Tóm tắt

Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 (công suất 1.200MW gồm 2 tổ máy) là nhà máy nhiệt điện than có công suất lớn nhất hiện nay, mỗi năm cung cấp khoảng 7,2 tỷ kWh điện cho lưới điện quốc gia. Dựa trên phần mềm tính toán hệ thống điện PSS/E, nhóm tác giả đã tính toán các kịch bản vận hành của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1, từ đó đưa ra các giải pháp để giải tỏa công suất, nâng cao hiệu quả vận hành của nhà máy.

1. Giới thiệu

Hiện tại, Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 đã vận hành cả hai tổ máy, nhà máy đấu nối vào hệ thống điện Việt Nam như sau:

- Đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1

- Sân phân phối 220kV của trạm biến áp 500kV Vũng Áng có chiều dài 0,58km, mã dây là ACSR500/64.

- Đường dây 220kV mạch kép Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Hà Tĩnh có chiều dài 70km, mã dây là ACSR330.

- Đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Ba Đồn - Đồng Hới có chiều dài 84,6km, mã dây là ACSR330.

- Đấu nối tạm nhánh rẽ đường dây 220kV Hà Tĩnh

- Nhà máy Nhiệt điện Formosa vào Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 có tổng chiều dài 82,92km, mã dây là ACK300 và ACSR400.

Như vậy, công suất của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 (1.200MW) sẽ được đẩy lên hệ thống điện thông qua các xuất tuyến đường dây 220kV và máy biến áp 500kV Vũng Áng.

Ngoài ra, trong khu vực còn có các nhà máy đang vận hành như: Nhà máy Nhiệt điện Nghi Sơn (2 x 300MW), Nhà máy Nhiệt điện Formosa Hà Tĩnh (2 x 150MW, trong đó công suất cam kết phát lên lưới khoảng 130MW), Nhà máy Thủy điện Hủa Na (2 x 90MW), Nhà máy Thủy điện Bá Thước 2 (4 x 20MW), Nhà máy Thủy điện Cửa Đạt (2 x 48,5MW), Nhà máy Thủy điện Bản Vẽ (2 x 160MW), Nhà máy Thủy điện Khe Bố (2 x 50MW), Nhà máy Thủy điện A Lưới (2 x 85MW), Nhà máy Thủy điện Hương Sơn (2 x 16,5MW), Nhà máy Thủy điện Hương Điền (3 x 27MW), Nhà máy Thủy điện Bình Điền (2 x 22MW) và rất nhiều các nhà máy thủy điện nhỏ khác. Như vậy, tổng công suất của các nhà máy điện trong khu vực năm 2015 (gồm cả Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1) đạt khoảng 3.300MW. Trong khi đó, phụ tải cực đại của khu vực (gồm các tỉnh Thanh Hóa, Nghệ An, Hà Tĩnh, Quảng Bình, Quảng Trị) khoảng 1.600MW. Khi các nhà máy điện cùng phát tối đa công suất sẽ có khoảng 1.700MW công suất phát lên lưới, chủ yếu thông qua trạm biến áp 500kV Vũng Áng (1 × 450MVA) và trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh (2 × 450MVA), gây đầy tải hoặc quá tải cho các máy biến áp 500kV ngay cả trong trường hợp vận hành bình thường. Nếu các đường dây hay máy biến áp xung quanh khu vực đấu nối xảy ra sự cố sẽ ảnh hưởng đến khả năng phát của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1.

Với kết lưới và cân bằng công suất hiện nay, cần nghiên cứu và tìm ra phương án giải tỏa công suất cho các nhà máy điện trong khu vực, đặc biệt là Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1. Trên cơ sở đó, nhóm tác giả đã lập báo cáo tính toán phân tích chi tiết nhằm tìm ra giải pháp và phương án giải tỏa công suất cho Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1.

2. Phương pháp và dữ liệu nghiên cứu
2.1. Phương pháp nghiên cứu
2.1.1. Thu thập và cập nhật số liệu

Thu thập các số liệu liên quan lưới điện khu vực đấu nối Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 trong giai đoạn 2015 - 2016:

- Tiến độ và thông số kỹ thuật của các công trình lưới điện như: đường dây, trạm biến áp, tụ kháng;

- Tiến độ và thông số kỹ thuật các công trình nguồn điện;
- Số liệu về phụ tải;

- Số liệu liên quan đến Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1;

- Hiện trạng vận hành lưới điện khu vực.

