Tài liệu Nghiên cứu sử dụng giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối (das) để nâng cao chất lượng vận hành cho lưới điện thành phố quy nhơn

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC QUY NHƠN LÊ TRỌNG QUYẾT LUẬN VĂN THẠC SĨ NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) ĐỂ NÂNG CAO CHẤT LƯỢNG VẬN HÀNH CHO LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ QUY NHƠN Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 Khóa: 24 NGƯỜI HƯỚNG DẪN: TS. ĐỖ VĂN CẦN BÌNH ĐỊNH, 2022 ii LỜI CAM ĐOAN Tôi cam đoan công trình này là do bản thân thực hiện dựa trên một số tài liệu tham thảo đã trích dẫn, không có trùng lặp hoặc sao chép của người khác iii LỜI CẢM ƠN Để hoàn thành luận văn tốt nghiệp này tôi đã nhận được sự quan tâm, giúp đỡ nhiệt tình của nhiều tập thể, cá nhân trong và ngoài nhà trường trong quá trình học tập và nghiên cứu. Lời đầu tiên tôi xin chân thành cảm ơn quý thầy cô, cán bộ Trường Đại học Quy Nhơn và đặc biết là quý thầy cô, cán bộ trong khoa Kỹ thuật và Công nghệ - Trường Đại học Quy Nhơn đã dìu dắt tôi trong suốt thời gian học tập cũng như hoàn thành luận văn tốt nghiệp này. Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới TS. Đỗ Văn Cần, người thầy đã trực tiếp hướng dẫn chỉ bảo tận tình và giúp đỡ tôi hoàn thiện luận văn tốt nghiệp này. Để hoàn thành nghiên cứu này tôi còn nhận được sự động viên khích lệ và giúp đỡ của bạn bè, đồng nghiệp và những người thân trong gia đình. Tôi chân thành cảm ơn những tình cảm quý báu đó. Tôi xin chân thành cảm ơn! Bình Định, ngày … tháng … năm 2022 Tác giả luận văn Lê Trọng Quyết iv MỤC LỤC 1. 2. 3. 4. 5. Lý do chọn đề tài ........................................................................... 1 Tổng quan tình hình nghiên cứu ..................................................... 2 Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu đề tài ......................................... 3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ................................................... 4 Phương pháp nghiên cứu ................................................................ 4 Chương 1. 1.1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI .....................................5 Giới thiệu lưới điện phân phối ...........................................................................5 1.2 Sơ lược lưới điện phân phối Bình Định ............................................................. 7 1.2.1 Lưới điện Quy Nhơn. .........................................................................................8 1.2.2 Hiện trạng lưới điện phân phối Quy Nhơn .........................................................9 1.3 Chức năng chính của hệ thống SCADA/DMS tại TTĐK Bình Định ................9 1.3.1 Về điều khiển ....................................................................................................10 1.3.2 Về giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái, cảnh báo .......................................10 1.3.3 Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường từ rơle, BCU .......................................11 1.4 Đề xuất giải pháp thực hiện DAS .....................................................................12 1.5 Kết luận chương 1 ............................................................................................ 13 Chương 2. NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) .....................................................................................................14 2.1 Đặc điểm hệ thống tự động hoá cho lưới điện phân phối (DAS) .....................14 2.1.1 Định nghĩa hệ thống tự động hoá cho lưới điện phân phối .............................. 14 2.1.2 Mục tiêu đặt ra cho lưới điện phân phối........................................................... 14 2.1.3 Đặc điểm quá trình tự động hoá lưới điện phân phối .......................................15 2.2 Hạ tầng cần thiết để ứng dụng hệ thống DAS ..................................................16 2.2.1 Thiết bị hiện có trong lưới điện phân phối .......................................................16 2.2.2 Phần mềm tại TTĐK ........................................................................................18 2.2.3 Hệ thống đo đếm .............................................................................................. 