6. Bố cục đề tài
3.1. Đối với lưới điện hiện trạng năm 2021
3.1.1. Giải pháp vận hành
Qua kết quả phân tích an tồn ở mục 2.2 cho thấy tồn tại một số nguy cơ gây mất an toàn lưới điện. Trong thời gian chờ triển khai các dự án đầu tư nâng cấp lưới điện, cần có các giải pháp vận hành lưới điện linh hoạt để giảm thiểu các nguy cơ mất an toàn cho lưới điện 110kV, cụ thể như sau:
3.1.1.1. Ở chế độ xác lập
Như đã phân tích ở chương 2, ở chế độ kết lưới cơ bản, trong chế độ phụ tải mùa mưa, khi các NMTĐ Khe Diên và Sông Cơn phát cơng suất tối đa sẽ xuất hiện tình trạng quá tải đường dây 110kV từ TBA 110kV Đại Lộc đi TBA 500kV Đà Nẵng, tỉ lệ mang tải 102%Icp. Tình trạng này tiềm ẩn nhiều rủi ro cho hệ thống và làm tăng tổn thất điện năng. Do đó, đơn vị điều hành hệ thống cần theo dõi thường xuyên để có giải pháp điều độ kịp thời:
- Đưa đường dây 110kV từ TBA 110kV Đại Lộc đi TBA 500kV Đà Nẵng vào danh sách cần theo dõi theo thời gian thực. Nếu các thông số vận hành vượt giới hạn cho phép thì phải triển khai các giải pháp điều độ để khắc phục tình trạng quá tải.
- Qua khảo sát số liệu công suất phát qua đo đếm giao nhận điện năng các tháng mùa mưa cho thấy thời gian này các NMĐ Khe Diên và Sông Côn phát công suất bằng công suất lắp đặt (biểu đồ hình 3.1a và 3.1b), NMNĐ Nơng Sơn do có nguồn ngun liệu ổn định nên sẽ luôn được huy động công suất tốt đa (30MW). Trong thời gian này, ở các thời gian thấp điểm ngày, khi phụ tải các TBA 110kV Đại Đồng và Đại Lộc xuống thấp thì tình trạng quá tải đường dây 110kV từ TBA 110kV Đại Lộc đi TBA 500kV Đà Nẵng trở nên nặng hơn. Do đó, trong chế độ vận hành hàng ngày cần phải cân đối, điều chỉnh công suất huy động của cả 3 nhà máy NMTĐ Khe Diên, NMTĐ Sông Côn và NMNĐ Nông Sơn để đảm bảo chế độ vận hành an toàn đường dây.
Hình 3.1a: Biểu đồ cơng suất phát điển hình ngày mùa mưa của NMTĐ Sơng Cơn
Hình 3.1b: Biểu đồ cơng suất phát điển hình ngày mùa mưa của NMTĐ Khe Diên
- Ngoài ra, trong phương thức vận hành của Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung hiện tại, để tránh quá tải đường dây 220kV đi từ TBA 220kV Thạnh Mỹ đi TBA 500kV Đà Nẵng, điện áp thanh cái TBA 110kV Thạnh Mỹ được điều chỉnh ở
0 10 20 30 40 50 60 70 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 Công suất phát (MW )
Công suất phát theo chu kỳ 30 phút, P mùa mưa = Pmax
Biểu đồ cơng suất phát ngày điển hình NMTĐ Sơng Cơn
P mùa khô Pmax P mùa mưa 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 Công suất phát (MW )
Công suất phát theo chu kỳ 30 phút, P mùa mưa = Pmax
Biểu đồ cơng suất phát ngày điển hình NMTĐ Khe Diên
P mùa khô Pmax
mức cao để hạn chế công suất từ NMTĐ Sơng Cơn, một số trường hợp thì mạch này vận hành ở chế độ mở. Trong thời gian tới, khi vấn đề quá tải đường dây 220kV đi từ TBA 220kV Thạnh Mỹ đi TBA 500kV Đà Nẵng được giải quyết thì xem xét phương án tăng công suất phát về hướng TBA 220/110kV Thạnh Mỹ để giảm công suất về hướng TBA 110kV Đại Lộc. Phương án này vừa chống quá tải đường dây 110kV vừa giảm được tổn thất điện năng trên lưới 110kV.
