TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ

1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI

Cùng với nhịp độ tăng trưởng của nền kinh tế và sự gia tăng dân số toàn cầu, nhu cầu tiêu thụ năng lượng không ngừng tăng lên trong đó năng lượng điện đóng vai trò then chốt. Trong những năm qua, sản lượng điện cung cấp cho các ngành kinh tế và sinh hoạt của nhân dân trên toàn quốc không ngừng tăng lên. Điện thương phẩm năm 2010 là 159,3 tỷ kWh, công suất cực đại 8.284 MW. Trong khi đó năm 2016, tổng sản lượng điện thương phẩm là 159,3 tỷ kWh, công suất cực đại khoảng 26,65 MW. Dự kiến năm 2015, sản lượng điện thương phẩm khoảng 165.000 tỷ kWh, công suất cực đại khoảng 32.500MW. Để đáp ứng yêu cầu cung cấp điện cho phát triển kinh tế xã hội của đất nước.

Để đáp ứng cung cấp điện cho phụ tải, hệ thống điện được mở rộng và phát triển, nhiều nguồn điện mới được đưa vào vận hành, liên kết lưới điện tăng, dẫn đến nhiều vấn đề về vận hành cần được quan tâm phân tích, đánh giá: sự làm việc tin cậy của hệ thống trong các chế độ vận hành, chất lượng điện năng, tổn thất điện năng, hệ thống bảo vệ rơle, hiệu quả kinh tế trong vận hành….

Trong thực tế hiện nay, việc quy hoạch trung và dài hạn trong hệ thống điện Quốc gia chỉ đề cập đến nguồn và lưới điện từ cấp điện áp 220kV trở lên, Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành phố đề cập đến nguồn và lưới điện có cấp điện áp ≤ 110kV. Do cách phân chia phạm vi của các quy hoạch, nên công tác tính toán phân tích đánh giá đối với lưới điện 110kV trên phạm vi liên kết từng miền chưa được đề cập cụ thể; việc tính toán kiểm tra khả năng truyền tải của lưới điện đấu nối, các liên kết giữa nhà máy điện với hệ thống điện miền, tìm các giải pháp thích hợp để đáp ứng nhu cầu truyền tải trong các chế độ khác nhau là cần thiết.

Đề tài đi sâu tìm hiểu các phương pháp tính toán, phân tích và đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.

2. MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI

– Tìm hiểu các phương pháp tính toán, phân tích chế độ làm việc của hệ thống điện nói chung, hệ thống điện 110kV nói riêng trong các chế độ vận hành.

– Nghiên cứu tính toán ảnh hưởng của các chế độ sự cố đến độ tin cậy vận hành của hệ thống.

– Tìm hiểu, lựa chọn phần mềm tính toán để sử dụng cho đề tài.

– Áp dụng tính toán, phân tích và đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.

3. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU

– Các phương pháp tính toán, phân tích chế độ làm việc của hệ thống điện.

– Phần mềm tính toán mô phỏng hệ thống điện PSS/E.

– Lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.

4. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

– Tìm hiểu các phương pháp tính toán phân tích chế độ làm việc của hệ thống điện, lựa chọn phương pháp phù hợp để tính toán cho mạng điện khu vực.

– Tìm hiểu các phương pháp và phần mềm tính toán cho hệ thống điện, phân tích lựa chọn phần mềm để sử dụng.

Thu thập số liệu về hệ thống điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý, tính toán phân tích các chế độ vận hành để tìm ra các trạng thái nguy hiểm.

– Đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.

5. TÊN ĐỀ TÀI

– Căn cứ vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài được đặt tên như sau:

“Tính toán, phân tích và đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kv do công ty lưới điện cao thế miền Trung quản lý”.

6. BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI

– Bố cục đề tài dự kiến chia làm 3 phần gồm: Phần mở đầu, nội dung đề tài và phần kết luận, kiến nghị.

– Nội dung đề tài gồm 4 chương như sau:

Chương 1: Tổng quan về hệ thống điện miền Trung và lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.

Chương 2: Tìm hiểu các phương pháp tính toán, tìm hiểu phần mềm PSS/Ei.

Chương 3: Tính toán, phân tích các chế độ vận hành lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.

Chương 4: Đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG VÀ LƯỚI ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG

• 1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG

Khu vực miền Trung bao gồm 13 tỉnh, thành phố là: Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên – Huế, Thành phố Đà Nẵng, Quảng Nam, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hoà và 4 tỉnh Tây nguyên là Kon Tum, Gia Lai, Đắk Lắk và Đắk Nông. Khu vực này có diện tích khoảng 98000 km² gần bằng 1/3 diện tích cả nước. Miền trung có địa hình hẹp, dộ dốc lớn và trải dài gần 1000 km từ chân đèo Ngang ở phía Bắc đến cầu Du Long ở phía nam tỉnh Khánh Hòa.

Hệ thống điện miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua các đường dây và trạm biến áp sau:

– Nhận từ 6 TBA 500kV: Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ, Pleiku, Pleiku 2 và ĐắkNông.

– Liên kết với Hệ thống điện miền Bắc thông qua:

+ Đường dây 220kV NMNĐ Vũng Áng – T220 Đồng Hới (E1).

+ Đường dây 220 kV NMĐ Formusa – T220 Ba Đồn.

