Các ứng dụng, nền tảng tích hợp cùng với hệ thống SCADA/DMS

Ngày đăng : 10/06/2022

Tóm tắt: Nhiệm vụ xây dựng lưới điện thông minh và hiện đại hóa lưới điện là một trong 03 mục tiêu hàng đầu mà Tổng Công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC) đề ra trong chiến lược phát triển lưới điện thông minh giai đoạn 2020 - 2025. Trong đó, kỹ thuật tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) bằng cách dự đoán và phản ứng một cách tự động với những sự cố của hệ thống, là một phần quan trọng của Lưới điện thông minh, nhằm nâng cao độ tin cậy lưới điện và sử dụng điện hiệu quả. Ngày nay, với sự phát triển mạnh mẽ về công nghệ thông tin cũng như công nghệ chế tạo thiết bị điện, việc áp dụng các công nghệ tự động hóa ngày càng phổ biến và hiệu quả. Các phần mềm có tính năng FDIR hoặc FLISR (tự động phát hiện điểm sự cố, phân tích cô lập vùng sự cố và tái lập lại nguồn điện) tương tự như tính năng DAS đang triển khai rộng trên thế giới. Các mô hình DAS cũng được EVNHCMC triển khai thí điểm tại nhiều đơn vị nhằm đưa ra những lựa chọn phù hợp cho lưới điện TPHCM. Song song với đó, để triển khai một hệ thống DAS trên quy mô rộng, đòi hỏi cần triển khai song song nhiều thành phần như phần mềm, hệ thống viễn thông, thiết bị Recloser, RMU có SCADA, Relay … nhằm đảm bảo tính đồng bộ cũng như tiến độ của các mục tiêu đề ra. Yêu cầu làm chủ công nghệ, tự thực hiện triển khai cũng là một trong những nhiệm vụ quan trọng được EVNHCMC quan tâm nhất

I. Hiện trạng công tác tự động hóa lưới điện phân phối tại EVNHCMC

EVNHCMC đã đưa vào vận hành Trung tâm Điều khiển (TTĐK) đặt tại Trung tâm Điều độ HTĐ TP.HCM, có thể quản lý và thao tác xa toàn bộ lưới điện TPHCM với quy mô từ cấp điện áp 110 đến 22kV như sau:

• Đối với trạm 110 kV không người trực: EVNHCMC đã kết nối tín hiệu SCADA phục vụ giám sát vận hành từ xa cho 05/05 trạm 220 kV và 55/55 trạm 110 kV (đạt tỷ lệ 100%). Đã điều khiển từ xa cho 55/55 trạm 110 kV (đạt tỷ lệ 100%), trong đó 46 trạm đang vận hành ở chế độ không người trực hoàn toàn, chỉ bố trí 02 nhân viên bảo vệ để làm công tác đảm bảo an ninh và PCCC theo quy định (đạt tỷ lệ 82%).
• Đối với hệ thống tự động hóa lưới phân phối: EVNHCMC đã kết nối, giám sát và điều khiển 100% trạm ngắt 22 kV; đã kết nối, giám sát và điều khiển từ xa 2.000 thiết bị đóng cắt trung thế có chức năng SCADA (Recloser, LBS, RMU) để triển khai giám sát, điều khiển xa cho 770/770 tuyến dây 22 kV (kể cả công cộng, chuyên dùng, nối tuyến); trong đó có 30% tổng số phát tuyến công cộng vận hành tự động (DAS/DMS).

II. Các mô hình tự động hóa triển khai tại EVNHCMC.

Để đạt được kỳ vọng sử dụng hệ thống tự động hóa để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện (giảm các chỉ số SAIFI, SAIDI) EVNHCMC đã phải thay đổi tư duy về phương thức nhận định sự cố, cụ thể là “chuyển tải trước, xử lý sự cố sau”.

Kết hợp với phương châm trên, EVNHCMC đã đề ra hàm mục tiêu “thời gian cô lập chuyển tải” cho từng giai đoạn triển khai như sau:

• Giai đoạn 01:  “thời gian cô lập chuyển tải” từ < 15>
• Giai đoạn 02:  “thời gian cô lập chuyển tải” < 05>
• Giai đoạn 03:  Quản lý lưới điện tự động hóa.

