Lắp đặt thiết bị bự lắp đặt 1 tụ bự dọc và SVC ở Thỏi Nguyờn...109 Trang 7 DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT TT Chữ ế vi t tắt Chữ ế ti ng Anh đầy đủNghĩa tiếng Vi t ệ1 SVC Static Var Compen
Tổng quan v định iện áp ề ổn đ
Khái niệm chung về ổn định điện áp
Ổn định của hệ thống điện (HTĐ) là khả năng duy trì trạng thái cân bằng trong chế độ xác lập và thiết lập lại trạng thái cân bằng mới khi có kích động Ổn định điện áp của HTĐ thể hiện qua khả năng khôi phục điện áp ban đầu khi chịu các kích động nhỏ tại phụ tải Ổn định điện áp tĩnh (static voltage stability) là khả năng giữ điện áp tại các nút trong giới hạn cho phép khi có kích động nhỏ, như biến thiên công suất phụ tải Các kích động này liên tục xảy ra, do đó ổn định tĩnh gắn liền với chế độ xác lập của HTĐ Chỉ tiêu ổn định tĩnh yêu cầu điện áp tại mọi thanh cái nhận điện tăng hoặc giảm tương ứng với công suất phản kháng cấp vào thanh cái đó Hệ thống đạt ổn định tĩnh khi > 0 dQ dU và ngược lại, không đạt khi < 0 dQ dU.
Ổn định động (dynamic voltage stability) là khả năng của hệ thống điện (HTĐ) duy trì điện áp tại các nút trong giới hạn cho phép so với điện áp định mức khi có các kích động lớn như mất máy phát hoặc sự cố đường dây công suất lớn Tiêu chí đánh giá ổn định động là sau khi xảy ra kích động lớn, điện áp tại tất cả các thanh cái nhận điện phải nằm trong giới hạn cho phép so với điện áp định mức.
Khi một hệ thống điện (HTĐ) ở trạng thái ổn định gặp phải sự thay đổi, quá trình dao động sẽ xuất hiện Nếu dao động đủ lớn, HTĐ có thể rời khỏi trạng thái cân bằng và trải qua quá trình quá độ để thiết lập trạng thái ổn định mới Trong trường hợp thay đổi liên tục, như phụ tải tăng dần, việc xác định điểm vận hành ổn định mới là rất quan trọng Tuy nhiên, HTĐ có thể mất ổn định nếu sự thay đổi trong hệ thống dẫn đến việc không còn điểm vận hành ổn định nào Khi không tồn tại điểm này, quá trình quá độ sẽ trở nên phức tạp, bắt đầu bằng sự sụt giảm điện áp chậm và sau đó giảm nhanh chóng do các thay đổi khác trong hệ thống, dẫn đến sự sụt giảm điện áp liên tục và cuối cùng là sự tan rã của HTĐ.
Quá trình mất OĐĐA được chia thành 3 giai đoạn diễn ra từ vài giây cho tới vài phút như sau:
1 Các quá trình quá độ điện cơ (ví dụ như các máy phát điện, các bộ điều chỉnh, các động cơ cảm ứng và các thiết bị điện tử công suất – như SVC, HVDC) trong vài giây;
2 Các thiết bị đóng cắt như các đầu phân áp của các máy biến áp (MBA) điều áp dưới tải và các bộ giới hạn kích từ tác động trong vài chục giây;
3 Quá trình khôi phục phụ tải diễn ra trong vài phút.
Trong phân tích OĐĐA, giai đoạn (1) được xác định là giai đoạn quá độ, trong khi giai đoạn (2) và (3) đại diện cho giai đoạn dài hạn Hình 1.1 minh họa rõ ràng hiện tượng OĐĐA theo các giai đoạn này.
Hình 1.1: Các giai đoạn SĐĐA theo thời gian
Mất OĐĐA thường xảy ra ở các hệ thống điện (HTĐ) có tải nặng, khi vận hành gần điểm giới hạn tải, hoặc khi gặp sự cố như mất đường dây, hoặc thiếu hụt CSPK Hiện tượng này liên quan đến nhiều phần tử và thông số của chúng trong hệ thống Mặc dù thường chỉ ảnh hưởng đến một khu vực cụ thể, nhưng hậu quả của mất OĐĐA lại tác động đến toàn bộ hệ thống điện.
SĐĐA được phân loại thành hai giai đoạn chính: giai đoạn quá độ và giai đoạn dài hạn Trong đó, SĐĐA ở giai đoạn dài hạn có thể chứa đựng những hậu quả từ giai đoạn quá độ Chẳng hạn, SĐĐA diễn ra chậm trong vài phút có thể kết thúc nếu có sự xuất hiện của SĐĐA nhanh trong giai đoạn quá độ.
Nguyên nhân gây ra mất ổn định điện áp
Bản chất vật lý của hiện tượng SĐĐA là do yêu cầu công suất của phụ tải không được đáp ứng đầy đủ, điều này xảy ra do các giới hạn trong việc phát và truyền tải công suất.
Tự khôi phục phụ tải, AGC, đầu phân áp, các bộ giới hạn kích từ…
Máy phát, bộ điều chỉnh, SVC,
HVDC, động cơ cảm ứng…
Các thay đổi chậm - thời gian dài Khôi phục tải
Các thay đổi nhanh - thời gian ngắn
Hạn chế về phát CSPK bao gồm giới hạn công suất của máy phát, giới hạn công suất của SVC và sự sụt giảm CSPK của các tụ ở điện áp thấp Các giới hạn truyền tải CSPK thường liên quan đến tổn thất CSPK lớn trên các đường dây có tải trọng nặng, hoặc xảy ra sự cố trên đường dây dẫn đến giảm công suất truyền tải.
Các nguyên nhân gây mất OĐĐA bao gồm:
Công suất truyền tải trên các đường dây quá lớn;
Điện áp tại nguồn phát quá thấp;
Khoảng cách giữa các nhà máy điện và phụ tải quá xa;
Dung lượng bù CSPK không đủ;
Phối hợp kém giữa các thiết bị bảo vệ.
Hậu quả mất ổn định điện áp
Mất ổn định điện áp (OĐĐA) gây ảnh hưởng nghiêm trọng đến các phụ tải công nghiệp, làm giảm hiệu suất hoạt động của động cơ và máy móc, từ đó ảnh hưởng đến chất lượng sản xuất Ngoài ra, tình trạng này còn đe dọa sự an toàn trong công nghiệp và làm giảm độ tin cậy của các thiết bị Hơn nữa, mất OĐĐA có tác động lớn đến đời sống xã hội, gây ra các vấn đề về vệ sinh, an toàn giao thông và làm giảm tuổi thọ của các thiết bị điện trong sinh hoạt hàng ngày.
Sụp đổ điện áp (SĐĐA) là trường hợp sự cố nặng nề trong HTĐ
SĐĐA xảy ra khi hệ thống điện gặp các kích động lớn như mất máy phát hoặc mất đường dây công suất lớn, dẫn đến điện áp tại các nút giảm nhanh chóng dưới mức cho phép Khi các biện pháp giữ OĐĐA đã đạt giới hạn hoặc thiếu linh hoạt, điện áp tại các nút sẽ tiếp tục giảm theo chuỗi trong thời gian ngắn Hậu quả của SĐĐA là tình trạng sa thải hàng loạt phụ tải trên diện rộng và hệ thống có thể bị tan rã Dưới đây là một số sự cố SĐĐA đã xảy ra trên thế giới.
Vào ngày 17/05/1985, một sự cố nghiêm trọng đã xảy ra ở Nam Florida, Mỹ, do việc không dự báo chính xác yêu cầu công suất của phụ tải Các biện pháp ngăn chặn mất ổn định điện áp không hiệu quả, dẫn đến việc các máy cắt đã cắt ba đường dây 500 kV khỏi hệ thống.
Điện áp trong hệ thống giảm mạnh, dẫn đến công suất tác dụng cung cấp cho phụ tải không đủ Các rơle sa thải phụ tải tần số thấp không hoạt động do điện áp quá thấp, gây ra sự cố SĐĐA, làm mất điện cho một khu vực phụ tải rộng lớn với tổng công suất khoảng 4300 MW.
Vào ngày 27/12/1983, một sự cố nghiêm trọng đã xảy ra ở Thụy Điển khi một máy cắt bị hỏng, dẫn đến việc trạm biến áp và hai đường dây 400 kV bị cắt khỏi hệ thống Chỉ sau 8 giây, một đường dây 220 kV cũng bị cắt do quá tải Các máy biến áp điều áp liên tục chuyển nấc để phục hồi điện áp, nhưng lại làm giảm điện áp trên lưới truyền tải và tăng dòng điện trên đường dây chính từ phía Bắc xuống phía Nam Chưa đầy một phút sau, một đường dây 400 kV khác cũng bị cắt khỏi hệ thống do quá tải, gây ra sự suy giảm tần số và điện áp Các biện pháp sa thải phụ tải dưới tần số và điện áp không đủ để ngăn chặn sự tan rã của hệ thống, dẫn đến việc mất điện lớn ở phía Nam Thụy Điển.