– Liên kết với Hệ thống điện miền Nam qua đường dây 220kV, 110kV:

+ Đường dây 220 kV T220 Nha Trang – Tháp Chàm 2.

+ Đường dây 220 kV mạch kép T500 – Bình Long.

+ Đường dây 110 kV T110 Nam Cam Ranh – Ninh Hải.

+ Đường dây 110 kV T110 Cam Ranh – Tháp Chàm 2.

+ Đường dây 110 kV T110 ĐăkR’Lấp – Bù Đăng.

1.1.1. Phụ tải Hệ thống điện miền Trung.

1.1.1.1. Phân tích biểu đồ phụ tải:

1.1.1.2. Phụ Tải HTĐ miền Trung.

1.1.2. Nguồn và lưới hệ thống điện miền Trung.

1.1.2.1. Nguồn điện.

1.1.2.2. Lưới điện.

1.1.2.3 Kết lưới cơ bản của hệ thống điện miền Trung.

1.2. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG

1.2.1. Giới thiệu chung

1.2.2. Chức năng và nhiệm vụ chính

1.2.3. Mô hình tổ chức quản lý sản xuất

1.2.4. Nguồn lực hiện có

1.3. KẾT LUẬN

Khu vực miềnTrung có địa hình phức tạp, nhiều đồi cao, suối sâu, khí hậu khắc nghiệt, mà hệ thống truyền tải điện với cấp điện áp cao, công suất và chiều dài đường dây lớn, nên lưới truyền tải khu vực này thường phải được tách ra sửa chữa và cũng thường xuyên xảy ra sự cố ảnh hưởng lớn đến sự tin cậy vận hành của hệ thống. Hậu quả của chúng ảnh hưởng là rất nghiêm trọng đến đời sống kinh tế – xã hội và an ninh quốc phòng của các địa phương miền trung. Chính vì thế, việc tính toán, phân tích các chế độ vận hành và đề xuất một số pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý để khắc phục các tình trạng trên là cần thiết.

CHƯƠNG 2

TÌM HIỂU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN,

TÌM HIỂU PHẦN MỀM PSS/E

2.1. TÌM HIỂU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN MẠNG ĐIỆN

2.1.1 Định nghĩa bài toán

Giải tích chế độ xác lập của lưới điện (PF: Power Flow, Load Flow Calculation) là xuất phát từ các phương trình chế độ xác lập để xác định phân bố dòng, áp, công suất trong lưới, bằng cách giải các phương trình này. PF là một bộ phận của tính toán tối ưu hóa (optimization) chế độ làm việc, tính toán ổn định (stability) hay phân tích chế độ sự cố. Tính toán PF thuộc loại tính toán nghiên cứu (study), không sử dụng các dữ liệu thời thực (real time).

Nếu gọi điện áp phức (chế độ xác lập) ở một nút lưới k là và dòng điện phức phụ tải hay nguồn điện ở nút k là thì ta có phương trình chế độ xác lập với là phần tử phức ma trận tổng dẫn nút với nút cơ sở điện áp là nút trung tính (đất). Ký hiệu chỉ tổng lấy theo mọi nút (kể cả nút k, nhưng trừ nút đất). Vì đây là ma trận hằng nên vế phải của phương trình (biểu diễn lưới điện) là tuyến tính với , trong khi đó nếu công suất nút được cho chứ không phải dòng nút, ta có vế trái (đặc trưng cho nguồn và tải) cho bởi là phi tuyến đối với điện áp (dấu * chỉ số phức liên hợp).

Biến đổi phương trình này ta có công suất nút (công suất pha ứng với áp pha hoặc công suất 3 pha ứng với áp dây):

(2.1)

Trong đó số phức tổng dẫn biểu diễn bởi: . Thế thì ta có:

Tách phần thực, phần ảo và đặt:

(2.2)

Ta sẽ có:

(2.3)

Đó là phương trình nút ở dạng cân bằng công suất viết theo điện áp ở tọa độ vuông góc: .

Ta cũng có thể sử dụng phương trình nút ở dạng cân bằng dòng:

Có thể thấy rằng tổng trong phương trình này chính bằng S(k) + jZ(k). Thay

và tách thực, ảo, ta rút ra được 2 phương trình cho phần thực, ảo ký hiệu tuần tự là:

(2.4)

Công thức PF thường hay sử dụng điện áp viết ở tọa độ cực: (ký hiệu ). Nếu tổng dẫn cũng viết ở tọa độ cực: thì thay vào (4.1) ta có:

Trong đó: . Tách thực ảo ta được:

(2.5)

Cũng có thể viết dưới dạng:

(2.6)

Các phương trình (2.3), (2.4), (2.5), (2.6) là dạng tọa độ vuông góc và tọa độ cực của phương trình chế độ xác lập. Chú ý ký hiệu chỉ tổng lấy theo mọi nút kể cả nút k và nút cân bằng. Các phương trình này mô tả cân bằng công suất (dòng) ở các nút và là phương trình đại số phi tuyến đối với điện áp. Chú ý rằng các phương trình này không chứa biến thời gian vì ta đang xét chế độ xác lập. Cũng chú ý rằng ta đã tách phần thực và phần ảo nên tất cả các đại lượng trong phương trình đều là số thực. Tuy nhiên, cũng có thể sử dụng biến phức nhờ sự trợ giúp của máy tính, vấn đề sao cho đạt hiệu quả tính toán cao hơn.

