Hệ thống truyền tải điện giữ vai trò là “xương sống” trong hệ thống điện quốc gia, trong đó, hệ thống điều khiển trạm biến áp [TBA] được ví như là trái tim. Toàn bộ các nhà máy điện truyền thống, có công suất lớn đều được phát điện lên hệ thống điện quốc gia trực tiếp thông qua lưới điện truyền tải; phần lớn các nhà máy điện năng lượng tái tạo đưa vào vận hành trong 2 năm qua đều trực tiếp, hoặc gián tiếp truyền tải công suất lên hệ thống quốc gia thông qua lưới điện truyền tải. Nhận thức được vấn đề quan trọng đó, đứng trước những vẫn đề khó khăn về quản lý, vận hành hệ thống điều khiển tích hợp TBA Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia [EVNNPT] đã xây dựng Chiến lược và các chỉ đạo xuyên suốt.
Như đã nêu trong kỳ trước, mức độ tiên tiến của hệ thống điều khiển được đánh giá có vai trò quyết định mức độ tự động hoá của trạm biến áp [TBA]. Mục tiêu làm chủ và tự thực hiện các công việc trong lĩnh vực tự động hóa TBA là định hướng về công tác tự động hóa trong hệ thống điện quốc gia nói chung và trong lưới điện truyền tải thuộc Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia [EVNNPT] nói riêng để đảm bảo lưới điện truyền tải vận hành an toàn, tin cậy, giảm sự phụ thuộc vào các nhà cấp hàng. Với mục tiêu này, EVNNPT đã từng bước nghiên cứu và làm chủ công nghệ điều khiển tích hợp TBA. Tuy nhiên, với số lượng hệ thống điều khiển đa dạng, công tác quản lý vận hành và làm chủ công nghệ thực sự đối mặt với khó khăn, thách thức rất lớn.
Hiện nay, hệ thống điện Việt Nam ngày càng phát triển lớn mạnh, với quy mô hàng chục nghìn MW công suất tiêu thụ, hàng trăm nhà máy điện và hàng nghìn các trạm biến áp ở cấp truyền tải điện 500 kV, 220 kV, 110 kV, việc áp dụng mức độ tự động hóa cao trong tất cả các khâu phát điện, truyền tải điện, phân phối điện là điều bắt buộc vì quy mô của hệ thống đã vượt quá khả năng điều khiển và kiểm soát của con người, nhằm đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy cung cấp điện cho nền kinh tế. Bài viết dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích, đánh giá những bước phát triển hệ thống tự động hoá và kiến nghị những giải pháp để củng cố ứng dụng, phát triển công nghệ tự động hoá trạm biến áp truyền tải, xin giới thiệu cùng bạn đọc.
Tăng cường tỷ trọng các nguồn năng lượng tái tạo sẽ góp phần cho ngành năng lượng Việt Nam phát triển ‘xanh’ hơn và bền vững, nhưng cũng đang đặt ra hàng loạt khó khăn thách thức với Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia về đầu tư tăng năng lực hạ tầng lưới điện, cũng như vận hành lưới truyền tải, đảm bảo dòng điện an toàn tin cậy cho nền kinh tế. Để làm rõ những vấn đề nêu trên, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có loạt bài phân tích về công tác quản lý, vận hành, đầu tư hạ tầng, cũng như nhận diện một số trở ngại trong chuyển đổi số khi tích hợp năng lượng tái tạo với tỷ lệ cao trong hệ thống điện; đồng thời kiến nghị các giải pháp tới cơ quan quản lý Nhà nước chuyên ngành và lời khuyên cho các nhà đầu tư điện gió, mặt trời... Xin chia sẻ cùng bạn đọc.
1. Tổng quan về tình hình vận hành lưới truyền tải điện Việt Nam:
Từ những năm 70 của thế kỷ trước, ở nước ta việc truyền tải cấp điện liên tỉnh chỉ bằng cấp điện áp phân phối 35 kV, 110 kV, như liên hệ truyền tải điện từ Hà Nội đến Hải Phòng chỉ bằng đường dây 35 kV Hà Nội - Hải Phòng, từ Đa Nhim về Sài Gòn chỉ bằng đường dây 115 kV Đa Nhim - Sài Gòn. Đến nay, lưới điện truyền tải liên kết vùng đã được sử dụng các cấp điện áp 220 kV và 500 kV [siêu cao áp], với nhiều trung tâm phát điện đã được đấu nối trực tiếp lên lưới 500 kV để giải toả công suất phát điện; liên kết tỉnh bằng điện áp 220 kV và có những cụm phụ tải đã được cấp điện trực tiếp bởi cấp điện áp 220 kV nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy, cũng như giảm tổn thất.
