Tính toán dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải điện miền bắc và đề xuất các biện pháp giảm dòng ngắn mạch trên lưới điện truyền tải

LỜI CAM ĐOAN Tên tôi là: Nguyễn Văn Quyết Sinh ngày: 01 tháng 05 năm 1980 Hiện đang công tác tại: Trung tâm Năng lượng và Chuyển giao công nghệ – Viện Năng lượng – Bộ Công thương Đề

LỜI CAM ĐOAN

Tên tôi là: Nguyễn Văn Quyết

Sinh ngày: 01 tháng 05 năm 1980

Hiện đang công tác tại: Trung tâm Năng lượng và Chuyển giao công nghệ – Viện Năng lượng – Bộ Công thương

Đề tài thực hiện luận văn thạc sỹ: “Tính toán dòng ngắn mạch trên lưới truyền

tải điện Miền Bắc và đề xuất các biện pháp giảm dòng ngắn mạch trên lưới điện truyền tải”

Được thực hiện tại trường Đại học Bách khoa Hà Nội Trong thời gian thực hiện luận văn được sự giúp đỡ nhiệt tình của PGS.TS.Trần Bách nên luận văn đã hoàn thành đúng tiến độ được giao

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của mình Nội dung trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trên bất kỳ công trình khoa học nào Cuối cùng tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành tới PGS.TS.Trần Bách, các thầy cô trong bộ môn Hệ thống điện, Viện Điện trường Đại học Bách khoa Hà Nội, gia đình

và bạn bè đã giúp đỡ động viên và đóng góp những ý kiến quý báu để tôi hoàn thành tốt luận văn này

Xin trân thành cảm ơn!

Hà Nội, ngày 24 tháng 9 năm 2013

Tác giả

Nguyễn Văn Quyết

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

1 Khối lượng đường dây điện và trạm biến áp Bảng 1-1

2 Danh mục đường dây 500 kV đang vận hành đến cuối năm

3 Danh mục TBA 500 kV đang vận hành đến cuối năm 2010 Bảng 1-3

4 Điện năng trao đổi các miền qua hệ thống truyền tải 500kV

5 Hiện trạng lưới điện truyền tải 220kV & 110kV của các

6 Danh mục đường dây 500kV hiện có tới cuối năm 2010 Bảng 1-6

7 Danh mục trạm biến áp 500kV hiện có tới cuối năm 2010 Bảng 1-7

8 Dòng điện ngắn mạch lớn nhất trong khu vực (đến năm

đoạn 2011-2025

16 Danh mục trạm 500kV miền Bắc vào vận hành giai đoạn

17 Dòng điện ngắn mạch và thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch Bảng 1-17

18 Bảng thống kê các loại ngắn mạch, ký hiệu và xác suất xảy

19 Quan hệ giữa điện trở đơn vị với tiết diện dây dẫn Bảng 2-2

20 Quan hệ giữa điện kháng và điện dung đơn vị với tiết diện

21 Thông số các MBA 500 kV hiện trạng Bảng 2-4

22 Điện áp ngắn mạch phần trăm các máy biến áp tại Tokyo Bảng 2-5

23 Trị số dòng điện ngắn mạch 3 pha và 1 pha tại thanh cái các

24 Dòng điện ngắn mạch tại thanh cái 500 kV các TBA theo sơ

25 Dòng ngắn mạch theo sơ đồ 2 (vận hành hở một số đoạn

26 Dòng ngắn mạch tại thanh cái 500 kV theo sơ đồ 2 Bảng 3-4

27 Kết quả tính ngắn mạch theo sơ đồ 3 (tách các thanh cái 500

28 Dòng điện ngắn mạch tại các thanh cái 500 kV theo sơ đồ 3 Bảng 3-6

29

Kết quả tính ngắn mạch theo sơ đồ 4 (tách các thanh cái 500

kV, tách các thanh cái 220kV tại nơi có dòng ngắn mạch lớn,

VH hở một số đoạn phân chia công suất trên lưới 220 kV)

