ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
---------------------

NGUYỄN HUY THÔNG

TÍNH QUAN SÁT ĐƯC TRONG BÀI TOÁN
ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI LƯỚI PHÂN PHỐI

CHUYÊN NGÀNH: MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN
MÃ SỐ NGÀNH: 2.06.07

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, THÁNG 06 NĂM 2005


CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS. PHAN THỊ THANH BÌNH.

Cán bộ chấm nhận xét 1: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Cán bộ chấm nhận xét 2: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN THẠC SĨ
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA, Ngày……..tháng……..năm 2005

Có thể tham khảo luận văn tại:
THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH


TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

PHÒNG ĐÀO TẠO SĐH

ĐỘC LẬP – TỰ DO – HẠNH PHÚC

---------------------------

--------------------------Tp.HCM, ngày . . . . . . . tháng . . . . . . . năm 2005.

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên học viên: NGUYỄN HUY THÔNG

Phái: Nam

Ngày sinh: 14 – 05 – 1965

Nơi sinh : TIỀN GIANG

Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN

MSHV: KTĐI13.012


I. TÊN ĐỀ TÀI: TÍNH QUAN SÁT ĐƯC TRONG BÀI TOÁN ĐÁNH GIÁ
TRẠNG THÁI LƯỚI PHÂN PHỐI.
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
- Giới thiệu tổng quan về bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối.
- Phân tích các phương pháp giải bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối, phân
tích tính quan sát được và xử lý số liệu đo lường xấu.
- Giới thiệu thuật toán phù hợp.
- Thực hiện viết chương trình và áp dụng vào các ví dụ.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
V.

HỌ VÀ TÊN CB HƯỚNG DẪN: TS. PHAN THỊ THANH BÌNH
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

CHỦ NHIỆM NGÀNH

BỘ MÔN QUẢN LÝ
CHUYÊN NGÀNH

Nội dung và đề cương luận văn thạc só đã được Hội đồng Chuyên Ngành thông qua.
Ngày
PHÒNG ĐÀO TẠO SĐH

tháng

năm 2005

KHOA QUẢN LÝ NGÀNH



Lời cảm ơn
Xin chân thành cảm ơn Quý Thầy Cô trường Đại Học Bách Khoa Thành Phố
Hồ Chí Minh, đặc biệt là CôPhan Thị Thanh Bình, người đã hướng dẫn tôi
thực hiện luận án cao học này.
Cám ơn tất cả bạn bè thân thuộc, các bạn đồng nghiệp luôn bên cạnh và đã
động viên giúp đỡ rất nhiều.
Đặc biệt cảm ơn vợ tôi, Phương Viên, người đã gánh vác mọi việc trong gia
đình, chăm sóc Bé Tí để tôi có thể hoàn thành Luận văn này.

TP. Hồ Chí Minh, ngày 29/06/2005

Nguyễn Huy Thông


TĨM TẮT
Mục tiêu của hệ thống tự động hố lưới phân phối hướng đến việc quản lý và
điều khiển lưới phân phối hiệu quả hơn. Điều kiện tiên quyết để thực hiện thành công
hệ thống tự động lưới phân phối là giải quyết hiệu quả bài tốn phân tích tính quan sát
được, phát hiện dữ liệu xấu và đánh giá trạng thái lưới phân phối.
Trong Luận án sẽ giới thiệu giải thuật hiệu quả để đánh giá trạng thái áp dụng
cho lưới phân phối ba pha hình tia. Phương pháp cũng được mở rộng cho tính quan sát
được, q trình xử lý dữ liệu xấu và sẽ được nghiên cứu chi tiết trong Luận án. Kỹ
thuật “forward, backward” sẽ được áp dụng để đánh giá, ước tính cơng suất trên
nhánh, điện áp nút, phụ tải tại mỗi nút dựa trên các số liệu đo lường. Nếu khơng có đầy
đủ số liệu đo lường phù hợp bài toán đánh giá trạng thái sẽ không thể thực hiện được.
Phương pháp đề nghị trong Luận án được áp dụng để phân tích các ví dụ lưới
phân phối. Chương trình được viết bằng phần mềm Matlab 6.0.

ABSTRACT

A distribution automation system (DAS) aims for better management and control
of the distribution networks. A efficient network observability, bad data detection and
state estimation solution technique is a prerequisite for the success of DAS.
This thesis presents an efficient and robust three phase state estimation (SE)
algorithm for application to radial distribution networks. The extension of the method
to the network observability analysis and bad data processing is discussed in details in
thesis. Forward propagation and backward propagation technique will be applied to
estimate the line flows, node voltages ang loads at each node, based on the measured
quantities. The SE cannot be excuted without adequate number of measurements.
The proposed method in this theis has been tested to analyze several examples of
the distribution networks. The program is written using Matlab 6.0.


TÓM TẮT LÝ LỊCH TRÍCH NGANG
Họ và tên:
Ngày, tháng, năm sinh:
Nơi sinh:
Địa chỉ liên lạc:
Điện thoại cơ quan:
Nhà:

Nguyễn Huy Thông.
14/5/1965.
Tiền Giang.
242/47/47 Nguyễn Thiện Thuật P.3, Q.3, TP.HCM.
9 307 945.
8 399 831 – 0908 227 565.

QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO:
Tháng 7/1996: Tốt nghiệp Đại Học Kỹ Thuật – ĐHQG TPHCM.

Năm 2002 – 2004: Học viên cao học khóa 13 Kỹ Thuật Điện – ĐH Bách
Khoa TP.HCM
QUÁ TRÌNH CÔNG TÁC:
Năm 1996 – 1999: công tác tại Xí Nghiệp Thiết Kế Điện – Công ty Điện Lực
TP.HCM.
Năm 1999 – 2005: công tác tại Công ty Tư Vấn Xây Dựng Điện 3 –Tổng
Công ty Điện Lực Việt Nam.


