TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM VÀ LƯỚI ĐIỆN MIỀN NAM
Tổng quan về lưới điện truyền tải
Hệ thống điện Việt Nam gồm có các nhà máy điện, các lưới điện và các hộ tiêu thụ được liên kết với nhau thành một hệ thống để thực hiện 4 quá trình: sản xuất, truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng trong lãnh thổ Việt Nam Các cấp điện áp đang vận hành trên hệ thống điện Việt Nam: 500kV, 220kV, 110kV, 35kV, 22kV, 10kV, 6kV
Lưới điện là một mạng lưới liên kết với nhau để truyền tải và phân phối điện từ nhà máy điện đến người tiêu dùng Thành phần của một lưới điện bao gồm các nhà máy/ trạm phát điện, các đường dây truyền tải điện cao thế kết nối các nguồn cung cấp và các trung tâm tiêu thụ, và các đường dây phân phối kết nối đến từng khách hàng sử dụng điện năng [9]
Theo “Điều 3 Giải thích từ ngữ”, Thông tư 25/2016/TT-BCT ngày 30/11/2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải “Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV”[6]
Hình 1-1: Sơ đồ khối của một hệ thống điện từ khâu phát điện đến hộ tiêu thụ
Hiện trạng và tình hình quản lý vận hành lưới truyền tải điện 220kV –
500kV tại Việt Nam Đến tháng 7/2018, EVNNPT quản lý vận hành tổng số 24.423 km đường dây (bao gồm 7.503 km đường dây 500kV và 16.920 km đường dây 220kV), tăng 2,22 lần so với ngày đầu thành lập Tổng công ty; quản lý vận hành 142 trạm biến áp (gồm
28 TBA 500kV và 114 TBA 220kV) với tổng dung lượng MBA là 82.438 MVA, tăng 2,29 lần về số TBA và tăng 3,72 lần về tổng dung lượng so với ngày đầu thành lập
Hệ thống truyền tải điện Quốc gia đã vươn tới tất cả các tỉnh, thành phố trong cả nước và kết nối với lưới truyền tải điện của các nước trong khu vực với công nghệ ngày càng hiện đại như đường dây nhiều mạch, nhiều cấp điện áp, cáp ngầm 220kV, trạm GIS 220 kV, trạm biến áp không người trực, hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính, thiết bị định vị sự cố, giám sát dầu online, hệ thống SCADA,…
1.2.1 Quy mô lưới điện truyền tải
Trong năm 2017 và các tháng đầu năm 2018, nhìn chung EVN NPT đã quản lý vận hành an toàn, tin cậy và hiệu quả lưới điện truyên tải quy mô lớn với trên 24 nghìn km đường dây, 143 trạm biến áp 500kV và 220kV
Năm 2017: So với năm 2016, tổng số km đường dây truyền tải tăng thêm 840,9 km (tương ứng tăng 3,58 %), tăng nhiều nhất là đường dây 220kV với 4,89 % tương ứng tăng gần 787 km
Năm 2018: Khối lượng đường dây các tháng đầu năm 2018 tăng chậm, đường dây 500kV tăng 3,03 km; đường dây 220kV tăng 63,51 km
Bảng 1-1: Quy mô đường dây truyền tải 500kV, 220kV
Tăng/ giảm năm 2017 so với năm 2016
Tăng/ giảm năm 2018 so với năm 2017
Tổng số km đường dây 23.516,41 24.357,38 24.420,89 840,97 (3,58%) 63,51 (0,26 %) Đường dây
1.2.1.2 Quy mô trạm biến áp
Năm 2017: So với năm 2016, số lượng trạm biến áp tăng 09 trạm (01 trạm 500kV và 08 trạm 220kV), tương ứng tăng 7 % số lượng, dung lượng MBA 500 kV và MBA 220kV đều tăng trên 9 %, trong đó dung lượng MBA 500kV tăng cao nhất 12,6 % Trong năm 2017, để ổn định điện áp hệ thống và giảm tổn thất điện năng trên lưới, EVN NPT đã triển khai lắp đặt kháng bù ngang trên lưới 500kV và tụ bù ngang trên lưới 110kV, tổng dung lượng kháng bù ngang và tụ bù ngang đều tăng khoảng 8
Năm 2018: Trong 8 tháng năm 2018, EVN NPT đã đóng điện đưa vào vận hành thêm 06 trạm biến áp (01 trạm 500kV; 05 trạm 220kV) và 14 MBA (01 MBA 500kV;
13 MBA 220kV) Dung lượng kháng bù ngang được lắp trên lưới 500kV tăng nhiều nhất với 866 MVAr, tương ứng 16,6%
Bảng 1-2: Quy mô trạm biến áp 500kV, 220kV
Tăng/ giảm năm 2017 so với năm
Tăng/ giảm năm 2018 so với năm
Tổng số trạm biến áp 128 137 143 9 (7 %) 6 (4,4 %)
Tổng dung lượng tụ bù (MVAr) 10.002,1 10.874,6 10.874,6 872,5
Tổng dung lượng kháng bù
1.2.2 Sự cố lưới điện truyền tải
1.2.2.1 Tổng hợp sự cố năm 2017
Năm 2017, lưới điện truyền tải xảy ra 175 sự cố, giảm 50 sự cố so với năm 2016, tương ứng giảm 22,2 % (năm 2016 xảy ra 225 sự cố) Sự cố đường dây và trạm biến áp đều giảm so với năm 2016, sự cố đường dây xảy ra 118 vụ (giảm 37 sự cố, tương ứng giảm 23,8 %), sự cố trạm biến áp xảy ra 57 vụ (giảm 13 sự cố, tương ứng giảm 18,6 %)
Giảm nhiều nhất là sự cố kéo dài đường dây 500kV (giảm 7 vụ, tương ứng giảm 41,2 %); các sự cố thoáng qua đường dây 500kV, sự cố kéo dài/ thoáng qua đường dây 220kV và sự cố trạm biến áp 220kV giảm trên 20 % so với năm 2016 Riêng sự cố trạm biến áp 500kV so với năm 2016 giảm không đáng kể (chỉ giảm 01 vụ so với năm 2016, tương ứng giảm 3,6 %)
Bảng 1-3: Bảng tổng hợp sự cố lưới truyền tải năm 2016-2017
Phân loại sự cố Năm
Tăng, giảm so với năm
Tăng, giảm so với năm
Tăng, giảm sự cố ĐD/TBA so với năm
Tăng, giảm sự cố ĐD/TBA so với năm
1.2.2.2 Phân loại sự cố theo Công ty Truyền tải điện
Trong năm 2017, sự cố xảy ra trên lưới điện thuộc PTC1, PTC2, PTC3, PTC4 giảm so với năm 2016, trong đó PTC1 giảm 32 sự cố, PTC2 giảm 10 sự cố PTC4 giảm 7 sự cố, riêng PTC3 sự cố xảy ra năm 2017 bằng năm 2016
Sự cố xảy ra tập trung chủ yếu trên lưới điện truyền tải khu vực phía Bắc thuộc quản lý vận hành của PTC1, trong năm 2017 sự cố thuộc PTC1 đã giảm đáng kể nhưng vẫn chiếm tỷ lệ cao (42,9 %) trong tổng số sự cố của EVN NPT So với năm
2016, tỷ lệ sự cố xảy ra trên lưới thuộc PTC3 tăng cao hơn trong khi đó tỷ lệ sự cố của PTC2 và PTC4 thay đổi không đáng kể.
Hiện trạng lưới điện truyền tải khu vực miền Nam
- Nguồn điện khu vực phía Nam nước ta không phân bố rải theo phụ tải mà tập trung một số nút với công suất phát cực lớn như khu vực Ninh Thuận (Vĩnh Tân khoảng 1.200MVA), khu vực phía bắc TP.HCM (Phú Mỹ, Nhơn Trạch khoảng 6.000MVA), khu vực Duyên Hải và Cần Thơ (Duyên Hải, Ô Môn, Cà Mau khoảng trên 2.500MVA)
Đường dây 500kV liên kết lưới điện truyền tải miền Trung với lưới điện truyền tải miền Nam phát triển với 04 mạch chính xuất phát từ trạm 500kV PleiKu Đường dây 500kV phía Nam kết nối đến các nhà máy thành mạch vòng kín
Đường dây 220kV phía Nam kết nối đến các khu vực dày đặt với số lượng trên 80 đường dây cả mạch đơn lẫn mạch kép
- Lưới điện truyền tải miền Nam do Công ty Truyền tải điện 4 quản lý Tính đến thời điểm 01/4/2019, Công ty quản lý vận hành lưới điện truyền tải từ cấp 220kV đến 500kV trên phạm vi 19 tỉnh thành phía Nam từ Đồng Nai, Bình Phước, Bà Rịa - Vũng Tàu đến Cà Mau với khối lượng đường dây & trạm như sau:
Bảng 1-4: Khối lượng trạm biến áp 220-500kV miền Nam
Trạm biến áp Số lượng trạm biến áp Số lượng máy biến áp Tổng dung lượng (MVA)
Bảng 1-5: Khối lượng đường dây truyền tải 220-500kV miền Nam Đường dây Chiều dài (km) Đường dây 500kV 1.689,38 Đường dây 220kV 5.042,49
- Với khả năng chịu dòng ngắn mạch tối đa 50kA của thiết bị điện như hiện nay, thì một số dạng ngắn mạch như ngắn mạch chạm đất trên lưới truyền tải đã ghi nhận được qua hệ thống rơle tại một số trạm biến áp 500kV như: Phú Lâm, Nhà Bè, Cầu Bông đã vượt ngưỡng 50kA ở phía 220kV.
