chuyên đề nâng cao về hệ thống truyền tải điện

KHÁI QUÁT VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN - XU HƯỚNG PHÁT TRIỂN VÀ ĐẶC ĐIỂM CỦA HTĐ HIỆN ĐẠI 1.1 CẤU TRÚC VÀ CÁC PHẦN TỬ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 1.1.1 Công nghệ năng lượng và vai trò của truyền

GS TS Lã Văn Út

Bài giảng chuyên đề nâng cao về

HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN

(Các vấn đề cốt lõi, cập nhật công nghệ)

Hà Nội - 2012

NỘI DUNG

Chương I KHÁI QUÁT VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN - XU HƯỚNG PHÁT TRIỂN VÀ ĐẶC ĐIỂM CỦA HTĐ HIỆN ĐẠI

1.1 CẤU TRÚC VÀ CÁC PHẦN TỬ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN

1.1.1 Công nghệ năng lượng và vai trò của truyền tải năng lượng

1.1.2 Các phần tử cơ bản và đặc điểm cấu trúc HTĐ lớn

1.2 HOẠT ĐỘNG CỦA HTĐ TRONG ĐIỀU KIỆN BÌNH THƯỜNG, VẤN ĐỀ QUẢN LÍ CÔNG SUẤT TRUYỀN TẢI VÀ ĐẢM BẢO ĐIỆN ÁP CÁC NÚT

1.2.1 Điều kiện cần và đủ để HTĐ làm việc bình thường

1.2.2 Điều chỉnh công suất tác dụng trong HTĐ và yêu cầu đảm bảo trao đổi công suất giữa các khu vực

1.2.3 Ảnh hưởng của tự động điều chỉnh CSTD đến trao đổi công suất giữa các khu vực trong lưới truyền tải

1.2.4 Điều chỉnh điện áp và công suất phản kháng trong HTĐ

1.3 HỆ THỐNG ĐIỆN LIÊN KẾT KHU VỰC VÀ ĐẶC ĐIỂM TRUYỀN TẢI ĐIỆN TRÊN KHOẢNG CÁCH LỚN

1.3.1 Các yêu cầu kỹ thuật của HTĐ liên kết

1.3.2 Một số phương án giả liên kết giữa các hệ thống

Chương II ĐẶC ĐIỂM VẬN HÀNH HTTTĐ CÓ CẤU TRÚC PHỨC TẠP

2.1 GIỚI HẠN ỔN ĐỊNH VÀ VẤN ĐỀ ĐẢM BẢO DỰ TRỮ ÔN ĐỊNH CHO HTĐ

CÓ CẤU TRÚC PHỨC TẠP

2.1.1 Trạng thái cân bằng ổn định, trạng thái giới hạn ổn định, dự trữ ổn định

2.2.2 Xác định trạng thái giới hạn và dự trữ ổn định của HTĐ phức tạp

2.3.2 Hiện tượng tràn công suất phản kháng sang lưới cao và trung áp (kể cả các máy phát) gần đường dây

2.3.3 Mất ổn định hệ thống trong các kịch bản truyền tải công suất tăng cao

2.4 HẠN CHẾ DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH

2.4.1 Áp dụng các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch ở giai đoạn thiết kế 2.4.2 Áp dụng các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch ở giai đoạn vận hành

Chương III CÁC PHƯƠNG TIỆN THIÊT BỊ MỚI VÀ HIỆU QUẢ ỨNG DỤNG

3.1 NHU CẦU NÂNG CAO KHẢ NĂNG ĐIỀU CHỈNH ĐIỀU KHIỂN TRONG HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN

3.2 KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ THIẾT BỊ FACTS

3.2.1 Các thiết bị điện tử công suất lớn

3.2.2 Cuộn kháng điều khiển bằng thyristor (TCR - Thyristor Controlled Reactor) 3.3 MỘT SỐ THIẾT BỊ FACTS ĐƯỢC CẤU TẠO TRÊN CƠ SỞ TCR

3.3.1 Thiết bị bù ngang có điều khiển (SVC - Static Var Compensator)

3.3.2 Thiết bị bù dọc có điều khiển

3.3.3 Thiết bị điều chỉnh pha (TCPAR-Thyristor Controlled Phase Angle Regulation) TÀI LIỆU THAM KHẢO

Chương I KHÁI QUÁT VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN - XU HƯỚNG PHÁT

TRIỂN VÀ ĐẶC ĐIỂM CỦA HTĐ HIỆN ĐẠI

1.1 CẤU TRÚC VÀ CÁC PHẦN TỬ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN

1.1.1 Công nghệ năng lượng và vai trò của truyền tải năng lượng

Năng lượng (NL) là một loại sản phẩm thuộc nhu cầu thiết yếu của xã hội loài

người Xã hội càng hiện đại thì nhu cầu tiêu thụ về năng lượng càng cao và đa dạng

Để có năng lượng, từ xưa loài người đã biết khai thác các dạng năng lượng sẵn có của

thiên nhiên (gọi là NL sơ cấp) và biến đổi về dạng cần thiết (còn gọi là NL cuối)

NL sơ cấp Biến đổi NL cuối

Nhiệt năng (than, dầu, khí đốt ) NMNĐ → Điện năng

Cơ năng (dòng chảy) NMTĐ → Điện năng → NL cuối

NL hạt nhân NMĐHN→ Điện năng (cơ, nhiệt, quang )

NL mới, tái tạo TBNLM→ Điện năng

Tất cả đều được biến đổi thành điện năng trước khi sử dụng (tại sao ?) Đó là vì

điện năng có 2 đặc điểm ưu việt: dễ biến đổi (từ mọi dạng và thành mọi dạng), dễ

truyền tải đi xa (đi khoảng cách lớn với tốc độ cực nhanh, hiệu suất cao, tổn thất nhỏ)

Chính vì thế điện năng được sử dụng như dạng năng lượng trung gian trong quá trình

sản xuất, truyền tải và tiêu thụ năng lượng → hình thành HTĐ Cấu trúc của HTĐ

trong công nghệ NL nói chung đã quen biết như trên hình 1.1

- Nhà máy điện có nhiệm vụ chủ yếu là sản suất điện năng, biến các dạng năng lượng

có sẵn trong tự nhiên (như nhiệt năng, cơ năng, năng lượng nguyên tử, ) thành điện năng

- Mạng lưới truyền tải điện làm nhiệm vụ đưa điện năng từ nguồn (các nhà máy điện) đến nơi tiêu thụ Khoảng cách truyền tải thường rất lớn (hàng nghìn km)

- Phụ tải điện bao gồm một tập hợp lớn các thiết bị dùng điện, hoạt động theo yêu cầu của con người