Trang 9

Bảng danh mục từ viết tắt trong Luận văn
A – ampere (đơn vị đo dòng điện)
DMS – Distribution Management System
DS – Disconnected Switch
EMS – Energy Management System
kV – kilovolt (đơn vị đo điện áp- 1kV = 103 V )
KVL – Kirchoff Voltage Law
LAV – Least Absolute Value
LBS – Load Breaker Switch
LMS – Least Median of Squares
LTD – Line Tension Disconnector
MatLab – Matrix Laboratory: tên một phần mềm
pu. – per unit (hệ đơn vị tương đối)
RTU – Remote Telemetry Unit
SCADA – System Control and Data Acquisition
VAr – đơn vị đo công suất phản kháng.
W – watt (đơn vị đo công suất tác dụng)
WLAV – Weighted Least Absolute Value
WLS – Weighted Least Squares


Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 6

Mục lục
Mục lục ............................................................................................................. 6
Bảng danh mục từ viết tắt trong Luận văn .................................................. 9
Chương 1 - Đặt vấn đề .................................................................................. 10
1.1 Tổng quan về sự phát triển của ngành điện Việt Nam......................................... 10
1.2 Giới thiệu về EMS/DMS.......................................................................................... 11
1.2.1 Hoàn cảnh ra đời của SCADA/EMS .................................................................. 11
1.2.2 EMS (Energy Management System) .................................................................. 13
1.2.3 Các chức năng chính của EMS ........................................................................... 14
1.2.4 Các yêu cầu cần có của EMS.............................................................................. 14
1.2.5 Hệ thống EMS tại các Trung tâm Điều Độ Hệ Thống Điện Miền của Việt Nam
..................................................................................................................................... 15
1.2.6 DMS (Distribution Management System) và sự khác biệt với EMS.................. 18
1.3 Đánh giá trạng thái hệ thống và tính quan sát được trong bài toán đánh giá
trạng thái hệ thống......................................................................................................... 19
1.4 Phạm vi của luận văn............................................................................................... 20

Chương 2 - Bài toán đánh giá trạng thái hệ thống .................................... 22
2.1 Tổng quan về bài toán đánh giá trạng thái hệ thống............................................ 22
2.1.1 Lịch sử ra đời – phát triển của bài toán đánh giá trạng thái................................ 22
2.1.2 Đánh giá trạng thái hệ thống và xây dựng mơ hình hệ thống ............................. 22
2.2 Những đặc điểm của bài toán đánh giá trạng thái................................................ 24
2.2.1 Nhiệm vụ của bài toán đánh giá trạng thái ......................................................... 24
2.2.2 Mơ tả bài tốn đánh giá trạng thái ...................................................................... 24

2.2.3 Tiêu chuẩn xác suất cực đại ................................................................................ 26
2.2.4 Cấu trúc ma trận Jacobi H................................................................................... 29
2.2.5 Nguồn dữ liệu cho bài toán đánh giá trạng thái .................................................. 31
2.2.6 Dữ liệu đầu vào của bài toán đánh giá trạng thái................................................ 32
2.2.7 Dữ liệu đầu ra của bài toán đánh giá trạng thái .................................................. 33
2.2.8 Những khó khăn của bài tốn đánh giá trạng thái .............................................. 34
2.3 Tổng quan về giải pháp giải quyết bài toán đánh giá trạng thái......................... 35
2.3.1 Bài toán đánh giá trạng thái động ....................................................................... 36
2.3.2 Bài toán đánh giá trạng thái tĩnh ......................................................................... 36
2.4 Bài toán đánh giá trạng thái trong lưới phân phối............................................... 42
2.4.1 Đặc điểm của cấu trúc hệ thống phân phối......................................................... 42
2.4.2 Đặc điểm về giám sát và tự động điều khiển của hệ thống phân phối................ 43
2.4.3 Những khó khăn, thách thức của bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối ... 44

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 7

2.5 Kết luận..................................................................................................................... 46

Chương 3 - Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới
phân phối........................................................................................................ 48
3.1 Khái quát về tính quan sát được (observability) .................................................. 48
3.1.1 Tổng quan ........................................................................................................... 48
3.1.2 Mơ hình tốn để nghiên cứu tính quan sát được................................................. 48
3.1.3 Định nghĩa tính quan sát được theo quan điểm tốn học.................................... 49
3.1.4 Ví dụ về tính quan sát được ................................................................................ 49
3.2 Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối ............. 50
3.2.1 Giới thiệu ............................................................................................................ 50

3.2.2 Khái niệm cơ bản ................................................................................................ 50
3.3 Những phương pháp dùng để phân tích tính quan sát được trong bài tốn đánh
giá trạng thái lưới phân phối ........................................................................................ 51
3.3.1 Tổng quan ........................................................................................................... 51
3.3.2 Phương pháp phân tích tính quan sát được dựa vào việc phân tích số ............... 51
3.3.3 Phương pháp phân tích tính quan sát được dựa vào kỹ thuật “forward,
backward” .................................................................................................................... 53
3.4 Ảnh hưởng của vấn đề đo lường đến tính quan sát được trong bài toán đánh giá
trạng thái lưới phân phối .............................................................................................. 54
3.5 Ảnh hưởng của đo lường Ampere đến tính quan sát được trong bài tốn đánh
giá trạng thái lưới phân phối ........................................................................................ 57
3.5.1 Giới thiệu ............................................................................................................ 57
3.5.2 Đặt vấn đề ........................................................................................................... 57
3.5.3 Đo lường dòng điện tới hạn và phần dư đo lường mở rộng ............................... 58
3.5.4 Xử lý đo lường xấu khi có sự xuất hiện của đo lường Ampere.......................... 61
3.5.5 Áp dụng các thuật toán khảo sát tính quan sát được vào lưới phân phối ........... 62
3.6 Vai trị của tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái .................... 65
3.7 Kết luận..................................................................................................................... 67

Chương 4 - Thuật tốn phân tích tính quan sát được, xử lý dữ liệu đo
lường xấu và giải bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối ................ 68
4.1 Mô hình của lưới phân phối trung thế................................................................... 68
4.1.1 Mơ hình nút......................................................................................................... 68
4.1.2 Mơ hình nhánh .................................................................................................... 69
4.1.3 Nhận xét về mơ hình các phần tử của lưới phân phối......................................... 70
4.2 Thuật tốn phân tích tính quan sát được .............................................................. 70
4.3 Thuật toán xử lý số liệu xấu.................................................................................... 74
4.4 Thuật toán giải bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối .............................. 74
4.4.1 Tổng quan về giải thuật ...................................................................................... 74


Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 8

4.4.2 Lưu đồ của giải thuật .......................................................................................... 76
4.4.3 Khởi gán ban đầu cho các giá trị trong giải thuật ............................................... 82
4.4.4 Điều kiện hội tụ................................................................................................... 82
4.5 Nhận xét về giải thuật đề nghị ................................................................................ 82