Chương trình phát triển điện lực toàn quốc
Nhu cầu phụ tải toàn quốc theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh [2] đã được phê duyệt, theo đó dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc các năm như sau:
Bảng 1-6: Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc đến năm 2025
Năm 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Điện thương phẩm (GWh) Miền Bắc 78.002 86.183 95.222 103.696 112.924 122.973 133.916 145.833
Công suất cực đại (MW) Miền Bắc 12.389 13.765 15.294 16.993 18.881 20.525 22.312 24.255 Miền Trung 3.191 3.532 3.910 4.328 4.790 5.202 5.650 6.137 Miền Nam 13.308 14.673 16.178 17.837 19.666 21.315 23.102 25.040
1.4.2 Chương trình phát triển nguồn điện
Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, tổng công suất nguồn đặt giai đoạn đến năm 2020 toàn quốc đạt khoảng 57.200MW, năm 2025 khoảng 89.000MW và năm
2030 khoảng 110.000MW (không xét các nguồn năng lượng tái tạo chưa có chủ trương đầu tư) trong đó tập trung phần lớn ở khu vực miền Bắc và miền Nam (bình quân chiếm khoảng 41%)
Hình 1-2: Cơ cấu nguồn điện toàn quốc đến năm 2030
Hình 1-3: Tổng công suất nguồn đặt toàn quốc đến năm 2030
Cơ cấu nguồn có sự chuyển dịch lớn theo hướng ngày càng tăng tỷ trọng nguồn nhiệt điện than và khí, giảm tỷ trọng nguồn thủy điện, cụ thể:
- Khu vực miền Bắc: Thủy điện giảm từ 45% năm 2016 xuống còn 26% năm
2030, trong khi nhiệt điện tăng từ 51% năm 2016 đến 72% năm 2030;
- Khu vực miền Trung: Thủy điện giảm từ 90% năm 2016 xuống còn 58% năm
2030, trong khi nhiệt điện và tuabin khí tăng từ 2% năm 2016 đến 37% năm 2030;
- Khu vực miền Nam: Thủy điện giảm từ 13.5% năm 2016 xuống còn 6% năm
2030, trong khi nhiệt điện và tuabin khí tăng từ 75% năm 2016 đến 80% năm 2030 Đến năm 2030 miền Nam được bổ sung thêm khoảng 9% công suất điện Hạt Nhân.
TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH HỆ THỐNG
Nguyên nhân dòng ngắn mạch tăng cao
Thông thường dòng ngắn mạch trên thanh cái của các trạm biến áp tăng cao do tổng trở hệ thống giảm vì các nguyên nhân chủ yếu sau đây:
- Sự phát triển tăng nhanh của lưới và nguồn điện nhằm đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải dẫn đến giảm tổng trở hệ thống;
- Chưa có sự đánh giá chi tiết và tổng thể về vấn đề dòng ngắn mạch trong các đề án quy hoạch dẫn đến cấu hình hệ thống điện chưa được hợp lý như tập trung quá nhiều nguồn đổ vào thanh cái, tập trung nhiều đường dây đấu nối vào thanh cái của trạm biến áp;
- Tổng trở các thiết bị như máy biến áp, kháng điện không còn phù hợp với thực tế lưới điện đã có nhiều thay đổi,
Thông số ảnh hưởng đến sự tăng dòng ngắn mạch
2.2.1.1 Khi ngắn mạch 3 pha (ngắn mạch đối xứng)
Dòng ngắn mạch 3 pha (giá trị hiệu dụng ban đầu) tại điểm ngắn mạch được xác định tổng quát theo biểu thức quen thuộc:
Như vậy, dòng ngắn mạch phụ thuộc tỉ lệ thuận với điện áp trước khi ngắn mạch và tỷ lệ nghịch với tổng trở hệ thống (nhìn từ điểm ngắn mạch)
Nhận định 1: Với điện áp hệ thống không đổi, để giảm dòng ngắn mạch cần tăng tổng trở tương đương của hệ thống nhìn từ nút xét bằng việc thay đổi cấu hình lưới, bổ sung hoặc thay thế thiết bị phù hợp
2.2.1.2 Khi ngắn mạch không đối xứng: {(N(1), N(1,1), N(2)}
Theo nguyên tắc tương đương thành phần thứ tự thuận (TTT) đối với các dạng sự cố khác nhau, dòng TTT (IkA1) được xác định như dòng ngắn mạch 3 pha ở xa thêm tương đương “điện kháng bổ sung” 𝑥 ( ) tính theo công thức sau:
(2.2) Ở đây: - 𝑥 ∆ ( ) được xác định theo điện kháng tổng thứ tự nghịch (TTN) và thứ tự không (TTK) tùy dạng ngắn mạch
Hay dạng giá trị tuyệt đối (module):
Hay module của vectơ thành phần chu kỳ của dòng pha sự cố tại điểm ngắn mạch theo biểu thức chung là:
𝐼 ( ) = 𝑚 ( ) |𝐼 ∗( ) | (2.3) áp dụng chung cho các dạng ngắn mạch Ở đây: m (n) - hệ số tỉ lệ, phụ thuộc dạng ngắn mạch
(𝑥 + 𝑥 ) khi ngắn mạch 2 pha chạm đất (𝑁 ( , ) )
𝑥 + 𝑥 n - chỉ số dạng ngắn mạch
𝐼 ( ) - Dòng TTT đối với dạng ngắn mạch xem xét
𝐼 ∗( ) = 3𝐼 ∗ (2.4) Hay khi ngắn mạch 2 pha chạm đất:
2.2.1.3 Điện kháng thứ tự nghịch (TTN) và thứ tự không (TTK) của các phần tử Đối với máy biến áp, đường dây trên không (DDK), cáp và kháng điện: x2 = x1 (2.6) a) Đối với mỏy điện đồng bộ: x2 = ẵ (xd” + xq”) (2.7)
Trường hợp máy điện không có cuộn cản: x2 = √(xd’.xq) (2.8)
Giá trị này sai khác so với biểu thức trên không quá ≤12%
Bảng 2-1: Giá trị trung bình x2 và x0 của máy điện đồng bộ mẫu
Kiểu máy điện đồng bộ x2 (pu) x0 (pu)
Máy phát thủy điện có cuộn cản 0,25 0,07 (2.10)
Máy phát thủy điện không có cuộn cản 0,45 0,07 (2.11)
Máy bù đồng bộ và các động cơ đồng bộ lớn 0,24 0,08 (2.12) b) Kháng điện: có thể lấy x0 ≈ x1 (2.13) c) Máy biến áp: Điện kháng TTK x0 của MBA phụ thuộc vào cấu tạo và tổ nối dây của MBA
Luôn có x0 = ∞ đối với MBA bất kỳ từ phía cuộn dây của MBA nối tam giác hoặc Y không nối đất trung tính, vì điện áp TTK của cuộn dây này không tạo ra trong MBA dòng TTK nào không phụ thuộc vào cách nối của các cuộn dây khác Do vậy, trong hầu hết trường hợp, x0 của MBA chỉ có từ phía cuộn dây nối Y có trung tính nối đất
Tóm lại: Đối với tất cả MBA, khi nối cuộn dây Y0/∆: x0 = x1 (2.14) Đối với nhóm 3 pha gồm 3 MBA 1 pha, MBA 3 pha 4 trụ và MBA kiểu bọc:
(*) Nếu đảm bảo đường đi cho dòng TTK ở cả 2 cuộn dây Đối với MBA 3 pha 3 trụ :
Khi nối cuộn dõy Y0/Y: x0 = x1 + xà0 (2.17)
Khi nối cuộn dây Y0/Y0 : Cần phải sử dụng sơ đồ thay thế toàn phần khi lấy trong sơ đồ giá trị x0 tương ứng Đối với MBA 3 cuộn dây, theo nguyên tắc sẽ có 1 cuộn nối tam giác, phải lấy x0 = ∞
Sơ đồ Y0/∆/Y : x0 = xI + xII = xI-II (2.18)
Sơ đồ Y0/∆/Y0 và tải Y0 (tạo đường cho dòng TTK): Sơ đồ thay thế của MBA phải được áp dụng vào sơ đồ TTK
(2.19) d) Đường dây trên không (DDK):
Trong tính toán gần đúng có thể lấy trung bình x1 = 0,4Ω/km:
DDK 1 mạch có dây chống sét: x0 ≈ 2,0 x1 (2.20)
DDK 2 mạch có dây chống sét: x0 ≈ 3,0 x1 (2.21)
Như vậy, trường hợp có dây chống sét sẽ có x0 nhỏ hơn so với khi không có dây chống sét khoảng gần 2 lần (1,75 lần) e) Cáp:
Phụ thuộc kết cấu, điện áp cáp và nhà chế tạo cung cấp
Trong tính toán định hướng có thể lấy x0 của cáp 3 ruột là: x0 = (3,5 ÷ 4,6)x1 (2.22)
2.2.1.4 Sơ đồ thay thế (song song, nối tiếp, ) Điện kháng tương đương xss của n phần tử có điện kháng x song song giảm đi n lần là: xss = x/n (2.23)
Nếu nút có n nhánh kháng x và nguồn 𝐸 ∗ , 𝐸 ∗ , … , 𝐸 ∗ thì tương đương sơ đồ 1 nhánh xtđ có nguồn 𝐸 ∗ đ được xác định theo biểu thức:
Như vậy, càng nhiều nguồn đổ vào 1 nút thì tổng dòng ngắn mạch tại nút này càng lớn do xtđ càng nhỏ Càng có nhiều mạch song song thì tổng trở tương đương càng thấp và làm cho dòng ngắn mạch tăng nhanh Điều này liên quan đến cấu hình HTĐ, tức là liên quan đến Quy hoạch, yêu cầu tiết kiệm đất cho hành lang DDK dẫn đến tập trung nhiều mạch song song,…
