Nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên không và ứng dụng công nghệ dây dẫn mới nâng cao khả năng truyền tải công suất đường dây 110kv lộ 173 174 bắc ninh – đông anh

Vì vậy, luận văn cao học với đề tài “Nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên không và ứng dụng công nghệ dây dẫn mới nâng cao khả năng truyền tải công suất đường dây 110kV lộ 173

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

-

Nguyễn Xuân Đức

Nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên không và ứng dụng công nghệ dây dẫn mới nâng cao khả năng truyền tải công suất đường dây 110kV

lộ 173 174 Bắc Ninh – Đông Anh

Chuyên ngành : KỸ THUẬT ĐIỆN

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 5

1 Sự cần thiết của đề tài 5

2 Mục đích nghiên cứu của đề tài 5

3 Đối tượng và phạm vi của đề tài 5

4 Ý nghĩa khoa học của đề tài 6

CHƯƠNG 1 : HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 7

1.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam 7

1.2 Tình hình vận hành năm 2013 9

1.2.1 Đánh giá chung 9

1.2.2 Phụ tải 11

1.2.3 Lưới điện 11

1.3 Chương trình phát triển nguồn điện Việt Nam 12

1.4 Chương trình phát triển lưới điện Việt Nam 14

1.5 Kết chương 17

CHƯƠNG 2 : ĐẶC TÍNH CƠ HỌC CỦA ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG 19

2.1 Tổng quan về thiết kế đường dây trên không 19

2.1.1 Các yêu cầu khi thiết kế đường dây trên không 20

2.1.2 Các vấn đề cần quan tâm trong thiế kế đường dây tải điện trên không 20

2.1.3 Kết luận 22

2.2 Cơ sở lý thuyết của đường dây 22

2.2.1 Thông số vật lý và thông số tính toán của dây dẫn 22

2.2.2 Các chế độ tính toán của đường dây trên không 25

2.2.3 Thành lập phương trình trạng thái của dây dẫn 27

2.2.4 Phương trình trạng thái của dây dẫn 33

2.2.5 Khoảng cột tới hạn của dây dẫn 35

2.2.6 Các lực tác động lên cột 45

CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ DÂY DẪN MỚI TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 52

3.1 Giới thiệu về dây dẫn công nghệ mới 53

3.1.1 Cáp nhôm chịu nhiệt TACSR và TACSR/AW, lõi thép bọc nhôm chịu lực 53

3.1.2 Công nghệ dây dẫn đen 54

3.1.3 Công nghệ dây Invar (ZTACIR) 55

3.1.4 Công nghệ dây có khe hở GZTACSR 55

3.1.5 Công nghệ dây nhôm lõi thép tăng cường chịu lực ACSS 57

3.1.6 Công nghệ dây bọc (ép) 58

3.1.7 Công nghệ dây nhôm, lõi composite (ACCC/ACCR) 58

3.2 Khả năng ứng dụng của dây dẫn công nghệ mới trong hệ thống điện 60

3.3 Đặc tính kỹ thuật của một số loại dây dẫn có tiết diện tương đương 62

3.4 Khả năng tải của dây dẫn công nghệ mới 64

3.4.1 Khả năng tải của dây theo điều kiện tổn thất điện áp bình thường 64

3.4.2 Khả năng tải của dây theo điều kiện phát nóng: 65

3.5 Kết chương 79

CHƯƠNG 4: SỬ DỤNG DÂY DẪN CÔNG NGHỆ MỚI VÀ ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ NÂNG CAO KHẢ NĂNG TRUYỀN TẢI CÔNG SUẤT ĐƯỜNG DÂY 110KV 80

4.1 Tổng quan về hiện trạng lưới điện đường dây 110kV đưa ra áp dụng 80

4.1.1 Hiện trạng lưới điện khu vực 80

4.1.2 Hiện trạng công trình 82

4.2 Sự cần thiết đầu tư cải tạo nâng công suất truyền tải của đường dây 83

4.2.1 Phân tích quy hoạch phát triển điện lực Bắc Ninh giai đoạn 2011 – 2015 có xét đến 2020 83

4.2.2 Nhu cầu cấp điện cho phụ tải: 85

4.3 Phương án cải tạo nâng công suất công trình 86

4.4 Giải pháp kỹ thuật chính của 2 phương án 87

4.4.1 Giải pháp kỹ thuật thay thế dây AC- 185mm 2 bằng dây AC- 300mm 2 87

4.4.2 Giải pháp kỹ thuật thay thế dây AC- 185mm 2 bằng dây dẫn công nghệ mới 90

4.5 Đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của phương án 98

4.5.1 Khối lượng vật tư và dự toán của phương án thay dây AC - 185mm 2 bằng dây AC – 300mm 2 98

4.5.2 Khối lượng vật tư và dự toán của phương án thay dây AC - 185mm 2 bằng dây ACCC Copenhaghen 100

4.5.3 So sánh hiệu quả kinh tế - kỹ thuật hai phương án 100

CHƯƠNG 5 KẾT QUẢ VÀ KẾT LUẬN 102

TÀI LIỆU THAM KHẢO 104

DANH MỤC HÌNH VẼ

DANH MỤC HÌNH VẼ 3

Hình 1.1 : tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại [9] 8

Hình 1.2: Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2013 [9] 8

Hình 1.3 Công suất đặt và Pmax HTĐ Việt Nam giai đoạn 2014 – 2030.[9] 13

Hình 2.1 Các lực cơ bản tác dụng lên dây dẫn 28

Hình 2.2 Bố trí hai điểm treo dây bằng nhau 29

Hình 2.3 Bố trí 2 điểm treo dây có độ cao treo dây khác nhau 31

Hình 2.4 : Tính chiều dài dây dẫn L 32

Hình 2.5 Đồ thị trạng thái khoảng cột tới hạn l2k 37

Hình 2.6 Trạng thái xuất phát khoảng cột tới hạn l2k 38

Hình 2.7: Trường hợp khoảng cột tới hạn l1k < l2k < l3k 41

Hình 2.8 Trường hợp khoảng cột tới hạn l3k < l2k < l1k 42

Hình 2.9 Trường hợp khoảng cột tới hạn l2k <l3k, l1k ảo 43

Hình 2.10 Trường hợp khoảng cột tới hạn l1k < l2k, l3k ảo 44

Hình 2.11 Trường hợp khoảng cột tới hạn 11k, l3k ảo 45

Hình 2.12 Mô tả hướng góc lái tại vị trí cột néo 48

Hình 2.13 Minh họa khoảng cột gió 50

Hình 2.14 Minh họa khoảng cột trọng lượng 51

Hình 3.1 Cáp nhôm chịu nhiệt TAL và ZTACIR 53

Hình 3.2 Dây dẫn nhuộm polyurethane 54

Hình 3.3 Cáp hợp kim nhôm siêu nhiệt ZTACIR, lõi Invar 55

Hình 3.4 Dây dẫn siêu nhiệt GZTACSR 56

Hình 3.5 Dây nhôm lõi thép tăng cường chịu lực ACSS 57

Hình 3.6 Dây dẫn công nghệ bọc (ép) 58

Hình 3.7 Dây dẫn nhôm lõi composite (ACCC,ACCR) 59

Hình 3.8 So sánh khả năng tải của một số loại dây dẫn ở giới hạn nhiệt.[11] 61

Hình 3.9 Quan hệ độ võng theo nhiệt độ của một số loại dây dẫn.[11] 62

Hình 3.10 Chiều dài đường dây l = 30km 67

Hình 3.12 Chiều dài đường dây l = 50km 68

Hình 3.13 Chiều dài đường dây l = 60km 69

Hình 3.14 Chiều dài đường dây l = 70km 69

Hình 3.15 Chiều dài đường dây l = 80km 69

Hình 3.16 Chiều dài đường dây l = 90km 69

Hình 3.17 Chiều dài đường dây l = 100km 70

Hình 3.18 Chiều dài đường dây l = 110km 71

Hình 3.19 Chiều dài đường dây l = 120km 71

Hình 3.20 Chiều dài đường dây l = 30km 72

Hình 3.21 Chiều dài đường dây l = 40km 73

Hình 3.22 Chiều dài đường dây l = 50km 73

Hình 3.23 Chiều dài đường dây l = 60km 74

Hình 3.24 Chiều dài đường dây l = 70km 74

Hình 3.25 Chiều dài đường dây l = 80km 75

Hình 3.26 Chiều dài đường dây l = 90km 75

Hình 3.27 Chiều dài đường dây l = 100km 75

Hình 3.28 Chiều dài đường dây l = 110km 76

Hình 3.29 Chiều dài đường dây l = 120km 76

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1: Sản lượng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống năm 2013 10

