Nghiên cứu khả năng ứng dụng truyền tải điện một chiều tại Việt Nam

Nghiên cứu khả năng ứng dụng truyền tải điện một chiều tại Việt Nam

tËp ®oµn ®iÖn lùc ViÖt Nam

Chủ nhiệm đề tài: Nguyễn Mạnh Cường

NGHIÊN CỨU KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MỘT CHIỀU TẠI VIỆT NAM

Mục lục

Mở đầu 6 

CHƯƠNG I.  TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MỘT CHIỀU VÀ XOAY CHIỀU 7 

1.1.  Lịch sử phát triển công nghệ truyền tải điện 7 

1.2.  Các thành tựu mới đạt được của công nghệ truyền tải điện 10 

1.3.  Các yêu cầu kỹ thuật chính của tryền tải điện siêu cao áp một chiều 13 

1.3.1.  Thành phần cơ bản 13 

1.3.2.  Trạm chuyển đổi 16 

1.3.3.  Các kiểu truyền tải điện cao áp 1 chiều 18 

1.3.4.  Nguyên lý hoạt động của hệ thống truyền tải điện 1 chiều 21 

1.3.5.  Ưu nhược điểm của hệ thống truyền tải điện cao áp 1 chiều 24 

1.3.6.  Một số hệ thống truyền tải điện cao áp 1 chiều trên thế giới 25 

CHƯƠNG II.  Các yếu tố ảnh hưởng đến chi phí đầu tư hệ thống truyền tải điện 30 

2.1.  + Ảnh hưởng của công suất và khoảng cách truyền tải 30 

2.2.  + Ảnh hưởng của các yếu tố khác 34 

CHƯƠNG III.  Khảo sát sự biến thiên của chi phí đầu tư khi các yếu tố đầu vào thay đổi 39 

3.1.  Xác định các thành phần của chi phí đầu tư 39 

3.1.1.  Phương pháp chung để đánh giá dự án đầu tư: 39 

3.1.2.  Lựa chọn phương pháp so sánh kinh tế dự án đầu tư cho đề án nghiên cứu khả năng ứng dụng truyền tải điện 1 chiều ở Việt Nam 41 

3.2.  Tính toán chi phí trong trường hợp yếu tố đầu vào thay đổi 42 

CHƯƠNG IV.  Ứng dụng trong các trường hợp cụ thể tại Việt Nam 43 

4.1.  Các giả thiết đưa vào tính toán: 43 

4.1.1.  Các giả thiết về mặt kỹ thuật 43 

4.1.2.  Các giả thiết về mặt kinh tế 44 

4.2.  Tính toán chi phí hiện tại hóa khi các yếu tố đầu vào thay đổi 46 

4.2.1.  Mô phỏng hệ thống điện trong PSS/E 46 

4.2.2.  Khoảng cách truyền tải 270 km 49 

4.2.3.  Khoảng cách truyền tải 450 km 58 

4.3.1.  Truyền tải điện khu vực Nam Trung bộ - Đông Nam Bộ: 63 

4.3.2.  Truyền tải điện liên kết Việt Nam – Trung Quốc: 64 

CHƯƠNG V.  KẾT LUẬN 66 

CHƯƠNG VI.  PHỤ LỤC 67 

6.1.  Mô phỏng các hệ thống điện đơn giản: 68 6.2.  Vốn đầu tư và chi phí hiện tại hóa cho các dự án truyền tải điện: 82 

Danh mục hình vẽ:

Hình : 1: Ký hiệu các Valve và cầu chỉnh lưu 14 

Hình : 2: Cấu hình cơ bản mạch chuyển đổi gồm nhóm van 6 xung nối với MBA đấu Yo/Y 14 

Hình : 3: Cấu hình chỉnh lưu 12 xung, sử dụng 2 MBA đấu Yo/Y và Yo/D 15 

Hình : 4: Thành phần của một Thyristor Module 16 

Hình : 5: Cấu hình cơ bản trạm chuyển đổi AC - DC 16 

Hình : 6 : Cấu hình đơn cực, sử dụng bộ chỉnh lưu 12 xung 18 

Hình : 7: Cấu hình lưỡng cực, sử dụng bộ chỉnh lưu 12 xung 19 

Hình : 8 : Các kiểu đấu nối hệ thống truyền tải điện 1 chiều 21 

Hình : 9: hình dạng sóng điện áp và dòng điện trong quá trình chuyển đổi 21 

Hình : 10: Bản đồ vị trí tuyến HVDC +/- 600kV Itaipu - Sao Paulo 26 

Hình : 11: Bản đồ vị trí tuyến HVDC 350kV Leyte - Luzon, Philipines 27 

Hình : 12: Bản đồ vị trí tuyến HVDC +/- 500kV Riland - Delhi, Ấn Độ 28 

Hình : 13: Bản đồ vị trí một số dự án HVDC trên thế giới 29 

Hình : 14: Tổn thất vầng quang theo độ cao và tổn thất truyền tải theo chiều dài 32 

Hình : 15: Chi phí đầu tư khi P = 3500 MW 33 

Hình : 16: Chi phí đầu tư khi P = 10.000 MW 33 

Hình : 17: Chiều dài cách điện ở các cấp điện áp khác nhau (Nguồn ABB) 35 

Hình : 18: Mức tăng tương đối về yêu cầu cách điện ở cao độ khác nhau 36 

Hình : 19: Tải trọng dây dẫn cho EHVAC và HVDC 36 

Hình : 20: số mạch yêu cầu khi truyền tải 6000 MW bằng HVDC và HVAC 37 

Hình : 21: Thiết kế cột EHVAC Hình : 22: Thiết kế cột HVDC 38 

Hình : 23: Bản đồ vị trí các nhà máy điện khu vực Nam trung bộ 50 

Hình : 24: Sơ đồ khối hệ thống truyền tải 51 

Hình : 25: Đồ thị biểu diễn tổn thất theo công suất truyền tải khi L = 270km 53 

Hình : 26: Đồ thị biểu diễn tổn Vốn đầu tư theo công suất truyền tải khi L = 270km 54 

Hình : 27: Đồ thị biểu chi phí hiện tại hóa theo công suất truyền tải khi L = 270km 55 

Hình : 28: Suất đầu tư cho TBA 765/500kV giảm = 25.000 USD/MW 56 

Hình : 29: Suất đầu tư cho TBA 765/500kV giảm := 20.000 USD/MW 56 

Hình : 30: Suất đầu tư cho đường dây 765kV giảm = 1.0 triệu USD/km 57 

Hình : 31: Suất đầu tư cho đường dây 765kV giảm = 1.0 triệu USD/km đồng thời suất đầu tư cho TBA 765/500kV giảm = 25.000 USD/MW 57 

Hình : 32: Bản đồ vị trí tuyến truyền tải liên kết Việt Nam - Trung Quốc 59 

Hình : 33: Đồ thị biểu diễn vốn đầu tư theo công suất truyền tải khi L = 450km 61 

Hình : 34: Đồ thị biểu diễn chi phí hiện tại hóa theo công suất truyền tải khi L = 450km 62 Hình : 35: Suất đầu tư cho trạm chuyển đổi AC-DC, DC-AC giảm = 75 USD/kW 63 

Mở đầu

Hệ thống điện Việt Nam 12 năm gần đây (1995-2007) có sự phát triển mạnh với tốc độ tăng trưởng trung bình 14,8%/năm, điện thương phẩm năm 2007 đạt 58 tỷ kWh, gấp hơn năm lần năm 1995, công suất max tăng hơn 4 lần, năm 2007 đạt hơn 11000 MW Theo xu hướng trên, để đáp ứng nhu cầu công suất và điện năng cho 20 năm tới, dự kiến cần xây dựng khối lượng rất lớn nguồn, lưới điện trên cả 3 miền Bắc – Trung Nam, ngoài ra còn phải nhập khẩu điện từ nước ngoài như Lào, Trung Quốc