2.1.2. Lập mô hình tính toán

Tiến hành xây dựng mô hình mô phỏng lưới điện cho các mốc thời gian sau:

- Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 vận hành Tổ máy số 1 (lưới điện hiện tại);

- Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 vận hành Tổ máy số 1 và Tổ máy số 2 (theo kế hoạch đóng điện của Nhà máy và các công trình điện trong năm 2015);

- Năm 2016 (tính toán kiểm tra 1 năm sau khi Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 vận hành cả 2 tổ máy);

- Mô hình tính toán được xây dựng trên phần mềm tính toán PSS/E của Siemens PTI.

2.1.3. Thực hiện các tính toán

- Tính toán trào lưu công suất:

+ Với các kết lưới cơ bản;

+ Với các kịch bản sự cố khác nhau (chỉ xét sự cố N-1).

- Tính toán ngắn mạch:

+ Ngắn mạch 1 pha;

+ Ngắn mạch 3 pha;

+ Các điểm ngắn mạch (xem xét trong năm 2015 và 2016):

Thanh cái 220kV Vũng Áng 1;

Thanh cái 500kV Trạm biến áp Vũng Áng;

Thanh cái 220kV Trạm biến áp Hà Tĩnh;

Thanh cái 500kV Trạm biến áp Hà Tĩnh;

Thanh cái 220kV Formosa.

Các tính toán đều xem xét các chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu tương ứng với mùa mưa và mùa khô trong năm.

2.1.4. Phân tích kết quả tính toán

- Phân tích và đánh giá các kết quả tính toán thu được;

- Đề xuất các phương án vận hành cho nhà máy nhằm giải tỏa được toàn bộ công suất lên lưới;

- Đưa ra các khuyến nghị để thay đổi tiến độ các công trình lưới điện theo kế hoạch đề ra.

2.2. Dữ liệu

Dữ liệu phục vụ tính toán gồm:

- Dữ liệu hệ thống điện Việt Nam (cập nhật đến thời điểm hiện tại);

- Dữ liệu về tiến độ của các nhà máy và đường dây chuẩn bị đưa vào vận hành ở khu vực trong giai đoạn 2015 - 2016;

- Dữ liệu phụ tải hệ thống và trong khu vực trong giai đoạn tính toán;

- Hiện trạng vận hành lưới điện khu vực hiện tại và tương lai;

- Dữ liệu vận hành của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1.

2.3. Các giả thiết tính toán

2.3.1. Kết lưới

Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 đấu nối với lưới điện Việt Nam trong các chế độ vận hành của hệ thống điện. Sơ đồ kết lưới khu vực trong giai đoạn 2015 – 2016 được thể hiện trong Hình 1 và 2.

Hình 1. Sơ đồ Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 đấu nối với lưới điện Việt Nam hiện tại

Hình 2. Sơ đồ Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 đấu nối với lưới điện Việt Nam trong tương lai

2.3.2. Thời điểm tính toán

Thời điểm tính toán điển hình trong giai đoạn 2015 - 2016. Mùa mưa và mùa khô

2.3.3. Chế độ phụ tải

Các tính toán được thực hiện cho 2 chế độ phụ tải của hệ thống điện: chế độ phụ tải cực đại và chế độ phụ tải cực tiểu.

Giả thiết trong các chế độ tính toán, Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và các nhà máy trong khu vực sẽ phát tối đa công suất phát của các tổ máy nhằm kiểm tra và đánh giá khả năng phát tối đa lên hệ thống, từ đó đưa ra phương án vận hành hợp lý cho Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1.

2.3.4. Chế độ sự cố N-1

Chế độ sự cố N-1 được xem xét tính toán khi sự cố một phần tử mang tải (đường dây hoặc máy biến áp) trong chế độ phụ tải cực đại tại khu vực đấu nối Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1.

2.3.5. Tiêu chuẩn tính toán

Theo quy định hệ thống điện truyền tải của Bộ Công Thương [11], các tiêu chuẩn sau được sử dụng để đánh giá kết quả tính toán: yêu cầu về điện áp vận hành (Bảng 1), yêu cầu về dòng ngắn mạch (Bảng 2).

Bảng 1. Yêu cầu về điện áp vận hành [11]

Bảng 2. Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép

2.4. Kịch bản tính toán

Dựa trên sơ đồ kết lưới hiện tại, quy hoạch nguồn và lưới điện trong khu vực trong thời gian tới, nhóm tác giả đã xây dựng các kịch bản cần tính toán.