20 2.2.4 Hạ tầng truyền dẫn............................................................................................ 20 2.3 Nghiên cứu giải pháp tự động hoá lưới điện phân phối (DAS) .......................20 2.3.1 Đề xuất cấu hình FLISR cho lưới điện phân phối ............................................20 2.3.2 Xây dựng BVRL đối với hệ thống FLISR .......................................................21 2.3.3 Thiết lập vận hành hệ thống FLISR .................................................................21 2.3.4 Xây dựng cấu trúc DAS ...................................................................................23 v 2.3.5 Xây dựng nguyên lý tự phục hồi sau sự cố cho lưới điện phân phối ...............26 2.3.6 Giải pháp phần cứng .........................................................................................27 2.3.7 Giải pháp phần mềm.........................................................................................30 2.3.8 Giải pháp truyền thông .....................................................................................35 2.4 Kết luận chương 2 ............................................................................................ 40 Chương 3. NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG TỰ ĐỘNG HOÁ VÀO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI QUY NHƠN...............................................................................42 3.1 Hệ thống SCADA/DMS lưới điện phân phối hiện nay ....................................42 3.1.1 Hiện trạng phần cứng, phần mềm trên TTĐK Bình Định ................................ 42 3.1.2 Tình hình vận hành hệ thống SCADA/DMS (năm 2021) ................................ 43 3.1.3 Cấu trúc sơ đồ vận hành SCADA.....................................................................44 3.2 Xây dựng DAS trên sơ đồ nhất thứ cho lưới điện phân phối Quy Nhơn .........51 3.2.1 Các bước vận hành chính của hệ thống DAS với hai xuất tuyến .....................52 3.2.2 Các bước vận hành chính của hệ thống DAS một xuất tuyến:.........................53 3.2.3 Các trường hợp vận hành tự động hóa trên một xuất tuyến khi xảy ra sự cố ..53 3.3 Xây dưng hệ thống DAS trên phần mềm SCADA tại TTĐK Bình Định ........58 3.3.1 Sơ đồ cấu trúc và cấu hình của hệ thống truyền thông.....................................58 3.3.2 Các bước cấu hình hệ thống trên SCADA Explorer ........................................59 3.4 Xây dựng DAS trên phần mềm cho lưới phân phối Quy Nhơn .......................66 3.4.1 Các thiết bị trên lưới điện .................................................................................66 3.4.2 Cấu hình RTU trong tủ RMU ...........................................................................67 3.5 Áp dụng giải pháp về truyền thông cho lưới phân phối Quy Nhơn .................68 3.6 Kết luận chương 3 ............................................................................................ 70 Chương 4. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG .....................................................................71 4.1 Thiết lập các tham số mô phỏng trên STC Explorer ........................................71 4.2 Kết quả mô phỏng ............................................................................................ 71 4.3 Phân tích quá trình xử lý của FLISR ................................................................ 73 4.4 Độ tin cậy .........................................................................................................76 4.5 Kết luận chương 4 ............................................................................................ 77 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ..................................................................................... 79 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO ...................................................................... I PHỤ LỤC .................................................................................................................... III vi DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ Hình 1: Giải pháp tự động hoá cho cho lưới điện phân phối [3] .................................... 