Tóm tắt luận văn Thạc sĩ: NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG PHÂN ĐOẠN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI

BỘ GIÁO DỤC - ĐÀO TẠO
Công trình
thành tại
ĐẠI được
HỌChoàn
ĐÀ NẴNG
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

Người hướngNGUYỄN
dẫn khoaTẤT
học: THÀNH
GS.TS. LÊ KIM HÙNG

NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ
TỰ
ĐỘNG
PHÂN
ĐOẠN
Phản biện 1: TS.
Trịnh
TrungLƯỚI
Hiếu ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI
Phản biện 2: TS. Vũ Phan Huấn

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201
Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp Thạc sĩ kỹ thuật điện họp tại Đại học Đà Nẵng vào ngày
tháng 10 năm 2018

TÓM TẮT LUẬN VĂN
0.00 THẠC SĨ KỸ THUẬT
Có thể tìm hiểu luận văn tại:
− Trung tâm Học liệu và Truyền thông , Đại học Bách khoa
− Trung tâm Thông tin Tư liệu, Đại học Đà Nẵng

Đà Nẵng - 2018

27


2
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Ngày nay với sự phát triển mạnh mẽ của khoa học, công nghệ
đặc biệt là cuộc cách mạng công nghiệp 4.0 đang diễn ra với những
thành tựu vượt bậc. Việc ứng dụng những công nghệ mới vào dây
chuyền sản xuất, kinh doanh của các doanh nghiệp để mang lại hiệu
quả cao về nhiều mặt là điều tất yếu.
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. 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


3
Công nghệ tự động phân đoạn áp dụng cho lưới điện phân phối
TP Đồng Hới thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình.
4. Phương pháp nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Dựa trên nền tảng lý thuyết
về hệ thống SCADA/DAS, khả năng tự động hóa các thiết bị trên
lưới trung thế và các giải pháp truyền thông.
Phương pháp nghiên cứu thực tế: Trên thực tế vận hành XT 475
TBA 110kV Đồng Hới và XT 477 TBA 110kV Bắc Đồng Hới, tính
toán và mô phỏng khả năng tự động phân đoạn trên phần mềm
SCADA Survalent.
Phương pháp tổng hợp: Từ kết quả nghiên cứu lý thuyết và mô
phỏng thực té, tiến hành phân tích đánh giá, kết luận và đưa ra đề
xuất áp dụng hợp lý.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Đề tài nghiên cứu ứng dụng hệ thống SCADA/DAS là một phân
hệ trong định hướng áp dụng DMS trong lưới điện phân phối, đây là
lĩnh vực mới được áp dụng tại Việt Nam. Đề tài đã đưa ra giải pháp
áp dụng công nghệ tự động phân đoạn phù hợp với hạ tầng lưới điện
và hiện trạng hệ thống SCADA, đồng thời tính toán cụ thể nên mang
ý nghĩa thực tiễn. Góp phần thúc đẩy việc xây dựng lưới điện Quảng
Bình trở thành lưới điện thông minh, mang hàm lượng kỹ thuật tự
động hóa cao.
6. 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.


4
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 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.

•

Nhận dạng và khôi phục phát hiện lỗi (FDIR).

1.2.1. Tối ưu điện áp và công suất phản kháng
Tối ưu hóa Volt/VAR bao gồm chức năng giảm điện áp bảo vệ
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.
1.2.2. Tự động hóa tụ bù
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


5
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
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.
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.
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.
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


6
và phân tán bao, gồm các thành phần cơ bản như hình 1.6. Hệ thống
SCADA trung tâm bao gồm các chức năng [3]:

•

Thu thập dữ liệu thời gian thực về các giá trị đo lường,
thông số và trạng thái vận hành của các thiết bị trên hệ
thống điện, trong đó dữ liệu và thời gian thu thập dữ liệu
phải được xác định, đồng bộ và lưu trữ.

•

Giám sát thời gian thực hệ thống điện, Hiển thị giao diện
đồ họa trực quan.

•

Điều khiển các thiết bị trên hệ thống điện.

•

Lưu trữ dữ liệu thời gian thực thu thập được để chạy các
ứng dụng xử lý và phân tích vận hành hệ thống điện.

Hình 1.6: Cấu trúc hệ thống SCADA sử dụng phần mềm Survalent
(minh họa)
1.3.2. Hệ thống SCADA/EMS


7
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.
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 điện, duy trì tần số và mức điện áp có thể
chấp nhận.
Hệ thống SCADA/DMS có cấu trúc mở và phân tán bao gồm hệ
thống SCADA trung tâm được tích hợp với hệ thống DMS (hình


8
1.7). 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/DMS.
Các thiết bị phần cứng và phần mềm của hệ thống DMS 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.

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.
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.
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.


9
Trong chương tiếp theo, chúng ta sẽ đánh giá, phân tích hiện
trạng lưới điện phân phối tỉnh Quảng Bình, khả năng áp dụng để lựa

chọn giải pháp tự động hóa phù hợp.


10
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. 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.


11

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 của người dùng là tối thiểu (nguyên lý 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: IEC60870-5-101; IEC60870-5104; DNP3.0; ICCP; OPC Client.


12
+ Giao thức phía Slave: IEC60870-5-104; OPC Sever.
c. Khả năng kết nối
•
•
•
•

Datapoint: 50.000
Đường truyền thông đến các IEDs: 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
a. Mô hình hệ thống truyền dẫn quang SDH
Hạ tầng truyền dẫn
quang SDH của Tổng công
ty Điện lực miền Trung
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 2.4.

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,


13
không phải đầu tư nhiều cho hệ thống trung gian, điều chỉnh băng
thông linh hoạt theo nhu cầu.
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.
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, Modbus... chỉ cần bổ sung thiết bị thông
tin 3G để kết nối về Trung tâm Điều khiển.
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. 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.
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


14
hoặc có sản xuất thì giá thành khá cao, sơ đồ của một LBS trọn bộ
như hình 2.7.

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.
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
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.


15
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 và các dao cách ly
phân đoạn tự động lắp đặt trên các phân đoạn xuất tuyến
lưới điện phân phối, kết hợp cùng chức năng tự đóng lặp lại
được trang bị tại đầu máy cắt đầu xuất tuyến có thể là hình
tia hay mạch vòng.

 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. 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: 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 cho phép cô lập vùng bị lỗi của một mạch nhất định
trong khi thiết lập lại dịch vụ cho vùng không 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


16
 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 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.
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.

 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, chỉ cần sử dụng tủ điều khiển thông thường với hỗ

trợ kết nối SCADA.


17
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 mạch vòng.
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
Với hiện trạng hệ thống SCADA tỉnh Quảng Bình sử dụng phần
mềm Survalent có giấy phép sử dụng công cụ Automation. Đồng

thời, thiết bị trên lưới điện được đầu tư qua nhiều giai đoạn với
chủng loại đa dạng. So sánh hai phương án chi tiết như hình 2.5.


18

PHƯƠNG ÁN 2

PHƯƠNG ÁN 1

* Chi phí thấp
* Không tiếp cận
công nghệ để
khai thác hiệu quả.
Không cần tính năng Automation

Không cần chức năng tự động hóa trong lưới điện mạch vòng
* Chi phí cao
* Một lần khi đầu tư
Cần tính năng Automation

* Chi phí cao
* Thường xuyên
khi cần mở rộng
Cần chức năng tự động hóa trong lưới điện mạch vòng

SCADA


19

Recloser

Hình 2.9: So sánh hai phương án tự động hóa lưới phân phối
Từ những phân tích như trên, tác giả lựa chọn sử dụng phương
án 2 để tự động phân đoạn lưới điện phân phối Thành phố Đồng Hới.
2.4. Kết luận
Việc tự động hóa lưới điện phân phối đóng một vai trò quan
trọng nhằm đảm bảo vận hành an toàn, linh hoạt nâng cao tính cung
cấp điện tin cậy cho khách hàng. Trong chương này, chúng ta tìm
hiểu về quy mô hệ thống SCADA Công ty Điện lực Quảng Bình,
phân tích khả năng tự động hóa các thiết bị trung thế trên lưới điện
phân phối. Đồng thời, phân tích phương án tự động hóa lưới phân
phối theo tiêu chí kỹ thuật và kinh tế.
Trên cơ sở hiện trạng, quy mô hệ thống SCADA Công ty Điện
lực Quảng Bình, tác giả lựa chọn phương án lập trình logic trong
phần mềm SCADA để điều khiển hoạt động loop scheme nhằm tự
động phân đoạn sự cố và nhanh chóng cấp điện cho các phân đoạn
không bị sự cố trong thời gian nhanh nhất. Đây là phương án sử dụng
công nghệ tự động hóa quản lý tập trung nên linh động với sự thay
đổi của lưới điện, dễ dạng lựa chọn phương thức vận hành kinh tế,
hiệu quả nhất cho lưới điện phân phối Thành phố Đồng Hới.


20
CHƯƠNG 3
ÁP DỤNG CÔNG NGHỆ TỰ ĐỘNG PHÂN ĐOẠN
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP ĐỒNG HỚI
3.1. Tổng quan về lưới điện TP Đồng Hới
3.1.1. Quy mô lưới điện
a. Nguồn lưới điện

Điện lực Đồng Hới là đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực Quảng
Bình quản lý lưới phân phối trên địa bàn TP Đồng Hới, tỉnh Quảng
Bình. Với đặc điểm lưới phân phối có cấp điện áp ≤ 35kV, cấu trúc
hình tia hoặc mạch vòng kín nhưng vận hành hở, có nhiều nhánh rẽ
từ trục chính và phụ tải nối dọc đường dây. Nguồn được cấp từ hai
trạm biến áp 110kV là trạm Đồng Hới và Bắc Đồng Hới.
b. Công suất và phụ tải
Hình 3.1 thể hiện sản lượng điện nhận, điện giao năm 2016 và
2017 của Điện lực Đồng Hới:

Hình 3.1: Sản lượng điện nhận/điện giao của ĐL Đồng Hới
Tỷ trọng sản lượng điện thương phẩm theo thành phần phụ tải
năm tháng đầu năm 2018 như hình 3.2.


21

Hình 3.2: Biểu đồ phân bố phụ tải năm 2017
c. Chỉ số độ tin cậy
Năm 2017, về độ tin cậy cung cấp điện, Điện lực Đồng Hới thực
hiện chỉ số MAIFI: 0,422 lần (kế hoạch 0,377 lần), SAIDI: 116,262
phút (kế hoạch 94,408 phút), SAIFI: 0,663 lần (kế hoạch 0,996 lần).
Với đặc thù là lưới điện trên địa bàn thành phố, các chỉ số thực hiện
đều không đạt mục tiêu đề ra.
3.1.2. Đánh giá xuất tuyến 475 Đồng Hới và 477 Bắc Đồng Hới
Hai xuất tuyến đường dây trung thế 475 Đồng Hới và 477 Bắc
Đồng Hới là tuyến đường dây trên không, được khép vòng liên lạc
bằng Recloser thường mở 487 Trại Gà. Máy cắt đầu mỗi tuyến cài
đặt chức năng đóng lặp lại (xem hình 3.3).

Hình 3.3: Sơ đồ đơn tuyến đường dây 475 Đồng Hới và
477 Bắc Đồng Hới.


22
3.2. Thực hiện tự động phân đoạn trên xuất tuyến 475 & 477
3.2.1. Kết nối thiết bị về hệ thống SCADA
Sử dụng dịch vụ vô tuyến di động qua mạng 3G/4G Vinaphone
trên nền tảng kết nối VPN Layer 3 dựa trên hạ tầng mạng IP/MPLS
nhằm mục đích tạo ra các mạng riêng ảo, tăng cường khả năng bảo
mật tránh tấn công và linh động trong việc mở rộng mạng
3.2.2. Các tín hiệu cần thu thập
Hệ thống SCADA sử dụng phần mềm Survalent/Canada đặt tại
Trung tâm Điều khiển sẽ thực hiện giám sát trạng thái vận hành thực
tế, thu thập dữ liệu đo lường và thực hiện điều khiển recloser từ xa
theo giao thức DNP3, IEC60870-5-101, IEC60870-5-104.
Để thực hiện theo phương án đề ra, số lượng tín hiệu thu thập
cần đáp ứng yêu cầu với các nhóm:
 Tín hiệu mở mức độ trạm – máy biến áp;
 Tín hiệu ở mức độ trạm – xuất tuyến trung thế 22kV;
 Tín hiệu ở mức độ lưới phân phối – recloser/LBS;
3.2.3. Tự động hóa trên phần mềm Survalent SCADA
a. Xây dựng cơ sở dữ liệu lưới điện trên phần mềm SCADA Explorer
Các thành phần cơ bản cần có của cơ sở dữ liệu:
Station
Communication Lines

Là một nhóm các Point được
Việc nhóm các Point lại để
nhiều Station là tùy vào người

Communication Line là đại d
liên kết các RTU

RTUs

Thiết bị chứa các biến dữ liệu
cần để xây dựng cơ sở dữ liệu

Status point
Analog point

Được dùng để chỉ trạng thái củ
Biểu diễn các giá trị số nh
lường.


23
b. Xây dựng lưới điện trên phần mềm SmartVU
Phần mềm SmartVU chứa các biến đo lường, biến trạng thái
nhận từ máy chủ. Các hoạt động vận hành như lệnh điều khiển, hay
xác nhận các biến alarm, được chuyển trực tiếp đến máy chủ khi vận
hành.
3.2.4. Kết quả mô phỏng
Để mô phỏng các sự cố xảy ra, ta viết chương trình giả lập các
trạng thái của thiết bị khi có sự cố trên phần mềm STC Explorer sử
dụng công cụ Command Sequences để viết chương trình, giao diện
như hình 3.19.

Hình 3.19: Giao diện lập trình Command Sequences

Hình 3.20: Sơ đồ lưới điện khi làm việc bình thường
Sau khi xây dựng cơ sở dữ liệu trên STC Explorer và giao diện
vận hành trên HMI Smart VU thì trạng thái làm việc bình thường của
lưới đang xét như hình 3.20.


24
Khi có sự cố giữa MC 475 Đồng Hới và Recloser 485 Đồng
Sơn, MC 475 tác động cắt, có tín hiệu chỉ thị sự cố tại MC 475.
Đường dây từ MC 475 đến Recloser 485 Đồng Sơn, 487 Trại Gà bị
mất điện.

Hình 3.21: Recloser 485 Đồng Sơn cắt để cô lập sự cố và đóng
Recloser 487 Trại Gà để cấp điện phân đoạn còn lại
Sau khi xác định phân đoạn bị sự cố, FLISR cô lập phân đoạn bị
sự cố, ra lệnh cắt Recloser 485 Đồng Sơn. Sau đó, FLISR tính toán
so sánh công suất chuyển tải với xuất tuyến 477 Bắc Đồng Hới và
gửi lệnh đóng Recloser 487 Trại Gà để phục hồi cung cấp điện cho
phân đoạn không bị sự cố. Phân đoạn từ Recloser 485 Đồng Sơn đến
Recloser 487 Trại Gà được khôi phục cung cấp điện trở lại (hình
3.21).
3.3. Đánh giá hiệu quả
Xét trường hợp cụ thể khi xảy ra sự cố trên đoạn MC 475 Đồng
Hới và Recloser 485 Đồng Sơn. Máy cắt 475 cắt, toàn bộ nhánh từ
MC 475 đến bị mất điện. Sau khi quá trình xử lý tự động hóa của hệ
thống hoàn thành, cô lập vùng sự cố từ MC 475 đến Recloser 485
Đồng SƠn, khu vực ngoài sự cố từ Recloser 485 Đồng Sơn đến
Recloser 487 Trại Gà sẽ được phục hồi cung cấp điện.
Theo số liệu từ Công ty Điện lực Quảng Bình, suất sự cố trung
bình trên các đường dây được lấy trung bình là 10 lần/100km/năm.

Số khách hàng trên đoạn từ MC 475 đến Recloser 485 Đồng Sơn là
3225 khách hàng, trên đoạn từ Recloser 485 Đồng Sơn đến Recloser
487 Trại Gà là 2360. Tổng số khách hàng trên lưới điện thực hiên tự


25
động hóa là 10681 khách hàng. Thời gian tìm điểm sự cố là 10 phút,
thời gian sửa chữa là 30 phút, như vậy tổng thời gian mất điện của
khu vực bị sự cố sẽ là 40 phút. Khi đưa tự động hóa vào, thời gian
chuyển tải là 0.2 phút.
Ta tính toán được các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện như sau:
Khi không có tự động hóa:

Khi có tự động hóa:

Như vậy, trong trường hợp này thời gian mất điện trung bình
giảm 3,973 phút (giảm 26,52%), số lần mất điện trung bình giảm
0,192 lần (giảm 42,26%), chi tiết như hình 3.27 và 3.28.
3.4. Khả năng mở rộng cho lưới phân phối TP Đồng Hới
Với đặc điểm là tỉnh lỵ của tỉnh Quảng Bình, việc nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện là hết sức quan trọng. Trong kết quả phân tích,
mô phỏng và tính toán đối với việc tự động phân đoạn hai xuất tuyến
475 Đồng Hới và 477 Bắc Đồng Hới ta có thể thấy hiệu quả mang lại
là rất lớn. Trên cơ sở tính toán số liệu, phương thức kết lưới vận hành
cùng với hiện trạng hệ thống SCADA hiện có, khả năng áp dụng giải
pháp tự động phân đoạn bằng hệ thống SCADA là khả thi với chi phí
đầu tư thấp.