Sự cố tại Tokyo, Nhật Bản ngày 23/07/1987: khí hậu quá nóng dẫn tới phụ tải tăng bất thường với cường độ 400MW/phút Điện áp trên đường dây
Điện áp của đường dây 500 kV giảm xuống còn khoảng 460 kV, mặc dù tất cả các tụ bù đã được kết nối vào hệ thống Chỉ sau vài phút, điện áp tiếp tục giảm xuống còn 370 kV, dẫn đến sự cố sụt giảm điện áp (SĐĐA) Khu vực phụ tải bị mất điện ước tính khoảng 8170 MW.
Sự cố tại Pháp, 19/12/1978: tại thời điểm đó Pháp đang nhận điện từ
Nhu cầu phụ tải điện nước ngoài tăng nhanh gấp 1,5 lần so với mức bình thường, dẫn đến sự giảm điện áp nhanh chóng chỉ sau vài phút Các máy biến áp điều áp tại lưới cao áp bị khóa lại, khiến điện áp trên đường dây 400 kV phía Tây dao động trong khoảng 342 đến 374 kV Khi một đường dây chính 400 kV bị quá tải và cắt ra khỏi hệ thống, hiện tượng SĐĐA xảy ra, và tình trạng này kéo dài trong vài giờ đồng hồ.
17 hồ toàn bộ hệ thống mới được khôi phục Ước tính phụ tải bị mất điện lên tới 29 GW Tổn thất về mặt kinh tế là rất lớn
SĐĐA là một vấn đề thực tế với hậu quả nghiêm trọng, xuất phát từ nhiều nguyên nhân khác nhau gây ra các sự cố.
Vấn đề đảm bảo giá trị điện áp cho phép
Điện áp cho phép trong hệ thống điện là một giá trị nằm trong khoảng lân cận giá trị định mức, thường chỉ được phép thay đổi trong phạm vi 5% Việc duy trì điện áp trong giới hạn cho phép khi có thay đổi trong hệ thống là rất quan trọng, vì điện áp phụ thuộc vào sự cân bằng giữa công suất yêu cầu và công suất phát Tổn thất trên đường dây khiến việc truyền tải công suất lớn qua đường dây dài không hiệu quả, do đó, phần lớn công suất yêu cầu sẽ được cung cấp ngay tại vị trí tiêu thụ Ngoài ra, giới hạn phát của các máy phát điện cũng ảnh hưởng đến điện áp trong hệ thống và hiện tượng sụt điện áp Các thiết bị điều chỉnh điện áp đóng vai trò quan trọng trong việc duy trì sự ổn định của hệ thống điện.
Các thiết bị bù tĩnh và có thể đóng/cắt;
Các thiết bị bù được điều khiển bằng thyristor;
Các thiết MBA điều áp dưới tải;
Hiện tượng điện áp thấp xảy ra khi điện áp của các thanh cái trong hệ thống giảm xuống dưới mức cho phép, tuy nhiên hệ thống điện vẫn có thể hoạt động bình thường Điều này cho thấy rằng điểm vận hành ổn định là bền vững và không có sự dao động điện áp, do đó hiện tượng điện áp thấp khác biệt với hiện tượng dao động điện áp.
Nâng điện áp thông qua việc phát thêm CSPK có thể cải thiện giới hạn xảy ra SĐĐA Đặc biệt, các bộ shunt hoạt động hiệu quả hơn khi cung cấp CSPK tại các thanh cái có điện áp cao Ngoài ra, điện áp thấp cũng có tác động đáng kể đến các chỉ số liên quan.
Tăng điện áp thông qua việc điều chỉnh đầu phân áp của các máy biến áp điều áp dưới tải có thể làm giảm giới hạn SĐĐA, do nhu cầu CSPK gia tăng.
Các biện pháp ngăn ngừa sụp đổ điện áp
1.5.1 Các biện pháp vận hành
Giới hạn ổn định là yếu tố quan trọng trong việc vận hành hệ thống, yêu cầu có kế hoạch sử dụng các nguồn CSPK hợp lý Nếu sự cố SĐĐA không thể được ngăn chặn bằng các nguồn CSPK và thiết bị điều chỉnh điện áp hiện có, cần phải giới hạn công suất truyền tải và khởi động các máy phát dự phòng.
Dự trữ quay là yếu tố quan trọng trong hệ thống điện, đảm bảo rằng công suất phát điện luôn sẵn sàng để duy trì điện áp trong phạm vi cho phép Đặc biệt, công suất dự trữ quay cần được phân bổ hợp lý tại các khu vực có nhu cầu cao về điều chỉnh điện áp.
Người vận hành cần hiểu rõ các hiện tượng liên quan đến ổn định điện áp và thực hiện các thao tác hợp lý như điều chỉnh điện áp và sa thải phụ tải kịp thời Việc thiết lập các phương thức vận hành nhằm ngăn ngừa hiện tượng sụt giảm điện áp là rất cần thiết.
1.5.2 Các biện pháp thiết kế Điều khiển điện áp máy phát: Hiệu quả tác động của bộ tự động điều chỉnh điện áp máy phát là điện áp phía cao của MBA tăng áp sẽ được điều chỉnh Trong nhiều trường hợp, biện pháp này rất hiệu quả để đảm bảo OĐĐA
Sự phối hợp giữa các thiết bị bảo vệ và điều khiển là yếu tố quan trọng để giảm thiểu sự cố SĐĐA Thiếu sự phối hợp này có thể dẫn đến những rủi ro nghiêm trọng Do đó, việc nghiên cứu mô phỏng sự phối hợp của các thiết bị bảo vệ trong các tình huống khác nhau của hệ thống là cần thiết và cấp bách.
Điều khiển đầu phân áp của MBA giúp giảm nguy cơ SĐĐA, nhưng nếu không có tác động tích cực tại vị trí thay đổi, biện pháp này cần ngừng sử dụng khi điện áp nguồn giảm Việc điều chỉnh đầu phân áp chỉ nên tiếp tục khi điện áp nguồn đã hồi phục.
Sa thải phụ tải là biện pháp cần thiết trong những tình huống khẩn cấp để ngăn chặn sự lan rộng của hiện tượng SĐĐA, đặc biệt khi xác suất xảy ra các điều kiện nguy hiểm trong hệ thống là thấp Mặc dù đây là một giải pháp tiết kiệm, việc sa thải phụ tải cần được thực hiện cẩn thận, vì nó có thể gây ra hậu
Việc sử dụng các thiết bị FACTS là cần thiết để đáp ứng các yêu cầu về cách điện, nhiệt độ của khí cụ điện, và ổn định của hệ thống điện (HTĐ), từ đó xác định giới hạn công suất tối đa truyền tải trên các đường dây Mặc dù xây dựng thêm đường dây truyền tải mới là một giải pháp hiệu quả để tăng cường công suất truyền tải cho HTĐ, nhưng điều này thường gặp khó khăn do chi phí đầu tư cao và thời gian thi công bị hạn chế.
Khi các thông số của hệ thống điện như công suất phụ tải thay đổi, điện áp cũng có thể biến động Người điều độ thực hiện việc điều chỉnh thông qua máy phát và máy biến áp Tuy nhiên, khi các thiết bị này đạt đến giới hạn điều chỉnh, mọi hoạt động điều chỉnh sẽ không thể tiếp tục thực hiện.
Khi hệ thống điện (HTĐ) phát triển nhanh chóng, việc áp dụng công nghệ mới là cần thiết để tối ưu hóa khả năng của HTĐ hiện tại mà vẫn đảm bảo an toàn cho toàn bộ hệ thống.
Để giải quyết vấn đề về khả năng truyền tải và ổn định hệ thống điện, nghiên cứu về thiết bị điều chỉnh linh hoạt hệ thống truyền tải điện xoay chiều FACTS đã được triển khai Sự phát triển trong lĩnh vực điều khiển tự động, đặc biệt là công nghệ thyristor công suất lớn, đã tạo ra các bộ điều chỉnh cho phép bù CSPK gần như tức thời, giúp ổn định điện áp nhanh chóng và ngăn chặn dao động Các thiết bị FACTS có khả năng điều khiển linh hoạt và nhanh chóng công suất tác dụng và phản kháng của hệ thống điện, với các thông số và mô hình vật lý khác nhau cho từng loại thiết bị.
Các thiết bị FACTS bao gồm:
Static Var Compensator (SVC) là thiết bị bù ngang sử dụng Thyristor, cho phép điều chỉnh công suất đầu ra để cân bằng dòng điện cảm hoặc điện dung Mục tiêu chính của SVC là duy trì và điều khiển các thông số quan trọng của hệ thống điện, đặc biệt là điện áp tại các nút.
