TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM

Chia sẻ: Duongchi Cong | Ngày: | Loại File: DOC | Số trang:28

Thêm vào BST

Báo xấu

500
lượt xem 96
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

1. GIỚI THIỆU CHUNG Do yếu tố lịch sử cũng như địa lý, hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam được chia thành ba HTĐ miền, cụ thể như sau: HTĐ miền Bắc: bao gồm 28 tỉnh, thành phố phía Bắc trải dài từ Quảng Ninh đến Hà Tĩnh. HTĐ miền Bắc liên kết với HTĐ Quốc gia qua 4 TBA 500kV là Hoà Bình (2 x 450MVA), Nho Quan (1 x 450MVA), Thường Tín (1 x 450MVA), Hà Tĩnh (1 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới....

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM

Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 1
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương MỤC LỤC 1.GIỚI THIỆU CHUNG.................................................................................................................3 2.PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM...............................................................................6 2.1.Phân tích biểu đồ phụ tải 6 2.2.Đánh giá tăng trưởng phụ tải 8 3.NGUỒN ĐIỆN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM.....................................................9 3.1.Chế độ vận hành và khai thác nhà máy điện 10 3.2.Tình hình phát triển nguồn điện 11 3.3.Tỷ trọng nguồn điện 13 3.4.Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2007 16 3.5.Phủ biểu đồ phụ tải 17 4.LƯỚI ĐIỆN.................................................................................................................................20 4.1.Vai trò của đường dây liên kết 500kV đối với HTĐ Việt Nam 20 4.2.Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền 22 4.3.Chiều dài đường dây và dung lượng các MBA truyền tải 27 Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 2
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương 1. GIỚI THIỆU CHUNG Do yếu tố lịch sử cũng như địa lý, hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam được chia thành ba HTĐ miền, cụ thể như sau: HTĐ miền Bắc: bao gồm 28 tỉnh, thành phố phía Bắc trải dài từ Quảng Ninh  đến Hà Tĩnh. HTĐ miền Bắc liên kết với HTĐ Quốc gia qua 4 TBA 500kV là Hoà Bình (2 x 450MVA), Nho Quan (1 x 450MVA), Thường Tín (1 x 450MVA), Hà Tĩnh (1 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới. HTĐ miền Trung: bao gồm 9 tỉnh, thành phố trải dài từ Quảng Bình đến Khánh  Hoà và 4 tỉnh Tây Nguyên. HTĐ miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua 2 TBA 500kV là Đà Nẵng (2 x 450MVA) và Pleiku (1 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Bắc qua đường dây 220kV Đồng Hới - Hà Tĩnh; với HTĐ miền Nam qua đường dây 220kV Nha Trang - Đa Nhim và 2 đường dây 110kV Cam Ranh - Ninh Hải, Cam Ranh - Đa Nhim; ngoài ra trong HTĐ miền Trung còn có trạm 110kV Đắc Nông (7MVA) của tỉnh Đắc Nông nhận điện từ HTĐ miền Nam qua đường dây 110kV Thác Mơ - Bù Đăng - Đắc Nông. HTĐ miền Nam: bao gồm 23 tỉnh, thành phố phía Nam từ Ninh Thuận đến Cà  Mau. HTĐ miền Nam liên kết với HTĐ Quốc gia qua 5 TBA 500kV là Di Linh (1 x 450MVA), Tân Định (1 x 450MVA), Phú Lâm (2 x 450MVA), Nhà Bè (2 x 600 MVA) và Phú Mỹ 500 (2 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đường dây 220kV Đa Nhim - Nha Trang và 2 đường dây 110kV Ninh Hải - Cam Ranh, Đa Nhim - Cam Ranh. Ngoài ra, hiện nay toàn bộ phụ tải các tỉnh Hà Giang, Tuyên Quang, Yên Bái, Phú Thọ và một phần phụ tải các tỉnh Vĩnh Phúc, Thái Nguyên, Cao Bằng, Quảng Ninh thuộc HTĐ miền Bắc đang nhận điện từ Trung Quốc với công suất lớn nhất khoảng 570MW và sản lượng trung bình