Nghiên cứu giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và áp dụng cho lưới điện truyền tải việt nam giai đoạn 2015 2020
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (2.12 MB, 121 trang )
..
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------PHẠM VĂN CƢỜNG
TÊN ĐỀ TÀI LUẬN VĂN
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG ĐIỆN
NGẮN MẠCH VÀ ÁP DỤNG CHO
LƢỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM
GIAI ĐOẠN 2015 - 2020
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN - HỆ THỐNG ĐIỆN
NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC :
T.S ĐINH QUANG HUY
Hà nội - năm 2014.
MỤC LỤC
MỤC LỤC .................................................................................................................. 2
1. CHƢƠNG I: MỞ ĐẦU ......................................................................................... 3
1.1 Lý do chọn đề tài và tính cấp thiết của đề tài ................................................. 3
1.2 Mục đích nghiên cứu của đề tài ...................................................................... 4
1.3 Đối tƣợng, phạm vi nghiên cứu ...................................................................... 4
1.4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ........................................................ 5
1.5 Tên đề tài ........................................................................................................ 5
1.6 Cấu trúc của luận văn ..................................................................................... 5
2. CHƢƠNG II: HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM VÀ VẤN ĐỀ DÒNG ĐIỆN
NGẮN MẠCH ............................................................................................................ 6
2.1 Hiện trạng HTĐ Việt Nam ............................................................................. 6
2.2 Quy hoạch phát triển HTĐ Việt Nam giai đoạn 2015-2020 ........................ 11
2.3 Những vấn đề đối với dòng ngắn mạch lƣới điện truyền tải Việt Nam ....... 15
3. CHƢƠNG III: CÁC GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH .... 24
3.1 Các vấn đề về dòng điện ngắn mạch ............................................................ 24
3.2 Cơ sở lý thuyết và phƣơng pháp nghiên cứu ................................................ 28
3.3 Các giải pháp đã đƣợc áp dụng và ƣu, nhƣợc điểm. .................................... 30
3.4 Một số giải pháp tiêu biểu đã đƣợc áp dụng trên thế giới. ........................... 52
3.5 Công cụ tính tốn .......................................................................................... 70
4. CHƢƠNG IV: GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG NGẮN MẠCH TRÊN LƢỚI
ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM............................................................................ 72
4.1 Đánh giá tính khả thi của các giải pháp đối với HTĐ Việt Nam ................. 72
4.2 Giải pháp thay đổi cấu hình lƣới điện .......................................................... 76
4.3 Giải pháp lắp đặt kháng điện hạn chế dịng ngắn mạch ............................... 79
4.4 Tính tốn dịng ngắn mạch đối với lƣới truyền tải điện Việt Nam giai đoạn
2015 -2020. .......................................................................................................... 91
4.5 Đề xuất giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch ứng dụng cho lƣới điện truyền
tải Việt Nam giai đoạn 2015 -2020 .................................................................... 94
5. CHƢƠNG V: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ..................................................... 96
5.1 Kết luận ......................................................................................................... 96
5.2 Kiến nghị ...................................................................................................... 96
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................ 98
PHỤ LỤC................................................................................................................ 100
- 2/121 -
1. CHƢƠNG I: MỞ ĐẦU
1.1 Lý do chọn đề tài và tính cấp thiết của đề tài
Với sự phát triển chung của nền kinh tế đất nƣớc, Điện lực là ngành công
nghiệp hạ tầng đã đƣợc đầu tƣ khá đồng bộ về cả nguồn và lƣới điện nhằm
đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế, xã hội. Sự phát triển mạnh mẽ của hệ
thống điện Việt Nam trong những năm gần đây, đặc biệt là sau khi đƣa vào
vận hành hệ thống đƣờng dây tải điện siêu cao áp 500kV Bắc Nam đã góp
phần cải thiện đáng kể khả năng vận hành kinh tế của toàn hệ thống cũng nhƣ
khai thác triệt để lợi thế về năng lƣợng sơ cấp giữa các vùng miền trong cả
nƣớc.
Tuy nhiên, cùng với sự phát triển của hệ thống điện quốc gia, vấn đề dòng
điện ngắn mạch tăng cao đang là một vấn đề hết sức quan trọng đối với các
nhà quản lý cũng nhƣ các đơn vị trực tiếp vận hành hệ thống điện. Cho đến
nay, hầu hết các thiết bị trên lƣới điện chỉ có khả năng chịu đƣợc dịng điện
ngắn mạch ở mức 40kA, thậm chí nhiều thiết bị chỉ có dòng cắt định mức
31.5kA trong khi ngay từ thời điểm cuối năm 2005, tính tốn cho thấy trị số
mức dịng ngắn mạch trên lƣới điện 220kV tại một số nơi thuộc khu vực miền
Nam đã vƣợt quá trị số 40kA. Để hạn chế dòng điện ngắn mạch, từ tháng
10/2005, để hạn chế dòng ngắn mạch trên lƣới điện cấp 220kV ở pía Nam,
Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia đã phải thực hiện việc tách thanh cái
220kV tại các trạm 500/220kV nhƣ: Phú Mỹ, Phú Lâm và Hóc Mơn.
Thêm vào đó, Quy định đấu nối vào hệ thống điện quốc gia đƣợc Bộ Công
nghiệp (nay là Bộ Công Thƣơng) ban hành ngày 16/10/2006 cũng quy định trị
số dòng điện ngắn mạch lớn nhất trong hệ thống điện 500kV và 220kV là
40kA. Quy định đó đƣợc thể hiện qua bảng sau:
- 3/121 -
Bảng 1-1: Dòng điện và thời gian loại trừ ngắn mạch
(Theo Quy định đấu nối - BCT)
Thời gian tối đa
Dòng ngắn mạch
Cấp điện áp
loại trừ ngắn mạch bằng bảo
lớn nhất (kA)
vệ chính (ms)
500kV
40
80
220kV
40
100
110kV
31,5
150
Trung áp
25
500
Nhƣ vậy, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và kinh tế hệ thống điện cần
thiết phải có giải pháp xử lý cho vấn đề dòng điện ngắn mạch tăng cao trên hệ
thống điện quốc gia trong cả giai đoạn trƣớc mắt cũng nhƣ lâu dài.