Nhận định 2: Để giảm dòng ngắn mạch nút cần hạn chế số mạch song song và tránh tập trung nguồn quá lớn bằng nối trực tiếp song song tại đầu nguồn
2.2.1.5 Công suất, điện áp và dòng ngắn mạch
Khả năng cắt của máy cắt được đánh giá bằng “dòng điện cắt định mức” (Iđm.cắtMC) hoặc “công suất cắt định mức” (Sđm.cắtMC) của máy cắt Khi cắt 3 pha tương ứng có:
Sđm.cắtMC = √3.UđmMC.Iđm.cắtMC
Do Uđm = hs; nên Sđm.cắtMC ~ Iđm.cắtMC
Công suất cắt tính toán hay còn gọi là công suất ngắn mạch tính toán (Snm.t) và dòng ngắn mạch tại thời điểm tính toán (Inm.t):
Như vậy, nếu tăng điện áp vận hành của lưới thì dòng ngắn mạch giảm xuống Việc lựa chọn hoặc kiểm tra khả năng cắt của máy cắt có thể so sánh về dòng điện hoặc công suất giữa các thông số này của máy cắt với thông số vận hành tương ứng của lưới tại điểm ngắn mạch và thời điểm ngắn mạch
Sđm.cắtMC ≥ Snm.t hoặc Iđm.cắtMC ≥ Inm.t
Thực tế có vấn đề: UđmMC ≥Uđm.lưới , VD: 245kV > 220kV; 550kV > 500kV
Khi đó cần xem xét quy đổi dòng cắt định mức hoặc so sánh theo chỉ tiêu công suất cắt của máy cắt
, Ví dụ: Iđm.cắtqđ=IđmcắtMC*
Từ các kết luận trên, rút ra tổng kết các nguyên tắc chọn giải pháp tổng thể giảm dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải như sau:
- Cấu hình HTĐ cần thỏa mãn tiêu chí về vận hành tin cậy, điện áp nút và dòng ngắn mạch tổng tại các nút ở mức tối ưu (đáp ứng quy định) Đây là giải pháp quan trọng nhất và kinh tế nhất Để đạt yêu cầu về dòng ngắn mạch cần thực hiện các giải pháp tiếp sau để tăng tổng trở hệ thống (x∑) lớn nhất có thể:
Hạn chế số mạch song song là ít nhất;
Hạn chế các đường dây song song vận hành cùng điểm đầu điểm cuối, tách thanh cái để tăng tổng trở hệ thống điện;
Mức độ tập trung nguồn phải được quy định về dòng ngắn mạch của nguồn đổ vào hệ thống trong giới hạn;
Nâng cao điện áp truyền tải nếu có thể: 110kV lên 220kV, lên 500kV Đây là bài toán kinh tế - kỹ thuật.
Sơ lược phần mềm PSS/E
2.3.1 Chức năng của phần mềm PSS/E
PSS/E (Power System Simulator for Engineering) được phát triển bởi PTI (Power Technologies International – nay thuộc tập đoàn Siemens) ra đời từ năm 1976 và là một phần mềm tính toán hệ thống điện phổ biến, sử dụng các kỹ thuật giải tích số và công nghệ lập trình tiên tiến nhất để giải quyết các hệ thống điện lớn và nhỏ PSS/E có khả năng phân tích hệ thống điện lên đến 50.000 nút
Hiện nay, phần mềm PSS/E được dùng rất nhiều ở các các đơn vị ngành điện như Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0), Trung tâm điều độ Hệ thống điện Miền (A1, A2, A3) PSS/E được dùng để giả lập và tính toán cho các hệ thống điện lớn ở chế độ xác lập và chế độ động (chế độ quá độ) như tính toán trào lưu công suất, ngắn mạch, quá trình quá độ điện cơ, tối ưu dòng công suất
Các tính toán phân tích hệ thống mà chương trình có khả năng thực hiện bao gồm:
- Tính toán trào lưu công suất
- Tối ưu hóa trào lưu công suất
- Nghiên cứu các loại sự cố đối xứng và không đối xứng
- Tương đương hóa hệ thống
- Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ
- Phân tích ổn định điện áp và tính toán công suất phản kháng dự trữ thông qua đường cong PV/QV
- Tính toán tối ưu vị trí đặt kháng hạn dòng
- Phân tích tuyến tính hóa hệ thống điện
- Các module phụ trợ khác
PSS/E không chỉ là công cụ giúp phân tích được hệ thống ở hiện tại mà còn có thể phân tích được các hệ thống trong tương lai, phục vụ cho nhu cầu thực hiện các quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, phát triển điện lực vùng miền, phát triển điện lực Quốc gia
Chương trình được tổ chức theo sơ đồ khối chính như sau:
Hình 2-1: Sơ đồ khối của chương trình PSS/E
Hình 2-2: Giao diện phần mềm tính toán PSS/E phiên bản 30.2
2.3.2 Giải thuật tính toán của phần mềm PSS/E
Chương trình PSS /E dựa trên các lý thuyết về năng lượng để xây dựng các mô hình cho các thiết bị trong hệ thống điện với mô hình một sợi và đơn vị tương đối Việc mô hình hóa các thiết bị và thực hiện tính toán phụ thuộc rất nhiều vào giới hạn của các thiết bị tính toán Trước kia, do các máy tính có khả năng còn hạn chế nên việc tính toán trở nên khó khăn, chỉ thực hiện đối với các hệ thống nhỏ và độ tin cậy tính toán không cao Ngày nay, với các kỹ thuật hiện đại, máy tính có các tiện nghi như bộ nhớ ảo, bộ nhớ phân trang và tốc độ tính toán rất lớn nên việc tính toán mô phỏng trở nên dễ dàng và hiệu quả hơn
Các bước được sử dụng trong PSS/E để tiến hành mô phỏng và tính toán các quá trình xảy ra trong hệ thống là:
1 Phân tích các thiết bị vật lý (đường dây truyền tải, máy phát, máy biến áp, bộ điều tốc, rơle, ) để thực hiện việc mô phỏng và tính toán các thông số đặc trưng và hàm truyền của nó
2 Chuyển các mô hình vật lý đã được nghiên cứu thành dữ liệu đầu vào cho chương trình PSS/E Trong PSS/E các thiết bị vật lý đã được xây dựng theo các phương trình vi phân đặc trưng, khi đưa dữ liệu đầu vào theo đúng cấu trúc của PSS/E, các phương trình vi phân mô tả thiết bị cụ thể đang khảo sát sẽ được xây dựng
3 Sử dụng các chương trình của PSS/E để xử lý dữ liệu, thực hiện tính toán và xuất kết quả
4 Chuyển đổi kết quả tính toán thành các thông số cho các thiết bị thực đã dùng để mô phỏng trong bước 1
Giải thuật chính của PSS/E là thuật toán tính lặp, áp dụng cho việc phân tích hệ thống ở chế độ xác lập, đây là tiền đề cho việc phân tích ổn định của hệ thống Thuật toán lặp trong PSS/E thực hiện như sau:
Bước 1: Xây dựng hệ thống khảo sát và xác định giá trị ban đầu của điện áp các nút
Bước 2: Xây dựng vectơ dòng In ở mỗi nút từ điều kiện biên:
Trong đó: Pk+jQk là nhu cầu phụ tải và máy phát ở nút k vk là điện áp nút k Bước 3: Tính toán các vectơ điện áp mới Vn theo công thức
Trong đó: In Vectơ dòng điện từ các nút chạy vào hệ thống
Vn Vectơ điện áp tại các nút của hệ thống
Ynn Ma trận tổng dẫn của hệ thống
Bước 4: Quay lại bước 2 và lặp lại chu kỳ cho đến khi nó hội tụ đến một áp không thay đổi Vn
Chương trình PSS/E sử dụng hai phương pháp lặp chủ yếu là Gauss - Seidel và Newton - Raphson:
- Gauss - Seidel: Một trong những đặc điểm nổi bật nhất của phương pháp Gauss
- Seidel là khả năng hội tụ rất cao, do đó được dùng để tính toán trào lưu công suất trong những trường hợp mà khả năng hội tụ là chưa biết trước Đồng thời cũng là những bước thử đầu tiên cho các phương pháp khác Phương pháp lặp Gauss - Seidel có 2 lựa chọn:
Phương pháp lặp Gauss - Seidel cổ điển
Phương pháp lặp Gauss - Seidel cải tiến
- Newton - Raphson: Một trong những đặc điểm nổi bật nhất của phương pháp Newton - Raphson là tốc độ hội tụ rất cao nếu có những điểm ban đầu được lựa chọn tốt Do đó được dùng để tính toán trong những trường hợp đòi hỏi sự tính nhanh và có khả năng hội tụ cao Phương pháp Newton - Raphson có 3 lựa chọn:
Phương pháp lặp Newton - Raphson liên kết đầy đủ
Phương pháp lặp Newton - Raphson không liên kết.
