Luận văn thạc sĩ: Ứng dụng phần mềm SmartVu trong tự động hóa lưới điện tỉnh Đồng Nai

Luận văn thạc sĩ nghiên cứu kỹ thuật điện ứng dụng phần mềm smartvu để triển khai tự động hóa lưới điện khu vực tỉnh đồng nai, đánh giá hiện trạng, phân tích vấn đề, đề xuất biện

• Tác giả: Đinh Hữu Thuấn
• Người hướng dẫn: GS. Hồ Đắc Lộc
• Trường học: Trường Đại Học Công Nghệ TP. HCM
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Ứng Dụng Phần Mềm SmartVU Để Triển Khai Tự Động Hóa Lưới Điện Khu Vực Tỉnh Đồng Nai
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2017
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• LỜI CẢM ƠN
• TÓM TẮT
• ABSTRACT
• DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
• DANH SÁCH HÌNH
• 1. CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG
• 1.1. Mục tiêu và nội dung nghiên cứu
• 1.2. Tính cấp thiết của đề tài
• 1.3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
• 1.4. Ý nghĩa của đề tài
• 1.4.1. Ý nghĩa khoa học
• 1.4.2. Ý nghĩa thực tiễn
• 1.5. Phương pháp nghiên cứu
• 1.6. Bố cục của luận văn
• 2. CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU PHẦN MỀM SMARTVU ĐỂ LẬP TRÌNH TỰ ĐỘNG HÓA TRẠM 110KV VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ
• 2.1. Giới thiệu cấu trúc và khái niệm phần mềm SCADA của hãng Survalent
• 2.1.1. Các cấu trúc cơ bản của hệ thống SCADA
• 2.2. Cài đặt cấu hình và hiệu chỉnh phần mềm
• 2.2.1. Cài đặt phần mềm
• 2.2.2. Kích hoạt khóa Dongle Key
• 2.2.3. Cấu hình chương trình Server Setup
• 2.2.4. Hướng dẫn chạy SCADA server của phần mềm Survalent
• 2.2.5. Lưu trữ sao chép cơ sở dữ liệu của hệ thống
• 2.3. Hướng dẫn cấu hình, tạo cơ sở dữ liệu cho hệ thống SCADA - (Database và HMI)
• 2.3.1. Tạo Database với SCADA Explorer
• 2.3.1.1. Tạo Status Point: (tín hiệu trạng thái, điều khiển, cảnh báo)
• 2.3.1.2. Tạo Analog Point: (tín hiệu đo lường)
• 2.3.1.3. Hướng dẫn định dạng format code cho các biến Status, Analog
• 2.3.1.4. Hướng dẫn tạo cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC60870-5-101
• 2.3.1.5. Hướng dẫn tạo Cơ sở dữ liệu theo giao thức IEC104
• 2.3.1.6. Phân cấp tài khoản người dùng khi sử dụng hệ thống SCADA Survalent
• 2.3.1.7. Hướng dẫn thiết lập nội dung cảnh báo hiển thị trên màn hình Alarm của HMI
• 2.3.2. Tạo HMI với SmartVU
• 2.3.2.1. Tạo thư viện
• 2.3.3. Chức năng SCADA Add-in tạo report theo mẫu trên SCADA Explorer
• 2.3.3.1. Tạo file Excel SCADA Add-In
• 2.3.3.2. Tạo file Notepad (.txt) lưu trong thư mục qry và wmp
• 2.3.4. Hướng dẫn cài đặt chức năng Replicator
• 2.3.5. Các giao diện được tạo ra từ nghiên cứu trên
• 3. CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA CỦA CÁC TRẠM BIẾN ÁP 110KV
• 3.1. Cơ sở và định hướng tự động hóa trạm biến áp
• 3.1.1. Cấu trúc dựa vào RTU
• 3.1.2. Cấu trúc độc quyền
• 3.1.3. Cấu trúc UNIX/PLC
• 3.1.4. Cấu trúc PC/PLC
• 3.1.5. Cấu trúc hộp đen
• 3.2. Tự động hóa nội bộ tại trạm
• 3.2.1. Thiết bị điều khiển
• 3.2.2. Thiết bị cảnh báo
• 3.2.3. Hệ thống ghi nhận sự cố
• 3.2.4. Truyền thông tại cấp trạm
• 3.3. Tự động hóa trạm biến áp 110/22kV Phú Thạnh
• 3.3.1. Hệ thống Local SCADA trạm 110kV Phú Thạnh
• 3.3.2. Cấu tạo và chức năng máy tính Workstation HMI
• 3.3.3. Chức năng của phần mềm HMI trên máy tính Workstation HMI
• 3.3.4. Hệ thống cấp nguồn phụ trợ Inverter
• 3.3.5. Vận hành hệ thống Local SCADA
• 3.3.6. Nhận xét và đề xuất
• 3.4. Ứng dụng phần mềm SmartVU để tự động hóa TBA 110kV
• 3.4.1. Tự động điều khiển nấc MBA 1T trạm 110/22kV Phú Thạnh
• 3.4.2. Tự động điều khiển đóng/ngắt giàn tụ bù tại TBA 110/22kV Thống Nhất
• 3.4.3. Nhận xét và đề xuất
• 4. CHƯƠNG 4: NGHIÊN CỨU CÁC CHỨC NĂNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ 22KV
• 4.1. Cơ sở và định hướng tự động hóa lưới trung thế (phân phối)
• 4.1.1. Sơ đồ cây tự động hóa
• 4.1.2. Các giai đoạn tự động hóa
• 4.1.3. Cấp độ chuyên sâu của tự động hóa (AIL/Automation Intensity level)
• 4.2. Tự động hóa lưới điện của Điện lực Trị An
• 4.2.1. Sơ lược lưới điện của Điện lực Trị An
• 4.2.2. Triển khai tự động hóa 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa
• 4.2.3. Kết quả tự động hóa 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa
• 4.2.4. Nhận xét và đề xuất
• 5. CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN TƯƠNG LAI
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Giới thiệu về tự động hóa lưới điện tỉnh Đồng Nai

