Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối nhằm nâng cao độ tin cậy lưới điện thành phố hội an
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (5.27 MB, 106 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
------------------------------------
PHAN VĂN HẢI
GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƢỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HỘI AN
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN
Đà Nẵng, Năm 2022
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
------------------------------------
PHAN VĂN HẢI
GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƢỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HỘI AN
Chuyên ngành: Kỹ thuật đi ện
Mã số: 8520201
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Ngƣ
ời hƣớng dẫn khoa học: TS. PHẠM VĂN KIÊN
Đà Nẵng, Năm 2022
i
LỜI CAM ĐOAN
Tơi cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tơi, có trích dẫn một số tài
liệu chuyên ngành và một số tài liệu do các nhà xuất bản ban hành.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai cơng
bố trong bất kỳ cơng trình nào khác.
Tác giả luận văn
Phan Văn Hải
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
ii
TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH
NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GIẢI PHÁP GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HỘI AN
Học viên : Phan Văn Hải
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201
Khóa: 39 Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN
Tóm tắt – Cơng ty Điện lực Quảng Nam đã và đang thực hiện đầu tư các giải pháp về
công nghệ mới, các giải pháp công nghệ tự động ngày càng được chú trọng nhằm mục đích nâng
cao hơn nữa khả năng cấp điện, nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng, góp phần
làm tăng sản lượng điện thương phẩm cho Công ty.
Do đặc điểm phụ tải hiện trạng khu vực thành phố Hội An tập trung nhiều phụ tải dịch vụ
(nhà hàng, khách sạn, khu nghỉ dưỡng cao cấp...) và trong tương lai là Đơ thị Đại học FPT nên
nhu cầu tự động hóa lưới điện rất cao.
Xuất phát từ yêu cầu thực tế đó, việc nghiên cứu giải pháp tự động hóa lưới điện phân
phối nhằm nâng cao độ tin cậy lưới điện thành phố Hội An để nâng cao độ tin cậy cung cấp
điện là rất cần thiết.
Từ khóa: Cơng ty Điện lực Đà Nẵng; tự động hóa lưới điện phân phối; độ tin cậy.
RESEARCH ON THE USE OF SOLUTIONS TO DISTRIBUTION AUTOMATION
SYSTEM (DAS) TO ENHANCE OPERATION RELIABILITY FOR POWER NETWORK
OF HOIAN CITY
Abstract:Quảng Nam Power Company has been investing in solutions to new
technologies for many years. Automatic technology solutions have drawn more and more attention
to aim at enhancing more capacity of power supply, raising the quality of electrical power to
supply customers, and contributing to increase commercial power production for the company.
Because of the fact that the present additional charges of areas in Hoi An City are focusing
on many service additional charges that are being used in restaurants, hotels and luxurious resorts,
etc. and The City of FPT University in the future, the needs of the distribution automation system
are very high.
Originating from this real demand, doing research and building the distribution automation
system in the areas of Tam Ky City to enhance power supply reliablity are very necessary.
Key words: Quang Nam Power Company; distribution automation system; reliablity.
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
iii
MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ...........................................................................................................i
TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH ................................................. ii
MỤC LỤC .................................................................................................................... iii
DANH MỤC CÁC BẢNG............................................................................................vi
DANH MỤC CÁC HÌNH .......................................................................................... vii
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài...................................................................................................1
2. Mục tiêu nghiên cứu .............................................................................................2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ........................................................................2
4. Phương pháp nghiên cứu ......................................................................................2
5. Bố cục ...................................................................................................................2
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ HỆ THỐNG
GIÁM SÁT ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC
QUẢNG NAM ................................................................................................................3
1.1. Tổng quan về lưới điện Quảng Nam ........................................................................3
1.2. Lưới điện thành phố Hội An.....................................................................................4
1.3. Ưu, nhược điểm của lưới điện khu vực thành phố Hội An .....................................4
1.4. Tổng quan về Trung tâm điều khiển và hệ thống SCADA/DMS đi kèm ................4
1.4.1. Phương thức truyền thông ...............................................................................6
1.4.2. Giao thức truyền thông ...................................................................................6
1.4.3. Thiết bị đầu cuối từ xa – RTU (Remote Terminal Unit) ................................7
1.4.4. Thiết bị chính tại Phịng điều khiển trung tâm................................................8
1.4.5. Các phần mềm của hệ thống ...........................................................................8
1.5. Chức năng chính của hệ thống Trung tâm điều khiển ..............................................9
1.6. Kết luận...................................................................................................................11
CHƯƠNG 2. NGHIÊN CỨU, LỰA CHỌN CƠNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HĨA
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ..........................................................................................12
2.1 Các mơ hình tự động hóa lưới điện phân phối ........................................................12
2.1.1. Mơ hình tự động hóa phân tán ......................................................................12
2.1.2. Mơ hình tự động hóa tập trung .....................................................................15
2.2. Phân tích lựa chọn cơng nghệ tự động hóa.............................................................19
2.3. Kết luận...................................................................................................................22
CHƯƠNG 3. ỨNG DỤNG VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THỰC TẾ TẠI
THÀNH PHỐ HỘI AN - THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT
TRÊN LƯỚI VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẦU TƯ ...............................................23
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
iv
3.1. Cơ sở lập phương án ...............................................................................................23
3.2. Mục đích đầu tư ......................................................................................................23
3.3. Hiện trạng lưới điện trung tâm thành phố Hội An .................................................24