Chương 5 - Cấu trúc chương trình và ví dụ áp dụng giải thuật............... 83
5.1 Tổng quan................................................................................................................. 83
5.2 Dữ liệu ban đầu ........................................................................................................ 84
5.2.1 File “branch.xls” ................................................................................................. 84
5.2.2 File “bus.xls” ...................................................................................................... 85
5.2.3 File “TableParentChild.xls”................................................................................ 85
5.3 Cấu trúc chương trình............................................................................................. 86
5.3.1 Chương trình giải bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối........................... 86
5.3.2 Chương trình xử lý các số liệu đo lường xấu...................................................... 86
5.3.3 Chương trình con phân tích tính quan sát được.................................................. 86
5.4 Dữ liệu kết quả ......................................................................................................... 87
5.5 Ví dụ áp dụng 1 ........................................................................................................ 87
5.5.1 Các thông số của mạng ....................................................................................... 87
5.5.2 Kết quả sau khi chạy chương trình phân tích tính quan sát được lưới phân phối 7
nút ................................................................................................................................ 88
5.5.3 Kết quả sau khi chạy chương trình đánh giá trạng thái lưới phân phối 7 nút..... 89
5.6 Ví dụ áp dụng 2 ........................................................................................................ 92
5.6.1 Các thông số của mạng ....................................................................................... 93
5.6.2 Kết quả sau khi chạy chương trình phân tích tính quan sát được lưới phân phối
19 nút ........................................................................................................................... 95

5.6.3 Kết quả sau khi chạy chương trình đánh giá trạng thái lưới phân phối 19 nút... 96

Chương 6 - Kết luận.................................................................................... 100
TÀI LIỆU KHAM KHẢO.......................................................................... 101
Phụ lục 1 – Kết quả khi thực hiện chương trình...................................... 102
Phụ lục 2 - Mã nguồn chương trình MatLab. .......................................... 110

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 9

Bảng danh mục từ viết tắt trong Luận văn
A – ampere (đơn vị đo dòng điện)
DMS – Distribution Management System
DS – Disconnected Switch
EMS – Energy Management System
kV – kilovolt (đơn vị đo điện áp- 1kV = 103 V )
KVL – Kirchoff Voltage Law
LAV – Least Absolute Value
LBS – Load Breaker Switch
LMS – Least Median of Squares
LTD – Line Tension Disconnector
MatLab – Matrix Laboratory: tên một phần mềm
pu. – per unit (hệ đơn vị tương đối)
RTU – Remote Telemetry Unit
SCADA – System Control and Data Acquisition
VAr – đơn vị đo công suất phản kháng.
W – watt (đơn vị đo công suất tác dụng)
WLAV – Weighted Least Absolute Value

WLS – Weighted Least Squares

Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 10

Chương 1 - Đặt vấn đề
1.1 Tổng quan về sự phát triển của ngành điện Việt Nam.

Trong những năm thập niên 80 trở về trước, ngành điện Việt Nam như bao
ngành cơng nghiệp khác mang nặng tính bao cấp với cơ chế “độc quyền” đã bộc lộ
nhiều khuyết điểm.
Về phương diện kỹ thuật, lưới điện cũ nát, không được nâng cấp thường
xuyên do kinh phí Nhà Nước cấp cho ngành có giới hạn. Các thiết bị sử dụng do các
nước xã hội chủ nghĩa viện trợ ít nhiều đã lạc hậu. Sự cố xảy ra thường xuyên, tổn
thất điện năng lớn.
Về mặt quản lý, tuy có hợp đồng mua bán điện giữa bên mua (hộ tiêu thụ) và
bên bán (ngành điện) với những quy định nghiêm nhặt, nhưng thường thì khách
hàng khơng được đối xử cơng bằng. Những vi phạm điều khoản trong hợp đồng của
khách hàng được xử lý nghiêm nhặt, ngược lại thì khơng. Khách hàng tuy bị đối xử
thiếu cơng bằng nhưng khơng có cơ hội chọn lựa đối tác cung cấp điện khác do cơ
chế độc quyền, bao cấp. Những bất hợp lý đó ảnh hưởng ít nhiều đến sự phát triển
kinh tế, xã hội, chính trị của đất nước. So với các quốc gia trong khu vực như Thái
Lan, Indonesia, Malaysia, Singapore, … lúc đó, hệ thống điện Việt Nam đã trở nên
lạc hậu, lỗi thời về mặt kỹ thuật và không hiệu quả về mặt quản lý vận hành.
Ngày 10 tháng 10 năm 1994, Thủ Tướng Chính Phủ nước Cộng Hồ Xã Hội
Chủ Nghĩa Việt Nam ra quyết định số 562/TTg thành lập Tổng Công ty Điện Lực
Việt Nam. Song song động thái này, Chính phủ nước Cộng Hồ Xã Hội Chủ Nghĩa
Việt Nam, Bộ Công Nghiệp và các cơ quan Trung Ương đã ban hành nhiều quyết

định liên quan có ý nghĩa quan trọng như:
- Quyết định 04/1999/QĐ/BVGCP-TLSX ngày 15 tháng 1 năm 1999 của
Ban Vật Giá Chính Phủ về việc giá bán điện.
- Nghị định số 45/2001/NĐ-CP của Chính phủ về việc quy định hoạt động
điện lực và sử dụng điện.
- Thông tư liên tịch số 09/2001/TTLT-BCN-BVGCP ngày 31 tháng 10 năm
2001 về hướng dẫn mua, bán công suất phản kháng.
- Quyết định 21/2002/QĐ-BCN ngày 4 tháng 6 năm 2002 về việc ban hành
Quy định nội dung, trình tự và thủ tục quy hoạch phát triển điện lực.
- Luật Điện Lực đã được Quốc Hội Việt Nam thông qua vào ngày 3 tháng
12 năm 2004.
Từ đây, “điện năng” được xem là hàng hóa và những doanh nghiệp kinh
doanh mặt hàng này đều bình đẳng như nhau.
Sự ra đời của Tổng Cơng ty Điện Lực Việt Nam có ý nghĩa vơ cùng to lớn đến
sự phát triển của ngành điện và kinh tế của Việt Nam. Tổng Công ty Điện Lực Việt
Nam là một doanh nghiệp Nhà Nước, bình đẳng như mọi doanh nghiệp khác. Lúc

Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 11

này, ngành điện đã thoát khỏi cơ chế bao cấp mà chuyển sang cơ chế thị trường.
Trong cơ chế này, yêu cầu quan trọng “sinh-tử” của doanh nghiệp là tối ưu hố chi
phí sản xuất và lợi nhuận.
Từ khi ra đời đến nay, một mặt Tổng Công ty Điện Lực Việt Nam tiến hành
cải tạo bộ máy quản lý phù hợp với cơ chế thị trường, đồng thời chỉ đạo thực hiện
nhiều chương trình, biện pháp cụ thể nhằm hiện đại hoá hệ thống điện Việt Nam.
Một trong những chương trình nổi bật đó là xây dựng hệ thống EMS/DMS.
1.2 Giới thiệu về EMS/DMS.