Cũng giống như nhiều nước đang phát triển khác, quá trình phát triển kinh tế của Việt Nam sẽ hình thành những khu vực phụ tải tập trung, là trung tâm kinh tế vùng như khu vực Hà Nội và T.P Hồ Chính Minh Về lý thuyết, cần xây dựng các nguồn điện ngay gần những trung tâm phụ tải này nhằm tránh chi phí truyền tải cao và phân bố tối ưu nguồn điện Tuy nhiên, với những rào cản kỹ thuật, môi trường… không cho phép xây dựng nhà máy điện ở đó mà phải di chuyển ra các vùng cách xa hàng trăm km Từ đó phát sinh vấn đề về lựa chọn hình thức và cấp điện áp truyền tải để vừa đảm bảo an toàn, tin cậy, vừa đem lại lợi ích kinh tế tốt nhất

Xây dựng hệ thống điện liên kết đa quốc gia cũng trở thành xu hương chung trên thế giới nhằm khai thác tối ưu nguồn năng lượng có giá thành thấp như thủy điện Sử dụng hệ thống truyền tải siêu cao áp 1 chiều sẽ giúp cho việc trao đổi điện năng giữa các hệ thống điện không đồng bộ nhưng chi phí thường cao hơn nhiều so với truyền tải bằng hệ thống xoay chiều

Đề tài “nghiên cứu khả năng ứng dụng truyền tải điện 1 chiều ở Việt Nam” sẽ bước đầu đánh giá các hình thức truyền tải AC500kV, AC765kV và DC+/-500kV ứng với các mức công suất khác nhau ở 2 vùng tiềm năng: truyền tải 270km từ Nam Trung Bộ về khu vực TP Hồ Chí Minh và 450km từ Honghe (Vân Nam – Trung Quốc) về khu vực Hà Nội Kết quả nghiên cứu sẽ góp phần giúp cho công tác quy hoạch hệ thống điện có cái nhìn tổng quan hơn đối với các cấp điện áp truyền tải trong bối cảnh của Việt Nam

CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MỘT CHIỀU VÀ XOAY CHIỀU

1.1 Lịch sử phát triển công nghệ truyền tải điện

Thomas Alva Edison (1847-1931) đã phát minh ra điện một chiều, hệ thống truyền tải điện đầu tiên là hệ thống dòng điện một chiều Tuy nhiên, ở điện áp thấp, không thể truyền tải công suất điện 1 chiều đi khoảng cách xa Đầu thế kỷ 20, với sự phát triển của công nghệ máy biến áp và động cơ cảm ứng, truyền tải điện xoay chiều dần trở nên phổ biến và là lựa chọn số 1 của các quốc gia trên toàn thế giới

Năm 1929, các kỹ sư của công ty ASEA (Allmana Svenska Electriska Aktiebolaget) – Thụy Điển – đã nghiên cứu và phát triển hệ hệ thống Valve hồ quang thủy ngân điều khiển mạng lưới đa điện cực sử dụng trong truyền tải điện một chiều với công suất và điện áp cao Các thử nghiệm đầu tiên được tiến hành tại Thụy Điển và Mỹ năm 1930 để kiểm tra hoạt động của các Valve hồ quang thủy ngân trong quá trình chuyển đổi chiều truyền tải và thay đổi tần số

Sau chiến tranh thế giới lần thứ 2, nhu cầu điện năng tăng cao đã khuyến khích nghiên cứu truyền tải điện một chiều, nhất là khi phải truyền tải công suất đi xa hoặc bắt buộc phải sử dụng cáp ngầm Năm 1950, Đường dây truyền tải một chiều thử nghiệm điện áp 200kV, chiều dài 116km được đưa vào vận hành, tải điện từ Moscow đi Kasira (Liên Xô cũ) Đường dây cao áp một chiều đầu tiên được đưa vào vận hành thương mại năm 1954 tại Thụy Điển, truyền tải 20 MW điện áp 100 kV, chiều dài 98km sử dụng cáp ngầm vượt biển nối giữa đảo Gotland và đất liền

Công nghệ truyền tải điện một chiều luôn gắn liền với công nghệ điện tử công suất Những năm 1960, hệ thống Valve thể rắn trở thành hiện thực khi ứng dụng Thyristor vào truyền tải điện một chiều Năm 1972, các Valves thể rắn đã được ứng dụng lần đầu tiên ở Canada tại trạm Back to Back Eel River công suất 320 MW điện áp 80kV Điện áp vận hành lớn nhất hiện nay của đường dây truyền tải một chiều là ±600 kV, truyền tải công suất 6300 MW từ thủy điện Itaipu đi São Paulo (Brazil), chiều dài 796km

Ngày nay, truyền tải dòng điện một chiều điện áp cao là phần không thể thiếu trong hệ thống điện của nhiều quốc gia trên thế giới Truyền tải điện siêu cao áp một chiều luôn được cân nhắc khi phải tải lượng công suất rất lớn đi khoảng cách xa,

vượt biển Với lượng công suất đủ lớn, khoảng cách đủ xa, truyền tải cao áp một chiều sẽ chiếm ưu thế về chi phí đầu tư và tổn thất truyền tải so với dòng điện xoay chiều 3 pha truyền thống

Trên thế giới đã có 79 công trình truyền tải điện 1 chiều được xây dựng (trong đó có 33 trạm Back to Back, 46 đường dây truyền tải), có 6 công trình sẽ vận hành giai đoạn từ nay đến năm 2010 (2 dự án ở Mỹ, 1 Trung Quốc, 1 Na Uy – Hà Lan, 1 Australia và 1 Estonia – Phần Lan)

Hiện có 14 hạng mục đường dây siêu cao áp 1 chiều 500kV đang vận hành trên thế giới trong đó 5 ở Trung Quốc, 3 ở Ấn Độ, 4 ở Mỹ và Canada Chiều dài trung bình của 1 đường dây là 1174 km, công suất tải khoảng từ 1500 đến 3000 MW

Danh sách các dự án truyền tải 1 chiều hiện nay có trong bảng sau:

STT Tên công trình HVDC

Năm vận hành / nâng cấp / dỡ bỏ

Khả năng

tải (MW)

Điện áp một chiều

(kV)

quy mô công trình

B-B/ line/cable

17 CAHORA-BASSA 1978 1920 533 1420 Mocambique-South Africa

STT Tên công trình HVDC

Năm vận hành / nâng cấp / dỡ bỏ

Khả năng

tải (MW)

Điện áp một chiều

(kV)

quy mô công trình

B-B/ line/cable

STT Tên công trình HVDC

Năm vận hành / nâng cấp / dỡ bỏ

Khả năng

tải (MW)

Điện áp một chiều

(kV)

quy mô công trình

B-B/ line/cable

1 X 170

71 QUEBEC-NEW ENGLAND 1986/90/92 2250 500 1500 Canada-U.S.A

* Nguồn: Standard Handbook for Electrical Engineers, Fink, Donal G.- Hill Pro Publishing, 2006, page1015

Các đường dây trên không sử dụng dây nhôm lõi composite có thể thay thế dây nhôm lõi thép thông thường nhưng công suất truyền tải gấp 2 lần, rất phù hợp

cho việc cải tạo hệ thống truyền tải điện trong các thành phố lớn và những nơi hạn chế về hành lang tuyến

*) Xu hướng thu nhỏ quy mô hệ thống điện

Ở khu vực Bắc Mỹ, tổng công suất hệ thống liên kết phía Đông là 600.000 MW, công suất hệ thống liên kết phía Tây là 130.000 MW Khi một phía bị sự cố rã lưới sẽ có nhiều khả năng lan truyền sang phía bên kia Hiện đang có xu hướng chia hệ thống lớn thành các hệ thống điện nhỏ hơn, giúp cho việc quản lý vận hành tốt hơn Các hệ thống nhỏ sẽ liên kết với nhau bằng các đường dây cao áp 1 chiều (HVDC) hoặc qua các trạm chuyển đổi Back-to-Back Đối với nước Mỹ, chi phí cho việc này vào khoảng 8 đến 10 tỷ USD (theo nghiên cứu của hội đồng hợp tác năng lượng Đông Bắc), nếu so với sự cố rã lưới năm 2003 gây thiệt hại ước tính 6 tỷ USD thì dự án trên rất đáng quan tâm, nhất là khi sự phát triển của công nghệ điện tử công suất đang làm giảm giá thành của hệ thống truyền tải 1 chiều (HVDC) và hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt (FACTS)