Để giải quyết các hàm mục tiêu EVNHCMC đã từng bước tiến hành hiện đại hóa lưới điện theo các cấp độ như sau:

1. Cấp độ 1: Mini-SCADA

Định nghĩa Mini-SCADA: là sự kết hợp giữa hệ thống SCADA và hệ thống sơ đồ vận hành theo từng tuyến dây (Trạm –> Phát tuyến –> Thiết bị), nhằm giúp người ĐHV xử lý sự cố, thao tác cô lập chuyển tải trong thời gian < 15>

Kết quả triển khai:

Đến hết năm 2018, EVNHCMC đã đưa vào vận hành 100% các tuyến dây trung thế 22kV vận hành theo chế độ tự động hóa cấp 01 (Mini SCADA), góp phần giảm chỉ số SAIFI xuống còn 1,57 lần, và SAIDI còn 124 phút.

Tuy nhiên, điểm hạn chế của sơ đồ Mini SCADA không phù hợp với nhiều phương thức vận hành và lưới điện phức tạp. Với một số khu vực tải cao, điểm dừng thay đổi, ĐHV cần phải tính toán phân bố công suất trước khi quyết định phương án chuyển tải. Công việc này sẽ tăng thời gian cô lập chuyển tải.

2. Cấp độ 2: DAS

Với những hạn chế của mô hình Mini SCADA như trên đã phân tích và yêu cầu hàm mục tiêu của giai đoạn 02 “thời gian cô lập chuyển tải” < 05>

Định nghĩa mô hình DAS: là sự kết hợp chức năng SCADA và ứng dụng FLISR. DAS dựa vào tín hiệu báo sự cố (TRIP, FI) từ SCADA để xác định vị trí sự cố và tín hiệu tải, công suất trước khi sự cố từ hệ thống SCADA để tín toán phương thức chuyển tải phù hợp.

Tuy nhiên, nhưng đã trình bày như trên, EVNHCMC đề xuất phương thức tiếp cận là “ thời gian cô lập chuyển tải” < 05>

• Xác định vị trí sự cố: công việc xác định vị trí sự cố được thay thế ĐHV bằng chức năng Fault Location trong FILSR. Các tín hiệu xử lý sự cố: trạng thái đóng mở thiết bị, tín hiệu TRIP được cung cấp từ hệ thống SCADA.
• Phương thức chuyển tải: chức năng FLISR sau khi xác định vị trí sự cố, sẽ sử dụng các tín hiệu lịch sử của các thiết bị tuyến dây trước khi sự cố 05 phút, kết hợp với các tín hiệu SCADA: dòng điện và trạng thái của các lưới điện để xác định công suất và nguồn để xác định phương án chuyển tải.
• Thao tác chuyển tải – Semi Auto: chương trình FLISR sẽ đề ra phương án chuyển tải, tùy theo chế độ cài đặt FLISR sẽ hoạt động ở hai chế độ Semi-Auto (chương trình tự đề xuất phương án nhưng thực thi sẽ do ĐHV ra lệnh sau khi đã kiểm tra) và Auto (chương trình tự đề xuất phương án và tự động thực thi theo phương án đó).

Kết quả triển khai:

Trong giai đoạn 2017 – 2019, EVNHCMC triển khai hệ thống DAS với chức năng FLISR của phần mềm Survalent (Canada) cho toàn bộ lưới điện của PC Tân Thuận và PC Thủ Thiêm. Đến nay 58/85 tuyến dây trung thế 22kV vận hành chức năng FLISR theo chế độ tự động hoàn toàn, với thời gian chuyển tải < 01>

3. Cấp độ 03: mô hình DMS.

Khi triển khai DAS đến giai đoạn Auto hoàn toàn, nghĩa là lưới điện đã được kiện toàn hoàn thiện, độ tin cậy cung cấp điện cao. Tuy nhiên, mô hình DAS với hàm mục tiêu “thời gian cô lập chuyển tải”, chỉ giải quyết được yêu cầu giảm mất điện do sự cố. Đối với yêu cầu giảm mất điện do kế hoạch để tiếp tục giảm thời gian mất điện của khách hàng – SAIDI, cũng như nâng cao chất lượng cung cấp điện, yêu cầu hệ thống tự động hóa cần đáp ứng nhiều hàm mục tiêu hơn như : lập kế hoạch, tính toán tổn hao tái cấu trúc lưới, chất lượng điện năng khi quá áp, thiếu áp … mô hình DMS phù hợp hơn.