Hiện tại, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia [EVNNPT] đang quản lý vận hành lưới truyền tải điện quốc gia với khối lượng gần 10.000 km đường dây 500 kV và khoảng 19.000 km đường dây 220 kV. Hệ thống đường dây 500, 220 kV trải dài từ Bắc vào Nam, trong đó nhiều tuyến đường dây đi qua địa hình rừng rậm, núi cao, suối sâu và sình lầy; một số đường dây có đường vào tuyến rất khó khăn, nhiều cung đoạn vô cùng hiểm trở, nằm cách rất xa đường công vụ; nhiều đường dây có đường vào tuyến do lâu ngày đã bị mưa lũ, thiên tai làm bào mòn gây sạt lở, hư hỏng, ảnh hưởng lớn đến công tác quản lý vận hành, đặc biệt là công tác đi kiểm tra thực địa, xử lý sự cố xảy ra trên đường dây. Một số khó khăn cụ thể, ảnh hưởng lớn đến công tác quản lý vận hành an toàn đường dây như:
Một là: Tình hình thời tiết, khí hậu khắc nghiệt là nhân tố ảnh hưởng rất lớn đến công tác vận hành, xử lý sự cố lưới điện. Vào các tháng mùa mưa bão, gió lớn và giông sét, thường xảy ra sự cố phóng điện do gió lốc gây phóng điện trên dây dẫn, do sét đánh gây phóng điện qua chuỗi sứ, đứt dây lèo, hư hỏng dây dẫn, phụ kiện… Vào các tháng mùa khô, nắng nóng, gió lốc, sương mù, sự cố phóng điện qua chuỗi sứ do cách điện sứ bị nhiễm bẩn, đốt rẫy, thường xảy ra sự cố cháy rừng… Bên cạnh đó, các cây cao nằm gần hành lang, nhất là cây cao su của các nông trường được trồng rất nhiều dọc hành lang đường dây cũng đều có nguy cơ gây chạm, chập, dẫn đến mất an toàn vận hành đường dây.
Hai là: Ảnh hưởng của phụ tải tăng cao do thời tiết nắng nóng cục bộ; một số công trình đầu tư xây dựng lưới vào chậm tiến độ; các nguồn thủy điện phát cao ở khu vực miền Bắc; các nguồn năng lượng tái tạo [điện mặt trời] vào vận hành ồ ạt tại khu vực miền Trung và Nam Trung bộ… Dẫn đến tình trạng vận hành đầy tải, quá tải các đường dây, trạm biến áp 220 kV, 500 kV tại miền Bắc và miền Trung trong các năm gần đây, làm gia tăng suất sự cố, gây mất an toàn và tin cậy cấp điện.
Ba là: Thực tế vận hành hiện nay có một số sự cố đường dây truyền tải do nguyên nhân phóng điện từ dây dẫn xuống hành lang đường dây do vận hành đầy tải, hoặc quá tải làm tăng độ võng và giảm khoảng cách pha-đất [sự cố đường dây 220 kV Vật Cách - Đồng Hòa, đường dây 220 kV Phủ Lý - Nho Quan...].
Mặc dù các công ty truyền tải điện đã tăng cường kiểm tra và đưa ra một số các giải pháp đối với các đường dây thường xuyên phải vận hành đầy tải, hoặc quá tải như: Cải tạo đường dây thành nhiều mạch, thay dây dẫn có khả năng tải cao hơn, đôn đốc để đẩy nhanh tiến độ các dự án đầu tư xây dựng, phối hợp với với các cơ quan điều độ để có phương thức vận hành phù hợp, đẩy mạnh công tác tuyên truyền vận động toàn dân tham gia bảo vệ hành lang an toàn đường dây truyền tải… Tuy nhiên, vẫn chưa giải quyết được triệt để vấn đề hành lang an toàn lưới điện [đặc biệt là khi đường dây đi qua khu vực đông dân cư].
Quy phạm thiết kế quy định “khi tính toán độ võng không tính đến ảnh hưởng phát nóng do dòng điện”, còn khi nghiệm thu để đóng điện chỉ kiểm tra được các khoảng cách trong điều kiện nhiệt độ không khí tại thời điểm kiểm tra mà không có dòng tải của đường dây.
