Đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió hướng linh đến lưới 110kv quảng trị

TÌNH HÌNH PHÁT TRIỂN NĂNG LƯỢNG GIÓ VÀ TỔNG

Tình hình sử dụng năng lượng gió trên thế giới

Năng lượng gió đã được sử dụng từ rất sớm trên trái đất: người Ai Cập đã sử dụng sức gió để chạy thuyền trên sông Nile từ 5000 năm trước Tại châu Âu, năng lượng gió được sử dụng với các nhà máy xay hạt (cối xay gió – windmill) và bơm nước thủy lợi trong thế kỷ 18 và 19.

Tuy nhiên, các tuabin gió dùng để phát điện ngày nay mới được phát triển từ cuối thế kỷ 19, và có nhiều đổi mới so với các cối xay gió trước kia Tại Mỹ, máy phát điện gió đầu tiên được lắp đặt ở một vùng quê vào năm 1890.

Trong khoảng 1920 đến 1926, Albert Bertz đưa ra tính toán về hiệu suất cực đại của tuabin gió (gọi là hiệu suất Bertz) và tính toán dạng hình học tối ưu của cánh quạt tuabin.

Năm 1950, Giáo sư Ulrich Hutter ứng dụng khí động học và sợi thủy tinh vào thiết kế và thực nghiệm cánh quạt tuabin gió Poul la Cour (Đan Mạch) đưa ra tuabin gió sử dụng máy phát một chiều Năm 1958, một trong những học trò của ông ta, Johannes Juul lần đầu tiên đưa ra ý tưởng tuabin kiểu Đan mạch, cho phép sử dụng máy phát xoay chiều hoà vào lưới điện.

Công suất lắp đặt các tuabin gió cũng tăng lên nhanh chóng Cho đến đầu những năm

1990, công suất trung bình của tuabin gió là 300kW Tuy nhiên, hiện nay, công suất trung bình của tuabin gió trong khoảng 1- 3 MW.

Tuarbine gió là một hệ thống có tác dụng chuyển đổi động năng của gió thành năng lượng hay cơ quan năng lượng điện Những cải tiến kỹ thuật đáng kể trong việc chế tạo tuabin gió đã khiến giá thành sản xuất điện gió giảm đáng kể, từ 35 cents/kWh trong 1980 xuống còn 3-4 cents/kWh năm 2005 và còn có thể giảm nữa Với mức giá như vậy, điện gió trở thành điện có giá thành thấp nhất so với điện sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo khác Điện gió đã trở nên kinh tế, tốc độ tăng trưởng của ngành này trung bình khoảng 30%/năm từ 1993 đến nay.

Theo Tài liệu “Bản đồ Năng Lượng Gió Khu Vực Ðông Nam Á” công bố vào năm

2001 và các nghiên cứu gần đây, tiềm năng điện gió quy mô lớn ở Việt Nam được đánh giá có công suất lý thuyết lên đến 120-160 GW, với phần lớn các vùng có thể khai thác nằm dọc ở khu vực bờ biển Ðông - Ðông Nam

SVTH Đoàn Ngọc Tuấn GVHD TS Trịnh Trung Hiếu Đánh Giá Ảnh Hưởng Của Nhà Máy Điện Gió Hướng Linh Đến Lưới 110kV Quảng Trị.

Thị trường điện gió ở Việt nam đang được hình thành với hơn 30 dự án có tổng công suất lên tới hơn 3GW đang trong giai đoạn chuẩn bị, một số dự án đã được cấp phép đầu tư.

Hiện tại và trong tương lai, công nghiệp điện gió sẽ còn phát triển mạnh mẽ nhờ vào các yếu tố sau:

- Vật liệu composite mới cho phép cấu tạo cánh rotor có độ bền cao, kích thước lớn và giá rẻ.

- Tiến bộ trong khoa học kỹ thuật điện tử công suất và có thể áp dụng trí thông minh nhân tạo AI khiến các thiết bị này ứng dụng trong công nghiệp điện gió ngày càng có chất lượng hơn, có độ chính xác cao hơn, kinh tế và giá thành sản xuất rẻ hơn.

- Các máy phát điện có thể điều chỉnh tốc độ quay của tuabin cũng như linh hoạt với từng cấp độ gió để đạt hiệu suất tối đa trong các điều kiện làm việc khác nhau.

Tiềm năng và tình hình khai thác điện gió tại việt nam

1.2.1 Khả năng khai thác năng lượng gió tại Việt Nam

Khả năng khai thác gió phụ thuộc vào hai yếu tố:

- Tiềm năng năng lượng gió của địa điểm.

- Khả năng khai thác của thiết bị. Để khai thác năng lượng gió của một khu vực nào đó, phải đánh giá được tiềm năng năng lượng gió trong khu vực và đánh giá được dải tốc độ gió tối ưu phù hợp với từng loại động cơ gió, xác định được những vị trí có khả năng khai thác đảm bảo thu được sản lượng điện tối ưu trong khu vực.

Hiện nay người ta đã chế tạo và sản xuất được các loại máy phát điện có công suất khác nhau theo nhu cầu của các loại phụ tải với những thông số kỹ thuật phù hợp với đặc điểm của chế độ gió ở từng vùng nhằm khai thác tối đa nguồn năng lượng gió Trong việc khai thác tiềm năng năng lượng gió, nhận thấy rằng:

- Những vùng có tổng năng lượng gió nhỏ hơn 0.6Wh/m 2 tương ứng với tốc độ gió trung bình năm nhỏ hơn 3,5m/s là nơi có tiềm năng yếu, việc khai thác chỉ nên sử dụng loại máy phát có công suất nhỏ.

- Những vùng có tổng năng lượng gió năm từ 0.6 đến 1MWh/m 2 là nơi có tiềm năng phong phú, để việc khai thác năng lượng gió đạt hiệu quả, có thể sử dụng loại máy phát có công suất trung bình.

- Những vùng có tổng năng lượng gió năm lớn tương ứng với tốc độ gió trung bình năm từ 4m/s trở lên là nơi có tiềm năng năng lượng lớn, việc khai thác năng lượng rất tốt, có thể sử dụng loại máy phát có công suất lớn.

5 Đánh Giá Ảnh Hưởng Của Nhà Máy Điện Gió Hướng Linh Đến Lưới 110kV Quảng Trị.

- Theo bản đồ phân bố các cấp tốc độ gió của tổ chức Khí tượng thế giới và bản đồ phân bố các cấp tốc độ gió của khu vực Đông Nam Á và cụ thể là Việt Nam cho thấy: khu vực ven biển và dãy Trường Sơn phía Bắc Trung Bộ, nhiều nơi có tốc độ gió đạt tới 7,0; 8,0 và 9,0 m/s, có thể phát điện với công suất lớn (nối lưới điện quốc gia), hầu hết ven biển còn lại trên lãnh thổ, một số nơi, vùng núi trong đất liền, hải đảo, tốc độ gió đạt từ 5,0 đến 6,0 m/s, có thể khai thác gió để tạo nguồn điện độc lập cung cấp cho hải đảo, vùng sâu, vùng xa.

Bảng 1.2.1 Thống kê tiềm năng gió theo tỉnh (km 2 ).

1.2.2 Tại độ cao 20m trên mặt đất

Nhiều nơi có tiềm năng tốt, có thể sử dụng loại động cơ có công suất trung bình Đó là vùng duyên hải Bắc Bộ từ Hải Phòng đến Ninh Bình, duyên hải Nam Bộ Đặc biệt vùng cao nguyên và vùng núi Tây Nguyên nối liền với Khánh Hòa, Phú yên, Quảng Trị, Bình Thuận là nơi có thể khai thác.

Ngay trên các đảo ở gần bờ phía Đông lãnh thổ, tiềm năng gió đã khá lớn thích hợp với việc sử dụng các loại động cơ có công suất lớn. Ở các vùng núi thấp, trung du và phần đồng bằng nối tiếp với trung du Bắc Bộ, vùng đồng bằng nằm sâu trong đất liền của đồng bằng Nam Bộ, tiềm năng năng lượng gió tại độ cao 20m vẫn rất hạn chế Ở những vùng này, việc khai thác năng lượng gió không có hiệu quả.

1.2.3 Tại độ cao 40m trên mặt đất

Tại độ cao này nhiều nơi thích hợp cho việc sử dụng các loại động cơ có công suất trung bình và lớn Trên đất liền, vùng núi và cao nguyên Tây Nguyên nối với duyên hải Nam Trung Bộ có tiềm năng điện phong đa dạng nhất Tiếp đến là vùng duyên hải Nam Bộ.

Bắc Bộ là nơi có tiềm năng hạn chế nhất, trừ vùng núi Hoàng Liên Sơn, vùng núi biên giới phía Đông Bắc và vùng đồng bằng nối tiếp với duyên hải.

Trung Bộ, khu vực Thanh Hóa và Nghệ An (trừ dải hẹp ven biển Nghệ An) việc khai thác năng lượng gió tại độ cao này vẫn ít hiệu quả.Và vùng đồng bằng Nam Bộ nằm sâu trong đất liền, tiềm năng cũng còn khá thấp vì vậy chưa thể đầu tư khai thác tại các khu vực này.

1.2.4 Tại độ cao 60m trên mặt đất Đối với độ cao này tiềm năng năng lượng gió trên lãnh thổ Việt Nam có thể nói là khá phong phú Nhiều nơi, tổng năng lượng gió cả năm đạt hơn 1MWh/m 2

Trong đất liền, Tây Nguyên là khu vực giàu tiềm năng nhất Chỉ trừ vùng đất thấp phía Tây giáp với Campuchia tiềm năng vẫn thấp, còn các nơi khác việc khai thác năng lượng gió tại độ cao này đều cho hiệu quả rất tốt. Ở Bắc Bộ, nhiều nơi có thể khai thác tốt như khu vực Đông Bắc, các vùng cao phía Bắc, khu vực Hoàng Liên Sơn tiếp liền với vùng thấp phía Đông và kéo dài về phía Đông Nam tới duyên hải Bắc Bộ Ở Tây Bắc, tại các địa điểm cao và trên cao nguyên Mộc Châu, năng lượng điện phong rất có khả quan.

