QHDVI_ChapVIII_Luoi

Chơng VIII Chơng trình phát triển lới điện 8.1 Mục tiêu yêu cầu chơng trình phát triển l−íi ®iƯn Mục tiêu đặc trưng quy hoạch lưới truyền tải đảm bảo phát triển hài hoà hệ thống điện, đảm bảo tính đồng phát triển nguồn khả truyền tải điện tới trung tâm phụ tải cách tin cậy, hiệu quả, đáp ứng lợi ích lâu dài người sử dụng Quy hoạch đòi hỏi phải áp dụng tiêu chuẩn kỹ thuật độ tin cậy, kinh tế công tác vận hành, bảo vệ, bảo dưỡng hệ thống, phù hợp với quy hoạch nguồn, lưới phân phối, công nghệ thông tin, chiến lược phát triển giảm thiểu tác động đến môi trường Các yêu cầu chương trình phát triển lưới điện bao gồm: Thừa kế phát triển nghiên cứu quy hoạch TSĐV, sở nhu cầu phụ tải cao trước dự kiến Phát triển mạng lưới chuyên tải nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện giảm tổn thất điện lưới chuyên tải, bảo đảm huy động thuận lợi nguồn điện chế độ vận hành đặc trưng mùa kiệt mùa tích nước Phát triển lưới 220kV 110kV, hoàn thiện mạng lưới điện khu vực nhằm nâng cao độ ổn định, tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu tổn thất điện năng, tạo điều kiện thuận lợi cho việc cải tạo lưới trung áp sang điện áp 22kV điện khí hố nơng thơn Sơ đồ lưới điện phải có độ dự trữ tính linh hoạt cao cung cấp điện an tồn, ổn định, bảo đảm chất lượng điện (điện áp tần số) cho phát triển kinh tế xã hội đất nước, đặc biệt trung tâm kinh tế trọng điểm phía Nam phía Bắc như: thành phố Hồ Chí Minh- Đồng Nai- Bình Dương- Bà Rịa Vũng Tầu, Hà Nội- Hải Dương-Bắc Ninh-Hải Phòng- Quảng Ninh, trục phát triển Đà Nẵng-Chu Lai-Dung Quất khu ch xut, khu cụng nghip 8.2 Phơng pháp luận sử dụng xây dựng chơng trình phát triển lới ®iƯn Trong q trình xây dựng chương trình phát triển lưới điện, đề án sử dụng phần mềm chương trình phân tích hệ thống PSS/E (Power System Simulator for Engineering) Mỹ VIII-1 Chương trình PSS/E dùng để nghiên cứu mơ phỏng, tính tốn chế độ hệ thống điện chế độ xác lập phân tích chế độ ổn định động Chương trình PSS/E cịn cho phép xác định dòng ngắn mạch 1và pha nút hệ thống cho phép quy hoạch tối ưu hố vơ cơng hệ thống Hình 8.1 Q trình phân tích Quy hoạch hệ thống lưới điện truyền ti Dự báo nhu cầu phụ tải Ké hoạch PT nguồn Phụ tải trạm BA Yêu cầu kỹ thuật thiết bị Tiêu chuẩn độ tin cậy Sơ đồ cung cấp điện toàn quốc Thiết kế sơ lới truyền tải Phân tích hệ thống NO YES NO Độ tin cậy Điều kiện sàng lọc Yêu cầu kỹ thuật YES Lới trun t¶i thay thÕ Dù kiÕn L−íi trun t¶i So sánh kinh tế Xác định quy hoạch lới Trruyền tải 8.3 Chơng trình phát triển lới điện Chng trỡnh phỏt triển Hệ thống lưới điện chuyên tải QHĐVI bao gồm dự kiến phát triển lưới điện (đường dây tải điện trạm biến áp) cấp điện áp 110kV, 220kV 500kV giai đoạn đến năm 2010-2015, định hướng phát triển lưới điện chuyên tải 220kV 500kV giai đoạn đến năm 2020 2025 Căn vào đặc điểm địa lý tự nhiên hạ tầng kỹ thuật nước ta, chia hệ thống điện toàn quốc thành hệ thống điện miền: VIII-2 - Hệ Thống Điện miền Bắc: bao gồm tỉnh miền Bắc từ Hà Tĩnh trở - Hệ Thống Điện miền Nam: bao gồm tỉnh Nam Bộ tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận, Lâm Đồng - Hệ Thống Điện miền Trung: bao gồm tỉnh duyên hải miền Trung từ Quảng Bình đến Khánh Hồ bốn tỉnh Tây Nguyên Kon Tum, Gia Lai, Đắc Lắc, Đắc Nơng 8.3.1 Chương trình phát triển lưới điện 500kV 8.3.1.1 Cơ sở kinh tế kỹ thuật việc lựa chọn điện áp 500kV Hiện lưới điện siêu cao áp 500kV phát triển tương đối phổ biến giới Cấp điện áp chứng minh tính kinh tế việc chun tải cơng suất cực đại đến 1200 MW với khoảng cách 800km phù hợp với hệ thống lưới điện cao áp 110(115)-220(230)-500kV Tại nước ASEAN thời điểm này, Việt Nam ra, lưới điện siêu cao áp 500kV có Thái Lan (với hệ thống điện áp 115-230-500kV) Tuy nhiên, định hướng liên kết lưới điện khu vực giai đoạn tới nước thành viên thống phát triển hệ thống lưới điện siêu cao áp 500kV Đối với nước ta, giai đoạn tới lưới điện 500kV thực chức chủ yếu chuyên tải cơng suất từ nhà máy điện lớn (như Hồ Bình, Quảng Ninh, Mơng Dương, Sơn La, Lai Châu miền Bắc, Yaly miền Trung Phú Mỹ ,Ô Môn, điện hạt nhân miền Nam) đến trung tâm tiêu thụ điện lớn khu vực, đồng thời tạo lập hệ thống liên kết nhà máy điện thành đối tượng điện điều khiển thống Trên sở đó, kết hợp với xu hội nhập Quốc tế - buôn bán trao đổi điện nước tiểu vùng Mê Kông (GMS) nước ASEAN thông qua lưới điện liên kết, kiến nghị tiếp tục chọn cấp điện áp siêu cao nước ta 500kV cho giai đoạn phát triển sau này, tạo thành hệ thống lưới điện cao áp 110-220-500kV Lưới điện siêu cao áp phát triển dạng xoay chiều (AC) chiều (DC) Lưới điện chiều có số đặc điểm ưu việt so với lưới điện xoay chiều khả tải cao hơn, khoảng cách chuyên tải xa không gây ảnh hưởng đến độ ổn định hệ thống Tuy nhiên, lưới điện chiều đòi hỏi phải lắp đặt trạm biến đổi với khối lượng khổng lồ linh kiện điện tử (Thyristor mạch IC) nhạy cảm với nhiệt độ độ ẩm khơng khí, phải bổ sung thêm thiết bị bù công suất phản kháng hoạt động biến đổi sinh thành phần sóng hài bậc cao nên dịng điện xoay chiều nhận thường bị méo (khơng sin) Ngồi ra, hệ thống điện chiều thường tải công suất từ nguồn đến nơi tiêu thụ chính, cịn việc rút cơng suất dọc đường thực VIII-3 phức tạp tốn Các yếu tố làm giảm độ tin cậy tính linh hoạt cung cấp điện, tăng chi phí vận hành hệ thống điện Trên sở phân tích đây, kết hợp với điều kiện thực tế nước ta - nhà máy điện lớn dự kiến xây dựng tương lai cách trung tâm tiêu thụ điện lớn khơng xa (dưới 500km), cịn trường hợp đường dây dài (gần 1500km) đường dây có lại phải rút công suất số điểm dọc tuyến, nhận thấy rằng, việc phát triển lưới điện siêu cao áp chiều Hệ thống điện Việt Nam không hiệu Riêng lưới điện liên kết Việt Nam nước khu vực, đặc điểm không gây ảnh hưởng tới ổn định hệ thống điện nên đường dây siêu cao áp chiều xem xét Việc lắp đặt trạm biến đổi (từ dòng điện xoay sang chiều