Trên cơ sở lý thuyết tính toán cơ lý đường dây cho thấy rằng: Nhiệt độ phát nóng do dòng tải ảnh hưởng rất lớn đến độ võng của dây dẫn [độ võng tăng tỷ lệ thuận với nhiệt độ phát nóng], điều này đã được tính toán tại một số chuyên đề khoa học. Dưới đây giới thiệu một số kết quả tính toán này áp dụng cho dây dẫn loại ACSR-500/64 với ICP = 945A với điều kiện khí hậu tính toán qo= 60 daN/m2 và các thông số khác:
STT
Chế độ tính toán
Nhiệt độ không
khí T [0C]
Áp lực gió
Q [daN/m2]
1
Khi nhiệt độ không khí thấp nhất
3
0
2
Khi áp lực gió lớn nhất
25
Qmax
3
Khi nhiệt độ trung bình hàng năm
23
0
4
Khi quá điện áp khí quyển
20
0,1Qmax
5
Khi nhiệt độ không khí cao nhất
40
0
Kết quả Tính toán độ tăng nhiệt độ trên dây dẫn:
Dòng tải [A]
50%
ICP
60%
ICP
70%
ICP
80%
ICP
90%
ICP
100%
ICP
q [oC]
43,9
51,8
61,1
71,8
83,7
97
Kết quả tính toán độ võng dây dẫn ở chế độ nhiệt độ có xét đến độ tăng nhiệt độ dây dẫn do dòng tải. Khoảng cột 400m, kết quả tính toán như sau:
Chế độ
Không xét đến
phát nóng
Có xét đến phát nóng
50%
Icp
60%
Icp
70%
Icp
80%
Icp
90%
Icp
100%
Icp
Nhiệt độ min
9,24
11,18
11,51
11,90
12,33
12,81
13,33
Nhiệt độ trung bình
10,14
12,01
12,33
12,71
13,13
13,58
14,08
Nhiệt độ cao nhất
11,43
13,21
13,51
13,86
14,26
14,69
15,16
Mối tương quan giữa độ võng [m] và % mang tải [% Icp] được tính toán với khoảng cột 400 m tương ứng với các chế độ tính toán [Trường hợp 1: Nhiệt độ min; Trường hợp 2: Nhiệt độ trung bình; Trường hợp 3: Nhiệt độ cao nhất] như sau:
Với Khoảng cột 500m, kết quả tính toán như sau:
Chế độ
Không xét đến
phát nóng
Có xét đến phát nóng
50%
Icp
60%
Icp
70%
Icp
80%
Icp
90%
Icp
100%
Icp
Nhiệt độ min
14,86
16,97
17,33
17,75
18,23
18,75
19,32
Nhiệt độ trung bình
15,84
17,88
18,23
18,64
19,10
19,61
20,16
Nhiệt độ cao nhất
17,25
19,19
19,53
19,91
20,36
20,84
21,37
Mối tương quan giữa độ võng [m] và % mang tải [%Icp] được tính toán với khoảng cột 500 m như sau:
Kết quả tính toán nêu trên chỉ ra, với khoảng cột 400 m, khi sử dụng dây ACSR 500/64, ở chế độ tính toán ứng với nhiệt độ cao nhất, chênh lệch giữa độ võng [f] khi xét tới phát nóng [tải 100% Icp] [f=15,16 m ] so với không tính phát nóng [f=11,43 m] là lệch tới 3,7 m độ võng; với khoảng cột 500 m thì chênh lệch độ võng tương ứng là 4,1 m [21,37 m - 17,25 m]. Như vậy, khi vận hành quá tải, độ võng dây dẫn tăng khá cao so với chế độ vận hành bình thường, đây là nguy cơ tiềm ẩn dẫn đến phóng điện gây sự cố. Vấn đề đặt ra là khoảng cách an toàn từ dây dẫn đến mặt đất, công trình, cây cối... trong giai đoạn thiết kế cần phải được tính đến ảnh hưởng phát nóng do dòng điện, đặc biệt là trong chế độ quá tải. Nếu thiết kế không xét đến vấn đề này, khi đường dây mang đầy tải, dây dẫn phát nóng sẽ chùng xuống, có thể không đảm bảo khoảng cách an toàn theo quy phạm và sẽ xảy ra sự cố phóng điện rất nguy hiểm.
2. Một số dạng sự cố xảy ra khi vận hành đường dây truyền tải:
Theo báo cáo tổng kết vận hành, có thể thống kê một số dạng sự cố trong vận hành lưới điện truyền tải thời gian vài năm vừa qua, bao gồm:
Thứ nhất: Sự cố do sét:
Sự cố trên đường dây chủ yếu có nguyên nhân do sét, chiếm khoảng 60 - 80% tổng số vụ sự cố trên đường dây.
