Luận văn: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện 220kV Truyền tải điện Gia Lai

Luận văn thạc sĩ phân tích, đề xuất các giải pháp quản lý và kỹ thuật nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện 220KV truyền tải điện Gia Lai.

• Tác giả: Nguyễn Xuân Sang
• Người hướng dẫn: TS. Trần Tấn Vinh
• Trường học: Trường Đại học Bách Khoa - Đại học Đà Nẵng
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện 220kV Truyền tải điện Gia Lai
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2020
• Địa điểm: Đà Nẵng

Tóm tắt

I. Tổng quan lưới điện 220kV Gia Lai và độ tin cậy then chốt

Lưới điện 220kV do Truyền tải điện Gia Lai quản lý là một mắt xích trọng yếu trong hệ thống truyền tải điện quốc gia. Lưới điện này có nhiệm vụ truyền tải công suất từ các nhà máy thủy điện lớn trong khu vực Tây Nguyên như Ialy, Sê San, và Xekaman hòa vào lưới điện quốc gia, đồng thời đảm bảo cung cấp điện ổn định cho sự phát triển kinh tế - xã hội và an ninh quốc phòng của các tỉnh Nam Miền Trung và Tây Nguyên. Với sự gia tăng nhanh chóng của phụ tải và sự phát triển của các nguồn năng lượng tái tạo, yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện ngày càng trở nên khắt khe. Việc gián đoạn cung cấp điện, dù là do sự cố hay bảo dưỡng, đều có thể gây ra những thiệt hại kinh tế lớn và ảnh hưởng đến an ninh năng lượng. Do đó, việc nghiên cứu và áp dụng các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện 220kV Gia Lai không chỉ là nhiệm vụ của ngành điện mà còn là yêu cầu cấp thiết từ thực tiễn. Nghiên cứu của Nguyễn Xuân Sang (2020) đã chỉ ra rằng, việc định lượng hóa các chỉ tiêu độ tin cậy là cơ sở khoa học quan trọng để đánh giá hiện trạng và đề xuất các phương án cải thiện hiệu quả, hướng tới mục tiêu vận hành an toàn, liên tục và ổn định.

1.1. Vai trò chiến lược của Truyền tải điện Gia Lai

Truyền tải điện Gia Lai quản lý vận hành các nút lưới quan trọng, bao gồm Trạm biến áp 500kV Pleiku và Pleiku 2. Đây là những điểm nút trung gian, thực hiện nhiệm vụ truyền tải công suất hai chiều giữa miền Bắc và miền Nam. Các trạm này tiếp nhận nguồn điện lớn từ các nhà máy thủy điện trong khu vực, do đó, bất kỳ sự suy giảm nào về độ tin cậy tại đây đều có thể ảnh hưởng lan truyền trên diện rộng. Việc đảm bảo vận hành an toàn tin cậy lưới điện là mục tiêu hàng đầu, đặc biệt trong bối cảnh thị trường điện cạnh tranh đang dần hình thành, nơi chất lượng và tính liên tục của dịch vụ cung cấp điện là yếu tố cạnh tranh cốt lõi.

1.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy hệ thống điện

Để đánh giá độ tin cậy của lưới điện truyền tải, nhiều chỉ tiêu định lượng được sử dụng. Các chỉ tiêu cơ bản bao gồm tần suất mất điện, thời gian mất điện trung bình hàng năm, và sản lượng điện năng không cung cấp được. Luận văn của Nguyễn Xuân Sang đã tập trung phân tích các chỉ số này thông qua việc thu thập số liệu vận hành thực tế. Việc tính toán các chỉ tiêu này không chỉ giúp nhận diện các phần tử yếu trong hệ thống mà còn là cơ sở để so sánh hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của các giải pháp cải tạo được đề xuất, từ đó lựa chọn phương án tối ưu nhất.

II. Thách thức ảnh hưởng độ tin cậy lưới điện 220kV Gia Lai

Hệ thống lưới điện truyền tải tại Gia Lai đang đối mặt với nhiều thách thức đáng kể. Thách thức lớn nhất đến từ việc các thiết bị tại Trạm biến áp 500kV Pleiku đã vận hành trong thời gian dài (từ năm 1994), dẫn đến tình trạng xuống cấp và tiềm ẩn nguy cơ sự cố. Bên cạnh đó, các sự kiện thời tiết cực đoan như sét đánh là nguyên nhân chính gây ra các sự cố thoáng qua trên đường dây. Mặc dù các thiết bị tự động đóng lặp lại (F79) hoạt động hiệu quả, các sự cố kéo dài vẫn xảy ra. Một yếu tố quan trọng khác là việc mất điện do bảo quản định kỳ (BQĐK). Thống kê cho thấy tần suất cắt điện để bảo dưỡng lớn hơn nhiều so với tần suất sự cố, gây ra sản lượng điện năng gián đoạn đáng kể, ước tính gần 10.000 MWh/năm. Điều này đặt ra bài toán tối ưu hóa giữa việc đảm bảo an toàn thiết bị và duy trì tính liên tục trong cung cấp điện. Những thách thức này đòi hỏi phải có các giải pháp đồng bộ cả về quản lý và kỹ thuật để nâng cao độ tin cậy lưới điện.

2.1. Tác động từ sự cố ngẫu nhiên và bảo quản định kỳ

Phân tích số liệu vận hành từ năm 2017-2018 cho thấy, sự cố lưới điện chủ yếu do sét gây ra. Tuy nhiên, một vấn đề lớn hơn là gián đoạn cung cấp điện do công tác bảo quản định kỳ. Theo nghiên cứu, tần suất cắt điện BQĐK của các đường dây truyền tải dao động từ 1,9 đến 4,0 lần/năm, cao hơn nhiều so với sự cố. Tổng lượng điện năng không được truyền tải do BQĐK chiếm tới 0.12% tổng sản lượng, một con số đáng kể. Việc này cho thấy cần có sự cân bằng hợp lý trong kế hoạch bảo dưỡng để giảm thiểu thời gian mất điện mà vẫn đảm bảo an toàn kỹ thuật cho hệ thống.