Bảng 3-7

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

1 Sơ đồ thanh cái TBA 500/220 kV Sơn La Hình 1-1

2 Sơ đồ thanh cái trạm 500/220 kV Hòa Bình Hình 1-2

3 Sơ đồ thanh cái trạm 500/220 kV Nho Quan Hình 1-3

4 Sơ đồ thanh cái 220kV SPP nhà máy Nhiệt điện Phả Lại Hình 1-4

5 Sơ đồ thanh cái 110kV SPP nhà máy Nhiệt điện Phả Lại Hình 1-5

6 Sơ đồ thanh cái 220kV SPP nhà máy Nhiệt điện Mạo Khê Hình 1-6

7 Sơ đồ thanh cái SPP 220/110kV nhà máy Nhiệt điện Cẩm

8 Sơ đồ thanh cái SPP 220kV nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng Hình 1-8

9 Sơ đồ thanh cái SPP 220kV nhà máy Nhiệt điện Hải Phòng Hình 1-9

10 Sơ đồ thanh cái SPP 220kV nhà máy Thủy điện Nậm

15 Quan hệ giữa điện kháng đường dây với tiết diện Hình 2-1

16 Quan hệ giữa dung dẫn đường dây với tiết diện Hình 2-2

17 Sơ đồ đấu nối liên thông các trạm biến áp 220 kV Hình 2-3

18 Sơ đồ phân đoạn thanh cái 500 kV và mở máy cắt mạch

19 Sơ đồ vận hành kín lưới 500-220 kV, tách thanh cái cả 2

20 Bố trí thanh cái theo sơ đồ 3/2 Hình 2-6

21 Bố trí thanh cái theo sơ đồ 4/3 và 3/2 Hình 2-7

22 Bố trí thanh cái theo sơ đồ đa giác và 3/2 Hình 2-8

23 Sơ đồ 2 thanh cái mở rộng (phỏng theo các TBA 500/275

27 Nhà máy thủy điện Itaipu và trạm biến áp Tucuri Hình 2-13

28 Sơ đồ đấu nối thanh cái TBA Tucuri (Brazil) Hình 2-14

29 Sơ đồ đấu nối kháng điện phân đoạn tại TBA Tucuri

30 Thông số kháng điện tại Cuturi (Brazil) Hình 2-16

31 Sơ đồ lắp đặt kháng nối tiếp tại TBA Si Jing (Trung Quốc) Hình 2-17

32 Thông số kháng nối tiếp tại TBA 500 kV Si Jing Hình 2-18

34 Giới thiệu hệ thống điện 3 pha với ngắn mạch tại nút p Hình 3-2

35 Giao diện chương trình tính PSS/E Hình 3-3

MỞ ĐẦU

 Lý do chọn đề tài

Lưới điện truyền tải Việt Nam dự kiến phát triển mạnh nhằm đáp ứng nhu cầu tăng trưởng kinh tế xã hội Một trong những hệ quả là tại các trung tâm phụ tải dòng ngắn mạch vượt quá ngưỡng cho phép của thiết bị Vì vậy, cần phải nghiên cứu biện pháp giảm dòng ngắn mạch tại các trung tâm phụ tải

 Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu

Mục đích: Tính toán dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải điện Miền Bắc và đề xuất các giải pháp nhằm hạn chế dòng ngắn mạch tại các Trạm biến áp 500kV, 220kV tăng cao, vượt quá giá trị cho phép, đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn Đối tượng nghiên cứu: Hệ thống điện miền Bắc

Phạm vi nghiên cứu: Đề xuất các giải pháp từ quy hoạch đến việc thiết kế, xây dựng mới và cải tạo lưới truyền tải, lựa chọn thiết bị, sơ đồ trạm biến áp, đặt kháng nối tiếp, … để giảm dòng ngắn mạch trong hệ thống Luận văn thực hiện nghiên cứu và tính toán giải pháp thay đổi cấu trúc vận hành của lưới truyền tải để đạt được mục tiêu giảm dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải điện Miền Bắc

 Tóm tắt cô đọng các luận điểm cơ bản và đóng góp mới của tác giả

Các nội dung sau đã được thực hiện trong luận văn:

- Đưa ra được tổng quan về hiện trạng hệ thống điện truyền tải 500-220 kV Việt Nam, và khu vực miền Bắc, chương trình phát triển lưới điện đến năm

2030 nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội

- Trình bày phương pháp luận nghiên cứu, cơ sở lý thuyết tính toán dòng ngắn mạch, qua đó lựa chọn các giải pháp có thể để hạn chế dòng ngắn mạch trong

hệ thống

- Đề xuất các giải pháp: từ quy hoạch đến việc thiết kế, xây dựng mới và cải tạo lưới truyền tải, lựa chọn thiết bị, sơ đồ trạm biến áp, đặt kháng nối tiếp,

… để giảm dòng ngắn mạch trong hệ thống

- Mô phỏng hệ thống điện 500-220kV miền Bắc Thay đổi đấu nối trạm biến

áp 500-220kV, tính toán đưa ra kết quả của giải pháp thay đổi đấu nối

- Đưa ra kết luận và kiến nghị đối với các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch trong hệ thống điện miền Bắc

 Phương pháp nghiên cứu

Trên cơ sở lưới điện của quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn

2011-2020 có xét đến 2030 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, luận văn thực hiện

mô phỏng hệ thống điện 500-220kV khu vực miền Bắc, dự kiến phát triển đến 2030 bằng chương trình PSS/E Thực hiện nghiên cứu tính toán các giải pháp kết lưới và đưa ra kết luận về kết quả đạt được

MỤC LỤC

Trang Trang phụ bìa ……… 1

Lời cam đoan ……… 2

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt ……… 3

Danh mục các bảng ……… 4

Danh mục các hình vẽ, đồ thị ……… 6

MỞ ĐẦU ……… 8

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG VÀ DỰ KIẾN PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM VÀ MIỀN BẮC 12

1.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải 12

1.1.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải Việt Nam 12

1.1.2 Đặc điểm lưới truyền tải miền Bắc 17

1.2 Hiện trạng dòng điện ngắn mạch trên lưới truyền tải khu vực miền Bắc 30

1.3 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc và khu vực miền Bắc 31

1.4 Các quy định hiện hành đối với lưới truyền tải điện 46

1.4.1 Thông tư 12/2010/TT-BCT 46

1.4.2 Quy phạm trang bị điện 46

1.5 Kết luận chương 1 47

CHƯƠNG 2 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP LUẬN LỰA CHỌN GIẢI PHÁP GIẢM DÒNG NGẮN MẠCH TRÊN LƯỚI TRUYỀN TẢI 48

2.1 Hiện tượng ngắn mạch trên lưới điện truyền tải 48

2.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số dòng ngắn mạch 50

2.3 Các giải pháp giảm dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải điện 52

2.3.1 Lựa chọn thông số đường dây truyền tải điện 52

2.3.2 Lựa chọn thông số máy biến áp 55

2.3.3 Sử dụng sơ đồ đấu nối hợp lý 57

2.3.4 Sử dụng thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch 64

2.3.5 Nối đất trung tính thông qua cuộn kháng 68

2.3.6 Một số giải pháp khác nhằm hạn chế dòng điện ngắn mạch 68

2.4 Đề xuất pháp giảm dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải điện, ứng dụng vào hệ thống điện Việt Nam 69

2.5 Kết luận chương 2 70

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN KIỂM TRA TẠI CÁC NÚT QUAN TRỌNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN KHU VỰC MIỀN BẮC 71

