Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật điện: Đặt tối ưu hạn dòng trong lưới điện

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

-NGUYỄN QUỐC VIỆT

ĐẶT TỐI ƯU HẠN DÒNG TRONG LƯỚI ĐIỆN

Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - ĐHQG - HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS TS Võ Ngọc Điều

(ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 1: TS Lê Thị Tịnh Minh

(ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 2: PGS TS Trương Việt Anh

(ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp.HCM Ngày 06 tháng 7 năm 2019 Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1 Chủ tịch: TS Lê Kỷ

2 Phản biện 1: TS Lê Thị Tịnh Minh

3 Phản biện 2: PGS TS Trương Việt Anh

4 Uỷ viên: PGS TS Huỳnh Châu Duy

5 Thư ký: TS Nguyễn Ngọc Phúc Diễm

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: NGUYỄN QUỐC VIỆT MSHV: 1670845 Ngày, tháng, năm sinh: 21/4/1991 Nơi sinh: Quảng Bình

NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 11/02/2019

NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 02/6/2019 CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS TS VÕ NGỌC ĐIỀU

Tp HCM, ngày……tháng…….năm 2019 CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Lưới điện truyền tải 220-500kV không ngừng phát triển để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của phụ tải Lưới điện truyền tải Miền Nam có vai trò rất quan trọng trong hệ thống điện Việt Nam, 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, làm ảnh hưởng xấu đến các phần tử trong hệ thống điện ở chế độ sự cố Vấn đề này đặt ra yêu cầu cao hơn trong quan hệ điện – động lực học cũng như độ bền nhiệt của các phần tử trong hệ thống điện Đồng thời yêu cầu cao về độ tin cậy của thiết bị đóng cắt, bảo vệ rơ le Do đó cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch để nâng cao tính vận hành an toàn của thiết bị đóng cắt và các phần tử trong hệ thống điện Hiện nay trên thế giới đang sử dụng các giải pháp khác nhau để giải quyết vấn đề dòng ngắn mạch tăng cao như: Thay thế các thiết bị đóng ngắt có dòng cắt cao hơn, thay đổi cấu trúc lưới, sử dụng kháng điện mắc nối tiếp, thiết bị tự động hạn chế dòng ngắn mạch bằng vật liệu siêu dẫn, kháng hạn dòng và hạn dòng ngắn mạch bằng phương pháp dùng máy biến áp mắc nối tiếp Trong đề tài này ứng dụng phần mềm PSS/E để tính toán xác định vị trí và đưa ra phương án lắp kháng hạn dòng tối ưu nhất cho lưới truyền tải miền Nam nhằm nâng cao khả năng vận hành của đường dây truyền tải điện và trạm biến áp, góp phần giảm dòng ngắn mạch khi có sự cố, giảm tổn thất điện năng Đảm bảo cung cấp điện liên tục, vận hành lưới điện kinh tế - ổn định, tin cậy đảm bảo tiêu chí N-1

ABSTRACT

Transmission gird 220-500kVconstantly developed to meet the growing needs of the load The southern transmission grid has a very important role in electric systems Vietnam, extra large load needs focus With the fast development of the source and the grid to meet the demand of the load leads to short circuit currents in increased transmission grid, make to the elements in the electric system in trouble This issue poses higher requirements in your relationship-dynamics as well as the durability of the heat element in the electrical system At the same time the high requirements regarding the reliability of switches, relaying Hence the need for research to find solutions to

limit the line to enhance the safe operation of switches and other elements in the system Currently the world is using different solutions to solve current problems as high as: replace the shutoff devices have higher cut line, change the grid structure, using electric resistance getting serial automatic equipment, current limiting superconducting material, current limiting reactor and short circuit currents limited by method used transformers trapped In this subject the application to calculate the PSS/E software locate and make fitting term optimal flow resistance for southern transmission gird to improve operational capabilities of power transmission line and substation, reduce line when there is trouble, reducing power losses Ensure continuous power supply, operating the grid-economic stability, reliability guarantee criterion N-1

LỜI CẢM ƠN

Sau thời gian nghiên cứu và tìm hiểu, đề tài “Đặt tối ưu hạn dòng trong lưới điện” đến nay đã được thực hiện hoàn thiện Em xin chân thành cảm ơn sự chỉ dẫn nhiệt tình, đầy tâm huyết của Thầy PGS TS Võ Ngọc Điều đã định hướng, truyền đạt những kinh nghiệm, kiến thức, kinh nghiệm quý báu trong suốt quá trình thực hiện luận văn

