Đề xuất thuật toán chẩn đoán sự cố cho lưới điện phân phối áp dụng tại công ty điện lực gia lai

Đề xuất thuật toán chẩn đoán sự cố cho lưới điện phân phối áp dụng tại công ty điện lực gia lai Đề xuất thuật toán chẩn đoán sự cố cho lưới điện phân phối áp dụng tại công ty điện lực gia lai Đề xuất thuật toán chẩn đoán sự cố cho lưới điện phân phối áp dụng tại công ty điện lực gia lai luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG NGUYỄN ĐỨC TÙNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN ĐỨC TÙNG KỸ THUẬT ĐIỀU KHIỂN VÀ TỰ ĐỘNG HĨA ĐỀ XUẤT THUẬT TỐN CHẨN ĐỐN SỰ CỐ CHO C C LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG TẠI R L T CÔNG TY ĐIỆN LỰC GIA LAI DU LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT KỸ THUẬT ĐIỀU KHIỂN VÀ TỰ ĐỘNG HÓA K37 Đà Nẵng – Năm 2020 ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN ĐỨC TÙNG ĐỀ XUẤT THUẬT TOÁN CHẨN ĐOÁN SỰ CỐ CHO C C LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG TẠI R L T CÔNG TY ĐIỆN LỰC GIA LAI DU Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỀU KHIỂN VÀ TỰ ĐỘNG HÓA Mã số: 8520216 LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS TS LÊ TIẾN DŨNG Đà Nẵng – Năm 2020 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu tự thân thực Các số liệu kết nêu luận văn trung thực chƣa đƣợc cơng bố cơng trình khác Học viên C C DU R L T Nguyễn Đức Tùng TĨM TẮT ĐỀ XUẤT THUẬT TỐN CHẨN ĐỐN SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC GIA LAI Học viên : Nguyễn Đức Tùng Chuyên ngành : Kỹ thuật điều khiển Tự động hóa Mã số : Khóa K37 - Trƣờng Đại học Bách khoa – ĐHĐN Tóm tắt - Trong bối cảnh công nghiệp phát triển mạnh mẽ đất nƣớc, ngành điện ngành tiên phong mang trách nhiệm cao phục vụ cho toàn xã hội Trong hệ thống lƣới điện phân phối thành phần cốt lõi ngành điện lực Việt Nam, để phục vụ cho sản xuất, tiêu dùng công nghiệp dân dụng lƣới điện phân phối ln phải phát triển khơng ngừng thiết bị hệ thống ngày nhiều nằm địa hình phức tạp khác nhau, với mở rộng phát triển nhƣ khơng tránh khỏi cố bất thƣờng xảy mà tần suất xảy ngày tăng nhiều yếu tố khác nhƣ: địa hình, yếu tố thời tiết, thiết bị bị xuống cấp hƣ hỏng, cá phƣơng tiện giao thông xâm hại đến lƣới điện… Chính cố bất thƣờng xảy nhiều đa dạng nên việc xác định đƣợc vị trí cố nhận biết lỗi xảy điều quan trọng việc quản lý vận hành hệ thống lƣới điện phân phối để đảm bảo cung cấp điện mang hiệu cho ngƣời tiêu dùng Từ vấn đề nhu cầu tại, tác giả định chọn đề tài nghiên cứu “Nghiên cứu xây dựng thuật toán tự động chẩn đoán lỗi lƣới điện phân phối” nhằm nâng cao hiệu vận hành hệ thống Đề tài giúp cho ngƣời vận hành nhanh chóng xác định vị trí lỗi xảy loại lỗi vị trí để có phƣơng án khắc phục cố nhanh giúp thời gian tìm cố giảm giảm nhân lực cho việc tìm cố lƣới Từ khóa – Vận hành hệ thống lƣới điện phân phối; vị trí cố lƣới điện; mơ phỏng… OFFER THE FAULT LOCATION ALGORITHM IN THE DISTRIBUTION SYSTEMS ELECTRICITY APPLICATION AT GIA LAI POWER COMPANY Abstract: During operating distribution power systems, current occurrences(fault/unexpected object) happen frequently due to the specific characteristics of the system such as low level of….huge amount of cables/ devices and especially complicated terrain.There are numerous reasons that lead to instabilities: break-downs in the…violation by transports to distribution power system: animals, trees, weather factors (thunderstorms, cyclones, ),reduction of elements…, asymmetric load Therefore, finding for locations and causes of faults is a crucial requirement in operating distribution system nowadays Owing to the mentioned pratical requirements, the author decides to choose the subject of “research to build the fault location algorithm in the distribution systems” This subject gives a suggestion about solutions for locating faults in power system in order to operate more flexibly and reduce the required amount of time to fix them Key words – Distribution system operation, fault location, simulation… C C DU R L T MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN TÓM TẮT MỤC LỤC DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC HÌNH ẢNH MỞ ĐẦU………………………………………………………………………… …… LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI CẤU TRÚC CỦA ĐỀ TÀI CHƢƠNG I TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ TỰ C C R L T ĐỘNG CHẨN ĐOÁN LỖI TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI………………….…3 DU 1.1.Tổng quan tự động hóa lƣới điện phân phối 1.2.Giới thiệu hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển GLPC 1.3.Đặc điểm lƣới điện dạng cố lƣới điện phân phối GLPC 25 1.4.Các loại lỗi thƣờng xảy 25 CHƢƠNG II MƠ TẢ TỐN HỌC CỦA MỘT PHẦN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ LỖI PHA CHẠM ĐẤT CỦA HỆ THỐNG CÂN BẰNG 30 2.1.Mô tả toán học lƣới điện đơn giản 30 2.2.Mô tả toán học lƣới điện xảy lỗi chạm đất 31 2.3.Hệ thống pha không đối xứng 33 2.4.Tổng quan phƣơng pháp chẩn đoán lỗi lƣới điện phân phối 34 CHƢƠNG III ĐỀ XUẤT THUẬT TOÁN PHÁT HIỆN VÀ ĐỊNH VỊ SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC GIA LAI 38 3.1.Đặt vấn đề, tổng quan công trình nghiên cứu trƣớc 38 3.2.Các kỹ chuẩn đoán lỗi 39 3.3.Đề xuất thuật toán dạng tổng quát 40 CHƢƠNG IV KẾT QUẢ MÔ PHỎNG KIỂM CHỨNG 46 4.1.Sơ đồ mô số liệu mô 46 4.2.Mô Matlab Simulink trƣờng hợp hoạt động bình thƣờng 47 4.3.Mơ Matlab Simulink trƣờng hợp lỗi 50 4.4.Mô kiểm chứng thuật toán tự động chẩn đoán lỗi đề tài đề xuất 56 4.5.Kiểm nghiệm liệu thực tế (quá khứ) 57 KẾT LUẬN ĐỀ TÀI VÀ NHẬN XÉT ĐÁNH GIÁ 59 C C DU R L T DANH MỤC CÁC BẢNG BẢNG 1.1.GIẢ LẬP CÁC VỊ TRÍ LỖI TƢƠNG ỨNG VỚI RF = 30Ω 56 BẢNG 1.2.GIẢ LẬP CÁC VỊ TRÍ LỖI TƢƠNG ỨNG VỚI RF = 50Ω 57 BẢNG 1.3.DỮ LIỆU QUÁ KHỨ VỀ KHOẢNG CÁCH VỊ TRÍ LỖI CỦA XUẤT TUYẾN 58 BẢNG 1.4.BẢNG DỮ LIỆU MÔ PHỎNG DỰA TRÊN SỐ LIỆU QUÁ KHỨ Ở BẢNG TRÊN 58 C C DU R L T DANH MỤC HÌNH ẢNH HÌNH 1.1.QUÁ TRÌNH ĐIỀU KHIỂN VÀ GIÁM SÁT HÌNH 1.2 SƠ ĐỒ QUẢN LÍ VÀ TRAO ĐỔI THƠNG TIN CỦA HỆ THỐNG SCADA HÌNH 1.3.CÁC THÀNH PHẦN HỆ THỐNG SCADA HÌNH 1.4.CÁC THÀNH PHẦN RTU HÌNH 1.5.MÀN HÌNH GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG SCADA HÌNH 1.6 .TRUYỀN DỮ LIỆU TỪ RTU ĐẾN IEDS VÀ CÁC BỘ TẬP TRUNG THU THẬP DỮ LIỆU TỪ IEDS……………………………………………………………………………………… HÌNH 1.7.GIAO DIỆN PHẦN MỀM SYS600 CỦA ABB 11 HÌNH 1.8.GIAO DIỆN PHẦN MỀM DMS600 CỦA ABB 12 HÌNH 1.9.HỆ THỐNG GIÁM SÁT MINISCADA 12 HÌNH 1.10.CHỨC NĂNG CHÍNH MINISCADA 16 HÌNH 1.11.TỔNG QUAN HỆ THỐNG MINISCADA TP PLEIKU (GIA LAI) 17 HÌNH 1.12.GIAO DIỆN NGƢỜI DÙNG MONITOR PRO 19 HÌNH 1.13.VÍ DỤ HIỂN THỊ Q TRÌNH TRẠM BIẾN ÁP TRONG MICROSCADA 19 HÌNH 1.14.VÍ DỤ MÀN HÌNH HIỂN THỊ SỰ KIỆN MICROSCADA 20 HÌNH 1.15.VÍ DỤ MÀN HÌNH HIỂN THỊ HỆ THỐNG CẢNH BÁO MICROSCADA 21 HÌNH 1.16.MƢA BÃO LÀM CÂY QUẸT VÀO LƢỚI ĐIỆN VÀ GIÔNG SÉT 26 HÌNH 1.17.PHƢƠNG TIỆN CƠ GIỚI VÀ CÂY TRỒNG VI PHẠM KHOẢNG CÁCH GÂY SỰ CỐ 27 HÌNH 1.18.ĐỘNG VẬT, BỊ SÁT GÂY NGẮN MẠCH PHA-PHA, PHA-ĐẤT 29 HÌNH 1.19.PHÁT NHIỆT DO TIẾP XÚC KÉM TẠI MBA VÀ KẸP CÁP NGẦM 28 HÌNH 2.1.SƠ ĐỒ HỆ THỐNG PHÂN PHỐI ĐIỂN HÌNH 30 HÌNH 2.2.SƠ ĐỒ LỖI CHẠM ĐẤT MỘT PHA TRONG HỆ THỐNG BA PHA CÂN BẰNG 32 HÌNH 2.3.SƠ ĐỒ MẠCH ĐIỆN THAY THẾ LỖI CHẠM ĐẤT MỘT PHA 33 HÌNH 2.4.HỆ THỐNG PHA KHƠNG CÂN BẰNG 34 HÌNH 2.5.MỘT LỖI TRÊN ĐƢỜNG TRUYỀN CÓ HAI NGUỒN 35 HÌNH 2.6.SƠ ĐỒ NGẮN MẠCH DỰA TRÊN XẾP CHỒNG CÁC THÀNH PHẦN 37 HÌNH 3.1.CƠ SỞ KỸ THUẬT CHUẨN ĐỐN VỊ TRÍ SỰ CỐ 39 HÌNH 3.2.SƠ ĐỒ CHẠM ĐẤT MỘT PHA TRONG HỆ THỐNG BA PHA 40 HÌNH 3.3.ẢNH HƢỞNG HAI MẠCH SONG SONG 40 HÌNH 3.4.HỆ THỐNG MƠ HÌNH LƢỚI ĐIỆN ÁP DỤNG C C DU R L T HÌNH 4.1.MƠ HÌNH MÔ PHỎNG XUẤT TUYẾN LƢỚI CỦA CÔNG TY ĐIỆN LỰC GIA LAI 46 HÌNH 4.2.MƠ HÌNH MƠ PHỎNG CÁC VỊ TRÍ LỖI TRÊN XUẤT TUYẾN 46 HÌNH 4.3.KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L1 TRONG TRƢỜNG HỢP XUẤT TUYẾN BÌNH THƢỜNG 48 HÌNH 4.4.KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L2 TRONG TRƢỜNG HỢP XUẤT TUYẾN BÌNH THƢỜNG 48 HÌNH 4.5 KẾT QUẢ DỊNG ĐIỆN TẠI VỊ TRÍ L1 TRONG TRƢỜNG HỢP XUẤT TUYẾN BÌNH THƢỜNG HÌNH 4.6 KẾT QUẢ DỊNG ĐIỆN TẠI VỊ TRÍ L3 TRONG TRƢỜNG HỢP XUẤT TUYẾN BÌNH THƢỜNG HÌNH 4.7 KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L1 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ NHẤT 50 HÌNH 4.8 KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L2 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ NHẤT 51 HÌNH 4.9 KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L3 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ NHẤT 51 HÌNH 4.10 KẾT QUẢ DỊNG ĐIỆN TẠI VỊ TRÍ L1 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ NHẤT 51 HÌNH 4.11 KẾT QUẢ DỊNG ĐIỆN TẠI VỊ TRÍ L2 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ NHẤT 52 HÌNH 4.12 KẾT QUẢ DỊNG ĐIỆN TẠI VỊ TRÍ L3 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ NHẤT 51 HÌNH 4.13 KHOẢNG CÁCH VỊ TRÍ LỖI THỨ NHẤT 52 HÌNH 4.14.KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L3 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ HAI 53 HÌNH 4.15.KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L2 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ HAI 53 HÌNH 4.16.KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L1 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ HAI 54 HÌNH 4.17.KẾT QUẢ DỊNG ĐIỆN TẠI VỊ TRÍ L3 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ HAI 54 HÌNH 4.18.KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L2 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ HA 55 HÌNH 