Tải bản đầy đủ (.pdf) (157 trang)

Tài liệu Ứng dụng tính năng DMS trên hệ thống SCADA lưới điện Thành phố Hồ Chí Minh

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (5.11 MB, 157 trang )

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

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

PHẠM NGỌC MINH
ỨNG DỤNG TÍNH NĂNG DMS TRÊN
HỆ THỐNG SCADA LƢỚI 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
TRƢỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP.HCM

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

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

LUẬN VĂN THẠC SỸ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã ngành: 60520202
HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. NGUYỄN XN HỒNG VIỆT



TP Hồ Chí Minh , tháng 1 năm 2016


CƠNG TRÌNH ĐƢỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƢỜNG ĐẠI HỌC CƠNG NGHỆ TP. HCM
Cán bộ hƣớng dẫn khoa học : TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Luận văn Thạc sĩ đƣợc bảo vệ tại Trƣờng 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, Thƣ ký

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


TRƢỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM

CỘNG HÕA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

PHÒNG QLKH – ĐTSĐH

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

: Kỹ thuật điện

MSHV

: 1441830014

I- Tên đề tài:
Ứng dụng tính năng DMS trên Hệ thống SCADA lƣới điện
Thành phố Hồ Chí Minh
II- Nhiệm vụ và nội dung:
 Phân tích hiện trạng lƣới điện khu vực TP HCM và hệ thống SCADA hiện
hữu.
 Các tính năng DMS cơ bản.
 Ứng dụng tính năng DAS trên 1 lƣới điện cụ thể.
 Lập trình cho chƣơng trình vận hành mạch vịng DAS Tân thuận.

 Tính tốn 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:

tháng 01/2016

V- Cán bộ hƣớng dẫn:

Tiến sĩ Nguyễn Xuân Hoàng Việt.

CÁN BỘ HƢỚNG 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
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết

quả nêu trong Luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai cơng bố trong bất kỳ
cơng trình nào khác.
Tơi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này
đã đƣợc cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã đƣợc chỉ rõ nguồn
gốc.
Học viên thực hiện Luận văn

Phạm Ngọc Minh


ii

LỜI CÁM ƠN
Lời đầu tiên tôi xin đƣợc bày tỏ lời cám ơn sâu sắc đến những ngƣời 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 cơ trƣờng Đại Học Cơng 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 trƣờng để tơi có thể hồn thành luận văn tốt nghiệp này.
Đặc biệt tôi xin đƣợc cảm ơn thầy TS. Nguyễn Xn Hồng Việt đã tận tình
giúp đỡ, hƣớng dẫn và động viên tơi trong suốt q trình học tập cũng nhƣ thực
hiện đề tài này, để đến nay tơi 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


iii

TÓM TẮT
Để đảm bảo cung cấp điện với chất lƣợng 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 lƣới điện là một yêu cầu bức thiết. Đặc biệt là trên lƣới điện khu vực
TP Hồ Chí Minh – trung tâm kinh tế xã hội và công nghệ cao của cả nƣớc.
Đề tài tập trung trình bày một phƣơng pháp tự động hóa trên lƣới điện, đó là
chức năng tự động phát hiện phân đoạn trên lƣới 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 nƣớc nhƣng ở Việt nam thì đây là lần đầu
tiên đƣợc thực hiện trên lƣới điện khu vực đô thị Nam Sài gòn với đặc điểm lƣới
điện khá phức tạp, có nhiều sự số bật vƣợt cấp.
Để thực hiện chức năng DAS trên một mạch vòng cụ thể phải giải quyết
nhiều vấn đề kỹ thuật có liên quan nhƣ 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 lƣới
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 lƣới điện. Một hƣớng đi tất yếu trong công
cuộc hiện đại hóa một ngành mũi nhọn của nền kinh tế, đó là ngành Điện lực.


iv

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.


v

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
CHƢƠNG 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. Phƣơng pháp nghiên cứu của đề tài .................................................................3