3.1 Khái quát về phương pháp tính ngắn mạch 71

3.2 Giới thiệu sơ lược về chương trình PSS/E 74

3.3 Các giả thiết tính toán dòng điện ngắn mạch 76

3.4 Tính toán khi chưa sử dụng biện pháp hạn chế dòng ngắn mạch 77

3.5 Tính toán khi sử dụng biện pháp giảm dòng ngắn mạch 85

3.6 Kết luận chương 3 107

Kết luận 108

Kiến nghị 111

TÀI LIỆU THAM KHẢO 112

PHỤ LỤC 113

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG VÀ DỰ KIẾN PHÁT

TRIỂN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM VÀ MIỀN BẮC

-

1.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải

1.1.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải Việt Nam

Hệ thống điện của Việt Nam hiện đang vận hành với các cấp điện áp cao áp 500kV, 220 kV, 110kV và các cấp điện áp trung áp từ 35kV tới 6kV Phần lưới điện truyền tải 500kV và 220kV do tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia quản lý, phần lưới điện phân phối ở cấp điện áp 110kV và lưới điện trung áp ở các cấp điện áp từ 6kV tới 35kV do các công ty điện lực miền quản lý Quá trình phát triển lưới điện truyền tải ở Việt Nam trong 15 năm qua có thể tóm tắt trong bảng sau:

Bảng 1-1 Khối lượng đường dây và trạm biến áp

(nguồn: QHĐ VII- Chương I-trang 20/35)

Lưới truyền tải 500kV là xương sống của hệ thống điện Việt Nam Chạy suốt từ Bắc vào Nam với tổng chiều dài gần 4000 km, lưới điện 500kV đóng một vai trò vô cùng quan trọng trong cân bằng năng lượng của toàn quốc và có ảnh hưởng lớn tới

độ tin cậy cung cấp điện của từng miền

Hiện nay toàn bộ 2 mạch 500kV đã tạo liên kết hệ thống Bắc –Trung-Nam từ Hòa Bình tới Phú Lâm với công suất trao đổi khoảng trên 1500MW Đường dây 500kV mạch 2 vào vận hành đã nâng cao truyền tải công suất và trao đổi điện năng giữa các miền, tạo điều kiện thuận lợi cho việc khai thác hợp lý các nguồn điện trong HTĐ Việt Nam, giảm khả năng thiếu điện cục bộ, nâng cao ổn định toàn hệ thống điện Trên hệ thống 500 kV một số đoạn có nhiều thời điểm vận hành đầy tải

nhƣ các đoạn Nhà Bè – Phú Lâm, Đà Nẵng – Hà Tĩnh và Phú Lâm – Pleiku Ngoài

ra, một số thiết bị trong hệ thống 500 kV Bắc – Nam mạch 1 đã vận hành trên 17 năm nên bắt đầu có dấu hiệu kém tin cậy trong vận hành

Bảng 1-2– Danh mục đường dây 500 kV đang vận hành đến cuối năm 2010

Miền Bắc

1 Hoa Binh - Ha Tinh 1 x 341 341

4 Branch to Nho Quan 500 kV

5 Quang Ninh - Thuong Tin 1 x 152 152 2009

Miền trung

1 Ha Tinh - Da Nang 1 x 390 390 (Circuit 1)

4 Da Nang - Doc Soi - Pleiku 1 x 297 297 2004

Bảng 1-3 – Danh mục TBA 500 kV đang vận hành đến cuối năm 2010

STT TÊN CÔNG SUẤT (MVA) TỔNG CS (MVA) GHI CHÚ

Hệ thống lưới điện 220kV & 110 kV

Thống kê khối lượng lưới 220 & 110 kV của ba miền Bắc, Trung, Nam đến cuối năm 2010 được cho trong bảng

Bảng 1-5 Hiện trạng lưới điện truyền tải 220kV & 110kV của các miền năm 2010

Nguồn: Báo cáo vận hành năm 2010 (A0)

Hiện nay, phần lớn đường dây 220 kV đều được thiết kế mạch kép hoặc có cấu trúc mạch vòng khép kín Do đó, độ tin cậy cung cấp điện của lưới 220 kV nhìn chung đã được tăng lên rõ rệt Tuy nhiên, tại một số khu vực các đường dây truyền tải 220 kV đã vận hành lâu năm, tiết diện dây dẫn nhỏ, các thiết bị có dấu hiệu xuống cấp nên độ tin cậy chưa cao (các đường dây sử dụng dây AC-300 ở Thanh Hoá, Nghệ An, Hà Tĩnh, Quảng Bình ở khu vực miền Bắc, tuyến dây Hóc Môn – Phú Lâm, Cai Lậy – Trà Nóc ở miền Nam sử dụng dây AC411)

Hiện trạng lưới điện 220-110 kV ở từng miền có những đặc điểm chính sau:

 Khu vực miền Bắc

Lưới điện 220kV & 110kV của khu vực có nhiệm vụ đấu nối các nhà máy điện lớn Hoà Bình, Phả Lại và Uông Bí về trung tâm phụ tải Hà Nội và vùng lân cận, Hải Phòng… Các xuất tuyến quan trọng của khu vực là các đường dây truyền tải 220kV từ thuỷ điện Hoà Bình tới các TBA Hà Đông, Chèm, Việt Trì, Nho Quan; từ nhiệt điện Phả Lại tới TBA Sóc Sơn, Phố Nối, Đồng Hoà và đường dây truyền tải 220kV mạch kép phân pha nhập khẩu điện từ Trung Quốc về các tỉnh miền núi phía bắc Một điểm đáng lưu ý là đường dây truyền tải 220 kV từ Trung Quốc hay bị sự

cố do tuyến dây này đi qua khu vực hay có sét

Các xuất tuyến từ thuỷ điện Hoà Bình sử dụng dây ACKP–500 Các đường dây truyền tải thường vận hành nặng tải (khoảng 80% to 90% công suất cho phép) Vì vậy, chúng chưa đáp ứng được tiêu chuẩn N-1 Các xuất tuyến từ nhiệt điện Phả Lại

