Nghiên cứu ứng dụng hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối tại Điện lực Bá Thước – tỉnh Thanh Hóa

Luận văn tự động hóa lưới điện phân phối tại Điện lực Bá Thước tỉnh Thanh Hóa

• Tác giả: Nguyễn Trọng Hào
• Người hướng dẫn: TS. Nguyễn Hiền Trung
• Trường học: Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp - Đại học Thái Nguyên
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Nghiên cứu ứng dụng hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối tại Điện lực Bá Thước – tỉnh Thanh Hóa
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
• Năm xuất bản: 2022
• Địa điểm: Thái Nguyên

Tóm tắt

I. Tổng quan tự động hóa lưới điện phân phối tại Điện lực Bá Thước

Lưới điện phân phối huyện Bá Thước thuộc quản lý của Công ty Điện lực Thanh Hóa. Khu vực này có địa hình miền núi phức tạp. Đồi dốc hiểm trở và rừng cây rậm rạp gây ra nhiều khó khăn cho công tác vận hành. Hệ thống đường dây trung áp kéo dài qua nhiều thung lũng sâu. Thời tiết khắc nghiệt thường xuyên tạo ra nguy cơ đứt dây và chập điện. Các nhánh rẽ đi vào bản làng vùng sâu làm tăng bán kính cấp điện. Phương thức quản lý truyền thống bộc lộ nhiều hạn chế lớn. Nhân viên kỹ thuật phải di chuyển trực tiếp dọc tuyến để tìm kiếm vị trí sự cố. Thời gian xác định điểm hỏng hóc kéo dài nhiều giờ đồng hồ. Nhu cầu phụ tải sinh hoạt và công nghiệp chế biến nông lâm sản tại địa phương ngày càng tăng cao. Nguồn cung cấp điện đòi hỏi tính liên tục và ổn định nghiêm ngặt. Việc áp dụng tự động hóa lưới điện phân phối trở thành nhiệm vụ cấp thiết. Công nghệ điều khiển tự động giúp giám sát toàn diện các thông số vận hành. Hệ thống phân phối thông minh hạn chế tối đa phạm vi ảnh hưởng khi xảy ra sự cố. Đây là nền tảng hiện đại hóa hạ tầng năng lượng khu vực miền núi Thanh Hóa.

1.1. Khái niệm và vai trò của tự động hóa lưới điện phân phối

Tự động hóa lưới điện phân phối là việc tích hợp công nghệ điều khiển và truyền thông số vào hệ thống điện. Mô hình này kết hợp các thiết bị cảm biến, rơ le bảo vệ kỹ thuật số và thiết bị đóng cắt thông minh. Hệ thống tự động thu thập dữ liệu vận hành từ hiện trường. Trung tâm điều hành có thể giám sát điện áp, dòng điện và công suất theo thời gian thực. Chức năng giám sát liên tục giúp ngăn ngừa tình trạng quá tải cục bộ. Cơ chế tự động nhận diện sự cố bảo vệ an toàn cho thiết bị trạm. Việc hiện đại hóa lưới điện nâng cao chỉ số tin cậy cung cấp điện. Doanh nghiệp điện lực tối ưu hóa chi phí vận hành và giảm tổn thất điện năng.

1.2. Đặc điểm cấu trúc lưới điện khu vực Bá Thước

Hạ tầng điện lực Bá Thước nhận nguồn chính từ trạm biến áp 110 kV Bá Thước E9.12. Lưới điện trung áp vận hành chủ yếu ở cấp điện áp 35 kV và 22 kV. Đường dây trên không trải dài qua các địa bàn rừng núi hiểm trở. Bán kính cấp điện lớn gây tổn thất điện áp ở cuối nguồn. Các đường trục chính cấp điện cho trung tâm hành chính và các xã vùng sâu. Tuyến dây có nhiều nhánh rẽ hình tia độc lập. Sơ đồ hình tia khiến độ dự phòng mạch vòng bị hạn chế. Khi xảy ra sự cố trên trục chính, toàn bộ nhánh rẽ phía sau đều mất điện. Việc cải tạo kết cấu lưới điện là điều kiện tiên quyết để tự động hóa thành công.

II. Phân tích thực trạng sự cố và độ tin cậy lưới điện Bá Thước

Số liệu thống kê giai đoạn 2015-2020 cho thấy tình hình sự cố tại Bá Thước diễn biến phức tạp. Tỷ lệ sự cố thoáng qua và sự cố vĩnh cửu trên các tuyến trung áp duy trì ở mức cao. Nguyên nhân chủ yếu xuất phát từ giông sét và cây xanh vi phạm hành lang an toàn. Địa hình dốc làm tăng nguy cơ sạt lở móng cột trong mùa mưa bão. Các thiết bị đóng cắt truyền thống trên lưới phần lớn là cầu dao cách ly thường và cầu chì tự rơi. Những thiết bị này không có khả năng cắt dòng ngắn mạch. Thao tác vận hành hoàn toàn phụ thuộc vào việc đóng cắt thủ công tại hiện trường. Nhân viên vận hành mất nhiều thời gian tiếp cận hiện trường do giao thông khó khăn. Quá trình kiểm tra và phân đoạn sự cố diễn ra chậm chạp. Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI ở mức rất cao. Chỉ số tần suất mất điện SAIFI cũng chưa đạt yêu cầu của Tổng công ty Điện lực miền Bắc. Khách hàng sử dụng điện thường xuyên chịu cảnh gián đoạn sinh hoạt và sản xuất. Tình trạng này gây tổn thất kinh tế và ảnh hưởng uy tín ngành điện địa phương. Lưới điện rất cần một phương án kỹ thuật toàn diện để giảm thiểu thời gian xử lý sự cố.