3.3.1. Phương thức cấp điện....................................................................................25
3.3.2. Các phụ tải quan trọng ..................................................................................27
3.3.3. Các thiết bị phân đoạn trên xuất tuyến 471E157-476E157: .........................27
3.3.4. Hiện trạng các ĐZ/NR/PĐ liên quan đến phương án đầu tư xây dựng
DASTP Hội An trên 2 xuất tuyến 471E157-476E157: .................................................27
3.4. Định hướng triển khai DAS tại QNaPC .................................................................28
3.5. Phương án đầu tư ....................................................................................................29
3.5.1. Phương án kỹ thuậtchung triển khai DAS ....................................................29
3.5.2. Quy mô phương án đầu tư ............................................................................37
3.6. Tổng hợp khái toán vốn đầu tư dự án triển khai DAS TP Hội An 2021-2022 ......41
3.6.1. Phương án 1: Sử dụng phần mềm DMS600 đã được trang bị tại hệ thống
SCADA/DMS ở TTĐK Quảng Nam.............................................................................41
3.6.2. Phương án 2: Bổ sung hệ thống DAS trên server riêng với phần mềm
riêng và kết nối với hệ thống SCADA hiện hữu thông qua các giao thức trung gian ...42
3.7. Đánh giá hiệu quả dự án đầu tư ..............................................................................42
3.8. Kết luận và các kiến nghị .......................................................................................42
CHƯƠNG 4. TÍNH TỐN, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
CỦA LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HỘI AN SAU KHI THỰC HIỆN TỰ ĐỘNG
HÓA ..............................................................................................................................43
4.1. Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện .................................................................43
4.1.1. Độ tin cậy ......................................................................................................43
4.1.2. Độ tin cậy cung cấp điện ...............................................................................43
4.1.3. Những yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện................................ 44
4.1.4. Thiệt hại ngừng cung cấp điện ......................................................................44
4.1.5. Một số biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ...................................45
4.2. Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy ...............................................................46
4.2.1. Phương pháp đồ thị - giải tích. ......................................................................46
4.2.2. Phương pháp không gian trạng thái ..............................................................48
4.2.3. Phương pháp cây hỏng hóc ...........................................................................49
4.2.4. Phương pháp Monte-Carlo............................................................................49
4.3. Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện ...........................................................................50
4.4. Tính tốn độ tin cậy lưới điện thành phố Hội An...................................................51
4.5. Kết luận...................................................................................................................58
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
v
CHƯƠNG 5. THỰC HIỆN KẾT NỐI PHẦN MỀM DAS VỚI HỆ THỐNG
SCADA HIỆN HỮU TẠI QUẢNG NAM .................................................................59
5.1. Giới thiệu về FLISR trong hệ thống lưới điện phân phối ......................................59
5.1.1. Xác định vị trí sự cố ......................................................................................59
5.1.2. Cơ lập sự cố...................................................................................................60
5.1.3. Khơi phục cung cấp điện...............................................................................60
5.2. Lập trình tại phần mềm MiniSCADA SYS600 ......................................................61
5.2.1. Mục đích .......................................................................................................61
5.2.2. Lập trình CSDL tại phần mềm MiniSCADA SYS600 .................................62
5.2.3. Xây dựng hiển thị tại phần mềm MiniSCADA SYS600 ..............................67
5.3. Lập trình tại phần mềm FLIRS-Suvarlent ..............................................................68
5.3.1 Ngun lí làm việc ........................................................................................68
5.4. Q trình thử nghiệm và kết quả đạt được .............................................................72
5.4.1. Thử nghiệm lần 1: tạo sự cố nhảy MC 471E157 ..........................................72
5.4.2. Thử nghiệm lần 2: tạo sự cố nhảy MC Bệnh Viện Hội An ..........................79
5.4.3. Thử nghiệm lần 2: tạo sự cố nhảy MC Kim Đồng .......................................85
5.5. Kết luận...................................................................................................................85
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .....................................................................................86
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (Bản sao)
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
vi
DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu
bảng
Tên bảng
Trang
3.1.
Bổ sung phần mềm ứng dụng DAS tại TTĐK Quảng Nam
37
3.2.
Bổ sung phần cứng tại TTĐK Quảng Nam
38
4.1a.
Bảng các số liệu tính tốn độ tin cậy (khi khơng có tự động hóa)
52
4.1b.
Bảng tính tốn chỉ tiêu SAIDI khi khơng có tự động hóa
53
4.1c .
Bảng tính tốn chỉ tiêu SAIFI khi khơng có tự động hóa
54
4.2a.
Bảng các số liệu tính tốn độ tin cậy (khi có tự động hóa DAS)
55
4.2b.
Bảng tính tốn chỉ tiêu SAIDI khi có tự động hóa DAS
56
4.2c.
Bảng tính tốn chỉ tiêu SAIFI khi có tự động hóa DAS
57
4.3.
Bảng so sánh SAIDI, SAIFI trước và sau khi thực hiện tự động
hóa
58
5.1.
CSDL của các thiết bị đóng cắt
64
5.2.
CSDL của các tín hiệu Trip của các thiết bị đóng cắt
65
5.3.
CSDL của các tín hiệu pick up của các thiết bị đóng cắt
65
5.4.
CSDL của các giá trị đo lường hệ thống
66
5.5.
Bảng mô tả các trường hợp vận hành
68
5.6.
Tóm tắt trạng thái của các thiết bị trên xuất tuyến xảy ra sự cố
trường hợp a
69
5.7.
Tóm tắt trạng thái của các thiết bị trên xuất tuyến khi xảy ra sự
cố trường hợp b
70
5.8.
Tóm tắt trạng thái của các thiết bị trên xuất tuyến khi xảy ra sự
cố trường hợp c
71
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
vii
DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
Tên hình
hình
Trang
1.1.
Cấu trúc hệ thống SCADA/DMS tại OCC Quảng Nam
5
1.2.
Phương thức truyền thông tại QNaPC
6
1.3.
Thiết bị đầu cuối RTU
7
1.4.
Phần mềm MicroSCADA Pro SYS600
9
1.5.
Phần mềm MicroSCADA Pro DMS600
9
1.6.
Giao diện thao tác thiết bị trên MicroSCADA SYS600
10
2.1.
Mơ hình tự động hóa phân tán
12
2.2.
Sơ đồ cài đặt thời gian cho các Recloser vận hành Loop Scheme
14
2.3.
Mơ hình tự động hóa Self-healing
14
2.4.
Kiến trúc hệ thống DAS của lưới điện trung thế
17
3.1.
Sơ đồ lưới điện trung tâm thành phố Hội An
24
3.2.
Công cụ FLIR trên phần mềm DMS600 4.5
30
3.3.
Cấu trúc hệ thống SCADA/DMS sau khi bổ sung các phần cứng
cho ứng dụng DAS
31
3.4.
Phương án kết nối dữ liệu hệ thống DAS với hệ thống SCADA
hiện hữu
32
3.5.
Mơ hình giải pháp mạng cáp quang MetroNet
35
3.6.