Và khu vực duyên hải từ Hà Tĩnh, Quảng Bình đến duyên hải nam trung bộ tiềm năng khai thác điện gió cũng có khả quan rất lớn.

Trên các hải đảo phía Đông lãnh thổ có tiềm năng rất lớn Tại các đảo gần bờ, tổng năng lượng gió cả năm đạt xấp xỉ 2MWh/m 2 , các đảo xa bờ đạt tới 3÷7MWh/m 2 Tại các hải đảo phía Nam, tổng năng lượng gió cả năm chỉ đạt 1MWh/m 2 Đối với mục đích đánh giá tài nguyên, khai thác và sử dụng tối ưu nguồn năng lượng gió, chỉ riêng các số liệu của trạm khí tượng cơ bản không đáp ứng được Do vậy cần có những khảo sát chi tiết hơn để phục vụ cho việc phát triển năng lượng gió ví dụ như phải đặt các tháp đo gió tại một địa điểm nhất định và trong khoảng thời gian cho phép để đo đạc, đánh giá lượng gió một cách cụ thể chi tiết hơn. Ở Việt Nam, các khu vực có thể phát triển năng lượng gió không trải đều trên toàn bộ lãnh thổ Với ảnh hưởng của gió mùa thì chế độ gió cũng khác nhau Ở phía Bắc và phía Nam đèo Hải Vân thì mùa gió mạnh chủ yếu trùng với mùa gió đông bắc và gió mùa tây nam trong đó các khu vực giàu tiềm năng nhất kể đến như là Quảng Bình, Quảng Trị và các vùng thuộc cao nguyên tây Nguyên, các tỉnh ven biển đồng bằng sông Cửu Long và đặc biệt là khu vực ven biển của tỉnh Bình Thuận, Quảng Bình và Quảng Trị.

1.2.5 Bản đồ phân bố năng lượng gió ở Việt Nam

Bản đồ phân bố năng lượng gió ở Việt Nam trên đất liền.

Hình 1.2.5 Tiềm năng năng lượng gió trong đất liền.

Trong chương trình đánh giá về năng lượng cho Châu Á đã có một khảo sát chi tiết về năng lượng gió khu vực Đông Nam Á, trong đó Việt Nam có tiềm năng gió lớn nhất với tổng tiềm năng điện gió của Việt Nam đạt 513.360 MW tức bằng 200 lần công suất của thủy điện Sơn La (2400MW) và bằng sấp sỉ 268 lần thủy điện Hòa Bình(1920MW).

Các dự án điện gió có kết nối lưới điện ở việt nam hiện nay

Bảng 1.3 Các nhà máy điện gió tại Việt Nam.

Tiềm năng điện gió ở tỉnh Quảng Trị

Đồng bào các dân tộc thiểu số huyện Hướng Hóa thường kể cho nhau nghe về cửa gió

Hoong Cóc ở xã Hướng Linh, nơi gió phần phật thổi suốt bốn mùa, mạnh gấp cả chục lần gió tây nam (gió Lào) tại huyện Cam Lộ và TP Đông

Hà Ở Hoong Cóc có các bản

Xà Bai và Pa Cong

Hình 1.4 Xã Hướng Linh nhìn từ vệ tinh.

Người dân bản Xà Bai thì nhất quyết cho rằng cửa gió bắt đầu từ Xà Bai, có nghĩa gió bắt đầu từ hướng tây nam ở Xà Bai thổi đến Còn người dân bản Pa Cong thì nói cửa gió bắt đầu từ Pa Cong, nghĩa là gió từ hướng đông bắc ở Pa Cong thổi qua Tương tự, ở phía ngoài Pa Cong chẳng thấy gió đâu, song khi bắt đầu vào Pa Cong từ hướng đông bắc sang thì gió lại thổi khiến người run bần bật, bất kể trời nắng hay mưa Đứng ở cửa gió Xà Bai - Pa Cong, rất dễ nhận thấy núi cao liên tiếp từ phía tây chạy xa tít tầm mắt rồi thấp dần Về phía đông cũng có những ngọn núi cao chắn hết không gian. Núi tiếp núi, tạo thành hai dãy khép lại như một cái cửa tự nhiên, nên gió từ mọi nơi thổi về đều bị lùa qua, tạo ra một sự khác biệt về gió như vậy.

Khảo sát khoa học về lượng gió ở vùng Xà Bai - Pa Cong quyết định biến khó khăn do gió lớn gây ra lâu nay thành lợi thế, kêu gọi các doanh nghiệp vào đầu tư phát triển điện gió Cụ thể, vận tốc gió bình quân năm ở Hướng Linh đạt từ 6 đến 7m/giây, vận tốc gió ổn định quanh năm với hai hướng chủ yếu tây nam từ tháng 3 đến tháng 9 và đông bắc từ tháng 10 đến tháng 2 năm sau.

Tỉnh Quảng Trị hiện có 13 nhà đầu tư, đăng ký 16 dự án điện gió với tổng công suất đăng ký hơn 1.100MW Ngày 23/4/2013, Bộ Công Thương đã phê duyệt “Quy hoạch phát triển điện gió tỉnh Quảng Trị giai đoạn 2011-2020, tầm nhìn đến 2030” tai quyết định số 2574/QĐ-BCT với các nội dung: đến năm 2015, dự kiến công suất lắp đặt khoảng 90MW với sản lượng điện gió tương ứng là 197 triệu kWh; đến năm 2020,

SVTH Đoàn Ngọc Tuấn GVHD TS Trịnh Trung Hiếu

1 Đánh Giá Ảnh Hưởng Của Nhà Máy Điện Gió Hướng Linh Đến Lưới 110kV Quảng Trị. dự kiến công suất lắp đặt tích lũy đạt khoảng 220 MW với sản lượng điện gió tương ứng là 482 triệu kWh.

Địa điểm xây dựng nhà máy và quy mô

Điện gió Hướng Linh là cụm nhà máy điện gió đặt tại vùng đất của thị xã Hướng Linh huyện Hướng Hóa tỉnh Quảng Trị.

+ Huyện Hướng Hóa có vị trí địa lý:

 Phía bắc giáp huyện Lệ Thủy, tỉnh Quảng Bình.

 Phía tây và phía nam giáp tỉnh Savanankhet nước Cộng hòa dân chủ nhân dân Lào.

 Phía đông giáp huyện Gio Linh, Vĩnh Linh và Đa Krông.

+ Nơi đây có Thị trấn Cửa khẩu Quốc tế Lao Bảo nằm trên trục Quốc lộ 9A thông thương với Lào Đường Hồ Chí Minh xuyên suốt từ phía bắc đến đông nam của huyện, sang Thừa Thiên Huế Huyện có đường biên giới dài 156 km thuộc 11 xã tiếp giáp với Lào Trong đó con sông Sê Pôn là biên giới tự nhiên với gần 100 km giữa huyện và nước Lào tại phía tây nam của huyện.

Diện tích tự nhiên toàn huyện 1151 km², dân số 90.920 người (2019) Huyện nằm hoàn toàn trên dãy Trường Sơn nên địa hình phần lớn là vùng núi cao ở phía bắc, với đỉnh cao nhất 1617m, vùng núi đông bắc và tây nam thấp hơn; xen kẽ là dải đất thấp theo đường QL9 từ Đa Karông đến biên giới Việt - Lào.

Huyện Hướng hóa có hệ thống sông suối đa dạng và rất đặc biệt Ngoài sông Sê Pôn là biên giới tự nhiên Việt - Lào, Hướng Hóa có hàng trăm con suối, hàng chục con sông nhỏ, đều bắt nguồn tại chính địa bàn huyện mình (hầu như không có sông suối bắt nguồn từ huyện khác chảy vào Hướng Hóa) rồi chảy ngược miền núi Quảng Bình, sang Gio Linh, Cam Lộ, Dak Rông, các sông nhỏ là chi lưu sông Sê Pôn Trong đó sông Rào Quán là sông dài và quan trọng nhất, là một trong hai nhánh lớn đầu nguồn, dồi dào nguồn nước của sông Thạch Hãn; với một hồ nước nổi tiếng giữa trung tâm huyện (Sông Rào Quán hợp lưu với sông Đaka Rông thành đoạn sông Ba Lòng) Các dân tộc sinh sống ở huyện Hướng Hóa gồm: Kinh, Vân Kiều, Pa Cô (Tà Ôi).

Diện tích tự nhiên toàn huyện 1151 km², dân số 90.920 người (2019) Huyện nằm hoàn toàn trên dãy Trường Sơn nên địa hình phần lớn là vùng núi cao ở phía bắc, với đỉnh cao nhất 1617m, vùng núi đông bắc và tây nam thấp hơn; xen kẽ là dải đất thấp theo đường QL9 từ Đa Karông đến biên giới Việt - Lào.

Xã Hướng Linh có diện tích 115,73 km², dân số năm 1999 là 1600 người, mật độ dân số đạt 14 người/km².

1 1 Đánh Giá Ảnh Hưởng Của Nhà Máy Điện Gió Hướng Linh Đến Lưới 110kV Quảng Trị. Điện gió Hướng Linh là cụm nhà máy điện gió đặt tại vùng đất xã Hướng

Linh huyện Hướng Hóa tỉnh Quảng Trị Điện gió Hướng Linh có hai nhà máy với tổng công suất lắp máy 60 MW : Điện gió Hướng Linh 1 có công suất lắp máy 30 MW với 15 tua bin gió, đặt tại thôn Xa Bai xã Hướng

Linh 16°42′33″B 106°42′45″Đ, hòa lưới điện quốc gia tháng 4/2019. Điện gió Hướng Linh 2 có công suất lắp máy 30 MW với 15 tua bin gió, đặt tại thôn Hoong và thôn

Cóc xã Hướng Linh, đã hòa điện lưới tháng 5/2017

Mỗi nhà máy có sản lượng điện trung bình hàng năm là 122,34 triệu kWh

Hình 1.5 Xã Hướng Linh theo sơ đồ đường bộ.

