Nghiên cứu chế độ vận hành kháng bù ngang trên đường dây 500kv việt nam

Lý do chọn đề tài Năm 1994, đường dây 500kV mạch 1 được xây dựng và đưa vào vận hành nhằm đảm bảo cung cấp điện cho miền Nam đã tạo ra bước ngoặt về công nghệ truyền tải điện tại Việt N

LÊ THÀNH CHUNG

NGHIÊN CỨU CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH KHÁNG BÙ NGANG

TRÊN ĐƯỜNG DÂY 500KV VIỆT NAM

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN

Người hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN ĐỨC CƯỜNG

Hà Nội, 03-2014

LỜI CẢM ƠN

Sau một thời gian học tập, nghiên cứu tại Khoa Điện - Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, dưới sự chỉ dẫn của các thầy cô và sự giúp đỡ các đồng nghiệp bản luận văn cao học của tôi đến nay đã được hoàn thành Với tất cả sự kính trọng và lòng biết ơn sâu sắc, cho phép tôi được gửi lời cảm ơn chân thành tới:

- TS Nguyễn Đức Cường - Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia đã tận tình hướng dẫn, chỉ bảo cho tôi trong quá trình thực hiện và hoàn thành luận văn;

- Các thầy, cô viện Điện, cán bộ Trung tâm đào tạo và bồi dưỡng sau đại học của Trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã tạo điều kiện cho tôi hoàn thành bản luận văn này;

- Lãnh đạo và các đồng nghiệp trong Ban Kỹ thuật cũng như các Ban khác của Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia đã luôn quan tâm, động viên và tạo điều kiện cho tôi trong quá trình thực hiện và hoàn thành luận văn

Xin trân trọng cảm ơn!

Hà Nội, tháng 3 năm 2014

Tác giả luận văn

Lê Thành Chung

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan toàn bộ luận văn này do chính bản thân tôi nghiên cứu, tính toán và phân tích

Số liệu đưa ra trong luận văn dựa trên kết quả tính toán trung thực của tôi, không sao chép của ai hay số liệu đã được công bố

Nếu sai với lời cam kết trên, tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm

Tác giả luận văn

Lê Thành Chung

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN 1

LỜI CAM ĐOAN 2

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT 5

DANH MỤC CÁC BẢNG 6

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ 8

MỞ ĐẦU 9

1 Lý do chọn đề tài 9

2 Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu 10

3 Tóm tắt cô đọng các luận điểm cơ bản và đóng góp mới của tác giả 10

4 Phương pháp nghiên cứu 11

CHƯƠNG I: VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ GIẢI PHÁP BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN 500KV VIỆT NAM 12

1.1 Phương pháp luận 12

1.1.1 Đặt vấn đề 12

1.1.2 Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu 12

Các giả thiết tính toán: 15

Tiêu chuẩn tính toán: 16

1.2 Quy định hiện hành về chất lượng điện áp (Thông tư 12/2010/TT-BCT) 17

1.3 Giải pháp bù công suất phản kháng trên lưới điện 500kV 18

CHƯƠNG II: HIỆN TRẠNG VÀ KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN GIAI ĐOẠN 2013-2015 19

2.1Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam 19

2.1.1 Hiện trạng nguồn điện và lưới điện truyền tải 500/220kV 19

2.1.2 Hiện trạng thiết bị bù (tụ bù dọc, kháng bù ngang, tụ bù ngang, SVC) trên lưới điện 500/220kV 22

2.1.3 Đánh giá vận hành lưới điện 500kV 24

2.2 Dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện đến năm 2015 25

2.3 Kế hoạch phát triển hệ thống điện Việt Nam giai đoạn 2013-2015 27

2.3.1 Kế hoạch phát triển nguồn điện giai đoạn 2013-2015 28

2.3.2 Kế hoạch phát triển lưới điện giai đoạn 2013-2015 29

CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH KHÁNG BÙ NGANG TRÊN LƯỚI ĐIỆN 500KV VIỆT NAM 33

3.1 Giới thiệu công cụ tính toán 33

3.1.1 Công cụ tính toán 33

3.1.2 Phương pháp mô phỏng các phần tử trong Hệ thống điện 35

3.2 Giả thiết tính toán, kiểm tra nhu cầu bù công suất phản kháng lưới điện 500kV đến năm 2015 41

3.3 Cân bằng công suất phản kháng lưới điện 500kV đến năm 2015 42

3.4 Tính toán kiểm tra chế độ vận hành lưới điện 500kV 47

3.4.1 Đường cong PV, QV trong phân tích ổn định điện áp 47

3.4.2 Tính toán chế độ vận hành lưới điện 500kV hiện tại 50

3.4.3 Tính toán lưới điện 500kV năm 2013-2015 trong các chế độ vận hành bình thường: phụ tải cực đại, cực tiểu, vào mùa khô, mùa mưa 53

3.4.4 Tính toán lưới điện 500kV năm 2013-2015 trong các chế độ vận hành đặc biệt: phụ tải cực tiểu vào dịp lễ tết (như tết nguyên đán), sự cố đường dây hoặc máy biến áp 55

3.5 Tính toán xác định giới hạn công suất truyền tải trên lưới điện 500kV 56

3.5.1 Tính toán giới hạn truyền tải đường dây 500kV Bắc - Trung 56

3.5.2 Tính toán giới hạn truyền tải đường dây 500kV Trung - Nam 61

3.6 Đánh giá và đề xuất giải pháp 67

CHƯƠNG IV: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 69

4.1 Kết luận 69

4.2 Kiến nghị 70

TÀI LIỆU THAM KHẢO 71

PHỤ LỤC 72

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

1 CSPK: Công suất phản kháng

2 HTĐ: Hệ thống điện

3 NMĐ: Nhà máy điện

4 TBA: Trạm biến áp

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng II.1 Tổng dung lượng TBA 500kV trên toàn quốc 20

Bảng II.2 Tổng quy mô đường dây 500kV 21

Bảng II.3 Tổng dung lượng TBA 220kV 21

Bảng II.4 Tổng khối lượng đường dây 220kV 22

Bảng II.5 Lưới điện 500kV Việt Nam và các thiết bị bù lắp đặt 23

Bảng II.6 Tốc độ tăng trưởng giai đoạn 2011 - 2030 26

Bảng II.7 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc theo QHĐ 7 27

Bảng II.8 Công suất nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2013-2015 28