Mơ hình kết nối thiết bị đóng cắt trung thế sử dụng giải pháp
kênh Metronet
39
3.7.
Sơ đồ dự kiến vùng DAS triển khai
41
4.1.
Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp
47
4.2.
Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song.
47
4.3.
Sơ đồ độ tin cậy các phần tử hỗn hợp
48
5.1.
Lưu đồ thuật tốn xác định vị trí sự cố
59
5.2.
Lưu đồ thuật tốn cơ lập sự cố
60
5.3.
Thuật tốn khơi phục cung cấp điện
61
5.4.
Đăng nhập vào hệ thống MicroSCADA
62
5.5.
Công cụ Object Navigator
62
5.6.
Các đối tượng trong MicroSCADA SYS600
63
5.7.
Hộp thoại khởi tạo đối tượng
63
5.8.
Các đối tượng của một ngăn xuất tuyến được tạo
64
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
viii
Số hiệu
Tên hình
hình
Trang
5.9.
Xuất tuyến 471 – 476 Hội An ở trình hiển thị quá trình
67
5.10.
Command procedure
68
5.11.
Sự cố giữa máy cắt 471 E157 và Recloser Bệnh Viện Hội An
69
5.12.
Sự cố nằm giữa Recloser Bệnh Viện Hội An và Recloser Bưu Điện
70
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Hiện nay, lưới điện thành phố Hội An đang vận hành ở chế độ mạch kín vận
hành hở. Khi có sự cố xảy ra trên lưới điện, phải mất một thời gian để nhân viên vận
hành thực hiện thao tác cô lập điểm sự cố, thay đổi kết lưới chuyển tải cấp điện trở lại
cho khách hàng.
Việc này dẫn đến một số lượng khách hàng sẽ bị gián đoạn cung cấp điện trong
thời gian thao tác. Về phía Cơng ty Điện lực, các thiệt hại có thể định lượng được bao
gồm: phải mất chi phí thơng báo ngừng giảm cung cấp điện khách hàng, giảm độ tin
cậy cung cấp điện lưới điện, mất một phần sản lượng do mất điện. Các thiệt hại không
lượng hố được bao gồm: ảnh hưởng đến sự hài lịng của khách hàng, bất lợi đến kinh
doanh và phản ứng của dư luận xã hội gây sụt giảm uy tín của Công ty.
Công ty Điện lực Quảng Nam đã và đang thực hiện đầu tư các giải pháp về công
nghệ mới, các giải pháp công nghệ tự động ngày càng được chú trọng nhằm mục đích
nâng cao hơn nữa khả năng cấp điện, nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho
khách hàng, góp phần làm tăng sản lượng điện thương phẩm cho Công ty.
Do đặc điểm phụ tải hiện trạng khu vực thành phố Hội An tập trung nhiều phụ tải
dịch vụ (nhà hàng, khách sạn, khu nghỉ dưỡng cao cấp...) và trong tương lai là Đô thị
Đại học FPT nên nhu cầu tự động hóa lưới điện rất cao.
Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện trong thời gian đến và thực hiện đúng lộ
trình lưới điện thơng minh theo đề án đã được Chính phủ phê duyệt, trong đó có việc
triển khai nghiên cứu và xây dựng đưa vào vận hành chương trình tự động hóa lưới
điện phân phối (Distribution Automation System - DAS). Dự án DAS đi vào hoạt
động đáp ứng những tính năng hữu ích như: nhanh chóng phát hiện, cơ lập sự cố và
khôi phục cung cấp điện nhằm giảm thiểu tối đa ảnh hưởng của sự cố; giảm áp lực
công việc cho người điều hành (trưởng kíp, điều độ viên) hệ thống điện khi lưới điện
càng ngày mở rộng, đồng thời nâng cao năng suất lao động, nâng cao chất lượng dịch
vụ khách hàng.
Hiện nay xuất tuyến 471E157 và 476E157 là 2 xuất tuyến cấp điện các phụ tải
quan trọng khu vực trung tâm hành chính thành phố Hội An. Tác giả đã khảo sát, thiết
kế tự động hóa lưới điện thành phố Hội An, đề xuất giải pháp sử dụng phần mềm
Survalant mở rộng cho các thiết bị đóng cắt như: Recloser, LBS, RMU,... Sau khi triển
khai thi công, lắp đặt và vận hành thành công cho hệ thống DAS của Hội An, tiếp tục
lên kế hoạch và thực hiện DAS cho các khu vực thành phố/thị xã/trung tâm huyện còn
lại, trên phạm vi toàn tỉnh Quảng Nam.
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
2
Xuất phát từ yêu cầu thực tế đó, việc nghiên cứu giải pháp tự động hóa lưới điện
phân phối nhằm nâng cao độ tin cậy lưới điện thành phố Hội An để nâng cao độ tin
cậy cung cấp điện là rất cần thiết.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Xây dựng hệ thống Giám sát và điều khiển tự động các thiết bị đóng cắt trên lưới
điện trung áp thành phố Hội An nhằm mục đích:
- Rút ngắn thời gian thao tác thiết bị, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
- Nâng cao năng suất lao động, rút ngắn thời gian xử lý sự cố.
- Tự làm chủ được công nghệ.
- Từ mơ hình thành phố Hội An, áp dụng chothành phố/thị xã/trung tâm huyện
cịn lại, trên phạm vi tồn tỉnh Quảng Nam.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Nghiên Nghiên cứu và xây dựng hệ thống giám sát và điều khiển lưới điện
phân phối thành phố Hội An.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Nghiên cứu, phân tích các tài liệu, sách báo viết về phần mềm Scada.
- Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu, xây dựng cơ sở dữ liệu, khảo sát thiết kế
và lắp đặt các thiết bị đóng cắt ứng dụng vào thực tế cho lưới điện trung áp thành phố
Hội An, đánh giá hiệu quả đầu tư và mô phỏng giao diện hệ thống giám sát và điều
khiển các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp thành phố Hội An bằng phần mềm
của hãng Survalent.