2 Hình 2: Các điều độ viên PC Đà Nẵng đang theo dõi vận hành hệ thống DAS tại Trung tâm điều khiển [8] .......................................................................................................... 3 Hình 1.1: Minh họa mô hình tổ chức tổng thể lưới điện phân phối ................................ 5 Hình 1.2: Mô hình minh họa lưới điện thông minh ........................................................ 6 Hình 1.3: Sơ đồ lưới điện phân phối Quy Nhơn [11] (xem PL1) ................................... 9 Hình 1.4: Vận hành hệ thống SCADA/DMS lưới điện phân phối Quy Nhơn .............. 10 Hình 2.1: Cấu trúc phân lớp hệ thống phần mềm tại trung tâm điều khiển [13]........... 18 Hình 2.2: Các bước thực hiện quy trình FLISR ............................................................ 20 Hình 2.3: Hệ thống DAS kiểu cổ điển ........................................................................... 23 Hình 2.4: Đề xuất hệ thống DAS kiểu phân tán ............................................................ 24 Hình 2.5: Đề xuất hệ thống DAS kiểu tập trung ........................................................... 24 Hình 2.6: Quy trình hoạt động của lưới điện khi có sự cố ............................................ 26 Hình 2.7: Mạng lưới điện phân phối 2 nguồn cấp ......................................................... 26 Hình 2.8: Thuật toán xem xét tái cấp nguồn trở lại ....................................................... 27 Hình 2.9: Đề xuất mô hình triển khai phân cứng .......................................................... 28 Hình 2.10: Sơ đồ kết nối dữ liệu trong hệ thống DAS .................................................. 29 Hình 2.11: Thuật toán tổng quát trên DAS.................................................................... 30 Hình 2.12: Thiết lập Command Sequence tại MC đầu tuyến ........................................ 31 Hình 2.13: Thiết lập Command Sequence tại Recloser................................................. 31 Hình 2.14: Thiết lập Command Sequence tại LBS ....................................................... 32 Hình 2.15: Thiết lập Command Sequence tại RMU ..................................................... 32 Hình 2.16: Màn hình chính hệ thống FLISR ................................................................. 33 Hình 2.17: Giao diện tạo biến logic............................................................................... 33 Hình 2.18: Cấu hình biến FI tại tủ Recloser .................................................................. 34 Hình 2.19: Cấu hình cơ sở dữ liệu cho các thiết bị trong hệ thống DAS ...................... 34 Hình 2.20: Chương trình được thực hiện trong RTU .................................................... 35 Hình 2.21: Giao thức vận hành hệ thống truyền thông ................................................. 38 Hình 2.22: Đặc điểm, giao thức, các hình thức tổ chức Ring, Chain ............................ 39 vii Hình 3.1: Mô hình hệ thống SCADA/DMS hiện tại của TTĐK Bình Định ................. 42 Hình 3.2: Sơ đồ cấu trúc thiết bị phần cứng của hệ thống SCADA tại Bình Định ....... 44 Hình 3.3: Sơ đồ hệ thống truyền dẫn kết nối các TBA 110kV về Trung tâm điều khiển ....................................................................................................................................... 47 Hình 3.4: Sơ đồ cấu trúc lắp đặt hệ thống DAS lưới điện Quy Nhơn (xem PL2) ........ 51 Hình 3.5: Mạch vòng khảo sát DAS cho 2 xuất tuyến .................................................. 52 Hình 3.6: Sơ đồ một xuất tuyến của mạch vòng khảo sát DAS .................................... 53 Hình 3.7: Sự cố giữa máy cắt 475/QNH2 và Recloser 475 PĐ Điện lực...................... 54 Hình 3.8: Sự cố nằm giữa Recloser 475 PĐ Điện lực và Recloser 475 PĐ Phan Chu Trinh 2 ........................................................................................................................... 56 Hình 3.9: Sơ đồ cấu trúc hệ thống FLISR ..................................................................... 58 Hình 3.10: Giao diện chính phần mềm SCADA Explorer ............................................ 59 Hình 3.11: Tạo Station trên STC Explorer .................................................................... 59 Hình 3.12: Tạo Communication Line trên STC Explorer ............................................. 