Với vai trò tự nhiên và quan trọng của điện năng như đã nêu, HTĐ được hình thành và liên tục phát triển ở mọi quốc gia mọi khu vực Trong đó, sự phát triển phần truyền tải mang ý nghĩa quan trọng nhất (tạo ra hệ thống) Lịch sử truyền tải điện đi xa và hình thành HTĐ gắn liền với hàng loạt những phát minh quan trọng như việc sử dụng dòng điện xoay chiều 3 pha, chế tạo máy biến áp điện lực công suất lớn, điện áp cao và ngày nay là các thiết bị mới cho phép tạo ra hệ thống tải điện xoay chiều linh hoạt

Hệ thống điện có quy mô càng lớn thì hiệu quả sản xuất, truyền tải và sử dụng điện năng càng cao Các lý do chính là:

- Có độ tin cậy cung cấp điện cao;

- Có khả năng khai thác tối đa các dạng nguồn năng lượng của tự nhiên;

- Nâng cao tính kinh tế và linh hoạt trong vận hành;

- Giảm được tỉ lệ dự phòng (công suất và điện năng);

- Áp dụng các tổ máy công suất lớn hiệu suất cao

Chính vì các ưu điểm trên mà các HTĐ được phát triển và liên kết với nhau ngày càng lớn, không những hợp nhất thành HTĐ duy nhất trong mỗi quốc gia mà còn liên kết ngày là rộng theo khu vực (liên quốc gia) Tuy nhiên, HTĐ có quy mô càng lớn thì càng đòi hỏi cao hơn về trình độ quản lý vận hành Nhiều đặc điểm phức tạp và kĩ thuật cũng phát sinh kèm theo với sự phát triển cao về quy mô công suất và lãnh thổ:

- Ảnh hưởng lan rộng của sự cố dẫn đến mất ổn định

- Đòi hỏi phối hợp nhiều thông tin trên diện rộng để xử lí vận hành

- Nhiều yêu cầu mới được đề ra trong quản lí vận hành hệ thống (quản lí theo khu vực, đảm bảo các hợp đồng về trao đổi công suất )

1.1.2 Các phần tử cơ bản và đặc điểm cấu trúc HTĐ lớn

Cấu trúc chung của một HTĐ khu vực có thể mô tả qua một sơ đồ ví dụ như trên hình vẽ 1.2 Một số đặc điểm về cấu trúc và tên gọi:

- HTĐ ku vực: quy mô lãnh thổ : bán kính < 500km, thường do một cơ quan quản lí

- HTĐ hợp nhất: nhiều HTĐ khu vực liên kết qua các đường dây dài điện áp siêu cao, phạm vi: thường trong mỗi quốc gia

- HTĐ liên kết: HTĐ của nhiều quốc gia kết nối qua các trạm và đường dây liên kết (thường sử dụng phương án kết nối qua các bộ biến đổi một chiều - xoay chiều, có thể bao gồm đường dây tải điện một chiều)

Trong phạm vi khu vực lại chia ra các loại: lưới truyền tải, lưới phân phối

- Lưới điện truyền tải (LĐTT) thường sử dụng điện áp (110 kV - 330kV) Sơ đồ thường có kết cấu phức tạp (có mạch vòng kín để nâng cao độ tin cậy và đầu tư tối ưu

kể cả vận hành kinh tế)

- Lưới điện phân phối (LĐPP) có điện áp 35 kV trở xuống Nhiều nước chỉ dùng cấp 22kV với các trạm biến áp (BA) phân phối 22/0,4 kV cung cấp cho thiết bị dùng điện LĐPP thường có cấu trúc kín vận hành hở Mục đích là dễ dàng quản lí, vận hành LĐPP Việt Nam hiện nay do lịch sử để lại có số cấp điện áp quá nhiều (35, 22,

15, 10, 6kV)

Liên kết giữa các khu vực, thường là các đường dây siêu cao áp (ĐDSCA) do phải tải công suất lớn qua khoảng cách xa Các cấp điện áp siêu cao: 400 kV, 500kV, 750kV, 1100kV Tất nhiên, việc chọn cấp điện áp và sơ đồ cho lưới truyển không có một khuôn mẫu mà rất phụ thuộc vào đặc điểm địa hình, vị trí phân bố các nguồn lớn

và các trung tâm phụ tải (HTĐ Anh quốc sử dụng mạng lưới 400kV cho lưới truyền tải,

do địa hình phân bố tương đối đều các nguồn và phụ tải với khoảng cách không quá xa)

Tải điện một chiều có thể kinh tế hơn về dây dẫn và cột nhưng lại phải có thêm các trạm biến đổi (chỉnh lưu và phản chỉnh lưu) nên thường không hợp lý nếu cần nhận điện tại nhiều vị trí trung gian dọc đường dây Một ưu điểm cơ bản khác của liên kết hệ thống bằng dòng điện một chiều là đảm bảo tính độc lập về tần số, nâng cao tính ổn định cho HTĐ hợp nhất hoặc các HTĐ liên kết (giữa các quốc gia) Chính vì ưu điểm

này, đôi khi các HTĐ khu vực được nối với nhau (để trao đổi năng lượng) thông qua

dòng điện một chiều không có khoảng cách truyền tải (hình 1.4,a)

Hình 1.4 Cấu trúc hệ thống tải điện một chiều

Hình 1.3 Chỉnh lưu 3 pha và kết nối lưới điện AC/DC

Toàn bộ các phần tử vừa nêu trong sơ đồ nối điện, mới chỉ là phần của các thiết bị động lực (có công suất lớn), còn gọi là các thiết bị sơ cấp Hệ thống điện còn bao gồm một số lớn các phần tử thứ cấp Đó là các thiết bị đo lường, bảo vệ, điều chỉnh điều khiển, thông tin Thiếu những phần tử này HTĐ không thể làm việc bình thường và đảm bảo độ tin cậy sản suất và cung cấp điện năng Tại một thời điểm bất kỳ tất các các phần tử của HTĐ (sơ cấp và thứ cấp) đều có quan hệ chặt chẽ với nhau Cũng chính vì vậy mọi tính toán phân tích chế độ của HTĐ đều phải xét đến đồng thời tác động cuả mọi phần tử

1.2 HOẠT ĐỘNG CỦA HTĐ TRONG ĐIỀU KIỆN BÌNH THƯỜNG, VẤN ĐỀ

QUẢN LÍ CÔNG SUẤT TRUYỀN TẢI VÀ ĐẢM BẢO ĐIỆN ÁP CÁC NÚT

1.2.1 Điều kiện cần và đủ để HTĐ làm việc bình thường

1 Điều kiện cần: cân bằng công suất

a Cân bằng công suất tác dụng (CSTD): ∑PF = ∑Pt + ΔP∑

- Để đảm bảo điều kiện trên có thể điều chỉnh ở nguồn bất kỳ

- Khi không đảm bảo cân bằng, tần số hệ thống thay đổi

b Cân bằng công suất phản kháng (CSPK) : ∑QF = Qt + ΔQ∑ ;

∑Qv = ∑Qr (cho mỗi nút)

- Biểu thức đầu cho toàn hệ thống, trong đó QF là công suất của mọi nguồn CSPK (máy phát, máy bù, tụ bù tĩnh, CSPK tự nhiên của đường dây)