đến trạm Sóc Sơn, Thường Tín, Phố Nối, Đồng Hoà sử dụng dây dẫn loại ACSR–

520 và ACKP–400 Các xuất tuyến 220 kV Thường Tín – Phả Lại, Nho Quan – Ninh Bình, 110kV Chèm – Đông Anh thường nặng tải vào giờ cao điểm, quá tải nếu nguồn Phả Lại, Uông Bí phát thấp hoặc bị sự cố TBA 220 kV Phố Nối, Đồng Hoà vận hành gần như đầy tải và quá tải nhẹ trong giờ cao điểm

 Khu vực miền Trung

Theo điều kiện phân bố địa lý tự nhiên, khả năng cung cấp và tiêu thụ điện miền Trung có thể chia thành 3 khu vực:

- Vùng Bắc Trung Bộ: gồm 3 tỉnh Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên Huế Khu vực này hiện đang được cấp điện bởi 2 trạm biến áp 220kV Đồng Hới và Huế Đường dây 220kV cấp điện cho 2 trạm biến áp này hiện vẫn đang là đường độc đạo nên mức độ an toàn cấp điện của khu vực chưa được đảm bảo

- Khu vực duyên hải Nam Trung Bộ: gồm thành phố Đà Nẵng và 8 tỉnh Quảng Nam, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Nam Định, Ninh Thuận và Bình Thuận Đây là khu vực tiêu thụ điện lớn nhất của miền Trung Hiện tại khu vực này đang được cấp điện bởi 1 trạm biến áp 500kV và 6 trạm biến áp 220kV Các trạm biến áp này đều được cấp điện từ đường dây mạch kép hoặc hai xuất tuyến nên độ an toàn cung cấp điện tương đối đảm bảo

- Vùng Tây Nguyên: đây là khu vực tập trung nhiều nguồn điện lớn và các đường dây truyền tải quan trọng Tuy nhiên, mức độ tiêu thụ điện của khu vực này không cao Có 2 trạm biến áp 220kV cấp điện cho khu vực này Các trạm biến áp 110kV hầu hết đều chỉ được cấp điện

từ 1 nguồn nên độ an toàn cung cấp điện thấp

 Khu vực miền Nam

Theo điều kiện phân bố địa lý tự nhiên, khả năng cung cấp và tiêu thụ điện miền Nam có thể chia thành 2 khu vực Hai khu vực này được liên kết với nhau bởi đường dây Phú Lâm – Cai Lậy và Phú Mỹ 1 – Nhơn Trạch – Cai Lậy

- Vùng Đông Nam Bộ: gồm 6 tỉnh thành là TP Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Bà Rịa-Vũng Tàu, Bình Dương, Bình Phước, Tây Ninh Đây là khu vực trọng điểm kinh tế và là trung tâm phụ tải tiêu thụ Trong khu vực này cung có nhiều nhà máy điện lớn như trung tâm nhiệt điện Phú

Mỹ, Nhơn Trạch, TĐ Trị An Toàn khu vực có 4 trạm 500kV và 11 trạm 220kV Đa số trạm biến áp 220 & 110kV đều được cấp điện từ 2 phía hoặc có cấu hình mạch kép nên nhìn chung độ tin cậy cung cấp điện trong khu vực được đảm bảo

- Vùng đồng bằng sông Cửu Long: gồm 12 tỉnh Long An, Tiền Giang, Bến Tre, Vĩnh Long, Trà Vinh, Đồng Tháp, Cần Thơ, Sóc Trăng, Bạc Liêu, Cà Mau, An Giang, Kiên Giang Hiện tại khu vực này chỉ có 2 nhà máy nhiệt điện là Cần Thơ và Cà Mau và 8 trạm biến áp 220kV cấp điện cho toàn khu vực Nhiệt điện Cà Mau có vai trò hết sức quan trọng đối với hệ thống điện khu vực Chất lượng điện áp tại một số khu vực phụ thuộc vào các chế độ vận hành của nhiệt điện khí Cà Mau Năm 2008, điện áp tại các trạm biến áp 220 kV Bạc Liêu, Cà Mau, Rạch Giá, Trà Nóc, Vĩnh Long xuống thấp và đường dây truyền tải Phú Lâm – Cai Lậy, Phú Mỹ 1 – Cai Lậy bị quá tải khi nhiệt điện

Cà Mau bị sự cố ngừng phát điện hoặc phát công suất thấp

Tóm lại, cũng giống như hệ thống điện khu vực miền Bắc hệ thống điện khu vực miền Nam vẫn chưa đảm bảo tiêu chuẩn N-1 trên toàn bộ hệ thống

1.1.2 Đặc điểm lưới truyền tải miền Bắc

ACSR4x330

1x307,5 307,5

3 Nho Quan -

Hà Tĩnh (mạch 2)

6 Sơn La - Hòa Bình ACSR4x330 1x208 208

7 Sơn La - Nho Quan ACSR4x330 1x263 263

Bảng 1-7 : Danh mục trạm biến áp 500kV hiện có tới cuối năm 2010

Hình 1-1: Sơ đồ thanh cái TBA 500/220 kV Sơn La

TBA 500/220 kV Sơn La

Sơ đồ thanh cái 500 kV: 3/2

Sơ đồ thanh cái 220 kV: hai thanh cái có thanh cái vòng

Trường hợp dòng ngắn mạch tại thanh cái 220 kV Sơn La vượt ngưỡng 40 kA và phải vận hành tách thanh cái So với sơ đồ 3/2, việc tách thanh cái và phân lại tải các đường dây đối với sơ đồ hai thanh cái có thể dễ dàng hơn Trong trường hợp này, khi vận hành tách thanh cái, độ tin cậy cung cấp điện giảm