3.1.1.2. Chế độ sự cố
Từ kết quả chạy chương trình ở mục 2.2.3 ta đã biết có 8 sự cố có khả năng gây mất an toàn cho hệ thống. Ta sẽ xem xét các giải pháp cho các tình huống này như sau: (a). Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ TBA 500kV Đà Nẵng đi TBA 110kV Điện Bàn.
Đường dây 110kV từ TBA 500kV Đà Nẵng đến TBA 220kV Tam Kỳ có kết lưới hình tia, khơng được khép vịng. Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ TBA 500kV Đà Nẵng đi TBA 110kV Điện Bàn thì tồn bộ nguồn cho phụ tải trên đường dây này được cấp từ TBA 220kV Tam Kỳ và 500kV Dốc Sỏi. Sự cố này gây ra quá tải đường dây 110kV từ TBA 110kV Tam Thăng đến TBA 110kV Thăng Bình với mức tải 116% Icp và quá tải đường dây 110kV từ TBA 220kV Tam Kỳ đến TBA 110kV Tam Thăng với mức tải 151% Icp. Đối với sự cố này, đơn vị điều độ hệ thống triển khai ngay phương án chuyển tải trên lưới điện trung áp để giảm tải cho các TBA, qua đó chống quá tải các đường dây 110kV như sau: [1]
- Chuyển một phần phụ tải trên lưới điện trung áp sau các TBA 110kV Tam Thăng nhận điện từ TBA 110kV Tam Kỳ và TBA 220kV Tam Kỳ, khả năng chuyển tải tương đương 12MW (TBA 110kV Tam Kỳ nhận thêm 5MW, TBA 220kV Tam Kỳ nhận thêm 7MW)
- Chuyển một phần phụ tải lưới điện trung áp sau các TBA 110kV Duy Xuyên và 110kV Điện Bàn nhận điện từ TBA 110kV Đại Lộc, 110kV Hội An và 110kV Điện Nam – Điện Ngọc. Khả năng chuyển tải tương đương đương 21MW (TBA 110kV Duy xuyên giảm 9MW, TBA 110kV Điện Bàn giảm 12MW).
Sau khi chuyển tải theo phương án, đường dây 110kV từ TBA 110kV Tam Thăng đến TBA 110kV Thăng Bình đã hết quá tải nhưng đường dây 110kV từ TBA 220kV Tam Kỳ đến TBA 110kV Tam Thăng với mức tải 117%Icp. Giải pháp cuối cùng là sa thải phụ tải của các TBA 110kV từ Tam Thăng đến 110kV Điện Bàn để chống quá tải. Hình ảnh cụ thể từ chương trình như sau sa thải phụ tải:
Hình 3.2: Kết quả xử lý khi có sự cố ĐZ từ TBA 110kV Điện Bàn đi TBA 500kV Đà Nẵng
(b). Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ TBA 110kV Điện Bàn - 110kV Duy Xuyên
Sự cố trên sẽ gây ra quá tải đường dây 110kV từ TBA TBA 220kV Tam Kỳ đến TBA 110kV Tam Thăng với mức mang tải 124,47% Icp. Tương tự như trường hợp (a), cần triển khai các giải pháp chuyển tải trên lưới điện trung áp để giảm tải cho các TBA từ TBA 110kV Duy Xuyên đến TBA 110kV Tam Thăng để chống quá tải cho đường dây 110kV, cụ thể như sau:
- Chuyển một phần phụ tải trên lưới điện trung áp sau các TBA 110kV Tam Thăng nhận điện từ TBA 110kV Tam Kỳ và TBA 220kV Tam Kỳ, mức tải có thể chuyển là 12MW (TBA 110kV Tam Kỳ nhận thêm 5MW, TBA 220kV Tam Kỳ nhận thêm 7MW)
- Chuyển một phần phụ tải trên lưới điện trung áp sau TBA 110kV Duy Xuyên nhận điện từ TBA 110kV Điện Bàn (8MW) và TBA 110kV Hội An (9MW).
