Tính toán các thông số chính và các chế độ làm việc của đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều liên kết giữa việt nam trung quốc

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI --- LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CHÍNH VÀ CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI ĐIỆN SIÊU CAO ÁP XOAY CHIỀU LIÊN KẾT GIỮA VIỆ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CHÍNH VÀ CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI ĐIỆN SIÊU CAO ÁP XOAY CHIỀU LIÊN KẾT GIỮA VIỆT NAM - TRUNG QUỐC

NGÀNH: MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN

MÃ SỐ: 02.06.07 NGUYỄN VĂN HÙNG

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS NGUYỄN THANH LIÊM

HÀ NỘI - 2005

Mục Lục

Mục Lục - 1

Danh mục các chữ viết tắt - 3

Danh mục các bảng - 3

Danh mục các hình vẽ và đồ thị - 4

Mở đầu - 7

Chương 1 - 9

Tổng quan về đường dây truyền tải điện siêu cao áp - 9

I.1 Đường dây siêu cao áp xoay chiều - 9

1.1.1 Cấu trúc của đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều - 9

1.1.2 Đặc điểm quan trọng về kĩ thuật của đường dây siêu cao áp và hệ thống điện có đường dây siêu cao áp - 14

1.1.3 ảnh hưởng đến môi trường xung quanh đường dây - 16

I.2 Đường dây siêu cao áp một chiều - 16

Chương 2 - 19

Lưới điện Việt Nam và nhu cầu xây dựng đường dây truyền tải điện siêu cao áp liên kết với Trung Quốc - 19

II.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam - 19

2.1.1 Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam bao gồm nguồn và lưới - 19

2.1.2 Quy hoạch hệ thống điện Việt Nam đến năm 2020 - 23

II.2 Trao đổi điện năng và liên kết lưới điện khu vực: - 29

2.2.1 Hiệu ích của việc liên kết hệ thống điện - 29

2.2.2 Chương trình liên kết hệ thống điện trong khu vực Asean - 29

2.2.3 Định hướng liên kết lưới điện giữa Việt Nam với các nước trong khu vực - 32

Chương 3 - 38

Tính toán các thông số chính của đường dây 500kV xoay chiều liên kết Việt Nam - Trung Quốc - 38

III.1 Tính toán các thông số của đường dây - 38

3.1.1 Tính toán các thông số của đường dây - 39

3.1.2 Tính tổn thất phát nóng trên đường dây - 40

3.1.3 Tính toán tổn thất công suất trên đường dây - 41

3.1.4 Tính tổn thất vầng quang - 41

3.1.5 Tính phân bố điện áp dọc theo chiều dài đường dây - 42

III.2 Tính toán bù công suất trên đường dây truyền tải điện - 44

3.2.1 Khái niệm bù - 44

3.2.2 Mục đích của việc đặt bù - 45

3.2.3 Bù dọc và bù ngang trên đường dây siêu cao áp - 46

3.2.4 Các thiết bị bù tĩnh có điều khiển được ứng dụng trong hệ thống điện

- 52

3.2.5 Bù công suất phản kháng cho đường dây 500kV liên kết lưới điện giữa Việt Nam và Trung Quốc - 55

3.2.6 Tính phân bố điện áp dọc theo chiều dài đường dây khi có kháng bù ngang và tụ bù dọc - 56

3.2.7 Tính toán bù cho đường dây trong chế độ không tải - 61

Chương 4 - 65

Tính toán một số chế độ của đường dây truyền tải điện siêu cao áp 500kV xoay chiều liên kết giữa Việt Nam- Trung quốc - 65

IV.1 Đặt vấn đề - 65

IV.2 Chương trình mô phỏng hệ thống điện EMTP - 65

4.2.1 Giới thiệu chương trình EMTP - 65

4.2.2 Ví dụ về chương trình mô phỏng bằng EMTP - 78

4.2.3 Một số điểm cần chú ý về chương trình EMTP - 79

4.2.4 Kết luận: - 80

IV.3 Mô phỏng đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều 500kV liên kết giữa Việt Nam- Trung Quốc - 80

4.3.1 Đặt vấn đề - 80

4.3.2 Mô hình đường dây cần mô phỏng - 80

4.3.3 Sơ đồ mô phỏng đường dây 500kV xoay chiều liên kết giữa Việt Nam- Trung Quốc - 83

IV.4 Tính toán một số chế độ vận hành của đường dây 500kV liên kết giữa Việt Nam- Trung quốc - 89

4.4.1 Chế độ xác lập - 89

4.4.2 Chế độ ngắn mạch một pha - 90

4.4.3 Chế độ ngắn mạch 2 pha - 93

4.4.4 Chế độ ngắn mạch 3 pha - 98

4.4.5 Mô phỏng chế độ không tải của đường dây - 104

4.4.6 Nhận xét chung - 106

Kết luận - 108

Tài liệu tham khảo - 110

Danh mục các chữ viết tắt

ATP-EMTP Electro- Magnetic Transient Program

CSG Công ty lưới điện Nam Trung Quốc ( China Southern Power Grid)

EVn Tổng công ty điện lực Việt Nam

SVC Thiết bị bù ngang có điều khiển ( Static Var Compensator) YEPG Tập đoàn điện lực Vân Nam ( Yunnan Electric Power Group Cooperation)

Danh mục các bảng

Chương I

Bảng 1.1 Thống kê một số thông số của đường dây siêu cao áp

Bảng 1.2 Số lượng dây phân pha theo cấp điện áp

Bảng 1.3: Độ treo cao trung bình, khoảng cách giữa các pha theo cấp điện

áp

Bảng 1.5: Công suất tự nhiên của đường dây siêu cao áp , đặc trưng cho khả năng tải của đường dây dài

Chương II

Bảng 2.1: Tình hình và cơ cấu sản xuất điện

Bảng 2.2: Diễn biến cơ cấu tiêu thụ điện giai đoạn 2000-2003

Bảng 2.3: Hiện trạng lưới điện 500kV, 220kV của EVN năm 2003

Bảng2.4: Danh mục đường dây 500kV hiện có đến cuối năm 2003 của Việt Nam

Bảng 2.5: Danh mục các trạm biến áp 500kV hiện có đến cuối năm 2003 của Việt Nam

Bảng 2.6: Tổng công suất nguồn điện của Việt Nam giai đoạn

Bảng 2.9: Định hướng liên kết lưới điện chính trong khối ASEAN

Bảng 2.10: Tiến độ vận hành của các trạm 500kV khu vực miền Bắc

Bảng 4.6: Các dạng đường dây có thông số tập trung

Bảng 4.7: Các phần tử Cable constants hoặc Line constants

Bảng 4.8: Các loại máy biến áp được mô phỏng

Bảng 4.9: Các loại mạch ngắt

Bảng 4.10: Các loại máy điện

Bảng 4.11: Các phần tử sử dụng trong sơ đồ mô phỏng đường dây

Hình 3.2: Đồ thị véc tơ U và I của đường dây khi có tụ bù dọc

Hình 3.3: ảnh hưởng của vị trí bù dọc đến đường dây

Hình 3.4: Sơ đồ nguyên lí cấu tạo của SVC

Hình 3.5: Sơ đồ nguyên lí cấu tạo của thiết bị dù dọc có điều khiển

Hình 3.6: Đặc tính thay đổi điện kháng X theo XL của TCR

Hình 3.7: Sơ đồ nguyên lí đường dây 500kV liên kết Việt Nam- Trung Quốc

Hình 3.8: Sơ đồ mạng 4 cực

Hình 3.9: Sơ đồ thay thế đường dây

Hình 3.10: Đồ thị phân bố điện áp tại các nút dọc theo chiều dài đường dây khi có tụ bù dọc và kháng bù ngang

