5. Bố cục
2.1 Các mơ hình tự động hóa lưới điện phân phối
2.1.2. Mơ hình tự động hóa tậptrung
Như đã phân tích ở trên, mơ hình tự động hóa phân tán mặc dù có kiến trúc đơn giản, dễ triển khai; tuy vậy vẫn còn nhiều hạn chế (chỉ phù hợp với lưới điện quy mô nhỏ, số lượng thiết bị cố định, vận hành theo một phương thức, thiếu đi tính linh hoạt cần có khi kết cấu lưới điện thay đổi).
Trong bối cảnh hiện nay, hầu hết các Công ty điện lực đều trang bị hệthống SCADA để kết nối tín hiệu từ các TBA 220/110 kV cũng như các thiết bị đóng cắt trên lưới trung thế. Do đó đề xuất mơ hình tự động hóa tậptrung theo các cấp độ 1 (Mini- SCADA), cấp độ 2 (DAS – Distribution Automation System), cấp độ 3 (DMS – Distribution Management System). Theo đó, Cấp độ 1 được triển khai với mục tiêu “thời gian cô lập chuyển tải < 15 phút”. Cấp độ 2 được triển khai với mục tiêu “thời gian cô lập chuyển tải < 5 phút” và cuối cùng là Cấp độ 3 với mục tiêu “thời gian cô lập chuyển tải < 2 phút”. Chi tiết từng cấp độ được trình bày sau đây:
Cấp độ 1: Mini-SCADA
+ Hiện nay, các Công ty Điện lực đều trang bị các hệ thống SCADA trung tâm theo các quy định của EVN và Bộ Công Thương, các hệ thống SCADA này đã có đủ thơng tin về các thơng số vận hành lưới điện theo thời gian thực như dòng điện, điện áp, cơng suất, trạng thái đóng/mở, trạng thái báo động, điều khiển từ xa… Bên cạnh các thông số này, chúng ta bổ sung thêm các chức năng của SCADA như tín hiệu cảnh báo (Alarm), cấu trúc lưới điện (TOPO), về cơ bản, chúng ta đã có một bức tranh tồn diện về lưới điện đang vận hành. Khái niệm Mini–SCADA chính là sự kết hợp giữa hệ thống SCADA trung tâm và hệthống sơ đồ vận hành theo từng tuyến dây (trạm → phát tuyến → thiết bị) nhằm hỗ trợ Điều hành viên nhanh chóng phát hiện được khu vực xảy ra sự cố, thao tác cô lập chuyển tải trong thời gian < 15 phút.
+ Theo phương thức truyền thống, khi có sự cố xảy ra, điều hành viên sẽ cửngười dị tìm vị trí sự cố, từ đó mới quyết định phương thức chuyển tải, cơng tác này có thể kéo dài trên 15 phút hoặc hàng giờ. Thay vào đó, với hệ thống MiniSCADA được xây dựng trên nền tảng sơ đồ đơn tuyến của từng tuyến dây (cócấu trúc N+1 và
hành viên xử lý sự cố và chuyển tải mà không cần đầu tư bổ sung thêm các chức năng tự động hóa. Thơng thường sơ đồ lưới điện trên hệ thống SCADA thể hiện đầy đủ thơng tin của tồn lưới điện (danh sách tín hiệu chuẩn được quy định theo EVN). Tuy nhiên, đối với hệ thống MiniSCADA, nhóm tín hiệu chính để xử lý sự cố chỉ là các tín hiệu đóng/mở, TRIP, dịng điện và điều khiển xa.
+ Để xác định được vị trí sự cố, Điều hành viên sẽ dựa vào trạng thái đóng/mở của thiết bị, tín hiệu TRIP kết hợp với sơ đồ đơn tuyến. Từ đó sẽ xác định được vị trí sự cố nằm trên phân đoạn của tuyến dây thuộc TBA 110 kVnào, cấp điện cho khu vực của Điện lực nào.