Thông số tính toán lưới điện truyền tải
- Dữ liệu được sử dụng là nguồn dữ liệu tại Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) do Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia A0 cung cấp theo phương thức vận hành và sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện Việt Nam năm 2019 theo quy định của Thông tư 40/2014/TT-BCT-Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia [4]
- Số liệu nguồn, phụ tải và sơ đồ kết dây theo Quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh miền Nam giai đoạn 2016-2025, có xét đến năm 2035 [1], Quy hoạch điện VII điều chỉnh [2]
Dựa trên các cơ sở dữ liệu đó, đề tài xây dựng mô hình của lưới điện truyền tải miền Nam trên phần mềm PSS/E với các mô hình phục vụ cho tính toán tối ưu và các mô phỏng.
GIẢI PHÁP HẠN CHỀ DÒNG NGẮN MẠCH LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch
Từ việc phân tích lý thuyết và các nguyên nhân tăng cao dòng ngắn mạch ở Chương 2, có thể xem xét các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch như sau:
- Giải pháp 1: Quy hoạch lưới điện truyền tải
- Giải pháp 2: Thay đổi cấu hình vận hành lưới điện truyền tải, tính toán lại kết cấu lưới để giảm dòng ngắn mạch tại các điểm nút
- Giải pháp 3: Lắp đặt kháng điện hạn dòng tại thanh cái hoặc ngăn liên lạc của các trạm biến áp, đường dây có dòng ngắn mạch cao
- Giải pháp 4: Thay mới toàn bộ hoặc phần lớn thiết bị phân phối (TBPP) của các trạm biến áp có dòng chịu đựng ngắn mạch cao hơn dòng NM
- Giải pháp 5: Lựa chọn máy biến áp đầu cực máy phát (MF) có tổng trở ngắn mạch cao hoặc đặt kháng tại các máy biến áp đầu cực máy phát
- Giải pháp 6: Chuyển một số trung tính máy biến áp phía 220kV từ nối đất trực tiếp sang cách ly
- Giải pháp 7: Chuyển đổi từ truyền tải AC sang truyền tải DC
- Giải pháp 8: Đặt các thiết bị DVR (dynamic voltage restorer) nối tiếp với các đường dây 220kV nối với nguồn công suất lớn
- Giải pháp 9: Lắp đặt kháng hạn dòng song song với các thiết bị điện tử công suất
- Giải pháp 10: Bổ sung thiết bị điện tử công suất như Thyristor song song với các bộ tụ bù dọc trên lưới 500kV hiện hữu.
Đánh giá lựa chọn giải pháp
Các tiêu chí đánh giá từng giải pháp nêu trên được đánh giá như sau:
- Khả thi về mặt thực hiện
- Hài hòa giữa kinh tế và kỹ thuật
- Thời gian thi công nhanh, thời gian cắt điện ít nhất
3.2.2 Phân tích đánh giá các giải pháp
Giải pháp 1 và 2: Điều chỉnh lại cấu hình lưới cần thực hiện ngay từ khâu Quy hoạch điện Quốc gia, làm ngược lại đối với HTĐ hiện tại sẽ khó khăn hơn nhiều Nhưng đây phải là giải pháp đầu tiên cho việc hạn chế dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải nhằm đảm bảo tính khả thi và kinh tế của yêu cầu giảm dòng điện ngắn mạch
Giải pháp 3: Tính khả thi cao, do lưới điện truyền tải vẫn là xương sống của cả nước và vẫn nằm dưới sự bảo hộ của Nhà nước
Giải pháp 4: Tính khả thi cao Tuy nhiên, vấn đề thay thế thiết bị cần xét đến vị trí lắp đặt, chi phí đầu tư nếu có thay đổi mặt bằng bố trí thiết bị cũng như các chi phí đầu tư hệ thống bảo vệ khi có thay đổi cấu trúc sơ đồ, việc thi công khá phức tạp Ngoài ra, việc mở rộng mặt bằng nếu có còn phải xét đến các vấn đề ảnh hưởng đến môi trường cũng như hệ sinh thái khu vực nếu có
Giải pháp 5: Có tính khả thi, nhưng vấn đế tổn thất sẽ đẩy giá thành sản xuất điện lên cao, gây khó khăn cho lộ trình thực hiện giá điện cạnh tranh khi cổ phần hóa các nhà máy phát điện mà chính phủ đã đặt ra
Giải pháp 6: Chỉ mang tính lý thuyết, không thể thực hiện vì sẽ vi phạm quy định tại “Điều 11 Chế độ nối đất trung tính”, Thông tư 25/2016/TT-BCT do Bộ Công Thương ban hành năm 2016 [6]
Giải pháp 7: Là giải pháp tương lai, bởi lẽ giải pháp này có mức đầu tư ban đầu rất cao Ngoài ra, giải pháp này cần đội ngũ công nhân trình độ cao để vận hành cũng như bảo trì, bảo dưỡng, do vậy cần thiết phải có lộ trình thực hiện trong thời gian nhất định
Giải pháp 8: Việc đặt các thiết bị DVR nối tiếp với các đường dây 220kV nối với nguồn công suất lớn chưa thể thực hiện vì: thứ nhất là liên quan đến vốn đầu tư lớn; thứ 2 cũng giống như việc ứng dụng HVDC (high-voltage direct current) là công nhân cần trình độ cao; thứ 3 là trên thế giới chỉ dừng lại ở việc ứng dụng DVR cho lưới phân phối mà chủ yếu dùng cho lưới hạ áp với yêu cầu chất lượng điện năng cao
Giải pháp 9: Lắp đặt kháng hạn dòng song song với các thiết bị điện tử công suất: Giải pháp này đòi hỏi vốn đầu tư lớn và đội ngũ công nhân có trình độ cao để vận hành, bảo trì, bảo dưỡng Với điều kiện như nước ta hiện tại chưa thể ứng dụng giải pháp này để hạn chế dòng ngắn mạch
Giải pháp 10: Bổ sung thiết bị điện tử công suất như Thyristor song song với các bộ tụ bù dọc trên lưới 500kV hiện hữu Tương tự như các lý do trên khi ứng dụng các thiết bị điện tử công suất vào lưới truyền tải Mặc dù việc lắp bổ sung vào các giàn tụ bù dọc hiện hữu trên lưới 500kV hiện có tương đối đơn giản, nhưng công nghệ phục vụ cho bảo vệ ngăn ngừa (nhận tín hiệu bảo vệ từ lưới 220kV) chưa được đầu tư, một phần là do thiết bị thông tin nước ta phục vụ cho bảo vệ ngăn ngừa chưa đáp ứng được (chưa khắc phục được độ trễ đường truyền), mặc khác chúng ta chưa thực sự đầu tư mạnh công nghệ thông tin vào hệ thống điện như các nước khác trên thế giới đã và đang thực hiện.