Bảng II.9 Công suất nguồn điện HTĐ miền Bắc giai đoạn 2013-2015 28

Bảng II.10 Công suất nguồn điện HTĐ miền Trung giai đoạn 2013-2015 29

Bảng II.11 Công suất nguồn điện HTĐ miền Nam giai đoạn 2013-2015 29

Bảng II.12 Quy mô xây dựng các công trình TBA 500kV toàn quốc và các miền 30 Bảng II.13 Tổng quy mô xây dựng các công trình ĐD 500kV toàn quốc 30

Bảng II.14 Số lượng và quy mô XD các công trình TBA 220kV (MVA) 31

Bảng II.15 Tổng quy mô xây dựng các công trình ĐD 220kV toàn quốc 32

Bảng III.1 Lưới điện 500kV và các thiết bị bù ngang lắp đặt đến năm 2015 44

Bảng III.2 Cân bằng CSPK trên lưới điện 500kV năm 2015 (phụ tải cực đại) 45

Bảng III.3 Cân bằng CSPK trên lưới điện 500kV năm 2015 (phụ tải cực tiểu) 45

Bảng III.4 Công suất phản kháng của các NMĐ đấu nối trên lưới 500kV 46

Bảng III.5 Bảng thống kê máy cắt kháng bù ngang năm 2013 51

Bảng III.6 Kiểm tra điện áp trước khi hòa đồng bộ ĐZ Hà Tĩnh – Đà Nẵng mạch 1 56

Bảng III.7 Giới hạn công suất truyền tải đường dây 500kV Bắ – Trung năm 2013

2014 63 Bảng III.12 Giới hạn công suất truyền tải đường dây 500kV Trung – Nam năm

2015 65

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình I.1 Phân bố điện áp dọc đường dây siêu cao áp khi cắt tải một đầu 14

Hình III.1 Sơ đồ HTĐ đơn giản có 1 nguồn cấp 48

Hình III.2 Dạng đường cong P-V 49

Hình III.3 Dạng đường cong Q-V cơ bản 50

Hình III.4 Điện áp tại các nút 500kV năm 2013 52

Hình III.5 Điện áp tại các nút 500kV khi đóng, cắt kháng bù ngang năm 2013 52

Hình III.6 Điện áp tại các nút 500kV năm 2014 53

Hình III.7 Điện áp tại các nút 500kV năm 2015 53

Hình III.8 Điện áp tại các nút 500kV khi đóng,cắt kháng bù ngang năm 2014 54

Hình III.9 Điện áp tại các nút 500kV khi đóng,cắt kháng bù ngang năm 2015 55

Hình III.10 Đường cong PV nút Hà Tĩnh năm 2013 57

Hình III.11 Đường cong PV nút Hà Tĩnh năm 2014 59

Hình III.12 Đường cong PV nút Hà Tĩnh năm 2015 60

Hình III.13 Đường cong PV nút Vũng Áng năm 2015 60

Hình III.14 Đường cong PV nút Đăk Nông năm 2013 62

Hình III.15 Đường cong PV nút Di Linh năm 2013 62

Hình III.16 Đường cong PV nút Đăk Nông năm 2014 64

Hình III.17 Đường cong PV nút Di Linh năm 2014 64

Hình III.18 Đường cong PV nút Đăk Nông năm 2015 66

Hình III.19 Đường cong PV nút Di Linh năm 2015 66

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Năm 1994, đường dây 500kV mạch 1 được xây dựng và đưa vào vận hành nhằm đảm bảo cung cấp điện cho miền Nam đã tạo ra bước ngoặt về công nghệ truyền tải điện tại Việt Nam, cùng với đường dây siêu cao áp, các thiết bị như tụ bù dọc, kháng bù ngang 500kV đã được sử dụng tại Việt Nam Đến năm 2004, đường dây 500kV mạch 2 tiếp tục được xây dựng và đưa vào vận hành nhằm đảm bảo cung cấp điện cho miền Bắc Đến nay, tổng cộng kháng bù ngang 500kV gồm 27 bộ với tổng công suất 2688MVar trên tổng chiều dài đường dây 500kV khoảng 4243km

Kháng bù ngang 500kV đóng vai trò hút CSPK do đường dây siêu cao áp sinh ra nhằm duy trì điện áp trong giới hạn cho phép, đặc biệt là trong trường hợp phóng điện đường dây hay trong trường hợp hòa đồng bộ Trên thực tế, vào các thời điểm đường dây 500kV truyền tải cao (như đường dây 500kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh), điện áp tại một số TBA 500kV giảm thấp Ngược lại, vào các thời điểm phụ tải thấp (như vào thấp điểm đêm, các dịp lễ tết ), điện áp tại một số TBA 500kV lại tăng cao (như TBA 500kV Pleiku) Tuy nhiên, theo thiết kế ban đầu hầu hết các kháng

bù ngang 500kV được nối cố định vào đường dây (muốn tách kháng ra khỏi vận hành phải cắt điện đường dây), chỉ có 03 bộ kháng bù ngang tại các TBA 500kV Thường Tín, Quảng Ninh và Đăk Nông được trang bị máy cắt kháng

Vì vậy, để tạo điều kiện vận hành linh hoạt lưới điện 500kV, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) đang thực hiện dự án trang bị 05 máy cắt cho các kháng bù ngang 500kV tại TBA Pleiku, Đà Nẵng, Hà Tĩnh Tuy nhiên, chế độ vận hành kháng bù ngang trên đường dây 500kVnhư thế nào? Thời điểm nào cho phép cắt kháng ra khỏi vận hành nhằm tăng điện áp trên lưới điện 500kV, tăng độ ổn định

và giảm tổn thất điện năng? Thời điểm nào cần đóng kháng trở lại nhằm duy trì điện

áp trong giới hạn cho phép? Các giải pháp đảm bảo vận hành an toàn trong trường

hợp đang cắt kháng đồng thời xảy ra sự cố dẫn đến hở mạch một đầu đường dây như thế nào?

