Untitled SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT, Vol 19, No K2 2016 Trang 20 Ảnh hưởng của điều kiện khí hậu Việt Nam đến khả năng mang dòng điện của đường dây truyền tải điện trên không Nguyễn Nhật Nam 1[.]
SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT, Vol.19, No.K2 - 2016 Ảnh hưởng điều kiện khí hậu Việt Nam đến khả mang dòng điện đường dây truyền tải điện không Nguyễn Nhật Nam Trần Thiện Tường Vũ Phan Tú Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG-HCM Trường Cao đẳng Công Thương TP HCM Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh (Bản nhận ngày 10 tháng 09 năm 2015, hoàn chỉnh sửa chữa ngày 25 tháng 02 năm 2016) TÓM TẮT Trên sở báo trước [1], chúng tơi tính tốn khả mang dịng (ampacity) đường dây khơng có xét đến ảnh hưởng điều kiện mơi trường vận tốc gió, hướng gió, nhiệt độ hệ số xạ mơi trường đến đường dây điển hình dây nhơm lõi thép, tiếp tục nghiên cứu báo ảnh hưởng điều kiện khí hậu thực tế Việt Nam đến khả mang dòng đường dây truyền tải không mười hai tháng năm Kết thu phương pháp phần tử hữu hạn so sánh với kết tính theo tiêu chuẩn IEEE cho thấy khả áp dụng phương pháp phần tử hữu hạn Đặc biệt, việc so sánh kết tính tốn phần tử hữu hạn tiêu chuẩn IEEE với dòng điện cho phép vận hành theo tiêu chuẩn thiết kế cho thấy giám sát tốt điều kiện khí hậu vận hành đường dây truyền tải thực tế cao vài trăm ampere so với thiết kế ban đầu Từ khóa: đường dây truyền tải cao thế, trường nhiệt, khả mang dòng GIỚI THIỆU Ngày việc hòa lưới nguồn điện phân tán (Distributed Generation –DG) dẫn đến gia tăng đáng kể công suất truyền đường dây Vì vậy, địi hỏi phải có thay đổi đáng kể phát triển hệ thống điện để tích hợp đầy đủ DG chia sẻ trách nhiệm việc cung cấp dịch vụ hỗ trợ hệ thống (ví dụ phụ tải, tần số điện áp quy định) Strbac [7] cho thấy phát triển hệ thống điện tương lai địi hỏi phải có thay đổi lớn triết lý thiết kế tổng thể Bên cạnh Trang 20 đó, nhu cầu phát triển phụ tải việc gia tăng dân số phát triển kinh tế quốc gia buộc ngành điện phải có biện pháp làm tăng khả truyền tải hệ thống điện quốc gia Việc này, thực tế, thường thực việc xây lắp tuyến, mạng truyền tải phân phối điện Trên giới quan điểm xây tuyến đường dây thay việc nghiên cứu tính tốn khả mang dịng đường dây hữu - [6], sở vận hành chúng nhiệt độ cao tiêu chuẩn Tiếp TẠP CHÍ PHÁT TRIỂN KH&CN, TẬP 19, SOÁ K2- 2016 cận cho phép hệ thống điện vận hành gần với giới hạn truyền tải công suất bảo đảm tính ổn định hệ thống, hệ thống điện đáp ứng đầy đủ nhu cầu phụ tải đặc biệt giảm đáng kể chi phí vận hành Vì vậy, việc hiểu biết phân bố trường nhiệt bên trong, xung quanh dây dẫn yếu tố môi trường cho phép quản lý hiệu mạng truyền tải phân phối điện nhiệm vụ quan trọng nhà nghiên cứu, tính tốn thiết kế đường dây Tổng quát, khả mang dòng đường dây truyền tải khơng cáp ngầm tính toán dựa phân bố nhiệt xung