Phân tích SỰ CỐ N-1 và đề xuất các giải pháp đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện 110 kV khu vực Tây nguyên có xét đến nguồn năng lượng tái tạo

1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI

Với sự phát triển lưới điện, nguồn điện các loại đấu nối vào lưới điện phân phối đến 110kV khu vực Tây Nguyên đã đạt công suất 2.940,75MW gấp 2,69 lần phụ tải khu vực (1093MW). Việc các nguồn NLTT tăng trưởng nhanh, công suất lắp đặt lớn trong một thời gian ngắn khi lưới điện chưa được đầu tư, phát triển đồng bộ đã gây ra nhiều khó khăn trong việc vận hành, đảm bảo an toàn HTĐ khu vực.

Nhiệm vụ quan trọng giai đoạn hiện nay là phải đánh giá, phân tích an toàn của toàn bộ hệ thống điện khu vực để có những cảnh báo, đề xuất giải pháp vận hành kịp thời và lâu dài nhằm đảm bảo HTĐ hoạt động một cách an toàn, ổn định, tin cậy và đáp ứng yêu cầu về chất lượng điện năng cung cấp điện cho khách hàng khi có thâm thực lớn của nguồn điện tại chỗ đấu nối vào lưới điện phân phối của khu vực.

2. LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU

3. MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU

Căn cứ dữ liệu thực tế của hệ thống điện 110 kV Tây Nguyên và trên cơ sở lý thuyết của môn học phân tích an toàn hệ thống điện, sử dụng phần mềm tính toán PSS/E để tính toán, phân tích các chế độ vận hành; lập danh sách các sự cố có thể xảy ra gây nguy cơ mất an toàn trong vận hành, đồng thời đề xuất các giải pháp vận hành hiệu quả, đảm bảo vận hành an toàn lâu dài cho khu vực.

4. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU

– Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện phân phối 110kV khu vực Tây Nguyên gồm các tỉnh Kon Tum, Gia Lai, Đăk Lăk, Đăk Nông.

– Phạm vi nghiên cứu của đề tài:

+ Nghiên cứu kết cấu lưới điện 110kV và các nguồn/tải đấu nối vào HTĐ khu vực;

+ Phân tích các chế độ vận hành bình thường và các sự cố N-1 hệ thống điện 110kV khu vực Tây Nguyên.

+ Xây dựng phương án vận hành khi sự cố và đề xuất giải pháp lâu dài đáp ứng tiêu chí vận hành N-1.

5. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

– Nghiên cứu lý thuyết phân tích an toàn HTĐ, giải tích mạng điện và phần mềm tính toán lưới điện để áp dụng phân tích an toàn HTĐ

– Thu thập cấu trúc lưới điện hiện trạng của khu vực, thông số chi tiết các nguồn lưới điện khu vực Tây Nguyên;

– Xây dựng, thiết lập cơ sở dữ liệu lưới điện trên phần mềm tính toán PSS/E để tính toán, phân tích an toàn hệ thống điện 110kV 04 tỉnh Tây Nguyên gồm Kon Tum, Gia Lai, Đăk Lăk, Đăk Nông.

6. CƠ SỞ KHOA HỌC

– Lý thuyết phân tích an toàn hệ thống điện.

– Lý thuyết về Giải tích mạng điện.

– Lý thuyết bảo vệ rơ le và tự động hóa HTĐ.

– Luật điện lực, các nghị định và thông tư về điều độ HTĐ, thông tư quy định quy trình xử lý sự cố, thông tư quy định quy trình thao tác, thông tư quy định hệ thống điện truyền tải và các quy trình quy định của ngành Điện.

7. Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN

– Trước những yêu cầu cấp bách nhằm đảm bảo vận hành an toàn HTĐ khu vực với sự thực trạng thâm nhập lớn của các nguồn năng lượng tái tạo trên địa bàn các tỉnh Tây Nguyên, việc tính toán phân tích đánh giá các chế độ vận hành với phương thức kết dây cơ bản và chế độ vận hành sự cố N-1 hệ thống điện khu vực Tây Nguyên là rất cần thiết đối với thực tế hiện nay.

– Kết quả phân tích tính toán, đánh giá được kết cấu hệ thống điện 110kV khu vực Tây Nguyên là cơ sở đề xuất giải pháp vận hành an toàn, phương án lâu dài đáp ứng tiêu chí vận hành N-1 theo đúng định hướng chiến lược phát triển lưới điện Việt Nam giai đoạn đến.

8. CẤU TRÚC CỦA LUẬN VĂN

Mở đầu

Chương 1: Tổng quan về lý thuyết phân tích an toàn trong hệ thống điện.

Chương 2: Phần mềm phân tích an toàn và đánh giá kết cấu hệ thống điện 110 kV khu vực Tây Nguyên.

Chương 3: Phân tích sự cố N-1 hệ thống điện 110 kV khu vực Tây Nguyên và giải pháp đảm bảo vận hành an toàn.

Kết luận và kiến nghị.

CHƯƠNG 1 – TỔNG QUAN VỀ LÝ THUYẾT PHÂN TÍCH AN TOÀN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

TỔNG QUAN VỀ PHÂN TÍCH AN TOÀN

Trong quá trình vận hành hệ thống điện bình thường, khi một hoặc nhiều phần tử bị tách ra khỏi lưới điện dẫn đến thay đổi trạng thái làm việc của hệ thống điện đó. Chế độ làm việc của hệ thống điện ngay sau đó cần phải được đánh giá cụ thể và có vai trò rất quan trọng trong vận hành với thời gian thực.

CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH NHANH SỰ CỐ

1.2.1. Phương pháp sắp xếp:

Xác định chỉ số nghiêm trọng [7]

Những định nghĩa cơ bản

1.2.2. Các phương pháp đánh giá trạng thái

1.2.2.1. Phương pháp tính toán phân bố công suất một phần

1.2.2.2. Phương pháp hệ số chuyển tải

1.2.2.3. Phương pháp mở rộng vùng

1.2.2.4. Phương pháp định vùng

KẾT LUẬN

Qua phần lý thuyết chương 1, tác giả đã nghiên cứu, tìm hiểu ngữ cảnh các phương pháp phân tích sự cố ngẫu nhiên và phân tích nhanh an toàn hệ thống điện. Các phương pháp này được chia thành hai nhóm chính đó là phương pháp sắp xếp và phương pháp đánh giá trạng thái.

Nội dung chính của phương pháp sắp xếp là xác định chỉ số nghiêm trọng PI để đánh giá mức độ nghiêm trọng của một sự cố. Tuy nhiên với các hệ thống điện phức tạp thì phương pháp này vẫn còn nhiều hạn chế như sai số và thời gian tính toán lớn.

Phương pháp đánh giá trạng thái được phát triển nhằm khắc phục những hạn chế của phương pháp sắp xếp. Nhóm phương pháp này gồm có phương pháp tính toán phân bố công suất một phần với nội dung chính là xác định những phần tử bị vượt giới hạn vận hành nhờ phép lặp công suất tác dụng và công suất phản kháng. Phương pháp hệ số chuyển tải là quá trình xác định hệ số chuyển tải hoặc chuyển phát công suất khi bị sự cố tổ máy phát hoặc đường dây truyền tải công suất. Phương pháp mở rộng vùng và phương pháp định vùng (cục bộ biên) có cùng nguyên tắc phân tích đó là tìm vùng ảnh hưởng đối với mỗi sự cố.

CHƯƠNG 2 – PHẦN MỀM PHÂN TÍCH AN TOÀN

VÀ ĐÁNH GIÁ KẾT CẤU HỆ THỐNG ĐIỆN 110 KV

KHU VỰC TÂY NGUYÊN

CÁC PHẦN MỀM PHÂN TÍCH AN TOÀN HỆ THỐNG ĐIỆN

2.1.1. Phần mềm Power World

2.1.2. Phần mềm PSS/E

Phần mềm PSS/E (Power System Simulator/Engineering) là một phần mềm của hãng PTI thuộc tập đoàn Siemens, được dùng để mô phỏng, tính toán và phân tích hệ thống điện 110kV và lưới điện truyền tải.

Các chức năng của phần mềm PSS/E:

• Tính toán trào lưu công suất.
• Tối ưu hóa trào lưu công suất.
• Nghiên cứu các loại sự cố đối xứng và không đối xứng.
• Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ.

2.1.3. Phần mềm PSS/ADEPT

2.1.4. Phần mềm CONUS

PHÂN TÍCH AN TOÀN HTĐ TRONG PHẦN MỀM PSS/E

2.2.1. Cấu trúc câu lệnh trong file subsystem

2.2.2. Cấu trúc câu lệnh trong file contingency

2.2.2.1. Cấu trúc file contingency dạng 1

2.2.2.2. Cấu trúc file contingency dạng 2

2.2.3. Cấu trúc câu lệnh trong file monitor

2.2.3.1. Mô tả giám sát trào lưu công suất

2.2.3.2. Mô tả giám sát điện áp

ĐÁNH GIÁ VỀ NGUỒN LƯỚI ĐIỆN VÀ PHỤ TẢI KHU VỰC TÂY NGUYÊN

2.3.1. Nguồn điện khu vực Tây Nguyên

Tỉnh Kon Tum: 30 NM thủy điện, điện gió với tổng công suất 319,6 MW và 161,1 MWp ĐMTMN.

Tỉnh Gia Lai: 46 NM thủy điện, nhiệt điện, điện gió, ĐMT với tổng công suất 578,005MW và 604 MWp ĐMTMN.

Tỉnh Đăk Lăk: 20 NM thủy điện, điện gió, ĐMT với tổng công suất 270,315MW và 815,8 MWp ĐMTMN.

Tỉnh Đăk Nông: 17 NM thủy điện, ĐMT với tổng công suất 236,63 MW và 395,317 MWp ĐMTMN.

2.3.2. Phụ tải HTĐ khu vực Tây Nguyên

2.3.3. Lưới điện HTĐ 110 kV khu vực Tây Nguyên

Lưới điện có 68 đường dây 110 kV với chiều dài 1.229,5 km; có 42 trạm biến áp 110kV với 61 MBA 110/35/22 kV làm nhiệm vụ phân phối công suất đến lưới điện phân phối (Gia Lai 12 trạm – 20MBA-628MVA, Kon Tum 6 trạm – 7MBA – 264MVA, Đăk Lăk 16 trạm-26MBA-898MVA, Đăk Nông 8 trạm – 12MBA-358MVA).

2.3.4. Phương thức kết dây cơ bản của HTĐ khu vực Tây Nguyên

Hệ thống điện 110kV Tây Nguyên được cập điện từ HTĐ Quốc gia qua 03 trạm biến áp 500kV, 06 trạm biến áp 220kV, 42 TBA 110kV thông qua 68 đường dây 110kV. Ngoài ra, 04 tỉnh Tây Nguyên còn nhận diện và liên kết các đường dây liên kết các tỉnh khác như: từ Bình Định, Bình Phước….

Điểm mở kết lưới 110kV theo phương thức vận hành cơ bản của hệ thống điện Tây Nguyên: 172/AyunPa, 171/Bù Đăng

2.3.5. Đặc điểm vận hành của HTĐ khu vực Tây Nguyên

2.3.5.1. Ưu điểm

2.3.5.2. Nhược điểm

KẾT LUẬN

Qua phần giới thiệu về các phần mềm đang được sử dụng phổ biến để tính toán các chế độ hệ thống điện ta thấy các phần mềm trên đều có chức những năng tính toán đầy đủ, chính xác bài toán giải tích mạng điện. Việc lựa chọn phần mềm tính toán tùy theo điều kiện, bài toán thực tế mà chúng ta đưa ra quyết định sử dụng phần mềm nào.

Do công tác quản lý theo dõi vận hành, đầu tư vận hành lưới điện 110kV và đang được ngành điện trang bị, đào tạo sử dụng phần mềm PSS/E để tính toán phân tích hệ thống điện thuộc phạm vi quản lý, nên trong phạm vi đề tài này tác giả sử dụng phần mềm PSS/E để phân tích sự cố N-1 HTĐ 110kV khu vực Tây Nguyên. Ở phần nội dung trên tác giả cũng đã giới thiệu cách thiết lập các tập tin file .sub, .con, .mon được sử dụng trong chương trình để tính toán và cấu trúc câu lệnh trong các tập tin trên.

Trong chương này tác giả cũng đã đánh giá đặc điểm nguồn lưới điện và phụ tải của HTĐ 110kV khu vực Tây Nguyên. Từ đó, rút ra những ưu điểm, nhược điểm để có cơ sở đưa dữ liệu thực vào chương trình phân tích đánh giá và đề xuất giải pháp, phương thức vận hành phù hợp với từng chế độ cụ thể đề cập cụ thể ở chương 3.

CHƯƠNG 3 – PHÂN TÍCH SỰ CỐ N-1 HỆ THỐNG ĐIỆN 110kV KHU VỰC TÂY NGUYÊN VÀ GIẢI PHÁP ĐẢM BẢO VẬN HÀNH AN TOÀN

3.1. QUY TRÌNH XÂY DỰNG VÀ PHÂN TÍCH AN TOÀN HTĐ BẰNG PHẦN MỀM PSS/E

3.1.1. Quy trình phân tích an toàn HTĐ bằng phần mềm PSS/E

3.1.2. Xây dựng dữ liệu phân tích an toàn HTĐ

3.2. CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 110 kV

3.2.1. Hệ thống điện ở chế độ cảnh báo

3.2.2. Hệ thống điện ở chế độ khẩn cấp

3.2.3. Hệ thống điện ở chế độ cực kỳ khẩn cấp

3.3. PHÂN TÍCH AN TOÀN HTĐ TÂY NGUYÊN Ở CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH BÌNH THƯỜNG

3.3.1. Chế độ khi không xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT

Bảng 3.1. Biểu đồ phát NMĐ HTĐ Tây Nguyên vào cao điểm tối năm 2021.

+ Nguồn điện mặt trời mái nhà phát bằng 0 MW.

+ Phụ tải: Cập nhật phụ tải mùa khô năm 2021 ở bảng 3.2.

Bảng 3.2. Phụ tải HTĐ ở chế độ cao điểm mùa khô ban đêm năm 2021

Nhận xét: Ở chế độ vận hành bình thường phụ tải cao điểm mùa khô trong trường hợp không xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT, ta thấy tất cả các đường dây 110kV đều vận hành an toàn trong giới hạn cho phép, đường dây mang tải cao nhất cũng chỉ có 87,5% là ĐZ Buôn Ma Thuột – Ea Tam, ĐZ Buôn Ma Thuột – Krong Ana (74%); các đường dây còn lại mang tải nhỏ hơn 70%.

Điện áp tại các nút đều nằm trong giới hạn cho phép từ 0,95 – 1,1 pu

3.3.2. Chế độ khi xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT

Bảng 3.5. Biểu đồ phát NMĐ HTĐ Tây Nguyên vào cao điểm trưa năm 2021

Nhận xét:

Ở chế độ vận hành bình thường trong trường hợp có xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT ta nhận thấy tất cả các đường dây đều nằm trong giới hạn vận hành cho phép, tuy nhiên có 03 đường dây mang tải cao hơn 90% dòng cho phép cần lưu ý: từ TBA 110kV Krông Năng – Ea Kar (94,3%); Đường dây 110kV Đồn Phó – An Khê (99,6%); Đường dây 110kV Plei Ku – Diên Hồng (96,7%). Có 19 đường dây mang tải trên 50% và 71 đường dây còn lại mang tải <50%.

Như vậy nếu khi xét đến chế độ vận hành bình thường có thâm nhập nguồn năng lượng mặt trời khu vực thì chế độ vận hành lưới điện 110 kV mang tải nặng nề hơn ở chế độ khi không có xét đến thâm nhập nguồn năng lượng tái tạo.

Điện áp tại các nút đều nằm trong giới hạn cho phép từ 0,95 – 1,1 pu.

3.4. PHÂN TÍCH SỰ CỐ N-1 Ở CHẾ ĐỘ KHÔNG CÓ THÂM NHẬP NLTT

3.4.1. Các tình huống sự cố N-1 nguy hiểm

a. Khi sự cố ĐZ 110kV Hòa Thuận – Krông Buk thì ĐZ 110 kV Buôn Mê Thuột – Ea Tam bị quá tải so với dòng cho phép (117,4%).

b. Khi sự cố ĐZ 110kV ĐG HBRE – Diên Hồng thì ĐZ 110 kV ĐG Ia Pang – Chư Prông bị quá tải so với dòng cho phép (100,9%).

c. Khi sự cố ĐZ 110kV Krông Buk – Buôn Hồ thì ĐZ 110 kV Buôn Mê Thuột – Ea Tam bị quá tải so với dòng cho phép (100,7%).

d. Khi sự cố ĐZ 110kV Buôn Mê Thuột – Ea Tam thì có 04 trường hợp đầy tải lớn hơn 90% dòng cho phép gồm ĐZ 110kV Buôn Ma Thuột – Hòa Phú, Buôn Ma Thuột – Hòa Thuận, Hòa Phú-Cư Jut, Buôn Ma Thuột – Buôn Hồ.

Điện áp tại các nút nằm nằm trong giới hạn cho phép.

3.4.2. Giải pháp đảm bảo vận hành an toàn

3.5. PHÂN TÍCH SỰ CỐ N-1 Ở CHẾ ĐỘ CÓ XÉT ĐẾN THÂM NHẬP NLTT

3.5.1. Các tình huống sự cố N-1 nguy hiểm

Bảng 3.12. Các đường dây bị vượt giới hạn khi sự cố N-1 ở chế độ có xét nguồn NLTT

Ở chế độ N-1, tại các thời điểm xét đến việc thâm nhập lớn nhất của nguồn NLTT khu vực Tây Nguyên thì có 11 trường hợp N-1 dẫn đến 36 trường hợp đường dây 110kV bị quá tải lớn hơn 100% dòng cho phép, cụ thể như sau:

a. Khu vực tỉnh Kon Tum:

1- Khi sự cố ĐZ 110kV Đăk Tô – Đăk Hà thì ĐZ 110 kV Kon Tum220 – Tân Mai Kon Tum sẽ quá tải so với dòng cho phép (109,0%).

b. Khu vực tỉnh Gia Lai:

Có 08 trường hợp dẫn đến quá tải 33 đường dây.

1- Khi sự cố ĐZ 110kV Pleiku – ĐG Ia Pech thì có 04 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép: HBRE – PTMN_CBTN (113,2%), HBRE – Diên Hồng (132,8%), PTMN_CBTN- Chư Sê (144,3%), Pleiku – Diên Hồng (137,3%).

2- Khi sự cố ĐZ 110kV ĐG Ia Pech-Ia Grai thì có 03 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép gồm: HBRE-Diên Hồng (113,3%), PTMN_CBTN- Chư Sê (113,2%), Pleiku – Diên Hồng (119,6%).

3- Khi sự cố ĐZ 110 kV Ia Grai-Đức Cơ thì có 02 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép: HBRE-Diên Hồng (109,1%), Pleiku – Diên Hồng (115,9%).

4- Khi sự cố ĐZ 110 kV Đức Cơ-Chư Prông thì có 02 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép: HBRE-Diên Hồng (105,3%), Pleiku – Diên Hồng (112,3%).

5- Khi sự cố ĐZ 110 kV Chư Sê-PTMT thì có 04 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép: Ia Grai – Ia Pech, (130,9%), Ia Grai – Đức Cơ (124,6%), Ia Pang 1 – Chư Prông (116,2%), Ia Pech – Pleiku (138,1%).

6- Khi sự cố ĐZ 110 kV PTMT-HBRE thì có 06 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép: Ia Grai – Ia Pech,(165,8%), Ia Grai – Đức Cơ (160,6%), Ia Pang 1 – Chư Sê (114,8%), Ia Pang 1 – Chư Prông (154,9%), Ia Pech – Pleiku (166,1%), Chư Prông – Đức Cơ (131,5%).

7- Khi sự cố ĐZ 110 kV HBRE – Diên Hồng thì có 06 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép: Ia Grai – Ia Pech, (199,3%), Ia Grai – Đức Cơ (194,9%), Ia Pang 1 – Chư Sê (153,5%), Ia Pang 1 – Chư Prông (191,1%), Ia Pech – Pleiku (193,4%), Chư Prông – Đức Cơ (162,7%).

8- Khi sự cố ĐZ 110 kV Diên Hồng – Pleiku thì có 06 ĐZ 110 kV bị quá tải so với dòng cho phép: Ia Grai – Ia Pech, (226,8%), Ia Grai – Đức Cơ (223,0%), Ia Pang 1 – Chư Sê (185,1%), Ia Pang 1 – Chư Prông (223,3%), Ia Pech – Pleiku (216,3%), Chư Prông – Đức Cơ (189,4%).

c. Khu vực tỉnh Đăk Lăk – Đăk Nông:

Có 02 trường hợp dẫn đến quá tải 02 đường dây.

1- Khi sự cố ĐZ 110 kV Buôn Kuốp – Hòa Phú thì có 01 ĐZ 110 kV MT Cư Jút – Đăk Mil (117,3%) bị quá tải so với dòng cho phép.

2- Khi sự cố ĐZ 110 kV Hòa Phú – Cư Jút thì có 01 ĐZ 110 kV MT Cư Jút – Đăk Mil (132,6%) bị quá tải so với dòng cho phép.

3.5.2. Giải pháp đảm bảo vận hành an toàn

a. Khu vực tỉnh Kon Tum:

1- Xử lý khi sự cố ĐZ 110kV Đăk Tô – Đăk Hà, ĐZ 110 kV Kon Tum220 – Tân Mai Kon Tum sẽ quá tải so với dòng cho phép (109,0%).

Qua phân tích, khi cắt điện công tác hoặc sự cố đường dây 110kV Đăk Tô-Đăk Hà, tổng các nguồn điện khu vực dồn phát lên qua đường dây 110 kV Kon Tum220 – Tân Mai KT sau khi trừ phụ tải khu vực lên đến 147MW nên gây quá tải so với dòng cho phép (135MW).

+ Giải pháp điều độ: Để đảm bảo vận hành an toàn cho lưới điện 110 kV thì điều độ viên A3 và điều độ phân phối Công ty Điện lực Kon Tum phối hợp thực hiện lệnh cho các trưởng ca NMTĐ đấu nối vào TBA 110kV Đăk Tô, Bờ Y, Tân Mai gồm Đăk Psi 3, Đăk Psi 4, Đăk Psi 2B, Đăk Psi 5, Đăk Ter 1, Đăk Ter 2, Đăk Psi bậc 1, Đăk Psi bậc 2, Đăk Rơ Sa 1, Đăk Rơ Sa 2 để điều chỉnh giảm công suất phát đảm bảo đường dây Kon Tum220 – Tân Mai Kon Tum mang tải dưới dòng cho phép (135MW).

+ Giải pháp vận hành lâu dài: để đảm bảo giải tỏa nguồn công suất các NMĐ khu vực này và đảm bảo cấp điện phụ tải khu vực, đẩy nhanh tiến độ đóng điện dự án TBA 220kV Bờ Y (EVN dự kiến sẽ đưa dự án này vào vận hành giai đoạn 2024-2025) và có kế hoạch đầu tư nâng cấp đường dây 110kV Kon Tum220 – Tân Mai Kon Tum.

b. Khu vực tỉnh Gia Lai:

1- Xử lý khi sự cố ĐZ 110kV Pleiku – ĐG Ia Pech gây quá tải các ĐZ 110kV HBRE – PTMN_CBTN (113,2%), HBRE – Diên Hồng (132,8%), PTMN_CBTN- Chư Sê (144,3%), Pleiku – Diên Hồng (137,3%).

Qua phân tích, khi cắt điện công tác hoặc sự cố đường dây 110kV Pleiku – ĐG Ia Pech, các NMĐ đấu nối khu vực thuộc TBA 110kV Iagrai, Đức Cơ, Chư prông, Chư Sê chuyển phát công suất truyền tải qua ĐZ 110kV PTMN_CBTN-HBRE-Diên Hồng-Pleiku gây quá tải các đường dây này (tổng nguồn công suất phát các NMĐ sau khi trừ phụ tải lên đến: 271MW).

+ Giải pháp điều độ: Để đảm bảo vận hành an toàn cho ĐZ 110kV PTMN_CBTN-HBRE-Diên Hồng-Pleiku này thì điều độ viên A3 và điều độ phân phối Công ty Điện lực Gia Lai phối hợp thực hiện lệnh cho các trưởng ca NMĐ khu vực đấu nối vào TBA 110kV Iagrai, Đức Cơ, Chư prông, Chư Sê AyunPa gồm các NMĐ Ia Grăng 1, Hchan, Ia Hrung, Ia grai 1, Iagrai 2, Chư Prông, Ia grai 3, Ia Puch 3, Plei keo, H.Mun, Ayun Thượng 1A…và các NMĐG Ia Pech, Ia Bang 1, HBRE, PTMT, ĐMTMN để điều chỉnh giảm công suất phát từng khu vực đảm bảo ĐZ 110kV HBRE – PTMN_CBTN, HBRE – Diên Hồng, PTMN_CBTN- Chư Sê, Pleiku – Diên Hồng vận hành nhỏ hơn dòng điện cho phép.

+ Giải pháp vận hành lâu dài: để đảm bảo giải tỏa nguồn công suất các NMĐ khu vực này và đảm bảo cấp điện lâu dài, dự án TBA 220 kV Chư Sê và đấu nối kết lưới 110kV sau 220kV đang thi công và dự kiến sẽ đưa đưa vào vận hành cuối năm 2022.

c. Khu vực tỉnh Đăk Lăk – Đăk Nông:

1- Xử lý khi sự cố ĐZ 110 kV Buôn Kuốp – Hòa Phú gây quá tải ĐZ 110 kV MT Cư Jút – Đăk Mil (103,4%).

Qua phân tích, khi cắt điện công tác hoặc sự cố đường dây 110kV Buôn Kuốp- Hòa Phú, các NMĐ khu vực khu vực Hòa Phú, Cư Jút chuyển công suất dồn qua hướng ĐZ 110kV Cư Jút-Đăk Mil gây quá tải đường dây này (tổng nguồn công suất phát lớn nhất sau khi trừ phụ tải khu vực: 116,7MW).

+ Giải pháp điều độ: Để đảm bảo vận hành an toàn cho lưới điện 110 kV thì điều độ thực hiện thao tác giảm công suất phát các nguồn điện khu vực này để đảm bảo vận hành an toàn trong thời gian công tác/sự cố đường dây 110kV Buôn Kuốp-Hòa Phú.

+ Giải pháp vận hành lâu dài: để đảm bảo giải tỏa nguồn công suất các NMĐ khu vực này và đảm bảo cấp điện lâu dài:

++ Đẩy nhanh tiến độ dự án TBA 220 kV Đăk Mil và đấu nối sau 220kV Đăk Mil.

++ Nâng cấp cải tạo đường dây 110kV Đăk Mil-Cư Jút.

2- Xử lý khi sự cố ĐZ 110 kV Hòa Phú – Cư Jút gây quá tải ĐZ MT Cư Jút – Đăk Mil (116,5%).

Tương tự như mục c1, khi cắt điện công tác hoặc sự cố đường dây 110kV Hòa Phú-Cư Jút, các NMĐ khu vực khu vực Hòa Phú, Cư Jút chuyển công suất dồn qua hướng ĐZ 110kV Cư Jút-Đăk Mil gây quá tải đường dây này (tổng nguồn công suất phát lớn nhất sau khi trừ phụ tải khu vực: 116,7MW).

+ Giải pháp điều độ: Để đảm bảo vận hành an toàn cho lưới điện 110 kV thì điều độ thực hiện thao tác giảm công suất phát các nguồn điện khu vực này để đảm bảo vận hành an toàn trong thời gian công tác/sự cố đường dây 110kV Buôn Kuốp-Hòa Phú.

+ Giải pháp vận hành lâu dài: để đảm bảo giải tỏa nguồn công suất các NMĐ khu vực này và đảm bảo cấp điện lâu dài:

++ Đẩy nhanh tiến độ dự án TBA 220 kV Đăk Mil và đấu nối sau 220kV Đăk Mil.

++ Nâng cấp cải tạo đường dây 110kV Đăk Mil-Cư Jút.

3.6. KẾT LUẬN

Sau khi phân tích đánh giá tình hình vận hành lưới điện khu vực Tây Nguyên ở chế độ bình thường khi không có thâm nhập nguồn năng lượng tái tạo và chế độ có xét đến thâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo, tiến hành phân tích sự cố N-1 của lưới điện 110kV khu vực Tây Nguyên của các chế độ vận hành bình thường và nặng nề, ta có thể tóm lược như sau:

a. Ở chế độ vận hành bình thường không có thâm nhập nguồn năng lượng tái tạo và xét đến thâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo:

– Ở chế độ vận hành bình thường trong trường hợp có xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT ta nhận thấy tất cả các đường dây đều nằm trong giới hạn vận hành cho phép, tuy nhiên có 03 đường dây mang tải cao hơn 90% dòng cho phép cần lưu ý: ĐZ 110 kV Krông Năng – Ea Kar (94,3%); Đường dây 110kV Đồn Phó – An Khê (99,6%); Đường dây 110kV Plei Ku – Diên Hồng (96,7%). Có 19 đường dây mang tải trên 50% và 71 đường dây còn lại mang tải <50%.

– Đối với chế độ vận hành bình thường phụ tải cao điểm đêm tức là trong trường hợp không xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT (ĐMT); không có đường dây nào đầy tải ở mức mang tải trên 90% và số lượng đường dây 110kV mang tải từ 50%-90% rất ít, đa số các đường dây mang tải mức < 50% dòng cho phép.

Như vậy nếu khi xét đến chế độ vận hành có thâm nhập nguồn năng lượng mặt trời thì chế độ vận hành lưới điện 110 kV mang tải nặng nề hơn chế độ khi không có xét đến thâm nhập nguồn năng lượng tái tạo.

Điện áp tại các nút đều ở hai chế độ nêu trên nằm trong giới hạn cho phép từ 0,95 – 1,1 Pu.

b. Khi đánh giá sự cố N-1 ở chế độ không có thâm nhập nguồn năng lượng tái tạo và xét đến thâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo:

– Ở chế độ sự cố N-1 đối với trường hợp không có xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT ta nhận thấy có 03 trường hợp dẫn đến quá tải:

+ Khi sự cố ĐZ 110kV ĐG HBRE – Diên Hồng thì ĐZ 110 kV ĐG Ia Pang – Chư Prông bị quá tải so với dòng cho phép.

+ Khi sự cố ĐZ 110kV Hòa Thuận – Krông Buk thì ĐZ 110 kV Buôn Mê Thuột – Ea Tam bị quá tải so với dòng cho phép.

+ Khi sự cố ĐZ 110kV Krông Buk – Buôn Hồ thì ĐZ 110 kV Buôn Mê Thuột – Ea Tam bị quá tải so với dòng cho phép.

– Ở chế độ sự cố N-1 đối với trường hợp có xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT ta nhận thấy có 11 trường hợp sự cố dẫn đến 36 trường hợp quá tải: Khu vực tỉnh Kon Tum: 01 trường hợp; Khu vực tỉnh Gia Lai: 33 trường hợp; khu vực Đăk Lăk-Đăk Nông: 02 trường hợp.

Như vậy nếu khi xét đến chế độ N-1 có thâm nhập nguồn năng lượng tái tạo mà ở đây ta chỉ xét đến ảnh hưởng lớn nhất là nguồn điện mặt trời thì lưới điện quá tải nặng nề hơn ở chế độ khi không có xét đến thâm nhập nguồn năng lượng mặt trời.

Điện áp tại các nút đều ở chế độ N-1 đối với hai trường hợp xét và không xét đến thâm nhập của nguồn NLTT đều nằm trong giới hạn cho phép từ 0,95 – 1,1 pu.

Trong phân tích đánh giá từng trường hợp sự cố N-1, tác giả đều đưa ra giải pháp cụ thể như giảm huy động nguồn từng khu vực đường dây bị quá tải, đề xuất giải pháp cụ thể và định hướng kế hoạch đầu tư các dự án trong thời gian đến để đảm bảo đạt mục tiêu vừa đảm bảo cấp điện, vừa đảm bảo khả năng truyền tải công suất nguồn điện khu vực lên hệ thống điện quốc gia đồng thời đảm bảo tiêu chí N-1 đề ra theo định hướng của EVN và ngành điện Việt Nam.

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Việc phân tích sự cố N-1 hệ thống điện 110kV khu vực Tây Nguyên là 01 quá trình thu thập số liệu, phân tích, tính toán rất chi tiết nhằm phát hiện những khu vực có lưới điện chưa đáp ứng tiêu chí vận hành, những tình huống sự cố gây nguy hiểm trong vận hành. Trên cơ sở đó, đánh giá và đề xuất những giải pháp xử lý cụ thể, hợp lý nhằm vận hành HTĐ khu vực Tây Nguyên một cách an toàn nhất, tránh các trường hợp mất điện trên diện rộng, ảnh hưởng đến khách hàng sử dụng điện, đồng thời tránh lãng phí do phải ngừng/giảm huy động các nguồn điện đặc biệt là đối với các nguồn năng lượng tái tạo của khu vực đã được đầu tư đưa vào vận hành, khai thác.

Theo đó, đề tài đã cung cấp danh sách các sự cố nguy hiểm và một số giải pháp điều độ vận hành, kế hoạch đầu tư lưới điện đồng bộ nhằm đảm bảo vận hành an toàn ổn định trên HTĐ 110kV khu vực Tây Nguyên.

Qua đánh giá phân tích, ta nhận thấy các tình huống nguy hiểm xảy ra trên hệ thống điện và các nguyên nhân chính dẫn đến cụ thể sự cố cực kỳ nguy hiểm là do các đường dây đang làm nhiệm vụ truyền tải với công suất lớn của nguồn điện tại chỗ hoặc đường dây mạch vòng bị sự cố một phần tử làm cho đường dây còn lại phải gánh toàn bộ phụ tải/nguồn nên dẫn đến quá tải nặng nề, đặc biệt ở chế độ mà thời điểm nguồn điện mặt trời thâm nhập vào hệ thống cao nhất, chế độ phụ tải thấp.

Trong chương 3, tác giả đã đưa ra được kết quả ở chế độ N-1, xác định được 03 trường hợp sự cố nguy hiểm làm cho hệ thống vận hành mất an toàn ở chế độ vận hành ban đêm khi nguồn năng lượng mặt trời phát bằng không: Khi sự cố ĐZ 110kV ĐG HBRE – Diên Hồng thì ĐZ 110 kV ĐG Ia Pang – Chư Prông bị quá tải so với dòng cho phép (100,9%); Khi sự cố ĐZ 110kV Hòa Thuận – Krông Buk thì ĐZ 110 kV Buôn Mê Thuột – Ea Tam bị quá tải so với dòng cho phép (117,4%); Khi sự cố ĐZ 110kV Krông Buk – Buôn Hồ thì ĐZ 110 kV Buôn Mê Thuột – Ea Tam bị quá tải so với dòng cho phép (100,7%).

Và đồng thời ở chế độ sự cố N-1 đối với trường hợp có xét đến việc thâm nhập nguồn NLTT, tác giả đã xác định được 36 trường hợp sự cố dẫn đến quá tải, trong đó: Khu vực tỉnh Kon Tum: 01 trường hợp; Khu vực tỉnh Gia Lai: 33 trường hợp; khu vực Đăk Lăk-Đăk Nông: 02 trường hợp.

Qua đó, khẳng định được trường hợp lưới điện vận hành ở chế độ bình thường hoặc chế độ N-1 khi có xét đến thâm nhập của nguồn năng lượng mặt trời thì lưới điện vận hành nặng nề và nguy hiểm hơn ở chế độ khi không có xét đến thâm nhập nguồn năng lượng mặt trời.

Kết quả chương 3 đã cho thấy điện áp tại các nút đều ở 04 chế độ (vận hành bình thường có xét và không xét đến ảnh hưởng nguồn ĐMT; chế độ N-1 khi xét và không xét ảnh hưởng nguồn ĐMT) đều nằm trong giới hạn cho phép từ 0,95 – 1,1 pu.

Để đảm bảo cung cấp điện an toàn và giải tỏa được công suất các nguồn điện khu vực lên hệ thống, đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện 110kV khu vực, ngoài các giải pháp huy động các nguồn phù hợp, cân bằng phụ tải để đảm bảo chỉ huy vận hành hệ thống điện được an toàn, tác giả đã đề xuất các giải pháp đầu tư cải tạo hạ tầng lưới điện 110kV khu vực Tây Nguyên như sau:

– Đẩy nhanh tiến độ đầu tư thi công và đưa vào vận hành TBA 220kV Chư Sê và dự án đấu nối 110kV khai thác dự án TBA 220kV Chư Sê để đảm bảo truyền tải công suất khu vực tỉnh Gia Lai.

– Đẩy nhanh tiến độ đầu tư thi công và đưa vào vận hành TBA 220kV Bờ Y và dự án đấu nối 110kV khai thác dự án TBA 220kV Bờ Y để đảm bảo truyền tải công suất khu vực tỉnh Kon Tum.

– Xem xét sớm đầu tư TBA 220kV khu vực Đăk Mil-Đăk Song để đảm bảo giải tỏa công suất khu vực tỉnh Đăk Nông.

– Xem xét đầu tư cải tạo nâng cấp đường dầy 110kV Kon Tum220– Tân Mai Kon Tum để đảm bảo giải tỏa công suất khu vực tỉnh Kon Tum.

– Xem xét đầu tư cải tạo nâng cấp đường dầy 110kV Cư Jut – Đăk Mil để đảm bảo giải tỏa công suất khu vực tỉnh Đăk Nông.

– Xem xét đầu tư cải tạo nâng cấp đường dầy 110kV Buôn Ma Thuột – Ea Tam để đảm bảo giải tỏa công suất khu vực tỉnh Đăk Lăk.

Với kết quả đạt được của Luận văn, tác giả xin đề xuất vài kiến nghị như sau:

(i) Theo quy hoạch điện VIII dự thảo thì hướng tiếp tục phát triển các nguồn NLTT, có thể chiếm tỷ trọng đến 50% công suất lắp đặt của toàn hệ thống điện Quốc Gia. Do vậy, việc đầu tư và phát triển nguồn NLTT là 01 xu hướng tất yếu trong tương lai. Để đảm bảo lợi ích của chủ đầu tư, đồng thời đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện, quy hoạch lưới điện địa phương phải có tầm nhìn dài hạn; ngành điện có kế hoạch tính toán phân bổ đầu tư đồng bộ giữa phát triển nguồn và lưới điện đảm bảo phương án kết lưới tối ưu, truyền tải tối đa công suất nguồn, vận hành linh hoạt, có hiệu quả.

(ii) Trong quá trình thỏa thuận đấu nối các nguồn điện, ngành điện cần đảm bảo tính toán và khẳng định giải tỏa được công suất các nguồn điện khu vực lên HTĐ Quốc gia, không gây quá tải cục bộ, làm tăng tổn thất và giảm tuổi thọ vận hành thiết bị.

Do điều kiện khả năng và thời gian có hạn nên luận văn còn một số hạn chế như: Phạm vi luận văn chỉ tính toán N-1 đối với ĐZ 110kV (chưa tính toán N-2, lưới điện 220kV), chỉ xét đến ảnh hưởng của nguồn năng lượng điện mặt trời.

LIỆN HỆ:

SĐT+ZALO: 0935568275

E:\DỮ LIỆU COP CỦA CHỊ YẾN\DAI HOC DA NANG\KY THUAT DIEN\CAO VAN DẠT\TOM TAT