Bảng 1.2: Sản lượng điện các loại nguồn năm 2013 10

Bảng 1.3 Công suất đặt của các nhà máy điện phân theo nguồn điện 13

Bảng1.4: Cân bằng công suất HTĐ Việt Nam.[9] 13

Bảng 1.5: Khối lượng đầu tư TBA 500kV khu vực miền Bắc đến năm 2030 15

Bảng 1.6: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Trung đến 2030 16

Bảng 1.7: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Nam đến 2030 16

Bảng 2.1 hệ số k tính đến sự thay đổi của áp lực gió theo độ cao và dạng địa hình 23

Bảng 2.2: Hệ số điều chỉnh tải trọng gió với thời gian sử dụng giả định của công trình 24

Bảng 2.3 Tổng hợp thông số các trạng thái làm việc của dây dẫn 26

Bảng 2.4 : Hệ số k tính đến tính chất tác động gió lên từng loại cột 46

Bảng 2.5: Khoảng cách an toàn nhỏ nhất hmin của dây dẫn đến mặt đất 49

Bảng 3.1 Đặc tính kỹ thuật của dây ACSR 185/29 62

Bảng 3.2 Đặc tính kỹ thuật của dây GZTACSR 200mm2 63

Bảng 3.3 Đặc tính kỹ thuật dây ACCC Copenhagen 63

Bảng 3.4: Bảng so sánh các loại dây dẫn 66

Bảng 3.5 Kết quả truyền tải công suất và dòng điện theo chiều dài đường dây 78

Bảng 4.1: Hiện trạng đường dây khu vực 80

Bảng 4.2 Hiện trạng Trạm biến áp khu vực 81

Bảng 4.3 Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Bắc Ninh 83

Bảng 4.4 : Thông số dây ACSR-300/39 87

Bảng 4.5 Các chế độ tính toán cơ lý dây dẫn của đường dây 90

Bảng 4.6: Tải trọng đơn vị các loại dây dẫn 92

Bảng 4.7: Điều kiện khí hậu để tính toán cơ lý dây dẫn 92

Bảng 4.8: Lực do dây ACCC Copenhaghen tác dụng lên cột 93

Bảng 4.9: Lực do dây AC185/29 tác dụng lên cột 94

Bảng 4.10: Lực do dây dẫn GZTACSR200 tác dụng lên cột 95

Bảng 4.11 Lực do dây dẫn AC300/39 tác dụng lên cột 96

Bảng 4.12 Khối lượng vật tư và dự toán của phương án 1 98

Bảng 4.13: Tổng mức đầu tư của phương án 1 99

Bảng 4.14: Khối lượng vật tư của phương án 2 100

Bảng 4.15: Tổng mức đầu tư của phương án 2 100

Bảng 4.16: So sánh hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của hai phương án 100

LỜI MỞ ĐẦU

1 Sự cần thiết của đề tài

Trong hệ thống điện lưới điện đóng vai trò truyền tải và phân phối điện năng từ nguồn đến các phụ tải, bao gồm các đường dây truyền tải, phân phối Có nhiều tiêu chí để đánh giá lưới điện, nhưng cơ bản có 4 tiêu chí sau:

-Vận hành an toàn;

- Chất lượng điện năng luôn đảm bảo;

- Độ tin cậy cung cấp điện cao;

- Hiệu quả kinh tế

Hiện nay ở nước ta phần lớn đường dây truyền tải điện là đường dây trên không Trong đó các đường dây có cấp điện áp 110kV chiếm tỉ trọng lớn nhất Việc thiết kế đường dây tải điện trên không là sự phối hợp của nhiều loại cấu kiện, vật liệu như: dây dẫn, cách điện, cột, móng

Việc tính toán trong lúc thiết kế đường dây sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến điều kiện vận hành sau này của hệ thống điện về các mặt: bảo đảm liên tục cung cấp điện, an toàn cho người, cho các ngành công nghiệp khác như giao thông vận tải, bưu điện, quốc phòng

Để đường dây được vận hành an toàn, chất lượng điện năng tốt cần phải đảm bảo đầy

đủ các yếu tố như: khả năng chuyên tải công suất của đường dây, khả năng chịu lực của cột, khoảng cách an toàn của dây dẫn, khoảng cách giữa các pha đảm bảo

Trong các yếu tố trên, dây dẫn đóng một vai trò hết sức quan trọng, nó quyết định đến khả năng mang tải của đường dây và kết cấu xây dựng cho đường dây

Vì vậy, luận văn cao học với đề tài “Nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên

không và ứng dụng công nghệ dây dẫn mới nâng cao khả năng truyền tải công suất đường dây 110kV lộ 173 174 Bắc Ninh – Đông Anh” sẽ phần nào giải quyết được các

yếu tố trên

2 Mục đích nghiên cứu của đề tài

Đề tài nhằm nghiên cứu áp dụng dây dẫn công nghệ mới và nêu lên được sự ưu việt của nó trong thiết kế đường dây tải điện trên không về các mặt: tăng khả năng tải điện của đường dây, giảm độ võng và tăng khoảng cách của khoảng cột so với việc dùng dây nhôm lõi thép thông thường

3 Đối tượng và phạm vi của đề tài

Đề tài này nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên không và đưa dây dẫn công nghệ mới vào việc thiết kế đường dây tải điện trên không ở Việt Nam

Luận văn bao gồm phần lý thuyết về cơ lý đường dây và tính toán cụ thể về cơ lý đường dây cho một công trình thực tế

4 Ý nghĩa khoa học của đề tài

Hiện nay hầu hết các công trình đường dây tải điện trên không ở Việt Nam sử dụng dây dẫn nhôm lõi thép Khả năng truyền tải công suất của dây nhôm lõi thép không nhiều nhưng trọng lượng bản thân lại lớn do đó rất tốn kém về kết cấu xây dựng, không kinh tế khi xây dựng một đường dây tải điện với công suất chuyên tải lớn

Là một kỹ sư thiết kế đường dây tải điện còn trẻ, với mục đích tập hợp các tài liệu

về công nghệ chế tạo dây dẫn và cơ lý đường dây của các thế hệ đi trước cũng như với

sự nỗ lực nghiên cứu của bản thân, tác giả luận văn rất mong luận văn sẽ đóng góp vào việc phát triển hệ thống lưới điện ở Việt Nam

Luận văn tập hợp tài liệu, nghiên cứu ứng dụng dây dẫn công nghệ mới trong việc cải thiện, nâng cấp và quy hoạch lưới điện, đóng góp vào việc phát triển hệ thống điện Việt Nam

CHƯƠNG 1 : HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM

1.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam

Trong năm 2013, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống điện Quốc Gia đạt 130,992 tỷ kWh (trung bình ngày 358.9 tr.kWh), tăng 9,22 % so với năm

2012 Sản lượng điện HTĐ Quốc gia là 129,655 tỷ kWh (trừ điện bán Campuchia) Mức tăng trưởng này là tương đối thấp trong vòng 10 năm qua (tốc độ tăng trung bình

từ năm 2002 đến 2012 là 13,22%)

Về nhu cầu phụ tải: Sản lượng ngày cao nhất đạt 421,47 tr.kWh (ngày 28/05, bao gồm cả bán cho Campuchia), tăng 11,89% so với cùng kỳ 2012 (Amax2012 = 376,68 tr.kWh), công suất cao nhất đạt được là 20010 MW (ngày 09/12), tăng 7,56% so với năm 2012 (Pmax2012=18603 MW)

Trong năm 2013, tình hình sản xuất và cung ứng điện trong toàn hệ thống đã đạt được một số thành quả như sau: (i) hệ thống điện vận hành an toàn, liên tục, không phải tiết giảm phụ tải, đảm bảo cung cấp điện cho toàn hệ thống, đảm bảo nước phục

vụ tưới tiêu nông nghiệp; (ii) không có sự cố chủ quan trong công tác điều hành; (iii) sản lượng khai thác từ các nhà máy thuỷ điện lớn nhất từ trước đến nay; (iv) vận hành thành công thị trường phát điện cạnh tranh chính thức

Về thuận lợi: xét tổng thể tình hình thủy văn trong năm tốt hơn năm 2012, đặc biệt thời kỳ lũ đối với các hồ miền Trung nước các hồ về nhiều và ở tất cả các hồ trong miền, ngoài ra nhu cầu điện tăng không cao như dự kiến, còn các yếu tố khác như: có thêm một loạt các nhà máy thuỷ điện và nhiệt điện mới đưa vào vận hành với tổng công suất đưa thêm 3103.5 MW (chi tiết xem phụ lục 4), các nhà máy nhiệt điện than

