CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG
3.3. Tính toán các chế độ vận hành lưới điện miền Trung năm 2020
3.3.3. Tính toán điện áp các nút 220kV khu vực miền Trung năm 2020
Trong chế độ thấp điểm điện áp các nút 220kV đều ở ngưỡng cao hơn điện áp định mức 220kV và nằm trong giới hạn quy định tại thông tư 25/2016/TT-BCT.
Trong chế độ cao điểm điện áp các nút 220kV đều ở ngưỡng cao và không xuất hiện các nút có điện áp thấp việc trang bị kháng bù ngang tại các nút 500kV là phù hợp.
3.4. Tính toán dung lượng kháng bù ngang cần trang bị trên lưới Miền Trung Giả thiết cân bằng công suất phản kháng trên lưới điện 500kV được tính cho chế độ thấp điểm đêm dựa trên các thành phần sau:
- Công suất vô công sinh ra trên đường dây 500kV.
- Công suất phản kháng tiêu thụ bởi các kháng bù ngang: với giả thiết tất cả các kháng bù ngang lưới điện 500kV đều vận hành.
- Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây 500kV được tính toán trên giả thiết mức mang tải các đường dây 500kV tại 3 miền ở mức 20% trong chế độ thấp điểm đêm.
- Tổn thất công suất vô công trên các MBA 500kV trong đó, tổn thất công suất vô công trên các MBA 500kV miền Bắc, miền Nam được tính tương ứng ở
mức tải 25% định mức MBA; tổn thất công suất vô công trên các MBA 500kV miền Trung được tính bằng 0MVar, do trong chế độ thấp điểm đêm các MBA chủ yếu nhận công suất phản kháng từ lưới 220kV.
- Công suất vô công hút bởi các tổ máy nối lưới 500kV và các tổ máy có tác dụng hút trực tiếp công suất vô công từ lưới điện 500/220kV. Khả năng hút vô công thực tế của các tổ máy ở miền Bắc khoảng -1530MVar đến -2480 MVar [Hòa Bình -(280÷400); Lai Châu -(150÷450); Sơn La -(400÷930); Mông Dương1 (-300); Mông Dương 2 (-300); Quảng Ninh (-100)]. Cung đoạn miền Trung tổng cộng -500MVar [Vũng Áng (-100); Yali (-400). Cung đoạn miền Nam tổng cộng:
-440 MVar [Phú Mỹ 22 (-120); Phú Mỹ 3 (-120); Phú Mỹ 4 (-100); Duyên Hải 3 (-100)]
Bảng 3.18: Cân bằng CSPK trên lưới điện 500kV năm 2017 (chế độ thấp điểm đêm)
Đại lượng Đơn vị
HTĐ 500kV Toàn quốc
HTĐ 500kV miền Bắc
HTĐ 500kV miềnTrung
HTĐ 500kV miềnNam Tổng chiều dài km 7.500,322 2.867,37 2.943,572 1.689,38 Tổng Q do ĐZ sinh ra MVar 7.797,247 2.980,427 3.061,658 1.755,163
Tổng lượng KBN MVar 4.972.4 1.897 2.200.4 875
CSPK nhà máy MVar 2.470 1.530 500 440
Tổn thất Q trên ĐZ MVar 136,33 62,74 31,34 42,25 Tổng dung lượng MBA MVA 29.400 11.550 7.050 10.800 Tổn thất Q trên MBA
500/220kV MVar 181,7 93,9 0 87,8
Lượng Q thừa MVar 136,871 -503,213 329,918 310,113 Tỷ lệ bù công suất
phản kháng % 66,29 63,64 71,87 49,85
Kết quả tính toán cho thấy:
- Khu vực miền Bắc: Lưới điện 500kV miền Bắc có tỷ lệ bù công suất phản kháng ~ 63,6% trên toàn hệ thống điện miền. Lượng Q thừa trên lưới điện 500kVcó thể đạt giá trị âm (-503,213MVar) do các tổ máy nhiệt điện than, thủy điện có khả năng hút CSPK tốt, trong đó có nhiều tổ máy có khả năng chạy bù như Sơn La (2 tổ máy), Hòa Bình (8 tổ máy), Bản Chát (2 tổ máy), Thác Bà (3 tổ máy), Lai Châu… cho thấy các tổ máy có khả năng cân bằng công suất phản kháng dư thừa nên không xét trang bị thêm kháng điện cho khu vực này .
- Khu vực miền Trung đường dây 500kV Bắc – Nam (từ Hà Tĩnh đến Di Linh, Đăk Nông): Cung đoạn giữa đường dây 500kV có tỷ lệ bù công suất phản kháng ~ 71,9% (tính cả kháng KH 502 dung lượng 91MVar dự phòng của hệ thống đang lắp tăng cường tại Trạm 500kV Di Linh vào cuối năm 2016 để hạn chế điện áp tăng cao tại trạm Di Linh trong đợt Lễ, Tết). Lượng CSPK dư thừa
của cung đoạn này ở mức cao ~ 330MVar. Trong trường hợp các tổ máy Yali không thể chạy bù, lượng CSPK dư thừa của cung đoạn này có thể lên tới ~ 730MVar. Ngoài ra, trong các chế độ thấp điểm đêm, một lượng đáng kể CSPK từ lưới điện 220kV qua các MBA 500/220kV lên lưới điện 500kV (có thể lên đến 400MVar) nên càng đẩy điện áp tại các nút 500kV dọc đường dây 500kV Bắc – Nam ở cuối khu vực miền Trung như Pleiku, Pleiku 2, Di Linh, Đăk Nông lên cao. Do đó cần xem xét lắp bổ sung kháng bù ngang trên cung đoạn giữa ĐZ 500kV Bắc- Nam dung lượng ~ 330 MVar đến 730MVar để khắc phục tình trạng quá áp tại các nút 500kV khu vực miền Trung.
- Khu vực miền Nam: Lưới điện 500kV miền Nam có tỷ lệ bù công suất phản kháng ~ 49.9%. Các tổ máy đấu lưới 500kV có khả năng hút CSPK chỉ bao gồm các tổ máy nhiệt điện than và tua bin khí kém linh hoạt trong vận hành.
Lượng CSPK dư thừa trên lưới điện 500kV miền Nam ở mức cao ~ 310MVar, trong trường hợp các tổ máy nhiệt điện than, tua bin khí tách ra sửa chữa, lượng CSPK dư thừa của cung đoạn này có thể lên tới ~ 750MVar.
3.5. Kết luận
Trên có sở thu thập số liệu hệ thống điện năm 2017 và qui hoạch phát triển đến năm 2020, có xét đến năm 2025. Tác giả đã tiến hành tính toán phân tích các chế độ vận hành của Hệ thống truyền tải điện 500kV Việt Nam năm 2017, kết quả cho thấy:
Ở chế độ cao điểm mùa khô cũng như mùa mưa điện áp tất cả các nút 500kV trên hệ thống đều nằm trong giới hạn cho phép (475kV<U<525kV),
Ở chế độ thấp điểm mùa khô và mùa mưa điện áp tại một số nút 500kV tại khu vực miền Trung cao hơn giới hạn cho phép, đặc biệt các ngày thấp điểm trong các dịp Lễ, Tết.
Điện áp trên lưới điện 220kV khu vực miền Trung nằm trong giới hạn cho phép và ở giới hạn cao (lớn hơn điện áp định mức) ở cả chế độ cao điểm và thấp điểm.
Tiếp tục tính toán các chế độ vận hành của lưới điện năm 2020, kết quả điện áp tại các nút 500kV cũng nằm trong giới hạn cho phép ở chế độ cao điểm. Trong chế độ thấp điểm vẫn tồn tại một số nút điện áp cao hơn giới hạn cho phép.
Kết quả tính toán cân bằng công suất phản kháng trên lưới 500kV năm 2017 nếu tính cả kháng dự phòng 91MVar (KH 502) đã lắp tại trạm Di Linh cho thấy cần bổ sung kháng bù ngang trên cung đoạn giữa ĐZ 500kV Bắc- Nam dung lượng ~ 330 MVar đến 730MVar để khắc phục tình trạng quá áp tại các nút 500kV khu vực miền Trung.
Từ các kết quả tính toán trên việc xem xét trang bị thêm kháng bù ngang tại các nút 500kV cung đoạn giữa đường dây 500kV Bắc - Nam tại nút có điện áp cao như Di Linh, Pleiku, Pleiku 2, Hà Tĩnh, Vũng Áng, ĐăkNông, Thạnh Mỹ, Đà Nẵng, Dốc Sỏi là cấp thiết.