60 Hình 3.13: Trang Alarm của Status point ...................................................................... 61 Hình 3.14: Tạo font trong thư viện HMI Smart VU ..................................................... 62 Hình 3.15: Sơ đồ một sợi trong HMI Smart VU ........................................................... 63 Hình 3.16: Tạo Station Transformer trong Line Section ............................................... 64 Hình 3.17: Tạo Switch của máy cắt hợp bộ trong Line Section.................................... 65 Hình 3.18: Cài đặt thông số DMS cho máy biến áp ...................................................... 66 Hình 3.22: Cấu hình RTU phoenix................................................................................ 67 Hình 3.19: Giải pháp cho truyền thông trong DAS ....................................................... 68 Hình 3.20: Mô hình truyền thông kết nối thiết bị phân đoạn về TTĐK ........................ 69 Hình 4.1: Một số tham số mô phỏng đoạn giữa Điện lực và Recloser Phan Chu Trinh ....................................................................................................................................... 71 Hình 4.2: Sơ đồ lưới điện khi làm việc bình thường ..................................................... 71 Hình 4.3: Sự cố trên đoạn 475 Điện lực và 475 Phan Chu Trinh.................................. 72 Hình 4.4: Recloser 475 Phan Chu Trinh cắt để cô lập sự cố. ........................................ 72 Hình 4.5: Chuyển tải cho khu vực nằm ngoài vùng sự cố ............................................ 73 viii DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 2.1: So sánh sự khác nhau của các giải pháp DAS ..............................................25 Bảng 2.2: Kiến trúc hiệu suất nâng cao (EPA) đã được chọn .......................................37 Bảng 3.1: Tham số các xuất tuyến lưới điện thành phố Quy Nhơn .............................. 48 Bảng 3.2: Các vị trí lắp đặt thiết bị phân đoạn để triển khai DAS ................................ 49 Bảng 3.3: Tóm tắt trạng thái của các thiết bị trên xuất tuyến khi xảy ra sự cố trường hợp b .....................................................................................................................................53 Bảng 3.5: Mô tả các trường hợp vận hành ....................................................................54 Bảng 3.6: Tóm tắt trạng thái của các thiết bị trên xuất tuyến xảy ra sự cố trường hợp a .......................................................................................................................................54 Bảng 3.7: Tóm tắt trạng thái của các thiết bị trên xuất tuyến khi xảy ra sự cố trường hợp b .....................................................................................................................................56 Bảng 3.8:Tóm tắt trạng thái của các thiết bị trên xuất tuyến khi xảy ra sự cố trường hợp c .....................................................................................................................................57 Bảng 4.1: Thời gian mất điện trng bình.........................................................................76 Bảng 4.2: Độ tin cậy cung cấp điện trước và sau triển khai DAS cho 8 xuất tuyến: ....76 Bảng 4.3: Sản lượng điện trước và sau triển khai DAS cho 8 xuất tuyến:....................77 ix DANH MỤC GIẢI THÍCH NGHĨA CÁC TỪ VIẾT TẮT 1. L/R (Supervisory On/Off): Khóa Local/Remote tại tủ điều khiển Recloser 2. Remote (Supervisory On): Điều độ viên có thể thực hiện thao tác Recloser từ xa thông qua hệ thống SCADA. 3. Local (Supervisory Off): Recloser chỉ có thể thao tác tại tủ điều khiển. 4. Auto/Semi-auto: Khóa mềm trên hệ thống FLISR 5. Auto: Chương trình vận hành tự động khôi phục lưới khi có sự cố. 6. Semi-auto: Chương trình vận hành tự động được kích hoạt và đưa ra 7. các yêu cầu thông qua bảng các dòng lệnh, Điều độ viên thực hiện xác nhận trạng thái để khôi phục lại lưới điện. 8. FLISR: Fault location isolation system restore: Định vị sự cố, cách ly và khôi phục lưới điện. 9. Enable/Disable: Khóa Bật/Tắt chương trình tự động định vị sự cố, cách ly và khôi phục lưới điện. 10. B37: Phòng Điều độ Công ty Điện lực Bình Định; 11. TTĐK: Trung tâm Điều khiển hệ thống; 12. ĐĐV: Điều độ viên hệ thống điện; 13. EN/DIS: Bật/Tắt chương trình FLISR; 14. ĐLQN: Điện lực Quy Nhơn; 15. NVQLVH: Nhân viên quản lý vận hành; 16. HTĐ: Hệ thống điện; 17. TBA: Trạm biến áp; 18. SCADA: Hệ thống giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu; 19. L/R: Local/Remote. 