Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật điện: Giải pháp giải quyết vấn đề quá điện áp, bù công suất phản kháng, xác định điểm dừng lưới tối ưu cho lưới điện phân phối với tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn năng lượng mặt trời

TÊN ĐỀ TÀI : Tên đề tài tiếng Việt: ‘‘Giải pháp giải quyết vấn đề quá điện áp, bù công suất phản kháng, xác định điểm dừng lưới tối ưu cho lưới điện phân phối với tỉ lệ xâm nhập cao của

GIỚI THIỆU TỔNG QUAN ĐỀ TÀI

Lý do chọn đề tài

Trong vài năm trở lại đây được sự quan tâm khuyến khích từ Chính phủ về đầu tư phát triển các nguồn năng lượng tái tạo để giảm sức ép cho các nhà máy điện đang vận hành bằng nguyên liệu hóa thạch cụ thể là Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/6/2011 về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam [1] ; Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam [2] , Quyết định số 02/2019/QĐ-TTg ngày 08/01/2019 sửa đổi bổ sung một số điều của Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ [3] , Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12/9/2017 về “quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời” [4] , Thông tư số 05/2019/TT-BCT ngày 11/3/2019 “sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 16/2017/TT-BCT” của Bộ Trưởng Bộ Công Thương (Áp dụng giá điện

FIT 1 từ ngày 01/6/2017 đến hết ngày 30/6/2019) [5] và Quyết định số 13/2020/QĐ-

TTg ngày 06/4/2020 của Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam [6] ; Thông tư 18/2020/TT-BCT ngày 17/7/2020 của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án và hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời [7] , Văn bản số 7088/BCT-ĐL ngày 22/9/2020 của Bộ Công Thương về việc hướng dẫn các vướng mắc thực hiện phát triển điện mặt trời mái nhà (Áp dụng giá điện FIT 2 từ ngày 01/7/2019-31/12/2020) [8]

Dưới sức ép đầu tư ồ ạt các nguồn năng lượng mặt trời và năng lượng gió, hệ thống điện (HTĐ) đối mặt với thách thức lớn về việc đảm bảo yêu cầu chất lượng điện năng, tổn thất điện năng, thông số phối hợp bảo vệ, dòng ngắn mạch, thay đổi vị trí dừng lưới tối ưu… Điều này chủ yếu là do tính chất không liên tục của các nguồn năng lượng tái tạo Ví dụ, năng lượng mặt trời phụ thuộc vào bức xạ mặt trời và năng lượng gió phụ thuộc vào tốc độ gió

Từ ngày 01/6/2017 đến ngày 31/12/2020, các hệ thống điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN) phát triển rất nhanh và đấu nối vào lưới điện phân phối Việc phát triển ĐMTMN cũng đã góp phần hỗ trợ việc đảm bảo khả năng cung cấp điện cho khách hàng nhưng bên cạnh đó việc phát triển quá nhanh và tập trung vào một số khu vực có tiềm năng bức xạ cao cũng tạo ra những vấn đề gây khó khăn trong công tác quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành như: Dự báo khả năng phát của điện mặt trời, chất lượng điện năng không đảm bảo (điện áp, sóng hài, hiện tượng nhấp nháy điện áp, …), tổn thất điện năng bất thường, thay đổi dòng ngắn mạch, thiết bị bảo vệ hoạt động bất thường, thiết bị bù hoạt động không chính xác, vị trí dừng lưới tối ưu thay đổi…

Hướng tiếp cận của đề tài

Vận hành hệ thống điện với tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn năng lượng tái tạo là một vấn đề không mới với các nước phát triển mạnh nguồn năng lượng tái tạo như:

Mỹ, Đức, Nhật, Hàn Quốc, Bỉ, Út, Tây Ban Nha, Pháp… nhưng với nước ta thì mới bắt đầu phát sinh khi nguồn điện gió và năng lượng mặt trời phát triển mạnh từ cuối năm 2019 khi áp dụng giá điện FIT 2 từ ngày 01/7/2019 - 31/12/2020