- Biểu thức sau đòi hỏi cân bằng giữa CSPK đưa vào với CSPK lấy ra cho mỗi nút

- Khi điều kiện không đảm bảo, điện áp các nút thay đổi Thực hiện điều chỉnh CSPK theo yêu cầu riêng biệt cho từng nút (không có ý nghĩa chung cho toàn hệ thống)

2 Điều kiện đủ: đảm bảo trạng thái cân bằng ổn định với độ dự trữ đủ lớn

Khi mất ổn định do không đảm bảo cân bằng CSTD các máy phát mất đồng bộ góc quay, nếu do thiếu CSPK cung cấp đến nút, điện áp nút mất ổn định (sụp đổ điện áp)

1.2.2 Điều chỉnh công suất tác dụng trong HTĐ và yêu cầu đảm bảo trao đổi công suất giữa các khu vực

Khi xảy ra mất cân bằng CSTD (do phu tải luôn biến động) tần số hệ thống bị thay đổi, cần có các tác động điều chỉnh để giữ độ lệch trong phạm vi cho phép Hơn nữa điều chỉnh trong trường hợp này chỉ có thể là các tác động làm thay đổi nguồn năng lượng sơ cấp đưa vào máy phát (lượng hơi hoặc lượng nước chạy qua tuabin) Hình 1.5

mô tả cấu trúc và nguyên lý thực hiện điều chỉnh tần số và CSTD tại các tổ máy phát điện Có các bộ phận điều chỉnh như sau

a Thiết bị tự động điều chỉnh tốc độ quay tua bin (ĐTĐ)

Thiết bị tự động điều chỉnh tốc độ quay tua bin được trang bị cho tất cả các máy phát Đặc điểm của cấp điều chỉnh này là diễn ra rất nhanh (do hoạt động theo nguyên

lý quả văng ly tâm, tác động trực tiếp vào cửa hơi/cửa nước của tua-bin, với quán tính của các khâu trong cơ cấu đều rất nhỏ)

Ở chế độ xác lập cuối cùng, sau (1-3) sec quan hệ giữa độ lệch tần số với độ mở cửa hơi và công suất tua-bin có dạng : ΔPT∗ = ΔμT∗ = - 1/σ Δf∗ ;

Trung tâm điều độ

ĐCS

ĐTSSVM

LƯỚI ĐIỆN

σ- được gọi là hệ số điều chỉnh tĩnh, nó tỉ lệ nghịch với độ dốc k của đặc tính điều chỉnh công suất (hình 1.6) Độ mở cửa hơi (cửa nước) tỉ lệ với công suất tua-bin, nên còn có thể viết (trong đơn vị có tên):

ΔPT = - k Δf ; k = Pđm/σfđm

Hình 1.6 Đặc tính điều chỉnh tĩnh của ĐTĐ

Độ dốc đặc tính càng lớn (hệ số điều chỉnh tĩnh càng nhỏ) thì tác động điều chỉnh của cơ cấu càng mạnh (công suất máy phát thay đổi nhiều theo độ lệch tần số) Tuy nhiên, khả năng điều chỉnh chỉ có được trong giới hạn xác định Hết giới hạn đặc tính

có độ dốc bằng không, thể hiện không còn hiệu quả làm thay đổi công suất (hình 1.6) Mọi máy phát đều được trang bị ĐTĐ nên khi có một biến động nào đó làm mất cân bằng công suất, bộ phận ĐTĐ của mỗi máy phát đều hoạt động Ví dụ đột nhiên có một phụ tải được đóng vào (sau sửa chữa trạm chẳng hạn) làm tần số hệ thống giảm, công suất điều chỉnh vào mỗi máy phát có thể xác định theo độ dốc đặc tính điều chỉnh Ta có:

(1.1)

Ở đây Δf là độ lệch tần số còn lại ở cuối quá trình điều chỉnh

Giả thiết HTĐ có n tổ máy phát đều có ĐTĐ Đột ngột có sự tăng thêm phụ tải một lượng là ΔP Sau giai đoạn (1-3) sec, tổng công suất điều chỉnh tăng thêm của n máy phát:

;

f f

P f

k P

i dm

dm i

Ti = − Δ = − Δ Δ

= ΔP

Dựa vào công thức ta tính được độ tần số sau điều chỉnh của hệ thống:

∑

=σ

Pf

Do độ dốc đặc tính điều chỉnh hữu hạn (σ > 0) nên luôn tồn tại độ lệch Δf sau điều chỉnh Độ lệch này khá lớn khi các đặc tính điều chỉnh có độ dốc nhỏ, một đặc trưng cố hữu của các bộ tự động điều chỉnh tốc độ quay tua bin

f f

P P

i i i dmi

dmi

Ti = − Δ Δ

= 1 = 1σ

;1

)(

P k k f

f k k P

t F

t F

Δ+

−

=Δ

Δ+

−

=Δ

b Thiết bị tự động điều chỉnh tần số (ĐTS)

Thiết bị tự động điều chỉnh tần số (còn gọi là cấp điều chỉnh thứ 2) cũng đồng thời tác động với ĐTĐ Tuy nhiên do hằng số thời gian lớn nên chỉ hiệu quả ở giai đoạn sau (khi cấp điều chỉnh thứ nhất đã gần như kết thúc) và kéo dài (10÷40) sec Thực tế ở giai đoạn này độ lệch tần số hệ thống đã hoàn toàn xác định (do ĐTĐ đã gần kết thúc), chính là đại lượng đo của ĐTS Có thể hiểu ĐTS có nhiệm vụ khôi phục lại tần số về định mức, mà cấp điều chỉnh thứ nhất không thực hiện được Về nguyên tắc ĐTS cũng tác động làm thay đổi độ mở cửa hơi, nhưng thực hiện vào điểm đặt của ĐTĐ Tác động làm dịch chuyển toàn bộ đặc tính điều chỉnh của ĐTĐ (lên trên hoặc xuống dưới), do đó cũng làm thay đổi độ mở cửa hơi Có thể hình dung như tác động của ĐTS (thông qua SVM) vào giá đỡ làm nâng lên hạ xuống toàn bộ cơ cấu quả văng ly tâm trong khi cơ cấu này vẫn hoạt động theo tín hiệu đo của nó (Δω) Quá trình quá độ điều chỉnh và đặc tính tĩnh cuả ĐTS có thể biểu thị như trên hình 1.8

a) b)

Hình 1.8 Đặc tính tĩnh (a) và siêu tĩnh (b) của ĐTS

Vẫn tồn tại sai số nhỏ về tần số sau khi điều chỉnh khi ĐTS có độ dốc hữu hạn Tuy nhiên, do được thiết kế với quán tính lớn nên người ta có thể lựa chọn đặc tính điều chỉnh tĩnh cho ĐTS rất dốc (hệ số điều chỉnh tĩnh gần bằng không) Khi đó độ lệch tần số đủ nhỏ, có thể coi tần số được khôi phục bằng định mức Cũng có khi người

ta áp dụng nguyên tắc điều chỉnh dạng xung để đảm bảo tính siêu tĩnh (σ=0) cho đặc tính điều chỉnh tần số (Hình 1.8,b)