4.19.KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP TẠI VỊ TRÍ L1 TRONG TRƢỜNG HỢP LỖI THỨ HAI 55 C C DU R L T 1 MỞ ĐẦU I LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI Trong trình vận hành hệ thống lƣới điện phân phối Công ty Điện lực Gia Lai, cố bất thƣờng xảy ngày đa dạng tần suất xảy ngày dày đặc Lƣới điện phân phối với độ dự trữ cách điện không tốt, số lƣợng đƣờng dây, thiết bị nhiều phân bố nhiều địa hình khác Nên có nhiều yếu tố ảnh hƣởng tới hiệu hệ thống lƣới điện: Yếu tố thời tiết, hƣ hỏng cố đƣờng dây thiết bị, phƣơng tiện giao thơng xâm hại cơng trình lƣới điện, cối, động vật từ phụ tải khơng đối xứng… Vì vậy, việc xác định loại lỗi vị trí lỗi nhanh chóng u cầu lớn việc vận hành lƣới điện phân phối để giảm thiểu thời gian nhân lực cho việc dị tìm lỗi nhƣ xác định vị trí cố để giải cố nhanh chóng Từ nhu cầu mà Công ty Điện lực Gia Lai cần thiết vận hành, tác giả định chọn đề tài nghiên cứu: “Đề xuất thuật toán chẩn đoán cố cho lƣới điện phân phối áp dụng Công ty Điện lực Gia Lai" Đề tài đƣa thuật toán để chuẩn đốn lỗi vị trí lỗi dựa hệ thống SCADA có Cơng ty Điện lực Gia Lai để giúp vận hành hiệu nâng cao độ ổn định hệ thống xử lý cố nhanh chóng C C R L T II DU MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU Dựa điều kiện vận hành, kỹ sƣ vận hành chủ yếu dựa kinh nghiệm vận hành lâu năm để phân tích số liệu từ Rơ Le hệ thống SCADA gửi khoanh vùng vị trí lỗi với bán kính lớn sau dị tìm trƣờng Tuy nhiên việc khai thác dựa số liệu từ Rơ le hệ thống SCADA khơng có hiệu cao lƣới điện phân phối nằm địa hình phức tạp, nhiều thời gian cho việc tìm lỗi xử lý cố lỗi Vậy nên, đề tài tác giả đƣa chƣơng trình thuật tốn vào để tự động xử lý liệu từ hệ thống cách nhanh chóng để giúp Cơng ty Điện lực Gia Lai xác định vị trí cố kịp thời để khắc phục mà khơng phải tìm kiếm bán kính rộng thời gian cho việc tìm kiếm vị trí lỗi để nhanh chóng khơi phục lại lƣới điện cho khách hàng III ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU Lƣới điện phân phối với đặc tính thông số vận hành trƣờng hợp vận hành bình thƣờng phát sinh lỗi Phân tích tình hình thực tế lƣới điện Công ty Điện lực Gia Lai quản lý vận hành Các trƣờng hợp cố lƣới điện phân phối 2 Phạm vi nghiên cứu tập trung vào loại lỗi pha chạm đất, loại lỗi thƣờng xuyên xảy lƣới điện địa bàn tỉnh Gia Lai Các kiểm nghiệm đƣợc thực mổ Matlab Simulink liệu khứ IV PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU - Dựa trình vận hành hệ thống lƣới điện - Phân tích xác định vấn đề xảy nhu cầu - Xác định đề tài nghiên cứu chọn mơ hình lƣới điện để làm đối tƣợng nghiên cứu, từ xây dựng mơ hình tốn học cho hệ thống - Mơ mơ hình đối tƣợng Matlab-Simulink cho trƣờng hợp giả lập lỗi không lỗi để phân tích đáp ứng mơ theo thực tế để từ so sánh với liệu lịch sử lỗi hệ thống xảy - Nghiên cứu đề xuất thuật toán để chuẩn đoán lỗi cho lƣới điện, dựa mơ hình mơ đối tƣợng thiết lập đáp ứng đủ yêu cầu ngành điện lực - Sử dụng liệu khứ để kiểm nghiệm lại độ xác chƣơng trình thuật tốn đƣa vào sử dụng - Phân tích liệu mô thực tế để đƣa kết luận nhận xét V C C R L T Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI DU Ý nghĩa khoa học: Đề tài góp phần giải vấn đề nhận định vị trí lỗi loại lỗi tự động nhanh chóng hệ thống lƣới điện phân phối điện lực nói chung điện lực Gia lai nói riêng Ý nghĩa thực tiễn: Đề tài xây dựng thuật toán chẩn đoán lỗi hệ thống điện tự động dựa chƣơng trình thuật tốn, nhằm hỗ trợ Điều độ viên đƣa định xử lý loại trừ lỗi thơng tin vị trí lỗi đến cơng nhân quản lý vận hành giúp việc tiếp cận xử lý cố nhanh xác Điều giảm thiểu số SAIDI/SAIFI/MAIFI góp phần đảm bảo tiêu độ tin cậy lƣới điện VI CẤU TRÚC CỦA ĐỀ TÀI Đề tài đƣợc tổ chức gồm có chƣơng, phần nhƣ sau: Trƣớc tiên, phần mở đầu giới thiệu lý chọn đề tài, mục đích nghiên cứu, đối tƣợng phạm vi nghiên cứu đề tài, phƣơng pháp nghiên cứu ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài 3 CHƢƠNG I TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ TỰ ĐỘNG CHẨN ĐOÁN LỖI TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 Tổng quan tự động hóa lƣới điện phân phối Hệ thống điện ngày phức tạp, nhu cầu phụ tải ngày lớn, yêu cầu chất lƣợng dịch vụ, cụ thể độ tin cậy, hiệu suất an ninh hệ thống, ngày cao, cộng thêm quan ngại bền vững lƣợng môi trƣờng, tất mở đƣờng cho phát triển lƣới điện thông minh Các công ty điện lực áp dụng nhiều công nghệ vào hệ thống điện, bao gồm nguồn lƣợng tái tạo, nguồn điện phân bố, công nghệ thông tin truyền thông Để thành công, hoạt động quản lý hệ thống điện, ví dụ nhƣ tự động hóa phân phối (distribution automation - DA), phải dựa vào thông tin thu thập từ hệ thống theo dõi tích hợp DA cho phép nhân viên trung tâm điều khiển theo dõi tình hình hoạt động hệ thống theo thời gian thực cho phép tự động cấu trúc lại hệ thống để đạt hiệu tối ƣu, giảm tác động thời gian điện C C R L T Hiện công ty Điện lực áp dụng số công nghệ cho phép theo dõi từ xa, điều phối vận hành phận hợp thành hệ thống phân phối theo chế độ thời gian thực từ vị trí xa Nhóm công nghệ ADA bao gồm: Giám sát điều khiển thu thập liệu (supervisory control and data acquisition - SCADA), điều khiển điện áp bù vô công (volt and VAR control – VVC) DU 1.2 Giới thiệu hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển GLPC 1.2.1 Khái niệm hệ thống SCADA Supervisory Control And Data Acquiste cụm từ viết tắt SCADA hệ thống giám sát điều khiển thu thập liệu Hệ thống SCADA đƣợc định nghĩa nhƣ tập hợp thiết bị đƣợc cung cấp cho ngƣời vận hành nơi xa với thông tin đầy đủ để xác định trạng thái cụ thể thiết bị xử lý tình vắng mặt 1.2.2 Chức năng: a) Quá trình thu thập liệu (Data acquisition monitoring): Việc thu thập liệu đƣợc lấy từ trạm biến áp, nhà máy điện, thiết bị đóng cắt phân đoạn lƣới Dữ liệu thu thập đƣợc chia làm loại liệu trạng thái, liệu tƣơng tự liệu tích lũy theo thời gian Dữ liệu trạng thái bao gồm trạng thái máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, khóa điều khiển từ xa…Dữ liệu tƣơng tự liệu đầu công suất tác dụng MW, công suất phản kháng, điện áp, dòng điện,…Dữ liệu theo thời gian điện KWh, KVArh, Các liệu trạng thái lấy từ rơ le trung gian từ tiếp điểm phụ thiết bị đóng cắt đƣợc đƣa vào đầu vào số thiết bị đầu cuối RTU Các liệu tƣơng tự lấy từ cuộn thứ cấp máy biến dòng điện máy biến áp đƣợc đƣa vào biến đổi, đầu biến đổi đƣợc đƣa vào cổng đầu vào tƣơng tự RTU Tại RTU liệu đƣợc số hóa thơng qua kênh truyền gửi trung tâm điều độ b) Quá trình điều khiển giám sát (Supervisory control): Với tiêu chí đẩy mạnh điều khiển tự động hóa vào sâu bên lĩnh vực đời sống nhƣ sản xuất Hệ thống SCADA ngày hồn thiện, q trình tự động hóa hồn tồn đạt đƣợc thành phần giám sát điều khiển Quá trình giám sát tự động hóa đƣợc biên dịch thành ngƣời vận hành phịng điều khiển, có thấy q trình điều khiển từ xa hình điều khiển trung tâm hệ thống, hồn thành tất thơng tin yêu cầu hiển thị hình cập nhật khoảng thời gian thích hợp Q trình diễn nhƣ bƣớc sau: C C R L T DU Hình 1.1 Quá trình điều khiển giám sát - Thu thập liệu từ trƣờng Chuyển đổi liệu thành hình thức truyền thơng tin Gộp liệu thành khối liệu Chiều khối liệu thông qua phƣơng thức giao tiếp truyền Nhận liệu phòng điều khiển trung tâm Giải mã liệu Hiển thị liệu thích hợp hình điều khiển trung tâm 5 Ngồi chức trên, hệ thống MiniSCADA cịn có chức sau: phân tích, xử lý lƣu trữ số liệu, tính tốn phân bố trào lƣu cơng suất, ngắn mạch, độ tin cậy, quản lý nhu cầu phụ tải, cung cấp sở liệu cho mục đích khác C C R L T DU Hình 1.2 Sơ đồ quản lí trao đổi thơng tin hệ thống SCADA 1.2.3 Cấu trúc hệ thống SCADA Về hệ thống SCADA tích hợp cơng nghệ bao gồm thành phần sau: - RTU (Remote Terminal Units) Commmunication System Master Station Human Machine Interface (HMI) Hình 1.3 Các thành phần hệ thống SCADA a) Remote Terminal Units: RTU (Remote Terminal Units): khối thiết bị vào đầu cuối từ xa RTU có chức giao tiếp với thiết bị chấp hành (Actuator) Chức thành phần RTU: RTU gồm thành phần dùng để hồn thành mục tiêu giám sát điều khiển thiết bị trƣờng Communication Subsystem: giao tiếp mạng truyền thông SCADA logic RTU nội Khối hệ thống nhận đƣợc liệu từ máy chủ, biên dịch liệu, cách chúng kết nối với RTU lần lƣợt chúng kết nối đến thiết bị trƣờng RTU gửi liệu thích hợp máy trạm chủ thu thập liệu cần thiết Nó thu thập tất liệu từ thiết bị trƣờng, xử lý chuyển đổi liệu có liên quan đến máy chủ RTU báo cáo cho máy cho nhiều máy chủ Logic Subsystem: hệ thống bao gồm xử lý sở liệu, xử lý tất thời gian đƣợc lƣu giữ C C Termination Subsystem: cung cấp giao tiếp RTU thiết bị mở rộng, chẳng hạn đƣờng cáp truyền thơng, nguồn trạm thiết bị Logic RTU cần đƣợc bảo vệ khỏi môi trƣờng khắc nghiệt trạm biến áp R L T Power Supply Subsystem: Chuyển đổi từ nguồn chính, thƣờng nguồn từ trạm biến áp, cung cấp nguồn cần thiết cho hệ thống RTU khác DU Test/HMI Subsystem: Hệ thống bao gồm loạt thành phần hardware/ firmware tests, số liệu đƣợc thu thập, RTU, bảng hình kiểm tra/ bảo trì Hình 1.4 Các thành phần RTU b) Hệ thống giao tiếp: Communication System: bao gồm mạng truyền thồng công nghiệp, thiết bị viễn thông thiết bị chuyển đổi dồn kênh có chức truyền liệu cấp trƣờng đến khối điều khiển máy chủ c) HMI: C C R L T DU Hình 1.5 Màn hình giám sát điều khiển hệ thống SCADA HMI (Human Machine Interface): giao tiếp tƣơng tác trạm điều khiển giám sát trung tâm ngƣời vận hành ngƣời sử dụng hệ thống SCADA Tín hiệu đơn (single bit) hình máy tính HMI phần mềm Sys600 đƣợc chia làm mức: ALARM: cảnh báo WARNING: báo động d) Master Station: Master Station: Đây trạm thu thập liệu nhƣ máy tính, thiết bị ngoại vi, thiết bị ngõ vào, ngõ thích hợp hệ thống (Input/Output) cho phép ngƣời vận hành giám sát trạng thái hệ thống (quá trình) điều khiển đƣợc Các thành phần Master Station: Master Station đƣợc phân loại gồm thành phần phần cứng phần mềm: Hình 1.6 Truyền liệu từ RTU đến IEDs tập trung thu thập liệu từ IEDs Phần mềm Master Station: C C R L T Data acquisition and Control: bao gồm chức SCADA thu thập liệu điều khiển DU Database: Hệ thống điện SCADA yêu cầu hệ thống quản lý sở liệu chuyên dụng liệu khứ quan trọng Việc truy cập liệu truy vấn nhanh chóng đạt đƣợc sở liệu đƣợc thiết lập có thiết kế tùy chỉnh theo yêu cầu trạm chủ Reporting and Accounting: Thiết lập phân cấp hệ thống điện yêu cầu số lƣợng lớn báo cáo tài khoản đƣợc chuẩn bị để nộp cho quan khác cho mục đích nội Do đó, chức quan trọng ứng dụng điện Phần mềm báo cáo kế tốn đƣợc xác định trƣớc nhƣng nên đƣợc tùy chỉnh để đáp ứng yêu cầu tƣơng lai HMI Functions: Phần mềm bảng điều khiển ngƣời vận hành vô quan trọng để hoạt động trơn tru trung tâm điều khiển, phần mềm phải thân thiện với ngƣời dùng Phần cứng Master Station: Phần cứng trạm chủ hệ thống máy tính máy chủ đƣợc sử dụng để thực tác vụ khác đƣợc thực trạm Các máy chủ máy tính phải đƣợc chọn dựa yêu cầu trạm chủ 1.2.4 Nguyên lý làm việc hệ thống MiniSCADA: Theo chu kỳ thời gian định trƣớc, máy tính chủ hệ thống SCADA Trung tâm điều khiển thực việc truyền tín hiệu thông tin quét trạm biến áp, Recloser, LBS Các TBA, Recloser, LBS đƣợc trang bị thiết bị đầu cuối giám sát từ xa RTU/Gateway cho phép trung tâm điều khiển điều khiển thiết bị thơng qua Hơn RTU/Gateway thơng báo lại cho trung tâm điều khiển thao tác đƣợc thực nhƣ thơng số chế độ nhƣ dịng điện, điện áp, công suất tác dụng, công suất phản kháng thông số trạng thái phần tử nhƣ trạng thái đóng hay mở máy cắt, nhiệt độ… Để giảm bớt số lƣợng liệu truyền TBA trung tâm điều khiển, liệu đƣợc truyền chúng thay đổi rơi vùng giới hạn cho trƣớc Máy tính chủ trung tâm điều khiển lần lƣợt quét thiết bị đầu cuối RTU/Gateway cách gửi thông báo ngắn tới RTU/Gateway yêu cầu RTU/Gateway báo cáo Khi nhận đƣợc thông báo, RTU/Gateway gửi trả lời ngƣợc lại cho máy tính chủ liệu nhận đƣợc lƣu trữ nhớ máy tính chủ Khi thực thao tác từ điều khiển từ máy tính chủ Trung tâm điều khiển, tín hiệu điều khiển đƣợc gửi đến RTU/Gateway thông báo tín hiệu đƣợc máy in máy tính in đƣợc hiển thị hình Phần lớn hệ thống có chu trình qt tất RTU/Gateway đƣợc thực khoảng vài giây Tuy nhiên trƣờng hợp xảy cố có cảnh báo tín hiệu thay đổi trạng thái trạm đó, thơng báo đƣợc gửi từ RTU/Gateway gửi máy tính chủ, trình quét bình thƣờng bị dừng lại thời gian đủ để thiết bị nhận đƣợc thông báo phát tín hiệu cảnh báo cho ngƣời vận hành phản ứng tức Nhƣ Trung tâm điều khiển đƣợc cấp thông tin tình trạng hệ thống điện C C R L T DU Việc liên lạc máy tính chủ trung tâm điều khiển với RTU/Gateway thông qua đƣờng truyền thông tin cáp quang đƣờng truyền thông tin 3G 1.2.5 Hệ thống MiniSCADA công ty Điện lực Gia Lai: a) Tổng quan hệ thống: Hiện nay, với cách mạng cơng nghiệp 4.0 việc tự động hóa hoạt động sản xuất, đặc biệt việc tự động hóa QLVH trạm điện vơ cần thiết, Cũng tƣơng tự nhƣ ngành công nghiệp khác, ngành điện cần hệ thống dùng để thu thập liệu, giám sát điều khiển từ xa phục vụ cho công tác quản lý vận hành lƣới điện Vì thế, Trung tâm điều khiển Gia Lai đƣợc xây dựng đƣa vào vận hành Sau đó, hệ thống tiếp tục đƣợc phát triển, kết nối liên tục đƣợc mở rộng Cụ thể, Công ty Điện lực Gia Lai đầu tƣ hệ thống MiniScada/Trung tâm điều khiển phục vụ công tác vận hành hệ thống điện hạng mục sau: - 01 Trung tâm giám sát điều khiển - Các điểm đầu cuối (RTU)/Gateway thu thập số liệu, tập trung thơng tin điều khiển thiết bị đóng cắt, đo lƣờng trạm biến áp 110kV; nhà máy 10 thuỷ điện; trạm biến áp trung gian 35kV; thiết bị đóng cắt phân tán lƣới điện trung áp (Recloser; LBS…) Công ty điện lực Gia lai - Hệ thống thông tin liên lạc kết nối điểm đóng cắt, thu thập số liệu trung tâm điều khiển b) Quy mô hệ thống: Hệ thống MiniSCADA trung tâm điều khiển xa Gia Lai đƣợc thi công vận hành sơ kết nối tín hiệu từ trạm trung tâm điều khiển Gia Lai, gồm trạm 110kV: Hệ thống SCADA/DMS Công ty Điện lực Gia Lai (GLPC) đƣa vào vận hành từ tháng 5/2018, dựa công nghệ tiên tiến hãng ABB (Phần Lan) Tính đến nay, Trung tâm điều khiển kết nối điều khiển: * Hệ thống SCADA SYS600: - 11 trạm biến áp 110kV không ngƣời trực (100%); - 233 thiết bị đóng cắt lƣới (200 Reloser, 33 LBS); - 08/09 trạm biến áp trung gian, có 01 trạm biến áp 35kV (đầy đủ RTU, I/O); 07 trạm (lấy trực tiếp tín hiệu SCADA từ MC Recloser) - 06 nhà máy thuỷ điện (Ayun Trung, Pleikeo, Ry Ninh 2, Hà Tây, Ia Mơr, Đăk Ble); 01 nhà máy điện mặt trời Chƣ Ngọc (15MWp) - Giám sát 01 nhà máy điện mặt trời: Krông Pa (49MWp) C C R L T DU * Hệ thống DMS600: STT Nội dung Số lƣợng Đã cập nhật Tỉ lệ Trạm biến áp 110kV 11 11 100% Trạm biến áp TG 35kV 89% Thiết bị đóng cắt (Recloser, LBS) 200 200 100% Trạm biến áp phụ tải 4.488 4.422 98% GLPC thực cập nhật toàn sở liệu từ SYS600 sang DMS600: đo lƣờng, điều khiển ĐZ, TBA phụ tải, FCO đầy đủ theo mặt địa lý lƣới điện thực tế QLVH c) Giải pháp công nghệ chủ yếu hệ thống nhƣ sau: * Phƣơng thức truyền thông: 11 Sử dụng đƣờng truyền cáp quang kết nối với TBA 110kV cho tín hiệu SCADA Camera Sử dụng đƣờng truyền 3G, thiết lập kết nối VPN modem cho thiết phân tán lƣới điện trung áp * Giao thức truyền thông: Các trạm biến áp kết nối đến trung tâm qua giao thức IEC 60870-5-104 Giao thức sử dụng để kết nối IEDs (thiết bị điện tử thơng minh ví dụ nhƣ: Relay, BCU, Meter ) trạm biến áp: IEC61850, Modbus, DNP3.0 Giao thức sử dụng để kết nối thiết bị lƣới điên phân phối: IEC60870-5-101/104, DNP3.0 * Các phần mềm hệ thống C C R L T DU Hình 1.7 Giao diện phần mềm SYS600 ABB Hệ thống SCADA sử dụng phần mềm SYS600 V9.4 ABB, phần mềm đƣợc cài đặt SYS Server máy tính FE, hổ trợ biên dịch tất tiêu chuẩn truyền thông công nghiệp có SYS600 thực nhiệm vụ thu thập trao đổi liệu với RTU (tại trạm 35kV), Gateway (Tại trạm 110kV), Recloser, LBS lƣới điện trung áp Trạng thái thiết bị, giá trị đo lƣờng đƣợc thể dƣới giao diện đồ họa giúp ngƣời vận hành dễ dàng thao tác với thiết bị, đồng thời tất thông tin kiện từ thiết bị đến hệ thống đƣợc đồng theo đồng hồ chuẩn GPS đƣợc lƣu trữ theo trình tự thời gian 12 Chƣơng trình quản lý lƣới điện phân phối (DMS600) với hệ thống sở liệu SQL Server liên kết với liệu SYS600 theo phƣơng thức OPC (OLE for process control) Trong tồn liệu lƣới điện đƣợc thể dƣới dạng đồ địa lý (GIS) Trên sở liệu thu thập từ SCADA kết hợp với liệu tĩnh đƣợc nhập vào chƣơng trình thực tính tốn phân tích chế độ làm việc lƣới nhƣ: tính tốn trào lƣu cơng suất, tính tốn điểm mở tối ƣu, tính toán ngắn mạch, định vị cố, dự báo phụ tải, lập kế hoạch vận hành C C R L T DU Hình 1.8 Giao diện phần mềm DMS600 ABB d) Thành phần hệ thống MiniSCADA Gia Lai: Hình 1.9 Hệ thống giám sát MINISCADA 13 Máy tính chủ SYS1 SYS2: Chính 02 máy chủ, đƣợc cài đặt phần mềm microSCADA 9.4, DMS 600 chạy hệ điều hành Window Server 2012 Hai máy chủ lƣu trữ toàn sở liệu chƣơng trình hệ thống SCADA Tỉnh Gia Lai chạy song song với nhau, có chức nhiệm vụ Trong thời điểm, có máy trực tiếp làm việc (Hot), máy lại trạng thái dự phòng (Cold) sẵn sàng thay cho máy “Hot”, việc chuyển đổi trạng thái làm việc máy phần mềm xử lý tự động Máy tính FE1 (Front-End 1) FE2 (Front-End 2): hai máy đƣợc cài đặt phần mềm microSCADA 9.4 chạy hệ điều hành Window Server 2012 lƣu trữ toàn sở liệu hệ thống truyền thơng từ máy tính SYS1, SYS2 đến RTU/Gateway đặt trạm, phân đoạn lƣới Trong thời điểm, hai máy làm việc (Hot), máy FE1 kết nối trực tiếp đến SYS1, FE2 kết nối trực tiếp đến SYS2; luồng thông tin thông suốt từ RTU/Gateway ngƣợc lại Máy tính chủ HIS: Chạy hệ điều hành Window Server 2012, đƣợc cài đặt phần mềm microSCADA 9.4, DMS600 lƣu trữ toàn liệu thu thập đƣợc nhƣ biến đổi toàn hệ thống SCADA C C R L T Máy WorkStation Admin: Chạy hệ điều hành Window 7, đƣợc cài đặt phần mềm micro DMS600 phần mềm khác thuộc phạm vi SCADA, chức máy phục vụ ngƣời quản trị hệ thống theo dõi, quản lý, bảo trì phần mềm, mở rộng nâng cấp hệ thống SCADA Chỉ ngƣời có quyền đăng nhập mức quản trị hệ thống đăng nhập vào máy này, cấp đăng nhập khác đăng nhập vào đƣợc DU Máy tính WorkStation WorkStation 2: Các máy chạy hệ điều hành Window 7, đƣợc cài đặt phầm mềm micro DMS 600; hoạt động dựa phƣơng thức Remote desktop đến máy SYS1 SYS2 để hiển thị sơ đồ, thông số vận hành…, phục vụ cho ĐĐV điều khiển, giám sát thiết bị vị trí có kết nối SCADA Hai máy hoạt động dƣới điều khiển máy SYS1 SYS2, thông qua hai máy ĐĐV đăng nhập vào máy SYS1, SYS2 thân khơng có chứa sở liệu Máy tính WorkStation (Projector console): chạy hệ điều hành Window 7, đƣợc cài đặt phầm mềm micro DMS 600; hoạt động dựa phƣơng thức Remote desktop đến máy SYS1 SYS2; chức máy để phóng to sơ đồ, thơng số vận hành lên chiếu kích thƣớc 3400mmx2500mm thơng qua hai máy chiếu đặt hai vị trí khác nhau; tƣơng tự nhƣ máy WorkStation WorkStation 2, máy hoạt động dƣới điều khiển máy SYS1 SYS2 Máy in: Gồm máy in màu A4: HP M452DN máy in màu A3: HP M855 Đây toàn máy in để phục vụ in ấn báo cáo, sơ đồ… 14 GPS: Có chức thu nhận hệ thống từ vệ tinh thông qua antena, hệ thống