DMS (Distribution Management System) là hệ thống phần mềm tự động hỗ trợ việc quản lý, giám sát và điều khiển tối ưu lưới điện phân phối. DMS cung cấp bộ công cụ toàn diện về quản lưới điện phân phối như:

• BLA: tính toán phân bố phụ tải điện.
• DPF: tính toán trào lưu công suất
• FL: chức năng xác định vị trí sự cố - tương tự trong DAS
• FISR: Cách ly sự cố và khôi phục dịch vụ cung cấp điện - tương tự trong DAS.
• AFR: Tái cấu trúc lưới điện nhằm giảm tổn thất và chống quá tải
• LVM: Quản lý tải và điện áp/Var.
• PLOS: chức năng lập kế hoạch cắt điện …

Các chức năng DMS hoạt động dựa trên bài toán trào lưu công suất, trong đó việc đảm bảo các thông số đầu vào chính xác là thách thức trong quá trình triển khai thực hiện. Cụ thể hơn, để triển khai DMS, cần tích hợp từ nhiều nguồn dữ liệu của các hệ thống khác như GIS, CMIS, PMIS, OMS … và đảm bảo chất lượng dữ liệu cũng như thời gian trao đổi lẫn nhau.

Kết quả triển khai:

EVNHCMC cũng đã tiến hành triển khai thí điểm DMS với phần mềm e-terra distribution do GE cung cấp tại PC Duyên Hải, PC Củ Chi, với phần mềm E-terra của hãng GE (Mỹ). Hệ thống DMS thí điểm có sự kết hợp giữa các hệ thống SCADA, GIS (lấy thông tin thiết bị, dây dẫn …), CMIS (thông tin khách hàng) cũng như giao tiếp cung cấp thông tin trạng thái thiết bị có SCADA với hệ thống OMS …

Các chức năng được triển khai của DMS cho CTĐL là BLA, DPF, FL, FLISR, AFR. Đối với các chức năng LVM, PLOS, SCC ... EVNHCMC có kế hoạc triển khai trong giai đoạn 2021- 2023.

Việc triển khai DMS thường được coi là một chiến lược triển khai lâu dài, khi tất cả những thành phần riêng rẻ do chúng ta tự phát triển đang vận hành bắt đầu phát sinh rào cản về vấn đề dữ liệu cũng như chi phí cho việc vận hành này. Triển khai DMS không phải là một công nghệ nhất thiết phải cắt giảm chi phí nhưng nó thêm các khả năng quản lý và chức năng giám sát để hỗ trợ một cái nhìn toàn diện về lưới điện để từ đó có các kế hoạch, lộ trình phát triển.

III. Mục tiêu và giải pháp tự động hóa tại EVNHCMC giai đoạn 2021 – 2025.

Nhằm tiếp tục cung cấp điện phục vụ khách hàng với dịch vụ ngày một tốt hơn, góp phần ổn định chính trị và phát triển kinh tế xã hội, đảm bảo an ninh năng lượng của Thành phố, EVNHCMC Điện lực Tp. HCM đã xây dựng kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm 2021-2025 theo lộ trình nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bền vững với các chỉ tiêu chính hướng đến như sau: SAIFI < 0>

Để thực hiện các chỉ tiêu nêu trên, EVNHCMC cũng như Trung tâm Điều độ hệ thống điện đã đề ra 03 nhóm giải pháp nhằm tiếp tục phát huy vai trò công tác giám sát, theo dõi và điều khiển gồm:

1. Công nghệ tự động hóa:

Với mục tiêu giảm sâu có chỉ số SAIDI và SAIFI, EVNHCMC tiếp tục triển khai công tác tự động hóa theo mô hình DAS trong giai đoạn 2020-2025 trong 03 năm theo các tiến độ như sau: năm 2021 đạt tỷ lệ tự động hóa 50%, năm 2022 đạt tỷ lệ tự động hóa 75% và năm 2023 đạt tỷ lệ tự động hóa 100%.

