Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện phân phối tỉnh Bắc Kạn có quy mô quản lý tương đối lớn với hơn 1.762,5 km đường dây trung thế 22–35kV, 134,79 km đường dây 110kV và 1.055 trạm biến áp phân phối đạt tổng dung lượng 166.232,5 kVA. Do trải rộng trên địa hình rừng núi hiểm trở và chịu ảnh hưởng trực tiếp của thời tiết mưa giông khắc nghiệt, tình hình vận hành lưới điện gặp nhiều thách thức. Điển hình trong năm 2018, hệ thống ghi nhận tới 235 vụ sự cố lưới trung thế (tăng 13,53% so với năm 2017), trong đó sự cố vĩnh cửu tăng 34,57% (109 vụ so với 81 vụ của năm trước). Các xuất tuyến đường dây hình tia kéo dài như lộ 371 dài 712,5 km hay lộ 373 dài 520 km gây khó khăn lớn cho công tác kiểm tra, cô lập phân đoạn sự cố và khôi phục cung cấp điện.

Mục tiêu nghiên cứu tập trung vào việc chuẩn hóa cơ sở lý thuyết tính toán độ tin cậy cung cấp điện và xây dựng các giải pháp tự động hóa vận hành trên lưới phân phối 35kV tỉnh Bắc Kạn, trọng tâm là các lộ xuất tuyến 372, 373 và 374 trạm 110kV E26.1 thành phố Bắc Kạn trong giai đoạn 2018–2019. Thông qua việc phân tích chuyên sâu các chế độ xác suất và ứng dụng thiết bị đóng cắt thông minh, đề tài hướng đến việc tối ưu hóa chất lượng phân phối điện cho hơn 92.528 khách hàng. Ý nghĩa của nghiên cứu thể hiện qua việc giảm thiểu rõ rệt chỉ số thời gian mất điện trung bình hệ thống (SAIDI) so với mức giao khoán 715,70 phút/năm và hạ thấp tần suất mất điện trung bình hệ thống (SAIFI) xuống dưới ngưỡng 4,58 lần/khách hàng/năm, tạo tiền đề vững chắc cho việc xây dựng lưới điện thông minh tại địa phương.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu ứng dụng lý thuyết độ tin cậy hệ thống điện dựa trên mô hình không gian trạng thái và quá trình ngẫu nhiên Markov. Dòng sự cố trên các phần tử lưới điện được mô hình hóa theo quy luật phân phối Poisson với giả thiết cường độ hỏng hóc là hằng số theo thời gian. Độ tin cậy của từng phần tử được xác định thông qua hàm số xác suất làm việc an toàn $R(t) = e^{-\lambda t}$, trong đó $\lambda$ là suất sự cố và thời gian phục hồi trung bình được đặc trưng bởi thông số $\mu$.

Bên cạnh đó, nghiên cứu sử dụng hệ thống chỉ tiêu kỹ thuật quốc tế IEEE 1366 và quy định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, bao gồm năm chỉ số cốt lõi: SAIFI (tần suất mất điện trung bình của hệ thống), SAIDI (thời gian mất điện trung bình của hệ thống), CAIFI (tần suất mất điện của khách hàng bị gián đoạn), CAIDI (thời gian mất điện trung bình của khách hàng bị gián đoạn) và MAIFI (tần suất mất điện thoáng qua). Khung tự động hóa lưới phân phối tích hợp bốn giải pháp công nghệ trọng yếu: máy cắt tự đóng lại (Automatic Recloser – AR), thiết bị tự động phân đoạn sự cố (Sectionalisers Automation – SA), thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (Fault Passage Indicators – FPIs) và chức năng tự động khép mạch vòng (Loop Automation – LA).

Phương pháp nghiên cứu

Dữ liệu sơ cấp được thu thập từ hiện trạng vận hành thực tế tại Công ty Điện lực Bắc Kạn năm 2017–2018, bao gồm thông số kỹ thuật của 59 trạm Recloser 35kV (chủng loại Nulec, Cooper) và số liệu chi tiết của ba lộ đường dây: lộ 372 (chiều dài 50,87 km, 28 trạm phân phối), lộ 373 (chiều dài nội tỉnh 64,94 km, 30 trạm phân phối) và lộ 374 (chiều dài 26,54 km, 27 trạm phân phối).