quang dây dẫn Sự phân bố nhiệt biểu diễn tốn học dạng phương trình vi phân riêng phần bậc hai không gian ba chiều (3D) Trong thực tế, chiều dài dây dẫn thường lớn nhiều so với bán kính nó, nên để đơn giản việc tính tốn người ta chuyển việc khảo sát trường nhiệt miền 3D miền 2D, chủ yếu giải phương pháp giải tích phương pháp số Phương pháp số, phương pháp sai phân hữu hạn (FDM), phương pháp phần tử hữu hạn (FEM), phương pháp phần tử biên (BEM), phương pháp thể tích hữu hạn (FVM), phương pháp khơng lưới (Meshfree method) với ưu điểm tạo nên lời giải số có độ xác cao cho tốn kỹ thuật, đặc biệt miền hình học phức tạp nơi mà khơng thể tìm lời giải giải tích, ứng dụng cho việc giải toán truyền nhiệt đường dây không [1]-[2], [8]-[9] Trong báo này, tiếp tục cơng trình nghiên cứu chúng tơi tính tốn trường nhiệt đường dây khơng [1]-[2], chúng tơi trình bày việc áp dụng phương pháp phần tử hữu hạn cho tính tốn trường nhiệt khả mang dịng đường dây truyền tải điện khơng, dây nhôm lõi thép thực tế Việt Nam Đặc biệt, khảo sát ảnh hưởng điều kiện khí hậu Việt Nam 12 tháng năm ampacity đường dây thực tế Các kết tính tốn so sánh với kết tính cơng thức tiêu chuẩn IEEE –[3] Cuối cùng, kết tính tốn khả mang dịng đường dây truyền tải 12 tháng so sánh với khả mang dòng theo thiết kế cho thấy việc giám sát điều kiện khí hậu thực tế giúp cho việc nâng cao đáng kể khả mang dịng đường dây truyền tải MƠ HÌNH TÍNH TỐN 2.1 Phương trình truyền nhiệt đường dây khơng Tổng qt, để xác định phương trình truyền nhiệt đường dây truyền tải điện không, phải khảo sát khơng gian 3D Hình - [9] Hình Khối vi phân phân tích truyền nhiệt Trong đó: kx (W/oC/m) – độ dẫn nhiệt môi trường theo hướng x x (oCm/W) – nhiệt trở suất kx môi trường theo hướng x d T (oC/m) –gradient nhiệt độ theo dx hướng x P (W/m3) – nhiệt lượng toả đơn vị thể tích Trang 21 SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT, Vol.19, No.K2 - 2016 Px k x dT (W/m2) – thông lượng dx nguồn nhiệt theo hướng x, theo luật Fourier o C p (J/kg/ C) – nhiệt dung riêng vật liệu môi trường k - độ khuếch tán nhiệt vật Cp liệu (kg/m3) – mật độ khối vật liệu môi trường Như trình bày phần giới thiệu, thực tế, chiều dài dây dẫn (theo trục z) thường lớn nhiều so với đường kính Vì vậy, để thuận tiện cho việc tính tốn khơng đánh tính tổng qt tốn, phương trình truyền nhiệt đường dây truyền tải điện khơng biểu diễn 2D sau 2T 2T T k P 2 y t x (1) Trong trạng thái ổn định, nghĩa khơng có biến thiên nhiệt theo thời gian, (1) viết lại sau 2T 2T 2T 2T k P 0 P 0 x y x y (2) Như vậy, (2) phương trình mơ tả phân bố nhiệt trường nhiệt dây dẫn trạng thái ổn định Ngoài ra, để đơn giản vấn đề tính tốn, số giả thiết sau chấp nhận: - Độ dẫn nhiệt mơi trường khơng khí số (mơi trường đồng nhất) - Nguồn nhiệt phân bố bề mặt dây dẫn 2.2 Khả mang dòng đường dây khơng Trang 22 Khả mang dịng đường dây khơng dịng ổn định