ngày khoảng 9 - 10 tr.kWh nhằm giảm thiểu nguy cơ thiếu điện ở khu vực phía Bắc nói riêng và cả nước nói chung. Công trình HTĐ 500kV được khởi công xây dựng từ tháng 04/1992 và đóng điện giai đoạn 1 vào ngày 27/5/1994, gồm đường dây 500kV Hòa Bình - Hà Tĩnh - Đà Nẵng - Pleiku - Phú Lâm, các trạm 500kV Hòa Bình và Phú Lâm (có 1 máy biến áp 500kV công suất 450MVA). Sơ đồ lưới điện 500kV khi đóng điện năm 1994 được thể hiện trên hình 1. Đường dây siêu cao áp 500kV đã tạo ra một bước phát triển mới cho ngành điện Việt Nam, từ đó HTĐ Việt Nam trở thành HTĐ thống nhất trong toàn quốc. Thời kỳ đầu đường dây siêu cao áp 500kV truyền tải một lượng công suất lớn từ miền Bắc cung cấp cho miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên t ục, ổn định phục vụ sản xuất và nhu cầu sinh hoạt của toàn dân. Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 3
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Ho µ B ×nh Hµ TÜ nh § µ N½ng Pleiku Ph ó L ©m HT§ HT§ Mi Òn B ¾c Mi Òn Nam 4 M¸ y ph¸ t Hình 1: Sơ đồ lưới điện 500kV khi đóng điện năm 1994 Giai đoạn 2 được thực hiện vào cuối năm 1994, lắp đặt thêm các MBA 450MVA ở các trạm 500kV (T500) Hòa Bình, Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm: - T500 Hòa Bình đóng điện MBA T2 ngày 18/9/1994; - T500 Đà Nẵng đóng điện MBA T2 ngày 19/9/1994; - T500 Pleiku đóng điện MBA T1 ngày 12/11/1994; - T500 Phú Lâm đóng điện MBA T2 ngày 22/9/1994. Các mốc thời gian hình thành mạch đường dây 500kV thứ nhất (bao gồm cả Trung tâm Điện lực Phú Mỹ) được thể hiện dưới đây: Máy biến áp T1 trạm Hoà Bình 22 giờ 30 phút ngày 20/5/1994 Đường dây Hoà Bình đi Hà Tĩnh 18 giờ 15 phút ngày 21/5/1994 Đường dây Hà Tĩnh đi Đà Nẵng 16 giờ 28 phút ngày 23/5/1994 Đường dây Đà Nẵng đi Pleiku 12 giờ 54 phút ngày 25/5/1994 Máy biến áp T1 trạm Phú Lâm 16 giờ 25 phút ngày 25/5/1994 Đường dây Phú Lâm đi Pleiku 17 giờ 30 phút ngày 26/5/1994 Hoà điện lần đầu tiên giữa HTĐ miền Nam với bốn tổ máy nhà máy điện Hoà Bình tại Đà Nẵng vào lúc 19 giờ 06 phút ngày 27/5/1994. Hoà điện lần đầu tiên hai phần HTĐ tại trạm 220kV Hoà Bình vào lúc 10 giờ 27 phút ngày 29/5/1994. Máy biến áp T2 trạm Hoà Bình 20 giờ 35 phút ngày 18/09/1994 Máy biến áp T2 trạm Đà Nẵng 01 giờ 00 phút ngày 19/09/1994 Máy biến áp T2 trạm Pleiku 16 giờ 57 phút ngày 12/11/1994 Máy biến áp T2 trạm Phú Lâm 19 giờ 58 phút ngày 22/09/1994 Đường dây Ialy đi Pleiku 05/05/2000 Tổ máy số 1 Ialy 12/05/2000 Tổ máy số 2 Ialy 13/11/2000 Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 4
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Tổ máy số 3 Ialy 16/05/2001 Tổ máy số 4 Ialy 12/12/2001 Máy biến áp T2 trạm Hà Tĩnh 12 giờ 15 phút ngày 04/10/2002 Đường dây Phú Lâm đi Phú Mỹ 11 giờ 40 phút ngày 15/01/2004 Máy biến áp T1 Phú Mỹ 22 20 giờ 15 phút ngày 13/02/2004 Máy biến áp T1 Phú Mỹ 4 15 giờ 13 phút ngày 01/03/2004 Tổ máy số 1 Phú Mỹ 4 08 giờ 25 phút ngày 08/03/2004 Tổ máy số 2 Phú Mỹ 4 11 giờ 00 phút ngày 09/03/2004 Tổ máy số 1 Phú Mỹ 22 00 giờ 18 phút ngày 10/03/2004 Đến năm 2005 mạch 2 đường dây 500kV được đưa vào vận hành, đã góp phần tăng liên kết trong HTĐ Quốc gia, cải thiện đáng kể tình hình cung cấp điện và tính kinh tế trong vận hành HTĐ. Mạch 2 Phú Lâm - Pleiku 10 giờ 00 phút ngày 19/04/2004 Mạch 2 Đà Nẵng - Pleiku 11 giờ 51 phút ngày 14/11/2004 Mạch 2 Đà Nẵng - Hà Tĩnh 02 giờ 10 phút ngày 23/05/2005 Trạm 500kV Nhà Bè (mới) 02 giờ 18 phút ngày 29/07/2005 Đường dây Phú Lâm - Nhà Bè (mới) 05 giờ 21 phút ngày 09/08/2005 Trạm 500kV Nho Quan (mới) 20 giờ 27 phút ngày 21/08/2005 Đường dây Nho Quan - Hà Tĩnh (mới) 13 giờ 57 phút ngày 22/08/2005 Đường dây Phú Lâm - Tân Định (mạch 2 16 giờ 