2.1. Thống kê và phân loại sự cố lưới điện giai đoạn 2015 2020

Theo dữ liệu quản lý kỹ thuật, sự cố do sét đánh chiếm tỷ trọng trên bốn mươi phần trăm tổng số vụ việc. Đặc thù đường dây đi qua các đỉnh núi cao làm tăng mật độ giông sét tiếp xúc. Cây cối gãy đổ vào đường dây trong mùa mưa bão cũng gây nhiều sự cố vĩnh cửu. Ngoài ra, thiết bị vận hành lâu năm trong môi trường khắc nghiệt dẫn đến suy giảm cách điện. Các vụ chập cháy sứ cách điện và đứt dây lèo thường xuyên xuất hiện trên các nhánh rẽ. Sự cố thoáng qua chiếm tỷ lệ lớn nhưng không được tự động giải trừ. Mỗi sự cố nhỏ đều dẫn đến mất điện diện rộng trên toàn bộ tuyến xuất tuyến.

2.2. Hạn chế của thiết bị đóng cắt và chỉ số độ tin cậy

Hệ thống thiết bị đóng cắt hiện tại thiếu khả năng giao tiếp từ xa. Cầu chì tự rơi FCO và dao cách ly DS không thể gửi tín hiệu cảnh báo về trung tâm. Khi xảy ra sự cố, trạm đầu nguồn E9.12 phải cắt điện toàn bộ đường dây. Đội thợ điện phải đi tuần tra dọc tuyến đường rừng để khoanh vùng điểm lỗi. Quy trình thủ công này tiêu tốn từ hai đến bốn giờ đồng hồ. Các chỉ số SAIDI và SAIFI vì thế luôn ở mức cao bất lợi. Khách hàng chịu nhiều tổn thất do gián đoạn năng lượng kéo dài. Khâu hiện đại hóa bằng thiết bị tự động đóng cắt thông minh là giải pháp bắt buộc để giải quyết bài toán này.

III. Giải pháp tự động hóa lưới điện lộ 373 E9

Xuất tuyến 373-E9.12 là tuyến cấp điện huyết mạch của huyện Bá Thước. Tuyến dây này có chiều dài lớn và đi qua nhiều khu vực rừng núi hiểm trở. Đề xuất cải tạo tập trung vào việc cấu trúc lại lưới điện và lắp đặt thiết bị tự động. Phương án kỹ thuật phân chia tuyến dây chính thành nhiều phân đoạn vận hành linh hoạt. Máy cắt tự đóng lại Recloser được lắp đặt tại các vị trí xung yếu trên đường trục. Thiết bị này có khả năng tự động cắt dòng sự cố và đóng lặp lại theo chu trình cài đặt. Khi gặp sự cố thoáng qua, Recloser tự động khôi phục cấp điện sau vài giây. Dao cắt phụ tải thông minh LBS kết hợp rơ le điện tử được bố trí trên các phân đoạn tiếp theo. Hệ thống tích hợp các khối thu thập dữ liệu đầu cuối RTU cùng kênh truyền thông không dây 3G và GPRS. Mọi thông tin trạng thái thiết bị và dòng điện sự cố được truyền tức thời về trung tâm điều khiển SCADA. Nhân viên trực ban có thể đóng cắt thiết bị từ xa qua giao diện máy tính. Thời gian cô lập vùng hỏng hóc giảm xuống chỉ còn vài phút thay vì hàng giờ.

3.1. Nguyên tắc phân bố và phối hợp bảo vệ Recloser LBS

Nguyên tắc phân bố thiết bị tự động dựa trên độ dài đường dây và mật độ phụ tải. Recloser được đặt ở đầu các phân đoạn trọng yếu và nhánh rẽ lớn. Thiết bị Recloser phối hợp bảo vệ chặt chẽ với máy cắt đầu trạm E9.12. Đường đặc tính thời gian dòng điện của Recloser được cài đặt trễ hợp lý. Dao cắt phụ tải LBS được lắp đặt tại các nút rẽ phụ và điểm liên lạc mạch vòng. Khi sự cố xảy ra, Recloser cắt dòng ngắn mạch kịp thời. Bộ điều khiển RTU gửi dữ liệu dòng sự cố về trung tâm điều hành. Trung tâm gửi lệnh mở LBS để cô lập chính xác đoạn đường dây bị lỗi. Recloser sau đó đóng lại an toàn để cấp điện cho phân đoạn đầu tuyến.

3.2. Phương thức điều khiển từ xa và truyền thông SCADA

Hệ thống tự động hóa sử dụng mạng viễn thông công nghiệp để kết nối các thiết bị ngoại vi. Mỗi tủ điều khiển Recloser và LBS đều gắn modem truyền dữ liệu chuyên dụng. Giao thức truyền thông tiêu chuẩn IEC 60870-5-104 được thiết lập đồng bộ. Tín hiệu đo lường và trạng thái đóng mở gửi liên tục về phòng điều khiển trung tâm. Khi xảy ra sự cố ngắn mạch, hệ thống cảnh báo âm thanh và hình ảnh tức thì. Điều độ viên thực hiện thao tác đóng cắt hoàn toàn trên phần mềm máy tính. Quá trình chuyển đổi nguồn cấp qua các mạch vòng dự phòng diễn ra nhanh chóng. Hạ tầng truyền thông tin cậy giúp loại bỏ việc vận hành thủ công ngoài hiện trường.

IV. Đánh giá ứng dụng phần mềm PSS ADEPT tại Điện lực Bá Thước

Phần mềm PSS/ADEPT là công cụ tính toán mô phỏng hệ thống điện chuyên sâu. Module Phân tích độ tin cậy DRA được áp dụng để đánh giá lộ 373-E9.12. Mô hình số hóa tái hiện đầy đủ cấu trúc lưới điện thực tế tại Điện lực Bá Thước. Các thông số phụ tải, chiều dài đường dây và thiết bị đóng cắt được khai báo chi tiết. Kết quả tính toán mô phỏng chứng minh rõ rệt tính ưu việt của giải pháp tự động hóa. Chỉ số tần suất mất điện trung bình SAIFI giảm hơn bốn mươi phần trăm so với hiện trạng ban đầu. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI giảm hơn một nửa. Số lượng khách hàng bị mất điện kéo dài trong mỗi vụ sự cố thu hẹp đáng kể. Tỷ lệ phục hồi điện nhanh chóng cho các phân đoạn không gặp lỗi đạt mức tối đa. Doanh nghiệp điện lực giảm bớt chi phí nhân công tuần tra sự cố. Sản lượng điện thương phẩm tăng lên rõ rệt nhờ thời gian ngừng cấp điện giảm mạnh. Việc hiện đại hóa mạng lưới điện mang lại giá trị kinh tế và kỹ thuật to lớn cho khu vực miền núi Thanh Hóa.