lại thành xoay chiều) nút đầu mối đảm bảo cho hệ thống điện nước tham gia liên kết không bị ảnh hưởng lẫn q trình vận hành Hiện nay, phía Nam Thái Lan phần bán đảo Malaisia có đường dây DC 300kV liên kết, với chiều dài khoảng 300km quy mô công suất liên kết tối đa 300MW 8.3.1.2 Tiêu chuẩn thiết kế lới điện 500kV Phn ny mô tả định hướng chung cho lưới điện Việt Nam, kiểm tra cân nguồn tải khu vực kịch phát triển lưới 500kV giai đoạn 2020 2025 dựa việc phân tích trào lưu công suất đánh giá sơ ổn định hệ thống a Độ tin cậy hệ thống truyền tải Lưới điện cần thiết kế cho đảm bảo truyền tải công suất liên tục ổn định từ đầu cực máy phát đến trạm biến áp Sự truyền tải liên tục ổn định đòi hỏi hệ thống điện bị thiếu phần tử cố bất thường sửa chữa định kỳ (như đường dây hay trạm biến áp), hệ thống điện đảm bảo truyền tải cơng suất liên tục ổn định (tiêu chí N-1) Trường hợp thiếu phần tử vào thời gian phụ tải đỉnh, tải thường cho phép Tiêu chí độ tin cậy hệ thống truyền tải QHĐVI xem xét sau1: - Dịng cơng suất đường dây truyền tải phải nhỏ dòng định mức dây dẫn mạch lại trường hợp c mt mch Tham khảo tiêu chuẩn lới truyền t¶i cđa Cty điện lực Tokyo-NhËt B¶n hiƯn qua t− vÊn JICA VIII-4 - Trường hợp cố máy biến áp, máy biến áp lại phải tải 120% cơng suất tải bình thường máy, chuyển số trạm 220kV sang cho trạm 500kV khác cấp điện - Để đánh giá ổn định động, với đoạn đường dây mạch trở lên cần đảm bảo ổn định trường hợp đường dây bị ngắn mạch pha Tuy nhiên cần thiết, cố chạm đất hai dây pha đường dây mạch kép, cố tuyến cắt máy ngắt không thành công nên xem xét để tránh lan rộng cố b Điều kiện nghiên cứu - Phụ tải sử dụng để thiết kế lưới điện phụ tải đỉnh (Pmax) Tuy nhiên tình nghiêm trọng phát sinh thời điểm khơng phải phụ tải đỉnh cần tiến hành nghiên cứu thời gian phụ tải đỉnh - Các mốc thời điểm nghiên cứu 2015, 2020 2025 Đề án tập trung vào kế hoạch phát triển lưới 500kV giai đoạn 2020 2025 - Trong thiết kế, cần xem xét khoảng cách truyền tải công suất mang tải để so sánh chọn cấp truyền tải 500kV 220kV với xu giảm bớt tỷ trọng khối lượng lưới 500kV - Dây dẫn loại ACSR 330mm2 sử dụng cho đường dây 500kV có cơng suất giới hạn nhiệt khoảng 2500MW/ mạch Khoảng cách trạm phụ tải khoảng vài trăm km Dự kiến cỡ dây dẫn phù hợp thiết kế ĐZ 500kV tương lai Trong trường hợp khoảng cách truyền tải ngắn hơn, tính toán chọn cỡ dây lớn (400mm2 600mm2) tuỳ thuộc mức mang tải so sánh kinh tế phương án đạt điều kiện kỹ thuật Lưới truyền tải xung quanh thành phố lớn: Các máy biến áp 500/220kV sử dụng cho Hà Nội TP Hồ Chí Minh thiết kế 450MVA số máy tối đa trạm máy nhỏ Tiết diện dây dẫn đường dây 220kV công suất trạm 220kV thiết kế theo tiêu chuẩn Nga đặt nhiều vị trí, điều dẫn đến khơng kinh tế cho Hà Nội TP Hồ Chí Minh tương lai khu vực dự báo với nhu cầu phụ tải lớn thành phố lớn Đơng nam châu Á Ví dụ, trạm 500/275kV quanh Tokyo có tải từ 2000-4000MW/ trạm Trong đó, từ TSĐ5 Việt Nam, trạm 500/220kV tải từ 900-1800MVA Đường dây 275kV quanh Tokyo có cơng suất 1000MW/1 mạch, đường dây truyền tải 220kV dự kiến Việt Nam tải thấp nửa lượng công suất Kể xem xét đến cấp điện áp khác (275 230kV), tiêu kỹ thuật hệ thống dường nhỏ cho hệ thống điện Việt Nam tương lai VIII-5 Các tiêu chuẩn hữu phù hợp kinh tế cho việc truyền tải công suất khoảng cách lớn mật độ phụ tải nhỏ Tuy nhiên hệ thống điện Hà Nội TP Hồ Chí Minh tương lai với mật độ phụ tải cao quỹ đất có hạn tiêu chuẩn cần phải nâng lên Hệ thống lưới 500kV xung quanh thành phố lớn khu vực đông nam châu Á thường thiết kế theo cấu hình hệ thống đa mạch vịng Tokyo Thượng Hải Hệ thống mạch vòng 500kV cấp điện cho trung tâm phụ tải hệ thống điện áp thấp Đối với Hà Nội TP Hồ Chí Minh, mục tiêu thiết kế cấu hình hệ thống đa mạch vòng Dung lượng trạm biến áp 500kV khu vực thiết kế cải tạo mở rộng với công suất 2(3)x600, 2(3)x900MVA 2x1200MVA Lưới truyền tải liên kết miền: + Trào lưu công suất từ miền Bắc vào miền Trung Giai đoạn năm đến 2020, miền Bắc có nhiều nhà máy thủy điện nhiệt điện than Dịng cơng suất từ Hà Tĩnh vào miền Trung miền Nam có xu hướng tăng lên, dịng cơng suất truyền tải Hà Tĩnh Đà Nẵng vượt giới hạn theo tiêu chuẩn N-1 Trong trường hợp cần xem xét phương án sau: - Tăng cường đường dây truyền tải Hà Tĩnh Đà Nẵng - Giới hạn lượng công suất phát miền Bắc miền Nam để dịng cơng suất khơng vượt giới hạn từ Bắc vào Trung mở rộng lưới 220kV liên kết khu vực miền - Xem xét lại vị trí nhà máy điện dự kiến Trong kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải, dự kiến trì dịng cơng suất truyền tải miền Bắc miền Trung khoảng 1000MW để đảm bảo tiêu chí N-1 chế độ bình thường cố Ngoài ra, tiếp tục xem xét biện pháp đề cập cho kế hoạch phát triển tối ưu hệ thống điện + Trào lưu công suất từ Miền trung vào miền Nam Từ Duyên hải Trung đến miền Nam, có nhà máy điện hạt nhân (tại Phước Dinh Vĩnh Hải – Ninh Thuận), có nhà máy nhiệt điện than lớn (dự kiến Phú Yên, Bình Thuận) Hơn nữa, nhập điện từ nhà máy thủy điện Lào qua trạm 50kV PlêiKu Dịng cơng suất truyền tải miền Trung miền Nam vượt q giới hạn cơng suất theo tiêu chí N-1 Vì cần thiết phải tăng cường đường dây truyền tải 500kV miền trung miền Nam VIII-6 8.3.1.3 Chương trình phát triển lưới điện 500kV giai đoạn 2006 - 2025 Chương trình phát triển lưới điện đặc biệt lưới điện cao áp siêu cao áp gắn liền với chương trình phát triển nguồn Trong chương VII đề án sử dụng chương trình tính tốn tối ưu việc phát triển huy động nguồn điện, có tính đến khả giới hạn truyền tải qua lưới điện siêu cao áp miền hệ thống điện Việt Nam Theo kết tính tốn nhận thấy rằng, giai đoạn 2006- 2008 cơng suất truyền tải theo hướng Nam - Bắc miền Bắc thiếu nguồn Từ năm 2009 – 2010 giai đoạn 2011- 2020 công suất chủ yếu truyền tải theo hướng Bắc - Nam vào mùa khô lẫn mùa nước để tận dụng nguồn thuỷ điện miền Bắc, miền Trung nhập khẩu, nguồn nhiệt