Nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên không và ứng dụng công nghệ dây dẫn mới nâng cao khả năng truyền tải công suất đường dây 110kv lộ 173 174 bắc ninh – đông anh

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------Nguyễn Xuân Đức

Nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên không và ứng dụng công
nghệ dây dẫn mới nâng cao khả năng truyền tải công suất đường dây 110kV
lộ 173 174 Bắc Ninh – Đông Anh

Chuyên ngành :

KỸ THUẬT ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN

TS. LÊ VIỆT TIẾN

Hà Nội – 2014


MỤC LỤC
LỜI MỞ ĐẦU ............................................................................................................. 5
1. Sự cần thiết của đề tài .............................................................................................. 5
2. Mục đích nghiên cứu của đề tài................................................................................ 5
3. Đối tượng và phạm vi của đề tài ............................................................................... 5
4. Ý nghĩa khoa học của đề tài ..................................................................................... 6
CHƯƠNG 1 : HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM. ........................................................... 7
1.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam. .................................................................. 7
1.2 Tình hình vận hành năm 2013. ............................................................................... 9

1.2.1 Đánh giá chung. .................................................................................................. 9
1.2.2 Phụ tải. ............................................................................................................ 11
1.2.3 Lưới điện........................................................................................................... 11
1.3 Chương trình phát triển nguồn điện Việt Nam. ..................................................... 12
1.4 Chương trình phát triển lưới điện Việt Nam. ........................................................ 14
1.5 Kết chương. ......................................................................................................... 17
CHƯƠNG 2 : ĐẶC TÍNH CƠ HỌC CỦA ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG. ............. 19
2.1 Tổng quan về thiết kế đường dây trên không. ....................................................... 19
2.1.1 Các yêu cầu khi thiết kế đường dây trên không. ................................................ 20
2.1.2 Các vấn đề cần quan tâm trong thiế kế đường dây tải điện trên không. ............. 20
2.1.3 Kết luận ............................................................................................................ 22
2.2 Cơ sở lý thuyết của đường dây. ............................................................................ 22
2.2.1 Thơng số vật lý và thơng số tính tốn của dây dẫn. ........................................... 22
2.2.2 Các chế độ tính tốn của đường dây trên khơng. ............................................... 25
2.2.3 Thành lập phương trình trạng thái của dây dẫn. ............................................... 27
2.2.4 Phương trình trạng thái của dây dẫn................................................................. 33
2.2.5. Khoảng cột tới hạn của dây dẫn. ...................................................................... 35
2.2.6 Các lực tác động lên cột. ................................................................................... 45
CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ DÂY DẪN MỚI TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN. ........................................................................................................................ 52
3.1 Giới thiệu về dây dẫn công nghệ mới. ................................................................. 53
3.1.1 Cáp nhôm chịu nhiệt TACSR và TACSR/AW, lõi thép bọc nhôm chịu lực. ........ 53
3.1.2 Công nghệ dây dẫn đen. ................................................................................... 54
3.1.3 Công nghệ dây Invar (ZTACIR). ...................................................................... 55
3.1.4 Cơng nghệ dây có khe hở GZTACSR. .............................................................. 55
3.1.5 Công nghệ dây nhôm lõi thép tăng cường chịu lực ACSS. ................................ 57
3.1.6 Công nghệ dây bọc (ép). .................................................................................. 58
3.1.7 Công nghệ dây nhôm, lõi composite (ACCC/ACCR). ....................................... 58
3.2 Khả năng ứng dụng của dây dẫn công nghệ mới trong hệ thống điện. .................. 60
3.3 Đặc tính kỹ thuật của một số loại dây dẫn có tiết diện tương đương. .................... 62

3.4 Khả năng tải của dây dẫn công nghệ mới. ............................................................ 64
3.4.1 Khả năng tải của dây theo điều kiện tổn thất điện áp bình thường. ................... 64
3.4.2 Khả năng tải của dây theo điều kiện phát nóng: ................................................ 65
3.5 Kết chương. ......................................................................................................... 79
CHƯƠNG 4: SỬ DỤNG DÂY DẪN CÔNG NGHỆ MỚI VÀ ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ
NÂNG CAO KHẢ NĂNG TRUYỀN TẢI CÔNG SUẤT ĐƯỜNG DÂY 110KV..... 80
4.1 Tổng quan về hiện trạng lưới điện đường dây 110kV đưa ra áp dụng. .................. 80
4.1.1 Hiện trạng lưới điện khu vực. ............................................................................ 80
4.1.2 Hiện trạng cơng trình. ....................................................................................... 82
Nguyễn Xuân Đức

1


4.2 Sự cần thiết đầu tư cải tạo nâng công suất truyền tải của đường dây..................... 83
4.2.1 Phân tích quy hoạch phát triển điện lực Bắc Ninh giai đoạn 2011 – 2015 có xét
đến 2020. ................................................................................................................... 83
4.2.2 Nhu cầu cấp điện cho phụ tải: ........................................................................... 85
4.3 Phương án cải tạo nâng cơng suất cơng trình. ....................................................... 86
4.4 Giải pháp kỹ thuật chính của 2 phương án............................................................ 87
4.4.1 Giải pháp kỹ thuật thay thế dây AC- 185mm2 bằng dây AC- 300mm2. ............... 87
4.4.2 Giải pháp kỹ thuật thay thế dây AC- 185mm2 bằng dây dẫn công nghệ mới. ..... 90
4.5 Đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của phương án ............................................. 98
4.5.1 Khối lượng vật tư và dự toán của phương án thay dây AC - 185mm2 bằng dây AC
– 300mm2. .................................................................................................................. 98
4.5.2 Khối lượng vật tư và dự toán của phương án thay dây AC - 185mm2 bằng dây
ACCC Copenhaghen. ............................................................................................... 100
4.5.3 So sánh hiệu quả kinh tế - kỹ thuật hai phương án. ......................................... 100
CHƯƠNG 5 KẾT QUẢ VÀ KẾT LUẬN .............................................................. 102
TÀI LIỆU THAM KHẢO........................................................................................ 104

Nguyễn Xuân Đức

2


DANH MỤC HÌNH VẼ
DANH MỤC HÌNH VẼ ............................................................................................. 3
Hình 1.1 : tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại. [9] .......................... 8
Hình 1.2: Biểu đồ cơ cấu cơng suất đặt nguồn năm 2013. [9] ....................................... 8
Hình 1.3 Công suất đặt và Pmax HTĐ Việt Nam giai đoạn 2014 – 2030.[9] .............. 13
Hình 2.1 Các lực cơ bản tác dụng lên dây dẫn............................................................ 28
Hình 2.2 Bố trí hai điểm treo dây bằng nhau. ............................................................. 29
Hình 2.3. Bố trí 2 điểm treo dây có độ cao treo dây khác nhau. .................................. 31
Hình 2.4 : Tính chiều dài dây dẫn L. .......................................................................... 32
Hình 2.5 Đồ thị trạng thái khoảng cột tới hạn l2k. ....................................................... 37
Hình 2.6 Trạng thái xuất phát khoảng cột tới hạn l2k. ................................................. 38
Hình 2.7: Trường hợp khoảng cột tới hạn l1k < l2k < l3k .............................................. 41
Hình 2.8 Trường hợp khoảng cột tới hạn l3k < l2k < l1k. ............................................... 42
Hình 2.9 Trường hợp khoảng cột tới hạn l2k Hình 2.10 Trường hợp khoảng cột tới hạn l1k < l2k, l3k ảo. .......................................... 44
Hình 2.11 Trường hợp khoảng cột tới hạn 11k, l3k ảo. ................................................. 45
Hình 2.12 Mơ tả hướng góc lái tại vị trí cột néo ......................................................... 48
Hình 2.13 Minh họa khoảng cột gió. .......................................................................... 50
Hình 2.14 Minh họa khoảng cột trọng lượng. ............................................................. 51
Hình 3.1 Cáp nhơm chịu nhiệt TAL và ZTACIR. ...................................................... 53
Hình 3.2 Dây dẫn nhuộm polyurethane. ..................................................................... 54
Hình 3.3 Cáp hợp kim nhơm siêu nhiệt ZTACIR, lõi Invar. ....................................... 55
Hình 3.4 Dây dẫn siêu nhiệt GZTACSR. ................................................................... 56
Hình 3.5 Dây nhơm lõi thép tăng cường chịu lực ACSS. ........................................... 57

Hình 3.6 Dây dẫn cơng nghệ bọc (ép). ....................................................................... 58
Hình 3.7 Dây dẫn nhơm lõi composite (ACCC,ACCR).............................................. 59
Hình 3.8 So sánh khả năng tải của một số loại dây dẫn ở giới hạn nhiệt.[11] ............. 61
Hình 3.9 Quan hệ độ võng theo nhiệt độ của một số loại dây dẫn.[11] ....................... 62
Hình 3.10. Chiều dài đường dây l = 30km ................................................................. 67
Hình 3.12. Chiều dài đường dây l = 50km ................................................................. 68
Hình 3.13. Chiều dài đường dây l = 60km ................................................................. 69
Hình 3.14. Chiều dài đường dây l = 70km ................................................................. 69
Hình 3.15. Chiều dài đường dây l = 80km ................................................................. 69
Hình 3.16. Chiều dài đường dây l = 90km ................................................................. 69
Hình 3.17. Chiều dài đường dây l = 100km................................................................ 70
Hình 3.18. Chiều dài đường dây l = 110km................................................................ 71
Hình 3.19. Chiều dài đường dây l = 120km................................................................ 71
Hình 3.20. Chiều dài đường dây l = 30km ................................................................. 72
Hình 3.21. Chiều dài đường dây l = 40km ................................................................. 73
Hình 3.22. Chiều dài đường dây l = 50km ................................................................. 73
Hình 3.23. Chiều dài đường dây l = 60km ................................................................. 74
Hình 3.24. Chiều dài đường dây l = 70km ................................................................. 74
Hình 3.25. Chiều dài đường dây l = 80km ................................................................. 75
Hình 3.26. Chiều dài đường dây l = 90km ................................................................. 75
Hình 3.27. Chiều dài đường dây l = 100km................................................................ 75
Hình 3.28. Chiều dài đường dây l = 110km................................................................ 76
Hình 3.29. Chiều dài đường dây l = 120km................................................................ 76
Nguyễn Xuân Đức

3


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1: Sản lượng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống năm 2013. ................ 10

Bảng 1.2: Sản lượng điện các loại nguồn năm 2013. .................................................. 10
Bảng 1.3 Công suất đặt của các nhà máy điện phân theo nguồn điện. ........................ 13
Bảng1.4: Cân bằng công suất HTĐ Việt Nam.[9] ...................................................... 13
Bảng 1.5: Khối lượng đầu tư TBA 500kV khu vực miền Bắc đến năm 2030............. 15
Bảng 1.6: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Trung đến 2030. ............... 16
Bảng 1.7: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Nam đến 2030 ................. 16
Bảng 2.1 hệ số k tính đến sự thay đổi của áp lực gió theo độ cao và dạng địa hình. .... 23
Bảng 2.2: Hệ số điều chỉnh tải trọng gió với thời gian sử dụng giả định của cơng trình.
.................................................................................................................................. 24
Bảng 2.3 Tổng hợp thơng số các trạng thái làm việc của dây dẫn. .............................. 26
Bảng 2.4 : Hệ số k tính đến tính chất tác động gió lên từng loại cột. .......................... 46
Bảng 2.5: Khoảng cách an toàn nhỏ nhất hmin của dây dẫn đến mặt đất. ..................... 49
Bảng 3.1 Đặc tính kỹ thuật của dây ACSR 185/29. .................................................... 62
Bảng 3.2 Đặc tính kỹ thuật của dây GZTACSR 200mm2. .......................................... 63
Bảng 3.3 Đặc tính kỹ thuật dây ACCC Copenhagen .................................................. 63
Bảng 3.4: Bảng so sánh các loại dây dẫn.................................................................... 66
Bảng 3.5 Kết quả truyền tải công suất và dòng điện theo chiều dài đường dây. .......... 78
Bảng 4.1: Hiện trạng đường dây khu vực. .................................................................. 80
Bảng 4.2 Hiện trạng Trạm biến áp khu vực. ............................................................... 81
Bảng 4.3 Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Bắc Ninh............................................... 83
Bảng 4.4 : Thông số dây ACSR-300/39. .................................................................... 87
Bảng 4.5 Các chế độ tính tốn cơ lý dây dẫn của đường dây. ..................................... 90
Bảng 4.6: Tải trọng đơn vị các loại dây dẫn. .............................................................. 92
Bảng 4.7: Điều kiện khí hậu để tính tốn cơ lý dây dẫn.............................................. 92
Bảng 4.8: Lực do dây ACCC Copenhaghen tác dụng lên cột. .................................... 93
Bảng 4.9: Lực do dây AC185/29 tác dụng lên cột. ..................................................... 94
Bảng 4.10: Lực do dây dẫn GZTACSR200 tác dụng lên cột. ..................................... 95
Bảng 4.11 Lực do dây dẫn AC300/39 tác dụng lên cột............................................... 96
Bảng 4.12 Khối lượng vật tư và dự toán của phương án 1. ......................................... 98
Bảng 4.13: Tổng mức đầu tư của phương án 1. .......................................................... 99

Bảng 4.14: Khối lượng vật tư của phương án 2. ....................................................... 100
Bảng 4.15: Tổng mức đầu tư của phương án 2. ........................................................ 100
Bảng 4.16: So sánh hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của hai phương án ........................... 100

Nguyễn Xuân Đức

4


LỜI MỞ ĐẦU
1. Sự cần thiết của đề tài
Trong hệ thống điện lưới điện đóng vai trị truyền tải và phân phối điện năng từ
nguồn đến các phụ tải, bao gồm các đường dây truyền tải, phân phối... Có nhiều tiêu
chí để đánh giá lưới điện, nhưng cơ bản có 4 tiêu chí sau:
-Vận hành an tồn;
- Chất lượng điện năng luôn đảm bảo;
- Độ tin cậy cung cấp điện cao;
- Hiệu quả kinh tế.
Hiện nay ở nước ta phần lớn đường dây truyền tải điện là đường dây trên
không. Trong đó các đường dây có cấp điện áp 110kV chiếm tỉ trọng lớn nhất. Việc
thiết kế đường dây tải điện trên không là sự phối hợp của nhiều loại cấu kiện, vật liệu
như: dây dẫn, cách điện, cột, móng...
Việc tính tốn trong lúc thiết kế đường dây sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến điều kiện vận
hành sau này của hệ thống điện về các mặt: bảo đảm liên tục cung cấp điện, an tồn
cho người, cho các ngành cơng nghiệp khác như giao thơng vận tải, bưu điện, quốc
phịng...
Để đường dây được vận hành an toàn, chất lượng điện năng tốt cần phải đảm bảo đầy
đủ các yếu tố như: khả năng chuyên tải công suất của đường dây, khả năng chịu lực
của cột, khoảng cách an toàn của dây dẫn, khoảng cách giữa các pha đảm bảo...
Trong các yếu tố trên, dây dẫn đóng một vai trị hết sức quan trọng, nó quyết định đến

khả năng mang tải của đường dây và kết cấu xây dựng cho đường dây.
Vì vậy, luận văn cao học với đề tài “Nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên
khơng và ứng dụng công nghệ dây dẫn mới nâng cao khả năng truyền tải công suất
đường dây 110kV lộ 173 174 Bắc Ninh – Đông Anh” sẽ phần nào giải quyết được các
yếu tố trên.
2. Mục đích nghiên cứu của đề tài
Đề tài nhằm nghiên cứu áp dụng dây dẫn công nghệ mới và nêu lên được sự ưu việt
của nó trong thiết kế đường dây tải điện trên không về các mặt: tăng khả năng tải điện
của đường dây, giảm độ võng và tăng khoảng cách của khoảng cột so với việc dùng
dây nhôm lõi thép thông thường.
3. Đối tượng và phạm vi của đề tài
Đề tài này nghiên cứu đặc tính cơ học của đường dây trên khơng và đưa dây dẫn
công nghệ mới vào việc thiết kế đường dây tải điện trên khơng ở Việt Nam.
Đề tài có thể áp dụng trực tiếp vào các cơng trình thực tế .
Nguyễn Xuân Đức

5


Luận văn bao gồm phần lý thuyết về cơ lý đường dây và tính tốn cụ thể về cơ lý
đường dây cho một cơng trình thực tế.
4. Ý nghĩa khoa học của đề tài
Hiện nay hầu hết các cơng trình đường dây tải điện trên không ở Việt Nam sử
dụng dây dẫn nhôm lõi thép. Khả năng truyền tải công suất của dây nhôm lõi thép
không nhiều nhưng trọng lượng bản thân lại lớn do đó rất tốn kém về kết cấu xây
dựng, không kinh tế khi xây dựng một đường dây tải điện với công suất chuyên tải
lớn.
Là một kỹ sư thiết kế đường dây tải điện còn trẻ, với mục đích tập hợp các tài liệu
về cơng nghệ chế tạo dây dẫn và cơ lý đường dây của các thế hệ đi trước cũng như với
sự nỗ lực nghiên cứu của bản thân, tác giả luận văn rất mong luận văn sẽ đóng góp vào

việc phát triển hệ thống lưới điện ở Việt Nam.
Luận văn tập hợp tài liệu, nghiên cứu ứng dụng dây dẫn công nghệ mới trong việc
cải thiện, nâng cấp và quy hoạch lưới điện, đóng góp vào việc phát triển hệ thống điện
Việt Nam.

Nguyễn Xuân Đức

6


CHƯƠNG 1 : HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM.

1.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam.
Trong năm 2013, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống điện Quốc
Gia đạt 130,992 tỷ kWh (trung bình ngày 358.9 tr.kWh), tăng 9,22 % so với năm
2012. Sản lượng điện HTĐ Quốc gia là 129,655 tỷ kWh (trừ điện bán Campuchia).
Mức tăng trưởng này là tương đối thấp trong vòng 10 năm qua (tốc độ tăng trung bình
từ năm 2002 đến 2012 là 13,22%).
Về nhu cầu phụ tải: Sản lượng ngày cao nhất đạt 421,47 tr.kWh (ngày 28/05, bao
gồm cả bán cho Campuchia), tăng 11,89% so với cùng kỳ 2012 (Amax2012 = 376,68
tr.kWh), công suất cao nhất đạt được là 20010 MW (ngày 09/12), tăng 7,56% so với
năm 2012 (Pmax2012=18603 MW).
Trong năm 2013, tình hình sản xuất và cung ứng điện trong toàn hệ thống đã đạt
được một số thành quả như sau: (i) hệ thống điện vận hành an toàn, liên tục, không
phải tiết giảm phụ tải, đảm bảo cung cấp điện cho toàn hệ thống, đảm bảo nước phục
vụ tưới tiêu nơng nghiệp; (ii) khơng có sự cố chủ quan trong công tác điều hành; (iii)
sản lượng khai thác từ các nhà máy thuỷ điện lớn nhất từ trước đến nay; (iv) vận hành
thành công thị trường phát điện cạnh tranh chính thức.
Về thuận lợi: xét tổng thể tình hình thủy văn trong năm tốt hơn năm 2012, đặc biệt
thời kỳ lũ đối với các hồ miền Trung nước các hồ về nhiều và ở tất cả các hồ trong

miền, ngồi ra nhu cầu điện tăng khơng cao như dự kiến, cịn các yếu tố khác như: có
thêm một loạt các nhà máy thuỷ điện và nhiệt điện mới đưa vào vận hành với tổng
công suất đưa thêm 3103.5 MW (chi tiết xem phụ lục 4), các nhà máy nhiệt điện than
ở miền Bắc vận hành ổn định hơn các năm trước.
Về khó khăn: Truyền tải cơng suất trên HTĐ 500kV Bắc - Nam theo xu hướng chủ
yếu theo chiều từ miền Bắc, miền Trung vào miền Nam. Trong năm 2013, HTĐ miền
Nam nhận điện từ HTĐ 500kV rất lớn. Để đảm bảo cấp điện cho HTĐ miền Nam, các
ĐD 500kV Pleiku - Di Linh - Tân Định và Đăk Nông - Phú Lâm và Nho Quan - Hà
Tĩnh - Đà Nẵng thường xuyên phải truyền tải công suất cao (Đăk Nông - Phú Lâm
~1465 MW; Pleiku - Di Linh ~1374 MW; Nho Quan - Hà Tĩnh ~2219 MW; Hà Tĩnh Đà Nẵng ~1962 MW). Các MBA 500kV Phú Lâm, Tân Định, Ơ Mơn cũng thường
xun mang tải cao và đầy tải. Ngoài ra, các đường dây truyền tải 220 kV khu vực
Đông Bắc của miền Bắc và khu vực Phú Mỹ - Nhơn Trạch thường xuyên vận hành ở
chế độ tải cao.
Trong năm 2013 có những biến động phức tạp về thời tiết như nóng nắng kéo dài,
mùa mưa bão thường xảy ra lũ lụt, đặc biệt các cơn bão số 10, 11, 14, 15 đã gây thiệt
hại nặng nề tài sản của nhân dân khu vực miền Trung và gây thiệt hại lớn cho hệ thống
điện khu vực miền Trung, trong đó số lần sự cố các đường dây và trạm điện tăng cao
trong các cơn bão này.
Nguyễn Xuân Đức

7


Tổng nguồn mới vào vận hành năm 2013 là 3103.5 MW nâng tổng công suất đặt
các nguồn điện là 30473 MW tăng 15,1% so với năm 2012. Tổng số các NMĐ do A0
chỉ huy điều khiển là 92 nhà máy (250 tổ máy).. Tương quan giữa tăng trưởng nguồn
và phụ tải các năm thể hiện ở Hình 1. Biểu đồ tỷ trọng công suất đặt các loại nguồn
điện thể hiện ở hình 2.

Hình 1.1 : tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại. [9]

Hình 1.2: Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2013. [9]

Nguyễn Xuân Đức

8


Về lưới điện, nhiều cơng trình đường dây và trạm đã chính thức đưa vào vận hành
góp phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện áp, giảm
tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận hành của hệ thống. Về HTĐ 500 kV
đã đóng mới 05 máy biến áp với tổng dung lượng 2760 MVA gồm: MBA AT1, AT2
Sông Mây (2x600MVA), MBA T4 NMĐ Quảng Ninh (360MVA), MBA AT1, AT2
Vĩnh Tân (2x600MVA); thay mới và nâng cấp 02 máy biến áp MBA AT1, AT2 Phú
Lâm (2x900MVA) với dung lượng tổng 1800MVA; đóng mới 03 đoạn ĐD 500kV với
tổng chiều dài 130 km (ĐD 585 Quảng Ninh - NMĐ Quảng Ninh, ĐD 576 Tân Định 575 Sông Mây, 574 Phú Mỹ - 572 Sông Mây); nâng cấp 09 tụ bù dọc lên 1500-2000 A
(TBD501, TBD504 Nho Quan; TBD500, TBD502, TBD504 Hà Tĩnh; TBD502 Pleiku
; TBD504 Đăk Nông; TBD503, TBD504 Di Linh). Lắp máy cắt cho các kháng điện
trên ĐD 500kV: K500, K502 Hà Tĩnh; K504, K505 Đà Nẵng; K504 Di Linh.
Lưới điện truyền tải 220, 110kV: đã có hàng loạt các cơng trình mới, nâng cấp,
cải tạo để đáp ứng nhu cầu gia tăng phụ tải. Đã đưa 43 đường dây vào vận hành, trong
đó có 18 ĐD 220kV với tổng chiều dài 638 km và 25 ĐD 110kV với tổng chiều dài
356 km; Đối với MBA 220,110kV: đã đóng điện xung kích cho 84 MBA (đóng mới
và thay máy) với tổng dung lượng 4904 MW, trong đó có 25 MBA 220kV với tổng
dung lượng 2350 MVA.
Tóm lại, có thể đánh giá năm 2013 là thành công trên các phương diện sau: (i)
đáp ứng đủ nhu cầu sử dụng điện cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước, đảm bảo
an toàn cung cấp điện cho các sự kiện văn hố chính trị quan trọng, đáp ứng tốt nhu
cầu nước hạ du các hồ thủy điện; (ii) đảm bảo kinh tế cho HTĐ Quốc gia do đã khai
thác tối ưu lượng nước về các hồ thuỷ điện và khai thác hợp lý các nguồn điện trong

môi trường vận hành thị trường điện; (iii) đã vận hành thị trường điện chính thức
thành cơng.
1.2 Tình hình vận hành năm 2013.
1.2.1 Đánh giá chung.
Sản lượng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống điện năm 2013 là 130,992
GWh (gồm cả sản lượng điện bán Campuchia), tăng trưởng so với năm 2012 là
9,22%. Tổng phụ tải của HTĐ Quốc Gia là 129655 GWh. Trong đó, điện sản xuất của
các NMĐ thuộc EVN là 74867 GWh, điện mua ngoài là 52912 GWh và điện mua
Trung Quốc là 3213 GWh chi tiết tại bảng sau (đơn vị GWh):

Nguyễn Xuân Đức

9


Bảng 1.1: Sản lượng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống năm 2013 [9].
Tổng sản lượng toàn hệ thống (gồm cả điện
bán Campuchia)

(a=c+d+e)

130,992

100%

Tổng sản lượng sản xuất của EVN và mua
ngoài (phụ tải HTĐ Việt Nam)
Tổng sản lượng sản xuất của EVN

(b=c+d+e-g)

129,655

98,98%

(c)

74,867

57,15%

Tổng sản lượng sản xuất của các nhà máy
ngoài ngành (tại đầu cực máy phát)

(d)

52,912

40,39%

Tổng sản lượng điện mua Trung Quốc

(e)

3,213

2,45%

Tổng sản lượng điện do hạn chế công suất
(do cắt tải đỉnh, F81, thiếu nguồn, quá tải ...)

(f)

0,0

0,00%

Tổng SL điện bán Campuchia

(g)

1,337

1,02%

Bảng 1.2: Sản lượng điện các loại nguồn năm 2013 [9].
Loại nguồn

Sản lượng (GWh)

Tỉ lệ (%)

Thủy điện

5693

43,47%

Nhiệt điện than

26863

20,51%

52

0,04%

TBK chạy khí

42650

32,56%

TBK chạy dầu

95

0,07%

Nhiệt điện chạy khí

204

0,16%

Nguồn Khác

522

0,40%

Nhập khẩu Trung Quốc

3213

2,45%

Nhập khẩu Lào

450

0,34%

Nhiệt điện dầu (FO)

Lưới truyền tải 500kV vận hành luôn đầy tải, tổn thất trên HTĐ 500 kV đạt 3,40%
tăng 0,8% so với năm 2012 (2,60%). Xu hướng truyền tải trên HTĐ 500 kV chủ yếu
từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam do miền Nam không được bổ sung nguồn
điện mới.
Lưới điện tuyền tải 220/110kV: tình hình vận hành lưới điện truyền tải và phân
phối xảy ra nhiều sự cố và quá tải, trong chế độ vận hành bình thường đã có một loạt
phần tử ĐD và TBA đầy và quá tải, trong đó tập trung chủ yếu là các MBA. Tình
trạng này thường xảy ra ở miền Bắc và miền Nam. Tình hình tổn thất điện năng mặc
dù đã giảm so với năm 2012 nhưng vẫn cao hơn kế hoạch đề ra.
Nguyễn Xuân Đức

10

1.2.2 Phụ tải.
Tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2013 về cơ bản tương tự như năm 2012.
Điện cấp cho các thành phần phụ tải như sau:
- Điện cấp cho ngành Công nghiệp & xây dựng: đạt 61,14 tỷ kWh, chiếm tỷ
trọng 52,84% (năm 2012 là 52,49%) điện thương phẩm, tăng 10,53 % so với năm
2012.
- Điện cấp cho Thương nghiệp và dịch vụ: 5,45 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng 4,71%
(năm 2012 là 4,73%) điện thương phẩm, tăng 9,29% so với năm 2012.
- Điện cấp cho quản lý và tiêu dùng dân cư: 42,01 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng
36,31% (năm 2012 là 36,41%) điện thương phẩm, tăng 9,47 % so với năm 2012.
- Điện cấp cho nông lâm nghiệp và thuỷ sản: 1,55 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng 1,34%
(năm 2012 là 1,42%) điện thương phẩm, tăng 3,99% so với năm 2012.
- Điện cấp cho các hoạt động khác: 5,55 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng 4,8% (năm 2012
là 4,95%) điện thương phẩm, tăng 6,45 % so với năm 2012.
- Nhìn chung, dạng đồ thị phụ tải HTĐ Quốc gia vẫn xấu, hệ số Pmin/Pmax năm
2013 là 0,53 (năm 2012 là 0,52) vẫn thấp nên gây khó khăn trong vận hành an tồn và
kinh tế HTĐ.
1.2.3 Lưới điện
Nhiều cơng trình đường dây và trạm đã chính thức đưa vào vận hành góp phần
đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện áp, giảm tổn thất,
chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận hành của hệ thống. Về HTĐ 500 kV đã
đóng mới 05 máy biến áp với tổng dung lượng 2760 MVA gồm: AT1, AT2 Sông Mây
(2x600MVA); MBA T4 NMĐ Quảng Ninh (360MVA); MBA AT1, AT2 Vĩnh Tân
(2x600MVA); thay mới và nâng cấp 02 máy biến áp MBA AT1, AT2 Phú Lâm
(2x900MVA) với dung lượng tổng 1800MVA; đóng mới 03 đoạn ĐD 500kV với tổng
chiều dài 110,4 km (ĐD 585 Quảng Ninh - NMĐ Quảng Ninh, ĐD 576 Tân Định 575 Sông Mây, ĐD 574 Phú Mỹ - 572 Sông Mây); nâng cấp 09 tụ bù dọc lên 15002000 A (TBD501, TBD504 Nho Quan; TBD500, TBD502, TBD504 Hà Tĩnh;
TBD502 Pleiku; TBD504 Đăk Nông; TBD503, TBD504 Di Linh). Lắp máy cắt cho
các kháng điện trên ĐD 500kV: K500, K502 Hà Tĩnh; K504, K505 Đà Nẵng; K504 Di
Linh; thay mới kháng KH504 Đà Nẵng do kháng cũ bị hỏng (91MVAr).
Năm 2013, lưới truyền tải trên HTĐ 500kV vận hành cơ bản ổn định, xu hướng

truyền tải công suất trên ĐD 500kV Bắc - Nam chủ yếu theo chiều từ miền Bắc, miền
Trung vào miền Nam. Từ tháng 9 đến tháng 12, chiều truyền tải công suất trên HTĐ
500kV có thay đổi, từ miền Trung ra miền Bắc và từ miền Trung vào miền Nam do
mùa lũ phải khai thác cao các thủy điện miền Trung. Sản lượng truyền tải giữa các
miền qua các đường dây 500kV, 220kV và 110kV năm 2013 như sau: Bắc - Trung là
5,87 tỷ kWh, Trung - Nam là 12,47 tỷ kWh. Tổn thất trên HTĐ 500kV đạt 3,40% tăng
0,8% so với năm 2012 (2,60%).
Nguyễn Xuân Đức

11


+ Tình hình vận hành HTĐ Miền Bắc:
Tổng sản lượng HTĐ miền Bắc đạt 51539 GWh (Sản lượng trung bình ngày
141,2 triệu kWh), tăng 9,55% so với năm 2012. Công Trình mới: đã đưa 34 đường
dây vào vận hành, trong đó có 12 ĐD 220 kV với tổng chiều dài 493 km và 22 ĐD
110kV với tổng chiều dài 139,7 km, đã đóng điện xung kích cho 67 MBA với tổng
dung lượng 5845 MVA, trong đó có 24 MBA 220kV với tổng dung lượng 4163 MVA
và 43 MBA 110kV với tổng dung lượng 1682 MVA.
+ Tinh hình vân hành HTĐ miền Trung năm 2013
Tổng sản lượng HTĐ miền Trung đạt 12801 GWh (SL trung bình ngày 35,1 triệu
kWh), tăng 8,76% so với năm 2012. Đã đưa 11 đường dây vào vận hành (năm 2012 là
10 ĐD), trong đó có 3 ĐD 220 kV với tổng chiều dài 26 km và 8 ĐD 110kV với tổng
chiều dài 101 km, đóng điện xung kích cho 13 MBA với tổng dung lượng 375 MVA,
trong đó có 2 MBA 220kV với tổng cơng suất 101 MVA, 11 MBA 110kV với tổng
công suất 267 MVA.
+ Tình hình vân hành HTĐ miền Nam năm 2013:
Tổng sản lượng điện toàn HTĐ miền Nam 64207 GWh (sản lượng trung bình ngày
175,9 triệu kWh), tăng 8,77% so với năm 2012. Năm 2013, HTĐ miền Nam đã có
hàng loạt các cơng trình mới được đưa vào vận hành để đáp ứng nhu cầu gia tăng phụ

tải: 38 máy biến áp với tổng dung lượng 2692 MVA; trong đó 06 máy biến áp 220kV
với tổng dung lượng 1125 MVA, 32 máy biến áp 110kV với tổng dung lượng 1567
MVA; đóng điện 7 đường dây 220kV với tổng chiều dài 131 km; đóng điện 24 đường
dây 110kV với tổng chiều dài 294 km (trong đó 0,623 km cáp ngầm); đóng điện 01 Tụ
bù 110kV - 50MVAr.
1.3 Chương trình phát triển nguồn điện Việt Nam.
Cơ sở để lập các phương án nguồn một mặt xét thực tế các dự án đã có quyết
định của Chính phủ cho triển khai đầu tư, các dự án đang xây dựng, và các dự án tiềm
năng đang được khảo sát nghiên cứu, mặt khác là các yếu tố giả thiết khác nhau (về
điều kiện nhiên liệu, về khả năng nhập khẩu, về chính sách khuyến khích v.v..) mà
việc tính tốn thuần t kinh tế kỹ thuật khơng thể tự lựa chọn.
Các điều kiện đó được xét theo các khía cạnh sau:
1 - Tình hình thực tế triển khai các dự án nguồn điện cũng như các công trình phụ trợ
liên quan như đường dây truyền tải, cảng than, kho và cảng NLG, đường ống...;
2 - Thay đổi của dự báo phụ tải: dự báo phụ tải thay đổi theo các điều kiện kinh tế vĩ
mô, theo tác động của các biện pháp sử dụng tiết kiệm và hiệu quả năng lượng, theo
dàn hồi giá điện...

Nguyễn Xuân Đức

12


3 - Giới hạn nhiên liệu: khí đồng hành và khí tự nhiên theo các bể và mỏ; than trong
nước hoặc than nhập khẩu:
4 - Giới hạn mang tải và chế độ vận hành hợp lý của các đường dây 500kV liên kết 3
miền Bắc-Trung-Nam;
5 - Chi phí và hiệu quả của thuỷ điện tích năng trong vai trị phủ đỉnh biểu đồ và dự
phịng cơng suất;
6 - Xem xét tác động của trượt giá nhiên liệu khí, than, dầu cho sản xuất điện.

7 - Xem xét các giải pháp giảm thiểu tác động mơi trường.
Ta có bảng Cơng suất đặt của các nhà máy điện phân theo nguồn điện như sau:
Bảng 1.3 Công suất đặt của các nhà máy điện phân theo nguồn điện.
2014 2015

2016

2017

2018

2019

2020

2025

2030

Thuỷ điên và TĐ tích năng 14058 14375 16100 17109 17775 17957 17957 19157 22457
Nhiệt điên than

9055 11555 13855 17055 19305 21755 26775 40090 56490

Nhiệt điện khí+dầu

8322 8382

8337

8712

Thuỷ điện nhỏ+điện

914

1204

1559

1074

8337 8337
2039

2504

8337

13455 18285

3164

6129

11169

2000

5350

gió+NLM
Điện ngun tử
Nhập khẩu

690

690

690

948

1176

1176

1176

1176

1343

Tổng công suất đặt nguồn 33039 36076 40186 45383 48632 51729 57409 82007 115094
điện
Pmax

22159 24840 27830 30988 34350 37937 41605 62395 88833

Hình 1.3 Cơng suất đặt và Pmax HTĐ Việt Nam giai đoạn 2014 – 2030.[9]

Bảng1.4: Cân bằng công suất HTĐ Việt Nam.[9]
Nguyễn Xuân Đức

13


Bảng trên cho thấy, giai đoạn 2014- 2018 lượng công suất nguồn giảm do chậm
tiến độ các cơng trình nguồn chủ yếu tại miền Nam nên khu vực này có dự phịng cơng
suất thấp, thậm chí các năm 2017, 2018 gần như khơng có dự phịng. Tuy nhiên, do có
hỗ trợ từ HTĐ miền Bắc và miền Trung nên miền Nam vẫn đáp ứng đủ cho phụ tải.
Xét trên tổng thể tồn quốc, dự phịng cơng suất của giai đoạn này khá cao, luôn đạt
trên 30%.
Giai đoạn 2018-2030 do đã có điều chỉnh tiến độ nên cơ bản dự phịng công
suất giữa miền Bắc và miền Nam khá cân bằng. Dự phịng cơng suất của miền Bắc
giảm dần về khoảng 18% và dự phịng cơng suất miền Nam tăng lên khoảng 20%.
Riêng miền Trung ln có dự phịng cơng suất rất cao do đây là khu vực phụ tải thấp
nhưng có nhiều nguồn thủy điện, lại có nhiều địa điểm có cảng nước sâu phù hợp xây
dựng các NMĐ.
1.4 Chương trình phát triển lưới điện Việt Nam.
Chương trình phát triển hệ thống lưới điện chuyên tải trong QHĐVII bao gồm
dự kiến phát triển lưới điện ( đường dây tải điện và TBA ) ở các cấp điện áp 500kV và
200kV trong giai đoạn đến năm 2020, định hướng phát triển lưới điện truyền tải
500kV và 220kV trong giai đoạn đến năm 2025 và 2030.
Giai đoạn từ năm 2011 – 2015 do tình hình xây dựng nguồn điện chậm tại miền
Nguyễn Xuân Đức

14

Nam nên xảy ra truyền tải cao từ miền Bắc vào miền Trung và miền Trung vào miền
Nam ( đặc biệt trong các năm 2013, 2014). Vì vậy trước mắt cần thực hiện ngay các
giải pháp nâng cấp và tăng cường hệ thống truyền tải Bắc – Trung – Nam như: nâng
dòng điện định mức các tụ bù dọc trên đường dây 500kV toàn tuyến, xây dựng nhanh
đường dây 500kV nhập khẩu điện Lào từ khu vực Tây Nguyên về miền Nam ( đường
dây này trước mắt đóng vai trị tăng cường truyền tải Trung – Nam để hạn chế thiếu
điện cho miền Nam), đẩy nhanh tiến độ của đường dây 500kV Hà Tĩnh – Vũng Áng –
Đồng Hới – Huế, đường dây 500kV Đăk Nơng – Bình Long – Phước Long.
Giai đoạn 2014 – 2020 tại khu vực Bắc Trung Bộ sẽ đi vào vận hành các tổ máy
đầu tiên của các trung tâm điện lực lớn như Vũng Áng, Quảng Trạch, Quỳnh Lưu,
dịng cơng suất tại khu vực này truyền tải ra các khu vực khác dần tăng cao. Trong
trường hợp này cần xét đến các phương án sau:
- Tăng cường truyền tải từ khu vực Bắc Trung Bộ ra phía Bắc.
- Tăng cường đường dây truyền tải giữa Hà Tĩnh và Đà Nẵng ( tăng cường truyền

tải Bắc – Trung).
- Mở rộng lưới 500kV liên kết khu vực.
- Xem xét lại tiến độ vận hành của các nhà máy điện dự kiến.
- Giai đoạn 2021 – 2030 các trung tâm điện lực lớn tại khu vực Bắc Trung Bộ sẽ

vận hành với cấu hình hồn chỉnh nên trong giai đoạn này cần xây dựng các đường
dây siêu cao áp.
Bảng 1.5: Khối lượng đầu tư TBA 500kV khu vực miền Bắc đến năm 2030
STT
1
2
3
4
5
6

7
8
9
10
11
12
13

Tên trạm
Miền Bắc
Thường Tín
Tây Hà Nội
Đơng Anh
Long Biên
Sơn Tây
Nam Hà Nội
Hải Phịng
NĐ Hải Phịng 3
Phố Nối
Thái Bình
Nho Quan
Thái Ngun
Viêt Trì

Nguyễn Xn Đức

2015
9450
450+900

Cơng st đặt
2020
2025
16800
23550
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900

900
2x600
2x450

2x450

2x600
600
2x900

2x600

2x600

2030
31350
2x900
2x900

2x900
2x600
2x450
2x600
2x900
1x900
2x600
2x600
2x900
2x600
2x600
15


Vĩnh n
Hiệp Hịa
Băc Ninh
Quảng Ninh
Lai Châu
Sơn La
Hịa Bình
Nghi sơn
Thanh Hóa
Hà Tĩnh
Vũng Áng

14
15
16
17

18
19
20
21
22
23
24

2x900

2x900

2x450

2x450
450
2x900
2x450
450

2x900
2x450
2x450
2x450

2x450
2x450

2x900
2x900

2x600
2x450
450
2x900
2x450
2x450
1x900
2x450
2x450

2x900
2x900
2x600
2x450
450
2x900
2x450
2x450
2x900
2x450
2x450

Tổng công suất TBA 220kV Miền Bắc các năm 2015, 2020, 2025 và 2030 lần lượt
là: 18126 MVA, 27252 MVA, 39065 MVA và 53065 MVA.
Bảng 1.6: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Trung đến 2030.
STT

Công suất đặt

Tên Trạm

Miền Trung

2015

2020

2025

2030

5700

6150

7200

11100

1x600

2x600

25

Quảng Trị

26

Đà Năng

2x450

2x450

2x450

2x450

27

Thạnh Mỹ

2x450

2x450

2x450

2x450

28

Dốc Sỏi

2x450

2x450

2x450

2x900

29

Bình Định

30

Vân Phong

31

Pleicu

3x450

3x450

32

Pleicu 2

1x600

450+600

33

Krông Buk

34

Đăk Nông

1x600
1x900

2x900

2x450

2x450

450+600 450+600
1x900

450+600

450+600

450+600 450+600

Bảng 1.7: Khối lượng đầu tư TBA 500 kV khu vực Miền Nam đến 2030

Nguyễn Xuân Đức

16

STT

Tên trạm
2015
11550
450
2x600

Công suât đặt
2020
2025
21900
30900
2x450
2x450
2x600
2x600
1x450
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
900
2x900
900

2030
37650
2x450
2x600
1x450
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
1x900
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
2x900
900
2x900
2x900
900
2x900
900
450
450+600
2x600
2x450
2x450
2025 và 2030 lần

Miền Nam
35
Di Linh
36
Vĩnh Tân
37
Sơn Mỹ
38
Phú Lâm
2x900
39
Nhà Bè
2x600
40
Câu Bơng
2x900
41
Củ Chi
42
Bình Phước
43
Tây Ninh
44
Trảng Bàng
45
Tân Định
450+600
2x900
2x900

46
Bình Dương 1
2x900
47
Tân Un
2x900
2x900
48
Sơng Mây
2x600
2x600
2x900
49
Xn Lộc
900
50
Đồng Nai
900
2x900
51
Phú Mỹ
450
450
900
52
Đức Hịa
2x900
2x900
53
Long An

54
Đồng Tháp
55
Mỹ Tho
900
2x900
2x900
56
Tiền Giang
57
Kiên Lương
450
58
Ơ Mơn
450+600 450+600 450+600
59
Thốt Nốt
2x600
60
Dun Hải
450
450
2x450
61
Long Phú
450
450
Tổng cơng suất TBA 500kV toàn quốc các năm 2015, 2020,
lượt là: 26700 MVA, 44850 MVA, 61650 MVA và 80100 MVA.
1.5 Kết chương.

Từ các số liệu và phân tích về hiện trạng, vận hành và nhu cầu sử dụng điện của
Việt Nam ở trên ta thấy trong giai đoạn 2014 -2030 là rất lớn. Trong điều kiện Tập
đoàn điện lực Việt Nam thiếu vốn xây dựng các đường dây truyền tải điện mới thì vấn
đề cải tạo nâng cơng suất hệ thống là một nhu cầu luôn luôn phải thực hiện để theo kịp
với sự phát triển của phụ tải. Ở lưới điện truyền tải các đường dây luôn phải điều chỉnh
vận hành để khơng cho q tải nhưng tình trạng q tải vẫn thường xuyên xảy ra, nếu
tình trạng quá tải lâu dài khi đó có thể dẫn đến tụt lèo, tụt mối nối, phát nhiệt, tăng độ
võng gây đe dọa trực tiếp đến q trình vận hành an tồn của hệ thống.
Với việc đầu tư nâng công suất truyền tải các tuyến đường dây hiện hữu mà vẫn
giữa nguyên cấp điện áp có 3 cách sau:
- Cách 1: Lắp đặt thêm dàn tụ bù dọc thay đổi thông số đường dây, với cách này
Nguyễn Xuân Đức

17


phải trang bị thêm dàn tụ kèm theo là các thiết bị bảo vệ đắt tiền.
- Cách 2: Tăng tiết diện dây dẫn hoặc phân pha. Điều này sẽ làm khoảng cách pha –
pha và pha – đất không đảm bảo, hơn nữa tải trọng dây tăng lên nên phải kiểm tra lại
khả năng chịu lực của hệ thống móng, cơt trên tuyến, thay thế móng, cột, đó là việc rất
tốn kém và phức tạp.
- Cách 3: Thay thế dây dẫn cũ bằng dây dẫn công nghệ mới cùng tiết diện có khả
năng mang tải cao hơn đáng kể so với dây dẫn cũ. Đây là phương pháp sử dụng công
nghệ vật liệu mới chỉ cần thay dây với tiết diện như cũ nhưng khả năng mang tải cao
hơn gấp 1,6 – 2,0 lần so với dây cũ, không cần thay thế cấu trúc của đường dây đã có.

Nguyễn Xuân Đức

18

CHƯƠNG 2 : ĐẶC TÍNH CƠ HỌC CỦA ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG.

2.1 Tổng quan về thiết kế đường dây trên không.
Đường dây trên không vận hành trong các trạng thái khác nhau. Mỗi trạng thái
được đặc trưng bởi tập hợp các thơng số mơi trường và tình trạng dây dẫn và dây
chống sét.
* Trạng thái bình thường: Trong trạng thái làm việc bình thường dây dẫn chịu tác
động cơ học sau:
- Trọng lượng riêng làm dây dẫn võng xuống và gây ra ứng suất trong dây. Độ võng
làm cho điểm thấp nhất của dây dẫn gần với mặt đất hơn so với điểm treo dây. Độ
võng luôn gắn liền với khoảng cột nhất định.
- Gió bão gây ra ứng suất phụ thêm với trọng lượng dây và làm lệch dây ra khỏi mặt
phẳng thẳng đứng, dây các pha và dây chống sét đến gần nhau, gần thân cột và các vật
xung quanh có thể gây nguy hiểm. Cột bị uốn mạnh có thể gãy đổ.
- Gió nhẹ và ln thay đổi tốc độ làm dây bị rung động, gây tác động mỏi dây dẫn đến
đứt dây ở các chỗ kẹp dây. Khi gió lớn và dây có tiết diện lớn, dây có thể rơi vào trạng
thái đu đưa dẫn đến đứt dây và đổ cột.
- Nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ chế tạo dây làm dây co lại, gây ứng suất cao trong dây, có
thể gây lực nhổ cột, kéo ngược chuỗi sứ làm giảm khoảng cách an toàn.
- Nhiệt độ cao hơn nhiệt độ chế tạo dây làm dây võng xuống nhiều hơn, làm giảm
khoảng cách so với mặt đất.
Cột gồm thân cột và xà chịu các lực sau:
- Trọng lượng dây dẫn, sứ và cột.
- Sức ép của gió lên dây và sứ gây ra lực uốn;
- Lực kéo của dây dẫn ở cột néo, néo góc và cột cuối do ứng suất trong dây.
Sứ đỡ và các chuỗi sứ néo chịu trọng lực của dây ở cột đỡ và lực kéo ở cột góc và
cột néo.
Các trạng thái thời tiết bình thường quan trọng dùng làm cơ sở để tính tốn cơ lý
đường dây trên khơng.

* Trạng thái sự cố: Một dây hoặc 2 dây bị đứt + nhiệt độ + tốc độ gió.
Trong trạng thái sự cố, ngồi các lực tác động trong chế độ bình thường, dây dẫn bị
lơi về một phía làm tăng độ võng của dây đứt tron khoảng cột bên cạnh, làm lệch chỗi
sứ, cột xà bị kéo,uốn.
Nguyễn Xuân Đức

19


Ngồi ra cịn phải tính các trạng thái khí hậu lúc thi công đường dây để thực hiện
treo dây, lấy độ võng theo đúng yêu cầu kĩ thuật. Khi thi công đường dây, độ võng lấy
theo điều kiện thực tế lúc thi công.
2.1.1 Các yêu cầu khi thiết kế đường dây trên khơng.
Phải đảm bảo an tồn trong q trình vận hành đường dây, muốn vậy người kỹ sư
thiết kế đường dây cần đảm bảo các yêu cầu cơ bản sau đây:
- Chọn dây dẫn đảm bảo khả năng mang tải của đường dây ( trong chế độ vận
hành bình thường cũng như khi xảy ra sự cố).
- Chịu lực của dây dẫn: Dây dẫn được tính tốn để đảm bảo ứng suất, lực cho
phép trong mọi chế độ vận hành.
Chế độ bão: σbão ≤ σcp;
Chế độ lạnh: σθmin ≤ σcp;
Chế độ nhiệt độ trung bình: σθtb ≤ σcptb .
- Chịu lực của cột: Cột phải chịu được tác dụng của các lực như lực căng của dây
dẫn, lực tác dụng của gió vào dây và cột, trọng lượng của cách điện.
- Khoảng cách an toàn theo quy phạm và các nghị định liên quan: Khoảng cách
từ đường dây đến mặt đất, mặt nước hoặc các phương tiện qua lại trong mọi chế
độ, trong chế độ nhiệt độ nóng nhất. Tính tốn khoảng cách an tồn phải đúng theo
quy phạm trang bị điện, và nghị định số 14/2014/NĐ-CP ngày 26 tháng 2 năm
2014 để đảm bảo được tính kinh tế, kỹ thuật của cơng trình. Nếu khoảng cách an
tồn lớn thì phải nâng chiều cao của cột, gây tốn kém về kinh tế. Nếu khoảng cách

nhỏ sẽ gây mất an tồn cho người và phương tiện trong q trình vận hành đường
dây.
- Đảm bảo khoảng cách pha – pha, khoảng cách pha – đất, khoảng cách giữa dây
dẫn và dây chống sét,khoảng cách giao chéo với các đường dây điện lực, đường
dây thông tin…. Trong chế độ nhiệt độ cao nhất và thấp nhất. Việc tính tốn các
yếu tố này phụ thuộc vào điện áp đường dây và đặc tính cơ lý của từng loại dây
dẫn.
- Ngoài ra trong thiết kế phải tính tốn cột, móng cột: móng cột đảm bảo khả
năng chống lún, chống lật, chống nhổ của móng cột ở mọi trạng thái vận hành.
2.1.2 Các vấn đề cần quan tâm trong thiết kế đường dây tải điện trên không.
1. Chọn dây dẫn.
- Vật liệu dây dẫn trước tiên phải có tính dẫn điện cao, điều kiện làm việc của
đường dây trên không cũng yêu cầu đố với dây có độ bền cơ học cao, trọng lượng
nhẹ.
- Trị số ứng suất trong dây dẫn phụ thuộc vào trị số lực kéo bên ngoài. Lực này
phụ thuộc vào tải trọng cơ học tác dụng lên dây kể cả trọng lượng bản thân dây và
phụ thuộc vào nhiệt độ.
Nguyễn Xuân Đức

20


- Ứng suất trong dây dẫn được tính tốn tn theo phương trình trạng thái của dây
dẫn. Ứng suất σ phụ thuộc vào chiều dài khoảng cột và chế độ của đường dây tại
thời điểm tính tốn. Cụ thể như sau:
+ Mỗi khoảng néo ( gồm một hay nhiều khoảng cột ) khác nhau sẽ có một ứng suất
khác nhau.
+ Ứng suất của dây dẫn khác nhau trong chế độ gió bão, chế độ nhiệt độ lạnh và
chế độ nhiệt độ trung bình.
Tuy nhiên theo chế tạo của dây dẫn, mỗi loại dây dẫn có một lực tới hạn và tiết

diện mặt cắt riêng của chúng. Chính hai thơng số này sẽ quyết định ứng suất tối đa
trong từng chế độ, nếu vượt qua ứng suất này dây dẫn sẽ gặp nguy hiểm trong từng
chế độ vận hành của đường dây.
2. Độ võng của dây dẫn.
Độ võng là khoảng cách giữa điểm thấp nhất của dây dẫn so với đường nối hai
điểm treo dây. Đây là một thông số rất quan trọng của đường dây, từ độ võng ta có
thể tính tốn biết được :
+Khoảng cách từ điểm thấp nhất của dây dẫn ( nếu biết chiều cao của hai điểm treo
dây dẫn) đến đất.
+ Nếu chưa biết được chiều cao của hai điểm treo dây, từ độ võng đã biết cộng
thêm độ cao an toàn trong quy phạm ta sẽ tính được chiều cao cột cần thiết để đảm
bảo độ an tồn của đường dây trong q trình vận hành.
-

Kiểm tra khoảng cách giữa các pha của đường dây theo công thức:
D

U
 0, 65 f  
110

Ở đây :
+ D là khoảng cách pha (m).
+ f là độ võng của dây dẫn (m)
+ U là điện áp của đường dây (kV)
+ λ là chiều dài chuỗi cách điện (m)
Công thức tính khoảng cách pha đất được lấy theo quy phạm trang bị điện 11TCN 19 : 2006.
Biết khoản cách pha – pha ta sẽ tính được chiều dài của xà cũng nhưng khoảng
Nguyễn Xuân Đức

21


cách treo sứ cho phù hợp.
2.1.3 Kết luận
Như vậy trong q trình thiết kế đường dây trên khơng ta phải thiết kế dây dẫn
điện treo trên cột với các yêu cầu: Truyền tải cơng suất lớn, an tồn và có độ võng cụ
thể trên các khoảng cột, các ứng suất trong dây dẫn không được vượt quá các ứng suất
tới hạn của chúng.
2.2 Cơ sở lý thuyết của đường dây.
2.2.1 Thơng số vật lý và thơng số tính tốn của dây dẫn.
2.2.1.1 Thơng số cơ bản cho tính tốn đường dây trên không.
- Tiết diện dây dẫn: S [mm2];
- Đường kính của dây dẫn: d [mm];
- Khối lượng đơn vị của dây dẫn: P [kg/m] hay [daN/m];
- Lực đứt dây hay giới hạn bền của dây dẫn: Tđ [daN];
-Mô đun đàn hồi của dây dẫn: E [kg/mm2];
- Hệ số giãn nở dàu của dây dẫn: α [1/0C];
- Áp lực gió tác động vào dây dẫn: Q [daN/m2];
+ Giá trị của Q được tính theo Tiêu chuẩn tải trọng và tác động TCVN 27371995;
+ Q= Q0.k.γsd ( Giá trị Q ở đây đã được tính để đảm bảo Điều 1.6 của TCVN
2737-1995.
Ở đây:
- Q0 là giá trị của áp lực gió lấy theo phân vùng ở phụ lục D và E cyar TCVN
2737-1995.
- k là hệ số tính đến sự thay đổi của áp lực gió theo độ cao và dạng địa hình lấy
theo bảng 1.1 ( TCVN 2737-1995).
+ Độ cao ở đây được tính là độ cao của trọng tâm quy đổi của tất cả các dây ( dây dẫn
và dây chống sét) ( theo điều II.5.21 đến II.5.22 Quy phạm trang bị điện 11 TCN
19:2006) được tính theo cơng thức:

hqđ = htb -

2
.f
3

Trong đó htb là độ cao trung bình mắc dây dẫn và dây chống sét vào cách điện.
f là độ võng của dây dẫn, quy ước lấy giá trị lớn nhất ( khi nhiệt độ cao nhất).
Đối với các khoảng vượt có một khoảng cột hqđ được tính như sau:
Nguyễn Xuân Đức

22


hqđ =

h1  h2 2
 .f
2
3

h1,h2: độ cao điểm mắc dây tính từ mặt đất hoặc tính từ mặt nước bình thường ( nếu
khu vực có nước).
Đối với khoảng vượt bao gồm nhiều khoảng cột, độ cao trọng tâm dây quy đổi của
dây dẫn và dây chống sét phải tính chung cho cả khoảng vượt ( giới hạn bằng 2 cột
néo hãm) theo công thức:
hqđ=

hqd 1.l1  hqd 2 .l2  ...  hqdn .ln
l1  l2  ...  ln

Trong đó:
hqd1, hqd2…, hqdn là độ cao trọng tâm quy đổi các khoảng cột.
l1, l2, …, ln cấu thành các khoảng cách đó.
Bảng 2.1 hệ số k tính đến sự thay đổi của áp lực gió theo độ cao và dạng địa
hình.
Dạng địa hình

A

B

C

3

1

0,8

0,47

5

1,07

0,88

0,54

10

1,18

1,00

0,66

15

1,24

1,08

0,74

20

1,29

1,13

0,80

30

1,37

1,22

0,89

40

1,43

1,28

0,97

50

1,47

1,34

1,03

60

1,51

1,38

1,08

80

1,57

1,45

1,18

100

1,62

1,51

1,25

Độ cao, m

γsd là hệ số điều chỉnh tải trọng gió với thời gian sử dụng giả định của cơng trình là
Nguyễn Xn Đức

23


khác nhau, tuân theo bảng 1.2.
Bảng 2.2: Hệ số điều chỉnh tải trọng gió với thời gian sử dụng giả định của
cơng trình.
Thời gian sử dụng giả định, (năm)
Hệ số điều chỉnh tải trọng gió

5

10

20

30

40

0,61

0,72

0,83

0,91

0,96

* Hệ số khí động học của dây dẫn, xem xét cỡ dây: Cx
+ d > 20mm, Cx= 1,1
+ d< 20mm, Cx =1,2
* Hệ số điều chỉnh theo cấp độ tải trọng tác động ( hệ số khơng điều hịa giữa gió và
dây) α:
1

Cy=

Khi Q ≤

27 daN/m2

0,85

40 daN/m2

0,77

50 daN/m2

0,73

60 daN/m2

0,71

70 daN/m2

0,70

Khi Q ≥

76 daN/m2

* Ứng suất của dây dẫn: σ (daN/m2).
2.2.1.2 Thơng số tính tốn của dây dẫn.
1. Tải trọng đơn vị của dây dẫn.
g1 =

P
s

[ daN/m.mm2]

trong đó:
P: khối lượng của 1m dây dẫn [ daN/m].
S: tiết diện dây dẫn [mm2]
2. Tải trọng đơn vị do gió tác dụng lên dây dẫn.
g2 = Cx.Cy.Q.d.10-3/S [daN/m.mm2].
Cy: Hệ số điều chỉnh theo cấp độ tải trọng.
Cx: Hệ số khí động học của dây dẫn (Hệ số xem xét theo cỡ dây);
Nguyễn Xuân Đức

24