ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA LÊ PHÚ HỊA TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ Chuyên ngành : Kỹ thuật điện Mã số : 60 52 02 02 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN Đà Nẵng – Năm 2017 Cơng trình hồn thành TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN VINH TỊNH Phản biện 1: PGS.TS NGÔ VĂN DƯỠNG Phản biện 2: TS LÊ KỶ Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp Trường Đại học Bách khoa vào ngày 13 tháng năm 2017 Có thể tìm hiểu luận văn tại:  Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng Trường Đại học Bách khoa  Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN PHẦN MỞ ĐẦU LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI Cùng với nhịp độ tăng trưởng kinh tế gia tăng dân số toàn cầu, nhu cầu tiêu thụ lượng khơng ngừng tăng lên lượng điện đóng vai trò then chốt Trong năm qua, sản lượng điện cung cấp cho ngành kinh tế sinh hoạt nhân dân toàn quốc không ngừng tăng lên Điện thương phẩm năm 2010 159,3 tỷ kWh, công suất cực đại 8.284 MW Trong năm 2016, tổng sản lượng điện thương phẩm 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 đất nước Để đáp ứng cung cấp điện cho phụ tải, hệ thống điện mở rộng phát triển, nhiều nguồn điện đưa vào vận hành, liên kết lưới điện tăng, dẫn đến nhiều vấn đề vận hành cần quan tâm phân tích, đánh giá: làm việc tin cậy hệ thống chế độ vận hành, chất lượng điện năng, tổn thất điện năng, hệ thống bảo vệ rơle, hiệu kinh tế vận hành… Trong thực tế nay, việc quy hoạch trung dài hạn hệ thống điện Quốc gia đề cập đến nguồn lưới điện từ cấp điện áp 220kV trở lên, Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành phố đề cập đến nguồn lưới điện có cấp điện áp ≤ 110kV Do cách phân chia phạm vi quy hoạch, nên cơng tác tính tốn phân tích đánh giá lưới điện 110kV phạm vi liên kết miền chưa đề cập cụ thể; việc tính tốn kiểm tra khả truyền tải lưới điện đấu nối, liên kết nhà máy điện với hệ thống điện miền, tìm giải pháp thích hợp để đáp ứng nhu cầu truyền tải chế độ khác cần thiết Đề tài sâu tìm hiểu phương pháp tính tốn, phân tích đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý 2 MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI - Tìm hiểu phương pháp tính tốn, phân tích chế độ làm việc hệ thống điện nói chung, hệ thống điện 110kV nói riêng chế độ vận hành - Nghiên cứu tính tốn ảnh hưởng chế độ cố đến độ tin cậy vận hành hệ thống - Tìm hiểu, lựa chọn phần mềm tính tốn để sử dụng cho đề tài - Áp dụng tính tốn, phân tích đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU - Các phương pháp tính tốn, phân tích chế độ làm việc hệ thống điện - Phần mềm tính tốn mơ hệ thống điện PSS/E - Lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU - Tìm hiểu phương pháp tính tốn phân tích chế độ làm việc hệ thống điện, lựa chọn phương pháp phù hợp để tính tốn cho mạng điện khu vực - Tìm hiểu phương pháp phần mềm tính tốn cho hệ thống điện, phân tích lựa chọn phần mềm để sử dụng Thu thập số liệu hệ thống điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý, tính tốn phân tích chế độ vận hành để tìm trạng thái nguy hiểm - Đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý TÊN ĐỀ TÀI - Căn vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài đặt tên sau: “Tính tốn, phân tích đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV công ty lưới điện cao miền Trung quản lý” BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI - Bố cục đề tài dự kiến chia làm phần gồm: Phần mở đầu, nội dung đề tài phần kết luận, kiến nghị - Nội dung đề tài gồm chương sau: Chƣơng 1: Tổng quan hệ thống điện miền Trung lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung Chƣơng 2: Tìm hiểu phương pháp tính tốn, tìm hiểu phần mềm PSS/Ei Chƣơng 3: Tính tốn, phân tích chế độ vận hành lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung Chƣơng 4: Đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý CHƢƠNG TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG VÀ LƢỚI ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG 1.1 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 tỉnh Tây nguyên Kon Tum, Gia Lai, Đắk Lắk Đắk Nông Khu vực có diện tích khoảng 98000 km2 gần 1/3 diện tích nước Miền trung có địa hình hẹp, dộ dốc lớn trải dài gần 1000 km từ chân đèo Ngang phía Bắc đến cầu Du Long phía nam tỉnh Khánh Hòa Hệ thống điện miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua đường dây trạm biến áp sau: - Nhận từ TBA 500kV: Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ, Pleiku, Pleiku 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 + 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 + 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 lƣới hệ thống điện miền Trung 1.1.2.1 Nguồn điện 1.1.2.2 Lưới điện 1.1.2.3 Kết lưới hệ thống điện miền Trung 1.2 TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG 1.2.1 Giới thiệu chung 1.2.2 Chức nhiệm vụ 1.2.3 Mơ hình tổ chức quản lý sản xuất 1.2.4 Nguồn lực 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 chiều dài đường dây lớn, nên lưới truyền tải khu vực thường phải tách sửa chữa thường xuyên xảy cố ảnh hưởng lớn đến tin cậy vận hành hệ thống Hậu chúng ảnh hưởng nghiêm trọng đến đời sống kinh tế - xã hội an ninh quốc phòng địa phương miền trung Chính thế, việc tính tốn, phân tích chế độ vận hành đề xuất số pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý để khắc phục tình trạng cần thiết CHƢƠNG TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN, TÌM HIỂU PHẦN MỀM PSS/E 2.1 TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN MẠNG ĐIỆN 2.1.1 Định nghĩa tốn Giải tích chế độ xác lập lưới điện (PF: Power Flow, Load Flow Calculation) xuất phát từ phương trình chế độ xác lập để xác định phân bố dòng, áp, cơng suất lưới, cách giải phương trình PF phận tính tốn tối ưu hóa (optimization) chế độ làm việc, tính tốn ổn định (stability) hay phân tích chế độ cố Tính tốn PF thuộc loại tính tốn nghiên cứu (study), không sử dụng liệu thời thực (real time) Nếu gọi điện áp phức (chế độ xác lập) nút lưới k uk  vk  jwk dòng điện phức phụ tải hay nguồn điện nút k ik ta có phương trình chế độ xác lập ik  Ykm u m với Ykm m phần tử phức ma trận tổng dẫn nút với nút sở điện áp nút trung tính (đất) Ký hiệu tổng lấy theo nút (kể nút k,  m trừ nút đất) Vì ma trận nên vế phải phương trình (biểu diễn lưới điện) tuyến tính với u m , cơng suất nút cho khơng phải dòng nút, ta có vế trái (đặc trưng cho nguồn tải) cho ( pk  jq k ) / uk* phi tuyến điện áp (dấu * số phức liên hợp) Biến đổi phương trình ta có cơng suất nút (công suất pha ứng với áp pha công suất pha ứng với áp dây): * * pk  jq k  u k ik*  u k Ykm um (2.1)  m Trong số phức tổng dẫn biểu diễn bởi: Ykm  Gkm  jBkm Thế ta có: pk  jq k  (vk  jwk ) [(vm  jwm )(Gkm  jBkm )] m Tách phần thực, phần ảo đặt: S (k )   (vm Gkm  wm Bkm ) m Z (k )   ( wm Gkm  vm Bkm ) (2.2) m Ta có:  pk  vk S (k )  wk Z (k )   qk  wk S (k )  vk Z (k ) (2.3) Đó phương trình nút dạng cân công suất viết theo điện áp tọa độ vng góc: uk  vk  jwk Ta sử dụng phương trình nút dạng cân dòng:  (v m  jwm )(Gkm  jBkm )  ik  m Có thể thấy tổng phương trình S(k) + jZ(k) Thay ik  ( pk  jq k ) /(vk  jwk ) tách thực, ảo, ta rút phương trình cho phần thực, ảo ký hiệu là: pk vk  qk wk   (k )  S (k )  v  w  k k  pk wk  qk vk  ( k )  Z ( k )  0  vk2  wk2 (2.4) Công