GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI
Đặt vấn đề
Lưới điện TP.Hồ Chí Minh hiện đang gặp phải tình trạng phụ tải không đồng đều, với sự chênh lệch rõ rệt giữa giờ cao điểm và thấp điểm Công suất lưới điện tại đây dao động từ 1200MW đến 3000MW, trong đó công suất tối đa đạt khoảng 3000MW và công suất tối thiểu là 1200MW.
Ngành điện hàng năm phải đầu tư lớn để xây dựng nguồn điện đáp ứng nhu cầu cao điểm, nhưng lại lãng phí vào giờ thấp điểm khi các nguồn điện không hoạt động hiệu quả Để tối ưu hóa việc sử dụng nguồn cung cấp và mạng lưới truyền tải, cần điều chỉnh đường cong phụ tải cho phù hợp với công suất sản xuất Hiện nay, các chương trình quản lý nhu cầu điện (DSM) đã được áp dụng hiệu quả ở nhiều quốc gia trên thế giới, giúp giảm thiểu lãng phí và nâng cao hiệu suất sử dụng điện.
- Biểu giá theo thời gian sử dụng: Phương pháp điều khiển phụ tải gián tiếp
- Điều khiển tốc độ và hiệu suất động cơ
- Nâng cao hệ số công suất vận hành của lưới điện
- Nâng cao hiệu suất quạt thông gió và máy điều hoà không khí
- Nâng cao hiệu suất đèn chiếu sáng
- Điều khiển phụ tải trực tiếp
Hiện nay EVN và HCMPC cũng đang áp dụng một số biện pháp nhằm giảm phụ tải vào giờ cao điểm bao gồm:
- Sử dụng công tơ điện tử biểu giá theo thời gian
- Sử dụng đèn huỳnh quang compact, các thiết bị tiết kiệm điện
Phương pháp điều khiển phụ tải gián tiếp thông qua sự điều tiết phụ tải tự nguyện của khách hàng trong giờ cao điểm đang được Tổng Công ty nghiên cứu và triển khai theo yêu cầu của ERAV.
Tính cấp thiết của đề tài
Để giảm tải đỉnh trong giờ cao điểm và tối ưu hóa chi phí đầu tư, các công ty điện lực triển khai chương trình điều chỉnh phụ tải tự nguyện cho khách hàng sử dụng điện lớn (trên 1MWh/tháng) Điều chỉnh phụ tải khách hàng (Demand Response - DR) là một phần của quản lý nhu cầu điện (Demand Side Management - DSM), khuyến khích khách hàng chủ động giảm tiêu thụ điện khi có yêu cầu từ công ty điện lực Điều này không chỉ giúp cân bằng cung cầu trong hệ thống điện mà còn giảm thiểu tổn thất điện năng và chi phí vận hành Khách hàng tham gia các chương trình DR sẽ nhận được khuyến khích tài chính hoặc các hình thức thưởng khác từ công ty điện lực.
Nguyên tắc vận hành cơ bản của các chương trình này là:
Tổng công ty sẽ thông báo cho khách hàng đã ký thỏa thuận tham gia chương trình tiết giảm phụ tải, với thời gian thông báo trước 24 giờ cho Chương trình Tiết giảm phụ tải và trước 2 giờ cho Chương trình Điều chỉnh phụ tải điện khẩn cấp tự nguyện.
+ Khách hàng tham gia chương trình sẽ chủ động cắt giảm các phụ tải điện không cần thiết trong khoảng thời gian theo thông báo của Tổng công ty
Khách hàng giảm lượng điện năng tiêu thụ theo yêu cầu của Tổng công ty sẽ nhận được hỗ trợ tài chính dựa trên sản lượng điện năng tiết kiệm được.
Vấn đề đặt ra khi triển khai chương trình:
Giải pháp thu thập giá trị đo xa từ các điện kế của khách hàng trong chương trình điều chỉnh phụ tải giúp theo dõi đồ thị phụ tải và xác định chính xác sản lượng điện năng tiết giảm, từ đó làm cơ sở thanh toán chi phí hỗ trợ.
Chương trình điều chỉnh phụ tải thí điểm tại HCMPC hoạt động nhằm giảm phụ tải đỉnh trong những giờ cao điểm và đảm bảo khả năng sa thải phụ tải nhanh chóng khi có sự cố nguồn.
Mục tiêu, nội dung và phương pháp nghiên cứu
1.3.1 Mục tiêu nghiên cứu của đề tài
Mục tiêu tổng quát: Nghiên cứu và đề xuất các giải pháp thực hiện và triển khai chương trình DR cho khu vực TP.HCM
- Tìm hiểu hiện trạng lưới điện khu vực TPHCM
- Tìm hiểu về các công nghệ đo xa hiện nay đang được áp dụng trong nước và trên thế giới
- Tìm hiểu về hiện trạng, chủng loại điện kế và các chương trình quản lý điện kế hiện nay của HCMPC
- Nghiên cứu các giải pháp triển khai chương trình điều chỉnh phụ tải (DR) trong việc quản lý nhu cầu điện (DSM)
- Thu thập và nghiên dữ liệu đo xa tại các điện kế của khách hàng lớn hiện nay
Dựa trên việc thu thập và phân tích dữ liệu, bài viết này xây dựng đồ thị phụ tải của khách hàng trong các sự kiện điều chỉnh phụ tải Đồng thời, nó cũng thiết lập các đường phụ tải cơ sở nhằm làm nền tảng cho việc thanh toán chi phí cho khách hàng.
- Đề xuất giải pháp giám sát chỉ số điện kế của các khách hàng tham gia chương trình DR theo thời gian thực
Nghiên cứu và đánh giá tác động của chương trình DR giúp cung cấp cái nhìn tổng quan về các thành phần phụ tải tham gia vào công suất đỉnh của hệ thống điện Từ kết quả nghiên cứu, có thể xác định chi phí thực hiện và xây dựng kế hoạch triển khai chương trình một cách tối ưu, mang lại lợi ích cho cả ngành điện và hộ tiêu thụ.
- Thu thập và tìm hiểu về các chương trình DSM/DR hiện nay đang được áp dụng trên thế giới
- Nghiên cứu và đánh giá quá trình xây dựng chương trình DR hiện nay
- Tìm hiểu phụ tải phụ tải của các khách hàng lớn trong khu vực TP.HCM
- Nghiên cứu các báo cáo khoa học, báo cáo đánh giá quá trình triển khai DR tại Việt Nam và trên thế giới
Phương pháp thực nghiệm bao gồm việc áp dụng lý thuyết đã nghiên cứu để tính toán và xây dựng đồ thị phụ tải cơ sở Qua đó, xác định lượng công suất đỉnh cắt giảm, điện năng tiết giảm và chi phí thanh toán cho khách hàng tham gia thực hiện giải pháp điều chỉnh phụ tải.
- Tiến hành thực hiện kết nối dữ liệu và vận hành thử nghiệm chương trình tới các khách hàng tham gia chương trình
1.3.4 Phạm vi nghiên cứu của đề tài
Đề tài nghiên cứu tập trung vào phụ tải điện tại TP.HCM, phân tích các đặc tính phụ tải của từng nhóm khách hàng sử dụng điện, và đánh giá ảnh hưởng của chúng đến công suất đỉnh trong biểu đồ phụ tải tổng của lưới điện thành phố.
- Nghiên cứu việc biến động phụ tải của khu vực TP.Hồ Chí Minh
Nghiên cứu các giải pháp kết nối và thu thập giá trị đo từ điện kế của khách hàng lớn tại Tổng công ty Điện lực TP.HCM nhằm giám sát và xây dựng đồ thị phụ tải Việc này được thực hiện trong khuôn khổ hai chương trình điều chỉnh phụ tải thí điểm do Tổng công ty Điện lực TP.HCM quản lý.
PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN VÀ TÌNH HÌNH SỬ DỤNG PHỤ TẢI ĐIỆN CỦA CÁC KHÁCH HÀNG TRONG KHU VỰC
Tổng quan về lưới điện phân phối TP Hồ Chí Minh
Tính đến tháng 9/2015, khối lượng trạm biến áp 220kV, 110kV do HCMPC quản lý :
55 trạm (51 trạm 110kV và 4 trạm 220kV)
+ Khu vực Thành phố Hồ Chí Minh nhận nguồn cung cấp từ :
- 03 trạm trung gian 500/220/110KV : Phú Lâm, Nhà Bè, Tân Định
- 04 trạm 220KV/110KV: Bình Tân, Vĩnh Lộc, Hiệp Bình Phước, Củ Chi 2 do Tổng công ty quản lý và 09 trạm 220/110KV Hóc Môn, Phú Lâm, Cát Lái, Nhà
Bè, Tao Đàn, Thủ Đức, Bình Chánh, Thuận An và Long An do Công ty Truyền tải Điện 4 quản lý
Tổng Công Ty Điện lực TP.HCM quản lý 51 trạm trung gian 110KV/15(22)KV với tổng công suất máy biến thế lắp đặt lên đến 4.994 MVA Các trạm bao gồm An Khánh, An Nghĩa, Bà Quẹo, Cần Giờ, Hiệp Phước, Việt Thành, Nam Sài Gòn 1 và 2, Chánh Hưng, Phú Định, Bình Phú, Chợ Lớn, Trường Đua, Tân Bình 1 và 2, Tân Túc, Bình Trị Đông, KCN Tân Tạo, KCN Lê Minh Xuân, Vĩnh Lộc, LĐ Bà Điểm, Đông Thạnh, Tân Quy, Củ Chi, Phú Hòa Đông, Tân Hiệp, Hỏa Xa, Gò Vấp, Bình Lợi, Bình Triệu, Thanh Đa, Xa Lộ, Tân Sơn Nhất, KCX Linh Trung 1 và 2, Thủ Đức Đông, Tăng Nhơn Phú, KCX Tân Thuận, Phú Mỹ Hưng, Long Thới, Đa Kao, Thị Nghè, Bến Thành, Hùng Vương, Hòa Hưng và LĐ Hóc Môn.
Danh mục các nguồn điện cấp cho địa bàn TP Hồ Chí Minh được trình bày cụ thể trong bảng sau:
STT Nhà máy điện Công suất đặt (MW) Nhiên liệu
1 Nhiệt điện dầu Thủ Đức 157.00 FO
Bảng 2.1: Danh mục các nguồn điện cấp điện cho khu vực TP Hồ Chí Minh 2.1.2 Về lưới điện
Lưới điện truyền tải cấp điện cho khu vực TP.HCM bao gồm các trạm biến áp và đường dây ở cấp điện áp 500 kV, 220 kV và 110 Kv, cụ thể :
- 669,429 km đường dây 110KV (trong đó có 34,658 km cáp ngầm 110KV)
2.1.3 Khối lượng lưới điện phân phối
+ Lưới điện phân phối trên địa bàn TP.Hồ Chí Minh bao gồm:
- Tổng chiều dài đường dây 22kV là: 1.146,874 Km
- Tổng chiều dài đường dây 15kV là: 5.846,061 Km
- Tổng chiều dài đường dây 0,4kV là: 11.095,438 Km
- 24.002 trạm biến thế phân phối với tổng dung lượng là 9.943,1 MVA
Lưới điện trung thế tại thành phố được thiết kế với cấu trúc mạch vòng, hoạt động ở chế độ hở, cho phép các tuyến dây linh hoạt trong việc chuyển tải điện năng Điều này đảm bảo tính dự phòng cao, giúp duy trì hoạt động ổn định khi có sự cố mất điện xảy ra.
- Sơ đồ lưới điện TP.Hồ Chí Minh được thể hiện ở Phụ lục 1
2.1.4 Tình hình phân phối điện năng
- Tổng sản lượng điện thương phẩm năm 2015 đạt 21tỷ 191 triệu kWh tăng 9,17 % so với cùng kỳ năm 2014
- Sản lượng ngày cao nhất đạt 69,9 triệu kWh tăng 9,08% so với cùng kỳ năm
2014 và công suất ngày cực đại đạt 3.575 MW tăng 8,83% so với cùng kỳ năm
2.1.5 Tình hình tiêu thụ điện năng
Trong những năm gần đây, TP Hồ Chí Minh đã chứng kiến sự thay đổi trong cơ chế quản lý của Nhà nước, dẫn đến những biến chuyển tích cực trong hoạt động kinh doanh điện năng Xu hướng này ngày càng gia tăng hiệu quả trong lĩnh vực điện năng, tạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển bền vững.
Bảng 2.1 Tổng hợp tình hình kinh doanh điện năng của TP.HCM giai đoạn 2012 - 2014
TT Chỉ tiêu ĐVT Năm (triệu kwh)
1 Tổng sản lượng điện thương phẩm Kwh 16724 17651 18611
2 Điện cho nông-lâm-ngư nghiệp Kwh 42 48,5 61,8
3 Điện cho công nghiệp-xây dựng Kwh 6913 7186 7556
4 Điện cho thương mại-dịch vụ, khách sạn Kwh 2136 2254 2378
5 Điện cho ánh sáng sinh hoạt Kwh 6625 7073 7452
( Nguồn :Trích báo cáo hoạt động kinh doanh Tổng Công ty Điện lực TP.HCM)
Tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2012
Hình 2.1 Biểu đồ biểu diễn tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2012
Tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2013
Hình 2.2 Biểu đồ biểu diễn tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2013
Tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2014
Hình 2.3 Biểu đồ biểu diễn tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2014
Phân tích và tìm hiểu số liệu thu thập và biểu đồ phụ tải ngày của các khu vực TP.HCM
2.2.1 Khu vực phi công nghiệp
Thông số vận hành hàng giờ được trình bày tại Phụ lục 2
Hình 2.4 Đồ thị phụ tải ngày khu vực phi công nghiệp 2.2.2 Khu vực Công nghiệp
Thông số vận hành hàng giờ được trình bày tại Phụ lục 3
Hình 2.5 Đồ thị phụ tải ngày khu vực công nghiệp 2.2.3 Khu vực tiêu dùng dân cư
Thông số vận hành hàng giờ được trình bày tại Phụ lục 4
Hình 2.6 Đồ thị phụ tải ngày khu vực tiêu dùng dân cư 2.2.4 Khu vực nông nghiệp
Thông số vận hành hàng giờ được trình bày tại Phụ lục 5
Hình 2.7: Đồ thị phụ tải ngày khu vực nông nghiệp 2.2.5 Điện năng tiêu thụ của các khu vực kinh tế trong năm 2014:
Năm 2014, cơ cấu tiêu thụ điện năng của các khu vực kinh tế cho thấy khu vực công nghiệp tiêu thụ 7.556.000.000 kWh, chiếm 43,31% tổng lượng điện tiêu thụ, trong khi khu vực phi công nghiệp tiêu thụ 2.378.000.000 kWh, tương đương 13,63%.
( Nguồn : Báo cáo kinh doanh Tổng Cty Điện lực TP.HCM) 2.2.6 Phụ tải của các khách hàng sử dụng điện có công suất lớn trong khu vực TP.HCM
Số liệu phụ tải của khách hàng sử dụng công suất lớn >100.000 Kwh/tháng (Phụ lục 9)
Hình 2.8 Đồ thị phụ tải của các khách hàng lớn sử dụng trên 100.000 Kwh/tháng
Phụ tải đỉnh của HTĐ TP.HCM năm 2015
Hình 2.9 Đồ thị phụ tải từng giờ năm 2015
Hình 2.10 Đồ thị phụ tải đỉnh xuất hiện vào ngày 19/5/2015
Vào ngày 19 tháng 5 năm 2015, đồ thị phụ tải của thành phố Hồ Chí Minh cho thấy sự biến động rõ rệt, với mức phụ tải tăng cao hơn 2000MW trong khoảng thời gian từ 1 giờ đến 4 giờ sáng.