Sau khi triển khai các giải pháp trên sẽ giải quyết vấn đề quá tải các đường dây. Hình ảnh cụ thể từ chương trình như sau:
Sự cố
Chuyển và giảm tải Chuyển tải
Giảm tải
Giảm tải
Hình 3.3: Kết quả xử lý khi có sự cố ĐZ từ TBA 110kV Điện Bàn đi TBA 110kV Duy Xuyên
(c). Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ TBA 110kV Thăng Bình đi TBA 110kV Tam Thăng:
Khi xảy ra sự cố trên, các TBA 110kV Điện Bàn, Duy Xuyên, Thăng Bình 2 và Thăng Bình chỉ nhận điện từ TBA 500kV Đà Nẵng, gây quá tải đường dây 110kV từ TBA 500kV Đà Nẵng đến TBA 110kV Điện Bàn, mức mang tải 118% Icp. Để giải quyết tình huống này cần giảm công suất truyền tải trên đường dây 110kV từ TBA 500kV Đà Nẵng đến TBA 110kV Điện Bàn khoảng 21MW. Lưới điện trung áp sau các TBA 110kV hiện trạng đủ khả năng xử lý vấn đề trên. Tùy tình hình mang tải từng TBA, có thể thực hiện bằng các phương án sau:
- Chuyển một phần phụ tải trên lưới điện trung áp sau các TBA 110kV Điện Bàn và Duy Xuyên cho các TBA 110kV Đại Lộc, Hội An và Điện Nam – Điện Ngọc (TBA 110kV Duy xuyên giảm 9MW, TBA 110kV Điện Bàn giảm 12MW).
- Chuyển một phần phụ tải trên lưới điện trung áp sau các TBA 110kV Thăng Sự cố
Hình 3.4: Kết quả xử lý khi có sự cố ĐZ từ TBA 110kV Tam Thăng đi TBA 110kV Thăng Bình
(d). Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ 220kV Tam Kỳ đi TBA 110kV Tam Thăng:
Sự cố mất điện đường dây 110kV từ 220kV Tam Kỳ đi TBA 110kV Tam Thăng sẽ gây quá tải các đường dây 110kV: từ TBA TBA 500kV Đà Nẵng đến TBA 110kV Điện Bàn với mức mang tải 151% Icp; từ TBA 110kV Điện Bàn đến TBA 110kV Duy Xuyên, mức mang tải 128% Icp. Biện pháp giải quyết trước mắt là cắt giảm phụ tải của các TBA 110kV trong vùng ảnh hưởng để chống quá tải, cụ thể như sau:
- Chuyển một phần phụ tải trên lưới điện trung áp sau TBA 110kV Tam Thăng cho TBA 220kV Tam Kỳ và TBA 110kV Tam Kỳ, mức tải có thể chuyển là 12MW (TBA 110kV Tam Kỳ nhận thêm 5MW, TBA 220kV Tam Kỳ nhận thêm 7MW)
- Chuyển một phần phụ tải lưới điện trung áp sau các TBA 110kV Duy Xuyên và 110kV Điện Bàn nhận điện từ TBA 110kV Đại Lộc, 110kV Hội An và 110kV Điện Nam – Điện Ngọc. Khả năng chuyển tải tương đương đương 21MW (TBA 110kV Duy xuyên giảm 9MW, TBA 110kV Điện Bàn giảm 12MW).