thức PF thường hay sử dụng điện áp viết tọa độ cực: u k  uk exp( j k ) (ký hiệu exp( j k )  e j ) Nếu tổng dẫn viết tọa độ cực: Ykm  Ykm exp( j k ) thay vào (4.1) ta có: pk  jq k  u k exp( j k ) u m exp(  j m )Ykm exp(  j km ) m  u k  u mYkm exp( j km  j km ) m Trong đó:  km   k   m Tách thực ảo ta được: pk  u k  u mYkm cos( km   km ) m qk  u k  u mYkm sin( km   km ) (2.5) m Cũng viết dạng: pk  u k  u m (Gkm cos  km  Bkm sin  km ) m qk  u k  u m (Gkm cos  km  Bkm sin  km ) (2.6) m Các phương trình (2.3), (2.4), (2.5), (2.6) dạng tọa độ vng góc tọa độ cực phương trình chế độ xác lập Chú ý ký hiệu tổng lấy theo nút kể nút k nút cân Các  m phương trình mơ tả cân cơng suất (dòng) nút phương trình đại số phi tuyến điện áp Chú ý phương trình khơng chứa biến thời gian ta xét chế độ xác lập Cũng ý ta tách phần thực phần ảo nên tất đại lượng phương trình số thực Tuy nhiên, sử dụng biến phức nhờ trợ giúp máy tính, vấn đề cho đạt hiệu tính tốn cao Giả sử lưới điện có n+1 nút đánh số từ đến n, không kể nút trung tính Tại nút có biến thực: pk , qk , uk ,  k pk , qk , vk , wk Nếu cho trước 2(n+1) đại lượng này, từ 2(n+1) phương trình chế độ xác lập nói trên, ta xác định 2(n+1) biến lại Giả thiết thõa mãn, ta xem xét trường hợp biểu diễn nút phụ tải công suất P, Q số biết (bao gồm nút nối dây có P=0, Q=0 Q=Qc với Qc mô tả công suất điện dung đường dây nối tới nút), nút nguồn điện cho trước công suất tác dụng P môđun điện áp u (các nút loại gọi nút điều khiển điện áp) Tuy nhiên xem xét kỹ ta có nhận xét sau: - Phương trình tọa độ cực (2.5), (2.6) chứa biến số góc pha điện áp, phương trình phụ thuộc vào góc tương đối nút  km   k   m , cộng thêm đại lượng vào tất góc khơng làm thay đổi phương trình Đó mặt vật lý góc điện áp định nghĩa so với “mốc” tùy chọn Điều có nghĩa ta phải chọn trước góc cho nút - Không thể xác định trước công suất P tất nút lưới điện, điều kiện cân cơng suất quy định phải có nút cơng suất phát vào lưới phụ thuộc tổng cơng suất phụ tải, tổn thất công suất lưới công suất cho nút nguồn khác Nút gọi nút cân công suất (swing bus, slack bus) chọn số nút nguồn Vì khơng thể cho trước P tất nút nguồn giả thiết Tóm lại, loại nút thường xử lý tính tốn PF là: Nút PV hay nút điều khiển điện áp: Công suất tác dụng P biên độ điện áp u cho trước Đây thường nhà máy điện với u ddwwocj trì thiết bị điều chỉnh tự động điện áp (AVRautomatic voltage regulator) hay trạm bù cơng suất phản kháng Việc trì điện áp thực điều chỉnh công suất phản kháng nguồn phát Tất nhiên khoảng điều chỉnh có giới hạn giới hạn dòng stator giới hạn dòng kích từ máy điện đồng bộ, điều kiện làm việc ổn định chế độ thiếu kích thích Do nút loại thường phải xét điều kiện ràng buộc: (2.7) Qkmin  qk  Qkmax Nút PQ: Thường nút phụ tải điện cơng suất tiêu thụ giả thiết không biến động theo độ lệch nhỏ điện áp chế độ xác lập Nút cân bằng: Phát sinh tổn thất công suất lưới khơng biết trước tính tốn giải tích chế độ Nút thường chọn số nút nguồn ứng với nhà máy điện làm nhiệm vụ điều chỉnh tần số Tại nút cân cho trước u,θ Thơng thường chương trình PF dùng nút cân bằng, nhiên xử lý tốn giải tích hệ thống hợp nhất, bao gồm nhiều vùng, nhiều nút điều chỉnh tần số công suất trao đổi (mua, bán) vùng 10 Seidel Xuất phát từ phương pháp người ta xây dựng nhiều phần mềm tính tốn mô hệ thống điện Phần mềm PSS/E phần mềm mạnh, có hầu hết chức phân tích hệ thống điện sử dụng rộng rãi chương trình PSS/E ngành điện Việt Nam Do tác giả lựa chọn phần mềm PSS/E làm chương trình tính tốn mơ cho đề tài CHƢƠNG TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH LƢỚI ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ 3.1 MỞ ĐẦU 3.2 TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 110kV KHU VỰC MIỀN TRUNG 3.2.1 Số liệu sơ đồ tính tốn 3.2.1.1 Số liệu tính tốn - Thông số hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung gồm có thơng số đường dây, thơng số MBA thông số máy phát - Thông số vận hành gồm thông số phụ tải 6kV, 15kV, 22kV, 35kV TBA 110kV Phụ tải đưa để tính tốn dựa dự báo phụ tải Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung (Dự báo phụ tải HTĐ miền Trung năm 2016 theo phương án sở); Chế độ huy động nguồn gồm công suất phát nhà máy phát lên cấp điện áp 110kV, công suất nhận từ TBA 220kV, 500kV dựa kế hoạch huy động nguồn “Phương thức vận hành hệ thống điện năm 2016” Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia 3.2.1.2 Sơ đồ tính tốn Sơ đồ tính tốn lưới điện miền Trung năm 2016 hình 1.1 3.2.2 Điều kiện tính tốn Trong chế độ làm việc bình thường, điện áp nút lưới điện 110kV cho phép dao động mức 110kV±5% Tuy nhiên để 11 giảm tổn thất điện năng, Công ty Điện lực mong muốn giữ điện áp vận hành mức (1,05 ÷ 1,1)Uđm tức trì mức 115 ÷ 121kV Do để thuận tiện phân tích điện áp nút lưới, ta đặt hệ tương đối: 1pu=115kV Từ sau, tính tốn phân tích chế độ vận hành bình thường điện áp nằm ngồi phạm vi cho phép (0.95pu ÷ 1.05pu) xem nút nguy hiểm Các nhánh có mức độ mang tải trường hợp vận hành bình thường ≥ 70% cơng suất biểu kiến định mức cần xem xét kiến nghị chống tải Đối với trường hợp cố, giới hạn điện áp vận hành tính tốn phạm vi 115kV±10% (0.9pu ÷ 1.1pu) Mức độ mang tải nhánh có thay đổi trào lưu cơng suất trường hợp cố kiểm tra mức nhỏ công suất biểu kiến định mức 3.2.3 Tính tốn phân tích, đánh giá chế độ vận hành hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung 3.2.3.1 Khi hệ thống vận hành bình thường (chế độ 1) a Kết tính tốn tổn thất cơng suất: - Tổn thất lưới :  P = 33,4 MW - Tỷ lệ tổn thất:  P%= 2,23% b Kiểm tra điện áp nút: b.1 Nút điện áp thấp : U < 0.95pu Khơng có nút có điện áp 0.95pu b2 Nút điện áp cao : U > 1.05pu Một số nút gần nhà máy có điện áp lớn 1.05pu c Kiểm tra phần tử mang tải lớn 70%: - Không có phần tử bị q tải d Phân tích, đánh giá: Trong chế độ vận hành bình thường, khơng có nút có điện áp 0.95pu, khơng có nhánh bị tải Tổn thất truyền tải 33,4MW (tỷ lệ 2,23%) Trào lưu công suất điện áp chi tiết nút hình 3.1 (Bắc miền Trung) hình 3.2 (Nam miền Trung) 3.2.3.2 Khi cố đường dây 110kV Nha Trang – Ninh Hòa (chế độ 2) a Kết tính tốn tổn thất công suất: 12 - Tổn thất lưới :  P = 35,7 MW - Tỷ lệ tổn thất:  P%= 2,38% b Kiểm tra điện áp nút: b.1 Nút điện áp thấp : U < 0,95pu Có nút có điện áp 0.9 pu b2 Nút điện áp cao : U > 1,05pu - Khơng có nút có điện áp > 1,05pu c Kiểm tra phần tử mang tải lớn 70%: - Không có đường dây bị q tải d Phân tích, đánh giá: Trong chế độ cố ĐZ 110kV Nha Trang - Ninh Hòa, có 02 nút có điện áp 0.9pu, gây tải đường dây 110kV Tuy Hòa – Hòa Hiệp Tổn thất truyền tải 35,7MW (Tỷ lệ 2,38%) 3.2.3.3 Khi cố đường dây 110kV Krông Buk- Bn Ma Thuột (chế độ 3) a Kết tính tốn tổn thất cơng suất: - Tổn thất lưới :  P = 42.5 MW - Tỷ lệ tổn thất:  P%= 2,83% b Kiểm tra điện áp nút: b.1 Nút điện áp thấp : U < 0,95pu - Khơng có nút có điện áp < 0,95pu b2 Nút điện áp cao : U > 1,05pu - Khơng có nút có điện áp > 1,05pu c Kiểm tra phần tử mang tải lớn 70%: - Có 01 đường dây bị tải là: đường dây 110kV K rơng Buk – Hòa Thuận Quá tải 138% d Phân tích, đánh giá: Trường hợp cố đường dây 110kV Krơng Buk – Hòa Thuận nút điện áp nằm phạm vi cho phép nhiên đường dây 110kV Krơng Buk -Hòa Thuận tải 138% 3.3 PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ CHUNG VÀ KẾT LUẬN Qua thu thập số liệu thông số hệ thống thông số vận hành hệ thống điện 110kV miền Trung, tác giả cập