Hiện nay, các nước phát triển có rất nhiều nghiên cứu về ảnh hưởng của điện mặt trời và gió đến hệ thống điện nhưng các giải pháp đưa ra chỉ phù hợp với môi trường đặt thù thuộc lưới điện của họ, chi phí để triển khai khá cao và cần đầy đủ cơ sở pháp lý

Luận văn này tập trung vào việc xác định các vấn đề kỹ thuật cho lưới điện phân phối với tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn năng lượng mặt trời Từ đó chọn ra ba vấn đề có tính cấp thiết và đề ra giải pháp khắc phục Đó là: Quá áp, bù công suất phản kháng và điểm dừng lưới tối ưu.

Phạm vi và phương pháp nghiên cứu đề tài

1.3.1 Phạm vi thực hiện đề tài

Luận văn được thực hiện trong phạm vi nghiên cứu sau đây:

Các vị trí hệ thống điện mặt trời mái nhà trên xuất tuyến 22kV của lưới điện tỉnh Tây Ninh đã lắp đặt từ cuối năm 2019 khi áp dụng giá điện FIT 2 từ ngày 01/7/2019 - 31/12/2020 và công suất mặt trời lắp đặt tại các thống điện mặt trời mái nhà theo hiện trạng đang vận hành

Xác định các vấn đề kỹ thuật đang tồn tại trên các xuất tuyến 22kV của tỉnh Tây Ninh với tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn điện mặt trời mái nhà cụ thể tuyến 475 và 477 trạm 110kV Tân Hưng Đề xuất giải pháp khắc phục cho 3 vấn đề cấp thiết: Quá áp, bù công suất phản kháng, điểm dừng lưới tối ưu và mô phỏng để đánh giá hiệu quả của các giải pháp 1.3.2 Phương pháp nghiên cứu

Trong quá trình thực hiện đề tài, các phương pháp nghiên cứu sau đây đã được sử dụng:

Thực hiện phân tích số liệu thu thập được từ các phần mềm đo ghi xa, phần mềm theo dõi thông số vận hành các trạm biến áp 110kV, phần mềm SCADA/DMS nhằm xác định các vấn đề kỹ thuật đang tồn tại trên các xuất tuyến 22kV của tỉnh Tây Ninh với tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn điện mặt trời mái nhà cụ thể tuyến 475 và 477 trạm 110kV Tân Hưng

Nghiên cứu cơ sở lý thuyết để đưa ra giải pháp giải quyết 3 vấn đề cấp thiết: Quá áp, bù công suất phản kháng và điểm dừng lưới tối ưu

Thực hiện mô phỏng xuất tuyến 475, 477 trạm 110kV Tân Hưng trước và sau khi áp dụng giải pháp bằng phần mềm ETAP để đánh giá giải pháp đề xuất trong đề tài luận văn này là hiệu quả và có thể áp dụng vào lưới điện thực tế.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Luận án có ý nghĩa về mặt khoa học, thể hiện qua các yếu tố sau đây:

Xác định và phân tích dữ liệu thu thập được từ các phần mềm Công ty Điện lực Tây Ninh đang sử dụng để vận hành lưới điện thực tế nhằm tìm ra các vấn đề kỹ thuật đang tồn tại trên lưới điện

Sử dụng cơ sở lý thuyết để đưa ra giải pháp nhằm giải quyết 3 vấn đề cấp thiết: Quá áp, bù công suất phản kháng và điểm dừng lưới tối ưu Ứng dụng các phần mềm mô phỏng để đánh giá hiệu quả của các giải pháp để đề xuất triển khai thực tế

Ngoài ý nghĩa khoa học nêu trên, Luận án cón có ý nghĩa về mặt thực tiễn trong vận hành lưới điện phân phối

Luận án chỉ ra các vấn đề kỹ thuật đang tồn tại trên lưới điện phân phối khi tỉ lệ xâm nhập của nguồn điện mặt trời mái nhà ngày càng cao và đề ra giải pháp nhằm giải quyết các vấn đề đó góp phần vận hành lưới điện phân phối tỉnh Tây Ninh được hiệu quả, ổn định và tin cậy.