cho phép lớn mà đường dây chịu suốt thời gian dài Nó phụ thuộc vào vật liệu dây dẫn yếu tố môi trường nhiệt độ, tốc độ gió, hướng gió, nhiệt xạ…nghĩa phụ thuộc vào vật liệu phân bố trường nhiệt xung quang dây dẫn Cả hai phương pháp tính trình bày IEEE CIGRE dựa sở nguyên lý cân nhiệt trạng thái xác lập, nghĩa độ tăng nhiệt tổn thất nhiệt Theo CIGRE, nguyên lý trình bày biểu thức sau –[5] P j Ps PM Pi Pr Pc PW (3) Trong đó, Pj độ tăng nhiệt hiệu ứng Joule, Ps độ tăng nhiệt xạ mặt trời, PM độ tăng nhiệt cộng hưởng từ, Pi độ tăng nhiệt hiệu ứng vầng quang (ion hoá) Pr tổn thất nhiệt xạ, Pc tổn thất nhiệt đối lưu, PW tổn thất nhiệt bay Và theo IEEE, (3) viết gọn lại sau -[3] P j Ps Pr Pc (4) Như vậy, tiêu chuẩn IEEE bỏ qua ba thành phần độ tăng nhiệt trường từ, độ tăng nhiệt hiệu ứng vầng quang tổn thất nhiệt bay 2.2.1 Nhiệt hiệu ứng Joule Tổng quát, nhiệt độ đường dây Pj phụ thuộc vào điện trở dịng điện chạy dây dẫn tính tốn phương trình sau P j I R AC (5) Trong đó: I dịng điện chạy dây dẫn [A], RAC điện trở xoay chiều dây dẫn nhiệt độ khảo sát [Ω/m] tính bởi: TẠP CHÍ PHÁT TRIỂN KH&CN, TẬP 19, SỐ K2- 2016 RAC RAC,T0 1 TC To (6) RAC,To điện trở AC dây dẫn nhiệt độ To [ 20oC; 293oK], Tc nhiệt độ bề mặt dây dẫn [oC, K], α hệ số nhiệt điện trở [K-1] phụ thuộc vào vật liệu dây dẫn, thông thường dây nhôm (Al) nhôm lõi thép (ACSR) sử dụng để làm đường dây truyền tải điện khơng, xác định giá trị α = (0,0036 ÷ 0,00403)K-1 Lượng hấp thụ ánh sáng mặt trời dây dẫn phụ thuộc vào cường độ ánh nắng mặt trời, góc phương vị mặt trời, vị trí tương đối mặt trời dây dẫn, đường kính dây dẫn, hệ số hấp thụ bề mặt dây dẫn, chiều cao dây dẫn so với mực nước biển –[3] Độ tăng nhiệt dây dẫn xạ mặt trời xác định biều thức sau s ksQs sin D 1000 2.2.3 Tổn thất nhiệt xạ Tổn thất nhiệt xạ Pr phần tổn thất nhiệt tổng dây dẫn, phụ thuộc vào nhiệt độ bề mặt dây dẫn, nhiệt độ mơi trường xung quanh dây dẫn, đường kính dây dẫn hệ số phát xạ bề mặt dây dẫn theo biểu thức sau 4 Pr D B TC 273 Ta 273 (8) 2.2.2 Nhiệt xạ mặt trời Ps IEEE -[3] để xác định tổng thông lượng nhiệt mặt trời tác dụng lên bề mặt dây dẫn (7) Trong đó: a rc co s co s( H c ) co s( Z c Z ) αs hệ số hấp thụ bề mặt dây dẫn phụ thuộc vào vật liệu tuổi thọ dây dẫn, D đường kính dây dẫn [mm], ks hệ số phụ thuộc vào chiều cao dây dẫn so với mực nước biển, QS thông lượng mặt trời [W/ m2], θ góc tới hiệu tia mặt trời [o, rad] Hc góc chiều cao mặt trời [ o], Zc góc phương vị mặt trời [ o], Z1 góc phương vị trục đường dây [ o] Nhiệt từ ánh nắng mặt trời thay đổi theo điều kiện thời tiết, độ ẩm khơng khí, vĩ độ địa lý theo mùa Về mặt địa lý, nhiệt mặt trời chiếu lên dây dẫn phụ thuộc chủ yếu vào độ cao góc phương vị mặt trời với góc phương vị dây dẫn Trong báo này, sử dụng số liệu tính tốn theo tiêu chuẩn Trong đó: Pr tổn thất nhiệt xạ [W/m], ε hệ số phát xạ thay đổi phạm vi từ 0.27 đến 