Hình 3.11: Sơ đồ nguyên lí dùng kháng bù ngang ở cuối đường dây

Hình 3.12: Sơ đồ thay đường dây khi dùng kháng bù ngang ở cuối đường dây

Hình 3.13: Sơ đồ nguyên lý khi dùng tụ bù dọc ở giữa đường dây

Hình 3.14: Sơ đồ thay thế của đường dây khi dùng tụ bù dọc ở giữa đường dây

Chương IV

Hình 4.4: Sơ đồ khối hàm truyền cần mô phỏng

Hình 4.5: Quan hệ giữa ATP và chương trình in kết quả

Hình 4.6: Tổng quan về các module trong ATP-EMTP

Hình 4.7: Cửa sổ giao diện của ATPdraw

Hình 4.8: Sơ đồ mô phỏng hệ thống biến đổi điện xoay chiều thành một chiều

Hình 4.9: Đồ thị điện áp xoay chiều pha A và điện áp một chiều tại vị trí POS1

Hình 4.10: Sơ đồ đường dây liên kết hệ thống điện

Việt Nam- Trung Quốc

Hình 4.11: Sơ đồ mô phỏng đường dây 500kV xoay chiều liên kết

Việt Nam- Trung Quốc

Hình 4.12: Cửa sổ nhập số liệu nguồn điện

Hình 4.13: Cửa sổ nhập số liệu đường dây

Hình 4.14: Cửa sổ nhập số liệu tụ bù dọc

Hình 4.15: Cửa sổ nhập số liệu của mô hình kháng bù ngang

Hình 4.22: Đồ thị đặc tính dòng điện ngắn mạch 1 pha

Hình 4.23: Sơ đồ mô phỏng đường dây trong chế độ ngắn mạch 2 pha Hình 4.24: Đồ thị điện áp giáng trên máy cắt phía Sóc Sơn- Pha A

Hình 4.25: Đồ thị điện áp giáng trên máy cắt phía Sóc Sơn- Pha B

Hình 4.26: Đồ thị điện áp đầu đường phía Sóc Sơn- Pha B

Hình 4.27: Đồ thị điện áp giáng trên máy cắt phía Sóc Sơn- Pha C

Hình 4.28: Đồ thị điện áp đầu đường dây phía Sóc Sơn- Pha C

Hình 4.29: Đồ thị đặc tính dòng điện ngắn mạch pha B

Hình 4.30: Đồ thị đặc tính dòng điện ngắn mạch pha C

Hình 4.31: Sơ đồ mô phỏng đường dây trong chế độ ngắn mạch 3 pha Hình 4.32: Đồ thị điện áp giáng trên máy cắt phía Sóc Sơn- Pha A

Hình 4.33: Đồ thị điện áp đầu đường dây phía Sóc Sơn- Pha A

Hình 4.34: Đồ thị điện áp giáng trên máy cắt phía Sóc Sơn- Pha B

Hình 4.35: Đồ thị điện áp đầu đường dây phía Sóc Sơn- Pha B

Hình 4.36: Đồ thị điện áp giáng trên máy cắt phía Sóc Sơn- Pha C

Hình 4.37: Đồ thị điện áp đầu đường dây phía Sóc Sơn- Pha C

mở đầu

Với xu hướng hội nhập toàn cầu có thể liên kết hệ thống điện của các quốc gia với nhau tạo thành một hệ thống điện lớn có nhiều ưu điểm hơn so với các hệ thống điện đơn lẻ, tạo ra sự phát triển bền vững cho mỗi quốc gia thành viên Vì lý do kinh tế và kỹ thuật hệ thống điện có xu hướng phát triển tập trung hóa ngày càng cao dẫn đến việc hình thành và phát triển các nhà máy điện công suất lớn, tận dụng triệt để các nguồn thủy năng với các nhà máy thủy điện công suất cực lớn, để truyền tải hết công suất của các nhà máy

điện này thì mạng lưới truyền tải điện áp cao, siêu cao cũng phát triển tương ứng

Đồng thời, trong quá trình hội nhập kinh tế khu vực, theo định hướng chiến lược và chính sách năng lượng Việt Nam sẽ tham gia vào thị trường

điện cùng với các nước khu vực Đông Nam á- ASEAN và tiểu vùng sông Mê Kông- GMS

Cùng với xu hướng phát triển, và mong muốn làm rõ thêm các vấn đề

về kỹ thuật khi liên kết các hệ thống điện bằng đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều Em đã tiến hành nghiên cứu đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều liên kết giữa Việt Nam- Trung Quốc

Mục đích của luận văn là tính toán các thông số chính và tính toán một

số chế độ vận hành của đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều 500kV liên kết giữa Việt Nam- Trung Quốc

Nội dung của luận văn gồm các chương sau:

- Chương 1: Tổng quan về đường dây tải điện một chiều

- Chương 2: Lưới điện Việt Nam và nhu cầu xây dựng đường dây siêu cao áp liên kết với Trung Quốc

- Chương 3: Tính toán các thông số chính của đường dây truyền tải

điện 500kV xoay chiều liên kết giữa Việt Nam- Trung Quốc

- Chương 4: Tính toán một số chế độ của đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều 500kV liên kết giữa Việt Nam- Trung Quốc

ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận văn là tính toán các thông số chính của đường dây và mô phỏng các chế độ vận hành của đường dây: chế độ xác lập, chế độ ngắn mạch một pha, hai pha, ba pha và chế độ không tải của

đường dây để kiểm tra các điều kiện an toàn khi đưa đường dây vào vận hành

Em xin chân thành cảm ơn về sự hướng dẫn tận tình của thầy hướng dẫn

TS Nguyễn Thanh Liêm, các thầy cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện-

trường Đại Học Bách Khoa Hà Nội, cùng bạn bè, đồng nghiệp đã giúp đỡ em trong quá trình hoàn thiện bản luận văn này Tuy nhiên, do thời gian hạn chế, nhiệm vụ nghiên cứu có liên quan đến nhiều vấn đề đòi hỏi một vốn kiến thức rộng và một lượng thông tin rất lớn trong lĩnh vực hệ thống điện nên mặc dù

đã hết sức cố gắng, song chắc chắn em không tránh khỏi những sai sót Em mong muốn và chân thành cảm ơn mọi góp ý nhận xét của thầy cô giáo, bạn

Khi công suất phụ tải lớn, công suất các nhà máy điện tập trung cao dẫn

đến phải dùng các đường dây siêu cao áp để tải điện và tạo thành lưới điện siêu cao áp Ví dụ công suất của tổ máy nhiệt điện 300MW, một nhà máy điện

có 4 tổ máy thì phải dùng khoảng 8 đến 10 đường dây 220kV ( có công suất tự nhiên 120MW) hoặc hai đường dây 500kV để tải điện

I.1 Đường dây siêu cao áp xoay chiều

1.1.1 Cấu trúc của đường dây truyền tải điện siêu cao áp xoay chiều

Dùng dây phân pha: Thay vì mỗi pha phải dùng một sợi dây đơn như ở các đường dây điện áp thấp, người ta dùng nhiều sợi dây cho một pha gọi là

đường dây phân pha, các sợi dây này được kết chặt trên góc của một khung

định vị đa giác đều để giữ chúng luôn song song với nhau Đường dây 220kV mỗi pha có 1 hoặc 2 sợi, đường dây 500kV mỗi pha có 3 hoặc 4 sợi

Bảng 1.1: Thống kê một số thông số của đường dây siêu cao áp:

Độ treo cao trung bình của dây dẫn 12,5 14 18,5 24

Độ treo cao trung bình của dây

Bảng 1.2: Thống kê về số lượng dây phân pha ở các cấp điện áp khác

nhau của đường dây siêu cao áp

Điện áp định mức kV 330 500 750 1150

khoảng cách giữa các sợi

Có hai lí do để áp dụng đường dây phân pha:

Dòng điện trên đường dây cao áp rất lớn: ví dụ đường dây 500kV có I=1000A tính theo công suất tự nhiên 900MW, đường dây 220kV có I=300A tính theo công suất tự nhiên 120MW, nhưng trong thực tế các đường dây 220kV có thể tải nhiều hơn và có dòng điện cỡ 500A Dây dẫn cho các đường dây này do đó có tiết diện rất lớn, cho đường dây 500kV cỡ 1000mm2 đến 1200mm2 Sản xuất dây dẫn tiết diện lớn và thi công lắp đặt chúng gặp rất nhiều khó khăn Vì thế người ta dùng dây phân pha