Phương pháp phân tích sử dụng công cụ mô phỏng chuyên dụng PSS/ADEPT kết hợp phân hệ DRA (Distribution Reliability Analysis) và phần mềm ETAP. Lý do lựa chọn bộ công cụ này là khả năng mô hình hóa chính xác lưới phân phối hình tia phân tán, cho phép tích hợp đầy đủ thông số dây dẫn (AC-50, AC-70, AC-95, AC-120), dung lượng các máy biến áp và phụ tải nút. Toàn bộ quá trình tính toán, khảo sát chế độ làm việc và đánh giá ma trận độ tin cậy được thực hiện có hệ thống trong khung thời gian nghiên cứu từ năm 2018 đến cuối năm 2019.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình khảo sát và tính toán mô phỏng trên lưới 35kV thành phố Bắc Kạn đã làm sáng tỏ bốn phát hiện then chốt:

Thứ nhất, tỷ lệ sự cố thoáng qua trên lưới trung thế chiếm tỷ trọng rất lớn với 126 vụ trên tổng số 235 vụ năm 2018 (tương đương 53,62%), trong khi sự cố vĩnh cửu tăng 34,57% so với năm 2017. Điều này cho thấy tiềm năng to lớn của việc tự động giải trừ sự cố bằng Recloser.

Thứ hai, việc phối hợp chỉnh định rơ le bảo vệ giữa 59 máy cắt Recloser hiện hữu chưa đồng bộ, dẫn đến hiện tượng tác động vượt cấp và cắt đồng thời, khiến thời gian tìm kiếm điểm sự cố kéo dài gấp 2 đến 3 lần so với định mức lý thuyết.

Thứ ba, các nhánh rẽ có chiều dài lớn không có thiết bị phân đoạn tự động là nguồn gốc chính làm suy giảm độ tin cậy. Điển hình là nhánh Đôn Phong 3 dài 8,812 km trên lộ 372 và nhánh Nông Thượng 3 dài 6,435 km trên lộ 373, đóng góp hơn 60% tổng thời gian mất điện của toàn tuyến khi xảy ra sự cố chạm đất.

Thứ tư, kết quả mô phỏng trên PSS/ADEPT qua 3 phương án cấu hình cho thấy: việc kết hợp Recloser với thiết bị FPIs và cấu hình tự động khép mạch vòng (Phương án 3) giúp giảm chỉ số SAIDI toàn mạng tới 28,4% và giảm chỉ số SAIFI hơn 31,2% so với phương án vận hành phân đoạn thủ công hiện tại.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính dẫn đến sự cố cao là do đường dây 35kV dài, đi qua địa hình đồi núi hiểm trở, nhiều cây cối và mật độ giông sét dày đặc. Điểm đặc thù của lưới điện 35kV trung tính cách điện là cho phép vận hành khi chạm đất 1 pha trong khoảng 2 giờ. Tuy nhiên, nếu thiếu thiết bị cảnh báo FPIs để phát hiện kịp thời, dòng điện dung chạm đất lớn (trên 10A) dễ gây quá điện áp nội bộ do hồ quang chập chờn, phát triển thành ngắn mạch nhiều pha gây mất điện diện rộng.

Kết quả nghiên cứu hoàn toàn tương đồng với các công bố khoa học trong ngành điện lực tại các địa bàn miền núi, chứng minh rằng tự động hóa phân đoạn sự cố giúp chuyển đổi thời gian cô lập lưới từ hàng giờ thao tác tại chỗ xuống chỉ còn 3 đến 5 phút điều khiển tự động. Các dữ liệu so sánh giữa ba phương án nghiên cứu có thể được trực quan hóa tối ưu thông qua biểu đồ cột thể hiện mức độ suy giảm SAIDI/SAIFI và bảng ma trận độ tin cậy tại từng nút phụ tải trọng điểm của các lộ 372, 373, 374.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả tính toán mô phỏng, bốn giải pháp trọng tâm được đề xuất nhằm nâng cao độ tin cậy và hiệu quả vận hành:

  1. Chuẩn hóa và tái phối hợp bảo vệ rơ le cho 59 trạm Recloser: Rà soát, tính toán lại toàn bộ dòng chỉnh định và đường cong thời gian tác động của các máy cắt Recloser trên các lộ 371, 372, 373 và 374, loại bỏ hoàn toàn tình trạng cắt vượt cấp trước quý 2 năm 2020. Chủ thể thực hiện: Phòng Điều độ phối hợp Phòng Kỹ thuật Công ty Điện lực Bắc Kạn.
  2. Lắp đặt đồng bộ thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs) kết nối truyền thông: Trang bị bổ sung 25–30 bộ FPIs có kết nối không dây 3G/SCADA tại các điểm rẽ nhánh xung yếu (như nhánh Đôn Phong trên lộ 372, nhánh Thác Giềng – Na Rì trên lộ 373 và nhánh KCN Xuất Hóa trên lộ 374), mục tiêu rút ngắn thời gian định vị điểm sự cố xuống dưới 15 phút. Chủ thể thực hiện: Đội Quản lý vận hành lưới điện cao thế và Điện lực Thành phố Bắc Kạn.
  3. Triển khai phương thức tự động khép mạch vòng (Loop Automation): Nâng cấp liên kết mạch vòng giữa lộ 372 với lộ 371 trạm Chợ Đồn và giữa lộ 373 với lộ 374 trạm E26.1, phấn đấu giảm chỉ số SAIDI trung bình toàn hệ thống xuống dưới 500 phút/năm trong giai đoạn 2020–2022. Chủ thể thực hiện: Ban Quản lý Dự án Điện lực Bắc Kạn và Tổng Công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC).
  4. Xây dựng hệ thống điều khiển và giám sát trực tuyến tập trung (SCADA/DMS): Tích hợp phần mềm quản lý điều khiển đồng thời 100% thiết bị đóng cắt trên máy tính trung tâm tại phòng Điều độ thay vì truy cập đơn lẻ từng trạm, bảo đảm độ sẵn sàng cấp điện đạt mức 99,95% vào năm 2023. Chủ thể thực hiện: Ban Giám đốc Công ty Điện lực Bắc Kạn.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang lại giá trị thực tiễn và học thuật cho bốn nhóm đối tượng chính:

  • Kỹ sư điều độ và vận hành hệ thống điện: Nắm vững phương pháp phối hợp bảo vệ rơ le giữa Recloser, cầu chì và thiết bị FPIs; áp dụng quy trình phân vùng và cô lập sự cố nhanh chóng trên lưới trung thế 35kV thực tế.
  • Cán bộ quản lý kỹ thuật tại các Công ty Điện lực vùng trung du miền núi: Tham khảo mô hình phân tích kinh tế - kỹ thuật để lựa chọn vị trí lắp đặt thiết bị phân đoạn tối ưu trong điều kiện ngân sách đầu tư có hạn.
  • Học viên cao học và nghiên cứu sinh chuyên ngành Kỹ thuật điện: Tiếp cận phương pháp ứng dụng quá trình ngẫu nhiên Markov và công cụ PSS/ADEPT module DRA để giải quyết bài toán độ tin cậy lưới điện phân phối phức tạp.
  • Các đơn vị tư vấn thiết kế và quy hoạch điện lực: Khai thác nguồn số liệu thực chứng về thông số đường dây, máy biến áp và phụ tải để xây dựng các đề án nâng cấp, chuyển đổi lưới điện 35kV sang 22kV đạt chuẩn tiêu chí độ tin cậy của Bộ Công Thương.

Câu hỏi thường gặp

Lưới điện 35kV tỉnh Bắc Kạn có những đặc điểm nào gây ảnh hưởng lớn đến độ tin cậy cung cấp điện?
Lưới điện 35kV Bắc Kạn có chiều dài lớn hơn 1.762,5 km, cấu trúc hình tia nhiều nhánh rẽ và đi qua địa hình đồi núi phức tạp. Chế độ trung tính cách điện khi chạm đất 1 pha làm điện áp pha không sự cố tăng lên 1,73 lần, dễ sinh ra quá điện áp nội bộ và chuyển thành sự cố ngắn mạch 2 pha.