Nguyên nhân được xác định do sét đánh trực tiếp vào dây chống sét với cường độ lớn vượt ngưỡng chịu đựng của cách điện, gây phóng điện ngược chuỗi cách điện của các pha đường dây 500 kV và 220 kV, nhất là ở kỳ mưa bão, giông sét tập trung ở miền Bắc và miền Nam. Ngoài ra, do một số đường dây đã vận hành quá lâu năm, các hệ thống tiếp địa bị bào mòn, đứt hoặc không đảm bảo điện trở nối đất gây cản trở thoát dòng sét; hệ thống tiếp địa và hệ thống thoát sét chưa được tăng cường.
Ví dụ, sự cố ngày 18/7/2018 tại vị trí 40 đường dây 500 kV Quảng Ninh - Hiệp Hòa; sự cố ngày 5/8/2018 tại vị trí 41 đường dây 220 kV Thường Tín - Mai Động; sự cố do sét trên một số đường dây 220 kV Bà Rịa [271] - Vũng Tàu [274], 500 kV Phú Mỹ [566,576] - Nhà Bè [566, 576], 220 kV Đăk Nông - Bình Long trong năm 2017; đường dây 500 kV Pleiku - Đăk Nong, Đắk Nông - Cầu Bông, 220 kV Hàm Thuận - Đa Mi - Long Thành…
Sửa chữa đường dây 500 kV.
Thứ hai: Sự cố do đứt dây dẫn, hoặc dây chống sét, tụt lèo, đứt cách điện:
Một trong các nguyên nhân là tồn tại do nhà thầu xây dựng trong quá trình thi công không xử lý các tổn thương dây, hoặc thi công không đúng quy trình, không thông báo cho tư vấn giám sát biết, hoặc công tác nghiệm thu không phát hiện. Ví dụ, sự cố ngày 1/7/2017 tại khoảng cột 265 - 266 đường dây 500 kV Sơn La - Hiệp Hòa do tụt ống vá dây dẫn sợi số 3 pha dưới khoảng cột 265 - 266. Dây dẫn khoảng cột này có nhiều điểm bị tổn thương phần sợi nhôm và lõi thép trong quá trình thi công và nhà thầu đã xử lý các điểm tổn thương trên không đúng quy định, không thông báo cho tư vấn giám sát biết. Sự cố ngày 28/9/2018 tại vị trí 279 đường dây 500 kV Sơn La - Hòa Bình do đứt chuỗi cách điện đỡ composite pha A [dưới] làm rơi dây dẫn xuống đất gây sự cố chạm đất pha A tại vị trí 279 đường dây này. Sự cố đường dây 220 kV Thốt Nốt - Châu Đốc - Tịnh Biên do thi công có nhiều mối nối trên các khoảng trụ liền kề, dây dẫn bị khuyết tật.
Ngoài ra, cách điện vận hành lâu năm, hoặc một số cách điện với chất lượng kém đã xảy ra đứt vòng nối đầu tròn, bẩn cách điện không phát hiện, gây phóng điện, hoặc cách điện compisite không đảm bảo độ bền chất lượng [như cách điện compsite Trung Quốc đường dây 220 kV Cầu Bông - Đức Hòa] đã bị hư hỏng nặng gây phóng điện, gia tăng tổn thất và sự cố.
Kiểm tra chuỗi cách điện đường dây 500 kV.