Nhưng lý do chính để phân pha là: Tác dụng của phân pha đối với vầng quang Xung quanh dây dẫn khi vận hành xuất hiện điện trường với cường độ cao Điện trường này sinh ra hồ quang do đó dẫn đến tổn thất công suất và tổn thất điện năng rất lớn, đồng thời gây nhiễu vô tuyến cao

Ta biết rằng cường độ điện trường trên bề mặt dây dẫn là:

,

.m,

=t

p., (1.2)

Trong đó :

- p- áp suất khí quyển (mmHg)

- t- nhiệt độ môi trường không khí (0C)

Đối với dây dẫn sạch và khô thì cường độ điện trường gây ra hồ quang vào khoảng 30kV/cm Giá trị này phụ thuộc nhiều vào thời tiết, khi ẩm ướt hệ

số bề mặt m giảm làm cho vầng quang suất hiện ở điện trường thấp hơn: r là bán kính dây dẫn

Cường độ điện trường cho phép lớn nhất trên bề mặt dây dẫn vào khoảng 25 kV/cm đến 27kV/cm Khi đường dây vận hành ở điện áp định mức

U thì để không có xuất hiện vầng quang sẽ phải thỏa mãn điều kiện:

E < Evq (1.3)

Điều kiện trên sẽ dẫn đến quan hệ giữa bán kính dây dẫn r theo điện áp

định mức U của đường dây Quan hệ này được thể hiện bởi các kết quả tính toán ở bảng sau với giả thiết dây dẫn các pha được bố trí trên cùng mặt phẳng ngang có độ treo cao trung bình h và khoảng cách các pha d ( d = d12 = d23 =

h ( m ) 12,5 14 18,5

rmin ( mm ) 5,67 10,5 15 24 40

Như vậy khi quá độ sang siêu cao áp và cực cao áp để không có vầng quang ở điều kiện vận hành bình thường sẽ đòi hỏi dây dẫn phải có bán kính rất lớn điều này sẽ gây khó khăn cho chế tạo, vận hành và lắp đặt

Để giảm cường độ điện trường người ta phải phân pha dây dẫn

Với dây dẫn phân pha ta có bán kính đẳng trị là:

Rđt = n n

pp

R.r

n − 1 (1.4) Trong đó :

- n là số dây dẫn trong một pha

- Rpp là bán kính vòng tròn đi qua các đỉnh của khung

Rđt = r.a (1.7) Bán kính đẳng trị lớn hơn nhiều bán kính của một dây có tiết diện tương

đương, do đó làm cho cường độ điện trường trên mặt dây dẫn giảm thấp

Nhưng bán kính này cũng làm giảm thấp điện kháng đơn vị và tăng điện dung đơn vị của đường dây Do đó số sợi dây trong một pha và khoảng cách

giữa chúng phải được chọn sao cho vừa giảm được cường độ điện trường, tổn thất vầng quang, giảm nhiễu vô tuyến nhưng giá thành chấp nhận được

Người ta chọn tiết diện dây , số sợi trong một pha và khoảng cách giữa chúng bằng cách so sánh kinh tế - kỹ thuật một số phương án Khi đó phải tính đến các yếu tố: Tăng khả năng tải do giảm được điện kháng, ảnh hưởng

đến môi trường ( do điện trường gây ra cho không gian dưới dây dẫn và xung quanh đường dây, điện trường này tăng lên khi điện dung của đường dây tăng, muốn khác phục phải tăng chiều cao của cột dẫn đến chi phí xây dựng

đường dây tăng lên

Tuy nhiên đối với đường dây 500kV trở lên, không chọn dây dẫn theo mật độ kinh tế vì những hạn chế về tổn thất vầng quang và nhiễu vô tuyến ở cộng hòa liên bang Nga là 0,5A/mm2 Tiết diện dây dẫn tối thiểu cho điện áp 500kV là 900mm2

Đặc điểm thứ hai là khoảng cách cách điện và chiều dài chuỗi sứ rất lớn Chiều dài của chuỗi sứ siêu cao áp chỉ phải xác định theo điện áp vận hành( không phải tính đến quá điện áp nội bộ như đối với điện áp 35-110kV)

Số bát sứ được chọn bằng tỷ số giữa điện áp lớn nhất nhân với độ dài dò điện yêu cầu cho 1kV ( có giá trị từ 1,3 đến 3,5cm/kV tùy thuộc chất lượng không khí nơi đường dây đi qua) và độ dài dò điện của một bát sứ + 2 bát sứ dự phòng Số bát sứ 500kV có thể từ 22 đến 25 bát và lớn hơn, chuỗi sứ 500kV dài khoảng 4 đến 5 m và hơn nữa Điều này làm cho độ lệch ngang của chuỗi

sứ là rất lớn, dẫn đến khoảng cách pha phải lớn, cột phải cao lên, chi phí

đường dây sẽ cao hơn

Độ tin cậy: ở đường dây siêu cao áp đòi hỏi độ tin cậy rất cao, bởi sự cố các đường dây này gây ảnh hưởng rất lớn cho phụ tải Để đảm bảo độ tin cậy cao phải tăng cách điện đường dây, tăng sức chịu lực của cột và móng, tăng số mạch song song

1.1.2 Đặc điểm quan trọng về kĩ thuật của đường dây siêu cao áp và hệ

thống điện có đường dây siêu cao áp

Tổn thất điện năng do vầng quang điện rất cao Để giảm bớt tổn thất

điện năng phải phân pha dây dẫn: thay vì dùng một dây tiết diện lớn người ta dùng 2, 3 hay 4 dây dẫn tiết diện nhỏ hơn cho một pha làm như vậy giảm được

đáng kể tổn thất vầng quang Tuy nhiên khi thời tiết xấu tổn thất này vẫn khá lớn, nhất là đối với đường dây điện áp lớn hơn 330kV

Công suất phản kháng do điện dung của đường dây sinh ra rất lớn, sự phân pha dây dẫn càng làm cho công suất này lớn hơn Công suất phản kháng

do điện dung sinh ra lớn gây ra các vấn đề kĩ thuật cần phải giải quyết trong chế độ non tải hoặc không non tải của lưới điện và đường dây

Sự tăng cao điện áp ở cuối các đường dây có thể vượt qua khả năng chịu

đựng của thiết bị phân phối điện ( đường dây 220kV điện áp không được cao quá Umaxcp = 252kV, đường dây 500kV không được cao quá Umaxcp = 525kV

Công suất phản kháng do điện dung mà nhà máy phát điện phải chịu có thể lớn hơn khả năng của nó

Nguy cơ tự kích thích và tự dao động tăng dần lớn

Trong chế độ max, nếu đường dây cấp điện từ hệ thống cho nút phụ tải thì tổn thất điện áp có thể rất lớn, do đó người ta tránh không tải nhiều công suất phản kháng trên đường dây siêu cao áp, để cấp công suất phản kháng đối với đường dây siêu cao áp ta phải đặt bù tại các nút phụ tải khu vực Điều chỉnh điện áp trong lưới điện có đường dây dài khá phức tạp, cần lượng công suất phản kháng rất lớn biến thiên từ dung tính sang cảm tính, đây là vấn đề kinh tế - kĩ thuật

Nếu đường dây nối liền các phần độc lập của hệ thống điện hoặc các hệ thống điện gần nhau ( gọi là các đường dây liên lạc hệ thống ) có độ dài lớn thì gặp phải vấn đề khả năng tải theo công suất giới hạn và ổn định tĩnh Nếu

độ dự trữ ổn định tĩnh thấp thì phải có các biện pháp nâng cao ổn định động của hệ thống điện công suất lớn cũng là vấn đề rất phức tạp và nan giải , làm hạn chế khả năng tải của đường dây dài Để giải quyết vấn đề này cần phải phối hợp giữa các thiết bị bảo vệ và lựa chọn sơ đồ hợp lý của đường dây dài

Các vấn đề trên làm cho đường dây siêu cao áp có độ dài hơn 300km phải được trang bị thêm các thiết bị bù phụ: tụ điện bù dọc, kháng điện bù ngang, máy bù tĩnh ( SVC hay STATCOM ) hay máy bù đồng bộ để xử lý vấn