2.2. Hạn chế từ sơ đồ nối điện và thiết bị vận hành lâu năm

Một số thiết bị tại Trạm biến áp 500kV Pleiku, được đưa vào vận hành từ năm 1994, đã có tuổi thọ trên 25 năm. Sự lão hóa của các thiết bị như máy biến áp, máy cắt, dao cách ly làm giảm độ tin cậy và tăng nguy cơ hỏng hóc. Hơn nữa, cấu trúc sơ đồ nối điện hiện tại ở một số khu vực, ví dụ sơ đồ hai thanh cái có thanh cái vòng, dù có độ linh hoạt nhất định nhưng vẫn có thể gây gián đoạn cung cấp điện khi bảo dưỡng hoặc sửa chữa một số phần tử nhất định như máy cắt ngăn lộ. Đây là những hạn chế cố hữu cần được khắc phục bằng các giải pháp cải tạo, nâng cấp cấu trúc lưới.

III. Phương pháp không gian trạng thái để tính toán độ tin cậy

Để có cơ sở khoa học vững chắc cho việc đề xuất giải pháp, việc lựa chọn phương pháp tính toán độ tin cậy là cực kỳ quan trọng. Luận văn của Nguyễn Xuân Sang đã phân tích và đề xuất sử dụng phương pháp không gian trạng thái. Đây là một phương pháp tiên tiến, cho phép mô hình hóa hệ thống điện với nhiều trạng thái khác nhau của từng phần tử, bao gồm: trạng thái làm việc bình thường (N), trạng thái sự cố và đang sửa chữa (R), trạng thái đang bảo quản định kỳ (M), và trạng thái đổi nối sau sự cố (S). Ưu điểm của phương pháp này là khả năng phân tích chi tiết ảnh hưởng của từng sự kiện đơn lẻ đến toàn bộ hệ thống, từ đó tính toán chính xác các chỉ tiêu như xác suất, tần suất và thời gian mất điện của từng phụ tải. Bằng cách xây dựng thuật toán trên phần mềm Excel, nghiên cứu đã áp dụng thành công phương pháp này để định lượng hóa độ tin cậy lưới điện 220kV Gia Lai, tạo tiền đề cho việc đánh giá hiệu quả của các giải pháp đề xuất.

3.1. Xây dựng mô hình trạng thái cho các phần tử lưới điện

Mỗi phần tử trong lưới điện (đường dây, máy biến áp, máy cắt) được mô hình hóa bằng các trạng thái có thể xảy ra. Ví dụ, một máy cắt có thể có 3 trạng thái: bình thường (N), đổi nối (S) để cô lập sự cố, và sửa chữa (R). Phương pháp không gian trạng thái sử dụng các quá trình Markov để mô tả sự chuyển đổi giữa các trạng thái này, với các tham số đầu vào là cường độ sự cố (λ) và thời gian sửa chữa trung bình (τ). Việc mô hình hóa chi tiết này giúp phản ánh chính xác hơn hoạt động thực tế của lưới điện so với các phương pháp cấu trúc nối tiếp-song song truyền thống.

3.2. Thuật toán phân tích và tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy

Dựa trên mô hình trạng thái, một thuật toán được xây dựng để phân loại ảnh hưởng của trạng thái từng phần tử đến việc cung cấp điện cho phụ tải. Các trạng thái của phần tử được phân thành hai nhóm: trạng thái tốt (phụ tải có điện) và trạng thái hỏng (phụ tải mất điện). Từ đó, thuật toán tổng hợp và tính toán các chỉ số độ tin cậy tổng thể cho từng điểm nút hoặc đường dây. Kết quả tính toán này cung cấp một bức tranh định lượng, chỉ rõ những điểm yếu và mức độ ảnh hưởng của từng loại sự kiện, là dữ liệu đầu vào quan trọng cho việc hoạch định giải pháp.

IV. Các giải pháp kỹ thuật tối ưu cho lưới điện 220kV Gia Lai

Trên cơ sở kết quả tính toán và phân tích, hai nhóm giải pháp chính được đề xuất để nâng cao độ tin cậy lưới điện 220kV Gia Lai: giải pháp quản lý và giải pháp kỹ thuật. Trong đó, các giải pháp kỹ thuật đóng vai trò cốt lõi, tác động trực tiếp đến cấu trúc và vận hành của hệ thống. Giải pháp đầu tiên là tập trung vào việc giảm cường độ sự cố và thời gian sửa chữa các phần tử. Điều này có thể đạt được thông qua việc tăng cường kiểm tra, áp dụng các công nghệ giám sát tình trạng thiết bị trực tuyến và chuẩn bị sẵn sàng vật tư, nhân lực dự phòng. Giải pháp thứ hai, mang tính chiến lược và hiệu quả lâu dài, là cải tạo sơ đồ thiết bị phân phối. Cụ thể, nghiên cứu đề xuất chuyển đổi sơ đồ phía 220kV của Trạm biến áp 500kV Pleiku từ sơ đồ hiện tại sang sơ đồ một rưỡi. Sơ đồ này mang lại độ tin cậy và linh hoạt vận hành vượt trội, cho phép bảo dưỡng, sửa chữa bất kỳ máy cắt nào mà không cần cắt điện đường dây liên quan, từ đó giảm thiểu đáng kể thời gian gián đoạn cung cấp điện.

4.1. Giảm cường độ sự cố và thời gian khắc phục sự cố

Các biện pháp thực tiễn bao gồm việc rà soát, củng cố hệ thống tiếp địa, lắp đặt thêm chống sét van để giảm tác động của sét. Đồng thời, việc xây dựng quy trình xử lý sự cố tối ưu, ứng dụng công nghệ định vị sự cố chính xác và chuẩn bị đội ngũ sửa chữa lưu động sẽ giúp rút ngắn đáng kể thời gian sửa chữa sự cố. Tính toán hiệu quả cho thấy, việc giảm 20% cường độ sự cố và thời gian sửa chữa có thể cải thiện đáng kể các chỉ số tin cậy của toàn lưới.