điện khí, than phụ thuộc vào khả cung cấp nhiêu liệu phát huy hết lực Đến giai đoạn 2021 - 2025, chủ yếu phát triển nhà máy nhiệt điện chạy than nhập theo nhu cầu miền, đồng thời phát triển điện hạt nhân, qui mô lên đến 8000MW Nam Trung Bộ Theo tính tốn cân cơng suất liên vùng, công suất truyền tải đường dây 500kV BắcTrung giới hạn khoảng 1000MW, công suất từ Nam Trung Bộ Tây Nguyên khu vực thành phố Hồ Chí Minh 10.000MW Các tính tốn phân tích cân công suất điện miền hệ thống điện Việt Nam điều kiện sở để xác định phương án phát triển lưới điện Việt Nam giai đoạn 2010, 2015 2025 a Giai đoạn 2006-2010: Đến cuối năm 2005, hoàn thành việc phát triển lưới 500KV đấu nối cụm nhiệt điện Phú Mỹ vào lưới Hệ thống (đường dây 500KV Phú Mỹ- Nhà BèPhú Lâm), đồng thời đưa đường dây 500KV Bắc- Nam mạch 2, đoạn Thường Tín- Nho Quan- Hà Tĩnh vào vận hành tháng 9/2005 để đảm bảo truyền tải công suất từ Nam Bắc giai đoạn 2006 - 2010 Các cơng trình 500kV đưa vào vận hành bao gồm: Hệ thống truyền tải điện 500kV Phú Mỹ-Nhà Bè-Phú Lâm, bao gồm cơng trình điện sau: + Đường dây mạch kép 500kV Phú Mỹ-Nhà Bè dài 46km (1/2004) + Đường dây mạch đơn 500kV Nhà Bè-Phú Lâm dài 16km (1/2004) + Trạm biến áp 500/220kV Nhà Bè 2x600MVA (8/2005) + Trạm biến áp 500/220kV Phú Mỹ 1x450MVA (8/2005) Đường dây 500kV Pleiku-Phú Lâm (mạch 2) dài 547km, đóng điện tháng 5/2004 VIII-7 Trạm Tân Định 450MVA tháng 8/2005 Đường dây 500kV Pleiku- Dốc Sỏi- Đà Nẵng (mạch 2), 297km, đóng điện tháng 11/2004 Đường dây 500kV Đà Nẵng- Hà Tĩnh (mạch 2), 390km, đóng điện tháng 5/2005 Đường dây 500kV Hà Tĩnh - Nho Quan dài 295km, nhánh rẽ 2x30km từ đường dây mạch Hồ Bình - Hà Tĩnh trạm 500kV Nho Quan công suất 450MVA vào vận hành tháng 8/2005 Trạm 500kV Thường Tín với công suất ban đầu 450MVA (3x150MVA) vào vận hành tháng 9/2005 Đường dây 500kV Nhà Bè-Ơ Mơn dài 152km cơng trình liên kết khu vực miền Đông miền Tây Nam Bộ, thi công đoạn Cai Lậy - Ơ Mơn, dự kiến hồn thành tháng 12/2005, tạm thời vận hành cấp điện áp 220kV để bổ sung đường dây 220kV cấp điện cho miền Tây (do nhà máy nhiệt điện Ơ Mơn chậm so với tiến độ) Giai đoạn đến năm 2010, phát triển lưới điện 500KV đấu nối nhà máy điện than miền Bắc (đường dây 500KV Quảng Ninh- Thường Tín, Quảng Ninh - Sóc Sơn, đường dây 500KV Quảng Ninh- Mông Dương), đấu nối nhà máy thuỷ điện sơng Đà, có thuỷ điện Sơn La 2400MW (đường dây 500KV Sơn LaHồ Bình, Sơn La- Nho Quan, Sơn La - Sóc Sơn), cụm nhiệt điện chạy khí Ơ Mơn (đoạn Cai Lậy - Nhà Bè đường dây 500KV Ơ Mơn- Nhà Bè, Ơ Môn- Phú Lâm) Với dự báo QHĐ VI, để đáp ứng nhu cầu điện phương án sở có dự phịng phương án cao, tiến độ số nhà máy điện dự kiến đẩy sớm so với TSĐV miền Bắc như: nhà máy thuỷ điện Sơn La, tổ máy vào năm 2010 (so với 2012 TSĐ V), NĐ Quảng Ninh II 2x300MW vào năm 2009 – 2010; NĐ Hải Phòng II 2x300MW vào năm 2010; NĐ Cẩm Phả II 300MW vào năm 2010 Hiện nay, BCNCKT Dự án truyền tải điện miền Bắc mở rộng, vay vốn ADB, bao gồm việc xây dựng đường dây 500kV để đấu nối nguồn thuỷ điện Sơn La Tây Bắc nhiệt điện than Quảng Ninh- Mông Dương Đông Bắc vào Hệ thống điện quốc gia hồn thành Các cơng trình 500kV dự kiến vào vận hành giai đoạn 2006-2010 bao gồm: Đường dây Sơn La- Hồ Bình, dài 180km Sơn La- Nho Quan dài 240km, năm 2010 Đường dây Sơn La- Sóc Sơn, dài 200km, năm 2010 VIII-8 Trạm 500kV Pitoong Sơn La, 2x450MVA năm 2010 Trạm 500kV Sóc Sơn, 1x900MVA năm 2010 Đường dây mạch kép Quảng Ninh- Mông Dương, dài 25km, năm 2010 Đường dây mạch kép Quảng Ninh- Thường Tín, dài 152km, năm 2009 Trạm Quảng Ninh, 450MVA, đồng với NĐ Quảng Ninh I (tổ máy 3), năm 2009 Đường dây 500kV Quảng Ninh- Sóc Sơn, dài 180km, năm 2010 Trạm Dốc Sỏi, 450MVA, năm 2006 - 2007 10 Trạm Đăk Nông, 2x450MVA, năm 2009 11 Đường dây Phú Mỹ- Song Mây- Tân Định, dài 103km, năm 2007 12 Trạm Tân Định (máy - 450MVA), vận hành năm 2007 13 Trạm Song Mây, 600MVA, năm 2008 14 Trạm 500kV Di Linh 1x450MVA, khoảng 40km đường dây 500kV xây dựng đưa vào vận hành đồng với nhà máy thủy điện Đại Ninh (cuối năm 2007) 15 Đường dây 500kV Ơ Mơn – Nhà Bè (152km) Ơ Mơn - Phú Lâm (155km) để tạo mối liên hệ mạnh Trung tâm nhiệt điện khí Ơ Mơn (dự kiến cơng suất ba nhà máy Ơ Mơn 1, lên tới 2000MW) với khu vực trung tâm HTĐ miền Nam, trạm biến áp 500/220kV Ơ Mơn (450MVA) b Giai đoạn 2011-2015: Giai đoạn cụm nhà máy phát huy hết quy mô công suất là: Sơn La 2400MW, Mơng Dương II 1000MW, Ơ Mơn 3400MW Đồng thời, nhập điện từ Lào Trung Quốc (với tổng cơng suất gần 2700MW) Các cơng trình lưới điện 500kV xây dựng giai đoạn bao gồm: Đường dây 500kV mạch kép Lai Châu -Sơn La, dài 180km, để đấu nối NMTĐ Lai Châu vào Hệ thống (2013) Tại trung tâm nhiệt điện khí Ơ Mơn, TBKHH Ô Môn (720MW) vào vận hành Ô Môn phát vào 220kV, Cịn Ơ Mơn phát lên 500kV Các tổ máy phát xuất tuyến đường dây 500kV, 220kV đấu nối vào góp theo sơ đồ 3/2 Giữa hệ thống 500kV 220kV máy biến áp liên lạc 500/220kV (2x450MVA) VIII-9 Liên kết với lưới điện Lào qua đường dây 500kV Bản Sok- Pleiku dài khoảng 180km, nối lưới Trung Quốc đường dây HVDC Honghe (Vân Nam, Trung Quốc)- Sóc Sơn dài 400 - 450km với khả tải từ 2000-2500MW Đến 2015, hệ thống điện miền Bắc có mạch vịng 500kV Sơn La - Hồ Bình Nho Quan - Thường Tín- Quảng Ninh- Sóc Sơn - Sơn La Ở hệ thống điện miền Nam xuất mạch vòng 500kV Phú Lâm - Nhà Bè - Phú Mỹ - Song Mây- Tân Định - Hóc Mơn - Phú Lâm đảm bảo cung cấp điện an toàn tin cậy cho trung tâm tiêu thụ lớn nước bao gồm thành phố Hồ Chí Minh, khu cơng nghiệp Biên Hồ - Đồng Nai khu cơng nghiệp thuộc tỉnh Bình Dương c Giai đoạn 2016-2025: Cần xác định hướng công suất truyền tải vùng xem xét thiết kế lưới truyền tải giai đoạn đến 2020 2025 Theo địa lý, nhu cầu phụ tải trung tâm nguồn điện, chia HTĐ thành 13 tiểu vùng: Đông Bắc, Tây Bắc, Hà Nội phụ cận, Nam Hà Nội, Bắc Trung Bộ, Trung Trung Bộ, Nam Trung Bộ 2, Tây Nguyên, TP Hồ Chí Minh - Đồng Nai - Bà Rịa Vũng Tàu, Tây bắc TP Hồ Chí Minh, Nam TP Hồ Chí Minh miền Tây Nam Bộ Cân đối tổng công suất nguồn phát phụ tải vùng đến năm 2025 sau: Vùng Đông Bắc Vùng Đơng Bắc bao gồm tỉnh Quảng Ninh, Hải Phịng, Bắc Giang, Lạng sơn, Cao Bàng, Bắc Kạn Ở có nhà máy nhiệt điện than Mơng Dương Quảng Ninh phát lên lưới 500kV, nhiệt điện than Hải Phòng ng Bí II phát lên lưới 220kV Giai đoạn đến 2020, tổng công suất nguồn vùng Đông Bắc 6700MW Dự kiến đến 2025 phát triển thêm 5000MW nhiệt điện chạy than khu vực Tổng phụ tải vùng nhỏ tổng công suất nguồn, có lượng cơng suất lớn 2000- 5000MW tải khu vực Hà Nội phụ cận cấp điện áp 500kV Dự kiến có mạch vào năm 2020 (Quảng Ninh – Thường Tín mạch kép; Quảng Ninh - Sóc Sơn mạch đơn) mạch vào năm 2025 (Quảng Ninh - Sóc Sơn treo mạch thứ 2) Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 6700 4300 +2400 Năm 2025 11700 6200 +5500 Vùng Tây Bắc: Vùng Tây Bắc có nhà máy thủy điện lớn Sơn La, Lai Châu, Huội Quảng, Bản Chát, Nậm Chiến nhà máy thủy điện tích Công suất dư thừa vùng 4000MW năm 2020 3000MW năm 2025 truyền Hà Nội VIII-10 500kV Thủ Đức Bắc- Thuận An- Hóc Mơn- Hiệp Bình Phươc- Thủ Đức 220kV Xây dựng trạm 220kV Bình Chánh, Vĩnh Lộc Tân Tạo, Thủ Đức Bắc, Quận 2, Cầu Bông Tổng công suất trạm biến áp nguồn 220kV thành phố đến 2015 9750MVA Giai đoạn đến 2020, 2025: đấu nối lưới 220kV vào trạm nguồn 500/220kV trạm Bình Chánh trạm Củ Chi Hình thành mạch vịng 220kV thứ Hóc MơnCủ Chi- Bình Chánh- Tân Tạo - Bình Tân- Vĩnh Lộc- Hóc Mơn Quy mơ cơng suất trạm 220kV 2(3)x250MVA Tổng công suất trạm biến áp nguồn 220kV thành phố đến 2020 13750MVA Tổng công suất trạm biến áp nguồn 220kV thành phố đến 2025 18250MVA b Các tỉnh lân cận TP Hồ Chí Minh tới trở thành trung tâm kinh tế - xã hội - công nghiệp lớn lợi vị trí phát triển mở rộng khu công nghiệp-thương mại từ TP HCM Do vậy, việc thiết kế lưới điện đáp ứng dủ nhu cầu phụ tải cho khu vực quan trọng Phụ tải vùng tập trung với mật độ cao nên xuất tuyến 220kV từ NMĐ trạm 500/220kV thường phải tải công suất lớn Các xuất tuyến cần thiết kế khả tải đủ lớn có dự phịng (mạch kép phân pha 2xACSR400; 2xACSR500; 2xACSR600) đủ khả cung cấp điện cách an toàn tin cậy Các xuất tuyến lại khác thiết kế tối thiểu mạch kép phân pha 2xACSR330 b1 Khu vực tỉnh Đồng Nai Bà Rịa – Vũng Tàu: Hiện tỉnh Đồng Nai cấp điện chủ yếu từ trạm 220kV Long Bình 2x250MVA Long Thành 2x250MVA (máy vào cuối năm 2005), khu vực giáp TP Hồ Chí Minh, có phụ tải lớn, mật độ phụ tải cao tốc độ phát triển mạnh; Tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu cung cấp điện từ trạm 220/110kV NMNĐ Phú Mỹ – 2x250 MVA Bà Rịa – 1x125 MVA Đến năm 2025, tổng nhu cầu phụ tải tỉnh khu vực đạt gần 7000 MW Nguồn cấp cho khu vực có tổng cơng suất đặt khoảng 10700 MW, gồm nguồn: NĐ Nhơn Trạch 1100 MW; TĐ Trị An – 400 MW; NMNĐ than Formosa – 150MW; NĐ khí Phú Mỹ – 3860 MW; NĐ khí Bà Rịa – 386 MW; NĐ khí Bình Thuận – 1440 MW Giai đoạn đến 2010: NMNĐ Nhơn Trạch cấp điện chủ yếu cho phụ tải khu vực TP HCM tỉnh Đồng Nai Các xuất tuyến từ Nhơn Trạch phụ tải khu vực TP HCM NĐ Nhơn Trạch – Nhà Bè; NĐ Nhơn Trạch – Cát Lái – Thủ Đức tải công suất lớn, đến 1000 MW Do xuất tuyến thiết VIII-31 kế mạch kép phân pha, tiết diện 2xACSR600 Khi trạm 500/220kV Song Mây xây dựng, dự kiến cắt đơi đường dây Trị AnLong Bình, Bảo Lộc- Long Bình để đấu vào 220kV trạm Song mây cần tiến hành cải tạo đoạn Long Bình- Song Mây lên dây phân pha Giai đoạn đến 2015: Đấu nối NĐ khí Bình Thuận vào lưới điện cấp điện áp 220kV (giai đoạn - 720MW, giai đoạn - 1440MW) đường dây phân pha mạch kép Bình Thuận - Song Mây, Bình Thuận- Bà Rịa Đường dây 220kV Bình Thuận - Song Mây bám dọc trục đường qua Tân Nghĩa, Xuân Hưng, Xuân Lộc, Long Khánh để cấp điện cho trạm 220kV tỉnh Đồng Nai Đối với trạm 500/220kV Song Mây tương tự, số xuất tuyến Song Mây – Long Khánh - Định Quán; Song Mây – Uyên Hưng thiết kế mạch kép phân pha, dây dẫn 2xACSR400 Từ NMNĐ Phú Mỹ, xuất tuyến Phú Mỹ – Cát Lái, Phú Mỹ – Long Thành – Long Bình tải cơng suất lớn nên cải tạo lên thành mạch phân pha, dây dẫn 2xACSR600 (i) Đến 2025 dự kiến trạm 220/110kV cung cấp điện cho tỉnh Đồng Nai sau: - Vùng giáp ranh với TP HCM: trạm Long Bình, Long Thành, An Phước, Tam Phước công suất đặt trạm 3x250 MVA; NĐ Nhơn Trạch TP Nhơn Trạch 2x250 MVA Các trạm chủ yếu nhận điện từ NĐ Nhơn Trạch, NĐ Phú Mỹ trạm 500/220kV Song Mây, Thủ Đức Bắc - Vùng trung tâm phía Bắc Đồng Nai gồm trạm Song Mây – 3x250 MVA; Xuân Lộc – 3x250 MVA; Long Khánh – 2x250 MVA; TĐ Trị An – 2x250 MVA trạm Định Quán 2x250 MVA nhận điện từ trạm 500/220kV Song Mây từ NMTĐ Trị An, Hàm Thuận - Đa My (ii) Đến 2025 dự kiến trạm 220/110kV cung cấp điện cho Bà Rịa – Vũng Tàu bao gồm: trạm NMĐ Phú Mỹ – 3x250 MVA (lắp máy 3); NMĐ Bà Rịa – 2x250MVA; Vũng Tàu – 2x250 MVA; KCN Phú Mỹ – 3x250 MVA; Mỹ Xuân – 2x250 MVA trạm Ngãi Giao – 2x250 MVA b2 Khu vực Bình Dương, Bình Phước, Tây Ninh Long An Hiện tỉnh Bình Dương nhận điện chủ yếu từ trạm 220/110kV Bình Hồ cơng suất 2x250 MVA hỗ trợ từ trạm 220/110kV lân cận khác (Long Bình, Phú Lâm …) Các tỉnh Bình Phước, Tây Ninh, Long An chủ yếu nhận điện qua đường dây 110kV lấy từ nguồn thuỷ điện Trị An, Thác Mơ, Cần Đơn từ trạm 220/110kV khu vực TP HCM (Hóc Mơn, Phú Lâm…) Đến cuối năm VIII-32 2005 khu vực tỉnh Tây Ninh có trạm 220/110kV Trảng Bàng 1x250 MVA vào vận hành, nâng cao khả cấp điện cho vùng Đến năm 2025, tổng nhu cầu phụ tải tỉnh đạt khoảng 7600 MW Tổng công suất nguồn khu vực khoảng 600 MW, nguồn cấp cho vùng chủ yếu đưa từ vùng khác đến hệ thống 500kV 220kV (i) Tỉnh Bình Dương tập trung nhiều khu công nghiệp lớn với mật độ phụ tải cao Tới 2025, nhu cầu phụ tải toàn tỉnh khoảng 4000 MW Để đáp ứng cho nhu cầu phụ tải trên, nguồn cấp bao gồm trạm 500/220kV: Tân Định – 2(3)x900 MVA; Mỹ Phước – 2x900 MVA; phần từ trạm 500/220kV lân cận khác (Song Mây, Hóc Mơn, Củ Chi ) Một số lộ xuất tuyến 220kV từ trạm 500/220kV xây dựng với quy mô mạch kép phân pha để tải dịng cơng suất lớn, cụ thể sau: Tân Định Ỉ Bình Hồ Ỉ Thuận An - 2xACSR400; Tân Định Ỉ Tân Un - 2xACSR400; Mỹ Un Ỉ Lai Un - 2xACSR400; Các trạm 220/110kV cấp điện cho tỉnh đến năm 2025 gồm: Bình Hoà - 3x250MVA; Tân Định – 3x250 MVA; Mỹ Phước – 3x250 MVA; Thuận An – 3x250 MVA; Uyên Hưng – 3x250 MVA; Bến Cát – 3x250 MVA; Tân Định – 3x250 MVA; Lai Uyên – 3x250 MVA; Tân Uyên – 2x250 MVA Phú Giáo – 2x250 MVA (ii) Các tỉnh Bình Phước, Tây Ninh Long An: Tổng nhu cầu phụ tải ba tỉnh lại đạt 3000 MW (Bình Phước – 700 MW; Tây Ninh – 1360 MW; Long An – 1100 MW) Khi Tây Ninh xuất trạm 500/220kV Tây Ninh công suất 2x900 MVA cấp điện cho Tây Ninh Bình Phước Ngồi khu vực Tây-Bắc TP HCM đặt trạm 500kV Củ Chi – 2(3)x900 MVA cấp điện cho vùng Khu vực Đức Hoà (Long An) – Bình Chánh (TP HCM) cịn có thêm trạm 500/220kV Bình Chánh – 2x900 MVA cấp điện cho vùng phía Tây TP HCM Long An Các xuất tuyến 220kV có dịng tải lớn từ trạm 500/220kV sau: Củ Chi Ỉ Trảng Bàng - 2xACSR400; Bình Chánh Ỉ Củ Chi - 2xACSR400; Bình Chánh Ỉ Tân Tạo - 2xACSR400; Đến năm 2025, tỉnh cấp điện trạm 220/110kV: Phước Long – 2x250 MVA; Bình Phước – 2x250 MVA; Trảng Bàng – 3x250 MVA; Tây Ninh – 2x250 MVA; Tây Ninh – 2x250 MVA; Tân Biên – 2x250 MVA; Long An – 2x250 MVA; Bến Lức – 2x250 MVA; Tân An – 2x250 MVA; Đức Hoà – 2x250 MVA Khu vùc miỊn T©y Hiện trạng lưới điện truyền tải khu vực: Hiện thời gian tới cấp điện cho khu vực miền Tây Nam Bộ đường dây truyền tải sau VIII-33 - đường dây 220kV mạch đơn Phú Lâm – Cai Lậy đường dây 220kV mạch kép Phú Mỹ - Cai Lậy - Đường dây 220kV mạch đơn Cai Lậy-Trà Nóc- Rạch Giá, Cai Lậy - Rạch Giá, Cai Lậy – Vĩnh Long Rạch Giá - Bạc Liêu Tổng công suất trạm biến áp nguồn khu vực 1225MVA bao gồm: trạm 220kV Cai Lậy 2x125MVA, Trà Nóc 125+100 MVA, Rạch Giá 2x125MVA, Vĩnh Long 2x125MVA, Mỹ Tho 1x125MVA, Bạc Liêu 1x125MVA Giai đoạn đến năm 2010, phụ tải cực đại toàn khu vực miền Tây lên tới gần 2000MW Giai đoạn đưa vào vận hành hai nhà máy nhiệt điện khí khu vực Cà Mau - 750MW (2007-2008), Ô Môn - 660MW TBKHH (2007 - 2008) Ô Môn - 600MW (2009) - nguồn cấp cho tỉnh miền Tây, cịn hỗ trợ phần cho phụ tải TP Hồ Chí Minh • Khi nhà máy điện Cà Mau (750MW) vào vận hành đường dây 220kV đấu nối với nhà máy sau - mạch Cà Mau - Rạch Giá - mạch Cà Mau - Bạc Liêu - mạch Cà Mau – Ô Môn - mạch Cà Mau 1- trạm 220kV Cà Mau Đường dây 220kV Cà Mau1 - Ơ Mơn gồm đoạn mạch mạch, sau hoàn chỉnh đấu nối Transit mạch vào đường dây Rạch Giá-Bạc Liêu, mạch từ Cà Mau – Ô Môn Hiện đoạn đường dây mạch xây dựng xong, tiết diện ACSR795 Cần phải xây dựng đồng trạm 220kV Cà Mau 2x125MVA, Ơ Mơn 2x125MWA - Hiện thi công đường dây 500kV Nhà Bè – Ơ Mơn (đầu năm 2006 đoạn Cai Lậy - Ơ Mơn vận hành cấp điện áp 220kV) • Khi phát triển thêm nhà máy Cà Mau (750MW) vào năm 2008 Để đảm bảo tải hết công suất thuộc cụm nhà máy Cà Mau 1500MW đề xuất phương án đấu nối nhà máy điện Cà Mau vào hệ thống sau: - Phương án 1: Cà Mau phát lên 220kV đấu nối vào hệ thống đường dây 220kV - Phương án 2: Cà Mau phát lên 500kV đấu nối vào hệ thống đường dây 500kV mạch kép Cà Mau- Ơ Mơn, dài 130km (trường hợp đấu nối mạch 500kV khơng đảm bảo tiêu chí n-1 cố đường dây 500kV Cà Mau- Ô Môn, hệ thống 220kV từ NMĐ Cà Mau VIII-34 1, khơng giải phóng hết cơng suất- xem tính chế độ kèm theo phụ lục) So sánh vốn đầu tư phương án thể bảng 8.1 Bảng 8.1: vốn đầu tư phương án Danh mục Phương án DZ 220kV mạch kép PP Cà Mau 2- Rạch Giá ngăn lộ trạm 220kV Rạch Giá ngăn lộ 220kV Cà Mau -Cà Mau Phương án DZ500kV mạch kép Cà Mau- Ơ Mơn Máy biến áp 500/220kV Cà Mau ngăn lộ 500kV Ơ Mơn TT I II Đơn giá (USD) Quy mô 200,000 450,000 450,000 110km ngăn lộ ngăn lộ 392,000 5,000,000 1,570,000 130km 1x450MVA ngăn lộ Thành tiền (USD) 23,800,000 22,000,000 900,000 900,000 59,100,000 50,960,000 5,000,000 3,140,000 So sánh phương án, thấy phương án có vốn đầu tư lớn phương án khoảng 2,5 lần Hơn giai đoạn đến 2015-2020, phụ tải khu vực Cà Mau, Bạc Liêu, Kiên Lương tăng cao việc đấu nối 220kV cấp cho phụ tải khu vực tỏ rõ ưu việt Vì lựa chọn phương án để đấu nối nhà máy điện Cà Mau vào hệ thống Theo phương án 1, cơng trình xây dựng đồng với nhà máy Cà Mau bao gồm: - Xây dựng đường dây 220kV Cà Mau 2- Rạch Giá quy mô mạch phân pha 2xACSR 330 với chiều dài 110km - Mở rộng thên ngăn lộ trạm 220kV Rạch Giá - Mở rộng ngăn lộ nhà máy Cà Mau đấu nối với nhà máy Cà Mau • Ơ Mơn - 660MW (2007), Ơ Môn - 600MW (2009) phát lên 220kV thuộc Trung tâm nhiệt điện Ơ Mơn Sân phân phối 220kV Trung tâm nhiệt điện Ơ Mơn bao gồm ngăn lộ xuất tuyến 220kV sau: - ngăn lộ máy phát - ngăn lộ máy biến áp liên lạc 500/220kV - mạch Ơ Mơn- Cà Mau - mạch Ơ Mơn- Trà Nóc - mạch Ô Môn- Thốt Nốt - mạch Ô Môn- Rạch Giá - (2) mạch Ơ Mơn- Vĩnh Long - mạch Sóc Trăng VIII-35 Đường dây 500kV Nhà Bè – Ơ Mơn (vận hành cấp điện áp 220kV đầu năm 2006) dự án lưới điện 220kV đồng nhà máy điện Ơ Mơn Ô Môn - Thốt Nốt, Thốt Nốt – Châu Đốc đưa vào vận hành năm 2007 Các đường dây 220kV Ơ Mơn – Sóc Trăng, Sóc Trăng - Bạc Liêu đưa vào vận hành phù hợp với tiến độ nhà máy Cà Mau (2008) Tổng công suất trạm biến áp nguồn khu vực 1225MVA bao gồm: trạm 220kV Cai Lậy 2x125MVA, Trà Nóc 125+100 MVA, Rạch Giá 2x125MVA, Vĩnh Long 2x125MVA, Mỹ Tho 1x125MVA Bạc Liêu 1x125MVA Khu vực tỉnh Cà Mau, Bạc Liêu, Kiên Giang cấp nguồn chủ yếu từ NMNĐ Cà Mau Trong khu vực cần xây trạm biến áp 220kV Kiên Lương Khu vực tỉnh Cần Thơ, Vĩnh Long, Trà Vinh, Sóc Trăng, Đồng Tháp An Giang, cấp nguồn chủ yếu từ nhà máy nhiệt điện Ơ Mơn Cần sớm xây dựng đường dây Ơ Mơn - Sóc Trăng - Bạc Liêu, Ơ Mơn - Thốt Nốt Ngồi ra, dự kiến phát triển lưới 220kV bao gồm xây dựng trạm: trạm 220kV Châu Đốc 2x125MVA, Sóc Trăng 2x125MVA, Hữu Nghĩa 1x125MVA, Thốt Nốt 2x125MVA, Trà Vinh 2x125MVA, Cao Lãnh 2x250MVA, Vị