Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật điện: Nghiên cứu phân vùng điều khiển điện áp trên hệ thống điện Miền Nam

Trong khi đó, việc điều khiển điện áp trên hệ thống điện truyền tải chủ yếu nhờ vào khả năng điều chỉnh điện áp tại đầu cực tổ máy phát, nấc phân áp của máy biến áp, các thiết bị bù công

_

VÕ MẠNH HÙNG

NGHIÊN CỨU PHÂN VÙNG ĐIỀU KHIỂN ĐIỆN ÁP TRÊN

HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN NAM RESEARCH ON ZONE DIVISION FOR VOLTAGE CONTROL ON THE SOUTHERN POWER SYSTEM Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, tháng 06 năm 2024

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

I TÊN ĐỀ TÀI:

Nghiên cứu phân vùng điều khiển điện áp trên hệ thống điện miền Nam (Research on zone division for voltage control on the Southern power system)

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

- Phân tích tìm hiểu hiện tượng quá điện áp, nguyên nhân và các quy định vận hành theo các thông tư hiện hành

- Nghiên cứu, tìm hiểu về giải pháp điều khiển điện áp tại các nước trên thế giới cũng như tại Việt Nam hiện nay Đánh giá và đề xuất giải pháp nào phù hợp cho lưới điện miền Nam

- Sử dụng phần mềm PSS/E xây dựng và tính toán mô hình lưới điện miền Nam Việt Nam phục vụ quá trình phân vùng điều khiển

- Áp dụng thuật toán đề xuất để phân vùng cho lưới điện miền Nam - Đánh giá kết quả và đề xuất hướng phát triển đề tài

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 15/01/2024 IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Lê Thị Tịnh Minh

LỜI CÁM ƠN

Kiến thức rộng lớn muôn màu muôn vẻ, nắm bắt được kiến thức và làm chủ được công nghệ là một hành trình gian khổ và vất vả Trên con đường thành công đó không có sự thành công nào mà không gắn liền với sự hỗ trợ, giúp đỡ dù ít hay nhiều, dù trực tiếp hay gián tiếp Trong suốt quá trình học tập tại trường Đại học Bách Khoa TP.HCM em đã nhận được sự giúp đỡ tận tình của các thầy cô giáo, điều đó thật đáng quý và trân trọng

Với lòng biết ơn sâu sắc nhất, em xin gửi lời cảm ơn đến quý thầy cô giáo trường Đại học Bách Khoa TP.HCM, đặc biệt là các thầy cô bộ môn Hệ thống điện, khoa Điện – Điện tử đã truyền đạt cho em những kiến thức bổ tích, giúp em khắc phục được nhiều thiếu sót trong quá trình học tập, nghiên cứu và làm việc

Đặc biệt, em xin gửi đến Tiến sĩ Lê Thị Tịnh Minh người đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ em trong suốt quá trình thực hiện luận văn này lời cảm ơn sâu sắc nhất Xin chân thành bày tỏ lòng biết ơn đến các thành viên Phòng Phương thức, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Nam đã không ngừng hỗ trợ, tạo mọi điều kiện tốt nhất cho em trong suốt thời gian học tập và nghiên cứu thực hiện luận văn

Xin gửi lời cảm ơn đến gia đình, các anh chị và các bạn đã luôn giúp đỡ, sát cánh trong quá trình làm luận văn và trong quãng thời gian tươi đẹp trên ghế nhà trường này

Sau cùng, em xin kính chúc quý thầy cô thật dồi dào sức khỏe, tràn đầy vui tươi để tiếp tục thực hiện sứ mệnh cao đẹp của mình là truyền đạt kiến thức cho thế hệ mai sau

TP.HCM, ngày 20 tháng 05 năm 2024

Học viên thực hiện

Võ Mạnh Hùng

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ

Phụ tải miền Nam với đa dạng các loại hình, phụ tải thay đổi liên tục cùng với đó là sự phát triển các loại hình nguồn năng lượng tái tạo mạnh mẽ đã gây ra những khó khăn trong điều khiển điện áp Hiện nay, phương pháp điều khiển điện áp trên hệ thống điện miền Nam chưa được đồng nhất, thiếu tính tập trung làm điện áp tại một số nút trên hệ thống điện dao động vượt ra khỏi phạm vi cho phép Bài báo này trình bày một phương pháp phân cụm theo thứ bậc để phân vùng điều chỉnh điện áp trên hệ thống điện miền Nam Việt Nam nhằm cải thiện điện áp, giảm tổn thất và nâng cao tính ổn định điện áp trên hệ thống điện Với phương pháp đề xuất, tham số độ nhạy điện áp sẽ được sử dụng để tính toán phân vùng theo cấp bậc nhằm chọn ra các nút có độ nhạy điện áp với các nút lân cận (nút hoa tiêu), để từ đó tối ưu điện áp tại các nút hoa tiêu sẽ cải thiện điện áp tại các nút trong vùng, giảm tổn thất, nâng cao ổn định và tăng dự phòng công suất phản kháng cho trường hợp xảy ra sự cố

ABSTRACT

The increasing variety of load types in the South, along with the development of powerful renewable energy sources, have caused difficulties in voltage control Currently, the voltage control method on the Southern power system is not uniform and lacks concentration, causing voltage fluctuations at some buses on the power system to go beyond the allowable range This article proposes a hierarchical clustering method to partition voltage regulation on the Southern Vietnam power system to improve voltage, reduce losses and enhance voltage stability on the power system With the proposed method, the voltage sensitivity parameter will be used to calculate hierarchical partitioning to select buses that are most voltage sensitive to neighboring buses (pilot buses), and then optimize these buses Optimizing the voltage at the pilot buss will improve the voltage at the buses in the area, reduce losses, improve stability and increase reactive power reserve in case of problems

LỜI CAM ĐOAN

Tôi tên là Võ Mạnh Hùng, xin cam đoan luận văn thạc sĩ đề tài “Nghiên cứu phân vùng điều khiển điện áp trên hệ thống điện miền Nam” là công trình nghiên cứu của chính bản thân tôi, dưới sự hướng dẫn khoa học của TS Lê Thị Tịnh Minh

Các số liệu, kết quả mô phỏng trong luận văn này là trung thực Tôi cam đoan không sao chép bất kỳ công trình khoa học nào của người khác, mọi sự tham khảo đều có trích dẫn rõ ràng

TP.HCM, ngày 20 tháng 05 năm 2024

Người cam đoan

Võ Mạnh Hùng

1.2 Các thông tư, quy trình về điện áp hiện hành tại Việt Nam 10

1.3 Tìm hiểu một vài sự cố về quá điện áp, nguyên nhân sự cố 13

1.4 Phân tích hiện trạng hệ thống điện miền Nam 15

2.1 Phương pháp điều khiển điện áp ở Việt Nam 20

2.2 Phương pháp điều khiển điện áp tại các nước trên thế giới 22

2.2.1.Tại Pháp 22

2.2.2.Tại Ý 24

2.2.3.Tại Trung Quốc 26

2.3 Đánh giá giải pháp phân vùng trong điều khiển điều khiển điện áp 30

2.4 Tổng quan giải pháp phân vùng linh hoạt theo độ nhạy điện áp 31

2.4.1 Các khái niệm cơ bản trong phương pháp 31

2.4.2 Xác định hàm mục tiêu của bài toán tối ưu 33

2.4.3 Xác định số lượng vùng (cụm) tối ưu cho hệ thống điện 35

2.4.4 Xác định quy mô mỗi vùng theo thuật toán phân cụm 39

2.4.5 Các điều kiện lựa chọn nút hoa tiêu 44

2.5 Xác định mô hình phân vùng điều khiển điện áp phù hợp cho hệ thống điện miền Nam 46

2.6 Kết luận 50

CHƯƠNG 3.TÍNH TOÁN PHÂN VÙNG TRÊN HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN NAM BẰNG CÁC PHẦN MỀM PSS/E VÀ PYTHON 51

