Ứng dụng tính năng DMS trên hệ thống lưới điện thành phố hồ chí minh

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI
HỌC CÔNG NGHỆ TP.HCM

---------------

PHẠM NGỌC MINH
ỨNG DỤNG TÍNH NĂNG DMS TRÊN
HỆ THỐNG SCADA LƯỚI ĐIỆN
THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

LUẬN VĂN THẠC SỸ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã ngành: 60520202

TP Hồ Chí Minh , tháng 1 năm 2016


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI
HỌC CÔNG NGHỆ TP.HCM

---------------

PHẠM NGỌC MINH
ỨNG DỤNG TÍNH NĂNG DMS TRÊN
HỆ THỐNG SCADA LƯỚI ĐIỆN
THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

LUẬN VĂN THẠC SỸ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã ngành: 60520202
HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT

TP Hồ Chí Minh , tháng 1 năm 2016


CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS. Nguyễn Xuân Hoàng
Việt
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ
ký)

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM
ngày … tháng … năm 2016.
Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc
sĩ)
TT

Họ và tên

Chức danh Hội đồng

1

Chủ tịch

2

Phản biện 1

3

Phản iện 2

4

Ủy viên

5

Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được
sửa chữa (nếu có).
Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV


TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM
PHÒNG QLKH – ĐTSĐH

CỘNG HÕA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT
NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
TP. HCM, ngày ….. tháng…. năm 2016


NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên

: Phạm Ngọc Minh

Giới tính

: Nam

Ngày, tháng, năm sinh : 02/3/1967

Nơi sinh

: Hà Bắc

Chuyên ngành

MSHV

:
1441830014

: Kỹ thuật điện

I- Tên đề tài:

Ứng dụng tính năng DMS trên Hệ thống SCADA lưới điện
Thành phố Hồ Chí Minh
II- Nhiệm vụ và nội dung:
 Phân tích hiện trạng lưới điện khu vực TP HCM và hệ thống SCADA hiện
hữu.
 Các tính năng DMS cơ bản.
 Ứng dụng tính năng DAS trên 1 lưới điện cụ thể.


Lập trình cho chương trình vận hành mạch vòng DAS Tân thuận.



Tính toán ngắn mạch – kiểm chứng - phân tích và đánh giá bảo vệ Rơ le
trên mạch vòng DAS.

 Phân tích đánh giá kết quả thực hiện.
III- Ngày giao nhiệm vụ:
tháng 8/2015.
IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ:
V- Cán bộ hướng dẫn:

tháng 01/2016

Tiến sĩ Nguyễn Xuân Hoàng Việt.

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký)

(Họ tên và chữ ký)

TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt


i

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ
công trình nào khác.
Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này
đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn
gốc.
Học viên thực hiện Luận văn

Phạm Ngọc Minh


ii

LỜI CÁM ƠN
Lời đầu tiên tôi xin được bày tỏ lời cám ơn sâu sắc đến những người thân
trong gia đình đã động viên và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong suốt quá trình học
tập và thực hiện đề tài.
Tôi xin gởi lời cảm ơn sâu sắc đến Quý thầy cô trường Đại Học Công Nghệ TP.
Hồ Chí Minh, Quý thầy cô đã truyền đạt cho tôi những kiến thức quý báu trong
suốt quá trình học tập tại trường để tôi có thể hoàn thành luận văn tốt nghiệp này.
Đặc biệt tôi xin được cảm ơn thầy TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt đã tận tình
giúp đỡ, hướng dẫn và động viên tôi trong suốt quá trình học tập cũng như
thực hiện đề tài này, để đến nay tôi có điều kiện hoàn thành tốt luận văn tốt
nghiệp này.
Xin chân thành cảm ơn Tổng Công ty Điện lực TP. HCM và các anh em
đồng nghiệp công tác tại Tổng Công ty và Trung Tâm Điều Độ đã giúp đỡ động
viên và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong quá trình học tập.
Cuối cùng xin cám ơn tất cả những các anh chị em học viên đã cùng kề vai
sát cánh trong suốt thời gian học tập vừa qua.