nhật số liệu cho chương trình PSS/E, thực tính tốn chế độ xác lập, tính tốn 13 ổn định chế độ vận hành cho lưới điện 110kV miền Trung theo chế độ sau: - Chế độ vận hành bình thường - Chế độ cố: cố đường dây mạch vòng có nhà máy thủy điện đấu nối vào Qua kết tính tốn cho thấy: - Ở chế độ 1: Khơng có nút điện áp thấp, có số nút gần nguồn có điện áp cao khơng đáng kể, trường hợp bình thường lưới truyền tải để thực giảm tổn thất Trong chế độ này, tỷ lệ tổn thất công suất 2,23% Khơng có đường dây, thiết bị bị tải - Ở chế độ 2: Có nút có điện áp thấp Khơng có đường dây, thiết bị bị tải Tỷ lệ tổn thất 2,38% Khi xảy cố sau cố điện áp tần số trở trạng thái ổn định khoảng thời gian 3s Ở chế độ này, hầu hết nút khu vực Phú Yên bị áp - Ở chế độ 3: chế độ này, nút điện áp nằm phạm vi cho phép nhiên đường dây 110kV Krơng Buk -Hòa Thuận q tải 138% Tỷ lệ tổn thất 2,83% Trên sở kết tính tốn phân tích nêu trên, ta thấy cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp thích hợp để cải thiện điện áp, chống tải nhằm nâng cao độ tin cậy vận hành ổn định cho hệ thống lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung nói riêng Hệ thống điện miền Trung nói chung CHƢƠNG ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI 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 LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG 4.2.1 Lựa chọn giải pháp 14 Để tìm giải pháp để nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý đến năm 2020, tác giả sử dụng giải pháp sau: - Căn vào kết kết tính tốn phân tích chế độ làm việc hệ thống, chương xác định chế độ nguy hiểm nút yếu hệ thống Do để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ổn định cho trạm khu vực đảm bảo tiêu chí N-1, giảm tổn thất điện lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung cần phải đầu tư xây dựng mới, cải tạo nâng cấp TBA đường dây 110kV để đưa vào vận hành trước năm 2020 Trong luận văn tác giả tính tốn lựa chọn phương án tối ưu để nâng công suất truyền tải đường dây 110kV Krông Buk Buôn Ma Thuột - Căn 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 Quy hoạch điện VII điều chỉnh) Thủ tướng phủ ban hành ngày 18/3/2016, vào quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành khu vực số liệu phụ tải thực tế tác giả tính tốn cân nhu cầu nguồn tải giai đoạn 2017-2020 từ đưa kế hoạch đầu tư xây dựng thời điểm đưa vào vận hành TBA đường dây 110kV 4.2.2 Tính tốn lựa chọn phƣơng án tối ƣu đề nâng công suất truyền tải đƣờng 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 tính tốn trào lƣu cơng suất ta thấy: - Trong điều kiện làm việc bình thường năm 2017 đường dây 110kV Krơng Buk - Hòa Thuận mang tải 90,5% (dây ACSR185/29 mang tải tối đa 99MVA) Theo lộ trình giảm tổn thất điện nâng cao độ tin cậy cung cấp điện giai đoạn 2016 - 2020 EVN CPC, điều kiện để giảm tổn thất với dòng cho phép vận hành kinh tế dây ACSR-185/29 333A Năm 2015 đường dây Krông Buk Hòa Thuận có Imax = 392A > 333A đến năm 2017 đường dây Krơng Buk - Hòa Thuận có Imax = 461A > 333A nên xét theo điều 15 kiện vận hành kinh tế để giảm tổn thất khơng đảm bảo (ứng với Jkt =1,3A/mm2 tiết diện đáp ứng phải >354mm2) Từ phân tích nêu việc nâng cấp đường dây 110kV Krông Buk - Buôn Ma Thuột (2 mạch) cần thiết, đảm bảo cung cấp điện cho tỉnh Đăk Lăk trường hợp cố mạch đường dây (mạch lại đảm bảo khả cấp điện), nâng cao độ tin cậy cung cấp điện giảm tổn thất điện Về mặt độ tin cậy an toàn cung cấp điện giảm tổn thất: Khi nâng tiết điện đường dây 110kV Krông Buk - Buôn Ma Thuột chống tải cho đường dây năm tới chưa xuất TBA 220kV Krông Ana Như nâng cao độ tin cậy, an toàn cung cấp điện đảm bảo theo tiêu chí N-1 cho tỉnh Đăk Lăk giảm