Đánh giá, dự báo ác chế độ vận hành hệ thống điện 110kv khu vực miền trung giai đoạn 2008 2010 có xét đến năm 2015

Tính tốn các thơng số vận hành của hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung trong trường hợp vận hành bình thường 31 2.3.. Ảnh hưởng của các nhà máy thuỷ điện nhỏ công suất ≤ 30MW đối với

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN TẤN VINH

Hà n - ội 2008

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn này là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

Nguyễn Phi Lộc

LỜI CẢM ƠN

Để hoàn thành bản luận văn này, ngoài sự nỗ lực của bản thân, tác giả

đã nhận được sự quan tâm giúp đỡ nhiệt tình của quý thầy cô, bạn bè, đồng

nghiệp và gia đình

Tác giả xin tỏ lòng biết ơn đến Tiến sĩ Trần Tấn Vinh người trực tiếp hướng dẫn đề tài, đến quý thầy cô giáo Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, quý thầy cô giáo Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng đã tận tình hướng dẫn, iúp đỡ và đóng góp ý kiến trong suốt quá trình g

học tập cũng như thực hiện luận văn

Tác giả xin cảm ơn ãnh đạo và đồng nghiệp tại Công ty Điện lực 3, l

Phòng Kỹ thuật Công ty Điện lực 3 đã giúp đỡ và tạo điều kiện tốt nhất để hoàn thành luận văn này

Xin chân thành cảm ơn Trung tâm đào tạo sau đại học - Trường Đại

học Bách khoa Hà Nội, Bộ môn Hệ thống điện, Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã tạo điều kiện cho tác giả hoàn thành luận văn

1.2 Công tác lập kế hoạch đầu tư lưới điện 110kV khu vực

1.3 Công tác đánh giá, dự báo các chế độ vận hành Hệ

thống điện 110kV khu vực miền Trung giai đoạn hiện nay 23

Chương 2: Phân tích các chế độ vận hành hiện tại của hệ thống

điện 110kV khu vực miền Trung

2.2 Tính toán các thông số vận hành của hệ thống điện

110kV khu vực miền Trung trong trường hợp vận hành bình

2.3 Tính toán các thông số vận hành của hệ thống điện

110kV khu vực miền Trung trong các trường hợp sự cố điển 41

hình

2.4 Ảnh hưởng của các nhà máy thuỷ điện nhỏ (công suất ≤

30MW) đối với Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung 56

Chương 3: Phân tích các chế độ vận hành trong tương lai của hệ

thống điện 110kV khu vực miền Trung

3.2 Tính toán các trường hợp vận hành của hệ thống điện

3.3 Tính toán các trường hợp vận hành của hệ thống điện

Phụ lục

Bảng 3.1: So sánh chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện 110kV miền Trung trong

các trường hợp sự cố với phương thức kết dây cơ bản năm 2010- 76 Bảng 3.2: So sánh chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện 110kV miền Trung trong

các trường hợp sự cố với phương thức kết dây cơ bản năm 201- 5 89

PHẦN MỞ ĐẦU

Ngày nay, trước xu hướng mở rộng nhiều thành phần kinh tế tham gia vào các hoạt động Điện lực, việc áp dụng biện pháp hợp lý hoá các khâu sản xuất trong hoạt động kinh doanh điện năng sẽ giải quyết được yêu cầu cạnh tranh của các doanh nghiệp hoạt động Điện lực, đem lại hiệu quả kinh tế to lớn Công tác đánh giá dự báo các chế độ vận hành lưới điện phục vụ lập kế , hoạch sản xuất một cách khoa học là một trong các yêu cầu rất bức thiết

Đối với Hệ thống điện Việt Nam, công tác đánh giá dự báo các chế độ vận hành ngắn hạn nguồn và lưới điện do các cấp Điều độ đảm nhiệm Dự báo trung và dài hạn được đề cập trong Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia hoặc Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành phố, trong đó Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia chỉ đề cập đến nguồn và lưới điện từ cấp điện áp 220kV trở lên, Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành phố đề cập đến nguồn và lưới điện có cấp điện áp ≤ 110kV Do cách phân chia phạm vi của các quy hoạch, công tác dự báo đối với lưới điện 110kV trên phạm vi liên kết từng miền do các Công ty Điện lực quản lý vận hành chưa được đề cập cụ thể

Đề tài này đi sâu vào nội dung đánh giá, dự báo các chế độ vận hành Hệ thống điện 110kV thuộc địa bàn 13 tỉnh khu vực miền Trung do Công ty Điện lực 3, Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng và Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hoà quản lý vận hành (sau đây gọi tắt là Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung) giai đoạn 2008 2010 có xét đến năm 2015 nhằm khắc phục – tình trạng bị động, thiếu tính tổng thể trong công tác lập kế hoạch sản xuất (đầu tư xây dựng, chống quá tải…) lưới điện 110kV khu vực, phục vụ công tác quy hoạch tối ưu hệ thống điện khu vực miền Trung

1 Cơ sở khoa học và thực tiễn của đề tài:

Hiện nay ở các nước có nền kinh tế phát triển, vấn đề đánh giá, dự báo các chế độ vận hành của Hệ thống điện được quan tâm nghiên cứu để phục vụ công tác lập kế hoạch sản xuất, cụ thể như kế hoạch phát triển nguồn lưới : điện, chống quá tải, cải tạo lưới, xác định kết lưới tối ưu, lựa chọn phương ánđấu nối thích hợp cho các công trình nguồn lưới điện xây dựng mới… nhằm đảm bảo các thông số vận hành nằm trong phạm vi mong muốn, nâng cao hiệu suất làm việc của Hệ thống