Tự động hóa lưới điện tỉnh Đồng Nai là một bước tiến quan trọng trong việc nâng cao hiệu quả quản lý và vận hành hệ thống điện. Việc áp dụng phần mềm SmartVu giúp tối ưu hóa quy trình điều khiển và giám sát lưới điện, từ đó đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục cho người dân. Công nghệ tự động hóa không chỉ giúp giảm thiểu tổn thất điện năng mà còn nâng cao độ tin cậy của hệ thống điện. Theo nghiên cứu, việc triển khai tự động hóa lưới điện sẽ tạo ra một hệ thống điện thông minh, đáp ứng nhu cầu ngày càng cao của xã hội.

1.1. Tính cấp thiết của việc tự động hóa

Trong bối cảnh nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng, việc đảm bảo cung cấp điện liên tục và chất lượng là một thách thức lớn. Tự động hóa lưới điện giúp giảm áp lực cho nhân viên điều độ, đồng thời nâng cao khả năng quản lý và vận hành. Việc áp dụng công nghệ thông tin trong điện lực là cần thiết để hiện đại hóa hệ thống, từ đó đáp ứng được yêu cầu phát triển bền vững của ngành điện. Theo báo cáo, việc áp dụng phần mềm SmartVu đã giúp cải thiện hiệu suất lưới điện, giảm thiểu thời gian mất điện và nâng cao sự hài lòng của khách hàng.

II. Phân tích phần mềm SmartVu

Phần mềm SmartVu là một trong những giải pháp tiên tiến trong việc quản lý và điều khiển lưới điện. Với khả năng giám sát và thu thập dữ liệu theo thời gian thực, SmartVu cho phép các nhà quản lý theo dõi tình trạng hoạt động của lưới điện một cách hiệu quả. Hệ thống này hỗ trợ việc phát hiện và xử lý sự cố nhanh chóng, từ đó giảm thiểu thời gian ngừng hoạt động của lưới điện. SmartVu cũng tích hợp nhiều chức năng tự động hóa, giúp tối ưu hóa quy trình vận hành và giảm thiểu sai sót do con người.

2.1. Các chức năng chính của SmartVu

Phần mềm SmartVu cung cấp nhiều chức năng quan trọng như giám sát trạng thái thiết bị, thu thập dữ liệu vận hành và điều khiển từ xa. Hệ thống cho phép người dùng dễ dàng truy cập và phân tích dữ liệu, từ đó đưa ra các quyết định kịp thời. Ngoài ra, SmartVu còn hỗ trợ việc lập báo cáo và phân tích dữ liệu, giúp các nhà quản lý có cái nhìn tổng quan về hiệu suất lưới điện. Việc sử dụng SmartVu không chỉ giúp nâng cao hiệu quả quản lý mà còn góp phần vào việc phát triển lưới điện thông minh tại tỉnh Đồng Nai.

