Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Ứng dụng tính năng DMS trên hệ thống SCADA lưới điện Thành phố Hồ Chí Minh

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:157

Thêm vào BST

Báo xấu

53
lượt xem 12
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Nội dung nghiên cứu của luận văn là phân tích hiện trạng lưới điện khu vực TP HCM và hệ thống SCADA hiện hữu. Các tính năng DMS cơ bản. Ứng dụng tính năng DAS trên 1 lưới điện cụ thể. Lập trình cho chương trình vận hành mạch vòng DAS Tân thuận. Tính toán ngắn mạch – kiểm chứng - phân tích và đánh giá bảo vệ Rơ le trên mạch vòng DAS.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Ứng dụng tính năng DMS trên hệ thống SCADA lưới điện Thành phố Hồ Chí Minh

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP.HCM --------------- PHẠM NGỌC MINH ỨNG DỤNG TÍNH NĂNG DMS TRÊN HỆ THỐNG SCADA LƢỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH LUẬN VĂN THẠC SỸ Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã ngành: 60520202 TP Hồ Chí Minh , tháng 1 năm 2016
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP.HCM --------------- PHẠM NGỌC MINH ỨNG DỤNG TÍNH NĂNG DMS TRÊN HỆ THỐNG SCADA LƢỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH LUẬN VĂN THẠC SỸ Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã ngành: 60520202 HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. NGUYỄN XUÂN HOÀNG VIỆT TP Hồ Chí Minh , tháng 1 năm 2016
CÔNG TRÌNH ĐƢỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƢỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM Cán bộ hƣớng dẫn khoa học : TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Luận văn Thạc sĩ đƣợc bảo vệ tại Trƣờng Đại học Công nghệ TP. HCM ngày … tháng … năm 2016. Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ) TT Họ và tên Chức danh Hội đồng 1 Chủ tịch 2 Phản biện 1 3 Phản iện 2 4 Ủy viên 5 Ủy viên, Thƣ ký Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã đƣợc sửa chữa (nếu có). Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV
TRƢỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM CỘNG HÕA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM PHÒNG QLKH – ĐTSĐH Độc lập – Tự do – Hạnh phúc TP. HCM, ngày ….. tháng…. năm 2016 NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên : Phạm Ngọc Minh Giới tính : Nam Ngày, tháng, năm sinh : 02/3/1967 Nơi sinh : Hà Bắc Chuyên ngành : Kỹ thuật điện MSHV : 1441830014 I- Tên đề tài: Ứng dụng tính năng DMS trên Hệ thống SCADA lƣới điện Thành phố Hồ Chí Minh II- Nhiệm vụ và nội dung:  Phân tích hiện trạng lƣới điện khu vực TP HCM và hệ thống SCADA hiện hữu.  Các tính năng DMS cơ bản.  Ứng dụng tính năng DAS trên 1 lƣới điện cụ thể.  Lập trình cho chƣơng trình vận hành mạch vòng DAS Tân thuận.  Tính toán ngắn mạch – kiểm chứng - phân tích và đánh giá bảo vệ Rơ le trên mạch vòng DAS.  Phân tích đánh giá kết quả thực hiện. III- Ngày giao nhiệm vụ: tháng 8/2015. IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: tháng 01/2016 V- Cán bộ hƣớng dẫn: Tiến sĩ Nguyễn Xuân Hoàng Việt. CÁN BỘ HƢỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH (Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký) TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt
i LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả nêu trong Luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác. Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã đƣợc cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã đƣợc chỉ rõ nguồn gốc. Học viên thực hiện Luận văn Phạm Ngọc Minh