The Thyristor Controlled Series Compensator (TCSC) is a thyristor-controlled reactive power compensation device It consists of a series of capacitors connected in parallel with a thyristor-controlled reactor (TCR), allowing for smooth and adjustable reactive power compensation.
Bộ tụ bù đồng bộ tĩnh (STATCOM) là thiết bị điều chỉnh điện áp đầu ra xoay chiều thông qua bộ chuyển đổi điện nguồn áp, giúp đáp ứng dòng CSPK theo yêu cầu tại các nút điện Điện áp một chiều của tụ điện được điều chỉnh tự động để hoạt động như nguồn áp cho bộ chuyển đổi Ngoài ra, STATCOM có khả năng hoạt động như một bộ lọc để loại bỏ các sóng hài, nâng cao hiệu suất hệ thống điện.
Unified Power Flow Control (UPFC) là thiết bị điều khiển dòng công suất, cho phép cung cấp bù CSPK và tác dụng đồng thời mà không cần nguồn điện bên ngoài Việc áp dụng các thiết bị FACTS vào hệ thống điện (HTĐ) mang lại lợi ích nâng cao độ tin cậy và khả năng phản ứng động của hệ thống Đặc biệt, nếu các thiết bị FACTS được lắp đặt ở vị trí thích hợp, giới hạn công suất truyền tải của hệ thống sẽ tăng lên đáng kể Hơn nữa, các thiết bị FACTS còn hiệu quả trong việc ngăn ngừa sự cố dao động điện áp (SĐĐA).
Nhìn chung, các thiết bị FACTS này có tác dụng:
Điều khiển điện áp tại nút đặt thiết bị FACTS để ổn định điện áp, nhờ đó chất lượng điện áp được nâng cao;
Điều khiển công suất tác dụng, phản kháng tại nút được đặt thiết bị;
Giảm quá điện áp khi xảy ra sự cố (ngắn mạch, mất tải đột ngột );
Giảm quá điện áp khi xảy ra sự cố ngắn mạch trong HTĐ;
Điều khiển quá trình quá độ, nâng cao tính ổn định cho hệ thống;
Giảm dao động công suất khi xảy ra sự cố trong HTĐ như ngắn mạch, mất tải đột ngột ;
Nâng cao giới hạn truyền tải của đường dây theo điều kiện ổn định tĩnh;
Giảm tổn thất công suất và điện năng
Nhận xét
Chương 1 tập trung vào các vấn đề liên quan đến OĐĐA, bao gồm những khái niệm cơ bản về ổn định và phân tích các nguyên nhân gây ra hiện tượng này.
Mất ổn định điện áp là một vấn đề nghiêm trọng, trong đó sụp đổ điện áp được coi là một trong những sự cố nặng nề nhất Hậu quả của sự cố này có thể gây ra thiệt hại lớn cho hệ thống điện và thiết bị sử dụng điện Để ngăn ngừa tình trạng mất ổn định điện áp, cần áp dụng các biện pháp phòng ngừa hiệu quả nhằm bảo đảm sự ổn định của lưới điện.
Việc sử dụng thiết bị truyền tải điện xoay chiều FACTS trong các biện pháp vận hành và thiết kế nhằm ngăn ngừa mất ổn định điện áp (OĐĐA) được coi là một phương pháp hiện đại, mang lại hiệu quả cao và nhanh chóng.
SVC là một trong những thiết bị FACTS tiên tiến, nổi bật với khả năng điều khiển nhanh CSPK, do đó, nghiên cứu nguyên lý hoạt động và hiệu quả của SVC là cần thiết để nâng cao OĐĐA của hệ thống điện Tuy nhiên, chi phí đầu tư cho SVC rất cao, vì vậy việc xác định vị trí lắp đặt phù hợp trong hệ thống là điều quan trọng để đạt được hiệu quả kỹ thuật tối ưu mà không làm tăng chi phí quá mức.
VAI TRÒ VÀ ỨNG DỤNG CỦA THIẾT BỊ BÙ SVC VÀ TCSC
TRONG VI C NÂNG CAO Ệ ỔN ĐỊNH Đ ỆI N ÁP
Thiết bị bù ngang SVC (Static Var Compensator) ra đời vào giữa thập kỷ 70 nhờ công nghệ chất bán dẫn, đánh dấu bước ngoặt trong phát triển hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt FACTS Với hàng chục năm ứng dụng, SVC đã chứng minh ưu điểm trong vận hành lưới điện và mang lại lợi ích kinh tế lớn cho hệ thống.
Trong hệ thống truyền tải điện năng, SVC được sử dụng với các mục đích chính sau:
- Ổn định điện áp trong các hệ thống yếu
- Tăng khả năng truyền tải của đường dây
- Giảm tổn thất điện năng truyền tải
- Tăng cường khả năng điều khiển điện áp
- Ôn hòa các dao động công suất.
SVC
2.1 1 Khả năng ứng dụng của SVC trong Hệ thống điện
Công suất phản kháng Q trong hệ thống điện cần được điều chỉnh liên tục để duy trì trạng thái cân bằng, tương tự như công suất tác dụng P Việc phân bố dòng công suất là nhiệm vụ quan trọng nhằm đảm bảo chất lượng điện năng cho các phụ tải, đồng thời bảo vệ an toàn cho thiết bị và đường dây, tránh hiện tượng quá áp và các vấn đề khác do công suất phản kháng gây ra Hơn nữa, điều này còn góp phần nâng cao tính kinh tế kỹ thuật trong vận hành hệ thống điện.
Công suất phản kháng trong hệ thống điện có tính chất phân bố theo khu vực và khác nhau giữa các nút điện, do đó, ngoài nguồn cung cấp từ các nhà máy điện, cần có các nguồn phát công suất phản kháng bổ sung như máy bù đồng bộ, tụ bù và kháng điện Việc lắp đặt các thiết bị bù công suất phản kháng không chỉ giúp cung cấp năng lượng mà còn cải thiện đáng kể các thông số chế độ, đặc biệt là đối với đường dây siêu cao áp.
Trước đây, thiết bị bù công suất phản kháng thường thiếu khả năng tự động điều chỉnh hoặc có điều chỉnh chậm Tuy nhiên, với sự phát triển của các thiết bị thyristor công suất lớn và hệ thống FACTS (Flexible AC Transmission System), đặc biệt là SVC, những nhược điểm này đã được khắc phục SVC nổi bật với khả năng điều chỉnh nhanh và biên độ thay đổi lớn, do đó được áp dụng rộng rãi trên toàn cầu nhằm cải thiện chế độ vận hành, nâng cao ổn định hệ thống điện và mở rộng khả năng cải thiện thông số chế độ ô đường dây.
Thiết bị bù ngang điều khiển SVC là yếu tố quan trọng trong việc điều chỉnh điện áp của hệ thống điện Mặc dù hoạt động như một phần tử thụ động, nhưng nó có khả năng tự thích nghi với các thông số chế độ của hệ thống.
2.1.1.2 Một số ứ ng dụng của SVC
2.1.1.2.1 Điều chỉnh điện áp và trào lưu công suất
Chức năng chính của SVC là điều chỉnh điện áp và kiểm soát dòng công suất phản kháng tại điểm kết nối với mạng lưới, giúp duy trì sự ổn định và hiệu suất hoạt động của hệ thống điện.
Công suất phản kháng đóng vai trò quan trọng trong việc duy trì cường độ điện áp, và SVC là thiết bị có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo sự biến đổi của công suất tải Khi công suất tải lớn, điện áp có thể giảm mạnh, dẫn đến tác động của Relay điện áp thấp Ngược lại, quá điện áp có thể gây bão hòa mạch từ trong máy biến áp, làm tăng hàm lượng sóng hài trong máy phát điện Hiện tượng này có thể dẫn đến cộng hưởng sóng hài trong các tụ bù, đường dây truyền tải và cáp, gây ra sự tác động của chống sét van, thậm chí làm hỏng các thiết bị này Ngoài ra, sự cộng hưởng nhiệt từ tụ điện và động cơ cũng có thể gây hại cho các thiết bị điện trong hộ tiêu thụ.
Sự thay đổi điện áp tại nút phụ tải cuối cùng trong hệ thống thiếu hụt công suất phụ thuộc vào công suất tải toàn hệ thống, điều này có thể được minh họa thông qua ví dụ đơn giản như hình 2.1.
Hình 2.1: Điều chỉnh điện áp tại nút phụ tải bằng SVC
E: là điện áp của hệ thống
Điện kháng trong hệ thống điện liên quan đến thanh cái của phụ tải, ảnh hưởng đến điện áp tại thanh cái Khi công suất tải tăng mà không có phần tử bù công suất phản kháng, điện áp tại thanh cái sẽ có xu hướng giảm.
Đường đặc tính (a) trong hình 2.2 thể hiện sự cung cấp công suất phản kháng của thiết bị SVC Điều này giúp duy trì điện áp tại điểm đấu phụ tải ổn định hơn, như được minh họa trong đường đặc tính (b) của hình 2.2.
