5. Bố cục
2.2. Phân tích lựa chọn cơng nghệ tự động hóa
Tổng kết, đánh giá ưu nhược điểm của từng mơ hình tự động hóa (cả trên phương diện kỹ thuật lẫn theo phươngdiện quản lý). Trên cơ sở đó, đề xuất lựa chọn cơng nghệ phù hợp với thực tế lưới điện của Công ty Điện lực Quảng Nam.
Mơ hình Ưu điểm Nhược điểm
Mơ hình phân
tán
Loop-scheme
- Mơ hình đơn giản, triển khai nhanh.
- Không cần phần mềm. - Không cần truyền thông.
- Không giám sát được từ xa. - Chỉ áp dụng được cho từng cặp tuyến dây.
Self-healing
- Triển khai nhanh.
- Phần mềm SCADA không cần chức năng FLISR. - Vận hành đơn giản. - Thiết bị đóng cắt phải đồng bộ và hỗ trợ các giao thức IEC 61850/Modbus-TCP. - Kênh truyền thơng u cầu độ tin cậy cao.
Mơ hình
tập trung
MiniSCADA
- Dữ liệu SCADA tập trung, thuận tiện cho việc quản lý. - Phần mềm trung tâm SCADA không cần chức năng FLISR.
- Thời gian xử lý phụ thuộc năng lực của Điều hành viên. - Qui mô dữ liệu lớn, thông tin xửlý nhiều.
- Người vận hành cần đào tạo kỹnăng thông thạo vận
Mơ hình Ưu điểm Nhược điểm
hành SCADA.
DAS
- Thời gian xử lý để cô lập sự cố và khôi phục cung cấp điện nhanh (< 5 phút, thậm chí < 1 phút) nhờ công cụ FLISR.
- Yêu cầu dữ liệu đầu vào đơn giản: tải định mức và tải quá khứ,thơng số bảo vệ, tín hiệu SCADA.
- Cấu hình hệ thống cho chức năng FLISR phức tạp hơn hệthống Mini-SCADA. - Thiếu các ứng dụng quản lý lưới phân phối khác.
DMS
- FLISR là một trong các công cụ của DMS nên kế thừa ưu điểm về thời gian cô lập sự cố và khôi phục cung cấp điện như hệ thống DAS. - Hỗ trợ nhiều công cụ khác đểphục vụ quản lý lưới điện.
- Dữ liệu đầu vào phức tạp (đặc biệt là các dữ liệu từ hệ thống GIS) cũng như tính tương thích để khai thác dữ liệu các hệ thống khác như MDMS, CMIS.
Dựa vào các nội dung đánh giá các mơ hình tự động hóa như đã nêu trên,cũng như đặc thù lưới điện khu vực thành phố Hội An – Tỉnh Quảng Nam, đề xuất lựa chọn xây dựng và phát triển hệ thống tự động hóa theo mơ hình tập trung. Tuy nhiên, việc triển khai cơng tác tự động hóa được chia làm 3 giai đoạn tương ứng với 3 cấp độ theo mơ hình tự động hóa tập trung. Việc chia giai đoạn triển khai được quyết định bởi hàm mục tiêu “thời gian cô lập chuyển tải” cần đạt được trong mỗi giai đoạn tương ứng.
STT Trình tự triển khai Mơ hình lựa chọn Mục tiêu (thời gian cơ lập chuyển tải) cần đạt
1 Giai đoạn 1 MiniSCADA ≤ 15 phút
2 Giai đoạn 2 DAS ≤ 01 phút
3 Giai đoạn 3 DMS ≤ 01 phút
Về các cấp độ của hệ thống tự động hóa tập trung, điểm khác biệt mấu chốt trong việc phán đoán phần tử bị sự cố cũng như thao tác chuyển tải để tái lập cung cấp điện là năng lực của đội ngũ Điều hành viên trong trường hợp chỉ triển khai tự động hóa ở Cấp độ 1 (Mini-SCADA); trong khi đó, vấn đề này được giải quyết hồn tồn
bằng chương trình máy tính (thơng qua tính năng FLIRS) nếu hệ thống tự động hóa được triển khai ở Cấp độ 2 (DAS) hoặc DMS (Cấp độ 3). Vai trò của Điều hành viên chỉ đơn thuần là thực thi lệnh do chương trình đềxuất nếu vận hành ở chế độ Semi- Auto hoặc phối hợp với nhân viên vận hành đểxác nhận vị trí sự cố nếu vận hành ở chế độ Auto. Chính điểm khác biệt này dẫn đến sự khác biệt về thời gian cô lập sự cố và tái lập cung cấp điện: với Cấp độMini-SCADA, thời gian có thể đạt được dưới 15 phút (thậm chí dưới 05 phút nếu kỹ năng của Điều hành viên ở mức thành thạo); trong khi đó với cấp độDAS/DMS, khoảng thời gian này có thể rút ngắn dưới 5 phút (thậm chí dưới 01 phút trong trường hợp sự cố đơn giản). Điều này sẽ tác động đến kết quả tínhtốn chỉ số độ tin cậy của lưới điện phân phối (sự cố sẽ được tính vào chỉ sốSAIFI hoặc MAIFI).