ii LỜI CÁM ƠN Lời đầu tiên tôi xin đƣợc bày tỏ lời cám ơn sâu sắc đến những ngƣời thân trong gia đình đã động viên và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong suốt quá trình học tập và thực hiện đề tài. Tôi xin gởi lời cảm ơn sâu sắc đến Quý thầy cô trƣờng Đại Học Công Nghệ TP. Hồ Chí Minh, Quý thầy cô đã truyền đạt cho tôi những kiến thức quý báu trong suốt quá trình học tập tại trƣờng để tôi có thể hoàn thành luận văn tốt nghiệp này. Đặc biệt tôi xin đƣợc cảm ơn thầy TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt đã tận tình giúp đỡ, hƣớng dẫn và động viên tôi trong suốt quá trình học tập cũng nhƣ thực hiện đề tài này, để đến nay tôi có điều kiện hoàn thành tốt luận văn tốt nghiệp này. Xin chân thành cảm ơn Tổng Công ty Điện lực TP. HCM và các anh em đồng nghiệp công tác tại Tổng Công ty và Trung Tâm Điều Độ đã giúp đỡ động viên và tạo mọi điều kiện thuận lợi trong quá trình học tập. Cuối cùng xin cám ơn tất cả những các anh chị em học viên đã cùng kề vai sát cánh trong suốt thời gian học tập vừa qua. TP. Hồ Chí Minh, tháng 01 năm 2016 Học viên thực hiện Phạm Ngọc Minh
iii TÓM TẮT Để đảm bảo cung cấp điện với chất lƣợng ngày càng cao, cụ thể là giảm thời gian và khu vực mất điện khi xảy ra sự cố, thì việc áp dụng ngày càng rộng rãi tự động hóa trên lƣới điện là một yêu cầu bức thiết. Đặc biệt là trên lƣới điện khu vực TP Hồ Chí Minh – trung tâm kinh tế xã hội và công nghệ cao của cả nƣớc. Đề tài tập trung trình bày một phƣơng pháp tự động hóa trên lƣới điện, đó là chức năng tự động phát hiện phân đoạn trên lƣới điện bị sự cố, cô lập phần tử sự cố và khôi phục cung cấp điện các phân đoạn không bị sự cố (chức năng DAS). Chức năng DAS cũng đã áp dụng trên nhiều nƣớc nhƣng ở Việt nam thì đây là lần đầu tiên đƣợc thực hiện trên lƣới điện khu vực đô thị Nam Sài gòn với đặc điểm lƣới điện khá phức tạp, có nhiều sự số bật vƣợt cấp. Để thực hiện chức năng DAS trên một mạch vòng cụ thể phải giải quyết nhiều vấn đề kỹ thuật có liên quan nhƣ SCADA, truyền thông 3G, điều khiển xa, bảo vệ rơ le, lập trình, thiết bị bảo vệ... Việc triển khai vào thực tế vận hành lƣới điện đã đem lại nhiều kinh nghiệm thực tiễn, làm cơ sở vững chắc cho việc mở rộng các chức năng tự động hóa sau này trên lƣới điện. Một hƣớng đi tất yếu trong công cuộc hiện đại hóa một ngành mũi nhọn của nền kinh tế, đó là ngành Điện lực.
iv ABSTRACT To ensure power supply with increasing quality, namely reducing the time and blackout areas when incidents occur, then the application of increasingly widespread on the grid automation is an urgent demand. Especially on the Power Network of Ho Chi Minh City – the social economic and high technology center in Vietnam. The thesis focuses to presente an automation method on the grid, which is automatic detection of fault segments on the grid, isolation the breakdown element and restore power supply for normal segments (DAS function). DAS function has been applied in many countries but this is the first performent in Vietnam, on the grid in South Saigon urban with many complex faults. To perform the function of DAS on a specific loop, we have to solve many technical problems involved as SCADA, 3G communication, remote control, protection relays, programming, protection devices... The implement of DAS in a real network has brought many practical experiences. It makes a solid base for the expansion of the automation functions later on the grid. That is an indispensable way to modernizate electricity industry.
v MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... i LỜI CÁM ƠN ............................................................................................................ ii TÓM TẮT.................................................................................................................. iii ABSTRACT .............................................................................................................. iv MỤC LỤC ...................................................................................................................v DANH SÁCH CÁC BẢNG .................................................................................... viii DANH SÁCH CÁC HÌNH .........................................................................................x CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN .......................................................................................1 1.1. Tính cấp thiết của đề tài ...................................................................................2 1.2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài ........................................................................2 1.3. Nội dung nghiên cứu của đề tài........................................................................3 1.4. Phƣơng pháp nghiên cứu của đề tài .................................................................3 CHƢƠNG 2 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC TP. HCM VÀ HỆ THỐNG SCADA HIỆN HỮU .............................................................................4 2.1. Hiện trạng lƣới điện khu vực TP. HCM...........................................................4 2.2. Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM ..........................................................4 2.3. Đánh giá hệ thống SCADA lƣới điện khu vực TP. HCM ...............................6 2.4. Sự cần thiết đầu tƣ HT SCADA/DMS .............................................................6 CHƢƠNG 3 CÁC TÍNH NĂNG DMS CƠ BẢN .....................................................8 3.1. Quá trình phát triển HT SCADA/DMS...........................................................8 3.2. Các tính năng DMS cơ bản .............................................................................8 3.4. Khả năng áp dụng các tính năng DMS trên lƣới điện Thành phố .................10 CHƢƠNG 4 XÂY DỰNG TÍNH NĂNG DAS TRÊN MỘT LƢỚI ĐIỆN CỤ THỂ ...................................................................................................................................11 4.1. Lựa chọn mạch vòng để triển khai ứng dụng tính năng DAS .......................12 4.2. Lựa chọn các thiết bị đóng cắt có khả năng điều khiển xa ............................13 4.3. Lựa chọn phƣơng thức truyền thông và phƣơng thức kết nối. .......................16 4.4. Sử dụng phần mềm SCADA để thu thập các dữ liệu và điều khiển ..................17 4.5. Xây dựng các giao diện HMI để giám sát vận hành hệ thống .......................18 4.6. Xây dựng chế độ vận hành tự động hoặc bằng tay của hệ thống DAS ..........21
vi 4.7. Xây dựng các kịch bản sự cố mất điện có thể xảy ra .....................................22 4.8. Xây dựng mô hình thử nghiệm mạch vòng DAS ...........................................24 4.9. Xây dựng phƣơng thức hoạt động tự động của hệ thống để cô lập phần tử sự cố, tái lập cung cấp điện. .......................................................................................27 4.9.1. Xét 8 trƣờng hợp sự cố xảy ra trên nhánh Phú Mỹ (Từ RE1 RE3) ..27 4.9.1.1. Sự cố mất nguồn trạm Nam Sài Gòn ...............................................27 4.9.1.2 Sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → RE1 tác động theo chế độ bảo vệ (tác động đúng cấp) .......................................................................................29 4.9.1.3. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3→ RE2 tác đông theo chế độ bảo vệ (tác động đúng cấp). ......................................................................................31 4.9.1.4. Sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → Máy cắt trạm Nam Sài Gòn bật vƣợt cấp .........................................................................................................32 4.9.1.5. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1 bật vƣợt cấp.........................34 4.9.1.6. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1, RE2 tác động. (Tác động Trip cả 02 Recloser) ..............................................................................................36 4.9.1.7. Sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → Máy cắt trạm Nam Sài Gòn bật vƣợt cấp .........................................................................................................38 4.9.1.8. Mất nguồn trạm Nam Sài Gòn và trạm Nhà Bè. .............................40 4.9.2. Xét 8 trƣờng hợp sự cố xảy ra trên nhánh Bờ Băng (Từ RE5 RE3) ...42 4.9.2.1. Sự cố mất nguồn trạm Nhà Bè .........................................................42 4.9.2.2. Sự cố nằm giữa RE5 và RE4 → RE5 tác động theo chế độ bảo vệ (tác động đúng cấp) .......................................................................................44 4.9.2.3. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → RE4 tác đông theo chế độ bảo vệ (tác động đúng cấp). ......................................................................................46 4.9.2.4. Sự cố nằm giữa RE5 và RE4 → Máy cắt trạm Nhà Bè bật vƣợt cấp .......................................................................................................................47 4.9. 2.5. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → RE5 bật vƣợt cấp.........................49 4.9. 2.6. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → RE5, RE4 tác động. (Tác động Trip cả 02 Recloser) ......................................................................................51 4.9.2.7. Sự cố nằm giữa RE4 và RE3 → Máy cắt trạm Nhà Bè bật vƣợt cấp. .......................................................................................................................53
vii 4.9.2.8. Mất nguồn trạm Nam Sài Gòn và trạm Nhà Bè. ............................55 4.10. Sử dụng chức năng lập trình logic (command sequence) để lập trình vận hành hệ thống DAS : ............................................................................................57 4.11. Đƣa các thiết bị lắp đặt trên lƣới điện thực tế, thử nghiệm một vài trƣờng hợp sự cố ...............................................................................................................59 CHƢƠNG 5 LẬP TRÌNH CHO CHƢƠNG TRÌNH VẬN HÀNH MẠCH VÒNG DAS TÂN THUẬN ..................................................................................................60 5.1. Các lƣu đồ để lập trình cho chƣơng trình mạch vòng DAS: ..........................60 5.2. Các chƣơng trình con trong chƣơng trình mạch vòng DAS ..........................63 5.3. Giải thích các biến và các lệnh sử dụng trong chƣơng trình ..........................63 CHƢƠNG 6 TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH – KIỂM CHỨNG - PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ BẢO VỆ RƠ LE TRÊN MẠCH VÕNG DAS .....................................67 6.1. Tổng quan về công tác tính toán ngắn mạch và bảo vệ rơ le ......................67 6.2. Tính toán ngắn mạch trên mạch vòng Tân Thuận ........................................68 6.3. Chọn các trị số chỉnh định rơ le trên mạch vòng ........................................72 6.4. Xem xét kiểm chứng đánh giá việc phối hợp bảo vệ rơ le trên mạch vòng 80 CHƢƠNG 7 PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ THỰC HIỆN ..........................92 7.1. Đánh giá hiệu quả của đề tài ..........................................................................92 7.2. Khả năng phát triển, mở rộng ứng dụng hệ thống DAS ................................93 TÀI LIỆU THAM KHẢO .........................................................................................95
viii DANH SÁCH CÁC BẢNG Bảng 4.1. Tín hiệu trạng thái Recloser ......................................................................15 Bảng 4.2.Tín hiệu đo lƣờng Recloser .......................................................................15 Bảng 4.3.Tín hiệu điều khiển Recloser .....................................................................16 Bảng 4.4. Báo cáo tín hiệu đo lƣờng ghi lại theo từng giờ của 1 Recloser...............19 Bảng 4.5. Các điều kiện khi vận hành ở chế độ Auto ...............................................21 Bảng 4.6.Điều kiện về nguồn khi vận hành ở chế độ Auto ......................................22 Bảng 4.7. Mô tả các trƣờng hợp sự cố nhánh từ RE1đến RE3 .................................23 Bảng 4.8. Mô tả các trƣờng hợp sự cố nhánh từ RE5 đến RE3 ................................23 Bảng 4.9. Bảng trạng thái khi hệ thống vận hành bình thƣờng ................................26 Bảng 4.10. Bảng trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập .............................27 Bảng 4.11. Trạng thái hệ thống sau khi chức năng tự động hóa vận hành ...............28 Bảng 4.12. Ttrạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập .....................................29 Bảng 4.13. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................30 Bảng 4.14. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................31 Bảng 4.15. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................32 Bảng 4.16.Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập .......................................33 Bảng 4.17. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................34 Bảng 4.18. Ttrạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập .....................................35 Bảng 4.19. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................36 Bảng 4.19. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................37 Bảng 4.20. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................38 Bảng 4.21. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................39 Bảng 4.22. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................39 Bảng 4.22. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................40 Bảng 4.23. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................41 Bảng 4.24. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................42 Bảng 4.25. Trạng thái hệ thống sau khi chức năng tự động hóa vận hành ...............43 Bảng 4.26. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................44 Bảng 4.27. trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ...............................45 Bảng 4.28. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................46
ix Bảng 4.29. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................47 Bảng 4.30. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................48 Bảng 4.31. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................49 Bảng 4.32. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................50 Bảng 4.33. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................51 Bảng 4.34.Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập .......................................52 Bảng 4.35. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................53 Bảng 4.36. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................54 Bảng 4.37. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................55 Bảng 4.38. Trạng thái hệ thống sau khi sự cố đƣợc giả lập ......................................56 Bảng 4.39. Trạng thái sau khi chức năng tự động hóa vận hành ..............................56 Bảng 6.1. Kết quả dòng ngắn mạch tính toán ...........................................................70 Bảng 6.1.Kết quả tính toán ngắn mạch và cài đặt trị số bảo vệ máy cắt và Recloser ...................................................................................................................................78
x DANH SÁCH CÁC HÌNH Hình 2.1. Mô hình hệ thống SCADA lƣới điện TP. HCM ........................................5 Hình 2.2. Cấu trúc hệ thống SCADA lƣới điện TP. HCM .........................................5 Hình 2.3. Mô hình cấu trúc hệ thống SCADA/DMS lƣới điện TP. HCM ..................7 Hình 4.1.Vị trí triển khai mạch vòng thí điểm tính năng DAS ................................12 Hình 4.2.Cấu trúc mạch vòng thí điểm DAS ............................................................12 Hình 4.3. Hình ảnh của Tủ điều khiển Recloser .......................................................13 Hình 4.4. Recloser Cooper sử dụng trong dự án .......................................................13 Hình 4.5.Bảng điều khiển trên tủ điều khiển Recloser .............................................14 Hình 4.6. Cấu hình mạng viễn thông thực hiện tính năng DAS ...............................16 Hình 4.7. Sơ đồ kết nối tổng thể với mạng SCADA hiện hữu.................................17 Hình 4.8. Giao diện chung của hệ thống DAS ..........................................................18 Hình 4.9. Giao diện HMI của 1 recloser ..................................................................19 Hình 4.10.Giao diện trạng thái kết nối thông tin ......................................................20 Hình 4.11.Giao diện liệt kê các biến cố trạng thái ....................................................20 Hình 4.12. Mô hình thử nghiệm mạch vòng ở trạng thái bình thƣờng .....................24 Hình 4.13. Đấu nối thử nghiệm các tủ điều khiển ....................................................24 Hình 4.14. Các Recloser thử nghiệm ........................................................................25 Hình 4.15.Mô hình khi sự cố mất nguồn trạm Nam Sài Gòn ...................................27 Hình 4.16. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → RE1 tác động đúng..........29 Hình 4.17.Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE2 tác động đúng...........31 Hình 4.18. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE1 và RE2 → MC bật vƣợt cấp .............32 Hình 4.19. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1 bật vƣợt cấp ............34 Hình 4.20.Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → RE1, RE2 cùng bật ..........36 Hình 4.21. Mô hình khi sự cố nằm giữa RE2 và RE3 → MC bật vƣợt cấp .............38 Hình 4.22.Mô hình khi sự cố mất cả hai nguồn ........................................................40 Hình 4.23.Mô hình khi sự cốmất nguồn Nhà bè .......................................................42 Hình 4.24. Mô hình khi sự cố giữa RE5 và RE4→RE5 tác động đúng ...................44 Hình 4.25.Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE4 tác động đúng ....................46 Hình 4.26. Mô hình khi sự cố giữa RE5 và RE4→MC bật vƣợt cấp .......................47
xi Hình 4.27. Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE5 bật vƣợt cấp ......................49 Hình 4.28. Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→RE4, RE5 cùng tác động...........51 Hình 4.29. Mô hình khi sự cố giữa RE4 và RE3→MC bật vƣợt cấp .......................53 Hình 4.30. Mô hình khi sự cố mất cả hai nguồn .......................................................55 Hình 5.1.Mô hình mạch vòng lƣới điện để lập trình .................................................60 Hình 5.2. Lƣu đồ chính của chƣơng trình .................................................................60 Hình 5.3. Lƣu đồ sự cố mất nguồn Nam Sài Gòn .....................................................61 Hình 5.4.Lƣu đồ sự cố giữa Gò Ô môn và Đào trí....................................................62 Hình 6.1. Sơ đồ mô hình phân cấp tính toán bảo vệ rơ le tại các TBA 110kV ........67 Hình 6.2.Mạch vòng tính toán ngắn mạch Tân thuận ...............................................68 Hình 6.3. Mô hình tính toán bảo vệ rơ le mạch vòng Tân Thuận ..........................69 Hình 6.4. Sơ đồ Aspen của mạch vòng Tân Thuận ..................................................71 Hình 6.5.Sơ đồ Aspen hiển thị tổng trở các đoạn dây ..............................................72 Hình 6.5.Sơ đồ Aspen kết quả tính toán dòng ngắn mạch 3 pha tại đầu nhánh rẽ Caric ..........................................................................................................................81 Hình 6.6.Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 3 pha tại đầu nhánh rẽ Caric ...................................................................................................................................82 Hình 6.7.Kết quả phối hợp bảo vệ ............................................................................83 Hình 6.8.Sơ đồ Aspen kết quả tính toán dòng ngắn mạch 1 pha tại đầu nhánh rẽ Caric ..........................................................................................................................84 Hình 6.9.Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 3 pha tại đầu nhánh rẽ Caric ...................................................................................................................................85 Hình 6.10. Kết quả phối hợp bảo vệ .........................................................................86 Hình 6.11.Sơ đồ Aspen kết quả tính toán dòng ngắn mạch 3 pha tại đầu Re Bình Thung ........................................................................................................................86 Hình 6.12.Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 3 pha tại đầu Re Bình thung ..........................................................................................................................87 Hình 6.13.Kết quả phối hợp bảo vệ ..........................................................................88 Hình 6.14. Sơ đồ Aspen kết quả tính toán dòng ngắn mạch 1 pha tại đầu Re Bình Thung ........................................................................................................................89
