Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện truyền tải và phân phối đóng vai trò huyết mạch trong việc đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy kinh tế - xã hội tại khu vực Đồng bằng sông Cửu Long. Trong giai đoạn 2018 - 2020, điện năng thương phẩm của tỉnh Bến Tre đạt tốc độ tăng trưởng bình quân 10,53%/năm, vượt xa mức dự báo 8,0%/năm trong quy hoạch phát triển điện lực địa phương. Đến tháng 7 năm 2020, sản lượng điện thương phẩm toàn tỉnh đạt 1.813 triệu kWh, tăng 5,86% so với cùng kỳ năm 2019, kéo theo tổng doanh thu 1.821,7 tỷ đồng. Tuy nhiên, đi kèm với sự phát triển phụ tải nhanh chóng là áp lực vận hành đè nặng lên hệ thống lưới điện 110kV và 22kV vốn đã vận hành nhiều năm, khiến tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật chạm mức 7,41%, vượt 2,18% so với chỉ tiêu kế hoạch được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) giao.

Vấn đề cốt lõi đặt ra là sự suy giảm chất lượng điện áp và gia tăng tổn thất công suất trên các đường dây truyền tải kéo dài, liên kết giữa các trạm biến áp 220kV khu vực gồm Mỹ Tho 2, Bến Tre 2, Mỏ Cày 2 và trạm 110kV Cổ Chiên đến 8 trạm biến áp 110kV phân phối trên địa bàn tỉnh. Các phương pháp tính toán tổn thất truyền thống đang áp dụng tại địa phương chủ yếu dựa trên công thức kinh nghiệm tĩnh, thiếu khả năng mô phỏng linh hoạt sự thay đổi của phụ tải theo thời gian thực và chưa phản ánh chính xác trạng thái trào lưu công suất thực tế.

Mục tiêu trọng tâm của nghiên cứu là xây dựng mô hình tính toán chính xác tổn thất điện năng trên toàn bộ hệ thống lưới điện 110kV tỉnh Bến Tre bằng phần mềm chuyên dụng ETAP 16.0. Đề tài tập trung phân tích các thông số vận hành kỹ thuật, đối soát dữ liệu đo đếm thực tế từ hệ thống Appmeter với kết quả mô phỏng giải tích, từ đó xác định chính xác các điểm nghẽn gây tổn thất cao và đề xuất các giải pháp kỹ thuật tối ưu hóa phương thức vận hành, điều chỉnh điện áp và nâng cấp lưới điện nhằm giảm tổn thất điện năng về mức tối ưu dưới 6,5% trong giai đoạn vận hành tiếp theo.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên nền tảng lý thuyết truyền tải điện năng ba pha xoay chiều và các định luật nhiệt động lực học cơ bản. Bản chất vật lý của tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện bắt nguồn từ định luật Joule - Lenz, phát sinh do dòng điện tải chạy qua điện trở và điện kháng của dây dẫn cũng như lõi thép và cuộn dây máy biến áp.

Khung lý thuyết của đề tài tích hợp ba nhóm phương pháp giải tích chính:

  • Mô hình tính toán tổn thất theo dòng điện trung bình bình phương và phương sai dòng điện ($\sigma^2$), cho phép quy đổi dòng điện biến thiên liên tục về một giá trị tương đương gây ra tổn thất nhiệt tương đương trong chu kỳ khảo sát 8.760 giờ của năm.
  • Phương pháp hệ số tổn thất điện năng (Loss Factor - LsF) kết hợp hệ số phụ tải (Load Factor - LF), thiết lập mối quan hệ phi tuyến giữa công suất tổn thất cực đại $\Delta P_{max}$ và tổn thất điện năng tích lũy $\Delta A$.
  • Thuật toán phân bố trào lưu công suất xoay chiều phi tuyến (Load Flow Analysis) sử dụng phương pháp lặp Newton - Raphson và Fast - Decoupled trên phần mềm ETAP 16.0 để giải hệ phương trình nút phi tuyến phức tạp, xác định chính xác điện áp nút, góc pha, dòng công suất tác dụng và phản kháng trên từng nhánh.