Trong các HTĐ thực tế, ĐTS có thể được trang bị cho một nhà máy hay một số nhà máy, chính là các nhà máy được giao nhiệm vụ điều tần Trong trường hợp có nhiều nhà máy điều tần thì không áp dụng được đặc tính điều chỉnh siêu tĩnh

c Tự động phân bố tối ưu công suất tác dụng (cấp điều chỉnh thứ 3)

Sau các tác động điều chỉnh của ĐTĐ (cấp 1) và ĐTS (cấp 2) hệ thống điện có thể làm việc bình thường về mặt kỹ thuật Tuy nhiên công suất phân bố cho các tổ máy có thể chưa phải là tối ưu về mặt kinh tế Tự động điều chỉnh công suất (ĐCS) theo điều kiện kinh tế sẽ thực hiện mục tiêu này Ngoài ra, ĐTS còn làm nhiệm vụ điều chỉnh công suất tổ máy để đảm bảo các hợp đồng trao đổi công suất giữa các khu vực (mục 1.2.3)

Tác động của cấp điều chỉnh thứ 3 có thể thực hiện tự động thông qua động cơ chấp hành của ĐTS hoặc bằng tay (bởi nhân viên điều độ) Tín hiệu về lệnh điều khiển được đưa ra từ trung tâm điều độ (Quốc gia hoặc Khu vực) theo kết quả lời giải bài toán phân bố tối ưu công suất

1.2.3 Ảnh hưởng của tự động điều chỉnh CSTD đến trao đổi công suất giữa các khu vực trong lưới truyền tải

Ta hãy xét sự làm việc phối hợp điều chỉnh của điều chỉnh tần số và công suất trong HTĐ

a HTĐ được quản lý thống nhất với công suất trao đổi tự do giữa các khu vực

Tuy độ lệch tần số còn dư sau cấp điều chỉnh thứ nhất khá nhỏ (do kF rất lớn) nhưng để đưa hệ thống về tần số định mức hoàn toàn các nhà máy điều tần vẫn phải nhận phần công suất khá lớn Vấn đề ở chỗ là khi Δf → 0 thì các nhà máy không có nhiệm vụ điều tần lại trở về vận hành với công suất ban đầu (trả lại phần CS đã nhận) Cũng chính vì nguyên nhân này (cần điều chỉnh CS lớn) hiện nay các ĐTS được trang bị rộng rãi cho nhiều tổ máy với độ dốc điều chỉnh hữu hạn, chỉ trừ những tổ máy quá nhỏ Các tổ máy

lớn vốn đã nhận phần công suất đáng kể sau điều chỉnh cấp 1 do đó quá trình điều chỉnh tiếp theo sẽ thuận lợi hơn Tổng công suất nhận thêm của các nhà máy điều tần: ∑

=

Δ

−Δ

m - số lượng các nhà máy điều tần;

ΔPFi - lượng công suất đã nhận sau cấp đều chỉnh thứ nhất

của nhà máy điều tần thứ i

Nếu không có nhà máy điều tần với đặc tính siêu tĩnh thì phân bố lượng công suất tổng này cho các nhà máy điều tần cũng có quy luật tương tự như (1.1) trong đó ki là độ dốc đặc tính tĩnh của các ĐTS Sai số về tần số cũng có dạng như (1.2) nhưng vì kF rất lớn nên Δf ≈ 0 Đây là kết quả nhận được sau thời gian quá độ tương đối ngắn (10-40)sec của các bộ tự động điều chỉnh CSTD cấp 1 và cấp 2 sau mọi biến động công suất do sự

cố hoặc thao tác vận hành Với hệ thống quản lí thống nhất, không có ràng buộc về công suất truyền tải thì phân bố công suất sau điều chỉnh là thỏa mãn (theo điều kiện

kỹ thuật) Việc điều chỉnh tiếp theo theo điều kiện kinh tế (cấp điều chỉnh thứ 3) có thể thực hiện chậm chạp không đòi hỏi khẩn trương vì ít ảnh hưởng đến lợi ích

b Hệ thống có luồng công suất bị khống chế theo khu vực (quản lý theo khu vực)

Đối với các HTĐ có nhiều khu vực quản lý độc lập, việc điều chỉnh tần số và công suất tác dụng (CSTD) có thêm một yêu cầu quan trọng là phải đảm bảo được tính độc lập hoạt động giữa các khu vực: luồng công suất trao đổi cần phải được giữ nguyên theo biểu đồ đã được thoả thuận Ngoài ra, mọi hoạt động của mỗi khu vực cần thực hiện theo nguyên tắc tự giải quyết là chính, không can thiệp và không làm ảnh hưởng đến hoạt động của khu vực khác Trong khi đó có thể thấy ngay rằng mọi biến động về công suất trong một khu vực bất kỳ luôn kéo theo gần như tức thời (sau tác động của cấp điều chỉnh thứ nhất) phân bố lại công suất của các tổ máy trong toàn hệ thống Phục hồi tần số chung của hệ thống có thể đạt được nhờ các ĐTS của các nhà máy điều tần (đặt rải rác trong các khu vực), tuy nhiên nếu không thay đổi tác động điều khiển thì như đã phân tích ở trên công suất sẽ phân bổ cho các nhà máy điều tần theo (1.1) và không đảm bảo luồng công suất trao đổi giữa các khu vực (theo biểu đồ hợp đồng)

Để thấy rõ hơn yêu cầu hoạt động của các thiết bị ĐTS trong trường hợp này, ta

xét HTĐ hợp nhất gồm 3 HTĐ khu vực quản lý độc lập nhưng có liên kết với nhau

Công suất định mức các khu vực: Pđm1 = 1000 MW, Pđm2 = 1000 MW, Pđm3 = 10.000

MW Hệ số điều chỉnh tĩnh của ĐTĐ (đẳng trị cho mỗi khu vực - tương tự KF) đều như

nhau σ = 6,66% Để đơn giản coi Kt=0

Giả thiết phụ tải thay đổi trong hệ thống I với lượng công suất tăng thêm là 180

MW (đóng trạm phụ tải sau sửa chữa) Hãy tính độ lệch tần số và lượng công suất tăng

thêm trong các máy phát ở mỗi khu vực, sau tác động của cấp điều chỉnh thứ nhất

Ta có :

i dm

dmi i

f

P K

δ

=

hez/MW3000666,0.50

1000K

hez/MW30000666

,0.50

1000

Đặc tính tĩnh điều chỉnh công suất phát đẳng trị toàn hệ thống (cấp thứ nhất):