Nhận xét và đánh giá
Những kết quả nhận được trong quá trình thống kê tình hình tiêu thụ điện của khu vực TP.HCM nêu trên ta thấy :
Trong những năm gần đây, phụ tải đỉnh của khu vực TP.HCM đã ghi nhận sự gia tăng đột biến vào một số ngày nhất định Thời gian cao điểm sáng diễn ra từ 8 giờ đến 13 giờ, trong khi cao điểm chiều xuất hiện từ 14 giờ đến 16 giờ và cao điểm tối từ 19 giờ đến 21 giờ.
Theo bảng 2.2, thành phần công nghiệp chiếm tỷ trọng lớn nhất trong phụ tải với 43.31%, tiếp theo là tiêu dùng dân cư 42.71% Đồ thị phụ tải từ 1.676 khách hàng sử dụng trên 100.000 Kwh/tháng cho thấy họ tiêu thụ hơn 18 triệu Kwh mỗi ngày, chiếm khoảng 30% sản lượng điện hàng ngày của TP.HCM Để triển khai hiệu quả chương trình điều chỉnh đồ thị phụ tải đỉnh, cần tập trung vào các khu vực công nghiệp và khách hàng lớn như nhà hàng, khách sạn, và tòa nhà cao tầng.
Theo đồ thị phụ tải hàng giờ năm 2015, sự chênh lệch giữa các thời điểm cao điểm và thấp điểm lên tới gần 50% (từ 1700MW đến hơn 3000MW) Điều này cho thấy cần thiết phải áp dụng thêm nhiều giải pháp để chuyển dịch phụ tải từ giờ cao điểm sang giờ thấp điểm, nhằm tối ưu hóa đồ thị phụ tải của khu vực TP.HCM.
TÌM HIỂU VỀ CÁC CÔNG NGHỆ ĐO XA HIỆN NAY ĐANG ĐƯỢC ÁP DỤNG TRONG NƯỚC VÀ TRÊN THẾ GIỚI
Giới thiệu tổng quan về điện kế điện tử
Việc ứng dụng điện kế điện tử và triển khai hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa giúp tự động hóa quá trình đo đếm điện năng, thay thế phương pháp quản lý thủ công kém hiệu quả Điều này không chỉ nâng cao năng suất lao động cho các Công ty Điện lực mà còn cải thiện chất lượng quản lý giám sát và vận hành hệ thống đo đếm Nhờ đó, hiệu quả trong điều hành sản xuất, kinh doanh điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng cũng được tăng cường.
Các công ty điện lực và khách hàng cần tương tác hai chiều để nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng và giảm lượng điện tiêu thụ Việc giám sát và điều khiển lưới điện kịp thời giúp giảm sự cố, tăng độ tin cậy và tối ưu hóa cấu hình hệ thống điện Điều này là cần thiết để kéo giãn tiến độ đầu tư cho việc nâng cấp nguồn điện và các thành phần khác của lưới điện.
Giới thiệu về Điện kế điện tử
Sau nhiều năm sử dụng, điện kế cơ đã bộc lộ nhiều nhược điểm như dễ bị can thiệp, đo đếm không chính xác và độ bền thấp Để nâng cao chất lượng đo đếm và hạn chế can thiệp, các nhà sản xuất đã phát triển điện kế điện tử, sử dụng linh kiện điện tử tiên tiến.
Trong giai đoạn đầu, điện kế điện tử chỉ có chức năng đo đếm điện năng tiêu thụ của khách hàng Tuy nhiên, với sự gia tăng nhu cầu sử dụng điện và yêu cầu về chất lượng điện, việc giám sát tiêu thụ điện trở nên cần thiết Đặc biệt, do mức tiêu thụ điện khác nhau trong các khoảng thời gian trong ngày, việc áp dụng một mức giá điện cho tất cả thời điểm là không hợp lý Do đó, điện kế không chỉ cần đo đếm điện năng mà còn phải ghi nhận điện năng tiêu thụ theo từng thời điểm, cũng như các thông số như dòng điện, điện áp, tần số và các sự cố như sụt áp, quá áp, hay mất dòng Vì vậy, điện kế điện tử đã được cải tiến với nhiều tính năng mới, bao gồm khả năng đo đếm theo nhiều biểu giá khác nhau và ghi nhận các sự kiện bất thường trong quá trình cung cấp điện.
Việc ghi chỉ số điện năng bằng thủ công gặp nhiều vấn đề như chi phí cao và dễ xảy ra sai sót Để khắc phục điều này, hệ thống tự động thu thập dữ liệu đo đếm từ xa đã được phát triển, thay thế cho phương pháp đọc chỉ số thủ công Các điện kế điện tử hiện nay được trang bị module thu phát tín hiệu, cho phép truyền dữ liệu qua môi trường có dây hoặc không dây Nhờ vào việc thu thập số liệu hoàn toàn tự động, hệ thống giúp giảm thiểu sai sót do yếu tố con người.
Với sự tiến bộ của công nghệ truyền thông, hệ thống thu thập và đo đếm từ xa đã phát triển thành hệ thống AMI hiện đại, giúp các Công ty Điện lực giám sát tình hình sử dụng điện của khách hàng hiệu quả hơn Hệ thống này tăng cường tính tương tác, cho phép khách hàng theo dõi và điều chỉnh phụ tải điện phù hợp với nguồn cung Điện kế thông minh (Smart meter) đã ra đời với khả năng tương tác hai chiều, cho phép cài đặt cấu hình từ xa, tự động cảnh báo bất thường và điều khiển phụ tải từ xa Nhờ đó, Công ty Điện lực và khách hàng có thể giám sát tình hình sử dụng điện theo thời gian thực, phát hiện và xử lý sự cố nhanh chóng, nâng cao chất lượng cung cấp điện.
Hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa
Với sự phát triển của điện kế thông minh và công nghệ truyền thông, hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa đã ra đời để đáp ứng nhu cầu theo dõi và ghi nhận tình hình sử dụng điện của khách hàng Hệ thống này giúp cải thiện dịch vụ chăm sóc khách hàng thông qua việc cung cấp thông tin chính xác và kịp thời Các bộ phận chính của hệ thống thu thập đo đếm từ xa bao gồm các thiết bị cảm biến, bộ truyền dữ liệu và phần mềm quản lý.
- Bộ tập trung dữ liệu (DCU) thu nhận hoặc phát thông tin từ/tới điện kế và từ/tới hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm (MDMS)
Hệ thống đầu cuối (HES) là hệ thống kết nối với điện kế, có chức năng nhận và phát thông tin Từ đây, các giao thức và kết nối định kỳ với điện kế được thực hiện một cách hiệu quả.
Hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm MDMS là thành phần quan trọng của hệ thống AMI, có chức năng xử lý tất cả thông tin và gửi yêu cầu vận hành tới HES MDMS thường bao gồm nhiều chức năng thiết yếu để đảm bảo hiệu quả quản lý dữ liệu.
+ Cơ sở dữ liệu cho thông tin thu thập
+ Giao diện với các hệ thống khác của các đơn vị
+ Giao diện vận hành (giao diện này có thể tùy chỉnh theo nhu cầu của người dùng)
Hình 3.1 Các công nghệ giao tiếp với điện kế từ xa
Hiện nay, có hai công nghệ chính để đọc điện kế tự động là hệ thống tần số vô tuyến (RF) và hệ thống truyền dẫn trên đường dây tải điện (PLC) Các công nghệ này được sử dụng để thu thập dữ liệu hiệu quả.