1.2.1 Hoàn cảnh ra đời của SCADA/EMS

Điện năng đóng vai trị quan trọng trong sự phát triển kinh tế, văn hoá của một
quốc gia. Hệ thống điện ngày ở các quốc gia ngày một phát triển cung cấp điện cho
nhiều khu vực công nghiệp, khách hàng khác nhau. Hệ thống điện ngày càng phức
tạp bao gồm nhiều liên kết giữa các thiết bị, đường dây, máy biến áp, máy phát,
v.v…Tùy theo quy mô và đặc thù riêng, thường được phân làm hệ thống phát dẫn,
hệ thống truyền tải, hệ thống phân phối. Mỗi hệ thống được một đơn vị chức năng
quản lý vận hành dưới sự giám sát của cơ quan điều độ.
Nhiều sự cố nghiêm trọng xảy ra trên hệ thống dẫn đến tình trạng rã lưới, gây
mất điện trên diện rộng, thiệt hại về tài sản, ảnh hưởng nhiều về mặt kinh tế. Điển
hình là vụ mất điện “black-out” vào năm 1965, mất điện toàn bộ các bang miền Bắc
nước Mỹ và gần đây nhất là vào năm 2003 cũng tại Bắc Mỹ. Do vậy, cần thực hiện
các giải pháp hay phương tiện nào đó để vận hành, điều khiển an tồn hệ thống
điện.
Tuy nhiên, trước đây, điều hành viên hệ thống làm việc tại Trung tâm điều
khiển, nơi đây chỉ có rất ít các thơng tin và thiết bị điều khiển. Thường thì tại đây,
chỉ có các thơng tin cơ bản như tần số hệ thống, trạng thái các thiết bị đóng ngắt, trị
số đo của công suất tác dụng,…giúp cho điều hành viên thực hiện các thao tác đơn
giản trên lưới điện.

Hình 1.1 Dữ liệu hệ thống điện được thể hiện lên màn hình quan sát

Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 12

Từ thập niên 1960 trở đi, với sự hỗ trợ của máy tính, cho phép điều hành viên
giám sát trạng thái các thiết bị đóng ngắt và các thơng số đo lường điện như trào lưu

công suất, công suất đưa vào tại các nút, biên độ điện áp nút cũng như các dữ liệu
liên quan đến các sự cố trên hệ thống, cảnh báo và hiển thị lên màn hình quan sát.
Đây là SCADA, hệ thống giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu. Để có thể quản lý
nhiều thơng tin hệ thống sẵn có, việc nghiên cứu cho thấy cần thiết phải phát triển
nhiều chương trình ứng dụng cho chức năng phân tích, điều khiển và an tồn vận
hành.
Hình 1.2 Sơ đồ hệ thống điện với SCADA/EMS

Hệ thống SCADA sẽ thực hiện các chức năng như:
-

Đo lường và đo lường từ xa tại trạm.

-

Xử lý các số liệu đo lường tại Trung tâm điều khiển.

-

Ra các lệnh điều khiển tại trạm và Trung tâm điều khiển.

Tuy nhiên, không phải là với các công cụ phát triển mới này là có thể sử dụng
ngay được các số liệu đo lường từ hệ thống SCADA, những chức năng phân tích,
điều khiển hệ thống và vận hành an tồn địi hỏi phải có hình ảnh sống động về
trạng thái của hệ thống như là trào lưu công suất trên từng đường dây. Tuy nhiên,
không tồn tại trào lưu công suất thời gian thực. Vào năm 1969, Fred Schweppe đề
nghị ý tưởng sử dụng các trị số đo lường có được từ hệ thống SCADA để xác định
trạng thái hệ thống theo quan điểm thống kê. Đề nghị của Fred Schweppe về bài
tốn đánh giá trạng thái nhanh chóng được chấp nhận và có vai trị quan trọng trong
việc ước tính trào lưu cơng suất thời gian thực. Fred Schweppe có cơng trong việc

chuẩn hố các thuật ngữ được dùng trong bài tốn đánh giá trạng thái hệ thống.

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 13

Việc áp dụng bài toán đánh giá trạng thái trong hệ thống điện tạo nên một
chuyển biến trong việc thiết kế trung tâm điều khiển, chuyển đổi từ hệ thống
SCADA sang mơi trường mới tích hợp các chức năng vận hành, đo lường hệ thống
theo thời gian thực, phân tích hệ thống ở các chế độ on-line hoặc off-line. Đây
chính là hệ thống EMS. Fred Schweppe so sánh việc đánh giá trạng thái giống như
hệ thống tiêu hoá, loại bỏ những phần cặn bã trong thức ăn-các số đo của hệ thống
SCADA, cung cấp nguồn dinh dưỡng-dữ liệu cho bộ não người-máy ở Trung tâm
điều khiển. Bộ não này là môi trường EMS. Mục tiêu của việc thiết kế Trung tâm
điều khiển là nhằm đảm bảo vận hành an tồn hệ thống ở ba chế độ: bình thường, sự
cố và sau sự cố. Một vài chức năng trong môi trường EMS cổ điển rất khó thực hiện
trong chế độ thời gian thực. Những chức năng chủ yếu bao gồm: đánh giá trạng
thái, giám sát an toàn, thu thập trào lưu cơng suất on-line, phân tích an tồn hệ
thống, điều khiển giám sát, điều khiển máy phát tự động, điều khiển điện áp/VAR
tự động, điều khiển vận hành kinh tế hệ thống,…Tất cả các chức năng này đều phụ
thuộc trực tiếp vào việc đánh giá trạng thái. Chúng luôn tương tác với nhau theo
nhiều kiểu khác nhau nhưng tất cả chức năng này đều có vai trị giúp điều hành viên
quan sát được hệ thống rõ ràng và thực hiện các quyết định vận hành chính xác.
Hình 1.3 Cấu trúc hệ thống SCADA/EMS/DMS

Hiện nay, với sự phát triển không ngừng về nhu cầu điện năng, cùng với
những thay đổi về cơ chế dần dần chuyển sang hình thành thị trường điện, việc nâng
cao các tính năng của hệ thống EMS là cần thiết. Nếu như trước đây người ta chủ
yếu chỉ tiến hành khảo sát ở trạng thái xác lập (mơ hình tĩnh) thì nay việc nghiên

cứu ứng dụng đã chuyển sang khảo sát ở trạng thái quá độ (mô hình động).
1.2.2 EMS (Energy Management System)

Hệ thống quản lý năng lượng EMS cung cấp cho người vận hành phương tiện
để điều khiển vận hành một cách tối ưu hệ thống điện. Các chức năng chính của
EMS đáp ứng các yêu cầu vận hành an toàn và kinh tế.
EMS bao gồm các ứng dụng thời gian thực được áp dụng vào hệ thống phát
dẫn và truyền tải nhằm thực hiện các chức năng tự động hố và điều khiển từ xa.

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 14

EMS bao gồm nhiều chức năng nhưng không phải tất cả các chức năng đều
được sử dụng mà phụ thuộc vào chi phí thực hiện, vốn đầu tư, sự phát triển công
nghệ, ...
EMS thường được thực hiện cho lưới điện truyền tải có cấp điện áp từ 110kV
trở lên.
1.2.3 Các chức năng chính của EMS

Các chức năng chính của EMS bao gồm:
1.2.3.1 Nhóm các chức năng liên quan đến kế hoạch vận hành

- Đánh giá trạng thái hệ thống.
- Đánh giá và mơ hình hố phụ tải.
- Tối ưu hoá việc đặt các thiết bị bù nhằm nâng cao chất lượng điện năng.
- Tính tốn phân tích ngắn mạch.
1.2.3.2 Nhóm các chức năng liên quan đến vận hành hệ thống


- SCADA.
- Tự động hoá vận hành trạm: điều khiển điện áp, bảo vệ relay.
- Tự động hoá vận hành các xuất tuyến: điều khiển thiết bị, tái cấu hình hệ
thống.
- Quản lý sự cố.
1.2.3.3 Nhóm các chức năng liên quan đến quản lý hệ thống

- Phân tích phản hồi liên quan đến vận hành.
- Điều khiển và lập thời biểu bảo trì.
1.2.3.4 Nhóm các chức năng liên quan đến điều khiển, quản lý giao tiếp khách

hàng
- Tự động đọc chỉ số trên các thiết bị đo lường.
- Quản lý phụ tải.
- Dịch vụ thông tin khách hàng.
1.2.4 Các yêu cầu cần có của EMS

- Có khả năng mở rộng, nâng cấp và linh hoạt trong vận hành.
- Phù hợp và tuân theo các tiêu chuẩn quốc tế.
- Độ tin cậy của hệ thống cao.
- Khả năng hiện thực cao.
- Giao tiếp người-máy ở mức cao, dễ sử dụng.

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 15

1.2.5 Hệ thống EMS tại các Trung tâm Điều Độ Hệ Thống Điện Miền của Việt


Nam
Theo điều 5, chương II của Quy trình Điều Độ Hệ Thống Điện Quốc Gia ban
hành kèm quyết định số 56/2001/QĐ-BCN ngày 26 tháng 11 năm 2001 của Bộ
trưởng Bộ Cơng nghiệp thì:
Điều độ hệ thống điện Quốc gia được phân thành 3 cấp:
Cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia là cấp chỉ huy điều độ cao nhất của toàn
bộ hệ thống điện Quốc gia. Cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia do cơ quan Trung
tâm Điều độ Hệ Thống Điện Quốc gia (gọi tắt là A0) đảm nhiệm.
Cấp điều độ hệ thống điện miền là cấp chỉ huy điều độ hệ thống điện miền,
chịu sự chỉ huy trực tiếp của cấp điều độ hệ thống điện Quốc gia. Cấp điều độ hệ
thống điện miền do các Trung tâm Điều độ Hệ Thống Điện miền (Điều Độ Miền
Bắc, Điều Độ Miền Nam, Điều Độ Miền Trung gọi tắt là A1, A2, A3) đảm nhiệm.
Cấp điều độ lưới điện phân phối: là cấp chỉ huy điều độ lưới điện phân phối,
chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của cấp điều độ hệ thống điện miền tương ứng.
Cấp điều độ lưới điện phân phối do các Trung tâm hoặc Phòng điều độ của các
Công ty Điện lực độc lập như Công ty Điện Lực Hà Nội, Công ty Điện Lực
TP.HCM, Công ty Điện Lực Đồng Nai, Công ty Điện Lực 1, 2, 3 đảm nhiệm.
1.2.5.1 Hệ thống EMS tại Trung Tâm Điều Độ Hệ Thống Điện Quốc Gia (A0)

Từ năm 1994, cùng với việc xây dựng đường dây siêu cao áp 500kV từ nhà
máy thủy điện Thác Bà ở miền Bắc đến trạm 500kV Phú Lâm ở miền Nam, Trung
Tâm Điều Độ Hệ Thống Điện Quốc Gia ra đời với phần trung tâm là hệ thống
SCADA giai đoạn 1. Hiện nay, hệ thống đang sử dụng là hệ thống SCADA/EMS ở
giai đoạn 2 mở ra một triển vọng vận hành an toàn, liên tục và kinh tế.
Hệ thống EMS lắp đặt tại A0 do hãng Bailey Network Management (nay là
ABB Automation Inc.) cung cấp. Hệ thống có tên thương mại là Ranger. Các chức
năng chính của bộ chương trình EMS đáp ứng các yêu cầu vận hành an toàn kinh tế.
Các chương trình ứng dụng bao gồm:
- Thiết lập trạng thái nối lưới và đánh giá trạng thái.
- Phân tích sự cố.