Phương án lựa chọn Tuabin

Bố trí Trạm Biến Áp nâng áp 22kV lên 110kV có công suất 2x40MVA Trạm này nhận điện 22kV từ các trạm nâng áp tại các tua bin để phát lên lưới điện quốc gia thông qua dàn thanh cái 110kV của trạm Với công suất tổng là 60MW, tuabin được sử dụng là tuabin gió của hãng VESTAS loại V100 – 2.0MW.

Hình 1.6 Tuabin gió của hãng VESTAS.

Tổng vốn đầu tư

1 Đánh Giá Ảnh Hưởng Của Nhà Máy Điện Gió Hướng Linh Đến Lưới 110kV Quảng Trị. Điện gió Hướng Linh 2, với công suất 30MW, tổng vốn đầu tư 1.500 tỉ đồng và Điện gió Hướng Linh 1, với công suất 30MW, tổng vốn đầu tư 1.700 tỉ đồng Cả hai nhà máy điện gió đều được xây dựng tại thôn Hoong và thôn Cốc, xã Hướng Linh, huyện Hướng Hoá, Quảng Trị Chủ đầu tư là công ty Tân Hoàn Cầu.

CTCP Tổng Cty Tân Hoàn Cầu(III) có ngành nghề kinh doanh chính là sản xuất, truyền tải, phân phối điện năng và xây dựng các công trình điện lên đến 500kV, trên phạm vi toàn quốc Các dự án hiện nay đang triển khai bao gồm: các Nhà máy điện gió tại tỉnh Quảng Trị với tổng công suất 240MW; Nhà máy thủy điện Đức Thành, Đakrông 3, Khe Giông, Khe Nghi, Hướng Phùng, huyện hướng Hóa, tỉnh Quảng Trị có tổng công suất hơn 100MW

1 3 Đánh Giá Ảnh Hưởng Của Nhà Máy Điện Gió Hướng Linh Đến Lưới 110kV Quảng Trị.

Hình 1.7 Giới thiệu CTCP Tổng Công Ty Tân Hoàn Cầu.(II)

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ HƯỚNG LINH 13

Cấu tạo tuabin gió

Các bộ phận chính trong tuarbine gió (trục ngang)

Hình 2.1.1 Cấu tạo tuarbine gió.

- Một roto, các cánh quạt : Có tác dụng chuyển năng lượng gió thành năng lượng cơ năng.

- Vỏ máy : bảo vệ hộp số và máy phát.

- Tháp đỡ : nâng rotor và các thiết bị điện : bộ điều khiển, cáp điện, thiết bị hỗ trợ Các tháp đỡ hầu hết có hình ống và được làm bằng sắt, các cánh quạt được chế tạo bằng sợi thủy tinh và được làm cứng thêm với polyester hay wood-epoxy Tháp càng cao thì turbine càng nhận được nhiều năng lượng hơn và sinh ra nhiều điện năng hơn.

Hình 2.1.2 Tháp đỡ tuarbine gió

Hình 2.1.3 Cấu tạo chính của Tuabin Gió Vestas nhìn từ trên xuống.

- Cánh quạt : hầu hết tuarbine có 2 hoặc 3 cánh, chúng nhận lực nâng của gió bằng cách tạo ra các áp lực khác nhau lên bề mặt vì vậy khi có gió thổi qua các cánh này làm cho các cánh chuyển động quay Loại 3 cánh quạt có hiệu suất cao hơn các loại còn lại.

- Hệ thống hãm : khi tốc độ gió cao làm công suất gió rất lớn làm ảnh hưởng đến độ bền cơ hoặc hư hỏng tuarbine gió hoặc trong trường hợp khẩn cấp, để hạn chế vấn đề này tuarbine có bộ phận hãm Hệ thống hãm có thể điều khiển bằng cơ, bằng điện hay bằng thủy lực để dừng rotor.

- Trục cánh quạt: dùng để kết nối các cánh quạt lại với nhau và nối với trục chính.

Vỏ tuarbine đặt ở đinht tháp, thường làm bằng thép và được thiết kế lớn để công nhân có thể làm việc được ở bên trong và chứa các bộ phận như: hộp bánh rang, các trục tốc độ, máy phát, hệ thống hãm, điều khiển… Động cơ điều chỉnh hướng (Yaw): động cơ sẽ điều chỉnh tuarbine đúng theo hướng gió khi gió thay đổi, bằng cách điều chỉnh rotor đối diện với hướng gió khi gió thay đổi.

- Hệ thống hộp số: có các nguyên tắc giống như hộp số xe hơi, có mục đích làm tăng vận tốc quay của gió từ 30 đến 60 vòng/phút lên 1200 đến 1500 vòng

/phút để có khả năng phát ra điện.

2.1.4 Mặt cắt của tuabin Vestas.

- Trục tốc độ cao: trục này có tác dụng truyền động máy phát điện.

- Trục tốc độ thấp: rotor quay tốc độ thấp khoảng 30 đến 60 vòng/phút.

- Bộ điều khiển: khởi động máy ở tốc độ 3.5m/s đến 7 m/s và ngừng máy ở tốc độ 29m/s Theo thông số của nhà sản xuất tuabin không thể hoạt động ở dải tốc độ 29m/s trở lên do quá tải nhiệt.

- Bộ phận điều chỉnh cánh quạt: bộ này dùng để điều chỉnh góc đón gió của cánh quạt bằng cách xoay quanh trục của nó, việc điều chỉnh này để giữ rotor quay cố định ở vận tốc gió cao hoặc thấp mà vẫn có thể phát điện.

- Máy phát: chuyển hóa cơ năng thành điện năng.

- Ngoài ra còn có thiết bị đo hướng gió để định hướng turbine đúng với hướng của gió và thiết bị đo vận tốc gió để truyền dữ liệu tốc độ gió đo được vào bộ điều khiển.

Hình 2.1.5 Lắp đặt tuabin bằng cần cẩu chuyên dụng.

Bảng 2.1 Thông số tuabin gió từ nhà sản xuất – Công Ty Vestas cung cấp.(I)

Hiện trạng phát triển công nghệ tuabin gió

Bắt đầu từ những cối xay gió xa xưa, hiện nay với sự phát triển nhanh chóng về công nghệ và vật liệu, trên thế giới đã xuất hiện nhiều loại tuabin khác nhau, về cơ bản có thể chia chúng thành 2 loại chính: loại trục đứng và loại trục ngang dựa và định hướng trục quay của cánh quạt.

+ Tuabin gió trục đứng có thể đón gió từ mọi hướng nên hiệu quả cao hơn, cùng với cấu tạo đơn giản, các bộ phận đều có kích thước không quá lớn nên vận chuyển và lắp ráp dễ dàng, độ bền cao, duy tu bảo dưỡng đơn giản Tuy nhiên, loại tuabin này cũng có nhiều hạn chế nên không được phổ biến rộng rãi, chẳng hạn như:

- Khó có thể đặt tuabin thẳng đứng trên tháp cao, chỉ đặt được ở các vị trí thấp như mặt đất hoặc nóc các tòa nhà nơi có độ cao thấp, tuabin phải hoạt động trong dòng không khí xáo động nhiều hơn, ở gần mặt đất có tốc độ thấp hơn nên năng lượng thu được rất thấp Do đó công suất hoạt động của tuabin trục đứng thấp hơn.

- Tuabin trục đứng phải sử dụng dây chằng để giữ cho hệ thống đứng yên, đáy chịu toàn bộ trọng lượng của rotor nằm trên trụ Các dây chằng được nối với đỉnh trụ làm giảm áp lực hướng xuống mỗi khi gió giật Với rotor đặt gần mặt đất là nơi tốc độ gió thấp hơn do cản trở bề mặt địa hình, tuabin trục đứng không sản xuất được nhiều điện như tuabin trục ngang ở cùng độ cao.

+ Tuabin gió trục ngang: Đây là loại tuabin gió đang được thương mại hóa và sử dụng phổ biến hiện nay Loại này thường có 3 cánh, đôi khi cũng có 2 cánh và có cả loại 1 cánh Tuabin gió 3 cánh hoạt động theo chiều gió với bề mặt cánh quạt hướng về chiều gió đang thổi Tuabin gió trục ngang có ưu điểm là có bệ tháp cao cho phép tuabin gió trục ngang tiếp cận gió mạnh hơn khi hướng gió hoặc tốc độ gió thay đổi.

2.2.2 Công suất các loại tuabin gió

Hiện nay có nhiều loại tuabin gió với công suất lớn nhỏ khác nhau, theo công suất có thể chia tuabin gió thành các loại như sau:

Bảng 2.2.2 Phân loại tuabin gió theo công suất

Các tuabin gió loại nhỏ có công suất dưới 50kW có thể tự điều chỉnh theo hướng gió, hoạt động được với tốc độ gió thấp thường được sử dụng cho hộ gia đình, viễn thông hoặc bơm nước, đôi khi cũng dùng để nối với máy phát diezen, pin và hệ thống quang điện Các hệ thống này được gọi là hệ thống lai ghép và điển hình là sử dụng ở vùng sâu vùng xa, những địa phương chưa có điện lưới.

Các tuabin gió phát điện thường có công suất lớn từ 0,5 đến 10 MW Tuy nhiên, cho đến nay loại tuabin gió phát điện có công suất vừa từ 0,8 MW đến 2,5 MW được ứng dụng phổ biến nhất Để có dãy công suất tuabin gió lớn hơn, các tuabin gió thường được xây dựng thành cụm, tạo thành các trang trại điện gió phát điện với quy mô công suất thường từ 2 MW đến 100 MW và có khả năng cung cấp năng lượng lớn hơn cho lưới điện Các tuabin gió có công suất lớn thường được kết nối lưới điện quốc gia.

Do nhiều hạn chế, hiệu suất năng lượng của tuabin chỉ đạt tối đa khoảng 59% so với tiềm năng gió tự nhiên Tuy nhiên, sau 20 năm do những tiến bộ trong thiết kế, hiệu suất ngày nay đã có thể lên tới 80 % do kỹ thuật cánh quạt máy bay đã được áp dụng trong thiết kế cánh quạt tuabin.