0.95,δB số Stefan – Boltzmann (5,67x10-8 W.m2.K4 - [6]), Ta nhiệt độ môi trường xung quanh dây dẫn 2.2.4 Tổn thất nhiệt đối lưu Tổn thất nhiệt đối lưu xác định: Pc D h c T C T a f T C Ta N u (9) Trong đó: Pc tổn thất nhiệt đối lưu [W/m], D đường kính dây dẫn [mm], λf nhiệt dẫn suất khơng khí [W.m-1.K-1], hc hệ số truyền nhiệt đối lưu [W/m2.K] thường tính theo cơng thức thực nghiệm Số Nusselt có dạng sau –[11] Nu f Re , G r , P r (10) hc D Trong đó: Nu f Bên cạnh số Nu tính (10), vài hệ số sử dụng để tính tốn tổn thất nhiệt đối lưu trình bày [3], [5] sau: Re rV w D - số Reynolds Ở đây, Vw tốc độ gió [m/s], ν độ nhớt động học [m/s2], ρr mật độ khơng khí tương Trang 23 SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT, Vol.19, No.K2 - 2016 đối (ρr= ρ/ ρo, ρ mật độ khơng khí độ cao khảo sát, ρo mật độ không khí mặt biển) Pr c f - số Prandtl Với c nhiệt riêng khơng khí [J/kgK], μ độ nhớt động học khơng khí [kg/ms] Gr gD T f T C Ta - số Grashof Ở đây: nhiệt độ trung bình dây dẫn T f 0.5 TC T a Quá trình làm mát đối lưu tự nhiên xảy tốc độ gió xem khơng xác định biểu thức sau: f C ( G r P r ) nf C R a nf (11) Trong đó: Raf = (Gr.Pr)f số Rayleigh Các thông số (11) chọn theo nhiệt độ Tf Nhiệt độ thông thường dây dẫn không nằm khoảng từ 0oC đến 120oC Theo lý thuyết truyền nhiệt có 102 ≤ (Gr.Pr)f ≤ 3x105 phạm vi (Gr.Pr)f số Nusselt cho đối lưu tự nhiên cho biểu thức: N u , ( G r P r ) 1f/ (12) Ngồi ra, q trình làm mát đối lưu tự nhiên xác định theo biểu thức sau – [3] Pcn 0, 0f ,5 D ,7 ( TC T a ) 1,2 (13) Với ρf: mật độ khơng khí nhiệt độ Tf 2.2.4.2 Làm mát đối lưu cưỡng Đối với trường hợp gió tác động theo phương ngang với trục dây dẫn, nghĩa theo hướng từ đến 90o, có biểu thức sau Trang 24 D f Vw Pc 0, 0119 f k f k a TC Ta 0,6 0,52 k f k a TC Ta (14) (15) Ở đây: ka hệ số hướng gió xác định theo biểu thức sau: 1,194 cos( ) 0,194 cos(2 ) ka 0, 368 sin(2 ) (16) Với θ góc hướng gió so vơi trục dây dẫn [o , rad] 2.2.4.1 Làm mát đối lưu tự nhiên Nu D f Vw Pc 1, 01 0, 0372 f Trong trường hợp hướng gió song song với trục dây dẫn số Nusselt Nu xác định theo công thức sau - [5] N u 1, 5 R e , 03 (17) Tóm lại, trường hợp tổng quát hệ số đối lưu tính theo biểu thức (10) Trong tính tốn thực tế, tùy vào trường hợp cụ thể mà sử dụng cơng thức tính tổn thất nhiệt đối lưu cách thích hợp Ví dụ trường hợp tốc độ gió khơng tổn thất nhiệt đối lưu tự nhiên; trường hợp tốc độ gió khác khơng, gió theo phương ngang với dây dẫn tổn thất nhiệt đối lưu chọn giá trị lớn (14) (15), gió có hướng song song với trục dây dẫn tổn thất nhiệt đối lưu tính theo biểu thức (17) Từ phương trình (4) xác định khả mang dịng dây dẫn không theo biểu thức sau –[3] I Pr Pc Ps R AC (18) KẾT QUẢ TÍNH TỐN Trong phần này, chúng tơi tính tốn lại khả mang tải đường dây không cho số vùng đặc trưng Việt Nam Số liệu TẠP CHÍ PHÁT TRIỂN KH&CN, TẬP 19, SỐ K2- 2016 điều