CHƢƠNG 2 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC TP. HCM VÀ
HỆ THỐNG SCADA HIỆN HỮU .............................................................................4
2.1. Hiện trạng lƣới điện khu vực TP. HCM...........................................................4
2.2. Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM ..........................................................4
2.3. Đánh giá hệ thống SCADA lƣới điện khu vực TP. HCM ...............................6
2.4. Sự cần thiết đầu tƣ HT SCADA/DMS .............................................................6
CHƢƠNG 3 CÁC TÍNH NĂNG DMS CƠ BẢN .....................................................8
3.1. Q trình phát triển HT SCADA/DMS...........................................................8
3.2. Các tính năng DMS cơ bản .............................................................................8
3.4. Khả năng áp dụng các tính năng DMS trên lƣới điện Thành phố .................10
CHƢƠNG 4 XÂY DỰNG TÍNH NĂNG DAS TRÊN MỘT LƢỚI ĐIỆN CỤ THỂ
...................................................................................................................................11
4.1. Lựa chọn mạch vịng để triển khai ứng dụng tính năng DAS .......................12
4.2. Lựa chọn các thiết bị đóng cắt có khả năng điều khiển xa ............................13
4.3. Lựa chọn phƣơng thức truyền thông và phƣơng 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


vi
4.7. Xây dựng các kịch bản sự cố mất điện có thể xảy ra .....................................22
4.8. Xây dựng mơ hình thử nghiệm mạch vòng DAS ...........................................24
4.9. Xây dựng phƣơng 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 trƣờng 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

vƣợt cấp .........................................................................................................32
4.9.1.5. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1 bật vƣợt 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
vƣợt cấp .........................................................................................................38
4.9.1.8. Mất nguồn trạm Nam Sài Gòn và trạm Nhà Bè. .............................40
4.9.2. Xét 8 trƣờng 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 vƣợt cấp
.......................................................................................................................47
4.9. 2.5. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → RE5 bật vƣợt cấp.........................49
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 vƣợt 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. Đƣa các thiết bị lắp đặt trên lƣới điện thực tế, thử nghiệm một vài trƣờng
hợp sự cố ...............................................................................................................59
CHƢƠNG 5 LẬP TRÌNH CHO CHƢƠNG TRÌNH VẬN HÀNH MẠCH VỊNG
DAS TÂN THUẬN ..................................................................................................60
5.1. Các lƣu đồ để lập trình cho chƣơng trình mạch vịng DAS: ..........................60
5.2. Các chƣơng trình con trong chƣơng trình mạch vịng DAS ..........................63
5.3. Giải thích các biến và các lệnh sử dụng trong chƣơng trình ..........................63
CHƢƠNG 6 TÍNH TỐN NGẮN MẠCH – KIỂM CHỨNG - PHÂN TÍCH VÀ
ĐÁNH GIÁ BẢO VỆ RƠ LE TRÊN MẠCH VÕNG DAS .....................................67
6.1. Tổng quan về cơng tác tính tốn ngắn mạch và bảo vệ rơ le ......................67
6.2. Tính tốn 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 vịng 80
CHƢƠNG 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


viii

DANH SÁCH CÁC BẢNG
Bảng 4.1. Tín hiệu trạng thái Recloser ......................................................................15
Bảng 4.2.Tín hiệu đo lƣờng Recloser .......................................................................15
Bảng 4.3.Tín hiệu điều khiển Recloser .....................................................................16
Bảng 4.4. Báo cáo tín hiệu đo lƣờng 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 trƣờng hợp sự cố nhánh từ RE1đến RE3 .................................23

Bảng 4.8. Mô tả các trƣờng hợp sự cố nhánh từ RE5 đến RE3 ................................23
Bảng 4.9. Bảng trạng thái khi hệ thống vận hành bình thƣờng ................................26
Bảng 4.10. Bảng trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc giả lập ......................................46


ix
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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc 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 đƣợc giả lập ......................................56
Bảng 4.39. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................56
Bảng 6.1. Kết quả dịng ngắn mạch tính tốn ...........................................................70
Bảng 6.1.Kết quả tính tốn ngắn mạch và cài đặt trị số bảo vệ máy cắt và Recloser
...................................................................................................................................78


x

DANH SÁCH CÁC HÌNH
Hình 2.1. Mơ hình hệ thống SCADA lƣới điện TP. HCM ........................................5
Hình 2.2. Cấu trúc hệ thống SCADA lƣới điện TP. HCM .........................................5
Hình 2.3. Mơ hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lƣới điện TP. HCM ..................7
Hình 4.1.Vị trí triển khai mạch vịng thí điểm tính năng DAS ................................12
Hình 4.2.Cấu trúc mạch vịng 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 thơng thực hiện tính 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 thơng tin ......................................................20
Hình 4.11.Giao diện liệt kê các biến cố trạng thái ....................................................20
Hình 4.12. Mơ hình thử nghiệm mạch vịng ở trạng thái bình thƣờng .....................24