Em xin chân thành cảm ơn tất cả Quý Thầy, Cô trong Trường Đại học Bách Khoa Tp HCM đã giảng dạy, truyền đạt những kiến thức bổ ích trong thời gian em theo học tại Trường

Cuối cùng em xin chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè, đồng nghiệp đã giúp đỡ, hỗ trợ và tạo điều kiện trong suốt quá trình học tập, công tác cũng như trong thời gian thực hiện luận văn

Tp Hồ Chí Minh, tháng 10 năm 2019

Nguyễn Quốc Việt

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn này hoàn toàn do tôi thực hiện dưới sự hướng dẫn khoa học của Thầy PGS TS Võ Ngọc Điều Các kết quả nêu trong luận văn chưa được công bố trong bất kỳ công trình nào khác Các số liệu, ví dụ và trích dẫn trong luận văn đảm bảo tính chính xác, tin cậy và trung thực

Tôi xin chân thành cảm ơn./

Học viên

Nguyễn Quốc Việt

1.1 Tổng quan về lưới điện truyền tải 8

1.2 Hiện trạng và tình hình quản lý vận hành lưới truyền tải điện 220kV – 500kV tại Việt Nam 9

1.3 Hiện trạng lưới điện truyền tải khu vực miền Nam 12

1.4 Chương trình phát triển điện lực toàn quốc 13

Chương 2 TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH HỆ THỐNG 16

2.1 Nguyên nhân dòng ngắn mạch tăng cao 16

2.2 Thông số ảnh hưởng đến sự tăng dòng ngắn mạch 16

2.3 Sơ lược phần mềm PSS/E 22

2.4 Thông số tính toán lưới điện truyền tải 26

Chương 3 GIẢI PHÁP HẠN CHỀ DÒNG NGẮN MẠCH LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI 27

3.1 Các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch 27

3.2 Đánh giá lựa chọn giải pháp 27

3.3 Giải pháp 1: Quy hoạch lưới điện truyền tải 29

3.4 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 31

3.5 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 31

3.6 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 31

3.7 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 32

3.8 Giải pháp 6: Chuyển một số trung tính máy biến áp phía 220kV từ nối đất trực tiếp sang cách ly 33

3.9 Giải pháp 7: Chuyển đổi từ truyền tải AC sang truyền tải DC 33

3.10 Giải pháp 8: Đặt các thiết bị DVR (dynamic voltage restorer) nối tiếp với các đường dây 220kV nối với nguồn công suất lớn 36

3.11 Giải pháp 9: Lắp đặt kháng hạn dòng song song với các thiết bị điện tử công suất 39

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 39

Chương 4 ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP HẠN DÒNG CHO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI MIỀN NAM 41

MỤC LỤC HÌNH ẢNH

Hình 1-1: Sơ đồ khối của một hệ thống điện từ khâu phát điện đến hộ tiêu thụ 8

Hình 1-2: Cơ cấu nguồn điện toàn quốc đến năm 2030 14

Hình 1-3: Tổng công suất nguồn đặt toàn quốc đến năm 2030 15

Hình 2-1: Sơ đồ khối của chương trình PSS/E 23

Hình 2-2: Giao diện phần mềm tính toán PSS/E phiên bản 30.2 24

Hình 3-1: Điều chỉnh đấu nối các xuất tuyến vào thanh cái 30

Hình 3-2: Đấu nối theo quy hoạch 30

Hình 3-3: Định hướng điều chỉnh lại đấu nối 30

Hình 3-4: Mô hình truyền tải HVDC 34

Hình 3-5: Hành lang an toàn giữa truyền tải AC và DC 34

Hình 3-6: So sánh chi phí giữa truyền tải AC và DC 35

Hình 3-7: Sơ đồ tính ngắn mạch tối giản 36

Hình 3-8: Sơ đồ vectơ dòng và áp sự cố 37

Hình 3-9: Sơ đồ tính ngắn mạch tối giản có lắp bộ DVR 37

Hình 3-10: Sơ đồ vectơ dòng và áp sự cố khi có DVR 37

Hình 4-1: Kháng điện hạn dòng thực tế tại trạm biến áp 41

Hình 4-2: Phương án 1: Lắp ngăn phân đoạn mới có kháng điện phân đoạn song song với ngăn phân đoạn hiện hữu 43

