Ứng dụng thu thập dữ liệu công tơ từ xa tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối 22kV khu vực Phú Lộc
MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài
Trong những năm qua, công tác giảm tổn thất điện năng được Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng Công ty Điện lực Miền Trung, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế triển khai quyết liệt, theo đó EVN đã ban hành quyết định 385/QĐ-EVN ngày 08/5/2021 về việc ban hành Quy định phương pháp xác định tổn thất điện năng; Văn bản số 1508/EVN-KD+KTSX ngày 20/4/20216 về việc hướng dẫn bổ sung phương pháp xác định tổn thất điện năng lưới điện phân phối; Quyết định số 1184/QĐ-EVN ngày 31/8/2021 về việc ban hành Quy định về công tác Quản lý kỹ thuật trong Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam, theo đó tại nội dung chương VI quy định phương pháp xác định tổn thất điện năng như sau:
– Phương pháp xác định tổn thất theo thương phẩm: Căn cứ sản lượng điện năng các công tơ đo đếm đầu nguồn chốt dữ liệu vào lúc 0h00’ ngày 01 hàng tháng và sản lượng thương phẩm đã tính hóa đơn của tất cả các khách hàng theo phiên ghi thông thường. Do sản lượng thanh cái và thương phẩm có thời gian chốt lệch hình bình hành nên phương pháp này có nhược điểm phụ thuộc rất lớn vào yếu tố thời tiết, biến động phụ tải lớn các ngày cuối tháng sau khi kết thúc phiên ghi khách hàng dẫn đến tình trạng tổn thất tháng, quý lúc tổn thất cao, lúc bị âm sâu.
– Phương pháp xác định tổn thất theo cấp điện áp: Căn cứ sản lượng điện năng các công tơ đo đếm đầu nguồn chốt dữ liệu vào lúc 0h00’ ngày 01 hàng tháng và sản lượng thương phẩm theo công tơ tổng trạm biến áp công cộng, chuyên dùng chốt dữ liệu vào lúc 0h00’ ngày 01 hàng tháng. Do sản lượng thanh cái và thương phẩm chốt cùng một thời điểm vào lúc 0h00’ hàng tháng nên khắc phục thời gian chốt lệch hình bình hành vì vậy phương pháp này có ưu điểm không phụ thuộc vào yếu tố thời tiết, biến động phụ tải lớn các ngày cuối tháng, không còn tính trạng tổn thất tháng, quý bị giá trị âm.
Năm 2021, Điện lực Phú Lộc được Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế đầu tư cải tạo lưới điện trung hạ thế, nâng cấp các thiết bị đóng cắt tự động, giám sát từ xa, thay thế các công tơ cơ khí còn lại bằng công tơ điện tử có chức năng thu thập dữ liệu từ xa, hoàn thành 100% công tơ đều được thu thập dữ liệu hàng ngày qua hệ thống RF-Spider, DSPM. Đối với hệ thống RF-Spider thì 6h lấy dữ liệu 1 lần, đối với hệ thống DSPM thì 30 phút lấy dữ liệu 1 lần.
Từ năm 2021 trở về trước, việc phát hiện sớm các sự cố liên quan đến hệ thống đo đếm (Chạm chập, đấu sai sơ đồ đấu dây, trộm cắp điện, quá điện áp), phân tích sự cố lưới điện trung thế (thoáng qua, ngắn mạch) bị động, chậm phát hiện, chậm xử lý, công tác dự báo phụ tải, dự báo tổn thất thiếu cơ sở khoa học, còn thủ công, sai lệch lớn so với kết quả thực hiện do chưa hoàn thiện lắp đặt công tơ điện tử, triển khai thu thập dữ liệu từ xa.
Việc chậm phát hiện, xử lý các sự cố sẽ dẫn đến tổn thất trong tháng sẽ biến động lớn, bất thường, công tác thỏa thuận tính toán sản lượng truy thu, thoái hoàn với khách hàng gặp nhiều khó khăn do tính toán truy thu dài ngày, việc phân tích, khoanh vùng, giải trình tổn thất cũng gặp nhiều khó khăn do không có hoặc thiếu dữ liệu lịch sử dùng điện hàng giờ, hàng ngày.