Kết quả mong muốn

Sau khi hoàn thành, đề tài sẽ đạt được các kết quả mong muốn sau đây: Nhận dạng đầy đủ các vấn đề thực tế đang tồn tại trên lưới điện khi tỉ lệ xâm nhập của nguồn điện mặt trời mái nhà cao

Tìm ra đúng các nguyên nhân gây ra các 3 vấn đề cấp thiết: Quá áp, bù công suất phản kháng và điểm dừng lưới tối ưu trên lưới điện phân phối chưa giải quyết được Đưa ra các giải pháp nhằm giải quyết 3 vấn đề cấp thiết: Quá áp, bù công suất phản kháng và điểm dừng lưới tối ưu đang vướng mắc trên lưới điện phân phối với tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn điện mặt trời mái nhà Áp dụng vào thực tế mang lại hiệu quả cao Định hướng phát triển đề tài nhằm tiếp tục giải quyết các vấn đề còn lại mà luận văn chưa có đủ thời gian thực hiện.

GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH TÂY NINH 5 2.1 Nguồn điện

Lưới điện

Hiện tại toàn tỉnh Tây Ninh nhận điện qua 13 trạm biến áp 110kV thuộc tài sản ngành điện và 11 trạm biến áp thuộc tài sản khách hàng (07 TBA của NMĐMT đấu nối lưới 110kV, 01 TBA nhà máy tái chế bã mía và 03 TBA khách hàng mua điện 110kV) với tổng công suất lắp đặt 2.057MVA [9] , công suất max toàn tỉnh năm

Tổng số mạch đường dây đang quản lý vận hành là 31 mạch, tổng chiều dài đường dây là: Tài sản ngành điện là 320,01 km [9] và tài sản khách hàng là 34,02 km [9] Tổng số xuất tuyến trung thế là 112 xuất tuyến với tổng chiều dài lưới điện là 2.936,37 km [9] đường dây trên không và 38,07 km [9] cáp ngầm Khối lượng lưới điện quản lý trên địa bàn của Công ty Điện lực Tây Ninh cụ thể như sau: Bảng 2.2: Khối lượng lưới điện quản lý trên địa bàn của PC Tây Ninh [9]

Hạng mục Tài sản khách hàng

Tài sản ngành điện Tổng

II Cấp điện áp 110kV Đường dây 110kV (km)

(Trong đó: KH thuê PCTN vận hành:

25,4593 km ĐD 1 mạch; 13,781 km ĐD 2 mạch)

III Cấp điện áp 22kV Đường dây

IV Cấp điện áp 0,4kV Đường dây

Phụ tải

Trên địa bàn tỉnh Tây Ninh, phụ tải phân bố tập trung tại các khu vực có khu công nghiệp, nhà máy sản xuất mủ cao su –mì - mía như các huyện Gò Dầu, Trảng Bàng, Tân Châu, Châu Thành và khu vực đô thị tập trung dân cư đông như: TP Tây Ninh, Hòa Thành

Cao điểm phụ tải Tây Ninh thường xuất hiện từ tháng 10 năm trước đến tháng

03 năm kế tiếp, vận hành hệ thống điện rất căng thẳng do phụ tải tăng cao cục bộ, tình trạng quá tải các TBA 22kV thường xuyên xảy ra Các nguồn năng lượng mặt trời mái nhà hỗ trợ bổ sung nguồn cho hệ thống điện giảm thiểu được tình trạng quá tải cục bộ vào ban ngày nhưng không ổn định khi bức xạ mặt trời thay đổi đột ngột và tình trạng quá tải đêm vẫn khó có thể giải quyết dứt điểm Đồ thị phụ tải ngày điển hình của PC Tây Ninh

Bảng 2.3: Sản lượng và Pcực đại năm 2023 [9]

Năm Sản lượng điện nhận (kWh)

Sản lượng điện thương phẩm (kWh)

% điện nhận tăng so với năm trước

Năm 2023, tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm là 6,49% so với cùng kỳ năm

P_nhận 110kV + P_ĐMTMN P_nhận 110kV

Giới thiệu khu vực huyện Tân Châu có tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn điện mặt trời mái nhà trên địa bàn quản lý của Công ty Điện lực Tây Ninh

2.5.1 Khái quát khối lượng quản lý nguồn phát ĐMTMN

Hiện tại toàn huyện Tân Châu đang nhận nguồn thông qua trạm biến áp 110kV với dung lượng 2x63MVA Công suất max của huyện Tân Châu năm 2023 là 103.500kW

Tính đến thời điểm hết hiệu lực của Quyết định 13/2020/QĐ-TTg ngày 06/04/2020 của Thủ tướng Chính phủ ngày 31/12/2020, Điện lực Tân Châu đã nghiệm thu đóng điện và ký kết hợp đồng mua bán ĐMTMN với 665 khách hàng, tổng công suất lắp đặt là 104.762,525 kWp Trong đó có 02 khách hàng nội bộ công suất 59,61 kWp và 663 khách hàng bán ĐMTMN công suất 104.702,915 kWp (P_max của huyện Tân Châu năm 2023 là 103.500kW) cụ thể như sau:

- Tổng số khách hàng phát triển trước ngày 01/07/2019 là 57 khách hàng với tổng công suất lắp đặt là 3.439,260 kWp

+ Khách hàng bán ĐMTMN cho ngành điện: 56 khách hàng với công suất là 3.414,060 kWp Trong đó, khách hàng có công suất đấu nối 100 kWp là 5 khách hàng công suất 2.979,200 kWp

+ Khách hàng ĐMTMN nội bộ ngành điện: 01 khách hàng với công suất là 25,2 kWp

- Tổng số khách hàng phát triển từ ngày 01/07/2019 đến hết ngày 31/12/2020 là

608 khách hàng với tổng công suất lắp đặt là 101.323,265 kWp

+ Khách hàng bán ĐMTMN cho ngành điện: 607 khách hàng với công suất là 101.288,855 kWp Trong đó khách hàng có công suất đấu nối < 100 kWp là 499 khách hàng công suất 10.626,355 kWp Số khách hàng có công suất đấu nối > 100 kWp là 108 khách hàng công suất 90.662,500kWp

+ Khách hàng ĐMTMN nội bộ ngành điện: 01 khách hàng với công suất là 34,41 kWp

+ Tổng hợp hệ thống ĐMTMN có công suất lắp đặt ≥ 100 kWp, như sau:

Bảng 2.4: Tổng hợp hệ thống ĐMTMN có CS lắp đặt ≥ 100 kWp tại Tân Châu [9]

STT Tổng hợp hệ thống ĐMTMN có công suất lắp đặt ≥ 100 kWp

Loại hình Số lượng Công suất (kWp)

2.5.2 Hiện trạng lưới điện vận hành các nguồn phát ĐMTMN

Tính đến thời điểm hiện tại Điện lực Tân châu quản lý khối lượng đường dây và TBA như sau:

- Đường dây trung thế: 654,67 km được chia làm 10 phát tuyến 471TH, 473TH, 475TH, 477TH, 479TH thuộc MBA T1 và các phát tuyến 472TH, 474TH, 476TH, 478TH, 480TH thuộc MBA T2 được lấy nguồn từ TBA 110/22kV – 2x63MVA Tân Hưng Trong đó [9] :

+ Đường dây trung thế: 654,67 km

 Đường dây tài sản Điện lực: 468,81 km

 Đường dây tài sản khách hàng: 185,86 km

+ Đường dây hạ thế: 713,422 km

 Đường dây tài sản Điện lực: 712,927 km

 Đường dây tài sản khách hàng: 0,495 km

+ Trạm biến áp phân phối: 1.922 trạm/344.870 kVA

 Trạm biến áp công cộng: 755 trạm/40.500 kVA

 Trạm biến áp chuyên dùng: 1.167 trạm/304.370 kVA

+ Nguồn phát ĐMTMN đấu nối vào lưới trung/hạ áp có 663 khách hàng cụ thể như sau:

Bảng 2.5: Nguồn phát ĐMTMN đấu nối vào lưới trung/hạ áp [9]

+ Năm 2023, Điện lực Tân Châu có tỉ lệ công suất đặt ĐMTMN/công suất max là 101,22% Trên địa bàn quản lý của Điện lực Tân Châu thì xuất tuyến 475, 477 trạm 110kV Tân Hưng có liên kết vòng với nhau và đồng thời có tỉ lệ công suất đặt ĐMTMN/công suất max lần lượt là 139% và 105% nên tác giả lựa chọn 2 xuất tuyến này làm lưới điện điển hình cho các xuất tuyến 22kV của tỉnh Tây Ninh có tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn điện mặt trời mái nhà để thực hiện nghiên cứu

Chương giới thiệu tổng quan về lưới điện tỉnh Tây Ninh thể hiện quy mô lưới điện mà Công ty Điện lực Tây Ninh đang quản lý, các số liệu về tỉ lệ nguồn ĐMTMN đang lắp đặt tại Tây Ninh nói chung và Điện lực Tân Châu nói riêng (đơn vị có tỉ lệ lắp đặt ĐMTMN cao nhất tại PC Tây Ninh) Do tỉ lệ lắp đặt ĐMTMN tại Điện lực Tân Châu chiếm tỉ lệ cao nên dẫn đến phát sinh một số vấn đề kỹ thuật cần giải quyết nên tác giả chọn lưới điện của Điện lực Tân Châu cụ thể xuất tuyến 475, 477 trạm 110kV Tân Hưng để làm lưới điện tiêu biểu trong đề tài.

MỘT SỐ VẤN ĐỀ KỸ THUẬT TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ TỈ LỆ XÂM NHẬP CAO CỦA NGUỒN NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI

Dự báo khả năng phát của nguồn điện mặt trời

Nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) đang được phát triển mạnh mẽ và sẽ trở thành nguồn phát điện chính trong tương lai không xa tại hầu hết các nước trên thế giới khi thực hiện mục tiêu chống biến đổi khí hậu toàn cầu, thay thế các hệ thống điện sử dụng nhiên liệu hóa thạch thông thường Nhiên liệu hóa thạch được coi là nguyên nhân chính gây phát thải khí nhà kính và biến đổi khí hậu Ngược lại, các nguồn năng lượng tái tạo thân thiện với môi trường và không tạo ra khí nhà kính trong quá trình sản xuất điện Hơn nữa, các nguồn năng lượng tái tạo đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng về năng lượng Ngoài ra, chi phí đầu tư xây dựng nguồn năng lượng tái tạo đã giảm đáng kể trong những năm gần đây, khiến chúng có tính cạnh tranh so với các hệ thống điện thông thường Tuy nhiên, các nguồn điện NLTT như gió, mặt trời, sóng biển đều là những nguồn tài nguyên không kiểm soát được nên phụ thuộc rất nhiều vào khí hậu, thời tiết và địa điểm xây dựng Vì vậy, việc hòa lưới chúng với hệ thống điện (HTĐ) phải đối mặt với những thách thức rất lớn như đảm bảo độ tin cậy và ổn định cung cấp điện Vì vậy, bài toán dự báo khả năng phát của NLTT nói chung và ĐMT nói chung là rất quan trọng và cần thiết trong công tác vận hành HTĐ

Có nhiều phương pháp dự báo đã và đang được sử dụng cho nguồn điện năng lượng tái tạo với khung thời gian dự báo có thể từ vài tuần cho đến chỉ vài phút Do quan hệ của các đại lượng gió với công suất điện gió, hay quan hệ giữa bức xạ mặt trời với công suất tấm pin mặt trời có thể được xác định một cách độc lập, việc dự báo công suất điện gió hay công suất điện mặt trời thường được quy về việc dự báo các đại lượng gió hay bức xạ mặt trời