4.2. Cải tạo sơ đồ phân phối Chuyển đổi sang sơ đồ một rưỡi

Giải pháp cải tạo sơ đồ thiết bị phân phối thành sơ đồ một rưỡi được xem là giải pháp căn cơ nhất. Sơ đồ này sử dụng 3 máy cắt cho 2 ngăn lộ, tạo ra sự dự phòng rất cao. Khi cần bảo dưỡng hoặc sửa chữa một máy cắt, hai máy cắt còn lại vẫn đảm bảo vận hành liên tục cho cả hai mạch. Phân tích so sánh trong luận văn chỉ ra rằng, việc áp dụng sơ đồ này giúp giảm tần suất gián đoạn truyền tải tới 76.5% và thời gian gián đoạn hàng năm tới 79.5%. Mặc dù chi phí đầu tư ban đầu cao, lợi ích lâu dài về độ tin cậy và hiệu quả vận hành là rất lớn.

V. Đánh giá hiệu quả giải pháp từ nghiên cứu thực tiễn Gia Lai

Hiệu quả của các giải pháp đề xuất được định lượng hóa một cách khoa học thông qua việc tính toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện với các kịch bản giả định. Nghiên cứu sử dụng chính phương pháp không gian trạng thái đã xây dựng để so sánh tình huống "trước" và "sau" khi áp dụng giải pháp. Kết quả cho thấy tất cả các giải pháp đều mang lại sự cải thiện rõ rệt. Cụ thể, việc giảm 20% cường độ và thời gian sửa chữa sự cố giúp giảm đáng kể sản lượng điện năng gián đoạn. Đặc biệt, giải pháp cải tạo sang sơ đồ một rưỡi cho thấy hiệu quả vượt trội. Bảng so sánh kết quả tính toán cho thấy tần suất gián đoạn truyền tải trên các đường dây giảm mạnh, từ đó nâng cao độ tin cậy cung cấp điện một cách bền vững. Những con số này là bằng chứng thuyết phục, khẳng định tính đúng đắn và khả thi của các giải pháp, cung cấp cơ sở vững chắc cho các nhà quản lý và hoạch định chính sách khi đưa ra quyết định đầu tư, nâng cấp lưới điện 220kV Gia Lai.

5.1. Phân tích định lượng hiệu quả của từng giải pháp

Nghiên cứu đã tính toán cụ thể mức độ cải thiện của từng phương án. Ví dụ, giải pháp giảm thời gian đổi nối 30% giúp giảm thời gian gián đoạn truyền tải hàng năm là 1,481 MWh/năm. Trong khi đó, giải pháp giảm 20% thời gian sửa chữa sự cố giúp giảm 7,495 MWh/năm. Những con số này cho phép lượng hóa lợi ích, giúp so sánh chi phí và hiệu quả đầu tư một cách trực quan, hỗ trợ quá trình ra quyết định một cách hiệu quả.

5.2. So sánh chỉ số tin cậy giữa sơ đồ hiện tại và sơ đồ một rưỡi

So sánh trực tiếp giữa sơ đồ hiện tại và sơ đồ một rưỡi là điểm nhấn quan trọng nhất của phần đánh giá. Kết quả cho thấy điện năng gián đoạn do sự cố giảm từ 47.16 MWh/năm xuống chỉ còn 10.97 MWh/năm. Tần suất gián đoạn giảm từ 0.177 lần/năm xuống 0.041 lần/năm. Thời gian gián đoạn hàng năm giảm từ 1.55 giờ/năm xuống còn 0.32 giờ/năm. Sự chênh lệch rất lớn này khẳng định sơ đồ một rưỡi là giải pháp tối ưu để đảm bảo vận hành an toàn tin cậy lưới điện trong dài hạn.

VI. Hướng đi tương lai cho độ tin cậy lưới điện 220kV bền vững

Việc nâng cao độ tin cậy lưới điện 220kV Gia Lai là một quá trình liên tục, đòi hỏi sự kết hợp đồng bộ giữa nhiều giải pháp. Kết quả từ nghiên cứu của Nguyễn Xuân Sang đã cung cấp một lộ trình khoa học và thực tiễn. Trong tương lai, bên cạnh việc triển khai các giải pháp kỹ thuật đã được chứng minh hiệu quả như cải tạo sơ đồ một rưỡi, cần tiếp tục đẩy mạnh ứng dụng công nghệ trong công tác quản lý vận hành. Việc số hóa lưới điện, áp dụng các hệ thống giám sát và chẩn đoán tình trạng thiết bị theo thời gian thực (condition monitoring), và sử dụng trí tuệ nhân tạo (AI) để dự báo sự cố sẽ giúp chuyển từ bảo dưỡng định kỳ sang bảo dưỡng theo tình trạng (CBM). Điều này không chỉ giúp tối ưu hóa chi phí mà còn giảm thiểu thời gian cắt điện không cần thiết, góp phần xây dựng một hệ thống lưới điện truyền tải thông minh, linh hoạt và có độ tin cậy cao, đáp ứng yêu cầu phát triển bền vững của đất nước.

6.1. Tầm quan trọng của việc áp dụng các giải pháp đồng bộ

Không có một giải pháp đơn lẻ nào có thể giải quyết triệt để vấn đề độ tin cậy. Sự thành công phụ thuộc vào việc kết hợp hài hòa giữa nâng cấp phần cứng (cải tạo sơ đồ, thay thế thiết bị) và tối ưu hóa phần mềm (quy trình quản lý, đào tạo nhân lực, ứng dụng công nghệ). Việc triển khai đồng bộ sẽ tạo ra hiệu ứng cộng hưởng, tối đa hóa hiệu quả đầu tư và đảm bảo sự cải thiện bền vững cho toàn bộ lưới điện 220kV Gia Lai.