Giải pháp 1: Quy hoạch lưới điện truyền tải
Quy hoạch lưới điện truyền tải, theo tiêu chí giảm dòng ngắn mạch, cần xem các điểm nút có dòng ngắn mạch cao, điều chỉnh lại đấu nối nhằm giảm dòng ngắn mạch nhưng không ảnh hưởng đến vận hành lưới điện, các tiêu chí sau được xem xét cho giải pháp này như sau: a) Tiêu chí 1: Giảm số đường dây đấu nối đến một điểm nút thanh cái
Giá trị dòng ngắn mạch trung bình của một đường dây đổ về thanh cái khoảng từ 3-9kA, do đó ảnh hưởng khá lớn đến dòng ngắn mạch tổng tại thanh cái vì vậy cần giảm số ngăn lộ đường dây trên một thanh cái xuống còn 2-4 xuất tuyến/ thanh cái Thực tế hiện nay, nhiều thanh cái có số xuất tuyến 8-13 ngăn (220kV Ô Môn, Phú
Mỹ, Tân Định, Tân Uyên, ) Việc giảm số ngăn lộ xuất tuyến trên 1 thanh cái sẽ góp phần làm giảm dòng ngắn mạch trên các thanh cái đó Đối với các trạm biến áp, đường dây 500kV, 220kV được xây dựng trong quy hoạch của các tổng sơ đồ quy hoạch điện ở các giai đoạn tiếp theo, cần phải xem xét sử dụng Tiêu chí 1 này khi xây dựng quy hoạch Đấu nối theo quy hoạch Định hướng điều chỉnh lại đấu nối
Hình 3-1: Điều chỉnh đấu nối các xuất tuyến vào thanh cái b) Tiêu chí 2: Liên kết đấu nối phù hợp trong hệ thống Đối với các trạm biến áp (Trạm B) trung gian, đóng vai trò chuyển tiếp nguồn, cần thiết chuyển đấu nối ngay tại cột cuối ngoài hàng rào trạm, không đấu nối vào thanh cái, để giảm số ngăn lộ đấu nối vào thanh cái, nhưng vẫn đảm bảo nguồn cung cấp Khi đó dòng ngắn mạch trên thanh cái trạm biến áp trung gian (Trạm B) sẽ giảm
Hình 3-2: Đấu nối theo quy hoạch
Hình 3-3: Định hướng điều chỉnh lại đấu nối Đối với các trạm biến áp, đường dây 500kV, 220kV được xây dựng trong quy hoạch của các tổng sơ đồ quy hoạch điện ở các giai đoạn tiếp theo, cần phải xem xét sử dụng Tiêu chí 2 này khi xây dựng quy hoạch Đối với các trạm biến áp, đường dây 500kV, 220kV hiện hữu có dòng ngắn mạch cao, xem xét thực hiện chuyển đấu nối để đáp ứng yêu cầu giảm dòng ngắn mạch c) Tiêu chí 3: Giảm số liên kết giữa các trạm nguồn lớn
Giảm các xuất tuyến đấu nối phía 220kV của các trạm 500/ 220kV với nhau, do đấu nối này hiệu quả truyền tải điện không cao, nhưng góp phần làm tăng cao dòng ngắn mạch.
Giải pháp 2: Thay đổi cấu hình vận hành lưới điện truyền tải, tính toán lại kết cấu lưới để giảm dòng ngắn mạch tại các điểm nút
lại kết cấu lưới để giảm dòng ngắn mạch tại các điểm nút Để xem xét giải pháp này cần căn cứ vào sơ đồ lưới điện khu vực qua các năm
2019, 2020, 2025 tình hình dòng ngắn mạch phân bố đổ vào các nút trong lưới điện và khả năng thay đổi đấu nối, từ đó tiến hành như sau:
- Bước 1: Đặt kháng hạn dòng tại ngăn phân đoạn thanh cái 220kV tất cả các trạm có dòng ngắn mạch lớn hơn 40kA (50kA) (nếu đặt được kháng), nếu vẫn có các TBA có dòng ngắn mạch lớn hơn 40kA (50kA) thực hiện tiếp bước 2a
- Bước 2a: Vận hành tách thanh cái tại các TBA có dòng ngắn mạch lớn 40kA (50kA) sau khi thực hiện bước 1 (tương tự giải pháp 1)
- Bước 2b: Vận hành tách các đường dây mạch kép hoặc các đường dây có trào lưu công suất nhỏ, việc tách này phải đảm bảo vận hành lưới điện trong tiêu chí N-1.
Giải pháp 3: Lắp đặt kháng điện hạn dòng tại các thanh cái hoặc ngăn liên lạc của các trạm biến áp, đường dây có dòng ngắn mạch cao
liên lạc của các trạm biến áp, đường dây có dòng ngắn mạch cao
Chi tiết được trình bày ở Chương 4.
Giải pháp 4: Thay mới toàn bộ hoặc phần lớn thiết bị phân phối (TBPP) của các trạm biến áp có dòng chịu đựng ngắn mạch cao hơn dòng ngắn mạch
của các trạm biến áp có dòng chịu đựng ngắn mạch cao hơn dòng ngắn mạch
Trong tương lai, theo Quy hoạch VII điều chỉnh [2] thì sẽ có nhiều nguồn điện mới đưa vào vận hành (nhà máy nhiệt điện, điện mặt trời, điện gió…), liên kết lưới điện tăng trong giai đoạn 2016-2025 và đến năm 2030 Do vậy dòng ngắn mạch trong hệ thống điện tiếp tục có xu hướng tăng và vượt quá khả năng chịu đựng của các thiết Để đồng bộ trong việc nâng cao tín tinh cậy cung cấp điện khi xây dựng nguồn, trạm và đường dây mới thì phải tính khả năng chịu dòng ngắn mạch của thiết bị, tránh phải cải tạo, thay thế thiết bị chỉ vì không đảm bảo được khả năng chịu dòng ngắn mạch, đặc biệt là lưới điện truyền tải
Bảng 3-1: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép
Cấp điện áp Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)
Tuy nhiên, vấn đề thay thế thiết bị cần xét đến vị trí lắp đặt, chi phí đầu tư nếu có thay đổi mặt bằng bố trí thiết bị cũng như các chi phí đầu tư hệ thống bảo vệ nếu có, việc thi công khó khăn Ngoài ra, việc mở rộng mặt bằng nếu có còn phải xét đến các vấn đề ảnh hưởng đến môi trường cũng như hệ sinh thái khu vực nếu có.
Giải pháp 5: Lựa chọn máy biến áp đầu cực máy phát có tổng trở ngắn mạch cao hoặc đặt kháng tại các máy biến áp đầu cực máy phát
mạch cao hoặc đặt kháng tại các máy biến áp đầu cực máy phát
Theo thống kê dòng ngắn mạch MF + MBA đầu cực máy phát đổ vào lưới điện truyền tải là rất cao
Kiến nghị các nhà máy điện khi đấu nối vào lưới điện truyền tải cần sử dụng máy biến áp và máy phát có trở kháng cao hợp lý để giảm nhiều nhất dòng ngắn mạch đổ vào hệ thống
Bộ Công Thương xem xét có quy định giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất mà các nhà máy điện đổ vào hệ thống điện với giá trị phù hợp Việc áp dụng quy định hạn dòng ngắn mạch từ các MF qua MBA đầu cực MF sẽ làm giảm giá trị dòng ngắn mạch trực tiếp tại các thanh cái 500kV (220kV) của các sân phân phối 500kV (220kV) của các Nhà máy điện
Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh [2], trong thời gian tới, các máy biến áp 500/220 kV vẫn sử dụng chủ yếu là các gam máy 450 MVA, 600 MVA và 900 MVA cuộn dây không thay đổi nhiều so với thông số các máy biến áp hiện có trên lưới điện 500kV Việt Nam
Các máy biến áp đầu cực máy phát điện phát lên 500kV hiện nay thường chọn Un% từ 14-17%; phát lên 220kV thường chọn Un% từ 11-15%
Nhìn chung, không thể tăng Un% lên quá cao, ảnh hưởng đến đặc tính kinh tế kỹ thuật của MBA.