Công tác quản lý vận hành Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung hiện nay chưa quan tâm nhiều đến nội dung đánh giá, dự báo các chế độ vận hành Việc lập kế hoạch xây dựng mới, chống quá tải, cải tạo, nâng cấp lưới điện lựa chọn phương án đấu nối… được thực hiện , căn cứ trên các thông số vận hành đo được tron thực tế hoặc thông số tính toán tại một thời điểmg nhất định, tính toán trên phạm vi lưới điện riêng lẻ mà chưa xét đến ảnh hưởng của lưới điện liên kết Điều này đã gây ra một số khó khăn trong thực hiện kế hoạch sản xuất như: bị động nguồn vốn đầu tư, hực hiện chống quá tải đường tdây và trạm biến áp đôi khi chậm tiến độ dẫn đến tình trạng lưới điện vận hành quá tải không dự báo trước được một số chế độ vận hành bất thường, của hệ thống để cảnh báo đưa ra biện pháp và ứng phó kịp thời… Thực hiện lập kế hoạch sản xuất chủ yếu dựa trên các thông số vận hành đo được trong thực tế như hiện nay phụ thuộc nhiều vào chất lượng báo cáo của đơn vị quản

lý trực tiếp Trường hợp đơn vị quản lý trực tiếp thiếu trách nhiệm trong công tác theo dõi và báo cáo sẽ gây nhiều bất cậptrong công việc

Bên cạnh đó, trước yêu cầu của Chính phủ về giảm chỉ tiêu tổn thất điện năng (TTĐN) của toàn Hệ thống điện Việt Nam theo lộ trình năm 2008

là 9,6%, đến năm 2010 giảm xuống còn 8,0% Các Công ty Điện lực trong

nước đang phải chịu áp lực rất lớn trong việc hoàn thành chỉ tiêu tổn thất điện năng hàng năm Nhằm đề xuất các biện pháp góp phần giải quyết khó khăn này, đề tài đi sâu vào các nội dung như: tính toán tổn thất công suất trong các chế độ vận hành, tính toán dung lượng bù công suất phản kháng bổ sung trên lưới trung thế, tính toán ảnh hưởng của các nhà máy thuỷ điện nhỏ đến các chỉ tiêu kỹ thuật của Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung trong năm 2008

để đề xuất các kiến nghị trong công tác lập phương thức huy động công suất

Đề tài sử dụng phần mềm PSS/E để tính toán các chế độ vận hành Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung, chương trình này được EVN mua bản quyền của hãng Power Technologies (Hoa Kỳ) Số liệu phụ tải hiện tại được

đo vào tháng 6 năm 2008 do Công ty Điện lực 3, Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng, Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hoà cung cấp, số liệu tương

lai căn cứ vào các quy hoạch nguồn và lưới điện đã được phê duyệt Căn cứ

số liệu tính toán đưa ra kết luận đánh giá, dự báo các chế độ vận hành Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung giai đoạn 2008 2010 có xét đến năm –

2015

2 Mục đích của đề tài (các kết quả cần đạt được):

Xây dựng file số liệu Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung có liên kết với Hệ thống điện Quốc gia (220kV, 500kV) và các thông số thực tế của lưới điện 110kV khu vực

Tính toán các chế độ vận hành hiện tại của Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung ứng với sơ đồ kết dây cơ bản và các trường hợp sự cố điển hình, tính dung lượng bù công suất phản khá ng bổ sung trên lưới trung thế,

tính toán ảnh hưởng của các nhà máy thuỷ điện nhỏ Căn cứ số liệu tính toán đưa ra kết quả đánh giá cảnh báo và đề xuất một số kiến nghị Xác định , kết lưới tối ưu theo điều kiện tổn thất công suất cực tiểu của Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung trong chế độ làm việc bình thường

Tính toán các chế độ vận hành của Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung trong năm 2010, năm 2015 ứng với sơ đồ kết dây cơ bản và các trường hợp sự cố điển hình Căn cứ số liệu tính toán đưa ra kết quả đánh giá, cảnh báo và đề xuất một số kiến nghị

Các nội dung trọng tâm bao gồm:

1 Xác định mức mang tải trên các nhánh và qua máy biến áp có khả năng xảy ra quá tải theo từng năm, đề xuất tiến độ chống quá tải cho các công trình

2 Xác định các chỉ tiêu kỹ thuật của lưới điện trong các trường hợp sự

cố điển hình, đề xuất biện pháp cải thiện các chỉ tiêu này

3 Tính toán dung lượng bù cần bổ sung trên lưới điện trung thế trong năm 2008 và phân tích hiệu quả kinh tế của dự ánlắp đặt tụ bù

4 Tính toán mức độ ảnh hưởng của các nhà máy thuỷ điện nhỏ đến các chỉ tiêu kỹ thuật của Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung trong năm

2008, đề xuất biện pháp liên quan đến phương thức huy động công suất đối với các nhà máy thuỷ điện này

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN

1.1 Tổng quan về Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung

1.1.1 Đặc điểm chung của Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung

Do đặc điểm địa lý và mật độ phụ tải phân bố phân tán, lưới điện 110kV khu vực miền Trung có đặc điểm chung là đường dây thường kéo dài

và dòng điện trên dây dẫn thấp Cấu trúc lưới điện 110kV phần lớn là các mạch vòng, một số trường hợp có cấu trúc ít liên thông hoặc hình tia Chế độ vận hành bình thường của lưới điện 110kV là các mạch vòng vận hành kín, chỉ mở tại các điểm phân công suất để giảm tổn thất điện năng

Trong mạch vòng, các đường dây liên kết với nhau bằng dao cách ly hoặc máy cắt Trong trường hợp cần sửa chữa hoặc sự cố đường dây tải điện, nguồn điện được khôi phục bằng việc chuyển đổi nguồn cung cấp

Vị trí các trạm biến áp chưa thật hợp lý đã dẫn đến tình trạng một số trạm vận hành non tải ảnh hưởng lớn đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật , của lưới điện, đồng thời không phát huy được hiệu quả đầu tư Công suất cực đại của hệ thống hiện nay ở mức 1.133MW/2.407MVA tổng công suất đặt các TBA 110kV (mức mang tải trung bình nhỏ hơn 50%)