Do vậy với việc hoàn thành lắp đặt 100% công tơ điện tử và thu thập dữ liệu từ xa, hoàn thiện lưới điện thông minh là cơ sở để tôi nghiên cứu ứng dụng thu thập dữ liệu công tơ từ xa tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối 22kV khu vực Phú Lộc.
Mục đích nghiên cứu
Ứng dụng thu thập dữ liệu công tơ từ xa qua hệ thống RF-Spider, DSPM để dự báo phụ tải, tính toán, tổn thất điện năng theo ngày theo từng cấp điện áp hoàn toàn tự động theo thời gian thực.
Phát hiện kịp thời các tổn thất bất thường, phân tích tổn thất theo các ngày trong tháng theo từng cấp điện áp để có đánh giá, phân tích khoa học, đưa ra các giải pháp trọng tâm, kế hoạch tổng thể trong công tác quản lý kinh doanh, quản lý kỹ thuật, Đầu tư xây dựng nhằm thực hiện giảm tổn thất điện năng theo đúng lộ trình.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
Các giải pháp công nghệ tự động hóa bao gồm các thiết bị nhất thứ, nhị thứ và hệ thống SCADA tại các TBA 110kV.
3.2. Phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện phân phối Điện lực Phú Lộc, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
* Phạm vi nghiên cứu:
Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối 22kV Điện lực Phú Lộc thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế giai đoạn 2021 trở về sau.
Phương pháp nghiên cứu
Để giải quyết các mục tiêu nêu trên, luận văn đưa ra phương pháp nghiên cứu như sau:
– Phương pháp nghiên cứu tài liệu:
+ Thu thập và nghiên cứu các tài liệu liên quan đến vấn đề tính toán dự báo phụ tải.
+ Nghiên cứu các chủng loại công tơ điện tử đang vận hành trên lưới
+ Nghiên cứu cách thức tổ chức dữ liệu, thu thập dữ liệu của hệ thống thu thập dữ liệu từ xa DSPM, RF-Spider
+ Nghiên cứu thuật toán để tính toán tự động tổn thất hàng ngày theo cấp điện áp theo thời gian thực.
– Phương pháp xử lý thông tin:
+ Thu thập và xử lý thông tin đối với các điểm đo xuất tuyến đầu nguồn TBA 110kV, điểm đo TBA Công cộng, TBA chuyên dùng
+ Thu thập và xử lý thông tin đối với các điểm đo khách hàng có sản lượng lớn, Khách hàng sinh hoạt trên địa bàn.
+ Xây dựng các biểu đồ thương phẩm, thanh cái, tổn thất hàng ngày theo các cấp điện áp.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Về mặt khoa học
Xây dựng được cơ sở dữ liệu, phương pháp nghiên cứu để tính toán cho kết quả chính xác nhất.
Về mặt thực tiễn
+ Nâng cao năng lực dự báo phụ tải, dự báo tổn thất cho các tháng, quý, năm.
+ Giảm nhân công tính toán thủ công tổn thất điện năng, nâng cao năng suất lao động.
+ Hỗ trợ đắc lực cho công tác điều hành giảm tổn thất điện năng, đảm bảo vận hành lưới phân phối một cách tối ưu nhất, đảm bảo thực hiện tốt chỉ tiêu, kế hoạch giảm tổn thất của Công ty giao, đảm bảo thu nhập, tiền thưởng cho người lao động.
+ Có thể sử dụng dữ liệu để phân tích giá bán theo từng xuất tuyến, trạm biến áp để đưa ra các phương án đầu tư đường dây cũng như TBA một cách hiệu quả, hợp lý.
Đặt tên đề tài
Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nêu trên đề tài được đặt tên: ‘Ứng dụng thu thập dữ liệu công tơ từ xa tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối 22kV khu vực Phú Lộc’.
Bố cục luận văn
Nội dung luận văn gồm các phần chính:
Mở đầu
Chương 1: Quản lý tổn thất điện năng tại Điện lực Phú Lộc.