Nếu thiết bị SVC không bị giới hạn về công suất phát, điện áp trên thanh cái của phụ tải có thể duy trì giá trị không đổi, như thể hiện trong đường đặc tính (c) của hình 2.2.
Hình 2.2:Sự thay đổi của điện áp tại thanh cái phụ tải khi có và không có VC S
2.1.1.2.2 Giới hạn thời gian và cường độ quá áp khi xảy ra sự cố
Chức năng quan trọng nhất của SVC là giới hạn thời gian và cường độ quá áp khi xảy ra sự cố, như mất tải đột ngột hoặc ngắn mạch yếu Với khả năng phản ứng trong vòng 10ms, SVC giúp giảm thời gian quá áp xuống dưới mức thời gian chỉnh định bảo vệ của hệ thống rơ le, từ đó không cần phải cắt sự cố và nâng cao tính chất tải điện Quan hệ giữa quá áp và thời gian được minh họa trong hình 2.3.
Hình 2.3: Quan hệ thời gian v điện áp quá ápà
Đặc điểm này rất quan trọng đối với đường dây siêu cao áp 500kV Bắc Nam của Việt Nam, do chiều dài lớn lên đến 1487km Việc cắt ngắn mạch một phía ở các đoạn đường dây có thể gây ra hiện tượng quá áp.
Trong hệ thống điện hợp nhất của nước ta, quá điện áp xảy ra trong những trường hợp sau:
- Cắt đường dây Phú Lâm- Hóc Môn
- Loại bỏ phụ tải chính của hệ thống điện miền Nam
- Loại bỏ phụ tải ở hệ thống điện miền Nam khi bộ tụ bù tại Phú Lâm vẫn tác động
- Sửa chữa định kì kháng bù ngang tại Đà Nẵng
- Sửa chữa định kì kháng bù ngang tại Phú Lâm
- Sửa chữa định kì tụ bù dọc
- Khi tự đóng lại một pha
- Đường dây 500kV bị cắt trọng mọi trường hợp
2.1.1.2.3 Làm dịu dao động công suất hữu công
Dao động công suất là hiện tượng xảy ra sau quá trình quá độ, như mất tải hoặc giảm đột ngột công suất phát Hiện tượng này xảy ra dễ dàng hơn khi hệ thống tải điện yếu, gây ra vấn đề lớn cho đường dây siêu cao áp 500KV của Việt Nam.
Trong hệ thống điện hợp nhất của nước ta, dao động công suất có thể xảy ra trong các trường hợp sau:
- Loại bỏ phụ tải Phú Lâm
- Loại bỏ phụ tải Đà Nẵng
- Sự cố ngắn mạch 3 pha
- Sự cố tại nhà máy thủy điện Hòa Bình
- Sửa chữa định kì các máy phát điện miền Bắc
- Sửa chữa định kì các máy phát điện miền Nam
Khi xảy ra dao động công suất, SVC sẽ được điều chỉnh để kiểm soát tình huống bằng cách thay đổi góc mở của thyristor một cách nhanh chóng.
2.1.1.2.4 Giảm cường độ dòng điện vô công
Khai thác phấn mềm PSS/E, tính toán phân tích ổn định hệ thống điện
Tính toán chế độ, lựa chọn phương án lắp đặt thiết bị TCSC kết hợp SVC
Đặt vấn đề
Để đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy và hiệu quả kinh tế khi mua điện với công suất 200 MW (tương đương 700-1000 GWh/năm) từ Trung Quốc qua Hà Giang, cần tính toán lựa chọn dung lượng và vị trí lắp đặt thiết bị bù phù hợp với cấp điện áp 220 kV.
Thiết bị bù được lựa chọn thoả mãn các yêu cầu sau:
Truyền tải an toàn và tin cậy công suất mua từ Trung Quốc qua Hà Giang được thực hiện bằng hệ thống điện áp 220 kV, phù hợp với hợp đồng mua bán điện đã được thỏa thuận giữa Việt Nam và Trung Quốc.
- Khả thi về vị trí lắp đặt các thiết bị bù.
- Hạn chế trao đổi công suất phản kháng.
- Giảm bước nhảy điện áp khi đóng cắt các phần tử trong hệ thống
- Hiệu quả về kinh tế.
Cơ sở tính toán
Tính toán lựa chọn dung lượng thiết bị bù tại trạm 220 kV Thái Nguyên được lập dựa trên cơ sở sau:
- Sơ đồ lưới điện miền Bắc hiện tại.
- Số liệu phụ tải hiện tại của các tỉnh phía Bắc Hà Nội
- Dự báo nhu cầu phụ tải các tỉnh phía Bắc Hà Nội Đề án tham khảo một số văn bản, tài liệu sau:
- Phương án mua điện 220kV từ Trung Quốc hướng Vân Nam Hà Giang do - Viện Năng Lượng lập tháng 3/2006
- Công văn số 2185/C EVN KH của Tổng Công Ty Điện Lực Việt Nam về V- -
"Thông qua đề án nhập khẩu điện 220kV từ Trung Quốc theo hướng Vân
Nam- Hà Giang bổ sung nguồn điện khu vực miền Bắc giai đoạn 2007-2010" ngày 05/05/2006.
Phân vùng phụ tải, xác định phạm vi đầu nối
Phụ tải khu vực giai đoạn 2007 2010 được dự báo như sau:-
Bảng 4.1 Dự báo phụ tải khu vực
TT Tỉnh Phụ tải khu vực (MW)
Tổng nhu cầu phụ tải
Theo dự báo, nhu cầu tiêu thụ điện của tỉnh Thái Nguyên có thể đạt khoảng 200MW, tương đương với lượng công suất điện mua từ Trung Quốc qua Hà Giang trong giai đoạn 2006-2010.
2015 được tính toán thể hiện trong bảng sau
Bảng 4.2 Nhu cầu phụ tải tỉnh Thái Nguyên giai đoạn 2006- 2010- 2015
(tr kWh) 901 1001 1112 1236 1373 2420 11.1% 12.0% trong đó gang, thép
(tr kWh) 422 451 482 515 550 600 6.8% 1.8% Điện nhận (tr kWh) 951 1057 1174 1304 1449 2554 11.1% 12.0% Pmax (MW) 202 225 147 272 298 489 10.0% 10.4%
Cùng với dự án điện Trung Quốc qua Hà Giang ở cấp điện áp 220kV, EVN đang triển khai một số dự án mua điện của Trung Quốc sau:
Theo hướng Lào Cai, hiện đã có đường dây 110kV nối với Hà Khẩu - Trung Quốc, cung cấp điện cho phụ tải tỉnh Lào Cai với công suất tối đa khoảng 63 MW.
Từ tháng 3 năm 2005, dự án đã sản xuất 270 triệu kWh điện mỗi năm Đầu nối lưới 220kV cho phép mua khoảng 300 MW, với tổng điện năng khoảng 1300 triệu kWh được chuyển từ Tân Kiều, Trung Quốc về các tỉnh Lào Cai, Yên Bái, Việt Trì và Vĩnh Yên Hệ thống này chính thức đi vào vận hành vào tháng 10 năm 2006.
- Theo hướng Hà Giang: ĐDK 110kV đầu nối từ Vân Sơn- Trung Quốc cũng đã đưa vào vận hành từ 7/2005 Công suất P R max R khoảng 110 MW và sản lượng
370 triệu kWh cấp cho Hà Giang và một phần Yên Bái, Tuyên Quang từ năm
Với công suất 200 MW, điện năng khoảng 1000 triệu kWh/năm từ ma Guan- Trung Quốc, chuyên tải bằng cấp điện áp 220kV và đưa về Thái
Nguyên tắc phù hợp với nhu cầu phụ tải là rất quan trọng Phạm vi tách lưới bao gồm các phụ tải được cấp điện từ các trạm 110kV kết nối với hai mạch ĐDK 110kV Thái Nguyên - Sóc Sơn.
• Trạm 110kV Thịnh Đán: 1x 25MVA
• Trạm 110kV Gia Sàng: 1x50MVA+ 1x 40MVA
• Trạm 110kV Lưu Xá: 1x 40 MVA
• Trạm 110kV Thái Nguyên: 2x 63 MVA
• Trạm 110kV Phú Lương: 1x 25MVA
Trạm 110kV XM Thái Nguyên với công suất 1x 25MVA sẽ được quản lý và vận hành hiệu quả Đơn vị quản lý sẽ xác định vị trí tách lưới chính xác tại lưới trung và hạ áp nhằm tiêu thụ toàn bộ công suất điện mua từ Trung Quốc qua Hà Giang.
Trong quá trình vận hành, việc điều chỉnh phạm vi tách lưới sẽ được thực hiện dựa trên tốc độ tăng trưởng phụ tải và lượng công suất mua từ Trung Quốc.