hez/MW3600K

KK

K= 1 + 2 + 3 =

hez05,03600

180K

P

Δ

MW15005,0.3000f

.KP

MW1505,0.300f.KPP

3 3

1 1 1

=

=Δ

−

=Δ

=

=Δ

−

=Δ

=Δ

Như vậy hầu hết lượng công suất tăng thêm của phụ tải được giao cho hệ thống III

trong khi công suất tăng đột biến ở khu vực 1 Thực ra, đây cũng là ưu điểm của

nguyên lý hoạt động trong cấp thứ nhất: đã nhanh chóng huy động công suất phát "theo

khả năng" để giữ tần số Khu vực có công suất càng lớn thì công suất được huy động

tham gia điều chỉnh càng nhiều

Tuy nhiên, cấp điều chỉnh thứ 2 và thứ 3, ngoài việc khôi phục tần số (về gần định mức) trong trường hợp này được giao thêm nhiệm vụ điều chỉnh lại lượng công suất đã phân bố: giao toàn bộ 180 MW cho các tổ máy của khu vực I, trả lại trạng thái ban đầu của các hệ thống 2 và 3 (không tăng thêm công suất phát) để đảm bảo trao đổi công suất như trạng thái ban đầu Để thực hiện tác động này (thực hiện nguyên lý điều chỉnh theo khu vực) các trung tâm điều độ của cả 3 hệ thống cùng phải thực hiện điều chỉnh công suất theo quy luật sau:

ΔPđci = ΔPtđi - KiΔf (1.4)

ở đây:

Ki - độ dốc của đặc tính điều chỉnh tĩnh đẳng trị khu vực i

ΔPtdi - tổng đại số các độ lệch công suất trao đổi (nhận về) của khu vực i

so với trị số đã thoả thuận

ΔPdci - lượng công suất tăng thêm, cần điều chỉnh bằng ĐTS khu vực i

(so với công suất trước lúc có biến động phụ tải)

Như vậy để thực hiện điều chỉnh trong trường hợp này, ngoài tần số còn cần sử dụng thêm các tín hiệu đo công suất trên các nhánh liên kết giữa các khu vực

Với số liệu trong ví dụ trên, sẽ đo được (nhờ các thiết bị đo lường đặt tại đầu các đường dây liên kết) ΔPtđ1=165 MW; ΔPtđ2 = -15MW; ΔPtđ3 = -15MW Theo công thức

dễ dàng tính được ΔPđc1 = 180 MW, ΔPđc2 = ΔPđc3 = 0

Như vậy phụ tải biến động ở mỗi khu vực dẫn đến yêu cầu điều chỉnh của ĐTS có thể xác định chính xác nhờ các thiết bị đo độ lệch tần số và luồng công suất trao đổi Khi phụ tải các khu vực thay đổi đồng thời, công thức (1.4) vẫn phản ánh đúng lượng công suất biến động nội bộ trong khu vực i

Việc thực hiện điều chỉnh lượng công suất ΔPdc ở mỗi khu vực cần thực hiện bằng việc phối hợp ĐTS và ĐCS bởi khi xuất hiện Δf các nhà máy điều tần đã có thể tự động điều chỉnh công suất Có những phương án thực hiện khác nhau: điều chỉnh nối tiếp ĐTS - ĐCS hoặc đồng thời cho một nhà máy điều tần, phân bố lượng công suất cần điều chỉnh cho nhiều nhà máy trong mỗi khu vực Mục đích là nhanh chóng khôi phục tần số và luồng trao đổi công suất giữa các khu vực

Còn có những nguyên tắc điều chỉnh khác được thoả thuận giữa các khu vực Chẳng hạn khi một khu vực không đủ dự trữ công suất, cần hỗ trợ công suất từ khu vực khác khi sự cố nặng nề Lúc đó thuật toán điều chỉnh sẽ phức tạp hơn

1.2.4 Điều chỉnh điện áp và công suất phản kháng trong HTĐ

Cũng giống như tần số điều chỉnh điện áp phải thực hiện thông qua điều chỉnh công suất, trong trường hợp này là công suất phản kháng (CSPK) bởi CSPK mất cân bằng là nguyên nhân chính gây ra điện áp thay đổi

Tuy nhiên, khác với điều chỉnh tần số, điều chỉnh điện áp cần thực hiện riêng theo nút, hay chung hơn là theo khu vực trong lưới bởi điện áp không phải duy nhất như tần số trong lưới (ở chế độ làm việc bình thường) Hơn nữa điều chỉnh điện áp cũng có nhiều biện pháp thực hiện hơn

a Điều chỉnh công suất phản kháng tại nguồn (máy phát)

Hãy xét sơ đồ đơn giản nhất (hình 1.10) phụ tải được cung cấp bởi máy phát địa phương F1 và máy phát xa F2 (qua đường dây) Để đơn giản ta bỏ qua điện trở đường dây và các máy biến áp

Hình 1.10

Điện áp nút tải U có quan hệ với các công suất phản kháng cung cấp theo các công thức sau:

Hình 1.11 cho thấy biến thiên của công suất phản kháng tải tiêu thụ Q sẽ dẫn đến điện

áp U thay đổi Còn điều chỉnh công suất phản kháng từ nguồn cung cấp có thể giữ điện

áp U theo mong muốn Mặt khác, từ công thức tính công suất phản kháng các nguồn cung cấp ta thấy chúng phụ thuộc vào sđđ E, có thể điều chỉnh được bằng cách thay đổi dòng điện kích từ máy phát Thực chất đó cũng chính là biện pháp điều chỉnh, làm thay đổi CSPK của nguồn Sử dụng biện pháp này để điều chỉnh điện áp các nút trong lưới còn gọi là phương pháp điều chỉnh điện áp đầu nguồn Dễ thấy, biện pháp này hiệu quả không cao do nó tác động chủ yếu đến biểu thức chung về cân bằng CSPK toàn hệ thống, trong khi yêu cầu điều chỉnh điện áp phụ thuộc cân bằng CSPK riêng cho mỗi

Q

X

U E X

U Q

X

U E X

U Q

t t

t

t

=+

2 2

2 2

2 2

1 1

1 1

2 1

;cos

;cos

nút Cũng chính vì thể để để có hiệu quả, điều chỉnh CSPK nguồn cần được phối hợp với các biện pháp khác (điều chỉnh đầu phân áp)

b Điều chỉnh đầu phân áp các máy biến áp

Điều chỉnh đầu phân áp (ĐPA) các máy biến áp không làm thay đổi cân bằng CSPK chung (toàn hệ thống) nhưng lại thay đổi được tương quan cân bằng CSPK riêng cho các nút Thực chất, điều chỉnh ĐPA chỉ làm thay đổi phân bố CSPK trên các nhánh trong lưới, ngoài ra điều chỉnh ĐPA còn cho phép huy động được công suất phản kháng của nguồn