Chương 2: Hệ thống thu thập dữ liệu công tơ từ xa.
Chương 3: Xây dựng chương trình tính toán tổn thất theo ngày.
Kết luận và kiến nghị.
CHƯƠNG 1
QUẢN LÝ TTĐN TẠI ĐIỆN LỰC PHÚ LỘC
1.1. Tổng quan về hệ thống lưới điện Điện lực Phú Lộc
1.1.1. Đường dây và TBA 110kV:
Đường dây 110kV do Đội quản lý vận hành Lưới điện Cao thế quản lý, số TBA 110kV cấp điện cho khu vực Phú Lộc là 04 trạm, cụ thể: TBA 110kV Cầu Hai-25 (MVA), TBA 110kV Chân Mây-25 (MVA); TBA 110kV Lăng Cô-25 (MVA); TBA 110kV La Sơn-40 (MVA), TBA 110kV Phú Bài-65 (MVA).
1.1.2. Đường dây trung-hạ áp:
Điện lực Phú Lộc hiện quản lý 09 xã (Lộc Tiến, Lộc Vĩnh, Lộc Thuỷ, Lộc Trì, Lộc Điền, Lộc Hoà, Lộc Bình, Vinh Hiền, Giang Hải) và 02 thị trấn (Phú Lộc, Lăng Cô) của huyện Phú Lộc, trên địa bàn hoạt động của Điện lực gồm nhiều phụ tải có tính chất quan trọng như: UBND huyện, Bệnh viện, Khu kinh tế Chân Mây – Lăng Cô, các khách hàng bán tổng HTX, Công ty Cổ phần Điện lực, các khách hàng sản xuất lớn như: Công ty TNHH Laguna Việt Nam, Công ty TNHH Chế xuất Billion Max Việt Nam,….
Đường dây trung áp của Phú Lộc là cấp điện áp 22 kV, giao nhận điện từ các XT 22kV từ các TBA 110kV Lăng Cô, TBA 110kV Chân Mây, TBA 110kV Cầu Hai và giao nhận từ các Điện lực khác qua các ranh giới đo đếm nội bộ như Vinh Hưng (XT472- TBA 110kV Phú Bài), Cầu Truồi Hưng (XT473- TBA 110kV La Sơn), Lương Điền (XT473- TBA 110kV La Sơn).
1.2. Phương pháp xác định tổn thất điện năng của EVN
Phương pháp xác định tổn thất điện năng được quy định tại quyết định số 1184/QĐ-EVN ngày 31/8/2021của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc ban hành Quy định về công tác Quản lý kỹ thuật trong Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam, theo đó đưa ra nguyên tắc chung của xác định TTĐN như sau:
1. TTĐN trên một lưới điện được xác định bằng tổng điện năng nhận vào trừ tổng điện năng giao đi của lưới điện đó. Trong đó, tổng điện năng giao, nhận của lưới điện là tổng đại số lượng điện giao, nhận được xác định bởi hệ thống đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm ranh giới của lưới điện đó.
2. Trong trường hợp điểm đo đếm chính không trùng hoặc liền kề với điểm đấu nối, các Đơn vị liên quan phải thỏa thuận vị trí đo đếm thay thế đồng thời xác định phương thức quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm thay thế về điểm đấu nối. Trong trường hợp này, phương pháp quy đổi phải xét đến tổn thất trên máy biến áp và đường dây liên hệ giữa vị trí đo đếm thay thế với điểm đấu nối trong quá trình vận hành để quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm thay thế về điểm đấu nối trong quá trình giao nhận và thanh toán.
3. TTĐN trên hệ thống điện của EVN là tổn thất điện năng trên toàn bộ lưới điện do EVN và các Đơn vị của EVN quản lý.
4. Tại mỗi vị trí ranh giới giao nhận điện năng giữa các Đơn vị, vị trí xác định điện năng tự dùng tại các trạm biến áp phải được lắp đặt hệ thống đo đếm điện năng.