Hiện nay Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung do Công ty Điện lực 3, Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng và Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hoà quản lý vận hành Hệ thống có quy mô trung bình, tổng chiều dài đường dây là 1.724,84km (1.336,08 km ĐZ mạch đơn và 358,76 km ĐZ mạch kép); 64 trạm biến áp 110kV với tổng số 91 MBA, tổng dung lượng 2.407MVA

Bảng 1.1: Thống kê đường dây 110kV khu vực miền Trung đến 31/ /20010 8

TT Tên đường dây (Điểm đầu Điểm cuối)- mạch Số Chiều dài km Dây dẫn

1 Đồng Hới Ba Đồn- 1 39,46 ACKII 185/29

2 Ba Đồn - Sông Gianh 1 21,41 ACSR 185/29

3 Đồng Hới Đông Hà- 1 101,42 ACSR 185/29

4 Đông Hà - Khe Sanh - Lao Bảo 1 68,38 ACSR 185/29

5 Đồng Hới (E1) Đồng Hới (E2)- 1 1,57 ACSR 185/29

6 Nhánh rẽ Sợi Huế (E8) 1 1,50 ACSR 185/29

7 Đà Nẵng Đại Lộc Thạnh Mỹ- - 1 51,28 ACSR 185/29

8 Quận Ba Điện Nam Điện Ngọc- 1 14,77 ACSR 185/29

9 Đà Nẵng Quảng Ngãi (VT E577)- 1 104,86 ACSR 185/29

11 Quảng Ngãi Mộ Đức- 1 23,46 ACSR 185/29

14 Buôn Ma Thuột Cư Jút- 1 20,50 ACSR 185/29

15 Nha Trang - Tuy Hòa (VT 672) 1 36,57 ACKII 185/29

16 Tuy Hòa - Quy Nhơn (01-380) 1 86,00 ACKII 185/29

17 Vĩnh Sơn Quy Nhơn - 1 84,00 ACKII 185/29

18 Vĩnh Sơn Mộ Đức- 1 95,00 ACKII 185/29

22 Bù Đăng Đăk Nông- 1 60,70 ACKII 185/29

24 Phú Tài - Phù Cát 1 28,20 ACKII 185/29

26 Krông Buk - Buôn Ma thuột (mạch 1) 1 40,60 ACKII 185/29

27 Krông Buk - Buôn Ma thuột (mạch 2) 1 40,60 ACKII 185/29

28 Phù Cát - Phù Mỹ Hoài Nhơn- 1 50,40 ACKII 185/29

TT Tên đường dây (Điểm đầu Điểm cuối)- mạch Số Chiều dài km Dây dẫn

30 Nha Trang - KCN Hoà Hiệp 1 65,40 ACKII 185/29

31 Nha Trang - Nhà Máy Sợi 1 3,00 ACKII 185/29

32 Nha Trang - Đồng Đế 1 9,00 ACKII 185/29

33 Nha Trang - Mã Vòng 1 10,00 ACKII 185/29

35 Mã Vòng - Suối Dầu 1 20,93 ACKII 185/29

36 Suối Dầu - Cam Ranh 1 26,07 ACKII 185/29

37 Nhánh rẽ Diên Khánh 1 8,10 ACKII 185/29

3 Nhánh rẽ thủy điện Quảng Trị 2 2,78 ACKII 185/29

10 Đà Nẵng Điện Nam Điện Ngọc- 2 15,30 ACKII 240/34

11 Đà Nẵng (VT E577) Quảng Ngãi- 2 28,24 ACSR 185/29

12 Dốc Sỏi Dung Quất- 2 8,80 ACSR 185/29

14 Nhánh rẽ Tịnh Phong 2 0,51 ACSR 185/29

15 Phú Tài - Quy Nhơn 2 2 10,00 ACSR 240/33

16 Tuy Hòa - Sông Cầu 2 25,00 ACKII 185/29

18 Nhánh rẽ vào trạm Hoài Nhơn 2 1,00 ACKII 185/29

19 Nhánh rẽ vào trạm Tuy An 2 1,70 ACKII 185/29

20 Nhánh rẽ vào trạm Sông Cầu 2 0,25 ACKII 185/29

21 Nhánh rẽ vào trạm An Nhơn 2 0,48 ACKII 185/29

22 Nhánh rẽ thủy điện Vĩnh Sơn 2 8,09 ACKII 185/29

23 Hoà Khánh - Hầm Hải Vân 2 30,00 ACKII 185/29

TT Tên đường dây (Điểm đầu Điểm cuối)- mạch Số Chiều dài km Dây dẫn

Bảng 1.2: Thống kê các trạm 110kV khu vực miền Trung đến 31/10/2008

TT Tên trạm K.hiệu Tên MBA/điệnáp/Dung lượng Ghi chú

Công ty Điện lực 3 46 TBA/ 62MBA/ 1.592MVA

7 110kV Diên Sanh T1: 110/35/22kV-25MVA

8 110kV Khe Sanh T1: 110/35/22kV-25MVA

9 110kV Lao Bảo T1: 110/35/10kV-16MVA

10 110kV Phong Điền T1: 110/35/22kV-25MVA

TT Tên trạm K.hiệu Tên MBA/điệnáp/Dung lượng Ghi chú

14 110kV Phú Bài T2: 110/22kV-25MVA

15 110kV Lăng Cô T2: 110/22kV-25MVA

21 110kV Quảng Ngãi E16 T1: 110/35/22kV-25MVA

34 110kV Sông Cầu T2: 110/22kV-16MVA

35 110kV Hoà Hiệp T2: 110/22/10kV- 25MVA

TT Tên trạm K.hiệu Tên MBA/điệnáp/Dung lượng Ghi chú

36 110kV An Khê E43 T1: 110/35/22kV-25MVA

37 110kV Diên Hồng E42 T1: 110/35/22kV-25MVA

T2: 110/35/22kV-25MVA

38 110kV Pleiku (Biển Hồ) E41 T1: 110/35/22kV-25MVA

T2: 110/35/10kV-16MVA

39 110kV Ayunpa E44 T1: 110/35/22kV-16MVA

40 110kV Chư Sê E50 T2: 110/35/22kV-25MVA

41 110kV Đăk Tô E46 T1: 110/22kV-16MVA

42 110kV Kon Tum E45 T1: 110/22kV-16MVA

T2: 110/22kV-25MVA

43 110KV Buôn Ma Thuột E48 T1: 110/35/22kV-40MVA

T2: 110/35/22kV-25MVA

44 110kV EAKAR E49 T1: 110/35/22kV-25MVA