TP. Hồ Chí Minh, tháng 01 năm 2016
Học viên thực hiện

Phạm Ngọc Minh


3

TÓM TẮT
Để đảm bảo cung cấp điện với chất lượng ngày càng cao, cụ thể là giảm thời
gian và khu vực mất điện khi xảy ra sự cố, thì việc áp dụng ngày càng rộng rãi tự
động hóa trên lưới điện là một yêu cầu bức thiết. Đặc biệt là trên lưới điện khu vực
TP Hồ Chí Minh – trung tâm kinh tế xã hội và công nghệ cao của cả nước.
Đề tài tập trung trình bày một phương pháp tự động hóa trên lưới điện, đó
là chức năng tự động phát hiện phân đoạn trên lưới điện bị sự cố, cô lập phần tử
sự cố và khôi phục cung cấp điện các phân đoạn không bị sự cố (chức năng DAS).
Chức năng DAS cũng đã áp dụng trên nhiều nước nhưng ở Việt nam thì đây là
lần đầu tiên được thực hiện trên lưới điện khu vực đô thị Nam Sài gòn với đặc
điểm lưới điện khá phức tạp, có nhiều sự số bật vượt cấp.
Để thực hiện chức năng DAS trên một mạch vòng cụ thể phải giải quyết
nhiều vấn đề kỹ thuật có liên quan như SCADA, truyền thông 3G, điều khiển xa,
bảo vệ rơ le, lập trình, thiết bị bảo vệ... Việc triển khai vào thực tế vận hành lưới
điện đã đem lại nhiều kinh nghiệm thực tiễn, làm cơ sở vững chắc cho việc mở
rộng các chức năng tự động hóa sau này trên lưới điện. Một hướng đi tất yếu trong
công cuộc hiện đại hóa một ngành mũi nhọn của nền kinh tế, đó là ngành Điện lực.


4

ABSTRACT

To ensure power supply with increasing quality, namely reducing the time and
blackout areas when incidents occur, then the application of increasingly
widespread on the grid automation is an urgent demand. Especially on the Power
Network of Ho Chi Minh City – the social economic and high technology center in
Vietnam.
The thesis focuses to presente an automation method on the grid, which is
automatic detection of fault segments on the grid, isolation the breakdown
element and restore power supply for normal segments (DAS function). DAS
function has been applied in many countries but this is the first performent in
Vietnam, on the grid in South Saigon urban with many complex faults.
To perform the function of DAS on a specific loop, we have to solve many
technical problems involved as SCADA, 3G communication, remote control,
protection relays, programming, protection devices... The implement of DAS in a
real network has brought many practical experiences. It makes a solid base for the
expansion of the automation functions later on the grid. That is an
indispensable way to modernizate electricity industry.


5

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... i
LỜI CÁM ƠN ............................................................................................................ ii
TÓM TẮT.................................................................................................................. iii
ABSTRACT .............................................................................................................. iv
MỤC LỤC...................................................................................................................v
DANH SÁCH CÁC BẢNG .................................................................................... viii
DANH SÁCH CÁC HÌNH .........................................................................................x
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN.......................................................................................1
1.1. Tính cấp thiết của đề tài ...................................................................................2

1.2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài
........................................................................2
1.3. Nội dung nghiên cứu của đề tài........................................................................3
1.4. Phương pháp nghiên cứu của đề tài .................................................................3
CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC TP. HCM VÀ HỆ THỐNG
SCADA HIỆN HỮU .............................................................................4
2.1. Hiện trạng lưới điện khu vực TP. HCM...........................................................4
2.2. Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM ..........................................................4
2.3. Đánh giá hệ thống SCADA lưới điện khu vực TP. HCM ...............................6
2.4. Sự cần thiết đầu tư HT SCADA/DMS .............................................................6
CHƯƠNG 3 CÁC TÍNH NĂNG DMS CƠ BẢN .....................................................8
3.1. Quá trình phát triển HT SCADA/DMS...........................................................8
3.2. Các tnh năng DMS cơ bản .............................................................................8
3.4. Khả năng áp dụng các tnh năng DMS trên lưới điện Thành phố .................10
CHƯƠNG 4 XÂY DỰNG TÍNH NĂNG DAS TRÊN MỘT LƯỚI ĐIỆN CỤ THỂ
...................................................................................................................................1
1
4.1. Lựa chọn mạch vòng để triển khai ứng dụng tnh năng DAS.......................12
4.2. Lựa chọn các thiết bị đóng cắt có khả năng điều khiển xa ............................13
4.3. Lựa chọn phương thức truyền thông và phương thức kết nối........................16
4.4. Sử dụng phần mềm SCADA để thu thập các dữ liệu và điều khiển ..................17
4.5. Xây dựng các giao diện HMI để giám sát vận hành hệ thống .......................18
4.6. Xây dựng chế độ vận hành tự động hoặc bằng tay của hệ thống DAS..........21