2.4.1. Kịch bản tính toán phân tích trong năm 2015

Các kịch bản tính toán được xem xét trong năm 2015 gồm:

Kịch bản (1): Chế độ vận hành bình thường (theo sơ đồ đấu nối năm 2015);

Kịch bản (2): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Hà Tĩnh;

Kịch bản (3): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Nhà máy Nhiệt điện Formosa;

Kịch bản (4): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Trạm biến áp 500kV Vũng Áng hoặc sự cố máy biến áp 500kV Vũng Áng;

Kịch bản (5): Sự cố 1 trong các đường dây 220kV từ Nhà máy Nhiệt điện Formosa - Đồng Hới - Đông Hà – A Lưới - Huế (chọn 1 mạch nguy hiểm nhất để phân tích);

Kịch bản (6): Sự cố 1 máy biến áp 500kV Hà Tĩnh;

Kịch bản (7): Sự cố đường dây 500kV Vũng Áng – Hà Tĩnh;

Kịch bản (8): Sự cố đường dây 500kV Vũng Áng – Đà Nẵng;

Kịch bản (9): Sự cố đường dây 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng.

2.4.2. Kịch bản tính toán phân tích trong năm 2016

Các kịch bản tính toán được xem xét trong năm 2016 gồm:

Kịch bản (10): Chế độ vận hành bình thường (theo sơ đồ đấu nối năm 2016);

Kịch bản (11): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Hà Tĩnh;

Kịch bản (12): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Nhà máy Nhiệt điện Formosa;

Kịch bản (13): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Ba Đồn;

Kịch bản (14): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 - Trạm biến áp 500kV Vũng Áng hoặc sự cố máy biến áp 500kV Vũng Áng;

Kịch bản (15): Sự cố đường dây 220kV Nhà máy Nhiệt điện Formosa - Hà Tĩnh;

Kịch bản (16): Sự cố 1 trong các mạch đường dây 220kV từ Nhà máy Nhiệt điện Formosa - Đồng Hới; Đồng Hới - Ba Đồn; Đồng Hới - Đông Hà - A Lưới - Huế (chọn 1 mạch nguy hiểm nhất để phân tích);

Kịch bản (17): Sự cố 1 máy biến áp 500kV Hà Tĩnh;

Kịch bản (18): Sự cố đường dây 500kV Vũng Áng - Hà Tĩnh;

Kịch bản (19): Sự cố đường dây 500kV Vũng Áng - Đà Nẵng;

Kịch bản (20): Sự cố đường dây 500kV Hà Tĩnh - Đà Nẵng.

3. Kết quả tính toán
3.1. Kết quả tính toán trào lưu công suất

Các kết quả tính toán trào lưu công suất trong giai đoạn 2015 - 2016 được tổng kết trong Bảng 3.

3.2. Kết quả tính toán ngắn mạch

Từ các kết quả tính toán ở trên, nhóm tác giả rút ra được tình hình vận hành của nhà máy và hệ thống điện quanh khu vực đấu nối của nhà máy trong hai giai đoạn như sau:

3.2.1. Tình hình vận hành năm 2015

Trường hợp vận hành bình thường:

- Trong mùa mưa và mùa khô, các xuất tuyến đường dây 220kV đấu nối trực tiếp từ Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 đều không bị quá tải.

- Điện áp và dòng ngắn mạch tại các thanh cái của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và các trạm biến áp lân cận nằm trong phạm vi cho phép (đảm bảo quy định).

- Máy biến áp 500kV Vũng Áng luôn bị quá tải (từ 109,4 - 115,4% tùy theo mùa và chế độ phụ tải) nếu huy động tối đa công suất của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và các nhà máy khác trong khu vực.

Trường hợp sự cố:

Khi xảy ra các trường hợp sự cố (được xem xét ở trên) sẽ làm quá tải:

- Quá tải máy biến áp 500kV Vũng Áng từ 109 - 136%;

- Quá tải máy biến áp 500kV Hà Tĩnh 108%;

- Quá tải đường dây 220kV Vũng Áng – Hà Tĩnh từ 104 - 111%;

- Quá tải đường dây 220kV Formosa - Đồng Hới từ 103 - 108%.

Trong năm 2015 (cả chế độ làm việc bình thường cũng như sự cố) máy biến áp 500kV Vũng Áng vẫn bị quá tải. Để tránh hiện tượng quá tải cho máy biến áp 500kV Vũng Áng cũng như một số đường dây 220kV quanh khu vực đấu nối, cần giảm công suất phát của các nhà máy điện trong khu vực khoảng 40 - 160MW (tùy theo mùa, chế độ phụ tải và chế độ huy động của các nhà máy điện xung quanh khu vực theo yêu cầu của đơn vị điều độ trong từng chế độ vận hành).