đề tăng cao điện áp, quá tải máy phát điện trong chế độ không tải và non tải,

đảm bảo điện áp cuối đường dây hoặc nâng cao khả năng ổn đinh tĩnh trong chế độ max Số luợng, dung lượng và vị trí đặt của các thiết bị này là kết quả của bài toán kinh tế - kĩ thuật

Lưới điện có đường dây siêu cao áp ngắn, một đường dây thì không cần phải đặt thiết bị bù để giải quyết các vấn đề kĩ thuật nêu trên cho hệ thống

điện

Để giải quyết các vấn đề kĩ thuật nan giải nói trên của đường dây siêu cao áp xoay chiều, có thể sử dụng lưới điện một chiều Tuy nhiên lưới điện một chiều sẽ không thay thế lưới điện xoay chiều mà chỉ tham gia vào lưới

điện xoay chiều ở những vị trí nhất định nhằm khắc phục các nhược điểm của

nó , làm cho hiệu quả kinh tế của hệ thống điện chung cao hơn

bảng 1.4: Công suất tự nhiên của đường dây siêu cao áp , đặc trưng

cho khả năng tải của đường dây dài

Uđm

( kV) 110 220 400 500 650 750 1000 đường

dây trên không

vòng với nhiều cấp điện áp, trong đó có các đường dây siêu cao áp 500kV

220kV-1.1.3 ảnh hưởng đến môi trường xung quanh đường dây

Đối với đường dây siêu cao áp sẽ gây ra chiếm nhiều diện tích đất để xây dựng đường dây và trạm biến áp, gây ra tiếng ồn do hồ quang, gây nhiễu vô tuyến, ảnh hưởng đến cảnh quan và ảnh hưởng do cường độ điện trường

đến khoảng không dưới đường dây và mặt đất

Cường độ điện trường ảnh hưởng không tốt tới người và gia súc, có khi gây ra điện thế nguy hiểm trên các vật liệu kim loại dưới đường dây Cường

độ điện trường cho phép từ 5 đến 25 kV/cm tùy thuộc vào loại đường dây Do

đó thời gian con người và gia súc ở dưới đường dây phải được hạn chế đến mức không nguy hiểm cho sức khỏe Để hạn chế các ảnh hưởng nêu trên có thể dùng các biện pháp thay đổi cấu trúc làm cho đường dây đắt tiền lên

I.2 Đường dây siêu cao áp một chiều

Lưới điện siêu cao áp có thể được phát triển theo công nghệ xoay chiều hoặc một chiều Lưới điện một chiều có một số ưu điểm như sau:

Kết nối được các hệ thống điện có tần số khác nhau: Việc nối liên kết giữa các hệ thống điện có tần số khác nhau ( ví dụ 50Hz và 60Hz ) bắt buộc phải thực hiện bằng hệ thống tải điện một chiều Ngoài ra nhiều hệ thống điện

có các phương thức điều khiển rất khác biệt đòi hỏi phải sử dụng hệ thống

điện một chiều khi nối liên kết

Điều khiển dễ dàng: Đây là một trong những ưu điểm căn bản của hệ thống truyền tải điện một chiều Dòng công suất tác dụng chạy trong đường dây một chiều có thể điều khiển được dễ dàng và nhanh chóng cả về giá trị lẫn chiều của công suất truyền tải Hệ thống điện một chiều có các chức năng

điều khiển tự động sẽ nhanh tróng phân phối lại dòng công suất cho mạch

điện xoay chiều khi cần thiết Nó làm giảm dao động công suất trong mạch

điện xoay chiều và góp phần tăng cường khả năng ổn định động của hệ thống

Không làm tăng dòng điện ngắn mạch: khi sử dụng hệ thống điện một chiều nối liên kết hai hệ thống điện xoay chiều thì dòng điện ngắn mạch trong các hệ thống điện xoay chiều không tăng lên do tính độc lập tương đối của hệ thống điện một chiều so với hệ thống điện xoay chiều

Hệ thống điện một chiều chỉ truyền tải công suất tác dụng: công suất phản kháng không truyền tải trên đường dây một chiều Điều này làm giảm

đáng kể tổn thất công suất trên đường dây Theo tính toán kết nối liên kết hệ thống điện Việt Nam và Trung Quốc khi nhập 2000MW về trạm Sóc Sơn thì tổn thất đối với xoay chiều là 61MW chiếm 3,05% công suất truyền tải Đối với truyền tải một chiều là 28,5MW chiếm 1,4% công suất truyền tải

Có chức năng vận hành độc lập khi một mạch bị sự cố: khi một đường dây dẫn điện bị sự cố Đường dây còn lại vẫn có khả năng truyền tải một nửa lượng công suất yêu cầu Trong trường hợp này mặt đất được coi là cực thứ hai của đường dây Ngoài ra lưới điện một chiều có một số đặc điểm ưu việt so với lưới điện xoay chiều:

điện, tăng chi phí vận hành hệ thống điện Có thể nói do những khó khăn phức tạp trong vận hành mà cho đến nay lưới điện một chiều không được phát triển mạnh mẽ trên thế giới.Hiện tại chỉ một số nước lớn như Canada, Mỹ, Châu

Mỹ La Tinh- có các hệ thống tải điệnmột chiều siêu cao áp ±(400, 500 và 750)kV đang vận hành như những công trình thí nghiệm chuyên tải công suất

từ nhà máy điện lớn đến các trung tâm phụ tải xa hàng ngàn cây số Trong khu vực Asean, Malaysia cũng đã có dự án điện một chiều ±500kV từ nhà máy thuỷ điện BaKun công suất 2400MW trên đảo Sarawak về bán đảo Malaysia ở cấp điện áp 300kV Tại hầu hết các nước khác lưới điện một chiều do đặc

điểm không gây ảnh hưởng tới ổn định hệ thống điện nên được xây dựng làm nhiệm vụ liên kết trao đổi điện năng giữa lưới điện các nước với nhau như các mối liên hệ một chiều giữa Pháp và Anh qua eo biển Măngsơ, giữa Nga và Phần Lan tại Vyborg, giữa Thái Lan và Malaysia

Trên cơ sở những phân tích trên đây, kết hợp với điều kiện thực tế của nước ta- các nhà máy điện lớn dự kiến xây dựng trong tương lai cách các trung tâm tiêu thụ điện lớn không xa ( dưới 500km ), còn trường hợp đường dây dài như đường dây hiện có thì lại phải rút công suất tại một số điểm dọc tuyến, có thể nhận thấy rằng việc phát triển lưới điện siêu cao áp một chiều ở nước ta trong tương lai là không có hiệu quả

Riêng đối với việc liên kết lưới điện giữa các nước trong khu vực có thể xem xét lắp đặt các trạm biến đổi ( từ dòng điện xoay chiều sang một chiều rồi lại thành xoay chiều) tại các nút đầu mối đảm bảo cho hệ thống điện của các nước tham gia liên kết không bị ảnh hưởng lẫn nhau trong quá trình vận hành

chương 2

Lưới điện Việt Nam và nhu cầu xây dựng đường dây truyền tải điện siêu cao áp liên kết với

Trung Quốc

II.1 Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam

2.1.1 Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam bao gồm nguồn và lưới

2.1.1.1 Tình hình sản xuất điện năng

Đến cuối năm 2003 tổng công suất đặt 28 nhà máy điện của Việt Nam khoảng 9800 MW, công suất khả dụng hơn 9500MW, trong đó thủy điện khoảng 42,3%, nhiệt điện khoảng 20,2%, tua bin khí 32,9%, còn lại là Diezen 4,6% Công suất các nhà máy điện thuộc Tổng Công Ty Điện Lực Việt Nam

là 8500MW ( chiếm 86,7%), công suất các nhà máy điện IPP là 1300MW ( chiếm tỷ lệ 13,3% ) Dưới đây là biểu đồ tình hình sản xuất điện năng tính đến cuối năm 2003