Hình 4-3: Phương án 2: Lắp như phương án 1 và thêm kháng ngăn MBA 43

Hình 4-4: Phương án 3: Lắp kháng phân đoạn giữa các thanh cái 220kV hiện hữu 44

Hình 4-5: Phương án 4: Lắp kháng tại ngăn phân đoạn hiện hữu, kèm dao nối tắt 44

Hình 4-6: Lựa chọn giá trị kháng điện 45

Hình 4-7: Lưới điện truyền tải mạch vòng kép, vận hành hình tia 47

Hình 4-8: Lưới điện truyền tải mạch vòng kép, vận hành 2 mạch vòng đơn 48

Hình 4-9: Phân đoạn thanh cái 500kV và 220kV 49

Hình 4-10: Lắp đặt kháng điện hạn dòng tại ngăn liên lạc phía 220kV 49

MỤC LỤC BẢNG

Bảng 1-1: Quy mô đường dây truyền tải 500kV, 220kV 9

Bảng 1-2: Quy mô trạm biến áp 500kV, 220kV 10

Bảng 1-3: Bảng tổng hợp sự cố lưới truyền tải năm 2016-2017 11

Bảng 1-4: Khối lượng trạm biến áp 220-500kV miền Nam 13

Bảng 1-5: Khối lượng đường dây truyền tải 220-500kV miền Nam 13

Bảng 1-6: Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc đến năm 2025 13

Bảng 2-1: Giá trị trung bình x2 và x0 của máy điện đồng bộ mẫu 18

Bảng 3-1: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép 32

Bảng 4-1: Thông số kháng điện nhập vào phần mềm tính toán PSS/E 50

Bảng 4-2: Tổng hợp dòng ngắn mạch 3 pha và 1 pha tại thanh cái 500kV và 220kV đến năm 2019, trường hợp chưa có giải pháp hạn chế 51

Bảng 4-3: Tổng hợp dòng ngắn mạch 3 pha và 1 pha tại thanh cái 500kV và 220kV đến năm 2020, trường hợp chưa có giải pháp hạn chế 52

Bảng 4-4: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất năm 2019 khi chưa có biện pháp hạn chế 53

Bảng 4-5: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất năm 2020 khi chưa có biện pháp hạn chế 53

Bảng 4-6: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại thanh cái 220kV TBA 500kV Tân Định 54

Bảng 4-7: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại thanh cái 220kV TBA 500kV Cầu Bông 55

Bảng 4-8: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại thanh cái 220kV TBA 500kV Phú Lâm 57

Bảng 4-9: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại thanh cái 220kV TBA 500kV Tân Uyên 58

Bảng 4-10: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại thanh cái 220kV TBA 500kV Nhà Bè 60

Bảng 4-11: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại thanh cái 220kV TBA 500kV Sông Mây 61

Bảng 4-12: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất năm 2020 khi chưa có biện pháp hạn chế 63Bảng 4-13: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 - Khi lắp đặt kháng điện hạn dòng tại ngăn liên lạc thanh cái phía 220kV (kA) 64

Bảng 5-1: Tổn thất công suất trước và sau khi lắp kháng trên lưới điện truyền tải miền Nam đến năm 2020 67

Bảng 5-2: Danh mục các trạm biến áp 500kV cần lắp đặt kháng hạn dòng - Lưới điện truyền tải miền Nam đến năm 2020 68

PHẦN MỞ ĐẦU Lý do chọn đề tài:

Cùng với sự phát triển của xã hội, lưới điện ngày càng phát triển về kích thước và công suất, dòng ngắn mạch (NM) đang tiếp tục gia tăng và vì vậy đây là thử thách khả năng chịu đựng của thiết bị điện hiện có trên lưới điện, ví dụ: máy biến áp, máy cắt và đường dây tải điện Thông thường, sự cố NM có thể xảy ra bất cứ lúc nào và bất cứ nơi nào trong hệ thống điện (HTĐ) mà không thể tránh được hoàn toàn Kết quả là dòng điện sự cố sẽ chạy trong mạng lưới điện làm lưới mất đối xứng, thiết bị phát nóng, làm hư hỏng thiết bị do quá tải và tăng lực điện động, vv… Hơn nữa, điện áp của một số khu vực trong HTĐ có thể được giảm đến một mức độ không mong muốn do NM và có thể dẫn đến ngắt cô lập đường dây, máy phát điện, máy biến áp, tải, do đó gây ra sự bất ổn định trong HTĐ Vì những lý do đó độ tin cậy và ổn định của HTĐ sẽ bị đe dọa Hơn nữa, lưới điện thông minh được coi là thay đổi cuộc chơi về quản lý phụ tải để đối phó với sự không chắc chắn phát sinh trong hệ thống khi có năng lượng tái tạo đấu nối và HTĐ, đặc biệt là sự gián đoạn cung cấp của các nguồn khác nhau Ví dụ: năng lượng mặt trời và gió gây ra mức độ cao hơn của sự dao động ở tần số và điện áp trên mạng kết nối với nhau đe dọa sự tin cậy và ổn định của HTĐ Nói cách khác, lưới điện thông minh có thể cung cấp sự linh hoạt trong những thay đổi xảy ra từ cả hai phía Hơn nữa, những nguồn năng lượng mới và tái tạo sẽ làm dòng NM trên hệ thống cao hơn ảnh hưởng đến sự phối hợp của hệ thống bảo vệ rơle Ngày nay, HTĐ Việt Nam là HTĐ liên kết Các lưới điện khu vực, các nhà máy điện được nối liên kết với nhau thông qua đường dây 500kV tạo thành HTĐ thống nhất Lưới điện truyền tải 220kV và 500kV không ngừng phát triển để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của phụ tải Lưới điện truyền tải miền Nam có vai trò rất quan trọng trong HTĐ Việt Nam, 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 NM trong lưới truyền tải tăng cao, (đặc biệt tại thanh cái 220kV trạm biến áp 500kV Phú Lâm, Nhà Bè, Cầu Bông) làm ảnh hưởng xấu đến các phần tử trong HTĐ ở chế độ sự cố Vấn đề này đặt ra yêu cầu cao hơn trong quan hệ điện – động lực học cũng như độ bền nhiệt của các phần tử trong HTĐ Đồng thời yêu cầu cao về độ tin cậy của thiết bị đóng cắt, bảo vệ rơ le Do đó cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp hạn chế dòng

NM để nâng cao tính vận hành an toàn của thiết bị đóng cắt và các phần tử trong HTĐ Hiện nay, trên thế giới đang sử dụng các giải pháp khác nhau để giải quyết vấn đề dòng NM tăng cao như: Thay thế các thiết bị đóng ngắt có dòng cắt cao hơn, thay đổi cấu trúc lưới, sử dụng kháng điện mắc nối tiếp, thiết bị tự động hạn chế dòng NM bằng vật liệu siêu dẫn, kháng hạn dòng và hạn dòng NM bằng phương pháp dùng máy biến áp (MBA) mắc nối tiếp

Xuất phát từ những lý do trên, đề tài: “Đặt tối ưu hạn dòng trong lưới điện” được nghiên cứu

Mục đích nghiên cứu:

Tính toán xác định vị trí và đưa ra phương án lắp kháng hạn dòng tối ưu nhất cho lưới điện truyền tải miền Nam nhằm nâng cao khả năng vận hành của đường dây truyền tải điện và trạm biến áp, góp phần giảm dòng ngắn mạch khi có sự cố, giảm tổn thất điện năng Đảm bảo cung cấp điện liên tục, vận hành lưới điện kinh tế - ổn định, tin cậy đảm bảo tiêu chí N-1

Đối tượng nghiên cứu:

Khai thác tối ưu hiệu quả việc ứng dụng phần mềm PSS/E để tính toán xác định tối ưu vị trí lắp kháng hạn dòng cho lưới điện truyền tải miền Nam

Phạm vi nghiên cứu:

Đề tài được thực hiện dựa trên tình hình thực tế trong quản lý vận hành lưới điện truyền tải miền Nam Nội dung nghiên cứu nhằm đưa ra giải pháp tối ưu nhất để lắp kháng hạn dòng

