Tóm tắt: Báo cáo gồm có các nội dung chính: 1. Tính toán trào lưu công suất phản kháng qua máy biến áp, kiểm nghiệm thông số thực tại Nhà máy thủy điện Sơn La, đề xuất 2 phương án tăng hiệu quả thu công suất phản kháng tại Nhà máy thủy điện Sơn La. 2. Tác giả đã viết 2 phần mềm là “Power characteristic curve 1.1” (vẽ đặc tính công suất máy phát đồng bộ) và “Reactive Power Flow Analysis 1.1” (tính toán trào lưu công suất phản kháng) để mô phỏng hiệu quả của từng đề xuất cải tiến với độ chính xác cao. 3. Hai cải tiến là thay đổi nấc phân áp MBA tăng áp và giảm điện áp đầu cực máy phát (< 95% điện áp định mức) được tách thành 2 phần riêng biệt, có phân tích cụ thể ưu điểm và những vấn đề cần phải giải quyết khi sử dụng thay đổi đó. 4. Các phần mềm được viết với dữ liệu nhập vào tùy chọn, có khả năng ứng dụng trên toàn bộ máy phát đồng bộ của hệ thống. Nâng cao khả năng thu Q của các máy phát nối lưới, đảm bảo vận hành an toàn, ổn định cho tổ máy và hệ thống.
Trang 11
PHÂN TÍCH, MÔ PHỎNG, ĐỀ XUẤT CẢI TIẾN
ĐỂ NÂNG CAO NĂNG LỰC THU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
CỦA MÁY PHÁT NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SƠN LA
Đỗ Việt Bách
Công ty Thủy điện Sơn La
Tóm tắt: Báo cáo gồm có các nội dung chính:
1 Tính toán trào lưu công suất phản kháng qua máy biến áp, kiểm nghiệm thông
số thực tại Nhà máy thủy điện Sơn La, đề xuất 2 phương án tăng hiệu quả thu công suất phản kháng tại Nhà máy thủy điện Sơn La
2 Tác giả đã viết 2 phần mềm là “Power characteristic curve 1.1” (vẽ đặc tính công suất máy phát đồng bộ) và “Reactive Power Flow Analysis 1.1” (tính toán trào lưu công suất phản kháng) để mô phỏng hiệu quả của từng đề xuất cải tiến với độ chính xác cao
3 Hai cải tiến là thay đổi nấc phân áp MBA tăng áp và giảm điện áp đầu cực máy phát (< 95% điện áp định mức) được tách thành 2 phần riêng biệt, có phân tích cụ thể ưu điểm và những vấn đề cần phải giải quyết khi sử dụng thay đổi đó
4 Các phần mềm được viết với dữ liệu nhập vào tùy chọn, có khả năng ứng dụng trên toàn bộ máy phát đồng bộ của hệ thống Nâng cao khả năng thu Q của các máy phát nối lưới, đảm bảo vận hành an toàn, ổn định cho tổ máy và hệ thống
Chế độ vận hành thường xuyên của máy phát Nhà máy thủy điện Sơn La: Nhà máy thủy điện
Sơn La là nhà máy điện ở xa phụ tải, sử dụng truyền tải siêu cao áp 500 kV với 3 lộ xuất tuyến, đặc biệt lộ Nho Quan với chiều dài gần 300 km nên chế độ vận hành thường xuyên của máy phát SF400-66/16470 là chế độ thu công suất phản kháng từ lưới về, đặc biệt là vào giờ thấp điểm đêm
1 KHẢ NĂNG THU Q CỦA MÁY PHÁT TỪ TRÀO LƯU CÔNG SUẤT QUA MBA TĂNG ÁP
Khó khăn khi mô phỏng là không có thông số của hệ thống 500 kV, máy phát điều chỉnh 𝑈_𝑠𝑡𝑎𝑡𝑜 hệ thống sẽ đáp ứng theo & ta không có thông số để mô phỏng nó Tuy nhiên ta có thể giải quyết vấn để với nhiều hơn 2 tổ máy nối lưới Điều này sẽ được làm rõ ngay trong báo cáo này
Trang 2Vì kích từ của máy phát đáp ứng mạnh nên hoàn toàn có thể giả sử nút phía 18 kV có điện áp không đổi = điện áp đặt, khi đó với U P Q đo được của máy phát ta sẽ tính được điện áp phía