5. Tổn hao máy biến áp nâng áp, máy biến áp tự dùng và các thiết bị điện trong trạm điện thuộc các Công ty phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện.
6. Điện tự dùng tại trạm biến áp của lưới điện truyền tải và phân phối được theo dõi, đo đếm và tính vào tổn thất điện năng của lưới điện.
7. Điện năng nhận nhưng giao ngay cho Đơn vị khác hoặc khách hàng trên cùng
một điểm đo được coi là điện năng không gây TTĐN trên lưới điện của Đơn vị.
8. Không được lấy điện sau máy biến áp tự dùng tại các trạm điện để cấp cho các mục đích ngoài mục đích phục vụ vận hành trạm điện. Trong trường hợp đặc biệt phải lấy điện sau các máy biến áp tự dùng tại các trạm điện để cấp cho mục đích khác thì phải lắp đặt công tơ đo đếm riêng, sản lượng điện cấp cho các mục đích này phải được Đơn vị quản lý trạm điện giao nhận với các TCTĐL, CTĐL và phải được tính vào sản lượng điện thương phẩm của các TCTĐL, CTĐL, không được tính vào điện năng tự dùng của trạm biến áp.
9. Chốt chỉ số công tơ giao nhận tại thời điểm 0h00 ngày 1 hàng tháng. Trường hợp công tơ chưa có khả năng chốt chỉ số tại thời điểm 0h00 ngày 1 hàng tháng thì cho phép ghi chỉ số công tơ trong khoảng 0 ± 12h ngày 1 hàng tháng. Đối với tính toán TTĐN lưới điện hạ áp: bố trí thêm lịch ghi chỉ số công tơ tổng TBA phù hợp với phiên ghi chỉ số công tơ các khách hàng để đảm bảo chính xác TTĐN hạ áp.
Trong trường hợp tổng quát, TTĐN trên một lưới điện cụ thể được xác định như sau:
– Điện năng tổn thất trên lưới điện:
ΔA(kWh) = AN – AG (kWh)
– Tỉ lệ tổn thất điện năng trên lưới điện:
Trong đó:
AN: tổng điện năng nhận vào của lưới điện.
AG: tổng điện năng giao đi của lưới điện.
AKTT: tổng điện năng không được tính tổn thất trên lưới điện.
1.2.1. Phương pháp xác định tổn thất theo thương phẩm:
– Phương pháp này dùng để xác định mức độ hoàn thành chỉ tiêu TTĐN theo kế hoạch được giao. Phương pháp này hàng tháng sẽ xảy ra trường hợp tổn thất dương cao và tổn thất âm sâu trong tháng, quý. Nguyên nhân là do thời gian chốt chỉ số giữa phiên ghi thường và phiên ghi ngày 01 lệch hình bình hành (Phiên ghi ngày 01 chốt dữ liệu lúc 0h00 ngày 01, phiên ghi thường chốt dữ liệu theo thời gian của các ngày bình thường trong tháng).
1.2.2. Phương pháp xác định tổn thất theo cấp điện áp:
– Phương pháp này căn cứ theo thương phẩm hàng tháng quy đổi để phục vụ điều hành, tính tổn thất theo từng cấp điện áp bao gồm cao áp, trung áp, hạ áp và toàn đơn vị. Phương pháp này thể hiện tổn thất thật của đơn vị trong tháng, quý và sẽ không có trường hợp tổn thất âm. Nguyên nhân là do thời gian chốt chỉ số giữa phiên ghi thường và phiên ghi ngày 01 đều chốt dữ liệu vào lúc 0h00 ngày 01hàng tháng).
1.2.3. Quy định Ghi chỉ số công tơ:
Điều 4. Thời gian GCS phục vụ công tác quản lý điều hành
1. Đối với công tơ ranh giới giao nhận điện, công tơ tổng tại TBA công cộng, công tơ khách hàng có TBA chuyên dùng: Thực hiện GCS tại thời điểm 00h00 ngày 01 hàng tháng. Trường hợp công tơ không thu thập được dữ liệu đo đếm từ xa, cho phép GCS chậm nhất trước thời điểm 12h00 ngày 01 hàng tháng.