kiện khí hậu Việt Nam tham khảo [11], theo vùng miền, tỉnh thành điều có điều kiện khí hậu đặc trưng Khí hậu tỉnh thành thuộc vùng miền tương đối giống Lãnh thổ Việt Nam chia làm hai miền khí hậu khí hậu xây dựng miền Bắc khí hậu xây dựng miền Nam Mỗi miền khí hậu lại có vùng khí hậu khác Sau xem xét điều kiện khí hậu số tỉnh thành đặc trưng thuộc vùng miền Việt Nam, sử dụng giả thiết sau: Hướng gió ngang 90o so với trục dây dẫn Hướng gió chủ đạo hướng Đông - Bắc Cường độ xạ mặt trời xác định theo IEEE-738 2006 thời điểm xạ cực đại ứng với 12 trưa Hệ số xạ có trị số 0,5 hệ số hấp thụ có trị số 0,7 Các thơng số đặc trưng khơng khí dựa theo lý thuyết truyền nhiệt tiêu chuẩn IEEE – 738 2006 Nguồn nhiệt sinh xạ nhiệt mặt trời phân bố dây dẫn Dây dẫn xem xét dây ACSR 240/32 với đường kính dây 21,6 mm 3.1 Khả mang dòng dây dẫn khơng ảnh hưởng khí hậu vùng IA – khí hậu núi Tây Bắc Trường Sơn Hình Miền khơng khí khảo sát xung quanh dây dẫn Trong Hình 2: Ta nhiệt độ mơi trường thiết lập cho biên ngồi [K; oC], Tc nhiệt độ bề mặt dây dân [K; oC], q tổng nguồn nhiệt [W/m] Mô phần mềm Comsol Multyphysics với miền không khí khảo sát Hình 2., thơng số mơ xem xét [5], [12]., xác định trường nhiệt xung quanh dây dẫn Hình Hình mơ tả trường nhiệt xung quanh dây dẫn cho trường hợp tháng thuộc vùng khí hậu núi Tây Bắc Trường Sơn Hình so sánh kết tính tốn khả mang dịng đường dây truyền tải 12 tháng tính phương pháp phần tử hữu hạn tiêu chuẩn IEEE Vùng IA bao gồm tỉnh Lai Châu, Điện Biên, Sơn La, phía tây tỉnh Hịa Bình, Thanh Hóa, Nghệ An, Hà Tĩnh Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên Huế Ở đây, chúng tơi tính tốn khả mang dịng đường dây khơng với khí hậu đặc trưng vùng IA thay đổi theo tháng năm Khí hậu chọn Lai Châu theo 12 tháng thể khí hậu núi Tây Bắc Trường Sơn - [11] Hình Phân bố nhiệt xung quanh dây dẫn ACSR 240/32 tháng khí hậu núi Tây Bắc Trường Sơn tính FEM Trang 25 SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT, Vol.19, No.K2 - 2016 Vùng ID bao gồm: Thanh Hóa, Nghệ An, Hà Tĩnh, Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên Huế; Vùng IIA bao gồm: Quảng Nam, Đà Nẵng, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú n, Khánh Hịa, Ninh Thuận, Bình Thuận Hình Phân bố nhiệt độ theo phương x dây dẫn ACSR 240/32 tháng khí hậu núi Tây Bắc Trường Sơn tính FEM Hình So sánh khả mang dịng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu núi Tây Bắc Trường Sơn 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE 3.2 Khả mang tải đường dây truyền tải không ảnh hưởng điều kiện khí hậu vùng đặc trưng Việt Nam Trong phần này, phân loại vùng đặc trưng Việt Nam theo điều kiện khí hậu sau: Vùng IIB bao gồm: Gia Lai, Kon Tum, Đắc Lắk, Đắc Nơng, Lâm Đồng, phía tây Quảng Nam, Đà Nẵng, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hịa, Ninh Thuận, Bình Thuận, phía bắc Đồng Nai, Bình Dương