Để giải quyết các câu hỏi thực tế nêu trên, luận văn tiến hành nghiên cứu, tính toán và đề xuất giải pháp trong khung thời gian từ 2013 đến 2015

2 Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu

Tính toán chế độ vận hành kháng bù ngang trên lưới điện 500kV Việt Nam đảm bảo vận hành an toàn, ổn định lưới điện 500kV, đáp ứng nhu cầu trao đổi công suất giữa các HTĐ miền qua lưới điện 500kV nhằm vận hành kinh tế các nguồn điện, góp phần nâng cao chất lượng điện áp, giảm tổn thất chung toàn hệ thống

3 Tóm tắt cô đọng các luận điểm cơ bản và đóng góp mới của tác giả

- Luận văn đã tính toán chế độ vận hành trong trường hợp có máy cắt kháng

bù ngang 500kV, cho phép vận hành linh hoạt, tách kháng bù ngang khi cần tăng điện áp trên đường dây 500kV, đóng kháng bù ngang trong trường hợp cần đảm bảo điện áp trong giới hạn cho phép

- Luận văn đã sử dụng chức năng khảo sát đường cong PV của chương trình PSS/E tính toán chế độ vận hành đường dây 500kV trong trường hợp đóng và cắt máy cắt kháng bù ngang 500kV, xác định và so sánh giới hạn truyền tải công suất trên các đường dây liên kết 500kV giữa các hệ thống điện Bắc - Trung và Trung - Nam Kết quả tính toán so sánh cho thấy máy cắt kháng không chỉ cho phép điều chỉnh linh hoạt điện áp mà còn tăng giới hạn truyền tải công suất, đáp ứng nhu cầu trao đổi công suất giữa các hệ thống điện miền qua lưới điện 500kV, nhằm vận hành kinh tế các nguồn điện

Nội dung chính của luận văn bao gồm các phần sau sau:

Chương I Vấn đề bù công suất phản kháng và giải pháp bù công suất phản

kháng trên lưới điện 500kV Việt Nam

Chương II Hiện trạng và kế hoạch phát triển hệ thống điện giai đoạn

2013-2015

Chương III Tính toán chế độ vận hành kháng bù ngang trên lưới điện

500kV Việt Nam

Chương IV Kết luận và kiến nghị

4 Phương pháp nghiên cứu

Sử dụng công cụ là phần mềm PSS/E, luận văn đã tính toán các chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu HTĐ Việt Nam năm 2013, 2014 và 2015 để nghiên cứu chế

độ vận hành của kháng bù ngang trên đường dây 500kV Qua đó xác định vai trò của kháng bù ngang trong các chế độ vận hành của HTĐ

Sử dụng chức năng khảo sát đường cong PV của chương trình PSS/E để xác định điểm sụp đổ điện áp của các nút trong hệ thống điện, phân tích giới hạn truyền tải giữa các nút trong Hệ thống điện, nhằm xác định khả năng của Hệ thống điện trong các chế độ vận hành

CHƯƠNG I:

VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ GIẢI PHÁP BÙ CÔNG SUẤT

PHẢN KHÁNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN 500KV VIỆT NAM

1.1 Phương pháp luận

1.1.1 Đặt vấn đề

Hiện tại các kháng bù ngang trên hệ thống điện 500kV Việt Nam được nối cứng trên lưới thông qua các dao cách ly, điều này gây khó khăn trong công tác vận hành trong các chế độ truyền tải công suất cao Thực tế vận hành khi truyền tải cao trên cung đoạn đường dây 500kV Đà Nẵng-Hà Tĩnh, có thời điểm điện áp giảm thấp đến 460 kV Do vậy cần thiết xem xét trang bị các máy cắt cho các cuộn kháng

ở một số vị trí nhằm nâng cao chất lượng điện áp và linh hoạt trong vận hành

Một số công trình đang trong giai đoạn thi công chuẩn bị đóng điện cũng đã xem xét vấn đề này Trước mắt sẽ có những cuộn kháng được trang bị máy cắt như sau: 05 kháng bù ngang 500kV tại TBA Pleiku, Đà Nẵng, Hà Tĩn Tuy nhiên các dự

án này chỉ tập trung giải quyết sự cần thiết đầu tư và hiệu quả kinh tế như giảm tổn thất điện năng, nâng cao chất lượng điện áp, còn các vấn đề khác như: i) Chế độ vận hành trong các trường hợp đóng, cắt kháng bù ngang 500kV; ii) Tính toán xác định điểm sụp đổ điện áp của các nút trong HTĐ, giới hạn truyền tải công suất giữa các nút trong HTĐ, nhằm xác định khả năng của HTĐ trong các chế độ vận hành

Để giải quyết các vấn đề nêu trên, luận văn tiến hành nghiên cứu, tính toán

và đề xuất giải pháp vận hành kháng bù ngang trên đường dây 500 kV trong khung thời gian từ 2013 đến 2015

1.1.2 Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Các hệ thống đường dây cao áp, nhất là hệ thống siêu cao áp thường sản sinh

ra một lượng CSPK rất lớn Thông thường, ở chế độ vận hành vừa và nặng tải,

lượng vô công sinh ra từ đường dây có thể so sánh (và triệt tiêu) với tổn thất vô công khi truyền tải Vấn đề cần lưu ý ở đây là khi đường dây nhẹ tải, đặc biệt là khi cắt tải đột ngột ở một phía đường dây sẽ xuất hiện hiệu ứng Ferranti - hiện tượng tăng đột ngột điện áp trên dọc tuyến đường dây, làm đánh hỏng cách điện, gây trở ngại cho việc đóng lặp lại và trong một số trường hợp làm quá tải các máy phát do phải chịu dòng điện dung khá cao Nguyên nhân chính của hiện tượng trên là do dung dẫn của đường dây sinh ra CSPK rất lớn Để khắc phục tình trạng này người ta thường sử dụng phương pháp đặt các kháng bù ngang ở hai đầu hoặc trên giữa đường dây (xem Hình I.1) Khi đó điện áp cao nhất trên đường dây bị hở mạch một đầu được xác định theo công thức:

Z

X l l

E U

Z - điện kháng sóng của đường dây;

XR - điện kháng của cuộn kháng bù vào cuối đường dây;

XS - điện trở tương đương của hệ thống;

l - chiều dài đường dây;

lR - chiều dài đoạn đường dây chịu ảnh hưởng của cuộn kháng bù;

R R

X

Z arctg L



1



Hình I.1 Phân bố điện áp dọc đường dây siêu cao áp khi cắt tải một đầu

Bù CSPK trên HTĐ 500kV được tính toán trong các chế độ vận hành khác nhau:

- Chế độ vận hành bình thường

- Chế độ phóng điện đường dây

Và xét theo điều kiện phụ tải:

- Chế độ phụ tải cực đại

- Chế độ phụ tải cực tiểu

Việc bù CSPK nhằm đảm bảo an toàn cho thiết bị trong chế độ nguy hiểm nhất Để tính toán mức độ nguy hiểm do điện áp cao đồng thời kiểm tra thông số của các thiết bị kháng bù ngang, cần phải kiểm tra tình trạng phóng điện đối với chế

độ phụ tải cực tiểu, truyền tải thấp trên đường dây Việc tính toán ở chế độ phụ tải cực đại và trong điều kiện vận hành bình thường có ý nghĩa kiểm tra