3.3.1 Dựa vào truyền dẫn trên đường dây tải điện (PLC)
Công nghệ điện kế điện tử sử dụng giao tiếp PLCC (Power Line Carrier Communication) được lắp đặt tại điểm giao nhận điện năng, cho phép truyền thông qua đường dây điện Đường dây điện không chỉ cung cấp điện năng mà còn kết nối với các thiết bị thu thập đầu cuối, gọi là bộ thu thập dữ liệu tập trung (DCU) Các DCU thường được lắp đặt tại vị trí hạ thế của máy biến áp phân phối hoặc các vị trí khác trên lưới điện hạ thế để thu thập dữ liệu từ điện kế và gửi về hệ thống thu thập Giải pháp này sử dụng tần số truyền trong khoảng từ 5kHz đến 15kHz, thuộc giải tần số trung bình, đảm bảo hiệu quả trong việc truyền dẫn dữ liệu qua đường dây tải điện hạ thế.
Một số nhà cung cấp đã phát triển công nghệ PLC với khả năng lắp đặt DCU ở bất kỳ điểm nào trên lưới trung thế, giúp thu thập dữ liệu từ điện kế và chuyển về hệ thống thu thập Giải pháp này sử dụng tần số truyền thấp từ 200Hz đến 500Hz, không bị ảnh hưởng bởi các vấn đề chất lượng mạng điện như tụ bù và cáp ngầm Nghiên cứu thực địa tại Mỹ cho thấy khoảng cách truyền có thể lên đến 100 km mà không gặp vấn đề trong giao tiếp.
1 Tài liệu tập huấn AMI của tư vấn Rafael Andres Cueto Stefani
(Medium Voltage) PLC Signal Path
Hình 3.2 Công nghệ PLC Ưu điểm:
- Tận dụng được hạ tầng hiện có của Công ty Điện lực, nâng cao tiết kiệm chi phí đối với những thách thức về địa hình và khoảng cách
Khoảng cách truyền tin có thể đạt từ 1 km đến 2 km với giải pháp tần số trung bình, trong khi giải pháp tần số thấp có thể truyền tin xa tới gần 100 km.
- Triển khai lắp đặt đơn giản và nhanh gọn
- Thời gian truyền dữ liệu lâu hơn (độ trễ nhiều hơn), băng thông kém hơn và giao diện hạn chế với các thiết bị khác
Công nghệ RF hai chiều với nhiều nút công suất thấp hoạt động ở tần số cao, yêu cầu bộ truyền và bộ thu dữ liệu phải nằm trong đường truyền thẳng và không được cách nhau quá xa để đảm bảo hiệu suất tối ưu.
Trong công nghệ này, điện kế giao tiếp với nhau tạo thành một đám mây truyền dữ liệu cục bộ và truyền dữ liệu tới bộ thu Ưu điểm:
- Độ trễ chấp nhận được và băng thông rộng, thông thường hoạt động ở tần số 880-
- Không phụ thuộc vào kết cấu và điện áp của lưới điện nên áp dụng được cho cả lưới điện hạ thế và trung thế
- Những thách thức về địa hình và khoảng cách, không hiệu quả đối với địa bàn dân cư có nhiều ngõ ngách và có nhiều che khuất
Việc tối ưu vị trí lắp đặt các bộ thu thập tập trung tốn nhiều thời gian, nhưng cần thiết để đảm bảo thu thập đầy đủ dữ liệu từ toàn bộ điện kế.
Hình 3.3 Công nghệ RF Mesh 3.3.3 Dạng cây (Point to point)
Trong công nghệ point-to-point, điện kế giao tiếp trực tiếp với bộ thu thập dữ liệu
Tài liệu tập huấn AMI của tư vấn Rafael Andres Cueto Stefani mang lại nhiều ưu điểm nổi bật, bao gồm độ trễ thấp hoặc không có, băng thông rộng, khả năng giao tiếp trực tiếp và khả năng bao phủ khoảng cách xa, ngay cả khi sử dụng bộ lặp tín hiệu.
- Những thách thức về địa hình, giới hạn công suất và tần số thu phát theo quy định của mỗi quốc gia
Việc tối ưu vị trí lắp đặt các bộ thu thập tập trung tiêu tốn nhiều thời gian, nhưng điều này rất quan trọng để đảm bảo thu thập đầy đủ số liệu từ toàn bộ điện kế.
Hình 3.4 Công nghệ Point to Point 3.3.4 Giải pháp mạng viễn thông 3G/GPRS
Trong công nghệ thu thập và truyền dữ liệu, modem hoặc thiết bị truyền thông đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối điện kế với hệ thống thu thập số liệu Giải pháp này thường được áp dụng cho các điện kế của khách hàng lớn, sử dụng mạng di động để truyền dữ liệu Ưu điểm của phương pháp này là thời gian truyền dữ liệu nhanh, khả năng truyền tải lớn và khả năng thu thập nhiều thông số, giúp theo dõi và giám sát chất lượng điện hiệu quả.
Khuyết điểm: Chi phí vận hành và bảo trì lớn
Hình 3.5 Công nghệ 3G hoặc GPRS
3.3.5 Giải pháp thu thập số liệu đo đếm từ xa qua mạng IP (WAN hoặc Internet)
Giải pháp kết nối điện kế với mạng WAN/Internet thông qua module Ethernet hoặc chuyển đổi Ethernet/RS485 (RS232) cho phép truyền dữ liệu đo đếm về máy chủ cơ sở dữ liệu tại trung tâm thu thập Phương pháp này thường được áp dụng tại các nhà máy điện và trạm biến áp, nơi có sẵn kết nối WAN/Internet và điện kế được bố trí tập trung Ưu điểm nổi bật của giải pháp này là khả năng truyền dữ liệu với lưu lượng và tốc độ lớn, rất phù hợp cho các nhà máy điện và trạm biến áp 110kV trở lên.
Nhược điểm: Phụ thuộc vào vị trí có đường truyền dữ liệu.
Tình hình triển khai thu thập dữ liệu đo đếm từ xa của EVN
3.4.1 Tình hình lắp đặt điện kế điện tử và hệ thống thu thập dữ liệu từ xa tại các đơn vị trong EVN
3.4.1.1 Tình hình triển khai lắp đặt điện kế điện tử và thu thập từ xa Đến tháng 11/2014, toàn EVN có hơn 21.9 triệu điện kế bán điện cho các khách hàng sử dụng điện Trong đó có khoảng 2,05 triệu điện kế điện tử (chiếm tỉ lệ 9,4%) và 19,7 triệu điện kế cơ khí (chiếm tỉ lệ 90,6%) Số lượng khách hàng triển khai thu thập đo đếm từ xa trong toàn EVN là 2,019,000 khách hàng 01 pha và 63,323 khách hàng 03 pha Đơn vị Điện kế 3 pha
(1 giá và 3 giá) Điện kế 1 pha
PLC 646.500 500.559 RF-HHC và PLC
RF-HHC và RF Mesh
(Nguồn Ban kinh doanh Tổng Công ty Điện lực TP.HCM)
Việc triển khai thu thập dữ liệu đo đếm từ xa trong thời gian qua chủ yếu tập trung vào các đối tượng khách hàng như sau:
Điện kế điện tử 1 pha chủ yếu phục vụ cho khách hàng tiêu dùng dân cư và ánh sáng sinh hoạt tại các khu vực thành phố và thị xã Công nghệ thu thập dữ liệu được áp dụng tại 05 TCTĐL bao gồm điện kế gắn bộ phát sóng RF và thiết bị ghi điện cầm tay (HHC) Ngoài ra, EVNSPC đã triển khai công nghệ PLC (tần số trung bình) để thu thập chỉ số điện năng, trong khi EVNCPC thử nghiệm công nghệ RF-Mesh cho khả năng thu thập tự động hoàn toàn.
Điện kế điện tử 3 pha chủ yếu phục vụ cho các khách hàng sản xuất và kinh doanh có trạm biến áp riêng hoặc tiêu thụ điện từ 5.000 kWh/tháng trở lên Thiết bị này giúp theo dõi và giám sát chất lượng cung cấp điện cũng như kiểm soát việc sử dụng điện Giải pháp tối ưu cho nhóm khách hàng này là lắp đặt modem 3G/GPRS cho từng điện kế để thu thập dữ liệu một cách hiệu quả.