Sơ đồ kết lưới
Để đáp ứng các yêu cầu về phương án đầu nối và phân vùng phụ tải, sơ đồ kết lưới 220kV và 110kV đã được trình bày như sau:
1 Sơ đồ lưới điện khu vực (hình 4.1.)
2 Sơ đồ dự kiến tách lưới (hình 4.2)
Cơ sở, phương pháp và thời điểm tính toán
Điểm giữ điện lực phía Trung Quốc là Trạm Biến Áp 220kV Ma Guan, cách cửa khẩu Thanh Thủy, Hà Giang khoảng 50 km Tại Ma Guan, điện áp dao động trong khoảng 222-235kV.
- Công suất mua lớn nhất là 200MW (đo trên ĐDK Hà Giang Ma Guan).-
- Trong sáu tháng đầu tiên công suất mua từ 150 200MƯ.-
- Điện năng mua trong mười năm là 10000GWh.
- Hạn chế tối đa trao đổi công suất phản kháng.
- Giai đoạn đầu, đường dây Ma Guan Hà Giang là đường dây 1 mạch, dây - phân pha 2 dây tiết diện 300mm P 2 P
2 Điều kiện về vận hành đối lưới điện Việt Nam
- Điện áp vận hành đối với cấp điện áp 110kV là 100 ± 5% kV, cấp điện áp 220kV là 220± 5%kV
- Bước nhảy điện áp theo kinh nghiệm vận hành không quá 3kV đối với cấp điện áp 110kV, không quá 5kV đối với cấp điện áp 220kV
Thông số của các thiết bị bù được lựa chọn dựa trên phương án kết lưới vận hành lâu dài, khi đã có sự vận hành cả hai mạch từ Hà Giang đến Thái Nguyên Việc tính toán và kiểm tra các thông số này được thực hiện vào năm 2007, thời điểm mà các phần tử của hệ thống chưa hoạt động đầy đủ.
- Phối hợp giữa bù dọc và bù ngang để nâng cao khả năng truyền tải.
Khả năng phát công suất phản kháng của SVC được xác định thông qua đường cong P_V, cho phép tính toán công suất truyền tải tối đa và độ dự trữ ổn định tĩnh mong muốn Tại Việt Nam và nhiều quốc gia khác, độ dự trữ ổn định tĩnh thường được khuyến nghị ở mức 20%.
- Khả năng hút công suất phản kháng của SVC dựa trên chế độ phụ tải cực tiểu với số lượng lớn nhất các đường dây có thể vận hành
Để truyền tải công suất 200MW từ Hà Giang về Thái Nguyên, cần thiết bị bù có dung lượng lớn, dẫn đến chi phí mua sắm thiết bị tăng cao Do đó, dung lượng thiết bị bù được lựa chọn dựa trên cấu hình lưới trong chế độ bình thường và được tính toán kiểm tra trong chế độ sự cố.
Thời điểm tính toán cho dự án mua điện từ Trung Quốc qua Hà Giang phụ thuộc vào tiến độ đầu tư xây dựng các công trình lưới điện liên quan Các mốc thời gian quan trọng sẽ được xác định để đảm bảo sự đồng bộ và hiệu quả trong quá trình triển khai dự án.
Thời điểm 1: Vận hành một mạch ĐDK 220kV Hà Gianig - Tuyên Quang - Thái Nguyên và vận hành tụ bù dọc, SVC.
Thời điểm 2: Vận hành một mạch ĐDK 220kV Hà Giang - Tuyên Quang- Thái Nguyên và vận hành tụ bù dọc,SVC.
Thời điểm 3: Vận hành hai mạch ĐDK 220kV Hà Giang - Tuyên Quang - Thái Nguyên, Hà Giang Bắc Cạ- n - Thái Nguyên và vận hành tụ bù dọc, SVC.
Đánh giá sơ bộ
Khoảng cách từ MaGuan đến Thái Nguyên vượt quá 300km, do đó nếu không lắp đặt thêm các thiết bị bù, sẽ không thể đạt được lượng công suất theo hợp đồng đã ký kết với Trung Quốc.
Sân phân phố 110kV và 220kV của TBA 220kV Thái Nguyên gặp khó khăn trong việc mở rộng Để lắp đặt thêm bộ tụ bù ngang, cần di chuyển thiết bị 35kV ngoài trời vào các tủ phân phối trong nhà, nhưng điều này sẽ ảnh hưởng đến cung cấp điện cho phụ tải và kéo dài thời gian di chuyển lên tới 1 năm Hơn nữa, việc này còn ảnh hưởng đến khả năng nhận điện từ Trung Quốc qua Hà Giang Vì vậy, ngoài 2 bộ tụ bù ngang công suất 2 x 40 MVAr, việc lắp đặt thêm bộ tụ bù ngang tại TBA 220kV Thái Nguyên không thể thực hiện trong năm 2007.
Cấu hình điện năm 2007 chỉ có một mạch đường dây 220kV cung cấp điện từ Hà Giang đến Thái Nguyên Khi xảy ra sự cố trên đường dây này, việc cung cấp điện cho các phụ tải nhận điện từ Trung Quốc sẽ bị gián đoạn.
Bán kính phụ tải nhỏ và thiếu nút điều chỉnh công suất phản kháng tại nhà máy điện dẫn đến hiện tượng nhảy điện áp khi đóng cắt các bộ tu bù ngang 40MAr ở Thái Nguyên, ảnh hưởng nghiêm trọng đến hoạt động của các phụ tải gang thép tại đây Để khắc phục tình trạng này, cần xem xét lắp đặt thiết bị bù ngang có điều khiển (SVC) nhằm ổn định điện áp và cải thiện hiệu suất hoạt động của hệ thống.
Việc lắp đặt tụ bù dọc tại sân phân phối 220 kV của TĐ Tuyên Quang không khả thi do hạn chế về mặt bằng bố trí Nếu chọn lắp đặt tại TBA 220 kV Hà Giang, cần bổ sung một bộ kháng bù ngang để kiểm soát công suất phản kháng trao đổi qua biên giới, như đã trình bày trong phần tính toán của báo cáo Tuy nhiên, khảo sát thực địa cho thấy có khả năng lắp đặt một bộ tụ bù dọc tại TBA 220 kV Thái Nguyên.
Sử dụng một dàn tụ bù dọc có dung lượng phù hợp có thể giảm công suất phát vô công của SVC, nhưng đồng thời cũng có thể làm lệch tải giữa hai đường dây Hà Giang và Thái Nguyên, dẫn đến tăng tổn thất công suất Do đó, việc lựa chọn dung lượng tụ bù dọc cần đảm bảo vừa giảm công suất phát cô công của SVC, vừa không tạo ra sự chênh lệch tải lớn giữa hai đường dây Để đạt được hiệu quả tối ưu, cần phối hợp giữa bù dọc và bù ngang nhằm đảm bảo khả năng tải và tính hợp lý về kinh tế.
- Nếu sử dụng 2 dàng tụ bù dọc, 2 dàn tự bù dọc phải có dung lượng khác nhau để tạo sự cân tải giữa 2 đường dây
SVC có thể được lắp đặt tại trạm biến áp 220kV Thái Nguyên và kết nối vào cuộn thứ ba của máy biến áp tự ngẫu Phương án kết nối này không yêu cầu lắp đặt thêm các thiết bị đóng cắt cao thế cũng như máy biến áp hạ áp cho SVC.
Trường hợp không lắp đặt thêm thiết bị bù
Hiện tại, trạm biến áp 220 kV Thái Nguyên đã lắp đặt hai bộ tụ bù ngang với công suất 2x 40 MVar Tùy thuộc vào nhu cầu công suất phản kháng, hai bộ tụ này có thể được kết nối linh hoạt.
Trong trường hợp không lắp đặt thêm các thiết bị bù, phần lưới điện mua điện Trung Quốc sẽ được tính toán kiểm tra với các trường hợp trên
4.7.1 Kiểm tra ổn định điện áp
Kiểm tra ổn định điện áp trong chế độ phụ tải cực đại mà không lắp đặt thiết bị bù là rất quan trọng Ở mức điện áp MaGuan là 222 kV, cần xem xét các trường hợp cụ thể để đảm bảo hiệu suất và an toàn cho hệ thống điện.