Tiêu chuẩn kết nối

2.3.1 Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện

Mô hình này sử dụng kết nối tuabin gió vận tốc cố định dùng máy phát không đồng bộ rotor lồng sóc, kết nối trực tiếp với lưới điện thông qua máy biến áp Do máy phát không đồng bộ luôn tạo ra công suất phản kháng phát lên lưới nên mô hình này cần sử dụng bộ tụ bù công suất phản kháng để tiêu thụ hoặc triệt tiêu công suất phản kháng phát lên lưới điện Bộ tụ bù tự động này thường bao gồm từ 5-25 tụ bù được điều khiển phụ thuộc vào công suất phát của tuabin Để mô hình nối lưới trực tiếp hoạt động thuận lợi, người ta thường sử dụng bộ khởi động.

Hình 2.3.1 Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện.

Các chuyển động gió luôn thay đổi được chuyển thành chuyển động cơ học và thành các xung động điện năng Chúng có thể gây ra dao động điện áp tại điểm đấu nối của tuabin gió với lưới điện Do các dao động điện áp này, tuabin gió tốc độ cố định tạo ra công suất phản kháng dao động từ lưới điện (trong trường hợp của tụ bù), làm tăng cả dao động điện áp và tổn thất đường dây Các hệ thống tốc độ cố định có lợi thế về tính đơn giản và chi phí thấp Tuy nhiên, nhược điểm chính của khái niệm này bao gồm yêu cầu đối với lưới cứng (điện áp cố định và tần số), và sự cần thiết của cấu trúc cơ khí mạnh mẽ để hỗ trợ ứng suất cơ học cao do gió gây ra.

2.3.2 Mô hình máy phát kết nối trực tiếp với lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor

Mô hình sử dụng máy phát điện cảm ứng rotor dây quấn (WRIG) và được sử dụng từ những năm chín mươi của thế kỉ trước Mô hình này tương tự mô hình kết nối trực tiếp máy phát điện gió với lưới điện Tuy nhiên, cuộn dây rotor của máy phát được kết nối theo chuỗi với một điện trở điều khiển, có kích thước xác định phạm vi của tốc độ thay đổi (thường cao hơn 0-10% so với tốc độ đồng bộ) Mô hình này vẫn sử dụng bộ khởi động và tụ bù có điều khiển để vận hành kết nối mượt mà hơn Có thêm tính năng đặc biệt của mô hình này là nó có điện trở rotor thay đổi được, và nó được thay đổi bởi một bộ điều khiển quang học được điều khiển gắn trên trục rotor Bằng cách thay đổi điện trở mạch rotor, do đó có thể điều khiển tác động của gió lên turbin Phạm vi điều khiển tốc độ động thay đổi theo kích thước của điện trở rotor biến và phổ biến lên đến 10% so với tốc độ đồng bộ Mô hình này có lợi thế hơn mô hình kết nối trực tiếp là các kết cấu cơ khí ít bị tác động hơn, ít phải bảo dưỡng, nên giá thành sản xuất cũng như vận hành thấp hơn.

Hình 2.3.2 Mô hình máy phát kết nối trực tiếp với lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor.

2.3.3 Mô hình kết nối máy phát điện cảm ứng nguồn kép với lưới điện

Mô hình này là còn gọi là máy phát điện cảm ứng kép (DFIG), tương ứng với tuabin gió điều khiển tốc độ biến đổi với bộ tạo cảm ứng rotor dây quấn (WRIG) và bộ chuyển đổi năng lượng một phần (đánh giá khoảng 30% công suất danh định) trên mạch rôto Việc sử dụng bộ chuyển đổi năng lượng cho phép tuabin gió hoạt động ở tốc độ biến thiên hoặc có thể điều chỉnh, và cho phép chúng cung cấp năng lượng hiệu quả hơn so với các mô hình sử dụng máy phát tốc độ cố định Ngoài ra, các lợi ích đáng kể khác sử dụng các hệ thống tốc độ thay đổi bao gồm giảm tổn thất cơ học, làm cho các thiết kế cơ khí nhẹ hơn và có thể điều khiển được công suất lớn hơn, ít phụ thuộc vào thay đổi của năng lượng gió, hiệu quả chi phí, điều khiển góc pitch đơn giản, cải thiện chất lượng điện và hiệu quả, giảm tiếng ồn… Như thể hiện trong hình bên dưới, stator được kết nối trực tiếp với lưới điện, trong khi một bộ chuyển đổi năng lượng quy mô một phần điều khiển tần số rotor và tốc độ rotor Bộ chuyển đổi năng lượng một phần bao gồm bộ chuyển đổi AC/ DC/AC, công suất xác định phạm vi tốc độ (thường khoảng ± 30% tốc độ đồng bộ) Hơn nữa, bộ chuyển đổi này cho phép điều khiển công suất phản kháng và kết nối lưới mịn.

Bộ chuyển đổi năng lượng nhỏ hơn làm cho mô hình này trở nên hấp dẫn từ quan điểm kinh tế Tuy nhiên, nhược điểm chính của nó là sử dụng vòng trượt, chổi than, cần thường xuyên bảo trì, và các phương án bảo vệ phức tạp trong trường hợp sự cố lưới điện.

Hình 2.3.3 Mô hình kết nối máy phát điện cảm ứng nguồn kép với lưới điện.

2.3.4 Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi toàn diện

Mô hình này tương ứng với tuabin gió điều khiển tốc độ biến thiên trực tiếp, với máy phát điện được kết nối với lưới điện thông qua bộ chuyển đổi công suất toàn diện Máy phát đồng bộ được sử dụng để tạo ra dòng điện AC Bộ chuyển đổi điện được kết nối theo chuỗi với máy phát điện để biến đổi tần số này Bộ chuyển đổi năng lượng này cũng cho phép điều khiển bù công suất phản kháng cục bộ được tạo ra và có kết nối lưới cho toàn bộ phạm vi tốc độ Máy phát điện được sử dụng có thể là máy phát điện đồng bộ rôto dây quấn (WRSG) hay máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu (PMSG) Gần đây, do sự phát triển của công nghệ điện tử công suất, máy phát cảm ứng rotor lồng sóc (SCIG) cũng đã bắt đầu được sử dụng cho mô hình này Một số hệ thống tuabin gió có tốc độ biến đổi hoàn toàn không có hộp số và sử dụng máy phát đa cực được điều khiển trực tiếp.

Tua bin gió tốc độ thay đổi trực tiếp có một số hạn chế đối với các khái niệm DFIG tốc độ biến đổi, trong đó chủ yếu bao gồm bộ chuyển đổi công suất và bộ lọc đầu ra ở khoảng 1 p.u của tổng công suất hệ thống Tính năng này làm giảm hiệu quả của hệ thống tổng thể và do đó dẫn đến một thiết bị đắt tiền hơn Tuy nhiên, với bộ chuyển đổi năng lượng với tỉ lệ đầy đủ, máy phát điện gió đã chuyển đổi năng lượng đến lưới một cách hiệu quả hơn, đáp ứng được yêu cầu của ứng dụng hiện đại Ngoài ra, vì hệ thống trực tiếp có thể hoạt động ở tốc độ thấp, hộp số có thể được bỏ qua (hướng trực tiếp) Do đó, mô hình không hộp số là một giải pháp hiệu quả và mạnh mẽ mang lại lợi ích, đặc biệt cho các mô hình điện gió ngoài khơi, nơi các yêu cầu bảo trì thấp là điều cần thiết. Hơn nữa, sử dụng một máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu, hệ thống kích từ DC loại bỏ và giảm chi phí, tổn thất, chi phí và các yêu cầu bảo trì (không yêu cầu phải có vành trượt) Thậm chí các hệ thống tuabin gió PMSG hướng trực tiếp có thể được ưu tiên sử dụng trong tương lai hơn so với các mô hình tuabin gió DFIG[5]

Hình 2.3.4 Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi toàn diện.

Sơ đồ đấu nối Trạm biến áp 110kV Hướng Linh 1 - 2 với hệ thống lưới 110kV tỉnh Quảng Trị

2.4.1 Trạm biến áp 110kV Hướng Linh

Trạm biến áp 22/110kV Hướng Linh được xây dựng để đấu nối các tubin gió của NMĐG Hướng Linh 1 và NMĐG Hướng Linh 2 lên hệ thống lưới điện 110kV của tỉnh Quảng Trị.

Trạm biến áp 22/110kV Hướng Linh là trạm nâng áp, loại nửa ngoài trời có người trực Trong đó, các thiết bị 22kV loại hợp bộ lắp đặt trong nhà và thiết bị 110kV được lắp đặt ngoài trời

Các thông số chính của máy biến áp 22/110kV đặt tại Trạm biến áp Hướng Linh :

+ Phía 22kV: Có dạng sơ đồ thanh cái đơn, gồm :

 2 tủ biến điện áp : TUC (J02), TUC41 (J09)

 1 tủ cho máy biến áp tự dùng : 442 – 2 (J10)

Hình 2.4.1 Các ngăn tủ trong nhà phía 22kV.

 Đấu theo sơ đồ hai thanh cái: C11 và C12

 Có máy cắt phân đoạn: MC112

 Có 2 ngăn lộ tổng 110kV máy biến áp lực: T1 và T2.

 2 ngăn lộ ra 110kV: XT 171 và XT 172.

Hình 2.4.1.1 Trạm biến áp ngoài trời 110kV Hướng Linh.

Hệ thống thông tin liên lạc TBA 22/110kV Hướng Linh 1 – 2 bao gồm các mục tiêu cụ thể sau:

Truyền/nhận các tín hiệu SCADA/EMS giữa TBA 22/110kV Hướng Linh và Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung (A3), Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) thông qua mạng cáp quang hiện có.

Liên lạc điều hành sản xuất trực tiếp thông qua kênh hotline của A3, A0 đối với TBA 22/110kV Hướng Linh.