6

4.7. Xây dựng các kịch bản sự cố mất điện có thể xảy ra .....................................22
4.8. Xây dựng mô hình thử nghiệm mạch vòng DAS...........................................24
4.9. Xây dựng phương thức hoạt động tự động của hệ thống để cô lập phần tử

sự cố, tái lập cung cấp điện.
.......................................................................................27
4.9.1. Xét 8 trường hợp sự cố xảy ra trên nhánh Phú Mỹ (Từ RE1 RE3) ..27
4.9.1.1. Sự cố mất nguồn trạm Nam Sài Gòn ...............................................27
4.9.1.2 Sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → RE1 tác động theo chế độ bảo vệ
(tác động đúng cấp)
.......................................................................................29
4.9.1.3. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3→ RE2 tác đông theo chế độ bảo vệ
(tác động đúng cấp).
......................................................................................31
4.9.1.4. Sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → Máy cắt trạm Nam Sài Gòn bật
vượt cấp
.........................................................................................................32
4.9.1.5. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1 bật vượt cấp.........................34
4.9.1.6. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1, RE2 tác động. (Tác động Trip cả
02 Recloser) ..............................................................................................36
4.9.1.7. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → Máy cắt trạm Nam Sài Gòn bật
vượt cấp
.........................................................................................................38
4.9.1.8. Mất nguồn trạm Nam Sài Gòn và trạm Nhà Bè. .............................40
4.9.2. Xét 8 trường hợp sự cố xảy ra trên nhánh Bờ Băng (Từ RE5 RE3) ...42
4.9.2.1. Sự cố mất nguồn trạm Nhà Bè .........................................................42
4.9.2.2. Sự cố nằm giữa RE5 và RE4 → RE5 tác động theo chế độ bảo vệ
(tác động đúng cấp)
.......................................................................................44
4.9.2.3. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → RE4 tác đông theo chế độ bảo vệ
(tác động đúng cấp).
......................................................................................46
4.9.2.4. Sự cố nằm giữa RE5 và RE4 → Máy cắt trạm Nhà Bè bật vượt cấp
.......................................................................................................................47

4.9. 2.5. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → RE5 bật vượt cấp.........................49


7

4.9. 2.6. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → RE5, RE4 tác động. (Tác động
Trip cả 02 Recloser) ......................................................................................51
4.9.2.7. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → Máy cắt trạm Nhà Bè bật vượt cấp.
.......................................................................................................................53


vii
4.9.2.8. Mất nguồn trạm Nam Sài Gòn và trạm Nhà Bè. ............................55
4.10. Sử dụng chức năng lập trình logic (command sequence) để lập trình vận
hành hệ thống DAS :
............................................................................................57
4.11. Đưa các thiết bị lắp đặt trên lưới điện thực tế, thử nghiệm một vài
trường hợp sự cố
...............................................................................................................59
CHƯƠNG 5 LẬP TRÌNH CHO CHƯƠNG TRÌNH VẬN HÀNH MẠCH VÒNG DAS TÂN
THUẬN ..................................................................................................60
5.1. Các lưu đồ để lập trình cho chương trình mạch vòng DAS: ..........................60
5.2. Các chương trình con trong chương trình mạch vòng DAS ..........................63
5.3. Giải thích các biến và các lệnh sử dụng trong chương trình ..........................63
CHƯƠNG 6 TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH – KIỂM CHỨNG - PHÂN TÍCH VÀ
ĐÁNH GIÁ BẢO VỆ RƠ LE TRÊN MẠCH VÕNG DAS .....................................67
6.1. Tổng quan về công tác tnh toán ngắn mạch và bảo vệ rơ le ......................67
6.2. Tính toán ngắn mạch trên mạch vòng Tân Thuận ........................................68
6.3. Chọn các trị số chỉnh định rơ le trên mạch vòng ........................................72
6.4. Xem xét kiểm chứng đánh giá việc phối hợp bảo vệ rơ le trên mạch vòng80