Hiện nay, công ty ABB Thụy Sỹ đã phát triển thành công hệ thống truyền tải điện một chiều quy mô nhỏ cỡ khoảng vài chục MW (HVDC Light) với chi phí có thể chấp nhận được Hệ thống HVDC Light sử dụng công nghệ Transitor 2 cực cổng cách ly (IGBT) có chi phí thấp hơn nhiều so với việc sử dụng Thyristor truyền thống Công nghệ IGBT còn sử dụng trong các trạm chuyển đổi có vai trò như nguồn áp (Voltage source converter), giúp giảm các sự cố của hệ thống xoay chiều như dao động điện áp, sóng hài, bù công suất phản kháng, … Công nghệ HVDC Light đã được ứng dụng ở Mỹ (đường cáp vượt biển dài 40km – 330 MW nối Connecticut với Long Island), Australia ( 180km – 200 MW nối Murray Link với miền Nam), liên kết Mỹ và Mexico (trạm Back-to-Back 36 MW)

*) Máy biến đổi tần số (gọi tắt là máy biến tần quay) - VFT

Hãng GE Energy (Atlanta, US), đã phát triển máy biến tần VFT – variable frequency transformer – có khả năng thay đổi tần số và góc pha điện áp một cách liên tục Cùng với ứng dụng của HVDC, máy biến tần quay có thể sử dụng để liên kết 2 hệ thống điện không đồng bộ Hiện máy biến tần quay đang được sử dụng để liên kết 2 hệ thống điện không đồng bộ, 1 tại Québec (Canada) và 1 tại Laredo (Texas)

Ngoài liên kết các hệ thống không đồng bộ, hiện máy biến tần quay đang phát triển công nghệ ứng dụng truyền tải công suất giữa các hệ thống điện đồng bộ, trong trường hợp này, VFT đóng vai trò như bộ điều chỉnh góc pha, đã được sử dụng lần đầu tiên tại hệ thống liên kết giữa Pennsylvania với trung tâm New York, công suất 300 MW Ba gói dự án khác với tổng công suất 900 MW đang được thực hiện nối giữa Linden (New Jersey) với New York (vận hành 2009)

*) Ứng dụng ETO-Thyristor trong FACTS and HVDC

Phòng thí nghiệm Sandia National Lab (U.S.) đã phát triển thành công loại ETO Thyristor (Emitter turnoff Thyristor), có khả năng phản ứng nhanh (5kHz), chịu được dòng lớn (4kA) và điện áp cao (6kV), nhưng có giá thành thấp hơn nhiều so với Thyristor thông thường Đây sẽ là loại Thyristor lý tưởng cho hệ thống điều khiển FACTS và các bộ chuyển đổi HVDC ETO-Thyristor hiện đang được phát triển trong các bộ bù tĩnh (STATCOM), đóng vai trò như những bộ hấp thu sự cố lưới điện (Grid shock Absorber)

*) Điều khiển dòng sự cố

Cùng với sự gia tăng của quy mô hệ thống điện, dòng ngắn mạch cũng tăng lên, dẫn đến yêu cầu cần phải thay thế thiết bị đang vận hành Điều này đỏi hỏi chi phí lớn Có một cách khác để không phải nâng cấp thay thế thiết bị, đó là sử dụng các Bộ giới hạn dòng sự cố - Fault current limiter (FCL) – là sự phối hợp hoạt động giữa cuộn dây cảm kháng thấp và cáp siêu dẫn chịu nhiệt (High-Temperature Superconductor cable- HTS cable) Các bộ giới hạn dòng sự cố đang được lắp đặt thử nghiệm tại Mỹ và Nhật Bản

Các công ty sản xuất vật liệu điện siêu dẫn của Mỹ cũng đang phát triển loại cáp điện sử dụng bộ ổn định trở kháng cao (high-Resistance stabilizer cable) Loại cáp này có đặc điểm, khi ở trạng thái bình thường, dòng điện được chạy trong lớp vật liệu siêu dẫn HTS, nhưng khi xảy ra sự cố, lớp trở kháng cao sẽ hoạt động và cách ly sự cố, khi hết sự cố, lớp siêu dẫn lại hoạt động bình thường

Nhìn chung, sự phát triển của công nghệ điện tử công suất có ảnh hưởng rất lớn tới công nghệ truyền tải điện và quan điểm truyền tải Truyền tải điện 1 chiều đang dần được chú ý vì những ưu điểm trong cách ly sự cố xoay chiều, liên kết các hệ thống điện không đồng bộ, khả năng tải công suất lớn, ít hành lang tuyến và chi

*) Những nỗ lực phát triển trong truyền tải điện siêu cao áp 1 chiều và xoay chiều:

Hiện nay, công nghệ truyền tải điện xoay chiều tới 800 kV đã được làm chủ với 25 năm kinh nghiệm, và về nguyên tắc, không còn rào cản kỹ thuật nào Công nghệ truyền tải một chiều +/- 600 kV cũng đã được làm chủ (kinh nghiệm trên 20 năm), riêng cấp điện áp trên +/- 600 kV thì cần được phát triển thêm, chủ yếu là thử nghiệm thiết bị trong trạm chuyển đổi Còn đối với đường dây tải điện, các thông số thiết kế cho cả 2 loại truyền tải đã hoàn toàn xác định Theo thống kê, nếu làm quyết liệt thì một hệ thống truyền tải siêu cao áp 1 chiều +/- 600 kV có thể hoàn thành thiết kế trong 3 năm, còn 1 hệ thống EHVAC có thể thiết kế xong trong 1 năm

1.3 Các yêu cầu kỹ thuật chính của tryền tải điện siêu cao áp một chiều

1.3.1 Thành phần cơ bản

Thành phần không thể thiếu của bộ chuyển đổi công suất điện cao áp một chiều (HVDC) là Valve Nếu Valve được cấu tạo từ một hoặc nhiều diodes công suất mắc nối tiếp thì gọi là Valve không điều khiển được, nếu được cấu tạo từ chuỗi thyristor thì gọi là Valve điều khiển được

Ký hiệu valve theo IEC (International Electrotechnical Commission) như hình vẽ sau:

Valve không điều khiển được (cấu tạo từ Diode)

Valve điều khiển được (cấu tạo từ Thyristor)

Cầu chỉnh lưu không điều khiển được Cầu chỉnh lưu điều khiển được

Hình : 1: Ký hiệu các Valve và cầu chỉnh lưu

Cầu chỉnh lưu tiêu chuẩn gồm 6 valve xếp thành 2 dãy được minh họa như hình sau:

Hình : 2: Cấu hình cơ bản mạch chuyển đổi gồm nhóm van 6 xung nối với MBA đấu Yo/Y

Hầu hết các hệ thống chuyển đổi công suất cao áp 1 chiều sử dụng Thyristor đều dùng cấu hình cầu chỉnh lưu 12 xung

Hình : 3: Cấu hình chỉnh lưu 12 xung, sử dụng 2 MBA đấu Yo/Y và Yo/D

Trong cấu hình trên, điện áp xoay chiều lần lượt cấp cho nhóm Valves 6 xung, tổng hợp lại, ta có nhóm valve chỉnh lưu 12 xung lệch pha nhau 300, làm triệt tiêu các dòng điện thứ tự 5 và thứ tự 7 phía xoay chiều, thứ tự 6 phía 1 chiều, làm giảm chi phí cho bộ lọc sóng hài ở 2 phía xoay chiều và một chiều so với bộ chỉnh lưu 6 xung

Nhìn vào hình 3, đối với các trạm chuyển đổi sử dụng cấu hình chỉnh lưu 12 xung, ta có 3 nhóm, mỗi nhóm gồm 4 Valves theo chiều thẳng đứng Mỗi nhóm 4 Valves này được mắc nối tiếp, xếp thành 1 khối thẳng đứng Điện áp làm việc của mỗi Thyristor hiện nay vào khoảng vài kV (<10kV), để có điện áp một chiều +500kV, cần hàng trăm Thyristor mắc nối tiếp Nhóm 4 Valves trong các trạm chuyển đổi điện áp siêu cao thường có chiều cao lớn, được gắn lên trần nhà, nhất là ở những nơi hay xảy ra động đất

Thyristor Module (hoặc Valve module)

Thyristor Module được cấu tạo gồm một chuỗi Thyristor mắc nối tiếp và các phụ kiện đi kèm như: hệ thống làm mát bằng không khí, nước hay glycol, các mạch cản dịu (damping circuits) và hệ thống phát xung kích hoạt Mỗi Thyristor module có thể được tháo lắp để bảo dưỡng hoặc thay thế Nhiều Thyristor Modules sẽ tạo thành 1 Valve, hoặc nhóm 4 Valve trong cầu chỉnh lưu 12 xung