Vì hệ thống điện ln ln thay đổi và phát triển nên dịng điện ngắn mạch
tính tốn đƣợc trong hệ thống điện cũng thƣờng xuyên thay đổi theo. Vì vậy
cho đến hiện tại mặc dù đã có rất nhiều đề án nghiên cứu về dòng điện ngắn
mạch trong hệ thống điện nhƣng cũng chƣa có một đề án nào đảm bào có thể
áp dụng đƣợc một cách tổng thể về vấn đề dịng ngắn mạch cho hệ thống điện
nói chung và lƣới điện truyền tải nói riêng.
1.2 Mục đích nghiên cứu của đề tài
Mục đích nghiên cứu của đề tài này là đánh giá tình trạng dịng điện ngắn
mạch trên lƣới điện truyền tải của Việt Nam giai đoạn 2015-2020 (dựa trên
tổng sơ đồ VII đã đƣợc Chính phủ phê duyệt), qua đó nghiên cứu các giải
pháp có thể áp dụng để hạn chế trị số này trong giai đoạn nêu trên.
1.3 Đối tƣợng, phạm vi nghiên cứu
Đối tƣợng nghiên cứu của đề tài là: Hệ thống lƣới điện truyền tải Việt Nam.
Phạm vi nghiên cứu: Giai đoạn 2015-2020.
- 4/121 -
1.4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đề tài nghiên cứu một cách tổng hợp các giải pháp có thể áp dụng để hạn chế
dịng điện ngắn mạch xảy ra trong hệ thống điện, qua đó đánh giá khả năng
ứng dụng và tính tốn kiểm chứng đối với lƣới điện truyền tải Việt Nam.
1.5 Tên đề tài
Tên đề tài là:
Nghiên cứu giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và áp dụng cho lưới
điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 – 2020.
1.6 Cấu trúc của luận văn
Luận văn gồm có 5 chƣơng và phần phụ lục, đƣợc bố cục nhƣ sau:
Chƣơng 1: Phần mở đầu.
Chƣơng 2: Trình bày khái quát về hệ thống lƣới điện truyền tải Việt Nam và
vấn đề dòng điện ngắn mạch trong hệ thống.
Chƣơng 3: Các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch, cơ sở lý thuyết, một
số biện pháp của các nƣớc trên thế giới và công cụ sử dụng để tính tốn ngắn
mạch.
Chƣơng 4: Ứng dụng các giải pháp hạn chế dịng điện ngắn mạch và tính tốn
đối với lƣới điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 - 2020.
Chƣơng 5: Kết luận và đƣa ra kiến nghị về khả năng áp dụng các giải pháp
hạn chế dòng điện ngắn mạch đối với lƣới truyền tải điện Việt Nam giai đoạn
2015 – 2020.
Phụ lục: Danh mục các cơng trình nguồn, lƣới giai đoạn 2015-2020, kết quả
tính tốn dịng điện ngắn mạch.
- 5/121 -
2. CHƢƠNG II: HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM VÀ VẤN ĐỀ DÒNG
ĐIỆN NGẮN MẠCH
2.1 Hiện trạng HTĐ Việt Nam
2.1.1 Sơ đồ lƣới điện truyền tải Việt Nam (cấp điện áp 500- 220kV)
Hệ thống lƣới điện truyền tải điện Việt Nam gồm các cấp điện áp 500 – 220
và một phần lƣới có cấp điện áp 110kV (theo qui định tại Thông tƣ 12 –
BCT/2012). Trong hơn 2 thập kỷ qua (1990 – 2012), cùng với sự tăng trƣởng
của các ngành trong cả nƣớc thì ngành điện đã có những đầu tƣ rất lớn cho
nguồn và lƣới điện. Về lƣới điện, nhiều cơng trình đƣờng dây và trạm đã liên
tục đƣợc đƣa vào vận hành góp phần quan trọng trong việc đảm bảo cung cấp
điện, cải thiện chất lƣợng điện áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ
ổn định vận hành của hệ thống. Qui mô của Hệ thống điện Việt Nam đƣợc thể
hiện qua sơ đồ sau:
Sơ đồ lƣới điện truyền tải hiện tại của HTĐViệt Nam:
Xem tại Phụ lục 01
Lƣới điện truyền tải Việt Nam có các cấp điện áp 220kV – 500kV với khối
lƣợng đƣờng dây và máy biến áp nhƣ sau:
Bảng 2 – 1: Thống kê khối lƣợng đƣờng dây truyền tải 2012
(Tài liệu tham khảo [3])
Cấp điện áp
2001
2002
2003
2004
2005
Đƣờng dây
2006
[km]
2007
2008
2009
2010
- 6/121 -
500 kV
1528
1528
1528
2023
3265
220 kV
3606
4266
4671
4798
5230
3286
3286
3286
3438
3890
5650
6487
7101
8497
10015
2011
2012
4132
4670
10387
11450
Bảng 2 – 2: Thống kê khối lƣợng máy biến áp truyền tải 2012
(Tài liệu tham khảo [3])
Cấp điện áp
Số máy
500 kV
Tổng MVA
Số máy
220 kV
Tổng MVA
Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Tổng hệ thống
13
8
11
32
6750
3750
5550
16050
64
24
82
170
10009
3504
15166
28679
2.1.2 Nguồn điện
Trong năm 2012, điện năng sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống điện Quốc
Gia đạt 120,257 tỷ kWh (bao gồm cả sản lƣợng điện bán cho Campuchia), sản
lƣợng điện tiêu thụ toàn quốc là 119,033 tỷ kWh, tăng 10,61 % so với năm
2011. Mức tăng trƣởng này là tƣơng đối thấp trong vòng 10 năm qua (tốc độ
tăng trung bình từ năm 2001 đến 2011 là 13,22%).