45 110kV ĐăkNông E54 T1: 110/35/22V-16MVA

46 110kV Cư Jut E56 T1: 110/22kV-25MVA

T2: 110/35/22kV-25MVA

Khu vực Đà Nẵng 8 TBA/15MBA/ 435MVA

47 Liên Chiểu T1: 110/22kV - 40MVA

TT Tên trạm K.hiệu Tên MBA/điệnáp/Dung lượng Ghi chú

T2: 110/22kV - 40MVA

54 Hầm Hải Vân T1: 110/22kV - 10MVA

T2: 110/22kV - 10MVA

55 110kV Ninh Hoà E24 T2: 110/35/22kV-25MVA

56 110kV Dệt Nha Trang E26 T1: 110/6kV-16MVA

64 110kV Vinasin E25 T1: 110/6kV-20MVA

Toàn HTĐ miền Trung 64 TBA/91MBA/ 2.407MVA

1.1.2 Nguồn cung cấp cho Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung

Hệ thống điện miền Trung nhận điện từ các nguồn chủ yếu sau:

- Đường dây 500kV Bắc Nam thông qua 02 trạm biến áp 500kV Đà Nẵng và 500kV Pleiku, công suất nhận ở mỗi trạm khoảng 350MW

- Hệ thống điện miền Bắc qua đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới cấp cho trạm 220kV Đồng Hới, công suất nhận cực đại khoảng 90MW

- Hệ thống điện miền Nam qua đường dây 220kV Đa Nhim – Nha Trang cấp cho trạm 220kV Nha Trang, công suất nhận cực đại khoảng

150MW; đường dây 110kV Đa Nhim – Cam Ranh, Tháp Chàm – Cam Ranh, công suất nhận cực đại khoảng 50MW; đường dây 110kV Thác Mơ Đăk – Nông, công suất nhận cực đại khoảng 15MW

- Nhà máy thuỷ điện Vĩnh Sơn (66MW) Sông Hinh (70MW), Quảng , Trị (64MW) đấu nối vào cấp điện áp 110kV Ngoài ra còn một số nguồn thuỷ điện nhỏ tại các tỉnh Quảng Nam, Quảng Ngãi, Bình Định, Gia Lai, Đăk Lăk, Kon Tum và Đăk Nông với tổng công suất lắp đặt hiện nay 108,80MW (chi tiết tại bảng 1.3) ngoài ra còn một số nguồn Diesel tại chỗ; nhưng rất ít vận hành do giá thành phát điện quá cao

Bảng 1.3: Thống kê các thuỷ điện nhỏ đang vận hành khu vực miền Trung đến 31/10/2008

TT NMTĐ Công suất

đặt (MW)

Điện áp đấu n ối (kV) V trí ị đấu ối n

TT NMTĐ Công suất đặt (MW) đấu n Điện áp ối (kV) V trí ị đấu ối n

25 EaHleo 0,34 22 XT 472/110kV Krông Buk

26 ĐrâyHlinh 2 2 x 8 35 TC 35kV/110kV Buôn Ma Thu ột

27 Krông Kmar 2 x 6 35 TC 35kV/110kV Buôn Ma Thu ột

28 Krông Hin 2 x 2,5 35 TC 35kV/110kV Ea K ar

29 Đăk Ru (B2) 3 x 2,5 22 TC 22kV/110kV Đăk Nông

31 ĐăkN ng B4ô 2,00 22 XT 478/110kV Đăk Nông

Tổng 108,8

1.1.3 Kết lưới cơ bản và các kết lưới đặc biệt theo phương thức vận hành hiện tại của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung

i Phương thức kết lưới cơ bản:

Phương thức kết lưới cơ bản của Hệ thống điện miền Trung như sau:

- Trạm 220kV Đồng Hới: cấp điện khu vực tỉnh Quảng Bình, điểm mở tại máy cắt tại 171/Lệ Thuỷ

- Các máy biến áp AT3&AT4/Ngự Bình, AT3&AT4/Hoà Khánh, AT3&AT4/T500 Đà Nẵng vận hành song song với đường dây 110kV mạch kép Đà Nẵng - Hoà Khánh - Huế; Thuỷ điện Quảng Trị; MBA AT3&AT4/T500 Đà Nẵng và trạm 220kV Dốc Sỏi vận hành song song với đường dây 110kV Đà Nẵng – Dốc Sỏi: cấp điện từ Quảng Trị đến Quảng Ngãi, điểm mở tại máy cắt 112/Mộ Đức

- Trạm 220kV Quy Nhơn và thuỷ điện Vĩnh Sơn: cấp cho phụ tải tỉnh Bình Định và phía Nam Quảng Ngãi

- Mạch vòng trạm 500kV Pleiku - 220kV KrôngBuk 220kV Nha - Trang - 110kV Sông Hinh - trạm 500kV Pleiku, Thuỷ điện Đa Nhim, Thuỷ điện Sê San 3, Sê San 3A: cấp cho phụ tải từ Phú Yên đến Nha Trang và 4 tỉnh Tây Nguyên, điểm mở tại máy cắt 175/Đa Nhim

- Thủy điện Thác Mơ: cấp điện cho trạm 110kV Đăk Nông qua đường dây 110kV Thác Mơ - Bù Đăng Đăk Nông.–

ii Các kết lưới đặc biệt:

Trong chế độ vận hành bình thường với phương thức kết lưới cơ bản,

Hệ thống đảm bảo cấp điện toàn bộ phụ tải và có dự phòng

Trong trường hợp sửa chữa hay sự cố đối với nguồn nhận điện chính, kết lưới khu vực thay đổi trên cơ sở các phương án được dự kiến với chế độ

phụ tải cực đại Công suất nhận khống chế được hiệu chỉnh phù hợp với tải tổng và khả năng huy động nguồn tại chỗ tại thời điểm sự cố, các trường hợp

sự cố điển hình như sau:

1 Sự cố đường dây 220kV Hà Tĩnh Đồng Hới: Chuyển phụ tải Quảng - Bình nhận từ TBA 500kV Đà Nẵng, các khu vực khác vẫn theo kết dây cơ bản Vào cao điểm tối khu vực Quảng Bình, Quảng Trị phát toàn bộ nguồn Diesel tại chỗ để bù điện áp và khống chế phụ tải

2 Sự cố mất điện đường dây 220kV Đà Nẵng - Dốc Sỏi: Chuyển các TBA Tịnh Phong, Quảng Ngãi, Tư Nghĩa nhận từ Vĩnh Sơn và trạm 220kV Quy Nhơn, các khu vực khác vận hành theo phương thức kết dây như cơ bản Cao điểm tối Điện lực Quảng Ngãi phát nguồn tại ch để bù điện áp ỗ Điểm

mở tại các máy cắt 171/Dốc Sỏi, 174/Quảng Ngãi

3 Sự cố mất điện đường dây 220kV Pleiku – Quy Nhơn: 2 máy phát Vĩnh Sơn cùng TBA 500kV Đà Nẵng cấp đến An Nhơn, Đồn Phó; 2 máy phát Sông Hinh cùng Nha Trang và Đa Nhim cấp phụ tải còn lại Bình Định từ đến Khánh Hoà, các khu vực khác vận hành theo phương thức kết dây cơ bản Cao điểm tối Điện lực Bình Định phát nguồn tại ch để bù điện áp Điểm mở ỗ tại các máy cắt 171, 174/E21 Quy Nhơn

4 Sự cố mất 1 MBA 220kV Nha Trang: vận hành với kết lưới cơ bản, không có quá tải thiết bị, điện áp tại hầu hết các nút đảm bảo

5 Sự cố mất 1 MBA 220kV Hoà Khánh: vận hành với kết lưới cơ bản, không có quá tải thiết bị, điện áp tại hầu hết các nút đảm bảo

6 Sự cố mất 1 MBA 220kV Huế: vận hành với kết lưới cơ bản, không

có quá tải thiết bị, điện áp tại hầu hết các nút đảm bảo

7 Sự cố mất 1 MBA 220kV Krông Buk: phải giảm tải khu vực Đăk Lăk để đảm bảo điện áp vận hành

Nhận xét: Trong hầu hết các trường hợp sự cố, hệ thống vẫn đảm bảo cung cấp điện, một số trường hợp phải sa thải bớt phụ tải và kết hợp huy động nguồn Diesel tại chỗ để bù điện áp

1.1.4 Các điểm mạnh, điểm yếu của hệ thống điện miền Trung

i Điểm mạnh: Hệ thống điện miền Trung có kết lưới linh hoạt Do được

nhận điện từ nhiều nguồn khác nhau và hầu hết lưới điện 110kV, 220kV khép vòng nên khi tiến hành sửa chữa hay có sự cố nguồn hoặc đường dây, việc cung cấp điện vẫn được đảm bảo nhờ các mạch vòng liên kết

ii Điểm yếu: Hệ thống điện 110kV miền Trung có ít nhà máy điện (chỉ có 03 nhà máy đấu nối vào cấp điện áp 110kV với tổng công suất 202MW), chiếm

tỉ lệ rất thấp so với phụ tải cực đại (202/1.133MW) Một số đường dây sử dụng dây dẫn có tiết diện bé dẫn đến hạn chế công suất truyền tải trong các phương thức kết dây không cơ bản Một vài trường hợp đường dây còn thiếu máy cắt hoặc phải dùng chung máy cắt cho đường dây và MBA làm giảm tính linh hoạt trong vận hành

1.2 Công tác lập kế hoạch đầu tư lưới điện 110kV khu vực miền Trung trong giai đoạn hiện nay

- Kế hoạch đầu tư, cải tạo đường dây và TBA thuộc Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung trong giai đoạn hiện nay chủ yếu được lập theo

kế hoạch hằng năm trên cơ sở đăng ký của các đơn vị Ngoài ra còn có kế

hoạch đột xuất khi có biến động lớn về phụ tải (khách hàng sử dụng điện công suất lớn đăng ký mua điện, đấu nối thuỷ điện…)

- Kế hoạch xây dựng mới, cải tạo lưới điện trung hạn và dài hạn chưa được quan tâm xem xét đúng mức dẫn đến một số trường hợp bị động trong sản xuất Một số công trình chống quá tải chậm tiến độ, có trường hợp công trình nguồn điện của đơn vị ngoài đấu nối vào vị trí không hợp lý dẫn đến tăng tỉ lệ tổn thất điện năng và giảm tính linh hoạt trong vận hành lưới điện

- Quy hoạch lưới điện 110kV chỉ được xem xét trong Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành nên chưa đánh giá được tính hệ thống liên kết của lưới điện và các ảnh hưởng của liên kết hệ thống, không tính toán tối ưu hoá lưới điện khu vực

1.3 Công tác đánh giá, dự báo các chế độ vận hành Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung giai đoạn hiện nay

- Dự báo các chế độ vận hành ngắn hạn nhằm chọn sơ đồ kết dây tối ưu của lưới điện, huy động tối ưu công suất của các nhà máy điện đấu nối trực tiếp vào lưới điện 110kV (theo phân cấp) do Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung thực hiện

- Dự báo trung và dài hạn các chế độ vận hành chỉ được đề cập riêng rẽ trong Quy hoạch phát triển Điện lực mỗi tỉnh thành, chưa phân tích các chế

độ vận hành lưới điện 110kV liên kết toàn miền Trung

- Công tác đánh giá các thông số vận hành hiện tại và tương lai chưa được chú trọng do thiếu thông tin và phần mềm tính toán hỗ trợ