Việc thực hiện đề tài bao gồm xây dựng cơ sở lý thuyết, cở sở dữ liệu trên phần mềm để tính toán cho lưới điện truyền tải miền Nam ở cấp điện áp 500kV, 220kV Các số liệu và kết quả thu được sẽ được đưa vào ứng dụng thử nghiệm thực tế cho lưới điện truyền tải miền Nam do Công ty Truyền tải điện 4 quản lý vận hành

Phương pháp nghiên cứu:

- 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

- Nghiên cứu phần mềm tính toán PSSE để sử dụng cho đề tài

- Nghiên cứu các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch, phân tích lựa chọn giải pháp thích hợp sử dụng cho đề tài

- Sử dụng phần mềm để tính toán tìm trường hợp ngắn mạch nguy hiểm trên lưới điện truyền tải miền Nam

- Áp dụng tính toán lựa chọn đưa ra giải pháp hợp lý để hạn chế dòng ngắn mạch cho lưới điện truyền tải miền Nam

PHẦN NỘI DUNG

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM VÀ LƯỚI ĐIỆN MIỀN NAM

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

1.2 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

1.2.1.1 Quy mô đường dây

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

Nội dung Năm 2016

Năm 2017

Năm 2018 (tính đến 31/8/2018)

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

500kV (km) 7.445,56 7.500,32 7.503,35 54,76 (0,74 %) 3,03 (0,04 %) Đường dây

220kV (km) 16.070,85 16.857,06 16.917,54 786,21 (4,89 %) 60,48 (0,36 %)

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 % so với năm 2016

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

2016

Năm 2017

Năm 2018 (tính đến 31/8/2018)

Tăng/ giảm năm 2017 so

với năm 2016

Tăng/ giảm năm 2018 so

với năm 2017 Tổng số trạm

(12,6%)

1.350 (4,6%) Số lượng MBA

Dung lượng MBA 220kV (MVA)

(9,7 %)

2.750 (6 %) Số lượng MBA

Dung lượng MBA 110kV (MVA)

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

Tăng, giảm so với năm 2016

(vụ)

Tăng, giảm so với năm 2016

<%)

Tăng, giảm sự

cố ĐD/TBA

so với năm 2016

(vụ)

Tăng, giảm sự

cố ĐD/TBA

so với năm 2016 (%) Đường dây

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

- 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

Bảng 1-5: Khối lượng đường dây truyền tải 220-500kV miền Nam

1.4.1 Nhu cầu phụ tải

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

Điện thương phẩm (GWh)

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.

Chương 2 TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH HỆ THỐNG

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,

2.2.1 Căn cứ lý thuyết

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:

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

Giá trị này sai khác so với biểu thức trên không quá ≤12%

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,

nối đất

Tóm lại:

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 :

Đối với MBA 3 cuộn dây, theo nguyên tắc sẽ có 1 cuộn nối tam giác, phải lấy

phải được áp dụng vào sơ đồ TTK

𝑥 + 𝑥

(2.19)

Trong tính toán định hướng có thể lấy x0 của cáp 3 ruột là:

2.2.1.4 Sơ đồ thay thế (song song, nối tiếp, )

lần là:

Như vậy, càng nhiều nguồn đổ vào 1 nút thì tổng dòng ngắn mạch tại nút này

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”

ứng có:

Sđm.cắtMC = √3.UđmMC.Iđm.cắtMC

Do Uđm = hs; nên Sđm.cắtMC ~ Iđm.cắtMC

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

Theo đó, yêu cầu:

2.3 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:

Bước 4: Quay lại bước 2 và lặp lại chu kỳ cho đến khi nó hội tụ đến một áp

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

 Phương pháp lặp Newton - Raphson không liên kết có độ dốc cố định

- 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

Chương 3 GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG NGẮN MẠCH LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

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

3.2.1 Tiêu chí đánh giá

Các tiêu chí đánh giá từng giải pháp nêu trên được đánh giá như sau: - Khả thi về mặt thực hiện

- Mức độ hiệu quả

- 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

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:

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

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

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

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

liên lạc của các trạm biến áp, đường dây có dòng ngắn mạch cao Chi tiết được trình bày ở Chương 4

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 bị

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

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

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”

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 AC