4.1. Mô phỏng chỉ số SAIFI SAIDI trên phần mềm PSS ADEPT

Mô hình PSS/ADEPT cung cấp thuật toán phân tích độ tin cậy mạng lưới chuyên sâu. Thuật toán phân tích trạng thái đóng cắt của từng phần tử trên sơ đồ nguyên lý. Kết quả mô phỏng trước cải tạo ghi nhận chỉ số SAIFI và SAIDI rất cao. Nguyên nhân do phụ tải chịu ảnh hưởng diện rộng mỗi khi xuất tuyến cắt điện. Khi bổ sung các thiết bị Recloser và dao cắt LBS tự động, biểu đồ độ tin cậy cải thiện vượt bậc. Số lần mất điện bình quân của khách hàng giảm mạnh. Thời gian mất điện bình quân hàng năm rút ngắn đáng kể. Kết quả kiểm chứng khẳng định tính khoa học của mô hình đề xuất.

4.2. Hiệu quả kinh tế xã hội và tiềm năng nhân rộng mô hình

Tự động hóa lưới điện tại Điện lực Bá Thước mang lại nhiều lợi ích kinh tế thiết thực. Thời gian ngừng cấp điện giảm giúp đơn vị tăng sản lượng điện thương phẩm. Chi phí nhân công và phương tiện kiểm tra sự cố giảm đáng kể. Độ tin cậy cấp điện ổn định thu hút đầu tư phát triển kinh tế vùng cao. Các cơ sở chế biến nông lâm sản hoạt động liên tục không bị gián đoạn. Đời sống sinh hoạt của nhân dân các dân tộc được đảm bảo xuyên suốt. Thành công tại lộ 373-E9.12 tạo tiền đề nhân rộng cho các huyện lân cận như Quan Hóa, Cẩm Thủy và Lang Chánh. Đề tài mở ra hướng đi bền vững cho quá trình chuyển đổi số ngành điện vùng cao.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Hệ thống lưới điện phân phối đóng vai trò huyết mạch trong việc đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy phát triển kinh tế xã hội tại các địa phương. Tại huyện Bá Thước, tỉnh Thanh Hóa, lưới điện phân phối do Điện lực Bá Thước trực thuộc Công ty Điện lực Thanh Hóa quản lý có quy mô trải rộng với tổng chiều dài đường dây trung áp đạt 206,576 km và 308,46 km đường dây hạ áp. Toàn bộ hệ thống cung cấp điện năng cho 21.115 khách hàng thông qua 159 trạm biến áp phân phối với tổng dung lượng đạt 29.641,5 kVA. Do đặc thù địa hình miền núi hiểm trở với hơn 75% diện tích là đồi núi chia cắt phức tạp, lưới điện trung áp vận hành ở cấp điện áp 35 kV theo cấu trúc hình tia duy nhất từ xuất tuyến lộ 373 trạm biến áp 110 kV Bá Thước (E9.12) mà không có mạch vòng liên kết hỗ trợ.

Thực trạng vận hành cho thấy lưới điện phụ thuộc chủ yếu vào các thiết bị đóng cắt thủ công với 41 dao cách ly và 486 bộ cầu chì tự rơi. Khi xảy ra sự cố, công tác cô lập phân đoạn và khôi phục cung cấp điện đòi hỏi nhân viên vận hành phải di chuyển trực tiếp tới hiện trường, dẫn tới thời gian mất điện kéo dài và suất sự cố ở mức cao. Số liệu ghi nhận năm 2020 cho thấy toàn hệ thống xảy ra 73 vụ sự cố, trong đó tỷ lệ sự cố do vỡ sứ chiếm từ 65% đến 70% và sự cố đứt dây, đứt lèo chiếm tới 60%. Dù chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI) năm 2020 đạt 235,9 phút và tần suất mất điện trung bình (SAIFI) đạt 6,09 lần, áp lực hoàn thành chỉ tiêu năm 2021 do Tổng công ty Điện lực miền Bắc giao trước miễn trừ là rất lớn với SAIDI ở mức 5.062,99 phút và SAIFI là 57,14 lần.

Trước yêu cầu cấp thiết về việc nâng cao chất lượng dịch vụ điện năng cho thị trấn Cành Nàng và 20 xã vùng cao, đề tài tập trung nghiên cứu ứng dụng hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (Distribution Automation System - DAS). Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là đánh giá toàn diện hiện trạng kỹ thuật, đề xuất cấu hình lắp đặt tối ưu các thiết bị đóng cắt tự động thông minh (Recloser và LBS) trên tuyến lộ 373-E9.12, đồng thời ứng dụng phần mềm chuyên dụng PSS/ADEPT để định lượng mức độ cải thiện các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên hai nền tảng lý thuyết kỹ thuật điện chuyên sâu: lý thuyết độ tin cậy hệ thống điện phân phối và nguyên lý tự động hóa lưới điện phân phối hiện đại.

Lý thuyết độ tin cậy hệ thống điện phân phối tập trung vào việc mô hình hóa các biến cố ngẫu nhiên gây gián đoạn cung cấp điện dựa trên phân phối xác suất. Các đại lượng nền tảng bao gồm cường độ mất điện trung bình hàng năm ($\lambda$), thời gian mất điện trung bình cho một lần sự cố ($r$), và thời gian mất điện tích lũy hàng năm ($U$). Từ các thông số cơ sở này, hệ thống chỉ số đánh giá theo tiêu chuẩn quốc tế IEEE 1366 được thiết lập, bao gồm: chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI), chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI), chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng bị gián đoạn (CAIDI), và chỉ số tần suất mất điện thoáng qua trung bình (MAIFI).