+ Để thực hiện phương thức chuyển tải, Điều hành viên sẽ dựa vào 3 yếu tốchính: (i) tín hiệu SCADA (dịng điện, trạng thái và tín hiệu điều khiển xa của các thiết bị phân đoạn cũng như máy cắt đầu nguồn tại các trạm 110 kV; (ii) tín hiệu lịch sử của các thiết bị thuộc tuyến dây trước khi sự cố 05 phút thông qua các biểu đồ tải tương ứng trên màn hình HMI; (iii) giá trị tải lịch sử, độ dựphòng tải của các tuyến dây ứng cứu. Trên cơ sở đó, Điều hành viên sẽ xác định được vị trí sự cố, thao tác từ xa cơ lập phân đoạn bị sự cố và quyết định lựa chọn tuyến dây ứng cứu phù hợp (thường dựa vào giá trị đo lường dòng điện 03 pha). Việc chuyển tải sẽ được thực hiện thơng qua thao tác đóng cắt từ xa các thiết bịphân đoạn có chức năng SCADA với phương thức đã xác định.
+Đánh giá:Với hệ thống Mini-SCADA, có một sốđánh giá, kết luận như sau: ++ Điều hành viên khi thực hiện thao tác nhuần nhuyễn với cách thức tiếp cận như trên, họ hồn tồn có thể thực hiện cơng tác cơ lập, chuyển tải đảm bảo tiêu chí “thời gian cơ lập chuyển tải < 15 phút”, thậm chí là < 05 phút với những phương thức vận hành đơn giản, đã xác định trước.
++Tuy vậy, điểm hạn chế của sơ đồ Mini-SCADA là chưa phù hợp với nhiều phương thức vận hành cũng như cấu trúc lưới điện phức tạp. Với một số khu vực tải cao, điểm dừng thay đổi, Điều hành viên cần phải tính tốn phân bốcơng suất trước khi quyết định phương án chuyển tải, điều này sẽ dẫn đến tăng thời gian cô lập chuyển tải.
++Việc triển khai Mini-SCADA sẽ tác động ngược trở lại đối với các Điện lực, Điện lực sẽ được cung cấp các thơng tin hữu ích nhằm hồn thiện cấu trúc lưới điện mang tính tối ưu hơn, chất lượng tín hiệu SCADA từng bước được cải thiện hơn. Đây cũng là tiền đề để triển khai tự động hóa ở cấp độ cao hơn.
Cấp độ 2: DAS
+Đề xuất khái niệm DAS là sự kết hợp giữa chức năng SCADA và ứng dụng FLISR (Fault Location, Isolation and Service Restoration).
Hình 2.4. Kiến trúc hệ thống DAS của lưới điện trung thế
+ Những điểm khác biệt mấu chốt giữa hệ thống Mini-SCADA và DAS có thể được kể đến như sau:
++Cơng việc xác định vị trí sự cố và các phương án chuyển tải được thực hiện bởi Điều hành viên ở hệ thống Mini-SCADA giờ đây được thay thế bằng chức năng FILSR của hệ thống DAS.
++Đối với thao tác chuyển tải, thay vì được thực hiện hồn tồn bởi Điều độ viên ở hệ thống Mini-SCADA, đối với hệ thống DAS, việc này sẽ được tính năng FLISR cung cấp cho chúng ta 2 lựa chọn tùy theo chế độ cài đặt: (i) chế độ bán tự động (Semi-Auto – chương trình sẽ tự đề xuất phương án chuyển tải nhưng việc thao tác sẽ do Điều hành viên thực hiện sau khi đã kiểm tra) và (ii) tự động hồn tồn (Auto – chương trình tự đề xuất phương án và tự động thực thi theo phương án chuyển tải
đó). Quyết định lựa chọn chế độ Semi-Auto hay Auto được đề xuất dựa trên hiện trạng của lưới điện cũng như trình độ và kỹ năng của lực lượng Điều hành viên.