Bảng 3. Tình trạng mang tải của các phần tử trong các kịch bản tính toán năm 2015

Bảng 4. Tình trạng mang tải của các phần tử trong các kịch bản tính toán năm 2016

3.2.2. Tình hình vận hành năm 2016

Trường hợp vận hành bình thường:

- Vẫn xảy ra quá tải máy biến áp 500kV Vũng Áng (từ 105,7 - 108,2%);

- Các đường dây và máy biến áp còn lại trong khu vực đấu nối nhà máy đều không bị quá tải hay đầy tải;

- Điện áp và dòng ngắn mạch tại các thanh cái của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và các trạm biến áp lân cận nằm trong phạm vi cho phép (đảm bảo quy định).

Trường hợp sự cố:

Khi xảy ra các trường hợp sự cố (được xem xét ở trên) sẽ làm quá tải:

- Máy biến áp 500kV Vũng Áng (từ 102 - 122%).
- Đường dây 220kV Vũng Áng - Hà Tĩnh cũng bị quá tải (từ 108 - 109%)

Trong năm 2016 (cả chế độ làm việc bình thường cũng như sự cố) máy biến áp 500kV Vũng Áng vẫn bị quá tải. Để tránh gây quá tải cho máy biến áp 500kV Hà Tĩnh và đường dây 220kV Vũng Áng - Hà Tĩnh, cần giảm công suất phát của các nhà máy trong khu vực khoảng 9 - 99MW (tùy theo mùa, chế độ phụ tải và chế độ huy động của các nhà máy điện xung quanh khu vực theo yêu cầu của đơn vị điều độ trong từng chế độ vận hành).

Bảng 5. Kết quả tính toán ngắn mạch mùa mưa - năm 2015

Bảng 6. Kết quả tính toán ngắn mạch mùa khô - năm 2015

Bảng 7. Kết quả tính toán ngắn mạch mùa mưa - năm 2016

Bảng 8. Kết quả tính toán ngắn mạch mùa khô - năm 2016

4. Kết luận

Để khắc phục tình trạng đầy tải và quá tải của các đường dây và máy biến áp quanh khu vực đấu nối Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1, giải tỏa được công suất phát của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 cũng như các nhà máy khác trong khu vực, nhóm tác giả đưa ra một số khuyến nghị sau đây:

- Cần sớm nâng công suất của trạm biến áp 500kV Vũng Áng lên 900MVA theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ ngày 3/4/2015 [6].

- Để tăng khả năng khai thác công suất của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và các nhà máy khác trong khu vực, vào một số thời điểm cần thực hiện tách thanh cái 220kV tại Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 như sau:

+ Tổ máy 1 của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1, máy biến áp 500kV Vũng Áng và 1 mạch đường dây 220kV Vũng Áng 1 - Hà Tĩnh sẽ đấu nối với thanh cái C1;

+ Tổ máy 2 của Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1, 2 mạch đường dây 220kV Vũng Áng - Hà Tĩnh còn lại và mạch đường dây 220kV Vũng Áng - Formosa sẽ đấu nối với thanh cái C2.

Giải pháp này cho phép Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 và Nghi Sơn 1 có thể phát tối đa công suất. Để tránh quá tải cho máy biến áp 500kV Vũng Áng cần phải hạn chế công suất phát của các nhà máy thủy điện trong khu vực. Đây chỉ là giải pháp tạm thời, không đảm bảo trong dài hạn.

Tài liệu tham khảo

1. Thủ tướng Chính phủ. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030. Quyết định số 1208/QĐ-TTg. 21/7/2011.

2. Bộ Công Thương. Báo cáo cập nhật cân bằng cung - cầu và giải pháp đảm bảo cấp điện hệ thống điện quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét tới 2030. 26/8/2013.

3. Bộ Công Thương. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải năm 2013 có xét tới 4 năm tiếp theo. Quyết định số 5114/QĐ-BCT. 23/7/2013.

4. Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm 2011 - 2015. Quyết định số 673A/QĐ-EVN. 24/9/2013.

5. Bộ Công Thương. Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm 2015. Quyết định số 11115/QĐ-BCT. 5/12/2014.

6. Văn phòng Chính phủ. Thông báo ý kiến kết luận của Thủ tướng Chính phủ tại cuộc họp thường trực Chính phủ về Đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030. Thông báo số 114/TB-VPCP. 3/4/2015.

7. Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Báo cáo kết quả thực hiện kế hoạch năm 2014 và mục tiêu, nhiệm vụ kế hoạch 2015. 2015.

8. Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Sơ đồ hệ thống điện Việt Nam năm 2015. Quyết định số 1205/QĐ-EVN. 31/12/2014.

9. Bộ Công Thương. Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh/thành phố giai đoạn 2011 - 2015 có xét đến 2020.

10. Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam. Bàn giao nhiệm vụ nghiên cứu khoa học số 010615. 9/6/2015.

11. Bộ Công Thương. Quy định hệ thống điện truyền tải. Thông tư số 12/2010/TT-BCT. 15/4/2010