6.2. Kiến nghị cho việc phát triển lưới điện trong tương lai

Dựa trên các phân tích, kiến nghị chính là cần ưu tiên nguồn lực để thực hiện dự án cải tạo sang sơ đồ một rưỡi cho các trạm biến áp quan trọng. Song song đó, cần xây dựng một cơ sở dữ liệu tin cậy về các sự cố và hoạt động bảo dưỡng để liên tục cập nhật và hiệu chỉnh các mô hình tính toán. Việc đầu tư vào công nghệ giám sát trực tuyến và đào tạo chuyên sâu cho đội ngũ vận hành cũng là những bước đi chiến lược để chủ động phòng ngừa sự cố, hướng tới một hệ thống điện an toàn và ổn định hơn trong tương lai.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Lưới truyền tải điện Gia Lai hiện quản lý vận hành 2 trạm biến áp 500kV trọng điểm là Pleiku và Pleiku 2 với tổng công suất máy biến áp liên lạc vượt 2.500 MVA, cùng mạng lưới gần 900 km đường dây 220kV và 500kV. Đây là trung tâm năng lượng huyết mạch của hệ thống điện quốc gia, trực tiếp giải tỏa công suất từ các nhà máy thủy điện lớn như Ialy (720 MW), Sê San 3 (260 MW), Sê San 3A (108 MW), Sê San 4 (360 MW) và Xekaman 1 (290 MW). Trong bối cảnh thị trường điện cạnh tranh phát triển mạnh mẽ, yêu cầu cấp điện an toàn và ổn định đặt ra thách thức rất lớn cho đơn vị quản lý.

Thực tế giai đoạn 2017-2018 cho thấy, dù thiết bị tự động đóng lại F79 xử lý thành công phần lớn sự cố sét, tổng lượng điện năng gián đoạn truyền tải hàng năm do sự cố và bảo dưỡng định kỳ vẫn ở mức gần 10.000 MWh/năm, chiếm tỷ lệ khoảng 0,12% điện năng toàn lưới. Đề tài tập trung nghiên cứu, tính toán định lượng các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện 220kV Gia Lai trong phạm vi thời gian từ năm 2018 đến 2020. Mục tiêu then chốt là xác định các điểm nghẽn kỹ thuật, đánh giá ảnh hưởng của từng phần tử và đề xuất các nhóm giải pháp nhằm giảm thiểu thời gian ngừng cấp điện, nâng cao hiệu quả kinh tế và độ an toàn vận hành.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu ứng dụng lý thuyết quá trình ngẫu nhiên Markov và phương pháp không gian trạng thái (State Space Method) làm nền tảng cốt lõi. Quá trình Markov liên tục với phân bố mũ của thời gian làm việc an toàn và thời gian phục hồi được sử dụng để mô tả xác suất chuyển dịch giữa các trạng thái của hệ thống điện. Thay vì chỉ phân tích theo phương pháp khối nối tiếp - song song truyền thống vốn chỉ phù hợp cho lưới hình tia, mô hình trạng thái cho phép khảo sát toàn diện mạng lưới mạch vòng phức tạp.

Mô hình nghiên cứu phân tách trạng thái của các phần tử thành 4 nhóm chính: trạng thái làm việc bình thường (N), trạng thái đổi nối cô lập phần tử (S), trạng thái sửa chữa phục hồi sự cố (R), và trạng thái cắt điện bảo quản định kỳ theo kế hoạch (M). Các khái niệm then chốt bao gồm: cường độ sự cố (lambda, tính bằng số lần/năm hoặc lần/100km.năm), thời gian sửa chữa sự cố trung bình (TR, tính bằng giờ), cường độ bảo dưỡng định kỳ (lambda_M), thời gian bảo dưỡng (TM) và thời gian thao tác đổi nối (TS).

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu vận hành thực tế, hồ sơ sự cố và kế hoạch bảo dưỡng định kỳ trong giai đoạn 2017-2018 do Truyền tải điện Gia Lai quản lý. Cỡ mẫu khảo sát bao gồm toàn bộ 17 phân đoạn đường dây 220kV (ký hiệu từ D1 đến D17), 2 trạm biến áp 500kV (Pleiku và Pleiku 2), 5 máy biến áp lực 500kV/220kV cùng hơn 49 thiết bị đóng cắt chính như máy cắt, dao cách ly và thanh cái.

Phương pháp chọn mẫu toàn thể (comprehensive sampling) được áp dụng trên toàn bộ ranh giới lưới 220kV khu vực Gia Lai nhằm phản ánh chính xác cấu trúc thực tế. Về phương pháp phân tích, tác giả kết hợp phần mềm PowerWorld để tính toán chế độ trào lưu công suất xác lập với thuật toán ma trận trạng thái Markov được lập trình trên Microsoft Excel. Lý do lựa chọn phương pháp này là khả năng lượng hóa chi tiết tác động của từng sự cố phần tử đến khả năng cấp điện liên tục tại từng nút phụ tải, điều mà các công thức giải tích đơn giản không thể thực hiện được trên lưới truyền tải đa nguồn. Trục thời gian thực hiện kéo dài từ năm 2018 đến 2020.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, nghiên cứu phát hiện công tác bảo dưỡng định kỳ (BQĐK) là nguyên nhân gây gián đoạn cấp điện lớn nhất, vượt xa sự cố ngẫu nhiên. Tần suất cắt điện do BQĐK dao động từ 1,9 đến 4,0 lần/năm đối với mỗi đường dây, gây ra sản lượng điện năng gián đoạn truyền tải gần 10.000 MWh/năm (chiếm 0,12% điện năng toàn lưới), cao gấp 3 đến 5 lần so với gián đoạn do sự cố ngẫu nhiên.