Giải pháp 6: Chuyển một số trung tính máy biến áp phía 220kV từ nối đất trực tiếp sang cách ly
đất trực tiếp sang cách ly
Chỉ mang tính lý thuyết, không thể thực hiện vì sẽ vi phạm quy định tại “Điều
11 Chế độ nối đất trung tính”, Thông tư 25/2016/TT-BCT do Bộ Công Thương ban hành năm 2016
“Điều 11 Chế độ nối đất trung tính
1 Chế độ nối đất trung tính của lưới điện truyền tải là chế độ nối đất trực tiếp
2 Trường hợp chế độ nối đất trung tính của một số thiết bị trong lưới điện truyền tải thực hiện khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện”.
Giải pháp 7: Chuyển đổi từ truyền tải AC sang truyền tải DC
Hệ thống điện một chiều điện áp cao (HVDC) sử dụng điện một chiều để truyền tải lượng lớn điện năng trên một khoảng cách dài Đối với truyền dẫn đường dài, đường dây HVDC ít tốn kém hơn, và tổn thất ít hơn so với đường truyền xoay chiều (AC) Áp dụng thương mại đầu tiên của truyền tải điện một chiều là đường dây nối liền giữa đất liền của Thụy Điển và đảo Gotland vào năm 1954 Kể từ đó việc áp dụng HVDC có được bước phát triển không ngừng
Nguyên lý hoạt động: Trong trạm biến áp, nguồn AC được chuyển đổi thành
DC bằng cách sử dụng hệ thống chỉnh lưu Trong trạm biến áp HVDC hoặc trạm chuyển đổi, chỉnh lưu và nghịch lưu được đặt ở cả hai đầu của một đường truyền Thiết bị chỉnh lưu thay đổi AC thành DC, trong khi nghịch lưu chuyển đổi DC thành
Dòng DC chạy trên đường dây và ở đầu cuối một lần nữa DC được chuyển đổi thành AC bằng cách sử dụng nghịch lưu trong trạm biến áp Năng lượng điện vẫn giữ nguyên ở đầu gửi và nhận DC được truyền qua một khoảng cách dài làm giảm tổn thất và cải thiện hiệu quả so với AC
Hình 3-4: Mô hình truyền tải HVDC Ưu điểm của truyền dẫn HVDC:
- Yêu cầu số lượng dây dẫn và cách điện ít hơn do đó làm giảm chi phí của toàn bộ hệ thống
- Về truyền tải thì hành lang an toàn đối với truyền tải DC sẽ giảm đi đáng kể, chi phí đầu tư trụ, sứ… cũng giảm đi đáng kể
Hình 3-5: Hành lang an toàn giữa truyền tải AC và DC
- Tổn thất corona ít hơn so với đường truyền HVAC có công suất tương tự
- Giảm tổn thất điện năng vì cần ít số đường dây hơn để truyền tải điện DC
- Hệ thống HVDC sử dụng cực đất tham gia truyền tải điện Nếu có bất kỳ lỗi nào xảy ra ở một pha, pha còn lại khác với “cực đất” hoạt động giống như một mạch độc lập Điều này dẫn đến một hệ thống linh hoạt hơn
- HVDC cho phép kết nối không đồng bộ giữa hai trạm AC thông qua liên kết HVDC; tức là, việc truyền tải điện là độc lập với tần số gửi và tần số nhận Do đó, nó kết nối hai trạm biến áp với tần số khác nhau
- Do không có tần số trong dòng HVDC, các tổn thất như hiệu ứng bề mặt không xảy ra trong hệ thống
- Nó không tạo ra hoặc hấp thụ bất kỳ công suất phản kháng nào Vì vậy, không cần phải bù công suất phản kháng
- Công suất không mất đi khi chảy qua liên kết DC
Hình 3-6: So sánh chi phí giữa truyền tải AC và DC Nhược điểm của truyền dẫn HVDC:
- Khó khăn về các bộ biến đổi
- Sẽ không hợp lý nếu cần nhận điện tại nhiều vị trí trung gian dọc đường dây truyền tải DC, vì phải đầu tư bộ biến đổi và trạm biến áp để đưa điện áp về hạ áp cấp cho hộ tiêu thụ
- Các trạm biến áp chuyển đổi được đặt ở cả đầu gửi và đầu nhận của các đường truyền dẫn đến việc tăng chi phí
- Thiết bị đầu cuối nghịch lưu và chỉnh lưu tạo ra sóng hài có thể được giảm bằng cách sử dụng các bộ lọc chủ động cũng rất tốn kém
- Nếu xảy ra lỗi trong trạm biến áp AC, có thể dẫn đến mất điện cho trạm biến áp HVDC đặt gần nó
- Nghịch lưu được sử dụng trong các trạm biến áp chuyển đổi có giới hạn về khả năng quá tải
- Máy cắt được sử dụng trong HVDC cũng rất tốn kém
- Không có máy biến áp để thay đổi mức điện áp
- Tổn thất nhiệt xảy ra trong trạm biến áp, phải được giảm bằng cách sử dụng hệ thống làm mát chủ động
- Bản thân HVDC cũng rất phức tạp.
Giải pháp 8: Đặt các thiết bị DVR (dynamic voltage restorer) nối tiếp với các đường dây 220kV nối với nguồn công suất lớn
các đường dây 220kV nối với nguồn công suất lớn
Với bất kỳ dạng sự cố nào chúng ta vẫn có thể đưa về dạng đơn giản gồm 01 nguồn nối tiếp với tổng trở nguồn và tổng trở từ nguồn đến điểm sự cố Mô tả như sau:
Hình 3-7: Sơ đồ tính ngắn mạch tối giản Khi xảy ra ngắn mạch thì:
Trong đó: - 𝑈 là nguồn tương đương của hệ thống
- 𝑍 là tổng trở từ nguồn đến điểm sự cố (𝑍 = 𝑍 + 𝑍 )
- 𝐼 là dòng sự cố tổng từ nguồn đến điểm ngắn mạch
- 𝑍 là tổng trở nội của nguồn tương đương
- 𝑈 là tổng trở từ nguồn đến điểm ngắn mạch
- ∆𝑈 là điện áp sụt giảm trên toàn bộ tổng trở
Hình 3-8: Sơ đồ vectơ dòng và áp sự cố Như đã biết, thiết bị DVR là thiết bị dùng để chống lại sự sụt áp cũng như các gai điện áp trên lưới điện Nó được mắc nối tiếp trên đường dây để tạo ra điện áp theo yêu cầu Nếu điện áp thuận so với điện áp nguồn thì sẽ làm tăng công suất nguồn Ngược lại, nếu điện áp ngược so với điện áp nguồn thì sẽ làm giảm công suất nguồn
Sơ đồ áp ngược như sau:
Hình 3-9: Sơ đồ tính ngắn mạch tối giản có lắp bộ DVR Khi xảy ra ngắn mạch thì thiết bị DVR tạo ra áp ngược:
Trong đó: 𝑈 là điện áp đưa vào bộ DVR
Phụ thuộc vào độ lớn và góc pha của UDVR mà dòng điện sự cố sẽ khác nhau
Công nghệ DVR như sau: Để điều khiển bộ DVR thông thường người ta dùng tín hiệu dòng điện
Tuy nhiên, bộ DVR chỉ kích hoạt khi xảy ra sự cố, sẽ không kích hoạt khi đã có lệnh trip hoặc máy cắt đã mở Lưu đồ như sau:
Việc đặt các thiết bị DVR nối tiếp với các đường dây 220kV nối với nguồn công suất lớn chưa thể thực hiện vì:
- Cần có đội ngũ công nhân có trình độ cao.
- Việc ứng dụng DVR trên thế giới chỉ dừng lại ở lưới phân phối mà chủ yếu dùng cho lưới hạ áp với yêu cầu chất lượng điện năng cao.
Giải pháp 9: Lắp đặt kháng hạn dòng song song với các thiết bị điện tử công suất
Với tốc độ phát triển thiết bị điện tử công suất, hiện nay các thiết bị như IGBTs (Insulated Bipolar Transistor), GTOs (Gate Turn-off Thyristor), GCTs (Gate Commutated Thyristor), …có thể đáp ứng với thời gian tác động của thiết bị bán dẫn giảm đến vài às và cú thể đúng cắt với dũng điện lớn cũng như khả năng chịu được điện áp ngược cao
Mô tả ứng dụng GTOs kết hợp kháng hạn dòng ngắn mạch như sau:
Bình thường thì dòng tải được cho đi qua cổng GTOs (do tổng trở mạch GTOs nhỏ hơn rất nhiều so với trở kháng của cuộn hạn dòng
Khi xảy ra sự cố, hệ thống bảo vệ sẽ phát hiện và lập tức điều khiển ngắt GTOs (các GTOs không còn dẫn) Lúc này trở kháng cuộn dây hạn dòng sẽ tham gia vào thông số mạch nên làm tăng tổng trở hệ thống đến điểm sự cố, điều này đồng nghĩa với dòng ngắn mạch sẽ được hạn chế ở ngưỡng cho phép
Việc lắp đặt kháng hạn dòng song song với các thiết bị điện tử công suất chưa thể thực hiện vì:
- Cần có đội ngũ công nhân có trình độ cao để vận hành, bảo trì và sửa chữa.