Hình : 4: Thành phần của một Thyristor Module

1.3.2 Trạm chuyển đổi

Thiết bị trung tâm của trạm chuyển đổi một chiều là bộ chuyển đổi Thyristor, thường được đặt trong nhà (Valve hall) Các thành phần khác của một trạm chuyển đổi AC – DC (hoặc DC – AC) được thể hiện trong hình sau:

Trong cấu hình trạm như trên, phía đầu ra một chiều gồm 2 cực (bipole), dòng về qua đất (ground return) Ở chế độ bình thường, dòng 2 cực bằng nhau, dòng qua đất là tổng hợp của 2 dòng bằng nhau, ngược chiều nên bị triệt tiêu Trong một số trường hợp (vd sự cố 1 mạch), trạm chỉ có một cực phía D.C (monopole), dòng về có thể qua đất hoặc sử dụng đường riêng (có thể dùng vỏ cáp bọc kim loại)

Thành phần quan trọng thứ 2 là máy biến áp chuyển đổi, có nhiệm vụ biến đổi điện áp từ hệ thống xoay chiều sang phía một chiều sao cho các cầu chỉnh lưu sẽ cung cấp điện áp đầu ra một chiều chuẩn (ví dụ ±500kV) Đối với các trạm công suất lớn, máy biến áp chuyển đổi thường sử dụng loại 1 pha nhằm tiết kiệm chi phí mà vẫn đạt độ tin cậy cao (do chỉ cần một MBA một pha làm dự phòng)

Cuộn thứ cấp của MBA chuyển đổi được nối với hệ thống cầu chỉnh lưu MBA chuyển đổi thường đặt trong sân phân phối ngoài trời, còn hệ thống cầu chỉnh lưu lại được đặt trong nhà, do đó cần có cơ cấu đấu nối xuyên qua tường Có 2 trường hợp sau: trường hợp 1, đấu nối bằng các thanh cái cách điện bởi khí SF6 khi khí SF6 được sử dụng làm chất cách điện trong trạm (trạm GIS); trường hợp 2, đấu nối qua ống dẫn xuyên tường (Wall Bushing) Khi điện áp phía một chiều khoảng 400kV trở lên thì đường ống đấu nối cần được thiết kế cẩn thận nhằm tránh các hỏng hóc hoặc phá huỷ cách điện từ bên trong

Thành phần quan trọng thứ 3 là các bộ lọc sóng hài phía xoay chiều và một chiều

Sóng hài phát ra phía xoay chiều đối với chỉnh lưu 6 xung có bậc 6n±1, với chỉnh lưu 12 xung là 12n±1, n= 1, 2, 3, … Thông thường, đối với bộ chỉnh lưu 12 xung, bộ lọc phía xoay chiều cộng hưởng ở sóng hài bậc 11, 13, 23, 25 Đối với chỉnh lưu 6 xung thì cần có bộ lọc sóng hài bậc 5 và 7 Các bộ lọc sóng hài phía xoay chiều có thể được đóng mở thông qua máy cắt để điều chỉnh công suất phản kháng phù hợp với yêu cầu hệ thống, nguyên nhân do các bộ lọc này phát công suất phản kháng ở tần số cơ bản (50Hz)

Một mạch điện cộng hưởng song song thường được sinh ra một cách tự nhiên bởi điện dung của các bộ lọc xoay chiều và trở kháng cảm ứng của hệ thống xoay chiều Trong trường hợp đặc biệt, mạch này cộng hưởng ở tần số giữa sóng hài thứ tự 2 và thứ tự 4, thì cần thiết có một bộ lọc sóng hài thứ tự thấp (sóng hài thứ tự 2

Các sóng hài điện áp phía một chiều phát ra bởi bộ chỉnh lưu 6 xung có bậc thứ tự 6n, phát ra bởi bộ chỉnh lưu 12 xung có bậc thứ tự 12n, n = 1, 2, 3, … Các bộ lọc phía một chiều làm giảm sóng hài trên đường dây truyền tải nhằm giảm thiểu nhiễu đối với sóng radio và thông tin liên lạc Trong trường hợp không có đường dây truyền tải 1 chiều (vd: trạm Back to Back) thì không cần các bộ lọc phía một chiều

Ở mỗi cực của trạm chuyển đổi thường có cuộn cảm 1 chiều (D.C reactor), có tác dụng hỗ trợ các bộ lọc một chiều trong việc lọc các sóng hài dòng điện và “là phẳng” dòng điện một chiều, ngăn chế độ dòng không liên tục khi vận hành với dòng tải thấp Do hệ số biến đổi của dòng 1 chiều bị giới hạn bởi cuộn cản nên quá trình chuyển mạch của bộ chỉnh lưu không cần điều chỉnh tinh

Các bộ chống sét được sử dụng nhiều trong trạm chuyển đổi: lắp song song với mỗi Valve, mắc song song với mỗi cầu chỉnh lưu và lắp trong sân phân phối một chiều, xoay chiều Các chống sét sẽ phối hợp hoạt động với nhau để bảo vệ quá điện áp cho thiết bị trong mọi tình huống Các bộ lọc sóng hài cũng cần được bảo vệ quá áp bằng chống sét van Các trạm chuyển đổi siêu cao áp một chiều hiện đại thường dùng chống sét Oxit kim loại (Metal-Oxide Arester), các thông số của chống sét được tính toán chọn lựa, phối hợp cách điện rất cẩn thận

1.3.3 Các kiểu truyền tải điện cao áp 1 chiều

a) Cấu hình đường dây và trạm chuyển đổi:

Căn cứ vào hiệu quả tối ưu trong từng trường hợp cụ thể, các cầu chỉnh lưu HVDC và đường dây truyền tải có thể được lựa chọn xắp xếp theo 1 trong 2 cấu hình: đơn cực và lưỡng cực (âm – dương)

Cấu hình đơn cực (monopolar configuration):

Hình : 6 : Cấu hình đơn cực, sử dụng bộ chỉnh lưu 12 xung

Trong sơ đồ đơn cực, chỉ cần 1 đường dây dẫn điện nối giữa 2 trạm chuyển đổi, dòng về qua đất Mỗi đường dây trên không 500kV DC hiện nay có khả năng tải 1500 MW Sơ đồ này có ưu điểm gọn nhẹ, chi phí đường dây ít, có thể mở rộng sang cấu hình 2 cực, tuy nhiên, sơ đồ đơn cực có độ tin cậy cung cấp điện không cao

Cấu hình lưỡng cực (bipolar configuration):

Hình : 7: Cấu hình lưỡng cực, sử dụng bộ chỉnh lưu 12 xung

Trong cấu hình lưỡng cực (hai cực âm – dương), các trạm chuyển đổi được nối với nhau bởi 2 dây dẫn có điện thế trái dấu, điểm trung tính được nối đất Ở cấp điện áp ± 500 kV, khả năng tải của đường dây trên không một chiều hiện nay khoảng 3000 MW Ưu điểm của cấu hình này là tính phổ biến, có độ tin cậy cung cấp điện cao, công suất truyền tải lớn Hầu hết các đường dây truyền tải 1 chiều hiện nay đều là đường dây lưỡng cực, khi sự cố 1 mạch thì hệ thống hoạt động như cấu hình đơn cực, dòng về qua đất Nhược điểm là chi phí xây dựng đường dây và trạm chuyển đổi cao hơn cấu hình đơn cực

Từ 2 cấu hình cơ bản trên, có các kiểu đấu nối hệ thống truyền tải điện một chiều như sau:

1- Trạm Back-to-Back: sử dụng khi 2 hệ thống xoay chiều được đấu nối với nhau ở cùng một địa điểm, không cần đường dây truyền tải giữa các cầu chỉnh lưu – nghịch lưu, có thể dùng cấu hình đơn cực hoặc lưỡng cực Trạm Back-to-Back thường ứng dụng khi đấu nối 2 hệ thống điện khác tần số cơ

bản, hoặc các hệ thống điện không đồng bộ Vì các bộ biến đổi nằm tập trung nên thuận lợi cho việc điều khiển bảo dưỡng thiết bị