ở miền Bắc vận hành ổn định hơn các năm trước

Về khó khăn: Truyền tải công suất trên HTĐ 500kV Bắc - Nam theo xu hướng chủ yếu theo chiều từ miền Bắc, miền Trung vào miền Nam Trong năm 2013, HTĐ miền Nam nhận điện từ HTĐ 500kV rất lớn Để đảm bảo cấp điện cho HTĐ miền Nam, các

ĐD 500kV Pleiku - Di Linh - Tân Định và Đăk Nông - Phú Lâm và Nho Quan - Hà Tĩnh - Đà Nẵng thường xuyên phải truyền tải công suất cao (Đăk Nông - Phú Lâm

~1465 MW; Pleiku - Di Linh ~1374 MW; Nho Quan - Hà Tĩnh ~2219 MW; Hà Tĩnh -

Đà Nẵng ~1962 MW) Các MBA 500kV Phú Lâm, Tân Định, Ô Môn cũng thường xuyên mang tải cao và đầy tải Ngoài ra, các đường dây truyền tải 220 kV khu vực Đông Bắc của miền Bắc và khu vực Phú Mỹ - Nhơn Trạch thường xuyên vận hành ở chế độ tải cao

Trong năm 2013 có những biến động phức tạp về thời tiết như nóng nắng kéo dài, mùa mưa bão thường xảy ra lũ lụt, đặc biệt các cơn bão số 10, 11, 14, 15 đã gây thiệt hại nặng nề tài sản của nhân dân khu vực miền Trung và gây thiệt hại lớn cho hệ thống điện khu vực miền Trung, trong đó số lần sự cố các đường dây và trạm điện tăng cao trong các cơn bão này

Tổng nguồn mới vào vận hành năm 2013 là 3103.5 MW nâng tổng công suất đặt các nguồn điện là 30473 MW tăng 15,1% so với năm 2012 Tổng số các NMĐ do A0 chỉ huy điều khiển là 92 nhà máy (250 tổ máy) Tương quan giữa tăng trưởng nguồn

và phụ tải các năm thể hiện ở Hình 1 Biểu đồ tỷ trọng công suất đặt các loại nguồn điện thể hiện ở hình 2

Hình 1.1 : tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại [9]

Hình 1.2: Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2013 [9]

Về lưới điện, nhiều công trình đường dây và trạm đã chính thức đưa vào vận hành góp phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận hành của hệ thống Về HTĐ 500 kV

đã đóng mới 05 máy biến áp với tổng dung lượng 2760 MVA gồm: MBA AT1, AT2

Sông Mây (2x600MVA), MBA T4 NMĐ Quảng Ninh (360MVA), MBA AT1, AT2 Vĩnh Tân (2x600MVA); thay mới và nâng cấp 02 máy biến áp MBA AT1, AT2 Phú Lâm (2x900MVA) với dung lượng tổng 1800MVA; đóng mới 03 đoạn ĐD 500kV với tổng chiều dài 130 km (ĐD 585 Quảng Ninh - NMĐ Quảng Ninh, ĐD 576 Tân Định -

575 Sông Mây, 574 Phú Mỹ - 572 Sông Mây); nâng cấp 09 tụ bù dọc lên 1500-2000 A (TBD501, TBD504 Nho Quan; TBD500, TBD502, TBD504 Hà Tĩnh; TBD502 Pleiku

; TBD504 Đăk Nông; TBD503, TBD504 Di Linh) Lắp máy cắt cho các kháng điện trên ĐD 500kV: K500, K502 Hà Tĩnh; K504, K505 Đà Nẵng; K504 Di Linh

Lưới điện truyền tải 220, 110kV: đã có hàng loạt các công trình mới, nâng cấp, cải tạo để đáp ứng nhu cầu gia tăng phụ tải Đã đưa 43 đường dây vào vận hành, trong

đó có 18 ĐD 220kV với tổng chiều dài 638 km và 25 ĐD 110kV với tổng chiều dài

356 km; Đối với MBA 220,110kV: đã đóng điện xung kích cho 84 MBA (đóng mới

và thay máy) với tổng dung lượng 4904 MW, trong đó có 25 MBA 220kV với tổng dung lượng 2350 MVA

Tóm lại, có thể đánh giá năm 2013 là thành công trên các phương diện sau: (i) đáp ứng đủ nhu cầu sử dụng điện cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước, đảm bảo

an toàn cung cấp điện cho các sự kiện văn hoá chính trị quan trọng, đáp ứng tốt nhu cầu nước hạ du các hồ thủy điện; (ii) đảm bảo kinh tế cho HTĐ Quốc gia do đã khai thác tối ưu lượng nước về các hồ thuỷ điện và khai thác hợp lý các nguồn điện trong môi trường vận hành thị trường điện; (iii) đã vận hành thị trường điện chính thức thành công

1.2 Tình hình vận hành năm 2013

1.2.1 Đánh giá chung

Sản lượng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống điện năm 2013 là 130,992 GWh (gồm cả sản lượng điện bán Campuchia), tăng trưởng so với năm 2012 là 9,22% Tổng phụ tải của HTĐ Quốc Gia là 129655 GWh Trong đó, điện sản xuất của các NMĐ thuộc EVN là 74867 GWh, điện mua ngoài là 52912 GWh và điện mua Trung Quốc là 3213 GWh chi tiết tại bảng sau (đơn vị GWh):

Bảng 1.1: Sản lượng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống năm 2013 [9]

Bảng 1.2: Sản lượng điện các loại nguồn năm 2013 [9]

Loại nguồn Sản lượng (GWh) Tỉ lệ (%)

Tổng sản lượng toàn hệ thống (gồm cả điện

bán Campuchia)

(a=c+d+e) 130,992 100%

Tổng sản lượng sản xuất của EVN và mua

ngoài (phụ tải HTĐ Việt Nam)

(b=c+d+e-g) 129,655 98,98%

Tổng sản lượng sản xuất của EVN (c) 74,867 57,15%

Tổng sản lượng sản xuất của các nhà máy

ngoài ngành (tại đầu cực máy phát)

Tổng sản lượng điện mua Trung Quốc (e) 3,213 2,45%

Tổng sản lượng điện do hạn chế công suất

(do cắt tải đỉnh, F81, thiếu nguồn, quá tải )

- Điện cấp cho các hoạt động khác: 5,55 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng 4,8% (năm 2012

là 4,95%) điện thương phẩm, tăng 6,45 % so với năm 2012

- Nhìn chung, dạng đồ thị phụ tải HTĐ Quốc gia vẫn xấu, hệ số Pmin/Pmax năm

2013 là 0,53 (năm 2012 là 0,52) vẫn thấp nên gây khó khăn trong vận hành an toàn và kinh tế HTĐ

1.2.3 Lưới điện

Nhiều công trình đường dây và trạm đã chính thức đưa vào vận hành góp phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận hành của hệ thống Về HTĐ 500 kV đã đóng mới 05 máy biến áp với tổng dung lượng 2760 MVA gồm: AT1, AT2 Sông Mây (2x600MVA); MBA T4 NMĐ Quảng Ninh (360MVA); MBA AT1, AT2 Vĩnh Tân (2x600MVA); thay mới và nâng cấp 02 máy biến áp MBA AT1, AT2 Phú Lâm (2x900MVA) với dung lượng tổng 1800MVA; đóng mới 03 đoạn ĐD 500kV với tổng chiều dài 110,4 km (ĐD 585 Quảng Ninh - NMĐ Quảng Ninh, ĐD 576 Tân Định -

575 Sông Mây, ĐD 574 Phú Mỹ - 572 Sông Mây); nâng cấp 09 tụ bù dọc lên

1500-2000 A (TBD501, TBD504 Nho Quan; TBD500, TBD502, TBD504 Hà Tĩnh; TBD502 Pleiku; TBD504 Đăk Nông; TBD503, TBD504 Di Linh) Lắp máy cắt cho các kháng điện trên ĐD 500kV: K500, K502 Hà Tĩnh; K504, K505 Đà Nẵng; K504 Di Linh; thay mới kháng KH504 Đà Nẵng do kháng cũ bị hỏng (91MVAr)