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Ngày nay, các hệ thống tự động hóa áp dụng vào lưới điện phân phối (DASDistribution Automatic System) để việc nâng cao, cải thiện hiệu quả, độ tin cậy và chất lượng điện năng. Thực tế có nhiều mối quan tâm về việc nâng cao độ tin cậy hiệu suất và cải thiện chất lượng điện năng. Do tác động của nó đối với các phụ tải nhạy cảm. Hơn nữa, các thiết bị cụ thể cần được triển khai trong việc tự động hóa lưới điện phân phối. Bên cạnh đó các công cụ đánh giá chi phí, lợi ích, phân tích hệ thống và đánh giá độ tin cậy được sử dụng thường xuyên [1], [2]. Hiện nay, lưới điện Quy Nhơn đang hoạt động ở chế độ mạch kín vận hành hở. Khi có sự cố xảy ra trên lưới điện, phải mất một thời gian để nhân viên vận hành thực hiện thao tác cô lập điểm sự cố, thay đổi kết cấu lưới chuyển tải và cấp điện trở lại cho khách hàng. Việc này dẫn đến một số lượng khách hàng sẽ bị gián đoạn cung cấp điện trong thời gian thao tác. Về phía Công ty Điện lực, các thiệt hại có thể định lượng được bao gồm: Mất lợi nhuận tương ứng với phần điện năng bị mất không bán được do khách hàng bị ngừng cấp điện; Giảm độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng. Các thiệt hại không lượng hoá được bao gồm: Sự phàn nàn của khách hàng; Ảnh hưởng bất lợi đến kinh doanh trong tương lai và phản ứng của dư luận xã hội gây sụt giảm uy tín của Công ty. Công ty Điện lực Bình Định đã và đang thực hiện đầu tư các giải pháp về công nghệ mới, các giải pháp công nghệ tự động ngày càng được chú trọng nhằm mục đích nâng cao hơn nữa khả năng cấp điện, nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng, góp phần làm tăng sản lượng điện thương phẩm cho Công ty. Do đặc điểm hiện trạng khu vực Quy Nhơn tập trung nhiều phụ tải dịch vụ (nhà hàng, khách sạn, khu nghỉ dưỡng cao cấp v.v) nên nhu cầu tự động hóa lưới điện rất cao. Xuất phát từ yêu cầu thực tế đó, tác giả nghiên cứu, đề xuất phương án xây dựng hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối trên địa bàn Quy Nhơn để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đó cũng là lý do lựa chọn đề tài này. Sau khi xây dựng xong giải pháp, tiến hành chạy mô phỏng giải pháp cho 1 xuất tuyến, từ đó tiếp tục đề xuất lên kế hoạch và thực hiện DAS cho các xuất tuyến còn lại trên phạm vi toàn Quy Nhơn. 2 2. Tổng quan tình hình nghiên cứu Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) cung cấp chức năng điều khiển và giám sát từ xa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện (thiết bị phân đoạn), phối hợp giữa các điểm phân đoạn trên lưới điện phân phối, nhờ đó thực hiện cô lập nhanh được phân đoạn sự cố và khôi phục việc cung ứng điện cho phần còn lại của hệ thống bị sự cố [2]. Xét về khía cạnh lịch sử, hệ thống tự động lưới điện phân phối lần đầu tiên được phát triển bởi Nhật Bản vào thập niên 70, 80 của thế kỷ 20. Sau khi hệ thống DAS đầu tiên được áp dụng thành công thì hầu hết các công ty điện lực của Nhật Bản nhân rộng và phát triển hơn 20 năm trở lại đây. Trung Quốc, Đài Loan và Hàn Quốc cũng giới thiệu mô hình dựa trên kỹ thuật của Nhật Bản [3]. Hình 1: Giải pháp tự động hoá cho cho lưới điện phân phối [3] Hiện nay, tại Việt Nam việc áp dụng hệ thống DAS đã và đang được EVN triển khai thí điểm tại nhiều đơn vị [4], [5], [6], [7] như Tổng Công ty Điện lực miền Nam, Tổng Công ty Điện lực miền Bắc, Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, Tổng Công ty Điện lực Hà Nội, và Tổng Công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC), tại EVNCPC đơn vị được chọn thí điểm để áp dụng là Công ty Điện lực Đà Nẵng từ cuối năm 2018 và đến nay bước đầu đã thu được nhiều kết quả tích cực trong việc áp 3 dụng DAS để nâng cao chất lượng lưới điện phân phối [8] [7], [9]. Hình 2: Các điều độ viên PC Đà Nẵng đang theo dõi vận hành hệ thống DAS tại Trung tâm điều khiển [8] Trên cơ sở hiệu quả mang lại của việc áp dụng DAS vào lưới điện phân phối DAS tại Công ty Điện lực Đà Nẵng, dự kiến đến quý 4 năm 2022 EVNCPC sẽ triển khai thí điểm với quy mô thử nghiệm tại 13 tỉnh miền Trung và Tây Nguyên để tiếp tục đánh giá hiệu quả mang lại khi áp dụng DAS, trên cơ sở kết quả đạt được EVNCPC sẽ tiến hành triển khai DAS rộng khắp trên toàn bộ lưới điện phân phối của 13 tỉnh miền Trung và Tây Nguyên [5], [6], [9]. 3. Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu đề tài Phát triển lưới điện thông minh với công nghệ hiện đại nhằm nâng cao chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện, góp phần cho công tác quản lý nhu cầu điện, khuyến khích sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả; tạo điều kiện nâng cao năng suất lao động, giảm nhu cầu đầu tư vào phát triển nguồn lưới điện, tăng cường khai thác hợp lý các nguồn tài nguyên năng lượng, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, góp phần bảo vệ môi trường và phát triển kinh tế- xã hội bền vững - Xây dựng hệ thống tự động hoá lưới điện phân phối Quy Nhơn nhằm mục đích: ➢ Rút ngắn thời gian thao tác thiết bị, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. ➢ Nâng cao năng suất lao động, rút ngắn thời gian xử lý sự cố. 4 ➢ Tự xử lý sự cố và làm chủ được công nghệ. - Nhiệm vụ nghiên cứu của đề tài: ➢ Nghiên cứu đặc điểm và hiện trạng lưới điện phân phối cũng như xu thế tự động hóa lưới điện phân phối. ➢ Nghiên cứu hiện trạng hệ thống SCADA hiện có của Công ty Điện lực Bình Định trên cơ sở hiện trạng đưa ra giải pháp triển khai áp dụng tự động hóa cho lưới điện phân phối Quy Nhơn. 4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu Đối tượng: Lưới điện phân phối trung áp có cấp điện áp 22kV tại Quy Nhơn; Phạm vi: Áp dụng tự động hoá trong khâu vận hành lưới điện phân phối trung áp có cấp điện áp 22kV và xây dựng hệ thống giám sát, điều khiển các thiết bị đóng cắt phân đoạn của lưới điện phân phối trung áp có cấp điện áp 22kV như: LBS, Recloser... để đưa ra giải pháp tự động hóa nhằm vận hành tối ưu khi kết nối vào lưới điện. 5. Phương pháp nghiên cứu Nghiên cứu các giải pháp hiện có trong và ngoài nước về tự động hoá lưới điện phân phối từ đó áp dụng cho lưới điện phân phối trung áp có cấp điện áp 22kV của Quy Nhơn. Đi từ nền tảng lý thuyết đến thử nghiệm trên phần mềm sẵn có, xây dựng các thuật toán tối ưu trên phần mềm từ đó hướng đến thử nghiệm trên hệ thống phần mềm, mô phỏng các kết quả khả năng áp dụng vào thực tiễn. Trên cơ sở kết quả nghiên cứu giải pháp triển khai tự động hóa cho lưới điện phân phối Quy Nhơn, hướng đến đề xuất giải pháp mở rộng ra lưới điện phân phối cho toàn tỉnh. 5 Chương 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 Giới thiệu lưới điện phân phối Hệ thống điện phân phối đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện năng đến các hộ tiêu thụ trong hệ thống điện. Các công ty điện lực đang áp dụng một cách tích cực việc giám sát, điều khiển và quản lý hệ thống phân phối điện có sự hỗ trợ của máy tính để ngày càng cung cấp nhiều cải tiến trong các dịch vụ tiêu dùng. Do đó, các hoạt động nghiên cứu và phát triển đang được thực hiện rộng rãi để tự động hóa hệ thống phân phối điện đang áp dụng những tiến bộ gần đây trong lĩnh vực Công nghệ thông tin (CNTT) và hệ thống truyền thông dữ liệu. Điều khiển linh hoạt hệ thống phân phối, có thể được sử dụng để nâng cao hiệu quả, độ tin cậy và chất lượng dịch vụ điện được thực hiện bằng quá trình tự động hóa trong lĩnh vực phân phối. Ngày nay, các nghiên cứu và phát triển trên toàn thế giới được nhấn mạnh vào lĩnh vực cách mạng công nghệ truyền thông, ứng dụng giao thức IEC61850 trong tự động hóa hệ thống phân phối mang lại sự thông minh và hiệu quả hoạt động cao hơn [1]. Hình 1.1: Minh họa mô hình tổ chức tổng thể lưới điện phân phối Hiện nay, việc phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) đang là xu thế tất yếu và là mối quan tâm hàng đầu của ngành điện Việt Nam cũng như toàn thế giới nhằm mục tiêu nâng cao chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo cung cấp điện 6 liên tục cho khách hàng sử dụng điện. Lưới điện thông minh là hệ thống điện được hiện đại hóa để giám sát, bảo vệ và tối ưu một cách tự động các thành phần tham gia từ các nguồn điện tập trung và phân tán, lưới điện truyền tải và phân phối đến các hộ sử dụng điện nhằm đảm bảo quá trình cung cấp và sử dụng điện năng tối ưu, tin cậy và đảm bảo chất lượng [10]. Hình 1.2: Mô hình