Song song với đó, lý thuyết hệ thống tự động hóa phân phối (DAS) phân tích cấu trúc điều khiển tích hợp qua 3 giai đoạn phát triển:

1. Giai đoạn 1: Tự động hóa cục bộ tại chỗ thông qua phối hợp thời gian - điện áp giữa máy cắt nguồn và các dao phân đoạn tự động (Sectionalizer/PVS) hoặc thiết bị đóng lặp lại (Recloser).
2. Giai đoạn 2: Tự động hóa phân phối có giám sát và điều khiển từ xa, tích hợp thiết bị đầu cuối RTU/FRTU tại các điểm đóng cắt liên lạc với trung tâm điều độ qua giao thức SCADA.
3. Giai đoạn 3: Tự động hóa thông minh toàn diện, tích hợp bản đồ số địa lý GIS và thuật toán xử lý dữ liệu thời gian thực để tự động phát hiện, cô lập sự cố và tái lập cấp điện đa vòng (FLISR).

Bên cạnh đó, nghiên cứu làm rõ các khái niệm vận hành quan trọng như tính chọn lọc của bảo vệ rơ-le, đặc tuyến thời gian - dòng điện (TCC), nguyên lý tự dập tắt hồ quang của sự cố thoáng qua và cơ chế khóa liên động khi gặp sự cố vĩnh cửu.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu của đề tài được thu thập trực tiếp từ cơ sở dữ liệu kỹ thuật của Điện lực Bá Thước và Phòng Kỹ thuật Công ty Điện lực Thanh Hóa trong giai đoạn 5 năm liên tục từ năm 2015 đến năm 2020. Dữ liệu bao gồm thông số hình học và điện khí của 206,576 km tuyến dây 35 kV, thông số kỹ thuật của 159 trạm biến áp, cùng nhật ký vận hành ghi nhận chi tiết thời gian, địa điểm, nguyên nhân của từng vụ sự cố đường dây và thiết bị.

Về quy mô và phương pháp chọn mẫu, nghiên cứu áp dụng phương pháp chọn mẫu toàn bộ (census sampling) trên toàn bộ lộ trung áp 373-E9.12. Cỡ mẫu khảo sát bao trùm 100% các phần tử trên lưới điện gồm 205,089 km đường dây trên không, 1,487 km cáp ngầm, 8 máy cắt Recloser hiện hữu, 2 dao cắt tải LBS và 159 nút phụ tải. Việc lựa chọn mẫu toàn bộ thay vì lấy mẫu đại diện là yêu cầu bắt buộc trong kỹ thuật phân tích hệ thống điện, bởi lẽ mọi thay đổi vị trí thiết bị đóng cắt trên mạch hình tia đều tác động trực tiếp đến dòng trào lưu và độ tin cậy của toàn tuyến dây.

Phương pháp phân tích được thực hiện bằng công cụ mô phỏng số trên phần mềm PSS/ADEPT của hãng Shaw Power Technologies Inc. Luận văn khai thác hai phân hệ chuyên biệt là Module Load Flow và Module Distribution Reliability Analysis (DRA). Lý do lựa chọn PSS/ADEPT bắt nguồn từ khả năng giải bài toán trào lưu công suất phi tuyến với số nút không giới hạn bằng các thuật toán lặp hội tụ nhanh, đồng thời Module DRA tích hợp sẵn mô hình ma trận độ tin cậy cho phép tính toán chính xác các chỉ số SAIFI, SAIDI dựa trên tần suất hư hỏng thống kê thực tế 5 năm của từng phân đoạn đường dây và trạm biến áp. Quá trình tính toán mô phỏng được thực hiện qua 5 bước nghiêm ngặt: từ xác định phụ tải thực, rút gọn sơ đồ lưới, khai báo tham số thiết bị, cài đặt mục tiêu DRA cho đến chạy phân tích kịch bản so sánh.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Phân tích hiện trạng kỹ thuật và kết quả mô phỏng trên phần mềm PSS/ADEPT đã làm sáng tỏ nhiều đặc tính vận hành cốt lõi của lưới điện Bá Thước:

Thứ nhất, lưới điện trung áp mang tính chất thuần túy đường dây trên không với tỷ lệ chiếm tới 99,3% tổng chiều dài toàn tuyến (205,089 km trên không so với 1,487 km cáp ngầm). Điều kiện hành lang tuyến đi qua vùng núi cao khiến lưới điện chịu tác động trực tiếp của giông lốc và sấm sét. Thống kê sự cố vĩnh cửu giai đoạn 2017-2020 chỉ ra suất sự cố trung bình của đường dây trên không ở mức 11,72 vụ/100 km/năm với thời gian kéo dài trung bình 0,95 giờ mỗi vụ. Trong khi đó, cáp ngầm chỉ ghi nhận suất sự cố 0,25 vụ/100 km/năm và trạm biến áp là 0,18 vụ/100 trạm/năm.

Thứ hai, kết cấu lưới điện lộ 373-E9.12 có cấu trúc hình tia kéo dài, cấp điện từ duy nhất 1 trạm 110 kV trang bị 2 máy biến áp 25 MVA nhưng không có bất kỳ điểm liên kết mạch vòng nào với các trạm lân cận. Trên toàn tuyến chỉ mới trang bị 8 Recloser phân đoạn và 2 dao LBS. Phần lớn các vị trí phân nhánh quan trọng vẫn sử dụng cầu dao cách ly cơ khí đóng cắt bằng tay. Mật độ thiết bị bảo vệ tự động quá thưa thớt khiến cho mỗi khi xảy ra sự cố trên các đường nhánh dài hơn 500 m, máy cắt xuất tuyến đầu nguồn buộc phải nhảy, làm mất điện lan truyền trên diện rộng, ảnh hưởng nghiêm trọng tới hơn 21.000 khách hàng.

Thứ ba, nghiên cứu đã xây dựng thành công phương án cải tạo tối ưu cho giai đoạn 2 của DAS thông qua việc giữ nguyên 8 Recloser hiện có và bổ sung, thay thế 5 máy cắt Recloser 35 kV thông minh tại các nút xung yếu:

• Lắp mới 01 Recloser đầu nhánh rẽ tại cột 67-79 đường dây 373-E9.12.
• Thay thế cầu dao phân đoạn cơ khí tại vị trí cột 92 trục chính bằng Recloser.
• Thay thế cầu dao phân đoạn tại cột 158-8 nhánh Điền Quang 3 bằng Recloser.
• Thay thế cầu dao phân đoạn tại vị trí cột 185 trục chính bằng Recloser.
• Thay thế cầu dao phân đoạn tại vị trí cột 38-4 nhánh Lương Trung bằng Recloser.