Giả sử lưới điện có n+1 nút đánh số từ 0 đến n, không kể nút trung tính. Tại mỗi nút có 4 biến thực: hoặc . Nếu cho trước 2(n+1) các đại lượng này, thì từ 2(n+1) phương trình chế độ xác lập nói trên, ta có thể xác định 2(n+1) biến còn lại. Giả thiết này được thõa mãn, nếu như ta xem xét trường hợp biểu diễn nút phụ tải bởi công suất P, Q hằng số đã biết (bao gồm cả nút nối dây có P=0, Q=0 hoặc Q=Q_c với Q_c mô tả công suất trên điện dung của đường dây nối tới nút), còn ở nút nguồn điện cho trước công suất tác dụng P và môđun điện áp u (các nút loại này được gọi là nút điều khiển điện áp).

Tuy nhiên xem xét kỹ hơn ta có 2 nhận xét sau:

– Phương trình tọa độ cực (2.5), (2.6) chứa một biến số là góc pha của điện áp, nhưng các phương trình này chỉ phụ thuộc vào góc tương đối giữa 2 nút , do đó nếu cộng thêm một đại lượng nào đó vào tất cả các góc thì không làm thay đổi phương trình. Đó là vì về mặt vật lý góc điện áp được định nghĩa so với một “mốc” nào đó tùy chọn. Điều này cũng có nghĩa rằng ta phải chọn trước góc cho một nút nào đó.

– Không thể xác định trước công suất P ở tất cả các nút của lưới điện, vì điều kiện cân bằng công suất quy định phải có một nút tại đó công suất phát vào lưới phụ thuộc tổng công suất phụ tải, tổn thất công suất trên lưới và công suất đã cho ở các nút nguồn khác. Nút này gọi là nút cân bằng công suất (swing bus, slack bus) và được chọn trong số các nút nguồn. Vì thế không thể cho trước P ở tất cả các nút nguồn như giả thiết ở trên.

Tóm lại, 3 loại nút thường được xử lý trong tính toán PF là:

1. Nút PV hay nút điều khiển điện áp: Công suất tác dụng P và biên độ điện áp u được cho trước. Đây thường là các nhà máy điện với u ddwwocj duy trì bởi thiết bị điều chỉnh tự động điện áp (AVR- automatic voltage regulator) hay các trạm bù công suất phản kháng. Việc duy trì điện áp được thực hiện bởi điều chỉnh công suất phản kháng nguồn phát ra. Tất nhiên khoảng điều chỉnh này có giới hạn do giới hạn của dòng stator và giới hạn của dòng kích từ của máy điện đồng bộ, cũng như điều kiện làm việc ổn định ở chế độ thiếu kích thích. Do đó ở các nút loại này thường phải xét điều kiện ràng buộc:

(2.7)

2 .Nút PQ: Thường là nút phụ tải điện ở đó công suất tiêu thụ giả thiết là không biến động theo độ lệch nhỏ của điện áp trong chế độ xác lập.

3. Nút cân bằng: Phát sinh do tổn thất công suất trong lưới là không biết trước khi tính toán giải tích chế độ. Nút này thường được chọn trong số các nút nguồn và ứng với nhà máy điện làm nhiệm vụ điều chỉnh tần số. Tại nút cân bằng cho trước u,θ. Thông thường các chương trình PF dùng một nút cân bằng, tuy nhiên cũng có thể xử lý bài toán giải tích trong hệ thống hợp nhất, bao gồm nhiều vùng, nhiều nút điều chỉnh tần số và công suất trao đổi (mua, bán) giữa các vùng.

2.1.2 Phương pháp lặp Gauss-Seidel giải tích lưới điện:

2.1.3 Phương pháp Newton-Raphson

2.1.3.1 Phương trình lặp Newton-Raphson

2.1.3.2 Jacobian của các phương trình chế độ xác lập:

2.3 TÌM HIỂU PHẦN MỀM TÍNH TOÁN PSS/E

2.3.1. Đặt vấn đề

Hầu hết các phần mềm tính toán dựa trên cơ sở thuật toán lặp Newton – Raphsson và Gauss – Seidel.

2.3.2. Phân tích và lựa chọn phần mềm ứng dụng

Hiện nay phần mềm PSS/E đang được ngành điện ở Việt Nam sử dụng để tính toán thiết kế cũng như quản lý vận hành hệ thống.

Vì tính ưu việt của phần mềm PSS/E nên chọn phần mềm này để sử dụng tính toán cho đề tài luận văn.

2.3.3 Tìm hiểu các tính năng của phần mềm PSS/E

2.3.3.1 Các chức năng chính của chương trình PSS/E

Chương trình PSS/E là chương trình mô phỏng hệ thống điện trên máy tính. Các tính toán phân tích hệ thống mà chương trình có khả năng thực hiện bao gồm:

• Tính toán phân bố công suất.
• Tính toán hệ thống khi xảy ra các sự cố.
• Phân tính ổn định của hệ thống điện.