00 phút ngày 24/08/2005 Pleiku - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân Định mới) Đường dây PleiKu - Tân Định (mạch 2 22 giờ 15 phút ngày 24/08/2005 PleiKu - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân Định mới) Đường dây Phú Mỹ - Nhà Bè (mới) 23 giờ 15 phút ngày 25/08/2005 Trạm 500kV Thường Tín (mới) 23 giờ 50 phút ngày 21/09/2005 Đường dây Nho Quan - Thường Tín 11 giờ 16 phút ngày 23/09/2005 Lưới điện truyền tải 500kV đã thực sự trở thành hệ thống liên kết xương sống của HTĐ Quốc gia, đóng vai trò quan trọng trong việc phối hợp vận hành các nguồn điện trên toàn hệ thống, giảm thiểu chi phí vận hành, hỗ trợ dự phòng công suất giữa các HTĐ miền, tăng độ tin cậy và an toàn trong cung cấp điện cũng như đảm b ảo chất lượng điện năng, tạo điều kiện đưa các nhà máy điện mới vào vận hành đúng tiến đ ộ đảm bảo cân bằng công suất và năng lượng cho toàn hệ thống. Từ sau ngày hợp nhất, HTĐ Việt Nam liên tục đạt tốc độ tăng trưởng phụ tải trung bình xấp xỉ 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93%. Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải rất cao nên HTĐ Quốc gia thường xuyên phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vào mùa khô và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ. Trước đòi hỏi của thực tế, ngành điện đã đầu tư phát triển, nâng cấp, cải tạo và xây dựng mới nhiều công trình về Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 5
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương nguồn điện, lưới truyền tải và lưới phân phối, bên cạnh đó đã đa dạng hoá hình thức đầu tư, mở rộng các thành phần kinh tế cùng tham gia sản xuất điện nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng tăng của HTĐ Quốc gia. Mặc dù còn có những khó khăn tạm thời về nguồn và lưới điện nhưng Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã áp dụng kịp thời các biện pháp cần thiết để đảm bảo cung cấp điện ổn định cho phát triển nền kinh tế quốc dân và nhu cầu sinh hoạt thiết yếu của đồng bào cả nước, chỉ đạo Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia tính toán l ập phương thức vận hành an toàn HTĐ và khai thác tối ưu các nguồn điện, giảm thiểu thời gian cắt điện của khách hàng, đáp ứng nhu cầu cung cấp điện an toàn liên tục, cũng như dự báo khả năng thiếu điện để Tập đoàn có kế hoạch ứng phó trước. 2. PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 2.1. Phân tích biểu đồ phụ tải Để có cái nhìn tổng quan về phụ tải HTĐ Việt Nam, trước hết chúng ta xem xét đến dạng biểu đồ phụ tải. Do ảnh hưởng của đặc điểm khí hậu cũng như tình hình phát triển của nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay, biểu đồ phụ tải HTĐ Việt Nam chia thành 2 dạng điển hình là biểu đồ phụ tải mùa hè và biểu đồ phụ tải mùa đông. Biểu đồ phụ tải 2 ngày điển hình của năm 2007, được thể hiện chi tiết như sau: Ngày 14/06/2007 Ngày 15/11/2007 12000 12000 10000 10000 8000 8000 6000 6000 4000 4000 2000 2000 0 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Bắc Trung Nam Quốc gia Bắc Trung Nam Quốc gia Hình 2a: Biểu đồ phụ tải mùa hè Hình 2b: Biểu đồ phụ tải mùa đông Qua hai dạng biểu đồ phụ tải trên, ta nhận thấy: biểu đồ phụ tải rất lồi lõm, đ ộ dốc lớn; thấp điểm ngày của HTĐ thường rơi vào khoảng từ 2 - 4h, cao điểm sáng từ 10 - 11h và cao điểm tối từ 17 - 20h hàng ngày. Điều này được phản ánh qua hệ số phụ tải của các năm, cụ thể như sau: H.Số 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 K1 0.63 0.64 0.65 0.67 0.66 0.68 0.68 0.69 0.7 0.71 0.72 0.72 0.74 K2 0.39 0.4 0.4 0.42 0.4 0.41 0.42 0.42 0.43 0.44 0.45 0.45 0.47 K3 0.48 0.47 0.48 0.51 0.49 0.5 0.5 0.51 0.53 0.55 0.57 0.58 0.61 Bảng 1: Các hệ số phụ tải qua các năm Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 6