++Chế độ Semi-Auto được đề xuất áp dụng phù hợp trong điều kiện lưới điện đang trong quá trình cải tạo; nhiều chủng loại thiết bịđược lắp đặt; các vấn đề kỹ thuật như cơng tác phối hợp bảo vệ, các loại tín hiệu xử lý sự cố (TRIP, FI …), cải thiện chất lượng tín hiệu SCADA cần được xử lý. Bên cạnh đó, chế độ Semi-Auto cịn được lựa chọn với mục đích nâng cao kinh nghiệm và kỹ năng xử lý của đội ngũ Điều hành viên (Điều hành viên phải hiểu rõ cách thức chương trình đưa ra phương án, biết thao tác xử lý chương trìnhthành thạo cũng như biết cách phối hợp vận hành giữa các đơn vị khi chuyển qua chế độ vận hành DAS theo hướng Semi-Auto và Auto).
+Đánh giá:Với hệ thống DAS
++Điểm khác biệt mấu chốt giữa hệ thống SCADA/Mini-SCADA và hệ thốngDAS chính là việc tích hợp thêm các chức năng FDIR – chức năng tự động nhận dạng, định vị, cách ly và khôi phục cung cấp điện ở mức độ cơ bản. Cụthể hơn, việc nhận dạng và định vị vị trí sự cố của chức năng FDIR sẽ dựa vào các tín hiệu chỉ báo sự cố, tín hiệu cắt đi cùng với trạng thái vận hành của các thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối. Theo đó, phương án cách ly và khơi phục cung cấp điện sẽ được đề xuất để người vận hành có thể tham khảo, thực thi hoặc hệ thống chủ động thực thi.
++Ưu điểm của hệ thống DAS nằm ở việc cải thiện mức độ tự động hóa trong việc xử lý khôi phục cung cấp điện so với hệ thống Mini-SCADA. Theo đó, cải thiện tốc độ xử lý và khôi phục cung cấp điện cho những phân đoạn bị ảnh hưởng bởi sự cố. Cần lưu ý rằng, bên cạnh việc đầu tư lưới điện phân phối đảm bảo tiêu chí dự phịng ít nhất (N-1) thì vấn đề duy trì lượng phụ tải điện vận hành ở mức dưới 50% là vô cùng quan trọng để đảm bảo rằng ít nhất có 01 tuyến dây dự phịng hồn tồn đủ điều kiện nhận tải. Chính vì vậy, việc triển khai hệ thống DAS chỉ nên triển khai trên những tuyến dây đáp ứng 02 điều kiện cơ bản trên.
++Mặc dù hệ thống DAS hoàn toàn đáp ứng tốt về “thời gian cô lập chuyển tải” < 01 phút, qua đó góp phần nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Tuy nhiên, nếu đặt trong bối cảnh hệ thống phân phối cần giải quyết “đa mục tiêu” như vừa phải đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cũng như phải tối ưu hóa tỉ lệ tổn thất điện năng… thì mơ hình DAS cịn gặp hạn chế mà để giải quyết vấn đề này, chúng ta cần chuyển sang Cấp độ cao hơn của tự động hóa – Cấp độ
3 (DMS) sẽ được trình bày dưới đây.
Cấp độ 3: DMS
+DMS là hệ thống phần mềm cung cấp bộ cơng cụ tồn diện hỗ trợ việc quản lý, giám sát và điều khiển tối ưu lưới điện phân phối.
+DMS600 đã được thiết kế để hỗ trợ nhân viên vận hành của các Công ty Điện lực trong việc giám sát và vận hành lưới điện. Nó mở rộng các khả năng SCADA truyền thống bằng cách cung cấp các chế độ xem mạng địa lý và các chức năng nâng cao.
+ Các chức năng vận hành chính là: ++Quản lý cấu trúc lưới điện. ++Phân tích mạng và bảo vệ. ++Phân tích mạng lưới. ++Quản lý sự cố.
++Tích hợp AMR cho quản lý lưới LV. ++Kế hoạch vận hành.
++Quản lý đội công tác. ++Dịch vụ khách hàng. ++Quản lý mất điện. ++Phân tích dữ liệu.