Ba pha sau trạm biến áp công cộng với sản lượng điện tiêu thụ dưới 5.000 kWh/tháng đã được triển khai thu thập dữ liệu từ xa Mục tiêu là hoàn thiện việc thu thập dữ liệu cho các trạm biến áp công cộng có khách hàng một pha Đơn vị đã thực hiện việc triển khai số lượng điện kế cần thiết.
3.4.1.2 Các giải pháp thu thập đã triển khai trong thời gian qua
Các TCTĐL đã triển khai các giải pháp công nghệ thu thập dữ liệu từ xa trong thời gian gần đây, đặc biệt đối với khách hàng sử dụng điện kế điện tử 1 pha và 3 pha lắp đặt sau trạm biến áp công cộng.
Giải pháp công nghệ thu thập dữ liệu qua sóng vô tuyến bằng thiết bị cầm tay (RF-HHU) đã được áp dụng tại HCMPC cho hơn 310.000 điện kế 1 pha và 3 pha.
EVNCPC đã triển khai cho gần 888.000 điện kế 1 pha và 3 pha tại 13 CTĐL, trong khi EVNNPC áp dụng cho 41.000 điện kế 1 pha 1 giá và 5.000 điện kế 3 pha 1 giá tại 05 CTĐL Tại Hà Nội, EVNHANOI đã áp dụng cho gần 9.000 điện kế 1 pha tại các CTĐL quận trung tâm Bên cạnh đó, EVNSPC cũng đã bắt đầu triển khai cho 10.000 điện kế 1 pha tại 04 CTĐL ở Long An, Tây Ninh, Bến Tre và Đồng Tháp.
Giải pháp công nghệ RF-Mesh đã được EVNCPC thử nghiệm thành công với hệ thống RF-SPIDER vào năm 2014, mang lại hiệu quả cao trong việc cải thiện mạng lưới điện.
EVNCPC đã tự nghiên cứu và phát triển giải pháp cung cấp 500 điện kế cho khách hàng tại Điện lực Bắc Sông Hương (CTĐL Thừa Thiên Huế) và 4.200 điện kế cho khách hàng tại Điện lực Lý Sơn (CTĐL Quảng Ngãi), sử dụng tần số 408,925MHz.
Hệ thống giám sát điện năng cho phép theo dõi tình hình sử dụng điện của khách hàng, tính toán tổn thất tại các trạm và cân bằng tải giữa các pha EVNNPC và EVNHANOI đã thử nghiệm giải pháp này với quy mô vài trăm điện kế 1 pha để tự động thu thập và truyền dữ liệu đo đếm về trung tâm.
Giải pháp công nghệ PLC đã được áp dụng rộng rãi bởi EVNSPC cho hơn 500.000 điện kế 1 pha và 8.000 điện kế điện tử 3 pha tại 21 CTĐL, trong khi EVNHANOI triển khai cho 114 điện kế trong tòa nhà EVN và EVNNPC áp dụng cho 120 điện kế tại CTĐL Điện Biên Công nghệ này do VINASINO phát triển, với mỗi trạm công cộng được trang bị một DCU để thu thập dữ liệu từ các điện kế, giúp tối ưu hóa quá trình quản lý và giám sát tiêu thụ điện.
Công ty Điện lực thực hiện tính toán tổn thất tại các trạm và toàn hệ thống, đồng thời ghi nhận sản lượng tiêu thụ của từng khách hàng theo ngày và tháng Việc này cũng bao gồm tính toán sản lượng theo từng pha nhằm cân đối pha, từ đó giúp ngăn ngừa tình trạng quá tải cục bộ.
Hình 3.6 Nguyên lý hoạt động của công tơ VINASINO (nguồn www.vinasino.vn)
Hình 3.7 Mô hình công nghệ PLC của VINASINO (nguồn www.vinasino.vn)
Giải pháp sử dụng công nghệ truyền dữ liệu qua cáp RS485 đã được EVNNPC triển khai cho khoảng 40,000 khách hàng tại các Công ty Điện lực Phú Thọ, Nam Định, Yên Bái Đồng thời, EVNHANOI cũng áp dụng công nghệ này cho 10,000 khách hàng tại các Công ty Điện lực của mình.
Hệ thống cáp truyền dữ liệu tại Hà Đông và Sơn Tây hiện nay không được duy trì do thường xuyên gặp sự cố do sét lan truyền, dẫn đến việc giải pháp này bị hạn chế sử dụng.
Khách hàng lớn sử dụng công điện tử 3 pha 3 giá với trạm biến áp riêng hoặc có sản lượng điện tiêu thụ từ 5,000 kWh/tháng trở lên sẽ được hưởng những ưu đãi đặc biệt.
Kinh nghiệm triển khai thu thập từ xa trên thế giới
Trong thập niên qua, ngành điện đã gặp thách thức trong việc áp dụng AMI, với các khu vực như Châu Á, Australia, Châu Âu và Bắc Mỹ triển khai dự án quy mô lớn và thử nghiệm để khám phá lợi ích tiềm năng cho các công ty phân phối điện và khách hàng Các dự án này cung cấp thông tin quan trọng về thị trường điện kế đo đếm thông minh, xác định mục tiêu, chiến lược và công nghệ hiện tại, đồng thời nhận diện các đối tác kinh doanh chủ chốt và chia sẻ kinh nghiệm học hỏi.
Cộng đồng chung Châu Âu đã ban hành Thông tư 2006/32/EC và 2009/72/EC, quy định nguyên tắc chung cho thị trường điện lực và yêu cầu các nước thành viên triển khai hệ thống đo đếm thông minh cho 80% khách hàng trước năm 2020 và 100% trước năm 2022 Một số quốc gia đã lắp đặt điện kế thông minh trước khi các hướng dẫn này được ban hành, giúp Châu Âu dẫn đầu thế giới trong việc áp dụng công nghệ đo đếm thông minh.
Việc áp dụng hệ thống đo đếm thông minh đánh dấu một bước tiến quan trọng trong ngành năng lượng ở Châu Âu, với các quốc gia như Đan Mạch, Phần Lan, Pháp, Italia, Malta, Thụy Điển, Tây Ban Nha, Hà Lan và Anh thực hiện các chương trình riêng biệt theo chính sách và quy định của từng nước Trong số đó, Italia và Thụy Điển nổi bật với vai trò dẫn đầu trong việc triển khai hệ thống đo đếm thông minh, trong khi Thụy Điển là quốc gia đầu tiên tại Châu Âu đạt 100% lắp đặt điện kế thông minh, và Italia cũng ghi nhận sự phát triển đáng kể trong lĩnh vực này.
Tại Mỹ, các bang có mức độ triển khai điện kế thông minh khác nhau, tương tự như ở Châu Âu, với hơn 3600 công ty phân phối và 3 cơ quan điều tiết năng lượng Năm 2009, chính phủ liên bang đã đầu tư gần 4.3 tỷ USD cho lưới điện thông minh, trong đó một phần được sử dụng để triển khai điện kế thông minh Chính phủ cũng ủy quyền cho Viện Tiêu chuẩn và Công nghệ quốc gia (NIST) xây dựng các giao thức và chuẩn công nghệ, nhằm tạo ra một thị trường quốc tế lớn và thúc đẩy tiến bộ trong triển khai Trước khi được sử dụng, điện kế thông minh phải đáp ứng các tiêu chuẩn quốc gia và tương thích với quy định của lưới điện địa phương và bang để đảm bảo an toàn và hiệu quả.
Tính đến năm 2011, chương trình lắp đặt điện kế thông minh tại Mỹ đạt trung bình 14% trên toàn quốc, với 5 bang dẫn đầu về tỷ lệ lắp đặt gồm: Florida với 3 triệu điện kế do NextEra Energy triển khai; Texas với hơn 2.2 triệu điện kế từ CenterPoint Energy; Pennsylvania với hơn 1.4 triệu điện kế do PPL lắp đặt; và Oregon, nơi Portland General Electric hoàn tất lắp đặt 816,000 điện kế vào năm 2010 California cũng đã bắt đầu triển khai điện kế thông minh, với ba công ty phân phối lớn phát triển chiến lược riêng nhằm cung cấp hệ thống này cho tất cả khách hàng sinh hoạt, với mục tiêu tăng cường độ tin cậy của lưới điện bằng cách giảm phụ tải đỉnh Viện Năng lượng Điện (IEE) kỳ vọng rằng trước năm 2015, hơn 65 triệu điện kế thông minh sẽ được lắp đặt trên toàn nước Mỹ.
4 IEA (International Energy Agency) (2011), Technology Roadmap: Smart Grids, OECD/IEA, Paris.
Tại Châu Á, quá trình điện khí hóa, sự mất cân bằng cung - cầu và việc cho phép thanh toán trước là những động lực chính Các quốc gia đang phát triển trong khu vực cần hợp tác và điều chỉnh chiến lược để đạt được các mục tiêu quốc gia Mỗi quốc gia đang xây dựng chiến lược đo đếm thông minh riêng, với Trung Quốc dẫn đầu về số lượng điện kế thông minh và khả năng đầu tư.
Các quốc gia Mỹ Latinh như Brazil và Chile đã khởi động các dự án thử nghiệm về đo đếm thông minh Brazil đang dẫn đầu trong việc thiết lập các quy định và tiêu chuẩn cho công nghệ này trong khu vực Trong khi đó, các nước như Argentina, Colombia, Ecuador và Peru lại có tình hình triển khai rất khác biệt, với mức độ áp dụng công nghệ còn thấp.
Hình 3.9 Các dự án AMI trên thế giới
3.5.2 Các dự án thí điểm
Nhiều quốc gia trên thế giới đang triển khai các dự án đo đếm thông minh thí điểm nhằm đánh giá hiệu quả và chi phí của việc áp dụng công nghệ này Mục tiêu là kiểm tra độ tin cậy của các điện kế thông minh, xác nhận công nghệ truyền thông và tích hợp các hệ thống mới với hệ thống cũ.
Quy mô các thí điểm điện kế rất đa dạng, từ 100 đến vài chục nghìn thiết bị, thường được triển khai tại những khu vực dễ tiếp cận và điều khiển bởi các công ty điện lực phân phối Giải pháp này giúp phát hiện lỗi và các tình huống bất ngờ, đồng thời cung cấp các giải pháp thay thế nhằm đạt được mục tiêu vận hành và truyền thông thành công 100% cho các điện kế Một số dự án nổi bật trong lĩnh vực này đã thu hút sự chú ý đáng kể.
Công ty ERDF của Pháp đang triển khai dự án thí điểm Linky, trong đó đã lắp đặt 300,000 công tơ điện trong vòng 24 tháng tại hai miền Dự án này cho phép xây dựng tiêu chuẩn truyền thông G3, một chuẩn mở của công nghệ PLC Các nhà sản xuất điện kế tham gia vào dự án bao gồm Landis&Gyr, Itron và Sagemcom.
Tại Tây Ban Nha, Iberdrola đang triển khai dự án thí điểm với 100,000 điện kế tại Castellon (Valencia), trong khi Gas Natural-Union Fenosa thực hiện một số dự án thí điểm để kiểm tra độ tin cậy của các giải pháp khác nhau Dự án của Iberdrola được hỗ trợ bởi 7 nhà cung cấp điện kế hàng đầu trong lĩnh vực đo đếm tiên tiến, bao gồm ZIV, Landis+Gyr, Sagemcom, Sogecam, Orbis, Elster và General Electric Các điện kế này được tích hợp và vận hành thông qua giao thức truyền thông PRIME, một chuẩn truyền thông mở của PLC.
3.5.2.1 Kinh nghiệm tại các quốc gia phát triển
Tại các quốc gia phát triển, dự án đo đếm thông minh đang được triển khai nhằm phát triển lưới điện thông minh, với mục tiêu giảm chi phí vận hành, nâng cao độ tin cậy và chất lượng điện năng, cải thiện hệ số phụ tải, tiết kiệm năng lượng và quản lý nhu cầu phụ tải Ý là một trong những quốc gia tiêu biểu về ứng dụng AMI, và bài viết sẽ phân tích những thành công của họ trong lĩnh vực này.
Công ty Enel của Ý, hoạt động tại 40 quốc gia, là một trong những công ty năng lượng đa quốc gia hàng đầu Năm 1999, Enel đã quyết định giới thiệu điện kế thông minh sau khi được tư nhân hóa và niêm yết trên thị trường chứng khoán Đến năm 2001, Enel Distribuzione đã khởi xướng một dự án cách mạng nhằm phát triển hệ thống AMR, thay thế điện kế cơ cũ bằng điện kế thông minh Dự án này không chỉ cải thiện quản lý vận hành mà còn giảm thiểu tổn thất hệ thống, dẫn đến quyết định bắt buộc lắp đặt điện kế thông minh cho tất cả khách hàng trước năm 2011 từ cơ quan điều tiết Ý, AEEG Đến cuối năm 2006, Enel Distribuzione đã hoàn tất việc thay thế điện kế và tối ưu hóa hệ thống AMM.
Hệ thống đo đếm thông minh của Enel tuân theo cấu trúc tối ưu hóa, tự động và hiệu quả, nhằm xây dựng một hệ thống AMI hoàn thiện cho khách hàng sử dụng điện áp hạ áp tại Ý Bắt đầu từ năm 2002, Enel triển khai kế hoạch lắp đặt 33 triệu điện kế thông minh và kết nối chúng với hệ thống AMM, chia khu vực phân phối thành 27 khu vực với sự tham gia của 500 nhà thầu và hơn 3,500 đơn vị lắp đặt bên thứ ba cùng 120 kỹ thuật viên ICT Sau 5 năm, toàn bộ điện kế đã được lắp đặt và đưa vào hoạt động, đánh dấu một thành công lớn trong việc triển khai và quản lý dự án Telegestore đã được tích hợp hoàn toàn vào hệ thống thương mại của Enel Distribuzione, và công nghệ của Enel hiện là lựa chọn hàng đầu thế giới với hơn 40 triệu điện kế thông minh được lắp đặt tính đến giữa năm 2012.
5 Marini L and Borghese F., ENEL, Presentation on “Smart Metering as the backbone of the Smart Grid”, 20 September 2011, ADB, Manila
Distribuzione là đối tác hàng đầu cho các dự án đo đếm thông minh, phục vụ hiệu quả cho cả các quốc gia phát triển và đang phát triển.
3.5.2.2 Kinh nghiệm của các quốc gia mới nổi
TÌM HIỂU VỀ HIỆN TRẠNG, CHỦNG LOẠI ĐIỆN KẾ VÀ CÁC CHƯƠNG TRÌNH QUẢN LÝ ĐIỆN KẾ HIỆN NAY CỦA HCMPC
Hiện trạng về chủng loại điện kế đang vận hành trên lưới
Trên lưới điện HCMPC hiện nay, có nhiều nhóm điện kế được phân loại theo các cấp điện áp thành năm lớp A, B, C, D, E Mỗi lớp điện kế này bao gồm hai dạng đo ghi: cổ điển và tự động.
Hình 4.1 Sơ đồ các lớp điện kế
4.1.1 Lớp A, điện kế trạm 220 và 110 kV
Tính đến tháng 5/2015, có 50 trạm 220kV-110kV được trang bị hệ thống đo đếm điện năng với 1,123 điện kế điện tử, phục vụ cho việc quản lý vận hành và tính toán điện năng giữa Tổng Công ty và Tập đoàn, cũng như giữa Công ty Lưới điện Cao thế và các Công ty Điện lực.
Đã thu thập dữ liệu từ xa cho 918 điện kế tại 46 trạm, trong đó 599 điện kế tại 34 trạm sử dụng hệ thống điện kế điện tử kết hợp với modem IP và cáp kết nối nội bộ để truyền dữ liệu qua mạng cáp quang của Tổng Công ty Đối với 319 điện kế tại 12 trạm chưa có cáp quang, công nghệ GPRS/3G do ICDREC và Viettel cung cấp được áp dụng.
- Quản lý dữ liệu: Hệ thống đo đếm đã đáp ứng khả năng đo đếm đa chức năng (P,
Q, U, I, f, cosφ …) và nhiều biểu giá Hiện nay dữ liệu thu thập đang được quản lý bởi chương trình do Công ty CNTT tự phát triển Sau khi Tổng Công ty trang bị phần mềm MDMS, thì tất cả dữ liệu này sẽ được đồng bộ về để quản lý tập trung
4.1.2 Lớp B, điện kế đo đếm ranh giới giữa các Công ty Điện lực
Tổng Công ty hiện có 144 điểm đo đếm tại ranh giới giữa các Công ty Điện lực, được đặt tại các vị trí giao nhận điện, thường nằm ở ranh giới hành chính giữa hai đơn vị.
- Toàn bộ các điểm đo đếm ranh giới này đã được lắp đặt hệ thống đo xa, việc thu thập dữ liệu bằng công nghệ GPRS của CPCIT
- Quản lý dữ liệu: Hệ thống đo đếm đã đáp ứng khả năng đo đếm đa chức năng (P,
Q, U, I, f, cosφ …) và nhiều biểu giá Sau khi Tổng Công ty trang bị phần mềm MDMS sẽ lưu trữ, quản lý và bảo trì dữ liệu đo đếm, đồng thời có khả năng tích hợp với các hệ thống thông tin khác như CMIS, GIS, OMS phục vụ sản xuất kinh doanh
4.1.3 Lớp C, điện kế tổng trạm công cộng
- Tổng Công ty quản lý 12,500 trạm biến áp tương ứng với 12,500 điện kế, chủ yếu là điện kế cơ và chưa lắp đặt hệ thống đo xa
- Đối với hai trạm đang được lắp thử nghiệm hiện đang sử dụng công nghệ 3G để truyền dữ liệu
Điện kế tổng trạm công cộng được lắp đặt phân tán theo vị trí địa lý, vì vậy cần tiếp tục sử dụng công nghệ GPRS/3G để truyền dữ liệu trong quá trình triển khai chính thức.
Quản lý dữ liệu hiệu quả với phần mềm MDMS cho phép lưu trữ, quản lý và bảo trì dữ liệu đo đếm, đồng thời tích hợp dễ dàng với các hệ thống thông tin khác như CMIS, GIS và OMS.
4.1.4 Lớp D, điện kế trạm khách hàng
Tổng Công ty vận hành 11,998 trạm biến áp chuyên dụng, cung cấp điện cho khách hàng lớn thông qua 11,998 điện kế Trong số này, khoảng 10,000 điện kế là điện tử nhiều giá có tính năng đo xa, trong khi phần còn lại là điện kế cơ truyền thống phục vụ cho các cơ quan hành chính sự nghiệp.
Tổng Công ty đã triển khai lắp đặt hệ thống đo xa cho 7,500 khách hàng có mức tiêu thụ điện năng lớn, sử dụng công nghệ 3G/GPRS để truyền tải dữ liệu từ điện kế.
Các điện kế tại trạm khách hàng được lắp đặt phân tán theo vị trí địa lý, vì vậy việc duy trì công nghệ GPRS/3G để truyền dữ liệu là cần thiết Dữ liệu sẽ được đồng bộ hóa về quản lý tập trung thông qua phần mềm MDMS.
4.1.5 Lớp E, điện kế khách hàng sau trạm công cộng
Tính đến tháng 5/2015, HCMPC đã phục vụ 2,048,573 khách hàng mua điện thông qua 2,048,573 điện kế, trong đó có 1,684,548 điện kế cơ, bao gồm 1,602,672 điện kế 1 pha và 81,876 điện kế 3 pha, cùng với 364,025 điện kế điện tử, gồm 310,448 điện kế 1 pha và 53,577 điện kế 3 pha.
Các loại điện kế cơ được sản xuất từ năm 1994 đến 2015, trong đó 29% là điện kế sản xuất trước năm 2005 Đến năm 2016, những điện kế này đã hoạt động trên lưới điện hơn 10 năm, do đó sẽ không được kiểm định để tái sử dụng trong năm 2016.
Bảng 4.1 Thống kê điện kế theo niên hạn sử dụng
NĂM SẢN XUẤT ĐIỆN KẾ CƠ ĐIỆN KẾ ĐIỆN
(Nguồn Ban kinh doanh Tổng Cty Điện lực TP.HCM)
Hiện nay, hầu hết hệ thống điện kế chủ yếu là điện kế cơ, không hỗ trợ thu thập dữ liệu tự động từ xa Trong số đó, có 310,448 điện kế sử dụng công nghệ sóng RF để đọc chỉ số thông qua HHC, chiếm 14.93% tổng số điện kế, trong khi phần còn lại là điện kế cơ truyền thống.
Công ty Điện lực Bình Chánh đang thử nghiệm chương trình đo xa cho toàn bộ khách hàng tại hai trạm công cộng, với tổng cộng 592 điện kế sử dụng công nghệ đo xa PLC từ nhà cung cấp Vinasino Kết quả ban đầu của việc triển khai này đã được đánh giá tích cực.
Chỉ số điện kế khách hàng sau trạm công cộng được truy xuất tự động hàng ngày về máy chủ;
Điện kế trạm công cộng được truy xuất tự động 60 phút/lần về máy chủ;
Hoặc có thể truy xuất chỉ số điện kế tức thời;
Đối soát chỉ số giữa ở hai dạng đọc thủ công và truy xuất dữ liệu từ xa là trùng khớp
Hệ thống quản lý dữ liệu đo ghi tại các trạm biến áp
4.2.1 Tổng quan hệ thống quản lý dự liệu đo
HCMPC đang triển khai hai chương trình đo ghi từ xa, bao gồm một chương trình theo dõi dữ liệu tại các trạm phân phối khách hàng và điểm đo ranh giới, sử dụng điện kế điện tử với chu kỳ lấy dữ liệu 30 phút/lần Chương trình thứ hai là quản lý vận hành lưới điện cao thế với module đo ghi xa cho các phát tuyến tại trạm trung gian 220kV và 110kV thông qua đồng hồ Multimeter Các chương trình này có những module chính phục vụ cho việc quản lý và giám sát hiệu quả lưới điện.
Module MDMSComms thực hiện kết nối để thu thập dữ liệu trực tiếp từ công tơ đo đếm tại các trạm, sử dụng đường truyền cáp quang qua mạng nội bộ của HCMPC.
Module MDMSAnalyze: Module thực hiện chức năng phân tích số liệu mà module MDMSComms thu thập được
MDMS: Module quản lý và khai thác số liệu đo đếm, có các chức năng chính:
- Xem các thông số vận hành như công suất, phản kháng, dòng, áp, cosφ theo thời gian thực Thông tin chỉ số chốt tháng
- Khai báo điểm đo và lập yêu cầu để lấy số liệu của điểm đo
- Kết nối với hệ thống CMIS2 để đưa chỉ số vào hệ thống tính hóa đơn
Chương trình cung cấp chức năng cảnh báo dựa trên các sự kiện từ công tơ, thông số vận hành, và gửi thông báo qua Email, SMS cho người có trách nhiệm Khách hàng có thể truy cập giao diện web để xem thông số vận hành, biểu đồ phụ tải theo thời gian 30 phút, chỉ số chốt tháng, cùng các báo cáo dựa trên thông tin sản lượng và công suất.
4.2.2 Chương trình đo ghi xa tại trạm phân phối khách hàng
Hình 4.2 Giao diện của chương trình
Hình 4.3 Giao diện hiển thị số liệu 1
Sau khi chọn điểm đo từ danh sách trong cửa sổ chính của chương trình, bạn có thể xem số liệu công suất theo thời gian, bao gồm công suất, sản lượng, đồ thị công suất, dòng điện, áp suất và hệ số công suất cosφ Cửa sổ hiển thị sẽ xuất hiện để cung cấp thông tin chi tiết về các thông số này.