III. Lợi ích của tự động hóa lưới điện

Việc triển khai tự động hóa lưới điện mang lại nhiều lợi ích thiết thực cho tỉnh Đồng Nai. Đầu tiên, nó giúp giảm thiểu tổn thất điện năng, từ đó nâng cao hiệu quả kinh tế cho ngành điện. Thứ hai, tự động hóa giúp cải thiện độ tin cậy của hệ thống điện, giảm thiểu thời gian mất điện và nâng cao sự hài lòng của khách hàng. Cuối cùng, việc áp dụng công nghệ thông tin trong điện lực còn giúp tăng cường khả năng quản lý và điều hành, tạo điều kiện thuận lợi cho việc phát triển bền vững trong tương lai.

3.1. Tác động đến môi trường

Tự động hóa lưới điện không chỉ mang lại lợi ích kinh tế mà còn có tác động tích cực đến môi trường. Việc giảm thiểu tổn thất điện năng đồng nghĩa với việc giảm lượng điện tiêu thụ, từ đó giảm phát thải khí nhà kính. Hệ thống điện thông minh giúp tối ưu hóa việc sử dụng năng lượng, góp phần vào việc bảo vệ môi trường và phát triển bền vững. Theo các chuyên gia, việc áp dụng công nghệ tự động hóa trong ngành điện là một trong những giải pháp hiệu quả nhất để giảm thiểu tác động tiêu cực đến môi trường.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Trong giai đoạn 2017 - 2020, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đặt ra mục tiêu chiến lược chuyển đổi 100% các trạm biến áp (TBA) 110kV sang mô hình vận hành không người trực, đồng thời từng bước xây dựng hệ sinh thái lưới điện thông minh. Tại Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai (PCĐN), hệ thống điện quản lý quy mô lớn với hơn 26 trạm biến áp 110kV, 3 trạm cắt trung thế và trên 240 xuất tuyến 22kV phục vụ vùng kinh tế trọng điểm phía Nam. Áp lực vận hành thực tế đè nặng lên mỗi ca trực chỉ gồm 2 Điều độ viên khi phải kiêm nhiệm toàn bộ việc chỉ huy điều độ và thao tác xa hơn 600 thiết bị đóng cắt Recloser và LBS trên lưới trung thế.

Đặc biệt, việc kiểm soát trào lưu công suất phản kháng (Q) trên lưới 110kV hoàn toàn phụ thuộc vào việc thao tác thủ công. Hàng ngày, Điều độ viên phải theo dõi và thực hiện hơn 100 chu kỳ đóng/ngắt các giàn tụ bù (thông thường đóng hơn 52 máy cắt tụ bù vào buổi sáng và ngắt hơn 52 máy cắt vào buổi chiều/tối). Cùng với đó, việc duy trì điện áp thanh cái 22kV khi các rơle điều áp dưới tải (OLTC) hoạt động không ổn định đòi hỏi sự giám sát và can thiệp liên tục từ trung tâm điều khiển.

Trước yêu cầu cấp bách trên, luận văn tập trung nghiên cứu ứng dụng gói phần mềm SCADA/DMS SmartVU của hãng Survalent (Canada) nhằm lập trình và thực thi tự động hóa cho các trạm 110kV và lưới trung thế 22kV tỉnh Đồng Nai trong năm 2017. Phạm vi nghiên cứu thực nghiệm được triển khai trực tiếp tại trạm 110/22kV Phú Thạnh, trạm 110/22kV Thống Nhất và 2 xuất tuyến 22kV thuộc Điện lực Trị An. Nghiên cứu mang ý nghĩa then chốt trong việc tối ưu hóa nhân lực vận hành, nâng cao hệ số công suất Cos phi, giảm tỷ lệ tổn thất kỹ thuật từ 0,3% đến 0,5% và cải thiện trực tiếp các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện như SAIDI và SAIFI cho toàn bộ hệ thống điện tỉnh Đồng Nai.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng tích hợp giữa hệ thống thu thập số liệu và điều khiển giám sát từ xa (SCADA), hệ thống quản lý phân phối điện (DMS) và các tiêu chuẩn tự động hóa trạm biến áp (SAS) hiện đại. Cốt lõi của hệ thống là gói phần mềm SCADA Survalent gồm 4 module chuyên sâu: SCADA Server quản lý cơ sở dữ liệu thời gian thực; SCADA Client và SCADA Explorer phụ trách định nghĩa, ánh xạ điểm dữ liệu và phân quyền truy cập; WorldView và SmartVU cung cấp giao diện đồ họa người - máy (HMI) dạng bản đồ địa lý trực quan.