Các khái niệm then chốt được chuẩn hóa bao gồm: tổn thất công suất tác dụng ($\Delta P$), tổn thất công suất phản kháng ($\Delta Q$), tổn thất không tải máy biến áp ($\Delta P_0$), tổn thất ngắn mạch ($\Delta P_k$), và thời gian tổn thất công suất cực đại ($\tau$).

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu áp dụng phương pháp chọn mẫu toàn thể (census sampling) trên toàn bộ hệ thống lưới điện 110kV tỉnh Bến Tre do Công ty Điện lực Bến Tre quản lý. Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm 100% các phần tử truyền tải chính: 11 tuyến đường dây không gian 110kV có tổng chiều dài hơn 210 km (sử dụng dây dẫn ACSR 185/29 và ACSR 240/32) và 8 trạm biến áp 110/23kV với tổng công suất đặt trên 414 MVA (bao gồm các trạm Bến Tre 2x63MVA, Bình Đại 63+40MVA, Mỏ Cày 2x40MVA, Ba Tri 40MVA, Giồng Trôm 40MVA, Bình Thạnh 40MVA, Giao Long 40MVA và Chợ Lách 25MVA).

Lý do lựa chọn phương pháp mô phỏng số trên ETAP 16.0 kết hợp kiểm chứng đo đếm thực tế là vì mạng lưới điện 110kV Bến Tre có cấu trúc mạch vòng hở phức tạp và đa nguồn cấp từ 3 trạm 220kV. Việc tính toán thủ công từng nút không thể bao quát được sự tương hỗ giữa điện áp nút và công suất phản kháng, dễ dẫn đến sai số lũy tiến trên 15%.

Dữ liệu đầu vào phục vụ mô hình được trích xuất trực tiếp từ hệ thống đo xa Appmeter của EVN theo chu kỳ 1 giờ/lần và hệ thống giám sát SCADA. Bộ dữ liệu kiểm chứng tập trung vào chu kỳ đo đếm chi tiết 12 giờ liên tục của ngày 01 tháng 08 năm 2020 kết hợp tổng hợp số liệu vận hành thương phẩm cả năm 2019 (với tổng điện năng nhận 1.700,3 triệu kWh và điện năng tiêu thụ 1.599,95 triệu kWh). Timeline nghiên cứu được thực hiện xuyên suốt trong 13 tháng, từ ngày 19 tháng 08 năm 2019 đến ngày 15 tháng 09 năm 2020.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình thu thập dữ liệu và mô phỏng số trên ETAP 16.0 đã chỉ ra các phát hiện định lượng quan trọng về hiện trạng vận hành của hệ thống điện 110kV tỉnh Bến Tre:

Thứ nhất, cán cân năng lượng toàn tỉnh năm 2019 ghi nhận tổng điện năng giao nhận qua các ranh giới đo đếm là 1.700,3 triệu kWh, trong khi điện năng thương phẩm tiêu thụ đạt 1.599,95 triệu kWh, tạo ra lượng điện năng tổn thất toàn hệ thống là 100,35 triệu kWh (tương đương tỷ lệ tổn thất thực tế 5,90% trên toàn bộ các cấp điện áp). Tuy nhiên, bước sang 7 tháng đầu năm 2020, khi phụ tải công nghiệp tại KCN Giao Long và An Hiệp tăng vọt với công suất cực đại $P_{max}$ chạm ngưỡng 16 MW trên tuyến 479, tỷ lệ tổn thất kỹ thuật đã tăng mạnh lên mức 7,41%.

Thứ hai, mô hình mô phỏng ETAP 16.0 thể hiện độ tin cậy vượt trội khi đối soát với dữ liệu đo thực tế từ hệ thống Appmeter trong 12 giờ đầu ngày 01 tháng 08 năm 2020. Sai số tương đối giữa mô phỏng và thực tế tại các thanh cái 110kV và đầu cực thứ cấp 23kV của máy biến áp dao động ở mức rất thấp, chỉ từ 0,85% đến 2,15%. Hệ số công suất trung bình toàn hệ thống ghi nhận ở mức rất cao đạt $\cos\varphi = 0,9987$.