5. Bố cục
Mở đầu
Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối và hệ thống giám sát điều khiển
lưới điện thuộc Công ty Điện lực Quảng Nam
Chương 2: Nghiên cứu, lựa chọn cơng nghệ tự động hóa lưới điện phân phối
Chương 3: Ứng dụng vào lưới điện trung áp thực tế tại thành phố Hội An - thiết
kế, lắp đặt các thiết bị đóng cắt trên lưới và đánh giá hiệu quả đầu tư
Chương 4: Tính tốn, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện thành phố
hội an sau khi thực hiện tự động hóa
Chương 5: Thực hiện kết nối phần mềm das với hệ thống scada hiện hữu tại
Quảng Nam
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
3
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT
ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG NAM
1.1. Tổng quan về lưới điện Quảng Nam
Tỉnh Quảng Nam nhận điện từ Trạm biến áp 500kV Đà Nẵng (E51), 220kV
Tam Kỳ, 220kV Thạnh Mỹ qua 11 trạm biến áp 110kV (Kỳ Hà, Tam Anh, Tam Kỳ,
Tam Thăng, Thăng Bình, Thăng Bình 2, Duy Xuyên, Điện Nam Điện Ngọc, Hội An,
Điện Bàn, Đại Lộc) với tổng công suất đặt là 937 MVA, 69 xuất tuyến 22kV phân bố
trải đều trên địa bàn.
Trạm 110kV Kỳ Hà (E154) cấp điện các phụ tải 22kV khu vực huyện Núi
Thành và Khu công nghiệp Bắc Chu Lai.
Trạm 110kV Tam Kỳ (E15) kết lưới 35kV các NMTĐ Trà Linh (H21), Tà Vi
(H22); kết lưới 22kV NMTĐ Phú Ninh (H4), Trà My (H5) cấp điện các phụ tải 22kV
TP.Tam Kỳ, một phần huyện Phú Ninh, một phần huyện Tiên Phước; cấp điện 35kV
các TTG Tiên Phước (T42), Nước Xa (T44), Takpor (T45), Bắc Trà My (T46).
Trạm 220kV Tam Kỳ (ETK) cấp điện cho phụ tải 22kV khu vực huyện Phú
Ninh.
Trạm 110kV Tam Thăng (ETT) cấp điện cho phụ tải 22kV khu vực xã Tam
Thăng và Cụm công nghiệp Tam Thăng TP Tam Kỳ.
Trạm 110kV Thăng Bình (E152) kết lưới 22kV NMTĐ ĐăkSa (H61) cấp điện
các phụ tải 22kV khu vực huyện Thăng Bình, CCN Hà Lam – Chợ Được; cấp điện
35kV các TTG Hiệp Đức (T62), Khâm Đức (T64).
Trạm 110kV Thăng Bình 2 (ETB2) cấp điện cho phụ tải 22kV khu vực phía
Đơng huyện Thăng Bình, các xã Duy Hải, Duy Nghĩa huyện Du Xuyên, CCN Đông
Quế Sơn, xã Hương An, Quế Phú huyện Quế Sơn, khu nghỉ dưỡng Nam Hội An, Khu
VinPerl.
Trạm 110kV Duy Xuyên (E158) kết lưới 22kV NMTĐ Duy Sơn (H3) cấp điện
cho NM Tinh bột sắn xã Quế Xuân 1, 2 huyện Quế Sơn; cấp điện cho phụ tải 22kV
khu vực huyện Duy Xuyên, ba xã Gò Nổi thị xã Điện Bàn; cấp điện 35kV TTG Quế
Sơn (T61).
Trạm 110kV Điện Bàn (E159) cấp điện phụ tải 22kV khu vực huyện Điện Bàn,
CCN Trảng Nhật, CCN Cẩm Sơn thị xã Điện Bàn.
Trạm 110kV Điện Nam - Điện Ngọc (E153) cấp điện các phụ tải 22kV khu
công nghiệp Điện Nam - Điện Ngọc và các xã khu vực phía Bắc thị xã Điện Bàn.
Trạm 110kV Hội An (E157) cấp điện các phụ tải TP Hội An, thị trấn Vĩnh Điện
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
4
và các xã khu vực phía Nam thị xã Điện Bàn.
Trạm 110kV Đại Lộc (E155) kết lưới 35kV NMTĐ Khe Diên (H9) và An Điềm
2 (H2); 22kV NMTĐ Đại Đồng (H7), Sông cùng (H71) cấp điện cho các phụ tải 22kV
khu vực huyện Đại Lộc; cấp điện 35kV các TTG Duy Hồ (T91), Quế Trung (T94),
Nơng Sơn (T96); cấp điện NM gạch Prime qua XT 374E155, cấp điện NM Groz
Beckert qua XT 376E155.
Trạm 110kV Tam Anh (ETA) cấp điện các xã khu vực phía Bắc Núi Thành và
các xã Tam Thạnh Tam Hòa, Tam Sơn, Tam Hảỉ huyện Núi Thành.
Trạm 220kV Thạnh Mỹ (E58) kết lưới 35kV NMTĐ An Điềm (H1), Đắk Pring
(H8); kết lưới 22kV NMTĐ A Vương 3 (H74), cấp điện cho các phụ tải 22kV khu vực
huyện Nam Giang và huyện Đắc Chưng tỉnh SêKông-Lào; cấp điện 35kV các TTG A
Sờ (T75), Hiên (T74).
Trạm 110kV Đại Đồng kết lưới 22kV các NMTĐ Đại Đồng (H7), Sông Cùng
(H71) cấp điện phụ tải 22kV các xã Đại Đồng, Đại Sơn, Đại Lãnh, Đại Hưng huyện
Đại Lộc và xã Cà Dăng huyện Đông Giang.
1.2. Lưới điện thành phố Hội An
Lưới điện khu vực thành phố Hội An nhận điện từ trạm biến áp 110kV Hội An.
Các ngăn xuất tuyến cung cấp điện cho khu vực thành phố Hội An gồm: 471, 472,
473, 475, 476, 477, 478, 480 từ trạm 110kV Hội An. Cung cấp điện cho toàn bộ thành
phố Hội An. Tổng công suất lắp đặt trạm 2x40 MW với khoảng 25000 khách hàng.
Các phụ tải chủ yếu là các doanh nghiệp dịch vụ du lịch, khách sạn, các khu dân cư,
các đơn vị hành chính, bệnh viện,…
1.3. Ưu, nhược điểm của lưới điện khu vực thành phố Hội An
Ưu điểm của lưới điện thành phố Hội An:
Lưới mới xây dựng, sử dụng các thiết bị có cơng nghệ mới (recloser, RMU,
LBS…) nên độ tin cậy cao, tổn thất thấp.
