4.2.1. Đề xuất các giải pháp điều độ xử lý các sự cố N-1 HTĐ miền Trung mùa khô
a. Sự cố ĐD 220 kV T220 Huế – NMTĐ A Lưới Ảnh hưởng của sự cố như Hình 4.3 (xem Phụ lục 5).
Hướng xử lý:
- Mở vòng 110 kV, 500 kV giữa T500 Hà Tĩnh – T500 Vũng Áng – T500 Đà Nẵng (cắt các ĐD 110 kV T220 Phong Điền – T110 Văn Xá và ĐD 110 kV T110 Đồng Lâm – T110 Huế 2);
- Tiếp theo cần kiểm tra và điều chỉnh điện áp lưới điện khu vực bằng cách điều chỉnh công suất vô công các NMĐ trong khu vực.
Kết quả: Sau khi thực hiện xử lý theo hướng như trên thì mức mang tải của ĐD 110 kV T220 Phong Điền – T110 Đồng Lâm (11.4 MVA/11.5 %) và ĐD 110 kV
T110 Đồng Lâm – T110 Huế 2 (0 MVA/0 % do đã thay đổi kết lưới cắt ĐD này) như Hình 4.4 (xem Phụ lục 5).
b. Sự cố ĐD 220 kV T220 Nha Trang – T220 Tháp Chàm 2 Ảnh hưởng của sự cố như Hình 4.5 (xem Phụ lục 5).
Hướng xử lý:
- Lệnh trực tiếp hoặc đề nghị ĐĐV A0 huy động thêm 01 tổ máy phát (66 MW) Điều khiển công suất các NMĐ để mức độ mang tải của ĐD hoặc MBA không vượt quá 90 % giá trị định mức.
Thay đổi kết lưới theo kết quả đã được tính toán trước nhằm thay đổi trào lưu công suất trên HTĐ để giảm công suất truyền tải trên ĐD, MBA hoặc thiết bị điện đang bị quá tải.
Sa thải phụ tải trung áp hoặc đầu nguồn theo quy định để ĐD không bị vượt giới hạn truyền tải hoặc thiết bị điện không bị quá tải trên 110 %.
DUT.LRCC
NMTĐ Sông Ba Hạ hoặc 01 tổ máy phát (33 MW) NMTĐ Vĩnh Sơn hoặc 01 tổ máy phát (35 MW) NMTĐ Sông Hinh;
- Tiếp theo cần kiểm tra và điều chỉnh điện áp lưới điện khu vực bằng cách điều chỉnh công suất vô công các NMĐ trong khu vực;
- Trường hợp không huy động được công suất các nguồn điện khác, ĐĐV A3 cần xem xét tình huống cắt tải khẩn cấp.
Kết quả: Sau khi thực hiện xử lý theo hướng như trên thì mức mang tải của ĐD 220 kV T220 Quy Nhơn – NMTĐ An Khê (250.1 MVA/92.3 %) như Hình 4.6 (xem
Phụ lục 5).
c. Sự cố MBA 220 kV AT1 T220 Nha Trang (hoặc AT2 T220 Nha Trang) Ảnh hưởng của sự cố như Hình 4.7 (xem Phụ lục 5).
Hướng xử lý:
- Lệnh trực tiếp hoặc đề nghị ĐĐV A0 huy động thêm 01 tổ máy phát (18.5 MW) NMTĐ Sông Giang 2 hoặc 01 tổ máy phát (35 MW) NMTĐ Sông Hinh;
- Liên hệ ĐĐV A2 để chuyển các T110 Suối Dầu, T110 Bán đảo Cam Ranh, NMĐMT Cam Lâm VN và NMĐMT KN Cam Lâm nhận điện từ phía T220 Tháp Chàm 2 (đóng khép vòng 110 kV, 220 kV giữa T220 Nha Trang – T220 Tháp Chàm 2 (đóng ĐD 110 kV T110 Cam Ranh – NMĐMT KN Cam Lâm) và sau đó mở vòng 110 kV, 220 kV giữa T220 Nha Trang – T220 Tháp Chàm 2 (cắt ĐD 110 kV T110 Diên Khánh – T110 Suối Dầu) và đề nghị ĐĐV A2 nâng điện áp TC 110kV T220 Tháp Chàm;
- Tiếp theo cần kiểm tra và điều chỉnh điện áp lưới điện khu vực bằng cách điều chỉnh công suất vô công các NMĐ trong khu vực;
- Trường hợp không huy động được công suất các nguồn điện khác hoặc không thể thay đổi kết lưới, ĐĐV A3 cần xem xét tình huống cắt tải khẩn cấp.