Phóng điện đường dây là một chế độ thường thấy trong vận hành HTĐ khi cần hòa đồng bộ hai hệ thống, khi đóng khép mạch vòng hoặc nhảy máy cắt một đầu đường dây Thao tác này đặc biệt có ý nghĩa đối với cấp điện áp siêu cao áp, do điện áp khi thao tác thường tăng cao trong khi độ dự trữ cách điện không lớn

Các giả thiết tính toán:

(1) Đối với việc tính toán kiểm tra các giá trị bù ngang hiện hữu:

- Cơ sở dữ liệu hệ thống (nhà máy, đường dây, trạm) sẽ được cập nhật cho đến tháng 12/2013

- Các thiết bị bù dọc sẽ theo lưới điện hiện trạng

- Thông số phụ tải được cho ở chương 2

(2) Đối với việc tính toán lựa chọn các giá trị bù ngang tương lai:

- Cơ sở dữ liệu hệ thống (nhà máy, đường dây, phụ tải) sẽ được cập nhật theo tổng sơ đồ VII và đề án “Quy hoạch đấu nối các trung tâm nhiệt điện trên toàn quốc vào HTĐ Quốc gia”

- Các thiết bị bù dọc trên đường dây sẽ căn cứ theo hiện trạng cũng như theo các dự án TBA 500kV, đường dây 500kV,NMĐ đã được phê duyệt tổng sơ đồ VII

(3) Đối với các đường dây 500kV chưa thiết kế sẽ lấy với giả thiết như sau:

- Thông số dây dẫn: Đối với các tính toán trào lưu công suất, thông số dây dẫn của các đường dây 500kV có thể lấy tạm như thông số một số đường dây 500kV đã thiết kế, số liệu này thực tế không ảnh hưởng nhiều đến kết quả tính toán:

R = 0,0269Ω/km, X = 0,2657Ω/km, B = 4,3588.10-6 S/km

R0 = 0,33788 Ω/km, X0 = 0,9243 Ω/km, B = 2,515.10-6 S/km

Các thông số dây dẫn sẽ được tính toán lại theo cấu hình cột và dây dẫn thực

tế trong quá trình thiết kế kỹ thuật đường dây

- Mức bù dọc: Các đường dây 500kV có chiều dài lớn hơn 200km mới xem xét bù dọc với tỷ lệ bù tạm lấy là 70%

- Khả năng phát/hút vô công của NMĐ: Sử dụng thông số thực của các tổ máy phát điện đang vận hành Các tổ máy phát điện dự kiến được xem xét ở khả năng phát vô công với cos  = 0,9 và cos  khi hút vô công là 0,95

- Thông số phụ tải toàn quốc được cho ở chương 2

Tiêu chuẩn tính toán:

Đối với đường dây truyền tải siêu cao áp (từ 330 kV trở lên), việc vận hành điện áp cao quá 105% điện áp định mức thường không được khuyến cáo Chính vì vậy, theo thực tế áp dụng việc lựa chọn kháng bù ngang dựa trên các tiêu chuẩn sau đây:

- Trong chế độ vận hành bình thường (đối với các chế độ phụ tải): cố gắng giữ điện áp tại các thanh cái xung quanh giá trị định mức

- Trong các chế độ khác như: phóng điện đường dây, hoà điện, chế độ vận hành thiếu phần tử cho phép điện áp đạt giá trị cực đại là 105% điện áp định mức (mặc dù điện áp vận hành lâu dài cực đại của thiết bị thường là 110% điện áp định mức)

- Giữ điện áp cao để tăng giới hạn truyền tải và giảm tổn thất trong các chế độ truyền tải công suất cao

- Mức bù ngang phải thích hợp để không gây ra các hiệu ứng phụ khác, cụ thể là không gây ra cộng hưởng điện áp song song do mức độ bù quá cao hoặc do một số chế độ vận hành không toàn pha

- Sử dụng kháng trung tính, điện trở trung tính để giảm điện áp cộng hưởng song song trong các chế độ vận hành song song hai mạch đường dây hoặc các chế độ không cân bằng (mở một hoặc hai pha đường dây)

- Không khảo sát, nghiên cứu tác dụng hạn chế quá điện áp thao tác bằng kháng bù ngang Đặc biệt là các trường hợp quá điện áp một đầu đường

dây do thực hiện đóng lặp lại đường dây sau sự cố thoáng qua hoặc tự đóng lặp lại nhanh Do hiện tượng quá điện áp này (điện áp xung) với biên độ rất lớn duy trì trong khoảng vài ms và giảm nhanh về giá trị xung quanh điện áp định mức trong thời gian vài chục ms Để giảm mức quá điện áp xung này đến giá trị cho phép người ta sử dụng máy cắt có điện trở đóng, lắp chống sét van có trị số thích hợp Đối với kháng bù ngang

sẽ chỉ khảo sát hạn chế quá áp cho đường dây trong thời gian xác lập của

hệ thống

1.2 Quy định hiện hành về chất lượng điện áp (Thông tư 12/2010/TT-BCT)

Theo Điều 5 Thông tư 12/2010/TT-BCT ngày 15/04/2010 "Quy định hệ thống điện truyền tải", quy định tiêu chuẩn vận hành điện áp như sau:

- Các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải bao gồm 500kV, 220kV và 110kV

- Trong điều kiện làm việc bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới được quy định như sau:

Cấp điện áp

Chế độ vận hành của hệ thống điện Vận hành bình thường Sự cố một phần tử

- Trong thời gian sự cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm qúa độ đến giá trị bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng qúa 110% điện áp danh định ở các pha không bị sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ

1.3 Giải pháp bù công suất phản kháng trên lưới điện 500kV

Trong HTĐ phải bù một lượng CSPK nhất định để đảm bảo cân bằng CSPK trong hệ thống Lượng công suất này phải điều chỉnh được để có thể thích ứng với các chế độ vận hành khác nhau của HTĐ Lượng công suất bù trên lưới điện truyền tải khá lớn và được đặt tập trung ở các nút hệ thống mà ở đó thiếu CSPK (biểu hiện

ở điện áp vận hành thấp) hoặc ở các vị trí thuận lợi cho điều chỉnh điện áp thuộc lưới điện

Bù CSPK bằng hình thức bù ngang, có thể thực hiện ở cả trên lưới điện truyền tải lẫn lưới điện phân phối Bù CSPK trên lưới điện thường gắn liền với điều chỉnh điện áp để đảm bảo điện áp các nút nằm trong phạm vi cho phép Phụ tải thay đổi liên tục trong mỗi ngày đêm với phụ tải thấp thường rơi vào thời gian nửa đêm đến sáng và phụ tải đỉnh thường rơi vào buổi tối hoặc ban ngày Khi phụ tải thay đổi, điện áp ở các TBA và các nút tải sẽ biến thiên Thông thường khi phụ tải càng lớn thì điện áp sẽ sụt giảm càng mạnh và ngược lại Do đó số lượng, công suất, đặc tính và vị trí đặt của các thiết bị bù CSPK do chế độ điện áp trên lưới điện trong các tình huống vận hành bình thường và sự cố quyết định

Công suất bù thường được điều chỉnh theo bậc một các tự động hoặc do nhân viên vận hành thực hiện Trong trường hợp cần thiết để điều chỉnh điện áp có thể sử dụng thiết bị bù được điều chỉnh trơn, tức thời theo điện áp vận hành Bù CSPK góp phần làm giảm dòng điện chạy qua các đường dây truyền tải, các máy biến áp, máy phát, và tương ứng giảm tổn thất công suất tác dụng và tổn thất điện năng trong các thiết bị này Bù ngang có thể đặt ở gần phụ tải, trong TBA phân phối, dọc theo xuất tuyến hoặc trong TBA truyền tải

CHƯƠNG II:

HIỆN TRẠNG VÀ KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN GIAI

ĐOẠN 2013-2015

2.1Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam

2.1.1 Hiện trạng nguồn điện và lưới điện truyền tải 500/220kV

2.2.1.1 Cơ cấu nguồn điện

Tính đến đầu năm 2013, tổng công suất

lắp đặt của các NMĐ nước ta vào khoảng

26,562MW, trong đó thủy điện chiếm tỷ

trọng khoảng 48.6%, nhiệt điện khoảng

51.4% Tỷ trong nguồn điện theo Miền

như sau:

Miền Bắc: Tổng công suất lắp đặt của các

NMĐ khu vực Miền Bắc vào khoảng

10,969MW Trong đó thủy điện chiếm tỷ

trọng khoảng 55%, nhiệt điện khoảng

45%;

Miền Trung: Tổng công suất lắp đặt của

các NMĐ khu vực Miền Trung vào

khoảng 5,099MW Trong đó toàn bộ là

thủy, khu vực không có nguồn Nhiệt

Điện;

Miền Nam: Tổng công suất lắp đặt của

Cơ cấu nguồn điện toàn quốc

Cơ cấu nguồn điện khu vực Miền Bắc

các NMĐ khu vực Miền Bắc vào khoảng

10,493MW Trong đó thủy điện chiếm tỷ

trọng rất thấp chỉ khoảng 16.7%, nhiệt

điện 83%;

Cơ cấu nguồn điện khu vực Miền Nam

Thống kê các nguồn điện toàn quốc và công suất đặt tính đến năm 2013 như Phụ lục 1 đính kèm

2.2.1.2 Lưới điện 500kV

Tính đến đầu năm 2013 tổng dung lượng đặt của các TBA 500kV trên toàn quốc vào khoảng 20,460MVA, trong đó khu vực Miền Bắc khoảng 7,701 MVA (chiếm 38%), khu vực Miền Trung khoảng 3,750MVA (chiếm 19%) và khu vực Miền Nam khoảng 8,595MVA chiếm 43% Thống kê tổng dung lượng đặt như Bảng II.1 và danh mục các TBA 500kV trên toàn Quốc và từng Miền như Phụ lục 2 đính kèm

Bảng II.1 Tổng dung lượng TBA 500kV trên toàn quốc

Tổng quy mô ĐD 500kV trên toàn quốc tính đến đầu năm 2013 vào khoảng 4,737km, trong đó Miền Bắc khoảng 1,907km chiếm 40.3%, Miền Trung khoảng 2,051.3km chiếm 43.4% và Miền Nam khoảng 771km chiếm 16.3% Thống kê quy

mô đường dây 500kV như Bảng II.5 và danh mục các ĐD 500kV trên toàn quốc và từng Miền như Phụ lục 3 đính kèm

Bảng II.2 Tổng quy mô đường dây 500kV

(số mạch * chiều dài tuyến - km) Ghi chú

2.2.1.3 Lưới điện 220kV, 110kV

Tính đến đầu năm 2013, tổng dung lượng đặt các TBA 220kV trên toàn quốc vào khoảng 29,782MVA, trong đó tổng dung lượng đặt các TBA 220kV khu vực Miền Bắc khoảng 10,814MVA chiếm 36%, khu vực Miền Trung khoảng 3,378MVA chiếm 12% và khu vực Miền Nam khoảng 15,590MVA chiếm 52%

Thống kê tổng dung lượng đặt như Bảng II.3 và danh mục các TBA 220kV trên toàn quốc và từng Miền như Phụ lục 4 đính kèm

Bảng II.3 Tổng dung lượng TBA 220kV

Miền/ vùng Tổng công suất MBA 220kV

Miền/ vùng Tổng công suất MBA 220kV

và từng Miền như phụ lục 5 đính kèm

Bảng II.4 Tổng khối lượng đường dây 220kV

Miền Tổng chiều dài đường dây 220kV (số mạch *

chiều dài tuyến - km) Ghi chú

là trục đường dây dài nhất Các đường dây 500kV với tỷ lệ bù ngang theo thiết kế đường dây 500kV mạch 1 dao động trong khoảng từ 60 đến 70%

Thống kê số lượng kháng bù ngang trên hệ thống lưới điện 500kV được cho

ở bảng sau:

Bảng II.5 Lưới điện 500kV Việt Nam và các thiết bị bù lắp đặt

6 Quảng Ninh - Thường Tín (# 1) 1 x 148,9 148,9 65+65 0+0

7 Quảng Ninh - Thường Tín (# 2) 1 x 148,9 148,9 65+65 0+0

8 Hiệp Hòa Pitong (#1) 1 x 264,7 264,7 91+91 0+0

9 Hiệp Hòa Pitong (#1) 1 x 264,7 264,7 91+91 0+0

Khu vực Miền Trung

Khu vực Miền Nam

1 PleiKu - Đăk Nông 1 x 300 300 174+98 41.5+41.5

2 Đăk Nông - Phú Lâm 1 x 197,5 197,5 128+0 30.5+0

TT Tên công trình Số mạch x km Chiều

Nếu coi như mỗi km đường dây 500kV có thể sinh ra 1.04 MVAr CSPK (tỷ

lệ lấy theo thực tế vận hành) thì lượng công suất sinh ra từ đường dây 500kV khoảng 3416MVAr Trong khi đó kháng bù ngang lắp đặt trên lưới điện 500kV khoảng 2129MVAr như vậy lượng vô công còn dư thừa trên lưới 500kV khoảng 1287MVAr Lượng CSPK dư thừa này phần lớn sẽ truyền tải xuống cấp điện áp thấp hơn qua các MBA liên lạc 500/220kV, một số bù trừ do tổn thất trên lưới 500kV và một phần được hấp thu vào các NMĐ