Bình Phước; Vùng IIC bao gồm: Đồng Nai, Bình Dương, Bình Phước, Tây Ninh, thành phố Hồ Chí Minh, Bà rịa Vũng Tàu, Vĩnh Long, Trà Vinh, Đồng Tháp, Bến Tre, Long An, Tiền Giang, An Giang, Hậu Giang, Cần Thơ, Sóc Trăng, Kiên Giang, Bạc Liêu, Cà Mau Trong phần này, chúng tơi tính tốn khả mang dòng đường dây truyền tải khơng theo điều kiện khí hậu thay đổi theo tháng năm –[11] Để thuận tiện cho việc tính tốn, chúng tơi xem xét chọn vùng đại diện cho vùng IB Hà Giang, vùng IC Hải Dương, vùng ID Thanh Hóa, vùng IIA Đà Nẵng, vùng IIB Lâm Đồng, vùng IIC Cần Thơ Kết tính tốn khả mang dịng đường dây truyền tải 12 tháng tính phương pháp phần tử hữu hạn tiêu chuẩn IEEE trình bày Hình 6.-11., tương ứng Vùng IB bao gồm: Cao Bằng, Lạng Sơn, Hà Giang, Tuyên Quang, Bắc Kạn, Thái Nguyên, Lào Cai, Yên Bái, phần Đơng Bắc tỉnh Hịa Bình, phần phía Tây Hà Nội, Quảng Ninh, Phú Thọ, phần bắc Vĩnh Phúc, Bắc Giang; Vùng Ic bao gồm: Bắc Giang, Bắc Ninh, Vĩnh Phúc, phía Tây tỉnh Hịa Bình, Hà Nội, Quảng Ninh, Hải Phịng, Hải Dương, Hưng n, Thái Bình, Hà Nam, Nam Định, Ninh Bình Trang 26 Hình So sánh khả mang dòng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu vùng núi Đơng Bắc Việt Bắc 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE TẠP CHÍ PHÁT TRIỂN KH&CN, TẬP 19, SỐ K2- 2016 Hình So sánh khả mang dịng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu vùng Đồng Bắc Bộ 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE Hình 10 So sánh khả mang dòng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu vùng Tây Nguyên 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE Hình So sánh khả mang dòng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu vùng Nam Bắc Bắc Trung 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE Hình 11 So sánh khả mang dịng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu vùng Nam 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE Hình So sánh khả mang dịng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu vùng Nam Trung 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE NHẬN XÉT Các Hình đến Hình 11 biểu diễn kết tính tốn khả mang dịng đường dây truyền tải khơng thực tế Việt Nam theo điều kiện khí hậu vùng miền 12 tháng năm Kết thu hình cho thấy phương pháp phần tử hữu hạn có kết xác hồn tồn áp dụng cho đường dây truyền thực tế (ACSR 240/32) theo điều kiện khí hậu thực tế –[11] Điều có nghĩa là, mở rộng tính tốn cho đường dây thực tế vận hành miền thực tế Việt Nam, tạo nên liệu cho toàn hệ thống truyền tải điện Việt Nam Ngoài ra, Trang 27 SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT, Vol.19, No.K2 - 2016 điều kiện khí hậu Việt Nam thay đổi nhanh theo tháng, nên khả mang dòng đường dây có biên độ chênh lệch cao tháng Ví dụ: vào cuối tháng cuối tháng 8, khả mang dòng đường dây Nam Bộ giảm đáng kể đến giá trị 809A (cuối tháng 5), 811A ( cuối tháng 8) Điều