Biểu đồ 2.1: Tình hình sản xuất điện năng đến cuối năm 2003 của Việt

Nam

1- Thủy điện 2- Nhiệt điện 3- Tua bin khí 4- Diezen

Tổng điện năng sản xuất năm 2003 là 40,295 tỷ kWh, tăng 14,3% so với năm 2002, trong đó điện sản xuất từ các nhà máy điện của Tổng Công ty

điện lực Việt Nam là 39,244 tỷ kWh ( chiếm tỷ lệ 96%) Thủy điện chiếm 46,4%, nhiệt điện chạy than là 17,7%, tua bin khí + nhiệt điện dầu + diezel và IPP là 35,9%

Tình hình sản xuất điện năng giai đoạn 2000-2003 xem bảng 2.1

Bảng 2.1: Tình hình và cơ cấu sản xuất điện

TT Cơ cấu sản xuất điện 2000 2001 2002 2003

Bảng 2.2: Diễn biến cơ cấu tiêu thụ điện giai đoạn 2000-2003

TT Cơ cấu tiêu thụ điện 2000 2001 2002 2003

Tỷ trọng (%) 40,6 40,4 42 43,6

2 Nông - Lâm - Ngư - nghiệp 428 478 506 555

3 Điện gia dụng 10986 12646 14333 15997

2.1.1.3 Lưới truyền tải và lưới phân phối điện

Hệ thống truyền tải của Việt Nam bao gồm các cấp điện áp 500kV và 220kV

Hệ thống điện 500kV bắt đầu vận hành từ giữa năm 1994, với việc đưa vào vận hành đường dây 500kV Bắc- Nam dài gần 1500km và hai trạm 500kV Hòa Bình và Phú Lâm, công suất mỗi trạm là 900MVA Tổng công suất các trạm biến áp 500kV là 2700MVA Năm 1999, hệ thống 500kV được bổ sung thêm 26km đường dây 500kV mạch kép Yaly-Pleiku, nâng tổng chiều dài các

đường dây 500kV lên đến 1526km Đầu năm 2004 hoàn thành việc xây dựng

đường dây 500kV Pleiku - Phú Lâm mạch 2, dài 544km ( đường dây này đưa vào vận hành 6/2004, đồng bộ với nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 3 và Phú Mỹ 4)

Bảng thống kê lưới điện 500kV và 220kV của EVN đến cuối năm 2003 xem bảng 2.3:

Bảng 2.3: Hiện trạng lưới điện 500kV, 220kV của EVN năm 2003

TT Cấp điện áp Đường dây (km) Nâng áp Trạm biến áp ( trạm / MVA) Phân phối Toàn bộ

1 Lưới 500kV 2120 2/1764 6/4050 8/5814

Danh mục đường dây và trạm biến áp 500kV hiện có đến cuối năm

2003 của Việt Nam xem bảng 2.4

Bảng2.4: Danh mục đường dây 500kV hiện có đến cuối năm 2003 của

2.1.2 Quy hoạch hệ thống điện Việt Nam đến năm 2020

2.1.2.1 Chương trình phát triển nguồn địên

Chương trình phát triển nguồn điện của Việt Nam giai đoạn 2010 dựa trên cơ sở tổng sơ đồ V hiệu chỉnh ( tháng 10/2003) Theo phương án cơ sở chương trình phát triển nguồn điện như sau:

a) Giai đoạn 2004-2010

- Thủy điện : dự kiến xây dựng 27 công trình với tổng công suất là 4.539MW Hiện nay có 10 công trình thủy điện đã khởi công xây dựng với tổng công suất là 2.202MW Đồng thời phát triển các nhà máy thủy điện vừa

và nhỏ ( khoảng 520MW ở miền Bắc, 250MW ở miền Trung và gần 80MW ở miền Nam) để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện tại chỗ Các công trình này sẽ tham gia vào hệ thống trong khoảng 2007-2008

- Nhiệt điện chạy than: Trên cơ sở vùng nhiên liệu than ở Quảng Ninh, giai đoạn đến năm 2010 sẽ xây dựng một loạt các nhà máy điện chạy than tại khu vực Đông Bắc ( nhà máy nhiệt điện Quảng Ninh, Cẩm Phả, nhà máy nhiệt

điện Hải Phòng ) và mở rộng một số nhà máy thuộc khu vực phía Bắc như Uông Bí, Ninh Bình, Đồng thời xây dựng nhà máy nhiệt điện chạy than nhập Fomosa ở miền Nam Tổng công suất 10 nhà máy nhiệt điện chạy than xây dựng mới là 3200MW

- Nhiệt điện chạy khí: Xây dựng các nhà máy Phú Mỹ 2.2, đuôi hơi Phú

Mỹ 2.1, Phú Mỹ 4 tại trung tâm nhiệt điện Phú Mỹ Cụm các nhà máy nhiệt

điện khí Phú Mỹ sẽ vào vận hành toàn bộ công suất 3859MW vào cuối năm 2005.Chuẩn bị đầu tư nhà máy tua bin khí Cà Mau, 720MW và hai nhà máy tua bin khí ngưng hơi truyền thống Ô Môn 1 và Nhơn Trạch 1, 600MW tại trung tâm nhiệt điện Ô Môn và Nhơn Trạch

+ Công suất các nhà máy thủy điện đưa vào vận hành trong giai đoạn 2004-2010 là 5.390MW, đưa tổng công suất lắp đặt tại các nhà máy thủy điện năm 2010 lên tới 9.540MW

+ Công suất nhiệt điện chạy than xây dựng mới giai đoạn 2004-2010 là 3.200MW, đưa tổng công suất đặt của các nhà máy nhiệt điện chạy than năm

- Thủy điện: Xây dựng 14 công trình với tổng công suất là 6109MW Chủ yếu phát triển các bậc thang trên sông Đà ( 3 công trình với tổng công suất 4040MW)

- Nhiệt điện chạy than: Xây dựng mới nhà máy nhiệt điện chạy than tại khu vực Đông Bắc ( nhà máy nhiệt điện Quảng Ninh, Cẩm Phả , Mông Dương ) và các nhà máy chạy than nhập ở miền Trung ( Nghi Sơn ) Tổng công suất các nhà máy nhiệt điện chạy than xây dựng mới là 1100MW

- Nhiệt điện chạy khí: phát triển các nhà máy nhiệt điện chạy khí tại Trung tâm nhiệt điện Ô Môn và Nhơn Trạch, đưa quy mô công suất trung tâm nhiệt điện Ô Môn lên 2700MW

+ Công suất các nhà máy thủy điện đưa vào vận hành 2011-2020 là 6.109MW, đưa tổng công suất lắp đặt tại các nhà máy thủy điện năm 2020 lên tới 15.650MW

+ Công suất nhiệt điện chạy than xây dựng mới giai đoạn 2011-2020 là 2600MW, đưa tổng công suất đặt tại các nhà máy nhiệt điện chạy than năm

2020 lên tới 6850MW

+ Công suất nhiệt điện chạy khí xây dựng mới giai đoạn 2011-2020 là 4.110MW, đưa tổng công suất đặt tại các nhà máy nhiệt điện chạy khí năm

2020 lên tới 10,440MW

- Điện nguyên tử: Để đảm bảo an ninh năng lượng, Việt Nam đã xem xét dự án điện hạt nhân xây dựng vào giai đoạn 2018-2020 Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi cho nhà máy điện nguyên tử 2000MW đã được Viên Năng Lượng trình EVN và Bộ Công Nghiệp năm 2003

- Tổng công suất nguồn điện của Việt Nam giai đoạn 2004-2010-2020

Tổng công suất nguồn năm 2010 : 21.190MW

Nhiệt điện chạy dầu + khí 6835MW

Tổng công suất nguồn năm 2020 : 36.540MW

Nhiệt điện chạy dầu + khí 10440MW

2.1.2.2 Chương trình phát triển lưới điện chuyên tải của Việt Nam

Chương trình phát triển lưới điện chuyên tải của Việt Nam gắn liền với chương trình phát triển nguồn theo Hiệu chỉnh Quy hoạch phát triển Điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét triển vọng đến năm 2020 được Chính Phủ phê duyệt ngày 21/ 03 / 2003