minh họa lưới điện thông minh Để hỗ trợ cho lộ trình phát triển lưới điện thông minh, Thủ tướng Chính phủ đã có Quyết định số 1670/QĐ- TTg ngày 08/11/2012 phê duyệt Đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam [5], [6]. Đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam định hướng lộ trình phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam theo 3 giai đoạn, cụ thể như sau: Trong giai đoạn 1 (từ năm 2012-2016), triển khai chương trình tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống điện, trong đó sẽ triển khai các ứng dụng nhằm tăng cường độ tin cậy, tối ưu vận hành lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối, giảm tổn thất điện năng. Trong giai đoạn 2 (2017-2022), tiếp tục thực hiện chương trình tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống điện, tập trung vào lưới điện phân phối; trang bị cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin – viễn thông cho lưới điện phân phối; triển khai các ứng dụng của lưới điện thông minh; xây dựng các quy định kỹ thuật; chương trình truyền thông cho cộng đồng. Trong giai đoạn 3 (từ sau năm 2022), tiếp tục chương trình trang bị cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin – viễn thông cho lưới điện phân phối, trong đó sẽ triển khai tiếp các công cụ tối ưu vận hành từ lưới điện truyền tải sang 7 lưới điện phân phối… 1.2 Sơ lược lưới điện phân phối Bình Định Lưới điện phân phối 22kV tỉnh Bình Định nhận điện từ TBA 220kV Quy Nhơn (E21), Các nhà máy thủy Điện như: Vĩnh Sơn, Vĩnh Sơn 5, Trà Xom… và một số nhà máy điện từ nguồn năng lượng tái tạo như: Fujikura, Phương mai 1, Phương mai 3, Cát Hiệp,… qua 14 TBA 110kV: TBA 110kV Tam Quan, TBA 110kV Hoài Nhơn, TBA 110kV Phù Mỹ, TBA 110kV Mỹ Thành, TBA 110kV Phù Cát, TBA 110kV An Nhơn, TBA 110kV Đồn Phó, TBA 110kV Tây Sơn, TBA 110kV Nhơn Tân, TBA 110kV Long Mỹ, TBA 110kV Phước Sơn, TBA 110kV Nhơn Hội, TBA 110kV Đống Đa và TBA 110kV Quy Nhơn 2 với tổng công suất đặt là 826 MVA, 31 xuất tuyến 110kV và 143 xuất tuyến 22kV phân bố trải đều trên địa bàn tỉnh Bình Định. Căn cứ lộ trình phát triển lưới điện thông minh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Công ty Điện lực Bình Định đã đẩy mạnh việc ứng dụng các thiết bị, công nghệ mới, hiện đại và xây dựng kế hoạch phát triển lưới điện thông minh Công ty Điện lực Bình Định giai đoạn 2015-2022 với các mục tiêu như sau: - Xây dựng lưới điện trung thế hiện đại, hoạt động ổn định. Toàn bộ các thiết bị đóng/cắt trên lưới trung thế được giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu từ xa qua hệ thống SCADA. Hệ thống có khả năng tự động cô lập điểm sự cố và tự phục hồi cấp điện sau khi xử lý sự cố. Đầu tư và hoàn chỉnh mạch vòng cho các xuất tuyến trung thế. - Đầu tư mới hoặc sắp xếp, bố trí lại các thiết bị đóng cắt có khả năng khép vòng nóng (không mất điện khi chuyển phương thức) để hạn chế tối đa các trường hợp mất điện do công tác sửa chữa bảo dưỡng lưới điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Đến năm 2022, các chỉ số SAIFI đạt 4.08 lần, SAIDI đạt 230.6 phút, MAIFI đạt 0.073 lần. - Tiếp tục đầu tư cải tạo, thay thế các Recloser kết nối được vào hệ thống SCADA hiện có trên lưới điện. Đảm bảo 100% các Recloser trên lưới kết nối được với hệ thống SCADA để thu thập dữ liệu và thao tác xa. - Lựa chọn 02 xuất tuyến trung thế: thực hiện sắp xếp lại thiết bị đóng cắt, lắp đặt bổ sung các bộ cảnh báo sự cố đường dây trên không (Fault Passage Indicator) và thử nghiệm vận hành tự động hóa hoàn toàn (Distribution Automation) trên các xuất tuyến này (tự động cô lập điểm sự cố phân đoạn nhanh và tự phục hồi cấp điện). Định 8 hướng mô hình đầu tư phát triển lưới trung thế, đảm bảo đến năm 2022, 50% xuất tuyến trung thế lưới điện Điện lực Quy Nhơn có thể vận hành tự động hóa hoàn toàn. - Ứng dụng công nghệ sửa chữa lưới điện trung thế hotline để giảm thời gian mất điện do công tác. - Tất cả các TBA 110kV được vận hành không người trực. - Xây dựng Trung tâm điều khiển thực hiện thao tác xa các TBA 110kV không người trực. - Đến năm 2022 hoàn thành áp dụng quản lý lưới điện trên nền bản đồ (GIS) 1.2.1 Lưới điện Quy Nhơn. Lưới điện khu vực Quy Nhơn nhận điện từ 4 trạm biến áp 110kV là TBA 110kV Đống Đa, TBA 110kV Nhơn Hội, TBA 110kV Quy Nhơn 2 và TBA 110kV Sông Cầu (cấp điện cho xã đảo Nhơn