hiểu với nắng nóng tháng 4, làm cho khả mang dòng đường dây giảm đến giá trị cực tiểu vào cuối tháng Đầu tháng bắt đầu mưa làm cho khả mang dòng đường dây tăng lên từ tháng đến tháng 8, đạt giá trị cực đại vào tháng Về cuối tháng 8, mưa giảm dần nên khả mang dòng giảm đến đầu tháng Sau khí hậu lạnh vào tháng cuối năm làm tăng khả mang dòng đường dây Vùng Tây Ngun có khí hậu vùng núi, nhiệt đới, có ảnh hưởng gió mùa đơng bắc vào mùa đông nên khả mang tải dây tăng vọt vào tháng cuối năm, cao 1184A (tháng 11), mùa hè nắng nóng so với đồng nên dòng tải cho phép đường dây qua vùng nằm mức trung bình 891A Hình 12 so sánh tổng thể kết tính tốn khả mang dịng đường dây truyền tải thực tế (ACSR 240/32) vận hành 12 tháng với điều kiện khí hậu bảy vùng miền đặc trưng Việt Nam với dòng điện cực đại cho phép theo thiết kế 610A Kết cho thấy điều kiện khí hậu thực tế Việt Nam cho phép vận hành đường dây truyền tải cao thiết kế vài trăm ampere tháng nắng nóng mùa hè KẾT LUẬN Bài báo cho thấy khả mang dịng đường dây truyền tải khơng phụ thuộc vào điều kiện khí hậu nơi vận hành Bài báo trình bày khả ứng dụng phương pháp phần tử hữu hạn việc mô trường nhiệt tính tốn khả mang dịng đường dây truyền tải khơng theo điều kiện khí hậu thực tế Việt Nam Phương pháp áp dụng cho đường dây truyền tải thực tế vùng miền Việt Nam Đặc biệt, kết nghiên cứu cho thấy đường dây thực tế Việt Nam vận hành cao giá trị định mức theo thiết kế khoảng vài trăm ampere tùy vào điều kiện khí hậu tháng năm Đây liệu quan trọng giúp nhà quản lý, vận hành, thiết kế truyền tải điện đưa định có nên thiết kế, xây dựng đường dây hay nâng khả mang dòng đường dây hữu Lời cảm ơn: Nghiên cứu tài trợ trường Đại học Bách khoa Tp.HCM khuôn khổ Đề tài mã số T-TĐĐ-2014-15 Hình 12 So sánh khả mang dịng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu vùng miền Việt Nam số liệu theo thiết kế Trang 28 TẠP CHÍ PHÁT TRIỂN KH&CN, TẬP 19, SỐ K2- 2016 Influence of Viet Nam climatic condition on ampacity of overhead power transmission lines Nguyen Nhat Nam Tran Thien Tuong Vu Phan Tu Ho Chi Minh city University of Technology, VNU-HCM Ho Chi Minh City Industry and Trade College Vietnam National University - Ho Chi Minh City ABSTRACT those computed by the IEEE standard have been Based on our previous paper –[1], in which shown the high accuracy and applicability of the we have computed the ampacity of overhead finite element method In particular, the power transmission lines with considering the comparison between our calculated results and influence of environmental conditions such as the maximum current given by the design wind velocity, wind direction, temperature, and standard has been shown that if we monitor well radiation coefficient on the typical line of ACSR, the climatic condition, we can operate the real we continue in this paper to investigating the overhead