Hình 4.13. Đấu nối thử nghiệm các tủ điều khiển ....................................................24
Hình 4.14. Các Recloser thử nghiệm ........................................................................25
Hình 4.15.Mơ hình khi sự cố mất nguồn trạm Nam Sài Gịn ...................................27
Hình 4.16. Mơ hình khi sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → RE1 tác động đúng..........29
Hình 4.17.Mơ hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE2 tác động đúng...........31
Hình 4.18. Mơ hình khi sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → MC bật vƣợt cấp .............32
Hình 4.19. Mơ hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1 bật vƣợt cấp ............34
Hình 4.20.Mơ hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1, RE2 cùng bật ..........36
Hình 4.21. Mơ hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → MC bật vƣợt cấp .............38
Hình 4.22.Mơ hình khi sự cố mất cả hai nguồn ........................................................40
Hình 4.23.Mơ hình khi sự cốmất nguồn Nhà bè .......................................................42
Hình 4.24. Mơ hình khi sự cố giữa RE5 và RE4→RE5 tác động đúng ...................44
Hình 4.25.Mơ hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE4 tác động đúng ....................46
Hình 4.26. Mơ hình khi sự cố giữa RE5 và RE4→MC bật vƣợt cấp .......................47


xi
Hình 4.27. Mơ hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE5 bật vƣợt cấp ......................49
Hình 4.28. Mơ hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE4, RE5 cùng tác động...........51
Hình 4.29. Mơ hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→MC bật vƣợt cấp .......................53
Hình 4.30. Mơ hình khi sự cố mất cả hai nguồn .......................................................55
Hình 5.1.Mơ hình mạch vịng lƣới điện để lập trình .................................................60
Hình 5.2. Lƣu đồ chính của chƣơng trình .................................................................60
Hình 5.3. Lƣu đồ sự cố mất nguồn Nam Sài Gịn .....................................................61
Hình 5.4.Lƣu đồ sự cố giữa Gị Ơ mơn và Đào trí....................................................62
Hình 6.1. Sơ đồ mơ hình phân cấp tính tốn bảo vệ rơ le tại các TBA 110kV ........67
Hình 6.2.Mạch vịng tính tốn ngắn mạch Tân thuận ...............................................68
Hình 6.3. Mơ hình tính tốn bảo vệ rơ le mạch vịng Tân Thuận ..........................69
Hình 6.4. Sơ đồ Aspen của mạch vịng 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 tính tốn dịng 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 tính tốn dịng 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 tính tốn dịng 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 ..........................................................................................................................87
Hình 6.13.Kết quả phối hợp bảo vệ ..........................................................................88
Hình 6.14. Sơ đồ Aspen kết quả tính tốn dịng 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 ..........................................................................................................................90
Hình 6.16.Kết quả phối hợp bảo vệ ..........................................................................91