3.1 Giới thiệu các phần mềm phục vụ tính toán 51

3.1.1 Giới thiệu về ngôn ngữ lập trình Python và phần mềm Visual Studio Code 51

3.1.2 Phần mềm tính toán hệ thống điện PSS/E 52

3.2 Tính toán phân vùng điều khiển điện áp cho hệ thống điện miền Nam 56

3.2.1 Giả thiết tính toán, cơ sở xây dựng mô hình tính toán 56

3.2.2 Tính toán phân vùng điều khiển điện áp hệ thống điện miền Nam 57

4.1.3 Mùa mưa 83

4.1.3.1 Kịch bản 5: Cao điểm ngày 83

4.1.3.2 Kịch bản 6: Thấp điểm đêm 86

4.1.4 Kịch bản 7: Cao điểm mùa khô khi sự cố 89

4.2 Đánh giá kết quả phân vùng điều khiển 90

4.2.1 Điện áp trung bình hệ thống điện 90

4.2.2 Độ dự trữ công suất phản kháng của các nút điển hình trên hệ thống điện 91

4.2.3 Đánh giá khả năng ổn định điện áp 96

4.3 Kết luận 97

CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI 98

5.1 Kết luận 98

5.2 Hướng phát triển của luận văn 99

TÀI LIỆU THAM KHẢO 100

QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO 103

QUÁ TRÌNH CÔNG TÁC 103

DANH MỤC VIẾT TẮT

• AVR : Hệ thống tự động điều chỉnh điện áp đầu cực MF

• CCMS: : Hệ thống tổng thể trung tâm điều khiển • CESI : Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano • CSVC : Bộ điều khiển điện áp thứ cấp phối hợp

• FACTS : Hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt

• NLTT : Năng lượng tái tạo

• PC : Công ty điện lực tỉnh • PVC, PVR : Hệ thống điều khiển điện áp sơ cấp • PQR/REPORT : Điều khiển công suất phản kháng

• PSS/E : Phần mềm mô phỏng, tính toán hệ thống điện

• ROPF : Tối ưu hóa trào lưu công suất phản kháng

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Các loại hình nguồn điện tại miền Nam 5

Bảng 1.2 Giới hạn điện áp theo Thông tư 25, 39 của Bộ công thương 13

Bảng 1.3 Các nhà máy điện vi phạm điện áp theo biểu đồ điện áp cấp điều độ ban hành trong [3]: 15

Bảng 1.4 Tổn thất công suất, phần trăm tổn thất so với tổng công suất các kịch bản 17

Bảng 1.5 Công suất phản kháng huy động các nhà máy điện 17

Bảng 1.6 Theo báo cáo tính toán tổn thất điện năng giai đoạn 2019 – 2023 [4], tổng kết đánh giá các giải pháp giảm thiểu tổn thất điện năng theo bảng sau: 19

Bảng 2.1 Phân cấp điều khiển điện áp HTĐ Ý 26

Bảng 2.3 Phân cấp điều khiển điện áp cho HTĐ miền Nam 47

Bảng 3.1 Giải thích ý nghĩa các lựa chọn như sau: 61

Bảng 4.1 Thống kê điện áp nút trong các vùng TH cao điểm ngày Tết 72

Bảng 4.2 Thống kê điện áp nút trong các vùng TH thấp điểm đêm Tết 75

Bảng 4.3 Thống kê điện áp nút trong các vùng TH cao điểm ngày mùa khô 78

Bảng 4.4 Thống kê điện áp nút trong các vùng TH thấp điểm mùa khô 81

Bảng 4.5 Thống kê điện áp nút trong các vùng TH cao điểm mùa mưa 84

Bảng 4.6 Thống kê điện áp nút trong các vùng TH thấp điểm mùa mưa 87

Bảng 4.7 Độ dự trữ công suất phản kháng các nút hoa tiêu 95

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1 Kết lưới hệ thống điện miền nam trên bản đồ địa lý 4

Hình 1.2 Sản lượng bình quân và công suất phụ tải đỉnh miền Nam 8

Hình 1.3 Đồ thị phụ tải Hệ thống điện miền Nam năm 2023 8

Hình 1.4 Sự cố gây mất điện trên hệ thống điện miền Nam năm 2013 14

Hình 2.1 Biểu đồ điện áp đang áp dụng tại miền Nam 20

Hình 2.2 Danh sách các trạm biến áp vi phạm biểu đồ điện áp được giao 21

Hình 2.3 Sơ đồ hệ thống điện truyền tải tại Pháp 23

Hình 2.4 Sơ đồ Hệ thống điện truyền tải Ý 24

Hình 2.5 Sơ đồ phân cấp điều khiển điện áp 25

Hình 2.6 Sơ đồ hệ thống điện truyền tải Trung Quốc 27

Hình 2.7 Sơ đồ phân cấp điều khiển điện áp hệ thống điện Trung Quốc 29

Hình 2.8 Công thức tính khoảng cách Euclidean trong không gian 2 chiều 33

Hình 2.9 Công thức tính khoảng cách Euclid trong không gian đa chiều 33

Hình 2.10 Lưu đồ thuật toán tối ưu trào lưu công suất 34

Hình 2.11 Phương pháp khuỷu tay 36

Hình 2.12 Phương pháp Sihouette 37

Hình 2.13 Thuận toán Kmeans 40

Hình 2.14 Mô hình phân cụm bằng thuật toán Phân cụm theo thứ bậc 41

Hình 2.15 Các phương pháp đo khoảng cách giữa 2 cụm 43

Hình 2.16 Sơ đồ điều chỉnh điện áp nút hoa tiêu ở khâu điều khiển thứ cấp [29] 45

Hình 2.17 Mô hình phân vùng điều khiển điện áp hệ thống điện miền Nam 49

Hình 3.1 Phần mềm hỗ trợ xây dựng thuật toán phân cụm phân cấp 51

Hình 3.2 Phần mềm tính toán hệ thống điện PSS/E 52

Hình 3.3 Quy trình tính toán phân vùng điều khiển điện áp 57

Hình 3.4 Dữ liệu nhánh đường dây trên phần mềm PSS/E 58

Hình 3.5 Dữ liệu nhà máy điện trên phần mềm PSS/E 58

Hình 3.6 Độ nhạy điện áp 59

Hình 3.7 Cửa sổ xây dựng Distribution factor data file trên PSS/E 59

Hình 3.8 Cửa sổ phân tích độ nhạy trên PSS/E 60

Hình 3.9 Kết quả phân tích độ nhạy trên PSS/E 62

Hình 3.10 Ma trận độ nhạy điện áp Sij 63

Hình 3.18 Huy động nguồn CSPK nhà máy để điều khiển điện áp nút hoa tiêu 69

Hình 4.1 Kết quả tính toán số vùng tối ưu TH cao điểm ngày Tết 70

Hình 4.2 Sơ đồ phân vùng cho các trạm điện, nhà máy điện TH cao điểm Tết 71

Hình 4.3 So sánh tổn thất công suất cao điểm Tết 71

Hình 4.4 Điện áp trung bình các vùng cao điểm tết 73

Hình 4.5 Kết quả tính toán số vùng tối ưu TH thấp điểm đêm Tết 73

Hình 4.6 Sơ đồ phân vùng cho các trạm điện, nhà máy điện TH thấp điểm đêm Tết 74

Hình 4.7 So sánh tổn thất công suất thấp điểm Tết 76

Hình 4.8 Điện áp trung bình các vùng thấp điểm Tết 76

Hình 4.9 Kết quả tính toán số vùng tối ưu TH cao điểm mùa khô 77

Hình 4.10 Sơ đồ phân vùng cho các trạm điện, nhà máy điện TH cao điểm ngày mùa khô 77

Hình 4.11 So sánh tổn thất công suất cao điểm mùa khô 79

Hình 4.12 Điện áp trung bình các vùng cao điểm mùa khô 79

Hình 4.13 Kết quả tính toán số vùng tối ưu TH thấp điểm đêm mùa khô 80

Hình 4.14 Sơ đồ phân vùng cho các trạm điện, nhà máy điện TH thấp điểm đêm mùa khô 80

Hình 4.15 So sánh tổn thất công suất thấp điểm mùa khô 82

Hình 4.16 Điện áp trung bình các vùng thấp điểm mùa khô 82

Hình 4.18 Sơ đồ phân vùng cho các trạm điện, nhà máy điện TH cao điểm ngày mùa mưa

83

Hình 4.19 So sánh tổn thất công suất cao điểm mùa mưa 85

Hình 4.20 Điện áp trung bình các vùng cao điểm mùa mưa 85

Hình 4.21 Kết quả tính toán số vùng tối ưu TH thấp điểm đêm mùa mưa 86

Hình 4.22 Sơ đồ phân vùng cho các trạm điện, nhà máy điện TH thấp điểm đêm mùa mưa 86

Hình 4.23 So sánh tổn thất công suất thấp điểm mùa mưa 88

Hình 4.24 Điện áp trung bình các vùng thấp điểm mùa mưa 88

Hình 4.25 Kết quả tính toán số vùng tối ưu TH cao điểm ngày mùa khô 89

Hình 4.26 Sơ đồ phân vùng cho các trạm điện, nhà máy điện TH thấp điểm mùa mưa 90Hình 4.27 Điện áp trung bình của hệ thống điện ứng với các thời điểm điển hình 91

Hình 4.33 Công suất phản kháng huy động các nhà máy điện (MVAr) 96

Hình 4.34 Dao động điện áp động tại nút Cầu Bông khi có ngắn mạch trên đường dây Đăk Nông – Cầu Bông trước và sau khi phân vùng điều khiển điện áp 96