2.1.3 Đánh giá vận hành lưới điện 500kV

Tại miền Bắc và miền Nam với tập trung các NMĐ có khả năng hấp thu CSPK tốt, đặc biệt nhu cầu phụ tải tại lại rất cao, do vậy với cấu trúc lưới điện 500kV ở hai khu vực này là những đường dây ngắn, mạch kép, lượng CSPK sinh ra thấp và được hấp thu hoàn toàn Tuy nhiên cũng có trường hợp điện áp cao đối với TBA 500kV Phú Lâm trong thời điểm phụ tải hệ thống thấp Đối với trường hợp này do vẫn duy trì dàn tụ bù ngang 200MVAr phía 35kV của 2 MBA 500/220/35kV liên lạc nên lượng CSPK sinh ra không được tiêu thụ hết dẫn đến điện áp tại trạm tăng cao Hiện nay đã xem xét thực hiện lắp thêm cuộn kháng điều khiển 90MVAr tại thanh cái 500kV cũng như có các giải pháp đóng cắt dàn tụ hợp lý

Đối với khu vực miền Trung với lưới điện 500kV có chiều dài lớn, khả năng tiêu thụ công suất kháng từ nhu cầu phụ tải lại thấp, các NMĐ có khả năng hấp thụ công suất kháng chỉ có Yaly (nhưng có nhược điểm lớn do mỗi tổ máy phát điện chỉ hút được tối đa 25MVAr, hơn nữa lại phụ thuộc vào huy động thực tế của các tổ máy phát Yaly) do đó vào giờ thấp điểm lượng CSPK khu vực này không được hấp thu hết gây ra quá áp tăng cao trong các trường hợp phóng điện, nhảy máy biến áp Đặc biệt điện áp tại thanh cái 500kV Pleiku, Đà Nẵng, Hà Tĩnh điện áp luôn đạt giá

trị cao trong các chế độ phụ tải Do vậy rất khó khăn cho vận hành Để vận hành đảm bảo các yêu cầu về điện áp làm việc, các công ty truyền tải buộc phải cắt một mạch đường dây đối với đường dây mạch kép vận hành song song hoặc khi đóng điện hòa phải theo các trình tự phức tạp như :

- Không tiến hành đóng điện khép vòng hoặc hoà đồng bộ trên đoạn Hoà Bình - Nho Quan - Hà Tĩnh Trong chế độ phụ tải cực đại chỉ nên phóng điện từ phía Nho Quan về Hà Tĩnh với đầy đủ các kháng bù ngang

- Lắp đặt mạch cắt liên động chống quá áp Hoà Bình - Nho Quan - Hà Tĩnh (khi máy cắt đường dây đầu Hoà Bình hoặc Nho Quan mở thì đi cắt máy cắt đầu Hà Tĩnh)

- Lắp đặt mạch cắt liên động đi cắt ĐZ 500kV từ Hà Tĩnh - Đà Nẵng với logic: nếu nhảy máy cắt Hà Tĩnh đi Nho Quan thì gửi tín hiệu đi cắt mạch đường dây Hà Tĩnh - Đà Nẵng (cả hai đầu)

Bên cạnh đó trong trường hợp cần huy động công suất cao từ Nam ra Bắc nhằm tận dụng nguồn nhiệt điện từ miền Nam trong khi nhu cầu hệ thống giảm thấp (ví dụ như khoảng thời điểm từ 24g đến 4g sáng) khả năng truyền tải trên lưới điện 500kV miền Trung bị giảm thấp Do các đường dây này dài, kháng bù ngang có dung lượng lớn và là loại cố định nên nếu ở thời điểm này bị sự cố 1 mạch và phải truyền tải trên mạch còn lại điện áp tại các thanh cái 500kV Đà Nẵng, Hà Tĩnh xuống dưới mức cho phép

Như vậy với hệ thống bù ngang hiện tại cần xem xét giải pháp điều chỉnh lượng vô công hợp lý nhằm đảm bảo sự vận hành linh hoạt, tin cậy của hệ thống đồng thời tận dụng khả năng truyền tải tối đa góp phần giảm tổn thất chung cho toàn hệ thống

2.2 Dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện đến năm 2015

Hệ thống điện Việt Nam được chia làm ba khu vực miền Bắc, miền Trung và miền Nam Ba khu vực này liên kết với nhau qua các đường dây 500kV Tương ứng

phụ tải điện cũng được dự báo cho ba miền và tính toán cân bằng công suất điện năng cũng được thực hiện cho ba miền

Theo “Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030” đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21/7/2011 thì giai đoạn từ 2011 – 2030 dự báo nhu cầu phụ tải điện toàn quốc tăng từ khoảng 7.1% đến 14.1%, cụ thể như Bảng II.6:

Bảng II.6 Tốc độ tăng trưởng giai đoạn 2011 - 2030

Phương án thấp Phương án cơ sở Phương án cao

Kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm 2011-2015 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam thì trong giai đoạn 2013-2015 tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân là 13%, với việc giao kế hoạch theo thực tế này thì tốc độ tăng trưởng phụ tải điện giai đoạn 2013-2015 tiệm cận với phương án phụ tải thấp của QHĐ 7

Trên cơ sở tốc độ tăng trưởng phụ tải điện theo quyết định 854/QĐ-TTg, tham khảo đề án "Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải 5 năm 2013-2017"

do Viện Năng Lượng lập tháng 01/2013 và QHĐ 7 dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc như Bảng II.7:

Bảng II.7 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc theo QHĐ 7

-Miền Nam 61,857 69,713 78,497 88,426 99,568 133,892 200,730 284,691

Công suất cực đại (Pmax - MW)

Toàn quốc 21,463 24,423 27,515 30,812 34,596 52,040 77,084 110,215 -Miền bắc 9,399 10,704 12,123 13,540 15,152 21,770 32,139 45,903

-Miền Trung 2,072 2,348 2,663 2,981 3,353 5,486 7,998 11,498

-Miền Nam 10,609 12,175 13,939 15,585 17,489 26,686 40,007 56,421

2.3 Kế hoạch phát triển hệ thống điện Việt Nam giai đoạn 2013-2015

Theo Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21/7/2011 về “phê duyệt Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn 2011 – 2025 có xét đến năm 2030” đã nêu rõ mục tiêu của phát triển nguồn điện phải đáp ứng được đầy đủ nhu cầu phát triển kinh tế xã hội của đất nước Theo đó phương án tăng trưởng phụ tải 14.4%/ năm trong giai đoạn 2011-2015 là phương án cơ sở, phương án tăng trưởng phụ tải 16.3%/ năm trong giai đoạn 2011-2015 Phát triển nguồn đáp ứng cung cấp đủ nhu cầu sản lượng điện sản xuất năm 2015 khoảng 194 – 210 tỷ kWh, năm 2020 khoảng