Hình 1-2: Sơ đồ thanh cái trạm 500/220 kV Hòa Bình

Trạm 500/220 kV Hòa Bình:

Sơ đồ thanh cái 500 kV: tứ giác

Sơ đồ thanh cái 220 kV: hai thanh cái

Dòng ngắn mạch tại thanh cái 220 kV Hòa Bình đã bắt đầu vượt ngưỡng 40 kA, A0 đã phải vận hành tách thanh cái So với sơ đồ 3/2, việc tách thanh cái và phân lại tải các đường dây đối với sơ đồ hai thanh cái có thể dễ dàng hơn Trong trường hợp này, khi vận hành tách thanh cái, độ tin cậy cung cấp điện giảm

TBA 500/220 kV Quảng Ninh

Sơ đồ thanh cái 500 kV: 3/2

Sơ đồ thanh cái 220 kV: hai thanh cái có thanh cái vòng

Hình 1-3: Sơ đồ thanh cái trạm 500/220 kV Nho Quan

TBA 500/220 kV Sơn La

Sơ đồ thanh cái 500 kV: 3/2

Sơ đồ thanh cái 220 kV: hai thanh cái có thanh cái vòng

Trạm 500/220 kV Nho Quan:

Sơ đồ thanh cái 500 kV: tứ giác

Sơ đồ thanh cái 220 kV: hai thanh cái có thanh cái vòng

Nhìn chung sơ đồ thanh cái đa giác không linh hoạt trong vận hành và khó mở rộng Hiện trạm chưa gặp vấn đề về dòng ngắn mạch tăng cao

TBA 500/220 kV Hiệp Hòa

Sơ đồ thanh cái 500 kV: 3/2

Sơ đồ thanh cái 220 kV: hai thanh cái có thanh cái vòng

Hiện trạm chưa gặp vấn đề về dòng ngắn mạch tăng cao

Nhận xét:

Sơ đồ thanh cái trạm 500/220 kV rất quan trọng trong việc tính toán các giải pháp giảm dòng ngắn mạch (sẽ được phân tích làm rõ ở phần sau) Thanh cái 500

kV, 220 kV hiện tại miền Bắc hiện nay có 2 dạng cấu hình chính: 3/2 và đa giác Sơ

đồ 3/2 và đa giác có độ linh hoạt trong vận hành cao, trong chế độ vận hành thường đóng (đóng tất cả máy cắt), sự cố bất kỳ 1 phần tử nào cũng không gây mất điện các

lộ khác Tuy nhiên, khi có nhu cầu vận hành tách thanh cái một các lâu dài (tức là

một số máy cắt sẽ phải thường mở), nếu không bố trí phù hợp ngay từ đầu thì khi tách thanh cái sẽ làm giảm độ tin cậy cung cấp điện

Sơ đồ thanh cái 500kV và 220 kV kiểu 3/2 : Các lộ đường dây có xu hướng đấu nối vào 1 thanh cái, các tổ máy phát (MBA) đấu nối vào 1 thanh cái còn lại Khi có nhu cầu phân đoạn thanh cái để vận hành tách lưới sẽ gặp nhiều khó khăn và có thể

sẽ làm giảm độ tin cậy cung cấp điện Hãy xem xét ví dụ sau để làm rõ luận điểm trên:

(Xem hình vẽ dưới)

Phụ tải 1 có hai lộ A, B cấp điện, phụ tải 2 có hai lộ C, D cấp điện Có 4 tổ máy

E, F, G, H đấu nối vào thanh cái Cần vận hành lâu dài tách thanh cái với yêu cầu phân tải đều 2 tổ máy cho 2 lộ đường dây

Tình huống trên rất dễ xảy ra trong thực tế

Ở hình 1, khi muốn vận hành tách thanh cái, lộ A và B chỉ có thể nhận điện từ 2

tổ máy phát E và F, đồng thời mở máy cắt 1 và 4 Hai lộ C, D chỉ có thể nhận điện

từ 2 tổ máy G, H, đồng thời mở máy cắt 9, 12

Ở hình 2: cần mở các máy cắt 2, 5, 8, 11 để hai tổ F, H cấp điện cho hai lộ A, C; hai tổ E, G cấp điện cho hai lộ B, D

Vận hành theo sơ đồ hình 2 ưu việt hơn hẳn sơ đồ hình 1 với các lý do sau:

- Các cặp hai ĐZ A, B và C, D được đấu nối vào 2 thanh cái khác nhau, nâng cao được độ tin cậy khi sự cố thanh cái

- Sự cố bất kỳ đường dây nào hay tổ máy nào thì chỉ nhảy máy cắt của

lộ đó, trong khi ở sơ đồ hình 1, khi sự cố lộ C, D hoặc tổ máy E, F đều dẫn tới nhảy 2 máy cắt, gây mất điện cho lộ còn lại

Nhược điểm của sơ đồ hình 2 so với sơ đồ hình 1 là tốn nhiều diện tích hơn do phải bố trí thêm quỹ đất cho các lộ giao chéo Để khắc phục, ở Mỹ, người ta sử dụng sơ đồ thanh cái 3/2 bố trí như hình 3 Theo cách bố trí này, hai cặp đường dây

A, B và hai tổ máy E, F được đấu nối vào 2 thanh cái khác nhau và không xảy ra giao chéo