Nhìn chung, công tác đánh giá dự báo các chế độ vận hành Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung chưa đáp ứng yêu cầu sản xuất đối với một

Hệ thống điện mang tính khu vực với yêu cầu cao về tính liên kết và tối ưu

toàn cục Vì vậy cần phải thực hiện các tính toán và đề xuất các nội dung liên quan đến vận hành lưới điện 110kV khu vực miền Trung như: đề xuất tiến độ chống quá tải các trạm biến áp, xác định dung lượng bù cần bổ sung tại các trạm, xác định mức độ ảnh hưởng của các thuỷ điện vừa và nhỏ đến các chỉ tiêu kỹ thuật của lưới điện, đánh giá các chỉ tiêu kỹ thuật của lưới điện trong

CHƯƠNG II: PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH HIỆN TẠI CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 110KV KHU VỰC MIỀN TRUNG 2.1 Điều kiện tính toán

Trong chế độ làm việc bình thường, điện áp các nút trên lưới điện 110kV cho phép dao động ở mức 110kV±5% Tuy nhiên để giảm tổn thất điện năng, các Công ty Điện lực mong muốn giữ điện áp vận hành ở mức (1,05 ÷ 1,1)Uđm tức là duy trì ở mức 115 ÷ 121kV Kết cấu lưới điện miền Trung hiện nay chưa cho phép đảm bảo điện áp trong giới hạn này, trong luận văn sẽ kiểm tra theo điều kiện điện áp vận hành ở mức (1,025 ÷ 1,1)Uđm Các nhánh có mức độ mang tải trong trường hợp vận hành bình thường ≥ 70% công suất biểu kiến định mức cần xem xét và kiến nghị chống quá tải

Đối với các trường hợp sự cố, giới hạn điện áp vận hành được tính toán trong phạm vi 110kV±10% (99 121kV) Mức độ mang tải của các nhánh có ÷ thay đổi trào lưu công suất trong trường hợp sự cố được kiểm tra ở mức nhỏ hơn công suất biểu kiến định mức

Hệ số công suất tại thanh cái trung áp các trạm 110kV: EVN quy định cosφ tại thanh cái trung áp các trạm 110kV phải 0,95 ở chế độ cao điểm.≥

Bảng 2.1 Công suất phụ tải các trạm trong các chế độ

TT Tên thanh cái/Trạm Pmax (MW) Qmax(MVAr) Pmin(MW) Q min (MVAr)

TT Tên thanh cái/Trạm Pmax (MW) Qmax(MVAr) Pmin(MW) Q min (MVAr)

TT Tên thanh cái/Trạm Pmax (MW) Qmax(MVAr) Pmin(MW) Q min (MVAr)

TT Tên thanh cái/Trạm Pmax (MW) Qmax(MVAr) Pmin(MW) Q min (MVAr)

TT Tên thanh cái/Trạm Pmax (MW) Qmax(MVAr) Pmin(MW) Q min (MVAr)

2.2 Tính toán các thông số vận hành của hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung trong trường hợp vận hành bình thường

2.2.1 Xác định các điểm mở tối ưu của hệ thống

- Tìm điểm mở của hệ thống điện nhằm mục đích giảm tổn thất công suất (tổn thất điện năng) trên hệ thống điện

- Do hầu hết lưới điện 110kV khu vực miền Trung đã được khép vòng,

để tìm điểm mở tối ưu ta cho khép vòng toàn bộ lưới điện và tính toán phân

bổ trào lưu công suất Căn cứ trào lưu công suất trên lưới tìm được điểm phân công suất là điểm có điện áp thấp nhất trong các mạch vòng Trong thực tế vận hành, các điểm phân công suất được mở hay đóng còn tuỳ thuộc vào các điều kiện về cân bằng công suất

Kết quả tính toán chi tiết trong trường hợp khép vòng toàn lưới như phụ lục 2.1.1 t, ổn thất công suất hệ thống 110kV, các điểm phân công suất và điện áp các nút như sau:

- Tổn thất công suất: ΔPmax = 14,67MW/1.133,00MW tỷ lệ: 1,29% -

- Điểm phân công suất: MC 171 Lệ Thuỷ, MC 112 Mộ Đức, MC 172 Huế 2 và MC 132 Tuy Hoà

- Xét thêm điều kiện cân bằng công suất phát của các nhà máy thuỷ điện với công suất tiêu thụ của phụ tải, ta có:

+ Trường hợp mở đồng thời MC 171 Lệ Thuỷ và 172 Huế 2: Nhà máy thuỷ điện Quảng Trị (64MW) chỉ cấp cho các trạm Vĩnh Linh, Đông Hà, Khe Sanh và Lao Bảo với tổng phụ tải lúc cao điểm: 43,63MW (chiếm 68,2% công suất nhà máy) Như vậy sẽ không phát huy hết khả năng phát của thuỷ điện Quảng Trị, kiến nghị chỉ mở tại điểm MC 171 Lệ Thuỷ, không mở tại điểm MC 172 Huế 2

+ Trường hợp mở MC 132 Tuy Hoà: Nhà máy thuỷ điện Sông Hinh (70MW) hoà vào trạm 220kV Nha Trang chỉ cấp cho các trạm Tuy Hoà, Tuy Hoà 2, Hoà Hiệp và Vạn Giã với tổng phụ tải lúc cao điểm: 48,20MW (chiếm 68,8% công suất nhà máy) Như vậy sẽ không phát huy hết khả năng phát của thuỷ điện Sông Hinh, kiến nghị không mở tại điểm MC 132 Tuy Hoà

Vậy sau khi xét điều kiện cân bằng công suất phát của các nhà máy thuỷ điện và phụ tải, đề xuất trong vận hành chỉ mở tại 02 điểm là: MC 171

Lệ Thuỷ, MC 112 Mộ Đức

- Điện áp tại điểm phân công suất và các nút thấp hơn 1,025Uđm gồm:

Các điểm mở trên lưới gồm: MC 171 Lệ Thuỷ, MC 112 Mộ Đức, MC

175 Đa Nhim và MC 172 Ninh Hải MC 175 Đa Nhim và MC 1 ( 72 Ninh Hải

là ranh giới của Hệ thống điện 110kV miền Trung và miền Nam)

Kết quả tính toán chi tiết như phụ lục 2.1.2, tổn thất công suất hệ thống110kV, điện áp các nút và công suất chuyển tải trên các nhánh như sau:

- Tổn thất công suất: ΔPmax = 13,6 MW tỷ lệ: 1,21% 6 -

- Các nút có điện áp thấp hơn 1,025Uđm gồm:

STT Tên nút Điện áp nút (kV) Ghi chú

- Các nút có điện áp cao hơn 1,1Uđm gồm:

1 Đầu cực 6kV TĐ Khe Diên 7,08 1,12 Uđm

- Các thanh cái trung áp có cosφ thấp hơn 0,95 gồm:

STT Tên thanh cái/trạm 110kV Cosφ Ghi chú

- Các hánh có công suất chuyển tải ≥ 70% Sn đm gồm (trong ngoặ là c cấp điện áp cuộn dây tương ứng):

STT Tên nhánh Mức mang tải (MVA) Tỉ lệ mang tải (%)

7 MBA T1/BM Thuột (110kV) 32,2 80,5

8 MBA T2/BM Thuột (110kV) 30,7 7 7 6,

9 MBA T1/Ea Kar (110kV) 18,0 7 1 2,

10 MBA T2/Đăk Nông (110kV) 16,2 101,5

2.2.3 Tính toán các thông số vận hành ứng với phương thức kết dây cơ bản của hệ thống - chế độ thấp điểm

Các điểm mở trên lưới gồm: MC 171 Lệ Thuỷ, MC 112 Mộ Đức, MC

175 Đa Nhim và MC 172 Ninh Hải (MC 175 Đa Nhim và MC 172 Ninh Hải

là ranh giới của Hệ thống điện 110kV miền Trung và miền Nam)

S ố liệu phụ tải đã cho trong bảng 2.1; điều chỉnh iện tđ áp ại thanh cái110kV các trạm 220kV như sau: Đồng Hới: 117 kV; Hu,0 ế: 117,5kV; Hoà Khánh: 117,3kV; Dốc Sỏi: 116,8kV; Quy Nhơn: 117,6kV; Nha Trang: 118,0kV; Pleiku: 117,7kV; Krông Buk: 117,9kV

Kết quả tính toán chi tiết như phụ lục 2.1.3, tổn thất công suất hệ thống110kV, điện áp các nút như sau:

- Tổn thất công suất: ΔPmax = 8,09MW tỷ lệ: 1,14% -

- Các nút có điện áp cao hơn 1,1Uđm gồm:

1 Tụ bù ngang E4 Đông Hà 121,01

2 Tụ bù ngang E21 Quy Nhơn 122,91

3 Đầu cực máy phát Khe Diên 7,05

2 4.2 Nhận xét về thông số vận hành trong trường hợp bình thường

- Kết quả tính toán chọn iđ ểm ở ối u m t ư phù hợp với phương thức vận hành hiện tại của Trung tâm iều độ ệ thống điện miền Trung.Đ H

- Tổn thất công suất trong phương thức kết dây cơ bản (13,66MW) thấp hơn so với khi khép vòng toàn lưới (14,6 MW) lượng ΔP = 7 1,01MW - lệ tỷ6,90%

- Điện áp tất cả các nút trên lưới điện 110kV nằm trong phạm vi cho phép và ở mức khá tốt (≥ 110kV) Riêng tại đầu cực máy phát (6kV) thuỷ điện Khe Diên bị quá áp (cả hai chế độ max và min) do MBA nâng áp có tỉ số biến không phù hợp (Uđmphía ao áp chỉ là 3 kV), chủ đầu ưc 5 t công trình ự t nguyện chấp nhận vận hành quá áp máy phát để đảm bảo giữ điện áp 35kV khu vực trong phạm vi cho phép

- Hiện toàn lưới còn 15 thanh cái trung áp của trạm 110kV có cosφ < 0,95 ở chế độ cực đại cần lắp đặt thêm tụ bù phía trung thế để đảm bảo cosφ ≥ 0,95

- Có 11 áy m biến áp mang tải trên 70% cần lập kế hoạch chống quá tải Tiến độ công trình chống quá tải các trạm 110kV kiến nghị như sau: trạm 110kV Đăk Nông (lắp máy 2) phải đưa vào trong năm 2008 các trạm 110kV; Quận 3 (nâng dung lượng), Đại Lộc (lắp máy 2), An Nhơn (lắp máy 2), Ninh

Hoà (lắp máy 2), Buôn Ma Thuột (san tải cho Ea Hleo), Cư Jut (san tải cho Đăk Mil phải đưa vào vận hành trong năm 2009 các trạm còn lại đưa vào ) ; vận hành trong quý I/2010

- Trong chế độ thấp điểm có 02 nút ở cấp điện áp 110kV bị quá áp nhưng ở mức độ thấp và nằm trong khả năng làm việc của thiết bị ( iđ ện áp

làm việc cho phép 115+10% = 126,5kV > 122,91kV) Kiến nghị trong vận

hành ắt ớt dung lượng c b bù trong thời gian thấp iđ ểm

2.2.5 Tính toán bù đảm bảo cosφ tại thanh cái trung áp các trạm 110kV ≥ 0,95 trong chế độ cao điểm

2.2.5.1 Cơ sở tính toán và mục đích

- Vi bù côệc ng suất phản kháng nhằm ục đích ph n bố ại m â l công suất

phản kháng ên lưới, giảm ltr ượng công suất phản kháng ruyền ải tr n lưới t t ê

điện Tác dụng của việc lắp t bù là giảm tổn thất iện n ng, bên cạnh c ụ đ ă đó òn

có t dác ụng ải thiện chất ượng đ ện áp c l i và tăng khả ăng truyền ải n t công su ất

t dác ụng

- Hiện nay trong hệthống iện Việt Nam s dụng c đ ử ác phương thức bù như: bù t ập trung, bù rãi, ứng ới v m ỗi phương thức bù n c ày òn ph n chia âthêm bù c ố định hay b động ù