Thứ hai, tuyến đường dây mạch kép 220kV Pleiku 2 – Xekaman 1 (chiều dài 189,9 km mỗi mạch) có rủi ro sự cố cao nhất. Trong năm 2018, tuyến 273/Pleiku 2 – 271/Xekaman 1 và 274/Pleiku 2 – 272/Xekaman 1 xảy ra tổng cộng 16 lần sự cố sét, trong đó có 3 lần thiết bị F79 đóng lại không thành công, gây mất điện hoàn toàn đường dây truyền tải từ nhà máy thủy điện nước bạn Lào.

Thứ ba, nghiên cứu chỉ ra nguy cơ quá tải nghiêm trọng vào mùa mưa (từ tháng 6 đến tháng 10). Khi các nhà máy thủy điện phát tối đa công suất, mức mang tải của 2 máy biến áp 500kV – 450MVA tại trạm Pleiku 2 thường xuyên vượt trên 80% định mức. Khi xảy ra sự cố đơn lẻ N-1, nguy cơ sa thải phụ tải có thể lên tới 1.632 MW như trường hợp thực tế đã ghi nhận trên tuyến 572 Thạnh Mỹ – 583 Pleiku 2.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính của tình trạng trên bắt nguồn từ việc TBA 500kV Pleiku đã vận hành hơn 25 năm (từ năm 1994), khiến nhiều thiết bị như máy biến áp AT3, kháng điện KH502, máy biến dòng và dao cách ly bị suy giảm chất lượng, thiếu vật tư thay thế tương thích. Hơn nữa, sơ đồ phía 220kV tại trạm Pleiku là sơ đồ 2 thanh cái có thanh cái vòng, dẫn đến thời gian đổi nối dao cách ly khi có sự cố kéo dài từ 30 đến 45 phút.

Khi so sánh với các báo cáo kỹ thuật ngành truyền tải, kết quả này khẳng định việc tối ưu hóa thời gian thao tác đổi nối và giảm tần suất BQĐK mang lại hiệu quả nâng cao độ tin cậy vượt trội hơn nhiều so với việc chỉ tập trung giảm sự cố ngẫu nhiên. Toàn bộ dữ liệu được hệ thống hóa trực quan thông qua bảng phân loại trạng thái Markov 17 nhánh đường dây và biểu đồ phân bổ thời gian gián đoạn hàng năm, giúp nhà quản lý dễ dàng khoanh vùng các nhánh xung yếu nhất.

Đề xuất và khuyến nghị

Thứ nhất, thực hiện cải tạo sơ đồ thiết bị phân phối phía 220kV TBA 500kV Pleiku sang sơ đồ một rưỡi (3/2). Mục tiêu định lượng là giảm từ 25% đến 35% điện năng gián đoạn truyền tải do sự cố và bảo dưỡng định kỳ thanh cái. Thời gian triển khai dự kiến trong giai đoạn 2021-2023 do Ban Quản lý dự án Truyền tải điện chủ trì phối hợp với Công ty Truyền tải điện 3.

Thứ hai, chuẩn hóa và tự động hóa quy trình thao tác đổi nối thiết bị đóng cắt. Mục tiêu là rút ngắn thời gian đổi nối (TS) từ mức 30-45 phút xuống dưới 15 phút cho mỗi thao tác cô lập phân đoạn sự cố. Kế hoạch này do Phòng Kỹ thuật và Điều độ Truyền tải điện Gia Lai thực hiện trong vòng 12 tháng.

Thứ ba, áp dụng công nghệ sửa chữa nóng trên đường dây đang mang điện (Hotline) kết hợp phương pháp bảo dưỡng dựa trên tình trạng vận hành thiết bị (CBM). Giải pháp này hướng tới cắt giảm từ 40% đến 50% số lần cắt điện công tác định kỳ hàng năm (đưa tần suất cắt điện từ 1,9 - 4,0 lần/năm xuống dưới 1,2 lần/năm), do các Đội truyền tải điện trực thuộc triển khai từ năm 2021.

Thứ tư, tăng cường hệ thống chống sét trên các cung đoạn đường dây qua địa hình núi cao hiểm trở, đặc biệt là tuyến Pleiku 2 – Xekaman 1. Mục tiêu là giảm cường độ sự cố đường dây (lambda) từ mức 0,8 lần/100km.năm xuống dưới 0,3 lần/100km.năm thông qua lắp đặt bổ sung chống sét van đường dây và cải tạo điện trở nối đất cột xuống dưới 10 Ohm trong thời hạn 18 tháng.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Thứ nhất, cán bộ quản lý và kỹ sư vận hành tại Công ty Truyền tải điện 3 (PTC3) và Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT): Luận văn cung cấp phương pháp luận định lượng để lập kế hoạch cắt điện bảo dưỡng tối ưu trên hơn 900 km đường dây và 2 trạm 500kV trọng điểm.

Thứ hai, các kỹ sư điều độ tại Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia và miền Trung: Tài liệu giúp nhận diện rủi ro quá tải mùa mưa khi các máy biến áp 500kV vận hành trên 80% công suất, từ đó xây dựng các kịch bản chuyển đổi phương thức vận hành an toàn.

Thứ ba, các kỹ sư tư vấn thiết kế và quy hoạch nguồn - lưới điện: Luận văn cung cấp mô hình so sánh định lượng hiệu quả kinh tế - kỹ thuật giữa sơ đồ 2 thanh cái có thanh cái vòng và sơ đồ một rưỡi (3/2) khi cải tạo các trạm biến áp 220kV.

Thứ tư, giảng viên, học viên cao học và sinh viên ngành Kỹ thuật điện: Đây là tài liệu tham khảo thực tế giá trị về ứng dụng xích Markov và phần mềm PowerWorld - Excel trong phân tích độ tin cậy lưới điện phức tạp.

Câu hỏi thường gặp

1. Phương pháp không gian trạng thái có ưu thế gì vượt trội so với phương pháp cấu trúc nối tiếp - song song? Phương pháp không gian trạng thái mô hình hóa đầy đủ 4 trạng thái vận hành gồm bình thường, đổi nối, sửa chữa và bảo dưỡng định kỳ trên lưới mạch vòng phức tạp. Trong khi phương pháp nối tiếp - song song chỉ phù hợp cho lưới hình tia, phương pháp trạng thái định lượng chính xác 10.000 MWh điện năng gián đoạn hàng năm và phân tích chi tiết mức độ tin cậy tại từng nút phụ tải.

2. Yếu tố nào gây gián đoạn truyền tải điện lớn nhất trên lưới 220kV Gia Lai? Công tác cắt điện bảo dưỡng định kỳ (BQĐK) là nguyên nhân chính gây mất điện lớn nhất, chiếm 0,12% sản lượng truyền tải toàn mạng. Tần suất cắt điện BQĐK dao động từ 1,9 đến 4,0 lần/năm, gây thiệt hại thời gian ngừng cấp điện cao gấp 3 đến 5 lần so với các sự cố ngẫu nhiên trên lưới.

3. Việc chuyển đổi sang sơ đồ một rưỡi phía 220kV trạm Pleiku mang lại lợi ích gì? Sơ đồ một rưỡi giúp loại bỏ hoàn toàn việc phải ngừng truyền tải đường dây khi kiểm tra hoặc sửa chữa máy cắt và thanh cái. Giải pháp này giúp cắt giảm từ 25% đến 35% sản lượng điện năng gián đoạn hàng năm, đồng thời rút ngắn thời gian thao tác đổi nối từ 45 phút xuống dưới 5 phút trên 6 xuất tuyến 220kV.

4. Vì sao tuyến đường dây kép Pleiku 2 – Xekaman 1 có tần suất sự cố cao trong năm 2018? Tuyến Pleiku 2 – Xekaman 1 có chiều dài lớn 189,9 km đi qua địa hình rừng núi hiểm trở với mật độ sét dày đặc. Trong năm 2018, tuyến ghi nhận 16 vụ sự cố sét với 3 lần thiết bị đóng lặp lại F79 thất bại, đòi hỏi phải lắp đặt bổ sung chống sét van và hạ điện trở tiếp địa cột xuống dưới 10 Ohm.

5. Luận văn sử dụng công cụ phần mềm nào để giải bài toán độ tin cậy? Tác giả đã ứng dụng phần mềm PowerWorld để tính toán phân bố trào lưu công suất xác lập trên lưới 17 nhánh, sau đó tích hợp toàn bộ thuật toán ma trận trạng thái Markov trên Microsoft Excel. Sự kết hợp này mang lại độ chính xác cao, tính toán linh hoạt và tối ưu chi phí nghiên cứu.

Kết luận

• Đã định lượng toàn diện các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện 220kV Truyền tải điện Gia Lai với quy mô gần 900 km đường dây và 2 trạm biến áp 500kV.
• Xác lập thành công mô hình không gian trạng thái Markov 4 trạng thái, chỉ ra công tác bảo dưỡng định kỳ chiếm gần 10.000 MWh/năm điện năng gián đoạn.
• Đề xuất giải pháp cải tạo sơ đồ một rưỡi (3/2) phía 220kV TBA 500kV Pleiku giúp giảm 25% đến 35% điện năng thiếu hụt do sự cố và bảo dưỡng.
• Đưa ra lộ trình rút ngắn thời gian đổi nối từ 30-45 phút xuống dưới 15 phút và ứng dụng công nghệ sửa chữa Hotline, CBM để giảm 50% số lần cắt điện định kỳ.
• Xây dựng hoàn chỉnh thuật toán tính toán độ tin cậy tự động trên nền tảng PowerWorld và Excel, tạo tiền đề mở rộng nghiên cứu cho toàn bộ lưới truyền tải 500kV liên miền giai đoạn 2021-2025.

Kết quả nghiên cứu của luận văn mang giá trị khoa học và thực tiễn sâu sắc, là tài liệu chuyên khảo quan trọng phục vụ công tác tối ưu hóa vận hành hệ thống truyền tải điện quốc gia. Độc giả và các đơn vị chuyên môn có thể áp dụng trực tiếp các giải pháp và thuật toán trong luận văn để nâng cao chất lượng cung cấp điện cho khu vực Tây Nguyên và cả nước.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Mở đầu Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY VÀ LƢỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI ĐIỆN GIA LAI. Chƣơng 2: CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY. Chƣơng 3: TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI BẰNG PHƢƠNG PHÁP TRẠNG THÁI. Chƣơng 4: TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƢỚI ĐIỆN 220KV TRUYỀN TẢI ĐIỆN GIA LAI.

Chƣơng 5 : ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY. Kết luận và kiến nghị. TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY VÀ LƢỚI ĐIỆN THUỘC TRUYỀN TẢI ĐIỆN GIA LAI 1. Tổng quan về độ tin cậy của lƣới điện Độ tin cậy là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật, đặc biệt là khi xuất hiện những hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các lĩnh vực công nghiệp khác nhau.

Độ tin cậy của phần tử hoặc cả hệ thống đƣợc đánh giá một cách định lƣợng dựa trên 2 yếu tố cơ bản là: tính làm việc an toàn và tính sửa chữa đƣợc. Hệ thống điện và các phần tử: HT là tập hợp những phần tử (PT) tƣơng tác trong một cấu trúc nhất định nhằm thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất sự hoạt động cũng nhƣ sự phát triển. Trong hệ thống điện (HTĐ) các phần tử là nhà máy phát điện, MBA, đƣờng dây…Nhiệm vụ của HTĐ là sản xuất và truyền tải phân phối điện năng đến các hộ tiêu thụ. Điện năng phải đảm bảo các chỉ tiêu chất lƣợng pháp định nhƣ điện áp, tần số, và độ tin cậy hợp lý (ĐTC không phải là một chỉ tiêu pháp định, nhƣng xu thế phải trở thành một chỉ tiêu pháp định với mức độ hợp lý nào đó).

HTĐ phải đƣợc phát triển một cách tối ƣu và vận hành với hiệu quả kinh tế cao nhất. Về mặt độ tin cậy, HTĐ là một hệ phức tạp, thể hiện ở các điểm: - Số lƣợng các phần tử rất lớn. - Cấu trúc phức tạp. - Rộng lớn trong không gian.

- Phát triển không ngừng theo thời gian. - Hoạt động phức tạp. Vì vậy HTĐ thƣờng đƣợc quản lý phân cấp, để có thể quản lý, điều khiển phát triển, cũng nhƣ vận hành một cách hiệu quả. HTĐ là hệ thống phục hồi, các phần tử của nó có thể bị hỏng sau khi đƣợc phục hồi và lại đƣa vào hoạt động.

Phần tử là một bộ phận tạo thành hệ thống mà trong quá trình nghiên cứu ĐTC nhất định , nó dƣợc xem nhƣ là một tổng kê không chia cắt đƣợc ( ví dụ nhƣ linh kiện,thiết bị…) mà độ tin cậy cho trƣớc, hoặc dựa trên những số liệu thống kê. Phần tử ở đây có thể hiểu theo một cách rộng rãi hơn. Bản thân phần tử cũng có thể cấu trúc phức tạp nếu xét riêng nó là một hệ thống. Ví dụ máy phát điện là hệ thống rất phúc tạp nếu xét riêng nó, nhƣng khi nghiên cứu độ tin cậy của HTĐ ta có thể xem máy phát điện là một phần tử với các thông số 7 đặc trƣng có độ tin cậy nhƣ cƣờng độ hỏng hóc, thời gian phục hồi, xác xuất để mát phát điện làm việc an toàn trong khoảng thơi gian quy định đã đƣợc xác định.

Đa số phần tử của hệ thống là phần tử phục hồi. Tính phục hồi của phần tử thể hiện khả năng ngăn ngừa phát triển và loại trừ sự cố nhờ sách lƣợc “bảo quản định kỳ” (BQĐK) hoặc sửa chữa phục hồi khi sự cố. Độ tin cậy của lƣới điện truyền tải đƣợc xác định bằng tỷ lệ sản lƣợng điện năng không cung cấp đƣợc hàng năm do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch, ngừng/ giảm cung cấp điện có kế hoạch và sự cố trên lƣới điện truyền tải gây mất điện cho khách hàng. Sản lƣợng điện năng không cung cấp đƣợc tính bằng tích số giữa công suất phụ tải bị ngừng, giảm cung cấp điện với thời gian ngừng, giảm cung cấp điện tƣơng ứng trong các trƣờng hợp mất điện kéo dài trên 01 phút, trừ các trƣờng hợp sau: - Ngừng, giảm cung cấp điện do hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn; - Ngừng, giảm mức cung cấp điện do sự bất khả kháng ( sự kiện xảy ra một cách khách quan không thể kiểm soát đƣợc, không thể lƣờng trƣớc đƣợc và không thể tránh đƣợc mặc dù đã áp dụng cho mọi biện pháp cần thiết trong khẳ năng cho phép).

Tổng quan về lƣới điện 220 kV truyền tải điện Gia Lai Hiện tại, Truyền tải điện Gia Lai đƣợc giao nhiệm vụ quản lý vận hành 02 Trạm biến áp (TBA) 500kV Pleiku, 500kV Pleiku2 và khoảng 900km đƣờng dây 500kV, 220kV, cụ thể nhƣ sau: - Trạm biến áp 500kV Pleiku có: 06 xuất tuyến đƣờng dây 500kV, 08 xuất tuyến đƣờng dây 220kV, 03 máy biến áp 500kV - 450MVA, 02 máy biến áp 220kV - 125MVA, 04 bộ kháng điện 500kV (tổng dung lƣợng là 520MVar), 03 giàn tụ bù dọc 500kV - 2000A. - Trạm biến áp 500kV Pleiku 2 có: 04 xuất tuyến đƣờng dây 500kV, 07 xuất tuyến đƣờng dây 220kV; 02 MBA 500kV - 450MVA, 04 bộ kháng điện 500kV (tổng dung lƣợng là 599MVAr), 03 giàn tụ bù dọc 500kV - 2000A. - Đƣờng dây truyền tải 220kV - 500kV: Gồm 06 tuyến đƣờng dây 500kV mạch đơn; 01 tuyến đƣờng dây 500kV mạch kép; 04 tuyến đƣờng dây 220kV mạch đơn; 04 tuyến đƣờng dây 220kV mạch kép. Trạm biến áp 500kV Pleiku, Pleiku 2 là một điểm nút cực kỳ quan trọng trong lƣới điện siêu cao áp Quốc gia cũng nhƣ hệ thống điện Việt Nam.

Nhiệm vụ chính của TBA là làm trung gian để truyền tải công suất từ Miền Bắc vào Miền Nam và từ Miền Nam ra Miền Bắc. Nhận nguồn trực tiếp từ các nhà máy thủy điện trên khu vực các tỉnh Tây Nguyên nhƣ: Thủy điện Ialy 720 MVA đi trên 2 mạch đƣờng dây vào thanh 8 cái 500 KV của TBA Pleiku; NMTĐ Sê san 3, Sê san 3A công suất 260 MVA và 108 MVA cấp cho thanh cái 220 kV của TBA 500 kV Pleiku; NMTĐ Sê san 4, Sê san 4A công suất 360 MVA và 63 MVA cấp cho thanh cái 220kV của TBA 500 kV Pleiku 2; NMTĐ Xekaman công suất 290 MVA đi trên mạch kép cấp cho thanh cái 220 kV của trạm 500kV Pleiku 2. Ngoài ra các trạm còn nhận điện từ các nguồn khác nhƣ Nhiệt điện Sinh Khối 110 MW, thủy điện Pleikrong nối vào thanh cái 220 kV tại trạm hòa lên lƣới điện quốc gia, cung cấp điện năng cho sự phát triển kinh tế xã hội và an ninh quốc phòng của đất nƣớc nói chung cũng nhƣ các tỉnh nam Miền Trung và Tây Nguyên nói riêng. Sơ đồ lƣới điện Truyền tải điện Gia Lai: 9 1.

Thực trạng ĐỘ TIN CẬY của lƣới điện 220KV truyền tải điện Gia Lai 1. Trạm biến áp 500 kV Pleiku Đƣợc đƣa vào vận hành từ năm 1994, đây là một trạm đƣợc thiết kế và xây dựng từ khi có hệ thống điện 500kV tại Việt Nam, nhiều thiết bị vận hành tại đây có tuổi thọ đến 25 năm vận hành, nhƣ kháng điện 500kV KH502, MBA 220kV AT3, CSV, DCL, TI, TU, hệ thống tủ bảng tự dùng, cáp nhị thứ và rơ le trung gian… đang ngày càng xuống cấp, giảm độ tin cậy và bộc lộ nhiều khiếm khuyết, hƣ hỏng trong vận hành. Việc tiến hành đại tu, bảo dƣỡng, sửa chữa thiết bị gặp rất nhiều khó khăn do yêu cầu, áp lực về cung cấp điện và nhất là không có vật tƣ phụ kiện dự phòng thay thế do công nghệ sản xuất của một số nhà chế tạo đã ngừng hoạt động. Để nâng cao độ tin cậy, trong thời gian qua trạm liên tục mở rộng, cải tạo, nâng cấp, thay thế thiết bị.

Từ sơ đồ nối điện chính ban đầu của hệ thống 500kV là tứ giác, hệ thống 220kV là một thanh cái có thanh cái vòng. Đến nay sơ đồ nối điện chính của hệ thống 500kV là 3/2, với 03 MBA 500kV-450MVA, 01 kháng thanh cái, 06 ngăn lộ đƣờng dây 500kV, trong đó có 03 ngăn lộ đƣợc lắp kháng điện bù ngang và tụ bù dọc 500kV. Sơ đồ nối điện chính của hệ thống 220kV là 2 thanh cái có thanh cái đƣờng vòng, với 02 MBA 220kV-125MVA, 06 xuất tuyến đƣờng dây 220kV. Các xuất tuyến đƣờng dây 220 kV: + Xuất tuyến 271 TBA 220 kV Kontum với chiều dài 35,8km, 2xACSR 400/51.

+ Xuất tuyến 271 TBA 220 kV Kontum với chiều dài 35,8km, 2xACSR 400/51. + Xuất tuyến 274 nhà máy nhiệt điện An khê với chiều dài 86,8km, ACKII 300/39. + Xuất tuyến 275 TBA 500 kV Pleiku2 với chiều dài 25,6km, ACSR 500/64. + Xuất tuyến 274 nhà máy thủy điện Sê san 3A với chiều dài 42,5km, ACSR 500/64.

+ Xuất tuyến 272 nhà máy thủy điện Sê san 3 với chiều dài 29,8km, ACSR 500/64. Sơ đồ vận hành TBA 500kV Pleiku 1. Trạm biến áp 500 kV Pleiku 2 Đƣợc đóng điện xung kích và đƣa vào vận hành lần đầu vào vào ngày 04/3/2016. Nhìn chung thiết bị nhất, nhị thứ đồng bộ, mới, hiện đại.

Sơ đồ nối điện chính của hệ thống 500kV là 3/2, với 02 MBA 500kV-450MVA, 01 kháng thanh cái và 04 ngăn lộ đƣờng dây 500kV, trong đó có 03 ngăn lộ đƣợc lắp kháng điện bù ngang và tụ bù dọc 500kV. Sơ đồ nối điện chính của hệ thống 220kV là 2 thanh cái có thanh 11 cái đƣờng vòng, với 07 xuất tuyến đƣờng dây 220kV, ngăn máy cắt vòng MC 200 và ngăn máy cắt nối MC 212. Trạm biến áp 500kv Pleiku2 nhận nguồn điện từ hai nhà máy thủy điện SÊSAN4 và nhà máy thủy điện XEKAMAN1 với hai đƣờng dây 220kv (mạch kép). Các xuất tuyến đƣờng dây 220kv: + Xuất tuyến 271 đi 275 NMTĐ SÊSAN4 (M1) với chiều dài 62,76km, 2xACSR 400/51.

+ Xuất tuyến 272 đi 274 NMTĐ SÊSAN4 (M2) với chiều dài 62,76km, 2xACSR 400/51. + Xuất tuyến 273 đi 271 NMTĐ XEKAMAN (M1) với chiều dài 189,90km, 2xACSR 400/51. + Xuất tuyến 274 đi 272 NMTĐ XEKAMAN (M2) với chiều dài 189,90km, 2xACSR 400/51. + Xuất tuyến 275 đi 272 TBA 500kv Pleiku với chiều dài 25,6km, ACSR 500/64.

+ Xuất tuyến 276 đi 271 TBA 220kv Krông Buk với chiều dài 122,6km, ACSR 500/64. + Xuất tuyến 277 đi 277 TBA 220kv Phƣớc An với chiều dài 150,8km, ACSR /51. Sơ đồ vận hành TBA 500kV Pleiku 2 Hiện tại, TBA 500kV Pleiku 2 có 02 MBA 500kV – 450MVA làm việc song song. Tuy nhiên do đặc điểm của Trạm là nhận công suất từ các nhà máy thủy điện trong khu vực truyền tải lên lƣới 500kV từ thanh cái 220kV, do đó việc mang tải của các MBA sẽ tùy thuộc vào từng thời điểm trong năm.

Vào các tháng mùa khô (từ tháng 11 đến tháng 5 năm sau) công suất qua MBA ở mức thấp ≤ 50%, thời điểm này với 2 MBA làm việc song song thì độ tin cậy trong vận hành đối với các MBA là rất cao.