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Ghi chú: K1 = Ptb/Pmax ; K2 = Pmin/Pmax ; K3 = Pmintb/Pmaxtb Yếu tố quyết định vấn đề này là do trong các thành phần phụ tải HTĐ Việt Nam thì thành phần Quản lý & Tiêu dùng dân cư chiếm tỷ trọng lớn. Chi tiết xem bảng dưới đây: Năm 2006 (106 kWh) Năm 2005 Thực hiện đến Uớc Thực hiện ĐIỆN THƯƠNG PHẨM 2006 Thực hiện Kế hoạch 30/11/2006 tháng 12 năm 2006 Toàn Tập đoàn 44922.59 50771 47,037 4,294 51,331 Nông, Lâm nghiệp & Thuỷ sản 575.626 532 26 558 Công nghiệp & Xây dựng 0,633.350 22,200 2,169 24,369 Thương nghiệp & K.Sạn nhà hàng 2,120.78 2,261 205 2,466 Quản lý & Tiêu dùng dân cư 9,774.72 20,304 1,746 22,050 Các hoạt động khác 1,732.14 1,715 148 1,863 Bảng 2: Các thành phần phụ tải trong HTĐ Việt Nam Các hoạt động Nông,Lâm Quản lý & Tiêu nghiệp & Thuỷ khác dùng dân c ư s ản 3.44% 40.96% 0.97% Công nghiệp & Thương nghiệp Xây dựng & K.Sạn NH 49.83% 4.81% Hình 3: Cơ cấu phụ tải năm 2007 Bên cạnh đó, điểm khác biệt nổi bật là với biểu đồ phụ tải mùa hè (vào các tháng 6, 7, 8) cao điểm sáng HTĐ miền Bắc xấp xỉ hoặc thậm chí vư ợt cao điểm chiều, đồng thời nhiều ngày cao điểm các HTĐ miền trùng nhau vào cao điểm sáng nên cao đi ểm toàn HTĐ Quốc gia chuyển sang buổi sáng (khoảng từ 10h - 11h) thay vì rơi vào buổi chiều như các năm trước (xu hướng này bắt đầu xuất hiện từ năm 2003). Điều này có thể được giải thích do tỉ trọng tải công nghiệp đã tăng, cũng như EVN đã áp dụng nhiều chính sách quản lý phụ tải như đưa hệ thống công tơ 3 giá vào hoạt động... Độ đồng đều của phụ tải ngày càng tốt, tức là hệ số điền kín phụ tải càng lớn thì càng tạo điều kiện thuận lợi cho vận hành và tăng tính kinh tế trong vận hành HTĐ. Mặc dù vậy, với biểu đồ phụ tải mùa đông (các tháng còn lại trong năm) thì cao điểm toàn HTĐ vẫn rơi Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 7
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương vào buổi chiều, điều này được giải thích do vào mùa đông miền Bắc thường tối sớm và cao điểm tối của miền Nam và miền Bắc trùng nhau. 2.2. Đánh giá tăng trưởng phụ tải Để đánh giá mức độ tăng trưởng của phụ tải qua các năm, ta cần so sánh về sản lượng và công suất qua chuỗi năm 1995 - 2007, chi tiết được thể hiện qua các bảng dưới: a. Tăng trưởng về sản lượng 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Q.gia 14638 16945 19153 21642 23737 27040 31137 36410 41275 46790 53647 60623 69071 Bắc 6481 7232 8210 8851 9507 10596 12084 13913 15811 17603 20074 22528 25570 Trung 121 1459 1706 2013 2253 2602 3042 3500 3977 4435 4979 5665 6410 Nam 6953 7945 9080 10532 11759 13559 15794 18692 21261 24407 27946 31716 36053 Bảng 3: Sản lượng phụ tải qua các năm (GWh) ∆Α 9 6−9 5 ∆Α 9 7−9 6 ∆Α 9 8−9 7 ∆Α 9 9−9 8 ∆Α 00−99 ∆Α 0 1−00 ∆Α 0 2−0 1 ∆Α 0 3−0 2 ∆Α 0 4−0 3 ∆Α 0 5−0 4 ∆Α 0 6−0 5 ∆Α 0 7−0 6 Q.gia 15.76 13.03 13 9.68 13.91 15.15 16.93 13.36 13.36 14.65 13 13.94 Bắc 11.59 13.52 7.81 7.41 11.45 14.04 15.14 13.64 11.33 14.04 12.22 13.5 Trun 20.38 16.93 18 11.92 15.49 16.91 15.06 13.63 11.52 12.27 13.78 13.16 g Nam 14.27 14.29 15.99 11.65 15.31 16.48 18.35 13.74 14.8 14.5 13.49 13.67 Bảng 4: Tốc độ tăng trưởng sản lượng (%) triÖ kWh u 80000 60000 HT§ QG B¾c 40000 Trung Nam 20000 0 n¨ m 95 96 99 00 01 02 04 05 06 97 98 03 07 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 20 20 20 Hình 3: Biểu đồ sản lượng qua các năm b. Tăng trưởng về công suất đỉnh 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1018 Q.gia 2796 3177 3595 3875 4329 4893 5655 6552 7408 8283 9255 11286 7 Bắc 1415 1592 1729 1821 1960 2194 2461 2880 3221 3494 3886 4233 4480 Trung 296 349 377 413 477 544 613 684 773 853 979 1056 1167 Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 8