Thứ ba: Sự cố do dây lèo dao động chạm vào thân cột, vào xà; dây dẫn dao động chạm vào cây, vách núi, công trình ngoài hành lang:
Nguyên nhân chủ yếu là do gió bão, hoặc giông, gió lốc cục bộ làm dây dẫn dao động mạnh va vào vách taluy dương, cây cối ngoài hành lang, hoặc dây lèo dao động giật văng vào thân cột gây phóng điện. Ví dụ: Sự cố ngày 18/10/2016 tại vị trí 74 đường dây 500 kV Quảng Ninh - Hiệp Hòa và sự cố ngày 4 và 15/4/2018 tại vị trí 09 và 160 đường dây 500 kV Sơn La - Lai Châu do gió lốc cục bộ làm dây lèo dao động, văng vào thân cột gây phóng điện. Sự cố ngày 1 và 2/6/2017 tại khoảng cột 149 - 150 đường dây 500 kV Vũng Áng - Đà Nẵng do gió Tây Nam với cường độ mạnh thổi từ Lào sang làm dao động, chao lệch dây dẫn khoảng cột 149 - 150 về phía hành lang gây phóng điện với cây ngoài hành lang cách mép dây ngoài cùng 11,5m. Sự cố ngày 22/4/2016 tại khoảng cột 265 - 266 đường dây 500 kV Sơn La - Thủy điện Lai Châu và sự cố ngày 28/7/2016 tại khoảng cột 85 - 86 đường dây 500 kV Nho Quan - Thường Tín do mưa to, bão, gió lốc lớn làm dao động, chao lệch dây dẫn pha về phía taluy dương gây phóng điện. Sự cố ngày 19/8/2016 tại khoảng cột 175 - 176 đường dây 500 kV Quảng Ninh - Hiệp Hòa do cơn bão số 3 làm dây dẫn pha dưới khoảng cột 175 - 176 dài 686m dao động, chao lệch về phía cột thép của nhà dân nằm ngoài hành lang gây phóng điện…
Thứ tư: Sự cố do vi phạm hành lang đường dây:
Nguyên nhân là do các phương tiện [giao thông tàu thuyền, phương tiện giao thông xây dựng, cần cẩu] vi phạm chiều cao khoảng cách an toàn tới dây dẫn điện gây phóng điện. Ví dụ, sự cố ngày 19/6/2018 tại khoảng cột 57 - 58 đường dây 220 kV Thái Thụy - Trực Ninh do tàu biển mang số hiệu Phú An 368 hoạt động trên sông Hồng qua khoảng cột vượt sông 57 - 58 vi phạm chiều cao tĩnh không, gây sự cố đứt dây dẫn pha C [dưới] của 2 lộ đường dây 220 kV Thái Thụy - Trực Ninh và Nhiệt điện Thái Bình 2 - Trực Ninh [không mang điện]. Sự cố do xà lan, xáng cạp tại các bãi tập kết cát, nạo vét kênh nội đồng đã vi phạm chiều cao tĩnh không của các đường dây 220 kV khu vực đồng bằng sông Cửu Long gây phóng điện.
Thứ năm: Sự cố do quá tải dây dẫn:
Ví dụ, sự cố ngày 5/6/2017 tại khoảng cột 137 - 138 đường dây 220 kV Hòa Bình - Hà Đông 3 do thời điểm lúc sự cố đường dây vận hành quá tải 22% kết hợp với thời tiết nắng nóng 50 độ C, dòng tải trước sự cố lúc 13h10’ là 1.155 A [Iđm= 945 A] làm độ võng dây dẫn chùng xuống thêm 2,97 m dẫn đến khoảng cách pha - đất chỉ đạt 6,15m, gây phóng điện từ dây dẫn đến ngọn cây phía dưới. Sự cố ngày 31/7/2017 tại khoảng cột 25 - 26 đường dây 220 kV Thường Tín - Phố Nối do thời điểm sự cố đường dây vận hành quá tải 60% kết hợp với thời tiết nắng nóng 45 độ C, dòng tải trước sự cố lúc 13h46’ là 1.321 A [Iđm= 825 A], khoảng cột dài 491,29 m làm dây dẫn trùng xuống, vi phạm khoảng cách với đường dây cáp trần của điện lực cao 3,5 m [tính từ mặt nước] gây phóng điện.
Hiện nay, miền Trung có 11/68 đường dây 220 kV thường xuyên vận hành tải cao trên 80% định mức, do thiếu nguồn cung cấp điện cho khu vực Quy Nhơn vào mùa khô, trong khi huy động cao nguồn năng lượng tái tạo [NLTT] khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận và Tây Nguyên. Các tình trạng đó đều tiềm ẩn nguy cơ khoảng cách dây dẫn tới mặt đất không đảm bảo an toàn gây phóng điện.
Lưới điện 220 kV miền Nam hiện nay cũng có 11 đường dây vận hành tải cao trên 80% định mức [như Long Bình - Long Thành [2 mạch]; Long Thành - Phú Mỹ [2 mạch]; Tân Định [lộ 279] - Mỹ Phước [274]; Thốt Nốt 2 [275] - Long Xuyên 2 [271]; Mỹ Tho 2 [274] - Mỹ Tho [275]; Nhà máy Thủy điện Trị An [271] - Sông Mây [279]; Sông Mây [275] - Long Bình [276]; Thuận An - Hóc Môn [2 mạch] gây nguy cơ dây dẫn không đảm bảo khoảng cách an toàn, phát sinh sự cố.
Sửa chữa thay sứ cách điện đường dây 500 kV Vũng Áng - Đà Nẵng.
Thứ sáu: Sự cố do băng tuyết:
Nguyên nhân được xác định do nhiệt độ môi trường xuống thấp