Kết quả tính toán từ Module DRA chứng minh phương án bố trí 5 Recloser mới giúp khoanh vùng sự cố chính xác, dự kiến cắt giảm chỉ số thời gian mất điện SAIDI và tần suất mất điện SAIFI từ 35% đến hơn 50% so với phương thức vận hành hiện hữu, đồng thời nâng cao mức độ ổn định điện áp tại các nút cuối nguồn.

Thảo luận kết quả

Hiệu quả vượt trội của phương án đề xuất bắt nguồn từ đặc tính kỹ thuật của máy cắt Recloser so với các thiết bị đóng cắt thủ công truyền thống. Trong thực tế vận hành lưới điện trên không miền núi, hơn 70% sự cố là các sự cố thoáng qua do cây cối quẹt vào dây dẫn hoặc sét đánh cảm ứng. Máy cắt Recloser với khả năng lập trình chu trình đóng lặp lại nhiều lần (với các khoảng thời gian trễ tính bằng giây) cho phép dập tắt hoàn toàn hồ quang điện thoáng qua và khôi phục cung cấp điện tức thì mà không cần sự can thiệp của con người.

Khi xảy ra sự cố vĩnh cửu, sự phối hợp chọn lọc giữa 13 Recloser trên toàn tuyến giúp cô lập chính xác phân đoạn hỏng hóc chỉ trong khoảng 5 đến 15 giây, thay vì phải mất từ 1 đến 2 giờ đồng hồ để đội ngũ công nhân di chuyển tìm kiếm điểm sự cố dọc theo 206 km đường núi như trước đây.

Các kết quả phân tích số liệu trong luận văn được minh chứng rõ nét khi tổng hợp so sánh các chỉ số độ tin cậy trước và sau cải tạo thành các bảng đối chiếu trực quan và biểu đồ cột thể hiện mức suy giảm của SAIDI, SAIFI trên từng trạm phụ tải. Khi so sánh với các nghiên cứu tự động hóa lưới điện tại các tỉnh trung du Bắc Bộ, giải pháp ưu tiên Recloser thay vì đầu tư dàn trải dao LBS tỏ ra vượt trội cả về mặt kinh tế lẫn kỹ thuật. Mặc dù chi phí đầu tư ban đầu của Recloser tương đương với LBS tích hợp điều khiển, nhưng Recloser sở hữu năng lực cắt dòng ngắn mạch trực tiếp, loại bỏ hoàn toàn yêu cầu phải phối hợp ngắt điện toàn tuyến từ máy cắt trạm 110 kV.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm hiện thực hóa giải pháp tự động hóa và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện tại Điện lực Bá Thước, luận văn đưa ra 4 nhóm đề xuất hành động cụ thể:

1. Triển khai thi công lắp đặt ngay 5 máy cắt Recloser 35 kV thông minh tại các vị trí xung yếu đã được xác định qua mô phỏng (cột 67-79, cột 92, cột 158-8, cột 185 và cột 38-4). Ban Quản lý dự án Công ty Điện lực Thanh Hóa phối hợp cùng Điện lực Bá Thước làm chủ thể thực hiện trong lộ trình 6 đến 12 tháng, đặt mục tiêu kéo giảm tối thiểu 40% chỉ số SAIDI sự cố của đường dây trung áp.
2. Nâng cấp hạ tầng viễn thông và trang bị bổ sung hệ thống đo lường, giám sát điều khiển từ xa (RTU/FRTU) tích hợp modem 3G/4G công nghiệp tại toàn bộ 13 vị trí Recloser và 2 dao LBS. Phòng Điều độ và Phòng Công nghệ thông tin hoàn thiện kết nối tín hiệu về Trung tâm điều khiển xa tỉnh Thanh Hóa trong thời gian 12 đến 18 tháng, hướng tới vận hành hoàn chỉnh mô hình DAS Giai đoạn 2.
3. Lập phương án quy hoạch xây dựng các mạch vòng liên lạc trung áp giữa lộ 373-E9.12 với các xuất tuyến lân cận của trạm 110 kV lân cận trước năm 2030. Đơn vị tư vấn thiết kế và Phòng Kế hoạch kỹ thuật cần ưu tiên bố trí các điểm mở mạch vòng thông minh nhằm xóa bỏ thế độc đạo hình tia, cho phép cấp điện hỗ trợ hai chiều khi xảy ra sự cố nguồn.
4. Tăng cường công tác thí nghiệm định kỳ và đẩy mạnh thay thế sứ cách điện tại các khu vực đồi núi có mật độ sét cao. Đội quản lý vận hành Điện lực Bá Thước thực hiện mục tiêu hạ thấp tỷ trọng sự cố vỡ sứ từ mức 65% - 70% hiện tại xuống dưới 20% trong giai đoạn 2023-2025.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Luận văn là tài liệu tham khảo có giá trị ứng dụng thực tiễn cao cho 4 nhóm đối tượng chuyên môn:

1. Kỹ sư quản lý vận hành và điều độ viên tại các Công ty Điện lực địa phương: Cung cấp quy trình bài bản để đánh giá hiện trạng sự cố trên đường dây trên không dài trên 200 km, hướng dẫn chi tiết cách thiết lập thông số bảo vệ và phối hợp chu trình đóng lặp lại giữa các Recloser trên tuyến dây miền núi.
2. Cán bộ quy hoạch và thiết kế hệ thống điện phân phối: Tiếp cận phương pháp luận khoa học trong việc phân bố tối ưu số lượng và vị trí thiết bị đóng cắt trên mạch hình tia, nắm vững kỹ năng khai thác Module DRA trong phần mềm PSS/ADEPT để thẩm định hiệu quả dự án đầu tư.
3. Giảng viên, học viên cao học và sinh viên ngành Kỹ thuật điện: Sử dụng luận văn như một ca nghiên cứu điển hình (case study) sát với thực tế sản xuất tại Việt Nam, kết nối chặt chẽ giữa lý thuyết độ tin cậy IEEE với bài toán hiện đại hóa lưới điện thông minh.
4. Doanh nghiệp cung ứng giải pháp và tích hợp thiết bị đóng cắt tự động: Nắm bắt sâu sắc các yêu cầu kỹ thuật vận hành ngoài hiện trường tại khu vực nhiệt đới gió mùa, từ đó tối ưu hóa cấu hình tủ điều khiển Recloser, LBS và các giao thức truyền thông SCADA phù hợp với tiêu chuẩn ngành điện lực Việt Nam.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao nghiên cứu đề xuất sử dụng toàn bộ Recloser thay vì dao phân đoạn LBS?
Dao phân đoạn LBS chỉ có khả năng cắt dòng phụ tải định mức và không thể tự dập dòng ngắn mạch. Khi sự cố xảy ra, LBS bắt buộc phải chờ máy cắt đầu nguồn ngắt điện toàn tuyến mới có thể mở phân đoạn. Ngược lại, Recloser có khả năng cắt trực tiếp dòng ngắn mạch và tự đóng lặp lại trong vài trăm mili-giây, giúp khôi phục cấp điện nhanh chóng cho hơn 70% các vụ sự cố thoáng qua. Do mức giá đầu tư giữa hai thiết bị hiện nay chênh lệch không lớn, việc lựa chọn Recloser mang lại hiệu quả kỹ thuật vượt trội hơn hẳn.

Phần mềm PSS/ADEPT giải quyết bài toán độ tin cậy lưới điện dựa trên cơ chế nào?
Phần mềm sử dụng Module DRA (Distribution Reliability Analysis) kết hợp với bài toán phân tích trào lưu công suất Load Flow. PSS/ADEPT nạp các thông số xác suất thực tế trong 5 năm như suất sự cố trung bình của đường dây trên 100 km và thời gian sửa chữa của từng trạm biến áp. Dựa trên sơ đồ cấu trúc topo mạng điện, phần mềm mô phỏng tất cả các trường hợp sự cố giả định để tính toán chính xác mức độ gián đoạn điện năng tại từng nút phụ tải và xuất ra các chỉ số tổng thể như SAIDI, SAIFI.

Sự cố thoáng qua và sự cố vĩnh cửu trên đường dây trên không khác nhau như thế nào trong vận hành tự động hóa?
Sự cố thoáng qua là hiện tượng phóng điện ngắn hạn do cành cây quẹt vào dây điện, giông sét hoặc động vật xâm nhập, hồ quang sẽ tự tiêu tán ngay khi đường dây mất điện trong khoảng vài giây. Sự cố vĩnh cửu là các hư hỏng vật lý kéo dài như đứt dây, đổ cột hoặc vỡ sứ cách điện (chiếm 65-70% sự cố tại Bá Thước). Recloser xử lý sự cố thoáng qua bằng cách tự đóng lại thành công, còn đối với sự cố vĩnh cửu, thiết bị sẽ tự động khóa mở sau số lần đóng lặp lại cài đặt trước để cô lập riêng phân đoạn lỗi.

Chi phí đầu tư bổ sung 5 máy cắt Recloser có khả thi đối với một điện lực cấp huyện?
Phương án hoàn toàn khả thi về mặt tài chính. Thay vì thay thế toàn bộ hệ thống thiết bị đóng cắt vốn đòi hỏi kinh phí khổng lồ, đề tài áp dụng giải pháp cải tạo có chọn lọc bằng cách giữ nguyên 8 Recloser hiện hữu và chỉ bổ sung 5 Recloser tại các vị trí nút phân nhánh trọng yếu. Nguồn vốn đầu tư này hoàn toàn nằm trong hạn mức chi phí sửa chữa lớn và hiện đại hóa lưới điện hàng năm của Công ty Điện lực Thanh Hóa, đồng thời mang lại lợi ích kinh tế lớn thông qua việc giảm sản lượng điện thương phẩm bị mất do sự cố.

Việc lưới điện Bá Thước vận hành đơn nguồn hình tia ảnh hưởng ra sao đến hiệu quả của hệ thống tự động hóa?
Do chỉ nhận điện từ 1 nguồn duy nhất tại trạm 110 kV Bá Thước với 2 máy biến áp công suất cực đại 38,3 MW, việc tự động hóa chỉ dừng lại ở khả năng cô lập nhanh phân đoạn bị sự cố và duy trì cấp điện liên tục cho các phân đoạn phía trước điểm lỗi. Các phụ tải nằm phía sau phân đoạn sự cố vẫn phải chịu mất điện do không có nguồn mạch vòng hỗ trợ từ phía đối diện. Vì vậy, xây dựng liên kết mạch vòng là bước đi bắt buộc tiếp theo để phát huy tối đa 100% hiệu năng của hệ thống DAS.

Kết luận

• Luận văn đã đánh giá toàn diện bức tranh vận hành của tuyến lộ trung áp 373-E9.12 dài 206,576 km, cấp điện cho 159 trạm biến áp phân phối và 21.115 khách hàng tại huyện Bá Thước, tỉnh Thanh Hóa.
• Nghiên cứu chỉ rõ nguyên nhân cốt lõi làm gia tăng suất sự cố đường dây trên không lên mức 11,72 vụ/100 km/năm bắt nguồn từ địa hình rừng núi hiểm trở và sự phụ thuộc vào 41 dao cách ly cơ khí thao tác thủ công.
• Đề xuất giải pháp khoa học và khả thi thông qua việc giữ nguyên 8 Recloser hiện có, đồng thời đầu tư lắp mới và thay thế 5 máy cắt Recloser 35 kV thông minh tại các nút giao cắt xung yếu trên tuyến trục và đầu các nhánh rẽ dài.
• Ứng dụng thành công phần mềm PSS/ADEPT với Module DRA để chứng minh định lượng tính hiệu quả của phương án cải tạo, giúp cắt giảm từ 35% đến hơn 50% thời gian mất điện SAIDI và tần suất mất điện SAIFI của hệ thống.
• Vạch rõ lộ trình phát triển 3 giai đoạn của hệ thống tự động hóa phân phối DAS gắn liền với tiến trình chuyển đổi số và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của ngành điện lực Việt Nam đến năm 2030.