Các đường dây ở cấp 22kV liên lạc được với nhau giúp nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện.
Nhược điểm của lưới điện thành phố Hội An:
Độ tin cậy của lưới điện phân phối chưa cao.
1.4. Tổng quan về Trung tâm điều khiển và hệ thống SCADA/DMS đi kèm
Hệ thống SCADA/DMS tại Công ty Điện lực Quảng Nam (QNaPC) được Tổng
công ty đầu tư và nghiệm thu chính thức đưa vào vận hành 5/2018. Hệ thống được
triển khai trên phạm vi tồn địa bàn tỉnh Quảng Nam, sử dụng cơng nghệ phần mềm
SCADA/DMS của hãng ABB Oy - Phần Lan (nay là Hitachi ABB). Đến nay, hệ thống
đã kết nối toàn bộ các trạm biến áp, các thiết bị thuộc quyền quản lý, vận hành và điều
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
5
khiển với khối lượng bao gồm:
+Trung tâm điều khiển đặt tại Phịng Điều độ - Cơng ty Điện lực Quảng Nam thành phố Tam Kỳ - tỉnh Quảng Nam;
+Số lượng datapoint: 52.000 point;
+Kết nối SCADA và vận hành hành 13 TBA 110kV KNT với 85 xuất tuyến và
19 MBA, 02 trạm 220kV với 08 xuất tuyến và 09 TTG 35kV với 20 xuất tuyến;
+Kết nối 271 TBPĐ gồm: 127 Recloser, 134 LBS và 10 tủ RMU;
+Kết nối với 07 NMTĐ.
Với mơ hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS tại TTĐK Quảng Nam như sau:
Hình 1.1. Cấu trúc hệ thống SCADA/DMS tại OCC Quảng Nam
Năm 2018, sau khi các nhà thầu thực hiện phần dự án miniSCADA (04 TBA
110kV phần trung thế, 09 TTG 35kV, 38 TBPĐ) và dự án mở rộng kết nối xa lưới
điện 110kV tỉnh Quảng Nam (06 TBA 110kV chuyển KNT gồm: Tam Kỳ, Hội An,
Thăng Bình, Duy Xuyên, Kỳ Hà và Điện Bàn), QNaPC đã tiếp tục thực hiện kết nối
mới với thêm: 08 trạm 110kV là Tam Thăng, Thăng Bình 2, Tam Anh, Đại Đồng, Đại
Lộc, Điện Nam-Điện Ngọc, Phước Sơn, Khe Diên (khơng tính Gateway ngăn 174
NMTĐ Đakmi 4B), 02 TTG 35kV (Tắk Po và NCS Duy Hòa T91), gần 250 TBPĐ và
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
6
07 NMTĐ;
1.4.1. Phương thức truyền thông
Hệ thống SCADA sử dụng các phương thức truyền thông sau:
- Phương thức truyền thông hữu tuyến: phương thức này được sử dụng cho các
trạm 220kV, 110KV. Trên cơ sở chia sẽ mạng cáp quang của Viettel và FPT, các thiết
bị truyền dẫn quang (OLTE) loại STM1, ghép kênh (PCM) của Công ty.
- Phương thức truyền thông vô tuyến: Phương thức này được sử dụng cho các
điểm nút Recloser, LBS và các các trạm trung gian 35 kV trên lưới điện (hệ thống
mạng 3G/4G).
+ Hệ thống 3G/4G sử dụng dịch vụ 3G/4G Office Wan của nhà cung cấp dịch
vụ di động với IP tỉnh được cấp cho các điểm đầu cuối. Thiết lập kênh VPN với cơ chế
bảo mật OpenVPN từ các modem đầu cuối đến thiết bị Router tại Phịng Điều Độ.
Hình 1.2. Phương thức truyền thông tại QNaPC
1.4.2. Giao thức truyền thông
- Giao thức truyền thông từ các thiết bị đầu cuối (RTU) đến hệ thống SCADA
được sử dụng là IEC 60870-5-104 (IEC 104).
- Tại các TBA giao thức DNP3 hoặc Modbus RTU Master được sử dụng để thu
thập tín hiệu trạng thái, các giá trị đo lường của các máy cắt, recloser, các tín hiệu này
được được RTU biên dịch thành giao thức IEC104 để chuyển đến hệ thống SCADA.
- Ngoài ra các RTU đều hỗ trợ giao thức IEC 60870-5-104. Giao thức IEC104
là phần mở rộng của giao thức IEC 101 với một số thay đổi trong các dịch vụ truyền
thông (lớp vật lý - physical layer và lớp liên kết - link layer). IEC104 chạy trên nền
tảng giao thức TCP/IP kết nối vào mạng LAN với bộ định tuyến (Router) và các thiết
bị mạng khác nhau (ISDN, X.25, Frame Rơ-le..), đồng thời có thể được sử dụng để kết
nối với mạng WAN (Wide Area mạng). Lớp ứng dụng (application layer) của giao
thức IEC104 được định nghĩa giống IEC 101 với các ứng dụng lớn hơn do băng thông
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
7
truyền dẫn được đảm bảo. Phương thức truyền dữ liệu qua mạng Ethernet có thể sử
dụng theo hình thức (Point-to-Point) hoặc (Point to MultiPoint), địa chỉ các đối tượng
được xác định theo địa chỉ mạng (Ip) của các thiết bị đầu cuối. Với các đặc điểm trên,
giao thức IEC104 dễ dàng được triển khai cho các giải pháp truyền thông SCADA của
lưới điện phân phối, trên cơ sở hạ tầng Internet công cộng với cơ chế bảo mật hiệu
quả.
- Các recloser thế hệ mới (ADVC2 – Schneider, NOJA), LBS (FTU-P200) cũng
đã hỗ trợ đồng thời hai giao thức truyền thông IEC101/104, đây là điều kiện thuận lợi
cho các giải pháp kết nối truyền thông mở rộng các điểm Recloser trên lưới.