330 – 362 tỷ kWh và năm 2030 khoảng 695 – 834 tỷ kWh

Trong phần này tiến độ các dự án nguồn điện đã được cập nhất cho phù hợp với các quy hoạch phát triển điện lực vùng, miền, quy hoạch phát triển điện lực tỉnh hoặc tiến độ thực tế

2.3.1 Kế hoạch phát triển nguồn điện giai đoạn 2013-2015

Cơ cấu nguồn điện trong giai

đoạn từ 2013 – 2030 đa dạng

và phân bố không đồng đều và

theo xu hướng tăng các nguồn

nhiệt điện và giảm các nguồn

thủy điện Nhiệt điện chiếm tỷ

trọng ngày càng tăng, năm

2015 nhiệt điện chiếm khoảng

41% Thủy điện chiếm tỷ

trọng ngày càng giảm, năm

2015 thủy điện chiếm khoảng

45%

Cơ cầu nguồn điện toàn quốc năm 2013

Cơ cầu nguồn điện toàn quốc năm 2015

Thống kê cơ cấu thành phần công suất nguồn điện toàn quốc đưa vào vận hành từ năm 2013 đến 2015 như Bảng II.8:

Bảng II.8 Công suất nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2013-2015

Năm Thủy Điện Nhiệt điện Tái tạo Hạt

Nhân

Nhập khẩu

Tổng công suất đặt toàn quốc

Tổng cộng dồn TQ

Bảng II.9 Công suất nguồn điện HTĐ miền Bắc giai đoạn 2013-2015

Năm Thủy Điện Nhiệt điện Nhập khẩu Tổng công suất đặt

Miền Bắc

Tổng cộng Miền Bắc

2013 417.50 1,600.00 - 2,017.50 13,753.70

2014 425.00 2,600.00 - 3,025.00 16,778.70

2015 604.00 1,650.00 - 2,254.00 19,032.70

Thống kê cơ cấu thành phần công suất nguồn điện HTĐ miền Trung đưa vào vận hành từ năm 2013 đến 2015 như Bảng sau:

Bảng II.10 Công suất nguồn điện HTĐ miền Trung giai đoạn 2013-2015

Năm Thủy Điện Nhiệt điện Tái

tạo Hạt Nhân

Nhập khẩu

Tổng công suất đặt toàn quốc

Tổng cộng dồn TQ

Bảng II.11 Công suất nguồn điện HTĐ miền Nam giai đoạn 2013-2015

Năm Thủy Điện Nhiệt điện Tái

tạo Hạt Nhân

Nhập khẩu

Tổng công suất đặt toàn quốc

Tổng cộng dồn TQ

40.950MVA Thống kê tổng quy mô xây dựng các công trình TBA 500kV toàn quốc

và các miền trong giai đoạn 2011-2015 như Bảng II.12:

Bảng II.12 Quy mô xây dựng các công trình TBA 500kV toàn quốc và các miền

Trong giai đoạn 2011-2015 theo QHĐ 7, miền Bắc có 6 dự án xây mới và lắp máy 2 với tổng dung lượng khoảng 3300MVA, có 2 dự án điều chỉnh tiến độ lùi sau 2015 là Việt Trì, Lai Châu Miền Trung có 1 dự án xây mới với dung lượng khoảng 900MVA Miền Nam có 10 dự án xây mới và lắp máy 2 với tổng dung lượng khoảng 8550MVA, có 3 dự án điều chỉnh tiến độ lùi sau 2015 là Tân Uyên, Thốt Nốt và Long Phú, thống kê danh mục và tiến độ chi tiết các dự án TBA 500kV

từng Miền như sau:

2.3.2.2 Đường dây 500kV

Trong giai đoạn 2013-2030 tổng quy mô các ĐD 500kV xây dựng mới toàn quốc vào khoảng 13,330km, miền Nam khoảng 5,808km (chiếm 44%) Thống kế tổng quy mô xây dựng các công trình ĐD 500kV toàn quốc trong các giai đoạn như Bảng II.13:

Bảng II.13 Tổng quy mô xây dựng các công trình ĐD 500kV toàn quốc

Năm Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Tổng TQ

Trong giai đoạn 2013-2030 tổng quy mô xây dựng mới các ĐD 500kV khu vực Miền Bắc vào khoảng 943km, trong đó có 2 dự án Đ D 500kV Sơn La - Lai Châu và ĐD 500kV đấu nối vào NMNĐ Vũng Áng (mạch 2) được điều chỉnh tiến

độ vận hành năm 2016; tổng quy mô các ĐD 500kV xây dựng mới khu vực Miền Trung vào khoảng 1047km; tổng quy mô các ĐD 500kV xây dựng mới khu vực Miền Nam vào khoảng 1316km, trong đó có 4 dự án được điều chỉnh tiến độ sau năm 2015 Danh mục và tiến độ chi tiết các dự án đường dây 500kV từng khu vực

như Phụ lục 8 đính kèm

2.3.2.1 Trạm biến áp 220kV

Nhìn chung tổng công suất và số lượng các công trình lưới điện 220kV đưa vào vận hành theo QHĐ7 khá lớn, trong đó tập trung chủ yếu ở miền Bắc và miền Nam

Trong giai đoạn 2011-2030 tổng dung lượng các TBA 220kV xây dựng mới, nâng cấp trên toàn quốc vào khoảng 162,576MVA, trong đó Miền Bắc khoảng 70,026MVA, Miền Nam khoảng 73,375MVA , Miền Trung khoảng 19,175MVA Thống kế tổng quy mô xây dựng và danh mục các công trình TBA 220kV toàn quốc

và Miền Nam trong cá giai đoạn như sau:

Bảng II.14 Số lượng và quy mô XD các công trình TBA 220kV (MVA)

Trong giai đoạn 2013-2015 theo QHĐ 7 tổng dung lượng TBA 220kV xây mới và lắp máy 2 khu vực Miền Bắc khoảng 13313MVA, Miền Trung khoảng 3,675 MVA và Miền Nam khoảng 13,250MVA, thống kê chi tiết danh mục và tiến