Công trình nghiên cứu của tác giả Nguyễn Trọng Hào là tài liệu kỹ thuật có giá trị thực tiễn to lớn, mở ra hướng đi chuẩn mực cho việc hiện đại hóa lưới điện nông thôn, miền núi trên toàn quốc. Các đơn vị quản lý vận hành phân phối điện cần sớm tham khảo và triển khai các khuyến nghị kỹ thuật của luận văn vào thực tiễn quy hoạch lưới điện tại địa bàn quản lý.

Trích đoạn nội dung tài liệu

chương 1 Lưới điện phân phối trung áp Điện lực Bá Thước đang được vận hành kết cấu lưới đan xen giữa cáp ngầm và đường dây nổi gây nhiều khó khăn cho việc quản lý vận hành. Thiết bị đóng cắt phần lớn là cầu dao cách ly hoặc cầu dao phụ tải. Đây là những thiết bị thao tác đóng cắt bằng tay, khả năng xử lý cấp điện khi sự cố hoàn thành phụ thuộc vào người vận hành dẫn đến suất sự cố còn cao, thời gian sự cố kéo dài chưa đáp ứng được các yêu cầu vận hành của công ty. Ngoài ra còn gây ra các thiệt hại khác về chính trị xã hội, thiệt hại về kinh tế.

Đây là một hạn chế của lưới điện Điện lực Bá Thước cũng như tỉnh Thanh Hóa cần khắc phục. Sự tăng trưởng của mức sống cũng như sự phát triển của sản xuất đòi hỏi độ cung cấp điện ngày càng cao của lưới điện. Để nâng cao chất lượng phục vụ, cấp điện ổn định với độ tin cậy cao, để phục vụ hoạt động chính trị, văn hóa, xã hội của 9 huyện và đáp ứng nhu cầu cuộc sống ngày càng cao của nhân dân đang là đòi hỏi rất khắt khe đối với lưới điện tỉnh Thanh Hóa. Cách đáp ứng hiệu quả nhất là áp dụng các tiến bộ khoa học để cải tạo và vận hành lưới điện hiệu quả.

Do đó chương 2 của luận văn sẽ giới thiệu một giải pháp tự động hóa trong lưới điện phân phối: Hệ thống DAS (Distribution Automation System), cho phép người vận hành có thể quản lý và điều khiển hệ thống phân phối bằng máy tính lắp đặt tại trung tâm điều độ. HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ NGUYÊN TẮC PHỐI HỢP THIẾT BỊ TỰ ĐỘNG 2. Giới thiệu về hệ thống động hóa lưới điện phân phối Theo thực tế vận hành và đầu tư, mô hình dự án lắp đặt DAS được phát triển qua 3 giai đoạn như sau [6], [12]: - Giai đoạn 1 Lắp đặt các cầu dao tự động và các rơle phát hiện sự cố cho các đường dây trung áp. Lắp đặt các thiết bị chỉ thị phần bị sự cố ở các trạm 110kV.

Trong giai đoạn này, vùng bị sự cố được tự động cách ly bằng các thiết bị trên đường dây trung áp, không có các thiết bị giám sát quản lý tại trung tâm điều độ. - Giai đoạn 2 Lắp bổ sung các thiết bị đầu cuối và đường dây thông tin để tiếp nhận thông tin tại các vị trí lắp cầu dao tự động ở các đường dây trung áp. Tại trung tâm điều độ lắp các bộ phận điều khiển từ xa, và hệ thống máy tính để hiển thị lưới trung áp dưới dạng đơn giản. Dựa trên các thông tin thu được từ xa, nhân viên vận hành tại trung tâm điều độ sẽ điều khiển đóng cắt các cầu dao tự động để cách ly phần bị sự cố trên máy tính.

- Giai đoạn 3 Giai đoạn 3 là giai đoạn nâng cấp các chức năng của Giai đoạn 2. Tại trung tâm điều độ lắp đặt các máy tính có cấu hình mạnh để quản lý vận hành lưới phân phối trung áp hiển thị theo bản đồ địa lý và điều chỉnh tính toán tự động thao tác. Các giai đoạn này và mối quan hệ giữa chúng được thể hiện trên hình 2. Lược đồ mô hình hệ thống phân phối sử dụng cho đường dây trên không.

11 Central Distribution Substation FCB SW SW Giai đoạn 1: Tự động phân phối bằng các thiết FSI SPS SPS SPS SPS bị lắp trên cột tự động FDR FDR RTU RTU Giai đoạn 2: Tự động phân phối bằng chức TCR năng điều khiển, đóng cắt từ xa CRT TCM CPU CD G- Giai đoạn 3: Hệ thống tự CRT CRTS động phân phối bằng hệ CPU CD thống máy tính LP/PRN, HC Hình 2. Hệ thống tự động phân phối trên không Chú thích trong hình vẽ: CPU Bộ xử lý trung tâm LP Máy in kết dây HC Sao lưu ổ cứng G-CRT CRT đồ họa FCB Máy cắt đường dây SW Cầu dao FDR Rơ-le phát hiện sự cố SPS Cầu dao nguồn cấp RTU Thiết bị đầu cuối TCM Máy chủ điều khiển từ xa CD Bàn điều khiển CRT Màn hình điện tử 12 DAS được áp dụng khác nhau đối với mô hình lưới điện cụ thể như sau: 2. Hệ thống tự động phân phối cho các đường dây trên không 2. Các thiết bị của DAS - Giai đoạn 1 (1) Thiết bị lắp trên cột đường dây: SW - cầu dao cắt tải tự động (Cầu dao phụ tải 38 kV cách điện khí SF6, loại đóng cắt tự động).

FDR - rơ le phát hiện sự cố SPS - Máy biến điện áp cấp nguồn cho cầu dao cắt tải tự động. (2) Thiết bị lắp trong trạm 110 kV: FSI - Thiết bị chỉ thị vùng bị sự cố, ARR - Thiết bị tự động đóng lại trong trạm FCB - Máy cắt đường dây. Tổ hợp hệ thống trong giai đoạn 1 được mô tả trên hình 2. Các máy cắt lộ ra FCB sử dụng thiết bị đã có sẵn tại các trạm 110 kV.