2- Kiểu truyền tải giữa 2 trạm: được sử dụng khi phương án xây dựng đường dây truyền tải cao áp 1 chiều tỏ ra kinh tế nhất khi đấu nối 2 trạm chuyển đổi ở 2 vị trí cách xa nhau Đây là kiểu truyền tải 1 chiều phổ biến nhất hiện nay Mỗi mạch đường dây một chiều ±500 kV (2 cực – bipole) có khả năng tải khoảng 3000 MW, thông thường sử dụng đường dây trên không, tải lượng công suất lớn đi khoảng cách rất xa

Các đường cáp ngầm cao áp một chiều thường dùng để truyền tải điện qua biển Loại cáp phổ biến nhất là cáp dầu (oil-filled cable) và cáp đặc (solid cable) Trong nhiều trường hợp, cáp đặc sẽ kinh tế hơn vì chất cách điện được cấu tạo từ các lớp giấy tẩm dầu có độ nhớt cao Ngày nay có thể thiết kế cho cáp đặc ở độ sâu khoảng 1000m và không gặp giới hạn về khoảng cách Loại cáp dầu có chất cách điện là dầu có độ nhớt thấp điền đầy trong cáp và luôn làm việc với 1 áp suất nhất định Khoảng cách lớn nhất cho loại cáp dầu khoảng 60 km

3- Kiểu truyền tải giữa nhiều trạm: Khi có từ 3 trạm chuyển đổi trở lên ở các vị trí địa lý khác nhau đấu vào cùng một hệ thống 1 chiều, có thể đấu nối tiếp hoặc song song Khi tất cả các trạm có cùng điện áp đấu nối thì gọi là kiểu đấu song song, sử dụng khi công suất trạm lớn hơn 10% tổng công suất trạm chỉnh lưu Nếu một hoặc nhiều bộ chuyển đổi được đấu nối tiếp vào một hay cả 2 cực thì ta có kiểu đấu nối tiếp, ứng dụng khi công suất trạm nhỏ hơn 10% tổng công suất trạm chỉnh lưu Chi phí dành cho các trạm thêm vào là rất lớn, do đó kiểu truyền tải nhiều trạm rất khó đạt được các chỉ tiêu kinh tế 4- Kiểu nối bộ tổ máy: hệ thống truyền tải 1 chiều được đấu nối vào ngay đầu

ra của máy phát điện, thích hợp với các máy phát thủy điện và tua bin gió vì có thể đạt hiệu suất cao nhất Điện năng xoay chiều nhận được phía nghịch lưu sẽ có tần số cơ bản 50 Hz (hoặc 60 Hz) không phụ thuộc vào tốc độ tuabin

5- Kiểu chỉnh lưu Diode: Ứng dụng khi công suất điện 1 chiều chỉ truyền theo 1 hướng duy nhất, hệ thống Valve chỉnh lưu chỉ cần dùng Diode thay vì Thyristor, công suất truyền tải sẽ được điều khiển ở phía Nghịch lưu, đặc biệt

có lợi đối với kiểu nối bộ tổ máy phát vì có thể điều khiển dòng công suất dựa vào điều khiển điện áp xoay chiều thông qua hệ thống kích từ máy phát Kiểu đấu nối này cần sử dụng loại máy cắt xoay chiều tốc độ cao giữa máy phát và bộ chỉnh lưu để bảo vệ quá dòng cho Diode khi có ngắn mạch trên đường dây 1 chiều

Hình : 8 : Các kiểu đấu nối hệ thống truyền tải điện 1 chiều

1.3.4 Nguyên lý hoạt động của hệ thống truyền tải điện 1 chiều

Hình : 9: hình dạng sóng điện áp và dòng điện trong quá trình chuyển đổi

Hình 9 là sơ đồ cơ bản của bộ chuyển đổi dùng cầu chỉnh lưu – nghịch lưu 6

chỉnh lưu cho phép dòng công suất đi từ phía xoay chiều (A.C.) sang phía 1 chiều (D.C.), phía nghịch lưu thì cho phép đi từ phía D.C sang phía A.C Các bộ chuyển đổi công suất có chế độ làm việc khác nhau ở góc mở α, bộ chỉnh lưu làm việc với góc 00 < α < 900, bộ nghịch lưu làm việc với góc 900 < α < 1800 Các Valves Thyristor làm việc như những chiếc khóa đóng – mở, nó sẽ mở và dẫn dòng khi có xung kích hoạt vào cực điều khiển (pulse gate) và đồng thời được đặt điện áp thuận lên 2 cực (Anôt + Katốt-) Mỗi Thyristor chỉ dẫn dòng theo 1 chiều duy nhất, nó chỉ khóa khi được đặt một điện áp ngược lên 2 cực A-K và dòng về 0

Một đặc tính quan trọng của các Valves Thyristor là khi dòng điện qua valve giảm bằng 0 đồng thời điện áp ngược đặt lên Thyristor và không có xung điều khiển (thyristor bị khóa), nếu tốc độ tăng điện áp thuận quá lớn sẽ dẫn tới việc Thyristor mở và dẫn dòng không mong muốn Do đó, thiết kế các Valves Thyristor và cầu chuyển đổi cần tránh trường hợp trên (đặt các bảo vệ chống sét)

Quá trình chuyển mạch:

Quá trình chỉnh lưu và nghịch lưu của các bộ chuyển đổi công suất cao áp 1 chiều dựa trên quá trình chuyển mạch tự nhiên (natural commutation) Các Valves hoạt động như những thiết bị chuyển mạch sao cho điện áp xoay chiều đầu vào (A.C.) lần lượt được đóng mở để có đầu ra là điện áp 1 chiều Đồng thời với quá trình chuyển mạch của bộ chuyển đổi, ở 2 đầu ra trạm nghịch lưu đấu nối vào hệ thống A.C phải là điện áp xoay chiều 3 pha sạch (không có sóng hài) Khi một Valve được mở, nó sẽ bắt đầu dẫn dòng trong khi valve tiếp theo có dòng giảm dần về 0 và đóng Trong quá trình chuyển mạch, dòng điện sẽ lần lượt chảy qua đồng thời 2 Valves xác định

Quá trình chỉnh lưu: mỗi Valve sẽ mở khi nó nhận được xung kích hoạt ở

cổng G (gate) và điện áp thuận đặt lên nó lớn hơn điện áp thuận của Valve đang dẫn Dòng điện chảy qua valve không thể thay đổi đột ngột vì sự chuyển mạch phải qua cuộn dây máy biến áp Điện kháng của cuộn dây máy biến áp đóng vai trò là điện kháng chuyển mạch Giá trị điện kháng chuyển mạch tại bộ chỉnh lưu và nghịch lưu được mô phỏng bởi điện kháng Xc trong hình 9 Tổng hợp các dòng qua Valve sẽ được chuyển sang phía D.C và chạy qua cuộn kháng phía một chiều (kháng san phẳng) Kháng san phẳng và kháng chuyển mạch trong MBA sẽ san phẳng dòng điện một chiều đầu ra của bộ chỉnh lưu

Quá trình nghịch lưu: hệ thống điện xoay chiều 3 pha của lưới điện sau

MBA sẽ cung cấp điện áp xoay chiều 3 pha đặt lên các Valve của bộ nghịch lưu Điện áp xoay chiều này sẽ đặt lên Thyristor các điện áp thuận và điện áp nghịch, gây ra quá trình chuyển mạch giữa các Valve giống như là phía chỉnh lưu Điều kiện để các Valves mở và dẫn dòng là giá trị tuyệt đối của điện áp trên dường dây 1 chiều phải lớn hơn trị số tuyệt đối của trị trung bình điện áp chuyển mạch phía nghịch lưu

Trong quá trình chuyển mạch, dòng điện không phải hình Sin sẽ được sinh ra ở bộ chỉnh lưu (Ivr), đồng thời dòng không hình Sin cũng sẽ cung cấp cho hệ thống xoay chiều phía nghịch lưu (Ivi) Cả Ivr và Ivi đều chậm pha hơn so với điện áp xoay chiều Các dòng điện không Sin này gồm cả dạng sóng tần số cơ bản và các sóng hài có tần số cao hơn Các sóng hài cần phải được loại bỏ khi vào hệ thống điện xoay chiều Điều này được thực hiện nhờ các các bộ lọc phía xoay chiều, cho phép điện áp ra hầu như không có sóng hài (ULr, ULi)