Thanh 1x125MVA đường dây đấu nối trạm vào hệ thống điện Trong giai đoạn này, tỉnh ven sông Tiền Bến Tre Tiền Giang cấp nguồn chủ yếu từ trạm Cai Lậy Mỹ Tho Dự kiến xây dựng trạm biến áp 220kV Bến Tre 2x125MVAvà Mỏ Cầy 2x125MVA nhằm đảm bảo công suất nguồn cho hai tỉnh Theo hiệp định phủ Việt Nam phủ Campuchia, giai đoạn 2007 - 2008 xuất đường dây cao áp xuất điện từ Việt Nam sang Campuchia Phương án cung cấp điện xây dựng đường dây 220kV từ trạm 220kV Thốt Nốt (Cần Thơ) đấu nối qua trạm 220kV Châu Đốc 2x125MVA, đến TaKeo PhnômPênh Giai đoạn 2011-2015, cơng suất cực đại tồn khu vực giai đoạn lên tới 3000MW, để đảm bảo công suất nguồn cấp cho tỉnh khu vực, việc lắp đặt thêm công suất nguồn phát cho trung tâm điện lực Ơ Mơn, xuất thêm nhà máy nhiệt điện Gị Cơng nằm địa bàn tỉnh Tiền Giang với công suất 1200MW Nhà máy nhiệt điện đấu nối với hệ thống điện đường dây 220kV mạch từ trạm Gị Cơng đến nhánh rẽ trạm 220kV Bến Tre, mạch đấu nối với trạm 220kV Bến Tre mạch lại tiếp đến VIII-36 trạm 220kV Mỹ Tho nhằm đảm bảo cấp điện cho tỉnh Tiền Giang, Bến Tre đồng thời hỗ trợ phần công suất cho khu vực thành phố Hồ Chí Minh Trong khu vực tỉnh Cần Thơ, An Giang Đồng tháp, để tránh tải cho đường dây từ Ô Môn Thốt Nốt, cần phải xây đường dây mạch kép phân pha từ Ơ Mơn Thốt Nốt nhằm hỗ trợ cấp điện cho tỉnh An Giang, Đồng Tháp phần tỉnh Kiên Giang Ngoài để đảm bảo độ an toàn cung cấp điện cho khu cơng nghiệp Sa Đéc phần cịn lại tỉnh Đồng Tháp, dự kiến xây dựng đường dây mạch từ NMNĐ Ơ Mơn tới khu cơng nghiệp Một số trạm biến áp 220kV xây gồm có: Long Xuyên 2x125MVA, KCN Sa Đéc 1x125+1x250MVA, Châu Đốc 2x250MVA, Trà Nóc 2x125MVA, Thốt Nốt 2x250MVA, trạm biến áp nâng công suất bao gồm: Cai Lậy 2x250MVA, Vĩnh Long 2x250MVA Vị Thanh 2x125MVA Khu vực tỉnh Bạc Liêu, Cà Mau Kiên Giang tiếp tục đảm bảo nguồn cấp từ NMNĐ Cà Mau việc xây dựng thêm đường dây đấu nối từ NMNĐ Cà Mau tới trạm 220kV xây Hộ Phịng 1x125MVA, Cái Nước 1x125MVA, qua tránh tình trạng thiếu nguồn khu vực tỉnh Dự kiến trạm biến áp khu vực nâng công suất gồm: Bạc Liêu 1x125+1x250MVA, Rạch Giá 2x250MVA, Cà Mau 1x125+1x250MVA Các tỉnh nằm phía bờ phải sơng Tiền Sóc Trăng, Trà Vinh, Vĩnh Long hỗ trợ cấp nguồn từ nhà máy nhiệt điện Ơ Mơn thơng qua đường dây 220kV có Dự kiến xây dựng trạm biến áp 220kV Mỹ Xuyên 1x125MVA nâng công suất trạm Hữu Nghĩa 2x125MVA, Trà Vinh 2x250MVA Khu vực hai tỉnh Bến Tre Tiền Giang hỗ trợ nguồn cấp từ nhà máy nhiệt điện Gị Cơng Dự kiến xây dựng trạm 220kV Bến Tre 2x125MVA, cải tạo nâng công suất trạm biến áp Bến Tre 2x250MVA Giai đoạn từ 2016-2025, dự kiến tiếp tục xây dựng thêm số trung tâm nhiệt điện than khu vực miền tây trung tâm nhiệt điện Sóc Trăng, trung tâm nhiệt điện Trà Vinh với tổng công suất lên tới 6000MW Mỗi trung tâm có tổ máy với công suât 500-600MW phát lên 220kV để cung cấp cho phụ tải chỗ Khu vực tỉnh Cà Mau, Bạc Liêu Kiên Giang với công suất cực đại lên đến gần 1600MW cấp nguồn chủ yếu từ NMNĐ Cà Mau Trong khu vực dự kiến xây dựng thêm số trạm nguồn 220kV sau: Trạm 220kV Thới Bình 2x125MVA, Phước Long 2x125MVA, Gò Quao 2x125MVA, Giồng Riềng VIII-37 2x125MVA, Hà Tiên 2x125MVA đường dây đấu nối trạm với hệ thống Ngoài cần nâng cấp trạm biến áp Cà Mau 2x250MVA, Kiên Lương 2x250MVA, Hộ Phòng 2x125MVA Cái Nước 2x125MVA Khu vực tỉnh Sóc Trăng, Cần Thơ, An Giang Đồng Tháp với công suất cực đại lên đến 3000MW cấp nguồn từ hai trung tâm nhiệt điện, trung tâm nhiệt điện Ơ Mơn trung tâm nhiệt điện Sóc Trăng Dự kiến trung tâm nhiệt điện Sóc Trăng phát lên lưới 220kV khoảng 1200MW, để hỗ trợ phần công suất cho tỉnh Cần Thơ, cần xây dựng đường dây phân pha mạch kép đấu nối trung tâm nhiệt điện Sóc Trăng với trạm 220kV Sóc Trăng Đồng thời, để chống tải đường dây 220kV Sóc Trăng - Ơ Mơn cần cải tạo đường dây thành đường dây phân pha tiết diện 2ACSR330 Trong giai đoạn cần nâng công suất trạm biến áp 220kV tỉnh như: Hữu Nghĩa 2x250MVA, Mỹ Xuyên 2x125MVA, Sóc Trăng 2x250MVA, Trà Nóc 2x250MVA, Ơ Mơn 2x250MVA, xây dựng trạm: Núi Sập 2x250MVA, Chợ Mới 2x125MVA, Cần Thơ 2x250MVA, Trung Hưng 2x125MVA, Lấp Võ 2x250MVA Thanh Bình 2x125MVA Các tỉnh nằm ven sơng Tiền gồm có Trà Vinh, Bến Tre, Vĩnh Long Tiền Giang công suất cực đại lên tới 2000MW Nguồn cấp chủ yếu cho tỉnh trung tâm nhiệt điện Trà Vinh, nhiệt điện khu vực Cai Lậy nhà máy nhiệt điện Gị Cơng Trung tâm nhiệt điện Trà Vinh dự kiến phát lên lưới 220kV khoảng 600MW Để đảm bảo nguồn cấp cho tỉnh Trà Vinh cần xây dựng trạm biến áp 220kV Châu Thành 2x125MVA Bên cạnh để hỗ trợ nguồn cấp cho tỉnh Vĩnh Long cần xây dựng đường dây mạch từ trạm 220kV Trà Vinh đến trạm Vĩnh Long Xây trạm biến áp Vĩnh Long 2x250MVA đường dây mạch kép Vĩnh Long - Vĩnh Long Xây đường dây mạch Cai Lậy - Cao Lãnh đấu nối qua trạm biến áp xây 220kV An Trung 2x250MVA nhằm hỗ trợ nguồn cấp cho tỉnh Đồng Tháp Tiếp tục nâng công suất trạm biến áp Bến Tre 2x250MVA, Mỏ Cầy 2x250MVA, Gị Cơng 2x250MVA trạm Mỹ Tho 2x250MVA Kiểm tra tính tốn trào lưu công suất lưới 500kV, 220kV năm 2015, 2020, 2025 lưới 110kV giai đoạn đến 2015, thấy lưới 500kV, 220kV 110kV thiết kế đảm bảo tiêu chuẩn n-1 Các tính tốn trào lưu công suất GĐ 2015 -2025 xem phụ lục chương VIII-38 8.4 Ph©n tÝch kü tht hƯ thèng ®iƯn ViƯt nam 8.4.1 Tính tốn dịng điện ngắn mạch Mục đích việc tính tốn dịng điện ngắn mạch lựa chọn thiết bị cho phù hợp cơng trình điện dự kiến xây dựng tương lai tìm biện pháp khắc phục cơng trình có chuẩn bị đưa vào vận hành Đề án sử dụng chương trình PSS/E (Power System Similator for Engineer) hãng PTI (Mỹ) để tính tốn dịng ngắn mạch cho tất nút 500-220 năm 2025 110kV thời điểm năm 2010 2015 Giá trị tuyệt đối góc pha tương đối dòng điện ngắn mạch ba pha pha lớn giai đoạn 2025 trình bày chi tiết phụ lục chưong Kết tính tốn dịng ngắn mạch lưới 500kV năm 2025: • • • • • Khu vực Quảng Ninh, Hải Phòng, Hải Dương: Khu vực Hà Nội