Cơ cấu nguồn điện (tính đến hết năm 2012) của HTĐ Việt Nam đƣợc thể hiện
qua các số liệu sau:
Loại nguồn
Sản lƣợng
(GWh)
Thuỷ điện
Tỉ lệ (%)
52795
43,90%
2271
18,89%
43
0,04%
TBK chạy khí
41170
3,23%
TBK chạy dầu
80
0,07%
Nhiệt điện chạy khí
311
0,26%
Nguồn khác
467
0,39%
Nhiệt điện than
Nhiệt điện dầu (FO)
- 7/121 -
Nhập khẩu Trung Quốc
2676
2,22%
Bảng 2 - 3. Sản lƣợng điện các loại nguồn năm 2012
* Ghi chú: - Nhiệt điện chạy khí: bao gồm các nhà máy Đạm Phú Mỹ, Vê Đan.
- Nguồn khác:bao gồm Dung Quất, Điện gió Tuy Phong, Bourbon
(Tài liệu tham khảo [3])
Tƣơng quan giữa tăng trƣởng nguồn và phụ tải trong giai đoạn 1997 – 2012
thể hiện ở hình sau:
Hình 2 - 1: Tƣơng quan giữa tăng trƣởng nguồn và phụ tải cực đại.
(Tài liệu tham khảo [3])
Tổng cơng suất đặt các nguồn điện tính đến tháng 12- 2012 là 26475 MW, và
tỷ trọng công suất đặt các loại nguồn điện đƣợc thể hiện trong biểu đồ sau:
- 8/121 -
Nhập khẩu Khác
4%
0.2%
T uabin khí
27%
T hủy điện
47%
Nhiệt điện dầu
2%
Nhiệt điện than
18%
Nhiệt điện chạy khí
2%
Hình 2 - 2: Biểu đồ tỷ trọng công suất đặt nguồn điện năm 2012
(Tài liệu tham khảo [3])
Sản lƣợng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống điện năm 2012 là
120257GWh (gồm cả sản lƣợng điện bán Campuchia). Tổng phụ tải của HTĐ
Quốc Gia là 119033 GWh, tăng trƣởng so với năm 2011 là 10,61%. Trong đó,
điện sản xuất của các NMĐ thuộc EVN là 71921 GWh, điện mua ngoài là
45661 GWh và điện mua Trung Quốc là 2676 GWh chi tiết tại bảng sau:
Tổng sản lƣợng toàn hệ thống (gồm cả
a
điện bán Campuchia)
=(c+d+e)
Tổng sản lƣợng sản xuất của EVN và
b
mua ngoài (phụ tải HTĐ Việt Nam)
120.257
100%
119.033
98,98%
=(a-g)
Tổng sản lƣợng sản xuất của EVN
(c)
71.921
59,81%
Tổng sản lƣợng sản xuất của cac nhà
(d)
4 .661
37,97
Tổng sản lƣợng điện mua Trung Quốc
(e)
2.676
2,2%
Tổng sản lƣợng điện do hạn chế cơng
(f)
0,0
0,00%
máy ngồi ngành (tại đầu cực máy phát)
- 9/121 -
suất (do cắt tải đỉnh, F81, thiếu nguồn,
quá tải …)
Tổng SL điện bán Campuchia
(g)
1.224
1,02%
Bảng 2 - 4: Sản lƣợng điện của HTĐ Việt Nam năm 2012
(Tài liệu tham khảo [3])
2.1.3
Phụ Tải
Tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2012 về cơ bản vẫn tƣơng tự nhƣ các
năm trƣớc. Phụ tải chủ yếu vẫn tập trung ở 02 miền Nam và Bắc (chiếm
>90%), còn phụ tải miền Trung chỉ chiếm một tỷ trọng nhỏ (8-10%).
Phụ tải của các miền trong cả nƣớc qua các năm trong giai đoạn 1995 – 2012
đƣợc thể hiện qua bảng sau:
Năm
Quốc gia
GWh
Bắc
S.Lƣợng
GWh
Tỷ lệ
%
Trung
S.Lƣợng
Tỷ lệ
GWh
GWh
Nam
S.Lƣợng
Tỷ lệ
Nam
%
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
14,638
16,945
19,153
21,642
23,737
27,040
31,137
36,410
41,275
46,790
53,647
60,623
69,071
76,593
86,667
99,106
107,587
6,481
7,232
8,210
8,851
9,507
10,596
12,084
13,913
15,811
17,603
20,074
22,528
25,570
28,516
33,275
38,499
42,554
44.3
42.7
42.9
40.9
40.1
39.2
38.8
38.2
38.3
37.6
37.4
37.2
37.0
37.2
38.4
38.8
39.6
1,212
1,459
1,706
2,013
2,253
2,602
3,042
3,500
3,977
4,435
4,979
5,665
6,410
7,223
8,377
9,536
10,433
8.3
8.6
8.9
9.3
9.5
9.6
9.8
9.6
9.6
9.5
9.3
9.3
9.3
9.4
9.7
9.6
9.7
6,953
7,945
9,080
10,532
11,759
13,559
15,794
18,692
21,261
24,407
27,946
31,716
36,053
39,493
44,039
50,073
53,665
47.4
48.7
48.2
49.8
50.5
51.2
51.4
52.2
52.1
52.9
53.3
53.5
53.7
53.3
51.9
51.5
50.7
2012
119,033
47,174
39.6
11,802
9.9
59,194
50.5
Bảng 2 – 5: Phụ tải của các miền trong cả nƣớc qua các năm trong giai đoạn
1995 – 2012.