Kết quả: Sau khi thực hiện xử lý theo hướng như trên thì mức mang tải của MBA 220 kV AT2 T220 Nha Trang (hoặc AT1 T220 Nha Trang) (229.5 MVA/91.8 %) như Hình 4.8 (xem Phụ lục 5).
4.2.2. Đề xuất các giải pháp điều độ xử lý các sự cố N-1 HTĐ miền Trung mùa mưa
a. Sự cố ĐD 110 kV T220 Phong Điền – T110 Văn Xá (hoặc ĐD 110 kV T220 Huế – NMTĐ Bình Điền)
Ảnh hưởng của sự cố như Hình 4.9 (hoặc Hình 4.11) (xem Phụ lục 5).
Hướng xử lý:
- Lệnh trực tiếp hoặc đề nghị ĐĐV A0 ngừng huy động 01 tổ máy phát (27 MW)
NMTĐ Hương Điền (hoặc ngừng huy động 01 tổ máy phát (22 MW) NMTĐ
DUT.LRCC
Bình Điền);
- Tiếp theo cần kiểm tra và điều chỉnh điện áp lưới điện khu vực bằng cách điều chỉnh công suất vô công các NMĐ trong khu vực.
Kết quả: Sau khi thực hiện xử lý theo hướng như trên thì mức mang tải của ĐD 110 kV T220 Huế – NMTĐ Bình Điền (83.3 MVA/84.2 %) (hoặc ĐD 110 kV T220
Phong Điền – T110 Văn Xá (86.9 MVA/87.8 %)) như Hình 4.10 (hoặc Hình 4.12) (xem Phụ lục 5).
b. Sự cố MBA 220 kV AT1 T220 Sơn Hà (hoặc AT2 T220 Sơn Hà) Ảnh hưởng của sự cố như Hình 4.13 (xem Phụ lục 5).
Hướng xử lý:
- Ngừng huy động 01 tổ máy phát (15 MW) NMTĐ Sơn Trà 1A hoặc ngừng huy động 01 tổ máy phát (15 MW) NMTĐ Sơn Trà 1B;
- Tiếp theo cần kiểm tra và điều chỉnh điện áp lưới điện khu vực bằng cách điều chỉnh công suất vô công các NMĐ trong khu vực.
Kết quả: Sau khi thực hiện xử lý theo hướng như trên thì mức mang tải của MBA 220 kV AT2 T220 Sơn Hà (hoặc AT1 T220 Sơn Hà) (111.8 MVA/89.4 %) như Hình 4.14 (xem Phụ lục 5).
c. Sự cố ĐD 220 kV T500 Pleiku – NMNĐ Sinh khối An Khê Ảnh hưởng của sự cố như Hình 4.15 (xem Phụ lục 5).
Hướng xử lý:
- Lệnh trực tiếp hoặc đề nghị ĐĐV A0 ngừng huy động 01 tổ máy phát (80 MW) NMTĐ An Khê hoặc ngừng huy động 01 tổ máy phát (33 MW) NMTĐ Vĩnh Sơn;
- Liên hệ ĐĐV A0 cho phép khép vòng 110 kV, 500 kV giữa T500 Dốc Sỏi – T500 Pleiku để chuyển các T110 Tam Quan, T110 Đức Phổ nhận điện từ phía T220 Quy Nhơn (đóng khép vòng 110 kV, 500 kV giữa T500 Dốc Sỏi – T500 Pleiku (đóng ĐD 110 kV T110 T110 Tam Quan – T110 Hoài Nhơn) và sau đó mở vòng 110 kV, 500 kV giữa T500 Dốc Sỏi – T500 Pleiku (cắt ĐD 110 kV T110 Tam Quan – T110 Mộ Đức và ĐD 110kV T110 Đức Phổ - T220 Quảng Ngãi));
- Tiếp theo cần kiểm tra và điều chỉnh điện áp lưới điện khu vực bằng cách điều chỉnh công suất vô công các NMĐ trong khu vực.
Kết quả: Sau khi thực hiện xử lý theo hướng như trên thì mức mang tải của ĐD 220 kV T220 Quy Nhơn – T220 Tuy Hòa (207.1 MVA/76.7 %) và ĐD 110 kV
T220 Quy Nhơn – T110 Long Mỹ (88.5 MVA/89.4 %) như Hình 4.16 (xem Phụ lục 5).
DUT.LRCC