xii Hình 6.15. Các đặc tuyến phối hợp bảo vệ khi ngắn mạch 1 pha tại đầu Re Bình thung ..........................................................................................................................90 Hình 6.16.Kết quả phối hợp bảo vệ ..........................................................................91
1 CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN Hệ thống SCADA đã đƣợc áp dụng rộng rãi trên lƣới điện từ những thập niên 80. Đầu tiên hệ thống chỉ bao gồm các chức năng thu thập dữ liệu giám sát và điều khiển từ xa tại các trạm điện phục vụ cho việc triển khai các trạm điện không ngƣời trực. Với sự phát triển của lƣới điện và công nghệ thông tin ngày càng hiện đại dẫn đến khả năng khối lƣợng dữ liệu thu thập ngày càng nhiều, việc xử lý thông tin để đánh giá lƣới điện, xử lý sự cố trong thời gian thực ngày càng nhanh chóng, đáp ứng đƣợc yêu cầu tự động hóa trong vận hành lƣới điện… tăng cƣờng khả năng giám sát đến từng thiết bị trên lƣới trung thế nhƣ Recloser, LBS, tủ RMU… Điều này chính là cơ sở cho việc phát triển HT SCADA/DMS. Hiện tại hệ thống SCADA/DMS đã và đang đƣợc áp dụng trên nhiều nƣớc và đã có nhiều kết quả thực tế. Tuy nhiên tại Việt Nam vẫn đang trong quá trình nghiên cứu triển khai và xây dựng. Hệ thống SCADA/DMS lƣới điện TP. HCM dự kiến hoàn tất đƣa vào vận hành vào cuối năm 2016. Hệ thống SCADA lƣới điện TP. HCM đã đƣợc đầu tƣ từ năm 1998, trải qua 17 năm hoạt động và 2 lần nâng cấp, hệ thống hiện đang vận hành nói chung ổn định và đáp ứng đƣợc yêu cầu giám sát và điều khiển xa trên 50 trạm điện 110kV của Tổng công ty Điện lực TP. HCM. Hệ thống SCADA đã thu thập đƣợc từ xa các tín hiệu trạng thái của các thiết bị tại trạm nhƣ tình trạng đóng cắt của các máy cắt, dao cách ly, các tín hiệu báo động… các tín hiệu đo lƣờng nhƣ dòng áp , công suất, nhiệt độ … và cung cấp cho các điều độ viên khả năng điều khiển thao tác các máy cắt, dao cách ly, bộ đổi nấc máy biến thế. Hệ thống đã là một phƣơng tiện hữu hiệu cho các Điều độ viên giám sát vận hành lƣới điện an toàn, giảm thời gian mất điện. Tuy nhiên với việc lƣới điện ngày càng mở rộng, khối lƣợng tín hiệu SCADA ngày càng lớn, việc giám sát điều khiển xa lƣới điện không dừng ở các trạm điện mà đòi hỏi phải đến các thiết bị điện trên lƣới nhƣ các Recloser, các thiết bị LBS, các tủ RMU …đồng thời với yêu cầu hiện đại hóa lƣới, nâng cao chất lƣợng cung cấp điện nhằm hạn chế tối đa thời gian mất điện, điện áp ổn định, giảm tổn thất…thì hệ thống SCADA hiện tại còn nhiều hạn chế cần phải tiếp tục nâng
2 cấp một cách cơ bản để trở thành một hệ thống SCADA/ DMS hiện đại – Hệ thống quản lý lƣới điện phân phối trên nền tảng hệ thống SCADA. Khi này hệ thống SCADA phải có thêm khả năng tổng hợp, phân tích đánh giá trạng thái hệ thống điện, hỗ trợ các điều độ viên trong việc ngăn ngừa, xác định sự cố cũng nhƣ đề xuất các trình tự khôi phục cung cấp điện một cách tối ƣu…Đó là các tính năng DMS của HT SCADA/DMS. 1.1. Tính cấp thiết của đề tài Tổng Công ty Điện lực TP. HCM đang trong giai đoạn hiện đại hóa lƣới điện, đẩy mạnh việc đƣa các ứng dụng công nghệ thông tin vào công tác vận hành lƣới điện, xây dụng các trạm không ngƣời trực. Với mục tiêu nâng cao chất lƣợng cung cấp điện với các chỉ số thời gian và số lần mất điện trung bình SAIDI, SAIFI đang từ 1100 phút, 10.5 lần ( năm 2014) đƣa về 150 phút, 1.5 lần vào năm 2020 (tƣơng đƣơng với các nƣớc phát triển trong khu vực Đông Nam Á). Đồng thời phải giảm lực lƣợng lao động trong bối cảnh lƣới điện ngày càng phát triển. Để thực hiện mục tiêu trên thì việc hiện đại hóa lƣới điện với hệ thống SCADA/ DMS là một thành phần và một công cụ cực kỳ quan trọng không thể thiếu đƣợc. Với hệ thống SCADA/DMS các điều độ viên có khả năng phát hiện nhanh chóng các sự cố, vị trí sự cố, hệ thống tự động đƣa ra các phƣơng án xử lý sự cố tối ƣu, hoặc tự động cô lập điểm sự cố, tái lập cung cấp điện… Khi không có hệ thống này thời gian cô lập và tái lập có thể tính bằng giờ nay có thể chỉ còn trong vài phút. 1.2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài Luận văn đề ra 3 mục tiêu chính: - Trình bày bức tranh tổng thể lƣới điện khu vực TP. Hồ Chí Minh và tình hình ứng dụng công nghệ thông tin trong việc giám sát và điều khiển lƣới điện của Tổng Công ty Điện lực TP. HCM. - Trình bày các công nghệ tính năng DMS mới trên thế giới có khả năng áp dụng trên lƣới điện TP. HCM trong giai đoạn hiện nay. - Lập trình mô phỏng và ứng dụng tính năng cô lập điểm sự cố khôi phục cung cấp điện trên một mạch vòng trung thế lƣới điện TP. HCM.
