5. Bố cục của đề tài
3.5. Đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối trên toàn hệ
3.5.2. Các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành LĐPP thời gian đến
- Trong công tác vận hành, xử lý sự cố cần thường xuyên rà soát, đánh giá để hốn chuyển, bố trí hợp lý, khai thác tối ưu các thiết bị đóng cắt trên lưới điện, đặc biệt khi có sự thay đổi kết lưới. Tập trung đối với các Điện lực lớn, thường xuyên có thay đổi kết lưới như: ĐLTK, ĐLNT, ĐLHA, ĐLTB, ĐLĐB...và các Điện lực miền núi có đường dây dài (ĐLĐG, ĐLHĐ, ĐLTM, ĐLTP).
- Khai thác tối đa các mạch vòng trung áp, đặc biệt là các mạch vịng đã lắp thiết bị có kết nối SCADA. Nghiên cứu đề xuất vận hành thường đóng các DCL tại các vị trí khép vịng để nâng cao ĐTC khi chuyển tải.
- Tiếp tục khai thác tính năng phối hợp giữa các Recloser, LBS thế hệ mới có chức năng Fault dectection; lắp đặt, hoán chuyển tối ưu các bộ chỉ thị sự cố SRFI để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các xuất tuyến, hỗ trợ trực ca điều hành hệ thống điện.
- Theo dõi, kiểm soát thường xuyên mức mang tải của các đường dây, trạm biến áp, để lập kế hoạch đầu tư kịp thời, đáp ứng tốc độ tăng trưởng của phụ tải hoặc hoán chuyển kịp thời (đối với các MBA phụ tải).
+ Lưới 35 kV dự kiến theo lộ trình đến năm 2025 sẽ tinh giảm theo lộ trình xóa các TBA trung gian, chuyển sang vận hành 22kV. Một số đường dây sẽ thực hiện cải tạo, nâng cấp, vận hành 22kV. Do đó chúng ta sẽ khơng đặt vấn đề đầu tư cải tạo lưới điện 35kV, mà chỉ thực hiện tốt công tác SCL cho lưới điện này.
+ Mục tiêu là tập trung đầu tư lưới 22kV theo thứ tự ưu tiên:
i/ Xây dựng mới các xuất tuyến gắn liền với đầu tư các trạm 110kV (Quế Sơn,
Tiên Phước, Nam Hội An, Trường Hải, Đông Giang)
ii/ Cải tạo, nâng tiết diện các đường trục hiện hữu để đảm bảo khép vòng, chuyển
tải trong các trường hợp sự cố, công tác, nâng cao ĐTC CCĐ. Bổ sung các mạch vòng nối lưới để nâng cao độ tin cậy lưới điện, mục tiêu đến năm 2025 tất cả các xuất tuyến khu vực đồng bằng đều có mạch vịng và có khả năng chuyển tải nóng. Các xuất tuyến khu vực trung tâm thành phố Tam Kỳ và Hội An đảm bảo tiêu chí N-2.
iii/ Rà soát, đưa vào kế hoạch ĐTXD hằng năm để bổ sung thêm các xuất tuyến
mới từ trạm 110kV hiện hữu để san tải cho các xuất tuyến có mức mang tải từ 70% trở lên, các xuất tuyến có trên 10.000 khách hàng; cụ thể ở các khu vực Thăng Bình, Tam Kỳ, Điện Bàn, Núi Thành, Duy Xuyên.
iv/ Đầu tư các xuất tuyến khai thác nguồn tại chỗ sau các nhà máy thủy điện. v/ Đầu tư thêm MC phân đoạn đối với các ĐZ: có số lượng khách hàng lớn, mức
tải cao, đi qua địa hình phức tạp, bán kính cấp điện dài, mục tiêu đến năm 2025 khoảng cách trung bình giữa các thiết bị đóng cắt đạt mức: <3km/1TB đối với khu vực thành phố, <4km/1TB đối với khu vực thị xã, thị trấn, <10 đối với các khu vực còn lại. Để đạt được mục tiêu này giai đoạn 2022 đến 2025 cần đầu tư bổ sung 105 thiết bị đóng cắt cho tồn bộ lưới điện trung áp (tập trung cho các Điện lực NT, TP, TM, TB, DX, DS, HĐ, ĐG, NG, ĐL).
vi/ Đầu tư DCL-7 tại trụ 01 các XT trung áp 22kV đầu trạm 110kV để giảm thời
gian thao tác XLSC của các Điện lực (thay vì chờ các Tổ TTLĐ-Đội QLVHLĐCT tới trạm thao tác kéo MC hợp bộ 22kV ra vị trí vận hành thì Điện lực thực hiện thao tác DCL-7 trụ 01) đồng thời giúp cho việc chuyển tải cấp điện được toàn bộ (cấp đến DCL-7) cho các XT trung áp 22kV (đảm bảo tiêu chí khép vịng/N-1) tại các trạm 110kV khi TC 22kV/trạm 110kV mất điện do công tác, xử lý sự cố,…
3.6. Kết luận chương
Nhược điểm của phần mềm DMS là khả năng cập nhật, khả năng biên tập của module Network Editor. Network Editor chỉ hỗ trợ biên tập bằng tay, việc cập nhật dữ liệu GPS vào rất khó khăn. Tuy nhiên, với cơng cụ Network Import Tool và khả năng can thiệp và CSDL SQL của phần mềm, đã phần nào giải quyết vấn đề trên.