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Nam 1178 1357 1587 1737 1979 2246 2656 3112 3529 4073 4539 5007 5794 Bảng 5: Công suất đỉnh của HTĐ qua các năm (MW) ∆ A9 6−9 5 ∆ A9 7−9 6 ∆ A9 8−9 7 ∆ A9 9−9 8 ∆ A00−9 9 ∆ A01−00 ∆ A02−01 ∆ A03−02 ∆ A04−03 ∆ A05−04 ∆ A06−05 ∆ A07−06 Q.gia 13.63 13.16 7.79 11.72 13.03 15.57 15.86 13.06 11.81 11.74 10.07 10.79 Bắc 12.51 8.61 5.32 7.63 11.94 12.17 17.03 11.84 8.48 11.22 8.94 5.83 Trung 17.91 8.02 9.55 15.5 14.05 12.68 11.58 13.01 10.35 14.77 7.87 10.56 Nam 15.2 16.95 9.45 13.93 13.49 18.25 17.17 13.4 15.42 11.44 10.31 15.72 Bảng 6: Tỷ lệ tăng trưởng công suất đỉnh qua các năm(%) MW 12000 10000 Quốc gia 8000 Miền B ắc Miền Trung 6000 Miền Nam 4000 2000 0 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 N¨ m 19 19 20 20 20 20 20 19 19 19 20 20 20 Hình 4: Biểu đồ tăng trưởng công suất qua các năm Qua các bảng biểu trên, ta nhận thấy rằng: trong 10 năm qua, HTĐ Việt Nam có tốc độ tăng trưởng phụ tải trung bình là 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93%; về công suất có tốc độ tăng trưởng trung bình là 12.35%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 15.86%. Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải rất cao nên liên tiếp trong các năm từ năm 1997 đến nay, HTĐ Quốc gia liên tục phải đối mặt với khả năng thiếu năng l ượng vào mùa khô và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ (thực tế vận hành cho thấy trong chuỗi năm thống kê trên chỉ có năm 1999 là không phải hạn chế về năng lượng cũng như công suất). Để khẳng định vấn đề này chúng ta cùng nghiên cứu đến nguồn điện và tốc độ tăng trưởng nguồn của HTĐ Việt Nam trong 10 năm gần đây. 3. NGUỒN ĐIỆN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM HTĐ Việt Nam hiện có các loại hình nhà máy điện như: Thuỷ điện, Nhiệt điện than, Nhiệt điện dầu, Tuabin khí... Mỗi loại nhà máy điện có chế độ vận hành khác nhau do đặc điểm công nghệ phát điện. Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 9
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương 3.1. Chế độ vận hành và khai thác nhà máy điện a. Chế độ vận hành Thuỷ điện: -  Theo đặc tính vận hành Tuabin  Có khả năng ngừng và khởi động thường xuyên  Có khả năng chạy bù  Hoặc được giao nhiệm vụ điều tần (Hoà Bình, Trị An) Nhiệt điện than, dầu, GT + ST: -  Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy  Vận hành ít điều chỉnh mức công suất phát trong một khoảng thời gian dài theo yêu cầu HTĐ Gasturbine chạy khí hoặc dầu: -  Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy  Vận hành liên tục hoặc phủ đỉnh b. Chế độ khai thác Thuỷ điện: -  Theo điều tiết hồ chứa  Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa khô do sản lượng ít hơn so với mùa lũ Nhiệt điện than, dầu: -  Huy động cao trong mùa khô, huy động tối thiểu trong mùa lũ (đảm bảo công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp...)  Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa lũ Gasturbine chạy dầu: -  Chạy ở chế độ phủ đỉnh, chống quá tải, bù áp hoặc theo yêu cầu đặc biệt  Huy động lấy sản lượng nếu thiếu điện năng trong mùa khô  Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương) Gasturbine chạy khí và đuôi hơi: - Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 10