Năm 2013, lưới truyền tải trên HTĐ 500kV vận hành cơ bản ổn định, xu hướng truyền tải công suất trên ĐD 500kV Bắc - Nam chủ yếu theo chiều từ miền Bắc, miền Trung vào miền Nam Từ tháng 9 đến tháng 12, chiều truyền tải công suất trên HTĐ 500kV có thay đổi, từ miền Trung ra miền Bắc và từ miền Trung vào miền Nam do mùa lũ phải khai thác cao các thủy điện miền Trung Sản lượng truyền tải giữa các miền qua các đường dây 500kV, 220kV và 110kV năm 2013 như sau: Bắc - Trung là 5,87 tỷ kWh, Trung - Nam là 12,47 tỷ kWh Tổn thất trên HTĐ 500kV đạt 3,40% tăng

+ Tình hình vận hành HTĐ Miền Bắc:

Tổng sản lượng HTĐ miền Bắc đạt 51539 GWh (Sản lượng trung bình ngày 141,2 triệu kWh), tăng 9,55% so với năm 2012 Công Trình mới: đã đưa 34 đường dây vào vận hành, trong đó có 12 ĐD 220 kV với tổng chiều dài 493 km và 22 ĐD 110kV với tổng chiều dài 139,7 km, đã đóng điện xung kích cho 67 MBA với tổng dung lượng 5845 MVA, trong đó có 24 MBA 220kV với tổng dung lượng 4163 MVA

và 43 MBA 110kV với tổng dung lượng 1682 MVA

+ Tinh hình vân hành HTĐ miền Trung năm 2013

Tổng sản lượng HTĐ miền Trung đạt 12801 GWh (SL trung bình ngày 35,1 triệu kWh), tăng 8,76% so với năm 2012 Đã đưa 11 đường dây vào vận hành (năm 2012 là

10 ĐD), trong đó có 3 ĐD 220 kV với tổng chiều dài 26 km và 8 ĐD 110kV với tổng chiều dài 101 km, đóng điện xung kích cho 13 MBA với tổng dung lượng 375 MVA, trong đó có 2 MBA 220kV với tổng công suất 101 MVA, 11 MBA 110kV với tổng công suất 267 MVA

+ Tình hình vân hành HTĐ miền Nam năm 2013:

Tổng sản lượng điện toàn HTĐ miền Nam 64207 GWh (sản lượng trung bình ngày 175,9 triệu kWh), tăng 8,77% so với năm 2012 Năm 2013, HTĐ miền Nam đã có hàng loạt các công trình mới được đưa vào vận hành để đáp ứng nhu cầu gia tăng phụ tải: 38 máy biến áp với tổng dung lượng 2692 MVA; trong đó 06 máy biến áp 220kV với tổng dung lượng 1125 MVA, 32 máy biến áp 110kV với tổng dung lượng 1567 MVA; đóng điện 7 đường dây 220kV với tổng chiều dài 131 km; đóng điện 24 đường dây 110kV với tổng chiều dài 294 km (trong đó 0,623 km cáp ngầm); đóng điện 01 Tụ

bù 110kV - 50MVAr

1.3 Chương trình phát triển nguồn điện Việt Nam

Cơ sở để lập các phương án nguồn một mặt xét thực tế các dự án đã có quyết định của Chính phủ cho triển khai đầu tư, các dự án đang xây dựng, và các dự án tiềm năng đang được khảo sát nghiên cứu, mặt khác là các yếu tố giả thiết khác nhau (về điều kiện nhiên liệu, về khả năng nhập khẩu, về chính sách khuyến khích v.v ) mà việc tính toán thuần tuý kinh tế kỹ thuật không thể tự lựa chọn

Các điều kiện đó được xét theo các khía cạnh sau:

1 - Tình hình thực tế triển khai các dự án nguồn điện cũng như các công trình phụ trợ liên quan như đường dây truyền tải, cảng than, kho và cảng NLG, đường ống ;

2 - Thay đổi của dự báo phụ tải: dự báo phụ tải thay đổi theo các điều kiện kinh tế vĩ

mô, theo tác động của các biện pháp sử dụng tiết kiệm và hiệu quả năng lượng, theo

3 - Giới hạn nhiên liệu: khí đồng hành và khí tự nhiên theo các bể và mỏ; than trong nước hoặc than nhập khẩu:

4 - Giới hạn mang tải và chế độ vận hành hợp lý của các đường dây 500kV liên kết 3 miền Bắc-Trung-Nam;

5 - Chi phí và hiệu quả của thuỷ điện tích năng trong vai trò phủ đỉnh biểu đồ và dự phòng công suất;

6 - Xem xét tác động của trượt giá nhiên liệu khí, than, dầu cho sản xuất điện

7 - Xem xét các giải pháp giảm thiểu tác động môi trường

Ta có bảng Công suất đặt của các nhà máy điện phân theo nguồn điện như sau:

Bảng 1.3 Công suất đặt của các nhà máy điện phân theo nguồn điện

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Thuỷ điên và TĐ tích năng 14058 14375 16100 17109 17775 17957 17957 19157 22457 Nhiệt điên than 9055 11555 13855 17055 19305 21755 26775 40090 56490 Nhiệt điện khí+dầu 8322 8382 8337 8712 8337 8337 8337 13455 18285 Thuỷ điện nhỏ+điện

Hình 1.3 Công suất đặt và Pmax HTĐ Việt Nam giai đoạn 2014 – 2030.[9]

Bảng1.4: Cân bằng công suất HTĐ Việt Nam.[9]

Bảng trên cho thấy, giai đoạn 2014- 2018 lượng công suất nguồn giảm do chậm

tiến độ các công trình nguồn chủ yếu tại miền Nam nên khu vực này có dự phòng công suất thấp, thậm chí các năm 2017, 2018 gần như không có dự phòng Tuy nhiên, do có

hỗ trợ từ HTĐ miền Bắc và miền Trung nên miền Nam vẫn đáp ứng đủ cho phụ tải Xét trên tổng thể toàn quốc, dự phòng công suất của giai đoạn này khá cao, luôn đạt trên 30%

Giai đoạn 2018-2030 do đã có điều chỉnh tiến độ nên cơ bản dự phòng công

suất giữa miền Bắc và miền Nam khá cân bằng Dự phòng công suất của miền Bắc giảm dần về khoảng 18% và dự phòng công suất miền Nam tăng lên khoảng 20%

Riêng miền Trung luôn có dự phòng công suất rất cao do đây là khu vực phụ tải thấp nhưng có nhiều nguồn thủy điện, lại có nhiều địa điểm có cảng nước sâu phù hợp xây dựng các NMĐ

1.4 Chương trình phát triển lưới điện Việt Nam

Chương trình phát triển hệ thống lưới điện chuyên tải trong QHĐVII bao gồm

dự kiến phát triển lưới điện ( đường dây tải điện và TBA ) ở các cấp điện áp 500kV và 200kV trong giai đoạn đến năm 2020, định hướng phát triển lưới điện truyền tải 500kV và 220kV trong giai đoạn đến năm 2025 và 2030

Nam nên xảy ra truyền tải cao từ miền Bắc vào miền Trung và miền Trung vào miền Nam ( đặc biệt trong các năm 2013, 2014) Vì vậy trước mắt cần thực hiện ngay các giải pháp nâng cấp và tăng cường hệ thống truyền tải Bắc – Trung – Nam như: nâng dòng điện định mức các tụ bù dọc trên đường dây 500kV toàn tuyến, xây dựng nhanh đường dây 500kV nhập khẩu điện Lào từ khu vực Tây Nguyên về miền Nam ( đường dây này trước mắt đóng vai trò tăng cường truyền tải Trung – Nam để hạn chế thiếu điện cho miền Nam), đẩy nhanh tiến độ của đường dây 500kV Hà Tĩnh – Vũng Áng – Đồng Hới – Huế, đường dây 500kV Đăk Nông – Bình Long – Phước Long

Giai đoạn 2014 – 2020 tại khu vực Bắc Trung Bộ sẽ đi vào vận hành các tổ máy đầu tiên của các trung tâm điện lực lớn như Vũng Áng, Quảng Trạch, Quỳnh Lưu, dòng công suất tại khu vực này truyền tải ra các khu vực khác dần tăng cao Trong trường hợp này cần xét đến các phương án sau:

- Tăng cường truyền tải từ khu vực Bắc Trung Bộ ra phía Bắc

- Tăng cường đường dây truyền tải giữa Hà Tĩnh và Đà Nẵng ( tăng cường truyền tải Bắc – Trung)