1.4.3. Thiết bị đầu cuối từ xa – RTU (Remote Terminal Unit)
- Tại các trạm TG 35/22kV, hệ thống SCADA sử dụng RTU loại
RTU560CMU04 của ABB kết hợp với các card mở rộng (Binary Input, Binary
Output). Đây là giải pháp RTU tập trung phù hợp với các TBA có hệ thống điều khiển
bảo vệ chưa tích hợp, thiết bị của nhiều hãng khác nhau.
- Đối với các Recloser, LBS hỗ trợ giao thức truyền thông IEC 60870-5101/104, hệ thống SCADA thực hiện phương thức kết nối trực tiếp qua cổng truyền
thơng của thiết bị, khơng qua RTU trung gian.
Mơ hình kết nối RTU với hệ thống SCADA được thể hiện theo hình 3.
Hình 1.3. Thiết bị đầu cuối RTU
RTU thu thập các tín hiệu từcác tủ RMU, các thiết bị TBA, thiết bị IED bằng
mạch nhị thứ hoặc giao thức truyền thông. RTU được thiết lập mạng nội bộ từ Modem
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
8
3G được kết nối với thẳng về trung tâm điều khiển và giao tiếp với hệ thống SCADA
qua giao thức IEC-104.
1.4.4. Thiết bị chính tại Phịng điều khiển trung tâm
Hệ thống máy tính, thiết bị truyền thơng và thiết bị mạng:
- Thiết bị truyền thơng: PCM, Hit 7025.
- Máy tính tiền xử lý (FrontEnd Computer): FE1, FE2
- Server chính của hệ thống chạy ở chế độ Hot-Standby: SYS1, SYS2
- Server lưu trữ dữ liệu quá khứ (History Server): HIS1
- Máy tính quản trị (Administrator Computer): WSA1
- Máy tính cho điều độ viên vận hành: WS1, WS2, WS3.
- Máy tính kèm theo hệ thống phóng hình (Projecter)
- Thiết bị M2M Gateway: thiết lập VPN tunels cho các nodes IEC104
- Thiết bị đồng bộ thời gian (GPS clock): GPS
- Thiết bị cảnh báo sự cố (SACO): ALARM
- Hệ thống máy in laser A4, A3 và A3 màu
- Hệ thống mạng LAN vòng với 02 Switch: SW1, SW2.
Hệ thống nguồn Backup:
- Nguồn hệ thống SCADA được thiết kế có dự phịng, tồn bộ thiết bị hệ thống
sử dụng qua 02 dàn UPS (2x15 kVA) kết hợp với máy phát dự phòng 20 kVA có chức
năng ATS trong vịng từ 5-30 phút.
- Hệ thống tủ phân phối (distribution board - MDB, DB1, DB2): được thiết kế
với các CB riêng biệt cho từng thiết bị trong hệ thống, và được giám sát chung qua hệ
thống SCADA.
1.4.5. Các phần mềm của hệ thống
- Hệ thống SCADA sử dụng phần mềm của ABB, phần mềm được cài đặt trên
các SYS Server và máy tính FE, hỗ trợ biên dịch tất cả các tiêu chuẩn truyền thông
công nghiệp hiện có. Phần mềm thực hiện nhiệm vụ thu thập và trao đổi dữ liệu với
các RTU/GateWay. Trạng thái thiết bị, các giá trị đo lường đều được thể hiện dưới
giao diện đồ hoạ giúp người vận hành dễ dàng thao tác với thiết bị, đồng thời tất cả
thông tin sự kiện từ thiết bị đến hệ thống đều được đồng bộ theo đồng hồ chuẩn GPS
và được lưu trữ theo trình tự thời gian.
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
9
Hình 1.4. Phần mềm MicroSCADA Pro SYS600
- Chương trình quản lý lưới điện phân phối (DMS600) với hệ thống cơ sở dữ
liệu SQL Server liên kết với dữ liệu của SCADA theo phương thức OPC (OLE for
process control). Trong đó toàn bộ dữ liệu lưới điện được thể hiện dưới dạng bản đồ
địa lý (GIS). Trên cơ sở dữ liệu thu thập từ SCADA kết hợp với dữ liệu tĩnh được
nhập vào chương trình thực hiện các tính tốn phân tích chế độ làm việc của lưới như:
tính tốn trào lưu cơng suất, tính tốn điểm mở tối ưu, tính toán ngắn mạch, định vị sự
cố, dự báo phụ tải, lập kế hoạch vận hành.
Hình 1.5. Phần mềm MicroSCADA Pro DMS600
1.5. Chức năng chính của hệ thống Trung tâm điều khiển
*Điều khiển:
- Thao tác toàn bộ các thiết bị nhất thứ từ xa:
+ Điều khiển máy cắt.
+ Điều khiển dao cách ly.
+ Điều khiển recloser, LBS.
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
10
+ Điều khiển máy biến áp: chuyển nấc phân áp MBA, bật tắt các nhóm quạt
làm mát.
+ Điều khiển hệ thống tự dùng, chiếu sáng.
- Thao tác các thiết bị nhị thứ bên trong trạm:
+ Tái lập (reset) rơle từ xa.
+ Điều khiển bật/tắt các chức năng bảo vệ, chuyển nhóm bảo vệ.
Hình 1.6. Giao diện thao tác thiết bị trên MicroSCADA SYS600
*Giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái, cảnh báo
- Đối với máy cắt và dao cách ly:
+ Trạng thái Đóng/Cắt của MC.
+ Trạng thái DCL.
+ Trạng thái dao tiếp địa.
+ Các tín hiệu MC cảnh báo/tác động.
+ Cảnh báo khí SF6.
+ Trạng thái tại chỗ/từ xa (Local/Remote).
+ Giám sát cuộn cắt của MC.
+ Trạng thái các Aptomat…
- Đối với recloser, LBS:
+ Trạng thái Đóng/Cắt của recloser, LBS.
- Đối với các Aptomat:
+ Giám sát trạng thái cầu dao.
+ Cảnh báo cầu dao khơng bình thường.
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
11
- Đối với máy biến áp giám sát các trạng thái như:
+ Nhiệt độ cuộn dây.
+ Nhiệt độ dầu.
+ Nấc phân áp.
+ Chế độ làm việc của bộ điều áp dưới tải (Auto/Manual).