Xét sơ độ hệ thống như trên hình 1.12 Công suất thiết kế của các NMĐ có thể thừa đủ cân bằng có các phụ tải (cả CSTD và CSPK) Tuy nhiên vận hành thực tế, phụ thuộc thông số lưới (trong đó có đầu phân áp chọn), công suất phản kháng cân bằng cho từng nút có thể không đáp ứng điện áp yêu cầu

Hình 1.12

Trước hết các NMĐ đều có phụ tải địa phương cần được điều chỉnh điện áp thanh cái phù hợp với điện áp cung cấp Trị số CSPK của các máy phát có thể còn thấp hơn nhiều so với khả năng huy động (đến QFmax), trong khi điện áp phụ tải 3 vẫn thấp Về nguyên tắc phải huy động được CSPK nguồn và đưa đến được nút phụ tải 3 Nếu F1 còn khả năng huy động CSPK thì việc nâng ĐPA (phía cao) của B1 sẽ rất hiệu quả bởi

QF2 sẽ tăng trong khi vẫn giữ nguyên điện áp thanh cái máy phát Lúc đó điện áp đầu đường dây D2 nâng cao nên CSPK sẽ chạy theo đường dây cung cấp cho phụ tải 3, điện áp được điều chỉnh Trong trường hợp này nếu F1 đã hết giới hạn điều chỉnh thì việc đặt lại ĐPA như trên sẽ rất ít hiệu quả do không huy động được CSPK của F2 (ở xa) Để F2 phát thêm CSPK (vẫn giữ nguyên điện áp thanh cái) cần nâng ĐPA của B2 lên nấc cao Lẽ dĩ nhiên, khi đã huy động hết CSPK các nguồn mà vẫn không đủ cân bằng với tải thì điện áp các nút không thể đảm bảo

Tóm lại, điều chỉnh ĐPA cũng là biện pháp hiệu quả để điều chỉnh điện áp trong lưới nhưng cần có CSPK các nguồn Ngoài ra, phụ thuộc sơ đồ mà MBA có khả năng phân bố lại luồng CSPK hay không Ví dụ với sơ đồ mạch vòng, thì CSPK (và CSTD) được phân bố tuân theo thông số nhánh trong đó trị số điện kháng giữ vai trò chủ đạo Chính trong trường hợp này thiết bị FACTS mới có thể điều khiển phân bố lại công suất tác dụng và phản kháng (xem phần sau)

Ở đây Qk, QC - công suất 3 pha; U - điện áp dây

Đặc điểm này hạn chế hiệu quả duy trì điện áp: ví dụ khi điện áp thanh cái bị giảm (do đặc trưng chế độ lưới), cần tăng thêm CSPK để duy trì điện áp thì chính trong chế

độ này công suất thiết bị bù (tụ điện tĩnh) lại giảm xuống Ngược lại, CSPK phát lên của tụ bù lại tăng khi điện áp cao

Bù tĩnh bằng kháng cố định còn là biện pháp hữu hiệu để san bằng điện áp trên các ĐDSCA Các đường dây này có điện dung tự nhiên lớn (do dài) điện áp lại cao nên

CSPK cung cấp lên đường dây rất nhiều Ví dụ, với ĐDSCA 500 kV Bắc - Tung - Nam khi thiết kế, b0 = 4,24.10-6 1/Ω.km tương ứng với Q0 = 1,06 MVar/km khi điện áp 500kV Tương ứng với toàn đường dây cung cấp tới trên 1500 MVar (!) Chỉ có các thiết bị bù ngang bằng kháng mới có thể cân bằng được và giữ điện áp dọc đường dây

Hình 1.13 Sơ đồ ĐDSCA 500 kV Bắc - Trung - Nam giai đoạn thiết kế (1992)

Các kháng và tụ bù ngang cố định có nhược điểm cơ bản như đã nêu, do đó người ta tạo ra các thiết bị bù CSPK có diều chỉnh Máy bù đồng bộ có thể thỏa mãn phạm vi điều chỉnh và cho phép điều chỉnh trơn Tuy nhiên nhược điểm là tốc độ điều chỉnh chậm lại gây tổn hao CSTD (do máy điện quay), cần bảo quản sửa chưa nhiều Các thiết bị FACTS tương ứng chức năng của máy bù đồng bộ là SVC và STATCOM khắc phục được nhực điểm trên (xem chương III)

1.3 HỆ THỐNG ĐIỆN LIÊN KẾT KHU VỰC VÀ ĐẶC ĐIỂM TRUYỀN TẢI ĐIỆN TRÊN KHOẢNG CÁCH LỚN

1.3.1 Các yêu cầu kỹ thuật của HTĐ liên kết

1 Đảm bảo độc lập về tần số

- Mục đích: đảm bảo ổn định đồng bộ trong từng HTĐ

Như trên đã nói ngay trong một HTĐ có quản lí theo khu vực, việc thực hiện điều chỉnh, điều khiển đã khá phức tạp Vừa phải tác động nhanh để khôi phục cân bằng CSTD chung của toàn hệ thống (nhằm giữ tần số) vừa phải đảm bảo trao đổi công suất theo ràng buộc, trong khi mọi biến động ở bất kỳ vị trí nào về công suất đều diễn ra quá trình quá độ (QTQĐ) trong roàn hệ thống QTQĐ diễn ra tương ứng với tần số thay đổi, dao động góc lệch của các máy phát tiến triển theo các hướng khác nhau dẫn đến mất đồng bộ HTĐ có quy mô càng lớn, số lượng các tổ máy càng nhiều, công suất

tổ máy càng khác nhau thì QTQĐ diễn ra càng phức tạp và khó điều khiển Chính vì lí

do này, người ta có xu hướng kết nối nhưng đảm bảo độc lập về tần số giữa các HTĐ

- Thực hiện: kết nối thông qua dòng điện một chiều Có thể chỉ là trạm biến đổi, dạng back-to-back không có khoảng cách tải điện một chiều (hình 1.14) Cách này còn có thể áp dụng kết nối các HTĐ có tần số khác nhau (50hz - 60hz)

Hình 1.14

2 Ngăn ngừa dao động quá độ lan truyền giữa các hệ thống

- Mục đích: giảm các ảnh hưởng cuả các sự cố có tính chất hệ thống (QTQĐ điện cơ dẫn đến các dao động công suất làm mất ổn định động)

- Giải pháp: Các bộ biến đổi AC-DC chỉ cho phép truyền tải CSTD do đó mọi dao động liên quan đến CSPK không ảnh hưởng lan truyền sang HTĐ lân cận Tuy nhiên,

để giữ cân bằng CSPK cần có các trạm bù CSPK tại mỗi phía nút liên kết (thiết bị bù

HTĐ1

HTĐ2

cần có khả năng điều khiển nhanh như SVC, STATCOM) Ngoài ra, các bộ biến đổi cần được xác lập tác động điều khiển giữ không đổi luồng CSTD truyền tải

Khi có các thiết lập trên, các HTĐ trong hệ thống liên kết sẽ hoạt động gần như độc lập, cô lập sự cố và mọi biến động chỉ trong phạm vi mỗi HTĐ khu vực