1

CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN
Hệ thống SCADA đã đƣợc áp dụng rộng rãi trên lƣới 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
ngƣời trực. Với sự phát triển của lƣới điện và công nghệ thông tin ngày càng hiện
đại dẫn đến khả năng khối lƣợng dữ liệu thu thập ngày càng nhiều, việc xử lý thông
tin để đánh giá lƣới điện, xử lý sự cố trong thời gian thực ngày càng nhanh chóng,
đáp ứng đƣợc yêu cầu tự động hóa trong vận hành lƣới điện… tăng cƣờng khả năng
giám sát đến từng thiết bị trên lƣới trung thế nhƣ 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 đƣợc áp dụng trên nhiều nƣớc 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 lƣới điện TP. HCM dự
kiến hoàn tất đƣa vào vận hành vào cuối năm 2016.
Hệ thống SCADA lƣới điện TP. HCM đã đƣợc đầu tƣ 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 đƣợc 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 đƣợc từ xa các tín hiệu trạng thái của các
thiết bị tại trạm nhƣ tình trạng đóng cắt của các máy cắt, dao cách ly, các tín hiệu
báo động… các tín hiệu đo lƣờng nhƣ dịng áp , cơng 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 phƣơng tiện hữu hiệu cho các Điều độ viên
giám sát vận hành lƣới điện an toàn, giảm thời gian mất điện.
Tuy nhiên với việc lƣới điện ngày càng mở rộng, khối lƣợng tín hiệu
SCADA ngày càng lớn, việc giám sát điều khiển xa lƣới điện không dừng ở các
trạm điện mà đòi hỏi phải đến các thiết bị điện trên lƣới nhƣ các Recloser, các
thiết bị LBS, các tủ RMU …đồng thời với yêu cầu hiện đại hóa lƣới, nâng cao chất
lƣợng 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 cịn 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 lƣới điện phân phối trên nền tảng hệ thống SCADA.
Khi này hệ thống SCADA phải có thêm khả năng tổng hợp, phân tích đánh
giá trạng thái hệ thống điện, hỗ trợ các điều độ viên trong việc ngăn ngừa, xác
định sự cố cũng nhƣ đề xuất các trình tự khơi phục cung cấp điện một cách tối
ƣu…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 lƣới
điện, đẩy mạnh việc đƣa các ứng dụng công nghệ thông tin vào công tác vận hành
lƣới điện, xây dụng các trạm không ngƣời trực. Với mục tiêu nâng cao chất lƣợng
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) đƣa về 150 phút, 1.5 lần vào năm 2020
(tƣơng đƣơng với các nƣớc phát triển trong khu vực Đông Nam Á). Đồng thời phải
giảm lực lƣợng lao động trong bối cảnh lƣới điện ngày càng phát triển.
Để thực hiện mục tiêu trên thì việc hiện đại hóa lƣới điện với hệ thống SCADA/
DMS là một thành phần và một công cụ cực kỳ quan trọng không thể thiếu đƣợc.
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 đƣa ra các phƣơng án xử lý sự cố tối
ƣu, hoặc tự động cô lập điểm sự cố, tái lập cung cấp điện… Khi khơng có hệ thống
này thời gian cơ lập và tái lập có thể tính bằng giờ nay có thể chỉ cịn 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 lƣới điện khu vực TP. Hồ Chí Minh và tình hình
ứng dụng cơng nghệ thơng tin trong việc giám sát và điều khiển lƣới điện của
Tổng Công ty Điện lực TP. HCM.
- Trình bày các cơng nghệ tính năng DMS mới trên thế giới có khả năng áp
dụng trên lƣới điện TP. HCM trong giai đoạn hiện nay.
- Lập trình mơ phỏng và ứng dụng tính năng cơ lập điểm sự cố khôi phục cung
cấp điện trên một mạch vòng trung thế lƣới điện TP. HCM.



3
1.3. Nội dung nghiên cứu của đề tài
- Nghiên cứu tình hình lƣới 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 tính năng DMS ứng dụng trên lƣới điện phân phối.
- Nghiên cứu, tìm hiểu khả năng ứng dụng thực tế các tính năng DMS trên lƣới
điện TP. HCM.
- Nghiên cứu ứng dụng tính năng cơ lập điểm sự cố và khôi phục cung cấp điện
trên một mạch vòng lƣới điện trung thế.
1.4. Phƣơng pháp nghiên cứu của đề tài
- Thu thập và tìm hiểu thơng tin về HT SCADA/ DMS trên Internet hoặc từ
nhà sản xuất trên thế giới.
- Nghiên cứu các bƣớc xây dựng hệ thống SCADA/DMS trên thực tế.
- Tìm hiểu việc thu thập thơng tin dữ liệu về hệ thống điện khu vực TP. HCM
phục vụ DMS.
- Tìm hiểu bản chất của việc xây dựng ứng dụng tính năng DMS vào thực tiễn.
- Tìm hiểu và phân tích về cơng tác vận hành lƣới điện và khả năng ứng dụng
các chức năng DMS.


4

CHƢƠNG 2 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU
VỰC TP. HCM VÀ HỆ THỐNG SCADA HIỆN HỮU
2.1. Hiện trạng lƣới điện khu vực TP. HCM
Lƣới điện truyền tải khu vực TP. HCM có các cấp điện áp 500kV, 220kV và
110kV. Tính đến cuối năm 2015, TP. HCM đƣợc cung cấp bởi 4 trạm biến áp 500
kV, 9 trạm 220kV và 52 trạm 110 kV với tổng dung lƣợng 5.978 MVA, cùng với hệ