Đối với đường dây liên kết 1 chiều sử dụng phương thức chuyển mạch tự nhiên thì dòng công suất chỉ có thể truyền theo 1 hướng cùng với hướng của dòng điện Các Valves chỉ cho phép dẫn dòng theo 1 chiều nhất định Hướng công suất chỉ có thể đổi chiều khi thay đổi cực tính của điện áp 1 chiều Để có phương thức vận hành trao đổi công suất theo 2 chiều (tức là chuyển đổi vai trò của bộ chỉnh lưu và nghịch lưu) thì cần tác động vào hệ thống điều khiển xung kích hoạt Valves ở cả 2 đầu chỉnh lưu nghịch lưu

Một số đại lượng đặc trưng cho sự hoạt động của Valves:

- α: góc mở, là đại lượng đo bằng góc điện, diễn tả thời gian từ lúc điện áp chuyển mạch hình sin vượt qua giá trị 0 cho đến khi Thyristor dẫn dòng

- β: góc khóa, là đại lượng đo bằng góc điện, diễn tả thời gian từ khi Thyristor dẫn dòng cho đến khi điện áp chuyển mạch đạt giá trị 0 β = 180-α

- µ: góc trùng dẫn, là đại lượng đo bằng góc điện, diễn đạt thời gian khi 2 Valves cùng dẫn

- γ: góc tắt, là đại lượng đo bằng góc điện, diễn đạt thời gian từ khi kết thúc dẫn dòng đến khi điện áp chuyển mạch đạt giá trị 0 γ = β - µ

1.3.5 Ưu nhược điểm của hệ thống truyền tải điện cao áp 1 chiều

Các yếu tố khác nhau trong xây dựng, thiết kế, vận hành hệ thống siêu cao áp một chiều và xoay chiều sẽ được phân tích kỹ trong chương II, dưới đây xin trình bày những lý do chính dẫn đến quyết định lựa chọn hệ thống truyền tải cao áp một chiều thay vì sử dụng hệ thống xoay chiều

a) Lý do kinh tế:

- Suất đầu tư cho đường dây truyền tải 1 chiều thấp hơn xoay chiều do thiết kế cột của đường dây 1 chiều gọn nhẹ hơn Thông thường khi tính toán kinh tế đối với các dự án truyền tải trên thế giới, suất đầu tư cho đường dây DC bằng 0.8 lần đường dây AC cùng điện áp, số mạch

- Hành lang tuyến của đường dây HVDC nhỏ hơn HVAC: Do thiết kế cột gọn nhẹ hơn, số mạch ít hơn và ảnh hưởng của điện trường tĩnh đến sức khỏe con người tương tự như từ trường trái đất và không cần được tính toán kỹ như đường dây xoay chiều nên hành lang tuyến của đường dây DC nhỏ gọn hơn AC, chi phí cho đền bù, giải phóng mặt bằng thấp hơn

- Tổn thất công suất trên đường dây truyền tải của hệ thống DC thấp hơn AC cùng điện áp Theo tính toán của chương VI thì tổn thất của đường dây DC chỉ bằng 80% đường dây AC khi truyền tải cùng công suất, khoảng cách Điều này dẫn đến chi phí tổn thất điện năng của hệ thống HVDC thấp hơn HVAC

- Chi phí đầu tư cho trạm chuyển đổi AC-DC và DC-AC cao hơn rất nhiều so với chi phí xây dựng trạm biến áp xoay chiều, chi phí này cần được bù đắp bởi chi phí giảm được của đường dây 1 chiều và tổn thất điện năng Khoảng cách càng dài thì truyền tải 1 chiều càng có lợi, từ đó xuất hiện một điểm cân bằng, tại đó 2 hệ thống DC và AC có tổng chi phí tương đương Điểm cân bằng thường được tính theo chiều dài và có khoảng cách từ 600-800 km Đối với hệ thống HVDC sử dụng cáp vượt biển thì khoảng cách của điểm cân bằng ngắn hơn nhiều so với đường dây trên không

b) Lý do kỹ thuật:

- Đường dây siêu cao áp một chiều không có công suất phản kháng, chỉ truyền tải công suất tác dụng nên không gặp các vấn đề về quá điện áp trên đường dây dài như hệ thống xoay chiều

- Liên kết 2 hệ thống không đồng bộ: Hệ thống HVDC có thể giúp trao đổi công suất giữa các hệ thống điện khác nhau về tần số, điều độ vận hành, thậm chí có thể liên kết giữa hệ thống điện mạnh với hệ thống điện yếu hơn nhiều mà không làm ảnh hưởng đến nhau

- Đối với những đường cáp biển có chiều dài trên 50km thì truyền tải bằng đường cáp xoay chiều là không khả thi, trong khi đó, cáp HVDC có thể truyền tải hàng trăm km (lên đến 600km)

- Hệ thống HVDC có khả năng cách ly sự cố rã lưới và tăng độ ổn định hệ thống điện Sự cố rã lưới năm 2003 ở Bắc Mỹ gây hậu quả rất nghiêm trọng, gây mất điện trên diện rộng và chỉ dừng lại khi gặp đường dây một chiều liên kết với Canada Nhiều hệ thống HVDC có khả năng phát ra công suất phản kháng độc lập với công suất tác dụng, do đó có tác dụng như nguồn áp, có thể cấp điện cục bộ cho những hệ thống điện yếu, tăng ổn định hệ thống điện

- Các nhược điểm về mặt kỹ thuật của hệ thống HVDC chủ yếu liên quan đến vấn đề xử lý sóng hài khá phức tạp, nếu không được lọc tốt có thể ảnh hưởng đến hoạt động của các máy điện xoay chiều, gây nhiễu sóng thông tin liên lạc

1.3.6 Một số hệ thống truyền tải điện cao áp 1 chiều trên thế giới

a) HVDC+/-600kV Itaipu (Paraguay) – Sao Paulo (Brazil)

Cho đến thời điểm này, đây là hệ thống truyền tải điện 1 chiều vận hành điện áp cao nhất thế giới (+/-600kV) nối thủy điện Itaipu 12600 MW (Paraguay) với thành phố Sao Paulo (Brazil) thông qua 4 mạch DC (2 mạch kép) Hệ thống này hiện thuộc quyền sở hữu của Furnas Centrais Elétricas S.A (Brazil) Pha 1 là đường dây mạch kép vận hành ở cấp 300kV năm 1984 và nâng lên 600kV năm 1985 Pha 2 là đường dây mạch kép còn lại vận hành năm 1987 Ban đầu, trạm chuyển đổi được vận hành với công suất dạng bậc thang sao cho tương ứng với các giai đoạn lắp máy của NM Thủy điện

Hình : 10: Bản đồ vị trí tuyến HVDC +/- 600kV Itaipu - Sao Paulo

Một số thông số kỹ thuật: - Năm vận hành: 1984-1987

- Công suất truyền tải: 3150 (mạch 1) + 3150 (mạch 2) = 6300 MW - Điện áp 1 chiều: +/- 600 kV

- Chiều dài đường dây trên không: 785 km + 805 km

- Lý do chính lựa chọn HVDC: Khoảng cách lớn, 2 hệ thống điện khác tần số

(máy phát tại Itaipu có tần số 50Hz, nơi nhận Sao Paulo có tần số 60Hz)

Lượng công suất còn lại 6300 MW của TĐ Itaipu được truyền tải về Sao Paulo bằng 3 mạch đường dây xoay chiều 750 kV

b) HVDC 350kV Leyte – Luzon, Philipines

Hình : 11: Bản đồ vị trí tuyến HVDC 350kV Leyte - Luzon, Philipines

Dưới sự quản lý của tập đoàn điện lực quốc gia, đường dây HVDC 350kV truyền tải công suất 440 MW từ nhà máy địa nhiệt trên đảo Leyte tới phía nam đảo Luzon liên kết với hệ thống xoay chiều Ngoài cung cấp công suất cho hệ thống điện chính của Philipines, đường dây HVDC còn tăng cường ổn định hệ thống điện xoay chiều Hệ thống HVDC này vận hành 10/08/1998