2.3.3.2. Nhập dữ liệu hệ thống điện vào chương trình PSS/E

– Dữ liệu ban đầu (Identification Data)

– Dữ liệu nút (Bus Data)

– Dữ liệu tải (Load Data)

– Dữ liệu MF (Generator Data)

– Dữ liệu nhánh đường dây (Nontransformer Branch Data)

– Dữ liệu nhánh MBA (Transformer Branch Data)

– Dữ liệu của khu vực (Area Interchange Data):

– Dữ liệu của các thiết bị đóng cắt nguồn vô công (Switched Shunt Data)

2.4. KẾT LUẬN

Để tính toán thiết kế và vận hành HTĐ thường sử dụng các phương pháp giải tích mạng điện như Newton-Raphson và Gauss – Seidel. Xuất phát từ các phương pháp trên người ta xây dựng được nhiều phần mềm tính toán mô phỏng hệ thống điện.

Phần mềm PSS/E là phần mềm mạnh, có hầu hết các chức năng phân tích hệ thống điện và được sử dụng rộng rãi của chương trình PSS/E trong ngành điện Việt Nam. Do đó tác giả lựa chọn phần mềm PSS/E làm chương trình tính toán mô phỏng cho đề tài.

CHƯƠNG 3

TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ

3.1. MỞ ĐẦU

3.2 TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 110kV KHU VỰC MIỀN TRUNG

3.2.1. Số liệu và sơ đồ tính toán

3.2.1.1 Số liệu tính toán

– Thông số hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung gồm có thông số đường dây, thông số MBA và thông số máy phát.

– Thông số vận hành gồm thông số phụ tải tại thanh cái 6kV, 15kV, 22kV, 35kV tại các TBA 110kV. Phụ tải được đưa ra để tính toán dựa trên dự báo phụ tải của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung (Dự báo phụ tải HTĐ miền Trung năm 2016 theo phương án cơ sở); Chế độ huy động nguồn gồm công suất phát của các nhà máy phát lên cấp điện áp 110kV, công suất nhận từ các TBA 220kV, 500kV dựa trên kế hoạch huy động nguồn tại “Phương thức vận hành hệ thống điện năm 2016” của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia.

3.2.1.2 Sơ đồ tính toán

Sơ đồ tính toán lưới điện miền Trung năm 2016 như hình 1.1

3.2.2. Điều kiện tính toán

Trong chế độ làm việc bình thường, điện áp các nút trên lưới điện 110kV cho phép dao động ở mức 110kV±5%. Tuy nhiên để giảm tổn thất điện năng, các Công ty Điện lực mong muốn giữ điện áp vận hành ở mức (1,05 ÷ 1,1)U_đm tức là duy trì ở mức 115 ÷ 121kV. Do đó để thuận tiện phân tích điện áp tại các nút trên lưới, ta đặt trong hệ tương đối: 1pu=115kV. Từ đây về sau, trong tính toán phân tích các chế độ vận hành bình thường thì điện áp nằm ngoài phạm vi cho phép (0.95pu ÷ 1.05pu) được xem là nút nguy hiểm. Các nhánh có mức độ mang tải trong trường hợp vận hành bình thường ≥ 70% công suất biểu kiến định mức cần xem xét và kiến nghị chống quá tải.

Đối với các trường hợp sự cố, giới hạn điện áp vận hành được tính toán trong phạm vi 115kV±10% (0.9pu ÷ 1.1pu). Mức độ mang tải của các nhánh có thay đổi trào lưu công suất trong trường hợp sự cố được kiểm tra ở mức nhỏ hơn công suất biểu kiến định mức.

3.2.3 Tính toán phân tích, đánh giá các chế độ vận hành của hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung

3.2.3.1 Khi hệ thống vận hành bình thường (chế độ 1)

a. Kết quả tính toán tổn thất công suất:

– Tổn thất trong lưới : P = 33,4 MW

– Tỷ lệ tổn thất: P%= 2,23%

b. Kiểm tra điện áp tại các nút:

b.1. Nút điện áp thấp : U < 0.95pu

Không có nút nào có điện áp dưới 0.95pu.

b2. Nút điện áp cao : U > 1.05pu.

Một số nút ở gần nhà máy có điện áp lớn hơn 1.05pu

c. Kiểm tra các phần tử mang tải lớn hơn 70%:

– Không có phần tử nào bị quá tải.

d. Phân tích, đánh giá:

Trong chế độ vận hành bình thường, không có nút nào có điện áp dưới 0.95pu, không có nhánh nào bị quá tải. Tổn thất truyền tải là 33,4MW (tỷ lệ 2,23%). Trào lưu công suất và điện áp chi tiết các nút như trên hình 3.1 (Bắc miền Trung) và hình 3.2 (Nam miền Trung).

3.2.3.2. Khi sự cố đường dây 110kV Nha Trang – Ninh Hòa (chế độ 2)

a. Kết quả tính toán tổn thất công suất:

– Tổn thất trong lưới : P = 35,7 MW

– Tỷ lệ tổn thất: P%= 2,38%

b. Kiểm tra điện áp tại các nút:

b.1. Nút điện áp thấp : U < 0,95pu

Có 2 nút có điện áp dưới 0.9 pu

b2. Nút điện áp cao : U > 1,05pu

– Không có nút nào có điện áp > 1,05pu

c. Kiểm tra các phần tử mang tải lớn hơn 70%:

– Không có đường dây nào bị quá tải

d. Phân tích, đánh giá: Trong chế độ sự cố ĐZ 110kV Nha Trang – Ninh Hòa, có 02 nút có điện áp dưới 0.9pu, gây quá tải đường dây 110kV Tuy Hòa – Hòa Hiệp. Tổn thất truyền tải 35,7MW (Tỷ lệ 2,38%).

3.2.3.3. Khi sự cố đường dây 110kV Krông Buk- Buôn Ma Thuột (chế độ 3)

a. Kết quả tính toán tổn thất công suất:

– Tổn thất trong lưới : P = 42.5 MW

– Tỷ lệ tổn thất: P%= 2,83%

b. Kiểm tra điện áp tại các nút:

b.1. Nút điện áp thấp : U < 0,95pu

– Không có nút nào có điện áp < 0,95pu

b2. Nút điện áp cao : U > 1,05pu

– Không có nút nào có điện áp > 1,05pu

c. Kiểm tra các phần tử mang tải lớn hơn 70%:

– Có 01 đường dây bị quá tải đó là: đường dây 110kV K rông Buk – Hòa Thuận. Quá tải 138%.

d. Phân tích, đánh giá:

Trường hợp sự cố đường dây 110kV Krông Buk – Hòa Thuận các nút điện áp đều nằm trong phạm vi cho phép tuy nhiên đường dây 110kV Krông Buk -Hòa Thuận quá tải 138%.

3.3. PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ CHUNG VÀ KẾT LUẬN

Qua thu thập số liệu về thông số hệ thống và thông số vận hành hệ thống điện 110kV miền Trung, tác giả đã cập nhật số liệu cho chương trình PSS/E, thực hiện tính toán chế độ xác lập, tính toán ổn định các chế độ vận hành cho lưới điện 110kV miền Trung theo các chế độ sau:

– Chế độ vận hành bình thường.

– Chế độ sự cố: sự cố trên các đường dây mạch vòng có nhà máy thủy điện đấu nối vào. Qua kết quả tính toán cho thấy:

– Ở chế độ 1: Không có nút nào điện áp thấp, có một số nút gần nguồn có điện áp cao nhưng không đáng kể, đây là trường hợp bình thường trong lưới truyền tải để thực hiện giảm tổn thất. Trong chế độ này, tỷ lệ tổn thất công suất là 2,23%. Không có đường dây, thiết bị nào bị quá tải.

– Ở chế độ 2: Có 2 nút có điện áp thấp. Không có đường dây, thiết bị nào bị quá tải. Tỷ lệ tổn thất 2,38%. Khi xảy ra sự cố thì sau sự cố điện áp và tần số trở về trạng thái ổn định trong khoảng thời gian 3s. Ở chế độ này, hầu hết các nút ở khu vực Phú Yên bị kém áp.

– Ở chế độ 3: ở chế độ này, các nút điện áp đều nằm trong phạm vi cho phép tuy nhiên đường dây 110kV Krông Buk -Hòa Thuận quá tải 138%. Tỷ lệ tổn thất 2,83%.

Trên cơ sở kết quả tính toán và các phân tích nêu trên, ta thấy cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp thích hợp để cải thiện điện áp, chống quá tải nhằm nâng cao độ tin cậy vận hành và ổn định cho hệ thống lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung nói riêng và Hệ thống điện miền Trung nói chung.

CHƯƠNG 4

ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ

4.1. MỞ ĐẦU

4.2. NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG

4.2.1. Lựa chọn giải pháp

Để tìm một giải pháp để nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý đến năm 2020, tác giả sử dụng các giải pháp sau:

– Căn cứ vào kết quả kết quả tính toán phân tích chế độ làm việc của hệ thống, trong chương 3 đã xác định các chế độ nguy hiểm và cũng đã chỉ ra được các nút yếu của hệ thống. Do đó để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ổn định cho các trạm trong khu vực đảm bảo tiêu chí N-1, giảm tổn thất điện năng lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung cần phải đầu tư xây dựng mới, cải tạo nâng cấp các TBA và đường dây 110kV để đưa vào vận hành trước năm 2020. Trong luận văn này tác giả tính toán lựa chọn phương án tối ưu để nâng công suất truyền tải đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột.

– Căn cứ vào phê duyệt đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (gọi tắt là Quy hoạch điện VII điều chỉnh) của Thủ tướng chính phủ ban hành ngày 18/3/2016, căn cứ vào quy hoạch phát triển điện lực của các tỉnh, thành trong khu vực và số liệu phụ tải thực tế tác giả tính toán cân bằng nhu cầu nguồn tải giai đoạn 2017-2020 từ đó đưa ra kế hoạch đầu tư xây dựng và thời điểm đưa vào vận hành các TBA và đường dây 110kV.

4.2.2. Tính toán lựa chọn phương án tối ưu đề nâng công suất truyền tải đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột

4.2.2.1. Đặt vấn đề

4.2.2.2. Sự cần thiết đầu tư công trình

Theo kết quả tính toán trào lưu công suất trên ta thấy:

– Trong điều kiện làm việc bình thường năm 2017 đường dây 110kV Krông Buk – Hòa Thuận mang tải 90,5% (dây ACSR185/29 mang tải tối đa 99MVA). Theo lộ trình giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện giai đoạn 2016 – 2020 của EVN CPC, điều kiện để giảm tổn thất với dòng cho phép vận hành kinh tế của dây ACSR-185/29 là 333A. Năm 2015 đường dây Krông Buk – Hòa Thuận có I_max = 392A > 333A và đến năm 2017 đường dây Krông Buk – Hòa Thuận có I_max = 461A > 333A nên xét theo điều kiện vận hành kinh tế để giảm tổn thất thì không đảm bảo (ứng với Jkt =1,3A/mm² thì tiết diện đáp ứng được phải >354mm²).

Từ các phân tích nêu trên việc nâng cấp đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột (2 mạch) là rất cần thiết, đảm bảo cung cấp điện cho tỉnh Đăk Lăk trong trường hợp sự cố 1 mạch đường dây (mạch còn lại vẫn đảm bảo khả năng cấp điện), nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng.

Về mặt độ tin cậy an toàn cung cấp điện và giảm tổn thất:

Khi nâng tiết điện đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột sẽ chống quá tải cho đường dây này trong những năm tới khi chưa xuất hiện TBA 220kV Krông Ana. Như vậy sẽ nâng cao được độ tin cậy, an toàn cung cấp điện đảm bảo theo tiêu chí N-1 cho tỉnh Đăk Lăk và giảm tổn thất điện năng…

4.2.2.3. Các phương án đầu tư

Để cấp điện ổn định, liên tục cho TP Buôn Ma Thuột và khu vực lân cận, giảm tổn thất điện năng tác giả đưa ra 02 phương án đầu tư chính như sau:

Phương án I: Xây dựng mới tuyến đường dây 110kV mạch kép dài 45km từ TBA 220kV Krông Buk đến TBA 110kV Buôn Ma Thuột.

Phương án II: Cải tạo nâng tiết diện đường dây 110kV mạch kép hiện có dài 43km từ TBA 220kV Krông Buk đến TBA 110kV Buôn Ma Thuột.

Đối với phương án I là xây dựng mới tuyến đường dây mạch kép chiều dài 45km. Tuy phương án này ít ảnh hưởng đến việc cắt điện thi công nhưng phải đầu tư hoàn toàn tuyến mới và xây dựng mới các ngăn xuất tuyến tại các TBA. Với phương án này thực hiện rất khó khăn và mất nhiều thời gian như: thực hiện bổ sung quy hoạch phát triển điện lực, thoả thuận tuyến đường dây mới, đền bù hành lang tuyến mới, nên công tác thực hiện sẽ kéo dài, không đáp ứng được kịp thời cho việc chống quá tải đường dây. Các đoạn đầu tuyến dài 1,9km tại TBA 220kV Krông Buk và 2km cuối tuyến tại TBA 110kV Buôn Ma Thuột có khoảng 90 nhà dưới tuyến đường dây nên việc giải tỏa đền bù sẽ khó thực hiện và mất rất nhiều thời gian để xây dựng thêm tuyến mới. Với những phân tích trên ta chọn phương án II là cải tạo nâng tiết diện đường dây 110kV mạch kép hiện có dài 43km từ TBA 220kV Krông Buk đến TBA 110kV Buôn Ma Thuột làm phương án đầu tư.

Lựa chọn dây dẫn:

• Dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế đảm bảo công suất truyền tải trên đường dây, đồng thời được kiểm tra theo điều kiện tổn thất vầng quang và điều kiện phát nóng cho phép.
• Với tiết diện tính toán trên và các tiêu chuẩn chế tạo, có thể lựa chọn dây dẫn có tiết diện ≥ 356,59mm². Do đó chọn dây dẫn 2xACSR185/29 ~ Icp=1020A (phân pha) có tiết diện 2x185mm² = 370 mm² > 356,59 mm² hoặc dây dẫn ACSR-400 ~ Icp=840A có tiết diện 400mm² > 356,59 mm² để nâng công suất truyền tải của đường dây Krông Buk – Buôn Ma Thuột.

Để thuận tiện trong việc lựa chọn phương án đầu tư, đề tài đưa ra các phương án cải tạo nâng tiết diện đường dây hiện có để so sánh như sau:

Phương án 1: Phân pha dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành 2xACSR-185/29, chiều dài tuyến 43km mạch kép.

– Điện áp định mức: 110kV.

– Số mạch: 01, 02 hiện có cải tạo thành 02 mạch.

– Dây dẫn : Cải tạo dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành 2xACSR-185/29.

– Dây chống sét : OPGW-50 sử dụng lại và OPGW-50 lắp mới (thay dây TK-50 hiện có đã cũ).

– Hành lang tuyến : Sử dụng lại hành lang tuyến hiện có.

– Điểm đầu: Thanh cái 110kV tại TBA 220/110kV Krông Buk (hiện có).

– Điểm cuối: Thanh cái 110kV tại TBA 110kV Buôn Ma Thuột (hiện có).

– Giải pháp về cột và móng:

Các đoạn tuyến từ TBA 220/110kV Krông Buk đến cột số 10 hiện trạng, đoạn từ cột số 89 đến cột 93, đoạn từ cột 103 đến cột 129, đoạn từ cột 192 đi TBA Hòa Thuận và TBA Buôn Ma Thuột tuyến đường dây đi trên cột mạch kép bằng thép hiện có. Đoạn này để đảm bảo khả năng chịu lực của cột và móng khi sử dụng dây 2xACSR-185/29, giải pháp là cải tạo và thay một số cột néo không đảm bảo khả năng chịu lực, cột đỡ thay một số thanh không đảm bảo và nâng cao một số cột qua khu dân cư, phần móng trụ tính toán bù bê tông những móng hiện có không đảm bảo.

Các đoạn từ cột số 10 đến cột số 89, đoạn từ cột số 93 đến cột số 103, đoạn từ cột số 129 đến cột số 192 tuyến đi 02 mạch đơn song song nhau (cách nhau khoảng 12 đến 17 mét) chủ yếu dùng cột bê tông ly tâm cao 20 mét. Đoạn này khi sử dụng dây 2xACSR-185/29 để đảm bảo khả năng chịu lực của cột và móng, đồng thời để giảm ảnh hưởng đến việc cắt điện thi công và giảm thiểu hành lang chiếm dụng của tuyến đường dây hiện trạng giải pháp là thay các cột bê tông ly tâm hiện có bằng cột 02 mạch bằng thép và móng phù hợp (cải tạo 01 tuyến, 01 tuyến thu hồi).

– Số lượng góc (G): Theo thực tế tuyến đường dây hiện có 40 góc.

Phương án 2: Thay dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành ACSR-400/51, chiều dài tuyến 43km mạch kép.

– Điện áp định mức: 110kV.

– Số mạch: 01, 02 hiện có cải tạo thành 02 mạch.

– Dây dẫn : Cải tạo dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành ACSR-400/51.

– Dây chống sét : OPGW-50 sử dụng lại và OPGW-50 lắp mới (thay dây TK-50 hiện có đã cũ).

– Hành lang tuyến : Sử dụng lại hành lang tuyến hiện có.

– Điểm đầu: Thanh cái 110kV tại TBA 220/110kV Krông Buk (hiện có).

– Điểm cuối: Thanh cái 110kV tại TBA 110kV Buôn Ma Thuột (hiện có).

– Giải pháp về cột và móng:

Các đoạn tuyến từ TBA 220/110kV Krông Buk đến cột số 10 hiện trạng, đoạn từ cột số 89 đến cột 93, đoạn từ cột 103 đến cột 129, đoạn từ cột 192 đi TBA Hòa Thuận và TBA Buôn Ma Thuột tuyến đường dây đi trên cột mạch kép bằng thép hiện có. Đoạn này để đảm bảo khả năng chịu lực của cột và móng khi sử dụng dây ACSR-400/51, giải pháp là cải tạo và thay một số cột néo không đảm bảo khả năng chịu lực, cột đỡ thay một số thanh không đảm bảo và nâng cao một số cột qua khu dân cư, phần móng trụ tính toán bù bê tông những móng hiện có không đảm bảo.

Các đoạn từ cột số 10 đến cột số 89, đoạn từ cột số 93 đến cột số 103, đoạn từ cột số 129 đến cột số 192 tuyến đi 02 mạch đơn song song nhau (cách nhau khoảng 12 đến 17 mét) chủ yếu dùng cột bê tông ly tâm cao 20 mét. Đoạn này khi sử dụng dây ACSR-400/51 để đảm bảo khả năng chịu lực của cột và móng, thay các cột bê tông ly tâm hiện có bằng cột 02 mạch bằng thép và móng phù hợp (cải tạo 01 tuyến, 01 tuyến thu hồi).

– Số lượng góc (G): Theo thực tế tuyến đường dây hiện có 40 góc.

Phân tích lựa chọn phương án tối ưu

Nhận xét:

+ Về mặt kỹ thuật: Cả 2 phương án đều đảm bảo về mặt kỹ thuật nâng công suất truyền tải.

+ Lựa chọn phương án đầu tư:

Phương án 1 và 2 có giải pháp cải tạo kết cấu móng, cột, xà là như nhau do dây dẫn 02 phương án có tiết diện tương đương (2xACSR-185/29 ~ F=420mm², ACSR-400/51 ~ F=445mm²). Tuy nhiên phương án 1 có khả năng tải công suất lớn hơn phương án 2 khoảng 21% (2xACSR-185/29 ~ I=1020A, ACSR-400/51 ~ I=840A).

Về chi phí xây dựng phương án 1 có chi phí thấp hơn phương án 2 do không phải tốn chi phí thu hồi toàn bộ dây dẫn cũ, đồng thời chi phí mua sắp dây dẫn mới cũng ít hơn phương án 2 (phương án 1 dây ACSR-185/29, phương án 2 dây dẫn ACSR400/51).

Với những nhận xét trên: Kiến nghị chọn phương án 1 làm phương án đầu tư là phân pha dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành 2xACSR-185/29.

Các chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật

4.2.2.5.1. Quy mô đầu tư

Phân pha dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành 2xACSR-185/29, chiều dài tuyến 40,456km cho nhánh Krông Buk – Buôn Ma Thuột và nhánh rẽ Hoà Thuận dài 2,519km.

Thay dây dẫn đấu nối xuống thiết bị tại các ngăn đường dây 110kV để phù hợp với dây dẫn mới sau cải tạo.

Thay thế TI 110kV ngăn xuất tuyến 173 tại TBA 110kV Buôn Ma Thuột.

4.2.2.5.2. Tổng mức đầu tư:

Bảng 4.8: Tổng mức đầu tư

Các chỉ tiêu kinh tế và tài chính

Bảng 4.9: Kết quả phân tích kinh tế – tài chính

Theo các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật như trên, việc đầu tư dự án là hoàn toàn khả thi, về mặt tài chính – kinh tế đạt hiệu quả cao.