3.12 Giải pháp 10: Bổ sung thiết bị điện tử công suất như Thyristor song song với các bộ tụ bù dọc trên lưới 500kV hiện hữu
Thực tế cho thấy, lưới 500kV được lắp tụ điện bù dọc một phần là để nâng cao khả năng tải của đường dây 500kV, một phần là để nâng cao tính ổn định hệ thống,
Tuy nhiên, tất cả các bộ tụ bù dọc hiện chỉ mới dừng lại ở việc trang bị các bảo vệ gồm điện trở phi tuyến (MOV), khe phóng điện (Spark Gap) và máy đóng (Circuit Close) Hầu hết khi xảy ra sự cố thì máy đóng sẽ là thiết bị làm việc đầu tiên để nối tắt giàn tụ với mục đích chính là bảo vệ giàn tụ Do vậy, thời gian từ lúc nhận diện có sự cố đến khi máy đóng làm việc xong mất khoảng 50ms đến 70ms Thời gian này quá lớn nên không thể hạn chế dòng ổn định động khi xảy ra ngắn mạch
Dựa vào nguyên tắc TPSC (Thyristor ProtectedSeries Compensation), ta có thể trang bị thiết bị đóng cắt nhanh với dòng điện cực lớn như Thyristors công suất lớn
Bình thường thì dòng tải được cho đi qua cổng bộ tụ bù dọc, tổng trở đường dây
Z = ZC – ZL (với ZC là trở kháng bộ tụ bù dọc, ZL là trở kháng đường dây)
Khi xảy ra sự cố, hệ thống bảo vệ sẽ phát hiện và lập tức điều khiển đóng nối tắt bộ tụ bự dọc Với thời gian tỏc động khoảng vài às nờn sẽ giỳp hạn chế được dũng ổn định động cho lưới truyền tải đặc biệt đối với lưới điện 500kV Để thực hiện điều này thì hệ thống bảo vệ không chỉ nhận biết khi có sự cố trên lưới 500kV mà còn phải nhận biết được khi xảy ra sự cố trên lưới 220kV gần nguồn, với nguồn được xem xét ở đây là nguồn từ lưới điện 500kV đổ xuống phía 220kV Việc trang bị và phối hợp bảo vệ khó khăn.
ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP HẠN DÒNG CHO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI MIỀN NAM
Tổng quan
Thiết bị phổ biến hạn chế dòng ngắn mạch là sử dụng kháng hạn dòng ngắn mạch Sử dụng kháng điện khô, lõi không khí 500kV hoặc 220kV lắp đặt tại ngăn phân đoạn, tại ngăn kết giàn thanh cái hoặc các xuất tuyến đường dây 500kV và 220kV các trạm biến áp truyền tải Nhờ đó có thể tiếp tục sử dụng thiết bị hiện có tại các trạm điện này đồng thời cho phép vận hành thanh cái theo sơ đồ thiết kế - đóng máy cắt liên lạc 220kV (MCLL) hoặc máy cắt phân đoạn (MCPĐ)
Ngày nay, kháng nối tiếp cao áp lõi không khí với nhiều ưu điểm đã phổ biến trên thế giới trong việc ứng dụng để hạn chế dòng ngắn mạch, cân bằng tải các mạch song song, hạn chế dòng đóng các bộ tụ, trên lưới truyền tải Thông số thiết bị đến 765kV/2100 kV BIL, 6000A
Hình 4-1: Kháng điện hạn dòng thực tế tại trạm biến áp
Vị trí kháng điện trong trạm biến áp
4.2.1 Kháng điện phân đoạn thanh cái
Khi sự cố, kháng điện (current limiting reactor-CLR) sẽ làm giảm dòng ngắn mạch đỉnh ngay khi dòng tăng đầu tiên
Chia tải máy biến áp tốt hơn
Giảm mức ngắn mạch yêu cầu của hệ thống
Giảm điện kháng lưới (so với vị trí khác)
Dòng ngắn mạch của nguồn cung cấp được giảm
Không giảm riêng từng lộ
4.2.2 Nối tiếp các lộ cấp nguồn
Khi sự cố, mỗi kháng điện CLR sẽ làm giảm dòng ngắn mạch đỉnh ngay khi dòng tăng đầu tiên
Ngoài các ưu điểm trên, dòng ngắn mạch của các lộ nguồn được giảm riêng
Tổn thất cao và điều khiển không tốt
4.2.3 Nối tiếp các lộ ra
Thay cho thiết kế các trạm để giảm dòng ngắn mạch tổng Khi sự cố, mỗi kháng điện CLR sẽ làm giảm dòng ngắn mạch đỉnh ngay khi dòng tăng đầu tiên
Ngoài ưu điểm trên, tổn thất thấp và điều khiển tốt hơn.
Các sơ đồ lắp kháng
Sơ đồ nối điện chính cần thỏa mãn các điều kiện sau:
- Đảm bảo hạn chế dòng ngắn mạch theo yêu cầu
- Đảm bảo liên tục cung cấp điện trong trạm hiện hữu
- Vận hành kinh tế trạm điện, linh hoạt xử lý lúc sự cố
Dựa vào các yêu cầu nêu trên, sơ đồ nối điện chính dự kiến lựa chọn theo các phương án như sau:
- Phương án 1: Lắp ngăn phân đoạn mới có kháng CLR song song với ngăn kết giàn hiện hữu
- Phương án 2: Như phương án 1 và bổ sung kháng CLR ngăn lộ tổng máy biến áp (tăng cường hạn chế dòng ngắn mạch)
- Phương án 3: Lắp kháng CLR phân đoạn cho phân đoạn thanh cái
- Phương án 4: Lắp kháng CLR xen vào ngăn máy cắt kết giàn, phân đoạn hiện hữu, đồng thời bổ sung dao nối tắt kháng điện Về phương diện hạn chế dòng ngắn mạch như phương án 1
Hình 4-2: Phương án 1: Lắp ngăn phân đoạn mới có kháng điện phân đoạn song song với ngăn phân đoạn hiện hữu
Hình 4-4: Phương án 3: Lắp kháng phân đoạn giữa các thanh cái 220kV hiện hữu
Hình 4-5: Phương án 4: Lắp kháng tại ngăn phân đoạn hiện hữu, kèm dao nối tắt 4.3.1 Lựa chọn giá trị kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch
Sử dụng chương trình tính toán PSS/E, tiến hành đặt kháng hạn dòng ngắn mạch tại các phân đoạn thanh cái các trạm biến áp có dòng ngắn mạch lớn, thay đổi giá trị kháng điện Xkháng = 0 ÷ 35Ω
Hình 4-6: Lựa chọn giá trị kháng điện Khi có kháng điện, dòng ngắn mạch giảm Tuy nhiên X càng lớn thì dòng ngắn mạch thanh cái giảm càng ít Nhận thấy rằng X = 7,5 Ω trở đi, giá trị dòng ngắn mạch hạn chế được rất nhỏ Điều này có nghĩa X = 7,5 Ω đạt giá trị ổn định, tiếp tục tăng
X = 10 Ω và X = 15 Ω (như hình trên) đồng nghĩa với tăng chi phí kháng, tuy nhiên không mang lại lợi ích về kỹ thuật, kinh tế
Ngoài ra, khi tăng giá trị điện kháng lên gấp đôi từ 7,5 Ω lên 15 Ω dòng ngắn mạch chỉ giảm 0,5 kA nhưng kích thước kháng điện tăng 1,6 lần (kích thước tham khảo DxH: 2.070 x 3.632 mm lên 3.386 x 3.759 mm), trọng lượng tăng 2 lần và chi phí tăng 1,3 lần
Chọn thông số Xkháng = 3 Ω và Xkháng = 7,5 Ω nhằm tối ưu về dòng ngắn mạch, thống nhất về kích thước lắp đặt và thông số kỹ thuật để lắp đặt ttrong đề tài
4.4 Thành lập bài toán Để xác định số lượng và giá trị tối ưu của kháng hạn dòng (current limiting reactor-CLR) trong trường hợp trở kháng của kháng hạn dòng với giá trị đặt trước, vấn đề có thể được xây dựng như một hàm mục tiêu là hạn chế dòng ngắn mạch qua các thiết bị điện, như sau:
NCLR: số lượng kháng hạn dòng đặt trong hệ thống
𝑍 , : trở kháng của kháng hạn dòng thứ i
𝑍 , và 𝑍 , : giới hạn trên, dưới trở kháng của kháng hạn dòng thứ i
𝐼 và 𝐼 , : dòng ngắn mạch của máy cắt tại nút j
BN: số lượng nút tính toán trong hệ thống
Các công thức được sử dụng để tính toán thông số kháng điện:
Kết quả tính toán thông số kháng điện được thể hiện tại Bảng 4-1, Mục 4.6.1