500 kV của máy phát dựa vào trào lưu trên MBA tăng áp
Dữ liệu đầu vào được nhập vào file “thongsoU18n1.m” nhập các dữ liệu Pva, Qva & Uva
Tiếp theo ta sẽ quy đổi các đại lượng MBA phía 500 kV sang phía 18kV Từ tài liệu MBA nhà thầu cung cấp ta có thông số MBA 500 kV nhà máy thủy điện Sơn La được quy đổi MBA về phía 18 kV
Bây giờ ta sẽ sử dụng các biến đổi toán học để tính được điện áp phía 500 kV ứng với dữ liệu đầu vào người dùng nhập
Tính được dòng điện phía 18kV:
3
va
va
I
U
Chuyển các biến trong đồ thị vector máy biến áp sang dạng phức, chọn góc pha = 0 tại Iva vậy
ta có:
Điệp áp stato: U1 U
Sức điện động tổng -E1: E1 U1 jI X1 1 I R1 1 E1
Ta cũng có: arctan Rm
Xm
Trang 33
Suy ra: 0 0
cos sin
X
R
Vì I0R trùng pha với –E1 nên I0R I0R
Vì I0X trễ pha hơn –E1 góc nên I0X I0X / 2
Theo đồ thị vector: I'2 I0I1
Cuối cùng: U2 E1 jI'2 X'2I'2R'2
Và:
2 500
'
kV
BA
I I
k
Với thuật toán trên từ dữ liệu đầu vào ta có được thông số điện áp và dòng điện phía 500kV Ta
sẽ ứng dụng điều này để mô phỏng điện áp 500kV sẽ thay đổi như thế nào khi chuyển nấc phân
áp MBA và khi giảm điện áp đầu cực
Sử dụng thông số thực tế tại Nhà máy thủy điện Sơn La 22h45’ ngày 11/11/2013 khi đó H4, H5 đang GE & H6 đang GC
Đặt AQR H5 = 0, lấy thông số thực tế của H4 và H6 đưa vào file “thongsoU18n1.m”
% | P | Q | U |
nut18 =
[ -6.5 -111.9 17.23
300.5 -97.9 17.24 ];
Sau đó chạy chương trình chính từ file “ap500CTCn5_kirrf” ta được kết quả:
Dien ap 500kV khi thay doi U18kV va nac phan ap
STT P Q U18kV U500kV U500kV/n5 I18A I500A I500A(V)|
1 -6.50 -111.90 17.23 507.97 495.32 3755.91 133.08 36.58
2 300.50 -97.90 17.24 507.57 494.98 10584.04 372.30 82.09
Kiểm tra với ảnh chụp ngày 11/11/2013 ta thấy kết quả điện áp phía 500kV (khi đó MBA của H4 và H6 đều đang đặt nấc IV) là chính xác
Từ bài toán thuận theo yêu cầu tính toán (cho mô phỏng ở phần sau) ta cần xác định bài toán ngược: Có công suất tác dụng, công suất phát kháng của máy phát & điện áp cao áp MBA cần xác định điện áp phía hạ áp máy biến áp (đầu cực máy phát) là bao nhiêu
Trang 4Giải bài toán ngược trên bằng cách chia nhỏ điện áp U18kV trong một dải rộng (VD: Với MBA TĐSL chia U từ 15kV đến 19kV) sau đó đưa giá trị này vào bài toán thuận để lấy kết quả, kết quả này được so sánh với U500kV, U18kV có so sánh < sai số cho phép là U18kV cần tìm
Dữ liệu đầu vào được nhập vào file: “thongsotimU18n1.m”
% | P | Q | U500 |
ts = [ -6.5 -111.9 508];
chạy chương trình chính từ file “ap18CTCn2.m”:
-
Tu dien ap 500kV & Q thu ve suy ra U18kV can dat
-
|STT | P | Q | U18kV IV| U18kV V| U500kV |
-
1 -6.50 -111.90 17.23 17.71 508.00
-
2 PHẦN MỀM: “REACTIVE POWER FLOW ANALYSIS 1.1”
“Reactive Power Flow Analysis 1.1” được tác giả viết theo lý thuyết ở mục 1 Phần mềm cho
phép tùy biến các thông số nhập vào, nhập xuất các giá trị từ file Excel
2.1 Giao diện & khả năng sử dụng của “Reactive Power Flow Analysis 1.1”
Trang 55