Về mặt dữ liệu: phần mềm DAS (ví dụ: Survalent,..) được thiết kế chuyên dụng để vận hành tự động hóa thơng qua tính năng FLIRS nên thơng số đầu vào được đơn giản hóa (địi hỏi ít nhất về số lượng thơng số đầu vào cần thiết để thực thi chức năng); giao diện đồ họa bố trí theo sơ đồ đơn truyến, có khả năng hiển thị rõ ràng trạng thái của đường dây, máy biến áp và các thiết bị đóng cắt nên thuận tiện và quen thuộc cho người vận hành (đặc biệt là trong giai đoạn chuyển giao từ phương thức vận hành truyền thống lên giai đoạn triển khai tự động hóa). Trong khi đó, để triển khai tự động hóa đối với hệ thống DMS thơng qua tính năng FLIRS, hệ thống này đòi hỏi phải chúng ta phải chuẩn bị nhiều thông số đầu vào hơn (đặc biệt là dữ liệu địa dư từ hệ thống GIS) cũng như phải tích hợp và khai thác từ các hệ thống cơ sở dữ liệu khác (như CMIS, PMIS, OMS, MDMS…) để có thể thu thập đủ thơng số đầu vào cho mơ hình tự động hóa được tổ chức trên phần mềm DMS. Điều này cũng sẽ dẫn đến sự khác nhau vềyêu cầu năng lực của đội ngũ xây dựng hệ thống cơ sở dữ liệu đối với 2 hệthống (hệ thống DMS đòi hỏi đội ngũ nhân lực liên quan sẽ phải có khả năng tích hợp nhiều ứng dụng khác nhau và mức độ khó khăn, phức tạp cũng sẽ cao hơn khi tổ chức xây dựng cơ sở dữ liệu cho hệ thống DAS dùng phần mềm Survalent). Và hiển nhiên, thời gian để thực hiện cũng sẽ đòi hỏi lâu hơn so với hệ thống DAS Survalent. Đổi lại, các phương án thu được từ việc sử dụng tính năng FLISR của phần mềm DMS có độ tin cậy cao hơn khi so sánh với các phương án thu được từ việc sử dụng tính năng FLIRS của phần mềm DAS (Survalent) do kết quả được hình thành sau khi hệ thống đã xem xét trên nhiều điều kiện ràng buộc vận hành. Ngược lại, tốc độ xử lý tính tốn dùng chức năng FLISR của phần mềm DAS (Survalent) nhanh hơn nhiều so với chức năng FLISR của phần mềm DMS do đã lược bỏ khâu tính tốn phân bố phụ tải, trào lưu công suất và các điều kiện ràng buộc khác.
2.3. Kết luận
Một số Cơng ty Điện lực có mơ hình Trung tâm điều khiển tập trung là những đơn vị phù hợp để triển khai xây dựng hệ thống Mini-SCADA/DAS/DMS tập trung (các Điện lực trực thuộc chỉ được chia sẻ thông tin giám sát vận hành thông qua hệ thống các Console mà không trực tiếp thực thi điều khiển lưới điện). Trong khi đó, các Cơng ty điện lực khác với đặc thù quản lý địa bàn trải rộng, khi đó mơ hình hệ thống tự động hóa phân tán là lựa chọn phù hợp.
Đối với các khu vực lưới điện có kết cấu bền vững, ít biến động và phụ tải mang tính ổn định sẽ phù hợp để triển khai hệ thống tự động hóa ở Cấp độ 2 (DAS) hoặc Cấp độ 3 (DMS). Trong khi đó, những khu vực lưới điện còn nhiều biến động (phụ tải tăng trưởng nhanh dẫn đến kết cấu lưới điện thay đổi thường xuyên về phương thức vận hành hay các khu vực có sự kết hợp giữa lưới điện ngầm và nổi…) thì giải pháp tự động hóa ở Cấp 1 (Mini-SCADA) là lựa chọn phù hợp bởi việc lắp đặt, điều chuyển thiết bị đóng cắt trung thế cũng như cấu hình lại hệ thống trên phần mềm SCADA sẽ thuận tiện và địi hỏi ít cơng sức, thời gian hơn.
Tương tự như vậy, những phát tuyến trung thế có chiều dài lớn nhưng khơng có nguồn cấp dự phịng hoặc vận hành độc đạo với mức độ mang tải cao thì giải pháp lắp đặt nhiều thiết bị đóng cắt phân đoạn để triển khai tự động hóa cấp độ 1 (Mini- SCADA) là giải pháp khả thi để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các tuyến dây này.
Nếu xét về tính chất của phụ tải, những phụ tải quan trọng sẽ được ưu tiên cung cấp điện với độ tin cậy cao nhất có thể. Dĩ nhiên, việc ứng dụng hệ thống tự động hóa cấp độ 3 (DMS) với chất lượng dữ liệu đầu vào của hệ thống DMS được kiểm soát và đảm bảo sẽ là sự lựa chọn tối ưu do hệ thống có thể đưa ra nhiều phương án phối hợp để có được quyết định chuyển tải tốt nhất trong trường hợp sự cố xảy ra. Tuy nhiên, nếu nguồn dữ liệu đầu vào của hệ thống DMS chưa được kiểm sốt thực sự thì giải pháp sử dụng chức năng FLIRS của hệ thống DAS cũng là lựa chọn hợp lý.
Với nhưng phân tích và đánh giá như trên, căn cứ theo hiện trạng lưới điện - hệ thống SCADA/DMS lưới điện Quảng Nam (hệ thống miniSCADA đã cơ bản hoàn thiện) và nguồn lực hiện tại, trong phạm vi đề tài đề xuất lựa chọn chỉ triển khai nghiên cứu giải pháp tự động hóa lưới điện ở cấp độ 2 – DAS.
Chương tiếp theo sẽ trình bày việc áp dụng thực tế mơ hình tự động hóa đã chọn vào khu vực Thành phố Hội An – Tỉnh Quảng Nam.
CHƯƠNG 3
ỨNG DỤNG VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THỰC TẾ TẠI THÀNH PHỐ HỘI AN - THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN
LƯỚI VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẦU TƯ