải thành phần tốt hơn

Lợi ích tài chính:

 Tăng doanh thu do phục hồi nhanh chóng

 Tăng cường sử dụng năng lực hệ thống

 Tạo niềm tin với khách hàng vì nâng cao chất lượng cung cấp

Lợi ích liên quan đến khách hàng:

 Độ tin cậy dịch vụ tốt hơn

 Giảm chi phí gián đoạn cho khách hàng công nghiệp/thương mại

 Chất lượng cung cấp tốt hơn

Cấu trúc của DAS được minh họa như hình 2.8

Hình 2.8: Sơ đồ cấu trúc tự động hóa lưới điện

Trong đó:

FCI (Fault Circuit Indicator)

Chỉ thị lỗi mạch

xác định vị trí sự cố và ghi lại chính xác tải tại bất

kỳ điểm nào dọc theo mạng lưới điện phân phối FCI sử dụng lưới RF năng lượng thấp để giao tiếp với bộ sưu tập dữ liệu thông minh FCI được trang

bị chỉ thị trực quan để hỗ trợ theo dõi thị giác và kiểm toán tại hiện trường trong khi gửi dữ liệu quan trọng, sự kiện và báo động tới hệ thống trung tâm thông qua mạng RF

FTU

Thiết bị đầu cuối bộ nạp

Được thiết kế cho bộ cấp nguồn MV (10 kV, 13KV, 20kV, 25KV, 35KV) thiết bị này có thể kết nối với bộ phận ngắt mạch ngoài trời và thiết

bị điều khiển để thu thập dữ liệu từ xa, bảo vệ, đóng ngắt, điều khiển từ xa, điều khiển cục bộ, vận hành bằng tay và chuyển đổi trạng thái Nó hỗ trợ nhiều giao tiếp để tạo điều kiện cho việc tái cấu hình hệ thống phân phối tự động

DTU

Thiết bị đầu cuối dữ liệu

Được cài đặt trong trạm chuyển mạch phân phối,

bộ phận vòng đơn vị, trạm biến áp và trạm biến áp mini để thu được dữ liệu tương tự và số để phát hiện và báo cáo các lỗi của đường phân phối Các thông tin này sẽ báo cáo từ xa cho hệ thống trung tâm thông qua truyền thông từ xa và cũng có thể DTU nhận được lệnh điều khiển từ hệ thống trung tâm để điều khiển từ xa chuyển đổi từ xa Bằng cách này, nó có thể xác định lỗi, cấu hình lại mạng, phục hồi nguồn cung cấp điện và giảm thời gian cúp điện cũng như nâng cao độ tin cậy của mạng lưới phân phối

Smart DMS

Hệ thống trung tâm

Giải pháp hoàn chỉnh để giám sát, điều khiển và quản lý mạng lưới phân phối bao gồm máy phát, trạm phân phối và trạm biến áp cao, hệ thống giám sát thời gian thực và kiểm soát thông minh Smart DMS cung cấp giao diện chuẩn cho các hệ thống OMS, IVR, và EMS

Việc triển khai thực hiện tự động hóa lưới điện phân phối trải qua ba giai đoạn như sau:

 Giai đoạn 1: Việc tự động hóa lưới điện phân phối được thực hiện bởi rơle phát hiện sự cố FDR (Fault Detecting Relay) và các dao cách ly phân đoạn tự động (Sectionalizer) lắp đặt trên các phân đoạn xuất tuyến lưới điện phân phối, kết hợp cùng chức năng tự đóng lặp lại (F79) được trang bị tại đầu máy cắt đầu xuất tuyến có thể là hình tia (một nguồn) hay mạch vòng (hai nguồn) Trong giai đoạn này, vùng bị sự cố được tự động cách ly bằng các thiết bị có sẵn trên đường dây lưới điện phân phối

mà không cần có thiết bị giám sát quản lý tại Trung tâm điều độ

 Giai đoạn 2: Việc tự động hóa lưới điện phân phối kèm theo các chức năng giám sát và điều khiển xa các dao cách ly phân đoạn tự động Để thực hiện điều này, cần phải lắp đặt các thiết bị đầu cuối RTU kết hợp giải pháp truyền thông để để Trung tâm điều khiển tiếp nhận thông tin tại các vị trí lắp dao cách ly phân đoạn tự động ở các đường dây lưới điện phân phối Dựa trên các thông tin thu được từ xa, nhân viên vận hành tại Trung tâm điều khiển sẽ thao tác đóng cắt các phần tử sự cố để cách ly

 Giai đoạn 3: Lắp đặt hệ thống giám sát và điều khiển xa tại Trung tâm điều khiển, thực hiện quản lý vận hành lưới điện phân phối hiển thị theo bản đồ địa lý và lập trình tính toán tự động thao tác Sau khi thực hiện xong 3 giai đoạn trên thì lưới điện phân phối hoàn toàn được tự động hóa

Với quy mô, hiện trạng hệ thống SCADA hiện có tại Công ty Điện lực Quảng Bình, để tự động hóa lưới phân phối có hai phương án có thể lựa chọn:

 Phương án 1: Sử dụng tủ điều khiển có chức năng mạch vòng (loop scheme) cho phép cô lập vùng bị lỗi của một mạch nhất định trong khi thiết lập lại dịch vụ cho tất cả khách hàng không nằm trong vùng bị lỗi trong một khoảng thời gian ngắn mà không cần liên lạc Điều này cho phép thiết bị phục vụ hai chức năng, một thiết bị như một thiết bị chuyển mạch tự động và một thiết bị khác làm thiết bị bảo vệ quá dòng recloser

 Phương án 2: Sử dụng tủ điều khiển không có chức năng mạch vòng và

sử dụng lập trình logic trong phần mềm SCADA để điều khiển hoạt động loop scheme

2.3.2 Phân tích theo tiêu chí kỹ thuật

a Phương án 1

 Các thiết bị recloser được trang bị tủ điều khiển có kết nối SCADA và chức năng tự động hóa trong lưới điện mạch vòng (loop scheme) để cô lập sự cố và giảm thiểu khu vực bị mất điện trong chế độ sự cố

 Phần mềm SCADA trang bị tại Trung tâm điều khiển có nhiệm vụ giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu đo lường từ xa các recloser trong hệ thống

 Phần mềm SCADA tại Trung tâm điều khiển không cần có chức năng lập trình logic, việc thực hiện tự động hóa trong lưới điện mạch vòng sẽ

do bản thân các tủ điều khiển recloser điều khiển Do đó, khi hệ thống có nhu cầu mở rộng trong tương lai thì các recloser mới lắp đặt trong lưới điện có kết nối mạch vòng cần phải trang bị tủ điều khiển có chức năng

tự động hóa trong lưới điện mạch vòng (loop scheme)

b Phương án 2

 Các thiết bị recloser lắp trên đường dây được trang bị tủ điều khiển có kết nối SCADA nhưng không có chức năng tự động hóa trong lưới điện mạch vòng (loop scheme)

 Phần mềm SCADA trang bị tại Trung tâm điều khiển có nhiệm vụ giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu đo lường từ xa của các recloser trong

hệ thống

 Phần mềm SCADA tại Trung tâm điều khiển có kèm theo chức năng lập trình logic, việc thực hiện tự động hóa trong lưới điện mạch vòng để cô lập sự cố và giảm thiểu khu vực bị mất điện trong chế độ sự cố sẽ do phần mềm SCADA điều khiển theo thuật toán lập trình logic cho các recloser Do đó, khi hệ thống có nhu cầu mở rộng thì các recloser mới lắp đặt trong lưới điện có kết nối mạch vòng không cần thiết phải trang

bị tủ điều khiển có chức năng mạch vòng (loop scheme), chỉ cần sử dụng

tủ điều khiển thông thường với hỗ trợ kết nối SCADA

Đánh giá về mặt kỹ thuật thì phương án 2 với phần mềm SCADA tại Trung tâm điều khiển có kèm theo chức năng lập trình logic có ưu điểm hơn Phương án 1 như sau:

 Do phần mềm SCADA linh hoạt trong lập trình có thể đáp ứng được nhiều yêu cầu khác nhau về điều khiển tự động hóa trong lưới điện mà

không bị phụ thuộc vào chức năng tự động hóa của thiết bị recloser trong

hệ thống

 Trong tương lai, việc mở rộng hệ thống chỉ cần đầu tư mua sắm thiết bị recloser với tủ điều khiển thông thường không cần có chức năng Loop scheme nên chi phí đầu tư sẽ rẻ hơn

2.3.3 Phân tích theo tiêu chí kinh tế

Với hai phương án nêu trên, xét trên phương diện tổng giá trị đầu tư với quy mô nhỏ, thiết bị đồng bộ thì phương án 1 sẽ có tổng giá trị đầu tư hiện tại thấp hơn phương

án 2, do tổng giá trị đầu tư recloser phương án 1 cao hơn phương án 2 nhưng không cao hơn chi phí đầu tư phần mềm có chức năng lập trình Logic của phương án 2

Xét với lưới phân phối quy mô lớn, các thiết bị đa dạng về chủng loại thì giá trị đầu tư cho toàn bộ hệ thống theo phương án 2 sẽ có tổng mức thấp hơn phương án 1

do thiết bị recloser với tủ điều khiển thông thường không cần có chức năng Loop scheme có giá rẻ hơn tủ điều khiển có chức năng Loop scheme trong phương án 1

2.3.4 Lựa chọn giải pháp

Theo phân tích như trên, phương án 1 phù hợp với lưới điện phân phối quy mô nhỏ, và có thiết bị trên lưới điện đồng bộ Suất đầu tư tăng cao khi mở rộng hệ thống Việc quản lý theo dõi, thay đổi thông số vận hành sẽ mất nhiều thời gian và khó kiểm soát

Phương án 2 có suất đầu tư ban đầu cao nhưng có thể áp dụng đối với lưới điện phân phối có quy mô lớn, chủng loại thiết bị đa dạng Công tác quản lý vận hành hệ thống thực hiện tập trung bằng tính năng tự động hóa trên phần mềm SCADA nên linh động với sự thay đổi của lưới điện Cùng với đó cán bộ vận hành được tiếp cận được với công nghệ mới từng bước làm chủ công nghệ để áp dụng, khai thác hiệu quả So sánh hai phương án chi tiết như hình 2.9