đƣợc máy chủ SYS1, SYS2 xử lý gửi đến toàn máy tính DCC; Gateway/Modem 3G trạm phân đoạn lƣới, tồn hệ thống SCADA đƣợc đồng với thời gian (thời gian thực) M2M Gateway (GW1 GW2): thiết bị giao tiếp với Modem 3G đƣợc thiết lập đƣờng truyền VPN hệ thống Rounter+Firewall: Thiết bị định tuyến tƣờng lửa bảo vệ an toàn cho hệ thống SCADA đăng nhập hệ thống SCADA đƣờng Internet Saco: Thiết bị cảnh báo còi, đèn có thay đổi hệ thống SCADA Lan Switch: Tất thiết bị DCC đƣợc kết nối với mạng LAN kép, hai Switch nối chung với Máy phát điện, UPS: Hệ thống lƣu trữ điện (ắc quy + UPS) với công suất 15 kVA, nguồn đầu vào điện lƣới pha (0,4kV) hệ thống UPS cấp điện cho toàn thiết bị đặt DCC đƣợc giám sát chặt chẽ thiết bị giám sát RTU đặt phịng thiết bị DCC Ngồi ra, hệ thống cịn có máy phát Diesel (cơng suất 16kW, điện áp đầu cực 380/220V) Khi điện lƣới, hệ thống máy phát tự động vận hành sau thời gian đặt trƣớc C C R L T DU e) Giới thiệu giao thức IEC 60870-5-104 Giao thức IEC 60870-5-104 đƣợc ủy ban kỹ thuật điện quốc tế-IEC (International Electrotechnical Commission) phát hành vào năm 2000 IEC 60870-5104 tiêu chuẩn cho hệ thống thiết bị đƣợc giám sát điều khiển từ xa, giao thức truyền thông Gateway/RTU hệ thống trung tâm điều khiển DCC với việc truyền liệu theo dạng nối tiếp, dựa tảng TCP/IP Thông tin từ thiết bị vật lý nhƣ điện áp, dịng điện, tần số, cơng suất, nhiệt độ, trạng thái đóng cắt thiết bị… thơng tin theo hƣớng ngƣợc lại lệnh điều khiển hoạt động thiết bị vật lý Giao thức IEC 60870-5-104 hồn tồn tƣơng thích với giao thức IEC 60870-5101 lớp liên kết (Link layer) lớp ứng dụng (Aplication layer), việc xây dựng sở liệu đối tƣợng điều khiển hệ thống MiniScada IEC 104 tƣơng tự nhƣ IEC 101 Có thể mở rộng tiêu chuẩn IEC 60870-5-104 theo tiêu chuẩn sau: IEC 60870-5-1: Transmission Frame Formats (Định dạng khung truyền) IEC 60870-5-2: Link Transmission Procedures (Thủ tục truyền dẫn kết nối liệu) 15 IEC 60870-5-3: General Structure Of Application Data (Tổng quan cấu tổ chức liệu ứng dụng) IEC 60870-5-4: Definition And Coding Of Information Elements (Định nghĩa mã hóa yếu tố thơng tin) IEC 60870-5-5: Basic Application Functions (Chức ứng dụng bản) IEC 60870-5-6 Guidelines for conformance testing for the IEC 60870-5 companion standards: Các hƣớng dẫn để kiểm tra tƣơng thích cho tiêu chuẩn đồng hành IEC 60870-5 IEC 60870-5-7: Mở rộng an ninh cho giao thức IEC 60870-5-101 IEC 608705-104 (áp dụng IEC 62351) IEC 60870-5-101(1995): Giao thức truyền tin - Các chuẩn tƣơng thích cho nhiệm vụ điều khiển xa C C IEC 60870-5-102(1996): Giao thức truyền tin - Tiêu chuẩn kèm cho việc truyền tải tổng số tích hợp hệ thống điện R L T IEC 60870-5-103(1997): Giao thức truyền tin - Tiêu chuẩn kèm cho giao diện thông tin thiết bị bảo vệ DU IEC 60870-5-104(2000): Giao thức truyền tin - Truy cập mạng cho IEC 60870- 5101 sử dụng cấu hình truyền tin tiêu chuẩn Giao thức IEC 60870-5-104 hỗ trợ giao diện kết nối qua Ethernet (kênh FE-Fiber Ethernet), với tốc độ truyền kênh FE từ 128kb/s đến 2Mb/s, nên đáp ứng tín hiệu giao thức IEC 104 tốt giao thức IEC 101 Giao thức IEC 60870-5-104 thực kết nối giao thức TCP/IP nên việc bắt bắt tay lớp vật lý thực đơn giản, dễ dàng tƣơng thích hệ thống MiniSCADA với thiết bị Gateway/RTU hãng khác Với đặc điểm trên, giao thức IEC104 dễ dàng đƣợc triển khai cho giải pháp truyền thông SCADA lƣới điện phân phối, sở hạ tầng Internet công cộng với chế bảo mật hiệu Ƣu điểm giao thức IEC 60870-5-104: Giao thức IEC 60870-5-104 thực kết nối vật lý giao thức TCP/IP nên dễ dàng tƣơng thích hệ thống SCADA với RTU/Gateway hãng khác Giao thức IEC 60870-5-104 RTU/Gateway hỗ trợ địa máy chủ, phƣơng thức truyền thơng dự phịng dễ dàng thực lớp mạng khác Đƣờng truyền thơng dự phịng (backup line) đƣợc đề xuất dự án đƣờng truyền GPRS/3G 16 Giao thức IEC 60870-5-104 hoàn toàn tƣơng thích với giao thức IEC 60870-5101 lớp liên kết lớp ứng dụng, việc xây dựng sở liệu cho đối tƣợng điều khiển hệ thống SCADA khơng thay đổi Ngồi cịn hỗ trợ giao diện kết nối qua Ethernet nên việc đầu tƣ thiết bị truyền thông tƣơng đối rẻ tiền dễ quản lý bảo dƣỡng Với tốc độ kênh FE (Fast Ethernet) từ 128kb/s đến 2Mb/s, tốc độ đáp ứng giao thức IEC 104 tốt giao thức IEC 101 Việc ứng dụng giao thức truyền thông IEC 60870-5-104 cho hệ thống SCADA LĐPP khắc phục đƣợc hạn chế mà phƣơng thức truyền thông theo giao thức IEC 60870-5-101 gặp phải Trên tảng giao thức mạng TCP/IP, giao thức IEC 60870-5-104 cho phép thiết lập truyền thông cách đơn giản, chi phí thấp, đồng thời dễ dàng khai thác hạ tầng viễn thông nhà cung cấp dịch vụ Bên cạnh đó, chế dự phịng truyền thơng dự phịng hệ thống dễ dàng đƣợc thiết lập qua khả chia sẻ liệu môi trƣờng mạng Tuy nhiên, yêu cầu bảo mật giải pháp truyền thông phải đƣợc đặc biệt ƣu tiên khai thác hạ tầng truyền thông công cộng C C R L T f) Phần mềm hệ thống MiniSCADA DU * Chức MiniSCADA Hình 1.10 Chức MiniSCADA Chức MiniSCADA gồm: - Hiển thị đồ họa - Quản lý đại lƣợng cần đƣợc bảo vệ - Thu thập liệu 17 - Xu hƣớng Giám sát điều khiển Thời gian kiện đƣợc đồng Quản lý chuông cảnh báo Báo cáo cố * Cấu trúc hệ thống: Hệ thống MiniSCADA đƣợc miêu tả nhƣ hình bên dƣới bao gồm hệ thống SYS server FE server riêng biệt Mỗi SYS server chứa sở liệu ứng dụng MicroSCADA FE server cấu hình mạng lƣới cổng giao tiếp Hơn hệ thống đƣợc miêu tả nhƣ hình bên dƣới cịn sử dụng máy tính SYS dự phịng (Hot Stand-By base system) máy tính FE đƣợc cấu hình nhƣ Front-end dự phòng Hệ thống MiniSCADA đƣợc vận hành 10/100/1000 Mb/s TCP/IP LAN network dự phòng C C R L T DU Hình 1.11 Tổng quan hệ thống MiniSCADA TP Pleiku (Gia Lai) * Mô tả chức SCADA (MicroSCADA Pro SYS600) Hot Stand-By (HSB) SYS server đƣợc cấu hình nhƣ Hot Stand-By nhằm để cải thiện hệ thống Ý tƣởng “Hot Stand-By base system” có ý nghĩa hệ thống sở máy tính đƣợc kết nối với qua mạng LAN trƣờng hợp dự phòng hệ thống sở liệu đƣợc chuẩn bị tiếp quản nhanh có cố hệ thống hệ thống sở khác Một ứng dụng hệ thống sở hoạt động nhƣ ứng dụng HOT, sở hệ thống khác giống nhƣ ứng dụng Stand-By Ứng dụng stand-by đƣợc bảo trì chép liệu liên tục từ ứng dụng HOT g) Cấu hình hệ thống MicroSCADA MicroSCADA hỗ trợ giao thức truyền thông khác MicroSCADA đƣợc cài đặt sẵn phòng điều khiển trung tâm nhằm giao tiếp với Gateway server, trạm 110kV, RTUs recloser đƣợc điều khiển sử dụng giao thức truyền thông IEC 60870-5-104 18 Giao thức tổng thể IEC 60870-5-104 MicroSCADA sử dụng Ethernet để kết nối IEC 60870-5-104 giao tiếp master-slave sử dụng TCP/IP Một nhiều slave có địa IP khác kết nối với Master Trạm dự phịng Cấu hình trạm dự phịng gồm RTU với giao tiếp dự phòng với hệ thống sở Trong trƣờng hợp kiện nhận đƣợc hệ thống sở qua giao tiếp đƣợc liên kết Trong cấu hình trạm dự phịng PC-NET đƣợc miêu tả cách kết nối STA: - Proxy STA đại diện trạm dự phịng dành cho ứng dụng Nó khơng đƣợc kết trực tiếp nối với IED - Primary STA đại diện tuyến giao tiếp hệ thống sở IED - Secondary STA đại diện tuyến giao tiếp phụ hệ thống cở IED * Ứng dụng MiniSCADA C C Server cấu hình Hot Stand-By dự phịng, cấu hình bị lỗi, cấu hình khác lên nắm quyền giao tiếp q trình giám sát điều khiển mà không bị gián đoạn Một hệ thống SYS gồm ứng dụng sau: R L T DU - Main Application (GIA_LAI) - Watchdog (WD) application Chỉ hệ thống server (HOT) đƣợc hoạt động thời gian Một server khác chế độ Stand-By Server HOT chép tất thay đổi, bao gồm sở liệu nhân viên điều độ, chẳng hạn kiện, hệ thống cảnh báo, kiện bị cố trƣớc main application đến server Stand-By main application Và khơng thể truy cập vào Main Application trạng thái Stand-By Ngƣời vận hành phải luôn truy cập vào Main Application (GIA LAI) server HOT Watchdog application giám chức HSB Main Application * Giao diện MicroSCADA Giao diện ngƣời dùng đƣợc gọi Monitor Pro Mặc định, Monitor Pro bao gồm thành phần đƣợc thấy nhƣ hình bên dƣới: 19 Hình 1.12 Giao diện người dùng Monitor Pro C C Process Display name, application numbe, application name, user name, Main menu bar, View info, Lastest unacknowledged alarms, Shortcut to displays, Network Topology Coloring toobar, Process Displays, Application display area, Status bar, Customization tool, Handle for moving bars R L T DU * Màn hình hiển thị phần mềm Điển hình định quy trình hiển thị giám sát hệ thống máy cắt, ngắt kết nối, dao tiếp địa nhƣ giá trị đo lƣờng hệ thống cảnh báo trạm biến áp đƣợc nhìn thấy Màn hình hiển thị giám sát: Hình 1.13 Ví dụ hiển thị q trình trạm biến áp MicroSCADA 20 Màn hình hiển thị dịng kiện Mục đích hình hiển thị dòng kiện nhằm cung cấp cho ngƣời dùng với thông tin kiện thƣờng xảy hệ thống Do ngƣời dùng đƣa định đắn xác minh đại lƣợng thu thập đƣợc thực thành cơng Nó nhận đƣợc thơng tin hoạt động đƣợc thực ngƣời dùng khác, vận hành thiết bị, nhận biết đƣợc báo động, chỉnh sửa giới hạn giá trị, đăng nhập Màn hình hiển thị dịng kiện gồm có tính lựa chọn nhƣ sau: - Không giới hạn nhớ kiện (bị giới hạn dung lƣợng nhớ) Mỗi kiện đƣợc trình bày hàng miêu tả cố xảy Cấu hình layout: cột, fonts, công cụ, màu sắc, nhƣ Cấu hình màu sắc kiện Chế độ trình tự cấu hình: Log/ event order, lastest at top/bottom Các chế độ trình tự cập nhật/đóng băng Dễ dàng điều hƣớng thông qua kéo, go to date, time filters Sắp xếp theo cột Tìm kiếm Bộ lọc mở rộng chứa gọi lên sau Bản in Sao chép dán kiện phần mềm khác Nhận xét kiện C C R L T DU Hình 1.14 Ví dụ hình hiển thị kiện MicroSCADA 21 Màn hình hiển thị hệ thống cảnh