Một số thông số cơ bản: - Công suất truyền tải: 440 MW - Điện áp 1 chiều: 350 kV

- Chiều dài đường dây trên không: 430 km - Chiều dài cáp biển: 21 km

c) HVDC +/-500kV Rihand – Delhi, Ấn Độ

Hình : 12: Bản đồ vị trí tuyến HVDC +/- 500kV Riland - Delhi, Ấn Độ

Tập đoàn nhiệt điện quốc gia Ấn Độ đã xây dựng một nhà máy nhiệt điện chạy than công suất 3000 MW tại quận Sonebhadra thuộc bang Uttar Pradesh, gọi tên là trung tâm nhiệt điện Rihand Một phần công suất ở Rihand được truyền về Delhi bằng đường dây một chiều lưỡng cực, công suất 1500 MW điện áp +/- 500kV Phần còn lại được phát lên lưới xoay chiều 400kV

Có nhiều lý do để lựa chọn hệ thống HVDC +/-500kV thay vì AC400kV, nhưng những lý do chính là: lợi ích kinh tế tốt nhất, mất ít hành lang tuyến, tổn thất truyền tải thấp hơn, ổn định hệ thống điện và khả năng điều khiển tốt hơn

Một số thông số kỹ thuật: - Năm vận hành: 1990

- Công suất truyền tải: 1500 MW - Điện áp truyền tải: +/- 500 kV

- Chiều dài đường dây trên không: 814 km

- Lý do lựa chọn HVDC: chiều dài lớn, ổn định hệ thống điện

CHƯƠNG II Các yếu tố ảnh hưởng đến chi phí đầu tư hệ thống truyền tải điện

2.1 + Ảnh hưởng của công suất và khoảng cách truyền tải

Chi phí đầu tư cho hệ thống truyền tải điện chịu sự ảnh hưởng chính của 2 khía cạnh: điện và cơ khí Cả hai yếu tố này có mối quan hệ mật thiết, quyết định đến thiết kế hệ thống truyền tải

Trong phần điện, công suất truyền tải sẽ quyết định đến sự lựa chọn điện áp, số mạch đường dây, hay nói cách khác, ảnh hưởng rất lớn đến chi phí đầu tư Ngoài ra còn có các yếu tố điện khác là công suất tải sự cố, bù công suất phản kháng của đường dây xoay chiều

Tổn thất công suất ảnh hưởng lớn đến chi phí vận hành, do đó, thường được tối ưu hóa khi lựa chọn tiết diện dây dẫn trong một cấp điện áp truyền tải cho trước

Thiết kế cách điện được xác định bởi cấp điện áp truyền tải, các quy định về khoảng cách an toàn, điều kiện môi trường khí hậu và chất lượng vật liệu cách điện Cấp cách điện ảnh hưởng chính đến chi phí đầu tư cho xây dựng cột điện

Hiện tượng phóng điện vầng quang ảnh hưởng chính đến cấu trúc phân pha của dây dẫn, do đó liên quan đến thiết kế chịu lực của cột (trọng lượng dây dẫn, tải trọng gió, băng tuyết) Ngoài ra, bất kỳ những quy định, ràng buộc nào về cường độ điện trường tại mặt đất cũng ảnh hưởng đến thiết kế cột, vị trí các pha và chi phí giải tỏa, đền bù cho hành lang tuyến

Tóm lại, đối với với phần cơ khí, chi phí đầu tư cho cột điện, cách điện và dây dẫn phụ thuộc chủ yếu vào cấu trúc phân pha của dây dẫn trong điều khiện môi trường nhất định

Công suất truyền tải:

Công suất truyền tải của đường dây siêu cao áp xoay chiều bị giới hạn bởi sự tiêu thụ công suất phản kháng của điện cảm đường dây Khi công suất tải lớn hơn công suất tự nhiên, công suất cảm kháng của đường dây sẽ vượt quá công suất dung kháng phát ra bởi điện dung đường dây Người ta thường lắp thêm các bộ tụ bù dọc đường dây để tăng khả năng tải lên tới 150-200% công suất tự nhiên của đường dây

Công suất giới hạn về nhiệt thường không quyết định tới công suất tải cho các đường dây dài siêu cao áp xoay chiều, mà chủ yếu là do giới hạn về sự tiêu thụ công suất phản kháng Công suất tải sự cố phụ thuộc vào nhiệt độ cho phép của dây dẫn và các ràng buộc về công suất phản kháng Yêu cầu về công suất tải sự cố được quyết định bởi số mạch song song

Trong khi đó, đối với đường dây siêu cao áp 1 chiều, công suất truyền tải bị giới hạn chủ yếu bởi nhiệt độ cho phép dây dẫn trong điều kiện vận hành bình thường Công suất tải sự cố cũng được quyết định bởi số mạch và nhiệt độ cho phép của đường dây trong trường hợp vận hành sự cố

Như vậy, trên quan điểm công suất truyền tải, khi so sánh giữa truyền tải siêu cao áp 1 chiều và xoay chiều, truyền tải 1 chiều chỉ bị giới hạn chính bởi công suất nhiệt do không có công suất phản kháng trên đường dây truyền tải

Xác định số mạch đường dây truyền tải:

Về cơ bản, số mạch đường dây truyền tải được xác định bởi công suất và điện áp truyền tải Bảng sau mô tả yêu cầu về số mạch truyền tải đối với lượng công suất 8 GW và 12 GW:

Hệ thống truyền tải

Điện áp k/c phân pha

Giới hạn nhiệt đường

dây

Giới hạn nhiệt của trạm

* Nguồn: Standard Handbook for Electrical Engineers, Fink, Donal G.- Hill Pro Publishing, 2006, page1048

McGraw-Số mạch đường dây truyền tải phụ thuộc các yếu tố sau:

- Vận hành sự cố: thường được xác định theo tiêu chí N-1, khi một đường dây siêu cao áp xoay chiều hoặc 1 chiều không làm việc

- Giới hạn nhiệt: 1.5 A/mm2 đối với dây dẫn

- Giới hạn nhiệt 4 kA đối với các thiết bị trong trạm của hệ thống EHVAC Đối với hệ thống HVDC, ở cấp điện áp 420 kV phía xoay chiều thì giới hạn nhiệt

- Phụ tải của đường dây EHVAC không vượt quá công suất tự nhiên (SIL) trong điều kiện bình thường, và không quá 150 % SIL trong chế độ sự cố

Tổn thất trên đường dây:

Sự lựa chọn thiết kế hệ thống truyền tải EHVAC và HVDC sẽ được tối ưu hóa giữa chi phí đầu tư cho đường dây, trạm và tổn thất truyền tải

Đối với đường dây siêu cao áp xoay chiều, tổn thất công suất tác dụng được xác định bởi tiết diện ngang của dây dẫn Tổn thất vầng quang xoay chiều cũng là yếu tố quan trọng ảnh hưởng đến thiết kế cấu trúc phân pha của dây Trong điều kiện thời tiết bình thường, tổn thất vầng quang chỉ đạt vài kW/km, nhưng trong điều kiện trời mưa hoặc nhiều sương mù, tổn thất vầng quang có thể đạt đến 10-100 kW/km Ảnh hưởng của độ cao đến tổn thất vầng quang cũng rất lớn, ở cao độ 1800 m so với mặt nước biển, tổn thất vầng quang tăng lên 4 lần

Tổn thất công suất trong truyền tải cao áp 1 chiều cũng phụ thuộc vào tiết diện ngang của dây dẫn, và được tính toán tương tự như truyền tải xoay chiều Tuy nhiên, tổn thất vầng quang của hệ thống HVDC không được tính toán kỹ như EHVAC, do trong các điều kiện thời tiết khác nhau (mưa, sương mù), tổn thất vầng quang chỉ tăng 2 – 3 lần Hiệu ứng về độ cao đối với tổn thất vầng quang của HVDC cũng tương tự như EHVAC

Tổn thất vầng quang được thể hiện trong hình 10:

Hình : 14: Tổn thất vầng quang theo độ cao và tổn thất truyền tải theo chiều dài

Khoảng cách truyền tải:

Truyền tải siêu cao áp 1 chiều có lợi thế về hành lang tuyến và chi phí xây dựng đường dây (xem phần 2.2) nhưng chi phí cho trạm chuyển đổi cao hơn chi phí

xây dựng các trạm biến áp xoay chiều Do đó, khi đường dây càng dài, truyền tải HVDC càng có lợi thế

Dưới đây là biểu đồ so sánh chi phí đầu tư khi truyền tải 10.000 MW và 3500 MW ở các khoảng cách khác nhau:

Hình : 15: Chi phí đầu tư khi P = 3500 MW

Công suất truyền tải 3500 MW, truyền tải HVDC +/- 500 kV có lợi từ 400 km trở lên (Nguồn ABB)

Hình : 16: Chi phí đầu tư khi P = 10.000 MW

Công suất truyền tải 10.000 MW, truyền tải 800 kV HVDC có lợi thế từ 600 km trở lên

2.2 + Ảnh hưởng của các yếu tố khác

Điện trường và vầng quang điện

Điện trường tĩnh của đường dây 1 chiều tại mép hành lang tuyến sẽ được tính toán sao cho có giá trị tương đương với cường độ điện trường trái đất Hiện nay chưa có nghiên cứu nào chứng minh được điện trường sinh ra tại mép hành lang tuyến có thể ảnh hưởng đến sức khỏe con người Điện trường sinh ra từ đường dây xoay chiều thường được xem xét kỹ lưỡng hơn so với điện trường của đường dây 1 chiều

Thiết kế cách điện:

Thiết kế cách điện của đường dây EHVAC và HVDC có một chút khác biệt Khoảng cách an toàn là thông số quan trọng trong thiết kế cơ khí cột điện Đối với EHVAC, khoảng cách an toàn tăng nhanh cùng với cấp điện áp, còn đối với HVDC, khoảng cách an toàn tăng chậm hơn

Việc lựa chọn cách điện cho hệ thống EHVAC tương tự như cho các hệ thống xoay chiều điện áp thông thường Các loại cách điện thông thường vẫn được sử dụng cho EHVAC, vật liệu cách điện composit sẽ được cân nhắc lựa chọn khi truyền tải trong môi trường ô nhiễm hoặc yêu cầu đường dây gọn nhẹ Đối với cách điện của đường dây siêu cao áp, thiết kế của vòng hồ quang (vòng corona) rất quan trọng cho sự làm việc lâu dài ổn định do ảnh hưởng của điện trường tới đặc tính kháng nước của vật liệu cách điện

Yêu cầu đối với cách điện của đường dây HVDC cao hơn so với cách điện đường dây xoay chiều cùng cấp điện áp danh định, nguyên nhân do sức hút của đường dây đối với những hạt bụi tích điện trái dấu trong không khí và ảnh hưởng của điện trường xung quanh dây dẫn Khi sử dụng loại cách điện thông thường, cấu tạo hình học của cách điện cũng cần được tính toán kỹ hơn, đặc tính vật liệu cách điện cũng được quan tâm nhiều hơn, ví dụ như yêu cầu để ngăn sự di chuyển của các ion trong cách điện thủy tinh

Vật liệu cách điện composit cũng đang trở thành sự lựa chọn hấp dẫn cho cách điện của đường dây 1 chiều ngay cả khi môi trường ít ô nhiễm Tuy nhiên, để đạt được tuổi thọ mong muốn, thiết kế của cách điện composit có những yêu cầu khắt

khe hơn so với việc sử dụng trong đường dây xoay chiều, điện trở ăn mòn của vật liệu polymer cũng rất cần được quan tâm

Các vòng hồ quang của đường dây 1 chiều nhỏ hơn đáng kể so với đường dây xoay chiều do không có sự dàn đều điện trường dung tính của cách điện 1 chiều

Hình dưới đây thể hiện chiều dài chuỗi cách điện đối với EHVAC và HVDC ở các cấp điện áp khác nhau (đơn vị dài : m) Khi tăng điện áp, chiều dài chuỗi sứ đối với đường dây xoay chiều sẽ tăng nhanh, còn đường dây 1 chiều tăng chậm hơn

Hình : 17: Chiều dài cách điện ở các cấp điện áp khác nhau (Nguồn ABB)

Ảnh hưởng của độ cao:

Về cơ bản, ảnh hưởng của độ cao đối với đặc tính cách điện của HVDC và EHVAC là tương đồng, nhưng khác nhau về mức độ Đối với EHVAC, đặc tính cách điện thể hiện qua khoảng cách không khí của thiết bị đóng cắt Ở độ cao 2000 m, khoảng cách không khí cần tăng 15% so với mặt nước biển Đối với truyền tải 1 chiều, thông số khoảng cách thể hiện qua sự chịu đựng sóng sét Ở độ cao 2000 m, khoảng cách không khí cần tăng thêm 25%

Hình : 18: Mức tăng tương đối về yêu cầu cách điện ở cao độ khác nhau

Tải trọng đường dây:

Do sự khác nhau về cấu trúc phân pha của dây dẫn giữa HVDC và EHVAC mà thiết kế cột của 2 loại đường dây truyền tải này cũng khác nhau Hình sau minh họa sự khác nhau về tải trọng dây dẫn của 2 đường dây truyền tải 1 chiều, xoay chiều quy mô công suất tương đương:

Hình : 19: Tải trọng dây dẫn cho EHVAC và HVDC

Tải trọng đường dây được chia làm 2 phần chính là tải trọng thẳng đứng và tải trọng ngang Tải trọng đứng được xác định bởi trọng lượng của dây dẫn và trọng

lượng tuyết (đối với các nước hàn đới) Tải trọng ngang chủ yếu là do lực đẩy ngang của gió lên dây dẫn (khi có băng tuyết) Các thông số về bề dày băng tuyết, tốc độ gió và các thông số khác được lấy theo tiêu chuẩn IEC Tổng tải trọng dây dẫn tác động lên cột tỷ lệ thuận với số mạch và số sợi trong 1 mạch

Khi so sánh tổng thể về tải trọng dây dẫn, tải trọng của đường dây HVDC gần như bằng ½ tải trọng dây của EHVAC ở điện áp và công suất tải tương đương, điều đó dẫn tới việc giảm đáng kể chi phí xây dựng đường dây và giảm hành lang tuyến đối với hệ thống truyền tải cao áp 1 chiều

Hành lang tuyến:

Hiện nay và trong tương lai, hành lang tuyến luôn là vấn đề khó khăn và tốn kém khi xây dựng các đường dây truyền tải dài Sự phát triển công nghệ truyền tải điện suy cho cùng là làm tăng công suất truyền tải, giảm giá thành xây dựng và giảm hành lang tuyến Khi truyền tải lượng công suất tương đương, đường dây HVDC có nhiều lợi thế về hành lang tuyến do thiết kế cột gọn nhẹ hơn, số dây dẫn ít hơn Hành lang tuyến của cấp AC 800 kV là 75m và DC +/- 500 kV là 50m nhưng có cùng quy mô truyền tải 3000 MW

Hình: Các phương án thay thế giữa HVDC và EHVAC khi truyền tải 6000 MW ở cấp 500 kV

Hình : 20: số mạch yêu cầu khi truyền tải 6000 MW bằng HVDC và HVAC

Hình : 221: Thiết kế cộột EHVAC Hình : 222: Thiết kế cộột HVDC

CHƯƠNG III Khảo sát sự biến thiên của chi phí đầu tư khi các yếu tố đầu vào thay đổi

3.1 Xác định các thành phần của chi phí đầu tư

3.1.1 Phương pháp chung để đánh giá dự án đầu tư:

Khi so sánh các dự án đầu tư truyền tải điện, các dự án này có yêu cầu: - Cùng hệ mục tiêu

- Cùng môi trường đầu tư - Cùng thời gian thực hiện Thường căn cứ vào các chỉ tiêu sau:

a) Giá trị hiện tại thuần NPV (Net Present Value) CFt1 iTrong đó:

NPV: giá trị hiện tại thuần, là toàn bộ thu nhập và chi phí của dự án trong suốt thời kỳ phân tích được quy đổi thành 1 giá trị tương đương ở thời điểm hiện tại, thường quy về ở đầu thời kỳ phân tích

CFt : dòng tiền dự án; CFt = Rt – (It+Ct) i : tỉ lệ chiết khấu được chọn

Như vậy, giá trị NPV sẽ phụ thuộc trực tiếp vào dòng tiền dự án và tỉ lệ chiết khấu i Tỷ lệ chiết khấu có thể được tính toán hoặc ấn định trước tùy vào dự án,