Hình trên bố trí hai thanh cái cạnh nhau, máy cắt xếp theo hai phía của thanh cái, các lộ được đấu nối khá thuận lợi vào 1 trong 2 thanh cái Khi cần tách thanh cái, cần mở các máy cắt 2, 5, 8, 11

Sơ đồ 3/2 đã được thực tế kiểm chứng về độ tin cậy trong vận hành lưới điện, nhiều nước trên thế giới sử dụng sơ đồ này Tuy nhiên, cần bố trí đấu nối theo kiểu hình 2 hoặc hình 3 để làm tăng tính linh hoạt trong vận hành điều độ hệ thống Sơ

đồ thanh cái 220 kV tại NĐ Phú Mỹ 1 đã làm rất tốt điều này

Sơ đồ bố trí thanh cái theo kiểu hình 1 rất phổ biến trong lưới điện 500-220 kV Việt Nam hiện nay và ngay cả trong các thiết kế trạm chuẩn bị đầu tư xây dựng (TBA 500 kV Phố Nối …) Khi quy mô lưới điện đủ lớn, phát sinh nhu cầu khách quan là vận hành tách thanh cái, đấu nối theo kiểu hình 1 sẽ gây khó khăn rất lớn cho các đơn vị điều độ (thực tế đã xảy ra khi tách thanh cái NĐ Phả Lại 2), làm giảm độ tin cậy cấp điện khi tách thanh cái làm 2 phần độc lập

Đối với sơ đồ đa giác (tứ giác, ngũ giác, lục giác): khi có nhu cầu vận hành tách thanh cái, cần mở 2 máy cắt, độ tin cậy khi vận hành tách lưới bị giảm rõ rệt

1.1.2.2 Lưới 220 kV

Căn cứ theo chế độ vận hành của các đường dây 220kV khu vực miền Bắc, có thể chia các đường dây này ra làm 2 nhóm: nhóm 1 là các đường dây 220kV xuất tuyến từ các nhà máy điện lớn như Hoà Bình, Phả Lại, cụm nhiệt điện Quảng Ninh

và Hải Phòng Đây là nhóm đường dây mà khả năng mang tải và chế độ vận hành của chúng có ảnh hưởng lớn tới hệ thống điện Nhóm thứ 2 là nhóm các đường dây 220kV cấp điện cho các phụ tải tại các tỉnh và các thành phố

b Nhóm 2

Theo điều kiện phân bố địa lý tự nhiên, khả năng cung cấp và tiêu thụ điện miền Bắc có thể chia thành 4 khu vực:

Khu vực Tây Bắc và miền núi phía Bắc: khu vực này hiện nay đang nhận điện từ

Trung Quốc ở cấp 220kV và 110kV Công suất truyền tải qua đường dây 220kV mạch kép Hà Khẩu (Trung Quốc) - Lào Cai trên 400MW, qua đường dây 220kV Hà Giang - Tháì Nguyên khoảng 300MW Khu vực nhận điện Trung Quốc qua ĐZ Mã Quan – Hà Giang – Thái Nguyên còn dao động điện áp Điện áp khu vực nhận điện Trung Quốc khá thấp làm ảnh hưởng đến phụ tải

Khu vực Đông Bắc: gồm 4 tỉnh Hải Dương, Bắc Giang, Quảng Ninh và Hải

Phòng là khu vực có nhiều nguồn điện lớn, do đó một lượng lớn công suất được truyền tải về trung tâm Hà Nội và khu vực nam sông Hồng qua các đường dây 220kV Tràng Bạch - Phả Lại, Đồng Hòa - Phả Lại và Đồng Hòa - Thái Bình Độ mang tải của đường dây 220kV Tràng Bạch - Phả Lại, Đồng Hòa - Thái Bình tương đối lớn Các trạm 110kV của khu vực này hầu hết đều được cấp điện bằng hai mạch đường dây 110kV nên độ an toàn cung cấp điện của khu vực tương đối đảm bảo

Khu vực xung quanh Hà Nội: gồm thủ đô Hà Nội và 3 tỉnh lân cận là Vĩnh Phúc,

Bắc Ninh và Hưng Yên Đây là khu vực tiêu thụ điện mạnh nhất toàn miền Bắc Giai đoạn 2006-2010, do một loạt các trạm 220kV khu vực này bị chậm tiến độ (như trạm 220kV An Dương, Long Biên, Thường Tín, Kim Động, Sơn Tây chưa khởi công) nên nguồn cấp cho lưới 110kV khu vực tương đối căng thẳng

Khu vực Nam sông Hồng và Bắc Trung Bộ: bao gồm 7 tỉnh: Hà Nam, Ninh Bình,

Nam Định, Thái Bình, Thanh Hoá, Nghệ An, Hà Tĩnh Hiện tại các trạm 220kV Thái Bình, Nam Định, Ninh Bình chỉ được cấp điện bằng đường dây mạch đơn Ninh Bình - Nam Định - Thái Bình - Đồng Hoà nên khi có sự cố tại một trong các đầu đường dây này sẽ dẫn đến quá tải toàn bộ tuyến dây Các trạm 220kV Nam Định, Ninh Bình hiện đầy tải

Nhìn chung, các trạm biến áp khu vực miền Bắc thường được thiết kế từ 2-3 máy biến áp 220/110 kV với gam máy 250 MVA Phía 110 kV thường có từ 6 đến 8

lộ xuất tuyến đường dây 110kV Sơ đồ phổ biến của các trạm phía 220kV và 110

kV là 2 thanh cái hoặc 2 thanh cái có thanh cái vòng Như đã phân tích ở trên, kiểu

sơ đồ này có khả năng vận hành linh hoạt, dễ dàng tách thanh cái khi cần thiết Đây

là đặc điểm rất quan trọng của lưới điện khu vực miền Bắc trong vấn đề ứng phó với dòng ngắn mạch tăng cao