Châu) và một TBA 220kV Quy Nhơn, tổng cộng 27 xuất tuyến 22kV với 75.551 khách hàng sử dụng điện. Riêng các phụ tải chủ yếu của khu vực trung tâm Quy Nhơn là các phụ tải quan trọng như các đơn vị hành chính, bệnh viện, trường học, doanh nghiệp dịch vụ du lịch, khách sạn, các khu dân cư… được nhận được nhận nguồn từ 2 TBA là TBA 110kV Quy Nhơn 2 và TBA 110kV Đống Đa. Theo kết quả báo cáo tổng kết tại hội nghị tổng kết năm 2021 của Công ty Điện lực Bình Định năm 2021 độ tin cậy cung cấp điện khu vực Quy Nhơn phản ánh qua 2 chỉ tiêu: Chỉ tiêu SAIDI chỉ đạt 299,4 phút/KH, chỉ tiêu SAIFI 1,23 lần/KH. 9 Hình 1.3: Sơ đồ lưới điện phân phối Quy Nhơn [11] (xem PL1) Việc triển khai phát triển lưới điện thông minh được thực hiện trên phạm vi toàn bộ lưới điện Điện lực Quy Nhơn (bao gồm lưới 110kV, 22kV, 0.4kV kể cả công tơ khách hàng cá nhân), trong đó ưu tiên thực hiện tự động hóa lưới điện phân phối nhằm vận hành tối ưu hệ thống và tăng độ tin cậy cung cấp điện; xây dựng và phát triển hạ tầng công nghệ thông tin có tính tập trung, đảm bảo hoạt động tin cậy và hiệu quả. 1.2.2 Hiện trạng lưới điện phân phối Quy Nhơn Hiện tại các xuất tuyến đã được khép vòng qua các LBS-C, LBS-O, Recloser nhưng vận hành mở. Mức độ tự động hoá chưa có, đối với các thiết bị không có điều khiển xa, phải mất thời gian để nhân viên vận hành đến vị trí thiết bị, nhận lệnh từ điều độ viên và thao tác bằng tay; hoặc đối với thiết bị có điều khiển xa, khi thao tác trên hệ thống SCADA tại TTĐK còn dựa vào thao tác điều khiển đóng cắt từ xa, dựa vào kinh nghiệm của điều độ viên là chủ yếu. Các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện phản ánh qua 2 chỉ tiêu SAIDI và SAIFI vẫn còn cao chưa đáp ứng được như kỳ vọng. Vì vậy cần thiết phải áp dung giải pháp DAS vào lưới điện Quy Nhơn để nâng cao chất lượng vận hành lưới điện là nhiệm vụ chung của Công ty điện lực Bình Định và cũng là nội dung tác giả nghiên cứu đề xuất áp dụng trong đề tài này. 1.3 Chức năng chính của hệ thống SCADA/DMS tại TTĐK Bình Định 10 Hệ thống SCADA/DMS tại TTĐK Bình Định được đặt tại tầng 6 tòa nhà làm việc công ty Điện lực Bình Định có địa chỉ số 506 đường Trần Hưng Đạo thành phố Quy Nhơn tỉnh Bình Định đang thực hiện chức năng giám sát, thu thập dữ liệu và điều khiển (đóng, mở) các thiết bị tại TBA 110kV và các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung thế có cấp điện áp 22kV/35kV trên địa bàn tỉnh Bình Định, cụ thể như sau: Hình 1.4: Vận hành hệ thống SCADA/DMS lưới điện phân phối Quy Nhơn 1.3.1 Về điều khiển - Thao tác toàn bộ các thiết bị nhất thứ từ xa tại TBA 110kV: + Điều khiển máy cắt. + Điều khiển dao cách ly. + Điều khiển Recloser, LBS. + Điều khiển máy biến áp: chuyển nấc phân áp MBA, bật tắt các nhóm quạt làm mát. + Điều khiển hệ thống tự dùng, chiếu sáng. - Thao tác các thiết bị nhị thứ bên trong trạm: + Tái lập (reset) rơle từ xa. + Điều khiển bật/tắt các chức năng bảo vệ, chuyển nhóm bảo vệ. - Thao tác đóng/cắt các thiết bị đóng, cắt trên lưới điện trung thế có kết nối SCADA về Trung tâm điều khiển. 1.3.2 Về giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái, cảnh báo - Đối với máy cắt và dao cách ly: + Trạng thái Đóng/Cắt của MC. 11 + Trạng thái DCL. + Trạng thái dao tiếp địa. + Các tín hiệu MC cảnh báo/tác động. + Cảnh báo khí SF6. + Trạng thái tại chỗ/từ xa (Local/Remote). + Giám sát cuộn cắt của MC. + Trạng thái các Aptomat… - Đối với Recloser, LBS: + Trạng thái Đóng/Cắt của Recloser, LBS. - Đối với các Aptomat: + Giám sát trạng thái cầu dao. + Cảnh báo cầu dao không bình thường. - Đối với máy biến áp giám sát các trạng thái như: + Nhiệt độ cuộn dây. + Nhiệt độ dầu. + Nấc phân áp. + Chế độ làm việc của bộ điều áp dưới tải (Auto/Manual). + Chế độ làm việc của quạt làm mát (Auto/Manual). + Trạng thái điều khiển bộ điều áp dưới tải (Local/Remote).. + Trạng thái điều khiển quạt làm mát (Local/Remote). + Bảo vệ rơle tác động/cảnh báo. - Đối với hệ thống bảo vệ: + Trạng thái của các đèn tín hiệu bảo vệ. + Trạng thái của toàn bộ các tín hiệu Input/Output bảo vệ. + Trạng thái của các chức năng bảo vệ. + Cảnh báo cháy nổ trong TBA. 1.3.3 Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường từ rơle, BCU - Dòng điện 3 pha, dòng trung tính. - Điện áp 3 pha. - Công suất tác dụng. - Công suất phản kháng. - Hệ số công suất …