Thứ ba, sự phân bố tổn thất công suất diễn ra không đồng đều, tập trung chủ yếu tại các tuyến đường dây truyền tải có bán kính cấp điện lớn và tiết diện dây chưa tối ưu. Cụ thể, tuyến 175 Bến Tre 2 - 172 Giồng Trôm có chiều dài lên tới 40,666 km (sử dụng dây ACSR 185/29, dòng định mức 510A) và tuyến 174 Mỏ Cày - 131 Bình Thạnh dài 33,545 km (dây ACSR 240/32) đóng góp tới hơn 42% tổng tổn thất công suất tác dụng trên toàn bộ 11 tuyến truyền tải 110kV của tỉnh.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính dẫn đến sự chênh lệch tổn thất và sụt giảm điện áp bắt nguồn từ hai yếu tố kỹ thuật then chốt: trở kháng đường dây lớn trên các tuyến kéo dài qua địa bàn sông nước và việc duy trì nấc phân áp cố định của máy biến áp chưa thích ứng kịp thời với biểu đồ biến thiên phụ tải ngày đêm.

Dữ liệu mô phỏng được biểu diễn trực quan thông qua bảng phân tích trào lưu công suất (Load Flow Report) và biểu đồ phân bố sụt áp tại các thanh cái phụ tải. Kết quả cho thấy tại một số thời điểm cao điểm trưa và tối, điện áp tại thanh cái 23kV trạm Ba Tri và trạm Chợ Lách bị sụt giảm xuống mức 0,94 - 0,96 đơn vị tương đối (pu), làm tăng dòng điện chạy trên lưới để đáp ứng công suất tiêu thụ của tải, từ đó làm gia tăng tổn thất nhiệt theo hàm bậc hai của dòng điện.

Khi thực hiện bài toán tối ưu hóa trên ETAP 16.0 bằng cách kết hợp hai giải pháp: tăng điện áp định danh đầu nguồn từ các trạm 220kV thêm 2,5% và điều chỉnh đầu phân áp dưới tải (On-Load Tap Changer - OLTC) của các máy biến áp 110/23kV thêm từ 1 đến 2 nấc (+2,5% đến +5,0%), điện áp tại tất cả các thanh cái 23kV đã được khôi phục về dải tối ưu từ 1,00 đến 1,02 pu. Sự cải thiện điện áp này giúp giảm dòng điện chạy trên các nhánh truyền tải, mang lại hiệu quả cắt giảm tổng tổn thất công suất tác dụng trên toàn lưới 110kV từ 7,8% đến 11,2% so với trạng thái vận hành ban đầu.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả mô phỏng kỹ thuật và phân tích hiệu quả kinh tế, đề tài đưa ra 4 nhóm giải pháp công nghệ và quản lý vận hành có tính ứng dụng cao:

Thứ nhất, điều chỉnh hệ thống đầu phân áp máy biến áp 110/23kV. Công ty Điện lực Bến Tre cần chỉ đạo Đội Quản lý vận hành lưới điện cao thế tiến hành tính toán và chuyển đổi linh hoạt các nấc phân áp tại 8 trạm biến áp 110kV (đặc biệt ưu tiên trạm Ba Tri, Bình Thạnh và Chợ Lách) theo 2 mùa mưa - khô. Mục tiêu giữ điện áp thanh cái thứ cấp 23kV ổn định ở mức $23,5\text{ kV} \pm 2%$, giảm tổn thất điện năng khoảng 6,5 triệu kWh/năm, hoàn thành trong Quý 1 năm 2021.

Thứ hai, cải tạo và nâng cấp tiết diện dây dẫn trên các tuyến đường dây 110kV quá tải. Ban Quản lý Dự án Điện lực Bến Tre cần lập phương án thay thế dây dẫn ACSR 185/29 bằng dây ACSR 240/32 hoặc dây siêu nhiệt composite trên tuyến 175 Bến Tre 2 - Giồng Trôm (40,666 km) và tuyến 173 Giồng Trôm - Bình Đại (20,925 km). Việc nâng dòng định mức từ 510A lên trên 610A sẽ giảm mật độ dòng điện kinh tế, hạ tổn thất công suất tác dụng trên nhánh xuống 18,5%, thực hiện trong giai đoạn 2021 - 2023.

Thứ ba, chuẩn hóa quy trình phân tích tổn thất định kỳ bằng phần mềm ETAP 16.0. Phòng Kỹ thuật và Điều độ cần tích hợp cơ sở dữ liệu đường dây, máy biến áp và phụ tải vào ETAP, thực hiện chạy bài toán Optimal Power Flow (OPF) và Optimal Capacitor Placement (OCP) định kỳ hàng tháng để làm căn cứ điều hành phương thức cấp điện tối ưu, triển khai đồng bộ trước tháng 12 năm 2021.

Thứ tư, lắp đặt hệ thống bù công suất phản kháng tự động tại các xuất tuyến 22kV phụ tải cao. Đơn vị quản lý vận hành cần bổ sung các dàn tụ bù ứng động dung lượng từ 1,2 MVAR đến 2,4 MVAR tại các trạm biến áp cấp điện cho KCN Giao Long và An Hiệp, duy trì hệ số công suất $\cos\varphi \ge 0,98$ tại mọi thời điểm, hoàn thành trong giai đoạn 2021 - 2022.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang giá trị thực tiễn sâu sắc cho 4 nhóm đối tượng chuyên môn:

Nhóm thứ nhất là các kỹ sư điều độ và vận hành hệ thống điện tại các Công ty Điện lực tỉnh/thành phố. Luận văn cung cấp tài liệu hướng dẫn từng bước về việc thiết lập thông số thiết bị (Bus, Transformer, Transmission Line, Cable) trên ETAP 16.0 và quy trình phân tích trào lưu công suất thực tế để kiểm soát sụt áp và quá tải đường dây.

Nhóm thứ hai là các chuyên viên quy hoạch và quản lý dự án lưới điện phân phối. Kết quả tính toán định lượng về tổn thất kỹ thuật giúp các kỹ sư quy hoạch có cơ sở khoa học vững chắc để lập báo cáo kinh tế - kỹ thuật cho các dự án thay dây dẫn, nâng công suất trạm biến áp và xây dựng đường dây 110kV mạch kép mới.

Nhóm thứ ba là giảng viên, học viên cao học và sinh viên chuyên ngành Quản lý Năng lượng, Hệ thống Điện và Kỹ thuật Điện tại các trường đại học khối kỹ thuật. Đề tài đóng vai trò là một case study mẫu mực về việc kết hợp giữa lý thuyết tính toán tổn thất điện năng giải tích với phần mềm mô phỏng công nghiệp và số liệu SCADA/Appmeter thực tế.

Nhóm thứ tư là ban lãnh đạo và các nhà quản lý doanh nghiệp ngành điện. Nghiên cứu cung cấp góc nhìn toàn diện về bài toán chi phí - lợi ích giữa vốn đầu tư cải tạo lưới điện và giá trị làm lợi kinh tế thu được từ việc cắt giảm tổn thất điện năng thương phẩm hàng năm.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao nghiên cứu lại chọn phần mềm ETAP 16.0 để tính toán tổn thất điện năng thay vì tính toán giải tích thuần túy? Phần mềm ETAP 16.0 ứng dụng thuật toán Newton - Raphson giải hệ phương trình trào lưu công suất đa nút phi tuyến cực nhanh, cho phép xử lý đồng thời 11 tuyến dây và 8 trạm biến áp 110kV phức tạp. Tính toán giải tích thủ công rất dễ gặp sai số tích lũy lớn và không thể mô phỏng động các chế độ điều chỉnh đầu phân áp hay phân tích tối ưu hóa tụ bù.

Tỷ lệ tổn thất điện năng trên địa bàn tỉnh Bến Tre trong giai đoạn nghiên cứu diễn biến ra sao? Năm 2019, tổng điện năng nhận trên toàn tỉnh là 1.700,3 triệu kWh và điện năng tiêu thụ đạt 1.599,95 triệu kWh, tương ứng mức tổn thất 100,35 triệu kWh. Đến tháng 7 năm 2020, do phụ tải tăng trưởng nóng 10,53%/năm, tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật đã tăng lên 7,41%, vượt 2,18% so với chỉ tiêu kế hoạch được giao.

Giải pháp điều chỉnh đầu phân áp máy biến áp (OLTC) mang lại hiệu quả giảm tổn thất như thế nào? Điều chỉnh tăng nấc phân áp máy biến áp từ 1 đến 2 nấc (+2,5% đến +5,0%) giúp nâng điện áp thanh cái phụ tải 23kV từ mức thấp 0,95 pu lên mức định mức 1,00 - 1,02 pu. Khi điện áp tăng, dòng điện truyền tải giảm tương ứng với cùng công suất truyền tải, giúp cắt giảm từ 7,8% đến 11,2% tổn thất công suất nhiệt trên lưới.

Dữ liệu đo đếm thực tế được thu thập bằng công cụ nào và có độ tin cậy ra sao? Dữ liệu vận hành được thu thập trực tuyến tự động qua phần mềm Appmeter của EVN theo từng giờ, đo đếm chính xác điện áp, dòng điện, công suất tác dụng, phản kháng và hệ số $\cos\varphi$ đạt 0,9987. Dữ liệu thực tế ngày 01 tháng 08 năm 2020 khi đối chiếu với mô phỏng ETAP cho độ sai lệch dưới 2,15%.

Những tuyến đường dây nào trên địa bàn tỉnh Bến Tre chịu mức tổn thất kỹ thuật lớn nhất? Hai tuyến đường dây 110kV có tổn thất công suất cao nhất là tuyến 175 Bến Tre 2 - Giồng Trôm (dài 40,666 km, dây ACSR 185/29) và tuyến 174 Mỏ Cày - Bình Thạnh (dài 33,545 km, dây ACSR 240/32). Nguyên nhân do chiều dài đường dây lớn và mật độ phụ tải tiêu thụ tăng nhanh tại khu vực cuối nguồn.

Kết luận

  • Luận văn đã mô hình hóa thành công và toàn diện hệ thống lưới điện truyền tải 110kV tỉnh Bến Tre gồm 11 tuyến đường dây và 8 trạm biến áp trên nền tảng phần mềm chuyên dụng ETAP 16.0.
  • Kết quả mô phỏng trào lưu công suất khớp hoàn toàn với dữ liệu đo đếm trực tuyến từ hệ thống Appmeter với sai số biên độ chỉ từ 0,85% đến 2,15%, khẳng định tính chính xác và độ tin cậy của mô hình số.
  • Nghiên cứu đã định vị chính xác các điểm nghẽn tổn thất tập trung trên các tuyến đường dây dài trên 30 km như tuyến Bến Tre 2 - Giồng Trôm và Mỏ Cày - Bình Thạnh.
  • Đề xuất giải pháp phối hợp giữa nâng điện áp nguồn 220kV và tối ưu nấc phân áp máy biến áp 110/23kV, giúp giảm tổn thất công suất tác dụng toàn hệ thống từ 7,8% đến 11,2%.
  • Đưa ra lộ trình đầu tư cải tạo tiết diện dây dẫn và lắp đặt tụ bù tự động với mục tiêu đưa tỷ lệ tổn thất điện năng toàn tỉnh về dưới 6,5% trong giai đoạn 2021 - 2023.

Đóng góp lớn nhất của luận văn là xây dựng một quy trình tính toán, thẩm định và tối ưu hóa tổn thất điện năng chuẩn mực, có khả năng số hóa và áp dụng rộng rãi cho các công ty điện lực phân phối trên cả nước. Trong các bước tiếp theo, mô hình cần được tích hợp thời gian thực với hệ thống SCADA/DMS của trung tâm điều độ để tự động hóa công tác điều khiển trào lưu công suất. Các đơn vị quản lý vận hành lưới điện và nhà nghiên cứu quan tâm có thể khai thác trực tiếp mô hình tính toán này để nâng cao hiệu quả kỹ thuật và tối ưu hóa chi phí vận hành hệ thống điện.