Hệ thống ứng dụng 4 nhóm khái niệm và mô hình lý thuyết kỹ thuật chính:

• Mô hình điều khiển tự động Volt-VAR (VVC) nhằm tối ưu hóa điện áp nút và phân phối công suất phản kháng trên thanh cái trung thế.
• Thuật toán phát hiện, cô lập sự cố và khôi phục cung cấp điện tự động (FDIR - Fault Detection, Isolation and Restoration) cho cấu trúc lưới phân phối hình tia có liên kết mạch vòng.
• Giao thức truyền thông chuẩn hóa quốc tế gồm IEC 60870-5-104 (truyền thông qua mạng TCP/IP sử dụng cổng mặc định 2404), IEC 60870-5-101 (truyền thông nối tiếp qua Terminal Server) và tiêu chuẩn IEC 61850-3 cho thiết bị chuyển mạch Switch công nghiệp trong môi trường trạm.
• Cơ chế vận hành máy chủ dự phòng nóng (Hot-Standby Redundancy) giữa Server 1 và Server 2, đảm bảo dữ liệu SCADA được đồng bộ liên tục với thời gian chuyển mạch dự phòng tức thời dưới 1 giây.

Phương pháp nghiên cứu

• Cỡ mẫu và đối tượng khảo sát: Mẫu nghiên cứu thực nghiệm bao quát toàn bộ 26 trạm biến áp 110kV của PCĐN và chọn lọc sâu 2 trạm biến áp đại diện gồm TBA 110kV Phú Thạnh (nghiên cứu tự động điều khiển nấc phân áp MBA 1T), TBA 110kV Thống Nhất (nghiên cứu tự động đóng cắt giàn tụ bù C41, C42 qua máy cắt T401, T402). Đối với lưới trung thế, nghiên cứu khảo sát 2 tuyến xuất tuyến 22kV trọng điểm là tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa thuộc Điện lực Trị An với hơn 10 nút phân đoạn gắn thiết bị đóng cắt Recloser/LBS.
• Phương pháp chọn mẫu: Luận văn áp dụng phương pháp chọn mẫu có chủ đích (purposive sampling). Tiêu chí lựa chọn dựa trên mức độ tập trung phụ tải công nghiệp cao, tỷ lệ sự cố thoáng qua và tính đại diện cho cấu hình kết nối mạng vòng điển hình của tỉnh Đồng Nai.
• Phương pháp phân tích dữ liệu và lý do lựa chọn: Tác giả kết hợp phương pháp phân tích giải tích cấu trúc dữ liệu trên SCADA Explorer với phương pháp mô phỏng logic điều khiển thời gian thực trên SmartVU. Lý do lựa chọn phương pháp này là đảm bảo kiểm tra toàn diện tính toàn vẹn của hơn 1.000 điểm dữ liệu trạng thái (Status Point) và đo lường (Analog Point), đồng thời thẩm định độ an toàn của các chuỗi lệnh điều khiển tự động (Command Sequence) trước khi nạp trực tiếp vào hệ thống SCADA đang vận hành trực tiếp trên lưới điện.
• Timeline và nguồn dữ liệu: Dữ liệu vận hành, thông số tải, biểu đồ điện áp và nhật ký sự cố được trích xuất liên tục trong 10 tháng (từ tháng 1/2017 đến tháng 10/2017) từ cơ sở dữ liệu lịch sử (Historical Server) và hệ thống Local SCADA của PCĐN.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình lập trình và thử nghiệm các module tự động hóa trên nền tảng SmartVU mang lại 4 kết quả nổi bật:

• Tự động hóa điều áp dưới tải tại trạm 110kV Phú Thạnh: Thuật toán tự động giám sát điện áp thanh cái 22kV và tự động xuất lệnh tăng/giảm nấc MBA 1T khi điện áp dao động vượt ngưỡng cài đặt ±2,5% định mức. Giải pháp giúp điện áp đầu ra luôn duy trì ổn định trong dải quy định từ 22kV đến 23kV, loại bỏ hoàn toàn 100% các thao tác chỉnh nấc thủ công của Điều độ viên.
• Tự động hóa đóng/ngắt giàn tụ bù tại trạm 110kV Thống Nhất: Hệ thống tự động tính toán tổng công suất phản kháng Q trên các ngăn lộ xuất tuyến 131, 132 và so sánh với dung lượng lắp đặt của bộ tụ T401, T402. Khi lượng Q vượt ngưỡng cài đặt, hệ thống tự động đóng tụ bù và tự động ngắt khi trào lưu Q đảo chiều về phía nguồn. Kết quả làm giảm hơn 95% số lần thao tác chuyển mạch tụ bù thủ công (tương đương giảm hơn 100 lần đóng ngắt mỗi ngày cho toàn lưới), duy trì hệ số công suất Cos phi trung bình trên 0,96.
• Tự động hóa xử lý sự cố FDIR trên tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa: Khi xảy ra sự cố ngắn mạch trên một phân đoạn, hệ thống SCADA tự động nhận biết tín hiệu cảnh báo dòng sự cố (FI) từ Recloser, tự động gửi lệnh cô lập phân đoạn hỏng và đóng máy cắt liên lạc để khôi phục cấp điện cho phân đoạn lành. Thời gian xử lý sự cố giảm ngoạn mục từ khoảng 30 - 45 phút (khi thao tác thủ công bởi tổ thao tác lưu động) xuống dưới 60 giây khi tự động hóa qua SmartVU, giúp giảm hơn 70% số lượng khách hàng bị mất điện gián đoạn kéo dài.
• Chuẩn hóa cấu hình cơ sở dữ liệu SCADA: Xây dựng thành công bộ thư viện và định dạng chuẩn (Format Code 1 đến 8) cho tín hiệu trạng thái và đo lường theo giao thức IEC 60870-5-104, giúp giảm 50% thời gian cấu hình khi tích hợp thêm các trạm 110kV mới vào hệ thống SCADA trung tâm.

Thảo luận kết quả

Hiệu quả vượt trội của giải pháp bắt nguồn từ kiến trúc hạ tầng phần cứng mạng LAN kép và hệ thống truyền dẫn 2 đường cáp quang vật lý độc lập cấu hình mạng vòng kín đạt chuẩn IEC 61850-3. Nhờ cơ chế Hot-Standby của 2 máy chủ Server 1 và Server 2, tính khả dụng của hệ thống đạt 99,98%, đảm bảo không làm gián đoạn việc thu thập dữ liệu thời gian thực ngay cả khi một máy chủ gặp sự cố kỹ thuật.

Trong thực tế học thuật và vận hành, so sánh với hệ thống Spectrum Power7 của hãng Siemens (đang trang bị tại Tổng công ty Điện lực miền Nam) hay MicroSCADA Pro của hãng ABB (tại miền Trung), phần mềm SmartVU của Survalent thể hiện ưu thế linh hoạt hơn trong việc tùy biến các chuỗi lệnh Automation Sequence và cấu hình cơ sở dữ liệu phân tán theo Zone Group mà không yêu cầu dừng hoạt động toàn bộ máy chủ SCADA.

Dữ liệu nghiên cứu có thể được trực quan hóa tối ưu thông qua hai công cụ:

• Bảng tổng hợp chỉ số độ tin cậy: So sánh chỉ số SAIDI (thời gian mất điện trung bình) và SAIFI (số lần mất điện trung bình) trước và sau khi kích hoạt chức năng FDIR trên 2 xuất tuyến 475 và 476, thể hiện rõ mức sụt giảm thời gian mất điện lên tới hơn 85% cho các phân đoạn không bị sự cố.
• Biểu đồ đường liên tục 24/7 (Line Chart): Thể hiện trào lưu công suất phản kháng Q và biên độ dao động điện áp thanh cái 22kV tại trạm 110kV Thống Nhất, minh chứng đường đặc tuyến điện áp được nắn phẳng tối ưu trong suốt chu kỳ tải ngày và đêm.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả nghiên cứu thực nghiệm, luận văn đưa ra 4 nhóm giải pháp chiến lược nhằm đẩy nhanh tiến độ hiện đại hóa lưới điện:

• Mở rộng kết nối toàn diện thiết bị đóng cắt trung thế: Triển khai tích hợp SCADA cho toàn bộ 600 thiết bị Recloser và LBS trên lưới điện 22kV tỉnh Đồng Nai theo lộ trình từ năm 2017 đến năm 2020. Mục tiêu đạt 100% thiết bị đóng cắt phân đoạn có khả năng giám sát và điều khiển xa, giảm thời gian thao tác đóng ngắt tuyến xuống dưới 5 giây. Chủ thể thực hiện: Phòng Điều độ phối hợp cùng các Điện lực trực thuộc PCĐN.
• Nhân rộng thuật toán điều khiển tự động Volt-VAR cho 26 trạm 110kV: Kích hoạt đồng loạt chức năng tự động điều chỉnh nấc MBA và đóng/ngắt tụ bù cho 26 trạm 110kV hiện hữu trên địa bàn. Mục tiêu giảm tổn thất điện năng kỹ thuật toàn công ty từ 0,3% đến 0,5% và duy trì Cos phi trên 0,95 tại mọi thời điểm. Chủ thể thực hiện: Phòng Kỹ thuật và Trung tâm Giám sát Điều khiển PCĐN, hoàn thành trong giai đoạn 2018 - 2019.
• Củng cố an toàn thông tin hệ thống điều khiển công nghiệp (OT): Thiết lập hệ thống phòng vệ chuyên sâu theo tiêu chuẩn quốc tế NERC CIP và NIST, bao gồm tường lửa phân tách tuyệt đối giữa mạng OT và mạng IT/Internet, triển khai hệ thống ngăn ngừa xâm nhập IPS/IDS và quản lý tài khoản đặc quyền PIM trong quý 2 năm 2018. Chủ thể thực hiện: Bộ phận Công nghệ thông tin và Viễn thông.
• Tích hợp liên thông hệ thống SmartVU với GIS và OMS: Xây dựng cầu nối trao đổi dữ liệu tự động giữa phần mềm SmartVU với Hệ thống thông tin địa lý (GIS) và Hệ thống quản lý mất điện (OMS). Mục tiêu rút ngắn thời gian định vị chính xác vị trí sự cố trên bản đồ kỹ thuật số xuống dưới 10 giây. Chủ thể thực hiện: Ban chỉ đạo Lưới điện thông minh PCĐN và EVN SPC.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung và kết quả thực nghiệm của luận văn là tài liệu tham khảo giá trị cho 4 nhóm đối tượng chính:

• Điều độ viên và kỹ sư vận hành hệ thống điện tại các Công ty Điện lực: Giúp nắm vững cẩm nang cấu hình cơ sở dữ liệu SCADA Explorer, làm chủ quy trình tạo giao diện HMI trên SmartVU và vận hành thành thạo mô hình trạm biến áp 110kV không người trực với hơn 100 kịch bản điều khiển tự động.
• Cán bộ quản lý kỹ thuật và chuyên viên hoạch định lưới điện thông minh: Sử dụng làm cơ sở khoa học để xây dựng đề án đầu tư, thiết lập lộ trình tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) và tối ưu hóa các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI cho đơn vị quản lý từ 20 đến 50 trạm biến áp 110kV.
• Kỹ sư tích hợp hệ thống và tự động hóa công nghiệp: Cung cấp tài liệu hướng dẫn kỹ thuật chi tiết về cấu hình truyền thông chuẩn IEC 60870-5-101/104, phương pháp xử lý bảng format code cho tín hiệu đo lường và trạng thái với hơn 1.000 điểm dữ liệu thực tế.
• Giảng viên, nhà nghiên cứu và học viên cao học chuyên ngành Kỹ thuật điện: Tài liệu mang tính ứng dụng thực tiễn cao, đóng vai trò ca lâm sàng (case study) điển hình về bài toán điều khiển tối ưu Volt-VAR và thuật toán tự phục hồi lưới điện FDIR phục vụ công tác giảng dạy và phát triển đề tài nghiên cứu tiếp theo.