Đôi khi giữa các quốc gia còn sử dụng hình liên kết xen kẽ để mua bán điện

1.3.2 Một số phương án giả liên kết giữa các hệ thống

Nhằm trao đổi công suất để mua bán điện (thường giữa các quốc gia) có thể áp dụng một số phương án liên kết giả, thực chất là các phương án phát triển xen kẽ lưới điện theo phạm vi lãnh thổ Có các phương án sau:

- Phương án nguồn xen kẽ (hình 1.15)

HTĐ 2 HTĐ 1

Hình 1.15

~

~

Một nhà máy hay một số tổ máy của một hệ thống được tách ra (bằng máy cắt) hoặc

sơ đồ độc lập nối liên kết sang hệ thống khác

- Phương án tải xen kẽ (hình 1.16)

Một phần sơ đồ phụ tải được tách ra từ một hệ thống, nối liên kết và nhận công suất

từ HTĐ lân cận

- Phương án hỗn hợp

Nguồn và lưới giao nhau qua lãnh thổ nhưng không nối điện giữa 2 hệ thống Trong

sơ đồ xen kẽ có thể có cả nguồn và và tải Khi đó các máy phát của khu vực này được tách ra và hòa đồng bộ với HTĐ lân cận

Chương II ĐẶC ĐIỂM VẬN HÀNH HTTTĐ CÓ CẤU TRÚC PHỨC TẠP

2.1 GIỚI HẠN ỔN ĐỊNH VÀ VẤN ĐỀ ĐẢM BẢO DỰ TRỮ ÔN ĐỊNH CHO HTĐ

CÓ CẤU TRÚC PHỨC TẠP

2.1.1 Trạng thái cân bằng ổn định, trạng thái giới hạn ổn định, dự trữ ổn định

2.1.1.1 Với sơ đồ đơn giản

a Sơ đồ có một bậc tự do

Hình 2.1

Đặc tính công suất: P(δ) = (EU/X) sin δ

Biến tự do duy nhất là δ (E,U,góc U đều là hằng số)

- Trạng thái cân bằng ổn định (điểm a): P0, δ0;

- Trạng thái cân bằng không ổn định: điểm b;

- Trạng thái cân bằng ổn định: là nghiệm phương trình CĐXL:

PD - P =0 ; EUb sin δ -P = 0; (1)

QD - Q = 0 ; EUb cos δ -bU2 - Q = 0

Trong đó b = 1/X ; có 2 bậc tự do, tương ứng với δ và U Nút hệ thống là nút cân bằng

- Trạng thái tới hạn: thỏa mãn đồng thời hệ phương trình CĐXL và điều kiện ở giới

Ub

2

)UbbQ2(U

2 H 2

2 H 2

2

bUQ2

2 2

HbU

P4

bU

Nghĩa là tùy theo mỗi giá trị QD ta có một công suất giới hạn PD truyền tải trên đường

dây Nói khác đi, có một miền giới hạn công suất truyền tải như trên hình 2.3

miền ổn định

- Trong trường hợp này không tồn tại một chế độ giới hạn mà là cả một đường cong giới hạn Vì thế khả năng xảy ra mất ổn định phụ thuộc vào kịch bản diễn ra quá trình biến thiên chế độ Hình 2.3 thể hiện một số kịch bản:

1) Kịch bản giữ nguyên CSPK, tăng CSTD;

2) Kịch bản điển hình (tăng công suất, giữ nguyên cosφ);

3) Kịch bản nguy hiểm nhất;

4) Kịch bản giữ nguyên CSTD

Trong khi, thực tế hệ thống có thể diễn biến đến mất ổn định theo đường cong (a) Kiểm tra độ dự trữ theo kịch bản nào ta cần tính độ dự trữ theo kịch bản đó sau đó xác định chỉ tiêu dự trữ Ví dụ theo kịch bản điển hình ta có:

%

100P

PPK

0

0 gh 2 dh dt

−

=Theo kịch bản giữ Q không đổi:

%

100P

PPK

0

0 gh 1 1 dt

−

=

Như vậy P1gh, P2gh, chỉ có được khi đã xác định rõ kịch bản Việc đánh giá theo kịch bản nào, phụ thuộc hệ thống và tình huống vận hành thực tế Thông thường kịch bản điển hình thường được lấy làm chuẩn, bởi nó đặc trưng cho khả năng diễn ra phổ biến nhất Kịch bản nguy hiểm nhất, về lí thuyết cần được kiểm tra để đảm bảo an toàn Tuy nhiên thực tế ít dùng vì khả năng xảy ra rất hiếm Hơn nữa rất khó khăn khi tính chế độ giới hạn

c Sơ đô có nhiều bậc tự do

Dễ suy ra, trong trượng hợp HTĐ phức tạp miền ổn định sẽ tồn tại trong không gian

n chiều (với n bậc tự do) tương ứng với n thông số biến thiên trong trạng thái xác lập

Về lí thuyết số thông số tự do trong HTĐ bằng: n = 2N-s ; với N là số nút (không kể nút đất là nút cân bằng), s là số nút có nguồn giữ điện áp không đổi Tuy nhiên, khi đã giả thiết xong kịch bản thì giá trị thông số ở chế độ giới hạn cũng hoàn toàn xác định (với n giá trị), đồng thời có thể tính được hệ số dự trữ Ví dụ với kịch bản điển hình có thể tính:

100P

PPK

0

0 gh dh dt

Σ

Σ

Σ −

=Với P∑gh và P∑0 là tổng công suất phụ tải ở chế độ giới hạn và ở chế độ ban đầu

Tuy nhiên, với HTĐ phức tạp số kịch bản phải tính toán có thể phải thực hiện thêm rất nhiều do có nhiều tình huống thực tế dễ xảy ra cần được xem xét về phương diện ổn định Người ta gọi chung là các kịch bản quan tâm Căn cứ vào điều kiện cụ thể của hệ thống, người nghiên cứu (phục vụ mục đích quy hoạch tổng thể, thiết kế đường dây, vận hành ) cần đưa ra các tình huống quan tâm và thực hiện tính toán Ví dụ, đang vận hành chế độ mùa khô người vận hành muốn kiểm tra điều kiện ổn định khi sắp tới thay đổi phương thức sang vận hành mùa mưa, phân bố công suất thay đổi nhiều Khi đó cần giả thiết kịch bản với thay đổi công suất các NMNĐ giảm dần, công suất các NMTĐ tăng dần (có thể cho vượt quá giới hạn kỹ thuật) cho đến khi mất ổn định Hệ

số dự trữ các kịch bản quan tâm có thể tính theo công thức:

%.