Giai đoạn 2005-2006 chủ yếu phát triển lưới 220-500kV đấu nối cụm nhiệt điện Phú Mỹ vào lưới hệ thống ( đường dây 500kV Phú Mỹ- Song Mây- Tân Định), đồng thời xây dựng đường dây 500kV Bắc- Nam mạch 2 ( Thường Tín- Nho Quan- Hà Tĩnh- Đà Nẵng- Dốc Sỏi- Pleiku- Phú Lâm) để đảm bảo truyền tải công suất từ Nam ra Bắc trong giai đoạn này

Giai đoạn đến năm 2010, phát triển lưới điện 220-500kV đấu nối các nhà máy điện than miền Bắc( đường dây 500kV Quảng Ninh-Thường Tín, Quảng Ninh-Sóc Sơn), các nhà máy thủy điện trên sông Sê San, Srepok ở miền Trung, cụm nhiệt điện chạy khí ở Ô Môn ( đường dây 500kV Ô Môn- Nhà Bè,

Ô Môn- Phú Lâm), Nhơn Trạch và các nhà máy thủy điện trên sông Đồng Nai

Giai đoạn đến năm 2020, phát triển lưới điện 220-500kV đấu nối các nhà máy thủy điện bậc thang trên sông Đà, trong đó có thủy điện Sơn La, 2400MW( đường dây 500kV Lai Châu-Sơn La, Sơn La- Hòa Bình, Sơn La- Việt Trì- Sóc Sơn), đấu nối nhà máy điện than Mông Dương ở miền Bắc(

đường dây 500kV Quảng Ninh- Sóc Sơn), nhà máy điện nguyên tử 2000MW ở miền Nam ( 3 mạch 500kV nhà máy điện nguyên tử- Song Mây ) Đồng thời phát triển lưới điện để nhập khẩu từ các nước trong khu vực ( Lào , Campuchia, Trung Quốc)

Song song với việc xây dựng lưới nguồn, để đảm bảo cung cấp điện an toàn tin cậy cho phụ tải các khu vực, đặc biệt là các vùng kinh tế trọng điểm phía Nam ( thành phố Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Bà Rịa- Vũng Tàu ), khu vực

Hà Nội, Hải Phòng- Quảng Ninh cần thiết phải phát triển lưới cung cấp

220-500kV tại các khu vực này.Đối với lưới điện khu vực thành phố Hồ Chí Minh

và Hà Nội, để đảm bảo tiêu chuẩn cấp điện (n-2), đang hình thành lưới điện

220, 500kV hình xuyến kép bao quanh với trụ cột là các trạm 500/220kV (

12 Nha Trang - Điện Ng.Tử - Di Linh 1x160 160

Tổng cộng : 5773km

Chương trình phát triển lưới điện 220kV - 110kV

Lưới điện 220kV hiện tại và trong tương lai vẫn là lưới chuyên tải nhằm

đảm bảo cung cấp điện an toàn cho các trung tâm tiêu thụ điện khu vực tỉnh , thành phố và các khu công nghiệp

Lưới điện 110kV sẽ được phát triển mạnh lên trung tâm tiêu thụ các huyện thị và các khu công nghiệp nhỏ, và dần trở thành lưới phân phối

Riêng lưới 66kV hiện có ở miền Nam đang có kế hoạch cải tạo nâng cấp lên lưới 110kV

Bảng tổng hợp lưới điện 500-220-110kV khu vực miền Bắc năm 2003 xem bảng 2.8

Bảng 2.8: Bảng tổng hợp lưới điện 500-220-110kV khu vực miền Bắc năm

II.2 Trao đổi điện năng và liên kết lưới điện khu vực: 2.2.1 Hiệu ích của việc liên kết hệ thống điện

Việc liên kết lưới điện giữa các nước trong khu vực sẽ tạo ra một số hiệu quả sau:

Giảm dự phòng chung của hệ thống điện liên kết do đó giảm được chi phí đầu tư vào các công trình nguồn;

Tăng hiệu quả vận hành hệ thống điện ( sản xuất điện từ các nguồn điện kinh tế) và giảm công suất đỉnh chung của hệ thống Tạo điều kiện cho khai thác hiệu quả hơn các nguồn điện trong hệ thống;

Có thể sử dụng tổ máy có công suất lớn hơn so với trường hợp chưa liên kết do đó cũng góp phần giảm được thêm chi phí đầu tư vào các công trình nguồn;

Hệ thống điện liên kết vận hành linh hoạt và tin cậy hơn so với phương

án vận hành riêng rẽ

Việc xây dựng các đường dây 500kV nhập khẩu thuỷ điện từ Lào và Trung Quốc sẽ giảm lượng phát thải từ các nhà máy điện vào môi trường do không phải sử dụng nhiên liệu hoá thạch hay khí thiên nhiên

Tham gia thị trường điện khu vực khi các điều kiện kinh tế kĩ thuật cho phép

2.2.2 Chương trình liên kết hệ thống điện trong khu vực Asean

Hiện nay trong khu vực có một số công trình liên kết hệ thống điện đã

đưa vào vận hành và đang trong giai đoạn nghiên cứu bao gồm:

1 Theo các hiệp định đã ký năm 1993 và năm 1996 giữa hai chính phủ Thái Lan và Lào, phía Thái Lan đã đồng ý mua điện của Lào tới quy mô công suất là 3.000MW đến năm 2006 Hiện nay ngoài công trình Nam Ngum (150MW) , Lào đã xây dựng thêm 2 công trình Theun Hinboun ( 210MW ) và Huay Ho ( 150 MW ) chủ yếu xuất khẩu điện sang Thái Lan bằng lưới 110-220kV

2 Năm 1997 chính phủ các nước Thái Lan và Myanmar cũng đã kí biên bản ghi nhớ về việc Thái Lan nhập khẩu điện năng từ các nhà máy thuỷ

điện và nhiệt điện khí của Myanmar tới quy mô công suất 1500MW đến năm

2010

3 Tháng 12 năm 1998, chính phủ Trung Quốc và Thái Lan đã kí biên bản ghi nhớ về việc Thái Lan sẽ nhập khẩu điện từ Vân Nam – Trung Quốc tới quy mô công suất 3000MW vào cuối năm 2017 Trước mắt hai bên đang xem xét báo cáo nghiên cứu khả thi xây dựng công trình thuỷ điện Jinghong ( 1500MW ) tại Vân Nam để xuất khẩu sang Thái Lan qua lãnh thổ Lào

4 Hiện nay giữa Thái Lan và bán đảo Malaysia đang có hoạt động trao

đổi điện năng ở quy mô nhỏ thông qua trạm biến áp 115/132kV và xây dựng mối liên hệ giữa hai nước bằng hệ thống truyền tải điện một chiều siêu cao áp quy mô khoảng 300MW

5 Đường dây cáp 230kV liên kết lưới điện giữa Malaysia và Singapore

đang vận hành với công suất trao đổi khoảng 400MW

6 Năm 1998 Việt Nam và Lào cũng đã kí hiệp định về việc Việt Nam

sẽ mua điện của Lào với quy mô công suất 2000MW đến năm 2010 Hiện đã

có một số đường dây trung áp 35kV cung cấp điện từ Việt Nam sang một số vùng gần biên giới của Lào

7 Giữa Campuchia và Việt Nam đã có thoả thuận ở cấp chính phủ về việc Việt Nam bán điện cho Campuchia trong giai đoạn 2003-2005 Dự kiến khoảng cuối năm 2005, đầu năm 2006 sẽ bán điện cho khu vực Pnôm Pênh qua đường dây 220kV Châu Đốc- Tịnh Biên- Takeo- Pnômpênh, công suất khoảng 80-100MW, giai đoạn sau nâng lên 200MW

Trong hội nghị cấp cao không chính thức lần thứ 2 tháng 12 năm 1997

ở Kuala Lumpur, các vị đứng đầu chính phủ các nước Asean đã thông qua dự

án “ Tầm nhìn ASEAN 2020 ” Một trong các kế hoạch được thống nhất là xây dựng lưới liên kết điện, liên kết khí đốt và sử dụng nguồn nước trong