Dữ liệu nhập vào tùy chọn: Người dùng nhập từ bàn phím hoặc tích chuột chọn “Default”
chương trình sẽ tự điền thông số của máy biến áp tăng áp 18/500kV của nhà máy thủy điện Sơn La
Nhập xuất dữ liệu lưu ở dạng bảng đơn giản, dễ tùy biến: Dữ liệu nhập được lấy từ 1 file Excel
khi người dùng tích chuột vào biểu tượng góc trên bên phải chương trình, tương tự kết quả sau tính toán có thể lưu vào 1 file excel bằng cách tích chuột vào biểu tượng góc trên bên phải chương trình Việc xuất ra file excel sẽ đơn giản cho chỉnh sửa và báo cáo
2.2 Ứng dụng của “Reactive Power Flow Analysis 1.1”
Sử dụng phần mềm “Reactive Power Flow Analysis” để mô phỏng xem khả năng thu
thêm lượng Q của máy phát là bao nhiêu trước khi chuyển nấc phân áp
Phần mềm “Reactive Power Flow Analysis” ứng dụng để xác định điện áp đầu cực cần
giảm đến bao nhiêu mà vẫn đảm bảo vẫn giữ được điện áp hệ thống và sau đó sử dụng
phần mềm “Power characteristic curve” để kiểm tra xem với điện áp và lượng Q thu về
đó máy phát có ổn định không
Hai ứng dụng này được trình bày rõ ràng ở mục 3 và 4 dưới đây
3 THAY ĐỔI NẤC PHÂN ÁP MÁY BIẾN ÁP TĂNG ÁP CỦA MÁY PHÁT
3.1 Thay đổi trào lưu công suất phản kháng từ máy biến áp tăng áp
Phân tích:
Máy biến áp tăng áp SFP-467000/500 nhà máy thủy điện Sơn La sử dụng là biến áp 3 pha 2 dây quấn với 5 nấc phân áp điều áp không điện như sau:
Vị trí của nấc
phân áp
Bộ chọn đầu nối ra
Điện áp
(V)
Dòng điện (A)
Điện áp (V)
Dòng điện (A)
18000 14979
Nấc phân áp máy biến áp đang đặt tại nấc IV:
1 2
511.875
(kV) 18
E k E
Nếu ta tiến hành chuyển nấc phân áp thành nấc V thì:
'
2
498.50
(kV) 18
E k E
Trang 6Dễ thấy k' k (1)
Bây giờ giả sử điện áp thực tế phía cao áp tại GIS là E1x (kV) khi đó:
Điện áp phía 18kV tại nấc phân áp IV là:
1 2
x x
E E k
Điện áp phía 18kV tại nấc phân áp V là:
x x
E E k
Phương trình (1), (2), (3) suy ra
'
2x 2x
E E
Cùng 1 điện áp phía cao áp E1x ( kV ) biểu thức (4) cho thấy nấc phân áp V cho sức điện động quy đổi E phía 18 kV lớn nhất, tức là điện áp đầu cực máy phát lớn nhất trong các nấc phân áp, khi đó máy phát thu Q được nhiều nhất so với các nấc còn lại
Tuy nhiên việc thay đổi nấc phân áp có những hạn chế sau:
Bảo vệ quá từ thông V / f có thể làm việc cắt toàn bộ máy cắt 500 kV nhà máy TĐSL khi không có máy nào nối lưới để khống chế điện áp, vấn đề này sẽ được phân tích ở 3.2;
Điều chỉnh nấc phân áp đòi hỏi phải phối hợp với sự tính toán của A0 cho phù hợp với chế độ vận hành của hệ thống, và phải được sự đồng ý của A0 Nấc phân áp V là nấc mà
A0 đã tính toán và chọn đặt đầu tiên cho Thủy điện Sơn La (sau sự cố V / f mới đặt lại nấc IV) - nên có thể nói nấc V là nấc đã được tính toán phù hợp;
Khi đặt phân áp nấc V sẽ thu được Q nhiều hơn đồng nghĩa với việc máy phát SFP-467000/500 sẽ phát được lượng Q ít hơn, điều này không gây ảnh hưởng bởi chế độ vận hành thường xuyên của máy phát là thu Q, phát Q chủ yếu vào ban ngày hoặc giờ cao điểm với lượng khá nhỏ Vấn đề phối hợp giữa các máy phát đặt nấc IV & nấc V trong
giờ cao điểm, giờ thấp điểm sẽ được trình bày cụ thể trong mục 2.3.5 Khi thực tế ngày