CHƯƠNG 7 PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ THỰC HIỆN ..........................92
7.1. Đánh giá hiệu quả của đề tài ..........................................................................92
7.2. Khả năng phát triển, mở rộng ứng dụng hệ thống DAS ................................93
TÀI LIỆU THAM KHẢO.........................................................................................95


8

DANH SÁCH CÁC BẢNG
Bảng 4.1. Tín hiệu trạng thái Recloser......................................................................15
Bảng 4.2.Tín hiệu đo lường Recloser .......................................................................15
Bảng 4.3.Tín hiệu điều khiển Recloser .....................................................................16
Bảng 4.4. Báo cáo tn hiệu đo lường ghi lại theo từng giờ của 1 Recloser...............19
Bảng 4.5. Các điều kiện khi vận hành ở chế độ Auto ...............................................21
Bảng 4.6.Điều kiện về nguồn khi vận hành ở chế độ Auto ......................................22
Bảng 4.7. Mô tả các trường hợp sự cố nhánh từ RE1đến RE3 .................................23
Bảng 4.8. Mô tả các trường hợp sự cố nhánh từ RE5 đến RE3 ................................23
Bảng 4.9. Bảng trạng thái khi hệ thống vận hành bình thường ................................26
Bảng 4.10. Bảng trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập .............................27
Bảng 4.11. Trạng thái hệ thống sau khi chức năng tự động hóa vận hành ...............28
Bảng 4.12. Ttrạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập .....................................29
Bảng 4.13. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................30
Bảng 4.14. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................31
Bảng 4.15. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................32
Bảng 4.16.Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập .......................................33
Bảng 4.17. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................34
Bảng 4.18. Ttrạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập .....................................35
Bảng 4.19. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................36
Bảng 4.19. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................37
Bảng 4.20. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................38

Bảng 4.21. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................39
Bảng 4.22. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................39
Bảng 4.22. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................40
Bảng 4.23. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................41
Bảng 4.24. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................42
Bảng 4.25. Trạng thái hệ thống sau khi chức năng tự động hóa vận hành ...............43
Bảng 4.26. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................44
Bảng 4.27. trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ...............................45
Bảng 4.28. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................46


9

Bảng 4.29. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................47
Bảng 4.30. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................48
Bảng 4.31. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................49
Bảng 4.32. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................50
Bảng 4.33. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................51
Bảng 4.34.Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập .......................................52
Bảng 4.35. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................53
Bảng 4.36. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................54
Bảng 4.37. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................55
Bảng 4.38. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố được giả lập ......................................56
Bảng 4.39. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................56
Bảng 6.1. Kết quả dòng ngắn mạch tnh toán ...........................................................70
Bảng 6.1.Kết quả tính toán ngắn mạch và cài đặt trị số bảo vệ máy cắt và Recloser
...................................................................................................................................78


10

DANH SÁCH CÁC HÌNH
Hình 2.1. Mô hình hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM ........................................5
Hình 2.2. Cấu trúc hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM .........................................5
Hình 2.3. Mô hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP. HCM..................7
Hình 4.1.Vị trí triển khai mạch vòng thí điểm tnh năng DAS ................................12
Hình 4.2.Cấu trúc mạch vòng thí điểm DAS ............................................................12
Hình 4.3. Hình ảnh của Tủ điều khiển Recloser .......................................................13
Hình 4.4. Recloser Cooper sử dụng trong dự án .......................................................13
Hình 4.5.Bảng điều khiển trên tủ điều khiển Recloser .............................................14
Hình 4.6. Cấu hình mạng viễn thông thực hiện tnh năng DAS ...............................16
Hình 4.7. Sơ đồ kết nối tổng thể với mạng SCADA hiện hữu.................................17
Hình 4.8. Giao diện chung của hệ thống DAS ..........................................................18
Hình 4.9. Giao diện HMI của 1 recloser ..................................................................19
Hình 4.10.Giao diện trạng thái kết nối thông tin ......................................................20
Hình 4.11.Giao diện liệt kê các biến cố trạng thái ....................................................20
Hình 4.12. Mô hình thử nghiệm mạch vòng ở trạng thái bình thường .....................24
Hình 4.13. Đấu nối thử nghiệm các tủ điều khiển ....................................................24
Hình 4.14. Các Recloser thử nghiệm ........................................................................25
Hình 4.15.Mô hình khi sự cố mất nguồn trạm Nam Sài Gòn ...................................27
Hình 4.16. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → RE1 tác động đúng..........29
Hình 4.17.Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE2 tác động đúng...........31
Hình 4.18. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → MC bật vượt cấp .............32
Hình 4.19. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1 bật vượt cấp ............34
Hình 4.20.Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1, RE2 cùng bật ..........36
Hình 4.21. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → MC bật vượt cấp .............38
Hình 4.22.Mô hình khi sự cố mất cả hai nguồn ........................................................40
Hình 4.23.Mô hình khi sự cốmất nguồn Nhà bè .......................................................42
Hình 4.24. Mô hình khi sự cố giữa RE5 và RE4→RE5 tác động đúng ...................44
Hình 4.25.Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE4 tác động đúng ....................46