báo: Màn hình hiển thị hệ thống cảnh báo tổng quan trạng thái báo động trình giám sát Mỗi báo động đƣợc trình bày dạng văn bản, miêu tả nguyên báo động q trình Đặc tính hình hiển thị hệ thống cảnh báo: - Hai loại hiển thị báo động - Bộ lọc thân thiện với ngƣời dùng - Màn hình hiển thị cài đặt cơng cụ dành riêng màu sắc bố cục văn - Các chế độ trình tự cập nhật/đóng băng - Xác nhận báo động - Chức reset báo động - Đƣợc phép hỗ trợ - Trợ giúp tất hộp thoại - Lớp hệ thống báo động nhìn thấy - Xác định vị trí đối tƣợng Monitor Pro - Sắp xếp cột - Tìm chức cho văn - Nếu chức khóa đƣợc sử dụng hệ thống, kiện bị khóa thơng qua danh sách - Có thể định vị đƣợc đối tƣợng thông qua danh sách C C R L T DU Hình 1.15 Ví dụ hình hiển thị hệ thống cảnh báo MicroSCADA 22 h) Ý nghĩa việc sử dụng MiniSCADA Hệ thống MiniSCADA giúp cho điện lực Gia Lai nhiều mặt Điều phải nhắc đến giúp điện lực Gia Lai giám sát điều khiển tồn hệ thống lƣới điện toàn tỉnh, điều thứ hai muốn nhắc đến giúp cho điện lực Gia Lai biết cố, lỗi hệ thống từ phần mềm phần cứng để khắc phục đƣa định đắng Bên cạnh MiniSCADA đóng góp cơng lao to lớn nhằm mục đích hƣớng đến tƣơng lai khơng xa lƣới điện Việt Nam hồn tồn tự động hóa, tất trạm biến áp làm việc cách tự động khơng cịn ngƣời trực nhật trạm lớn nhỏ i) Ƣu nhƣợc điểm MiniSCADA Ƣu điểm: Khả tự động hóa cao thay ngƣời nhiều công việc, khả chịu lỗi cao Nhƣợc điểm: Hệ có cấu trúc tập trung, thơng tin từ nhiều điểm tập trung máy tính chủ để xử lý dẫn đến việc dễ tắc nghẽn thông tin, hệ thống nhanh q tải Vì thích hợp với hệ thống nhỏ (thƣờng dƣới 100 điểm đo) Chẳng hạn hệ phù hợp với hệ thống điều độ trung tâm hệ thống điện quốc gia C C j) Mục đích MiniSCADA R L T DU Cải thiện hiệu kỹ thuật – giảm chi phí kỹ thuật độ phức tạp cần thiết để xây dựng trì hệ thống có số module chức tự động làm thay ngƣời việc phức tạp 24/7 Quản lý vòng đời tài sản nâng cao – giảm chí phí nâng cấp bảo trì hệ thống có cảnh báo ghi nhận liệu thời gian thực Trao quyền cho hoạt động – tăng hiệu hoạt động từ thông tin mạnh mẽ đơn giản hóa Ln có thơng tin xác diễn – giúp bạn phản ứng nhanh với thay đổi hay cố Tăng khả hiển thị toàn mạng lƣới Cải thiện cố tuân thủ quy định – an toàn nơi làm việc chất lƣợng hệ thống – hệ thống tự động cảnh báo có vấn đề xảy 1.2.6 Tổng quan tự động hóa việc giám sát điều khiển lưới điện phân phối EVN phát triển công tác tự động hóa lƣới điện phân phối Cơng ty điện lực tập trung vào mục tiêu chính: Hồn thiện hệ thống SCADA, chuẩn hóa mơ hình trung tâm điều khiển xa trạm biến áp không ngƣời trực, chuẩn hóa hệ thống đo đếm liệu từ xa 23 Nhiều đơn vị Tập đoàn thực tích hợp hệ thống điều khiển xây dựng, triển khai trung tâm điều khiển xa, cải tạo TBA không ngƣời trực Đây điều kiện tốt để phát huy nội lực EVN, tăng tính chủ động triển khai, xử lý cố hệ thống điều khiển đơn vị, giảm chi phí phụ thuộc vào nhà thầu nâng cấp, mở rộng dự án EVN chủ trƣơng đơn vị tự thực chuyển giao công nghệ, thuê chuyên gia nội Tập đoàn để thực phần việc tích hợp hệ thống xây dựng, nâng cấp trung tâm điều khiển xa, phát triển hệ thống điều khiển TBA 110 kV… Theo đó, Tổng công ty Điện lực miền Trung đƣợc EVN giao chủ động làm việc để chuyển giao công nghệ, chuyển giao sản phẩm có (nhƣ hệ thống điều khiển tích hợp TBA 110 kV, hệ thống phần mềm cho trung tâm điều khiển xa) để đơn vị khác Tập đồn ứng dụng, nhằm tiết kiệm chi phí đầu tƣ Hạt nhân Trung tâm điều khiển Công ty Điện lực hệ thống SCADA/DMS với chức nhƣ sau: C C Giám sát: Thơng qua hệ thống máy tính đặt Trung tâm điều khiển, Điều độ viên giám sát đƣợc trạng thái đóng, mở máy cắt, dao cắt có tải, dao cách ly, năc phân áp MBA…; tín hiệu bảo vệ rơle máy cắt tƣơng ứng (tín hiệu bảo vệ dòng, áp, thấp áp, AR, tần số thấp, tần số cao…); thông số điện (U, I ,Hz, cosφ…) R L T DU Điều khiển: Thông qua hệ thống máy tính đặt Trung tâm điều khiển, Điều độ viên điều khiển đóng/mở máy cắt, dao cắt có tải, dao cách ly, chuyển nấc phân áp MBA… Thu thập số liệu: Hệ thống máy tính Trung tâm điều khiển thu thập đƣợc thông số điện thiết bị nhƣ cảnh báo, tín hiệu bảo vệ rơle theo thời gian thực Bao gồm: Cơng suất (P,Q), dịng điện qua MC, MBA; điện áp TC; hệ số công suất; tần số hệ thống điện, cảnh báo tín hiệu rơle bảo vệ… Thời gian lấy mẫu để hệ thống thu thập số liệu đo lƣờng đƣợc đặt trƣớc; toàn số liệu đo lƣờng đƣợc hiển thị sơ đồ dạng ô số, bảng biểu, đồ thị…và lƣu lại máy tính HIS sau ngày với tên file ngày-tháng-năm sinh số liệu 1.2.7 Định hướng EVNCPC tiến tới lưới điện thông minh Năm 2012, Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) bắt đầu nghiên cứu xây dựng đề án “Lộ trình phát triển lƣới điện thơng minh EVNCPC” đƣợc phê duyệt thức để triển khai thực vào năm 2013 Đề án đƣa bốn hợp phần đặt mục tiêu hồn thành vào năm 2020 Tính đến thời điểm này, đề án hoàn thành Đối với hợp phần thứ 1, đại hóa hệ thống đo đếm phục vụ kinh doanh điện với yêu cầu đặt tồn hệ thống cơng tơ đƣợc thay công tơ điện tử liệu đƣợc thu thập tự động Kết EVNCPC lắp đặt thành công 3,6 24 triệu công tơ điện tử, chiếm tỷ lệ 84% công tơ lƣới; triển khai hệ thống đo xa RF – Spider tới 2,8 triệu công tơ, tƣơng ứng tỷ lệ 79% số công tơ điện tử EVNCPC Tổng công ty đầu việc đại hóa hệ thống đo đếm EVN Vẫn cịn số lƣợng cơng tơ chƣa đƣợc thay công tơ điện tử chủ yếu khu vực vùng sâu, vùng xa, trạm biếp áp pha có cơng suất thấp Nhờ hệ thống cơng tơ điện tử có khả đo xa nên việc thu thập liệu cách tự động giúp EVNCPC ngồi việc giảm nhân cơng ghi số cơng tơ, việc liệu đƣợc thu thập xác, thời điểm giúp cho EVNCPC đơn vị kiểm soát quản lý tổn thất điện cách thực chất, từ có biện pháp hữu hiệu nhằm giảm tiêu Hợp phần 2: với mục tiêu tự động hóa lƣới điện phân phối nhằm vận hành tối ƣu hệ thống tăng độ tin cậy cung cấp điện thuộc khâu phân phối Việc tự động hóa lƣới điện phân phối bao gồm tự động hóa lƣới điện 110kV tự động hóa lƣới điện trung áp Cụ thể, tự động hóa lƣới điện 110kV xây dựng chuyển trạm biến áp 110kV sang khơng ngƣời trực, cịn tự động hóa lƣới điện trung áp xây dựng trung tâm để giám sát, điều khiển đóng/cắt thiết bị từ xa C C R L T Đến nay, EVNCPC hoàn thành kế hoạch kế hoạch xây dựng Trung tâm điều khiển (TTĐK) TBA 110kV không ngƣời trực (KNT), cụ thể nhƣ sau: Đối với TTĐK: Đến tháng 6/2018, EVNCPC hoàn thành xây dựng đƣa vào vận hành thức 13 TTĐK 13 PC (đạt tỉ lệ 100%), sớm 06 tháng so với tiến độ EVN giao (năm 2018) DU Đối với TBA 110kV khơng ngƣời trực (KNT): Đến 30/11/2019, EVNCPC hồn thành chuyển 120/120 TBA 110kV (đạt tỉ lệ 100%) sang vận hành không ngƣời trực Hợp phần 3: xây dựng hệ thống viễn thông chuyên ngành hạ tầng công nghệ thơng tin có tính tập trung, hoạt động tin cậy, hiệu đảm bảo tính bảo mật dự phịng cao Về bản, đến Tổng công ty có hệ thống viễn thơng dùng riêng đủ mạnh, đƣờng truyền đƣợc kết nối thông suốt từ Tổng công ty đến tất đơn vị quản lý vận hành hệ thống điện Hợp phần 4: tích hợp nguồn lƣợng tái tạo nhƣ lƣợng mặt trời, lƣợng gió… vào lƣới điện phân phối nhằm khai thác hiệu nguồn Những năm qua, 16 nhà máy thủy điện với tổng công suất 175MW EVNCPC tự đầu tƣ góp vốn đầu tƣ mang lại lợi nhuận cao cho Tổng công ty Bên cạnh nguồn thủy điện, nhận thấy xu phát triển điện mặt trời, điện gió, Tổng cơng ty nghiên cứu triển khai đầu tƣ nhà máy điện mặt trời Khánh Hịa với cơng suất 50MW đƣa vào vận hành năm 2019 25 1.3 Đặc điểm lƣới điện dạng cố lƣới điện phân phối GLPC 1.3.1 Đặc điểm lưới điện GLPC Gia Lai tỉnh Tây nguyên-miền núi, có diện tích lớn thứ Việt Nam, gồm 14 huyện, 02 thị xã, 01 thành phố, với 222/222 xã, phƣờng có điện chiếm 100% a) Nguồn điện: Hệ thống điện tỉnh Gia Lai nhận điện từ HTĐ Quốc Gia qua TBA 500kV Pleiku, 220kV Qui Nhơn cấp điện cho 11 TBA 110kV (với tổng suất suất lắp đặt 536 MVA) 11 NMTĐ đấu nối lƣới điện 110kV với tổng công suất đặt 168,9 MW 24 NMTĐ đấu nối vào lƣới trung áp với tổng công suất đặt 127,95 MW (Công công suất NMTĐ 296,85 MW) b) Lƣới điện: - TBA 110kV: 11 trạm với tổng công suất 536MVA 344,4 km đƣờng dây 110kV (36km thuộc tài sản khách hàng) - Trạm biến áp TG: 12 trạm (2 trạm khách hàng), tổng dung lƣợng 66,8 MVA TBA phụ tải: 4.547 trạm (khách hàng 1.592 trạm), tổng dung lƣợng 829,05 MVA - Đƣờng dây trung áp: 4.631,5 km (khách hàng 951,53 km) - Đƣờng dây hạ áp: 4.767,6 km (khách hàng 195,09 km) - Thiết bị đóng cắt (Rec): 212 (khách hàng bộ) - Dung lƣợng bù 198,843 MVAr (Trung 31,2 MVAr, hạ 167,6 MVAr C C R L T DU c) Phụ tải: Công suất phụ tải cực đại năm 2020 297 MW 1.4 Các loại lỗi thƣờng xảy 1.4.1 Lỗi giông sét, thời tiết cực đoan Chiếm tỷ trọng cao thuộc vụ cố giông sét với 149/489 vụ, chiếm tỉ lệ 30,47 % (số liệu tháng đầu năm 2020 GLPC) Nguyên nhân: Gia Lai thuộc vùng khí hậu cao nguyên nhiệt đới gió mùa, khí hậu ẩm, mùa mƣa kéo dài từ tháng đến tháng 11 với lƣợng lớn từ 1.200-2.500mm, tuyến đƣờng dây điện qua khu vực địa hình phức tạp, núi cao, rừng rậm nhiều sƣơng mù, thời điểm đầu mùa mƣa mật độ dông sét cực lớn, kết hợp với yếu tố thuận lợi khác nhƣ sƣơng, khí hậu ẩm… nguyên nhân gây cố sét đánh đƣờng dây tải điện, TBA Điện trở suất đất khu vực miền núi Tây nguyên thƣờng lớn, hệ thống nối đất đƣờng dây trung áp lặp lại số vị trí định, khơng đảm bảo bảo vệ chống sét cho đƣờng dây điện Mật độ lắp đặt chống sét đƣờng dây cịn ít, chƣa đáp ứng đƣợc yêu cầu 26 Hình 1.16 Mưa bão làm quẹt vào lưới điện giông sét C C 1.4.2 Sự cố hành lang tuyến: R L T Chiếm tỉ trọng 7,16% (35/489 vụ - số liệu tháng đầu năm 2020 GLPC) Nguyên nhân: DU Lƣới điện trải dài, phụ tải phân tán, đƣờng dây qua khu vực địa hình đồi núi, rừng già, đồn điền cao su nên thƣờng xuyên bị va quẹt gây cố thoáng qua hay cối đổ ngã gây điện kéo dài, chí đứt dây, gãy cột Lƣới điện tỉnh Gia Lai lớn khối lƣợng đƣờng dây sử dụng dây trần, kể trục (Khối lƣợng dây trần /dây bọc 3.682,78/905,32 km, tỷ lệ 80,27%/19.73%) Việc phát quang hành lang tuyến đƣợc thực số khu vực Ngoài ra, vùng qua đồn điền ăn quả, công nghiệp hay vƣờn cao su, việc phát quang hành lang tuyến khó khăn vƣớng cơng tác đền bù, đƣợc chặt tỉa phần nên hiệu hạn chế Ý thức ngƣời dân việc thực an toàn hành lang tuyến lƣới điện cịn hạn chế, cịn tình trạng ném vật, làm dàn giáo… vi phạm hành lang tuyến gây cố, hay phƣơng tiện giao thông, xe giới vi phạm hành lang tuyến, gây cố an tồn Cáp viễn thơng, cáp thơng tin, đƣờng dây hạ áp khách hàng… chung cột điện số chƣa đảm bảo khoảng cách 27 Hình 1.17 Phương tiện giới trồng vi phạm khoảng cách gây cố C C 1.4.3 Sự cố động vật R L T Chiếm tỉ trọng 14,72% (72/489 vụ - số liệu tháng đầu năm 2020 GLPC) Nguyên nhân: DU - Các giải pháp chống chim chuột, động vật hạn chế đƣợc hoàn toàn cố động vật gây mật độ chim, sóc, chuột, bị sát… - Sự cố nằm ngồi tầm kiểm sốt đơn vị QLVH (chim đậu sứ, chuột gặm dây dẫn; gà, sóc bay, bị lên chạm đầu cực MBA) Hình 1.18 Động vật, bò sát gây ngắn mạch pha-pha, pha-đất 28 1.4.4 Sự cố lưới điện khách hàng Chiếm tỉ trọng 17,4% (85/489 vụ - số liệu tháng đầu năm 2020 GLPC) Nguyên nhân: - Một số tồn lƣới điện khách hàng nhƣ môve, hạ tầng xuống cấp chƣa đƣợc quan tâm & xử lý triệt để - Sự phối hợp khách hàng việc kiểm tra, xử lý lƣới điện chƣa kịp thời - Công tác giám sát đấu nối tài sản khách hàng vào lƣới điện chƣa đƣợc kiểm soát, kiểm tra chặt chẽ 1.4.5 Một số cố nguyên nhân khác - Dây chì FCO bảo vệ đƣờng dây TBA với khối lƣợng lớn (khoảng 13.275 FCO bảo vệ TBA; khoảng 1.857 FCO phân đoạn) vận hành lâu năm chƣa đƣợc thay kịp thời - Các cố phóng sứ khu vực địa hình ẩm thấp, ngƣời dân bắn chim làm vỡ sứ, cố sứ Polymer khó phát hiện… C C R L T DU Hình 1.19 Phát nhiệt tiếp xúc MBA kẹp cáp ngầm 1.4.6 Các đặc điểm hệ thống SCADA có Hệ thống SCADA sử dụng phần mềm SYS600 V9.4 ABB thực nhiệm vụ thu thập trao đổi liệu với RTU (tại trạm 35kV), Gateway (Tại trạm 110kV), Recloser, LBS lƣới điện trung áp Trạng thái thiết bị, giá trị đo lƣờng đƣợc thể dƣới giao diện đồ họa giúp ngƣời vận hành dễ dàng thao tác với thiết bị, đồng thời tất thông tin kiện từ thiết bị đến hệ thống đƣợc đồng theo đồng hồ chuẩn GPS đƣợc lƣu trữ theo trình tự thời gian Hệ thống 29 MiniSCADA giúp cho Điện lực Gia Lai nhiều, giám sát điều khiển toàn hệ thống lƣới điện tồn tỉnh, biết cố, lỗi hệ thống từ phần mềm phần cứng để khắc phục đƣa định đắng Bên cạnh MiniSCADA đóng góp cơng lao to lớn nhằm mục đích hƣớng đến tƣơng lai không xa lƣới điện Việt Nam hồn tồn tự động hóa, tất trạm biến áp làm việc cách tự động khơng cịn ngƣời trực nhật trạm lớn nhỏ Kết luận: Thực trạng lƣới điện phân phối với vấn đề chẩn đốn, loại trừ cố xác nhanh chóng tốn khó khăn có nhiều yếu tố bất định đến từ nguyên nhân chủ quan, khách quan tính đặc thù Đã có nhiều giải pháp nghiên cứu đề xuất cho vấn đề nêu trên, nhiên tùy thuộc vào tính chất, loại hình trạng lƣới điện yếu tố vùng miền để đƣa giải pháp có hiệu cho việc vận hành lƣới điện an tồn làm chủ cơng nghệ quan trọng C C DU R L T 30 CHƢƠNG II MÔ TẢ TOÁN HỌC CỦA MỘT PHẦN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ LỖI PHA CHẠM ĐẤT CỦA HỆ THỐNG CÂN BẰNG 2.1 Mơ tả tốn học lƣới điện đơn giản Một hệ thống điện ba pha gồm nguồn cân bằng, đƣờng dây với phụ tải thành phần C C R L T Hình 2.1 Sơ đồ hệ thống phân phối điển hình Trong đó: DU - Nguồn ba pha cân điện áp hiệu dụng 22kV, tần số 50Hz; - Tổng trở phụ tải ; - Dòng điện ; Phụ tải thành phần RLC với phần thực ảo biểu diễn dƣới dạng: S = R +jX (2.0) Điện áp điểm A đƣợc xác định theo công thức: (2.1) Áp dụng phép chuyển đổi chuỗi (2.1) thành (2.2), (2.2) Trong đó: Và , trở kháng thành phần đối xứng đƣợc tính tốn nhƣ sau: (2.3) 31 (2.4) Biểu diễn dƣới dạng ma trận trở kháng, hệ thống cân (2.3) đƣợc viết dƣới dạng: (2.5) (2.6) (2.7) Ở trạng thái hệ thống vận hành bình thƣờng trƣờng hợp cố khác sử dụng công thức (2.5) để xác định vị trí lỗi hệ thống 2.2 Mơ tả tốn học lƣới điện xảy lỗi chạm đất Xét hệ thống phân phối ba pha cân trƣờng hợp lỗi pha A chạm đất: C C R L T DU Hình 2.2 Sơ đồ lỗi chạm đất pha hệ thống ba pha cân Điện áp pha A thời điểm lỗi đƣợc xác định công thức: Vsa = (1 – d) Zl1 x (Isa + kTs0) + If x Rf (2.8) Trong đó, - Vsa: Điện áp pha A; Isa: Dòng điện pha A; Is0: Dịng điện thứ tự khơng pha A; Zl1, Zl0: Ma trận trở kháng thứ tự thuận thứ tự không đƣờng dây; k: (Zl0 – Zl1)/Zl1; If: Dòng điện thời điểm lỗi; Rf: Trở kháng lỗi; d: Khoảng cách lỗi Ở phƣơng trình (2.8), tất trở kháng ngoại trừ trở kháng lỗi xác định, giá trị dịng áp có sẵn từ thiết bị đo lƣờng Một hai biến không xác định, 32 dịng cố thu đƣợc cách sử dụng hệ số phân phối bỏ qua trở kháng cố trình tính tốn phƣơng trình chẩn đốn vị trí lỗi Với cố pha chạm đất, giá trịnh đƣợc tính tốn theo cơng thức: If = 3If2 (2.9) Và thành phần thứ tự nghịch dịng cố If2 xác định sử dụng hệ số phân phối Df = If2/Is2 dòng thứ tự nghịch Is2 xác định đƣợc điểm đo lƣờng C C R L T Hình 2.3 Sơ đồ mạch điện thay lỗi chạm đất pha Mạch thay dòng thứ tự nghịch cho hệ thống cân Hình đƣợc thể hình Theo định luật Kirchhoff cho pha A ta có phƣơng trình điện áp: DU ( ) (2.10) Trong đó, Zs2, Zl2: Trở kháng thứ tự nghịch tƣơng đƣơng nguồn tải Is2, Ir2 : Dòng thứ tự nghịch từ nguồn tải; Zl2: Trở kháng thứ tự nghịch đƣờng dây; Từ (7), hệ số phân phối Db đƣợc xác định: ( ) (2.11) Với A1 = Zl2, B1 = Zs2 + Zl2, D1 = Zr2 Hệ số phân phối Df cho dòng thứ tự nghich đƣợc xác định: (2.12) Phƣơng trình (2.12) cách xác định thành phần thứ tự nghịch dòng cố từ dịng diện từ nguồn Thay vào phƣơng trình (2.8) PT (2.9) (2.12), ta có: 33 ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (2.13) Hay, ( ) ( ))( ( ) ) (2.14) Phƣơng trình (2.14) đƣợc biểu diễn theo biến khoảng cách lỗi nhƣ sau: ( ) ( ) ( ) ) ( (2.15) Trong đó, ( ) ( ) (2.16) (( ( (( ( ) ) (2.17) )) C C (2.18) ( )) ) R L T (2.19) Từ phần ảo (2.15), điện trở lỗi đƣợc xác định: DU ( (2.20) ) Thay vào phần thực (2.15) (2.20), ta có: ( ) ( ) =0 (2.21) Từ (2.21) xác định d khoảng cách lỗi 1-d 2.3 Hệ thống pha khơng đối xứng Hình 2.4 Hệ thống pha không cân Lƣu ý phƣơng pháp đƣợc đề cập đƣợc áp dụng cho hệ thống cân bằng, cho hệ thống không cân Hãy xem xét hệ thống 34 phân phối Hình 2.4 cho thấy hệ thống ba pha không cân đơn giản có dây dẫn phụ tải pha Giả sử trở kháng đƣờng truyền ma trận trở kháng tƣơng đƣơng B đƣợc đƣa nhƣ thể phƣơng trình hình 2.5 Nếu ma trận trở kháng pha đƣợc chuyển thành trở kháng tuần tự, có đƣợc phƣơng trình thứ hai cuối trang Do ma trận trở kháng trình tự có số hạng khác phần đƣờng chéo, ba phần tử hệ thống thành phần đối xứng (thành phần thứ tự không, thứ tự thuận thứ tự nghịch), khơng cịn độc lập với Nói chung, chuyển đổi thành phần đối xứng khơng cung cấp cách phân tích thuận tiện mạng khơng cân Do đó, mạch trình tự hệ số phân phối khơng thể có đƣợc phƣơng trình vị trí lỗi trƣớc khơng hợp lệ trƣờng hợp hệ thống không cân Đây yếu tố khác làm cho việc phân tích lỗi mạng phân phối khơng cân trở nên khó khăn C C R L T DU 2.4 Tổng quan phƣơng pháp chẩn đoán lỗi lƣới điện phân phối a) Phƣơng pháp Takagi Ở phƣơng pháp tác giả sử dụng liệu hệ thống trƣớc có cố để sử dụng cho việc áp dụng thành phần thứ tự để xác định vị trí cố: Sơ đồ hệ thống đơn giản Từ hình 2.15, ta có (2.13) 35 Trong đó: Điện áp nút VS Áp dụng nguyên lý xếp chồng để tìm mối quan hệ với IF (2.14) Trong đó: I: dịng điện lúc có cố Ipre: dịng điện trƣớc lúc có cố Nhân hai vế cho *ISup giữ lại phần ảo ta đƣợc: ( ) ( ) ( ( ( ) (2.15) ) ) (2.16) Phƣơng pháp Takagi sử dụng cốt lõi góc IS góc IF tƣơng đối gần Vậy nên hệ thống đồng lý tƣởng góc giống Nếu góc IS góc IF tăng lên sai số ƣớc tính vị trí cố tăng lên C C R L T b) Phƣơng pháp kỹ thuật đo lƣờng trở kháng hai đầu Việc tính tốn vị trí lỗi từ việc sử dụng liệu từ hai đầu tƣơng tự nhƣ phƣơng thức đầu Hạn chế phƣơng pháp thực tế liệu từ hai đầu phải đƣợc thu thập vị trí để phân tích Điều trái với kỹ thuật đầu phân tích đƣợc thực vị trí đặt đồng hồ Để cho kỹ thuật hiệu sau việc đo dòng phải thực sau lỗi Do đó, liệu thu thập phải đƣợc đồng bộ, tối ƣu hóa trƣớc phân tích liệu DU Ở đây, xét lỗi vị trí m đƣờng dây từ Bus G 1-m đến Bus H, điện áp điểm lỗi ký hiệu Vf điện áp dòng điện đƣợc thể nhƣ hình vẽ sau: Hình 2.5 Một lỗi đường truyền có hai nguồn Sử dụng mối quan hệ điện áp dòng điện ba pha a, b, c mang lại kết quả: (VGF)abc = mZLabc(IGF)abc + VF 36 (VHF)abc = (1-m)ZLabc(IHF)abc + VF (2.17) Từ hai phƣơng trình ta loại bỏ đƣợc VF kết đƣợc phƣơng trình dƣới đây: (VGF)abc - (VHF)abc = mZLabc(IGF)abc + (m-1)ZLabc(IHF)abc (2.18) Vậy nên việc đo lƣờng liệu điện áp, dòng điện truyền liệu quan trọng đến việc xac định vị trí lỗi xảy đên đƣờng dây c) Phƣơng pháp xác định mạng phân phối thông minh Ở phƣơng pháp phụ thuộc vào hệ thống thiết bị lƣới phân phối mà đơn vị sở hữu, có thiết bị điện tử thơng minh nhƣ Rơ le số, Reclosers, AMI, IED, công tắc chuyển đổi thiết bị khác cung cấp phép đo cần thiết để phân tích vị trí lỗi xảy ra, nhà sản xuất sử dụng thuật toán để áp dụng phép đo cho thiết bị Tuy nhiên phƣơng pháp phụ thuộc nhiều vào số