Liên lạc quản lý hành chính trong nội bộ TBA 22/110kV Hướng Linh nói riêng, điện gió vùng Hướng Linh nói chung và liên lạc ra bên ngoài với các đơn vị trong và ngoài ngành điện.

Bảng 2.4.1 Các thông số chính của máy biến áp lực T1 – T2 (40MVA)

Tiêu chuẩn Nhà chế tạo,IEC60076,TCVN6306,QCVN

QTĐ-5:2009/BCT,QTVH&SC MBA/EVN

Chế độ làm mát ONAN/ONAF

Nhà chế tạo ABB Việt Nam Nhà chế tạo ABB-Sweden

Số chế tạo VN1492 Số chế tạo 1ZSC 8722754

Năm sản xuất 2017 - 2018 Năm sản xuất 2017 - 2018

(kVA) Cuộn cao: 40000 Cuộn hạ: 40000 Cuộn CB: 13500 Điện áp định mức (kV) Cuộn cao:

(A) Cuộn cao: 200,8 Cuộn hạ: 1008,5 Cuộn CB: 708,6

2 5 Đánh Giá Ảnh Hưởng Của Nhà Máy Điện Gió Hướng Linh Đến Lưới 110kV Quảng Trị. Ðiện áp ngắn mạch (%) Cao-hạ: Nấc 1: 11,58 Nấc 10: 10,78 Nấc 19:

Tổ đấu dây YNyn0 (d11) Tần số

2.4.2 Hiện trạng nguồn và lưới điện khu vực

Hiện nay tỉnh Quảng Trị được cấp điện từ các nguồn chính như sau:

Nguồn điện trên địa bàn tỉnh: NMTĐ Quảng Trị 2x32 MW vận hành năm 2007,TĐ Đakrông 2 2x9 MW và nhà máy điện gió Hướng Linh 1 – 2 30 tuabin gió với công suất 60 MW.

Bảng 2.4.2.1 Danh sách NMĐ trên địa bàn tỉnh Quảng Trị

STT Tên nhà máy điện Công suất đặt

(MW) Điện áp đấu nối nhà máy

Nhà máy TĐ điện Quảng Trị gồm 2 tổ máy 32 MW bắt đầu vận hành năm 2007 Thủy điện Quảng Trị hoạt động ổn định có vai trò quan trọng trong việc đảm bảo cấp điện cho tỉnh Quảng Trị Hàng năm, nhà máy sản xuất trên dưới 300 triệu kWh, hệ số Tmax đạt trung bình 5000giờ/năm, đáp ứng phần lớn nhu cầu điện của tỉnh

Nguồn điện từ các tỉnh lân cận: tỉnh Quảng Trị còn có thể nhận điện từ TBA 220kV Đồng Hới 2x125 MVA (Quảng Bình) qua ĐZ 110kV mạch kép Đồng Hới – Đông Hà, TBA 220kV Huế 2x125MVA (Thừa Thiên Huế) qua ĐZ 110kV Huế - Đông

Hà và các nhà máy thủy điện Hương Điền 3x27MW, Bình Điền 2x22 MW.

Hiện nay, trên địa bàn tỉnh Quảng Trị có nhiều cấp điện áp khác nhau: lưới truyền tải 500kV, 220kV, 110kV; lưới phân phối trung áp có 3 cấp điện áp 35, 22 và 10kV. Trong đó đường dây 500kV Bắc – Nam chỉ đi qua địa bàn tỉnh, không đóng vai trò cấp điện cho phụ tải hay đấu nối nguồn điện trong khu vực.

Tỉnh Quảng Trị có khoảng trên 70km đường dây 220kV (dây ACSR400) thuộc ĐZ 220kV mạch đơn Đồng Hới – Đông Hà – Huế, cấp điện cho TBA 220kV Đông Hà 1x125 MVA.

Danh sách các ĐZ 110kV trên địa bàn tỉnh được liệt kê trong bảng dưới đây

Bảng 2.4.2.2 Danh sách các ĐZ 110kV của tỉnh Quảng Trị

TT Tên đường dây Tiết diện Chiều dài (km)

1 Đông Hà - TĐ Quảng Trị

2 TĐ Quảng Trị - Khe Sanh

6 Hướng Linh 2 – TĐ Đắk Rông 2

7 TĐ Đắk Rông 2 – Đông Hà

DÙNG PHẦN MỀM TÍNH TOÁN ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ HƯỚNG LINH ĐẾN LƯỚI ĐIỆN 110KV TỈNH QUẢNG TRỊ

Giới thiệu phần mềm etap

3.1.1 Các khả năng tính toán của etap

Tính trào lưu công suất tải cân bằng

Tính trào lưu công suất tải không cân bằng

Tính ngắn mạch Đóng ngắt động cơ, máy điện quay

Khảo sát ổn định hệ thống

Phối hợp các thiết bị bảo vệ

Tối ưu trào lưu công suất

Tính độ tin cậy hệ thống

Bù tối ưu công suất phản kháng

Thiết kế mạch điều khiển

Quản lý hệ thống theo thời gian thực (Real time)

Quản lý lưới điện trên sơ đồ địa lý GIS

Hình 3.1.2 Cửa sổ giao diện chính phần mềm Etap.

Các chức năng tính toán

Hình 3.1.3 Các chức năng tính toán của phần mềm ETAP.

Hình 3.1.4 Các phần tử AC.

Các thiết bị đo lường bảo vệ

Hình 3.1.5 Các thiết bị đo lường bảo vệ.

Dùng phần mềm tính toán ảnh hưởng của nhà máy điện gió Hướng Linh đến lưới điện 110kV tỉnh Quảng Trị

Hình 3.2 Sơ đồ đường dây 110kV Tỉnh Quảng Trị.

3.2.1 Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực đại tải cực đại

Bảng 3.2.1 Thông số nguồn và tải để nhập vào Etap.

TĐ Đắk Rông 2 2 x 9 MW Lao Bảo 12 MVA

TĐ Quảng Trị 2 x 32 MW Tà Rụt 20 MVA

Hình 3.2.1 Sơ đồ biểu thị công suất và điện áp sau khi tính toán bằng Etap.

Ta chọn các chế độ vận hành ở các thời điểm đặc trưng của lưới điện tỉnh Quảng Trị làm chế độ vận hành chính khi mô phỏng, tính toán lưới điện Cụ thể như sau:

Bảng 3.2.1.1 Công xuất chạy trên các xuất tuyến.

Xuất tuyến Công suất S ( MVA )

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 18.6 + j2 6

TĐ Quảng Trị đến 220kv Đông Hà 21 – j2.6

TĐ Quảng Trị đến Khe Sanh 42.8 + j17.3

Khe Sanh đến Tà Rụt 14.8 + j8.6

Khe Sanh đến Lao Bảo 10.3 – j3.7

Lao Bảo đến TĐ Đắk Rông 2 0.6 – j9.1

Bảng 3.2.1.2 Công suất nguồn phát và tải sau khi đã tính tổn thất công suất trên Etap.

Công suất nguồn phát S (MVA) thực tế Công suất tải S ( MVA) thực tế

TĐ Quảng Trị 2x( 32 + j9.6) Khe Sanh 17.5 + j10.8

Công suất phát lên Hệ thống

TĐ Quảng Trị đến 220kV Đông Hà 21 – j2.6

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kV Đông Hà 18.6 + j2.6

+ Dựa vào kết quả mô phỏng tổn thất công suất là : 1.5776 MW 0.7649 MVAr

Hình 3.2.1.1 Tổn thất công suất được tính bằng phần mềm Etap.

Tổn thất công suất trên sau khi tính ra không vượt quá tiêu chuẩn kỹ thuật.

+ Trong trường hợp nguồn cực đại tải cực đại, công suất của Thủy điện Quảng Trị (S = 42.8 + j17.3 MVA) đã cung cấp đủ tải cho Lao Bảo (S = 9.6 + j6 MVA),

Khe Sanh (S = 17.5 + j10.8 MVA) và Tà Rụt (S = 14.7 + j9.1 MVA)

Vì vậy phần còn lại của Thủy điện Quảng Trị (S = 21 – j2.6 MVA), cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 (S = 18.6 + j2.6 MVA) đã phát lên Hệ thống cụ thể là nút 220kV Đông Hà.

+ Điện áp tại các nút :

Bảng 3.2.1.3 Điện áp tại các nút.

BUSID Cấp Điện Áp(kV) Điện Áp Thực Tế(110kV)

TĐ Quảng Trị 110 111.4 Đông Hà 110 110

Từ bảng ta thấy điện áp các nút trên hệ thống đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm. + Dòng điện chạy trong các dây dẫn

Hình 3.2.1.2 Sơ đồ biểu thị dòng điện sau khi tính toán bằng Etap.

Bảng 3.2.1.4 Dòng điện trên các xuất tuyến sau khi được tính bằng Etap.

Xuất tuyến Dòng điện Imax

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 500 97

TĐ Quảng Trị đến 220kv Đông Hà 500 109.6

TĐ Quảng Trị đến Khe Sanh 500 239.3

Khe Sanh đến Tà Rụt 500 131,1

Khe Sanh đến Lao Bảo 500 57

Lao Bảo đến TĐ Đắk Rông 2 500 89

Sau khi tính toán trên Etap, dòng điện I(A) chạy trên các xuất tuyến nhỏ hơn với dòng

Imax(PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực đại tải cực đại vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp,dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

3.2.2 Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực đại tải cực tiểu

Nguồn max Tải min = 30% Tải max

TĐ Đắk Rông 2 2 x 9 MW Lao Bảo 3.6 MVA

TĐ Quảng Trị 2 x 32 MW Tà Rụt 6.0 MVA

+ Công suất trên các xuất tuyến :

Bảng 3.2.2.1 Công xuất chạy trên các xuất tuyến.