Hình 4.26. Mô hình khi sự cố giữa RE5 và RE4→MC bật vượt cấp .......................47


11

Hình 4.27. Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE5 bật vượt cấp ......................49
Hình 4.28. Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE4, RE5 cùng tác động...........51
Hình 4.29. Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→MC bật vượt cấp .......................53
Hình 4.30. Mô hình khi sự cố mất cả hai nguồn .......................................................55
Hình 5.1.Mô hình mạch vòng lưới điện để lập trình.................................................60
Hình 5.2. Lưu đồ chính của chương trình .................................................................60
Hình 5.3. Lưu đồ sự cố mất nguồn Nam Sài Gòn .....................................................61
Hình 5.4.Lưu đồ sự cố giữa Gò Ô môn và Đào trí....................................................62
Hình 6.1. Sơ đồ mô hình phân cấp tính toán bảo vệ rơ le tại các TBA 110kV ........67
Hình 6.2.Mạch vòng tính toán ngắn mạch Tân thuận ...............................................68
Hình 6.3. Mô hình tnh toán bảo vệ rơ le mạch vòng Tân Thuận ..........................69
Hình 6.4. Sơ đồ Aspen của mạch vòng Tân Thuận ..................................................71
Hình 6.5.Sơ đồ Aspen hiển thị tổng trở các đoạn dây ..............................................72
Hình 6.5.Sơ đồ Aspen kết quả tnh toán dòng ngắn mạch 3 pha tại đầu nhánh rẽ
Caric ..........................................................................................................................81
Hình 6.6.Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 3 pha tại đầu nhánh rẽ Caric
...................................................................................................................................82
Hình 6.7.Kết quả phối hợp bảo vệ ............................................................................83
Hình 6.8.Sơ đồ Aspen kết quả tnh toán dòng ngắn mạch 1 pha tại đầu nhánh rẽ
Caric ..........................................................................................................................84
Hình 6.9.Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 3 pha tại đầu nhánh rẽ Caric
...................................................................................................................................85
Hình 6.10. Kết quả phối hợp bảo vệ .........................................................................86
Hình 6.11.Sơ đồ Aspen kết quả tnh toán dòng ngắn mạch 3 pha tại đầu Re Bình
Thung ........................................................................................................................86

Hình 6.12.Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 3 pha tại đầu Re Bình
thung ..........................................................................................................................8
7
Hình 6.13.Kết quả phối hợp bảo vệ ..........................................................................88
Hình 6.14. Sơ đồ Aspen kết quả tính toán dòng ngắn mạch 1 pha tại đầu Re Bình
Thung ........................................................................................................................89


xii
Hình 6.15. Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 1 pha tại đầu Re Bình
thung ..........................................................................................................................9
0
Hình 6.16.Kết quả phối hợp bảo vệ ..........................................................................91