05/10/2013 TĐSL có máy 6 chuyển sang đặt nấc V, 5 máy còn lại vẫn giữ nấc IV
3.2 Kiểm tra bảo vệ quá từ thông 24T khi MBA tăng áp đặt nấc phân áp V
Nhà máy Thủy điện Sơn La đã từng bị nhảy tất cả các máy cắt 500kV do bảo vệ quá từ thông MBA 24T tác động làm mất toàn bộ tự dùng xoay chiều nhà máy (xảy ra khi không có máy phát nào nối lưới làm điện áp 500kV tăng cao tại thời điểm tần số f ), sau đó chỉnh định bảo vệ 24T của MBA 500kV Sơn La từ 1.05 lên 1.1 xác nhận giá trị 1.1 sau 1000s thì tác động cô lập MBA
Trang 77
Với chỉnh định giá trị tác động bảo vệ là 1.1 tại thời điểm điện áp vận hành Vvh, tần số vận hành
vh
f bảo vệ 24T xác nhận sự cố khi tại nấc phân áp V khi:
1.1 498.750
50 50
vh
vh
V
V
Kiểm tra tại fvh trong dải điều tần cấp 1, điều tần cấp 2, sa thải phụ tải, ngưỡng tần số làm bảo
vệ kém tần máy phát tác động dừng máy ta có bảng sau:
vh
49.8 546.430 Giới hạn điều tần cấp 1
49.5 543.140 Giới hạn điều tần cấp 2
49.0 537.653 Giới hạn sa thải phụ tải
46.2 506.930 Giới hạn bảo vệ kém tần máy phát tác động
Theo bảng trên ta thấy khi tần số là 49 Hz điện áp 500kV lên tới 537.65 kV mới có thể làm 24T khởi động
Theo bảng trên chỉ có f vh = 46.2 Hz và điện ápV vh 506.93 kV bảo vệ 24T sẽ khởi động, lúc đó nếu có 1 máy phát nối lưới thì khi đặt công suất phản kháng Q = 0 điện áp đầu cực sẽ là: 506.93
18 18.30 kV,
498.75 đây là trường hợp chú ý khi tần số lưới giảm đến gần mức bảo vệ kém tần tác động, điện áp đầu cực không đặt lớn hơn 18.3 kV
Như vậy đặt nấc phân áp V đảm bảo vận hành an toàn
3.3 Mô phỏng khả năng thu Q của máy phát SF400-66/16470 khi thay đổi nấc phân áp máy biến áp tăng áp
Sử dụng thông số thực tế tại Nhà máy thủy điện Sơn La 22h45’ ngày 11/11/2013 khi đó H4, H5 đang GE & H6 đang GC
Đặt AQR H5 = 0, lấy thông số thực tế của H4 và H6 đưa vào file “thongsoU18n1.m”
% Thong so tai nut 18kV
% | P | Q | U | nut18 =
[ -6.5 -111.9 17.23 300.5 -97.9 17.24 ];
Bây giờ với chương trình mô phỏng đã được thông số thực tế kiểm nghiệm, bằng 2 tổ máy ta sẽ lấy đáp ứng của lưới từ việc lặp chương trình này
Trang 8Chọn chế độ điều khiển cho H4 là AQR
Set AQR của H4 về 0
Khi đó nếu muốn điện áp 500kV vẫn giữ không đổi – thì H6 phải hút được lượng Q bằng tổng
Q của H4 và H6 đang hút Như vậy sẽ có bài toán ngược với tính toán trên là cho điện áp 500kV, cho Pconst & Qtổng của máy phát Xác định điện áp phía 18kV là bao nhiêu để giữ được xác lập đó
Dữ liệu đầu vào được nhập vào file: “thongsotimU18n1.m”
% Xac dinh dien ap 18kV thoa man
% | P | Q | U500 |
ts = [ -6.5 -209.8 508];
Sau đó chạy chương trình chính từ file “ap18CTCn2.m” ta được kết quả:
-
Tu dien ap 500kV & Q thu ve suy ra U18kV can dat
-
|STT | P | Q | U18kV IV| U18kV V| U500kV |
-
1 -6.50 -209.80 16.64 17.12 508.00
-Từ tính toán trên ta thấy ban đầu H4 điện áp U18kV = 17.23 kV thu về Q là -111.90 MVar, cùng với sự phối hợp của H6 thu thêm Q là -97.9 MVar giữ được điện áp 500 kV là 508 kV