lƣợng thiết bị nhà sản xuất, lƣới phân phối đa dạng C C R L T d) Phƣơng pháp xếp chồng thành phần DU Phƣơng pháp chuẩn đốn vị trí cố đƣờng dây phân phối hình tia có nhiều điểm nhánh Áp dụng nguyên lý xếp chồng cho việc tính tốn điện áp Điện áp sau đƣợc đƣa vào điểm có cố giả lập để kiểm tra dòng điện pha khác Khi điểm cố đƣợc xác định dịng điện vào pha khơng có cố đạt tới giá trị xấp xỉ khơng Hình 2.6 Sơ đồ ngắn mạch dựa xếp chồng thành phần ( ) [ ( )] [ ][ ] [ ] (2.19) ( ) vị trí cố đƣợc giả định - Z(m) Z(s) lần lƣợc kháng trở hỗ cảm pha đơn vị chiều dài 37 - V(s) I(s) điện áp dòng dòng tổng đo đƣợc - Điện áp xếp chồng điểm cố giả lập nhƣ sau: [ [ ( )] ( )( [ ( )] )] (2.20) Điện áp dòng điện xếp chồng điểm đo đạt nhƣ sau: [ ] [ ] [ ( )] (2.21) [ ] [ ] [ ( )] (2.22) Ngoài tính đƣợc dịng xếp chồng điểm cuối đƣờng dây: [ ] [( )[ ] [ ]] [ ] (2.23) C C - L chiều dài đƣờng dây - ZSR ma trận thể cho nguồn từ xa vị trí cố giả định đƣợc lặp nhiều lần tìm đƣợc giá trị dịng pha không cố nhỏ nhất, điểm ứng với vị trí cố thực tế DU R L T Dịng xếp chồng điểm cố: [ ] [ ] [ ] (2.24) Ƣu điểm: - Khắc phục đƣợc việc tính tốn phức tạp lƣới phân phối - Mơ mơ hình lƣới điện tƣơng đối so với thực tế trực quan Nhƣợc điểm: - Số lần lặp lớn, phức tạp tính tốn điểm cố - Sai số lớn phụ thuộc vào yếu tố thụ động điện trở cố - Độ xác vị trí bán kính cịn rộng chƣa đƣợc tối ƣu Kết luận: Ở chƣơng tìm hiểu phƣơng trình tốn học mơ hình áp dụng chuẩn đốn vị trí lỗi chạm đất, để nhận biết ƣu nhƣợc điểm mơ hình chọn mơ hình áp dụng cho đề tài Và tìm hiểu chi tiết để làm tiền đề cho chƣơng 38 CHƢƠNG III ĐỀ XUẤT THUẬT TOÁN PHÁT HIỆN VÀ ĐỊNH VỊ SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC GIA LAI 3.1 Đặt vấn đề, tổng quan cơng trình nghiên cứu trƣớc Cung cấp điện liên cho khách hàng quan trọng liên quan đến lợi ích cơng ty Nhƣng cố khơng thể tránh đƣợc trình vận hành lƣới điện, cố thƣờng xuyên xảy gây điện cho khách hàng Dễ thấy đƣợc hệ thống điện phân phối nhiều đƣờng dây đƣợc đặt khơng qua khu vực rộng lớn, nhiều địa hình phức tạp, rừng nguyên sinh, rừng cao su… Xác định vị trí lỗi nhanh giúp giảm thời gian gián đoạn cung cấp điện, nhƣng kiểm tra trực quan thông thƣờng không nhiều thời gian mà đòi hỏi nhân lực cao Trong năm gần đây, thiết bị bảo vệ kỹ thuật số thay cũ, loại thiết bị nhƣ rơle cơ, rơle khơng có giao thức truyền thông… C C Những thiết bị kĩ thuật số đƣợc trang bị với chức ghi lại cố, cho phép xác định vị trí cố tự động Trong thập kỉ gần đây, có nhiều nghiên cứu vấn đề xác định vị trí cố, tính tốn khoảng cách từ thiết bị bảo vệ đến nơi có cố Trong q trình giải lƣới truyền tải, cách mà thông thƣờng đƣợc vận hành theo phƣơng pháp cân bằng, phƣơng pháp đƣợc phân loại thành nhóm: R L T DU - Sử dụng sóng truyền - Sử dụng hàm điều hòa - Sử dụng tổng trở đo đƣợc rơle dựa vào thành phần điện áp dịng điện Phƣơng pháp chia làm nhóm: sử dụng thơng tin đầu sử dụng thông tin từ đầu đƣờng dây cố Trong phƣơng pháp sau cho kết xác hơn, nhiên cần thêm thiết bị bổ sung để liên lạc truyền liệu Vì vậy, nhóm vấn đề trƣớc đƣợc sử dụng rộng rãi với độ xác ngày đƣợc cải thiện mặt kĩ thuật Nghiên cứu đƣợc đề cập tập trung vào vị trí lỗi đƣờng dây truyền tải, mạng lƣới truyền tải thƣờng vận hành cân cho phép phân tích mạch điện dựa vào thành phần đối xứng Chú ý phƣơng pháp chuỗi thành phần phát sinh chuỗi mạng lƣới độc lập trƣờng hợp hệ thống cân trở thành cơng cụ mạnh mẽ phân tích mạch điện Tuy nhiên, khơng thể đƣợc áp dụng cho trƣờng hợp hệ thống phân phối, hầu hết hệ thống phân phối không cân sử dụng hỗn hợp tải pha ba pha tải, v.v 39 Mặc dù phân tích mạch pha mạng lƣới pha phƣơng pháp khác chƣa đƣợc sử dụng phức tạp khó khăn cho q trình phân tích Đó lí khơng có ngiên cứu vấn đề vị trí cố khơng đƣợc báo cáo cho mạng điện phân phối Phƣơng pháp xác định vị trí cố cho mạng điện phân phối cân sử dụng hàm điều hòa, thành phần nhƣ điện áp dịng điện Tính tốn tải nhƣ tính tốn lại giá trị điện áp dòng điện nút cần thiết cho cân phần tử cho mạng điện phân phối Trong thuật tốn xác định vị trí cố dựa phân tích mạch điện chiều đƣợc đề xuất, phƣơng trình xác định vị trí cố đƣợc suy từ việc ứng dụng ma trận nghịch đảo tƣơng đối đơn giản dễ dàng áp dụng cho mạng điện điều kiện cân pha Vì vậy, sử dụng khơng mạng truyền tải mà mạng phân phối C C Trong phần xem lại thành phần đối xứng tính hữu ích việc xác định vị trí cố cho mạng cân Sau chi tiết thuật tốn đƣợc đề xuất theo sau Kết kiểm tra đƣợc đƣa thấy hiệu phƣơng pháp đƣợc đề xuất R L T DU 3.2 Các kỹ chuẩn đốn lỗi Hiện có nhiều nghiên cứu đƣợc thực để đánh giá xác định vị trí lỗi cách hiệu xác Nhiều kỹ thuật đƣợc đề xuất tài liệu gần Các phƣơng pháp xác định lỗi gặp nhiều khó khăn chất lƣới phân phối nhiều địa hình khác nhau, nhiều thiết bị nhiều yếu tố tác động đến lƣới phân phối Vậy nên thƣờng phƣơng pháp tiếp cận theo hai phƣơng pháp chính: Phân tích tín hiệu phƣơng pháp tiếp cận trí tuệ (hệ thống trí tuệ nhân tạo hệ thống mạng Noron) Hình 3.1 Cơ sở kỹ thuật chuẩn đốn vị trí cố 40 3.3 Đề xuất thuật tốn dạng tổng qt Hình 3.2 Sơ đồ chạm đất pha hệ thống ba pha Ta có: ( ) (3.1) Trong đó: C C R L T VSabc = [VSa VSb VSc]: vector điện áp pha Isabc = [ISa Isb Isc]: vector dòng điện pha DU Vfabc = [Vfa Vfb Vfc]: vector điện áp pha thời điểm lỗi Ma trận điện kháng đƣờng dây: [ ] (3.2) Vì điện áp pha lỗi giống nhau, pha điện áp A đƣợc diễn tả nhƣ sau: ( )( ) Lƣu ý có hai mạch song song vị trí lỗi nhƣ thể hình Hình 3.3 Ảnh hưởng hai mạch song song (3.3) 41 Ma trận điện dẫn Yf đƣợc xác định [ ] (3.4) Và ma trận điện dẫn YL tải xác định cách lấy nghịch đảo trở kháng đƣờng dây tải, nhƣ sau: ( ) (3.5) Với ma trận trở kháng tải: [ ] (3.6) C C Sau đó, dịng lỗi xác định đƣợc từ việc sử dụng tính chất mạch song song: [ D [ [ Ma trận ) ] T U (3.7) Với R L ( ] ] [ đảo nghịch ( ) )] (3.8) Có thể đơn giản hóa thành: ( ) ( ) (3.9) Các ma trận A, B, C, D xác định nhƣ sau: ( ) [ =[ (3.10) ] ] 42 [ ] B C ( Ta có: [ [ D ] ) ] [ ] [ ) [ ]( ] (3.11) Lƣu ý hàng (3.11) đƣợc đƣa ra: [ ] [ ] [ ] (3.12) Sau đó, phƣơng trình dịng lỗi đƣợc viết lại thành: [ ] [ C C ][ ][ R L T ] (3.13) Bỏ qua yếu tố không xét (xx), ta có biểu thức cuối theo dịng lỗi: DU [ [ ] ] [ ] (3.14) Thay (3.13) vào (3.14), ta có: ( ) (3.15) )( ( [( ) ) ( ) ] Hoặc: ( ( ) )( ) Với: ( ) (3.16) (3.17) (3.18) Phƣơng trình (3.18) đƣợc xếp lại thành đa thức bậc hai biến khoảng cách d: ( 43 ( ) ( ) (3.19) Thể hệ số (3.19) theo số phức đƣợc biểu diễn dạng hình chữ nhật, là: ( ) Phƣơng trình (3.19) viết thành: ( ) ( ) ( ) (3.20) Với thành phần ảo: C C (3.21) Từ phần thực, đa thức bậc hai theo d đƣợc xác định nhƣ sau: ( Với a = ( Ta (3.23) có ) DU ), b = ( phƣơng R L T ( trình: ) ) (3.22) c= a + bd + c = Từ (3.23) xác định khoảng cách lỗi d: √ (3.24) Căn kết cấu lƣới điện tình hình cố lƣới điện Công ty Điện lực Gia Lai quản lý vận hành, tác giải chọn 02 xuất tuyến mạch kép 479, 481/110 Biển Hồ (E41) để tính tốn cho đề tài Sau có thơng số xuất tuyến điện lực Gia lai thuật toán đề xuất xây dựng đƣợc mơ hình mô Matlab Simulink nhƣ sau: 44 C C R L T DU Hình 3.4 Hệ thống mơ hình lưới điện áp dụng 45 C C R L T DU Hình 3.5 Sơ đồ nguyên lý lưới điện lưới điện áp dụng 46 CHƢƠNG IV KẾT QUẢ MÔ PHỎNG KIỂM CHỨNG 4.1 Sơ đồ mô số liệu mô a) Sơ đồ tổng quan trƣờng hợp bình thƣờng Dựa xuất tuyến cần áp dụng lƣới điện Điện lực Gia Lai để kiểm chứng độ xác thuật tốn đƣợc áp dụng có đƣợc mơ hình mơ lƣới diện simulink nhƣ sau: C C R L T DU Hình 4.1 Mơ hình mơ xuất tuyến lưới Điện lực Gia Lai b) Sơ đồ giả lập vị trí lỗi, Hình 4.2 Mơ hình mơ vị trí lỗi xuất tuyến 47 Các thơng số đƣợc đƣa vào mơ hình thơng qua function code thay nhập trực tiếp hình mơ phỏng, hình mơ thể trực quan đơn giản mà lƣới điện đƣợc áp dụng sau thông sô đƣợc đƣa vào mục lập trình Vabc0=22000; % điện áp nguồn f=50; % tần số phase=3; % số pha %Tham số nhập Distribution parameters line r0 = 0.02012; % Điện trở R0 dây dẫn l0 = 0.933e-3; % Cảm kháng L0 c0 = 12.74e-9; r1 = 0.372; C C l1 = 4.1264e-3; R L T c1= 7.751e-9; Rf1= 30; Rf2= 60; %Điện trở lôi d’ DU %Điện trở lỗi l’ % Tham số nhập để tính Zlabc = [0.655+1.468i 0.19+1.27i 0.095+0.637i; 0.19+1.27i 1.31+2.937i 0.19+1.27i; 0.095+0.637i 0.19+1.27i 0.655+1.468i]; %Thông số trở kháng đƣờng dây ZBabc=100*[1.07+0.392i 0.005+0.067i 0.014+0.059i; 0.005+0.067i 0.512+0.322i 0.005+0.67i; 0.014+0.059i 0.005+0.067i 1.07+0.392i]; %Thơng số phía tải Với giá trị khoảng cách đƣờng dây L1_1, L1_2, L2_1, L2_2, L3_1, L3_2 đƣợc thay đổi theo giá trị giả lập mô giá trị mà từ liệu thực tế đƣa 4.2 Mô Matlab Simulink trƣờng hợp hoạt động bình thƣờng Trên thực tế tín hiệu đƣợc thu để tính tốn thơng qua liệu dịng điện, điện áp đƣợc gửi từ Recloser làm đầu vào cho thuật toán áp dụng để chuẩn đốn vị trí có lỗi xảy ra, cịn mơ Simulink dự vào liệu q khứ Điều độ Gia lai để nhập thông số đầu vào, thông qua khối đo lƣờng Vabc Iabc để đo lƣờng kiểm chứng qua đồ thị 48 a) Điện áp Hình 4.3 Kết điện áp vị trí L1 trường hợp xuất tuyến bình thường C C R L T DU Hình 4.4 Kết điện áp vị trí L2 trường hợp xuất tuyến bình thường 49 Ở hình đồ thị biểu diễn giá trị điện áp pha với giá trị 22kV khoảng thời gian từ 0,03 tới 0.08 khoảng thời gian máy cắt thực đóng cắt giả lập nên khoảng thời gian khoảng thời gian máy cắt cắt điện áp gần Ở biểu đồ cho ta thấy kết điện áp trƣờng hợp xuất tuyến hoạt động bình thƣờng điện áp pha từ có kết đồ thị dòng điện đƣợc biểu diễn nhƣ sau: b) Dịng điện C C R L T DU Hình 4.5 Kết dịng điện vị trí L1 trường hợp xuất tuyến bình thường Hình 4.6 Kết dịng điện vị trí L2 trường hợp xuất tuyến bình thường 50 Hình 4.7 Kết dịng điện vị trí L3 trường hợp xuất tuyến bình thường C C Từ thông số tải xuất tuyến đƣợc đƣa vào mơ hình điện áp pha cho kết dòng điện pha giá trị mô theo nhƣ hoạt động thực tế lƣới điện Gia Lai R L T DU 4.3 Mô Matlab Simulink trƣờng hợp lỗi 4.3.1 Kết đồ thị mơ vị trí lỗi thứ a) Điện áp: Hình 4.8 Kết điện áp vị trí L1 trường hợp lỗi thứ 51 Hình 4.9 Kết điện áp vị trí L2 trường hợp lỗi thứ C C R L T DU Hình 4.10 Kết điện áp vị trí L3 trường hợp lỗi thứ b) Dòng điện Hình 4.11 Kết dịng điện vị trí L1 trường hợp lỗi thứ 52 Hình 4.12 Kết dịng điện vị trí L2 trường hợp lỗi thứ C C R L T DU Hình 4.13 Kết dịng điện vị trí L3 trường hợp lỗi thứ Nhận xét: kết mô xảy lỗi chạm đất pha A vị trí thứ L1_1= Km dịng điện điện áp tỉ lệ thuận với điện áp gần giảm tùy thuộc vào giá trị điện trở cố cho ta kết, lúc Isabc=48A IL2=20A, IL3=24A cho ta kết khoảng cách dự thuật toán là: c) Khoảng cách Hình 4.14 Khoảng cách vị trí lỗi thứ 53 Từ kết thuật tốn chuẩn đốn vị trí lỗi giá trị điện áp, dòng điện cho ta thấy số liệu khoảng cách xác tƣơng đối so với thực tế bị lỗi 4.3.2 Kết đồ thị mơ vị trí thứ hai a) Điện áp C C R L T Hình 4.15 Kết điện áp vị trí L3 trường hợp lỗi thứ hai DU Hình 4.16 Kết điện áp vị trí L2 trường hợp lỗi thứ hai Tại vị trí lỗi đoạn L2 xuất tuyến dịng điện giảm dần lỗi chạm đất pha A 54 C C Hình 4.17 Kết điện áp vị trí L1 trường hợp lỗi thứ hai R L T b) Dịng điện DU Hình 4.18 Kết dịng điện vị trí L3 trường hợp lỗi thứ hai 55 C C Hình 4.19 Kết điện áp vị trí L2 trường hợp lỗi thứ R L T DU Hình 4.20 Kết điện áp vị trí L1 trường hợp lỗi thứ hai Nhận xét: vị trí lỗi pha A nằm đoạn L2 lúc điện áp giảm dần thời gian 0,12s dòng điện điện áp tỉ lệ với nên dòng điện pha A giảm dần Trong khoảng thời gian từ 0.02 đến 0.08 khoảng thời gian giả lập máy cắt trạng thái cắt Khi có cố pha chạm đất vị trí làm thay đổi giá trị pha cịn lại ảnh hƣởng đến vị trí xuât tuyến khác, nên đƣa thuật toán chuẩn đốn vị trí cố chạm đất pha vào cho kết khoảng cách tƣơng đối nhƣ sau 56 c) Khoảng cách Nhận xét: qua mô giả lập cho vị trí lỗi thứ L=14Km cho kết điện áp, dòng điện khoảng cách tƣơng đối xác so với số liệu thực tế Với tỷ lệ % sai số: Trong đó: - dest: kết tính tốn thuật tốn chẩn đốn; - dreal: giá trị thực tế xác định qua mô hệ thống; 4.4 Mơ kiểm chứng thuật tốn tự động chẩn đoán lỗi đề tài đề C C R L T xuất Sau kiểm chứng hai vị trí lỗi tác giả có giả lập vị trí khác cho kết nhƣ bảng sau: Khoảng cách thực tế (Km) DU Khoảng cách thu đƣợc từ kết áp dụng thuật toán xác định (Km) Error (%) 5.9655 5.9801 6.0597 5.9721 6.0485 6.0190 5.9726 6.0402 6.0122 0.129 7.9643 8.0351 7.9606 7.9818 8.0121 7.9822 7.9851 8.0016 7.9913 0.12 3.0183 3.0280 2.9937 3.0149 3.0029 3.0472 3.0479 2.9925 3.0428 0.28 1.9866 2.0489 2.0640 2.0660 1.9849 2.0612 1.9879 2.0331 1.9810 0.35 4.9969 5.0448 5.0401 5.0436 5.0203 5.0156 5.0168 5.0539 4.9914 0.496 Bảng 1.1 Giả lập vị trí lỗi tƣơng ứng với Rf = 30Ω 57 Khoảng cách thực (Km) Khoảng cách thu đƣợc từ kết áp dụng thuật toán xác định (Km) Error (%) 6.0514 6.0140 5.9989 6.0555 6.0341 6.0413 5.9875 6.0277 6.0250 0.436 7.9689 7.9915 7.9927 7.9981 8.0161 7.9951 7.9621 8.0093 7.9737 1.02 3.0317 3.0347 2.9840 3.0639 2.9804 3.0272 3.0614 3.0554 3.0002 0.88 2.0238 2.0020 1.9822 2.0791 2.0332 2.0230 1.9975 1.9915 2.0185 0.83 4.9651 5.0464 4.9686 4.9937 5.0401 5.0744 C C R L T 5.0150 5.0276 5.0036 0.29 DU Bảng 1.2 Giả lập vị trí lỗi tƣơng ứng với Rf = 50Ω Kết luận thuật toán: Với thuật toán này, tác giả thử nghiệm mô nhiều lần theo vị trí bị lỗi khác nhau, thuật tốn cho kết khoảng cách bị lỗi tƣơng đối xác so với khoảng cách đƣợc giả lập mô với tỉ lệ sai số nhỏ 4.5 Kiểm nghiệm liệu thực tế (quá khứ) Theo nhƣ liệu khứ Điện lực Gia lai cung cấp lỗi chạm đất pha có hai vị trí lỗi 5,934Km 6,006Km để mô cho xuất tuyến 58 C C Bảng 1.3 Dữ liệu khứ khoảng cách vị trí lỗi xuất tuyến Nội dung lỗi DU R L T Khoảng cách áp dụng thuật toán MC 479/E41 cắt Cô lập ĐZ mạch kép 5.9624 478-479/E41 để XLSC vị trí k/c 5.9574 133-135 XT 479/E41 6.0048 5.9669 5.9089 5.9191 5.9062 5.9596 5.9484 MC 479/E41 cắt ngã trụ, vỡ sứ k/c 6.0522 137-138 XT 479/E41 5.9785 6.0621 6.0591 5.9901 6.0179 6.0501 5.9772 5.9957 Bảng 1.4 Bảng liệu mô dựa số liệu khứ bảng 59 CHƢƠNG V KẾT LUẬN ĐỀ TÀI VÀ NHẬN XÉT ĐÁNH GIÁ Qua nghiên cứu thực luận văn “Nghiên cứu xây dựng thuật toán tự động chẩn đốn lỗi hệ thống điện phân phối” tơi nhận thấy đạt đƣợc số kết nhƣ sau: Đã hệ thống đƣợc yêu cầu vấn đề xử lý lỗi thực tế vận hành từ dạng lỗi đặc thù, phƣơng pháp chẩn đoán đƣợc đề xuất, sử dụng trƣớc nhiều nơi khác nhau; Sử dụng mơ hình tốn để tổng hợp, hồn thiện mơ phần mềm Matlab-Simullink với hệ thống phân phối đặc thù tiêu biểu; từ sử dụng kết mơ hình để phân tích, nghiên cứu, đánh giá so sánh với kết thực tế thuật toán đề xuất; C C Xây dựng đƣợc thuật toán xác định khoảng cách lỗi với thông số đầu vào cố định ảnh hƣởng yếu tố bất định việc tìm khoảng cách lỗi, thực kiểm nghiệm qua nhiều lần thử/so sánh đối chiếu khác để đƣa kết mức độ chấp nhận đƣợc với khả khoanh vùng cố; DU R L T Vì thời gian khả nghiên cứu có hạn, tơi đề xuất giải trƣờng hợp đơn giản đặc thù “chạm đất pha sở phân tích offline” ảnh hƣởng yếu tố: hỗ cảm, sóng hài bậc cao, phụ tải bất đối xứng… dẫn đến độ sai lệch cao Mong muốn tác giả tiếp tục nghiên cứu để có đƣợc phƣơng pháp chẩn đốn “online” với đầy đủ thơng số ảnh hƣởng liên quan mơ hình lƣới điện phức tạp hơn, trƣờng hợp lỗi đa dạng nhằm áp dụng hỗ trợ công tác vận hành, điều độ hệ thống điện phân phối./ 60 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Al-Shaher, M., M.M Sabra and A.S Saleh (2003) “Fault Location In Multi-Ring Distribution Network Using Artificial Neural Network,” Electric Power Systems Research, 64(2): 87-92 [2] Choi, M., S Lee, D Lee and B Jin (2004), “A New Fau lt Location Algorithm Using Direct Circuit Analys is For Distribution Systems”, IEEE Transactions on Power Delivery, 19(1): 35-41 [3] Järventausta, P., P Verho and J Partanen (1994), “Using Fuzzy Sets To Model The Uncertainty In The Fault Location Process Of Distribution Networks”’ IEEE Trans on Power Delivery, 9(2): 954-960 [4] Lee, S.J., M.S Choi, S.H Kang, B.G Jin, D.S Lee, et al (2004), “An Intelligent And Efficient Fault Location And Diagnosis Scheme For Radial Distribution Systems”, IEEE Trans on Power Delivery, 19(2): 524-532 C C R L T [5] Santoso, S., R.C Dugan, J Lamoree and A Sundaram (2000), “Distance Estimation Technique For Single Line-To-Ground Faults In A Radial Distribution System”, In Proceedings of IEEE Power Engineering Society Winter Meeting, 4: 2551-2555 DU [6] Thukaram, D., H.P Khincha , L Jenkins and K Visakha (2002), “A Three Phase Fault Detection Algorithm For Radial Dis tribution Networks”, In Proceedings of IEEE Region 10 Conference on Computers, Communications , Control and Power Engineering, 2: 1242-1248 [7] Zhu, J., D.L Lubkerman and A.A Girgis (1997), “Automated Fault Location And Diagnos is On Electric Power Distribution Feeders”, IEEE Trans on Power Delivery, 12(2): 801-809 [8] Liao, Y (2007), “Algorithms for Power System Fault Location and Line Parameter Estimation”, 39th Southeastern Symposium on System Theory, Mercer University, Macon, GA [9] Choi M.S, Lee S.J, Lim S.I, Lee D.S, and Xia Yang “A direct three-phase circuit analysis-based faul location for line-to-line fault” IEEE Trans on Power Delivery, Vol 22, No 4, october 2007 [10] Zhang W.H, Umar Rosadi, Choi M.S, Lee S.J and Lim S.I “A Robust Fault Location Algorithm for Single Line-to-ground Fault in Double-circuit Transmission Systems” Journal of Electrical Engineering & Technology Vol 6, No 1, pp 1~7, 2011 61 [11] Min B.M, Jung K.H, Choi M.S, Lee S.J, Hyun S.H, Kang S.H “Agent-base adaptive protection coordination in power distribution systems” 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [12] T Takagi, Y Yamakoshi, J Baba, K Uemura and T Sakaguchi, “A new algorithm of an accurate fault lo-cation for EHV/UHV transmission lines Part I: Fourier transform method”, IEEE Trans Power Appar Syst PAS-100, 3, (1981), pp 1316-1322 [13] S A Soliman, M H Abdel-Rahman, E Al-Attar and M E El-Hawary, “An algorithm for estimating fault location in an unbalanced three-phase power system”, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, Vol 24, 7, Oct 2002, pp 515-520 [14] B Liana, M M A Salamaa and A Y Chikhanib, “A time domain differential equation approach using dis-tributed parameter line model for transmission line fault location algorithm”, Electric Power Systems Research, Vol 46, Issue 1, July 1998, pp 1-10 C C R L T [15] A Gopalakrishnan, M Kezunovic, S.M.McKenna, D.M Hamai, “Fault location using the distributed pa-rameter transmission line model”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol 15, Issue 4, Oct 2000 pp - 1169-1174 DU [16] M Kizilcay, P La Seta, D Menniti, M Igel, “A new fault location approach for overhead HV lines with line equations”, IEEE Power Tech Conference Proceedings 2003, Bologna, 23-26 June 2003, Vol 3./ PHỤ LỤC: CHƢƠNG TRÌNH MƠ PHỎNG a) Func_thuattoann.m function V=func_thuattoann(Ikc1,Ikc2,Ikc3,Labc,Array) max1=max(Ikc1(40000:80001,1)); max2=max(Ikc2(40000:80001,1)); max5=max(Ikc3(40000:80001,1)); maxp=max(Array(40000:80001,1)); if (max1