độ các TBA 220kV từng Miền như Phụ lục 9 đính kèm

2.3.1.4 Đường dây 220kV

Đến năm 2030 tổng quy mô các ĐD 220kV xây dựng mới và cải tạo toàn quốc vào khoảng 26,893km, trong đó miền Bắc khoảng 8620km, miền Trung khoảng 7451km và miền Nam khoảng 10,822km Thống kê tổng quy mô xây dựng các công trình đường dây 220kV toàn quốc trong các giai đoạn như Bảng II.15

Bảng II.15 Tổng quy mô xây dựng các công trình ĐD 220kV toàn quốc

dây 220kV từng khu vực như Phụ lục 10 đính kèm

CHƯƠNG III:

TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH KHÁNG BÙ NGANG TRÊN LƯỚI

ĐIỆN 500KV VIỆT NAM

3.1 Giới thiệu công cụ tính toán

3.1.1 Công cụ tính toán

Chương trình PSS/E là chương trình tính toán mô phỏng, phân tích và tối ưu hóa HTĐ do công ty Power Technologies International thuộc Siemens Power Transmission & Distribution, Inc PSS/E xây dựng, được sử dụng rộng rãi trên thế giới do có các tính năng kỹ thuật cao và khả năng trao đổi dữ liệu với các ứng dụng trong MS Office, AutoCad, Matlab Ở Việt Nam, EVN có bản quyền và PSS/E được sử dụng tại Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, các Trung tâm Điều

độ miền, Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia, Viện Năng lượng và các Công ty

Tư vấn điện,

Chức năng tính toán trong PSS/E có thể chia thành hai phần chính là tính toán HTĐ ở chế độ tĩnh và mô phỏng ổn định động HTĐ Các chức năng tính toán HTĐmà chương trình có khả năng thực hiện bao gồm:

- Tính toán trào lưu công suất

- Tối ưu hóa trào lưu công suất

- Nghiên cứu các loại sự cố đối xứng và không đối xứng

- Tương đương hóa hệ thống

- Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ

Để sử dụng PSS/E, người sử dụng cần phải thực hiện các thao tác sau:

- Tạo và nhập dữ liệu vào file

- Dịch và liên kết các file trong chương trình con với bất kỳ một bộ mô hình mô phỏng thiết bị nào đó mà người sử dụng đưa ra

- Chạy các chương trình PSS/E

- Chạy các chương trình bổ trợ của PSS/E

Quá trình tính toán của PSS/E được thể hiện đơn giản hóa trong sơ đồ khối sau:

Biến đổi dữ liệu:

 Biến đổi dữ liệu của máy phát/phụ tải

 Tương đương hóa HTĐ

 Đánh số lại các nút

 Tạo ra các ma trận toán học của hệ thống điện

Nghiên cứu các loại sự cố

PSSLF

Đưa dữ liệu đầu vào và lấy kết quả đầu ra

từ chương trình PSSE

 Dữ liệu đầu vào để tính trào lưu công suất:

huy động nguồn, phụ tải của các trạm

 Các dữ liệu cơ bản: mô phỏng đường dây,

máy biến áp

 Kết quả tính toán trào lưu công suất

Tính toán trào lưu công

suất

Kết quả tính toán

 Các dữ liệu của HTĐ

 Trào lưu công suất HTĐ

 Kiểm tra các giới hạn

 Hiển thị kết quả qua sơ đồ

Thay đổi các dữ liệu đầu vào

 Khởi tạo file số liệu mới

 Xuất dữ liệu ở các dạng khác nhau

Trào lưu công suất

Chương trình PSS/E cho phép người sử dụng chọn 1 đến 5 phương pháp lặp khác nhau để tính chế độ xác lập của HTĐ:

a Phương pháp lặp Gauss Seidel

b Phương pháp lặp Gauss Seidel có sửa đổi cho phép sử dụng các tụ bù nối tiếp

c Phương pháp lặp Newton - Raphson liên kết đầy đủ

c Phương pháp lặp Newton - Raphson không liên kết

d Phương pháp lặp Newton - Raphson không liên kết có độ dốc

Trong luận văn này không trình bày về thuật toán của các phương pháp tính lặp để tính toán chế độ xác lập của HTĐ mà chỉ nêu ra các phương pháp và lựa chọn phương pháp lặp Newton – Raphson trong phần mềm PSS/E để tính toán chế độ xác lập của HTĐ

3.1.2 Phương pháp mô phỏng các phần tử trong Hệ thống điện

HTĐ được PSS/E nhận dạng qua hai thông số chính là nhánh & nút Thông

số của một số phần tử cơ bản của HTĐ tính toán, mô tả như sau:

Dữ liệu nút trong file RAW :

I, IDE,PL, QL, GL, BL, IA, VM, VA, 'name', BASKV, ZONE

2 Phụ tải điển hình

Dữ liệu nút trong file RAW :

I, 1, PL, QL,,, IA,,,,'Name', BASKV, ZONE

3 Nhánh

Trạng thái nhánh: ST = 1 làm việc, ST = 0 không vận hành

Số thứ tự mạch (CKT) Mức tải: RATEA, RATEB, RATEC

RATIO : 1 ANGL E: 0

PL + jQL

Số thứ tự nút (I), " Tên nút" VM  VA

Dữ liệu nhánh trong file RAW :

V < VSWHI Cho nút điều khiển xa SWREM

Số thứ tự nút (I)

Mode điều khiển:

0: không điều khiển 1: có điều khiển đóng cắt 2: điều khiển liên tục

N1,B1 N8,B8

Dữ liệu Shunt trong file RAW :

CSPK tối thiểu tại nút k QMIN Mvar

Công suất cơ sở của máy phát MVA MBASE MVA

Hệ số máy biến áp từ phía k GENTAP Per unit

Tổng trở máy biến áp Step-up ZTRAN Per unit on MBASE Tổng trở siêu quá độ ZSORCE Per unit on MBASE Alternative Generator Dynamic Impedance ZPOS Per unit on MBASE Công suất tác dụng cực đại tại nút k PMAX MW

Công suất tác dụng tối thiểu tại nút k PMIN MW

Dữ liệu máy phát trong file RAW:

I, ID, PG, QG, QT, QB, VS, IREG, MBASE, ZR, ZX, RT, XT, GTAP,

7 Nút máy phát điển hình

Máy phát điển hình được chương trình PSS/E mô tả như sau:

Dữ liệu nút trong file RAW :

I, ID, PG,, QT, QV, VS,, MBASE,, ZX,,,, 1,,,

8 Đường dây điển hình

Đường dây điển hình được chương trình PSS/E mô tả như sau:

Dữ liệu nhánh trong file RAW :

2

ch B j

R ij + jB ij

Line shunts Bus i

Số thứ tự nút (I) , "Tên nút" VM  VA

PL + jQL