3 1.3. Nội dung nghiên cứu của đề tài - Nghiên cứu tình hình lƣới điện khu vực TP. HCM, tình hình ứng dụng công nghệ SCADA trong Tổng Công ty điện lực TP. HCM. - Tìm hiểu về các tính năng DMS cơ bản đang áp dụng trên thế giới hiện nay. Nghiên cứu, tìm hiểu các tính năng DMS ứng dụng trên lƣới điện phân phối. - Nghiên cứu, tìm hiểu khả năng ứng dụng thực tế các tính năng DMS trên lƣới điện TP. HCM. - Nghiên cứu ứng dụng tính năng cô lập điểm sự cố và khôi phục cung cấp điện trên một mạch vòng lƣới điện trung thế. 1.4. Phƣơng pháp nghiên cứu của đề tài - Thu thập và tìm hiểu thông tin về HT SCADA/ DMS trên Internet hoặc từ nhà sản xuất trên thế giới. - Nghiên cứu các bƣớc xây dựng hệ thống SCADA/DMS trên thực tế. - Tìm hiểu việc thu thập thông tin dữ liệu về hệ thống điện khu vực TP. HCM phục vụ DMS. - Tìm hiểu bản chất của việc xây dựng ứng dụng tính năng DMS vào thực tiễn. - Tìm hiểu và phân tích về công tác vận hành lƣới điện và khả năng ứng dụng các chức năng DMS.
4 CHƢƠNG 2 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC TP. HCM VÀ HỆ THỐNG SCADA HIỆN HỮU 2.1. Hiện trạng lƣới điện khu vực TP. HCM Lƣới điện truyền tải khu vực TP. HCM có các cấp điện áp 500kV, 220kV và 110kV. Tính đến cuối năm 2015, TP. HCM đƣợc cung cấp bởi 4 trạm biến áp 500 kV, 9 trạm 220kV và 52 trạm 110 kV với tổng dung lƣợng 5.978 MVA, cùng với hệ thống các đƣờng dây cao thế và cáp ngầm kết nối các trạm điện với nhau, đảm bảo khả năng cung cấp điện an toàn tin cậy trong điều kiện bình thƣờng cũng nhƣ khi sự cố 1 đƣờng dây hoặc 1 máy biến thế. Lƣới điện phân phối khu vực TP. HCM hiện có 2 cấp điện áp trung thế là 22kV và 15 kV. Đến cuối năm 2015 có tổng chiều dài đƣờng dây 22kV là: 1.146 km, đƣờng dây 15kV là: 3.712 km và đƣờng dây 0,4kV là: 11.750 km. Trên lƣới điện có khoảng 24.950 trạm biến thế tổng dung lƣợng 10.720 MVA, 385 Recloser, 1148LBS, 670RMU.Trên 90% các tuyến trung thế có khả năng kết nối mạch vòng đảm bảo khả năng chuyển tải khi sự cố hoặc khi cần cô lập 1 đoạn đƣờng dây để công tác. Trong năm 2015, lƣới điện khu vực TP. HCM có công suất tiêu thụ cực đại là 3.575 MW và sản lƣợng cao nhất là 69,9 triệu kWh, chiếm khoảng 1/8 về tiêu thụ điện trên cả nƣớc. Thời gian mất điện trung bình của một khách hàng SAIDI là 730 phút/năm, và số lần mất điện trung bình SAIFI là 6,96 lần. Cùng với sự phát triển của lƣới điện Tổng Công ty đang nỗ lực nâng cao mọi mặt về chất lƣợng cung cấp điện. 2.2. Hiện trạng hệ thống SCADA TP. HCM Hệ thống SCADA lƣới điện TP. HCM là HT SCADA đầu tiên tại Việt Nam, do Công ty ABB Thụy điển cung cấp lắp đặt từ năm 1990. Bao gồm hệ thống SCADA trung tâm và hệ thống SCADA tại các trạm. Hệ thống có đầy đủ các chức năng giám sát, thu thập số liệu trạng thái lƣới điện và điều khiển xa các thiết bị đóng cắt tại trạm. Sau hơn 20 năm vận hành hệ thống SCADA này đã trở nên lạc hậu, không đủ khả năng đáp ứng số lƣợng trạm ngày càng tăng và hoạt động thiếu tin cậy thƣờng xuyên bị hƣ hỏng. Vào cuối năm 2013 các kỹ sƣ SCADA tại Trung tâm