(Tài liệu tham khảo [4])
- 10/121 -
Với bảng thống kê ở trên ta có thể biểu diễn phụ tải quốc gia trong giai đoạn
trên qua đồ thị sau:
Hình 2 – 3: Biểu đồ phụ tải điện Việt Nam giai đoạn 1997 – 2012.
2.1.4 Đánh giá phụ tải HTĐ Việt Nam
Qua các số liệu về phụ tải HTĐ quốc gia nhƣ trên ta có thấy bức tranh tồn
cảnh của HTĐ Việt Nam là có sự phân bố phụ tải chủ yếu ở 02 miền Nam và
Bắc của đất nƣớc. Trên cơ sở đó, việc phát triển nguồn điện để đáp ứng cho
việc phát triển phụ tải một cách phù hợp thì mật độ nguồn điện phát cũng sẽ
tập trung chủ yếu ở 02 miền trên. Với sự phân bố nguồn nhƣ vậy thì vấn đề
dịng điện ngắn mạch cũng cần phải đƣợc xem xét một cách thấu đáo tại các
điểm nút chính trên hệ thống lƣới điện truyền tải tại 02 miền đó.
2.2 Quy hoạch phát triển HTĐ Việt Nam giai đoạn 2015-2020
Ngày 21 tháng 07 năm 2011, Thủ tƣớng Chính phủ đã có Quyết định số
1028/QĐ-TTg phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn
2011-2020 có xét đến năm 2030 (Tổng sơ đồ VII).
- 11/121 -
2.2.1 Dự báo phụ tải
Theo đánh giá của chính phủ thì mục tiêu phát triển kinh tế - xã hội của cả
nƣớc ta với mức tăng GDP khoảng 8.5% - 9%/năm và cao hơn trong giai
đoạn 2015-2020. Để phục vụ cho sự phát triển kinh tế - xã hội, dự báo nhu
cầu điện năng toàn quốc sẽ tăng ở mức 13.5% (phƣơng án cơ sở) và 15-17%
(phƣơng án cao) trong giai đoạn 2015-2020.
2.2.2 Nguồn điện
Phát triển nguồn điện phải đáp ứng các nhu cầu phụ tải nêu trên, đảm bảo
thực hiện tiến độ xây dựng các nhà máy thuỷ điện có lợi ích tổng hợp nhƣ:
chống lũ, cấp nƣớc, sản xuất điện, phát triển hợp lý và có hiệu quả các nguồn
nhiệt điện khí, đẩy mạnh xây dựng nhiệt điện than, phát triển thuỷ điện nhỏ,
năng lƣợng mới và tái tạo cho các vùng sâu, vùng xa, miền núi, biên giới, hải
đảo, chủ động trao đổi điện năng có hiệu quả với các nƣớc trong khu vực,
đảm bảo an ninh năng lƣợng quốc gia và phát triển bền vững.
Phát triển phù hợp các trung tâm điện lực ở các khu vực trong cả nƣớc nhằm
đảm bảo tin cậy cung cấp điện tại chỗ và giảm tổn thất kỹ thuật trên hệ thống
điện quốc gia cũng nhƣ đảm bảo tính kinh tế của các dự án, góp phần phát
triển kinh tế - xã hội cho từng vùng và cả nƣớc.
Phát triển nguồn điện mới phải tính tốn với các phƣơng án đầu tƣ chiều sâu
và đổi mới công nghệ các nhà máy đang vận hành, đáp ứng tiêu chuẩn môi
trƣờng, sử dụng công nghệ hiện đại đối với các nhà máy điện mới.
Phát triển các nguồn điện theo các hình thức đã đƣợc nhà nƣớc quy định, Bộ
Công Thƣơng xác định tỷ lệ hợp lý các dự án áp dụng hình thức đầu tƣ BOT,
BOO.
Bảng 2 – 6: Công suất các nguồn điện mới giai đoạn 2015 – 2020(MW)
(Tài liệu tham khảo [2])
- 12/121 -
Năm
Bắc
Trung
Nam
Quốc gia
2015
1050
946
1590
3586
2016
3868
283
600
4751
2017
1495
54
600
2149
2018
1870
192
3000
5062
2019
2550
1280
6495
10325
2020
1800
3810
2938
8548
12633
6565
15223
34421
Tổng
Danh mục chi tiết các dự án nguồn điện giai đoạn 2015-2020 cho phƣơng án
cơ sở đƣợc liệt kê trong các phụ lục 06 đến phụ lục 11.
2.2.3 Lƣới điện
Đồng thời với việc đầu tƣ phát triển nguồn điện thì tổng sơ đồ VII cũng đã
định hƣớng một cách rõ ràng việc phát triển hệ thống lƣới điện truyền tải để
đảm bảo cho một hệ thống điện vận hành an toàn, liên tục và hiệu quả.
Với phƣơng án cơ sở thì trong giai đoạn từ năm 2015 – 2020, hệ thống lƣới
truyền tải sẽ đƣợc bổ sung một loạt những trạm biến áp 500kV nhƣ: Sóc Sơn,
Hiệp Hịa, Nha Trang, Sông Mây... và các đƣờng dây 500kV, 220kV nhƣ:Bắc
Ninh – Việt Trì, Ninh Thuận – Vĩnh Tân......