MỞ ĐẦU

I Lý do chọn đề tài

Với sự phát triển khoa học công nghệ ngày càng cao, điện năng đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển các ngành kinh tế, xã hội của đất nước Cùng với quá trình phát triển kinh tế, nhu cầu tiêu thụ năng lượng của các quốc gia ngày càng tăng, do đó hệ thống điện đóng vai trò rất quan trọng và để đáp ứng nhu cầu đó

Cùng với tần số, điện áp là một trong những chỉ số quan trọng trong hệ thống điện Điện áp có ảnh hưởng trực tiếp đến chất lượng điện năng, hiệu suất làm việc của thiết bị điện, khả năng truyền tải công suất và sự ổn định của hệ thống Do đó, việc điều khiển điện áp một cách hiệu quả là cần thiết để đảm bảo vận hành an toàn, hiệu quả và giảm thiểu tổn thất trên hệ thống điện truyền tải Hiện nay, hệ thống điện truyền tải miền Nam nói riêng cũng như hệ thống điện truyền tải Việt Nam nói chung đang ngày càng phát triển và mở rộng Trong khi đó, việc điều khiển điện áp trên hệ thống điện truyền tải chủ yếu nhờ vào khả năng điều chỉnh điện áp tại đầu cực tổ máy phát, nấc phân áp của máy biến áp, các thiết bị bù công suất phản kháng hay các thiết bị điện tử công suất Tuy nhiên, phương pháp điều khiển này chưa được đồng nhất, thiếu tính tập trung làm điện áp tại một số nút trên hệ thống điện dao động vượt ra khỏi phạm vi cho phép, đặc biệt khi có sự cố Vì vậy việc nghiên cứu phương pháp điều chỉnh điện áp là vấn đề cấp thiết

Hệ thống điện miền Nam là nơi có phụ tải tiêu thụ đứng thứ hai trong các hệ thống điện miền Bắc, Trung, Nam Tốc độ tăng trưởng của phụ tải nhanh khoảng 7-8 %/năm Phụ tải miền Nam với đa dạng các loại hình, phụ tải thay đổi liên tục như nhà máy thép, phụ tải yêu cầu chất lượng điện năng cao như các nhà máy sản xuất linh kiện bán dẫn, hay phụ tải tập trung nhiều nguồn mặt trời mái nhà phát ngược công suất lên lưới như ở Ninh Thuận, Bình Thuận, Bình Phước, … cùng với sự phân bố nguồn phát, phụ tải không đồng đều Đặc biệt, miền Nam có tiềm năng khai thác nguồn năng lượng tái tạo (gió, mặt trời) lớn, với sự thâm nhập của nguồn NLTT làm biến động đối với trào lưu công suất gây khó khăn đối với vận hành hệ thống điện nói chung và điều khiển điện áp nói riêng Điện áp

phụ tải, thiết bị bù, mức mang tải của đường dây (mức độ tiêu thụ CSPK) Tuy nhiên, để điều chỉnh điện áp tại tất cả các nút trên hệ thống rất khó khăn, yêu cầu phải lắp thêm nhiều thiết bị điều chỉnh điện áp gây lãng phí và việc điều chỉnh không được thống nhất, tối ưu làm giảm hiệu quả đối với bài toán kinh tế

Do đó, đề tài đề xuất nghiên cứu: Nghiên cứu phân vùng điều khiển điện áp trên hệ thống điện miền Nam, để từ đó cải thiện điện áp tại các nút trong vùng, giảm tổn thất, nâng cao ổn định và tăng dự phòng công suất phản kháng cho trường hợp vận hành bình thường và sự cố

II Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu tổng quan: Tìm hiểu và đề xuất giải pháp điều khiển điện áp cho lưới điện miền Nam nhằm giảm tổn thất, nâng cao chất lượng điện năng, nâng cao ổn định và tăng dự phòng công suất phản kháng cho trường hợp vận hành bình thường và sự cố

Mục tiêu cụ thể: - Phân tích tìm hiểu hiện tượng quá điện áp, nguyên nhân và các quy định vận hành theo các thông tư hiện hành cho lưới điện truyền tải miền Nam Việt Nam

- Nghiên cứu, tìm hiểu về giải pháp điều khiển điện áp tại các nước trên thế giới cũng như tại Việt Nam hiện nay Đánh giá và đề xuất giải pháp phân vùng điện áp theo tiêu chí độ nhay

- Sử dụng phần mềm PSS/E xây dựng và tính toán mô hình lưới điện miền Nam Việt Nam phục vụ quá trình phân vùng điều khiển

- Áp dụng thuật toán đề xuất để phân vùng cho lưới điện miền Nam - Đánh giá kết quả trong trường hợp bình thường và sự cố

III Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Luận văn nghiên cứu giải pháp phân cụm điều khiển điện áp cho hệ thống điện miền Nam, Việt Nam gồm điện áp tại các nút 500kV, 220kV và 110kV trong phạm vi lưới điện Phạm vi đề tài thực hiện tính toán các giá trị độ nhạy điện áp và đề xuất các giải pháp phân vùng điện áp và xác định nút hoa tiêu trong từng vùng Sau đó đánh giá giải pháp điều khiển điện áp đề xuất trong các trường hợp vận hành bình thường và sự cố

IV Ý nghĩa khoa học thực tiễn

Phân vùng điều khiển điện áp là một giải pháp thực sự hữu ích cho lưới điện giúp giảm tổn thất, cải thiện chất lượng điện năng, nâng cao ổn định hệ thống điện, tăng dự phòng CSPK cho trường hợp xảy ra sự cố và giảm số lần thao tác điều chỉnh nguồn lưới cho các kỹ sư vận hành hệ thống điện Với hệ thống điện phức tạp với đa dạng các loại hình nguồn, tải hệ thống điện miền Nam thì việc áp dụng phương pháp này vào thực tiễn là giải pháp cấp bách cho hệ thống điện lúc này, phương pháp là tiền đề xây dựng các hệ thống tự động điều khiển điện áp trên hệ thống điện quốc gia

V Phương pháp nghiên cứu

Luận văn sử dụng ngôn ngữ lập trình Python để thực hiện thuật toán phân cụm theo thứ bậc nhằm chia lưới điện miền Nam thành các vùng điều khiển điện áp

Luận văn sử dụng phần mềm PSS/E của hãng PTI (thuộc Siemens) để mô phỏng tính toán

- Sử dụng chức năng tính toán độ nhạy của điện áp theo các nguồn phát/ hút công suất phản kháng trên lưới điện

- Sử dụng chức năng tính toán tối ưu hóa tổn thất công suất tác dụng để đưa ra các giá trị điện áp tại các nút phục vụ quá trình điều khiển điện áp

VI Bố cục của luận văn

Tên luận văn “Nghiên cứu Phân vùng điều khiển điện áp trên hệ thống điện miền Nam” Bố cục của luận văn bao gồm bao gồm 5 chương với nội dung cụ thể như sau:

Mở đầu

− Chương 1: Tổng quan về các tiêu chí điện áp và hiện trạng về hệ thống điện

miền Nam Việt Nam

− Chương 2: Tổng quan về các phương pháp điều khiển điện áp trên lưới điện

truyền tải Việt Nam và Thế giới

− Chương 3: Tính toán phân cụm cho hệ thống điện miền Nam bằng các phần

mềm PSS/E và Python

− Chương 4: Phân tích và đánh giá kết quả điều khiển điện áp

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÁC TIÊU CHÍ ĐIỆN ÁP VÀ HIỆN TRẠNG

HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN NAM VIỆT NAM 1.1 Tổng quan về hệ thống điện miền Nam

Hệ thống điện miền Nam là một phần trong hệ thống điện Quốc gia Hệ thống điện miền Nam nằm trên 22 tỉnh thành phía Nam từ Ninh Thuận đến Cà Mau, là các tỉnh thuộc khu vực Nam Trung Bộ, Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ Với tổng phụ tải Hệ thống điện miền Nam trong năm 2023 đạt 121.032.619.369kWh [1]

Hình 1.1 Kết lưới hệ thống điện miền nam trên bản đồ địa lý

Như ở hình 1.1 hệ thống điện chia làm 3 phần: nguồn phát, lưới điện và phụ tải

1.1.1 Nguồn phát

Miền Nam là khu vực có đa dạng các loại hình nguồn điện nhất cả nước chiếm hơn 40% tổng công suất đặt cả nước Các loại hình gồm thủy điện, nhiệt điện, sinh khối và các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT), … như được trình bày Bảng 1.1 Tuy nhiên, tỷ trọng nguồn điện lại phân bố không đều về công suất các loại hình nguồn cũng như địa lý Đặc biệt hơn cả, nguồn NLTT chiếm tỷ trọng lớn trong tổng công suất nguồn phát gây ảnh hưởng mức độ ổn định điện áp trên HTĐ miền Nam