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 30.4 + j11.5

TĐ Quảng Trị đến 220kv Đông Hà 37.1 + j9.5

Khe Sanh đến Tà Rụt 5 + j1.2

Khe Sanh đến Lao Bảo 15.7 + j0.6

TĐ Quảng Trị 2x( 32 + j9.6) Khe Sanh 5.9 + j3.7

+ Trong trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu, công suất của Thủy điện Quảng Trị (S = 26.7 + j5.4 MVa) đã cung cấp đủ tải cho Lao Bảo (S 3.2 + j2 MVA), Khe Sanh (S = 5.9 + j3.7 MVA) và Tà Rụt (S = 5 + j3.1 MVA)

Vì vậy phần còn lại của Thủy điện Quảng Trị (S = 37.1 + j9.5 MVA), cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 (S = 30.4 + j11.5 MVA) đã phát lên Hệ thống cụ thể là nút 220kV Đông Hà.

Từ bảng ta thấy điện áp các nút trên hệ thống đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm

+ Dòng điện chạy trong các dây dẫn :

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 500 165.8

Khe Sanh đến Tà Rụt 500 26.1

Khe Sanh đến Lao Bảo 500 79.7

Lao Bảo đến TĐ Đắk Rông 2 500 63.4

Sau khi tính toán trên Etap, dòng điện I(A) chạy trên các xuất tuyến nhỏ hơn với dòng Imax (PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp, dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

3.2.3 Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực tiểu tải cực đại

Nguồn min = 30% Nguồn max Tải max

TĐ Đắk Rông 2 2.7 x 2 MW Lao Bảo 12 MVA

TĐ Quảng Trị 9.6 x 2 MW Tà Rụt 20 MVA

Bảng 3.2.3.1 Công suất chạy trên các xuất tuyến.

Xuất tuyến Công suất S ( MVA)

220kv Đông Hà đến TĐ Đắk Rông 2 6.9 + j6.6

220kv Đông Hà đến TĐ Quảng Trị 8.3 + j8.4

Khe Sanh đến Tà Rụt 13.9 + j8

Lao Bảo đến Khe Sanh 3 + j5.6

TĐ Đắk Rông 2 đến Lao Bảo 12.2 + j11

TĐ Quảng Trị 2x( 9.6 + j1) Khe Sanh 16.4 + j10.2

Công suất nhận từ Hệ thống

220kv Đông Hà đến TĐ Đắk Rông 2 6.9 + j6.6

+ Trong trường hợp nguồn cực tiểu tải cực đại, công suất của Thủy điện Quảng Trị và Thủy điện Đắk Rông 2 không đủ cung cấp cho tải tiêu thụ nên phải lấy từ Hệ thống – nút 220kV Đông Hà về Cụ thể như sau :

Công suất từ Hệ thống kết hợp với Thủy điện Quảng Trị (S = 27.4 + j13.1 MVA), cộng thêm công suất lấy từ Hệ thống kết hợp với Thủy điện Đắk Rông 2

(S = 12.2 + j11 MVA) mới cung cấp đủ tải cho Lao Bảo (S = 9.1 + j5.6 MVA), Khe Sanh (S = 16.4 + j10.2 MVA) và Tà Rụt (S = 13.8 + j8.5 MVA)

Từ bảng ta thấy điện áp các nút trên hệ thống đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm + Dòng điện chạy trong các dây dẫn :

220kv Đông Hà đến TĐ Đắk Rông 2 500 50.1

220kv Đông Hà đến TĐ Quảng Trị 500 62.3

Lao Bảo đến Khe Sanh 500 34

TĐ Đắk Rông 2 đến Lao Bảo 500 87.4

Imax (PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực tiểu tải cực đại vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp,dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

3.2.4 Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực tiểu tải cực tiểu

Nguồn min = 30% Nguồn max Tải min = 30% Tải max

TĐ Đắk Rông 2 2.7 x 2 MW Lao Bảo 3.6 MVA

TĐ Quảng Trị 9.6 x 2 MW Tà Rụt 6.0 MVA

Bảng 3.2.4.1 Công suất chạy trên các xuất tuyến.

Xuất tuyến Công suất S ( MVA)

TĐ Quảng Trị đến 220kv Đông Hà 5.8 – j1.2

Khe Sanh đến Tà Rụt 4.7 + j1

TĐ Quảng Trị 2x( 9.6 + j1) Khe Sanh 5.5 + j3.4

+ Trong trường hợp nguồn cực tiểu tải cực tiểu, công suất của Thủy điện Quảng Trị (S = 13.4 + j2.8 MVA) đã cung cấp đủ tải cho Lao Bảo (S = 3 + j1.9 MVA), Khe Sanh (S = 5.5 + j3.4 MVA) và Tà Rụt (S = 4.7 + j2.9 MVA)

Vì vậy phần còn lại của Thủy điện Quảng Trị (S = 5.8 – j1.2 MVA), cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 (S = 5.5 + j0.3 MVA) đã phát lên Hệ thống - nút 220kV Đông Hà.

Từ bảng ta thấy điện áp các nút trên hệ thống đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm.

+ Dòng điện chạy trong các dây dẫn :

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 500 29

Lao Bảo đến TĐ Đắk Rông 2 500 141

Imax (PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực tiểu tải cực tiểu vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp,dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

Sau khi mô phỏng bằng phần mềm Etap lưới điện 110kV Quảng Trị hoạt động ở 4 chế độ - nguồn max tải max – nguồn max tải min – nguồn min tải max – nguồn min tải min Có thể thấy rằng trường hợp nguồn min tải max phải lấy nguồn hoàn toàn cả 2 xuất tuyến của Hệ thống kết hợp với các nhà máy Thủy điện đang hoạt động trên địa bàn tỉnh để cung cấp cho các tải.

Ngoài ra ở cả 3 chế độ hoạt động còn lại vẫn phát công suất lên Hệ thống song chưa đủ để đáp ứng yêu cầu sử dụng điện hiện nay và tương lai cũng như tình hình kinh tế. Vậy nên việc cấp thêm nguồn phát cho lưới 110kV Quảng Trị là điều cần thiết Chính vì điều đó Nhà máy điện gió Hướng Linh được xây dựng và hòa lưới điện Quốc Gia đã mang lại lợi ích kinh tế - kỹ thuật cũng như nâng cao đời sống người dân xã HướngLinh, huyện Hướng Hóa, tỉnh Quảng Trị.

DÙNG PHẦN MỀM TÍNH TOÁN VÀ ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ HƯỚNG LINH KHI KẾT NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN

Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực đại tải cực đại

Bảng 4.1 Thông số nguồn và tải để nhập vào Etap.

Hướng Linh 1 2 x 15 MW Lao Bảo 12 MVA

Hướng linh 2 2 x 15 MW Tà Rụt 20 MVA

TĐ Đắk Rông 2 2 x 9 MW Khe Sanh 22 MVA

Hình 4.1 Sơ đồ biểu thị công suất và điện áp sau khi tính toán bằng Etap.

Bảng 4.1.1 Công suất chạy trên các xuất tuyến

Hướng Linh 1 đến Lao Bảo 29.7 – j9.2

Hướng Linh 2 đến TĐ ĐắkRông 2 29.7 – j7.5

Lao Bảo đến Khe Sanh 20.3 – j15

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 47.6 – j4.3

Bảng 4.1.2 Công suất nguồn phát và tải sau khi đã tính tổn thất công suất trên Etap.

+ Dựa vào kết quả mô phỏng tổn thất công suất là : 5.4457 MW 16.3367 MVAr Tổn thất công suất trên sau khi tính ra không vượt quá tiêu chuẩn kỹ thuật.

+ Trong trường hợp nguồn max tải max, Nhà máy điện gió Hướng Linh 1

( S = 29.7 – j9.2MVA) và một phần công suất của Thủy điện Quảng Trị (S = 10.6 + j34.1 MVA) đã cung cấp đủ tải cho Lao Bảo (S = 9.1 + j 5.7MVA), Khe Sanh

Vì vậy phần còn lại của Thủy điện Quảng Trị (S = 53.3 – j34.6 MVa), Nhà máy điện gió Hướng Linh 2( S = 29.7 – j7.5MVA) cùng với Thủy điện Đắk Rông 2

(S = 47.6 – j4.3 MVA) đã phát lên Hệ thống cụ thể là nút 220kV Đông Hà.

Bảng 4.1.3 So sánh với trường hợp nguồn cực đại tải cực đại khi chưa vận hành và đã vận hành nhà máy điện gió Hướng Linh 1 – 2.

Công suất phát lên Hệ thống Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 - 2 Đã vận hành Chưa vận hành

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 47.6 – j4.3 18.6 + j2.6

TĐ Quảng Trị đến 220kv Đông Hà 53.3 – j34.6 21 – j2.6

+ Nhà máy điện gió Hướng Linh 2 đã kết hợp cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 giúp nâng cao công suất phát lên lưới và tăng gấp 2,56 lần so với khi chưa có nhà máy điện gió Hướng Linh Nhờ có Hướng Linh 1 đáp ứng đủ tải nên Thủy điện Quảng Trị đã phát phần công suất còn dư lên lưới và phần công suất này cũng tăng gấp 2,53 lần so với khi chưa có nhà máy điện gió Hướng Linh.

+ Trong trường hợp nguồn cực đại tải cực đại tổn thất công suất phản kháng có phần hơi tăng cao nhưng thiên hướng phát triển đồ án trong tương lai là tính toán toàn bộ bù kinh tế kỹ thuật – lắp đặt thêm tụ bù sau khi xây dựng thêm các nhà máy điện gió tạị tỉnh Quảng Trị.

Hình 4.1.1 Tổn thất công suất được tính bằng phần mềm Etap.

+ Điện áp tại các nút

Bảng 4.1.4 Điện áp tại các nút.

Từ bảng ta thấy điện áp các nút trên hệ thống đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm. + Dòng điện chạy trong các dây dẫn :

Hình 4.1.2 Sơ đồ biểu thị dòng điện sau khi tính toán bằng Etap.

Bảng 4.1.5 Dòng điện trên các xuất tuyến sau khi được tính bằng Etap.