Đối với mô hình DMS, EVNHCMC tiếp tục triển khai thí điểm các chức năng LVM trên lưới điện Củ Chi và Duyên Hải, nhằm đánh giá tính hiệu quả cũng như hoàn thiện các công cụ trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống SCADA, OMS, GIS, MDMS ...

2. Bộ tiêu chí phù hợp để phân đoạn tuyến dây:

Đối với lưới điện hiện hữu: các Công ty Điện lực tổ chức rà soát (theo chế độ vận hành xác lập lâu dài) và đề xuất vị trí lắp đặt bổ sung thiết bị đóng cắt có chức năng SCADA theo các tiêu chí tham khảo sau:

• Số khách hàng: 1.000 – 1.500 khách hàng / phân đoạn;
• Dòng tải vận hành: 50 – 70A / phân đoạn;
• Chiều dài trục chính: 1-2 km / phân đoạn;
• Đảm bảo các tuyến dây có đủ thiết bị giao liên có chức năng SCADA tại phân đoạn cuối và xem xét bổ sung thêm tại các phân đoạn giữa nhằm tăng hiệu quả chuyển tải để đáp ứng tiêu chí vận hành N-1 (có khả năng chuyển tải toàn bộ các khu vực không chịu ảnh hưởng khi xảy ra sự cố ở bất cứ phân đoạn nào).
• Đảm bảo phối hợp với các thiết bị bảo vệ (Recloser, Máy cắt) và các bộ chỉ báo sự cố (FI) hiện hữu.

3. Tiếp tục nâng cao, cải thiện bộ thông số truyền thông máy chủ phù hợp hơn:

Đối với thông số kỹ thuật truyền dẫn tín hiệu thông qua giao thức IEC61850,  60870 – 5 – 101/104 luôn duy trì và thay đổi phù hợp các thông số cài đặt giữa hệ thống – thiết bị và giữa hệ thống – hệ thống nhằm tối ưu hóa việc giao tiếp lẫn nhau.

Lưu trữ các bộ thông số tối ưu sau khi thử nghiệm để đạt hiệu suất truyền thông tối đa, tăng độ tin cậy vận hành thiết bị SCADA trên lưới điện TPHCM.

4. Giải pháp nguồn nhân lực:

Xây dựng bộ tiêu chí chuyên nghiệp trong lĩnh vực tự động hóa cho đội ngũ kỹ sư, Điều hành viên, Nhân viên vận hành cũng như xây dựng các chương trình đào tạo, bồi huấn sát hạch hàng năm.

Xây dựng đội ngũ kỹ sư, cán bộ kỹ thuật đủ trình độ, năng lực, làm chủ được các công nghệ mới, đặc biệt là các công nghệ mới về hệ thống SCADA/DAS/DMS. đảm bảo đến năm 2025 các CTĐL đều có đội ngũ các kỹ sư và công nhân đạt tiêu chí chuyên nghiệp trong lĩnh vực tự động hóa.

IV. Kết luận

Ứng dụng Tự động hóa lưới phân phối trong công tác nâng cao độ tin cậy cung cấp điện tại EVNHCMC không phải là ứng dụng mới trên thế giới. Tuy nhiên việc lựa chọn giải pháp phù hợp với hiện trạng lưới điện và điều kiện kinh tế tại nước ta luôn là thách thức và trách nhiệm của người kỹ sư nghành điện. EVNHCMC từng bước nghiên cứu, học tập, rút ra nhiều bài học kinh nghiệm và tiếp đó là sự quyết tâm mạnh mẽ trong công tác triển khai tự động hóa lưới điện đã chứng minh việc áp dụng những thành tựu của khoa học công nghệ vào công tác vận hành lưới điện TPHCM luôn được quan tâm và phát triển, nhằm mang lại sự ổn định trong cung cấp điện cũng như mang lại sự hài lòng của khách hàng.