- Mở rộng lưới 500kV liên kết khu vực

- Xem xét lại tiến độ vận hành của các nhà máy điện dự kiến

- Giai đoạn 2021 – 2030 các trung tâm điện lực lớn tại khu vực Bắc Trung Bộ sẽ vận hành với cấu hình hoàn chỉnh nên trong giai đoạn này cần xây dựng các đường dây siêu cao áp

Bảng 1.5: Khối lượng đầu tư TBA 500kV khu vực miền Bắc đến năm 2030

Tổng công suất TBA 220kV Miền Bắc các năm 2015, 2020, 2025 và 2030 lần lượt

là: 18126 MVA,27252 MVA, 39065 MVA và 53065 MVA

Bảng 1.6: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Trung đến 2030

Bảng 1.7: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Nam đến 2030

Tổng công suất TBA 500kV toàn quốc các năm 2015, 2020, 2025 và 2030 lần lượt là: 26700 MVA,44850 MVA, 61650 MVAvà 80100 MVA

1.5 Kết chương

Từ các số liệu và phân tích về hiện trạng, vận hành và nhu cầu sử dụng điện của Việt Nam ở trên ta thấy trong giai đoạn 2014 -2030 là rất lớn Trong điều kiện Tập đoàn điện lực Việt Nam thiếu vốn xây dựng các đường dây truyền tải điện mới thì vấn

đề cải tạo nâng công suất hệ thống là một nhu cầu luôn luôn phải thực hiện để theo kịp với sự phát triển của phụ tải Ở lưới điện truyền tải các đường dây luôn phải điều chỉnh vận hành để không cho quá tải nhưng tình trạng quá tải vẫn thường xuyên xảy ra, nếu tình trạng quá tải lâu dài khi đó có thể dẫn đến tụt lèo, tụt mối nối, phát nhiệt, tăng độ võng gây đe dọa trực tiếp đến quá trình vận hành an toàn của hệ thống

Với việc đầu tư nâng công suất truyền tải các tuyến đường dây hiện hữu mà vẫn giữa nguyên cấp điện áp có 3 cách sau:

- Cách 1: Lắp đặt thêm dàn tụ bù dọc thay đổi thông số đường dây, với cách này

phải trang bị thêm dàn tụ kèm theo là các thiết bị bảo vệ đắt tiền

- Cách 2: Tăng tiết diện dây dẫn hoặc phân pha Điều này sẽ làm khoảng cách pha – pha và pha – đất không đảm bảo, hơn nữa tải trọng dây tăng lên nên phải kiểm tra lại khả năng chịu lực của hệ thống móng, côt trên tuyến, thay thế móng, cột, đó là việc rất tốn kém và phức tạp

- Cách 3: Thay thế dây dẫn cũ bằng dây dẫn công nghệ mới cùng tiết diện có khả năng mang tải cao hơn đáng kể so với dây dẫn cũ Đây là phương pháp sử dụng công nghệ vật liệu mới chỉ cần thay dây với tiết diện như cũ nhưng khả năng mang tải cao hơn gấp 1,6 – 2,0 lần so với dây cũ, không cần thay thế cấu trúc của đường dây đã có

CHƯƠNG 2 : ĐẶC TÍNH CƠ HỌC CỦA ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG

2.1 Tổng quan về thiết kế đường dây trên không

Đường dây trên không vận hành trong các trạng thái khác nhau Mỗi trạng thái được đặc trưng bởi tập hợp các thông số môi trường và tình trạng dây dẫn và dây chống sét

* Trạng thái bình thường: Trong trạng thái làm việc bình thường dây dẫn chịu tác

động cơ học sau:

- Trọng lượng riêng làm dây dẫn võng xuống và gây ra ứng suất trong dây Độ võng làm cho điểm thấp nhất của dây dẫn gần với mặt đất hơn so với điểm treo dây Độ võng luôn gắn liền với khoảng cột nhất định

- Gió bão gây ra ứng suất phụ thêm với trọng lượng dây và làm lệch dây ra khỏi mặt phẳng thẳng đứng, dây các pha và dây chống sét đến gần nhau, gần thân cột và các vật xung quanh có thể gây nguy hiểm Cột bị uốn mạnh có thể gãy đổ

- Gió nhẹ và luôn thay đổi tốc độ làm dây bị rung động, gây tác động mỏi dây dẫn đến đứt dây ở các chỗ kẹp dây Khi gió lớn và dây có tiết diện lớn, dây có thể rơi vào trạng thái đu đưa dẫn đến đứt dây và đổ cột

- Nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ chế tạo dây làm dây co lại, gây ứng suất cao trong dây, có thể gây lực nhổ cột, kéo ngược chuỗi sứ làm giảm khoảng cách an toàn

- Nhiệt độ cao hơn nhiệt độ chế tạo dây làm dây võng xuống nhiều hơn, làm giảm khoảng cách so với mặt đất

Cột gồm thân cột và xà chịu các lực sau:

- Trọng lượng dây dẫn, sứ và cột

- Sức ép của gió lên dây và sứ gây ra lực uốn;

- Lực kéo của dây dẫn ở cột néo, néo góc và cột cuối do ứng suất trong dây

Sứ đỡ và các chuỗi sứ néo chịu trọng lực của dây ở cột đỡ và lực kéo ở cột góc và cột néo

Các trạng thái thời tiết bình thường quan trọng dùng làm cơ sở để tính toán cơ lý đường dây trên không

* Trạng thái sự cố: Một dây hoặc 2 dây bị đứt + nhiệt độ + tốc độ gió

Trong trạng thái sự cố, ngoài các lực tác động trong chế độ bình thường, dây dẫn bị lôi về một phía làm tăng độ võng của dây đứt tron khoảng cột bên cạnh, làm lệch chỗi

sứ, cột xà bị kéo,uốn

Ngoài ra còn phải tính các trạng thái khí hậu lúc thi công đường dây để thực hiện treo dây, lấy độ võng theo đúng yêu cầu kĩ thuật Khi thi công đường dây, độ võng lấy theo điều kiện thực tế lúc thi công

2.1.1 Các yêu cầu khi thiết kế đường dây trên không

Phải đảm bảo an toàn trong quá trình vận hành đường dây, muốn vậy người kỹ sư thiết kế đường dây cần đảm bảo các yêu cầu cơ bản sau đây:

- Chọn dây dẫn đảm bảo khả năng mang tải của đường dây ( trong chế độ vận hành bình thường cũng như khi xảy ra sự cố)

- Chịu lực của dây dẫn: Dây dẫn được tính toán để đảm bảo ứng suất, lực cho phép trong mọi chế độ vận hành

- Khoảng cách an toàn theo quy phạm và các nghị định liên quan: Khoảng cách

từ đường dây đến mặt đất, mặt nước hoặc các phương tiện qua lại trong mọi chế

độ, trong chế độ nhiệt độ nóng nhất Tính toán khoảng cách an toàn phải đúng theo quy phạm trang bị điện, và nghị định số 14/2014/NĐ-CP ngày 26 tháng 2 năm

2014 để đảm bảo được tính kinh tế, kỹ thuật của công trình Nếu khoảng cách an toàn lớn thì phải nâng chiều cao của cột, gây tốn kém về kinh tế Nếu khoảng cách nhỏ sẽ gây mất an toàn cho người và phương tiện trong quá trình vận hành đường dây

- Đảm bảo khoảng cách pha – pha, khoảng cách pha – đất, khoảng cách giữa dây dẫn và dây chống sét,khoảng cách giao chéo với các đường dây điện lực, đường dây thông tin… Trong chế độ nhiệt độ cao nhất và thấp nhất Việc tính toán các yếu tố này phụ thuộc vào điện áp đường dây và đặc tính cơ lý của từng loại dây dẫn

- Ngoài ra trong thiết kế phải tính toán cột, móng cột: móng cột đảm bảo khả năng chống lún, chống lật, chống nhổ của móng cột ở mọi trạng thái vận hành

2.1.2 Các vấn đề cần quan tâm trong thiết kế đường dây tải điện trên không

1 Chọn dây dẫn

- Vật liệu dây dẫn trước tiên phải có tính dẫn điện cao, điều kiện làm việc của đường dây trên không cũng yêu cầu đố với dây có độ bền cơ học cao, trọng lượng nhẹ

- Trị số ứng suất trong dây dẫn phụ thuộc vào trị số lực kéo bên ngoài Lực này phụ thuộc vào tải trọng cơ học tác dụng lên dây kể cả trọng lượng bản thân dây và

- Ứng suất trong dây dẫn được tính toán tuân theo phương trình trạng thái của dây dẫn Ứng suất σ phụ thuộc vào chiều dài khoảng cột và chế độ của đường dây tại thời điểm tính toán Cụ thể như sau:

+ Mỗi khoảng néo ( gồm một hay nhiều khoảng cột ) khác nhau sẽ có một ứng suất khác nhau

+ Ứng suất của dây dẫn khác nhau trong chế độ gió bão, chế độ nhiệt độ lạnh và chế độ nhiệt độ trung bình

Tuy nhiên theo chế tạo của dây dẫn, mỗi loại dây dẫn có một lực tới hạn và tiết diện mặt cắt riêng của chúng Chính hai thông số này sẽ quyết định ứng suất tối đa trong từng chế độ, nếu vượt qua ứng suất này dây dẫn sẽ gặp nguy hiểm trong từng chế độ vận hành của đường dây

2 Độ võng của dây dẫn

Độ võng là khoảng cách giữa điểm thấp nhất của dây dẫn so với đường nối hai điểm treo dây Đây là một thông số rất quan trọng của đường dây, từ độ võng ta có thể tính toán biết được :

+Khoảng cách từ điểm thấp nhất của dây dẫn ( nếu biết chiều cao của hai điểm treo dây dẫn) đến đất

+ Nếu chưa biết được chiều cao của hai điểm treo dây, từ độ võng đã biết cộng thêm độ cao an toàn trong quy phạm ta sẽ tính được chiều cao cột cần thiết để đảm bảo độ an toàn của đường dây trong quá trình vận hành

- Kiểm tra khoảng cách giữa các pha của đường dây theo công thức:

0, 65110

+ U là điện áp của đường dây (kV)

+ λ là chiều dài chuỗi cách điện (m)

Công thức tính khoảng cách pha đất được lấy theo quy phạm trang bị điện TCN 19 : 2006

11-Biết khoản cách pha – pha ta sẽ tính được chiều dài của xà cũng nhưng khoảng

cách treo sứ cho phù hợp

2.1.3 Kết luận

Như vậy trong quá trình thiết kế đường dây trên không ta phải thiết kế dây dẫn điện treo trên cột với các yêu cầu: Truyền tải công suất lớn, an toàn và có độ võng cụ thể trên các khoảng cột, các ứng suất trong dây dẫn không được vượt quá các ứng suất tới hạn của chúng

2.2 Cơ sở lý thuyết của đường dây

2.2.1 Thông số vật lý và thông số tính toán của dây dẫn

2.2.1.1 Thông số cơ bản cho tính toán đường dây trên không

- Tiết diện dây dẫn: S [mm2];

- Đường kính của dây dẫn: d [mm];

- Khối lượng đơn vị của dây dẫn: P [kg/m] hay [daN/m];

- Lực đứt dây hay giới hạn bền của dây dẫn: Tđ [daN];

-Mô đun đàn hồi của dây dẫn: E [kg/mm2];

- Hệ số giãn nở dàu của dây dẫn: α [1/0C];

- Áp lực gió tác động vào dây dẫn: Q [daN/m2];

+ Giá trị của Q được tính theo Tiêu chuẩn tải trọng và tác động TCVN 1995;

+ Q= Q0.k.γsd ( Giá trị Q ở đây đã được tính để đảm bảo Điều 1.6 của TCVN 2737-1995

+ Độ cao ở đây được tính là độ cao của trọng tâm quy đổi của tất cả các dây ( dây dẫn

và dây chống sét) ( theo điều II.5.21 đến II.5.22 Quy phạm trang bị điện 11 TCN 19:2006) được tính theo công thức:

hqđ = htb - 2

3 f

Trong đó htb là độ cao trung bình mắc dây dẫn và dây chống sét vào cách điện

f là độ võng của dây dẫn, quy ước lấy giá trị lớn nhất ( khi nhiệt độ cao nhất)

Đối với khoảng vượt bao gồm nhiều khoảng cột, độ cao trọng tâm dây quy đổi của

dây dẫn và dây chống sét phải tính chung cho cả khoảng vượt ( giới hạn bằng 2 cột

néo hãm) theo công thức:

khác nhau, tuân theo bảng 1.2

Bảng 2.2: Hệ số điều chỉnh tải trọng gió với thời gian sử dụng giả định của công trình

Thời gian sử dụng giả định, (năm) 5 10 20 30 40

Hệ số điều chỉnh tải trọng gió 0,61 0,72 0,83 0,91 0,96

* Hệ số khí động học của dây dẫn, xem xét cỡ dây: Cx

* Ứng suất của dây dẫn: σ (daN/m2)

2.2.1.2 Thông số tính toán của dây dẫn

1 Tải trọng đơn vị của dây dẫn

g1 = P

s [ daN/m.mm2]

trong đó:

P: khối lượng của 1m dây dẫn [ daN/m]

S: tiết diện dây dẫn [mm2]

2 Tải trọng đơn vị do gió tác dụng lên dây dẫn

g2 = Cx.Cy.Q.d.10-3/S [daN/m.mm2]

Cy: Hệ số điều chỉnh theo cấp độ tải trọng

Q: Áp lực gió tác động lên dây dẫn (daN/m2)

d: Đường kính của dây dẫn (mm);

10-3: Hệ số quy đổi đơn vị đường kính thành m

3 Tải trọng đơn vị tổng hợp khi có gió

6 Ứng suất của dây dẫn: Lực tác dụng lên 1mm 2 dây dẫn

σđ = Tđ/S [daN/mm2] Ứng suất đứt của dây dẫn

Theo mục II.5.32 của Quy phạm trang bị điện 11 TCN 19:2006 quy định về ứng suất cho phép lớn nhất của dây dẫn là dây nhôm lõi thép như sau:

+ Khi tải trọng ngoài lớn nhất và khi nhiệt độ thấp nhất ứng suất cho phép tính theo % ứng lực kéo đứt của dây dẫn là 40%

+ Khi nhiệt độ trung bình hàng năm ứng suất cho phép tính theo % ứng lực kéo đứt của dây dẫn là 25%

Như vậy:

+ Tại chế độ bão ( chế độ tải trọng ngoài lớn nhất) và chế độ nhiệt độ thấp nhất, giá trị ứng suất cho phép lớn nhất là σmax

σmax = 0,4 σđ [daN/mm2] Ứng suất lớn nhất của dây dẫn

+ Tại chế độ nhiệt độ trung bình hàng năm giá trị ứng suất cho phép là σtb

σtb = 0,25 σđ [daN/mm2] Ứng suất trung bình của dây dẫn

2.2.2 Các chế độ tính toán của đường dây trên không

2.2.2.1 Các chế độ làm việc của đường dây trên không

+ Tải trọng tác động lên dây trong trạng thái bão là tải trọng tổng hợp của gió và dây:

+ Nhiệt độ môi trường xung quanh: t0C=250C

3 Trạng thái nhiệt độ không khí trung bình

Trạng thái làm việc lâu dài của dây dẫn Dây dẫn chịu sự rung động thường xuyên của gió gây mỏi dây

+ Tải trọng tác động lên dây trong trạng thái nhiệt độ không khí trung bình là tải trọng riêng của dây dẫn g1=P/S

+ Áp lực gió Q =0

+ Nhiệt độ môi trường xung quanh: t0C=250C

4 Trạng thái nhiệt độ không khí cao nhất

Trạng thái nhiệt độ cao, dây dẫn bị võng xuống nhiều nhất, nên trạng thái này còn được gọi là trạng thái độ võng lớn nhất

+ Tải trọng tác động lên dây trong trạng thái nhiệt độ không khí cao nhất là tải trọng riêng của dây dẫn g1=P/S

+ Áp lực gió Q=0

+ Nhiệt độ môi trường xung quanh: t0C=400C

5 Trạng thái quá điện áp khí quyển ( trạng thái giông sét)

+ Tải trọng tác động lên dây dẫn trong trạng thái quá điện áp khí quyển là tải trọng tổng hợp của dây dẫn với tải trọng trong chế độ quá điện áp khí quyển

+ Nhiệt độ môi trường xung quanh: t0C=200C

Bảng 2.3 Tổng hợp thông số các trạng thái làm việc của dây dẫn

TT Trạng thái làm việc của dây

dẫn

vị tác động lên dây dẫn

Nhiệt độ ( 0 C)

Áp lực gió (daN/m 2 )

5 Trạng thái quá điện áp khí

Một dây hoặc 2 dây bị đứt kết hợp với nhiệt độ, tốc độ gió Trong trạng thái sự

cố, ngoài tác động như trong chế độ bình thường, dây dẫn bị kéo về một phía làm tăng