Hướng Linh 1 đến Lao Bảo 680 165.7

Hướng Linh 2 đến TĐ ĐắkRông 2 500 157.5

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông

Imax (PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực đại tải cực đại vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp, dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực đại tải cực tiểu

Hướng Linh 1 2 x 15 MW Lao Bảo 3.6 MVA

Hướng linh 2 2 x 15 MW Tà Rụt 6.0 MVA

TĐ Đắk Rông 2 2 x 9 MW Khe Sanh 6.6 MVA

Bảng 4.2.1 Công suất chạy trên các xuất tuyến.

Hướng Linh 1 đến Lao Bảo 29.7 – j6.8

Hướng Linh 2 đến TĐ ĐắkRông 2 29.7 – j7.5

Lao Bảo đến Khe Sanh 26.4 – j8.2

Khe Sanh đến Tà Rụt 5 + j1.1

Khe Sanh đến TĐ Quảng Trị 15.4 – j12.4

+ Dựa vào kết quả mô phỏng tổn thất công suất là : 6.4848 MW 14.2636 MVAr Tổn thất công suất trên sau khi tính ra không vượt quá tiêu chuẩn kỹ thuật.

+ Trong trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu, Nhà máy điện gió Hướng Linh 1

( S = 29.7 – j6.8 MVA) đã cung cấp đủ tải cho Lao Bảo (S = 3.2 + j2 MVA), Khe Sanh (S = 5.8 + j3.6 MVA), Tà Rụt (S = 5 + j3.1MVA) và còn dư nên đã kết hợp cùng với Thủy điện Quảng Trị phát lên Hệ thống.

Bảng 4.2.3 So sánh với trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu khi chưa vận hành và đã vận hành nhà máy điện gió Hướng Linh 1 – 2.

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 47.6 – j4.3 30.4 + j11.5

TĐ Quảng Trị đến 220kv Đông Hà 79.3 – j12.3 37.1 + j9.5

+ Nhà máy điện gió Hướng Linh 2 đã kết hợp cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 giúp nâng cao công suất phát lên lưới và tăng gấp 1,56 lần so với khi chưa có nhà máy điện gió Hướng Linh Nhờ có Hướng Linh 1 đáp ứng đủ tải và còn dư nên đã kết hợp vớiThủy điện Quảng Trị phát lên lưới và phần công suất này cũng tăng gấp 2,1 lần so với khi chưa có nhà máy điện gió Hướng Linh

Từ bảng ta thấy điện áp tại nút trên hệ thống đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm + Dòng điện chạy trong các dây dẫn :

Xuất tuyến Dòng điện Imax ( A ) Dòng điện I (A)

Khe Sanh đến TĐ Quảng Trị 500 100.6

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông

Imax (PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp,dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực tiểu tải cực đại

Nguồn min = 30% Nguồn max Tải max

Hướng Linh 1 0.6 x 15 MW Lao Bảo 12 MVA

Hướng linh 2 0.6 x 15 MW Tà Rụt 20 MVA

TĐ Đắk Rông 2 2.7 x 2 MW Khe Sanh 22 MVA

Hướng Linh 1 đến Lao Bảo 9 + j8.8

Hướng Linh 2 đến TĐ ĐắkRông 2 9 + j10.2

TĐ Quảng Trị đến Khe Sanh 30.2+ j15.1

TĐ ĐắkRông đến 2220kv Đông Hà 14.4 + j12.3

Công suất lấy từ Hệ thống

+ Trong trường hợp nguồn min tải max, Nhà máy điện gió Hướng Linh 1

( S = 9 + j8.8 MVA) và Thủy điện Quảng Trị [S= 2x(9.6 + j1) MVA] đã không đủ nguồn cung cấp cho các tải Lao Bảo (S = 9+ j5.6 MVA), Khe Sanh (S = 16.2 + j10.1 MVA), Tà Rụt (S= 13.6 + j8.4 MVA) nên đã phải lấy từ Hệ thống (S = 11.2 + j10.6 MVA) về cấp đủ công suất cho các tải

+ Cũng trong trường hợp này Nhà máy điện gió Hướng Linh 2 (S = 9 + j10.6 MVA) cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 [S= 2x(2.7 + j1) MVA] đã phát lên Hệ thống cụ thể là nút 220kV Đông Hà (S = 14.4 + j12.3 MVA).

Bảng 4.3.3 So sánh với trường hợp nguồn cực tiểu tải cực đại khi chưa vận hành và đã vận hành nhà máy điện gió Hướng Linh 1 – 2.

Công suất nhận từ Hệ thống

220kv Đông Hà đến TĐ Đắk Rông 2 6.9 + j6.6 220kv Đông Hà đến TĐ Quảng Trị 8.3 + j8.4 Đã vận hành

Công suất phát lên Hệ thống Công suất lấy từ Hệ thống

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kV Đông Hà 14.4 + j12.3 220kv Đông Hà đến

+ Từ bảng so sánh trên có thể thấy được tuy hoạt động cùng trường hợp nguồn cực tiểu tải cực đại nhưng nhờ có Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 - 2 lưới 110kV hoạt động tốt hơn, bằng chứng là khi chưa có nhà máy điện gió - lưới 110kV Quảng Trị phải lấy nguồn từ Hệ thống để cấp đủ công suất cho tải hoạt động Còn khi có nhà máy điện gió mặc dù vẫn lấy thêm nguồn cung từ Hệ thống nhưng bên cạnh đó vẫn phát lên

Hệ thống công suất lớn hơn công suất lấy từ Hệ thống về (14.4 + j12.3 > 11.2 + j10.6) nên vẫn ổn định và đạt hiệu quả về kinh tế cũng như kỹ thuật hơn

Từ bảng ta thấy điện áp các nút trên hệ thống đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm. + Dòng điện chạy trong các dây dẫn :

220kv Đông Hà đến TĐ Quảng Trị 500 80.8

TĐ ĐắkRông 2 đến 220kv Đông Hà 500 97

Imax (PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp,dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

Lưới đang vận hành ở chế độ nguồn cực tiểu tải cực tiểu

Nguồn min = 30% Nguồn max Tải min = 30% Tải max

Hướng Linh 1 0.6 x 15 MW Lao Bảo 3.6 MVA

Hướng linh 2 0.6 x 15 MW Tà Rụt 6.0 MVA

TĐ Đắk Rông 2 2.7 x 2 MW Khe Sanh 6.6 MVA

+ Bảng công suất trên các xuất tuyến :

Hướng Linh 1 đến Lao Bảo 9 + j10.5

Hướng Linh 2 đến TĐ ĐắkRông 2 9 + j10.2

Lao Bảo đến Khe Sanh 5.8 + j9.4

TĐ Quảng Trị đến Khe Sanh 4.8 - j5.7

TĐ ĐắkRông đến 2220kv Đông Hà 14.4 + j12.3

+ Trong trường hợp nguồn cực tiểu tải cực tiểu, Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 ( S = 9 + j10.5 MVA) và một phần công suất của Thủy điện Quảng Trị (S = 4.8 - j5.7 MVA) đã cung cấp đủ tải cho Lao Bảo (S = 3.2 + j2 MVA), Khe Sanh (S = 5.7 + j3.5 MVA), Tà Rụt (S = 4.9 + j3 MVA)

Vì vậy phần còn lại của Thủy điện Quảng Trị (S = 14.3 + j7.3 MVa), Nhà máy điện gió Hướng Linh 2( S = 9 + j10.2 MVA) cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 (S = 14.4 + j12.3 MVA) đã phát lên Hệ thống cụ thể là nút 220kV Đông Hà.

Bảng 4.4.3 So sánh với trường hợp nguồn cực tiểu tải cực tiểu khi chưa vận hành và đã vận hành nhà máy điện gió Hướng Linh 1 – 2.

TĐ Đắk Rông 2 đến 220kv Đông Hà 14.4 + j12.3 5.5 + j0.3

TĐ Quảng Trị đến 220kv Đông Hà 14.3 + j7.3 5.8 – j1.2

+ Nhà máy điện gió Hướng Linh 2 đã kết hợp cùng với Thủy điện Đắk Rông 2 giúp nâng cao công suất phát lên lưới và tăng gấp 2,61 lần so với khi chưa có nhà máy điện gió Hướng Linh Nhờ có Hướng Linh 1 đáp ứng đủ tải nên Thủy điện Quảng Trị đã phát phần công suất còn dư lên lưới và phần công suất này cũng tăng gấp 2,6 lần so với khi chưa có nhà máy điện gió Hướng Linh

Từ bảng ta thấy điện áp tại các nút trên đều trong phạm vi cho phép ±5% Uđm + Dòng điện chạy trong các dây dẫn :

Lao Bảo đến Khe Sanh 500 56.6

TĐ ĐắkRông đến 2220kv Đông

Sau khi tính toán trên Etap, dòng điện I (A) chạy trên các xuất tuyến nhỏ hơn với dòng

Imax (PL1) của dây dẫn nên trong trường hợp nguồn cực tiểu tải cực tiểu vẫn đảm bảo ở mức tiêu chuẩn các trị số điện áp, dòng điện cho thấy không có nhánh quá tải dòng.

Kết luận các chế độ vận hành NMĐG Hướng Linh nối lưới 110kV Quảng Trị

Các chế độ vận hành bình thường của lưới điện tỉnh Quảng Trị khi có NMĐG và không có NMĐG Hướng Linh nối vào đã được mô phỏng tính toán và phân tích ở trên. Trong các chế độ, lưới điện phân phối 110kV khi chưa có kết nối với NMÐG hoặc có kết nối với NMÐG thì điện áp tại các nút duy trì trong phạm vi cho phép, độ lệch điện áp tại các nút nằm trong phạm vi cho phép ±5% Uđm NMĐG Hướng Linh khi tham gia vào lưới điện đã giải quyết một phần bài toán thiếu nguồn trên địa bàn đồng thời không làm gia tăng đáng kể tổn thất công suất trên toàn lưới điện, đáp ứng đầy đủ các tiêu chuẩn kết lưới theo quy định

Qua mô phỏng ở cả 4 trường hợp khi hòa lưới 110kV Quảng Trị có một nút nối lưới 220kV Đông H nhận thấy trường hợp nguồn cực đại tải cực đại và nguồn cực đại tải cực tiểu đều có hai xuất tuyến phát lên Hệ thống:

Bảng 4.5 Công suất phát lên lưới trường hợp nguồn cực đại tải cực đại.