- Trước yêu cầu của Chính phủ về giảm chỉ tiêu tổn thất điện năng (TTĐN) của Hệ thống điện Việt Nam theo lộ trình năm 2008 là 9,6%, đến năm 2010 giảm xuống còn 8,0% Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã đề ra chương trình giảm TTĐN trong toàn Tập đoàn, một trong những nội dung của chương trình là các Công ty Điện lực phải đảm bảo cosφ tại thanh cái trung áp các trạm 110kV (trong chế độ cực đại) từ năm 2007 phải ≥ 0,92; kể từ năm

2008 trở đi phải đảm bảo ≥ 0,95

- Trong luận văn sẽ tính toán tổng dung lượng bù đối với các trạm 110kV hiện có cosφ tại thanh cái trung áp < 0,92 sao cho đảm bảo cosφ ≥ 0,95 sau khi bù trong chế độ cực đại

2.2.5.2 Dung lượng bù cần bổ sung cho từng trạm và chọn phương thức bù

- Căn cứ vào cosφ thực tế tại thanh cái trung áp các trạm 110kV, dung lượng bù cần bổ sung để đảm bảo cosφ ≥ 0,95 được tính theo công thức sau:

15 thanh cái trung áp cần bù bổ sung như mục 2.2.2, phương thức lắp đặt tụ

bù như sau 3 vị trí thanh cái 6kV trạm 110kV Văn Xá thực hiện bù tập trung : tại trạm vì phụ tải tại đây là phụ tải tập trung của Nhà máy xi măng Văn Xá

12 vị trí còn lại phải thực hiện bù rãi trên lưới trung thế thông qua tính toán bù tối ưu Trong luận văn này không đề cập đến phần tính chọn cụ thể dung lượng và vị trí đặt bù trên từng xuất tuyến trung áp, chỉ đưa ra tổng dung lượng bù yêu cầu đối với từng vị trí thanh cái

- Kết quả tính toán dung lượng bù tổng yêu cầu như Bảng 2.2

Bảng 2.2: Dung lượng bù cần bổ sung để cosφ thanh cái trung áp các trạm 110kV đảm bảo ≥ 0,95 trong chế độ cực đại

TT Tên thanh cái/trạm Phụ tải thực tế ∆Qbù

(MVAr) Ghi chú P(MW) Q(MVAr)

12 C42/ Hoài Nhơn 10,60 4,70 1,20 Bù rãi

13 C32/ Tuy Hòa 2,50 2,00 1,20 Bù rãi

14 C41/ Cư Jut 9,10 4,50 1,50 Bù rãi

15 C42/ Cư Jut 9,10 4,50 1,50 Bù rãi

Tổng dung lượng bù 17,90

L ựa chọn phương thức bù: căn cứ dung lượng bù tính toán và phụ ải t

thực t c ế ác ạm tr ở chế độ ực tiểu cho ở ảng 2.1, kiến c b nghị ựa chọn phương l

thức bù nhưsau:

- Thanh cái C42/ Vĩnh Linh: bù c ố định 300kVAr, b động 300kVArù

- Thanh cái C61/ Văn X : bá ù c ố định 300kVAr, b động 300kVArù

- Thanh cái C62/ Văn X : bá ù c ố định 1.200kVAr, bù động 600kVAr

- Thanh cái C63/ Văn X : bá ù c ố định 900kVAr, b động 600kVAr ù

- Thanh cái 31/ Văn Xá ù c : b ố định 1.200kVAr, bù động 900kVAr

- Thanh cái C41/ Huế 2: bù c ố định 00kVAr, b động 00kVAr 6 ù 6

- Thanh cái C31/ Phong Đ ền: bù c i ố định 600kVAr, b động 600kVAr ù

- Thanh cái C31/ Đ ĐNgọc: bù c N- ố định 600kVAr, b động 600kVAr ù

- Thanh cái C42/ Thăng Bình: bù động 300kVAr

- Thanh cái C32/ Mộ Đứ : bc ù c ố định 900kVAr, b động 600kVArù

- Thanh cái C41/ Mộ Đức: bù c ố định 300kVAr, b động 300kVArù

- Thanh cái C42/ Hoài Nhơn: bù c ố định 600kVAr, b động 600kVArù

- Thanh cái C32/ Tuy Ho : bà ù c ố định 900kVAr, b động 300kVArù

- Thanh cái C41/ Cư Jut: bù c ố định 900kVAr, bù động 600kVAr

- Thanh cái C42/ Cư Jut: bù c ố định 900kVAr, bù động 600kVAr

2.2.5.3 Đánh giá hiệu quả kinh tế của việc bổ sung tụ bù

i Lắp đặt bổ sung tụ bù trung thế để đảm bảo cosφ tại các thanh cái trung áp các trạm 110kV đem lại hiệu quả giảm tổn thất điện năng trên lưới điện 110kV Ngoài ra đối với trường hợp thực hiện bù rãi sẽ có thêm tác dụng giảm tổn thất điện năng trên lưới trung thế Trong luận văn chỉ xét đến hiệu quả giảm tổn thất điện năng trên lưới điện 110kV.So sánhhiệu quả giữa việc giảm tổn thất điện năng với chi phí đầu tư lắp đặt tụ bù sẽ biết được hiệu quả kinh tế

C ải thiện chất ượng đ ện áp sau khi b l i ù:

TT Tên thanh cái/trạm

TT Tên thanh cái/trạm Đ iện áp v h ận ành ực t (kV) th ế Ghi chú

Trước khi bù Sau khi bù

- Điện năng tiết kiệm hàng năm: Atk = ΔPbù x τmax

Dự kiến trong năm 2008, công suất cực đại của Hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung khoảng 1 150MW, sản lượng : 6.900x10 6kWh, từ đó ta tính được:

+ Tmax =

max P