Câu hỏi thường gặp

Hệ thống SmartVU giúp giảm tải áp lực cho Điều độ viên như thế nào?
Trong mỗi ca trực gồm 2 Điều độ viên, việc tự động hóa đóng/ngắt tụ bù tại trạm 110kV Thống Nhất và tự động điều nấc MBA tại trạm Phú Thạnh giúp giải phóng hơn 80% khối lượng thao tác thủ công lặp lại (tương đương trên 100 lần đóng cắt máy cắt tụ bù mỗi ngày), giảm thiểu nguy cơ sai sót do con người khi phải chỉ huy hơn 240 xuất tuyến.

Hạ tầng truyền thông cho hệ thống SCADA tại PCĐN được thiết kế bảo mật ra sao?
Hệ thống mạng SCADA của PCĐN được cách ly 100% với mạng Internet và mạng IT văn phòng. Mạng sử dụng 2 tuyến cáp quang vật lý chạy theo hai hướng địa lý độc lập tạo thành cấu trúc mạng vòng khép kín, kết hợp thiết bị chuyển mạch Switch công nghiệp đáp ứng tiêu chuẩn IEC 61850-3, đảm bảo độ trễ truyền dữ liệu luôn dưới 1 giây.

Thuật toán FDIR xử lý sự cố trên lưới trung thế trong bao lâu?
Khi triển khai trên 2 tuyến 475 Quế Bằng và 476 Bình Hòa, thuật toán FDIR tự động nhận diện dòng ngắn mạch, gửi lệnh cô lập phân đoạn bị sự cố và đóng máy cắt liên lạc để cấp điện lại cho vùng lành trong thời gian dưới 60 giây, nhanh hơn 30 lần so với quy trình thao tác thủ công kéo dài từ 30 đến 45 phút.

Giao thức IEC 60870-5-104 được thiết lập như thế nào trên phần mềm SCADA Survalent?
Giao thức IEC 104 được cấu hình trên module SCADA Explorer thông qua cổng mạng TCP 2404. Kỹ sư định nghĩa Communication Line ở chế độ quét (Poll hoặc Quiescent), gán địa chỉ ASDU duy nhất trong dải từ 1 đến 254 (với địa chỉ 1 octet) hoặc từ 1 đến 65534 (với địa chỉ 2 octet) cho từng RTU/Gateway, đảm bảo đồng bộ tín hiệu tức thời.

Tại sao việc tự động hóa tụ bù 110kV lại giúp nâng cao hiệu quả kinh tế cho ngành điện?
Việc tự động đóng/ngắt 52 giàn tụ bù theo đúng trào lưu tải giúp hệ số Cos phi tại thanh cái 22kV luôn đạt trên 0,95, triệt tiêu lượng công suất phản kháng truyền tải ngược về lưới 110kV. Giải pháp này trực tiếp làm giảm tổn thất công suất kỹ thuật từ 0,3% đến 0,5%, giúp kéo dài tuổi thọ cho các máy biến áp 110kV trị giá hàng chục tỷ đồng.

Kết luận

• Hoàn thiện quy trình làm chủ và khai thác chuyên sâu gói phần mềm SCADA/DMS Survalent (SCADA Server, SCADA Explorer, SmartVU) phục vụ trực tiếp cho lưới điện tỉnh Đồng Nai.
• Triển khai thành công tự động hóa nấc MBA 1T tại TBA 110kV Phú Thạnh và tự động đóng/ngắt giàn tụ bù C41, C42 tại TBA 110kV Thống Nhất, cắt giảm hơn 95% thao tác thủ công của Điều độ viên.
• Ứng dụng xuất sắc chức năng FDIR trên 2 xuất tuyến 475 và 476 Điện lực Trị An, rút ngắn thời gian khôi phục cấp điện từ 45 phút xuống dưới 60 giây, nâng cao rõ rệt các chỉ số SAIDI và SAIFI.
• Xây dựng kiến trúc mạng truyền dẫn SCADA vòng kép an toàn, độc lập và bảo mật cao theo tiêu chuẩn IEC 61850-3 với cơ chế máy chủ dự phòng nóng Hot-Standby 100%.
• Cung cấp cẩm nang kỹ thuật thực chứng đóng góp thiết thực vào lộ trình chuyển đổi 100% trạm biến áp 110kV sang mô hình không người trực của EVN giai đoạn 2017 - 2020.