độ võng của dây đứt trong khoảng cột bên cạnh, làm lệch chuỗi sứ Cột, xà bị kéo và

bị uốn Tính toán trong chế độ sự cố theo điều II.5.27 Quy phạm trang bị điện 11 TCN 19: 2006

2.2.2.3 Trạng thái thi công đường dây

Trạng thái khi thi công đường dây là trạng thái đường dây đang thi công bao gồm các công đoạn: Làm móng, dựng cột, kéo dây dẫn, treo dây lên cột… Trạng thái thi công không có trường hợp bão

2.2.3 Thành lập phương trình trạng thái của dây dẫn

2.2.3.1 Các lực cơ bản tác dụng lên dây dẫn

A B

d©y dÉn

f

dx dy dl

Hình 2.1 Các lực cơ bản tác dụng lên dây dẫn

Xét dây dẫn treo trên hai điểm A, B ( hình 2.1) chịu tác động của trọng lượng riêng của dây và gió thổi tác động vuông góc với dây dẫn

Tác động của gió lên dây là: P2= g2.S (2.7)

Tại thời điểm không có gió dây chịu tác động do trọng lượng của dây là:

Tại thời điểm có gió, dây chịu tác động của tổng hợp lực do gió và trọng lượng dây là:

2.2.3.2 Phương trình treo dây giữa hai điểm có độ cao bằng nhau

Xét một đoạn dây dẫn có chiều dài L treo trên hai điểm treo dây A, B có độ cao bằng nhau, A và B cách nhau một khoảng l, được bố trí trên hệ trục tọa độ xOy, O là điểm

có độ võng thấp nhất ( hình 2.2)

1 Thành lập phương trình treo dây

Hình 2.2 Bố trí hai điểm treo dây bằng nhau

Ta có biểu thức trong trường hợp tổng quát là:

Ở đây để tạm thời giảm đi sự phức tạp của bài toán, giá trị σ được coi như là một số

đã biết do giá trị này sẽ được tính cụ thể tại một giá trị khoảng cột cụ thể trong chương trìn tính toán ở chương IV của luận văn

dL = 2 2

Trong đó:

+ P: Lực tác dụng lên dây dẫn ( Tùy trường hợp có thể là P1, P3,P5)

+ g: Tải trọng đơn vị tác dụng lên dây dẫn ( tùy trường hợp có thể là g1,g3,g5)

+ S: Tiết diện dây dẫn

+ T: Lực căng, T =σ.S

+ σ : Ứng suất của dây dẫn tại vị trí độ võng thấp nhất

+ α : Góc tạo bởi giữa lực tác dụng lên dây dẫn (P) và lực căng dây T

+ x: Là biến của chiều dài dây có giá trị chạy từ 0 ÷ l/2

Cho x chạy từ 0 đến l/2 ta được giá trị của y và chiều dài dây L là

độ cao bằng nhau

Kết quả tại công thức (2.12) chính là độ võng của dây dẫn tại trường hợp hai

điểm treo dây cao bằng nhau và cách nhau một khoảng cột có chiều dài l

2 Tính độ võng của dây tại điểm bất kỳ

* Tính độ võng của dây dẫn tại điểm bất kỳ E cách cột B khoảng x, cách gốc

Thay hai công thức (2.14),(2.16) vào công thức (2.15) ta được:

g x u

f h y

g l h

Hình 2.3 Bố trí 2 điểm treo dây có độ cao treo dây khác nhau

1 Thành lập phương trình treo dây

Theo công thức (2.12) ta có:

(2.18)

(2.19) (2.20)

Độ lệch giữa hai điểm treo dây A, B là Δh

(2.21)

(2.22) Thay (2.20) vào (2.21) ta được:

Biến đổi (2.22) và (2.20) ta có:

(2.23)

(2.24)

Theo (2.19) và (2.20) ta có:

2

2

2.

2.

O y

A'

Hình 2.4 : Tính chiều dài dây dẫn L

Theo (2.23), (2.24) và (2.13) ta có được các công thức sau:

2

(2.33) (2.34) (2.35) (2.36) (2.37)

Phương trình (2.37) chính là phương trình treo dây giữa hai điểm treo dây có độ cao

không bằng nhau

2 Tính khoảng cách tới đất tại điểm bất kỳ

Tính khoảng cách tới đất tại điểm E bất kỳ (thuộc dây dẫn) trong khoảng cột, có

khoảng cách cột B (cột có chiều cao cột cao hơn) là x, cách trục Oy một khoảng (b-x),

Từ (2.37a,b,c), (2.19) và (2.25) biến đổi ta được:

(2.37d)

2.2.4 Phương trình trạng thái của dây dẫn

Phương trình trạng thái của dây dẫn chính là quy luật biến đổi của ứng suất

trong dây dẫn σ, độ võng của dây dẫn f theo nhiệt độ môi trường t0C và tải trọng gió Q

tác dụng lên dây dẫn

Xét dây dẫn có khoảng cột l (m) có hai trạng thái ở hai nhiệt độ và môi trường

khác nhau:

Trạng thái thứ nhất: Trạng thái ban đầu hay trạng thái cơ sở của dây dẫn, đây là

trạng thái đã biết toàn bộ các yếu tố của đường dây bao gồm: ứng suất trong dây dẫn

σCS, độ võng của dây dẫn fCS, nhiệt độ môi trường t CS0 C và tải trọng đơn vị tổng hợp

biết hay trạng thái cần phải tính toán được các yếu tố của đường dây, bao gồm: ứng

suất trong dây dẫn σTT, độ võng của dây dẫn fTT, nhiệt độ môi trường t TT0 C, và tải trọng

đơn vị tổng hợp gTT tác dụng lên dây dẫn

2.2.4.1 Dây dẫn treo trên hai khoảng cột có chiều cao bằng nhau

Theo (2.13) ta lần lượt có các công thức của trạng thái thứ nhất và trạng thái

thứ hai như sau:

(2.38) (2.39)

LCS, LTT: Chiều dài dây dẫn tại trạng thái cơ sở và trạng thái tính toán

Việc thay đổi trạng thái của dây, dẫn đến việc thay đổi chiều dài của dây một đoạn ΔL

Thay đổi chiều dài do 2 nguyên nhân sau:

+ Thay đổi do nhiệt độ dẫn đến chiều dài của dây thay đổi

+ Thay đổi do tải trọng bên ngoài tác động vào dây dẫn thay đổi dây dẫn làm ứng suất

trong dây thay đổi dẫn đến chiều dài của dây thay đổi

(2.40)

Phần thay đổi do nhiệt độ là ΔLt, phần thay đổi do ứng suất là ΔLσ Giá trị cụ thể của

hai đại lượng trên như sau:

(2.41) (2.42) Khi nhiệt độ và ứng suất đồng thời biến đổi, thay (2.41), (2.42),(2.38),(2.39) vào

.( )

cs TT

Phương trình (2.44) chính là phương trình trạng thái của dây dẫn Từ phương

trình trạng thái này ta có thể tính được ứng suất dây dẫn của trạng thái chưa biết đầy

đủ (trạng thái cần phải tính toán) theo một trạng thái ban đầu đã biết ( trạng thái cơ sở)

2.2.4.2 Dây dẫn treo trên hai khoảng cột có chiều cao khác nhau

Thay các biểu thức (2.22), (2.37), (2.41),(2.42), (2.38), (2.39), (2.40) và bỏ qua

2.2.5 Khoảng cột tới hạn của dây dẫn

Dây dẫn có nhiều trạng thái làm việc, mỗi trạng thái của dây dẫn ta lại có một

ứng suất cho phép khác nhau, khi ứng suất vượt quá giá trị này thì không đảm bảo sự

an toàn của dây dẫn theo quy phạm trang bị điện

Từ phương trình trạng thái trên ta thấy: Để tính được các thông số của dây dấn

trong các trạng thái khác nhau, ta phải biết được trạng thái thứ nhất, trạng thái cơ sở