Sơ đồ thanh cái một số các trạm 220/110 kV điển hình khu vực Miền Bắc như các hình dưới đây:

Hình 1-4: Sơ đồ thanh cái 220kV SPP nhà máy Nhiệt điện Phả Lại

Hình 1-5: Sơ đồ thanh cái 110kV SPP nhà máy Nhiệt điện Phả Lại

Hình 1-6: Sơ đồ thanh cái 220kV SPP nhà máy Nhiệt điện Mạo Khê

Hình 1-7: Sơ đồ thanh cái SPP 220/110kV nhà máy Nhiệt điện Cẩm Phả

Hình 1-8: Sơ đồ thanh cái SPP 220kV nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng

Hình 1-9: Sơ đồ thanh cái SPP 220kV nhà máy Nhiệt điện Hải Phòng

Hình 1-10: Sơ đồ thanh cái SPP 220kV nhà máy Thủy điện Nậm Chiến

Hình 1-11: Sơ đồ TBA220/110kV Ba La

Hình 1-12: Sơ đồ TBA220/110kV Sóc Sơn

Hình 1-13: Sơ đồ TBA220/110kV Ba Chè

Hình 1-14: Sơ đồ TBA220/110kV Phủ Lý

Các trạm 220/110 kV sử dụng sơ đồ 2 thanh cái hoặc 2 thanh cái có thanh cái vòng Loại sơ đồ này có độ linh hoạt vận hành cao, khi cần vận hành tách thanh cái thì chỉ cần mở máy cắt liên lạc và thay đổi đấu nối các lộ vào thanh cái tương ứng Tuy nhiên, khi tách thanh cái thì độ tin cậy cung cấp điện giảm rõ rệt, nếu sự cố 1 thanh cái, toàn bộ các lộ đường dây sẽ mất điện

Sơ đồ bố trí thanh cái 220kV theo kiểu 3/2 sẽ gây khó khăn rất lớn cho các đơn

vị điều độ khi cần phải tách thanh cái để giảm dòng ngắn mạch(thực tế đã xảy ra khi tách thanh cái NĐ Phả Lại 2), làm giảm độ tin cậy cấp điện khi tách thanh cái làm 2 phần độc lập

Đối với sơ đồ đa giác (tứ giác, ngũ giác, lục giác): khi có nhu cầu vận hành tách thanh cái, cần mở 2 máy cắt, độ tin cậy khi vận hành tách lưới bị giảm rõ rệt

1.2 Hiện trạng dòng điện ngắn mạch trên lưới truyền tải khu vực miền Bắc

Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch trong lưới điện trình bày trong bảng (chưa thực hiện các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch)

Bảng 1 8 Dòng điện ngắn mạch lớn nhất trong khu vực (đến năm 2013)

Khu vực Dòng điện ngắn mạch lớn nhất trong khu vực

Tên nút Imn max

(kA) Tên nút

Imn max (kA) (i) miền Bắc

Đông Bắc Bộ Quảng Ninh 38.7 TC 220kV trạm

500kV Hải Phòng 74.3

Bắc Trung Bộ Vũng Áng1&2 34.0 Thanh Hoá 42.8

Nhận xét về kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch (tham khảo QHĐ 7):

(i) Các tỉnh miền Bắc:

Ở cấp điện áp 500kV: dòng điện ngắn mạch tại khu vực Tây Bắc Bộ, Đông Bắc

Bộ, Nam Hà Nội và Bắc Trung Bộ nói chung đều ở dưới mức 40kA; với khu vực

Hà Nội và phụ cận dòng ngắn mạch lên tới gần 56kA

Ở cấp điện áp 220kV: dòng điện ngắn mạch tại các khu vực, Đông Bắc Bộ, Hà Nội và phụ cận, Nam Hà Nội và Bắc Trung Bộ nói chung đều vượt mức 40kA, nên cần phải xem xét áp dụng các biện pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch

1.3 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc và khu vực miền Bắc

Căn cứ Quyết dịnh phê duyệt QHĐ7 của Thủ tướng Chính phủ ngày 21 tháng 7 năm 2011, dự báo nhu cầu điện của Việt Nam và khu vực miền Bắc đến năm 2030 tương ứng với 3 kịch bản tăng trưởng kinh tế như sau:

Bảng 1.9: Tổng hợp dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc và miền Bắc đến năm

Điện sản xuất (GWh)

Công suất max (MW)

Nhu cầu điện thương phẩm (GWh) Phương án cao

2015 33.426 184.284 210.852 14.353 70.231

2020 57.180 318.511 361.945 24.163 121.817

2025 88.401 494.126 561.506 37.371 188.408

Điện sản xuất (GWh)

Công suất max (MW)

Nhu cầu điện thương phẩm (GWh)

Bảng 1.10: Nhu cầu phụ tải các tỉnh khu vực miền Bắc giai đoạn đến 2020

STT Tỉnh Công suất P max (MW)

Căn cứ theo dự báo phụ tải nêu trên, đề án đã tính toán chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn đến 2025, cập nhật theo QHĐ-VII

Nhấn mạnh quan điểm xuyên suốt đã nêu trong QHĐ VI và tiếp tục kế thừa nghiên cứu trong QHĐ VII là: phát triển cân đối công suất nguồn trên từng miền Bắc, Trung và Nam, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền liên kết với nhau sao cho giảm tổn thất truyền tải, chia sẻ công suất nguồn dự trữ và tận dụng mùa nước để khai thác hợp lý kinh tế các NM thuỷ điện Do đặc điểm của nước ta có phụ tải tập trung khoảng 50% ở miền Nam, 40% ở miền Bắc và khoảng 10% ở miền Trung Cần tránh xu hướng cho phép đầu tư dồn dập ở một miền, khi

có nhiều thuận lợi hơn (nguồn nhiên liệu, vị trí thuận lợi về xây dựng công trình…) trong khi lại chậm chạp ở miền khác, sẽ dẫn đến lưới truyền tải vận hành nặng nề, giảm độ an toàn tin cậy cung cấp điện

