Tổng quan nghiên cứu

Trong bối cảnh phát triển kinh tế - xã hội tỉnh Quảng Bình, việc đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trở thành một tiêu chí quan trọng hàng đầu của ngành điện lực. Điện lực Quảng Trạch, với phạm vi quản lý bao gồm huyện Quảng Trạch và thị xã Ba Đồn, đang vận hành một lưới điện phân phối có quy mô lớn với hơn 59.000 khách hàng và tổng chiều dài đường dây trung áp trên 374 km. Sản lượng điện tiêu thụ trong quý đầu năm 2018 đạt khoảng 20.292 MWh, chiếm gần 20% tổng sản lượng toàn Công ty Điện lực Quảng Bình. Tuy nhiên, các chỉ số độ tin cậy như SAIDI, SAIFI và MAIFI vẫn chưa đạt mục tiêu đề ra, với thời gian mất điện trung bình của khách hàng còn cao, gây ảnh hưởng đến hoạt động sản xuất kinh doanh và đời sống dân sinh.

Mục tiêu nghiên cứu của luận văn là phân tích hiện trạng độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối do Điện lực Quảng Trạch quản lý, tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE-1366 bằng phần mềm PSS/ADEPT, từ đó đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy phù hợp với điều kiện thực tế. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào lưới điện trung áp và hạ áp trên địa bàn huyện Quảng Trạch và thị xã Ba Đồn, với dữ liệu thu thập từ năm 2015 đến 2018. Ý nghĩa của nghiên cứu thể hiện qua việc cải thiện các chỉ số SAIDI, SAIFI, giảm thiểu thời gian và tần suất mất điện, góp phần nâng cao chất lượng dịch vụ điện năng và hiệu quả sản xuất kinh doanh của ngành điện lực.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên các lý thuyết và mô hình cơ bản về độ tin cậy hệ thống điện, trong đó:

  • Lý thuyết độ tin cậy phần tử và hệ thống: Độ tin cậy được định nghĩa là xác suất một phần tử hoặc hệ thống hoạt động tốt trong một khoảng thời gian nhất định. Phần tử trong hệ thống điện được xem là phần tử phục hồi với khả năng sửa chữa và phục hồi sau sự cố. Các chỉ tiêu cơ bản gồm cường độ sự cố (λ), thời gian sửa chữa trung bình (TS), và hệ số sẵn sàng (A).

  • Mô hình Markov và không gian trạng thái: Sử dụng quá trình Markov đồng nhất để mô phỏng trạng thái hoạt động và chuyển trạng thái của các phần tử trong hệ thống điện, từ đó tính toán xác suất trạng thái và tần suất trạng thái của hệ thống.

  • Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE-1366: Bao gồm SAIFI (tần suất mất điện trung bình của khách hàng), SAIDI (thời gian mất điện trung bình của khách hàng), CAIDI (thời gian mất điện trung bình khi mất điện), MAIFI (tần suất mất điện thoáng qua), ASAI (độ sẵn sàng cấp điện trung bình), và các chỉ tiêu dựa trên phụ tải như ASIFI, ASIDI.

  • Mô hình sơ đồ độ tin cậy phần tử nối tiếp và song song: Phân tích cấu trúc lưới điện phân phối theo sơ đồ nối tiếp và song song để tính toán độ tin cậy tổng thể của hệ thống.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng dữ liệu thực tế thu thập từ hệ thống lưới điện phân phối do Điện lực Quảng Trạch quản lý, bao gồm:

  • Nguồn dữ liệu: Số liệu kỹ thuật và vận hành của các thiết bị trên lưới điện (đường dây, trạm biến áp, thiết bị đóng cắt), dữ liệu mất điện khách hàng, thông số vận hành và bảo dưỡng từ năm 2015 đến 2018.

  • Phương pháp chọn mẫu: Toàn bộ lưới điện trung áp và hạ áp trên địa bàn quản lý được khảo sát, với trọng tâm phân tích các xuất tuyến 22kV và 35kV chính.

  • Phương pháp phân tích: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để mô hình hóa lưới điện, tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy SAIDI, SAIFI, CAIDI, MAIFI dựa trên dữ liệu sự cố và bảo dưỡng. Phân tích nguyên nhân sự cố dựa trên thống kê cường độ sự cố và thời gian sửa chữa.

  • Timeline nghiên cứu: Thu thập và xử lý dữ liệu trong vòng 6 tháng, tính toán và phân tích trong 3 tháng tiếp theo, đề xuất giải pháp và hoàn thiện luận văn trong 3 tháng cuối.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

  1. Chỉ tiêu độ tin cậy hiện trạng: Trong giai đoạn 2015-2018, chỉ số SAIDI trung bình của Điện lực Quảng Trạch dao động quanh 2.200 phút, SAIFI khoảng 8,64 lần, MAIFI đạt 3,48 lần. Mặc dù có xu hướng giảm dần qua các năm, các chỉ số này vẫn chưa đạt mục tiêu kế hoạch của Tổng công ty Điện lực miền Trung giao, với tỷ lệ hoàn thành chỉ khoảng 70-85%.

  2. Phân tích nguyên nhân sự cố: Nguyên nhân chủ yếu gây mất điện là do sự cố trên đường dây trung áp và thiết bị đóng cắt, chiếm hơn 60% tổng số sự cố. Các yếu tố khách quan như thời tiết, địa hình phức tạp (35% miền núi, 65% trung du) cũng làm tăng nguy cơ sự cố. Thời gian sửa chữa trung bình kéo dài do thiếu thiết bị tự động hóa và quy trình vận hành chưa tối ưu.

  3. Hiệu quả các thiết bị tự động hóa: Việc sử dụng Recloser và dao cắt có tải giúp giảm thời gian mất điện trung bình trên các xuất tuyến có trang bị thiết bị này từ 15-20% so với các tuyến không có. Tuy nhiên, tỷ lệ trang bị thiết bị tự động hóa còn thấp, chỉ chiếm khoảng 30% tổng số thiết bị đóng cắt.

  4. Tính toán độ tin cậy theo xuất tuyến: Các xuất tuyến 471, 473, 475 tại thị xã Ba Đồn có chỉ số SAIDI thấp hơn khoảng 10-15% so với các xuất tuyến ở huyện Quảng Trạch, phản ánh sự khác biệt về điều kiện vận hành và cơ sở hạ tầng.

Thảo luận kết quả

Kết quả cho thấy việc áp dụng phần mềm PSS/ADEPT trong tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối là phù hợp và hiệu quả, giúp đánh giá chính xác các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, CAIDI theo từng xuất tuyến. Dữ liệu có thể được trình bày qua biểu đồ cột so sánh chỉ số SAIDI và SAIFI qua các năm, bảng tổng hợp nguyên nhân sự cố và thời gian sửa chữa trung bình theo từng loại thiết bị.

So sánh với các nghiên cứu trong ngành điện lực miền Trung, kết quả tương đồng về nguyên nhân sự cố và hiệu quả của thiết bị tự động hóa. Tuy nhiên, điểm khác biệt là địa hình phức tạp và phân bố khách hàng đa dạng tại Quảng Trạch đòi hỏi các giải pháp kỹ thuật và quản lý vận hành đặc thù hơn.

Ý nghĩa của nghiên cứu nằm ở việc cung cấp cơ sở khoa học để lựa chọn và triển khai các giải pháp nâng cao độ tin cậy, góp phần giảm thiểu thời gian mất điện, nâng cao chất lượng dịch vụ và hiệu quả kinh tế cho ngành điện lực Quảng Bình.

Đề xuất và khuyến nghị

  1. Lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị định kỳ: Thực hiện bảo dưỡng định kỳ cho các thiết bị đóng cắt, trạm biến áp theo lịch trình cụ thể nhằm giảm cường độ sự cố trung bình (λ) xuống dưới 10% trong vòng 2 năm tới. Chủ thể thực hiện là bộ phận kỹ thuật vận hành Điện lực Quảng Trạch.

  2. Mở rộng ứng dụng thiết bị tự động hóa: Lắp đặt thêm Recloser, dao cắt có tải và thiết bị điều khiển từ xa trên các xuất tuyến trung áp trọng điểm, mục tiêu tăng tỷ lệ thiết bị tự động hóa lên 60% trong 3 năm. Chủ thể thực hiện phối hợp giữa Tổng công ty Điện lực miền Trung và Điện lực Quảng Trạch.

  3. Phân đoạn đường dây và đồng bộ hóa thiết bị: Thiết kế lại sơ đồ kết lưới phân phối theo phương thức kết lưới cơ bản, phân đoạn đường dây để cô lập sự cố nhanh chóng, giảm thời gian mất điện trung bình (SAIDI) xuống dưới 1.500 phút trong 5 năm. Chủ thể thực hiện là phòng quy hoạch và kỹ thuật.

  4. Tăng cường quản lý vận hành và đào tạo nhân lực: Nâng cao trình độ nhân viên vận hành qua các khóa đào tạo chuyên sâu về xử lý sự cố và vận hành lưới điện thông minh, giảm thiểu sai sót vận hành, dự kiến hoàn thành trong 1 năm. Chủ thể thực hiện là Ban quản lý nhân sự và đào tạo.

  5. Ứng dụng lưới điện thông minh (Smart Grid): Triển khai các giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối, tích hợp hệ thống giám sát và điều khiển từ xa nhằm nâng cao độ sẵn sàng cấp điện (ASAI) trên 99,9% trong 5 năm tới. Chủ thể thực hiện phối hợp giữa EVNCPC và Điện lực Quảng Trạch.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

  1. Các kỹ sư và chuyên viên vận hành lưới điện phân phối: Nghiên cứu cung cấp các phương pháp tính toán và đánh giá độ tin cậy thực tiễn, giúp cải thiện công tác vận hành và bảo dưỡng thiết bị.

  2. Nhà quản lý ngành điện lực: Tham khảo các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện, từ đó xây dựng chính sách và kế hoạch đầu tư phù hợp với điều kiện địa phương.

  3. Các nhà nghiên cứu và sinh viên chuyên ngành kỹ thuật điện: Tài liệu tham khảo về lý thuyết độ tin cậy, mô hình Markov, phương pháp tính toán bằng phần mềm PSS/ADEPT, cũng như các chỉ tiêu đánh giá theo tiêu chuẩn quốc tế.

  4. Các đơn vị tư vấn và thiết kế hệ thống điện: Áp dụng các kết quả nghiên cứu để thiết kế lưới điện phân phối tối ưu, nâng cao hiệu quả vận hành và giảm thiểu sự cố.

Câu hỏi thường gặp

  1. Độ tin cậy lưới điện được đánh giá bằng những chỉ tiêu nào?
    Độ tin cậy thường được đánh giá qua các chỉ tiêu như SAIDI (thời gian mất điện trung bình), SAIFI (tần suất mất điện trung bình), CAIDI (thời gian mất điện trung bình khi mất điện), MAIFI (tần suất mất điện thoáng qua) theo tiêu chuẩn IEEE-1366. Ví dụ, SAIDI thể hiện tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng trong một năm.

  2. Phần mềm PSS/ADEPT có vai trò gì trong nghiên cứu này?
    PSS/ADEPT được sử dụng để mô hình hóa lưới điện phân phối, tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy dựa trên dữ liệu thực tế về sự cố và bảo dưỡng. Phần mềm giúp phân tích chi tiết từng xuất tuyến, hỗ trợ đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy.

  3. Nguyên nhân chính gây mất điện trên lưới điện phân phối Quảng Trạch là gì?
    Nguyên nhân chủ yếu là sự cố trên đường dây trung áp và thiết bị đóng cắt, cùng với ảnh hưởng của điều kiện địa hình phức tạp và thời tiết khắc nghiệt. Ngoài ra, thiếu thiết bị tự động hóa và quy trình vận hành chưa tối ưu cũng làm kéo dài thời gian mất điện.

  4. Giải pháp nào được đề xuất để giảm thời gian mất điện?
    Các giải pháp gồm lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị định kỳ, mở rộng ứng dụng thiết bị tự động hóa như Recloser, phân đoạn đường dây để cô lập sự cố nhanh, đồng bộ hóa thiết bị và nâng cao năng lực quản lý vận hành.

  5. Làm thế nào để đánh giá hiệu quả của các giải pháp nâng cao độ tin cậy?
    Hiệu quả được đánh giá qua việc giảm các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI theo thời gian, đồng thời tăng độ sẵn sàng cấp điện (ASAI). Việc theo dõi và phân tích số liệu sự cố, thời gian sửa chữa trước và sau khi áp dụng giải pháp là cơ sở để đánh giá.

Kết luận

  • Luận văn đã phân tích và đánh giá hiện trạng độ tin cậy lưới điện phân phối Điện lực Quảng Trạch dựa trên các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, MAIFI trong giai đoạn 2015-2018, cho thấy còn nhiều hạn chế cần cải thiện.
  • Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT giúp tính toán chính xác các chỉ tiêu độ tin cậy, hỗ trợ phân tích nguyên nhân sự cố và đề xuất giải pháp phù hợp.
  • Đề xuất các giải pháp kỹ thuật và quản lý như bảo dưỡng định kỳ, mở rộng thiết bị tự động hóa, phân đoạn đường dây, đồng bộ hóa thiết bị và ứng dụng lưới điện thông minh nhằm nâng cao độ tin cậy.
  • Kế hoạch thực hiện các giải pháp được đề xuất với timeline cụ thể từ 1 đến 5 năm, nhằm đạt mục tiêu giảm thời gian và tần suất mất điện, nâng cao chất lượng dịch vụ điện năng.
  • Khuyến nghị các đơn vị liên quan áp dụng kết quả nghiên cứu để nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối, góp phần phát triển kinh tế - xã hội địa phương.

Hành động tiếp theo: Các đơn vị quản lý và vận hành lưới điện cần phối hợp triển khai các giải pháp đề xuất, đồng thời tiếp tục thu thập và phân tích dữ liệu để điều chỉnh, hoàn thiện kế hoạch nâng cao độ tin cậy trong tương lai.