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương  Huy động cao trong mùa khô, giảm khai thác trong mùa lũ (đảm bảo công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp...)  Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương) 3.2. Tình hình phát triển nguồn điện Để đáp ứng được nhu cầu phát triển cao của phụ tải thì nguồn điện cũng phải phát triển theo, với phương châm là phát triển nguồn điện luôn đi trước một bước. Tăng trưởng công suất nguồn điện từ 1995 đến 2007 được thể hiện ở hình 5: 14000 13000 12000 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Thñy ®iÖn NhiÖ ®iÖ than t n NhiÖ ®iÖ dÇ t nu TBK T§ N& Diesel Mua ngoµi Hình 5: Biểu đồ tăng trưởng công suất qua các năm Nguồn điện trong HTĐ phải đảm bảo lớn hơn phụ tải đỉnh của HTĐ nhằm đảm bảo chế độ vận hành an toàn, ổn định, chất lượng, kinh tế. Điều đó được thể hiện qua các tiêu chí về độ dự trữ công suất và sản lượng, cụ thể như sau: Có độ dự trữ để tách các nguồn điện ra sửa chữa theo kế hoạch - Có độ dự trữ công suất đỉnh cho hệ thống - Có độ dự trữ về sản lượng - Có độ dự trữ khi xét đến tăng trưởng của phụ tải trong một khoảng thời gian - nhất định Tạo ra sự cạnh tranh để thị trường điện hoạt động có hiệu quả - Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 11
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Bức tranh tổng quan về phát triển nguồn và tăng trưởng phụ tải trong giai đoạn từ 1995 - 2007 được thể hiện qua hình sau: MW 16000 13536 14000 12270 11576 12000 10626 10010 10000 11263 8884 7871 10187 8000 9255 6233 8283 5726 4910 4910 5285 7408 6000 4461 6552 5655 4000 4893 4329 3595 3875 2000 3177 2796 năm 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Pđặt Pkdụng Phụ Tải Hình 5: Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại Mặc dầu trong 10 năm trở lại đây, tổng công suất nguồn của HTĐ Việt Nam luôn lớn hơn nhu cầu của phụ tải, nhưng đây mới hoàn toàn ở góc độ công suất thiết kế. Thực tế, trong HTĐ Quốc gia thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn (từ 50 - 35,30% và giảm dần theo từng năm), việc khai thác các NMTĐ phụ thuộc rất nhiều vào tình hình thuỷ văn, một số nhà máy lớn công suất phát phụ thuộc nhiều vào cột nước dẫn tới công suất khả dụng thay đổi rất nhiều (ví dụ NMTĐ Hoà Bình với cột nước tính toán là 88m thì tổng công suất nhà máy là 240 x 8 = 1920MW, nếu cột nước tính toán giảm, đặc biệt vào cuối mùa khô đầu mùa lũ thì công suất của Hoà Bình chỉ còn khoảng 150 x 8 = 1240 MW); các nhà máy nhiệt điện than phần nhiều là cũ và lạc hậu, vì vậy vận hành không ổn định, thiết bị phụ hư hỏng nhiều; Tua bin khí chạy không ổn định lại tập trung tại Trung tâm điện lực Phú Mỹ nên khi sự cố lưới dẫn tới HTĐ mất một l ượng công suất lớn; Các nguồn điện vào không đúng kế hoạch đã đề ra như Uông Bí mở rộng (300MW), Cà Mau (1500MW), Nhơn Trạch (450MW)... Do vậy vào nhiều thời điểm hàng năm việc đáp ứng nhu cầu phụ tải HTĐ Quốc gia về cả công suất lẫn sản l ượng là cực kỳ khó khăn, đặc biệt là khi có những sự cố về nguồn. Việc khai thác tối ưu các nguồn điện trong hệ thống ở tình trạng cung luôn nhỏ hơn cầu là rất khó khăn vì nếu Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 12
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương các tổ máy mới dự kiến đưa vào hoạt động không đúng tiến độ hoặc tiến độ sửa chữa không đúng, chất lượng sửa chữa không đảm bảo sẽ dẫn đến việc cân bằng năng lượng không chính xác và không tối ưu. 3.3. Tỷ trọng nguồn điện Sau đây là các thống kê tỷ trọng về sản lượng cũng như công suất của các lo ại NMĐ trong HTĐ Quốc gia năm 2007. Loại nguồn Sản lượng (GWh) Tỉ lệ (%) Thuỷ điện 22439 33.96% Nhiệt điện than 11344 17.17% Nhiệt điện dầu (FO) 2467 3.73% TBK chạy khí 22236 33.66% Đuôi hơi 6905 10.45% TBK chạy dầu (DO) 543 0.82% Diezel 136 0.21% Bảng 7: Tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2007 TBK dầu (DO) Diezel Đuôi hơ i 0.82% 0.21% 10.45% Thuỷ điện 33.96% TBK chạy khí 33.66% NĐ than NĐ dầu (FO) 17.17% 3.73% Hình 6: Biểu đồ tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2007 Công suất đặt Tỷ Loại nhà máy lệ(%) (MW) Tổng 13512 100% Thuỷ điện 4393 35.30% Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 13
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương NĐ than 1545 10.80% NĐ dầu 200 1.73% TBK 3248 26.75% Diesel + TĐ nhỏ 454 3.93% IPP & BOT 3668 21.49% Bảng 8: Công suất đặt các nhà máy điện năm 2007 Thuỷ điện, IPP & BOT, 27.15% 32.51% Diesel + TĐN, 3.39% NĐ than, 11.43% TBK, 24.04% NĐ dầu, 1.48% Hình 7: Biểu đồ tỷ lệ % nguồn năm 2007 Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 14
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 15
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương 3.4. Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2007 Bảng 9: Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2007 Số máy Ptk (MW) Nhà máy Pkd (MW) Tổng công suất 13512 12948 Thuỷ điện 4393 4485 Hoà Bình 8 1920 1960 Thác Bà 3 108 120 Quảng Trị 2 64 64 Vĩnh Sơn 2 66 66 Ialy 4 720 720 Sê San 3 2 260 260 Sông Hinh 2 70 70 Trị An 4 400 440 Thác Mơ 2 150 150 Đa Nhim 4 160 160 Hàm Thuận 2 300 300 Đa Mi 2 175 175 Nhiệt điện than 1545 1505 Phả Lại 1 4 440 400 Phả Lại 2 2 600 600 Uông Bí 2 105 105 Uông Bí mở rộng 1 300 300 Ninh Bình 4 100 100 Nhiệt điện dầu 200 186 Thủ Đức 3 165 153 Cần Thơ 1 35 33 Tua bin khí 3248 2933 Bà Rịa 8GT+S9+S10 399 322 Phú Mỹ 21 4GT+ST23, 26 982 880 Phú Mỹ 1 3GT+S14 1138 1065 Phú Mỹ 4 2GT+ST3 468 440 Thủ Đức 4 111 90 Cần Thơ 4 150 136 Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 16
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Số máy Ptk (MW) Nhà máy Pkd (MW) Diesel và TĐ nhỏ 454 200 Ngoài ngành 3668 3639 Amata 2 13 13 Bourbon 2 24 24 Cà Mau 2 500 500 Cái Lân 6 39 39 Cần Đơn 2 78 78 Cao ngạn 2 115 110 Đạm Phú Mỹ 1 18 18 Formosa 1 150 150 Hiệp Phước 3 375 375 Na Dương 2 110 110 Phú Mỹ 22 2GT+ST3 733 715 Phú Mỹ 3 2GT+ST3 733 726 Sê San 3A 2 108 108 Srokphumieng 2 51 51 VeDan 2 72 72 Mua TQ 550 550 3.5. Phủ biểu đồ phụ tải Vấn đề huy động nguồn nhằm phủ biểu đồ phủ tải HTĐ Quốc gia trong giai đoạn hiện nay được thực hiện theo nguyên tắc (sắp xếp theo thứ tự ưu tiên): Huy động theo các yêu cầu kỹ thuật (bù điện áp, chống quá tải...) - Huy động theo các yêu cầu khách quan khác (tưới tiêu, giao thông vận tải ...) - Huy động theo các ràng buộc trong hợp đồng mua bán điện - Huy động theo tính toán tối ưu và tính toán thị trường điện - Xem xét một cách tổng quan thì giá điện năng theo các loại hình nhà máy đi ện được sắp xếp từ thấp đến cao như sau: Thuỷ điện, Tua bin khí chu trình hỗn hợp, Nhiệt điện than, TBK chu trình đơn, nhiệt điện dầu, Tua bin khí chạy dầu, diezen. Bên cạnh đó, như đã phân tích ở trên thì trong các thành phần nguồn của HTĐ Quốc gia, thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn, việc khai thác các nhà máy này hoàn toàn phụ thuộc vào yếu tố mùa trong năm. Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 17
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Từ các yếu tố kể trên cộng với khả năng linh hoạt trong vận hành của các loại nguồn (xem chế độ vận hành) sẽ quyết định đến vấn đề huy động nguồn để phủ biểu đồ phụ tải. Trong thực tế hiện nay, việc phủ biểu đồ phụ tải được chia làm 2 mùa như sau: a. Mùa lũ Vào mùa lũ, nước về các hồ thuỷ điện rất dồi dào, do vậy các nhà máy thuỷ điện sẽ được huy động chạy tối đa có thể. Thứ tự các nguồn phủ biểu đồ phụ tải là: Thuỷ điện, TBK, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, mua ngoài, thuỷ điện, cuối cùng là TBK dầu và diezen chạy phủ đỉnh. Chi tiết các thành phần nguồn tham gia phủ biểu đồ phụ tải vào mùa lũ đ ược thể hiện tại hình 9. Mua ngoài, TBK chạy dầu, Thuỷ điện, 18.69% 0.54% 39.37% Diesel, 0.06% Nhiệt điện than, TBK chạy khí, Nhiệt điện dầu, 12.70% 0.71% 27.93% Hình 8: Tỉ trọng thành phần nguồn mùa lũ Phñ biÓ ® phô t¶i mï a lò uå 7500 Diesel 7000 TBK dÇu 6500 6000 5500 5000 4500 Thuû ® n iÖ 4000 3500 3000 2500 M ua ngoµi N§ dÇu 2000 N§ than 1500 1000 Thuỷ điện + TBK khÝ 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 18
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Hình 9: Phủ biểu đồ phụ tải mùa lũ b. Mùa khô Vào mùa khô, do nước về các hồ thuỷ điện hạn chế nên việc khai thác loại nhà máy này hoàn toàn tuân theo đường điều tiết. Thứ tự các nguồn phủ biểu đồ phụ tải là: TBK, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, mua ngoài, thuỷ điện, cuối cùng là TBK dầu và diezen chạy phủ đỉnh. Chi tiết các thành phần nguồn tham gia phủ biểu đồ phụ tải vào mùa khô được thể hiện tại hình 11. Mua ngoài, Thuỷ điện, 24.66% 25.08% TBK chạy dầu, 0.45% Nhiệt điện than, Diesel, 0.04% 15.58% TBK chạy khí, 32.81% Nhiệt điện dầu, 1.39% Hình 10: Tỉ trọng thành phần nguồn mùa khô Phñ biÓu ® phô t¶i mïa kh« å 8200 7700 Diesel 7200 6700 TBK dÇu 6200 5700 5200 4700 Thuû ®iÖn 4200 3700 Mua ngoµi 3200 N§ dÇu 2700 N§ than 2200 1700 1200 TBK khÝ 700 200 -300 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 19
Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 Công ty nhiệt điện Na Dương Hình 11: Phủ biểu đồ phụ tải mùa khô 4. LƯỚI ĐIỆN Để cung cấp điện từ nguồn đến phụ tải thì cần phải có một mạng lưới điện (gồm đường dây và máy biến áp) phát triển rộng lớn. Trên HTĐ Việt Nam hiện nay, lưới điện được phân ra 2 loại là lưới truyền tải và lưới phân phối, lưới điện có các cấp điện áp sau: Lưới truyền tải: - + Điện áp siêu cao: 500kV + Điện áp cao: 220kV, 110kV, 66kV Lưới phân phối: - + Điện áp trung: 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV + Điện áp hạ: 220 V Máy biến áp được phân ra hai loại là: - + Máy biến áp ba pha ba cuộn dây + Máy biến áp tự ngẫu 4.1. Vai trò của đường dây liên kết 500kV đối với HTĐ Việt Nam Đường dây siêu cao áp 500kV Bắc - Nam mạch 1 được chính thức đ ưa vào v ận hành ngày 27/05/1994 mở ra một bước phát triển mới cho ngành điện của Việt nam. Thời gian đầu đường dây siêu cao áp này đã truyền tải một lượng công suất lớn cung cấp cho HTĐ miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ sản xuất và sinh hoạt của toàn dân. Cùng với thời gian, việc hoàn thiện mạch 1 nhằm đáp ứng nhu cầu cũng như nâng cao chất lượng cung cấp điện đã đ ược thực hiện bằng việc lắp mới hoặc lắp thêm các MBA 450MVA ở các trạm 500kV (T500) Hoà Bình, Hà Tĩnh, Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm. Qua quá trình vận hành, đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 1 đã chứng tỏ được vai trò cực kỳ quan trọng không những trong việc tạo liên kết cho HTĐ Quốc gia, nâng cao chất lượng cung cấp điện, nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc khai thác và vận hành hệ thống mà còn giữ vai trò điều phối điện năng giữa các miền trong đất nước. Tuy nhiên, từ năm 2004 trở đi do điều kiện thời tiết và tốc độ tăng trưởng phụ tải lớn dẫn đến nhu cầu trao đổi điện năng giữa miền Bắc và miền Nam, nhu cầu cung cấp điện của miền Trung đã vượt khả năng tải của đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 1. Được sự đồng ý của chính phủ, EVN đã đầu tư xây dựng đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 2 và đến ngày 23/09/2005 đã chính thức khánh thành. Việc xây dựng đường dây Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia 20