+ Chế độ làm việc của quạt làm mát (Auto/Manual).
+ Trạng thái điều khiển bộ điều áp dưới tải (Local/Remote)..
+ Trạng thái điều khiển quạt làm mát (Local/Remote).
+ Bảo vệ rơle tác động/cảnh báo.
- Đối với hệ thống bảo vệ:
+ Trạng thái của các đèn tín hiệu bảo vệ.
+ Trạng thái của tồn bộ các tín hiệu Input/Output bảo vệ.
+ Trạng thái của các chức năng bảo vệ.
+ Cảnh báo cháy nổ trong TBA.
*Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường từ rơle, BCU:
- Dòng điện 3 pha, dịng trung tính.
- Điện áp 3 pha.
- Cơng suất tác dụng.
- Công suất phản kháng.
- Hệ số công suất …
*Giám sát hình ảnh, bảo vệ, chống cháy nổ.
1.6. Kết luận
Công ty Điện lực Quảng Nam đã và đang thực hiện đầu tư các giải pháp về
công nghệ mới, các giải pháp công nghệ tự động ngày càng được chú trọng nhằm mục
đích nâng cao hơn nữa khả năng cấp điện, nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho
khách hàng, góp phần làm tăng sản lượng điện thương phẩm cho Công ty.
Do đặc điểm phụ tải hiện trạng khu vực thành phố Hội An tập trung nhiều phụ
tải dịch vụ (nhà hàng, khách sạn, khu nghỉ dưỡng cao cấp v.v) nên nhu cầu tự động
hóa lưới điện rất cao.
Xuất phát từ yêu cầu thực tế đó, việc nghiên cứu, xây dựng hệ thống tự động
hóa lưới điện phân phối trên địa bàn thành phố Hội An để nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện là rất cần thiết.
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
12
CHƯƠNG 2
NGHIÊN CỨU, LỰA CHỌN CƠNG NGHỆ TỰ ĐỘNG HĨA
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1 Các mơ hình tự động hóa lưới điện phân phối
Các mơ hình tự động hóa lưới điện phân phối được xây dựng dựa trên nguyên
lý chẩn đoán và phản ứng một cách tự động với những sự cố của các phần tử trong hệ
thống điện với mục đích cuối cùng là nhằm nâng cao độ tin cậy lưới điện và sử dụng
điện hiệu quả nhất.
Qua quá trình tìm hiểu các mơ hình tự động hóa của các quốc gia trên thế giới
cũng như kết quả khảo sát hiện trạng tự động hóa của các Tổng cơng ty phân phối trực
thuộc EVN, hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối được chia thành 2 loại chính là
“Mơ hình tự động hóa phân tán” và “Mơ hình tự động hóa tập trung”.
2.1.1. Mơ hình tự động hóa phân tán
Để đơn giản, ta khảo sát mơ hình tự động hóa phân tán với cấu trúc là 01 mạch
vịng bao gồm các thành phần sau: nguồn cung cấp, Recloser phân đoạn
(Sectionalizing), Recloser trung điểm (Midpoint), Recloser chuyển nguồn (liên kết/Tie
point) như Hình 2.1 dưới đây:
HÌnh 2.1. Mơ hình tự động hóa phân tán
Hai phát tuyến trung thế ưu tiên được cấp nguồn từ 02 trạm 110 kV khác nhau,
các ngăn trung thế này được lắp đặt các Relay bảo vệ quá dòng cũng như các giá trị đo
lường phục vụ cho công tác vận hành.
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
13
Các Recloser phân đoạn hoạt động ở chế độ thường đóng và bảo vệ tuyến dây
phía sau nó về phía Recloser trung điểm hoặc phát hiện mất điện áp từ phía đầu nguồn.
Các Recloser phân đoạn thường là thiết bị bảo vệ đầu tiên trên đường dây phân phối
bên ngoài trạm biến áp. Các nguồn trung thế từ các trạmbiến áp thường khơng bao
gồm trong hệ thống logic chương trình vịng lặp; nóchỉ là nhằm cung cấp điện cho hệ
thống điều khiển đối với mạch vòng này. Tất cả các hệ thống điều khiển vòng lặp giả
định tối thiểu lấy điện từ hai nguồn.
Các Recloser trung điểm cũng hoạt động ở chế độ thường đóng. Tuy nhiên,
khơng giống như Recloser phân đoạn, nó khơng mở khi phát hiện mất điện áp. Thay
vào đó, nó hỗ trợ kiểm sốt vịng lặp bằng cách tự động thay đổi các thiết lập IED phù
hợp với điều kiện thay đổi điện áp. Cụ thể, khi bị mất áp, sau 01 thời gian cài đặt
trước, nó sẽ chuyển sang nhóm cài đặt thay thế (nhóm cài đặt bảo vệ được phối hợp
với nguồn cung cấp cịn lại dã được tính tốn trước) đểchuẩn bị cho điều kiện đóng
theo nguồn cung cấp ngược lại và chuyển sang chếđộ khơng tự động. Hoặc nó sẽ mở
ra trong trường hợp có sự cố giữa nó và Recloser phân đoạn.
Recloser chuyển nguồn hoạt động ở chế độ thường mở khác với các Recloser
phân đoạn và Recloser trung điểm. Recloser chuyển nguồn thường đóng khi 01 nguồn
bị mất và 01 nguồn cịn hoạt động. Hoặc nó hoạt động ở chếđộ đóng khi 01 vùng sự cố
giữa các Recloser phân đoạn và Recloser trung điểm.
Tùy theo thiết bị và công nghệ, mơ hình tự động hóa phân tán có thể đượcchia
làm 02 mơ hình con: Loop-scheme (khơng trang bị truyền thơng) và mơ hình Selfhealing (có truyền thơng giữa các thiết bị).
Mơ hình tự vận hành (Loop-scheme):
+ Chức năng Loop-scheme là một chức năng sẵn có của các thiết bịRecloser.
Dựa vào các cảm biến điện áp, dịng điện và chiều cơng suất, khi có sự cố tại một điểm
trên lưới điện liên kết vịng, các Recloser sẽ cơ lập vùng sự cố và tự động khôi phục
cấp điện cho các phụ tải nằm ngoài phạm vi ảnh hưởng của sự cố. Quá trình trên được
thực hiện một cách tự động dựa trên thuật toán logic phối hợp thời gian đơn giản, các
thiết bị hồn tồn khơng có kết nối truyền thơng.