- Tổng công suất đặt của các NMĐ ở miền Nam chiếm khoảng 43% (35636MW) tổng công suất đặt của hệ thống điện quốc gia như được trình bày [1]

- HTĐ miền nam có nhiều loại hình cơ cấu nguồn điện nhất trong HTĐ quốc gia

+ Khu vực miền Nam nằm gần các mỏ khí đốt: khí Nam Côn Sơn, khí Cửu Long (cung cấp điện cho các nhà máy điện Phú Mỹ-Bà Rịa), khí PM3 (cung cấp khí cho NMĐ Cà Mau) Nên tuabin khí có tổng công suất đặt lớn chiếm khoảng 20% (7074MW) (Phân bố ở khu vực miền đông và Cà Mau) Đây là loại hình nhà máy điện chỉ có ở miền Nam nên thường được gọi là đặc sản ở miền Nam

+ Nhiệt điện than có tổng công suất đặt khoảng 30% (10569MW): Duyên Hải, Vĩnh Tân, Fomosa…

+ Do địa hình miền nam tương đối bằng phẳng nên thủy điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn miền bắc và miền trung, chiếm khoảng 6% (2125MW) tổng công suất đặt ở miền Nam Phân bố chủ yếu ở các tỉnh có địa hình cao: Trị An, Bình Phước, Lâm Đồng, Đồng Nai…

+ Nhiệt điện dầu chiếm khoảng 4% (1068MW) tổng công suất đặt ở miền Nam + Nguồn năng lượng tái tạo chiếm khoảng 40% bao gồm: Gió chiếm 2600 MW, NMĐ mặt trời chiếm 6161 MW, Mặt trời mái nhà chiếm 5500 MW

+ Nhà máy sinh khối Bourbon 49MW ở Tây Ninh sử dụng bã mía là nguyên liệu để sản xuất và phát điện lên lưới nhưng chỉ phát điện vào vụ thu hoạch mía

+ Nguồn diesel ở Đồng Nai (Amata), Cà Mau…

Bảng 1.1 Các loại hình nguồn điện tại miền Nam [1]

NGUỒN Công suất (MW) Tỷ lệ (%)

- Ngoài ra còn có nguồn chuyển nhượng từ miền Bắc miền Trung vào miền Nam thông qua 6 đường dây liên kết 500kV với giới hạn truyền tải là 6000MW Bao gồm: Cầu Bông – Đak Nông, Chơn Thành – Pleiku 2, Di Linh – Ea Nam, Chơn Thành – Ea Sup, Thuận Nam – Vân Phong (2 mạch)

HTĐ miền nam liên kết với HTĐ quốc gia qua 17 trạm biến áp 500kV

- Các máy biến áp 220kV hầu hết có dung lượng là: 125 MWA, 250MVA (Ngoại trừ một số MBA có dung lượng khác như: T1 Bảo Lộc (63MVA), và một số MBA 220kV của các NMĐ như: T3 Hàm Thuận (63MVA), AT3 Đại Ninh(63MVA)

- Các trạm biến áp 220kV liên kết với nhau qua 225 ĐZ 220kV, phần lớn là đường dây mạch kép, vận hành mạch vòng khép kín, ngoại trừ một số điểm mở vòng tách thanh cái (200A 200B Phú Mỹ 1, 200 Phú Mỹ 2-1, 212 Bình Chánh, 212 Tân Định)

- Các đường dây 220kV: không phân pha, phân pha đôi, phân pha ba, dây siêu nhiệt, cáp ngầm (ĐZ 220kV Mỹ Tho 2 – Bến Tre có dòng định mức thấp 690A) => đã thay dây siêu nhiệt

- Các trạm lắp kháng phân đoạn thanh cái 220kV trên HTĐ miền Nam là: Cầu Bông, Tân Định, Thuận An (15.1 Ohm), Phú Lâm, Tân Uyên, Bình Hòa, Long Thành (7.5 Ohm), Sông Mây, Nhà Bè, Mỹ Tho 500kV, Trung Nam 500kV

- Kháng điện áp ở thanh cái 22kV ở trạm 220kV Tao Đàn - Lắp kháng phân đoạn thanh cái 110kV: trạm 220kV Tân Thành (7.5 ohm) - Liên kết với lưới điện miền Trung qua:

+ ĐZ 220kV: Thiên Tân Solar – Cam Ranh, Thiên Tân 1.4 – Cam Ranh, Tháp Chàm – Nha Trang, Bình Long 2 - Đak Nông (2 mạch)

- Kết nối với HTĐ Cam-pu-chia qua hai mạch ĐZ 220kV Châu Đốc-Tà Keo Giữ điện áp trạm 220kV Châu Đốc 2 lớn hơn 0.95 pu (209 kV) Giới hạn công suất truyền tải là 250MW

• Lưới điện 110 kV

- Lưới điện 110kV miền nam gồm có 368 trạm 110kV và các đường dây liên kết 110kV Hiện nay các trạm 110kV đa phần là các trạm điều khiển xa không người trực, một số trạm điều khiển xa có người trực và các trạm truyền thống

- Các máy biến áp 110kV hầu hết có dung lượng là 25MVA 40MVA 63MVA Ngoại trừ một số MBA của trạm khách hàng có dung lượng khác, đặc biệt là khu vực ở các nhà máy thép ở Vũng Tàu: T1 Thép Miền Nam (100MVA), T1 Thép Việt (53 MVA), VeDan 2 (7.5MVA),

- Các trạm 110kV nhận điện chủ yếu từ các trạm 220kV qua phần lớn các đường dây 110kV liên kết mạch vòng giữa các trạm 220kV, một số ít là đường dây 110kV hình tia, các mạch vòng 110kV hầu hết vận hành hở mạch, ngoại trừ một số mạch vòng 110kV giữa các trạm 220kV sau đây vận hành khép kín: Phú Mỹ 1-Tân Thành (khu vực các nhà máy thép), Mỹ Xuân 2-Long Thành, Đức Hòa 2-Trảng Bàng 2, Bàu Sen-Long Thành

- Các đường dây 110kV phần lớn có dòng định mức từ 510A – 610A, một số có dòng định mức lớn 745A-1210A, và một vài đường dây có dòng định mức nhỏ 450A như: Tháp Chàm 2-Cam Ranh, Bảo Lộc – TĐ Bảo Lộc, Đại Ninh – Bắc Bình,

- Liên kết với lưới điện 110kV miền Trung qua 3 ĐZ và đóng cả ba ĐZ + Bù Đăng – ĐakLấp

+ Tháp Chàm 2 – ĐG Lợi Hải + Ninh Hải – ĐMT Nhơn Hải Có nhiều đường dây cáp ngầm ở TPHCM, hay đoạn đường dây hỗn hợp Hà Tiên- Phú Quốc, có kháng điện áp ở cấp điên áp 110kV ở trạm 110kV

1.1.3 Phụ tải

Phụ tải điện miền Nam bao gồm phụ tải của 22 tỉnh phía Nam, là khu vực có công suất lớn nhất cả nước với đa dạng các loại hình: nông nghiệp, công nghiệp, dịch vụ,… Phụ tải miền Nam đang tăng dần (8-9%/năm) về cả công suất lẫn sản lượng như ở hình

Hình 1.2 Sản lượng bình quân và công suất phụ tải đỉnh miền Nam [1]

Như Hình 1.3 dưới đây cho thấy, phụ tải HTĐ miền Nam phân bố không đều theo các thời điểm trong ngày Bao gồm các khung giờ cao điểm sáng (9-11h), cao điểm chiều (14-16h), thấp điểm trưa (11-13h) và thấp điểm tối (2-5h) cùng với tổng công suất nguồn mặt trời mái nhà lớn gây ra một thách thức lớn đối với các đơn vị Quản lý vận hành hệ thống điện

Hình 1.3 Đồ thị phụ tải Hệ thống điện miền Nam năm 2023 [1]

Phần lớn phụ tải tập trung ở các khu vực Đông Nam Bộ là khu vực trọng điểm kinh tế của cả nước

Khu vực có phụ tải cao nhất là TPHCM chiếm khoảng hơn 25-30% tổng phụ tải toàn miền Nam

+ Đối với tổng công ty điện lực phụ tải Bình Dương và Đồng Nai chiếm tỉ trọng cao Mỗi tỉnh chiếm khoảng 10-15% phụ tải HTĐ miền nam cả hai tỉnh này là mũi nhọn phát triển công nghiệp toàn miền nam, tập trung nhiều khu công nghiệp, khu chế xuất