thống các đƣờng 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 thƣờng cũng nhƣ khi
sự cố 1 đƣờng dây hoặc 1 máy biến thế.
Lƣới 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 đƣờng dây 22kV là: 1.146
km, đƣờng dây 15kV là: 3.712 km và đƣờng dây 0,4kV là: 11.750 km. Trên lƣới
điện có khoảng 24.950 trạm biến thế tổng dung lƣợng 10.720 MVA, 385 Recloser,
1148LBS, 670RMU.Trên 90% các tuyến trung thế có khả năng kết nối mạch vịng
đảm bảo khả năng chuyển tải khi sự cố hoặc khi cần cô lập 1 đoạn đƣờng dây để
công tác.
Trong năm 2015, lƣới điện khu vực TP. HCM có cơng suất tiêu thụ cực đại
là 3.575 MW và sản lƣợng cao nhất là 69,9 triệu kWh, chiếm khoảng 1/8 về tiêu thụ
điện trên cả nƣớc. 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 lƣới điện Tổng Công ty đang nỗ lực nâng cao mọi mặt về chất lƣợng cung cấp
điện.
2.2. Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM
Hệ thống SCADA lƣới 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 lƣới 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 lƣợng trạm ngày càng tăng và hoạt động thiếu tin cậy
thƣờng xuyên bị hƣ hỏng. Vào cuối năm 2013 các kỹ sƣ 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 lƣới điện.

Hình 2.1. Mơ 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 lƣới điện khu vực TP. HCM
Hệ thống SCADA hiện nay đang vận hành tin cậy đáp ứng đƣợc yêu cầu
vận hành lƣới điện, đảm bảo việc vận hành của 10 trạm điện 110 kV khơng ngƣời
trực, điều khiển xa các thiết bị đóng cắt cho 31 trạm 110 kV và các Recloser trên
lƣới…
Trong thời gian tới hệ thống hồn tồn có thể kết nối thêm với nhiều trạm
điện và các thiết bị đóng cắt trên lƣới, đáp ứng việc mở rộng các trạm không ngƣời
trực cũng nhƣ thao tác từ xa các thiết bị đóng cắt trên lƣới. Tuy nhiên hệ thống mới
dừng lại ở việc thu thập giám sát các tín hiệu trên lƣới điện nhƣ 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 tƣ 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 lƣợng cung cấp điện ngày càng cao và phức tạp. Các điều
độ viên lƣới điện khu vực TP. HCM ngày càng rất cần các phƣơng tiện hỗ trợ
trong công tác điều hành nhƣ đánh giá lƣới điện trong thời gian thực, các bƣớc thao
tác tối ƣu về mặt tổn thất, về chất lƣợng điện do hệ thống máy tính đƣa ra để lựa
chọn, hoặc hỗ trợ trong việc phát hiện và cơ lập sự cố… Đó là các tính năng của
một hệ thống SCADA/ DMS mà Tổng Công ty Điện lực TP. HCM đang hƣớng tới
đầu tƣ và dự kiến sẽ đƣa vào vận hành vào cuối năm 2016 và đó là cơng 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 tính năng nổi trội hơn so với
hệ thống SCADA hiện hữu.
Hệ thống có một màn hình lớn kích thƣớc 2x6m để có thể trình bày tồn
cảnh hệ thống lƣới điện TP. HCM.
Hệ thống có khả năng kết nối với hệ thống thơng tin địa lý (GIS) của Tổng
công ty để thu thập các số liệu lƣới điện và hiển thị các thông số vận hành lƣới 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 lƣới trung thế, cho phép giám sát tình hình


7
mất điện đến cà các khách hàng hạ thế. Cho phép tính các chỉ số tin cậy cung cấp
điện SAIDI, SAIFI trên lƣới điện.
Hệ thống có khả năng chia sẻ các consol để các Cơng ty Điện lực có thể
cùng theo dõi giám sát lƣới điện tại đơn vị mình và đồng thời có khả năng cung cấp
một giao diện Web về tình hình vận hành lƣới điện.

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


8

CHƢƠNG 3 CÁC TÍNH NĂNG DMS CƠ BẢN
3.1. Q trình phát triển HT SCADA/DMS
Từ những năm đầu thập niên 1980, cùng với sự ra đời của các máy tính, sự
phát triển của công nghệ truyền dữ liệu và công nghệ thơng tin, sự phát triển nhanh
chóng của hệ thống điện về quy mơ cũng nhƣ phải đảm bảo tính an toàn, liên tục,
tin cậy, chất lƣợng, kinh tế trong cung cấp điện… đã dẫn đến các nhu cầu phải giám