1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
Hệ thống SCADA đã được áp dụng rộng rãi trên lưới điện từ những thập
niên 80. Đầu tiên hệ thống chỉ bao gồm các chức năng thu thập dữ liệu giám sát và
điều khiển từ xa tại các trạm điện phục vụ cho việc triển khai các trạm điện không
người trực. Với sự phát triển của lưới điện và công nghệ thông tin ngày càng hiện
đại dẫn đến khả năng khối lượng dữ liệu thu thập ngày càng nhiều, việc xử lý thông
tin để đánh giá lưới điện, xử lý sự cố trong thời gian thực ngày càng nhanh chóng,
đáp ứng được yêu cầu tự động hóa trong vận hành lưới điện… tăng cường khả năng
giám sát đến từng thiết bị trên lưới trung thế như Recloser, LBS, tủ RMU… Điều
này chính là cơ sở cho việc phát triển HT SCADA/DMS.
Hiện tại hệ thống SCADA/DMS đã và đang được áp dụng trên nhiều nước và
đã có nhiều kết quả thực tế. Tuy nhiên tại Việt Nam vẫn đang trong quá trình
nghiên cứu triển khai và xây dựng. Hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP. HCM dự

kiến hoàn tất đưa vào vận hành vào cuối năm 2016.
Hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM đã được đầu tư từ năm 1998, trải qua 17
năm hoạt động và 2 lần nâng cấp, hệ thống hiện đang vận hành nói chung ổn
định và đáp ứng được yêu cầu giám sát và điều khiển xa trên 50 trạm điện 110kV
của Tổng công ty Điện lực TP. HCM.
Hệ thống SCADA đã thu thập được từ xa các tín hiệu trạng thái của các
thiết bị tại trạm như tình trạng đóng cắt của các máy cắt, dao cách ly, các tn hiệu
báo động… các tn hiệu đo lường như dòng áp , công suất, nhiệt độ … và cung cấp
cho các điều độ viên khả năng điều khiển thao tác các máy cắt, dao cách ly, bộ đổi
nấc máy biến thế. Hệ thống đã là một phương tiện hữu hiệu cho các Điều độ viên
giám sát vận hành lưới điện an toàn, giảm thời gian mất điện.
Tuy nhiên với việc lưới điện ngày càng mở rộng, khối lượng tn hiệu
SCADA ngày càng lớn, việc giám sát điều khiển xa lưới điện không dừng ở các
trạm điện mà đòi hỏi phải đến các thiết bị điện trên lưới như các Recloser, các
thiết bị LBS, các tủ RMU …đồng thời với yêu cầu hiện đại hóa lưới, nâng cao chất
lượng cung cấp điện nhằm hạn chế tối đa thời gian mất điện, điện áp ổn định,
giảm tổn thất…thì hệ thống SCADA hiện tại còn nhiều hạn chế cần phải tiếp tục
nâng


2

cấp một cách cơ bản để trở thành một hệ thống SCADA/ DMS hiện đại – Hệ thống
quản lý lưới điện phân phối trên nền tảng hệ thống SCADA.
Khi này hệ thống SCADA phải có thêm khả năng tổng hợp, phân tch đánh
giá trạng thái hệ thống điện, hỗ trợ các điều độ viên trong việc ngăn ngừa, xác
định sự cố cũng như đề xuất các trình tự khôi phục cung cấp điện một cách tối
ưu…Đó là các tính năng DMS của HT SCADA/DMS.
1.1. Tính cấp thiết của đề tài
Tổng Công ty Điện lực TP. HCM đang trong giai đoạn hiện đại hóa lưới

điện, đẩy mạnh việc đưa các ứng dụng công nghệ thông tin vào công tác vận hành
lưới điện, xây dụng các trạm không người trực. Với mục tiêu nâng cao chất lượng
cung cấp điện với các chỉ số thời gian và số lần mất điện trung bình SAIDI, SAIFI
đang từ 1100 phút, 10.5 lần ( năm 2014) đưa về 150 phút, 1.5 lần vào năm
2020 (tương đương với các nước phát triển trong khu vực Đông Nam Á). Đồng thời
phải giảm lực lượng lao động trong bối cảnh lưới điện ngày càng phát triển.
Để thực hiện mục tiêu trên thì việc hiện đại hóa lưới điện với hệ thống SCADA/
DMS là một thành phần và một công cụ cực kỳ quan trọng không thể thiếu được.
Với hệ thống SCADA/DMS các điều độ viên có khả năng phát hiện nhanh
chóng các sự cố, vị trí sự cố, hệ thống tự động đưa ra các phương án xử lý sự cố tối
ưu, hoặc tự động cô lập điểm sự cố, tái lập cung cấp điện… Khi không có hệ thống
này thời gian cô lập và tái lập có thể tnh bằng giờ nay có thể chỉ còn trong vài phút.
1.2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài
Luận văn đề ra 3 mục tiêu chính:
- Trình bày bức tranh tổng thể lưới điện khu vực TP. Hồ Chí Minh và tình hình
ứng dụng công nghệ thông tin trong việc giám sát và điều khiển lưới điện của
Tổng Công ty Điện lực TP. HCM.
- Trình bày các công nghệ tnh năng DMS mới trên thế giới có khả năng áp
dụng trên lưới điện TP. HCM trong giai đoạn hiện nay.
- Lập trình mô phỏng và ứng dụng tnh năng cô lập điểm sự cố khôi phục cung
cấp điện trên một mạch vòng trung thế lưới điện TP. HCM.


3

1.3. Nội dung nghiên cứu của đề tài
- Nghiên cứu tình hình lưới điện khu vực TP. HCM, tình hình ứng dụng công
nghệ SCADA trong Tổng Công ty điện lực TP. HCM.
- Tìm hiểu về các tính năng DMS cơ bản đang áp dụng trên thế giới hiện nay.
Nghiên cứu, tìm hiểu các tnh năng DMS ứng dụng trên lưới điện phân phối.

- Nghiên cứu, tìm hiểu khả năng ứng dụng thực tế các tnh năng DMS trên lưới
điện TP. HCM.
- Nghiên cứu ứng dụng tnh năng cô lập điểm sự cố và khôi phục cung cấp điện
trên một mạch vòng lưới điện trung thế.
1.4. Phương pháp nghiên cứu của đề tài
- Thu thập và tìm hiểu thông tin về HT SCADA/ DMS trên Internet hoặc từ
nhà sản xuất trên thế giới.
- Nghiên cứu các bước xây dựng hệ thống SCADA/DMS trên thực tế.
- Tìm hiểu việc thu thập thông tin dữ liệu về hệ thống điện khu vực TP. HCM
phục vụ DMS.
- Tìm hiểu bản chất của việc xây dựng ứng dụng tnh năng DMS vào thực tiễn.
- Tìm hiểu và phân tch về công tác vận hành lưới điện và khả năng ứng dụng
các chức năng DMS.


4

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC TP.
HCM VÀ HỆ THỐNG SCADA HIỆN HỮU
2.1. Hiện trạng lưới điện khu vực TP. HCM
Lưới điện truyền tải khu vực TP. HCM có các cấp điện áp 500kV, 220kV và
110kV. Tính đến cuối năm 2015, TP. HCM được cung cấp bởi 4 trạm biến áp 500
kV, 9 trạm 220kV và 52 trạm 110 kV với tổng dung lượng 5.978 MVA, cùng với hệ
thống các đường dây cao thế và cáp ngầm kết nối các trạm điện với nhau, đảm
bảo khả năng cung cấp điện an toàn tin cậy trong điều kiện bình thường cũng như
khi sự cố 1 đường dây hoặc 1 máy biến thế.
Lưới điện phân phối khu vực TP. HCM hiện có 2 cấp điện áp trung thế là
22kV và 15 kV. Đến cuối năm 2015 có tổng chiều dài đường dây 22kV là: 1.146
km, đường dây 15kV là: 3.712 km và đường dây 0,4kV là: 11.750 km. Trên lưới
điện có khoảng 24.950 trạm biến thế tổng dung lượng 10.720 MVA, 385 Recloser,

1148LBS, 670RMU.Trên 90% các tuyến trung thế có khả năng kết nối mạch vòng
đảm bảo khả năng chuyển tải khi sự cố hoặc khi cần cô lập 1 đoạn đường dây để
công tác.
Trong năm 2015, lưới điện khu vực TP. HCM có công suất tiêu thụ cực đại
là 3.575 MW và sản lượng cao nhất là 69,9 triệu kWh, chiếm khoảng 1/8 về tiêu thụ
điện trên cả nước. Thời gian mất điện trung bình của một khách hàng SAIDI là 730
phút/năm, và số lần mất điện trung bình SAIFI là 6,96 lần. Cùng với sự phát triển
của lưới điện Tổng Công ty đang nỗ lực nâng cao mọi mặt về chất lượng cung cấp
điện.
2.2. Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM
Hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM là HT SCADA đầu tiên tại Việt Nam, do
Công ty ABB Thụy điển cung cấp lắp đặt từ năm 1990. Bao gồm hệ thống SCADA
trung tâm và hệ thống SCADA tại các trạm. Hệ thống có đầy đủ các chức năng
giám sát, thu thập số liệu trạng thái lưới điện và điều khiển xa các thiết bị đóng
cắt tại trạm.
Sau hơn 20 năm vận hành hệ thống SCADA này đã trở nên lạc hậu, không
đủ khả năng đáp ứng số lượng trạm ngày càng tăng và hoạt động thiếu tin cậy
thường xuyên bị hư hỏng. Vào cuối năm 2013 các kỹ sư SCADA tại Trung tâm