Các u cầu cần thiết để thiết lập mơ hình tự động hóa Loop Automation: (i)
Lưới điện phải có kết cấu mạch vòng, 02 nguồn cung cấp; (ii) Recloser với sốlượng từ
02 đến 03 thiết bị và có chức năng Loop Automation; (iii) Biến điện áp: mỗi vị trí phải
có ít nhất 01 biến điện áp. Đối với các Recloser không có cảm biến điện áp thì phải lắp
bổ sung 01 biến điện áp phía nguồn; (iv) khơng cần giải pháp truyền thơng và phần
mềm tự động hóa.
Mơ hình Loop-scheme hoạt động dựa trên các tín hiệu “Mất áp – Voltage dead”
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
14
và bộ Timer thời gian định trước tương ứng cho từng vị trí của Recloser theo thứ tự t0
< t1 < t2 < t3.
Hình 2.2. Sơ đồ cài đặt thời gian cho các Recloser vận hành Loop Scheme
Mơ hình tự động hóa trên sẽ xác định và cơ lập vị trí sự cố, cấu hình lại lưới
điện cho mọi loại sự cố ở tất cả các vị trí trong mạch vịng một cách tự độngmà khơng
cần can thiệp của người vận hành. Tuy nhiên, vẫn xảy ra trường hợp đóng vào vị trí sự
cố nếu sự cố giữa Recloser Sectionalizing và Recloser Mid-point cũng như yêu cầu
phải lắp bổ sung thêm các bộ cảm biến áp.
Mơ hình tự động hóa Self-healing:
+Để hạn chế việc đóng vào vị trí sự cố của mơ hình Loop Automation, mơ hình
Tự vận hành “Self-healing” được đề xuất thay thế khi có kết hợp truyền thông và các
giao thức ngang hàng, cũng như không cần các cảm biến đo lường điện áp của từng
Recloser. Các Recloser và FEEDER đầu nguồn có thể trao đổi thơng tin ngang hàng
(peer to peer) lẫn nhau thông qua giao thức IEC 61850 với kỹ thuật Goose message
hoặc giao thức Modbus TCP. Mơ hình tự động hóa Self-healing được minh họa bởi
hình sau đây:
Hình 2.3. Mơ hình tự động hóa Self-healing
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
15
+ Các yêu cầu cần thiết để thiết lập mô hình tự động hóa Self-healing như sau:
(i) lưới điện phải có kết cấu mạch vịng; (ii) Recloser với số lượng từ 05Recloser có
chức năng Loop Automation hoặc chức năng lập trình PLC (Program Logic Control)
và giao thức IEC 61850 hoặc Modbus TCP; (iii) truyền thơng (3G/cáp quang…). Do
các Recloser có thể trao đổi tín hiệu trạng thái “Lockout”, “OPEN” từ các Recloser
khác thông qua giao thức IEC 61850 với kỹthuật Goose message, các tín hiệu này
dùng để khởi tạo các bộ logic đã được cài đặt sẵn trong Recloser.
2.1.2. Mô hình tự động hóa tập trung
Như đã phân tích ở trên, mơ hình tự động hóa phân tán mặc dù có kiến trúc đơn
giản, dễ triển khai; tuy vậy vẫn còn nhiều hạn chế (chỉ phù hợp với lưới điện quy mô
nhỏ, số lượng thiết bị cố định, vận hành theo một phương thức, thiếu đi tính linh hoạt
cần có khi kết cấu lưới điện thay đổi).
Trong bối cảnh hiện nay, hầu hết các Công ty điện lực đều trang bị hệthống
SCADA để kết nối tín hiệu từ các TBA 220/110 kV cũng như các thiết bị đóng cắt trên
lưới trung thế. Do đó đề xuất mơ hình tự động hóa tậptrung theo các cấp độ 1 (MiniSCADA), cấp độ 2 (DAS – Distribution Automation System), cấp độ 3 (DMS –
Distribution Management System). Theo đó, Cấp độ 1 được triển khai với mục tiêu
“thời gian cô lập chuyển tải < 15 phút”. Cấp độ 2 được triển khai với mục tiêu “thời
gian cô lập chuyển tải < 5 phút” và cuối cùng là Cấp độ 3 với mục tiêu “thời gian cô
lập chuyển tải < 2 phút”. Chi tiết từng cấp độ được trình bày sau đây:
Cấp độ 1: Mini-SCADA
+ Hiện nay, các Công ty Điện lực đều trang bị các hệ thống SCADA trung tâm
theo các quy định của EVN và Bộ Công Thương, các hệ thống SCADA này đã có đủ
thơng tin về các thơng số vận hành lưới điện theo thời gian thực như dòng điện, điện
áp, cơng suất, trạng thái đóng/mở, trạng thái báo động, điều khiển từ xa… Bên cạnh
các thông số này, chúng ta bổ sung thêm các chức năng của SCADA như tín hiệu cảnh
báo (Alarm), cấu trúc lưới điện (TOPO), về cơ bản, chúng ta đã có một bức tranh tồn
diện về lưới điện đang vận hành. Khái niệm Mini–SCADA chính là sự kết hợp giữa hệ
thống SCADA trung tâm và hệthống sơ đồ vận hành theo từng tuyến dây (trạm → phát
tuyến → thiết bị) nhằm hỗ trợ Điều hành viên nhanh chóng phát hiện được khu vực
xảy ra sự cố, thao tác cô lập chuyển tải trong thời gian < 15 phút.
+ Theo phương thức truyền thống, khi có sự cố xảy ra, điều hành viên sẽ
cửngười dị tìm vị trí sự cố, từ đó mới quyết định phương thức chuyển tải, cơng tác này
có thể kéo dài trên 15 phút hoặc hàng giờ. Thay vào đó, với hệ thống MiniSCADA
được xây dựng trên nền tảng sơ đồ đơn tuyến của từng tuyến dây (cócấu trúc N+1 và
có khả năng thao tác chuyển tải từ xa), trong đó thể hiện đủ thông tin sẽ hỗ trợ Điều
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.
Lưu hành nội bộ