phụ cận: Khu vực quanh NMĐ nguyên tử: Khu vực TP Hồ Chí Minh, Phú Mỹ: Khu vực Tây Nam Bộ: 42- 45KA 35 KA 35 KA 45- 50 kA 45- 50 kA Kết tính tốn dịng ngắn mạch lưới 220kV năm 2025 (vận hành nối lưới): • • • • • • • Khu vực Quảng Ninh, hải Phòng, Hải Dương: Khu vực Hà Nội phụ cận: Khu vực bắc Trung Bộ: Khu vực Trung Trung Bộ, Nam Trung Bộ Tây Nguyên: Khu vực Nam Trung Bộ 2: Khu vực TP Hồ Chí Minh: Khu vực Tây Nam Bộ: 45- 50KA 48- 50KA 36- 40KA 25- 35KA 65- 75KA 70- 85kA 50- 60kA Kết tính toán cho thấy giai đoạn đến 2025 số nút 220kV khu vực phía Nam Trung Bộ 2, TP Hồ Chí Minh, Tây Nam Bộ có giá trị dịng ngắn mạch cao, đến 70- 80kA Có thể thực giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch sau: • Thay (đối với trạm cải tạo) lựa chọn (đối với trạm mới) thiết bị đóng cắt cho phép làm việc với dịng điện ngắn mạch tính tốn • Phân đoạn trung tâm nguồn, trạm biến áp • Đặt thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch (cuộn kháng đường dây vào trạm biến áp, kháng phân đoạn cái, sử dụng máy biến áp có Uk% lớn trạm biến áp) VIII-39 Trong giải pháp trên, giải pháp thứ đòi hỏi phải đầu tư lớn (cho thiết bị đóng cắt máy cắt, giao cách ly ), giải pháp thứ hai làm thay đổi sơ đồ kết cấu, dẫn tới giảm tính linh hoạt độ tin cậy vận hành, giải pháp giải thứ ba vừa đòi hỏi đầu tư lắp đặt cuộn kháng vừa làm tăng tổn thất lưới điện cuộn kháng gây nên Việc lựa chọn giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch xem xét cân nhắc dự án cụ thể sau Đối với khu vực Nhơn Trạch Phú Mỹ, việc phân doạn để vận hành hở giải pháp có tác động Trong đề án xem xét việc thiết kế sau phân đoạn cái, lưới 220kV khu vực đảm bảo vận hành với tiêu chí n-1 (2 nguồn cấp đến) Sau áp dụng giải pháp giá trị dòng ngắn mạch khu vực giảm xuống, nhỏ 50kA Tiêu chuẩn chọn dòng ngắn mạch cho lưới 500 kV 63 KA Tiêu chuẩn chọn dòng ngắn mạch cho lưới 220kV khu vực (sau áp dụng giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch): Khu vực Quảng Ninh, Hải Phòng, Hải Dương: Khu vực Hà Nội phụ cận : Khu vực TP Hồ Chí Minh: Khu vực Tây Nam Bộ: Khu vực khác: 8.4.2 50KA 50KA 63kA 63kA 40KA Cân công suất phản kháng hệ thống Việc thay đổi công suất phản kháng hệ thống điện có vai trị quan trọng vận hành Công suất phản kháng ảnh hưởng trực tiếp đến giá trị điện áp nút 220-110 kV phân bố điện áp dọc tuyến đường dây 500kV, ngồi cịn ảnh hưởng gián tiếp đến tổn thất công suất hữu công hệ thống Do việc cân cơng suất phản kháng cho giai đoạn phát triển hệ thống việc làm quan trọng nhằm đảm bảo yêu cầu kỹ thuật cho hệ thống Trong hệ thống điện công suất phản kháng sinh từ nguồn sau: Các tổ máy phát điện nhà máy điện Hệ số cos-fi nhà máy nhiệt điện 0.85, nhà máy thuỷ điện 0.9 Các đường dây cao áp siêu cao áp Các thiết bị bù (tụ bù máy bù quay) Công suất phản kháng thường tiêu thụ phần tử sau hệ thống điện: Đối với hệ thống điện Việt Nam hệ số cos-fi cho phụ tải (tại nút 110kV 220kV) tính tốn dự kiến giá trị 0.9 0.92 Kháng bù ngang dọc đường dây 500kV Việc đường dây siêu VIII-40 cao áp phát sinh lượng công suất phản kháng lớn ảnh hưởng nhiều đến kết cấu vận hành đường dây Để vận hành bình thường đường dây siêu cao áp dài phải đặt tụ bù dọc kháng bù ngang nhằm đảm bảo điện áp dọc đường dây siêu cao mức cho phép đồng thời tăng khả tải đường dây Trong hệ thống điện Việt Nam đường dây 500kV có chiều dài lớn 140-150km phải xem xét việc lắp đặt thiết bị bù tương ứng Đối với đường dây 500kV ngắn 100km khơng đặt thiết bị bù điện áp đường dây đảm bảo Tuy nhiên trường hợp đường dây siêu cao áp nối với nhà máy điện có cơng suất tổ máy lớn (nhất nhà máy điện hạt nhân) không nên đặt tụ bù dọc để tránh tượng cộng hưởng tần số thấp gây hư hỏng trục tua bin Tổn thất đường dây cao áp máy biến áp Sử dụng chương trình PSS/E, đề án tính tốn phân bố cơng suất phản kháng toàn hệ thống điện Việt Nam thời điểm 2010, 2015 2025 Dưới cân công suất phản kháng HTĐ Việt Nam thời điểm tính tốn 2010 - 2015 2025 (Bng 8.2) Bảng 8.2 Cân công suất phản kháng HTĐ Việt Nam Danh mc Cụng suõt phn khỏng(MVAR) 2010 2015 2020 2025 Nhu cầu tiêu thụ công suất phản kháng 15288 19520 31435 46756 + Nhu cầu phụ tải 7272 10582 17637 23458 + Kháng bù ngang 2424 3474 3899 5527 + Tổn thất lưới 5592 5464 9899 17771 Cung cấp công suất phản kháng 13435 18220 25491 36533 + Các máy phát điện 5074 9142 14013 21597 + Các đường dây tải điện 8361 9078 11478 14936 Cân thừa (+), thiếu (-) -1853 -1300 -5944 -10223 Các tính tốn cho thấy giai đoạn 2010-2025 tỷ trọng công suất phản kháng sinh từ đường dây cao áp lưới điện Việt Nam giảm từ 62% xuống 41% Điều chứng tỏ việc mang tải trung bình tương đối đường dây cao áp giai đoạn 2010 đến 2025 tăng lên, tức hiệu suất sử dụng đường dây cao áp tốt Lượng công suất vô công thiếu hụt giai đoạn đến năm 2010 2015 vào khoảng 2000MVAr VIII-41 Trong hệ thống điện Việt Nam tổng công suất thiết bị bù (tụ, máy bù quay) khoảng 920 MVAr Ngoài trạm tụ bù Phú Lâm (200MVAr) trạm Đà Nẵng (110MVAr) đồng với hệ thống tải điện 500kV Bắc - Nam số tổ máy bù quay (sử dụng máy phát nhà máy điện lý (như tổ trung áp ng Bí 48MW) nhiều trạm biến áp 220-110kV miền Bắc miền Trung được lắp đặt thiết bị bù, tổng dung lượng bù 618MVAr Vì giai đoạn đến 2010 cần lắp đặt thêm số tụ bù 110kV trạm 220kV với tổng dung lượng khoảng 900MVAr để đảm bảo cân công suất phản kháng hệ thống Năm 2006 EVN có kế hoạch lắp đặt thiết bị bù tăng cường cho trạm 220kV miền Bắc với tổng dung lượng 235MVAr, đồng thời lắp đặt tụ bù cho trạm 500kV Đà Nẵng, Hà Tĩnh, Nho Quan, Thường Tín với tổng dung lượng 350MVAr Đối với khu vực miền Nam, EVN lên kế hoạch lắp đặt tụ bù Với tổng dung lượng bù khoảng xấp xỉ 2000MVAr, giai đoạn 2011-2015 đủ công suất bù phản kháng 8.4.3 Phân tích ổn định hệ thống Tính tốn q trình q độ ổn định hệ thống nhằm mục đích sau: - Xác định thời gian cắt cố cần thiết đường dây nối với