Central Distribution Substation FCB SW SW FSI SPS SPS SPS SPS FDR FDR Hình 2. Hệ thống tự động phân phối cho đường dây trên không Quá trình phát hiện và cách ly vùng sự cố trên lưới trung áp bằng các thiết bị DAS được mô tả riêng cho đường dây trên không đối với hai loại mạch hình tia và mạch vòng. Hệ thống đường dây trên không hình tia (hình 2.5) Hệ thống ĐDK trung áp hình tia được mô tả điển hình 2.3 gồm đường trục được phân thành 3 vùng a,b,d tại các điểm A,B,D và hai đường nhánh c,e tại các điểm đầu nhánh C,E. Trong đó A là vị trí tủ máy cắt đường dây tại các trạm 110 kV - FCB; các điểm còn lại là các vị trí đặt cầu dao tự động trên cột đường dây - SW.

(1) Trạng thái cấp điện bình thường, FCB và các SW ở trạng thái đóng, 13 (2) Khi có sự cố trên đường dây tại nhánh c, FCB thực hiện tác động cắt lần đầu tiên. Khi FCB cắt, tất cả các SW trên đường dây trung áp tự động mở do tín hiệu điện áp không còn. (3) Tiếp theo, FCB tự động đóng lặp lại. Khi FCB đóng lại - vùng a được cấp điện, tín hiệu điện áp xuất hiện ở phía cuối cấp nguồn của SW tại vị trí - B.

Thiết bị FDR lắp đặt trong SW - B có điện áp tự động đưa ra lệnh đóng SW- B sau khoảng thời gian đặt trước X=7s. (4) SW - B đóng lại - vùng b được cấp điện. Tín hiệu điện áp xuất hiện ở phía cấp nguồn của SW tại 2 vị trí C, D. Thời gian đặt trước X tại vị trí đường trục D là 7s và tại vị trí đầu nhánh C là 14s.

(5) Sau 7s từ khi vùng b có điện, SW - D đóng. Vùng d được cấp điện. (6) Sau 14s từ khi vùng có b có điện, SW - C đóng. Nhánh c được cấp điện.

Do sự cố xảy ra ở nhánh c, rơ le bảo vệ của trạm phát hiện ra sự cố lần nữa và cắt nhanh FCB lần thứ hai. SW-C tự động mở do mất điện áp. Để phát hiện vùng sự cố , thiết bị cầu dao SW có chức năng tự động khóa ở vị trí mở - trong trường hợp khoảng thời gian giữa hai lần đóng và cắt nhỏ hơn thời gian đặt trước Y=5s. Như vậy, SW - C bị khóa ở vị trí mở và vùng sự cố c được cô lập một cách tự động.

(7) Tiếp theo, FCB tự dộng đóng lặp lạo lần thứ hai - SW-B, SW-D và SW-E lần lượt tự dộng đóng lại theo nguyên lý trên và phần đường dây không bị sự cố được phục hồi hoạt động. Hệ thống đường dây trên không mạch vòng (hình 2.6) Hệ thống ĐDK trung áp mạch vòng được mô tả điển hình 2.4 gồm đường trục được phân thành 6 vùng tại các điểm A,B,D,E,F. Trong đó A là vị trí tủ máy cắt đường dây tại các trạm 110 kV - FCB; các điểm còn lại là các vị trí đắt cầu dao tự động trên cột đường dây - SW. Điểm E là điểm mở của mạch vòng.

Thiết bị SW tại điểm E được cài đặt chức năng luôn mở khi có tín hiệu điện áp ở cả hai phía, chỉ đóng sau khi mất tín hiệu điện áp một phía với thời gian trễ tính toán trước lớn hơn tổng thời gian trễ của các phần tử SW có trên mạch vòng. (1) Điều kiện bình thường, các thiết bị FCB và SW ở trạng thái đóng. Tại điểm nối vòng SW-E mở. (2) Khi có sự cố trên đường dây, FCB sẽ tác động cắt lần đầu.

Khi FCB cắt, tất cả các SW trên đường dây trung áp tại B,C,D tự động mở do tín hiệu điện áp không còn. (3) Tự động đóng lại lần đầu được thực hiện - FCB đóng. 14 (4) Sau 7s thiết vị SW tại B đóng (5) Sau 7s tiếp theo, thiết bị SW tại C đóng (6) Do sự cố ở phần c, FCB của trạm tác động cắt lần thứ hai. Khi FCB cắt, SW tại B và C tự động mở.

Vì điện áp đường dây đã mất sớm hơn khoảng thời gian đặt trước Y=5s, nên SW-C bị khóa ở trạng thái mở. Đối với SW-D, dao này sẽ bị khóa ở trạng thái mở do người vận hành ra lệnh thực hiện. Như vậy, vùng sự cố trong khoảng C và D được tự động cách ly. (7) FCB tự đóng lần hai, SW-B đóng.

(8) SW-E ở điểm nối vòng tự động sau thời gian XL cấp điện đến điểm D. Theo cách trên phần bị sự cố được cách ly tự độngvà điện áp được cấp lại. Thiết bị chỉ thị vùng bị sự cố FSI của trạm có khả năng hiển thị một cách tự động vị trí gần đúng phần bị sự cố dựa trên thời gian từ lúc FCB đóng lại cho đến khi cắt. Tuy nhiên, việc điều khiển đóng SW-E trên thực tế sẽ không thực hiện tự động như vậy mà sẽ thông qua 1 khâu kiểm tra của Điều độ viên tại trung tâm điều độ.

Sau khi kiểm tra chính xác khả năng tải hỗ trợ của nguồn 2 có đủ cấp hay không. Điều độ viên mới cho phép đóng hay không đóng SW-E. Sơ đồ phát hiện phần bị sự cố (hình tia) 16 Hình 2. Sơ đồ phát hiện phần bị sự cố (mạch vòng) 17 Hình 2.

Sơ đồ thời gian phục hồi cho hệ thống hình tia 18 Hình 2. Sơ đồ thời gian phục hồi cho hệ thống mạch vòng 2. Các thiết bị của DAS - Giai đoạn 2 Cơ cấu chi tiết của hệ thống tự động phân phối cho các đường dây ở giai đoạn 2 được mô tả trên hình 2.