Lƣới điện truyền tải Việt Nam có các cấp điện áp 220kV – 500kV đƣợc đƣa
vào vận hành theo tổng sơ đồ VII với khối lƣợng đƣờng dây và trạm biến áp
nhƣ sau:
Bảng 2-7 Thống kê khối lƣợng máy biến áp truyền tải cấp 500kV
đƣa vào giai đoạn 2015 - 2020
(Tài liệu tham khảo [2])
Số MBA
Tổng dung lƣợng
(MVA)
Quốc Gia
Miền Bắc
31
14
- 13/121 -
26750
13100
Miền Trung
Miền Nam
4
13
2400
11250
Chi tiết đƣợc thể hiện tại Phụ lục 02.
Bảng 2-8 Thống kê khối lƣợng máy biến áp truyền tải cấp 220kV
đƣa vào giai đoạn 2015 – 2020
(Tài liệu tham khảo [2])
Số MBA
Tổng dung lƣợng
(MVA)
Quốc Gia
176
39063
Miền Bắc
81
18063
Miền Trung
20
3750
Miền Nam
75
17250
Chi tiết đƣợc thể hiện tai Phụ lục.04.
Bảng 2-9 Thống kê khối lƣợng đƣờng dây truyền tải cấp 500kV
đƣa vào giai đoạn 2015 - 2020
(Tài liệu tham khảo [2])
Số mạch
Quốc Gia
Miền Bắc
Miền Trung
Miền Nam
80
38
14
28
Tổng chiều dài
(km)
4539
2015
630
1894
Chi tiết đƣợc thể hiện tại Phụ lục 03.
Bảng 2-10 Thống kê khối lƣợng đƣờng dây truyền tải cấp 220kV
đƣa vào giai đoạn 2015 – 2020.
(Tài liệu tham khảo [2])
Số mạch
Tổng chiều dài
(km)
Quốc Gia
267
5305
Miền Bắc
86
1584
Miền Trung
43
1546
Miền Nam
138
2175
Chi tiết đƣợc thể hiện tại Phụ lục 05.
- 14/121 -
2.3 Những vấn đề đối với dòng ngắn mạch lƣới điện truyền tải Việt
Nam
2.3.1 Xu thế tăng cao của dòng ngắn mạch trên HTĐ Việt Nam
Từ thời điểm 1994 về trở về trƣớc, hệ thống điện tại Việt Nam bao gồm 3 khu
vực vận hành độc lập tại 3 miền Bắc, Trung, Nam với tổng công suất hệ thống
chỉ khoảng 2000MW. Trong thời kỳ này, dòng điện ngắn mạch trên hệ thống
trong tất cả các chế độ vận hành đều đảm bảo khơng vƣợt q dịng cắt ngắn
mạch định mức của thiết bị.
Để đáp ứng nhu cầu năng lƣợng cho phát triển kinh tế xã hội cả nƣớc, đƣờng
dây siêu cao áp 500kV Bắc – Nam đƣợc đầu tƣ xây dựng từ năm 1992 và
đóng điện vận hành tháng 05/1994, chấm dứt thời kỳ vận hành riêng rẽ các hệ
thống điện miền, khởi đầu cho việc hình thành và phát triển một hệ thống
điện quốc gia duy nhất. Ngay từ khi mới đi vào vận hành, đƣờng dây 500kV
đã lập tức phát huy hiệu quả tích cực. Trong những năm 1994-1997, đƣờng
dây đã truyền tải một lƣợng lớn công suất và điện năng để cung cấp cho nhu
cầu phát triển kinh tế xã hội tại miền Nam và miền Trung, chấm dứt tình trạng
cắt điện triền miên trƣớc đó tại các khu vực này và nâng cao đáng kể độ tin
cậy cũng nhƣ chất lƣợng cung cấp điện. Hệ thống truyền tải siêu cao áp Bắc –
Nam đóng vai trị vơ cùng quan trọng trong việc đảm bảo an tồn cung cấp
điện và vận hành kinh tế hệ thống điện thông qua việc phối hợp khai thác tối
ƣu các nhà máy thuỷ điện, nhiệt điện trên toàn quốc.
Trong giai đoạn 1994-2012, công suất cực đại hệ thống điện quốc gia tăng từ
2483MW lên 18603MW (~ 7,5 lần), công suất đặt các nhà máy điện tăng từ
3880MW lên 26475 MW (~ 7 lần). Trong giai đoạn từ 1994-2008 thì thành
phần các nhà máy điện mới tham gia vào HTĐ chiếm đa số là loại hình tuabin
khí (chiếm khoảng 55%), phần cịn lại bao gồm thuỷ điện, nhiệt điện than,
dầu. Do đặc điểm về nguồn nhiên liệu, tất cả các nhà máy điện tuabin khí đều
- 15/121 -
đƣợc xây dựng tại miền Nam với tổng công suất xấp xỉ 6000MW, trong đó
chỉ riêng tại cụm Phú Mỹ, Bà Rịa đã có cơng suất đặt trên 4000MW. Tính đến
thời điểm cuối năm 2012, tỷ trọng công suất nguồn điện phân bố trên 3 miền
Bắc, Trung, Nam lần lƣợt là 39,6%, 9,9% và 50,5%.
Để để dàng theo dõi, ta có thể thơng qua bảng thống kê sau:
Bảng 2-11.Cơng suất các nhà máy điện giai đoạn 1994 – 2012
(Tài liệu tham khảo [4])
Năm
Pđặt
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
(MW) (MW)
3880
2483
4461
2796
4910
3016
4910
3393
5285
3667
5726
4102
6233
4518
7871
5251
8884
6071
9727
6695
10626
8283
11576
9255
12270 10187
13512 11286
15763 12636
17521 13867
20542 15416
23527 16490
26475 18603
Pmax
Sản
Số
Lƣợng
NMĐ
(tr.kWh)
12284
11
14638
14
16945
15
19153
17
21642
17
23737
17
27040
19
31137
22
36410
22
41275
23
46790
30
53647
30
61533
31
68699
38
75955
41
87019
57
100071
66
108725
71
120257
81
Việc chỉ chú trọng phát triển nguồn điện để đáp ứng cho nhu cầu phụ tải tăng
trƣởng với tốc độ cao mà khơng có các biện pháp hạn chế dịng điện ngắn
mạch kèm theo một cách đồng bộ sẽ dẫn tới hậu quả là dòng điện ngắn mạch
tăng cao.