nguồn để lựa chọn thiết bị bảo vệ rơle trang bị tự động - Kiểm tra sơ đồ phát công suất nguồn điện - Xác định giới hạn chuyên tải công suất đường dây dài 8.4.3.1 Phân tích ổn định tĩnh cho hệ thống Khả ổn định tĩnh hệ thống khả hệ thống trở lại trạng thái ban đầu sau loại bỏ dao động nhỏ tác động vào hệ thống Các nguyên nhân sinh dao động nhỏ hệ thống điện phụ tải đột biến, cắt đường dây, cắt máy cắt vận hành Việc phân tích ổn định tĩnh hệ thống điện Việt Nam có phân bố phụ tải khơng lưới truyền tải trải dài theo dọc đất nước cần thiết Điều kiện địa lý chia hệ thống điện Việt Nam làm hệ thống Bắc, Trung Nam liên kết với đường dây 500kV Ngoài ra, nguồn phát lớn thuỷ điện Sơn La, Điện hạt nhân đưa trung tâm phụ tải số mạch đường dây 500kV nên việc phân tích ổn định tĩnh cho tuyến dây trọng yếu quan trọng Khả đảm bảo ổn định tĩnh hệ thống điện đánh giá sở xác định giới hạn tải lớn tuyến đường dây trọng yếu nối phần tử hệ VIII-42 thống điện với Khả mang tải lớn tuyến dây đánh giá phương pháp nâng tải dần đường dây Kết tính tốn cho thấy, để giải phóng hết cơng suất cụm nhà máy thuỷ điện khu vực Tây Bắc, mạch 500kV từ thuỷ điện Sơn La phải tải 1200MW mạch Tương tự nhà máy Điện hạt nhân, mạch từ điện hạt nhân TP Hồ Chí Minh phải tải 900MW/mạch Để đường dây tải cơng suất lớn vậy, cần sử dụng loại dây phân pha từ đến dây pha, không đặt tụ bù dọc tuyến để tránh cộng hưởng tần số thấp ảnh hưởng đến tua bin nhà máy sử dụng hệ thống kích từ mạnh cho máy phát nhà máy điện Sơn La Điện hạt nhân Qua tính tốn rút kết luận: trường hợp bình thường mùa khô mùa mưa, trào lưu công suất đường dây 500 kV trọng yếu đạt mức 80% giới hạn ổn định tĩnh cho phép 8.4.3.2 Phân tích ổn định động cho hệ thống Chương trình nghiên cứu ổn định động sử dụng cách giải trực tiếp hệ phương trình vi phân phương pháp Range Kutta Tiêu chuẩn ổn định động kiểm tra qua góc lệch pha tương đối sức điện động máy phát điện Khi tính tốn ổn định động sử dụng chương trình PSS/E Trong q trình tính tốn máy phát điện mô kèm theo hệ thống kích từ cho máy phát điện Trình tự mơ tính tốn ổn định động theo bước sau: - Mô chế độ xác lập trước xảy cố (chạy chế độ xác lập từ giây đến giây) - Mô ngắn mạch pha xảy đường dây thời điểm t=1 giây, cách thay điện dẫn điểm ngắn mạch điện dẫn cố - Cắt máy cắt hai đầu đường dây ngắn mạch tách pha cố - Sự cố giải trừ thời điểm t=1,11 giây (thời gian giải trừ cố 0,11 giây tức 5,5 chu kỳ bao gồm thời gian Rơle máy cắt tác động) - Tính tốn thêm đến thời điểm t=20 giây để đánh giá độ ổn định Tiêu chuẩn ổn định động kiểm tra qua góc lệch tương đối sức điện động máy phát điện Trong tính tốn đưa dao động góc lệch máy phát điện trung tâm nguồn lớn Hịa Bình, Sơn La, Quảng Ninh, Phú Mỹ, Ơ Mơn Điện hạt nhân (giai đoạn đến 2025) Qua tính tốn, nhận thấy ngắn mạch xảy khu vực quanh trạm 500kV Sóc Sơn, điểm nút nhận công suất từ thuỷ điện Sơn La (cách 200km), cụm nhiệt điện Quảng Ninh ( cách 180km) 2000MW từ Trung Quốc (cách 400km), hệ thống khó giữ ổn định điện áp Để giữ hệ thống ổn định có cố ngắn VIII-43 mạch xảy khu vực này, sử dụng giải pháp sau : - Ngoài tụ bù, cần kết hợp đặt máy bù đồng bộ, đấu nối vào lưới 220kV khu vực xung quanh Sóc Sơn (quy mô công suất vào khoảng 300MVAr) - Dùng máy biến áp 500/220kV có Uk lớn 20% số trạm 500kV công suất lớn quanh khu vực Hà Nội - Nhập điện từ Trung Quốc Sóc Sơn đường dây siêu cao áp 500kV chiều (trường hợp nhập đường dây 500kV xoay chiều nên đấu nối trạm 500kV Thái Nguyyên) Hình ảnh dao động góc lệch máy phát điện điện áp tai nhà máy điện Hịa Bình, Sơn La, Quảng Ninh, Phú Mỹ, Ơ Mơn Điện hạt nhân trình bầy phần phụ lục chương Qua tính tốn rút kết luận: Trong trường hợp cố mạch 500kV thời gian ngắn mạch nhỏ 0,11 giây thời gian đóng lặp lại thành cơng nhỏ 0,66 giây hệ thống đảm bảo ổn định động 8.5 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Để đáp ứng nhu cầu tăng lên phụ tải, đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục phát triển kinh tế xã hội đất nước cần phát triển hệ thống lưới điện chuyên tải 500-220 kV đồng với phát triển nguồn điện, lưới điện 110kV với tỷ lệ tương xứng theo xu dần trở thành lưới điện phân phối khu vực (khối lượng tổng hợp xem bảng 8.3; chi tiết xem phụ lục chương 8) Để nâng cao tính an tồn cung cấp điện, thiết bị đóng cắt, bảo vệ tự động hoá lưới điện cần cải tạo nâng cấp, cơng trình đưa vào cần sử dụng loại thiết bị đại, đáp ứng yêu cầu vận hành lưới điện theo tiêu chuẩn Uỷ ban Điện lực quốc tế (IEC) Cần tiếp tục cải tạo cấp điện áp 22kV thay nhiều cấp điện áp (6, 10, 15 35 kV) cho lưới điện phân phối vùng dân cư đơng đúc, phụ tải tập trung, bán kính cung cấp điện khơng lớn Cịn khu vực miền núi phụ tải phân tán, bán kính cung cấp điện lớn (có nơi tới 50-60km), việc cho phép trì phát triển lưới điện 35kV cần thiết Về tiến độ thực hiện, kiến nghị chuyển đổi toàn lưới 6kV, 10kV, sang lưới 22kV giai đoạn 2006-2010 Cần có kế hoạch đẩy mạnh phát triển cơng nghiệp khí chế tạo thiết bị điện nội địa điện áp đến 220kV để đáp ứng nhu cầu ngày tăng cho phát triển lưới điện chuyên tải phân phối tiết kiệm ngoại tệ VIII-44 Bảng 8.3: TỔNG HỢP KHỐI LƯỢNG LƯỚI ĐIỆN Ở CÁC CẤP ĐIỆN ÁP CẦN XÂY DỰNG GIAI ĐOẠN 2006-2025 Cấp điện áp, kV Các giai đoạn Hiện có 2006-2010 2011-2015 Tổng 2016-2020 2021-2025 2006-2015 2006-2025 I LƯỚI CHUYÊN TẢI Đường dây tải điện, km 500kV 3255 1581 1597 2870 2025 3178 8073 220kV 4795 6138 3454 2529 1547 9592 13668 110kV 10290 8898 3761 3000 2500 12659 18159 Trạm biến áp, MVA 500kV 6600 4650 8550 17550 19950 13200 50700 220kV 14568 17501 21562 32467 33626 39063 105156 110kV 21100 18149 23166 40903 40351 41315 122569 II LƯỚI PHÂN PHỐI Đường dây trung áp, km 116660 53560 79700 79000 52400 133260 264660 Trạm phân phối, MVA 138000 18700 25300 50000 60000 44000 154000 Đường dây hạ áp, km 109000 43000 60650 63800 53000 103650 220450 VIII-45