4.2.3. Lập kế hoạch đầu tư xây dựng và lựa chon thời điểm thích hợp đưa vào vận hành các công trình lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung Quản lý đến năm 2020

4.2.3.1. Đặt vấn đề

4.2.3.2. Hiện trạng nguồn và lưới điện khu vực Quảng Bình

4.2.3.3. Dự báo phụ tải khu vực

– Quy hoạch phát triển Điện lực quốc gia giai đoạn 2016-2020 có xét đến năm 2030.

– Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh Quảng Bình giai đoạn 2016-2025 có xét đến năm 2035

– Quy hoạch phát triển Điện lực khu vực Tây Nguyên và vùng phụ tải lân cận trong giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2025.

– Quy hoạch phát triển Điện lực vùng kinh tế trọng điểm miền Trung giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2025.

– Số liệu phụ tải thực tế giai đoạn 2011-2016 do các Công ty Điện lực và Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.

Hình 4.1: Mức mang tải của các TBA 110kV khu vực Quảng Bình

Dựa vào cơ sở dự báo nêu trên tác giả nhận thấy một số địa phương công suất dự báo lớn hơn rất nhiều so với công suất thực tế được thu thập từ giai đoạn 2011-2015. Trong đó khu vực Quảng Bình công suất thực tế giai đoạn 2011-2015 bằng 57% so với dự báo.

Để dự báo phụ tải xác với thực tế từ đó để lập kế hoạch đầu tư xây dựng và thời điểm thích hợp để đưa công trình vào vận hành nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế tác giả lập bảng dự báo phụ tải của từng TBA 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020.

Bảng 4.11: Dự báo phụ tải của từng TBA 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020

Trong đó dự kiến tốc độ tăng trưởng phụ tải khu vực Quảng Bình cụ thể như sau:

Hình 4.2: Dự báo các nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu vực Quảng Bình theo phương án dự phòng 20% công suất

Hình 4.3: Dự báo các nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu vực Quảng Bình theo phương án không dự phòng công suất:

4.2.3.4. Lựa chọn thời điểm đưa vào vận hành các công trình

Tiêu chí lựa chọn

• Đối với các TBA 110kV:
• Sang tải cho các TBA 110kV trong khu vực.
• Giảm tổn thất điện năng trong lưới phân phối.
• Đảm bảo chế độ cung cấp điện ổn định N-1.
• Phụ tải khu vực đặt TBA 110kV lớn hơn 10MVA.
• Đối với các đường dây 110kV:
• Dựa trên kết quả tính toán phân tích nêu trong chương 3.
• Đáp ứng tiêu chí N-1 cho việc ổn định cung cấp điện.

Từ các tiêu chí trên tác giả lập bảng kế hoạch và thời điểm đưa vào vận hành Lưới điện 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020 như sau:

Bảng 4.12: Kế hoạch và thời điểm đưa vào vận hành Lưới điện 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020

KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ

Qua tìm hiểu về hệ thống điện Việt Nam nói chung và hệ thống điện miền Trung nói riêng cho thấy nguồn, lưới điện cũng như tốc độ tăng trưởng phụ tải trong hệ thống phát triển rất nhanh. Trong khi đó khu vực miền Trung thì có địa hình phức tạp, khí hậu khắc nghiệt, hệ thống truyền tải điện với cấp điện áp cao, công suất và chiều dài đường dây lớn, nên lưới truyền tải khu vực này thường phải được tách ra sửa chữa và cũng thường xuyên xảy ra sự cố ảnh hưởng lớn đến sự tin cậy vận hành của hệ thống. Hậu quả của chúng là ảnh hưởng rất nghiêm trọng đến đời sống, phát triển kinh tế – xã hội và an ninh quốc phòng của các địa phương miền Trung. Chính vì thế, việc tính toán, phân tích các chế độ vận hành và đề xuất một số pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý để khắc phục các tình trạng trên là cần thiết.

Việc tìm hiểu các phương pháp tính toán giải tích mạng điện và phần mềm ứng dụng tính toán hệ thống điện PSS/E để tính toán hệ thống điện là cần thiết cho công tác tính toán lập chương trình vận hành tối ưu. Kết quả tính toán cho phép đánh giá được nhiều chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống đang vận hành để nhanh chóng có các chế độ vận hành thích hợp.

Sử dụng giải pháp phân pha để nâng công suất truyền tải của đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột đem lại hiệu quả cao. Sau khi phân pha về kỹ thuật công suất truyền tải của đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột tăng lên gần hai lần, về hiệu quả kinh tế chi phí đầu tư thấp hơn so với giải pháp xây dựng đường dây mới do chỉ cải tạo lại đường dây hiện hữu và bổ sung thêm dây dẫn và phụ kiện.

Giải pháp lập kế hoạch đầu tư xây dựng và lựa chọn thời điểm thích hợp đưa vào vận hành các công trình lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung Quản lý đến năm 2020 đem lại hiệu quả kinh tế cao, giảm thiểu các trạm biến áp vận hành non tải, giảm tổn thất điện năng trên lưới điện đồng thời chủ động được kế hoạch vốn đầu tư xây dựng công trình.

LIỆN HỆ:

SĐT+ZALO: 0935568275

E:\DỮ LIỆU COP CỦA CHỊ YẾN\DAI HOC DA NANG\KY THUAT DIEN\LE PHU HOA