2. Ngoài ra, để phục vụ giám sát tổn thất TBA công cộng, Đơn vị Điện lực thực hiện GCS công tơ tổng thêm 01 lần cùng với phiên GCS của khách hàng sử dụng điện trong TBA công cộng.
Điều 5. Thời gian GCS phục vụ phát hành hóa đơn
1. Lịch GCS công tơ trong 1 tháng gồm nhiều phiên, mỗi phiên tương ứng với 01 ngày. Quy ước dùng số đếm (1, 2, 3,…) để đặt tên phiên thống nhất. Đối với TBA công cộng, tất cả khách hàng sử dụng điện trong cùng TBA phải được lập lịch GCS trong cùng 01 phiên.
2. Số lượng phiên GCS trong tháng được tính toán căn cứ vào hình thức GCS, số lượng công tơ, địa bàn quản lý và số lượng người GCS. Việc xác định số lượng phiên GCS phải xét đến mức độ khó khăn của từng vùng, biến động về số lượng công tơ, đặc thù lập hóa đơn, thu tiền điện.
3. Đối với khách hàng ngoài sinh hoạt, căn cứ sản lượng điện tiêu thụ trung bình hàng tháng của quý trước, Đơn vị Điện lực thỏa thuận với khách hàng thực hiện điều chỉnh số kỳ GCS theo quy định vào đầu quý tiếp theo.
4. Trường hợp bên mua điện có sản lượng điện tiêu thụ trung bình hàng quý ít hơn 15 kWh/tháng, Đơn vị Điện lực có thể thỏa thuận với khách hàng thực hiện giãn chu kỳ GCS nhưng tối đa không quá 03 tháng/lần.
5. Đối với khách hàng lắp đặt điện mặt trời mái nhà: Ngoài việc GCS theo lịch đã được phê duyệt, vào ngày 31/12 hàng năm, Đơn vị Điện lực phải thực hiện GCS.
1.3. Tình hình thực hiện tổn thất điện năng của Điện lực Phú Lộc từ năm 2017 đến năm 2021
1.4 Chương trình tính toán tổn thất hiện nay của EVN, EVNCPC.
1.4.1. Hệ thống CMIS:
– Phân hệ Báo cáo tổn thất:
Dùng để xem kết quả tổn thất thực hiện hàng tháng, lũy kế đến tháng, bao gồm các báo cáo tổn thất: Tổn thất TBA công cộng, Tổn thất theo phiên ghi thông thường, phiên ghi ngày 01 (Cao áp, trung áp, hạ áp, Toàn đơn vị).
Việc chốt chỉ số tính toán tổn thất được thực hiện 02 lần trong tháng, lần 1 theo phiên ghi thường (gồm tổng trạm và các khách hàng sau công tơ tổng trạm) để tính tổn thất TBA công cộng, lần 2 vào ngày 01 hàng tháng chốt toàn bộ chỉ số tất cả các công tơ tổng TBA công cộng, chuyên dùng, đầu nguồn, ranh giới vào lúc 0h00 ngày 01
1.4.2. Chương trình Quản lý điện năng đầu nguồn:
Đây là chương trình do Tổng Công ty Điện lực Miền Trung xây dựng và phát triển, chỉ phục vụ riêng cho công tác quản lý tất các các điểm đo giao nhận đầu nguồn, tính toán tổn thất theo từng cấp điện áp hạ áp, trung áp, cao áp, lưới điện 110kV, không phục vụ tính toán tổn thất TBA Công cộng, nên có ưu điểm dễ khai báo, dễ sử dụng, số liệu báo cáo gọn, ít xảy ra lỗi đường truyền dữ liệu, có thể ký số IPP xác nhận giữa các đơn vị có giao nhận liên quan
Kết luận chương 1:
– Tổn thất thực hiện hàng tháng được quản lý, báo cáo trên hai hệ thống đó là hệ thống CMIS và chương trình quản lý điện năng đầu nguồn. Mỗi hệ thống có ưu điểm và nhược điểm riêng, tuy nhiên hiện tại các hệ thống này mới chỉ tính toán cho cả tháng chưa có chức năng tính toán hằng ngày.
– Kết quả tính toán tổn thất phụ thuộc vào thời gian, hình thức, công nghệ thu thập dữ liệu từ xa chỉ số công tơ đo đếm điện năng.
– Chậm phát hiện kịp thời các tình trạng bất thường liên quan đến hệ thống đo đếm (Cháy hỏng thiết bị TU, TI, Công tơ, đấu sai sơ đồ đấu dây)
– Hiện nay, đơn vị đã thực hiện lắp đặt 100% công tơ điện tử có chức năng thu thập dữ liệu từ xa qua hệ thống DSPM, RF-Spider nên rất thuận lợi cho công tác theo dõi các thông số vận hành, ghép số liệu tính toán tổn thất hàng tháng, cũng như phát hiện kịp thời các bất thường liên quan đến hệ thống đo đếm. Do đó trường hợp hệ thống thu thập dữ liệu từ xa vận hành ổn định sẽ hỗ trợ cho đơn vị trong việc triển khai theo dõi tổn thất điện năng hàng ngày theo từng cấp điện áp. Các hệ thống thu thập dữ liệu từ xa sẽ được trình bày trong Chương 2
CHƯƠNG 2
HỆ THỐNG THU THẬP DỮ LIỆU TỪ XA
2.1. Hệ thống thu thập dữ liệu công tơ từ xa DSPM
Phần mềm quản lý và ứng dụng có khả năng trao đổi hai chiều với hệ thống kinh doanh (Hệ thống CMIS) và cung cấp dữ liệu cho các hệ thống quản lý kinh doanh theo nhiều cấp cũng như hệ thống SCADA, có khả năng cung cấp dịch vụ truy cập dữ liệu và thông tin thời gian thực cho khách hàng có đăng ký thông qua giao diện web
Hệ thống có khả năng kết nối để thu thập dữ liệu trực tiếp theo thời gian thực đến từng công tơ bằng các đường truyền khác nhau như ADSL, CAPLE, GSM, GPRS, EDGE, 3G network. Tương thích với các chuẩn loại công tơ 3 pha đa chức năng phổ biến hiện nay như: Elster-A1700, LandisGyr, DT03M-RF, EDMI Mk6, Iskrameco, EMH…
Đối tượng lắp đặt TTDLTX: Các điểm đo đầu nguồn, ranh giới, trạm phân phối (Công cộng, Chuyên dùng), các điểm đo điện mặt trời mái nhà và một số điểm đo khách hàng lưới hạ thế 0,4kV có sản lượng trung bình 3 tháng liền kề từ trên 2000kWh;
Đối với các điểm đo đầu nguồn các TBA 110kV, lắp đặt máy tính công nghiệp để thu thập dữ liệu công tơ thông qua cổng RS485 và cáp mạng internet truyền trực tiếp dữ liệu về server, tần suất thu thập là 30 phút/ lần, 48 chu kỳ/ngày.
Đối với các điểm đo còn lại, sử dụng cổng RS232 hoặc RS485 kết nối ngoại vi giữa công tơ điện tử với bộ modem có lắp sim dữ liệu 3G/GPRS của nhà mạng di động, dữ liệu công tơ được truyền về server thông qua đường truyền 3G/GPRS, tần suất thu thập là 30 phút/ lần, 48 chu kỳ/ngày.
Các thông số thu thập gồm: dòng điện, điện áp, góc lệch pha U-I, công suất, biểu đồ phụ tải, sản lượng điện, chỉ số theo thời gian, chỉ số chốt 0h00 ngày 01 hàng tháng theo hai chiều giao nhận.
F:\DỮ LIỆU MỚI CẦN ĐỔI TÊN VÀ ĐĂNG 2025\TAI LIEU C YEN-2024\LUẬN VĂN\ỨNG DỤNG THU THẬP DỮ LIỆU CÔNG TƠ TỪ XA TRONG VIỆC TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 22KV ĐIỆN LỰC PHÚ LỘC