- Tính tốn phân bố cơng suất cho điều hành viên.
- Tính tốn phân bố cơng suất tối ưu.
- Vận hành kinh tế trong điều kiện có ràng buộc.
- Tự động điều khiển công suất phát.
- Dự báo phụ tải.
- Phối hợp thủy điện-nhiệt điện.
- Phần mềm huy động thủy điện.

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 16

- Huy động tổ máy phát.
Các chương trình ứng dụng trên hỗ trợ cho hai chế độ: chế độ thời gian thực
và chế độ nghiên cứu.
1.2.5.2 Hệ thống EMS tại Trung Tâm Điền Độ Hệ Thống Điện Miền Bắc (A1)

Hệ thống EMS lắp đặt tại A1 do hãng ABB Thụy Điển cung cấp. Hệ thống có
tên thương mại là SPIDER.
a. Phần cứng:
Bao gồm 2 máy chủ với hệ điều hành UNIX; 1 máy chủ phục vụ xử lý dữ liệu;
2 trạm làm việc với hệ điều hành Windows cho kỹ sư điều hành; 1 trạm làm việc
cho kỹ sư xử lý dữ liệu; 2 máy tính phục vụ kết nối thơng tin liên lạc với RTU; 2
máy tính phục vụ các mục đích khai thác vận hành; các máy in; một đồng hồ đồng
bộ thời gian vệ tinh; 34 RTU đặt tại các trạm 220kV, 110kV; kết nối 8 trạm 220kV
tự động hố điều khiển bằng máy tính.
b. Phần mềm:
Các chức năng SCADA:
- Thu thập và xử lý dữ liệu từ các RTU và các trạm tự động hoá.

- Điều khiển từ xa các máy cắt, bộ đổi nấc máy biến áp.
- Giám sát, truyền và quản lý các cảnh báo.
- Ghi trình tự sự kiện.
- Báo cáo diễn biến hệ thống trong quá khứ.
- Vẽ biểu đồ, đồ thị xu hướng thời gian thực.
- Trợ giúp sa thải phụ tải.
Các chức năng ứng dụng cho hệ thống điện:
- Đánh giá trạng thái.
- Phân tích đột biến.
- Tính tốn phân bố cơng suất.
Ngồi ra, cịn có các chương trình hỗ trợ việc trao đổi dữ liệu với các Trung
Tâm Điều Độ khác.
1.2.5.3 Hệ thống EMS tại Trung Tâm Điền Độ Hệ Thống Điện Miền Nam (A2)

Hệ thống EMS lắp đặt tại A2 do hãng Alstom-ESCA cung cấp. Hệ thống có
tên thương mại là EMP 2.1. Các tính năng EMS của hệ thống chỉ giới hạn ở phục vụ
vận hành lưới điện.

Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 17

a. Phần cứng:
Hệ thống mạng kép; 2 máy chủ ứng dụng kép cho tất cả các chức năng
SCADA chủ chốt; 2 máy chủ phục vụ truyền thôngvới các RTU đặt tại các trạm,
nhà máy; máy chủ DTS dành riêng để phục vụ đào tạo và nghiên cứu; máy chủ
HIM phục vụ việc ghi nhận, lưu trữ, tái nạp các thông tin quá khứ và khởi tạo các
báo biểu; 2 máy chủ OAG phục vụ việc trao đổi với các Trung Tâm Điều Độ khác;
2 trạm với hệ điều hành UNIX phục vụ điều hành; 1 trạm phục vụ đào tạo; 3 máy

tính hệ điều hành Windows NT phục vụ việc bảo trì hệ thống; 2 đồng hồ kết nối với
hệ thống định vị toàn cầu GPS kép nối đến các máy chủ phục vụ việc đồng bộ thời
gian với các RTU; 1 máy tính điều khiển hệ thống đèn chiếu và màn hình lớn; thơng
tin về thời tiết được đưa vào hệ thống thơng qua 1 máy tính; hệ thống máy in các
loại, ...
b. Phần mềm:
Các chức năng SCADA:
- Tính tốn kết cấu lưới điện, thể hiện tình trạng kết nối, các phần tử mang
điện, không mang điện.
- Quản lý các cảnh báo và kiểm soát điều khiển thiết bị.
- Thiết lập biểu đồ, đồ thị xu hướng.
- Trợ giúp sa thải phụ tải.
- Tính tốn dữ liệu thời gian thực.
Các chức năng ứng dụng cho hệ thống điện:
- Trình tự thao tác thời gian thực.
- Đánh giá trạng thái thời gian thực.
- Phân tích chế độ đột biến thời gian thực.
- Tính tốn phân bố cơng suất.
- Khảo sát phân tích chế độ đột biến.
Ngồi ra, cịn có các chương trình hỗ trợ khác như:
- Mơ phỏng phục vụ việc đào tạo điều độ viên.
- Trao đổi dữ liệu với các Trung Tâm Điều Độ khác.
- Quản lý cơ sở dữ liệu quá khứ.
- Bảo dưỡng cơ sở dữ liệu.
1.2.5.4 Hệ thống EMS tại Trung Tâm Điền Độ Hệ Thống Điện Miền Trung (A3)

Hệ thống EMS lắp đặt tại A2 do hãng Alstom cung cấp. Các tính năng EMS
của hệ thống chỉ giới hạn ở phục vụ vận hành lưới điện.
Cấu hình phần cứng, phần mềm tương tự như hệ thống đã lắp đặt ở A2.


Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 18

Như vậy, hệ thống phát dẫn và hệ thống truyền tải của Việt Nam đã được
đầu tư và trang bị đầy đủ nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, tự động hóa
và điều khiển từ xa.
1.2.6 DMS (Distribution Management System) và sự khác biệt với EMS

Hệ thống DMS được thực hiện cho lưới điện phân phối có cấp điện áp từ
35kV trở xuống. So với lưới truyền tải, lưới phân phối có quy mơ rất rộng. Tuy
nhiên, mức độ tự động hoá và điều khiển từ xa nghèo nàn do chưa được đầu tư đúng
mức. Đến nay, DMS chỉ được áp dụng ở một vài khu vực trong lưới phân phối tại
các thành phố lớn như Hà Nội, TP.Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Nha Trang, Đà Nẵng,
… nhưng ở mức độ thí điểm, rút kinh nghiệm, chưa thật sự là một hệ DMS hồn
chỉnh.
Hình 1.4 Mơ hình hệ thống DMS

Giữa hai hệ thống EMS và DMS có một số khác biệt như sau:
- Trong hệ thống phát dẫn và truyền tải hiện đã lắp đặt đầy đủ các thiết bị đo
lường → đầy đủ số liệu đo lường cho giải thuật đánh giá trạng thái của EMS. Tại
một vị trí đang xét, nếu thiết bị đo lường tại đó có sai số lớn, hoặc khơng trang bị
thiết bị đo lường thì có thể dùng các thiết bị đo lường ở những vị trí khác để ước
tính lại cho những giá trị cần tìm. Hệ thống có mức độ tự động hóa, điều khiển từ xa
và chất lượng cung cấp điện của hệ thống cao.
- Đối với lưới phân phối, số lượng các thiết bị đo lường và mức độ tự động
hố bị giảm thiểu. Do đó, với lưới phân phối không thể không thể cài đặt và thực thi
module đánh giá trạng thái của EMS được. Một vài vị trí của lưới phân phối khơng
có sẵn thơng tin thời gian thực.

- Lưới phân phối có chất lượng cung cấp điện không cao dẫn đến phải chấp
nhận phương thức thường xuyên cắt điện tại một vài khu vực trong hệ thống để duy

Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 19

trì khả năng cấp điện cho các khu vực khác. Do đó, so với lưới truyền tải, lưới phân
phối khơng có mức độ ổn định về cấu hình liên kết lưới. Thao tác đóng ngắt thiết bị
dẫn đến cấu hình liên kết lưới thường xuyên thay đổi, điều hành viên khơng đảm
bảo chắc chắn về cấu hình liên kết lưới trong khi vận hành.
- Lưới phân phối thường được chia ra do nhiều Điện lực quản lý, mỗi Điện
lực quản lý lượng điện năng bán cho khách hàng. Do vậy, nhất thiết phải đặt thiết bị
đo đếm tại ranh giới quản lý của hai hay nhiều Điện lực. So với lưới truyền tải, lưới
phân phối có rất nhiều vị trí cần đặt thiết bị đo đếm ranh giới. Những trị số này phải
được đo hoặc phải được ước tính theo nhiều cách khác nhau.
1.3 Đánh giá trạng thái hệ thống và tính quan sát được trong bài tốn đánh giá

trạng thái hệ thống.
Qua việc khảo sát các chức năng của EMS/DMS, để vận hành an toàn-kinh tế
hệ thống điện cần thiết phải giải quyết bài tốn phân tích hệ thống điện ở chế độ
thời gian thực, bao gồm các chức năng như giám sát hệ thống, phân tích ngẫu nhiên,
tối ưu hố cơng suất. Tất cả các chức năng này có điểm chung là cần thiết phải biết
trạng thái hiện hành của hệ thống.
Theo cấu trúc phân cấp điều khiển hệ thống điện theo hình vẽ 1.5 dưới đây thì
việc đánh giá trạng thái hệ thống được thực hiện tại Trung Tâm Điều Độ và là công
tác đầu tiên được thực hiện trước khi tiến hành các chức năng phân tích hệ thống ở
chế độ thời gian thực khác.
Hình 1.5 Cấu trúc phân cấp điều khiển trong hệ thống điện


Trong hình vẽ 1.6 dưới đây, mơ hình hệ thống điện được định nghĩa như là
trạng thái hiện hành của hệ thống điện bao gồm cấu hình liên kết lưới trong vận
hành và các thông số về phụ tải, máy phát, cơng suất truyền tải trên đường dây. Mơ
hình này thường được xây dựng từ các số liệu của các thiết bị đo lường. Thường thì
sau mỗi thời khoảng 1s hoặc 2s, các số liệu này sẽ tiến hành thu thập một lần. Thời
khoảng này rất nhỏ và các ứng dụng trên hệ EMS/DMS có thể xem như là ở chế độ
thời gian thực.

Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 20

Hình 1.6 Các chức năng phân tích hệ thống ở chế độ thời gian thực
Để giải quyết bài toán đánh giá trạng thái, thực tế có rất nhiều giải thuật được
áp dụng. Tuy nhiên, để có thể chọn được giải thuật phù hợp, trước hết phải trả lời
được câu hỏi: “Thơng tin có đầy đủ và những thơng tin đó có phân bố đủ tốt để
ước tính các biến trạng thái của hệ thống hay khơng?”
Nếu có đầy đủ các số liệu đo lường để có thể tiến hành ước tính các biến trạng
thái của hệ thống thì hệ thống đó được gọi là có thể quan sát được. Ngược lại ta có
hệ thống khơng có tính quan sát được.
1.4 Phạm vi của luận văn.

Qua phần sơ lược về sự phát triển của ngành điện Việt Nam và thế giới trong
những năm gần đây, ta thấy rõ xu hướng trong tương lai của ngành điện là nâng cao
chất lượng cung cấp điện, nâng cao tính tự động hố và điều khiển từ xa. Để có thể
thực hiện được mục tiêu này, cần giải quyết nhiều vấn đề. Bài toán đánh giá trạng
thái hệ thống điện là một trong những khó khăn phải giải quyết trước tiên nhằm đạt
mục tiêu xây dựng mơ hình hệ thống điện.

Trong nội dung luận văn, sẽ chỉ giới hạn ở việc tập trung vào khảo sát “tính
quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối”. Ở những

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 21

chương tiếp theo của luận văn sẽ giới thiệu về bài tốn đánh giá trạng thái (lịch sử
hình thành, phát triển, những khó khăn gặp phải khi áp dụng cho lưới phân phối).
Sau đó, sẽ tập trung vào khảo sát tính quan sát được của bài tốn đánh giá trạng thái
lưới phân phối, phân tích những thuật tốn thường được sử dụng → chọn giải thuật
tối ưu cho phần mơ phỏng cuối luận văn. Chương trình MatLab theo giải thuật đề
nghị được áp dụng cho hai ví dụ cùng với kết quả được minh họa ở cuối Luận văn.

Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 22

Chương 2 - Bài toán đánh giá trạng thái hệ thống
2.1 Tổng quan về bài toán đánh giá trạng thái hệ thống
2.1.1 Lịch sử ra đời – phát triển của bài toán đánh giá trạng thái

Bài toán đánh giá trạng thái hệ thống được hai nhà toán học F.Gauss và
Legendre tìm ra vào những năm 1800 của thế kỷ XIX.
Theo lý thuyết điều khiển, tính quan sát được và tính điều khiển được là hai
tính chất mơ tả những điểm đặc trưng của hệ thống động.
Trong thực tiễn, bài toán đánh giá trạng thái được Fred Schweppe và Widles
(học viện công nghệ Massachusetts MIT) áp dụng vào hệ thống điện lần đầu tiên

vào thập niên 1960. Trải qua hơn bốn mươi năm, những nét cơ bản của bài toán đến
nay vẫn không thay đổi và trở thành công cụ chuẩn trong vận hành hệ thống điện và
ngày càng được phát triển để cho phép quản lý các hệ thống lớn bao gồm từ lưới
điện cao áp đến trung áp một cách tin cậy và chính xác.
Vai trị của bài toán đánh giá trạng thái rõ ràng là rất quan trọng và trong thực
tế có nhiều phương pháp để thực hiện. Một trong những ý tưởng quan trọng là dùng
phương pháp thống kê để tinh chỉnh dữ liệu đo lường. Mơ hình hệ thống điện được
xác định rõ ràng và các số liệu đo lường được tạo sẵn để xác định trạng thái vận
hành hệ thống nhưng phải dùng công cụ gì để lọc nhiễu do đo lường và hiệu chỉnh
những tác động của dữ liệu đo lường có chất lượng xấu, nếu không sẽ gây ra sai
lệch việc nhận biết trạng thái hệ thống. Từ năm 1969 đến 1970, Fred Schweppe đã
đề nghị phương pháp bình phương tối thiểu có trọng số WLS dựa vào hồi quy tuyến
tính để đánh giá trạng thái. Ông cũng đề nghị phương pháp để dị tìm và phát hiện
dữ liệu đo lường xấu.
Khái niệm “đánh giá trạng thái” thường được hiểu theo nghĩa rộng hơn vì khái
niệm này bao hàm khơng chỉ giải thuật ước lượng mà cịn có cả những liên quan
đến xây dựng tồn bộ mơ hình hệ thống.
2.1.2 Đánh giá trạng thái hệ thống và xây dựng mơ hình hệ thống

Vector trạng thái là tập hợp các biến xác định những trạng thái có thể có của
hệ thống. Nếu biết được vector trạng thái của hệ thống có được nền tảng cơ bản
trong việc điều khiển hệ thống ở chế độ thời gian thực. Đối với hệ thống điện những
biến trạng thái thường được chọn như là biên độ điện áp, góc pha điện áp tại mỗi
nút trong hệ thống (so với một nút chuẩn nào đó).
Trong lưới truyền tải thì số lượng các thiết bị đo lường thường có số lượng
nhiều hơn số lượng các biến trạng thái. Việc đo lường thường có nhiều sai số do
nhiều nguyên nhân, bài toán đánh giá trạng thái sẽ sử dụng các số liệu đo lường sẵn
có này để tính tốn ra hoặc ước tính tốt vector trạng thái. Bài tốn đánh giá trạng
thái được dùng rộng rãi trong hệ thống EMS như là một giải pháp cơ bản để điều
khiển lưới truyền tải ở chế độ thời gian thực.


Tính quan sát được trong bài toán đánh giá trạng thái lưới phân phối


Trang 23

Bài toán đánh giá trạng thái truyền thống được biểu diễn thơng qua mơ hình
nút/nhánh tương tự như mơ hình được dùng để tính tốn phân bố cơng suất. Tuy
nhiên, cấu hình liên kết lưới trong hệ thống được mô tả bằng dữ liệu tĩnh bằng các
kết nối giữa nút - thiết bị đóng cắt và kết nối giữa thiết bị đóng cắt – nhánh đường
dây hoặc máy biến áp.
Mơ hình hệ thống thời gian thực hình thành từ hệ cơ sở dữ liệu động và hệ cơ
sở dữ liệu tĩnh.
- Hệ cơ sở dữ liệu động được thu thập từ hệ thống SCADA, bao gồm dữ liệu
ở cả hai dạng số và tương tự. Số liệu đo lường dạng tương như cơng suất truyền tải,
biên độ dịng điện, công suất đưa vào tại các nút, biên độ điện áp và trị số góc pha
giữa điện áp và dịng điện. Dữ liệu số thường là các dữ liệu trạng thái bao gồm các
dữ liệu liên quan đến cấu hình liên kết lưới, được biểu diễn ở dạng nhị phân.
Ví dụ như:
ƒ Biểu thị trạng thái đóng-cắt của thiết bị (1: đóng-0:cắt).
ƒ Biểu thị trạng thái của máy phát, phụ tải có liên kết hay khơng với lưới
(1: liên kết-0: không liên kết).
ƒ Biểu thị trạng thái đang vận hành - nghỉ của máy biến áp (1: vận hành-0:
nghỉ).
- Hệ cơ sở dữ liệu tĩnh bao gồm các thông tin cố định của hệ thống như
thông số kỹ thuật của thiết bị (tổng trở đường dây, tổng trở máy biến áp,…) và dữ
liệu về cấu hình liên kết lưới (kết nối giữa các thiết bị với nhau).
Hệ thống điện được điều khiển bởi EMS/DMS được xem như là hệ nội tại,
những hệ thống khác kết nối với hệ nội tại được xem như là hệ ngồi. Hệ ngồi có
thể được thay thế bằng hệ tương đương.

Người ta thường dùng ba phương pháp chủ yếu sau đây để xây dựng mô hình
hệ thống:
-

Phương pháp dựa vào trào lưu cơng suất.

- Phương pháp đánh giá trạng thái một bước: theo phương pháp này, tiến
hành đánh giá trạng thái cho toàn bộ cả hệ thống nội tại và hệ thống ngoài một lần.
- Phương pháp đánh giá trạng thái hai bước: theo phương pháp này, tiến
hành đánh giá sơ bộ trạng thái hệ thống nội tại. Mơ hình hệ thống ngồi được tiến
hành qua hai bước. Bước một dùng phương pháp dựa vào trào lưu cơng suất để ước
tính cơng suất trên các nhánh của hệ không quan sát được. Ở bước thứ hai, tiến
hành đánh giá cho hệ thống nội tại với các số liệu giả để ước tính trào lưu cơng suất
của hệ ngồi.

Tính quan sát được trong bài tốn đánh giá trạng thái lưới phân phối