ASEAN thông qua các dự án nghiên cứu “ lưới điện ASEAN ( ASEAN Power Grid )” và “ đường ống dẫn khí liên ASEAN ( Trans- ASEAN Gas Pipeline- TAGP)” Tiếp theo đó, hội nghị lần thứ 17 các quan chức cao cấp ngành năng lượng ( SOME ) và hội nghị thứ 17 bộ trưởng năng lượng trong ASEAN ( AMEM) tại Băng Cốc tháng 7 năm 1999 đã yêu cầu các thủ trưởng các tổng công ty điện lực ASEAN theo đuổi phối hợp chương trình phát triển dự án liên kết lưới điện ASEAN qua một nghiên cứu quy hoạch về lưới điện khu vực

Bảng 2.9: Định hướng liên kết lưới điện chính trong khối ASEAN

Dự án Kiểu liên kết Công suất

trao đổi(MW)

Năm thực hiện Thái Lan - Lào HVAC mua bán điện 2015/1578 2008/2010 TháiLan- Myanmar HVAC mua bán điện 1500 2013

Thái Lan-Campuchia HVAC mua bán / trao

đổi điện 80/300 2004/2016 Việt Nam-Lào HVAC mua bán điện 1887 2007-2016 Campuchia-Việt

Bán đảo Malaisia-

Singapo- Bán đảo

Singapo- Sumatra HVAC mua bán điện 200/200/200 2014/2015/

2017 Sabah/Sarawak-

Sabah/Sarawak-Tây

Kalimantan HVDC trao đổi điện 300 2007

2.2.3 Định hướng liên kết lưới điện giữa Việt Nam với các nước trong

khu vực

2.2.3.1 Liên kết lưới điện với Lào

Trong chương trình phát triển nguồn điện của Việt Nam , dự kiến nhập khẩu thuỷ điện từ Lào với quy mô tới 1000MW đến năm 2010 và sẽ nâng dần lên tới 2000MW theo hai hướng chính bằng đường dây 500kV

Hướng thứ nhất từ Nam Lào ( Ban Pâm ) đến Pleiku : Đường dây 500kV từ trạm 500kV Ban Paan đến trạm 500kV Pleiku ( miền trung Việt Nam ), nhận điện từ các nhà máy thuỷ điện trên sông SeKong để cấp điện cho Việt Nam ( giai đoạn đến năm 2020 chủ yếu đấu nối các công trình mang tính khả thi cao như Xepian- Xenamnoy, 390MW và Xekaman 1, 468MW )

Hướng thứ 2 từ Trung Lào ( Nam Theun2) đến Hà Tĩnh: Đường dây 500kV từ thuỷ điện Nam Theun2 đến trạm 500kV Hà Tĩnh, nhận điện từ các nhà máy thuỷ điện Trung Lào ( các công trình trên sông Nam Theun ) để cấp

điện cho khu vực miền Bắc Công trình xuất hiện trong giai đoạn 2006 -2010

2.2.3.2 Liên kết lưới điện với Campuchia

Việc liên kết lưới điện giữa Việt Nam và Campuchia sẽ được triển khai theo hai giai đoạn:

Giai đoạn từ sau năm 2000 đến 2010, Việt Nam sẽ cấp điện cho Campuchia với quy mô công suất 150- 200MW qua lưới điện 20kV từ đồng bằng sông Cửu Long ( dự kiến từ trạm 220kV Thốt Nốt ) qua Châu Đốc đi TaKeo- PhnomPenh ; và với quy mô nhỏ qua lưới trung áp ở các địa phương gần biên giới hai nước

Trong tương lai sau năm 2010, khi Campuchia xây dựng các công trình thuỷ điện lớn như Sambor, Stungtreng và tham gia vào thị trường điện khu vực Việt nam có thể sẽ nhập khẩu điện năng từ thị trường này qua hệ thống tải

điện 500kV từ phía Campuchia đến hệ thống điện miền Nam Việt Nam

2.2.3.3 Liên kết lưới điện giữa việt nam và Trung Quốc

Việt Nam tiếp giáp với hai tỉnh Vân Nam và Quảng Tây thuộc khu vực lưới điện Nam Trung Quốc Đây là khu vực có tiềm năng lớn về thủy điện và than Theo đánh giá của tập đoàn điện lực Vân Nam ( Yunnan Electric Power Group cooperation-YEPG ), khi Vân Nam phát triển các nhà máy thủy điện và việc hợp tác thuận lợi, Việt Nam có thể nhập khẩu từ Vân Nam khoảng 3000MW từ năm 2010

Các tiến trình trong việc hợp tác liên kết trao đổi năng lượng giữa Việt Nam và Trung Quốc trong thời gian qua được thúc đẩy bằng sự nỗ lực của cả hai bên:

- Ngày 12 tháng 3 năm 2004 tại Quảng Châu, Trung Quốc, Công ty lưới

điện Nam Trung Quốc ( China Southern Power Grid- CSG ) và Tổng công ty

điện lực Việt Nam ( EVN ) đã kí hiệp định khung về việc trao đổi mua bán

điện trong khu vực

- Tháng 5 năm 2004 CSG và EVN đã kí thỏa thuận về việc Việt Nam mua 40MW bằng lưới điện 110kV qua cửa khẩu Hà Khẩu- Lào Cai

- Tháng 7 năm 2004, Trung Quốc đã cử đoàn công tác bao gồm các thành viên của CSG, YEPG và công ty hữu hạn điện lực Quảng Tây ( Guangxi Electric Power Co.Ltd- GEPC) sang làm việc với EVN, Viện Năng Lượng, Công ty điện lực I với nội dung: 1) Kiểm điểm việc thực hiện mua bán 40MW bằng đường dây 110kV Hà Khẩu- Lào Cai; 2) Triển khai công việc giữa hai tổ công tác của CSG và EVN Hai bên đã có văn bản ghi nhớ về nội dung trao

đổi, thảo luận Hai bên đã nhất trí lập báo cáo tiền khả thi “ Kết nối hệ thống

điện Việt Nam- Trung Quốc” , đồng thời giao cho Viện Năng Lượng (Việt Nam) và Viện thiết kế Điện lực Tây Nam (Trung Quốc) cùng là đơn vị thiết kế chính

- Giữa tháng 7 năm 2004, tại cuộc họp lần thứ 1 của tiểu vùng sông MêKông mở rộng bao gồm cả đại diện của ADB và WB tại Quế Lâm, Trung Quốc, Việt Nam đã đưa ra bản danh sách đề nghị các công trình liên kết trao

đổi mua bán điện giữa Việt Nam và hai tỉnh Vân Nam và Quảng Tây (Trung Quốc)

a) Thời điểm và quy mô trao đổi công suất và điện năng giữa hệ thống điện Nam Trung Quốc và hệ thống điện Việt Nam

Thời điểm liên kết hệ thống điện Nam Trung Quốc và hệ thống điện Việt Nam bằng cấp điện áp 220kV dự kiến vào năm 2006-2008 với quy mô công suất ban đầu 400MW, đến năm 2016 sẽ liên kết bằng cấp điện áp 500kV với quy mô công suất 1000MW ( và 2000MW vào năm 2019 )

b) Đề xuất lựa phương án liên kết hệ thống điện Nam Trung Quốc

và hệ thống điện Việt Nam giai đoạn đến năm 2020

Trên cơ sở quy hoạch nguồn và lưới của khu vực Nam Trung Quốc và của Việt Nam đề xuất phương án liên kết lưới điện Việt Nam- Trung Quốc theo từng giai đoạn và theo các cấp điện áp như sau:

- Giai đoạn đến năm 2005: chỉ có khả năng đấu nối lưới 110kV tại khu vực Hà Khẩu- Lào Cai

- Giai đoạn 2006-2010 có khả năng đấu nối 110kV và 220kV Đấu nối 110kV theo hai hướng: Với Vân Nam ( ở Lào Cai, Lai Châu, Hà Giang), với Quảng Tây ở 3 địa điểm vừa nêu trên Đấu nối 220kV chủ yếu theo hướng với tỉnh Vân Nam Có hai khả năng