sát, điểu khiển hệ thống điện trong thời gian thực và điều này đã đƣa đến sự ra đời
của hệ thống SCADA. Cùng với sự phát triển của lƣới điện theo thời gian khi số
lƣợng và việc ứng dụng công nghệ thông tin vào các thiết bị, các lƣới điện, các
trạm điện, các nhà máy điện ngày càng tăng, khối lƣợng tin hiệu càng nhiều, thời
gian yêu cầu các Điều độ viên phải xử lý càng ngắn và chính xác… đã dẫn đến sự
ra đời của hệ thống SCADA/EMS (Hệ thống SCADA quản lý nguồn và lƣới truyền
tải) và hệ thống SCADA/ DMS (Hệ thống SCADA quản lý lƣới phân phối).
Ngoài việc giám sát và điều khiển nhƣ hệ thống SCADA, hệ thống
SCADA/DMS còn cho phép các kỹ sƣ và đều độ viên phân tích lƣới điện và lên kế
hoạch thực hiện các thao tác vận hành lƣới điện.
Với số lƣợng dữ liệu thu thập cực kỳ lớn của lƣới điện trong thời gian thực,
các Điều độ viên không thể dễ dàng giám sát đƣợc sự vận hành của lƣới điện. Do đó
một số chức năng phân tích lƣới điện đƣợc sử dụng để phân tích các dữ liệu, đánh
giá tình trạng lƣới điện và trình bày các thơng tin tổng hợp cho ngƣời vận hành ở cả
hai chế độ: chế độ thời gian thực và chế độ nghiên cứu.
Chế độ thời gian thực sử dụng các dữ liệu đo lƣờng, trạng thái các thiết bị
để đánh giá tình trạng lƣới điện.Chế độ nghiên cứu sử dụng các dữ liệu hoặc một
chế độ vận hành cụ thể của lƣới điện đƣợc lƣu trữ để giải các bài toán về phƣơng
thức chế độ vận hành.
3.2. Các tính năng DMS cơ bản
1. Chức năng phân định tải trên thanh cái (Bus Load Allocation):
Chức năng này đƣa ra các ƣớc lƣợng về các phụ tải (kW và kVAr) tại các
phát tuyến khi khơng có các dữ liệu đo xa. Chƣơng trình sẽ tự động tính tốn ra các
giá trị đo lƣờng để đảm bảo cân bằng giữa các tải đƣợc phân định và các tải đƣợc đo
xa, căn cứ trên các dữ liệu phụ tải quá khứ, thông số kết cấu lƣới điện.


9
2. Chức năng tính tốn trào lưu cơng suất lưới phân phối (Distribution
Power Flow): việc tính tốn đƣợc thực hiện trên cả ba pha lƣới điện, lƣới điện

không cân bằng, có kết vịng hoặc hình tia, xác định điện áp tại tất cả các nút và
dịng, cơng suất qua tất cả các phân đoạn trên lƣới phân phối.
3. Chức năng giám sát trong giới hạn (Limit Monitor): chức năng này
kiểm tra các trào lƣu và điện áp trên các nhánh mà nằm ngoài các giới hạn vận hành
cho phép.
4. Chức năng phân tích chỉ số chất lượng điện năng (Power Quality
Index Analysis): chức năng này xác định các sự vi phạm về điện áp ngoài phạm vi
cho phép kể cả tình trạng mất cân bằng điện áp.
5. Chức năng phân tích tổn thất (Loss Analysis): chức năng này tính tốn
tổn thất kỹ thuật của các thiết bị.
6. Chức năng tính tốn ngắn mạch (Short Circuit Calculation): chức
năng này tính tốn các dòng ngắn mạch pha đất, pha pha, ba pha… cho từng vị trí
đƣợc chọn trên lƣới điện.
7. Chức năng tự động hóa lưới phân phối (Distribution Automatic
System- DAS): chức năng này tạo ra một loạt các đóng cắt tự động theo trình tự để
cơ lập phân đoạn sự cố và khôi phục cung cấp điện cho các phân đoạn khơng bị sự
cố.Đây cũng chính là chức năng đƣợc phân tích sâu trong đề tài này.
8. Chức năng tái cấu trúc các phát tuyến tự động (Automated Feeder
Reconfiguration): chức năng này đƣa ra các kịch bản để tối ƣu việc khôi phục
cung cấp điện cho khách hàng, giảm tải các phân đoạn bị quá tải và tối ƣu hóa các
điểm mở trên lƣới.
9. Chức năng quản lý mất điện theo kế hoạch (Planned Outage Study):
chức năng này cung cấp một phƣơng thức tự động để chuẩn bị, đánh giá và quản lý
các công tác cắt điện theo kế hoạch.
10. Chức năng quản lý tải, điện áp, công suất phản kháng (Load and
Voltage/VAR Management): chức năng này tối ƣu hóa, phối hợp các tụ bù, các bộ
điều chỉnh điện áp nhằm cung cấp công suất phản kháng và giữ cho sự vận hành
lƣới điện nằm trong giới hạn điện áp cho phép.



×