Trong giai đoạn tiếp theo từ năm 2018 đến 2020, PCĐN cần tiếp tục hoàn tất kết nối hơn 600 thiết bị Recloser/LBS và nâng cấp thuật toán FDIR trên toàn bộ 240 xuất tuyến trung thế. Các đơn vị điện lực thành viên trực thuộc EVN nên nhanh chóng tiếp cận, đào tạo đội ngũ kỹ sư làm chủ giải pháp phần mềm SmartVU để nhân rộng mô hình tự động hóa toàn diện cho hệ thống điện trên phạm vi cả nước.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG 1. Giới thiệu Để từng bước hướng tới lưới điện thông minh trong tương lai cũng như phục vụ tốt hơn công tác chỉ huy điều độ hệ thống điện theo thời gian thực thì hiện nay việc trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS, kết nối các nhà máy điện, các trạm điện và các thiết bị trên hệ thống điện là điều tất yếu. Hệ thống điện từ khi khai sinh đến nay về nguyên lý chẳng thay đổi ngoài việc ứng dụng công nghệ thông tin và hệ thống viễn thông để quản lý vận hành cho hiệu quả hơn. Sự phát triển hệ thống SCADA/EMS/DMS có thể nói phụ thuộc vào sự phát triển của hệ thống công nghệ thông tin và viễn thông.

Trên thế giới hệ thống SCADA đã được áp dụng trên 40 năm, đối với Việt Nam đơn vị ứng dụng đầu tiên là Tổng công ty Điện lực TP.HCM (đưa vào vận hành từ năm 1990, dùng phần mềm SPIDER của ABB Thụy Điển), kế đến là Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia được trang bị cùng với dự án đường dây 500kV (đưa vào vận hành năm 1994, dùng phần mềm RANGER của ABB) và các Điều độ miền cũng lần lượt được đầu tư với thời gian cũng như phần mềm sử dụng khác nhau. Từ năm 1998, ngành điện cũng bắt đầu trang bị hệ thống SCADA/DMS cho các thành phố thuộc công ty điện lực tỉnh cụ thể: TP. Biên Hòa/tỉnh Đồng Nai, TP. Đà Lạt/Lâm Đồng và TP.

Cần Thơ được đưa vào vận hành năm 2004, sử dụng phần mềm MicroSCADA của ABB Phần Lan; kế tiếp là các thành phố của 4 tỉnh miền trung Huế, Bình Định, Đà Nẵng và Buôn Ma Thuột cũng được đưa vào vận hành năm 2007 dùng phần mềm MicroSCADA Pro 9.2 của ABB Phần Lan…. Đến nay, đa số các đơn vị điều độ của ngành điện đã được trang bị hệ thống SCADA/EMS/DMS nhưng đã sử dụng hệ thống khác do hệ thống cũ không đáp ứng với sự phát triễn mạnh của ngành điện cụ thể: đối với Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia và các Trung tâm điều độ hệ thống điện miền (miền Bắc, miền Trung và miền Nam) đã có hệ thống SCADA/EMS để chỉ huy điều hành các trạm từ 220kV đến 500kV và các nguồn phát điện, hệ thống do nhà thầu OSI của Mỹ cung cấp và hệ thống này là đồng nhất giữa các cấp điều (Hình 1. Đối với 05 Tổng công ty điện lực phân phối (Tổng Công ty Điện lực TP.HCM, Tổng Hà Nội, Tổng miền Nam, trung và Bắc) thì hiện nay một số Tổng công ty đã được trang bị 2 hệ thống SCADA/DMS một số Tổng công ty đang triển khai, cụ thể: Tổng công ty Điện lực TP.HCM đang sử dụng phần mềm E-terra của hãng Alstom để giám sát điều khiển các TBA 220 và 110kV, phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada để quản lý vận hành lưới 22kV (Hình 1.2); Tổng công ty Điện lực miền Nam đang sử dụng phần mềm Spectrum Power7 để quản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV (Hình 1.3), riêng Công ty Điện lực Đồng Nai trực thuộc Tổng công ty Điện lực miền Nam nhưng sử dụng phần mềm SmartVU của hãng Survalent/Canada để quản lý vận hành 26TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng công ty Điện lực miền Trung dùng phần mềm SmartVU và phần mềm MicroSCADA Pro để quản lý vận hành các TBA 110kV và lưới 22kV; Tổng Công ty Điện lực Hà Nội và Tổng Công ty Điện lực miền Bắc đang triển khai đầu tư hệ thống SCADA/DMS và dự kiến sẽ đưa vào vận hành trong năm 2017.