- Sử dụng 2 bộ tụ bù ngang 2x 40 MVAr tại TBA 220 kV Thái Nguyên
(Kết quả thể hiện tại bằng 4.3, hình 4.3)
- Sử dụng 2 bộ tụ bù ngang 40+ 20 MVAr tại TBA 220 kV Thái Nguyên (Kết quả thể hiện tại bảng 4.4, hình 4.4)
- Sử dụng 1 bộ bù ngang 40MVAr tại TBA 220 kV Thái Nguyên
- (Kết quả thể hiện tại bảng 4.5, hình 4.5)
- Sử dụng 2 bộ tụ bù ngang 2x 20 MVAr tại TBA 220 kV Thái Nguyên
Kết quả tính toán ổn định điện áp trường hợp 1 bộ tụ bù ngang 40 MVAr và tương tự như trường hợp 2 bộ tụ bù ngang 2x 20 MVAr
Các kết quả tính toán thể hiện trong các bảng và hình dưới đây
Bảng 4.3: Chế độ điện áp tại thời điểm 1
Tụ bù ngang 2x40 MVAr Chế độ phụ tải cực đại- Điện áp 220 kV Hà Giang
(kV) Điện áp 220 kV Thái Nguyên (kV) Điệp áp 110 kV
Thái Nguyên (kV) P R Hà Giang
Hình 4.3 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 1
Tụ bù ngang 2x40 MVAr Chế độ phụ tải cực đạ-
Bảng 4.4: Chế độ điện áp tại thời điểm 1
Tụ bù ngang 40+ 20 MVar Chế độ phụ tải cực đại- Điện áp 220 kV Hà Giang
(kV) Điện áp 220 kV Thái Nguyên (kV) Điệp áp 110 kV
Hình 4.4 Chế dộ điện áp tại thời điểm 1
Tụ bù ngang 40+ 20 MVar Chế độ phụ tải cực đại-
Bảng 4.5 Chế độ điện áp tại thời điểm 1
Tụ bù ngang 40 MBVar Chế độ phụ tải cực đại- Điện áp 220 kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220 kV
Thái Nguyên (kV) Điệp áp 110 kV
Thái Nguyên (kV) P R Hà Giang
Hình 4.5 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 1
Tụ bù ngang 40 MBVar Chế độ phụ tải cực đại-
Kết quả tính toán chế độ với giới hạn truyền tải khi chưa lắp đặt thêm thiết bị bù được tổng hợp trong bảng và hình sau:
Bảng 4.6 Kết quả tính toán chế độ tại thời điểm 1
Nội dung Bù ngang Thái
Phụ tải lớn nhất (MW) 142.5 151.3 161.5
Qmua R (MVar) R -15.6 -42.6 -73.9 Điện áp TC 110 kV
Hình 4.6 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 1
4.7.2 Kiểm tra bước nhảy điện áp
Kết quả tính toán bước nhảy điện áp khi đóng cắt các bộ tụ bù ngang tại TBA Thái Nguyên được thể hiện trong bảng 4.7
Bảng 4.7 Chế độ điện áp khi cắt bù ngang tại thời điểm 1
Trước khi cắt tụ 124.7 237.7 Sau khi cắt 40 MVar 100 196.8
Trước khi cắt tụ 119.2 229.1 Sau khi cắt 20 MVAr 108.5 211.6
Trước khi cắt tụ 119.4 230.7 Sau khi cắt 40 MVAr 102.4 202.7
Trước khi cắt tụ 117.3 227.7 Sau khi cắt 40 MVAr 100 3 199 1
Trước khi cắt tụ 117.6 227.7 Sau khi cắt 20 MVAr 108.5 212.7
Kết quả cho thấy rằng giá trị bước nhảy điện áp khi đóng cắt một bộ tụ vượt quá mức quy định, với giá trị không quá 3kV đối với cấp 110 kV và không quá 5 kV đối với cấp 220 kV, theo kinh nghiệm vận hành lưới điện.
4.7.3 Đánh giá trường hợp không lắp đặt thêm thiết bị bù
- Để đảm bảo độ dự trữ ổn định khoảng 20%, công suất mua qua Hà Giang là 117.4 MW, 124.6 MW, 133.1 MW tương ứng với tụ bù ngang tại Thái
Nguyên là 40 MVar, 60 MVar, 80 MVar
Tụ bù ngang Thái Nguyên 2x 40 MVar có điện áp thanh cái 110 kV là 124.7 kV, với công suất phản kháng truyền về phía Trung Quốc đạt 73.9 MVar tương ứng với công suất mua 133.1 MW Khi đóng cắt 1 bộ tụ bù ngang, bước nhảy điện áp đạt 24.7 kV và 40.9 kV cho cấp điện áp 110 kV và 220 kV tại TBA 220kV Thái Nguyên Công suất phản kháng trao đổi ảnh hưởng lớn đến lưới điện phía Trung Quốc và tạo ra bước nhảy điện áp lớn cho phụ tải gang thép Thái Nguyên, do đó không thể vận hành lưới với 2 bộ tụ bù ngang công suất 2x 40 MVar tại Thái Nguyên.
- Trường hợp tụ bù ngang Thái Nguyên 40+ 20 MVar, công suất mua 124.6
Công suất phản kháng truyền về phía Trung Quốc đạt 42.6 MVar, với bước nhảy điện áp cho cấp điện áp 110 kV là 10.7 kV và 220 kV là 17.5 kV khi đóng cắt tụ bù ngang 20 MVar Khi sử dụng tụ bù ngang 40 MVar, bước nhảy điện áp là 17.0 kV và 28.0 kV Do đó, không nên sử dụng tụ bù ngang 40 + 20 MVar tại Thái Nguyên, vì bước nhảy điện áp lớn khi đóng cắt tụ 40 MVar có thể dẫn đến công suất truyền cao về phía Trung Quốc.
Bước nhảy điện áp 17.3 kV và 28.6 kV xảy ra ở cấp điện áp 110 kV và 220 kV khi thực hiện đóng cắt bộ tụ bù ngang 40 MVar tại Thái Nguyên.
40 MVar Vì vậy cũng không nên vận hành lưới trong trường hợp này
- Trong các trường hợp trên, sử dụng tụ bù ngang tai Thái Nguyên 2x 20 MVar, bước nhảy điện áp là thấp nhất 9.1 kV đối với cấp điện áp 110 kV và
15.0 kV đối với cấp điện áp 220kV, công suất phản kháng trao đổi qua Hà Giang tương đối thấp
Khi chưa lắp đặt thiết bị bù, việc chấp nhận bước nhảy điện áp 9.1 kV và 15.0 kV cho cấp điện áp 110kV và 220kV, lựa chọn cho Thái Nguyên là sử dụng 2 bộ tụ bù ngang công suất 2 x 20 MVar Trong tình huống này, công suất phụ tải của Thái Nguyên đạt 114MW, tương ứng với công suất mua qua Hà Giang là 117.4 MW.
- Để giảm bước nhảy điện áp, cần thiết lắp đặt thiệt bị bù ngang có điều chỉnh (SVC)
- Để đảm bảo công suất mua theo hợp đồng đã cam kết cần thiết lắp đặt thêm các thiệt bị bù.
Tính toán khả năng truyền tải với tiêu chí n- 1
4.8.1 Thông số thiết bị bù
Đường dây 220kV từ Hà Giang đến Thái Nguyên có tổng chiều dài gần 300 km, tuy nhiên, xác suất xảy ra sự cố trên đường dây này là khá cao, điều này ảnh hưởng trực tiếp đến việc cung cấp điện cho các phụ tải.
Trong bài viết này, chúng tôi tính toán dung lượng thiết bị bù cần thiết để đảm bảo truyền tải công suất 200 MW với độ dự trữ ổn định 20% trong chế độ sự cố một mạch đường 220kV từ Hà Giang đến Thái Nguyên Để đáp ứng yêu cầu này, cần lắp đặt 2 dàn tụ bù dọc cho 2 mạch đường dây Hà Giang - Thái Nguyên Tuy nhiên, việc lắp đặt tụ bù dọc tại sân phân phối NMTĐ Tuyên Quang không khả thi do hạn chế về mặt bằng, và TBA 220 kV Thái Nguyên chỉ có thể lắp đặt 1 dàn tụ bù dọc Do đó, 2 dàn tụ bù dọc sẽ được lắp đặt tại TBA 220 kV Hà Giang.
Thông số thiết bị bù ứng với thời điểm khi đã vận hành 2 mạch đường dây
Hà Giang về Thái Nguyên, đảm bảo khả năng truyền tải trong chế độ sự cố mạch đường dây Hà Giang- Thái Nguyên
Bảng 4.8 Thông số bù đảm bảo khả năng truyền tải với tiêu chí n- 1
Thiết bị bù Vị trí bù Mục đích
TBA Hà Giang, bù cho ĐDK Hà Giang- Tuyên Quang- Thái Nguyên
Nâng cao khả năng truyền tai
TBA Hà Giang, bù cho ĐDK Hà Giang- Bắc Cạn- Thái Nguyên
Nâng cao khả năng truyền tải, tạo sự cân tải cho 2 đường dây Kháng bù ngang 25
MVar TBA Hà Giang Hạn chế trao đổi CSPK
SVC (-20)- (+95) MVA TBA 220 kV Thái
Giảm bước nhảy điện áp, nâng cao khả năng truyền tải
- Nếu không lắp đặt kháng bù ngang tại Hà Giang xảy ra 2 tình huống sau
Đảm bảo dải điện áp 220 kV± 5%, 110 kV ± 5% công suất phản kháng truyền về phía Trung Quốc khoảng 20MVar Tổn thất công suất 9.6 MW
Không có sự trao đổi CSPK với lưới điện Trung Quốc, điện áp tại Thái Nguyên là 205.8 kV, trong khi điện áp thanh cái TBA 110 kV Lưu Xá chỉ đạt 102.6 kV Các giá trị điện áp phía phụ tải đều nằm dưới dải điện áp vận hành lâu dài, cụ thể là 220 kV ± 50% và 110 kV ± 5% Điện áp thấp ở cuối nguồn dẫn đến tăng tổn thất công suất, gây ra dao động điện áp và ảnh hưởng đến khả năng vận hành của phụ tải, với tổng tổn thất công suất lên tới 9.9 MW.
Lắp đặt kháng bù ngang 25MVar tại Hà Giang giúp hạn chế trao đổi CSPK với điện lực Trung Quốc Điện áp ở cuối nguồn duy trì trong giới hạn vận hành, với tổn thất công suất đạt 9.7 MW Trong chế độ phụ tải cực tiểu, SVC có khả năng hút vô công lên đến -20MVar.
- Trong chế độ vậm hành bình thường với phụ tải cực đại, 2 mạch đường đây
Hà Giang- Thái Nguyên mang tải tương đương Khả năng truyền tải của 2 mạch đường dây này cũng tương đương nhau trong chế độ sự cố, do đó, chỉ
107 xem xét sự cố 1 trong 2 mạch đường dây Hà Giang- Bắc Cạn- Thái Nguyên, kết quả tính toán thể hiện trong bảng và hình dưới đây
Bảng 4.9: Chế độ điện áp tại thời điểm 3
Sự cố ĐDK Hà Giang- Bắc Cạn- Thái Nguyên Điện áp 220 kV Hà Giang (kV) Điện áp 220 kV Thái Nguyên
Hình 4.7 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3
Sự cố ĐDK Hà Giang- Bắc Cạn- Thái Nguyên
- Phối hợp tụ bù dọc 65Ω, kh ng 25 MVar tại Hà Giang, tụ bù ngang á
4.8.3 Nhận xét Để đảm bảo độ dữ trữ ổn định 20% và không cắt giảm phụ tải trong chế độ sự cố 1 mạch đường day Hà Giang Thái Nguyên, cần thiết lắp đặt 2 bộ tụ bù -
108 dọc 65Ω và 47 Ωkháng bù ngang- 25 MVar tại TBA 220kV Hà Giang, SVC công suất (-20)- (+ 95) MVar tại TBA 220 kV Thái Nguyên
Công suất phát vô công của SVC là +95 MVar, vượt quá công suất cuộn thứ 3 của MBA tự ngẫu 220/110/22 kV tại TBA 220 kV Thái Nguyên Do đó, cần lắp thêm một MBA trung gian có công suất khoảng 105 MVA để nâng công suất của SVC từ cấp trung áp lên cao áp, cùng với một ngăn lộ 110 kV.
Do khó khăn trong việc mở rộng TBA 220 kV Thái Nguyên ở phía 110 kV, việc bố trí MBA trung gian và một ngăn lộ 110 kV đòi hỏi phải di chuyển sân phối ngoài trời 35 kV thành các tủ phân phối trong nhà.
So sánh chi phí thiết bị của trường hợp này (trường hợp 1) với trường hợp lắp đặt 1 tụ bù dọc 35 , SVC công suất (Ω -50)- (+50) MVar tại Thái Nguyên (trường hợp 2)
Trong trường hợp thứ hai, công suất có thể được truyền tải là 200 MW qua Hà Giang trong chế độ bình thường, và 160 MW trong chế độ sự cố của mạch đường dây 220 kV Hà Giang - Bắc Cạn - Thái Nguyên.
Để đảm bảo truyền tải công suất 200 MW với độ dự trữ ổn định 20% trong chế độ sự cố 1 mạch đường dây 220 kV Hà Giang - Thái Nguyên, cần đầu tư khoảng 5 triệu USD Trong chế độ bình thường, độ dự trữ ổn định của trường hợp này đạt 35% Việc lắp đặt thiết bị bù nhằm đảm bảo truyền tải công suất trong chế độ sự cố không mang lại hiệu quả kinh tế cho dự án, do đó không được xem xét trong các phương án so sánh lựa chọn thiết bị bù Để chọn thiết bị bù hợp lý về kinh tế, cần đảm bảo khả năng truyền tải công suất 200 MW.
Trong chế độ bình thường, MW tại Hà Giang cần được điều chỉnh, đồng thời cắt giảm một số phụ tải trong tình huống sự cố 1 mạch đường dây 220 kV Hà Giang - Thái Nguyên Dưới đây là báo cáo về phương án bù phù hợp.
Lắp đặt thiết bị bù ( lắp đặt 1 tụ bù dọc và SVC ở Thái Nguyên)
Qua nhiều tính toán sơ bộ và các nhận xét trên, báo cáo đưa ra trường hợp để tính toán lựa chọn:
- Lắp đặt 1 dàn tụ bù dọc 35 và SVC có công suất (Ω -50)- (+50) MVar tại TBA 220 kV Thái Nguyên
Các phương án ở trên được tổng hợp trong hình vẽ và bảng sau:
- Vị trí thiết bị bù SVC của các phương án trên được lắp đặt vào cuộn thứ 3 của MBA tự ngẫu TBA 220 kV Thái Nguyên
- Vị trí lắp đặt thiết bị tụ bù dọc của phương án 4 được lặp đặt tại TBA 220 kV Thái Nguyên
Do hạn chế về mặt bằng bố trí thiết bị, trạm biến áp 220kV Thái Nguyên chỉ có khả năng lắp đặt một dàn tụ bù dọc Kế hoạch sẽ bao gồm việc lắp đặt tụ bù dọc và hệ thống điều chỉnh điện áp động (SVC) tại Thái Nguyên, với các thông số kỹ thuật được xác định rõ ràng.
Tụ bù dọc: 35 Ω - bù cho ĐDK Hà Giang T Quang Thái Nguyên.– –
SVC có công suất: (- 50) – (+50)MVar.
4.9.1 Kiểm tra ổn định điện áp
Kiểm tra ổn định điện áp với phương án lắp đặt 1 dàn tụ bù dọc 35 Ω , lắp đặt
SVC (-50) (+50) sử dụng 2 bộ tụ bù ngang với công suất 2 x 40 MVar tại TBA 220kV Thái Nguyên, áp dụng cho các trường hợp cụ thể.
Tr hợp Chế độ tính toán U R MaGuan
4.1 Bình thường, phụ tải max 222.0 bảng 4.11, hình 4.8
4 2 Bình thường, phụ tải max 210.0 bảng 4.12, hình 9 4
4.3 Bình thường, phụ tải max 222.0 bảng 4.13, hình 4.10 4.4 Bình thường, phụ tải max 210.0 bảng 4.14, hình 4.11 4.5
Sự cố ĐDK Hà Giang – Bắc Cạn
– Thái Nguyên, phụ tải trung bình
Sự cố ĐDK Hà Giang – Bắc Cạn
– Thái Nguyên, phụ tải trung bình 222.0 bảng 4.16, hình 4.13 4.7 Sự cố ĐDK Hà Giang – T
Quang – Thái Nguyên, phụ tải max
Sự cố ĐDK Hà Giang – T
Quang – Thái Nguyên, phụ tải max
Các kết quả tính toán thể hiện trong các bảng và hình sau:
Bảng 4.11 Chế độ điện áp tại thời điểm 2 Trường hợp 4.1– Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV Thái Nguyên (kV) P Hà Giang R R (MW) Phụ tải (MW)
Hình 4.8 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 2 0 Trường hợp 4.1
Bảng 4.12 Chế độ điện áp tại thời điểm 3 – Trường hợp 4.2. Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV Thái Nguyên (kV) P R Hà Giang R (MW) Phụ tải (MW)
Hình 4.9 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3 Trường hợp 4.2–
Bảng 4.13 Chế độ điện áp tại thời điểm 3 Trường hợp 4.3.– Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV Thái Nguyên (kV) P R Hà Giang R (MW) Phụ tải (MW)
Hình 4.10 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3 Trường hợp 4.3.–
Bảng 4.14 Chế độ điện áp tại thời điểm 3 Trường hợp 4.4.– Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV Thái Nguyên (kV) P R Hà Giang R (MW) Phụ tải (MW)
Hình 4.11 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3 – Trường hợp 4.4
Bảng 4.15 Chế độ điện áp tại thời điểm 3 Trường hợp 4.5.– Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV Thái Nguyên (kV) Phụ tải (MW)
Hình 4.12 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3 Trường hợp 4.5–
Bảng 4.16 Chế độ điện áp tại thời điểm 3 – Trường hợp 4.6 Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV
Thái Nguyên (kV) Phụ tải (MW)
Hình 4.13 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3 Trường hợp 4– 6
Bảng 4.17 Chế độ điện áp tại thời điểm 3 Trường hợp 4.7– Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV
Thái Nguyên (kV) Phụ tải (MW)
Hình 4.14 Giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3 Trường hợp 4.7–
Bảng 4 8 Chế độ điện áp tại thời điểm 3 Trường hợp 4.8.1 – Điện áp 220kV
Hà Giang (kV) Điện áp 220kV
Thái Nguyên (kV) Phụ tải (MW)
Hình 4.15 trình bày giới hạn truyền tải công suất tại thời điểm 3 trong Trường hợp 4.8 Khả năng truyền tải công suất từ Thanh Thuỷ, Hà Giang về Thái Nguyên được tóm tắt rõ ràng trong bảng dưới đây.
Bảng 4.19 Khả năng truyền tải công suất của phương án
Hợp Chế độ tính toán U R MaGuan
Phụ tải lớn nhất (MW)
Phụ tải vận hành (MW)
A Bình thường, phụ tải max, 222.0 232.4 186.0 195.9 20.0 4.1
B Bình thường, phụ tảit max, 222.0 232.4 191.0 201.5 17.8 4.2 Bình thường, phụ tảit max, 210.0 210.6 168.5 177.0 20.0
4 3 Bình thường phụ tải max 222 0 262 2 195 0 201 2 25 5
Bình thường, phụ tải max, 210.0 237.4 190.0 196.1 20.0
Bình thường, phụ tải max, 210 237.4 195.0 201.5 17.9 04.5 Sự cố ĐDK Hà Giang–Bắc Cạn 228.0 226.3 181.0 190.8 20.0
–T.Nguyên, phụ tải trung bình
4.6 Sự cố ĐDK Hà Giang–Bắc
Cạn–T Nguyên, phụ tải max 222.0 208.0 166.0 174.7 20.0 4.7 Sự cố ĐDK Hà Giang–
T.Quang–T.Nguyên, phụ tải trung bình 228.0 207.4 165.9 172.7 20.0
4.8 Sự cố ĐDK Hà Giang–T
Quang–T Nguyên, phụ tải max 222.0 190.6 152.5 158.6 20.0
4 9.2 Tính toán chế độ phương án
Kết quả tính toán phương án được tóm tắt trong bảng sau:
Bảng 4.20 Kết quả tính toán chế độ phương án
Hợp Chế độ tính toán U R MaGuan
Phụ tải lớn nhất (MW)
Phụ tải vận hành (MW)
4.1A Bình thường, phụ tải max, dự trữ ổn định 20,0% 222.0 195.8
-j3.3 209.7 +10.4 13.3 4.1B Bình thường, phụ tảit max, dữ trữ ổn định 17,8% 222.0 201.5
-j3.2 209.3 +16.2 14.1 4.2 Bình thường, phụ tảit max,
4.3A Bình thường, phụ tảit max, dự trữ ổn định 25,5% 222.0 201.2- j3.3 211.5 -8.4 9.8 4.3B Bình thường, phụ tảit max, dự trữ ổn định 20.0% 222.0 217.2- j4.2 211.2 +7.3 11.4 4.4A Bình thường, phụ tảit max, 210.0 196.1- 209.1 +25.8
4.4B Bình thường, phụ tảit max, dự trữ ổn định 17.9% 210.0 201.5- j37.4 208.8 31.7 4.5 Sự cố ĐDK Hà Giang –
Bắc Cạn – T Nguyên, phụ tải trung bình 228.0 190.8- j1.1 217.6 +5.7
4.6 Sự cố ĐDK Hà Giang –
Bắc Cạn – T Nguyên, phụ tải max 222.0 174.7- j1.3 212.1 +8.4
4.7 Sự cố ĐDK Hà Giang – T
Quang – T Nguyên, phụ tải trung bình
4.8 Sự cố ĐDK Hà Giang – T
Quang – T Nguyên, phụ tải max 222.0 158.6- j0.2 212.8 +7.3 4.9 Biình thường, phụ tải min 235.0 112.0+j
Phương án lắp đặt một bộ tụ bù dọc 35 Ω và SVC công suất (-50) - (+50) tại TBA 220kV Thái Nguyên sẽ giúp tối ưu hóa hiệu suất truyền tải điện Khi vận hành mạch ĐDK 220kV Hà Giang – Tuyên Quang, phụ tải lớn nhất của Thái Nguyên đạt 232.4MW với độ dự trữ ổn định là 17.8%.
191.0MW ứng với công suất qua Hà Giang là 201.5MW
Vào thời điểm vận hành, 2 mạch ĐDK 220kV Hà Giang - Thái Nguyên và tụ bù SVC có khả năng cung cấp công suất lớn nhất lên tới 262.2MW Qua Hà Giang, có thể mua công suất 200MW với độ dự trữ ổn định đạt 25.5%.
Khi vận hành điện áp MaGuan 210kV với độ dự trữ ổn định 20%, công suất mua qua Hà Giang đạt 177.0MW khi sử dụng 1 mạch và 196.1MW khi sử dụng 2 mạch ĐDK 220kV giữa Hà Giang và Thái Nguyên.
Trong chế độ phụ tải trung bình, khi xảy ra sự cố tại ĐDK Hà Giang Bắc Cạn Thái hoặc ĐDK Hà Giang – Tuyên Quang – Thái Nguyên, việc vận hành với độ dự trữ ổn định 20% sẽ đảm bảo công suất qua Hà Giang đạt yêu cầu.
Trong điều kiện phụ tải cực đại, khi xảy ra sự cố tại ĐDK Hà Giang Bắc Cạn Thái hoặc ĐDK Hà Giang – Tuyên Quang – Thái Nguyên, nếu duy trì độ dự trữ ổn định ở mức 20%, công suất truyền tải qua Hà Giang sẽ đạt 174.7MƯ hoặc 158.6MW.
- Trong chế độ phụ tải cực tiểu, công suất hút vô công của SVC là 34.5MW Lựa chọn khả năng hút công suất phản kháng của SVC là 50MVar
- Tụ bù dọc có dòng điện danh định 700A có thể đáp ứng được khả năng truyền tải công suất trong trường hợp bình thường và sự cố
Vì vậy, lựa chọn phương án với thông số thiết bị bù:
Here is a rewritten paragraph that complies with SEO rules:"Tụ bù dọc có dung lượng 35 và điện áp danh định 245kV, dòng danh định 700A được lắp đặt tại TBA 220kV Thái Nguyên Nhờ vậy, tụ bù này đã bù cho đường dây 220kV Hà Giang - Tuyên Quang Thái Nguyên, góp phần nâng cao hiệu suất và ổn định của lưới điện."
SVC: Công suất (-50)- (+50) MVar cảu TBA 220kV Thái Nguyên là phương án lắp đặt thiết bị bù cho dự án mua điện Trung Quốc qua Hà Giang
Với thiết bị bù được lắp đặt theo phương án đã chọn, công suất phụ tải tại Thái Nguyên có thể đạt đến 210MW, tương ứng với công suất mua qua Hà Giang là 217.2MW, trong điều kiện lưới điện hoạt động ổn định vào năm 2008.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận
- Trong trường hợp chưa lắp đặt thêm các thiết bị bù:
Khả năng truyền tải công suất Hà Giang là 117 MW tương ứng với phụ tải tại Thái Nguyên là 114 MW
2 bộ tụ bù ngang tại TBA 220kV Thái Nguyên công suất 40 MVar/bộ được đấu nối thành 2 bộ tụ bù ngang có công suất mỗi bộ tụ 20 MVar/bộ
Khi đóng cắt bộ tụ bù ngang 20 MVar, bước nhảy điện áp đạt 9.1kV ở cấp điện áp 110kV và 15.0kV ở cấp điện áp 220kV qua Thái Nguyên.
Tại trạm biến áp 220kV Thái Nguyên, phương án lắp đặt thiết bị bù được triển khai nhằm phục vụ cho việc mua điện từ Trung Quốc ở cấp điện áp 220kV qua Hà Giang, với các thông số bù được thiết kế phù hợp.
Tụ bù dọc lắp đặt cho mạch đường dây 220kV Hà Giang- Tuyên Quang- Thái Nguyên:
- Điện áp danh định: 245kV
SVC lắp đặt vào cuộn thứ 3 của MBA tự ngẫu 220/110/22kV với dung lượng: - 50 MVar+ 50 MVAr
Đơn vị vận hành đã tiến hành tính toán chi tiết công suất phụ tải nhằm đảm bảo khả năng tiêu thụ toàn bộ công suất 200MW qua Hà Giang trong vòng 10 năm, bắt đầu từ thời điểm mua điện Trung Quốc qua Hà Giang ở mức điện áp 220kV theo hợp đồng đã ký.
Để đảm bảo lưới điện hoạt động an toàn trong trường hợp xảy ra sự cố trên mạch đường dây 220kV Hà Giang - Thái Nguyên, cần xem xét trang bị các thiết bị sa thải phụ tải theo tần số và điện áp.