Bây giờ nếu muốn máy bù H6 bằng 2 tổ máy thì dữ kiện đầu bài là H6 phải thu về được Q là -111.9 – 97.9 = -209.8 MVar, kết quả cho thấy điện áp 18kV phải đặt là 16.64kV nếu MBA đặt nấc IV & phải đặt điện áp là 17.12 kV nếu MBA đặt nấc V
Với kết quả tính toán trên cho thấy rõ khi đặt nấc phân áp từ IV lên V với cùng điện áp phía
18 kV (17.23 kV & 17.12 kV) H6 sẽ thu được lượng Q nhiều hơn là -97,9 MVar Lượng Q này
là đáng kể nó cho thấy khi chuyển nấc phân áp năng lực giúp giảm điện áp lưới của tổ máy tăng lên rất nhiều
Kết quả thực tế khi MBA T6 chuyển sang nấc V vào ngày 16/01/2014: Nếu đặt điện áp 18 kV như nhau, H6 thu được nhiều hơn các máy khác có MBA đặt nấc IV từ 74.5 MVar → 89.5 MVar
3.4 Phối hợp điều chỉnh điện áp giữa các tổ máy có MBA đặt nấc IV & V
3.4.1 Giờ thấp điểm, cần giảm điện áp lưới
Như ta đã biết bản chất công suất phản kháng là đặc trưng cho phần công suất dao động trong
hệ thống, nó phóng – nạp từ trường trong phần tử điện cảm và điện trường trong phần tử điện dung Công suất phản kháng không có ý nghĩa về năng lượng nhưng lại có ý nghĩa về điều chỉnh điện áp, và mặt hại cơ bản của công suất phản kháng là vẫn gây dòng điện trên thanh dẫn stato máy phát, tức là làm phát nhiệt thanh dẫn vì lý do đó cần tránh để công suất phản kháng chạy quẩn giữa các máy phát với nhau, tránh tình trạng máy này thu còn máy kia phát Q, nếu để hiện
Trang 99
tượng này xảy ra cũng là lãng phí điều chỉnh kích từ vô ích khi 1 máy thu Q muốn giảm điện áp lưới còn 1 máy phát Q lại muốn tăng
Nếu tất cả các MBA cùng đặt 1 nấc phân áp thì vận hành sẽ rất đơn giản bằng cách đặt tất cả các
tổ máy cùng 1 điện áp đầu cực nhưng nếu là 2 nấc phân áp khác nhau thì việc cùng đặt 1 điện áp đầu cực nhiều trường hợp làm máy này thu nhưng máy kia sẽ phát Q
Ví dụ với hiện trạng hệ thống điện tại nút 500kV NM TĐSL:
Giờ thấp điểm như 00h00’ ngày 07/01/13 có H2 đang phát 300 MW, H6 đang bù điện áp đầu cực H6 chỉ cần đặt 17.5 kV để thu Q đã làm điện áp 500 kV giảm còn 497 kV thì điện áp quy đổi phía 18 kV của H2 là 497 18 17.48kV
511.875 khi đó nếu H2 (nấc IV) cũng đặt 17.5 kV thì sự chênh lệch 17.5 kV & 17.48 kV làm cho H2 phát Q, như vậy cùng đặt điện áp đầu cực là 17.5 kV H6 thu Q còn H2 lại phát Q
Theo dõi điện áp 500 kV trên đường dây có thể biết được đặt điện áp đầu cực bao nhiêu (đối với các máy phát nối với MBA nấc IV) thì thu Q hay phát Q, việc đặt này đòi hỏi nhân viên vận hành phải có kinh nghiệm
Khi các tổ máy chỉ nối với MBA đặt phân áp nấc V và nấc IV, gần đúng ta có thể đặt chênh lệch
2 máy phát cách nhau một khoảng điện áp 𝑈 giá trị này được tính toán như sau:
Chênh lệch điện áp giữa 2 nấc với cùng Uđm là 4/5 511.875 1.0263
498.75
lệch này đã quy đổi làm giảm điện áp phía 18kV đi 1.0263 lần Như vậy máy phát nối với MBA đặt nấc V có điện áp là 18kV sẽ tương đương với máy phát nối với MBA đặt nấc
IV có điện áp đầu cực là: 18 18 18 17.54 0.46 kV
1.0263
U
Hoặc để đảm bảo cùng một xu hướng giảm điện áp lưới, ta có thể chuyển kích từ sang chế độ AQR (Ta sẽ đặt Q < 0 ) ở các tổ máy có MBA cùng nấc phân áp IV, sau đó chỉ cần quan tâm hút Q ở các tổ máy có MBA đặt nấc V