Phương án phát triển nguồn điện cụ thể theo từng giai đoạn như sau

- Giai đoạn từ 2011-2015: trong giai đoạn từ 2011 đến năm 2015, tổng công suất

các nhà máy điện xây dựng mới khoảng 18.500MW, trong đó thủy điện và nhập khẩu khoảng 3.600MW; nhiệt điện khí (TBKHH và nhiệt điện ngưng hơi) khoảng 2.200MW; nhiệt điện than 11.000MW

- Giai đoạn 2016-2020: đến năm 2020 tổng công suất các NMĐ của nước ta

khoảng 70.100MW đáp ứng nhu cầu phụ tải khoảng 52.000MW, trong đó riêng nguồn NĐ than là khoảng 32.500MW, chiếm trên 46% tổng công suất đặt

- Giai đoạn 2021-2025: tổng công suất các nhà máy điện của nước ta là

98.000MW, trong đó thủy điện là gần 20.000MW (chiếm tỷ trọng 20,3%); nhiệt điện khí (TBKHH và nhiệt điện ngưng hơi) khoảng 17.500MW (17,9%); riêng nguồn nhiệt điện than 45.200MW chiếm tỷ trọng lớn 46%; điện hạt nhân trong giai đoạn này đạt 6.000MW

Cơ cấu công suất nguồn điện giai đoạn đến năm 2025 được trình bày trong các bảng sau:

Bảng 1.11: Cơ cấu công suất nguồn điện giai đoạn đến năm 2025

2019 Giai đoạn 2021-2025, sẽ tiến hành nhập khẩu điện từ Trung Quốc qua đường dây 500kV để cấp điện cho khu vực miền Bắc

Chi tiết nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2011-2025 khu vực miền Bắc xem các bảng sau:

Bảng 1.12: Danh mục nguồn điện khu vực miền Bắc vào vận hành

TT Tên nhà máy Công suất

13 TĐ Nho Quế 3 2x55 11/2011 CTCP Bitexco

25 NĐ An Khánh I #1 50 9/2012

Cty CP NĐ An Khánh

TT Tên nhà máy Công suất

37 NĐ Vũng Áng I #2 600 9/2013 PVN

38 NĐ Nghi Sơn I #1 300 9/2013 EVN

49 NĐ Nghi Sơn I #2 300 2/2014 EVN

51 TĐ Huội Quảng 2x260 6/2015 EVN

Bảng 1.13: Danh mục nguồn điện miền Bắc vào vận hành

giai đoạn 2016-2020

Công trình vào vận hành năm 2016

Công trình vào vận hành năm 2017

4 NĐ Hải Dương #1 600 Jak Resourse-Malaisia/BOT

5 NĐ An Khánh II #2** 150 Cty CPNĐ An Khánh

Công trình vào vận hành năm 2018

1 TĐ Nậm Sum 1 (Lào) 90 Sai gon Invest

4 NĐ Hải Dương #2 600 Jak Resourse-Malaisia/BOT

Công trình vào vận hành năm 2019

1 TĐ tích năng Đông Phù Yên #1 300 Cty Xuân Thiện

2 TĐ Nậm Sum 3 (Lào) 196 Sai gon Invest

3 NĐ Nam Định I #2 600 Tai Kwang-Hàn Quốc/BOT

TT Tên nhà máy Công suất

Công trình vào vận hành năm 2020

2 TĐ tích năng Đông Phù Yên #2, 3 2 x 300 Cty TNHH Xuân Thiện

1 TĐ tích năng Đông Phù Yên #4 300 Cty TNHH Xuân Thiện

Công trình vào vận hành năm 2022

Công trình vào vận hành năm 2024

1 TĐ tích năng miền Bắc II #1* 300 Cty TNHH Xuân Thiện

TT Tên nhà máy Tổng công suất

đặt (MW) Chủ đầu tư

Công trình vào vận hành năm 2025

1 TĐ tích năng miền Bắc II #2* 300 Cty TNHH Xuân Thiện

1.3.2 Chương trình phát triển lưới điện khu vực miền Bắc

Danh mục các công trình lưới điện 500kV xây dựng trong giai đoạn đến 2025 tại khu vực miền Bắc như sau:

Bảng 1.15: Danh mục đường dây 500kV miền Bắc vào vận hành giai đoạn

2011-2025

x km

Năm vào vận hành Ghi chú

1 Sơn La - Hiệp Hoà 2 x 286 2011 2011

2 Quảng Ninh - Hiệp Hoà 2 x 140 2011-2015

3 Quảng Ninh - Mông Dương 2 x 25 2011 2011

4 Rẽ Phố Nối - Q.Ninh - T.Tín 4 x 10 2011-2015

5 Rẽ Vũng

Hà Tĩnh - Đà Nẵng 4 x 18 2011-2015

6 Sơn La - Lai Châu 2 x 180 2016-2020

7 Hiệp Hòa - Đông Anh 1 x 24 2016-2020

8 Đông Anh - Bắc Ninh 1 x 30 2016-2020

9 Bắc Ninh - Phố Nối 1 x 15 2016-2020

10 Rẽ Bắc Ninh - Q.Ninh - H.Hoà 2 x 32 2016-2020

11 Tây Hà Nội - Thường Tín 2 x 24 2016-2020

12 Tây Hà Nội - Rẽ V.Trì-Hiệp

Hòa (VĩnhYên) 2 x 60 2016-2020