Hình 4.4 Giao diện hiển thị số liệu 2
Hình 4.5 Giao diện hiển thị Biểu đồ sản lượng theo thời gian, 4.2.3 Chương trình quản lý vận hành lưới điện cao thế
Hình 4.6 Giao diện màn hình chính của chương trình
- Công suất, Dòng, Áp, Cosφ , sản lượng theo thời gian: Sau khi chọn điểm đo , đơn vị cần đo cửa sổ chính của chương trình sẽ xuất hiện:
Hình 4.7 Giao diện hiển thị số liệu 2
Tất cả số liệu sẽ được hiển thị trên trang web, giúp người dùng dễ dàng theo dõi thông tin trong suốt 24 giờ mỗi ngày Những số liệu này được sử dụng để thực hiện các báo cáo công suất hàng ngày một cách hiệu quả.
Nhận xét đánh giá hạ tầng đo đếm từ xa của HCMPC
4.3.1 Về công nghệ truyền dẫn : a Qua mạng truyền dẫn IP (WAN hoặc Internet)
Các số liệu từ điện kế được truyền về máy chủ qua mạng WAN/Internet, phù hợp cho các trạm biến áp 220/110kV nhờ vào kết nối sẵn có HCMPC hiện đang triển khai dự án lắp đặt Switch và kéo cáp quang đến tất cả các trạm, nhằm thiết lập kênh truyền riêng cho việc thu thập số liệu và vận hành lưới điện.
- Ưu điểm: Mạng truyền dữ liệu với lưu lượng và tốc độ lớn, phù hợp với TBA
Nhược điểm của việc triển khai cáp quang là chi phí cao và thời gian kéo dây tới các trạm rất tốn kém, gấp nhiều lần so với các công nghệ khác Một giải pháp thay thế có thể là sử dụng mạng thông tin di động như GPRS hoặc 3G.
Giải pháp này cho phép truy cập trực tiếp vào điện kế để thu thập số liệu đo đếm mà không cần thông qua bộ thu thập tập trung (DCU), rất phù hợp cho các khách hàng tiêu thụ điện lớn hoặc trạm biến áp công cộng.
Triển khai hệ thống nhanh chóng và hiệu quả, với lưu lượng và tốc độ truyền tin vượt trội hơn so với công nghệ PLC và RF Mesh Giải pháp này lý tưởng cho các điểm đo phân tán không thể lắp đặt đường truyền hữu tuyến.
- Nhược điểm: tốc độ và độ ổn định của đường truyền không cao như công nghệ truyền dẫn IP c Qua mạng PLC và RF Mesh
- Giải pháp này cho phép truy cập trực tiếp đến các điện kế thông qua các thiết bị thu phát sóng vô tuyến ở dãi tần từ 450Mhz – 2.4 Ghz
Công nghệ này mang lại nhiều ưu điểm như triển khai nhanh chóng, tốc độ truyền tin và lưu lượng cao hơn, đồng thời ổn định hơn so với GPRS/3G, PLC và RF Mesh Nó rất phù hợp cho các điểm đo phân tán mà không thể lắp đặt đường truyền hữu tuyến.
Thiết bị chuyên dụng có nhược điểm là không phổ biến trên thị trường và phụ thuộc vào nhà cung cấp Nếu tần số sử dụng không nằm trong dải tần miễn phí, thiết bị cần được đăng ký với Cục vô tuyến tần số để được quản lý.
4.3.2 Về quản lý cơ sở dữ liệu điện kế a Trang bị hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm (MDMS)
Hiện nay, HCMPC đang đầu tư vào hệ thống MDMS, trung tâm điều khiển và quản lý dữ liệu toàn bộ hệ thống MDMS đóng vai trò quan trọng trong giải pháp đo đếm từ xa của HCMPC, đồng thời là công cụ quản lý và cung cấp dữ liệu cho các chương trình DR, quản lý khách hàng và thị trường điện trong tương lai.
Hệ thống MDMS cần có khả năng mở rộng để quản lý hiệu quả số lượng lớn các điểm đo và khối lượng dữ liệu lớn theo thời gian thực Đồng thời, MDMS cũng phải được thiết kế với cấu trúc mở, cho phép dễ dàng tích hợp các ứng dụng mới trong tương lai.
Quản lý tài sản và thiết bị
Quản lý thiết bị HES
Lưu trữ dữ liệu đo đếm
Xử lý theo các chuỗi thời gian
Ngắt kết nối và tái kết nối
Xử lý sự kiện và cảnh báo
Trao đổi dữ liệu với HES
Hình 4.8 Mô hình liên kết các hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm tập trung b Về quản lý điều hành
Việc triển khai hệ thống thu thập dữ liệu từ xa đã mang lại hiệu quả thiết thực trong quản lý và điều hành của Tổng Công ty, nâng cao hiệu suất công việc và tối ưu hóa quy trình ra quyết định.
Giám sát các thông số kỹ thuật của từng tuyến dây cao và trung thế như điện áp (U), dòng điện (I), công suất (P), công suất phản kháng (Q), tần số (f), hệ số công suất (Cos φ) và các sự kiện bất thường là rất quan trọng, giúp nâng cao hiệu quả trong quản lý và vận hành lưới điện cao thế.
Việc tính toán và quản lý điện giao nhận giữa các Công ty Điện lực và Công ty Lưới điện Cao thế trở nên dễ dàng và nhanh chóng, đặc biệt hỗ trợ hiệu quả cho việc điều hành hệ thống điện trong mùa khô.
Biểu đồ phụ tải điện của khách hàng được cập nhật liên tục 30 phút/lần trên trang web của Trung tâm Chăm sóc khách hàng từ ngày 01/5/2014, giúp khách hàng theo dõi và điều chỉnh phương thức sử dụng điện một cách tiết kiệm và hiệu quả Nhờ đó, khách hàng sẽ hài lòng hơn khi nhận được thông tin tiêu thụ điện liên tục.
Giám sát hiệu quả quá trình cung cấp điện cho khách hàng giúp phát hiện nhanh chóng các bất thường trong hệ thống đo đếm của lưới điện Việc này không chỉ kịp thời xử lý sự cố mà còn nâng cao chất lượng dịch vụ chăm sóc khách hàng.
- Quản lý biểu đồ phụ tải chung của toàn Tổng Cụng ty đến từng ẵ giờ
- Quản lý, giám sát được các chỉ số độ tin cậy lưới điện
- Bước đầu giám sát được tổn thất điện năng, vi phạm sử dụng điện… c Về định hướng công nghệ
Thay thế điện kế cơ bằng điện kế điện tử đo xa theo công nghệ AMR, đồng thời tiến tới chuyển đổi sang công nghệ AMI khi có đủ điều kiện.
Công nghệ thu thập dữ liệu đo đếm từ xa:
- Điện kế ranh giới lớp A và B: Sử dụng công nghệ đo xa qua momdem quang, thông qua mạng cáp quang WAN của TCT để kết nối về trung tâm
- Điện kế trạm công cộng lớp C, trạm khách hàng lớp D: Sử dụng công nghệ truyền thông qua mạng viễn thông dùng modem GPRS/3G kết nối với trung tâm
Điện kế khách hàng sau trạm công cộng lớp E sử dụng hai công nghệ RF-MESH và PLC để thu thập dữ liệu Việc lựa chọn các công nghệ có chi phí vận hành thấp nhưng băng thông truyền dữ liệu cao là rất quan trọng nhằm nâng cao hiệu quả đầu tư.
Hình 4.9 Mô tả hệ thống đo xa trạm công cộng sử dụng công nghệ PLC
Hình 4.10 Mô tả hệ thống đo xa trạm công cộng sử dụng công nghệ RF-Mesh
Về Giao thức giao tiếp với điện kế điện tử: