Phân tích, tính toán bù công suất phản kháng và ổn định điện áp lưới điện 110 kv tỉnh gia lai

Luận văn đưa ra phương thức vận hành hợp lý như bù công suất phản kháng, điều chỉnh nấc phân áp nhằm giảm tổn thất điện năng, đảm bảo chất lượng điện năng cũng như tính liên tục cung c

ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP LƯỚI ĐIỆN 110 kV TỈNH GIA LAI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

LỜI CẢM ƠN

Để hoàn thành công trình này, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc và kính trọng đến GS.TS Lê Kim Hùng đã trực tiếp hướng dẫn, định hướng khoa học trong quá trình nghiên cứu Thầy đã dành nhiều thời gian, chỉ bảo và hỗ trợ rất nhiều cho tôi trong suốt quá trình thực hiện đề tài

Tác giả xin trân trọng cảm ơn Lãnh đạo Trường Đại học Đà Nẵng đã tạo mọi điều kiện thuận lợi cho học viên trong suốt quá trình học tập và nghiên cứu

DUT.LRCC

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan các kết quả khoa học đƣợc trình bày trong luận văn này là thành quả nghiên cứu của bản thân tôi trong suốt thời gian thực hiện đề tài và chƣa từng xuất hiện trong công bố của các tác giả khác Các kết quả đạt đƣợc là chính xác

PHÂN TÍCH, TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ ỔN ĐỊNH

ĐIỆN ÁP LƯỚI ĐIỆN 110 kV TỈNH GIA LAI

Học viên: Trần Anh Tú Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số: 85202001 Khóa:37 Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN

Tóm tắt – Lưới điện 110 kV Gia Lai là một phần quan trọng trong hệ thống lưới điện miền

Trung Hiện nay, vấn đề đang đặt ra là làm sao cho chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng

luôn đảm bảo trong phạm vi cho phép, đồng thời phải giảm tổn thất công suất (∆P) trên lưới điện

110kV ở mức thấp nhất nhằm đem lại hiệu quả kinh tế cho ngành điện Nghiên cứu đã sử dụng phần

mềm PSS/E để phân tích và đánh giá hiện trạng lưới điện 110kV Gia lai dựa trên các thông số thực tế

Từ kết quả cho thấy tổn thất điện năng còn cao, điện áp tại các nút vẫn nằm trong mức điện áp cho

phép ±5%, tuy nhiên đa số các nút đều có điện áp dưới 1pu Luận văn đưa ra phương thức vận hành

hợp lý như bù công suất phản kháng, điều chỉnh nấc phân áp nhằm giảm tổn thất điện năng, đảm bảo

chất lượng điện năng cũng như tính liên tục cung cấp điện

Luận văn đã tính toán hai trường hợp bị sự cố là mất điện tổ máy ở thủy điện H Mun và sự cố

đường dây Diên Hồng - Pleiku Kết quả tính toán cho hai trường hợp này cho thấy lưới điện vẫn có

thể làm việc được nhưng cần chú ý đến công suất dự phòng của hệ thống

Từ khóa- PSS/E, ổn định hệ thống điện, chất lượng điện năng, bù công suất phản kháng, đặc

tính PV/QV

ANALYSIS AND CALCULATION OF RESISTIVE POWER AND STABILITY VOLTAGE

STABILITY 110 kV NETWORK IN GIA LAI PROVINCE Abstract- The 110 kV Gia Lai grid is an important part of the central grid system Currently,

the question is how to ensure that the quality of electricity supplied to customers is always within the

permissible range, and at the same time reduce the power loss (∆P) on the 110kV grid to a minimum

in order to bring about economic efficiency for the electricity industry The study used PSS / E

software to analyze and evaluate the current status of Gia Lai 110kV grid based on actual parameters

From the results that the power loss is still high, the voltage at the nodes is still within the permissible

voltage level of ± 5% however most nodes have a voltage below 1pu The thesis proposes reasonable

operating methods such as reactive power compensation, adjusting step voltage to ensure power

quality as well as continuity of power supply, while reducing power loss

The dissertation has calculated two cases of power failure: H Mun power failure at H Mun

hydropower plant and Dien Hong - Pleiku line fault Calculation results for these two cases show that

the grid can still work but need to pay attention to the system's redundant capacity

Key words - PSS / E, power system stability, power quality, reactive power compensation, PV

/ QV characteristics

DUT.LRCC

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN i

LỜI CAM ĐOAN ii

TÓM TẮT iii

MỤC LỤC iv

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT vii

DANH MỤC CÁC BẢNG viii

DANH MỤC CÁC HÌNH ix

MỞ ĐẦU 1

1 Tính cấp thiết của đề tài 1

2 Mục tiêu nghiên cứu 1

3 Đối tượng, nội dung và phạm vi nghiên cứu 2

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Cấu trúc của luận văn 2

CHƯƠNG 1 CÁC BIỆN PHÁP GiẢM TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ VẤN ĐỀ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP 3

1.1 Khái niệm chung 3

1.1.1 Tổn thất kỹ thuật 3

1.1.2 Tổn thất điện năng phi kỹ thuật 3

1.2 Quản lý nhận dạng tổn thất điện năng 3

1.2.1 Xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm 4

1.2.2 Xác định TTĐN của lưới điện qua tính toán TTĐN kỹ thuật 4

1.2.3 Nhận dạng tổn thất điện năng theo các biện pháp khác 4

1.3 Các biện pháp giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng 4

1.3.1 Bù công suất phản kháng 5

1.3.2 Vận hành kinh tế trạm biến áp 7

1.3.3 Bù tối ưu công suất phản kháng theo điều kiện kinh tế 8

1.3.4 Tính toán bù tối ưu với phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ 9

1.3.5 Phương pháp tính toán bù tối ưu 10

1.3.6 Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành 11

1.3.7 Nâng cao hệ số công suất của phụ tải 12

1.3.8 San bằng đồ thị phụ tải 13

1.3.9 Chọn lựa thiết bị có công suất phù hợp 14

1.3.10 Phân phối dung lượng bù trong mạng các nhánh tập trung 14

1.4 Khái niệm về ổn định điện áp trong hệ thống điện 15

1.4.1 Định nghĩa 15

DUT.LRCC

1.4.2 Giới thiệu các đặc tính đường cong để nghiên cứu ổn định điện áp 16

1.5 Kết luận Chương 1 19

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH, TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN 110kV GIA LAI 20

2.1 Tổng quan về lưới điện 110kV Gia Lai 20

2.1.1 Nguồn và lưới điện 20

2.1.2 Thực trạng lưới điện 110kV tỉnh Gia Lai 21

2.2 Đánh giá tình hình tổn thất điện năng hiện tại 27

2.2.1 Đánh giá chung 27

2.2.2 Ảnh hưởng của đường dây Siêu nhiệt 176/500kV Pleiku – 171/110kV Kon Tum đến TTĐN lưới điện 110kV 28

2.2.3 TTĐN tăng thêm do vận hành các nhà máy NLTT 28

2.3 Lựa chọn phần mềm tính toán 29

2.3.1 Chương trình PSS/E (Power system simulation/engineering) 29

2.3.2 Chương trình POWERWORLD 31

2.3.3 Chương trình CONUS 32

2.3.4 Phân tích lựa chọn chương trình tính toán 33

2.4 Phân tích, tính toán bù công suất phản kháng lưới điện 110kV Gia Lai 34

2.4.1 Dữ liệu tính toán 34

2.4.2 Kết quả phân tích trào lưu công suất 37

2.4.3 Bù công suất phản kháng 38

2.4.4 Bù công suất phản kháng kết hợp với điều chỉnh nấc phân áp 43

2.5 Kết luận Chương 2 49

CHƯƠNG 3 PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP LƯỚI ĐIỆN 110KV GIA LAI 51

3.1 Sử dụng đường cong pv/qv phân tích ổn định điện áp lưới điện 110kV gia lai ở chế độ vận hành bình thường và sự cố 51

3.1.1 Những nguyên nhân gây nên sự mất ổn định điện áp trong hệ thống 51

3.1.2 Phân loại ổn định điện áp 51

3.1.3 Xây dựng các đường cong tính toán 52

3.2 Kết quả tính toán đường cong P-V và Q-V 55

3.2.1 Kết quả tính toán đường cong P-V ở chế độ vận hành bình thường và sự cố khi chưa bù công suất phản kháng 55

3.2.2 Kết quả tính toán đường cong P-V ở chế độ vận hành bình thường và

sự cố khi bù công suất phản kháng 58

DUT.LRCC

3.2.3 Kết quả tính toán đường cong Q-V ở chế độ vận hành bình thường và sự

cố khi chưa bù công suất phản kháng 59 3.2.4 Kết quả tính toán đường cong Q-V ở chế độ vận hành bình thường và sự

cố sau khi bù công suất phản kháng 63 3.3 Kết luận Chương 3 68

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 69 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (BẢN SAO)

DUT.LRCC

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

CĐQĐ Chế độ quá độ CĐXL Chế độ xác lập CSPK Công suất phản kháng HTĐ Hệ thống điện

MBA Máy biến áp NMTĐ Nhà máy thủy điện NLTT Năng lƣợng tái tạo QPSK Khóa dịch pha vuông góc TBA Trạm biến áp

TTĐN Tổn thất điện năng

DUT.LRCC

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số hiệu

2.1 Thông số đường dây của lưới điện 110kV Gia Lai năm 2019 23

2.2 Tình hình mang tải của đường dây trên lưới điện 110kV Gia

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số hiệu

1.2 Giản đồ vector của dòng điện tải trước và sau khi bù 13 1.3 Sơ đồ phân bố dung lượng bù lượng bù hình tia 15

1.5 Không gian (V,P,Q) biểu diễn quan hệ giữa các đại lượng 17

2.5 Sơ đồ tính toán lưới điện Gia Lai trong phần mềm PSS/E 35

2.10 Điện áp tại các nút 110kV khi bù tại Diên Hồng 39 2.11 Điện áp tại các nút 110kV khi bù tại Chư Sê 41 2.12 So sánh điện áp ở chế độ bình thường và chế độ bù 42

2.13 Sơ đồ dây quấn với các đầu phân áp điều chỉnh trong phạm vi

Số hiệu

3.4 Đặc tính P-V tại các nút trong chế độ bình thường 56 3.5 Đặc tính P-V tại các nút khi bị sự cố nhà máy thủy điện H’Mun 56

3.6 Đặc tính P-V tại các nút khi bị sự cố đường dây Pleiku – Diên

3.7 Đặc tính P-V tại các nút khi bị sự cố đường dây Pleiku – Diên

Hồng và có sự tham gia của lưới điện Đăk Lăk 58 3.8 Đặc tính P-V tại các nút trong chế độ bù công suất phản kháng 58

3.9 Đặc tính P-V tại các nút khi bị sự cố nhà máy thủy điện H’Mun

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Trong thời gian vừa qua, hệ thống điện Việt Nam đã có những bước phát triển vượt bậc nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế và xã hội của đất nước Hàng loạt các công trình điện ở các cấp điện áp 500kV, 220kV,110kV được xây dựng và đưa vào vận hành Hệ thống điện ngày càng được mở rộng cả về qui mô và tính phức tạp nhằm đảm bảo cung cấp điện năng cho khách hàng

Lưới điện 110kV Gia Lai là một phần quan trọng trong hệ thống lưới điện miền Trung Hiện nay, vấn đề đang đặt ra cho ngành điện nói chung và Đội quản lí vận hành lưới điện cao thế Gia Lai nói riêng là làm sao cho chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng luôn đảm bảo trong phạm vi cho phép, đồng thời phải giảm tổn thất công suất (∆P) trên lưới điện 110kV ở mức thấp nhất nhằm đem lại hiệu quả kinh tế cho ngành điện Cùng với sự phát triển của kinh tế và nhu cầu xã hội, phụ tải của lưới điện 110kV Gia Lai ngày càng tăng cao Năm 2018, lưới điện 110kV Gia Lai đã bổ sung hai trạm biến áp 110kV Chư Pưh và Krông Pa với tổng công suất 65 MVA, nâng tổng số trạm 110kV thuộc Đội quản lí vận hành lưới điện cao thế Gia Lai quản lý là 11 trạm biến áp 110kV Từ khi lắp đặt thêm hai trạm biến áp 110kV trên vào lưới điện 110kV Gia Lai cho đến nay chưa có một khảo sát nào đánh giá mức độ vận hành lưới 110kV cũng như đưa ra các phương án vận hành dự phòng khi có sự cố xảy ra Mặc khác, vấn đề tổn thất công suất, tổn thất điện năng là quan trọng trong lưới điện, hiện nay tổn thất và vấn đề điện áp lưới chưa đảm bảo chỉ tiêu do những nguyên nhân như cấu trúc lưới điện chưa đảm bảo, sự mang tải của các đường dây không đều nhau, phụ tải điện thường xuyên có thay đổi

Ðể giải quyết vấn đề này, đề tài “Phân tích, tính toán bù công suất phản

kháng và ổn định điện áp lưới điện 110kV tỉnh Gia Lai” sẽ nghiên cứu, phân tích,

tính toán, đánh giá tình hình tổn thất công suất, tổn thất điện năng, ổn định điện áp hiện tại để từ đó đề xuất phương thức vận hành thích hợp nhằm mang lại nhiều lợi ích thiết thực như: Giảm tổn thất điện năng trên lưới, giảm tổn thất công suất, đảm bảo chất lượng điện năng và đây là việc làm rất cần thiết

2 Mục tiêu nghiên cứu

- Hệ thống được các giải pháp giảm tổn thất điện năng và cơ sở lý thuyết của bù công suất phản kháng

- Sử dụng phần mềm để phân tích và lựa chọn vị trí bù và dung lượng bù công

suất phản kháng để giảm tổn thất công suất, tổn thất điện năng và ổn định điện áp khi

vận hành

DUT.LRCC

- Sử dụng phần mềm PSS/E để tính toán ổn định động cho hệ thống điện

3 Đối tượng, nội dung và phạm vi nghiên cứu

3.1 Đối tượng nghiên cứu

Ðối tượng nghiên cứu của đề tài là nguồn và lưới điện 110kV thuộc Đội quản lí

vận hành lưới điện cao thế Gia Lai

3.2 Nội dung và phạm vi nghiên cứu của đề tài

- Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng

- Đánh giá tình hình TTĐN, chất lượng điện áp tương ứng với hiện trạng vận

hành lưới điện

- Sử dụng phần mềm phân tích, lựa chọn vị trí bù và dụng lượng bù cho lưới

điện 110kV Gia lai để giảm TTĐN, cải thiện điện áp phía 110kV và điều chỉnh nấc

phân áp của các máy biến áp để cải thiện điện áp phía 22kV

- Đánh giá ổn định của lưới điện dựa trên các đường cong P-V, Q-V khi sự cố

lưới điện như sự cố nhà máy thủy điện H’Mun, sự cố đường dây 110kV Pleiku – Diên

Hồng để lựa chọn phương thức vận hành dự phòng hợp lý lưới điện 110kV

4 Phương pháp nghiên cứu

Luận văn sử dụng các phương pháp nghiên cứu sau:

- Phương pháp thống kê: Thu thập các số liệu về nguồn và lưới điện 110kV tỉnh

Gia Lai

- Phương pháp phân tích tổng hợp: Sử dụng phần mềm để phân tích các số liệu

thu thập được, trên cơ sở đó tổng hợp và đề xuất giải pháp vận hành phù hợp

5 Cấu trúc của luận văn

CHƯƠNG 1 CÁC BIỆN PHÁP GiẢM TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN

NĂNG VÀ VẤN ĐỀ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP

1.1 Khái niệm chung

Ngày nay, điện năng trở thành dạng năng lượng không thể thiếu trong các lĩnh vực của đời sống và sản xuất Đi đôi với việc tăng cường sản xuất điện năng phục vụ đời sống là vấn đề truyền tải điện để đưa điện năng từ nhà máy điện đến phụ tải tiêu thụ điện Trong vận hành hệ thống điện, nhiệm vụ giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng là một trong những khâu quan trọng nhất để nâng cao hiệu quả kinh tế Khi phân tích tổn thất điện năng, ta cần phải phân loại tổn thất Trong vận hành khai thác mạng điện có hai loại tổn thất công suất là tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật (tổn thất kinh doanh)

1.1.1 Tổn thất kỹ thuật

Tổn thất điện năng kỹ thuật là tiêu hao điện năng tất yếu xảy ra trong quá trình truyền tải và phân phối điện Do dây dẫn, máy biến áp, thiết bị trên lưới đều có trở kháng, khi dòng điện chạy qua gây tiêu hao điện năng do phát nóng MBA, dây dẫn và các thiết bị điện; ngoài ra đường dây dẫn điện cao áp từ 110 kV trở lên còn có tổn thất vầng quang; dòng điện qua cáp ngầm, tụ điện còn có tổn thất do điện môi, đường dây điện đi song song với đường dây khác như dây chống sét, dây thông tin có tổn hao điện năng do hỗ cảm [1],[2]

Tổn thất kỹ thuật không thể triệt tiêu được, mà chỉ có thể hạn chế ở mức độ hợp

lý hoặc cho phép

1.1.2 Tổn thất điện năng phi kỹ thuật

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là TTĐN thương mại là do tình trạng vi phạm trong sử dụng điện như: Lấy cắp điện dưới nhiều hình thức (câu móc điện trực tiếp, tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hư hỏng, chết cháy công tơ, các thiết bị mạch đo lường ); do chủ quan của người quản lý khi công tơ chết, cháy không thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng khách hàng

sử dụng [1], [2]

Ngoài ra các tính toán dung lượng bù không hợp lý, khi chọn thiết bị, xây dựng lưới điện chưa phù hợp cũng có ảnh hưởng đến tổn thất này

1.2 Quản lý nhận dạng tổn thất điện năng

Xác định tổn thất khu vực và nhận dạng tổn thất điện năng (TTĐN) được xem là biện pháp quan trọng nhằm giúp cho người quản lý nhận biết rõ TTĐN ở khu vực nào,

DUT.LRCC

do kỹ thuật hay kinh doanh để có biện pháp xử lý Các phương pháp xác định TTĐN gồm:

1.2.1 Xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm

Các đơn vị thu thập số liệu điện năng nhận vào lưới điện và điện năng giao đi từ lưới điện Tính toán TTĐN thực hiện:

ΔA = AN – AG (1.1) Trong đó:

- ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh)

- AN là tổng điện nhận vào lưới điện (kWh)

- AG là tổng điện giao đi từ lưới điện (kWh)

1.2.2 Xác định TTĐN của lưới điện qua tính toán TTĐN kỹ thuật

Các đơn vị thực hiện tính toán TTĐN qua các thông số lưới điện và phương thức vận hành để nhận dạng được TTĐN kỹ thuật của lưới điện thuộc phạm vi đơn vị quản

lý ở mức nào để trên cơ sở đó có biện pháp phù hợp giảm TTĐN TTĐN kỹ thuật được xác định theo công thức:

ΔA = ΔP0.T + ΔPmax.T.Kđt (1.2) Trong đó:

- ΔA tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét (kWh)

- ΔPo Tổn thất công suất không tải (kW)

- ΔPmax tổn thất công suất ứng với công suất cực đại của lưới điện (kW)

- T là thời gian tính toán của giai đoạn xem xét TTĐN (giờ)

- Kđt hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán

1.2.3 Nhận dạng tổn thất điện năng theo các biện pháp khác

Đơn vị quản lý dựa vào kết quả tính toán TTĐN thực hiện qua đo đếm và TTĐN

kỹ thuật qua tính toán để thực hiện đánh giá mức độ cao, thấp của TTĐN từng cấp điện áp (cao áp, trung áp, hạ áp), từng khu vực lưới điện, từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp phụ tải So sánh giữa TTĐN kỹ thuật qua tính toán với với kết quả tính toán TTĐN qua đo đếm để đánh giá mức độ hợp lý hay bất hợp lý giữa hai kết quả tính toán kỹ thuật và tính toán qua đo đếm, từ đó tìm ra các nguyên nhân của sự bất hợp lý và đề ra được các biện pháp giảm TTĐN hiệu quả, đúng khu vực, đúng cấp điện áp, đúng xuất tuyến, đúng trạm biến áp có sự bất thường về TTĐN

1.3 Các biện pháp giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng

Các biện pháp giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng điện có thể chia thành 2 nhóm:

Nhóm 1: Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư gồm có:

- Nâng cao điện áp định mức của lưới điện nếu thấy phụ tải tăng trưởng mạnh về

DUT.LRCC

giá trị cũng như khoảng cách, với cấp điện áp cũ không đáp ứng được

- Bù kinh tế trong mạng điện phân phối bằng tụ điện

- Hoàn thiện cấu trúc lưới

- Cải tiến kết cấu và dùng vật liệu chất lượng cao để sản xuất các thiết bị điện có tổn thất nhỏ

Nhóm 2 Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư gồm có:

- Điều chỉnh điện áp vận hành ở mức cao nhất có thể

- Phân bố tối ưu công suất phản kháng trong hệ thống điện làm cho dòng công suất phản kháng vận chuyển hợp lý trên các đường dây cho tổn thất nhỏ

- Nâng cao hệ số công suất cosφ của bản thân các thiết bị dùng điện trong công nghiệp

- Vận hành kinh tế các trạm biến áp

- Giảm độ không đối xứng giữa các pha của mạng hạ áp

- Vận hành kinh tế mạng điện trung, hạ áp nếu cấu trúc lưới cho phép

- Chọn đúng công suất máy biến áp phù hợp với yêu cầu của phụ tải, tránh hiện tượng máy biến áp quá non tải

- Kiểm tra bảo dưỡng thường xuyên mạng điện

Sau đây là một số phương pháp cụ thể:

1.3.1 Bù công suất phản kháng

Từ thực tế ta nhận thấy rằng phần lớn các phụ tải của mạng điện là các động cơ không đồng bộ và các MBA Chính các thiết bị này tiêu thụ nhiều Q Điều này dẫn đến trên các đường dây của mạng điện phải chuyên chở một lượng công suất phản kháng Q lớn làm tăng các tổn thất công suất và TTĐN Muốn giảm tổn thất công suất và TTĐN cần giảm lượng Q chuyên chở trên đường dây bằng cách đặt các thiết bị phát công suất phản kháng Q (gọi là thiết bị bù) ngay tại phụ tải

Bù công suất phản kháng trong hệ thống điện được sử dụng để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất phản kháng từ đó giảm tổn thất công suất và điện năng cũng như điều chỉnh điện áp

Để tối ưu công suất bù cần xác định công suất bù và vị trí đặt bù Mục tiêu là tìm công suất của các thiết bị bù sao cho thỏa mãn cả điều kiện kinh tế và kỹ thuật trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện và phụ tải Chỉ tiêu hiệu quả kinh tế là các chi phí quy đổi Chỉ tiêu về kỹ thuật là các hạn chế về độ lệch điện áp, về khả năng tải của các phần tử trong mạng điện, về công suất của các thiết bị bù

Khi tính toán bài toán tối ưu hóa công suất của các thiết bị bù chúng ta giả thiết rằng:

Điện áp tại các nút trong mạng được lấy bằng điện áp định mức của mạng điện

DUT.LRCC

Phương trình của chế độ xác lập là tuyến tính và dòng điện tại các nút là hằng số Không xét ảnh hưởng của các thiết bị bù đến chế độ điện áp

Không xét sự thay đổi giá của tổn thất công suất C0 khi tăng công suất của thiết

bị bù

Giá của các thiết bị bù được lấy tỷ lệ thuận với công suất của chúng

Xét bài toán tối ưu hóa công suất của thiết bị bù đối với sơ đồ đơn giản phía dưới Đường dây có điện áp định mức là: Uđm và tổng trở Z = R + jX Công suất phụ tải S2 = P2 + jQ2 Tìm công suất bù tối ưu Qb của thiết bị bù đặt tại thanh góp 2 của

Hình 1.1 Sơ đồ đơn giản bài toán bù tối ưu

Chi phí về thiết bị bù được xác định theo công thức:

Z1 = k0.Qb (1.3) Của thiết bị bù được tính theo công thức:

Z2 = P0.Qb.C0 (1.4) Trong đó:

- k0 : Suất đầu tư cho thiết bị bù ( đ/kVAr)

- Qb : Công suất của thiết bị bù (kVAr)

- P0 : Tổn thất công suất tác dụng của thiết bị bù (kW/KVAr)

- C0 : Suất chi phí về tổn thất công suất tác dụng

Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện sau khi bù là:

2  2

2 dm

P R

U hầu như không thay đổi theo Qb, do đó chi phí về tổn thất công suất tác dụng sau khi bù là:

1.3.2 Vận hành kinh tế trạm biến áp

Đối với các trạm biến áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ loại I, II và các trạm khu vực thường có nhiều máy biến áp, các máy biến áp này có thể làm việc độc lập hoặc song song

Khi làm việc độc lập các máy biến áp này được nối vào một phân đoạn thanh góp riêng biệt Vì vậy giảm được dòng ngắn mạch sau các máy biến áp, do đó giảm nhẹ sự làm việc của thiết bị và các dụng cụ đóng cắt Nhưng chế độ làm việc độc lập của các máy biến áp không kinh tế so với chế độ làm việc song song

Chế độ kinh tế nhất của các máy biến áp tương ứng với phụ tải, tỷ lệ với công

DUT.LRCC

suất định mức của chúng Sự phân phối kinh tế của các phụ tải giữa các máy biến áp đạt được trong trường hợp nếu như các thông số của chúng giống nhau nhưng điều này không đạt được trong thực tế Các máy biến áp kiểu khác nhau cho phép làm việc song song nếu như tỷ số các công suất của chúng không lớn hơn 1:3 Các điện áp ngắn mạch khác nhau không lớn hơn 10%, các điện áp của các đầu điều chỉnh khác nhau không lớn hơn 0.5% và các tổ nối của các cuộn dây giống nhau Khi đó phụ tải của các máy biến áp sẽ khác phụ tải kinh tế một ít do xuất hiện các dòng điện cân bằng Tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp gồm có tổn thất trong lõi thép và trong các cuộn dây trong máy biến áp, ở các chế độ phụ tải lớn tổn thất công suất trong các cuộn dây lớn hơn nhiều so với tổn thất trong lõi thép, còn trong chế độ phụ tải nhỏ tổn thất trong lõi thép lớn đáng kể so với tổn thất trong các cuộn dây của máy biến áp Do đó để giảm tổn thất công suất và điện năng cần phải cắt một phần các máy biến áp làm việc song song khi các phụ tải nhỏ

Giả sử trạm có hai máy biến áp giống nhau và công suất của mỗi máy là Sđm Khi hai máy biến áp làm việc song song thì tổn thất công suất tác dụng trong trạm là [2]:

2

1 2

- P0: tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp

- Pn : tổn thất công suất khi ngắn mạch

Từ đó ta nhận thấy rằng nếu như P1 < P2 thì khi cắt một máy biến áp sẽ hợp lý

Khi trong trạm có m máy biến áp làm việc song song thì khi cắt một trong các máy biến áp sẽ hợp lý về kinh tế nếu như thỏa mãn điều kiện S < Sđm .

1.3.3 Bù tối ưu công suất phản kháng theo điều kiện kinh tế

DUT.LRCC

Theo dự báo của tổng sơ đồ VII thì ngành điện vẫn còn thiếu điện, cả công suất

tác dụng và công suất phản kháng Mặc khác, hiện nay nhiều nhà máy ngoài ngành

điện, vì lợi ích cục bộ, chủ yếu phát công suất tác dụng lên lưới, gây thiếu hụt công

suất phản kháng rất lớn cho hệ thống Trong thời gian gần đây, dư luận quan tâm nhất

là vấn đề thiếu điện và tăng giá điện Để góp phần giải quyết hai vấn đề này, ngành

điện đang tích cực bù công suất phản kháng

Bù công suất phản kháng sẽ tăng công suất phát cho các nhà máy điện, tăng khả

năng tải cho các phần tử mang điện, giảm tổn thất công suất góp phần khắc phục thiếu

điện

Bù công suất phản kháng sẽ giảm chi phí đầu tư nguồn và nâng cấp lưới điện,

giảm tổn thất điện năng góp phần bình ổn giá điện

Thực tế vận hành thì bù trung áp nhiều hơn phía hạ áp, tủ tụ bù hạ áp chưa hợp

lý về dung lượng và phân chia các module tụ, chương trình PSS/ADEPT tính toán bù

công suất phản kháng chưa có cơ sở dữ liệu và các chỉ số kinh tế để tính toán, đánh

giá hiệu quả bù; đồng thời chương trình tính toán bù phía hạ áp có độ chính xác chưa

cao

1.3.4 Tính toán bù tối ưu với phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ

Trong đầu tư và vận hành đều có những khoản chi phí và những khoản thu nhập

xảy ra ở những thời điểm khác nhau trong một khoảng thời gian dài, các khoản chi,

thu đó được gọi là dòng tiền tệ Tính toán bù tối ưu liên quan đến cả vấn đề về kinh tế

do vậy xét đến chi phí đầu tư tại các thời điểm khác nhau cững cần được xét đến Và

cơ sở phương pháp là:

Gọi N là số thời đoạn trong kỳ phân tích, r% là chiết khấu tính toán, i% là chỉ số

lạm phát, P là tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là hiện tại, F là

tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là tương lai Xây dựng được

công thức quan hệ giữa F và P:

2

1

1 1

21 1

i r



  

  để quy đổi giá trị tương lai F về giá trị hiện tại P Thành

phần này là một đại lượng thời gian tương đương quy đổi thời gian về thời gian hiện

tại

DUT.LRCC

Trong ngành điện, tổn thất công suất, tổn thất điện năng tiết kiệm được cũng như quá trình bảo trì vật tư thiết bị điện diễn ra trong thời gian dài, vì vậy ta có thể sử dụng đại lượng thời gian tương đương Ne quy đổi các lợi ích hoặc chi phí đó về giá trị hiện tại để so sánh, đánh giá các phương án

1.3.5 Phương pháp tính toán bù tối ưu

Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu Z, đó là hàm lợi ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt bù, hàm Z phải đạt giá trị cực đại Hàm Z có thành phần lợi ích Z1 do giảm tổn thất điện năng so với trước khi bù, thành phần chi phí Z2 do lắp đặt, vận hành thiết bị bù; thành phần chi phí Z3 do tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù:

Z = Z1 – Z2 – Z3 (1.16) + Thành phần Z1T N eg p  P g p Q

+ Thành phần Z2 = (q0 + Ne.Cbt).Qbj

Trong đó: q0 là suất đầu tư cụm tụ bù [đ/kVAr], Cbt là suất chi phí bảo trì hàng năm của cụm bù tại nút j [đ/kVAr.năm], chi phí này mỗi năm bằng 3% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù tại nút j, vậy:

Cbt = 3%.q0 Z2 = (q0 + Ne.3%.q0).Qbj = (1 + 0,03.Ne).q0.Qbj (1.18) + Thành phần Z3 = T.ΔPb.Gp.Ne.Qbj

Trong đó: ΔPb là suất tổn thất công suất tác dụng bên trong tụ bù [kW/kVAr]

Trong biểu thức Z có hệ số của nó nhỏ hơn không, do đó Z đạt cực đại khi: pp 0

bj

Z Q

1.3.6 Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành

Phương thức vận hành phù hợp sẽ giúp giảm tổn thất trong hệ thống điện, đặc biệt là vận hành trạm biến áp Thực tế để giảm tổn thất điện năng chúng ta cần lưu ý:

- Không để quá tải đường dây, máy biến áp: Theo dõi các thông số vận hành lưới điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lưới điện, hoán chuyển máy biến áp đầy, non tải một cách hợp lý, không để quá tải đường dây, quá tải máy biến áp trên lưới điện

- Không để các MBA phụ tải vận hành tải lệch pha Định kỳ hàng tháng đo dòng tải từng pha Ia, Ib , Ic và dòng điện dây trung tính I0 để thực hiện cân pha khi dòng điện

I0 lớn hơn 15% trung bình cộng dòng điện các pha

- Đảm bảo vận hành phương thức tối ưu: Thường xuyên tính toán kiểm tra đảm bảo phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện Đảm bảo duy trì điện áp trong giới hạn cao cho phép theo quy định hiện hành và khả năng chịu đựng của thiết bị

- Lắp đặt và vận hành tối ưu tụ bù công suất phản kháng: Theo dõi thường xuyên cosφ các nút trên lưới điện, tính toán vị trí và dung lượng lắp đặt tụ bù tối ưu để quyết định lắp đặt, hoán chuyển và vận hành hợp lý các bộ tụ trên lưới nhằm giảm TTĐN Đảm bảo cosφ trung bình tại lộ tổng trung thế trạm 110kV tối thiểu là 0,98

DUT.LRCC

- Kiểm tra, bảo dưỡng lưới điện ở tình trạng vận hành tốt: Thực hiện kiểm tra bảo dưỡng lưới điện đảm bảo các tiêu chuẩt kỹ thuật vận hành: Hành lang lưới điện, tiếp địa, mối tiếp xúc, cách điện của đường dây, thiết bị… Không để các mối nối, tiếp xúc (trên dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị v.v ) tiếp xúc không tốt gây phát nóng dẫn đến tăng TTĐN

- Thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật vận hành ngăn ngừa sự cố: Đảm bảo lưới điện không bị sự cố để duy trì kết dây cơ bản có TTĐN thấp

- Thực hiện vận hành kinh tế máy biến áp:

+ Trường hợp TBA có 2 hay nhiều MBA vận hành song song cần xem xét vận hành kinh tế máy biến áp, chọn thời điểm đóng, cắt máy biến áp theo đồ thị phụ tải + Đối với các khách hàng có TBA chuyên dùng (trạm 110kV, trạm trung áp) mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ (trạm bơm thủy nông, sản xuất đường mía v.v ), ngoài thời gian này chỉ phục vụ cho nhu cầu sử dụng điện của văn phòng, nhân viên quản lý trạm bơm, đơn vị kinh doanh bán điện phải vận động, thuyết phục khách hàng lắp đặt thêm MBA có công suất nhỏ riêng phù hợp phục vụ cho nhu cầu này hoặc cấp bằng nguồn điện hạ thế khu vực nếu có điều kiện để tách MBA chính ra khỏi vận hành

- Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện kiểm tra đối với khách hàng gây méo điện áp (các lò hồ quang điện, các phụ tải máy hàn công suất lớn v.v …) trên lưới điện Trong điều kiện gây ảnh hưởng lớn đến méo điện

áp, yêu cầu khách hàng phải có giải pháp khắc phục

- Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với MBA)

- Tính toán và quản lý TTĐN kỹ thuật: Thực hiện tính toán TTĐN kỹ thuật của từng trạm biến áp, từng đường dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá và đề ra các biện pháp giảm TTĐN phù hợp

1.3.7 Nâng cao hệ số công suất của phụ tải

Phần lớn các thiết bị dùng điện đều tiêu thụ công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q Những thiết bị tiêu thụ nhiều công suất phản kháng gồm:

- Động cơ không đồng bộ tiêu thụ khoảng 60  65% tổng công suất phản kháng của mạng

- Máy biến áp tiêu thụ khoảng 20  25%

- Đường dây trên không, điện kháng và các thiết bị điện khác tiêu thụ khoảng 10%

Như vậy động cơ không đồng bộ và máy biến áp là hai loại máy tiêu thụ nhiều công suất phản kháng nhất Công suất tác dụng P là công suất được biến thành cơ

DUT.LRCC

năng hoặc nhiệt năng trong các máy dùng điện Còn công suất phản kháng Q là công suất dùng cho việc từ hoá trong các máy điện xoay chiều, nó không sinh ra công Quá trình trao đổi công suất phản kháng giữa máy phát điện và hộ tiêu thụ là một quá trình giao động (mỗi chu kỳ của dòng điện, Q đổi chiều 4 lần, giá trị trung bình trong ½ chu

kỳ bằng không) Cho nên việc tạo ra công suất phản kháng không đòi hỏi tiêu tốn năng lượng của động cơ sơ cấp quay máy phát điện Chúng ta biết rằng tổn thất công suất và tổn thất điện áp trên đường dây truyền tải phụ thuộc vào công suất truyền tải (có cả công suất phản kháng) Mặc khác công suất phản kháng cung cấp cho hộ tiêu thụ không nhất thiết phải lấy từ nguồn (máy phát điện) mà có thể lấy ngay tại nút phụ tải Để tránh phải truyền tải một lượng Q khá lớn trên đường dây, người ta đặt gần các

hộ tiêu thụ những máy sinh ra Q gọi là thiết bị bù (tụ điện, máy bù đồng bộ) cung cấp trực tiếp cho phụ tải Việc làm này được gọi là bù công suất phản kháng

Chúng ta hãy phân tích ý nghĩa toán học của việc bù công suất phản kháng Về phương diện vật lý các phụ tải hầu hết mang tính cảm kháng, nghĩa là dòng điện chạy qua phụ tải trễ pha hơn so với điện áp một góc 1 Khi có thiết bị bù nối song song với tải (Bù ngang – Parallel compesation) mang tính dung sẽ làm cho góc lệch pha giảm

đi và chỉ còn giá trị 2 (2 <1) Định lượng của bài toán được minh họa như hình 1.2 (giả sử thiết bị bù thuần dung)

Từ giản đồ vector ta thấy rằng

khi có bù công suất phản kháng thì

góc lệch pha giữa điện áp và dòng

điện của phụ tải (kể cả thiết bị bù)

sẽ nhỏ đi, nghĩa là hệ số công suất

của phụ tải được nâng lên Thiết bị

Hình 1.2 Giản đồ vector của dòng điện tải trước và sau khi bù

Tóm lại, việc bù công suất phản kháng hay nâng cao hệ số công suất của phụ tải

sẽ làm giảm tổn thất công suất truyền tải trên đường dây, tăng khả năng truyền tải nên làm giảm tổn thất điện năng

1.3.8 San bằng đồ thị phụ tải

Chúng ta biết rằng, đồ thị phụ tải điện trong một ngày thường thay đổi rất lớn, đứng về phương diện cung cấp điện thì chúng ta phải đáp ứng đủ công suất trong những thời điểm tải đỉnh Nói cách khác, khi tải đỉnh các máy phát trong lưới thường

phải vận hành gần hết công suất để cung cấp cho hệ thống và dự trữ nóng (chỉ các máy phát dự phòng sẽ được ngưng) Khi tải của hệ thống ở thời điểm trung bình và nhỏ thì các máy phát phải giảm bớt lượng công suất phát vào lưới hoặc cắt ra khỏi lưới (để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất) Tuy nhiên, các máy phát trong lưới (đặc biệt là máy phát nhiệt điện turbine hơi) thì thời gian khởi động của chúng khá lâu (máy phát turbine hơi nếu bắt đầu từ lò nguội thì thời gian này có thể kéo dài từ 6 đến

8 giờ) Chính vì vậy, mà ở thời điểm non tải trong lưới thì các máy phát này phải vận hành không tải, điều này sẽ gây tổn thất rất lớn về mặt nhiên liệu Vấn đề này sẽ được khắc phục nếu đồ thị phụ tải điện trong lưới tương đối bằng phẳng Vì khi đó số lượng máy phát dự kiến tham gia vào lưới có thể được dự báo trước

Việc san bằng (mang tính tương đối) đồ thị phụ tải là một quá trình phức tạp vì

nó phụ thuộc vào nhiều yếu tố mang tính hệ thống như: Ý thức của người sử dụng điện, suất tiêu hao điện năng trong một đơn vị sản phẩm thấp, chưa có một cơ chế pháp lý rõ ràng… Một trong những biện pháp có thể thực hiện tốt việc sang bằng đồ thị phụ tải là thị trường hóa ngành điện Một hệ quả quan trọng của thị trường hóa ngành điện là tạo ra giá thời thực (Spot Price) cho các hộ tiêu thụ điện Khi đó nếu người sử dụng điện trong những giờ tải đỉnh (“khang hiếm hàng hóa”) thì phải chịu một giá cao (có thể gấp nhiều lần lúc tải thấp) tuân theo qui luật thị trường Chính điều

đó sẽ làm cho họ tự điều chỉnh ca làm việc cho công ty, xí nghiệp của mình nhằm tối

ưu lợi nhuận thu được

1.3.9 Chọn lựa thiết bị có công suất phù hợp

Khi lựa chọn thiết bị (chủ yếu là các động cơ truyền động) thông thường các nhà thiết kế lấy dung sai giữa công suất của tải và thiết bị sơ cấp lớn Sở dĩ có việc lựa chọn như như vậy là có nhiều nguyên nhân mà chủ yếu là chưa có thông tin chính xác

về cơ cấu truyền động của tải cơ khí và của thiết bị kéo sơ cấp Chính điều này dẫn đến hầu hết các động cơ đều vận hành ở chế độ non tải trong suốt quá trình làm việc Quá trình làm việc non hay không tải sẽ làm giảm đáng kể hiệu suất vận hành của động cơ Chính vì vậy, việc lựa chọn các thiết bị có công suất phù hợp sẽ góp phần làm giảm tổn thất điện năng, đem lại lợi ích cho bản thân người sử dụng

1.3.10 Phân phối dung lượng bù trong mạng các nhánh tập trung

Trong một mạng tập trung n nhánh có tổng dung lượng bù là Qb, vấn đề đặt ra là cần phân phối dung lượng bù trên các nhánh một cách hợp lý để được hiệu quả kinh

tế cao nhất, thể hiện ở chỗ tổn thất công suất tác dụng do công suất phản kháng gây ra

là ít nhất

Giả sử dung lượng bù phân phối trên các nhánh là Qb1, Qb2,…, Qbn Công suất khản kháng và điện trở của các nhánh đó lần lượt là Q1, Q2,…, Qn và R1, R2,…, Rn

DUT.LRCC

Hình 1.3 Sơ đồ phân bố dung lượng bù lượng bù hình tia

U

Q Q R U

Q Q

2 2

2

2 1

1 2

2

)(

1

R là điện trở tương đương của những nhánh có

Q1, Qb1 đặc biệt bù

Để thuận tiện trong vận hành và lắp ráp tụ điện, đồng thời để giảm bớt thiết bị đóng cắt và dụng cụ đo lường, người ta quy định rằng nếu dung lượng bù của một nhánh nào đó nhỏ hơn 30 kVar thì không nên đặt tụ điện ở nhánh đó

1.4 Khái niệm về ổn định điện áp trong hệ thống điện

1.4.1 Định nghĩa

Ổn định điện áp là khả năng duy trì điện áp tại tất cả các nút trong hệ thống nằm trong một phạm vi cho phép (tuỳ thuộc vào tính chất mỗi nút mà phạm vi dao động cho phép của điện áp sẽ khác nhau) ở điều kiện vận hành bình thường hoặc sau các kích động Hệ thống sẽ đi vào trạng thái không ổn định khi xuất hiện các kích động như tăng tải đột ngột hay thay đổi các điều kiện của mạng lưới hệ thống…, các thay đổi đó có thể làm cho quá trình giảm điện áp xảy ra và nặng nề nhất là có thể rơi vào tình trạng không thể điều khiển được, gọi là sụp đổ điện áp Nhân tố chính gây ra mất

ổn định là hệ thống không có khả năng đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng trong mạng Các thông số có liên quan đến sự rơi điện áp là dòng công suất tác dụng, công suất phản kháng cùng với điện dung, điện kháng của mạng lưới truyền tải.[5]

Q  , Q b 

DUT.LRCC

Trong những điều kiện vận hành bình thường, điện áp V của một nút bất kỳ tăng lên khi cung cấp thêm công suất phản kháng Q vào nút đó Hệ thống không ổn định về điện áp nếu như điện áp V của bất kỳ nút nào trong hệ thống giảm xuống khi công suất phản kháng Q bơm vào nút đó tăng lên Như vậy hệ thống sẽ ổn định khi dV/dQ>

0 (độ nhạy V-Q dương) tại mọi nút và sẽ không ổn định khi dV/dQ< 0 (độ nhạy V-Q âm) tại mỗi nút bất kỳ

Mất ổn định điện áp về bản chất chỉ là một vấn đề cục bộ, tuy nhiên nó có thể ảnh hưởng mở rộng cho toàn hệ thống Sụp đổ điện áp là hiện tượng phức tạp của sự không ổn định điện áp, đó là kết quả của một chuỗi các sự kiện không ổn định điện áp dẫn đến điện áp hạ thấp tại từng phần của hệ thống, rồi gây ra sụp đổ điện áp từng phần hay toàn cục trong hệ thống điện

Trạng thái vận hành tới hạn tương ứng với công suất truyền tải lớn nhất Việc chỉ diễn ra quá trình sụt giảm điện áp đơn thuần hay hệ thống sẽ mất ổn định tùy thuộc vào đặc tính tải

1.4.2 Giới thiệu các đặc tính đường cong để nghiên cứu ổn định điện áp

Mất ổn định điện áp có thể ảnh hưởng mở rộng đến toàn hệ thống vì nó phụ thuộc vào quan hệ giữa công suất tác dụng truyền tải P, công suất phản kháng Q bơm vào nút và điện áp cuối đường dây V Các quan hệ này đóng vai trò hết sức quan trọng trong phân tích ổn định điện áp và thường được thể hiện dưới dạng các đường cong

trên đồ thị

Nhờ các đường cong này ta sẽ phân tích sự ổn định của hệ thống Trong phân tích ổn định điện áp ta thường dùng hai loại đường cong cơ bản: đường cong P-V và đường cong Q-V [3], [5]

Để xây dựng đường cong, ta xét ở mạng đơn giản 2 nút như hình 1.4

~ SE

~ RVLN

Hình 1.4 Mạng điện hai nút

Giả sử V R  V R 0 (1.24) Lúc đó E S được biểu diễn dưới dạng:

E S   E S  E S(cos jsin ) (1.25) trong đó: θ là góc lệnh pha giữa V R và E S

DUT.LRCC

Có thể biển diển quan hệ V R và E bằng công thức như sau: S

E S V RI Z. LN V RI R.(  jX) (1.26) Công suất biểu kiến được cung cấp từ nguồn đến điểm tải là:

Phương trình trên chính là phương trình biểu diễn quan hệ giữa các đại lượng V,

P ,Q trên mặt phẳng tọa độ 3 chiều (V,P,Q) như hình 1.5

Hình 1.5 Không gian (V,P,Q) biểu diễn quan hệ giữa các đại lượng

DUT.LRCC

Từ hình 1.5, ta có thể chiếu các họ đường cong đó lên các mặt phẳng tương ứng

để nhận được từng loại đường cong P-V, Q-V Đường C chính là quỹ tích các điểm tới hạn của đường cong

Đây là biểu đồ tổng quát mô tả mối liên hệ chung của các đại lượng V, P, Q nhưng trong thực tế ta thường xét riêng biệt từng loại đường cong để phân tích ổn định Trên cơ sở đó ta xét từng loại đường cong phục vụ cho việc phân tích ổn định điện áp sau này

1.4.2.1 Đường cong P-V

Khi chiếu đường cong trong không gian (V,P,Q) xuống mặt phẳng (V,P) ta sẽ thu được đường cong P-V Khi phân tích về sự ổn định điện áp thì quan hệ giữa công suất tác dụng truyền tải P và điện áp cuối V rất được quan tâm Quá trình phân tích ổn định của hệ thống bao gồm việc giải quyết bài toán phân bố công suất trong hệ thống,

từ kết quả của bài toán đó ta thu được sự phân bố công suất tác dụng P trong hệ thống

và từ đó giám sát tác động của nó đến điện áp tại các nút

Hình 1.6 Dạng đường cong P-V cơ bản

Hình 1.6 là dạng tiêu biểu nhất của đường cong P-V Nó biểu diễn sự thay đổi điện áp tại từng nút được xét như là một hàm của tổng công suất tác dụng truyền đến nút đó Ta có thể thấy rằng tại điểm “đầu gối” của đường cong P-V, điện áp sẽ giảm rất nhanh khi có sự tăng lên của phụ tải Bài toán trào lưu công suất sẽ không hội tụ nếu công suất vượt quá điểm này, điều này tương ứng với hệ thống sẽ trở thành không

ổn định Điểm này được gọi là điểm giới hạn (hay điểm tới hạn) Như vậy, đường cong này có thể được sử dụng để xác định điểm làm việc tới hạn của hệ thống để không làm mất ổn định hoặc sụp đổ diện áp, từ đó xác định độ dự trữ ổn định dùng làm chỉ số để đánh giá sự ổn định điện áp của hệ thống Tóm lại, điểm làm việc nằm trên điểm tới hạn thì hệ thống ồn định, còn nằm dưới thì hệ thống sẽ mất ổn định

DUT.LRCC

1.4.2.2 Đường cong Q-V

Sự ổn định điện áp được quyết định bởi sự thay đổi công suất tác dụng P và

công suất phản kháng Q tác động như thế nào đến điện áp tại các nút Tầm ảnh hưởng

của đặc tính công suất phản kháng của thiết bị nhận cuối (phụ tải hay thiết bị bù) được

biểu diễn rõ ràng trong quan hệ đường cong Q-V Nó chỉ ra độ nhạy và biến thiên của

nút điện áp đối với lượng công suất phản kháng bơm vào hoặc tiêu thụ

Hình 1.7 Đường cong Q-V điển hình

Hình 1.7 chỉ ra dạng tiêu biểu của đường cong Q-V Từ hình 1.7 ta có thể thấy

rằng, giới hạn ổn định điện áp chính là tại điểm có đạo hàm dQ/dV bằng không Điểm

này còn được định nghĩa là lượng công suất phản kháng nhỏ nhất để vận hành ổn định

Trong điều kiện bình thường, hệ thống vận hành ổn định thì nếu tăng công suất

phản kháng Q bơm vào nút thì điện áp nút sẽ tăng theo, tương ứng trên hình là phần

bên phải của điểm tới hạn Còn nếu ngược lại, CSPK bơm vào tăng mà điện áp nút

giảm thì đó là trạng thái không ổn định (điểm vận hành ở bên trái điểm tới hạn)

1.5 Kết luận Chương 1

Trong chương này đã khái quát về các giải pháp giảm tổn thất công

suất, tổn thất điện năng và ổn định điện áp Với các giải pháp đã nêu thì bù công suất

phản kháng chưa được áp dụng cho lưới 110kV tỉnh Gia Lai, nên để phù hợp với thực

tế vận hành, cần quan tâm đến các giải pháp: Bù công suất phản kháng và bù công

suất phản kháng kết hợp với điều chỉnh nấc phân áp MBA

DUT.LRCC

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH, TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN

110kV GIA LAI

2.1 Tổng quan về lưới điện 110kV Gia Lai

2.1.1 Nguồn và lưới điện

Gia Lai có tiềm năng về thủy điện rất lớn với trữ năng lý thuyết khoảng 10,5 –

11 tỷ kW, trữ năng kinh tế kỹ thuật là 7,1 tỷ kW với công suất lắp máy 1.502MW Ngoài 4 công trình thuỷ điện lớn có công suất lắp máy 1.422MW, còn có 85 công trình thủy điện nhỏ với công suất 80,2MW phân bổ khá đều khắp, tạo điều kiện cho phát triển sản xuất Mặc khác, công trình thuỷ điện Yaly với công suất 720MW và sản lượng điện 3,68 tỷ kWh đã hoàn thành vào tháng 4/2002 có tác động lớn đến phát triển các ngành kinh tế của tỉnh, đảm bảo nhu cầu năng lượng cho toàn vùng Tổng trữ lượng nguồn nước mặt khoảng 24 tỷ m3 Đây chính là những tiềm năng lớn để công nghiệp điện năng được coi là công nghiệp mũi nhọn ở Gia Lai

Bên cạnh trữ lượng nguồn nước lớn Gia lai còn có tiềm năng về phát triển điện mặt trời và tận dụng nguồn bã mía của nhà máy đường để xây dựng nhà máy nhiệt

điện

2.1.1.1 Nguồn thủy điện

- Nhà máy thủy điện Đăksrông với 3 tổ máy, tổng công suất toàn nhà máy là

14MW

2.1.1.2 Nguồn nhiệt điện

- Nhà máy nhiệt điện bã mía Gia Lai có công suất là 22,5MW

- Nhà máy điện mặt trời Krông Pa công suất là 49MW

2.1.1.3 Nguồn lưới điện

Lưới điện 110kV Gia Lai nhận nguồn lưới điện từ trạm biến áp và các đường dây như sau:

- Trạm biến áp 500kV Pleiku với tổng công suất lắp đặt 375MVA

- Đường dây Kon Tum – 500 Pleiku (Gia Lai) với chiều dài đường dây 31,81 km với dòng điện mang tải max 850A

- Đường dây IaHleo (Đăk Lăk) – AYun Pa (Gia Lai) với chiều dài đường dây 37,54km với dòng điện mang tải max 510A

- Đường dây Đồn Phó ( Bình Định) – An Khê (Gia Lai) với chiều dài đường dây 12km với dòng điện mang tải max 510A

2.1.2 Thực trạng lưới điện 110kV tỉnh Gia Lai

Hệ thống các tuyến đường dây được liên kết theo mạch vòng, có nhiều nguồn cung cấp từ các nhà máy thủy điện và trạm 500kV nên việc chuyển đổi lưới linh hoạt hơn, giảm thời gian mất điện, khi sự cố 01 đường dây 110kV thì vẫn đảm bảo tính ổn định cung cấp điện cho các phụ tải hoặc chỉ mất điện do thao tác chuyển đổi phương thức Tuy nhiên vẫn còn vài đường dây hình tia chưa được liên kết nhau

Bên cạnh đó, lưới điện 110kV đơn vị quản lí vận hành phân bố trải dài qua nhiều khu vực có địa hình đồi núi cao, phức tạp, điều kiện khí hậu khắc nghiệt thường xảy ra giông sét, gió lốc Một số đường dây đưa vào vận hành lâu năm với các cung đoạn đường dây dài, thường xuyên mang tải cao, các máy biến áp có thời gian vận hành hơn 10 năm, đường dây vận hành hơn 15 năm nên dễ phát sinh hư hỏng trong quá trình vận hành dẫn đến tổn thất điện năng cao

Sơ đồ lưới điện 110kV Gia Lai đến tháng 7 năm 2019 như hình 2.1

DUT.LRCC

Hình 2.1 Sơ đồ lưới điện 110kV tỉnh Gia Lai

DUT.LRCC

Thông số đường dây lưới điện 110kV Gia Lai năm 2019 như bảng 2.1

Bảng 2.1 Thông số đường dây của lưới điện 110kV Gia Lai năm 2019

R (ohm)

X (ohm)

1 PLIEKU 500 PLEIKU 110 110 AC-185 1 7,5 1,1933 0,7725

2 PLIEKU 500 DIÊN HỒNG 110

AC-185+240 1 18,4 1,2717 5,5752

3 PLIEKU 500 MANG YANG 110 AC-240 1 38,371 4,6889 3,1081

4 DIÊN HỒNG CHƯ SÊ 110 AC-185 1 31,6 5,0276 3,2548

5 CHƯ SÊ CHƯ PRÔNG 110 AC-185 1 20,647 3,2849 2,1266

6 CHƯ PRÔNG ĐỨC CƠ 110 AC-240 1 28,261 3,4535 2,2891

7 CHƯ SÊ NMTĐ HMUN 110 AC-185 1 14,9 2,3706 1,5347

8 NMTĐ

HMUN

NMTĐ AYUN THƯỢNG 1A 110 AC-185 1 18,5 2,9434 1,9055

14 NMTĐ

ĐSRÔNG3B

NMNL MẶT TRỜI 110 AC-240 1 19,622 2,3978 1,5894

15 NMNL MẶT

TRỜI KRÔNG PA 110 AC-240 1 3,608 0,4409 0,2922

16 AYUN PA IA HLEO 110 AC-185 1 37,54 5,7812 3,8666

22 NMTĐ

ĐSRÔNG 2

NMTĐ ĐSRÔNG 2A 110 AC-185 1 1,8 0,2864 0,1854

23 NMTĐ

ĐĂK ĐOA

PLIEKU 500-

KON TUM (T) 110 AC-185 1 14,037 2,2333 1,4458

24 PLIEKU 500 KON TUM 110 GZTA

CSR 200 1 31,81 4,7397 11,6106

DUT.LRCC

Với sơ đồ lưới như hình 2.1, qua vận hành năm 2019, đã thu thập được công suất thực tế của các đường dây và trạm biến áp như bảng 2.2 và 2.3

Bảng 2.2 Tình hình mang tải của đường dây trên lưới điện 110kV Gia Lai

Mức mang tải %

1 PLIEKU 500 PLEIKU 110 110 AC-185 1 170 33,3

2 PLIEKU 500 DIÊN HỒNG 110 AC-185+240 1 311 27,8

3 PLIEKU 500 MANG YANG 110 AC-240 1 56 9,2

4 DIÊN HỒNG CHƯ SÊ 110 AC-185 1 197 38,6

5 CHƯ SÊ CHƯ PRÔNG 110 AC-185 1 111 21,8

6 CHƯ PRÔNG ĐỨC CƠ 110 AC-240 1 80 13,1

7 CHƯ SÊ NMTĐ HMUN 110 AC-185 1 173 33,9

14 NMTĐ

ĐSRÔNG3B

NMNL MẶT TRỜI 110 AC-240 1 268 43,9

15 NMNL

MẶT TRỜI KRÔNG PA 110 AC-240 1 38 6,2

16 AYUN PA IA HLEO 110 AC-185 1 336 65,9

22 NMTĐ

ĐSRÔNG 2

NMTĐ ĐSRÔNG 2A 110 AC-185 1 80 15,7

23 NMTĐ

ĐĂK ĐOA

PLIEKU 500-

KON TUM 110 AC-185 1 69 13,5

24 PLIEKU 500 KON TUM 110 GZTA

CSR 200 1 255 30,0

DUT.LRCC

Bảng 2.3 Tình hình mang tải của các máy biến áp lưới điện 110kV Gia Lai

(MVA)

% Mang tải

P (MW) Cos ᵩ

- TBA 110kV Diên Hồng đưa vào vận hành 2001, An Khê đưa vào vận hành

2003, các thiết bị ngoài trời thường xuyên bị phóng điện do chất lượng thiết bị nên cũng phải cô lập định kỳ để bảo dưỡng

- Hầu hết các máy biến áp đang vận hành hiện nay tại các trạm có sử dụng ống ruột gà để bảo vệ dây nhị thứ nội bộ máy biến áp, qua thời gian vận hành đã bị lão hóa

DUT.LRCC

nứt vỡ, rỉ sét dễ gây hư hỏng cáp và chạm chập gây sự cố

- Hệ thống tủ hợp bộ 22kV tại các trạm KBang, Pleiku có khoảng cách pha – đất, pha – pha không đảm bảo theo quy định hiện hành dễ gây sự cố phóng điện trong các thời điểm thời tiết ẩm ướt

- Các đường dây 110kV Pleiku 500- Pleiku 110, Diên Hồng – Chư Sê, Chư Sê – Ayun Pa được xây dựng và đưa vào vận hành năm 1994 đến nay Qua nhiều năm vận hành thường xuyên mang tải cao trong thời gian dài, phần dây dẫn và phụ kiện đã già cỗi không đảm bảo vận hành lâu dài

Qua bảng 2.2 và 2.3 cho thấy, trong quá trình vận hành các trạm và đường dây

có một số thực trạng sau:

- Căn cứ vào công suất các trạm biến áp 110kV tại Gia Lai, có các MBA thường xuyên vận hành non tải hoặc sự phân bố công suất cho các máy biến áp chưa đều cho thấy việc khai thác phù hợp khả năng mang tải của các MBA trong tỉnh Gia Lai, sự liên kết hỗ trợ trong lưới điện trung áp là chưa cao

- Một số MBA sử dụng đến 2 cấp điện áp trung áp cấp điện cho phụ tải dẫn tới tính liên kết lưới trong hệ thống giảm, công tác đầu tư xây dựng lắp đặt các MBA mới gặp khó khăn khi lựa chọn cấp điện áp sử dụng cho MBA, vận hành lưới điện phức tạp

- Qua theo dõi tình hình vận hành nhận thấy, các MBA mang tải lớn hoặc quá tải thường xuyên hiện nay chỉ xảy ra vào giờ cao điểm, các giờ còn lại đều vận hành bình thường hoặc non tải

- Trong cùng một trạm biến áp, các MBA có cùng cấp điện áp nhưng tỷ lệ mang tải của từng MBA lệch nhau lớn Nhiều máy biến áp vận hành non tải hoặc không vận hành

- Trong chế độ vận hành bình thường máy cắt 172 tại TBA Ayun Pa mở, toàn bộ lượng công suất của các nhà máy thuộc khu vực Krông Pa sau khi cung cấp cho phụ tải địa phương thì phần công suất thừa sẽ được truyền tải qua cấp cho tỉnh Đăk Lăk Khi có sự cố xảy ra trên cung đoạn đường dây Pleiku – Diên Hồng, lúc này máy cắt

172 tại TBA Ayun Pa đóng lại để nhận nguồn cấp từ Đăk Lăk qua cho các TBA Ayun

Pa, Chư Pưh, Chư Sê, Diên Hồng Do đường dây từ Đăk Lăk qua đến điểm cuối là TBA Diên Hồng dài gần 200km nên độ sụt áp trên đường dây này quá lớn, tại TBA Diên Hồng điện áp có lúc giảm còn dưới 100kV không đảm bảo trong vận hành

Từ số liệu nguồn và lưới điện đề cập ở trên cho thấy hệ thống điện tỉnh Gia Lai nhận điện chính từ trạm 500kV Pleiku và các nhà máy thủy điện, nhiệt điện, nhà máy năng lượng mặt trời trong khu vực Để đảm bảo sự cung cấp điện liên tục lưới điện 110kV sẽ được kết nối với hệ thống lưới điện Đắk Lắk, Kon Tum, Bình Định Hệ

DUT.LRCC

thống các tuyến đường dây đa số được liên kết theo mạch vòng, có nhiều nguồn cung cấp từ các nhà máy thủy điện và trạm 500kV Pleiku nên việc chuyển đổi lưới linh hoạt hơn, giảm thời gian mất điện

2.2 Đánh giá tình hình tổn thất điện năng hiện tại

2.2.1 Đánh giá chung

Đầu năm 2019 nhiệt độ tăng cao và lượng mưa giảm sút nên sản lượng phát của các nhà máy thủy điện giảm sâu so với cùng kỳ, tăng tổn thất truyền tải từ các TBA 110kV về phụ tải cũng như tăng tổn thất truyền tải trên các xuất tuyến 110kV Số liệu

- TTĐN lưới điện 110kV lũy kế thực hiện đến tháng 6 năm 2019 như bảng 2.4:

Bảng 2.4 Tổn thất điện năng trên đường dây và trạm biến áp

14 ĐZ Siêu nhiệt 176/E52-171KonTum 4232655 4,23

ĐZ Siêu nhiệt 176/E52-171KonTum 4232655 4,23

DUT.LRCC

Qua bảng 2.4 số liệu TTĐN lưới điện 110kV lũy kế 6 tháng đầu năm 2019 thực hiện 1,86%, trong đó nổi bật:

+ Đường dây Siêu nhiệt 176/500kV Pleiku -171/KonTum tổn thất 4,23% là do đặc điểm của dây siêu nhiệt vận hành mang tải cao thì tổn thất càng cao, nên cần vận hành giảm tải đường dây này

+ Đường dây 171/Diên Hồng - Chư Sê tổn thất 1,85% là do đường dây này mang tải cao, cung cấp điện cho các TBA Chư sê, Chư Pứh, ChưpRông, Đức Cơ TTĐN đường dây này bị vượt 0,6% so với kế hoạch giao nên cần tính toán bù CSPK

để giảm TTĐN

2.2.2 Ảnh hưởng của đường dây Siêu nhiệt 176/500kV Pleiku – 171/110kV Kon Tum đến TTĐN lưới điện 110kV

2.2.2.1 Hiện trạng phương thức giao nhận điện năng

* Trước ngày 27/3/2019, Công ty Điện lực Gia Lai giao nhận điện năng với Công ty Điện lực Kon Tum qua 02 đường dây vận hành cấp điện áp 110kV:

- Đường dây Siêu nhiệt 176/500kV Pleiku – 171/110kV Kon Tum

- Đường dây 173/500kV Pleiku – 174/NMTĐ Pleikrông (Đường dây 220kV 277 Pleiku – 272 Kon Tum vận hành tạm cấp 110kV)

* Bắt đầu từ 00h00’ ngày 27/3/2019, Tổng công ty Điện lực miền Trung hoàn trả đường dây 173/500kV Pleiku – 174/NMTĐ Pleikrông cho Công ty truyền tải điện

2 để vận hành đường dây 277 Pleiku – 272 Kon Tum ở cấp điện áp 220kV, Công ty Điện lực Gia Lai chỉ còn giao nhận điện năng với Công ty Điện lực Kon Tum qua 01

ĐZ Siêu nhiệt 176/500kV Pleiku – 171/110kV Kon Tum

2.2.2.2 Ảnh hưởng đến TTĐN

* TTĐN trên đường dây Siêu nhiệt 176/500kV Pleiku – 171/110kV Kon Tum tiếp tục tăng cao do tăng công suất truyền tải trên đường dây:

- Trước ngày 27/3/2019: Ptb=16MW; Pmax=55MW

- Sau ngày 27/3/219: Ptb=30MW; Pmax=76MW

- Số liệu TTĐN thực hiện của đường dây này như sau: Lũy kế 6 tháng đầu năm 2019:

+ Tỉ lệ thực hiện 4,23%; cao hơn cùng kỳ 0,79%

+ Điện năng tổn thất là 4,23 tr.kWh; tăng 48,5% so với cùng kỳ và chiếm 37,7% tổng điện năng tổn thất của cấp điện áp 110kV

2.2.3 TTĐN tăng thêm do vận hành các nhà máy NLTT

Theo số liệu tính toán của Ban Kỹ thuật Tổng công ty Điện lực miền Trung, TTĐN tăng thêm đối với Công ty Điện lực Gia Lai trong năm 2019 là khoảng 1,45 tr.kWh do vận hành nguồn từ các nhà máy máy NLTT

DUT.LRCC