+ Bà Rịa Vũng Tàu chiếm tỉ trọng khoảng 5-8% có đặc điểm là phụ tải tăng giảm nhanh với biên độ lớn vì nơi đây chủ yếu có nhiều KCN nhà máy luyện thép, khi các nhà máy này nhúng các điện cực để nấu thép thì cần một lượng công suất lớn, dễ gây dao động lưới điện, ảnh hưởng chất lượng điện năng, ổn định HTĐ khu vực

+ Phụ tải Bình Thuận có đặc tính là ngày thấp đêm cao, phụ tải tăng cao vào các giờ 22h-05h sáng hôm sau và rơi vào từ tháng 9 năm này đến tháng 4 năm sau do thời điểm này là mùa xông đèn thanh long nên chủ yếu dùng đèn điện để xông đèn cho trái thanh long Các tháng còn lại thì phụ tải ngày cao đêm thấp trong khi tháng 7 thì phụ tải khá bằng phẳng

+ Gần đây sản lượng phụ tải ở các tỉnh miền Tây nam bộ tăng khá mạnh do sự phát triển lớn về mặt kinh tế và phát triển các khu công nghiệp nổi bật là tỉnh Long An

+ Phụ tải tỉnh Ninh Thuận với công suất tiêu thụ thấp và còn là nơi có công suất mặt trời mái nhà cao nên vào một số giờ nắng nóng cao nguồn MTMN phát ngược lên lưới truyền tải gây các vấn đề về quá tải, điện áp gây khó khăn cho vận hành hệ thống điện khu vực

+ Sản lượng bán điện qua Campuchia chiếm 1-2%

1.1.4 Thuận lợi, khó khăn trong vận hành hệ thống điện miền Nam trong công tác điều

khiển điện áp

- Thuận lợi: + HTĐ miền Nam có sự đa dạng các loại hình nguồn với tổng công suất đặt lớn, thuận lợi trong việc huy động nguồn công suất phản kháng điều chỉnh điện áp

+ Công suất nguồn mặt trời mái nhà lớn, giúp nâng cao điện áp các khu vực + Liên kết với hệ thống điện quốc gia đảm bảo ổn định điện áp

+ Các thiết bị bù với số lượng lớn được trang bị trên hệ thống giúp cải thiện điện áp cho hệ thống điện miền Nam

- Khó khăn: + Một số khu vực có nguồn mặt trời mái nhà phát ngược lên lưới gây quá điện áp cục bộ tại một số khu vực

+ Mặc dù nguồn công suất phản kháng lớn tuy nhiên việc huy động chưa được tối ưu gây lãng phí, công suất phản kháng luẩn quẩn trên lưới điện gây tổn thất cho hệ thống điện

+ Điện áp cao: Trong các ngày Tết Nguyên đán năm 2023 do phụ tải miền Nam giảm thấp (Pmin = 5.897MW, ngày 22/01/2023) trong [1] do các nguyên nhân chính sau:

▪ Hiện tượng phát ngược Q các MBA lên lưới 110kV, 220kV khá lớn, điện áp trên HTĐ miền Nam tăng rất cao, vượt các giá trị vận hành cho phép

▪ Vào các giờ có nhu cầu sử dụng điện thấp, điện áp khu vực một số tỉnh miền Tây Nam Bộ như nút T220 Bến Lức 2 (243kV), Bến Tre 2 (244kV), Cai Lậy (243kV), Cần Thơ 2 (243kV), Cao Lãnh 2 (244kV), Mỹ Tho 500 (243kV), Vĩnh Long 2

(244kV), Sông Mây (244kV) vượt quá giới hạn cho phép Nguyên nhân: đa số phụ tải

khu vực này là phụ tải công nghiệp ngừng sản xuất trong dịp Tết, công suất vô công từ khá nhiều các tụ bù trung hạ thế đấu cứng vào lưới (không có thiết bị đóng cắt) phát ngược từ lưới 22kV lên lưới 110kV, 220kV

▪ Các nguồn điện mặt trời, gió đưa vào vận hành nhiều, ưu tiên huy động nên các nguồn truyền thống như thủy điện, nhiệt điện khí, cũng huy động giảm trong các ngày Tết nên cũng thiếu hụt khả năng hút công suất vô công từ các NMĐ này như các năm trước đây Đặc biệt nguồn điện MTMN phát lên lưới cũng gây nên điện áp cao, vượt ngưỡng thường xuyên tại một số trạm khu vực Bình Dương, Bình Phước, Đồng Nai,…

 Cần có một giải pháp giúp giải quyết các tình trạng này nhằm nâng cao

ổn định điện áp cũng như giảm tổn thất cho lưới điện miền Nam

1.2 Các thông tư, quy trình về điện áp hiện hành tại Việt Nam

- Điều 66, TT40 – Bộ công thương quy định nguyên tắc điều chỉnh điện áp [20] 1 Đảm bảo điện áp trong giới hạn cho phép theo quy định, không gây quá áp hoặc nguy hiểm cho các phần tử trong hệ thống điện

2 Đảm bảo tối thiểu chi phí vận hành và tổn thất 3 Đảm bảo tối ưu các thao tác điều khiển

- Điều 72, TT40 – Bộ công thương quy định về biểu đồ điện áp

1 Biểu đồ điện áp được cấp điều độ có quyền điều khiển giao cho các nhà máy điện, trạm điện thực hiện phù hợp với tính toán điện áp quy định tại Điều 71 Thông tư này

2 Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ thực hiện điều chỉnh điện áp theo biểu đồ do cấp điều độ có quyền điều khiển giao trừ trường hợp sự cố quy định tại Khoản 3 Điều này

3 Đơn vị quản lý vận hành được phép không thực hiện biểu đồ điện áp theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này trong các trường hợp sau:

a) Sự cố tại nhà máy điện hoặc trạm điện: Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện phải báo cáo ngay cấp điều độ có quyền điều khiển để ra lệnh điều độ điều khiển điện áp phù hợp với tình hình thực tế;

b) Sự cố trên hệ thống điện: Cấp điều độ có quyền điều khiển lệnh trực tiếp cho Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện để điều chỉnh điện áp đáp ứng xử lý sự cố trên hệ thống điện

- Theo điều 73, TT40 – Bộ công thương , quy định Các biện pháp điều chỉnh điện áp [20]:

+ Thay đổi nguồn công suất phản kháng đang vận hành của thiết bị bù ngang (tụ điện, kháng điện), máy bù đồng bộ, máy bù tĩnh, máy phát điện theo thứ tự từ gần đến xa điểm cần điều chỉnh điện áp

+ Điều chỉnh nấc máy biến áp cho phù hợp với tình hình thực tế và quy định vận hành của thiết bị Không thực hiện điều chỉnh nấc máy biến áp (bằng tay hoặc tự động) để tăng điện áp phía hạ áp hoặc trung áp khi điện áp phía cao áp đã thấp dưới -5% so với điện áp danh định

+ Huy động thêm các nguồn điện đang dự phòng để phát hoặc nhận công suất phản kháng khi điện áp nằm ngoài giới hạn cho phép

+ Thay đổi kết lưới hoặc phân bổ lại trào lưu công suất trong hệ thống điện (tách đường dây truyền tải thấp trong trường hợp điện áp cao quá giới hạn cho phép và không gây quá tải đường dây còn lại)

+ Sa thải phụ tải có thể được sử dụng để tránh điện áp vi phạm các giới hạn điện áp thấp theo quy định

- Theo Quy trình dịch vụ điều chỉnh điện áp [21]: Điều khiển điện áp trong hệ thống

a Điều khiển điện áp sơ cấp (Primary Voltage Control): là cấp điều khiển điện áp tại các nút máy phát, các nút có đấu nối các thiết bị bù công suất phản kháng tác động nhanh (SVC, tụ và kháng có điều khiển…) Mục đích của điều khiển điện áp sơ cấp là điều khiển điện áp tại các nút trên đến giá trị điện áp mong muốn (do Điều độ viên yêu cầu hoặc xác định ở cấp điều khiển điện áp thứ cấp) bằng cách điều khiển các nguồn công suất phản kháng đến nút đấy Thời gian đáp ứng nhanh nhất có thể, yêu cầu trong khoảng 100ms – 10s

b Điều khiển điện áp thứ cấp (Secondary Voltage Control): là cấp điều khiển điện áp theo miền (regional voltage regulation – RVR) Theo đó hệ thống điện được phân chia thành các miền tương đối độc lập với nhau, sự thay đổi điện áp của miền ảnh hưởng không đáng kể đến điện áp của miền khác Mục đích của điều khiển điện áp thứ cấp là điều khiển điện áp của cả miền ở mức hợp lý để giảm thiểu chạy vòng công suất phản kháng và tăng dự phòng công suất phản kháng bằng cách điều khiển điện áp tại một số nút chính (nút hoa tiêu), đại diện cho điện áp của cả miền Dựa theo yêu cầu thay đổi điện áp của các nút chính, RVR sẽ đưa ra tín hiệu điều khiển cho cấp điều khiển sơ cấp cũng như là các thiết bị điều khiển điện áp mà không có khả năng tác động nhanh ở cấp điều chỉnh sơ cấp, ví dụ như OLTC Thời gian đáp ứng từ 1 – 15 phút