Sau khi thực hiện các thao tác chuyển tải như trên, tình trạng quá tải có giảm Giảm tải
Giảm tải
Sự cố
Giảm tải Giảm tải
Hình 3.5: Kết quả xử lý khi có sự cố ĐZ từ TBA 220 Tam Kỳ đi TBA 110kV Tam Thăng
Giải pháp tiếp theo cần tính đến cần phải triển khai là sa thải phụ tải. Tùy thuộc phụ tải thời điểm sự cố và tình trạng mang điện của các đường dây trung áp mà đơn vị điều độ xác định đối tượng và công suất cần sa thải. Với biểu đồ phụ tải điển hình mùa khơ, tổng cơng suất phụ tải cần sa thải tương đương 16 MW.
(e). Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ NMTĐ Sông Côn đi TBA 220kV Thạnh Mỹ:
Khi xảy ra sự cố này, tồn bộ cơng suất phát của NMTĐ Sông Côn chuyển về hướng TBA 110kV Đại Đồng và chuyển lên lưới truyền tải qua TBA 500kV Đà Nẵng, gây quá tải các đường dây 110kV: từ TBA 110kV Đại Đồng đến TBA 110kV Đại Lộc, mức quá tải 3,80% Icp, từ TBA 110kV Đại Lộc đến TBA 500kV Đà nẵng, mức quá tải 1,18% Icp. Mặc dù có q tải nhưng tỉ lệ q tải khơng cao, có thể duy trì vận hành trong thời gian nhất định. Trong trường hợp này cần đưa các đường dây đang
Giảm tải
vượt quá giới hạn cho phép thì xem xét triển khai phương án điều chỉnh. Có 2 phương án khả thi để thực hiện:
+ Giảm công suất huy động cụm nhà máy Sông Côn, Khe Diên và Nông Sơn (ưu tiên).
+ Thực hiện san tải trên lưới trung áp để tăng công suất phụ tải của TBA 110kV Đại Lộc và TBA 110kV Đại Đồng.
Giả sử công suất phụ tải TBA 110kV Đại Đồng là 7MW và TBA 110kV Đại Lộc là 20MW thì cơng suất huy động của cụm 3 nhà máy giảm tương đương 4MW. Hình sau minh họa kết quả xử lý chống quá tải:
Hình 3.6: Kết quả xử lý khi có sự cố ĐZ từ TBA 110kV Sơng Cơn đi TBA 220kV Thạnh Mỹ
(f). Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ TBA 220kV Thạnh Mỹ đi TBA 110kV Xuân Thành:
Khi xảy ra sự cố này, có hiện tượng thay đổi chiều suất từ TBA 220kV Thạnh Mỹ đi ngược lại hướng đường dây 110kV Sông Côn, gây quá tải cho 3 đường dây 110kV: từ NMTĐ Sông Côn đến TBA 110kV Đại Đồng với tỉ lệ mang tải 103,96%; từ TBA 110kV Đại Đồng đến TBA 110kV Đại Lộc với tỉ lệ mang tải 139,58%; từ TBA 110kV Đại Lộc đến TBA 500kV Đà nẵng với tỉ lệ mang tải 101,21%. Đối với trường hợp này, giải pháp xử lý là ngăn chặn dịng cơng suất từ TBA 220kV Thạnh Mỹ qua đường dây đi TBA 110kV Sông Công bằng biện pháp cắt máy cắt xuất tuyến. Sau khi triển khai phương thức trên, đường dây 110kV từ TBA Đại Đồng đi TBA 110kV Đại Lộc vẫn còn quá tải, mức độ mang tải 104%Icp. Để tiếp tục chống quá tải đường dây này, có 2 phương án khả thi để thực hiện:
Sự cố
+ Giảm công suất huy động cụm nhà máy Sông Côn, Khe Diên và Nông Sơn, mức công suất giảm tương đương 5MW.
+ Thực hiện san tải trên lưới trung áp từ phụ tải của TBA 110kV Đại Lộc hoặc MBA 110kV của TBA 220kV Thạnh Mỹ để tăng phụ tải TBA 110kV Đại Đồng, mức công suất cần tăng tương đương 5MW
Hình 3.7: Kết quả xử lý khi sự cố mất điện ĐZ 110kV từ TBA 220kV Thạnh Mỹ đi TBA 110kV Xuân Thành
(g) Khi có sự cố gây mất điện đường dây 110kV từ TBA Xuân Thành đến TBA 110kV Đại Lộc
Tương tự như trường hợp (f), lúc này sẽ xuất hiện luồng công suất từ thanh cái 110kV Thạnh Mỹ phát lên lưới truyền tải theo hướng TBA 110kV Sông Côn gây quá tải 2 đường dây 110kV từ TBA 220kV Thạnh Mỹ đi TBA 110kV Sông Côn và đến TBA 110kV Đại Đồng. Để giải quyết tình huống này, cần phải triển khai phương thức vận hành cắt máy cắt xuất tuyến đường dây 110kV từ TBA 220kV Thạnh Mỹ đi TBA 110kV Sông Côn. Sau khi triển khai phương thức trên, đường dây 110kV từ TBA Đại Đồng đi TBA 110kV Đại Lộc vẫn còn quá tải, mức độ mang tải 104%Icp. Để tiếp tục chống quá tải đường dây này, có 2 phương án khả thi để thực hiện:
+ Giảm công suất huy động cụm nhà máy Sông Côn, Khe Diên và Nông Sơn, mức công suất giảm tương đương 5MW.
+ Thực hiện san tải trên lưới trung áp từ phụ tải của TBA 110kV Đại Lộc hoặc MBA 110kV của TBA 220kV Thạnh Mỹ để tăng phụ tải TBA 110kV Đại Đồng, mức công suất cần tăng tương đương 5MW.
Sự cố
Giảm CS CSCSSiả m CS Cơ lập
Kết quả xử lý thể hiện như hình sau:
Hình 3.8: Kết quả xử lý khi sự cố mất điện ĐZ 110kV từ TBA 110kV Xuân Thành đi TBA 110kV Đại Lơc
(h). Khi có sự cố mất điện đường dây 110kV từ TBA Đại Đồng đến TBA 110kV Đại Lộc:
Đối với trường hợp này, tồn bộ cơng suất phát của các nhà máy nhiệt điện Nông Sơn, NMTĐ Khe Diên và NMTĐ Cơng Cơn, ngồi cung cấp cho phụ tải TBA 110kV Đại Đồng sẽ được phát lên lưới điện truyền tải qua TBA 220kV Thành Mỹ, gây ra quá tải đường dây 110kV từ NMTĐ Sông Côn đến TBA 220kV Thành Mỹ, tỉ lệ mang tải 113,50% Icp. Do tỉ lệ q tải khơng cao nên có thể đưa đường dây trên vào chế độ giám thời gian thực, trường hợp vượt quá các giới hạn vận hành thì xem xét điều chỉnh giảm công suất huy động của cả 3 nhà máy để đảm bảo vận hành an tồn đường dây. Mức cơng suất điều chỉnh phụ thuộc vào tình trạng mang tải của TBA 110kV Đại Đồng và công suất khả dụng của các nhà máy tại thời điểm đó. Giả sử cơng suất phụ tải TBA Đại Đồng là 7MW thì công suất huy động của cụm 4 nhà máy điện này cần giảm là 13MW. Hình sau thể hiện kết quả sau điều chỉnh:
Sự cố Cô lập
Giảm CS CSCSSiả m CS
Hình 3.9: Kết quả xử lý quá tải ĐZ 110kV từ TBA 110kV Sông Côn đi TBA 220kV Thạnh Mỹ