100 P

P P K

0 i

0 i gh i dt

−

=

Trong đó Pigh và Pi0 là thông số quan tâm trong quá trình vận hành, ví dụ công suất truyền tải trên mạch ĐDSCA 500 kV Khi quy hoạch thiết kế, số tình huống giả thiết tính toán cần rất nhiều để đảm bảo an toàn

2.2.2 Xác định trạng thái giới hạn và dự trữ ổn định của HTĐ phức tạp

Việc xác định chế độ giới hạn đối với HTĐ phức tạp rất khó khăn Đó là vì chế độ này đồng thời phải thỏa mãn hệ phương trình CĐXL, vừa phải thỏa mãn điều kiện ổn định giới hạn Phương pháp hiện nay được áp dụng phổ biến nhất là tiêu chuẩn mất ổn định phi chu kỳ Theo tiêu chuẩn này, khi đến giới hạn ổn định thì số hạng tự do cuả phương trình đặc trưng (của phương trình CĐQĐ) nhận giá trị 0 Điều kiện này (đã chứng minh) cũng tương ứng với định thức Jacobi của hệ phương trình CĐXL bằng 0 Theo tiêu chuẩn mất ổn định phi chu kỳ, để xác định chế độ giới hạn các chương trình tính toán CĐXL thường thực hiện theo các bước sau:

i) Giả thiết kịch bản biến thiên thông số

ii) Thiết lập bước biến thiên thông số theo kịch bản;

iii) Tính liên tiếp CĐXL theo các bước biên thiên thông số

iiii) Ở bước lặp cuối cùng (của mỗi bước biến thiên thông số) khi chương trình hội tụ cho kết quả CĐXL, tính định thức Jacobi Kiểm tra dấu của định thưc Jacobi Nếu dấu dương thì thực hiện bước tiếp theo cuả quá trình làm biến thiên thông số Nếu dấu âm thì dừng lại

iiiii) Lấy thông số ở bước trước (khi dấu định thức còn dương) làm thông số chế độ giới hạn

Chỉ một số chương trình tính CĐXL hiện nay có chức năng này Chương trình CONUS của bộ môn Hệ Thống Điện, ĐHBK Hà Nội xây dựng chức năng này từ năm

1990 để tính toán giới hạn tuyền tải ĐDSCA 500kV Bặc - Trung - Nam (gia đoạn thiết kế)

Dễ thấy, để phân tích ổn định và xác định giới hạn truyền tải trong HTĐ có sơ đồ phức tạp phụ thuộc rất nhiều vào am hiểu và kinh nghiệm chuyên gia của người thực hiện tính toán Các tính toán phải phù hợp với điều kiện cụ thể của HTĐ đang phân tích Không có một mẫu nào để áp dụng chung cho mọi trường hợp

2.2 NGHẼN MẠCH VÀ VẤN ĐỀ XỬ LÝ NGHẼN MẠCH TRONG LTTĐ

2.2.1 Nghẽn mạch trong hệ thống tải điện xoay chiều

Nghẽn mạch có thể được hiểu chung là trạng thái của LTTĐ có một điều kiện hạn chế công suất truyền tải, trong khi nhiều mạch vẫn còn non tải Yếu tố dẫn đến hạn chế công suất truyền tải trong khái niệm nghẽn mạch thường mang ý nghĩa quan hệ: vì điều kiện giới hạn ở một nơi nào đó (chỗ nghẽn mạch) làm ảnh hưởng đến khả năng tải ở nơi khác hoặc đến giới hạn truyền tải chung Trường hợp đường dây đơn trong sơ đồ hình tia, cung cấp cho phụ tải đã đến giới hạn phát nóng không được hiểu là nghẽn mạch (mà là mạch hẹp)

Yếu tố làm nghẽn mạch thường là những giới hạn kỹ thuật phải đảm bảo khi vận hành như giới hạn phát nóng đường dây (trong lưới kín), giới hạn ổn định (điện áp hay góc lệch, giới hạn quá áp thấp áp

Một ví dụ, 2 HTĐ khu vực nối liên kết với nhau qua 2 mạch đường dây (hình 2.4,a) Do địa hình hoặc do phát triển kế tiếp qua các giai đoạn, các tuyến dây có chiều

dài khác nhau, tiết diện dây cũng có thể khác nhau Điện kháng các tuyến dây phụ thuộc chủ yếu vào kích thước hình học và độ dài của tuyến dây (rất ít phụ thuộc tiết diện) trong khi khả năng tải (theo điều kiện phát nóng) lại phụ thuộc tiết diện dây dẫn Như vậy nếu tiết diện dây dẫn bằng nhau thì khi tải từ hệ thống thừa công suất sang hệ thống thiếu công suất (qua 2 mạch đường dây) sẽ làm quá tải trước tiên ở đường dây có chiều dài ngắn hơn Đó là vì đường dây ngắn được phân bố công suất lớn nhất Khi công suất tải qua nó đến giới hạn, đường dây còn lại vẫn non tải Kể cả khi đường dây ngắn có tiết diện nhỏ hơn nó vẫn bị tải công suất lớn bởi tổng trở phụ thuộc chủ yếu vào điện kháng

Hình 2.4

Trong ví dụ trên, giả thiết tiết diện dây 2 mạch như nhau, nhưng do chiều dài nên điện kháng D2 có thể gấp 2 lần của D1 Khi đó công suất phân bố trên D1 bằng 2/3 công suất truyền tải tổng, trong khi D2 chỉ truyền tải 1/3

Phụ tải Phụ tải

Tổng trở = X ; Công suất = 2/3 Tổng trở = 2X;Công suất = 1/3 HT1 HT2

Trong trường hợp này được hiểu là nghẽn mạch bởi giới hạn chủ D1 làm hạn chế công suất truyền tải trên D2 (luôn non tải)

Một ví dụ khác, lưới điện kín 2 NMĐ cung cấp cho phụ tải tập trung công suất

3000 MW (hình 2.5) Khả năng tải theo điều kiện phát nóng của các mạch đường dây

AB, BC, AC tương ứng là 1000, 1250 và 1600 MW Tải cưỡng bức trong điều kiện sự

cố ngắn hạn 1 mạch đường dây đủ để cung cấp cho phụ tải 3000 MW Điện kháng các đường dây tương ứng là 10Ω, 5Ω và 10Ω Với các trị số này của điện kháng, phân bố

tự nhiên công suất trên các nhánh (lúc NMĐ A phát 2000 MW và NMĐ B phát 1000 MW) như trên hình vẽ ( AB - 600MW, BC - 1600MW còn AC - 1400MW) Nhánh BC quá tải, trong khi AB và AC còn non tải

bù dọc hoặc máy biến áp điều chỉnh pha vào đường dây D2 (hình 2,4,b,c) Với lưới hình 2.5, có thể điều chỉnh bằng bù dọc hoặc MBA điều chỉnh pha đặt nối tiếp vào mạch AC (hình 2.5,b,d) Cũng có thể đặt kháng điện dọc vào mạch BC (hình 2.5,c) Trường hợp đường dây dài (thường là các ĐDSCA) giới hạn truyền tải bị giới hạn bởi điều kiện ổn định hệ thống, không tải đến được giới hạn phát nóng, cũng được hiểu