transmission lines with the maximum influence of Viet Nam climatic condition on the current that is higher than the original design ampacity of overhead power transmission lines about several hundred amperes in twelve months of the year The results obtained by the finite element method are compared with Keyword: overhead power transmission lines, thermal field, ampacity TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Võ Văn Hồng Long, Vũ Phan Tú, “Tính tốn trường nhiệt ampacity đường dây truyền tải không phương pháp phần tử hữu hạn”, Tạp chí Phát triển khoa học công nghệ, Đại học Quốc Gia TP Hồ Chí Minh, ISSN 1859 - 0128, Vol 17, No.K1, pp 1527, 2014 [2] Nguyễn Xn Sơn, Tính tốn trường nhiệt khả mang dịng đường dây khơng phương pháp phần tử hữu hạn, LVThS, Đại học Bách Khoa Tp.HCM, GVHD: TS Vũ Phan Tú, 2014 [3] IEEE Standard for Calculating the CurrentTemperature Relationship of Bare Overhead Conductors, IEEE Std 738 – 2006 [4] Overhead electrical conductors - Calculation methods for stranded bare conductors, IEC TR 61597 – 1995 [5] Thermal Behaviour of Overhead Conductors, CIGRE Working Group 22.12, Aug 2002 Trang 29 SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT, Vol.19, No.K2 - 2016 [6] Anjan K Deb, Power Line Ampacity System, Theory, Modeling, and Applications, CRC Press, 2000 [7] Strbac, G 2007 “Electric Power Systems Research on Dispersed Generation”, Electric Power Systems Research, 77:1143-1147 [8] Makhkamova, Irina, “Numerical Investigations of the Thermal State of Overhead Lines and Underground Cables in Distribution Networks”, Doctoral thesis, Durham University, UK, 2011 (http://etheses.dur.ac.uk/866/ ) [9] Wei Xiong “Applications of Comsol Multiphysics Software to Heat Transfer Processes” Arcada University of Applied Sciences, Department of Industrial Management, May, 2010 Trang 30 [10] L Staszewski, W Rebizant, “The Differences between IEEE and CIGRE Heat Balance Concepts for Line Ampacity Considerations,” Modern Electric Power Systems 2010, MEPS'10, P26, Wroclaw, Poland [11] QCVN 02 “Quy Chuẩn Kỹ Thuật Quốc Gia Số Liệu Điều Kiện Tự Nhiên Dùng Trong Xây Dựng”, Bộ Xây dựng ban hành 2009 [12] Hoàng Đình Tín – Bùi Hải, Bài tập “ Nhiệt Động Học Kỹ Thuật Và Truyền Nhiệt”, NXB Đại học Quốc gia Tp.HCM, 2011 ... nhiệt khả mang dịng đường dây truyền tải điện không, dây nhôm lõi thép thực tế Việt Nam Đặc biệt, khảo sát ảnh hưởng điều kiện khí hậu Việt Nam 12 tháng năm ampacity đường dây thực tế Các kết... dòng dây dẫn ACSR 240/32 với điều kiện khí hậu núi Tây Bắc Trường Sơn 12 tháng tính FEM tiêu chuẩn IEEE 3.2 Khả mang tải đường dây truyền tải khơng ảnh hưởng điều kiện khí hậu vùng đặc trưng Việt. .. truyền tải khơng theo điều kiện khí hậu thực tế Việt Nam Phương pháp áp dụng cho đường dây truyền tải thực tế vùng miền Việt Nam Đặc biệt, kết nghiên cứu cho thấy đường dây thực tế Việt Nam vận