tổn thất điện 4.2.2.3 Các phương án đầu tư Để cấp điện ổn định, liên tục cho TP Buôn Ma Thuột khu vực lân cận, giảm tổn thất điện tác giả đưa 02 phương án đầu tư sau: Phương án I: Xây dựng 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 có dài 43km từ TBA 220kV Krông Buk đến TBA 110kV Buôn Ma Thuột Đối với phương án I xây dựng tuyến đường dây mạch kép chiều dài 45km Tuy phương án ảnh hưởng đến việc cắt điện thi cơng phải đầu tư hồn tồn tuyến xây dựng ngăn xuất tuyến TBA Với phương án thực khó khăn nhiều thời gian như: thực bổ sung quy hoạch phát triển điện lực, thoả thuận tuyến đường dây mới, đền bù hành lang tuyến mới, nên công tác thực kéo dài, không đáp ứng kịp thời cho việc chống tải đường dây Các đoạn đầu tuyến dài 1,9km TBA 220kV Krông Buk 2km cuối tuyến TBA 110kV Buôn Ma Thuột có khoảng 90 nhà tuyến đường dây nên việc giải tỏa đền bù khó thực nhiều thời 16 gian để xây dựng thêm tuyến Với phân tích ta chọn phương án II cải tạo nâng tiết diện đường dây 110kV mạch kép 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 chọn theo mật độ dòng điện kinh tế đảm bảo công suất truyền tải đường dây, đồng thời kiểm tra theo điều kiện tổn thất vầng quang điều kiện phát nóng cho phép - Với tiết diện tính tốn tiêu chuẩn chế tạo, lựa chọn dây dẫn có tiết diện ≥ 356,59mm2 Do chọn dây dẫn 2xACSR185/29 ~ Icp=1020A (phân pha) có tiết diện 2x185mm2 = 370 mm2 > 356,59 mm2 dây dẫn ACSR-400 ~ Icp=840A có tiết diện 400mm2 > 356,59 mm2 để nâng công suất truyền tải đường dây Krông Buk – Buôn Ma Thuột Để thuận tiện việc lựa chọn phương án đầu tư, đề tài đưa phương án cải tạo nâng tiết diện đường dây có để so sánh sau: Phƣơng án 1: Phân pha dây dẫn có ACSR-185/29 thành 2xACSR-185/29, chiều dài tuyến 43km mạch kép - Điện áp định mức: 110kV - Số mạch: 01, 02 có cải tạo thành 02 mạch - Dây dẫn : Cải tạo dây dẫn có ACSR-185/29 thành 2xACSR-185/29 - Dây chống sét : OPGW-50 sử dụng lại OPGW-50 lắp (thay dây TK-50 có cũ) - Hành lang tuyến : Sử dụng lại hành lang tuyến có - Điểm đầu: Thanh 110kV TBA 220/110kV Krơng Buk (hiện có) - Điểm cuối: Thanh 110kV TBA 110kV Bn Ma Thuột (hiện có) - Giải pháp cột móng: Các đoạn tuyến từ TBA 220/110kV Krông Buk đến cột số 10 trạng, đoạn từ cột số 89 đến cột 93, đoạn từ cột 103 đến cột 129, đoạn từ cột 192 TBA Hòa Thuận TBA Bn Ma Thuột tuyến 17 đường dây cột mạch kép thép có Đoạn để đảm bảo khả chịu lực cột móng sử dụng dây 2xACSR185/29, giải pháp cải tạo thay số cột néo không đảm bảo khả chịu lực, cột đỡ thay số không đảm bảo nâng cao số cột qua khu dân cư, phần móng trụ tính tốn bù bê tơng móng có khơng 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 02 mạch đơn song song (cách khoảng 12 đến 17 mét) chủ yếu dùng cột bê tông ly tâm cao 20 mét Đoạn sử dụng dây 2xACSR-185/29 để đảm bảo khả chịu lực cột móng, đồng thời để giảm ảnh hưởng đến việc cắt điện thi công giảm thiểu hành lang chiếm dụng tuyến đường dây trạng giải pháp thay cột bê tông ly tâm có cột 02 mạch thép móng phù hợp (cải tạo 01 tuyến, 01 tuyến thu hồi) - Số lượng góc (G): Theo thực tế tuyến đường dây có 40 góc Phƣơng án 2: Thay dây dẫn có ACSR-185/29 thành ACSR-400/51, chiều dài tuyến 43km mạch kép - Điện áp định mức: 110kV - Số mạch: 01, 02 có cải tạo thành 02 mạch - Dây dẫn : Cải tạo dây dẫn có ACSR-185/29 thành ACSR-400/51 - Dây chống sét : OPGW-50 sử dụng lại OPGW-50 lắp (thay dây TK-50 có cũ) - Hành lang tuyến : Sử dụng lại hành lang tuyến có - Điểm đầu: Thanh 110kV TBA 220/110kV Krơng Buk (hiện có) - Điểm cuối: Thanh 110kV TBA 110kV Buôn Ma Thuột (hiện có) - Giải pháp cột móng: Các đoạn tuyến từ TBA 220/110kV Krông Buk đến cột số 10 trạng, đoạn từ cột số 89 đến cột 93, đoạn từ cột 103 đến