- 16/121 -
Theo qui định đấu nối thì dịng điện cắt ngắn mạch tối đa của hầu hết các thiết
bị cắt trên hệ thống điện Việt Nam là 40kA. Tuy nhiên theo kết quả tính tốn
thu đƣợc trong thời gian vừa qua thì dịng ngắn mạch cao nhất có thể đạt mức
39kA tại một vài vị trí (nhƣ thanh cái 220kV Phú Mỹ, Phú Lâm..).
Để đảm bảo an toàn vận hành các thiết bị trên lƣới điện, ngành điện mà cụ thể
là Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia đã buộc phải tính tốn để thay đổi kết
lƣới bằng cách tách thanh cái 220kV (mở MC liên lạc giữa 2 thanh cái) tại
một số nơi nhƣ: trạm biến áp 500/220kV Phú Mỹ, Phú Lâm, Hóc Mơn nhằm
hạn chế trị số dịng điện ngắn mạch khi xảy ra sự cố. Giải pháp này tuy hạn
chế đƣợc giá trị dòng điện ngắn mạch xuống dƣới mức 40kA nhƣng lại có
những hạn chế đi kèm, đó là tăng tổn thất cơng suất, tổn thất điện năng hệ
thống điện, làm giảm độ linh hoạt và tin cậy cung cấp điện cho phụ tải trong
khi điều kiện về chất lƣợng điện năng là một yếu tố ngày càng đƣợc chú trọng
để cải thiện tốt hơn.
2.3.2 Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 500kV
Thời điểm tính tốn với cấu hình lƣới: 9/2013.
Phạm vi tính tốn: Các nút (thanh cái) 500kV của các trạm biến áp
500/220kV.
Kết quả tính tốn dòng điện ngắn mạch tại các nút 500kV nhƣ sau:
Bảng 2-12 Dòng ngắn mạch trên lƣới điện 500kV
Thanh cái
Dòng ngắn mạch (kA)
3 pha
1 pha
Thƣờng Tín
9.04
9.07
Quảng Ninh
11.37
9.77
Hồ Bình
8.64
9.04
Sơn La
12.43
12.65
Nho Quan
10.38
9.95
- 17/121 -
Hiệp Hịa
6.45
5.94
Hà Tĩnh
9.09
7.35
Đà Nẵng
11.08
10.07
Dốc Sỏi
11.16
9.03
Plêiku
15.33
14.38
Ialy
14.05
13.63
Đăk Nơng
11.35
10.52
Di Linh
15.17
10.04
Tân Định
16.12
14.26
Phú Lâm
19.62
19.38
Nhà Bè
20.28
20.96
Phú Mỹ 2.2
18.89
20.21
Phú Mỹ 3
18.70
19.92
Phú Mỹ 4
18.91
20.23
Sơng Mây
7.81
9.22
Phú Mỹ
19.06
20.49
Ơ Mơn
6.98
5.97
Qua bảng số liệu trên,chúng ta thấy dòng điện ngắn mạch lớn trên lƣới điện
500kV tập trung chủ yếu ở khu vực Phú Mỹ, Nhà Bè, Phú Lâm ( Inm =
18,7kA – 20,23kA) do đây là khu vực có mật độ nguồn điện tập trung cao.
Tuy nhiên ta thấy các giá trị dòng ngắn mạch nhỏ nhất vào khoảng 6kA –
10kA, lớn nhất khoảng 20kA, nhƣ thế còn thấp hơn nhiều so với dòng cắt
định mức của máy cắt cũng nhƣ quy định của “Quy định đấu nối” do Bộ
Công nghiệp (nay là Bộ Cơng Thƣơng ban hành) là 40kA.
2.3.3 Dịng điện ngắn mạch trên lƣới điện 220kV
Thời điểm tính tốn với cấu hình lƣới: 9/2013.
- 18/121 -
Phạm vi tính tốn: Các nút (thanh cái) 220kV của các trạm biến áp
220/110kV.
Kết quả tính tốn dịng điện ngắn mạch cho lƣới điện 220kV năm 2012 xem
phụ lục.... Các tính tốn đƣợc thực hiện với cấu hình tách thanh cái tại các
trạm biến áp Phú Mỹ, Phú Lâm, Nhà Bè để hạn chế dòng điện ngắn mạch, cụ
thể nhƣ sau:
- Tách thanh cái 220kV và 110kV Phú Lâm tại các máy cắt: 200A, 100A.
- Tách thanh cái 220kV Phú Mỹ tại các máy cắt: 200A, 200B.