c Điều khiển điện áp cấp ba (Tertiary Voltage Control): là cấp điều khiển điện áp toàn hệ thống, còn gọi là điều khiển tối ưu trào lưu công suất phản kháng (Optimal Reactive Power Plow – ORPF) Mục đích chính của điều khiển cấp 3 là điều khiển điện áp tối ưu toàn hệ thống nhằm đảm bảo tổn thất công suất tác dụng là nhỏ nhất, ngoài ra, mục đích của cấp điều khiển này còn là nâng cao độ dự trữ công suất phản kháng, đồng thời nâng cao độ ổn định điện áp Các biến điều khiển ở cấp này là điện áp tham chiếu của các nút chính ở cấp điều khiển thứ cấp, trong trường hợp không áp dụng cấp điều khiển thứ cấp thì các biến điều khiển là điện áp đầu cực máy phát, điện áp tham chiếu của các thiết bị bù, nấc phân áp MBA Ngoài ra, việc đóng/cắt tụ bù ngang, kháng bù ngang cũng sẽ được thực hiện ở cấp này Thời gian đáp ứng từ 15 – 60 phút

- Theo thông tư 25, 39 bộ công thương: Điện áp thanh cái trên lưới điên truyền tải, phân phối [18,19] như sau:

+ Trong điều kiện làm việc bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải được quy định tại bảng 1.2 sau:

Bảng 1.2 Giới hạn điện áp theo Thông tư 25, 39 của Bộ công thương [18, 19]

Cấp điện áp Chế độ vận hành của hệ thống điện

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

* Yêu cầu về huy động nguồn công suất phản kháng, điều chỉnh điện áp của nhà máy điện:

1.3 Tìm hiểu một vài sự cố về quá điện áp, nguyên nhân sự cố

Đã có rất nhiều sự cố làm tan rã hệ thống điện (HTĐ) xảy ra trên khắp thế giới với những hậu quả rất to lớn về kinh tế - xã hội Dưới đây là một số tóm tắt các sự cố điển hình đã được đưa ra trong [2]:

(i) HTĐ Pháp đang nhập khẩu điện năng từ các nước trong liên minh Châu Âu bên cạnh Phụ tải tăng lên khoảng hơn 4000MW từ 7h00 đến 8h00 sáng So với ngày hôm trước thì nhu cầu phụ tải tăng thêm là 1600MW Điều này làm cho điện áp giảm xuống trong khoảng từ 8h05 – 8h10, các nhân viên vận hành đã khóa các bộ tự động điều áp của các MBA trên lưới điện cao áp Từ 8h20 thì điện áp của các nút trên lưới truyền tải 400kV

đã xuống 342 – 374kV Trong khi đó một số đường dây đã bị cắt ra do bảo vệ quá dòng, khoảng cách vùng 3, điều này càng làm cho điện áp giảm thấp thêm nữa và xảy ra sụp đổ điện áp sau đó Hậu quả là 29GW tải đã bị cắt với tổng điện năng không cung cấp được ước tính khoảng 100GWh

(ii) Ngày 23/7/1987, sự cố rã lưới diện rộng đã xảy ra trên HTĐ thành phố Tokyo, Nhật Bản Sự cố đã làm cắt điện 8GW phụ tải Trong ngày này, nhiệt độ của Tokyo được ghi nhận ở mức cao (36 oC) Dự báo phụ tải ban đầu là 38,5GW, tuy nhiên trên thực tế đã tăng lên đến 40GW Đây là mức phụ tải kỷ lục ở thời điểm hiện tại lúc đó Tuy nhiên, hệ thống vẫn đảm bảo được chế độ vận hành an toàn trong buổi sáng Vào thời điểm nghỉ trưa, phụ tải giảm từ 39GW xuống 36,5GW Với mức giảm phụ tải lớn, nhiều tụ bù ngang đã được tách ra khỏi lưới nhằm giảm điện áp tăng cao Sau đó, do phụ tải tăng cao trở lại nhanh hơn dự kiến đã khiến điện áp sụt giảm mạnh Tại thời điểm 13h19, khi điện áp trên lưới 500kV giảm xuống thấp đến dưới 400kV, hai đường dây 500kV bị tách ra do rơ le khoảng cách tác động Việc cắt điện các đường dây này làm điện áp hệ thống càng suy giảm Các tác động lan tràn của bảo vệ quá kích thích, bảo vệ mất đồng bộ các tổ máy, bảo vệ khoảng cách đường dây gây ra sụp đổ điện áp

Hình 1.4 Sự cố gây mất điện trên hệ thống điện miền Nam năm 2013

(iii) Sự cố tại Việt Nam ngày 22/05/2013 như hình 1.4: Lúc 14h15, xảy ra sự cố đường dây 500kV Di Linh – Tân Định (do cây vi phạm khoảng cách an toàn đường dây) gây tách lưới 2 miền và mất điện các tỉnh phía Nam Tại Campuchia, điện mất lúc 2h

chiều ở phần lớn Phnompenh, sau 8-10 giờ, các phụ tải mới được cấp điện trở lại Sự cố dẫn đến phản ứng dây chuyền ở 19 nhà máy phía Nam : 43 tổ máy bị ngưng họat động Tổng công suất bị cắt là 9400 MW (tương đương với 9 lò phản ứng hạt nhân) 8 triệu khách hàng (hộ gia đình, công ty, hành chính ), trong đó 1,8 triệu dân thành phố Hồ Chí Minh bị mất điện trong thời gian từ khoảng 1 đến 8 tiếng đồng hồ Lúc 15h40, EVN đã khôi phục liên kết Bắc – Nam 500kV Lúc 22h40, EVN đã khôi phục lại toàn bộ hệ thống điện miền Nam

1.4 Phân tích hiện trạng hệ thống điện miền Nam

Vận hành hệ thống điện miền Nam đang còn tồn tại một vài vấn đề và các giải pháo đi kèm, được mô tả như sau:

1.4.1 Vấn đề điện áp

- Các nút vi phạm điện áp theo quy định thông tư 25, 39 Bộ công thương ban hành

đã được nêu trong [1]:

+ Các nút có điện áp thấp trong chế độ cao điểm: Đồng Xoài, Đồng Phú sẽ thấp trong khung giờ từ 19g00 đến 22g00 nếu các nguồn NLTT khu vực miền Tây suy giảm công suất phát

=> Nhờ có sự nỗ lực của các đơn vị trong và ngoài ngành điện, hệ thống thiết bị bù đã được lắp đặt ở nhiều nơi cũng như nguồn NLTT nối lưới đã góp phần giảm thiểu số nút vi phạm điện áp trên hệ thống điện Tuy nhiên, vẫn còn điện áp một số nút vào một số thời điểm, điện áp vi phạm giới hạn theo quy định thông tư 25, 39 như trên Vì vậy, cần phải có giải pháp để khắc phục nhanh chóng

Bảng 1.3 Các nhà máy điện vi phạm điện áp theo biểu đồ điện áp cấp điều độ ban hành trong [3]:

Nhà máy điện Số tổ máy vi

phạm điện áp

Số lần vi phạm

Vi phạm điện áp

Nguyên nhân

(Dữ liệu được thu thập vào 07/03/2024)

=> Từ bảng 1.3 cho thấy rằng, việc vi phạm điện áp phụ thuộc vào khả năng huy động nguồn công suất phản kháng của nhà máy điện, thiết bị bù lắp đặt không đủ để đảm bảo duy trì điện áp theo biểu đồ làm giảm hiệu quả tối ưu hệ thống, không đảm bảo duy trì điện áp theo quy định của thông tư khi xảy ra sự cố trong khu vực Để đảm bảo điện áp theo biểu đồ yêu cầu các nhà máy điện phải trang bị hệ thống thiết bị bù, máy bù gây tốn kém lãng phí Do đó, phương pháp điều khiển điện áp còn tồn tại một số nhược điểm

➢ Giải pháp: + Thay đổi nguồn công suất phản kháng đang vận hành của thiết bị bù ngang (tụ điện, kháng điện), máy bù đồng bộ, máy bù tĩnh, máy phát điện theo thứ tự từ gần đến xa điểm cần điều chỉnh điện áp