Từ đó ta mới tính được các trạng thái tiếp theo, trạng thái cần tính toán

Căn cứ theo điều II.5.34 Quy phạm trang bị điện 11 TCN 19-2006 có 3 trạng thái

mà ta cần quan tâm

1 Trạng thái nhiệt độ thấp nhất ( lạnh nhất)

2 Trạng thái bão

3 Trạng thái nhiệt độ trung bình

Để dây dẫn có thể làm việc được thì ứng suất σ trong dây dẫn ở trạng thái nào

phải nhỏ hơn ứng suất cho phép của dây dẫn ở trạng thái đó Nếu biết được trạng thái

làm việc nào của dây dẫn sẽ xuất hiện ứng suất lớn hơn ứng suất cho phép thì trạng

thái đó được lấy là trạng thái xuất phát, hay trạng thái cơ sở với ứng suất lúc này được

lấy bằng ứng suất cho phép Các trạng thái còn lại của dây dẫn được tính theo trạng

thái cơ sở này (căn cứ theo phương trình trạng thái).Trạng thái lạnh nhất và trạng thái

bão có thể xuất hiện ứng suất lớn hơn ứng suất cho phép và giá trị ứng suất ở đây được

quy định về ứng suất cho phép lớn nhất σMax Trạng thái nhiệt độ trung bình hàng năm

2 8.

cs TT

có thể xuất hiện ứng suất lớn hơn ứng suất cho phép và giá trị ứng suất ở đây được quy

về ứng suất cho phép lớn nhất σtb

Nếu đảm bảo được ứng suất trong 3 trạng thái trên sẽ xuất hiện ứng suất lớn hơn ứng suất cho phép Ta quy ứng suất của trạng thái này bằng ứng suất cho phép của trạng thái đó Ta gọi trạng thái này là trạng thái thứ nhất, trạng thái cơ sở

+ Từ trạng thái cơ sở ta sẽ tính được ứng suất của hai trạng thái còn lai theo ứng suất cho phép của trạng thái cơ sở

+ Từ phương trình trạng thái của dây dẫn (2.44) ta thấy ứng suất trong dây dẫn phụ thuộc vào khoảng cột Do đó khoảng cột chính là một giá trị quyết đinh ứng suất ở trạng thái nhất định sẽ xuất hiện một giá trị cho phép ở trạng thái đó

Vậy đối với mỗi một trạng thái nhất định sẽ xuất hiện một giá trị của khoảng cột tới hạn, mà tại giá trị đó, ứng suất lớn hơn giá trị cho phép của một trong hai trạng thái sẽ xuất hiện, cụ thể hơn tại giá trị khoảng cột này ứng suất trong dây dẫn sẽ chuyển từ giá trị an toàn cho phép sang ứng suất lớn hơn có thể gây nguy hiểm cho đường dây và ngược lại

Tương ứng với 3 trạng thái điển hình của dây dẫn ta có 3 khoảng cột tới hạn là một sự so sánh giữa một cặp hai trạng thái Khi khoảng cột thực tế lớn hơn hoặc nhỏ hơn khoảng cột tới hạn thì ứng suất lớn hơn giá trị cho phép sẽ xuất hiện ở một trạng thái tùy theo tính chất trạng thái đó Ta sẽ chọn trạng thái đó làm trạng thái xuất phát hay trạng thái cơ sở để tính các thông số ở các trạng thái còn lại

Ta cùng tìm hiểu các tính khoảng cột tới hạn và ứng dụng của chúng Ta ký hiệu các khoảng cột tới hạn như sau:

l2k : Khoảng cột tới hạn giữa trạng thái lạnh nhất và trạng thái bão hòa

l1k: Khoảng cột tới hạn giữa trạng thái bão và trạng thái nhiệt độ trung bình

l3k: Khoảng cột tới hạn giữa trạng thái bão và trạng thái nhiệt độ trung bình

Ta có phương trình trạng thái của dây dẫn, ở đây trạng thái cơ sở là trạng thái xuất phát, trạng thái đã biết và trạng thái cần tìm là trạng thái tính toán, trạng thái chưa biết

Đặt

(2.49) Như vậy phương trình trạng thái sẽ được biến đổi thành:

.

cs TT

Đây là phương trình bậc 3 không đầy đủ Từ các thông số đã biết ta tính được các

tham số M,N,K Cho giá trị khoảng cột l ta tính được A,B Giải phương trình trạng thái

đã được biến đổi trên bằng phương pháp lặp ta được giá trị σB cần tìm

Với giá trị khoảng cột thay đổi liên tục ta sẽ vẽ được đồ thị của hàm σ=g(l)

2.2.5.1 Khoảng cột tới hạn l 2k

l2k là khoảng cột tới hạn giữa trạng thái lạnh nhất và trạng thái bão, đây là 2

trạng thái có thể xảy ra ứng suất lớn nhất σMax

- Lấy trạng thái bão làm trạng thái xuất phát Ta lấy ứng suất trong dây dẫn ở

trạng thái này bằng ứng suất cho phép Từ ứng suất của trạng thái bão đã biết ta tính

được ứng suất của trạng thái lạnh Cho giá trị khoảng cột biến đổi ta vẽ được đồ thị

của hàm só của giá trị ứng suất lạnh, hàm σlạnh = f1(l)

- Lấy trạng thái lạnh nhất làm trạng thái xuất phát Ta lấy ứng suất trong dây

dẫn ở trạng thái này bằng ứng suất cho phép Từ ứng suất của trạng thái lạnh nhất đã

biết ta tính được ứng suất của trạng thái bão Cho giá trị khoảng cột biến đổi ta vẽ

được đồ thị của hàm số của giá trị ứng suất bão, hàm σbão = f2(l)

Ta được đồ thị thực hiện trên hình 2.5 như sau:

Tr¹ng th¸i l¹nh lµ tr¹ng th¸i xuÊt ph¸t

Tr¹ng th¸i b·o lµ tr¹ng th¸i xuÊt ph¸t

l 2k

l

Hình 2.5 Đồ thị trạng thái khoảng cột tới hạn l2k

Ta thấy hai đường σlạnh và σbão cắt nhau tại điểm ứng với ứng suất σmax

Ta có thể hiểu l2k như sau:

Từ phương trình trạng thái ta thấy:

Khi l → 0 thì phương trình trạng thái sẽ thành:

Khoảng cột tới hạn l2k là khoảng cột ở đó ứng suất trong hai trạng thái nhiệt độ thấp

nhất và bão bằng nhau và bằng ứng suất cho phép σmax

Tính khoảng cột tới hạn l2k như sau: Lấy trạng thái xuất phát là trạng thái lạnh nhất,

thay giá trị l=l2k và σ=σmax vào phương trình trạng thái ta được:

Tr¹ng th¸i b·o lµ tr¹ng th¸i xuÊt ph¸t

Lấy khoảng cột thực tế so sánh với khoảng cột l2k ta được:

- Nếu l > l2k thì ứng suất lớn sẽ xảy ra trong trạng thái bão, do vậy ta sẽ lấy trạng thái xuất phát là trạng thái bão, với ứng suất trong trạng thái này là ứng suất cho phép σmax

- Nếu l < l2k thì ứng suất lớn nhất sẽ xảy ra trong trạng thái nhiệt độ thấp nhất, do vậy ta sẽ lấy trạng thái xuất phát là trạng thái nhiệt độ thấp nhất, với ứng suất trong trạng thái này là ứng suất cho phép σmax

- Nếu l = l2k thì có thể xuất phát từ trạng thái nào cũng được

Đây là đồ thị hình 2.6 tổng hợp của cả 2 trường hợp xuất phát từ cả hai trạng thái để tiện nghiên cứu, tuy nhiên khi tính cho từng trường hợp xuất phát cụ thể thì ứng suất lớn nhât của từng trường hợp trạng thái xuất phát sau khi đã tính tới ứng suất cho phép khác nhau

2.2.5.2 Khoảng cột tới hạn l 1k ,l 3k

- l1k là khoảng cột tới hạn giữa trạng thái lạnh nhất và trạng thái nhiệt độ trung bình Trong đó ở trạng thái nào cũng có thể xảy ra ứng suất lớn nhất tại trạng thái của nó Trạng thái lạnh nhất có thể xuất hiện ứng suất lớn nhất σlạnh Trạng thái nhiệt độ trung bình có thể xuất hiện ứng suất trung bình σt1 mà giá trị của

nó có thể lớn hơn ứng suất cho phép trung bình của trạng thái nhiệt độ trung bình σtb

Vẽ đồ thị của đường ứng suất ở trạng thái nhiệt độ trung bình σt1=f3(l): Lấy trạng thái lạnh nhất làm trạng thái suất phát Ta lấy ứng suất trong dây dẫn ở trạng thái này là ứng suất cho phép lớn nhất σmax Từ ứng suất của trạng thái lạnh nhất đã biết ta tính được ứng suất của trạng thái trung bình Cho giá trị khoảng cột biến đổi ta vẽ được đồ thị của hàm số của giá trị ứng suất trung bình, hàm σt1=f3(l) Đường σ=σmax cắt đường thẳng σ=σtb tại điểm có trục hoành l=l1k

tb

E l