Bảng 4.5.1 Công suất phát lên lưới trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu.

Dựa vào hai bảng kết quả trên trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu phát công suất lên lưới nhiều hơn, điều này đã cho thấy lưới vận hành ở trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu đạt hiệu quả, kinh tế và kỹ thuật tốt nhất trong tất cả các trường hợp đã đưa ở trên.

Phân tích trường hợp sự cố ngắn mạch

Sau khi đã có kết quả tính toán, cũng như nhận xét các trường hợp vận hành của lưới 110kV khi có nhà máy điện gió Hướng Linh 1 – 2, nhận thấy được chế độ hoạt động nguồn cực đại tải cực tiểu là tối ưu nhất

Bảng 4.6 Các dạng ngắn mạch và kí hiệu.

Dạng ngắn mạch Kí hiệu

Dựa vào bảng có thể thấy được các dạng ngắn mạch xảy ra trong Hệ thống điện hiện nay Tuy nhiên trong dạng ngắn mạch thì ngắn mạch 3 pha là nguy hiểm nhất, dòng ngắn mạch 3 pha lớn nhất, khi có ngắn mạch 3 pha lại quyết định đến tình trạng làm việc của Hệ thống điện Mặt khác trong tính toán chọn máy cắt và khí cụ điện hay khi thí nghiệm đa số đều kiểm tra lực điện động của thiết bị xuất phát từ dòng ngắn mạch

3 pha Chính vì điều đó chúng em sẽ chọn ngắn mạch 3 pha ở chế độ nguồn cực đại tải cực tiểu để mô phỏng trường hợp sự cố.

Chọn điểm ngắn mạch nằm trên xuất tuyến Nhà máy điện gió Hướng Linh 2 – Thủy điện Đắk Rông 2 Đây là đường dây nguy hiểm vì xuất tuyến này kết hợp với xuất tuyến Thủy điện Đắk Rông 2 – TBA 220kV Đông Hà để phát công suất lên nút Hệ Thống

4.6.1 Thiết lập cài đặt thông số cho Relay

+ Lựa chọn loại Relay : Overcurrent Relay – Relay quá dòng

+ Cài đặt thông số cho Overcurrent Relay

Hình 4.6.1 Thiết lập cài đặt chọn máy cắt cho Relay.

Hình 4.6.2 Cài đặt dòng khởi động và bước nhảy.

+ Thiết lập cài đặt máy biến dòng (CT/TI) :

Hình 4.6.3 Cài đặt thông số máy biến dòng (TI /CT).

4.6.2 Mô phỏng chế độ sự cố

+ Điểm ngắn mạch tại Bus 237

+ Loại ngắn mạch : ngắn mạch 3 pha

Hình 4.6.2 Ngắn mạch 3 pha tại Bus 237.

Hình 4.6.2.1 Tổng thể sơ đồ trong trường hợp ngắn mạch 3 pha tại Bus 237.

Hình 4.6.2.2 Kết quả mô phỏng ngắn mạch tại Bus 237.

4.6.3 Nhận xét trường hợp sự cố ngắn mạch

+ Sự kiện sự cố xảy ra như sau:

Bảng 4.6.3 Sự kiện sự cố.

STT Thời gian (ms) Sự kiện

Khoảng thời gian t1 = 0 ÷ 0.6 (ms) lưới vẫn vận hành bình thường và chưa có bất cứ điểm bất thường nào xảy ra Khi t1 = 0.6 ÷ 1.0 (ms) bắt đầu xảy ra ngắn mạch, Relay 3 bắt đầu tiếp nhận sự cố tại thời điểm 0.6 ms sau đó Relay 4 cũng bắt đầu tiếp nhận thông tin sự cố tại thời điểm 1.0ms Thời điểm t3 = 1.0 ÷ 10.6 ngắn mạch vẫn đang hoạt động ở trạng thái duy trì trong khi các Relay đang tính toán để phát lệnh cho máy cắt tác động Và ở thời điểm t4 = 10.6÷ 11.0(ms) Relay 3 đã chuyển đèn báo Trip, máy cắt CB97 đã cắt Cuối cùng khi t5 = 11.0 (ms) Relay 4 báo đèn Trip, máy cắt CB96 đã cắt, đồng thời điểm sự cố được cô lập hoàn toàn.

Khi ngắn mạch xảy ra Hình 4.6.2 điện áp từ 110kV đã giảm nhanh xuống còn 0kV, và dòng ngắn mạch tại điểm ngắn mạch IN = 4.5kA có thể thấy được sự nguy hiểm khi có sự cố ngắn mạch Và kết luận sau đây sẽ nhận diện cụ thể tính ổn định của Hệ Thống.

4.6.4 Kết luận trường hợp sự cố ngắn mạch

Qua mô phỏng ở trên đã cho thấy các chỉ số điện áp giảm đi rất nhiều không chỉ điểm ngắn mạch mà các thanh cái khác điện áp cũng bị giảm xuống và dòng điện tại điểm ngắn mạch lúc này cũng tăng lên rất lớn Mục đích của trường hợp mô phỏng ngắn mạch trên cho thấy sự ổn định của Hệ thống khi có sự cố xảy ra Đáp ứng được những yêu cầu kĩ thuật cơ bản như tính chọn lọc, tác động nhanh, độ nhạy, có tính bảo đảm đồng thời cô lập hoàn toàn điểm sự cố, giải trừ điểm sự cố trong thời gian ngắn tránh để sự cố ngắn mạch duy trì diễn ra quá lâu gây hư hỏng và ảnh hưởng sâu đến Hệ thống, đến các thiết bị trên đường dây

Cũng thông qua kết quả ở trên có thể thấy được phần mềm Etap cho phép người dùng tính toán chuẩn xác được dòng ngắn mạch cũng như thời gian tác động trong quá trình xảy ra ngắn mạch ba pha Nhìn chung Relay bảo vệ quá dòng có thời gian (Relay 51) đã thực hiện tốt nhiệm vụ xử lý sự cố trong trường hợp này Nhờ có kết quả và tính chuẩn xác của Etap có thể kiểm tra được độ ổn định của các thiết bị bảo vệ, đồng thời có thể điều chỉnh được dòng khởi động, thời gian tác động và số lần đóng lặp của Relay.

Trong tương lai tỉnh Quảng Trị sẽ trở thành trung tâm năng lượng tái tạo, đáp ứng với nhu cầu và xu thế sử dụng những nguồn năng lương mới Sử dụng năng lượng tái tạo nhằm giảm thiểu tình hình thiếu hụt năng lượng hóa thạch do khai thác quá mức cũng như giảm được lượng khí đốt thải ra môi trường, và giảm tải được phá rừng làm thủy điện. Để có thể đưa một lượng công suất điện gió lớn vào vận hành trong Hệ thống điện(HTĐ) cần xây dựng Quy chuẩn đấu nối điện gió vào HTĐ trong đó quy định những tiêu chuẩn cụ thể về cấp điện áp đấu nối, độ lệch điện áp và tần số cho phép trong điều kiện vận hành, các chỉ tiêu về chất lượng điện năng cũng như ảnh hưởng của Nhà máy điện gió đến lưới điện ở khu vực được kết nối Sau phần tổng quan về phát triển điện gió trên thế giới và giới thiệu tiềm năng điện gió ở Việt Nam, đã nghiên cứu những vấn đề liên quan đến việc đấu nối điện gió vào HTĐ, những ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện địa phương được mô phỏng và minh họa cho lưới điện giả định Đồ án được ứng dụng phần mềm Etap để mô phỏng hệ thống điện tỉnh Quảng Trị khi có kết nối NMĐG ở hai giai đoạn Giai đoạn I chưa kết nối NMĐG Hướng Linh 1 - 2, giai đoạn II đã có kết nối NMĐG vào lưới 110kV tỉnh Quảng Trị Ở cả 2 giai đoạn đều cho kết quả điện áp nằm trong phạm vi cho phép. Đề xuất vào cuối quý I năm 2022 sẽ đóng điện nhà máy điện gió Hướng Hiệp tổng công suất 33MW( gồm có 15 tuabin, mỗi tuabin 2.2 MW), các tuabin cũng được sản xuất và lắp ráp bởi tập đoàn Công nghệ Vestas Bên cạnh lắp đặt thêm nhà máy điện gió Hướng Hiệp thì tải Lao Bảo cũng tăng từ 12MVA lên 20MVA do giữa quý IV năm 2021 nhà nước sẽ kí với Lào hợp đồng mua bán điện giúp tăng thêm lợi nhuận cũng như góp phần mở rộng kinh tế thị trường mua bán điện giữa nước ta với các nước lân cận có chung đường biên giới Việt Nam.

- Mô phỏng trường hợp nguồn cực đại tải cực tiểu nhà máy điện gió Hướng Hiệp trên Etap

Bảng a Thông số nguồn và tải để nhập vào Etap.

Hướng Linh 1 2 x 15 MW Lao Bảo 6.0 MVA

Hướng linh 2 2 x 15 MW Tà Rụt 6.0 MVA

TĐ Đắk Rông 2 2 x 9 MW Khe Sanh 6.6 MVA

- Kết quả sơ đồ cũng như công suất thu được trên phần mềm Etap:

Hình a Sơ đồ biểu thị công suất bằng phần mềm mô phỏng - Etap.

Qua các dữ liệu tính toán trên ta có bảng so sánh các trường hợp công suất phát lên Hệ thống như sau:

Bảng b So sánh các trường hợp công suất phát lên Hệ thống.

+ Dựa vào bảng so sánh có thể thấy được ở cả ba trường hợp đều có lợi cho lưới 110kV khi cùng có 2 xuất tuyến phát công suất lên mà cần phải lấy từ Hệ thống về. Công suất phát lên lưới càng nhiều, lợi ích kinh tế thu được cũng càng tăng

Định dạng
Số trang	94
Dung lượng	12,13 MB