5

Điều độ HTĐ đã nghiên cứu thay thế thành công hệ thống SCADA trung tâm của
ABB bằng hệ thống SCADA của hãng Survalent ( Canada ).
Hiện tại hệ thống SCADA đang thu thập và có khả năng điều khiển xa 53
trạm trung gian, 15 trạm ngắt và 50 Recloser trên lưới điện.

Hình 2.1. Mô hình hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM

Hình 2.2. Cấu trúc hệ thống SCADA lưới điện TP. HCM

6

2.3. Đánh giá hệ thống SCADA lưới điện khu vực TP. HCM
Hệ thống SCADA hiện nay đang vận hành tin cậy đáp ứng được yêu cầu
vận hành lưới điện, đảm bảo việc vận hành của 10 trạm điện 110 kV không người
trực, điều khiển xa các thiết bị đóng cắt cho 31 trạm 110 kV và các Recloser trên
lưới…
Trong thời gian tới hệ thống hoàn toàn có thể kết nối thêm với nhiều trạm
điện và các thiết bị đóng cắt trên lưới, đáp ứng việc mở rộng các trạm không người
trực cũng như thao tác từ xa các thiết bị đóng cắt trên lưới. Tuy nhiên hệ thống mới
dừng lại ở việc thu thập giám sát các tn hiệu trên lưới điện như U, I, P, Q, trạng thái
máy cắt, dao cách ly… và ra các lệnh điều khiển từ xa.
2.4. Sự cần thiết đầu tư HT SCADA/DMS
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, sự phát triển của công nghệ yêu cầu
đặt ra về quy mô và chất lượng cung cấp điện ngày càng cao và phức tạp. Các điều
độ viên lưới điện khu vực TP. HCM ngày càng rất cần các phương tiện hỗ trợ
trong công tác điều hành như đánh giá lưới điện trong thời gian thực, các bước
thao tác tối ưu về mặt tổn thất, về chất lượng điện do hệ thống máy tnh đưa ra
để lựa chọn, hoặc hỗ trợ trong việc phát hiện và cô lập sự cố… Đó là các tnh
năng của một hệ thống SCADA/ DMS mà Tổng Công ty Điện lực TP. HCM đang
hướng tới đầu tư và dự kiến sẽ đưa vào vận hành vào cuối năm 2016 và đó là công
trình nâng cấp hệ thống SCADA trung tâm mà Tổng Công ty đang thực hiện với
hãng Alstom
(Pháp).
Đây là một hệ thống SCADA/DMS có nhiều tnh năng nổi trội hơn so với
hệ thống SCADA hiện hữu.
Hệ thống có một màn hình lớn kích thước 2x6m để có thể trình bày
toàn cảnh hệ thống lưới điện TP. HCM.

Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống thông tin địa lý (GIS) của Tổng
công ty để thu thập các số liệu lưới điện và hiển thị các thông số vận hành lưới điện
trên nền bản đồ.
Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống quản lý mất điện (OMS) để bổ
sung cung cấp các số liệu mất điện từ lưới trung thế, cho phép giám sát tình hình


7

mất điện đến cà các khách hàng hạ thế. Cho phép tnh các chỉ số tin cậy cung cấp
điện SAIDI, SAIFI trên lưới điện.
Hệ thống có khả năng chia sẻ các consol để các Công ty Điện lực có thể
cùng theo dõi giám sát lưới điện tại đơn vị mình và đồng thời có khả năng cung cấp
một giao diện Web về tình hình vận hành lưới điện.

Hình 2.3. Mô hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lưới điện TP. HCM
(đang xây dựng)