cột 129, đoạn từ cột 192 TBA Hòa Thuận TBA Bn Ma Thuột tuyến 18 đường dây cột mạch kép thép có Đoạn để đảm bảo khả chịu lực cột móng sử dụng dây ACSR400/51, giải pháp cải tạo thay số cột néo không đảm bảo khả chịu lực, cột đỡ thay số không đảm bảo nâng cao số cột qua khu dân cư, phần móng trụ tính tốn bù bê tơng móng có khơng 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 02 mạch đơn song song (cách khoảng 12 đến 17 mét) chủ yếu dùng cột bê tông ly tâm cao 20 mét Đoạn sử dụng dây ACSR-400/51 để đảm bảo khả chịu lực cột móng, thay cột bê tơng ly tâm có cột 02 mạch thép móng phù hợp (cải tạo 01 tuyến, 01 tuyến thu hồi) - Số lượng góc (G): Theo thực tế tuyến đường dây có 40 góc 4.2.2.4 Phân tích lựa chọn phương án tối ưu Nhận xét: + Về mặt kỹ thuật: Cả phương án đảm bảo mặt kỹ thuật nâng công suất truyền tải + Lựa chọn phƣơng án đầu tƣ: Phương án có giải pháp cải tạo kết cấu móng, cột, xà dây dẫn 02 phương án có tiết diện tương đương (2xACSR-185/29 ~ F=420mm2, ACSR-400/51 ~ F=445mm2) Tuy nhiên phương án có khả tải công suất lớn phương án khoảng 21% (2xACSR-185/29 ~ I=1020A, ACSR-400/51 ~ I=840A) Về chi phí xây dựng phương án có chi phí thấp phương án khơng phải tốn chi phí thu hồi tồn dây dẫn cũ, đồng thời chi phí mua dây dẫn phương án (phương án dây ACSR-185/29, phương án dây dẫn ACSR400/51) Với nhận xét trên: Kiến nghị chọn phương án làm phương án đầu tư phân pha dây dẫn có ACSR-185/29 thành 2xACSR-185/29 4.2.2.5 Các tiêu kinh tế kỹ thuật 4.2.2.5.1 Quy mô đầu tư 19 Phân pha dây dẫn có ACSR-185/29 thành 2xACSR185/29, chiều dài tuyến 40,456km cho nhánh Krông Buk – Bn Ma Thuột nhánh rẽ Hồ Thuận dài 2,519km Thay dây dẫn đấu nối xuống thiết bị ngăn đường dây 110kV để phù hợp với dây dẫn sau cải tạo Thay TI 110kV ngăn xuất tuyến 173 TBA 110kV Buôn Ma Thuột 4.2.2.5.2 Tổng mức đầu tư: Bảng 4.8: Tổng mức đầu tư STT Hạng mục chi phí Chi phí bồi thường GPMB Chi phí xây dựng dự án Chi phí thiết bị Chi phí quản lý dự án Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng Chi phí khác Chi phí dự phòng TỔNG CỘNG (đã làm tròn) Ký hiệu Ggpmb Gxd Gtb Gqlda Gtv Gk Gdp Giá trị sau thuế (đồng) 3.281.990.000 118.205.299.000 692.339.000 1.739.148.000 9.899.193.000 10.636.638.000 14.445.461.000 158.900.068.000 Các tiêu kinh tế tài Bảng 4.9: Kết phân tích kinh tế - tài STT Chỉ tiêu tài Chỉ tiêu kinh tế NPV 51.111 [triệu đồng] NPV 115.347 [triệu đồng] IRR 11,28% EIRR 14,8% Theo tiêu kinh tế kỹ thuật trên, việc đầu tư dự án hoàn toàn khả thi, mặt tài - kinh tế đạt hiệu cao 4.2.3 Lập kế hoạch đầu tƣ xây dựng lựa chon thời điểm thích hợp đƣa vào vận hành cơng trình lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung Quản lý đến năm 2020 4.2.3.1 Đặt vấn đề 4.2.3.2 Hiện trạng nguồn lưới điện khu vực Quảng Bình 20 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 vùng phụ tải lân cận 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 Công ty Điện lực Công ty Lưới điện cao miền Trung Hình 4.1: Mức mang tải TBA 110kV khu vực Quảng Bình Dựa vào sở dự báo nêu tác giả nhận thấy số địa phương công suất dự báo lớn nhiều so với công suất thực tế thu thập từ giai đoạn 2011-2015 Trong khu vực Quảng Bình cơng suất thực tế giai đoạn 2011-2015 57% so với dự báo Để dự báo phụ tải xác với thực tế từ để lập kế hoạch đầu tư xây dựng thời điểm thích hợp để đưa cơng trình vào vận hành nhằm nâng cao hiệu kinh tế tác giả lập bảng dự báo phụ tải TBA 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020 Bảng 4.11: Dự báo phụ tải TBA 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020 STT (1) Tên trạm (2) Sông Gianh Công suất MVA (3) 65 2016 (4) 40 Phụ tải (MW) 2017 2018 2019 (5) (6) (7) 44.24 48.93 54.12 