Vai trò chính của thiết bị Recloser và FPI trong việc cải thiện chỉ số SAIDI và SAIFI là gì?
Recloser tự động cắt và đóng lặp lại để loại trừ hơn 53% sự cố thoáng qua mà không cần cắt điện kéo dài, giúp giảm mạnh chỉ số SAIFI. Thiết bị FPIs truyền tín hiệu cảnh báo về trung tâm giúp xác định ngay phân đoạn sự cố, rút ngắn thời gian dò tuyến từ vài giờ xuống dưới 15 phút, giúp giảm sâu chỉ số SAIDI.

Phần mềm PSS/ADEPT hỗ trợ giải quyết bài toán tính toán độ tin cậy như thế nào?
Phần mềm PSS/ADEPT tích hợp module DRA cho phép mô hình hóa toàn bộ sơ đồ hình tia, thông số đường dây và phụ tải. Bằng việc áp dụng giải tích không gian trạng thái, phần mềm tính toán định lượng các chỉ số SAIFI, SAIDI, CAIDI cho từng nút tải theo các kịch bản cấu hình thiết bị khác nhau.

Chức năng tự động khép mạch vòng (Loop Automation) vận hành như thế nào khi có sự cố?
Khi xảy ra sự cố trên một phân đoạn, các máy cắt Recloser bảo vệ đầu nguồn và thiết bị phân đoạn sẽ tự động cô lập điểm lỗi. Sau đó, máy cắt liên lạc (thường mở) giữa hai lộ đường dây (ví dụ giữa lộ 373 và 374) sẽ tự động đóng lại để cấp điện ngược cho phần phân đoạn không bị sự cố trong vòng 3 đến 5 phút.

Tại sao lưới 35kV trung tính cách điện vẫn cho phép vận hành khi chạm đất 1 pha trong khoảng 2 giờ?
Do trung tính cách điện nên dòng sự cố chạm đất 1 pha có giá trị rất nhỏ (chủ yếu là dòng điện dung). Mức điện áp bước và điện áp tiếp xúc nhỏ nên hệ thống vẫn được phép duy trì vận hành tối đa 2 giờ để nhân viên vận hành kịp thời phân vùng, tìm kiếm và cô lập điểm lỗi mà không cần cắt điện khẩn cấp.

Kết luận

  • Luận văn đã đánh giá toàn diện hiện trạng vận hành lưới phân phối 35kV tỉnh Bắc Kạn với 1.762,5 km đường dây trung thế và phân tích cụ thể 235 vụ sự cố trong năm 2018.
  • Xây dựng thành công mô hình toán học Markov và ứng dụng hiệu quả công cụ PSS/ADEPT DRA để tính toán chính xác các chỉ tiêu SAIFI, SAIDI, MAIFI cho các lộ xuất tuyến 372, 373 và 374 trạm 110kV E26.1.
  • Chứng minh tính ưu việt của giải pháp tự động hóa kết hợp giữa 59 trạm Recloser, thiết bị cảnh báo FPIs và công nghệ tự động khép mạch vòng Loop Automation.
  • Đề xuất hệ thống 4 nhóm giải pháp kỹ thuật khả thi, giúp giảm thời gian mất điện bình quân SAIDI trên 28% và nâng cao độ sẵn sàng cấp điện của hệ thống lên 99,95%.
  • Cung cấp cơ sở khoa học và dữ liệu thực chứng tin cậy phục vụ công tác quy hoạch, điều độ và hiện đại hóa lưới điện trung áp tại các tỉnh trung du miền núi giai đoạn 2020–2025.

Các đơn vị quản lý vận hành và doanh nghiệp phân phối điện có thể áp dụng ngay mô hình tính toán và sơ đồ phối hợp thiết bị tự động này để nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng, giảm thiểu tổn thất điện năng và tối ưu hóa chi phí vận hành lưới điện.