Cơ sơ tính toán của Chương 4
4.5 Biện pháp hạn chế dòng ngắn mạch cho lưới điện truyền tải miền Nam
Qua kinh nghiệm thực tế từ việc thực hiện đầu tư xây dựng mới nguồn và lưới điện, nhận thấy vị trí địa điểm xây dựng trạm biến áp truyền tải càng ngày càng khó khăn Các nguồn có xu hướng truyền tải tập trung về một khu vực phụ tải lớn Các mạch vòng lưới truyền tải dần được hình thành với bán kính nhỏ 20-30 km Do vậy, nếu tất cả các trạm phụ tải được nối liên thông thì hệ thống điện khu vực phụ tải có xu hướng trở thành một điểm nút, dòng ngắn mạch sẽ tăng cao và lớn hơn khả năng chịu đựng dòng ngắn mạch của thiết bị Vì vậy, để khỏi phải thay thế thiết bị khi dòng ngắn mạch tăng cao, cần xem xét các biện pháp để hạn chế dòng ngắn mạch Tuy nhiên, giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch phụ thuộc rất lớn vào cấu trúc của hệ án khác Trong phạm vi dự án đề tài sẽ thực hiện tính toán khảo sát dòng điện ngắn mạch để có phương án thiết kế dự phòng cho việc lắp đặt thiết bị phù hợp trong tương lai
4.5.1 Mô hình 1 - Lưới điện truyền tải mạch vòng kép, vận hành hình tia
Mạch dự phòng chỉ được đóng lại khi xảy ra sự cố quá tải hay thiếu nguồn cấp cho các trạm lân cận
Hình 4-7: Lưới điện truyền tải mạch vòng kép, vận hành hình tia
Trong những năm gần đây, công tác đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải gặp phải rất nhiều khó khăn do chi phí đầu tư xây dựng rất lớn, ngành điện thiếu vốn đầu tư, quỹ đất xây dựng ngày càng hạn hẹp, nhiều vướng mắc trong công tác giải phóng mặt bằng cho dự án Với những lý do trên, dưới góc độ hiệu quả sử dụng cơ sở hạ tầng ngành điện, các nhà quản lý có thể không mong muốn nhiều đường dây 220kV vận hành hở Vì vậy, việc vận hành hở các đường dây 220kV theo mô hình 1 của lưới điện truyền tải có thể sẽ không khả thi và gây ra lãng phí, tốn kém
4.5.2 Mô hình 2 - Lưới điện truyền tải mạch vòng kép, vận hành 2 mạch vòng đơn
Mô hình 2 có ưu điểm hơn mô hình 1 ở chỗ là các đường dây 500kV và 220kV đều mang điện, không mất thời gian chuyển mạch để hỗ trợ khi sự cố như mô hình 1
Hình 4-8: Lưới điện truyền tải mạch vòng kép, vận hành 2 mạch vòng đơn Tuy nhiên, để có thể vận hành hệ thống điện theo mô hình 1 hoặc mô hình 2 thì cấu trúc thanh cái của các trạm biến áp (bao gồm hiện hữu và xây mới) nhất thiết phải được thiết kế linh hoạt và kèm theo việc xử lý một số vị trí giao chéo giữa các đường dây 500kV, 220kV rất phức tạp Khối lượng cải tạo thiết kế sơ đồ cấu trúc thanh cái của các trạm biến áp hiện hữu rất lớn và khó khăn vì trong điều kiện trạm biến áp đang mang điện, ảnh hưởng đến công tác vận hành hệ thống điện
4.5.3 Mô hình 3 - Phân đoạn thanh cái chính hoặc lắp đặt kháng điện tại ngăn liên lạc
Hình 4-9: Phân đoạn thanh cái 500kV và 220kV
Hình 4-10: Lắp đặt kháng điện hạn dòng tại ngăn liên lạc phía 220kV
Từ những khó khăn và hạn chế nhất định của mô hình 1 và mô hình 2 trong việc bố trí mặt bằng trạm biến áp cũng như việc xử lý giao chéo giữa các đường dây Trong phạm vi đề tài nghiên cứu sử dụng phương án hạn chế dòng điện ngắn mạch bằng cách lắp kháng điện hạn dòng tại ngăn liên lạc tại thanh cái 220kV của các trạm biến áp 500kV trên lưới điện truyền tải miền Nam
- Dữ liệu tính toán tham khảo Sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện Việt Nam 2019 của Trung Tâm điều độ hệ thống điện quốc gia [8] và nguồn điện dự kiến theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh [2] đã được phê duyệt như nêu trên;
- Nhằm đánh giá đầy đủ và lựa chọn thiết bị bù phù hợp với các yêu cầu đề tài, đề tài tính toán trong các điều kiện biên bất lợi như trong chế độ phụ tải cực đại khi hệ thống vận hành bình thường và sự cố N-1 của lưới điện truyền tải miền Nam năm
2019, năm 2020 Tính toán dòng điện ngắn mạch tại thanh cái 500kV, 220kV của trạm biến áp 500kV trong khu vực để làm căn cứ cho việc lựa chọn thiết bị điện theo khả năng chịu dòng ngắn mạch;
- Huy động nguồn thực hiện theo nguyên tắc: Ưu tiên huy động các nguồn thuỷ điện, các nguồn nhiệt điện giá rẻ, các nguồn chạy khí, hạn chế huy động các nguồn chạy than, không ưu tiên huy động các nguồn chạy dầu giá cao, đối với miền Nam không huy động công suất nhà máy nhiệt điện Hiệp Phước, Thủ Đức, Trà Nóc;
Kết luận
Lưới truyền tải điện miền Nam trải dài qua 19 tỉnh thành phía Nam, chiếm khoảng gần 50% sản lượng truyền tải của lưới truyền tải Quốc Gia, là lưới có vai trò rất quan trọng trong hệ thống điện Việt Nam, khu vực tập trung nhu cầu phụ tải lớn Với sự phát triển nhanh nguồn và lưới điện để đáp ứng nhu cầu của phụ tải dẫn đến dòng ngắn mạch trong lưới truyền tải tăng cao, như tại thanh cái 220kV trạm biến áp 500kV Phú Lâm, Nhà Bè, Cầu Bông làm ảnh hưởng xấu đến các phần tử trong hệ thống điện ở chế độ sự cố Điều này đặt ra yêu cầu cấp bách phải có các giải pháp để hạn chế dòng ngắn mạch trên lưới điện truyền tải ở khu vực miền Nam Để có cơ sở tính toán các chế độ của lưới điện truyền tải miền Nam, đề tài đã tìm hiểu các phương pháp tính toán ngắn mạch và các tính năng của phần mềm PSS/E để nhập nhập dữ liệu và tính toán Trong luận văn tác giả cũng đã tìm hiểu các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch Qua phân tích đã đưa ra giải pháp là lắp kháng hạn dòng để áp dụng tính toán cho lưới điện truyền tải miền Nam
Thực hiện việc tính toán các chế độ của lưới điện truyền tải miền Nam, tác giả đã thu thập số liệu từ các đơn vị quản lý lưới điện Truyền Tải và từ Trung tâm điều độ HTĐ Quốc Gia Tìm hiểu và thu thập số liệu về hiện trạng và quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh miền Nam giai đoạn 2016- 2025 có xét đến năm 2035 [1], Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (gọi tắt là Quy hoạch điện VII điều chỉnh) [2] Sử dụng các tính năng của phần mềm PSS/E nhập thông số và tính toán các chế độ vận hành bình thường, sự cố ở phụ tải cực đại và cực tiểu, trên cơ sở đó phân tích các trường hợp sự cố nguy hiểm
Từ những tính toán cho thấy khi thực hiện việc lắp kháng hạn dòng tại các ngăn liên lạc thanh cái 220kV của các TBA 500kV khu vực miền Nam:
- Ở chế độ vận hành bình thường thông số vận hành tính ở chế độ cực đại và cực tiểu: