Nghiên cứu giải pháp giám sát và điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp phân phối 110KV Lê Chân thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng

Nghiên cứu giải pháp giám sát và điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp phân phối 110KV Lê Chân thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng Nghiên cứu giải pháp giám sát và điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp phân phối 110KV Lê Chân thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng luận văn tốt nghiệp thạc sĩ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI LUẬN VĂN THẠC SĨ Nghiên cứu giải pháp giám sát điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp phân phối 110KV Lê Chân, thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng VŨ TUẤN ANH tuananh.vu0622@gmail.com Ngành Kỹ thuật điện Giảng viên hướng dẫn: TS Lê Việt Tiến Viện: Điện HÀ NỘI, 2020 Chữ ký GVHD CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự – Hạnh phúc BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên tác giả luận văn: Vũ Tuấn Anh Đề tài luận văn: Nghiên cứu giải pháp giám sát điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp phân phối 110kV Lê Chân, thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện Mã số SV: CB180099 Tác giả, Người hướng dẫn khoa học hội đồng chấm luận văn xác nhận tác giả sữa chữa, bổ sung luận văn theo biên họp hội đồng ngày 21 tháng năm 2020 với nội dung sau: + Bổ sung thêm lý thuyết tiêu chuẩn IEC61850 + Làm rõ đặc trưng riêng trạm biến áp Lê Chân + Sốt lại lỗi tả cách trình bày + Rà sốt bổ sung thơng tin cịn thiếu xót Ngày 21 tháng 07 năm 2020 Giáo viên hướng dẫn Tác giả luận văn Vũ Tuấn Anh TS Lê Việt Tiến CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG GS Lã Văn Út 1| ĐỀ TÀI LUẬN VĂN Hiện nay, nghiên cứu lưới điện thông minh giới chủ yếu nhằm vào lưới điện quốc gia tiên tiến, có cơng nghệ kỹ thuật cao, khơng hồn tồn thích hợp lưới điện Việt Nam Do đó, việc quan trọng hàng đầu đề tài đề xuất giải pháp lưới điện phân phối thông minh áp dụng cho Việt Nam, điều mang tính chất định hướng cho phát triển hệ thống lưới điện đại, tiết kiệm lượng điều khiển tự động Việt Nam Các yêu cầu độ tin cậy điện ngày tăng với tốc độ tăng trưởng nhu cầu trung bình 14%/năm Các yêu cầu hoàn toàn hợp lý, việc đáp ứng khó khăn ngành điện sở hạ tầng lưới điện cịn nhiều bất cập, khơng đảm bảo tiêu chí độ tin cậy hay mức độ dự phịng vận hành Lưới điện thơng minh tích hợp sở hạ tầng cơng nghệ thơng tin, tảng để triển khai ứng dụng tăng cường độ tin cậy, quản lý cắt điện, cải thiện chất lượng điện Với lý đây, cộng với tình hình nước có đủ trình độ để thực hiện, luận văn bước đầu xác định cấu trúc điển hình cho lưới điện phân phối thơng minh Việt Nam, sau xây dựng cấu hình thiết bị cho trạm 110kV Lê Chân, đưa phương pháp xử lý cố lưới điện, sâu vào phân tích ảnh hưởng áp dụng lưới phân phối thơng minh Hải Phịng 2| Lời cảm ơn Lời em xin chân thành cảm ơn thầy giáo TS Lê Việt Tiến hướng dẫn bảo tận tình từ lúc bắt đầu đến lúc hoàn tất luận văn này, em xin gửi lời cảm ơn đến thầy, cô giáo viện Điện thầy chương trình đào tạo sau đại học Trường Đại Học Bách Khoa Hà Nội Xin cảm ơn Ban giám đốc Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Phịng, Giám đốc cơng ty Điện Lực Lê Chân, anh Điều Hành Viên trạm 110kV Lê Chân, Trung tâm Điều Độ B2 bạn khóa giúp đỡ để tơi hồn thành luận văn Cuối xin cảm ơn Ba Mẹ, em trai tồn thể thành viên gia đình ủng hộ, động viên tạo điều kiện tốt để tơi hồn thành luận văn Do thời gian có hạn, trình độ cịn nhiều hạn chế, trang thiết bị dụng cụ phục vụ nghiên cứu thiếu vận hành nên q trình cịn có nhiều thiếu sót, mong dạy quý thầy cô, bạn bè đồng nghiệp 3| Tóm tắt nội dung luận văn Định hướng: Điện nguồn lượng quan trọng phục vụ lĩnh vực kinh tế, quốc phòng dân sinh, tảng cho phát triển quốc gia Trong hệ thống điện tổng công suất trạm biến áp hệ thống xấp xỉ gấp lần cơng suất tồn hệ thống phải tăng điện áp để truyền tải điện hạ xuống phù hợp với phụ tải… nên số lượng máy biến áp nhiều Để đáp ứng tốt cầu lượng điện cho khách hàng tính ổn định chất lượng điện năng… đồng thời tiết giảm nhân công, chi phí quản lý, bảo trì, bảo dưỡng v.v…thì tự động hóa trạm biến áp, xây dựng hệ thống giám sát & điều khiển trạm biến áp (SCADA) tiến tới trạm không người trực xu hướng giải pháp nhiều nước tiến đến thực Việt Nam khơng đứng ngồi xu Mục tiêu: Mục tiêu nghiên cứu chủ đạo đề tài nhằm hướng tới xây dựng hệ thống trạm biến áp phân phối thông minh, với công suất 120MW Do đó, mục tiêu nhằm hướng tới làm chủ cơng nghệ lưới điện phân phối thông minh cho 01 trạm điện phân phối (63MVA) Năm rõ phương pháp phân tích cố áp dụng lưới phân phối thông minh, đưa mặt tích cực sử dụng hệ thống giám sát điều khiển thu thập liệu Phương pháp: Để giải nhiệm vụ đặt đề tài, cần dùng nhiều phương pháp, kỹ thuật đại Phương pháp nghiên cứu đề tài kết hợp nghiên cứu chuyên sâu sở lý thuyết ứng dụng thực tế cho lưới điện phân phối, bao gồm: Nghiên cứu tài liệu nước liên quan đến lĩnh vực chuyên sâu mà đề tài cần quan tâm giải Phân tích đánh giá phương pháp sử dụng nước đưa ưu nhược điểm phương pháp Nghiên cứu tổng hợp giải pháp công nghệ ứng dụng quốc gia tiên tiến việc xây dựng lưới điện phân phối thơng minh Tìm hiểu, đánh giá lưới điện phân phối Việt Nam, làm sở đề xuất đánh giá tồn hệ thống SCADA hữu Hạn chế: Tuy nhiên nhiều nguyên nhân mà hệ thống SCADA đầu tư tốn chưa khai thác triệt để hiệu tiện ích hệ thống Kết luận: Việc đại hóa cho lưới điện Việt Nam, để có bước tiến quan trọng, cần trước tiên quy định mang tính chất thể chế nhà nước Việc quy định lại u cầu khơng cho ngành điện mà cho phía hộ tiêu thụ, hộ phụ tải điện, quan trọng để định hướng cho mơ hình lưới điện thông minh cụ thể hơn, áp dụng mang sắc thái lưới điện Việt Nam HỌC VIÊN Ký ghi rõ họ tên 4| MỤC LỤC DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT……………………………………………… DANH MỤC BẢNG BIỂU……………………………………………………… DANH MỤC HÌNH VẼ……………………………………………………………10 CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN (SCADA)………………………………………………………………………… 12 1.1 Đặc điểm cơng trình 15 1.2 Mục tiêu hệ thống SCADA 16 1.3 Phạm vi hệ thống SCADA 16 CHƯƠNG 2: GIẢI PHÁP VÀ THIẾT KẾ CHO HỆ THỐNG SCADA……….17 2.1 Giải pháp công nghệ cho hệ thống SCADA 17 2.1.1 Yêu cầu kỹ thuật chung 17 2.1.2 Các yêu cầu kiến trúc mạng, truyền tin, giám sát điều khiển quản lý liệu 18 2.2 Giải pháp kỹ thuật cho hệ thống SCADA 32 2.2.1 Hệ thống truyền thông 32 2.2.2 Hệ thống SCADA 33 2.2.3 Hệ thống Local SCADA 34 2.2.4 Yêu cầu kỹ thuật chi tiết 34 2.2.5 Hệ thống thu thập liệu điều khiển 42 2.3 Thiết kế cho hệ thống giám sát điều khiển SCADA 49 2.3.1 Chọn máy tính giám sát HMI: 52 2.3.2 Lan Ethernet Switch 53 2.3.3 Bộ lưu điện UPS>1KVA 53 2.3.4 Bộ inverter 110VDC/220VAC 54 2.3.5 Cáp serial, cáp mạng STP 55 2.3.6 RTU 55 2.4 Thiết kế HMI phần mềm SubStationHMI 57 2.4.1 Giải pháp phần mềm 57 2.4.2 Giới thiệu phần mềm SubStationHMI: 60 2.4.3 Giao diện sử dụng & chức 61 CHƯƠNG 3: HIỆN TRẠNG VÀ PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ SỰ CỐ KHI ÁP DỤNG SCADA…………………………………………………………………….74 3.1 Hiện trạng hệ thống SCADA trung tâm điều khiển 74 5| 3.1.1 Trung tâm điều khiển - Cơng ty TNHH Điện lực Hải Phịng 74 3.1.2 Trạm 110kV Lê Chân 78 3.2 Phương pháp xảy cố lưới điện 110kV 79 3.2.1 Nguyên tắc xử lý cố: 79 3.2.2 Nhiệm vụ nhân viên vận hành xử lý cố: 80 3.2.3 Quy định thao tác thiết bị Trung tâm điều khiển B2 81 3.2.4 Phương pháp xử lý đường dây nhảy cố 81 3.2.5 Phương pháp xử lý cố MBA 110kV 83 3.2.6 Phương pháp xử lý cố điện toàn trạm 85 CHƯƠNG 4: PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG KHI ÁP DỤNG SCADA CHO TRẠM BIẾN ÁP……………………………………………………………………………87 4.1 Những lợi ích chung sau ứng dụng SCADA 87 4.2 Ưu điểm mặt thời gian 87 4.2.1 Thời gian thao tác thiết bị điện trung trước đây: 87 4.2.2 Thời gian thao tác thiết bị điện trung thông qua hệ thống SCADA: 88 4.2.3 Số lần thao tác trước áp dụng SCADA: 89 4.3 Ưu điểm chất lượng điện (chỉ số độ tin cậy cung cấp điện) 91 4.3.1 SAIDI (System Average Interruption Duration Index) 91 4.3.2 SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) 94 4.3.3 MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) 96 5.4 Những ưu điểm khác 99 CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN……………………………………………………… 100 TÀI LIỆU THAM KHẢO……………………………………………………… 101 6| DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT A1 : Trung tâm Điều độ hệ thống điện Miền Bắc ACSI : Các giao thức dịch vụ truyền thông B2 : Trung tâm Điều khiển xa Hải Phòng BCU : Bộ điều khiển mức ngăn BTS : Trạm thu phát sóng di động BVRL : Bảo vệ rơle CD : Cầu dao CIP : Chương trình bảo vệ sở hạ tầng quan trọng Cx : Điều độ Điện lực DAC : Bộ thu nhận điều khiển liệu DCS : Hệ thống quản lý liệu ĐĐV B2 : Điều độ viên Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Phòng ĐĐV : Điều độ viên DMS : Hệ thống quản lý liệu DNP : Giao thức truyền thông DTĐ : Dao tiếp địa EMS : Thông số nhớ mở rộng EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam GPS : Hệ thống định vị toàn cầu HMI : Thiết bị giao tiếp người điều hành máy móc HPPC : Cơng ty TNHH MTV Điện lực Hải Phòng HTĐ : Hệ thống điện I/O : Đầu vào/ Đầu ICCP : Giao thức truyền thông điều khiển trung tâm IEC : Tiêu chuẩn kỹ thuật điện quốc tế IEDs : Thiết bị điện tử thông minh IEEE : Viện kỹ thuật điện điện tử 7| LAN : Mạng máy tính nội MBA : Máy biến áp MC : Máy cắt MCC : Trung tâm điều khiển NCC : Trung tâm điều phối quốc gia NIM : Môđun giao diện mạng PCM : Thiết bị ghép kênh PLC : Truyền thông qua đường dây điện QLLĐ : Đội quản lý lưới điện cao RMS : Giá trị hiệu dụng RTU : Thiết bị đầu cuối điều khiển từ xa SAS : Hệ thống tự động hoá trạm biến áp SBO : Chọn lựa kiểm tra trước vận hành SCADA : Hệ thống điều khiển giám sát thu thập liệu SDH : Hệ thống phân cấp số đồng SNTP : Giao thức truyền thông mạng đơn giản TBA KNT : Trạm biến áp không người trực TBA : Trạm Biến Áp TĐKX HP : Trung tâm điều khiển xa Hải Phịng TĐL : Tự đóng lại TK TTĐKX : Trưởng kíp Trung tâm điều khiển xa Hải Phòng TTLĐ : Thao tác lưu động UPS : Bộ lưu trữ điện dự phòng WAN : Mạng diện rộng 8| DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 2.1: Cấu trúc tiêu chuẩn IEC 61850 22 Bảng 2.2: Các yêu cầu cách điện tối thiểu 25 Bảng 2.4: Các yêu cầu tính chống nhiễu 26 Bảng 2.4: Chỉ tiêu hiệu hệ thống SCADA 30 Bảng 2.5: Modem quang 4x2Mbit/s 39 Bảng 2.6: Sơ đồ khối giao diện HMI 58 Bảng 4.1: Bảng tổng hợp so sánh…………………………………………… …….90 Bảng 4.2: Chỉ số tin cậy SAIDI trước sau áp dụng SCADA 94 Bảng 4.3: Chỉ số tin cậy SAIFI trước sau áp dụng SCADA 96 Bảng 4.4: Chỉ số tin cậy MAIFI trước sau áp dụng SCADA 99 9| Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật CHƯƠNG 4: PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG KHI ÁP DỤNG SCADA CHO TRẠM BIẾN ÁP 4.1 Những lợi ích chung sau ứng dụng SCADA EVNNPC quản lý khoảng 200 TBA 110kV với hàng chục ngàn km đường dây điện truyền tải phân phối Trước đây, lưới điện xảy cố, nhân viên kỹ thuật phải thơng qua khách hàng phản ánh dị tìm thủ công để xác định nguyên nhân, khoanh vùng cố… Hiện nay, với hệ thống điều hành SCADA, điều độ viên ca trực nhanh chóng phát cố cảnh báo cố, thơng qua cịi báo động phần mềm điều khiển, góp phần giảm thời gian xử lý cố, nhanh chóng cung cấp điện trở lại cho khách hàng, đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, liên tục, tin cậy kinh tế Ngoài ra, điều kiện thời tiết xấu mưa, gió, bão lũ, việc sử dụng hệ thống SCADA để thao tác cắt điện đường dây, thực cấp điện trở lại cho khách hàng nhanh hơn, ngăn ngừa nguy cố mở rộng gây hậu nghiêm trọng cho người thiết bị Khi theo dõi qua hệ thống máy tính, nhân viên trực biết tình hình vận hành thực tế lưới điện điện áp, dịng điện, cơng suất… để điều hành nguồn điện ổn định, hợp lý So với trước đây, tình trạng thơng số vượt ngưỡng khơng cịn xảy ra, góp phần thực tốt cơng tác quản lý vận hành giảm tổn thất điện năng… So với cách quản lý vận hành trước (mỗi trạm biến áp có khoảng 10 người trực), hệ thống SCADA vào vận hành giảm số lượng người trực xuống khoảng người/trạm, thao tác thực máy tính Đây tảng để tiến đến TBA không người trực giải pháp hữu hiệu để tăng suất lao động 4.2 Ưu điểm mặt thời gian 4.2.1 Thời gian thao tác thiết bị điện trung trước đây: Khi thao tác thiết bị điện trung trường hợp có kế hoạch, đột xuất xử lý cố phải tuân thủ theo Quy trình thao tác Hệ thống 87 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật điện Quốc gia, Quy trình xử lý cố Hệ thống điện Quốc gia Bộ Công Thương ban hành Quy trình Kỹ thuật an tồn điện EVN ban hành Thời gian trung bình để thao tác thiết bị điện tính sau: Ttb = Tchb + Ttht + Tktr + Tbc Trong đó: − Tchb (thời gian chuẩn bị thao tác): Là thời gian để nhân viên vận hành liên lạc với người lệnh điều độ viên lưới điện để nhận lệnh thao tác, viết phiếu thao tác, kiểm tra trang bị dụng cụ an toàn bút thử điện, găng, xào, ủng cách điện, thao tác thử sơ đồ nguyên lý di chuyển đến thiết bị để kiểm tra trạng thiết bị có phù hợp với nhu cầu thao tác không − Ttht (thời gian thao tác thiết bị): Là thời gian để nhân viên vận hành thực thao tác thiết bị điện Việc thao tác cần có hai người, người đóng vai trị người giám sát thao tác phải có bậc an tồn 4/5 trở lên, người đóng vai trị người thao tác phải có bậc an tồn 3/5 trở lên Khi thực người giám sát đọc hạng mục thao tác theo trình tự phiếu, người thao tác nhắc lại thực động tác thiết bị điện − Tktr (thời gian kiểm tra): Là thời gian để nhân viên thao tác kiểm tra lại tình trạng thiết bị vừa thao tác (khoảng mở lưỡi dao, dòng điện pha qua thiết bị ) để khẳng định thiết bị thao tác tốt theo yêu cầu − Tbc (thời gian báo cáo): Là thời gian để nhân viên vận hành liên lạc với người lệnh báo cáo lại kết thực Như thời gian trung bình để thao tác thiết bị điện trước là: Ttb = Tchb + Ttht + Tktr + Tbc = 10 + 2,5 + 1,5 + 01 = 15 phút 4.2.2 Thời gian thao tác thiết bị điện trung thông qua hệ thống SCADA: Khi đưa hệ thống SCADA vào vận hành phục vụ thu thập số liệu, giám sát điều khiển thừ xa Các thông số vận hành bao gồm giá trị đo lường, trạng thái 88 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật thiết bị cập nhật thường xuyên, liên tục Nhân viên vận hành theo dõi hình máy tính điều khiển thao tác thiết bị từ xa thơng qua giao diện chương trình Trong trường hợp nhân viên thao tác bố trí ngồi với điều độ viên, lệnh thao tác đặt theo chế độ tự động (hệ thống tự kiểm tra điều kiện khóa logic, thực thao tác báo cáo kết thao tác) thời gian thao tác trung bình thiết bị điện tính sau: Ttb = Tchb + Ttht + Tktr + Tbc = 05 + 0,1 + + ≈ 05 phút Như giảm 2/3 cho thời gian thao tác thiết bị điện 4.2.3 Số lần thao tác trước áp dụng SCADA: a Tổng số lần thao tác máy cắt trung 22kV Lê Chân E2.12 phục vụ cơng tác có kế hoạch là:16 lần Tương ứng cần có 16 cắt 16 lần đóng máy cắt trung Trong trường hợp Tchb ảnh hưởng đến thời gian điện khách hàng khơi phục 16 lần đóng máy cắt Tổng thời gian thực thao tác máy cắt phục vụ công tác: − Tổng thời gian cắt máy cắt: 16*5 = 80 phút − Tổng thời gian đóng máy cắt: 16*15 = 240 phút ∑Tthao tác công tác = 80 + 240 = 320 phút b Tổng số lần máy cắt trung nhảy cố là: 13 lần − Trong 09 lần đóng lại tốt, tương ứng 09 lần thao tác máy cắt: Thời gian thực thao tác đóng máy cắt: 9*15 = 135 phút − 04 lần đóng lại khơng thành cơng phải tiến hành phân đoạn, theo Quy trình xử lý cố HTĐ Quốc gia số lần đóng lại khơng q 03 lần nên: Thời gian trung bình thao tác máy cắt trường hợp là: 4*3*15 = 180 phút ∑Tthao tác cố =135 + 180 = 315 phút 89 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật c Số lần thao tác thiết bị để tách TBA 110kV Lê Chân khỏi vận hành phục vụ bảo dưỡng định kỳ theo quy trình: Cần 10 thao tác máy cắt để tách TBA 10 thao tác đóng máy cắt để khôi phục Do trường hợp Tchb chung cho tất thao tác ảnh hưởng đến đến thời gian điện khách hàng khơi phục 10 lần đóng máy cắt nên thời gian tách khơi phục TBA tính: Tổng thời gian thực thao tác máy cắt phục vụ tách TBA: − Tổng thời gian cắt máy cắt: 10*5 = 50 phút − Tổng thời gian đóng máy cắt: 10(là Tchb) + 10*5 = 60 phút ∑Tthao tác định kỳ = 50 + 60 = 110 phút Như trước áp dụng SCADA tổng số thời gian thực thao tác máy cắt trạm 110kV Lê Chân là: ∑Tthao tác 2014 = ∑Tthao tác công tác + ∑Tthao tác cố + ∑Tthao tác định kỳ = 320 + 315 + 110 = 745 phút Sau đưa trạm vào vận hành bán tự động, thời gian thao tác máy cắt giảm còn: 745/3 = 248 phút Như số khách hàng mua điện bị ảnh hưởng lần cắt điện có thêm trung bình khoảng 497 phút sử dụng điện (8,2 tiếng) năm Bảng 4.1: Bảng tổng hợp so sánh Thời gian thao tác (phút) Trước (1) SCADA (2) So sánh (3) = (2)-(1) Có kế hoạch 320 106 214 Xử lý cố 315 105 210 Tách TBA định kỳ 110 37 73 Tổng 745 248 497 Sản lượng điện Cơng ty Điện lực Hải Phịng cung cấp cho khách hàng thời gian là: − Trong thời gian cắt cơng tác có kế hoạch: 90 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật ∆Atb công tác = ∆Ptb lộ phụ tải * ∑Tthao tác công tác = 4.000 (kW) * 320/60 (h) = 21.333 kWh − Trong thời gian xử lý cố: ∆Atb sụ cố = ∆Ptb lộ phụ tải * ∑Tthao tác cố = 4.000 (kW) * 315/60 (h) = 21.000 kWh − Tách TBA Lê Chân kiểm tra định kỳ: ∆Atb định kỳ = ∆Ptb lộ phụ tải * ∑Tthao tác định kỳ = 20.000 (kW) * 110/60 (h) = 37.667 kWh ∆Atb = ∆Atb công tác + ∆Atb sụ cố + ∆Atb định kỳ = 21.333 + 21.000 + 37.667= 80.000 kWh 4.3 Ưu điểm chất lượng điện (chỉ số độ tin cậy cung cấp điện) 4.3.1 SAIDI (System Average Interruption Duration Index) SAIDI cho biết thông tin số thời gian điện trung bình lưới điện phân phối SAIDI tính tổng thời gian điện kéo dài khách hàng sử dụng điện chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện, theo cơng thức sau: Trong đó: Thời gian khách hàng bị điện ∑ 𝑢𝑢𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑖𝑖 = ∑ 𝑁𝑁𝑖𝑖 Tổng số khách hàng có điện 𝑢𝑢𝑖𝑖 – thời gian cắt điện hàng năm nút i 𝑁𝑁𝑖𝑖 – số lượng khách hàng nút thứ i Khi chưa áp dụng SCADA: 91 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật Chỉ số SAIDI (2018) 350 300 250 200 150 100 50 Tổng hợp Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.1: Chỉ số độ tin cậy SAIDI trước áp dụng SCADA Sau áp dụng SCADA: Chỉ số SAIDI (2019) 350 300 250 200 150 100 50 Tổng hợp Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.2: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau áp dụng SCADA năm 92 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật Chỉ số SAIDI (2020-2021) 350 300 250 200 150 100 50 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.3: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau áp dụng SCADA năm So sánh kết trước sau áp dụng SCADA: SAIDI 350 300 250 200 150 100 50 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Trước SCADA Sau SCADA Mất điện cố Sau SCADA Hình 4.4: Biểu đồ so sánh số SAIDI trước sau áp dụng SCADA 93 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật Bảng 4.2: Chỉ số tin cậy SAIDI trước sau áp dụng SCADA SAIDI (phút) Tổng hợp (Các Mất điện cắt Mất điện cố trường hợp điện có kế hoạch lưới điện điện) Trước SCADA 308.68 240.20 50.70 Sau SCADA 252.79 184.52 41.00 Sau SCADA 240.10 118.59 39.10 4.3.2 SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) SAIFI cho biết thơng tin tần số trung bình lần điện kéo dài khách hàng vùng cho trước SAIFI tính tổng số khách hàng bị điện kéo dài chia cho tổng khách hàng sử dụng điện khu vực, theo công thức sau: Tổng số khách hàng bị điện kéo dài ∑ 𝜆𝜆𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑖𝑖 = ∑ 𝑁𝑁𝑖𝑖 Tổng số khách hàng có điện Trong đó: 𝜆𝜆𝑖𝑖 – cường độ cố nút i 𝑁𝑁𝑖𝑖 – số lượng khách hàng nút thứ i Khi chưa áp dụng SCADA: Chỉ số SAIFI (2018) 2.5 1.5 0.5 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.5: Chỉ số độ tin cậy SAIFI trước áp dụng SCADA 94 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật Sau áp dụng SCADA: Chỉ số SAIFI (2019) 2.5 1.5 0.5 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.6: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau áp dụng SCADA năm Chỉ số SAIFI (2020-2021) 2.5 1.5 0.5 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.7: Chỉ số độ tin cậy SAIDI sau áp dụng SCADA năm 95 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật So sánh kết trước sau áp dụng SCADA: SAIFI 2.5 1.5 0.5 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Trước SCADA Sau SCADA Mất điện cố Sau SCADA Hình 4.8: Biểu đồ so sánh số SAIFI trước sau áp dụng SCADA Bảng 4.3: Chỉ số tin cậy SAIFI trước sau áp dụng SCADA SAIFI (lần) Tổng hợp (Các Mất điện cắt Mất điện cố trường hợp điện có kế hoạch lưới điện điện) Trước SCADA 2.71 1.46 0.56 Sau SCADA 2.23 1.18 0.87 Sau SCADA 2.01 1.02 0.50 4.3.3 MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) MAIFI cho biết thông tin tần số trung bình lần điện thống qua khách hàng vùng cho trước MAIFI tính tổng số khách hàng bị điện thoáng qua chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện, theo công thức sau: Tổng số khách hàng bị điện thoáng qua ∑ 𝜆𝜆𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑖𝑖 = ∑ 𝑁𝑁𝑖𝑖 Tổng số khách hàng có điện Trong đó: 𝜆𝜆𝑖𝑖 – cường độ cố nút i 𝑁𝑁𝑖𝑖 – số lượng khách hàng nút thứ i 96 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật Khi chưa áp dụng SCADA: Chỉ số MAIFI (2018) 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 Tổng hợp Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.9: Chỉ số độ tin cậy MAIFI trước áp dụng SCADA Sau áp dụng SCADA: Chỉ số MAIFI (2019) 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 Tổng hợp Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.10: Chỉ số độ tin cậy MAIFI sau áp dụng SCADA năm 97 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật Chỉ số MAIFI (2020-2021) 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Mất điện cố Mất điện cố Hình 4.11: Chỉ số độ tin cậy MAIFI sau áp dụng SCADA năm So sánh kết trước sau áp dụng SCADA: MAIFI 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 Tổng hợp Mất điện có kế hoạch Trước SCADA Sau SCADA Mất điện cố Sau SCADA Hình 4.12: Biểu đồ so sánh số MAIFI trước sau áp dụng SCADA 98 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật Bảng 4.4: Chỉ số tin cậy MAIFI trước sau áp dụng SCADA MAIFI (lần) Tổng hợp (Các Mất điện cắt Mất điện cố trường hợp điện có kế hoạch lưới điện điện) Trước SCADA 0.36 0.03 0.28 Sau SCADA 0.30 0.02 0.26 Sau SCADA 0.25 0.12 0.11 5.4 Những ưu điểm khác Ngoài Scada hệ thống mở, linh hoạt nhiều ưu điểm khác như: − Giảm thời gian, chi phí nhân cơng để ghi lại liệu từ đồng hồ cơ, nhập vào file excel tạo báo cáo tháng − Giảm sơ sót trình thu thập liệu tay, tăng độ xác lường − Kiểm sốt liệu điện liên tục 24/7 trạm làm việc − Khả đáp ứng nhanh với cố điện thông qua cảnh báo, giảm thời gian dừng máy − Giảm thời gian xử lý cố liệu thu thập đầy đủ, chụp dạng sóng nguồn điện cố xảy − Theo dõi toàn tải nhà xưởng theo thời gian thực, hữu ích cho việc lên kế hoạch tiết kiệm − Có khả tạo báo cáo điện tiêu thụ dạng bảng, dạng đồ thị, xuất file Excel − Kiểm tra hóa đơn điện lực thơng qua báo cáo lượng sử dụng − Xác định nhiễu, sóng hài nguồn điện lực xơng vào hay thiết bị nhà máy gây Giảm thời gian xác định nguyên nhân − Xác định loại nhiễu nào: Tăng/ giảm điện áp; sóng hài, xung điện áp… − Duy trì mức tải cho thiết bị hợp lý, tránh trường hợp non hay tải − Đưa định đầu tư cho thiết bị cấp nguồn xác cần mở rộng nhà máy 99 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN Thông qua luận văn, đánh giá số vấn đề sau: - Về mặt lý thuyết, xây dựng cấu hình thiết bị để cải tạo trạm biến áp 110kV Lê Chân theo hướng thông minh Nghiên cứu, xây dựng giải pháp sử dụng truyền thông dùng lưới điện phân phối thông minh, áp dụng cho trạm biến áp 110kV Lê Chân Nghiên cứu cấu trúc truyền thông lưới điện thông minh, cơng nghệ truyền thơng áp dụng lưới điện thông minh, giao thức truyền thông tiêu chuẩn truyền thông nay, đề xuất áp dụng cấu trúc mạng truyền thông trạm biến áp Lê Chân - Về mặt kinh doanh, số cung cấp điện SAIDI SAIFI tin cậy sau áp dụng SCADA (từ 308 phút xuống 240 phút từ 2.71 lần xuống 2.01 lần cắt điện) thời gian điện có kế hoạch suất cố giảm đáng kể Tần suất điện cố đăng ký kế hoạch hạn chế mức thấp (xuống 0.25 lần) giúp nâng cao độ tin cậy số MAIFI Đảm bảo cung cấp điện ổn định lâu dài giúp tăng doanh thu bán điện - Về mặt kỹ thuật, thời gian thao tác thiết bị điện cải thiện nhanh chóng sau đưa cơng nghệ SCADA vào vận hành Từ giảm thiếu thời gian điện khách hàng nâng cao suất lao động công nhân vận hành - Việc thực đề tài lưới điện thông minh cho thấy hướng đắn cần phát triển nữa, bước đưa mơ hình vào thực tế nhằm đại hóa lưới điện Việt Nam Đây mơ hình mang tính mở, cho phép người vận hành thay đổi, sửa đổi hay thêm nhiều tính mới, tùy theo phát triển luật Điện Lực yêu cầu mang tính pháp lý nhà nước 100 | Luận Văn Thạc Sỹ Kỹ Thuật TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Mini S Thomas, John Douglas McDonald, "Power system SCADA and smart grids," CRC Press, 2015 [2] PG&E’s, APPENDIX, "Smart Grid Deployment Plan," CALIFORNIA [3] IEC 60870-5-101, Telecontrol equipmentand systems, International Standard, 2003 [4] U S Department of Energy– Office of Electricity Delivery and Energy Reliability, "Intelligent Demand for a More Efficient Grid," 2011 [5] GS.TS Phạm Văn Hòa, "Hệ thống điều khiển giám sát thu thập liệu," Nhà xuất Bách khoa Hà Nội, 2011 [6] G Frederich and P.Dove, "Automating the Smart Grid," Advantech Corp Ind Autom Group [7] Tổng công ty Điện Lực Việt Nam, "Quy trình vận hành RTU" [8] Smart Grid projects, "Lessons learned and current developments," Europe [9] El–Sharkawi, MohaMED, "Smart Grid–The future Distribution Network," Department Electrical Engineering, Washington, 2008 [10] APDRP, "Implementation of Accelerated Power Development and Reforms Programme" [11] SMB Smart Grid Strategic Group, "IEC Smart Grid Standardization Roadmap," SG3, Edition 1.0,, June 2010 [12] A Scaglione, and Z Wang Galli, For the Grid and Through the Grid: The Role of Power Line Communications in the Smart Grid, ArXiv10101973 Cs Math, Oct.2010 [13] Công ty TNHH Điện lực Hải Phòng, "Tài liệu nội Quy trình xử lý cố" [14] IEEE, "Autocorrelation–Driven Load Control in Distributed Systems" 101 | ... Anh Đề tài luận văn: Nghiên cứu giải pháp giám sát điều khiển từ xa SCADA cho trạm biến áp phân phối 110kV Lê Chân, thuộc lưới điện thành phố Hải Phòng Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện Mã số SV: CB180099... hình cho lưới điện phân phối thơng minh Việt Nam, sau xây dựng cấu hình thiết bị cho trạm 110kV Lê Chân, đưa phương pháp xử lý cố lưới điện, sâu vào phân tích ảnh hưởng áp dụng lưới phân phối. .. thống trạm biến áp phân phối thông minh, với cơng suất 120MW Do đó, mục tiêu nhằm hướng tới làm chủ công nghệ lưới điện phân phối thông minh cho 01 trạm điện phân phối (63MVA) Năm rõ phương pháp phân