2020 (8) 59.85 21 Văn Hóa Lệ Thủy Ba Đồn Đồng Hới Áng Sơn Bắc Đồng Hới Hòn La Tổng (MVA) Cân (+)/(-) 50 25 50 50 50 25 25 340 21.7 16.6 27.3 40.2 26.3 23.2 7.76 256 84 24.00 18.36 30.19 44.46 29.09 25.66 8.58 284 56 26.54 20.31 33.39 49.17 32.17 28.38 9.49 314 26 29.36 22.46 36.93 54.39 35.58 31.39 10.50 347 -7 32.47 24.84 40.85 60.15 39.35 34.71 11.61 384 -44 Trong dự kiến tốc độ tăng trưởng phụ tải khu vực Quảng Bình cụ thể sau: Giai đoạn Phương án sở Phương án cao 2016-2020 10.06% 13% Hình 4.2: Dự báo nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu vực Quảng Bình theo phương án dự phòng 20% cơng suất 22 Hình 4.3: Dự báo nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu vực Quảng Bình theo phương án khơng dự phòng cơng suất: 4.2.3.4 Lựa chọn thời điểm đưa vào vận hành cơng trình Tiêu chí lựa chọn  Đối với TBA 110kV: - Sang tải cho TBA 110kV khu vực - Giảm tổn thất điện lưới phân phối - Đảm bảo chế độ cung cấp điện ổn định N-1 - Phụ tải khu vực đặt TBA 110kV lớn 10MVA  Đối với đường dây 110kV: - Dựa kết tính tốn phân tích nêu chương - Đáp ứng tiêu chí N-1 cho việc ổn định cung cấp điện Từ tiêu chí tác giả lập bảng kế hoạch thời điểm đưa vào vận hành Lưới điện 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020 sau: Bảng 4.12: Kế hoạch thời điểm đưa vào vận hành Lưới điện 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020 23 24 KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ Qua tìm hiểu hệ thống điện Việt Nam nói chung hệ thống điện miền Trung nói riêng cho thấy nguồn, lưới điện tốc độ tăng trưởng phụ tải hệ thống phát triển nhanh Trong khu vực miền Trung có địa hình phức tạp, khí hậu khắc nghiệt, hệ thống truyền tải điện với cấp điện áp cao, công suất chiều dài đường dây lớn, nên lưới truyền tải khu vực thường phải tách sửa chữa thường xuyên xảy cố ảnh hưởng lớn đến tin cậy vận hành hệ thống Hậu chúng ảnh hưởng nghiêm trọng đến đời sống, phát triển kinh tế - xã hội an ninh quốc phòng địa phương miền Trung Chính thế, việc tính tốn, phân tích chế độ vận hành đề xuất số pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý để khắc phục tình trạng cần thiết Việc tìm hiểu phương pháp tính tốn giải tích mạng điện phần mềm ứng dụng tính tốn hệ thống điện PSS/E để tính tốn hệ thống điện cần thiết cho cơng tác tính tốn lập chương trình vận hành tối ưu Kết tính tốn cho phép đánh giá nhiều tiêu kinh tế - kỹ thuật hệ thống vận hành để nhanh chóng có chế độ vận hành thích hợp Sử dụng giải pháp phân pha để nâng công suất truyền tải đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột đem lại hiệu cao Sau phân pha kỹ thuật công suất truyền tải đường dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột tăng lên gần hai lần, hiệu kinh tế chi phí đầu tư thấp so với giải pháp xây dựng đường dây cải tạo lại đường dây hữu bổ sung thêm dây dẫn phụ kiện Giải pháp lập kế hoạch đầu tư xây dựng lựa chọn thời điểm thích hợp đưa vào vận hành cơng trình lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung Quản lý đến năm 2020 đem lại hiệu kinh tế cao, giảm thiểu trạm biến áp vận hành non tải, giảm tổn thất điện lưới điện đồng thời chủ động kế hoạch vốn đầu tư xây dựng cơng trình ... ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI 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. .. KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG 4.2.1 Lựa chọn giải pháp 14 Để tìm giải pháp để nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý đến... 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung Chƣơng 4: Đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao miền Trung quản lý CHƢƠNG TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG VÀ