+ Đấu nối trạm 220kV Mengzi- Trạm 220kV Lào Cai

+ Đấu nối trạm 220kV Matang, châu Wenshan- Nhà máy thủy điện Malutang2- Nhà máy thủy điện Na Hang

- Như vậy các phương án liên kết lưới điện 110-220kV giữa Trung Quốc và Việt Nam giai đoạn đến năm 2010 như sau:

+ Hướng Lào Cai- Hekou ( châu Honghe, Yunnan )

+ Hướng Phong Thổ( Lai Châu)- Chin Pin( Châu Honghe, Yunnan ) + Hướng Hà Giang- Nhà máy thủy điện Malutang ( châu Wenshan, Yunnan)

+ Hướng Lạng Sơn- Ningming( Guangxi)

+ Hướng Móng Cái, Quảng Ninh- Donghung (Guangxi)

- Giai đoạn từ 2016: có khả năng đấu nối ở cấp điện áp 500kV Để đảm bảo vận hành an toàn cho Hệ thống điện Việt Nam trong tương lai, kiến nghị các phương án đấu nối vào các trạm 500kV gần các nguồn điện lớn ở Vân Nam và Quảng Tây

Theo tài liệu quy hoạch hệ thống điện Việt Nam Việt Nam nhập khẩu công suất từ hệ thống điện Nam Trung Quốc bắt đầu từ năm2008 với quy mô 400MW, sau nâng lên 1400MW năm 2016 và 2400MW vào năm 2020 ( bao gồm 400MW bằng điện áp 220kV, 2000MW bằng điện áp 500kV)

Giai đoạn 2008-2013, hệ thống điện Việt Nam thừa công suất 3000MW Như vậy, Việt Nam không chỉ là nước nhập khẩu điện mà còn có thể xuất khẩu

c) Điểm đấu nối 500kV

Điểm đấu nối 500kV ở Vân Nam ( Trung Quốc )

Giai đoạn 2006-2010, phát triển lưới chuyên tải 500kV Vân Nam để

đấu nối các nguồn điện lớn tại Vân Nam vào lưới điện Nam Trung Quốc và để truyền tải công suất từ Tây sang Đông Xây dựng tuyến đường dây 500kV từ các nhà máy thủy điện trên sông Lancang về Kunming, và các trạm 500kV Yuan Jiang, Honghe Để nhập khẩu công suất từ Vân Nam về Việt Nam, dự kiến hai khả năng liên kết bằng lưới 500kV: a) Đấu nối vào trạm 500kV

Honghe ( châu Honghe, Vân Nam ); b) Đấu nối vào trạm 500kV Yuan hiang ( châu Yuxi, Vân Nam)

Điểm đấu nối 500kV ở Quảng Tây (Trung Quốc)

Theo kế hoạch phát triển nguồn điện của công ty hữu hạn điện lực Quảng Tây(GEPC) giai đoạn đến năm 2010 sẽ xây dựng trung tâm nhiệt điện Duyên hải miền Nam (Qinzhou 1200MW, Fangcheng 2400MW) Đồng bộ với nguồn là việc xây dựng 2 tuyến đường dây 500kVtừ Qinzhou-Nanning1

và nhà máy thủy điện Fangcheng-Nanning2 đấu vào lưới điện Nam Trung Quốc, và các trạm 500kV Qinzhou và Fangcheng Để trao đổi công suất giữa Quảng Tây- Việt Nam, dự kiến liên kết bằng lưới 500kV đấu nối vào trạm 500kV Fangcheng

Điểm đấu nối 500kV ở Việt Nam

Tiến độ vận hành của các trạm 500kV khu vực miền Bắc xem trong bảng 2.10

Bảng 2.10: Tiến độ vận hành của các trạm 500kV khu vực miền Bắc

Trạm 500KV Quảng Ninh (đồng bộ với NMNĐ Quảng

d) Các phương án liên kết lưới điện 500kV

Trường hợp nhập khẩu điện từ Trung Quốc về Việt Nam Đề xuất 4 phương án liên kết 500kV vào năm 2016-2017:

Phương án 1: Nhập toàn bộ công suất theo hướng Honghe (châu

Honghe, Vân Nam- Trung Quốc) về trạm 500kV Sóc Sơn Phương án này cần xây dựng 400km 2 mạch đường dây 500kV, dây AC 4x330 ( 160km trên đất Trung Quốc, 240km trên đất Việt Nam) từ trạm 500kV Honghe đến trạm 500kV Sóc Sơn

Phương án 2: Cần xây dựng 400km đường dây 500kV một chiều

3x1272 ( 160km trên đất Trung Quốc, 240km trên đất Việt Nam) và hai trạm nắn dòng (converter), công suất 2000MW đặt tại Honghe và Sóc Sơn

Phương án 3: Nhập 1000MW công suất từ trạm 500kV Honghe (châu

Honghe, Vân Nam- Trung Quốc) về trạm 500kV Sóc Sơn (hoặc trạm 500kV Việt Trì ) và 1000MW từ trạm 500kV Yuan Jiang về trạm 500kV Lai Châu Phương án này cần xây dựng 400km(360) 1 mạch đường dây 500kV Honghe- Sóc Sơn ( Việt Trì), dây AC 4x330, và 160km từ trạm 500kV Yuan Jiang đến trạm 500kV Lai Châu

Phương án 4: Nhập 100MW công suất từ trạm 500kV Honghe (châu

Honghe, Vân Nam- Trung Quốc) về trạm 500kV Sóc Sơn (hoặc trạm 500kV Việt Trì ) và 1000MW từ trạm 500kV Fangcheng (Quảng Tây, Trung Quốc)

về trạm 500kV Quảng Ninh (Việt Nam) Phương án này cần xây dựng 400km (360km) 1 mạch đường dây 500kV Honghe- Sóc Sơn (Việt Trì), dây AC 4x330, và 180km từ trạm 500kV Fangcheng đến trạm 500kV Quảng Ninh

Trường hợp Việt Nam bán điện cho Quảng Tây Trường hợp Quảng Tây mua điện của Việt Nam giai đoạn 2008-2015, liên kết 500kV sẽ được thực hiện theo phương án 4, tiến độ xây dựng đường dây 500kV từ trạm 500kV Fangcheng ( Quảng Tây, Trung Quốc ) về trạm 500kV Quảng Ninh (Việt Nam) sẽ được đẩy sớm từ năm 2008-2009 Qui mô công suất trao đổi là 1000MW, và chiều trao đổi là: từ năm 2008-2015 Quảng Tây mua điện của Việt Nam, từ năm 2015 trở đi Quảng Tây bán điện cho Việt Nam

Chương 3

Tính toán các thông số chính của đường dây 500kV xoay chiều liên kết Việt Nam - Trung

Quốc

III.1 Tính toán các thông số của đường dây

Chương này tiến hành tính toán cho phương án 1 với các thông số như sau:

Nhập toàn bộ công suất 2000MW theo hướng Honghe (châu Honghe, Vân Nam- Trung Quốc) về trạm 500kV Sóc Sơn Phương án này cần xây dựng 400km, 2 mạch đường dây 500kV, dây ACSR4x330 (160km trên đất Trung Quốc, 240km trên đất Việt Nam) từ trạm 500kV Honghe đến trạm 500kV Sóc Sơn Mỗi pha có 4 sợi ACSR330 đặt trên khung hình vuông, cạnh a = 45cm , khoảng cách trung bình giữa các pha Dtb = 14m

Thông số của dây ACSR330 như sau:

1 Mã hiệu dây dẫn ACSR330;

2 Thành phần dây dẫn( số sợi/ đường kính , mm)

6 Lực kéo, kg 10950

7 Điện trở dòng một chiều ở 20 0C, Ω/km 0,0888

8 Tỷ lệ nhôm thép: 6,19

3.1.1 Tính toán các thông số của đường dây

Điện trở đơn vị của dây dẫn

km/Ω,

/,n/'R

65122

Điện cảm đơn vị của đường dây:

)km/H(.R

Dlg.,n

.,lg.,

93200

140006

442

Dlg

,C

tb tb

6

Thay số vào ta có:

)km/F(.,

,lg

,

9320014000