- Tách thanh cái 220kV Nhà Bè tại máy cắt: 212
Một số nút có dòng điện ngắn mạch lớn (sau khi đã tách thanh cái):
Bảng 2-13: Các trạm biến áp 220kV có dịng ngắn mạch lớn
Inm (kA)
Icắt đm_Máy
Trạm biến áp
cắt (kA)
3 pha
1 pha
Hồ Bình
26.3
33.8
40
Phả Lại
25.8
27.1
31.5
Thƣờng Tín
20.5
23.2
40
Vật Cách
18.2
17.8
40
Tràng Bạch
20.5
20.5
40
Đà Nẵng
12.8
15.4
40
Plêiku
12.2
13.9
40
Nhà Bè
34.93
39.68
40
Nam Sài Gịn
34.09
36.02
40
Hóc Mơn
33.03
30.10
31.5
Phú Lâm_C21
29.43
30.12
31.5
Phú Lâm_C22
29.11
30.02
31.5
Long Bình
28.91
23.64
31.5/40
Phú Mỹ C22-25
29.25
35.31
40
- 19/121 -
Phú Mỹ C21-24
32.46
33.70
40
Nhận xét:
Hệ thống điện miền Trung có dịng ngắn mạch trên lƣới điện 220kV nhỏ, giá
trị này ở hầu hết các trạm biến áp nhỏ hơn 10kA, chỉ có 2 trạm có dịng ngắn
mạch lớn hơn 10kA là Đà Nẵng và Plêiku (~ 12-13kA). Điều này phản ánh
thực tế hệ thống điện miền Trung là một hệ thống nhỏ với đầu mối cấp điện
chính là các trạm biến áp 500kV Đà Nẵng và Plêiku. Nguồn điện có cơng suất
lớn nhất trên địa bàn là Nhà máy thủy điện Ialy không phát trực tiếp vào lƣới
điện miền Trung mà phát thẳng lên hệ thống 500kV. Các nhà máy điện cịn
lại (Sê San 3, Sê San 3A, Vĩnh Sơn, Sơng Hinh, Quảng Trị) đều là có quy mơ
vừa và nhỏ nên mức độ ảnh hƣởng đến dòng điện ngắn mạch khơng nhiều.
Dịng điện ngắn mạch tại các nút 220kV trên hệ thống điện miền Bắc nhìn
chung có trị số cao hơn so với hệ thống điện miền Trung. Ngoại trừ một số
nút xa nguồn có dịng ngắn mạch nhỏ (Nghi Sơn ~ 3kA, Vinh ~ 5kA, Thanh
Hoá ~ 6.5kA, Thái Bình ~ 8kA, Nam Định ~ 9kA,...), dịng ngắn mạch hầu
hết nằm trong khoảng 10-20kA. Các nút có trị số dòng ngắn mạch lớn hơn
20kA là Tràng Bạch (20.5kA), Thƣờng Tín (20.5kA), Hà Đơng (20.9kA), Phả
Lại (25.8kA), Hồ Bình (26.3kA). Đây đều là các nút nguồn lớn của hệ thống
điện miền Bắc (Thuỷ điện Hồ Bình, Nhiệt điện Phả Lại, ng Bí, trạm biến
áp 500kV Thƣờng Tín). So với tiêu chuẩn cho phép về giá trị dòng ngắn
mạch của “Quy định đấu nối” (40kA) thì có thể nói chỉ tiêu này đối với hệ
thống điện miền Bắc vẫn nằm trong giới hạn an toàn.
Hệ thống điện miền Nam là khu vực có dịng ngắn mạch lớn nhất trên tồn hệ
thống điện quốc gia. Ngoại trừ các nút ở miền Tây Nam bộ và phía Bắc của
Đơng Nam bộ (khu vực có ít nguồn điện) có dịng ngắn mạch thấp (<20kA),
hầu hết các trạm khu vực Phú Mỹ và lân cận có dịng ngắn mạch rất cao mặc
dù đã phải dùng giải pháp tách thanh cái từ cuối năm 2005.
- 20/121 -
Một số trạm biến áp có dịng ngắn mạch cao nhƣ Nhà Bè (~40kA), Nam Sài
Gòn (~36kA), Phú Mỹ (~35kA), Phú Lâm (~30kA), Long Bình (~29kA).
Các giá trị này đều đã xấp xỉ với dòng cắt định mức của thiết bị đóng cắt
(31.5kA, 40kA).
Theo tính tốn, nếu khơng áp dụng giải pháp hạn chế nào thì đến thời điểm
2010, dịng ngắn mạch tại Phú Mỹ có thể đạt tới trị số 59.3kA, tại Phú Lâm
đạt tới 45.7kA.
Bảng 2-14: Dòng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ, Phú Lâm giai đoạn 2006-2010
2006
2007
2008
2009
2010
Nút
In(1) In(3) In(1) In(3) In(1) In(3) In(1) In(3) In(1) In(3)
Phú Mỹ
50.7
42.5 53.7 44.5 56.9 46.1 58.3
49
59.3 50.5
Phú Lâm
36.3
31.4 39.2 33.5 40.9 35.8 41.3
37
45.7 39.3
Dòng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ, Phú Lâm
70
60
50
Inm(1)_Phú Mỹ
40
(kA)
Inm(3)_Phú Mỹ
Inm(1)_Phú Lâm
30
Inm(3)_Phú Lâm
20
10
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Năm
Hình 2-3 Dịng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ, Phú Lâm giai đoạn 2006-2010
2.3.4 Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV
Kết quả tính tốn dịng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV (thời điểm
12/2012) cho thấy:
- 21/121 -
Nhìn chung trị số dịng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV đều không vƣợt
quá 31.5kA theo quy định của “Quy định đấu nối”.
Phân bố trị số dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV cũng tƣơng tự nhƣ
đối với cấp điện áp 500kV và 220kV là tập trung cao trên lƣới điện miền
Nam, mức độ trung bình đối với lƣới điện miền Bắc và thấp nhất đối với lƣới
điện miền Trung.
Dòng điện ngắn mạch lớn tập trung chủ yếu trên lƣới điện miền Nam với một
số trạm biến áp có trị số gần đến ngƣỡng 31.5kA (Nhà Bè, Phú Mỹ, Việt
Thành, Phú Định, Vikimco). Khoảng 25 trạm (14%) có dòng ngắn mạch trên
mức 20kA.
Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV miền Bắc nhìn chung nằm trong
giới hạn an tồn. Khoảng 10 trạm (chiếm 5%) có dịng ngắn mạch trên mức
20kA.
Dòng ngắn mạch trên lƣới điện 110kV miền Trung lớn nhất đạt ~15kA.
Kết quả tính tốn chi tiết xem phụ lục 7.
2.3.5 Đánh giá hiện trạng và xác định đối tƣợng cần xử lý
Qua kết quả tính tốn dịng điện ngắn mạch cho tồn hệ thống có thể thấy
rằng:
- Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 500kV nằm trong giới hạn cho phép.
- Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 220kV, đặc biệt ở Phú Mỹ và vùng
phụ cận tăng rất cao, vƣợt quá khả năng cắt của các thiết bị đóng cắt. Mặc
dù giải pháp tách lƣới đã đƣợc thực hiện tại một số điểm nhƣng không hạn
chế đƣợc triệt để vấn đề này.
- Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV về cơ bản nằm trong giới hạn
cho phép. Tuy nhiên, tại một số điểm trên hệ thống điện miền Nam cũng bị
tăng cao cục bộ (Hóc Mơn, Long Bình...).
- 22/121 -
Nhƣ vậy, vấn đề dòng điện ngắn mạch tăng cao của hệ thống điện Việt Nam
xảy ra chủ yếu ở lƣới truyền tải cấp điện áp 220kV tại khu vực có mật độ
nguồn điện tập trung lớn là Phú Mỹ và vùng lân cận (Nhà Bè, Phú Lâm).
Do các thiết bị đóng cắt hiện tại chỉ có khả năng làm việc với dòng ngắn
mạch tối đa là 40kA (trừ trạm Tao Đàn là 50kA) nên buộc phải có giải pháp
để hạn chế dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 220kV (đặc biệt là khu vực
Phú Mỹ) xuống dƣới mức chịu đựng của thiết bị.
- 23/121 -
3. CHƢƠNG III: CÁC GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG ĐIỆN NGẮN
MẠCH
3.1 Các vấn đề về dòng điện ngắn mạch
Nhƣ các phần trên ta đã phân tích thì hiện tƣợng ngắn mạch trong hệ thống
điện là một vấn đề luôn luôn đƣợc quan tâm một cách thƣờng xuyên và
nghiêm túc. Với một hệ thống điện càng lớn thì vấn đề dịng điện ngắn mạch
lại càng trở lên phức tạp hơn. Trong vận hành hệ thống điện thì ngắn mạch là
một dạng sự cố xảy ra ngồi sự mong muốn, vì vậy chúng ta cần phải tìm
hiểu kỹ để đƣa ra đƣợc những giải pháp tốt nhất nhằm khắc phục những hậu
quả do dòng điện ngắn mạch gây ra.
Trong hệ thống điện, ngắn mạch là hiện tƣợng các pha chập nhau hoặc trong
trƣờng hợp hệ thống có trung tính nối đất (hay hệ thống 4 dây) – chỉ hiện
tƣợng các pha chập nhau và chập đất (hay chập dây trung tính).
Tại thời điểm ngắn mạch, tổng trở của toàn hệ thống giảm xuống, mức độ
nhiều hay ít phụ thuộc vào điểm ngắn mạch ở gần hay xa nguồn. Dịng điện
lúc đó tăng lên và điện áp các điểm trong hệ thống giảm xuống, nhất là các
điểm ở gần chỗ ngắn mạch.
Nếu trung tính của hệ thống điện nối đất trực tiếp hoặc nối đất qua tổng trở bé
thì gọi là hệ thống có dịng điện nối đất lớn. Nếu trung tính của hệ thống điện
không nối đất hay nối đất qua tổng trở lớn hoặc cuộn diệt hồ quang gọi là hệ
thống có dịng điện nối đất bé.
Trong hệ thống có dịng điện nối đất lớn có các loại ngắn mạch:
-Ngắn mạch 3 pha (3 pha chập nhau).
- Ngắn mạch 2 pha (2 pha chập nhau).
- Ngắn mạch 1 pha (1 pha chạm đất hoặc chập dây trung tính).
- Ngắn mạch 2 pha nối đất (hai pha chập nhau đồng thời chạm đất).
- 24/121 -
Tổng quan các hiện tƣợng ngắn mạch ta có thể biểu diễn qua hình vẽ sau:
Dạng ngắn mạch
Ký hiệu
Xác suất xảy ra
N(3)
5%
N(2)
10%
N(1)
65%
N(1,1)
20%
Hình 3-1 Các dạng ngắn mạch
(Tài liệu tham khảo [5])
Ngắn mạch 3 pha là loại ngắn mạch đơn giản nhất (đối xứng), cả 3 pha đều
đƣợc đặt dƣới điện áp nhƣ nhau và lệch pha nhau 120 0. Các loại ngắn mạch
cịn lại là khơng đối xứng vì điện áp các pha khác nhau, do đó dịng điện cũng
khác nhau và lệch pha nhau nói chung khác 1200.
Trƣờng hợp hệ thống điện có dịng điện nối đất bé thì một pha chạm đất
không tạo thành ngắn mạch, ngắn mạch 2 pha nối đất sẽ tạo thành ngắn mạch
2 pha (vì dịng điện ngắn mạch khơng đi qua đất). Nhƣ vậy trong hệ thống
này chỉ còn hai trƣờng hợp ngắn mạch: 3 pha và 2 pha.
3.1.1 Nguyên nhân gây ra dòng điện ngắn mạch
Nguyên nhân chung và chủ yếu sinh ra ngắn mạch là do cách điện bị hỏng.
Lý do làm cho cách điện bị hỏng có thể do: Cách điện bị già cỗi khi làm việc
- 25/121 -