Trong chương 3 này, tác giả đã đi sâu vào việc tính tốn phân tích lưới điện tỉnh với việc áp dụng các chức năng hiện có của phần mềm DMS như tính tốn trào lưu cơng suất, tổn thất cơng suất, tổn thất điện năng, phân tích ngắn mạch v.v. Phần mềm được tích hợp với hệ thống SCADA để quản lý thu thập dữ liệu trực tiếp nên tất các các tính tốn lưới điện đều theo thời gian thực, cho thấy DMS là công cụ đắc lực hỗ trợ cho Nhân viên vận hành trong việc vận hành lưới điện, nâng cao hiệu quả trong công tác quản lý vận hành LĐPP tỉnh.
Từ việc tính tốn phân tích lưới điện thực tế, đã đề xuất được một số giải pháp phù hợp để nâng cao hiệu quả vận hành LĐPP. Đồng thời dựa trên dữ liệu phân tích, tính tốn tồn bộ LĐPP, đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả vận hành trên tồn Cơng ty trong thời gian đến.
Việc xây dựng lưới điện chưa hoàn hiện nên một số chức năng khác như chức năng Automatic Restoration (tự động cơ lập, và khơi phục khi có sự cố) chưa được thử nghiệm.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Nội dung luận văn nghiên cứu và ứng dụng phần mềm SCADA/DMS vào việc vận hành LĐPP tỉnh Quảng Nam, quá trình thực hiện đạt được những kết quả sau:
1. Nắm bắt được đặc điểm và cấu trúc hệ thống SCADA/DMS đang sử dụng tại Công ty Điện lực Quảng Nam và đánh giá hiệu quả của hệ thống này. Tìm hiểu các chức năng của phần mềm SCADA/DMS đặc biệt là chức năng của phần mềm DMS trong việc tính tốn, phân tích lưới điện vận hành theo thời gian thực, giúp NVVH có cái nhìn tổng qt về LĐPP hiện có từ đó đưa ra các giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả vận hành cho LĐPP.
2. Đã thực hiện một số bài toán vận hành cơ bản như chức năng Quản lý cấu trúc lưới điện theo kết lưới và trạng thái lưới (tổn thất điện áp, khả năng bảo vệ Rơ-le .v.v.); bài tốn trào lưu cơng suất và phân tích ngắn mạch; phân tích định vị, cơ lập và khôi phục sự cố, chức năng dự báo và ước lượng phụ tải .v.v. Qua đó đánh giá được tình trạng vận hành của lưới điện và đề xuất một số giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả vận hành LĐPP.
3. Trong quá trình thực hiện, với việc hạn chế về mặt dữ liệu nên một số chức năng vẫn chưa được thử nghiệm như chức năng Tự động khơi phục khi có sự cố (Automatic Restoration) tương tự như DAS v.v.
Để phát huy hiệu quả, tính năng của phần mềm cần phải tiếp tục hoàn thiện cơ sở dữ liệu về lưới điện trên toàn bộ lưới điện tỉnh. Đưa vào vận hành và thực hiện các chức năng chính như: Quản lý cấu trúc lưới điện; tính tốn trào lưu cơng suất; báo cáo tổn thất công suất và tổn thất điện năng; dự báo phụ tải; tính tốn ngắn mạch; thống kê mất điện, các chỉ số ĐTCCCĐ sẽ nâng cao hơn nữa hiệu quả vận hành của lưới điện.
Việc thống nhất mơ hình hóa lưới điện theo chuẩn CIM là một trong những tiêu chuẩn quan trọng mà DMS có được từ đó có thể liên kết dữ liệu SCADA/DMS với các chương trình quản lý khác để tận dụng nguồn tài nguyên thông tin giữa các chương trình.
Qua tìm hiểu và ứng dụng phần mềm này đã giúp tác giả hiểu được sâu hơn về cấu trúc, chức năng của hệ thống SCADA/DMS. Việc xây dựng lưới điện thực tế vào chương trình và thử nghiệm sử dụng một số bài tốn cơ bản như tính tốn trào lưu cơng suất, tính tốn ngắn mạch, quản lý sự cố. Qua đó hy vọng sẽ góp phần cùng Cơng ty điện lực Quảng Nam, nơi học viên công tác sẽ khai thác hiệu quả hơn phần mềm trong việc quản lý, vận hành lưới điện.
Định hướng phát triển đề tài: Do khn khổ đề tài có giới hạn và kiến thức bản
toán cơ bản. Trong tương lai, khi hệ thống, khi thiết bị điều khiển và giám sát lưới điện hồn thiện, đề tài có thể tiếp tục nghiên cứu, áp dụng thêm các chức năng khác, liên kết với các phần mềm hỗ trợ như OMS, PMIS, CMIS để đáp ứng yêu cầu ngày càng cao của lưới điện cũng như dần dần hình thành nên lưới điện thơng minh (Smart Grid).
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] PGS.TS Lê Kim Hùng và Đoàn Ngọc Minh Tú (1998), Bảo vệ Rơ-le và Tự động hóa trong hệ thống điện, Nhà xuất bản Giáo Dục, Hà Nội
[2] PGS.TS Lê Kim Hùng và ThS.Đoàn Ngọc Minh Tú, Giáo trình ngắn mạch trong
hệ thống điện.
[3] Quyết định số 1670/QĐ-TTg ngày 8 tháng 11 năm 2012 về việc “Phê duyệt đề án phát triển Lưới Điện Thông Minh tại Việt Nam” của thủ tướng Chính phủ. [4] DMS600 System overview, 2014, ABB.
[5] DMS600 Operation Manual, 2014, ABB.
[6] Protective Rơ-le Setting, N/A , Schneider Electric.
[7] Estimation of load and generation peaks in residential neighbourhoods with BIPV: bottom-up simulations vs. Velander, 2014, Speaker: Satori Igor; Otiz Joana; Salom Jaume; Dar Usman Ijaz.