3.4.2 Giờ cao điểm
Chuyển nấc phân áp giảm được điện áp nhiều hơn cũng có nghĩa là tăng điện áp được ít hơn, H6
sẽ phát được ít Q hơn các máy khác
Vì vậy vào giờ cao điểm nếu không cần huy động hết các tổ máy thì ưu tiên phát các tổ máy nối với MBA đặt nấc IV & chú ý phối hợp đặt điện áp đầu cực giữa các máy phát
4 GIẢM GIỚI HẠN KÉM ÁP ĐẦU CỰC MÁY PHÁT
Để tăng năng lực hút Q cho máy phát ngoài việc thay đổi nấc phân áp của MBA tăng áp, ta sẽ xét tới việc cho phép đặt điện áp đầu cực máy phát 95%U dm 17.1 kV
Trang 10Ta quy ước trong mục 4 này khi nói giảm điện áp đầu cực máy phát là xét giảm điện áp đầu cực
nhỏ hơn 95%U dm 17.1 kV
4.1 Các vấn đề cần phân tích & giải quyết khi giảm điện áp đầu cực máy phát
Trong chế độ phát công suất tác dụng (GE): Điện áp đầu cực ảnh hưởng đến khả năng truyền
tải công suất P của máy phát, Cùng 1 công suất mà giảm U sẽ làm tăng dòng điện I (theo tỉ lệ nghịch) làm tăng nhiệt thanh dẫn stato máy phát, điện áp thấp cũng ảnh hưởng tới dự trữ ổn định khi truyền tải lượng Q lớn (U nhỏ làm tăng δ)
Phân tích trong chế độ bù đồng bộ:
Máy phát trở thành động cơ động bộ lớn, cánh hướng luôn đóng hoàn toàn như vậy điều tốc chỉ
có 1 chế độ làm việc
Hệ thống kích từ vẫn đáp ứng giới hạn thu phát Q theo độ lớn của P P 0
Vì máy phát trở thành 1 động cơ đồng bộ không tải, với công suất P cực thấp P 7 MW
nên chế độ bù đồng bộ nhiệt độ thanh dẫn stato do P gây nên là rất nhỏ, có thể sử dụng để hút 1 lượng Q lớn
Giảm giới hạn kém áp đầu cực với những lưu ý sau:
a) Không thể lấy tự dùng từ tổ máy giảm giới hạn kém áp đầu cực máy phát: Để phòng ngừa
bảo vệ kém áp của thanh cái tác động và phòng ngừa chất lượng điện áp ảnh hưởng đến hiệu suất của thiết bị tự dùng, vì vậy ta sẽ chủ động chuyển đổi dùng tự dùng tổ máy từ tự dùng chung của nhà máy, và chuyển ATS sang local Vì lý do này nên ta sẽ không giảm giới hạn kém áp ở tổ máy H1 và H4, với các tổ máy H2, H3, H5, H6 Trong chế độ bù tự dùng riêng tổ máy gần như không cần sử dụng: Van AA003 đóng, ko cần bơm dầu điều tốc nhiều vì cánh hướng luôn đóng, MBA cũng không phải chạy quạt, bơm để làm mát nên không cần dự phòng cao & tự dùng tổ máy lấy từ 1 phía là đảm bảo
b) Máy biến áp không bị ảnh hưởng bởi kém áp, và thực tế không có bảo vệ kém áp máy
biến áp
c) Điện áp MBA kích từ TE không bị ảnh hưởng: Điện áp đầu cực MBA giảm đi, sẽ làm
điện áp đầu ra MBA TE giảm, vì so với công suất chỉnh lưu công suất MBA TE là rất lớn nên giả sử điện áp đầu cực còn 90% khi đó điện áp sơ cấp TE sẽ đạt khoảng 0.9 850 765V
vẫn thỏa mãn Ukt dm( ) 412 , V mặt khác khi thu Q ta sẽ chỉ dùng dòng kích từ rất nhỏ, nên điện áp sơ cấp TE giảm nhẹ sẽ không ảnh hưởng tới điều chỉnh của cầu chỉnh lưu
Nhận xét: Với các vấn đề đã được phân tích ở trên để đảm bảo tổ máy vận hành an toàn ổn định
ta sẽ chỉ giảm điện áp đầu cực máy phát đối với các tổ máy đang trong chế độ bù, và thỏa mãn được 2 mô phỏng theo tuần tự mục 4.2 và 4.3 dưới đây