+ Điều chỉnh nấc máy biến áp cho phù hợp với tình hình thực tế và quy định vận hành của thiết bị Không thực hiện điều chỉnh nấc máy biến áp (bằng tay hoặc tự động) để tăng điện áp phía hạ áp hoặc trung áp khi điện áp phía cao áp đã thấp dưới -5% so với điện áp danh định

+ Huy động thêm các nguồn điện đang dự phòng để phát hoặc nhận công suất phản kháng khi điện áp nằm ngoài giới hạn cho phép

+ Thay đổi kết lưới hoặc phân bổ lại trào lưu công suất trong hệ thống điện (tách đường dây truyền tải thấp trong trường hợp điện áp cao quá giới hạn cho phép và không gây quá tải đường dây còn lại)

+ Sa thải phụ tải có thể được sử dụng để tránh điện áp vi phạm các giới hạn điện áp thấp theo quy định

 Tuy nhiên, việc áp dụng các giải pháp trên hiện nay vẫn đang tồn tại nhiều khó khăn Ngoài vấn đề về kinh tế, các giải pháp đang hoạt động một cách rời rạc, chưa có tính tập trung, chưa có sự phối hợp nên hiệu quả thấp, chưa tối ưu Do đó, cần có một giải pháp để khai thác hiệu quả nguồn lực trên hệ thống trong việc điều chỉnh điện áp

1.4.2 Vấn đề tổn thất

=> Nhận xét : Từ bảng 1.4 và 1.5 bên dưới có thể thấy rằng, nhờ có sự quan tâm của Nhà nước, sự phối hợp của người dân và sự cố gắng, quyết tâm của ngành điện Tổn thất điện năng trên hệ thống điện đã được cải thiện đáng kể theo thời gian Tuy nhiên, cần có tăng

cường hơn nữa áp dụng các giải pháp giảm thiểu tổn thất điện năng mà vẫn đáp ứng được các ràng buộc trên hệ thống, giảm thiểu nhân lực và tối thiểu chi phí

Bảng 1.4 Tổn thất công suất, phần trăm tổn thất so với tổng công suất các kịch bản[1]

Kịch bản

Tổn thất công suất tác

dụng (MW)

Tỷ lệ tổn thất P so với

tổng công suất tải P

(%)

Tổn thất công suất phản kháng

(Mvar)

Tỷ lệ tổn thất Q so với tổng

công suất Q(%)

Bảng 1.5 Công suất phản kháng huy động các nhà máy điện [1]

Kịch bản Công suất phản kháng huy động của

các nhà máy (Mvar)

➢ Giải pháp :

+ Ban hành các thông tư, quy trình, quy định, đảm bảo hệ số cosphi > 0.9, áp dụng giá điện bậc thang, tăng giá điện giờ cao điểm Hưởng ứng phát triển nguồn điện phân tán

+ Tính toán biểu đồ điện áp, điều khiển điện áp tại các nút trên hệ thống điện miền

+ Có các giải pháp chia sẻ dữ liệu công tơ đo đếm phục vụ tính toán tổn thất lưới điện

ngày + Tổng kết việc thực hiện chỉ tiêu kế hoạch về tổn thất theo cấp điện áp, giảm tổn thất điện năng hàng năm để định hướng thực hiện tính tổn thất điện năng online

+ Có giải pháp tính toán bán kính cung cấp điện hợp lý + Điều chỉnh điện áp đầu nguồn luôn đạt điện áp định mức + Nâng cao hệ số công suất cosphi ở các xí nghiệp bằng cách hạn chế các động cơ làm việc ở chế độ non tải hoặc không tải

+ Phân bố công suất tác dụng, công suất phản kháng trong hệ thống theo một phương thức kinh tế nhất

+ Máy biến áp vận hành với phương thức tổn thất điện năng ít nhất, vận hành kinh tế trạm biến áp bằng các hòa đồng bộ máy biến áp

+ Lựa chọn sơ đồ đấu dây hợp lý nhất cho lưới + Thực hiện cân đảo pha thường xuyên trong lưới điện phân phối hạ thế 220/380V để giảm dòng không cân bằng chạy trên dây trung tính

+ Trong lưới điện từ 35kV trở lên, cứ 100km lại có một lần hoán vị pha để giảm điện kháng của đường dây

+ Sử dụng các Đường dây truyền tải một chiều (HVDC) để giảm tổn thất.; Sử dụng các thiết bị FACTS

1.5 Kết luận

Vấn đề về điện áp và tổn thất là một trong những thách thức đối với hệ thống điện miền Nam Việt Nam Chúng ta không giảm tổn thất điện năng bằng mọi giá mà phải cân đối, dựa trên cơ sở hiệu quả đầu tư và khả năng cung cấp điện ổn định trên lưới Đầu tư phát triển hệ thống điện với mục tiêu đảm bảo đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội phục vụ đời sống nhân dân, ngày càng nâng cao chất lượng, độ tin cậy cấp điện Trong đó, lưới điện sẽ được tăng cường hiện đại hơn, đảm bảo các tiêu chí vận hành an toàn, tin cậy và góp phần giảm TTĐN Việc nghiên cứu, tính toán và đề xuất các biện pháp giải quyết các

vấn đề về điện áp và giảm tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải là cần thiết trong bối cảnh hiện nay

Từ bảng 1.6 có thể thấy rằng, phương pháp tối ưu mang lại hiệu quả tốt nhất cho hệ thống điện, đảm bảo giảm tổn thất công suất tốt nhất mà vẫn đảm bảo các ràng buộc hệ thống điện Tuy nhiên, phương pháp này lại gây tốn kém về nhân lực, đầu tư thiết bị, việc điều khiển điện áp tại tất cả các nút rất khó khăn, phức tạp Do đó, cần có một phương pháp mang tính tổng thể toàn bộ khu vực, khai thác triệt để nguồn công suất phản kháng tối ưu nhất, đồng thời chi phí áp dụng cho phương pháp thấp nhất, vậy nên đề tài đề xuất nghiên cứu phương pháp điều khiển điện áp để áp dụng vào lưới điện miền Nam Việt Nam

Bảng 1.6 Theo báo cáo tính toán tổn thất điện năng giai đoạn 2019 – 2023 [4], tổng kết đánh giá các giải pháp giảm thiểu tổn thất điện năng theo bảng sau:

STT Giải pháp

Trách nhiệm quản lý

Xếp hạng mức độ giảm tổn

thất

Tổn thất có thể giảm (tr kWh) –

năm 2023

Ước lượng chi phí tổn thất tránh được – Năm 2023

( tỷ VNĐ)

1

Tối ưu hóa trào lưu công suất

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN VỀ CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐIỀU KHIỂN ĐIỆN ÁP

TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM VÀ THẾ GIỚI

Trong chương này giới thiệu các phương pháp điều khiển điện áp tại Việt Nam và trên thế giới Đánh giá và nhận thấy việc phân vùng điều khiển điện áp đóng một vai trò quan trọng trong chất lượng điều khiển điện áp của toàn vùng Từ đó, giới thiệu các phương pháp phân vùng điện áp và đề xuất chọn phương pháp phù hợp áp dụng cho lưới điện miền Nam Việt Nam

2.1 Phương pháp điều khiển điện áp ở Việt Nam

Hiện tại, việc điều khiển điện áp trên HTĐ miền Nam Việt Nam hầu như được thực hiện tại chỗ tại nhà máy và các trạm biến áp tuân theo biểu đồ điện áp tuần được Điều độ quốc gia và Điều độ miền tính toán offline hàng tuần như Hình 2.1, điều này đồng nghĩa với việc điều khiển điện áp chưa được tối ưu theo cấu hình nguồn - lưới - tải trong thời gian thực [3]

Hình 2.1 Biểu đồ điện áp đang áp dụng tại miền Nam [1]

Để đảm bảo điện áp nằm trong biểu đồ điện áp, cấp điều độ yêu cầu các NMĐ mặt trời, gió nối lưới hệ thống điện miền chuyển chế độ điều chỉnh điện áp V mode (chế độ nhà máy tự động điều chỉnh Q theo điện áp thanh cái 110kV, 220kV của biểu đồ điện áp tính toán ban hành), tránh để chế độ Q mode (chế độ nhà máy điện điều khiển hút hoặc phát lượng công suất phản kháng để đảm bảo duy trì lượng CSPK trên hệ thống) sẽ gây

điện áp trên lưới bị dao động lớn khi xảy ra sự cố Tuy nhiên, điện áp các thanh cái vẫn vi phạm biểu đồ điện áp như Hình 2.2

Hình 2.2 Danh sách các trạm biến áp vi phạm biểu đồ điện áp được giao [1]

- Những thuận lợi và khó khăn khi thực hiện biểu đồ điện áp:

+ Thuận lợi:

o Nguồn NLTT hiện hữu vận hành ổn định, khi thời tiết ổn định các nguồn NLTT này góp phần giúp ổn định và nâng cao chất lượng điện áp trên HTĐ miền Nam Điện áp các tỉnh khu vực miền Tây đã vận hành ổn định và trong giới hạn cho phép

o Nguồn MTMN hiện hữu đã giúp nâng cao chất lượng điện áp, giảm tổn thất điện năng tại các PC Bình Phước (Đồng Xoài, Đồng Phú, Phước Long …), PC Ninh Thuận (Tháp Chàm, Ninh Sơn, Ninh Hải, Ninh Phước, Ninh Thuận 1 …); PC Bình Thuận (Lương Sơn, Phan Rí, Ma Lâm, Đức Linh …); PC Đồng Nai (Định Quán, Kiệm Tân, ….)

+ Khó khăn:

o Nguồn NLTT hiện hữu chiếm khá lớn, khi thời tiết không ổn định và thay đổi đột ngột → các nguồn NLTT gây dao động động điện áp trên HTĐ miền Nam Riêng khu vực Ninh Thuận và Bình Thuận đã có hơn 100 nhà máy NLTT Việc này cũng gây khó khăn cho việc thực hiện biểu đồ điện áp

o Điện mặt trời mái nhà hiện hữu với lượng công suất khá lớn nên đã xảy ra hiện

khung giờ bức xạ mặt trời cao Điển hình PC Bình Thuận (Lương Sơn, Ma Lâm ), Ninh Thuận (Ninh Sơn, Tháp Chàm, Ninh Hải …) và Bình Phước (trạm Bù Đăng, Bù Gia Mập, Bù Đốp, Đồng Xoài, Đồng Phú, Lộc Ninh …)

o Các Công ty Điện lực có nguồn năng lượng MTMN lớn (PC Bình Thuận, Bình Phước và Ninh Thuận) khi thời tiết thay đổi đột ngột đã gây khó khăn cho việc thực hiện biểu đồ điện áp của các trạm thuộc PC liên quan và chênh lệch điện áp giữa thấp điểm đêm và cao điểm trưa là rất lớn

o Các tỉnh Cà Mau, Bến Tre, Trà Vinh, Sóc Trăng và Bạc Liêu hiện hữu tập trung nhiều NMĐ Gió nên nhiều thời điểm tốc độ gió thay đổi bất thường gây khó khăn trong việc thực hiện biểu đồ điện áp

+ Giải pháp khắc phục:

o Thực hiện đóng mở MC, thay đổi kết lưới để làm giảm điện áp o Khi có hiện tượng phát ngược công suất phản kháng mở các tụ trung áp vào thời điểm bức xạ cao và đóng lại khi điện áp thấp

o Huy động nguồn công suất phản khác các nhà máy trong vùng để đảm bảo điện áp tại các nút

o Trong các ngày có phụ tải thấp (Lễ, Tết), các trạm biến áp 220kV, 110kV thường xuyên có hiện tượng đẩy ngược công suất Q từ lưới điện phân phối lên lưới điện truyền tải gây nên quá điện áp giới hạn cho phép lưới điện 500/220kV Yêu cầu cho cô lập các tụ bù trung và hạ thế để tránh hiện tượng phát ngược Q

 Tuy nhiên, với sự phát triển về quy mô lưới điện và sự phức tạp trong công tác vận hành ngày càng tăng lên, việc điều khiển điện áp theo cách thức thủ công và theo giá trị được tính toán offline từ tuần trước là vô cùng khó khăn để đạt tối ưu Vì vậy, cần có một phương pháp điều khiển điện áp với quy mô toàn lưới điện là việc cần thiết và cấp bách hiện nay

2.2 Phương pháp điều khiển điện áp tại các nước trên thế giới

2.2.1 Tại Pháp

Tại hệ thống điện Pháp như Hình 2.3, việc triển khai rộng rãi điều khiển điện áp thứ cấp bắt đầu vào năm 1979 Gần đây, lưới truyền tải của Pháp bao gồm khoảng 35 vùng điều khiển cố định, trong đó có khoảng 100 nhà máy nhiệt điện (nhiên liệu truyền thống

và hạt nhân) và 150 thủy điện Tổng công suất phản kháng khả dụng để thực hiện điều khiển điện áp ước tính hơn 30.000 MVar Điều khiển điện áp phối hợp của lưới điện Pháp hoạt động ở ba cấp độ khác nhau: sơ cấp, thứ cấp và cấp ba, độc lập về thời gian và không gian [10]

Hình 2.3 Sơ đồ hệ thống điện truyền tải tại Pháp [10]

- Điều khiển sơ cấp sẽ giữ điện áp stator của máy phát ở giá trị đặt của chúng

bằng cách sử dụng AVR Bộ điều khiển này thực hiện hiệu chỉnh tự động trong vòng vài giây để bù lại sự thay đổi ngẫu nhiên nhanh chóng của điện áp lưới điện

- Điều khiển thứ cấp ở Pháp sẽ chia lưới điện thành các vùng, trong đó điện áp

được điều khiển tại các nút hoa tiêu Hệ thống điều khiển SVR tự động điều chỉnh công

suất phản kháng của các tổ máy phát điện được chọn để điều khiển điện áp tại nút hoa

tiêu cụ thể trong vùng đó (nút hoa tiêu được coi là đại diện cho điện áp tại tất cả các nút bên trong vùng đó) [11]

Điều khiển điện áp thứ cấp phối hợp (CSVC) gần đây hơn đã được đề xuất để khắc phục những hạn chế nhất định của SVR thiết kế ban đầu Nó được sử dụng ở miền Tây nước Pháp và được vận hành bằng cách điều chỉnh tự động và trực tiếp các giá trị điện áp đặt của bộ AVR của máy phát, do đó tối ưu hóa điện áp nút hoa tiêu

- Ở mức cao nhất, điều khiển cấp ba sẽ tối ưu hóa công suất phản kháng trên

phạm vi toàn quốc, xác định giá trị điện áp đặt của các nút hoa tiêu nhằm đạt được sự vận hành hệ thống điện an toàn và kinh tế Điều khiển cấp ba ở Pháp vẫn chưa được tự động

hóa, có nghĩa là các giá trị đặt tối ưu của nút hoa tiêu không được cung cấp theo vòng lặp kín, mà được tính toán offline ở bên ngoài và áp dụng sau khi được nhân viên vận hành phê duyệt Tuy nhiên, nếu điều khiển cấp 3 được thực hiện theo vòng lặp kín, thì nó sẽ có hằng số thời gian trong khoảng 20 phút hoặc lâu hơn [11]

2.2.2 Tại Ý

Hệ thống AVC ở Ý như Hình 2.4, bao gồm một bộ điều chỉnh điện áp quốc gia (NVR), ba bộ điều chỉnh điện áp khu vực (RVR) và 35 bộ điều chỉnh điện áp và công suất phản kháng (REPORT) được lắp đặt trong các nhà máy điện, với tổng công suất khoảng 20 GVAr Dòng công suất phản kháng tối ưu (ROPF) để kiểm soát giảm thiểu tổn thất (LMC), được áp dụng cho NVR, dự đoán điện áp tối ưu và mức công suất phản kháng trong thời gian ngắn (một ngày tới) hoặc rất ngắn (trước vài phút) dựa trên trên ước tính dự báo/hiện trạng Hơn nữa, bộ điều khiển điện áp cấp ba (TVR) giảm thiểu sự khác biệt giữa các phép đo trường thực tế và các tham chiếu giá trị tối ưu, sau đó đặt lại các giá trị đặt RVR [13,14]

Hình 2.4 Sơ đồ Hệ thống điện truyền tải Ý [13]

Từ hình 2.5, ta thấy HTĐ Ý được chia thành 3 cấp điều khiển điện áp như sau:

Điều khiển điện áp sơ cấp (PVR):

- AVR (Điều khiển điện áp tự động): điều khiển điện áp tại các nhà máy điện

- Điều chỉnh điện áp nút nhà máy điện - Điều khiển việc phát/hút công suất phản kháng thông qua bộ AVR (điều chỉnh điện áp tự động) của các máy phát điện đồng bộ

- Phản hồi trong 1 giây – 10 giây

Hình 2.5 Sơ đồ phân cấp điều khiển điện áp [14] Điều khiển điện áp thứ cấp (cấp 2) (SVR):

- RVR (điều khiển điện áp vùng): Điều khiển điện áp các nút hoa tiêu, điều chỉnh

sơ bộ giá trị setpoint của các nhà máy điện, điều khiển SVC, thiết bị FACTS, …

- PQR/REPORT (điều khiển công suất phản kháng): Chỉ rõ giá trị setpoint của

hệ thống AVR

- Cải thiện độ an toàn và tin cậy điện áp vận hành