Do việc dự báo tốc độ gió và hướng gió vốn đã có nhiều thành tựu trong lĩnh vực dự báo thời tiết, các phương pháp dự báo công suất điện gió có nhiều thuận lợi để phát triển nhanh chóng Các phương pháp dự báo cho điện mặt trời được phát triển muộn hơn và phần nào có sự kế thừa các phương pháp dự báo của điện gió Có thể xếp các phương pháp dự báo nguồn điện gió và mặt trời vào các loại chính như sau:

- Dự báo dựa trên đặc tính quán tính (Persistence)

- Dự báo dựa trên mô hình vật lý

- Dự báo sử dụng các mô hình thống kê

- Dự báo sử dụng các kỹ thuật học máy (machine learning) và mô hình lai (hybrid methods)

Bảng 3.1: Bảng so sánh các đặc điểm của các phương pháp dự báo nguồn năng lượng tái tạo [11]

Phương pháp Khung thời gian dự báo Dữ liệu đầu vào Mục đích dự báo cho vận hành

Mô hình vật lý Trung và dài hạn Dữ liệu khí tượng, địa lý

Cân bằng công suất; Kế hoạch điều động máy phát; Bảo trì hệ thống

Mô hình thống kê chuỗi thời gian

Cực ngắn và ngắn hạn

Dữ liệu cần dự báo trong quá khứ Điều khiển thời gian thực

Mô hình học máy Ngắn hạn

Dữ liệu khí tượng, địa lý hoặc dữ liệu cần dự báo quá khứ

Phân bố kinh tế máy phát

Mô hình lai Ngắn hạn Dữ liệu khí tượng, địa lý và cả dữ liệu cần dự báo quá khứ

Phân bố kinh tế máy phát

Các dự án điện mặt trời trên mái nhà thực hiện theo cơ chế mua bán điện mới của Chính phủ đang tạo sức hấp dẫn cho nhiều nhà đầu tư tham gia, để vừa sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả, vừa làm ra tiền

Theo Quyết định 13/QĐ-TTg ngày 6/4/2020 của Thủ tướng Chính phủ, mức giá bán điện mặt trời mái nhà là 8,38 Uscent/kWh trong thời hạn 20 năm [10] Đây là

“cú hích” thúc đẩy làn sóng đầu tư điện mặt trời trên mái nhà ở hình thức hộ dân lẫn các cao ốc, mái nhà xưởng

Tính đến 31/12/2020, Tổng công suất lắp đặt điện mặt trời mái nhà trên lưới điện quản lý của Công ty Điện lực Tây Ninh là 306,32MWp tương đương 245,05MW chiếm 41,7% nguồn điện đấu nối vào lưới điện của Công ty Điện lực Tây Ninh.Việc phát triển mạnh mẽ các hệ thống ĐMTMN trong năm đã dẫn đến một số thuận lợi và khó khăn trong công tác quản lý vận hành và quản lý kỹ thuật lưới điện phân phối cụ thể như sau:

+ Góp phần giảm hệ số mang tải, tổn thất cho các tuyến đường dây mang tải cao vào ban ngày khi nguồn ĐMTMN hoạt động

+ Giúp hỗ trợ điện áp cuối nguồn cho các đường dây dài

+ Hỗ trợ chuyển tải khi công tác giữa các tuyến dây mang tải cao mà nếu không có nguồn ĐMTMN thì sẽ không thể chuyển tải qua lại giữa các xuất tuyến được

+ Với tổng số 4261 khách hàng có lắp nguồn ĐMTMN trên địa bàn tỉnh việc dự báo công suất phát các hệ thống ĐMTMN là rất cần thiết để xây dựng kế hoạch vận hành lưới điện một cách an toàn, ổn định và tin cậy

+ Nghiên cứu để áp dụng đưa số liệu dự báo công suất phát của ĐMTMN vào các bài toán phân bố công suất để đưa ra các giải pháp giảm tổn thất và xây dựng phương thức vận hành như: Lập kế hoạch huy động công suất phát ĐMTMN theo yêu cầu của cấp Điều độ có quyền điều khiển, chạy các bài toán kỹ thuật các thời điểm có nguồn điện mặt trời nhằm đưa ra kế hoạch vận hành lưới điện tối ưu giảm tổn thất, đảm bảo chất lượng điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

3.1.3 Phương pháp dự báo hiện đang áp dụng Ứng dụng Hệ thống RTM (Rooftop solar management) [11] – Quản lý nguồn Điện Mặt trời mái nhà do Phòng Năng lượng tái tạo của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia chủ trì xây dựng và phát triển đã cung cấp cho Công ty Điện lực Tây Ninh để quản lý thông tin, giám sát vận hành và dự báo các nguồn Điện Mặt trời mái nhà đấu nối vào lưới điện thuộc quyền quản lý của các điều độ phân phối tỉnh (Bx).

Tổn thất tổn thất điện năng

 TTĐN trên dây dẫn: ΔP = RI² (3.1) Đây là thành phần chính gây ra TTĐN trung áp Gồm 3 yếu tố: a Điện trở đường dây: TTĐN tỷ lệ thuận với điện trở đường dây

- Về cơ bản, TTĐN tỷ lệ nghịch với tiết diện và tỷ lệ thuận chiều dài dây dẫn Muốn giảm TTĐN là tăng tiết diện dây dẫn hoặc giảm bán kính cấp điện (nếu xét chính xác thì còn phụ thuộc vào phân bố phụ tải, từ đó quy đổi chiều dài và điện trở tương đương của mạch điện về TTĐN) b Đường dây vận hành quá tải :

- Khi nhiệt độ tăng thì điện trở dây dẫn sẽ tăng theo hệ số nhiệt điện trở dẫn đến TTĐN tăng

- Nhiệt độ dây dẫn gồm nhiều yếu tố tác động, tuy nhiên ở đây bỏ qua các điều kiện tự nhiên vốn khó tác động (nhiệt độ môi trường, tốc độ gió, bụi bẩn,…), mà chủ yếu là xét dây dẫn vận hành dòng điện đầy tải, quá tải sẽ phát nóng đường dây

- Mặt khác nếu dòng điện quá khả năng dẫn dòng – mật độ dòng điện tối đa cho phép thì điện trở dây dẫn sẽ tăng đột biến từ đó TTĐN sẽ tăng theo lũy tiến c Cân bằng pha: ΔP = RaIa²+RbIb²+RcIc²+RnIn² = Rpha(Ia²+Ib²+Ic²)+RnIn² (3.4)

- Trong đó nếu pha cân bằng thì thành phần ΔPn = 0

- Nếu đặt Itb = Ia + Ib + Ic thì ΔPpha = Rpha(Ia² + Ib² + Ic²) ≥ 3RphaItb² (3.5)

- TTĐN trên các pha nhỏ nhất khi dấu “=” của công thức (3.5) xảy ra Tương ứng

 Như vậy cân bằng pha sẽ làm giảm TTĐN trên cả dây trung tính và dây pha

 Hệ số công suất – bù công suất phản kháng:

Hệ số công suất thấp sẽ làm tăng dòng điện truyền tải trên dây dẫn cho phần công suất vô công, từ đó tăng TTĐN

Do đó để giảm TTĐN thì cần nâng cao hệ số công suất mà phương pháp ứng dụng lưới trung áp phổ biến nhất là lắp tụ bù

 Điện mặt trời phát ngược:

- Điện mặt trời phát ngược về đầu nguồn, sẽ phải truyền đi tiêu thụ ở xuất tuyến khác → tăng TTĐN

- Các phụ tải đo đếm trung áp, lắp ĐMT tự dùng, về thực tế làm giảm sản lượng TTĐN, nhưng theo công thức tính tỷ lệ TTĐN thì giảm thành phần điện có tỷ lệ TTĐN thấp (bán trung áp) thì kéo tỷ lệ TTĐN chung tăng (Cao su Liên Anh, Bimico, Thành Thành Công, SunGroup,…)

- Mức độ tiêu hao năng lượng ở nhóm này:

- TTĐN tỷ lệ thuận với dòng rò – sự cố và thời gian diễn ra

Trong năm 2021, do ảnh hưởng của tình hình dịch bệnh phụ tải công nghiệp giảm mạnh, phụ tải các xuất tuyến không tiêu thụ hết công suất các nguồn Điện mặt trời phát lên lưới vào các giờ nắng tốt (10-14 giờ) nên dẫn đến tình trạng phát ngược về thanh cái 22kV C41 và C42 trong giờ cao điểm Trong đó có các xuất tuyến 475TH, 472TH, 478TH có công suất phát ngược nhiều nhất trong các xuất tuyến Cụ thể như sau:

Bảng 3.2: Tình hình phát ngược các xuất tuyến trạm 110kV Tân Hưng năm 2021 [9]

STT Xuất tuyến Năm 2021 (kWh)

Tình trạng phát ngược sẽ dẫn đến việc tổn thất điện năng, tổn thất công suất trên các xuất tuyến có thay đổi có xuất tuyến nếu không phát ngược sẽ hỗ trợ giúp giảm tổn thất và hỗ trợ điện áp cho lưới điện Ngược lại nếu các xuất tuyến tập trung quá nhiều nguồn ĐMTMN có công suất phát cao hơn phụ tải dẫn đến tình trạng phát ngược công suất từ xuất tuyến về thanh cái 22kV của trạm biến áp 110kV sẽ gây ra một số vấn đề như:

 Tăng tổn thất Hiện nay trên các xuất tuyến có tỉ lệ nguồn ĐMTMN cao thì điện áp trên đường dây rất cao có khi đạt ngưỡng trên 24kV trong khi đường dây đang thiếu bù nhưng nếu đóng các tụ bù sẽ gây tình trạng quá áp cục bộ ảnh hưởng đến khách hàng sử dụng điện góp phần làm tăng tổn thất trên lưới điện

 Giảm hệ số cos  Hầu hết các hệ thống ĐMTMN nối lưới chỉ được thiết lập để cấp điện ở hệ số công suất bắng 1, có nghĩa là chúng chỉ tạo ra công suất tác dụng (P) Trên thực tế, điều này làm giảm hệ số công suất, vì khi đó lưới cung cấp ít công suất tác dụng hơn, nhưng cùng lượng công suất phản kháng.

Bù công suất phản kháng

Thiếu bù là trường hợp dòng điện trễ pha hơn điện áp, xảy ra khi tải trên đường dây mang tính cảm

Quá bù là trường hợp dòng điện sớm pha hơn điện áp, xảy ra khi tải trên đường dây mang tính dung

Phần lớn tải trên đường dây mang tính cảm nên sẽ gây lệch pha lớn giữa dòng điện và điện áp nếu không thực hiện công tác bù

Tại một thời điểm công suất tác dụng P(t) = u(t)*i(t) nên công suất này chỉ đạt cực đại khi thời điểm cực đại Umax cũng là thời điểm Imax (khi đó góc lệch là 0 hay Cos φ là 1) Hay hiệu quả sử dụng điện của thiết bị là cao nhất

P = UIcosφ, cosφ là hệ số công suất hay PF (Power Factor)

3.3.1.2 Nguyên tắc hoạt động của tụ bù trên đường dây:

Khi mắc tụ bù trên lưới để bù công suất phản kháng phải mắc song song với tải, dòng điện khi qua tụ bù sẽ sớm pha hơn điện áp 90 0 Điện dung C của tụ điện dựng cho cụng tỏc bự thường rất nhỏ (àF) để khụng ảnh hưởng đáng kể đến dạng sóng sine của lưới điện

Khi một bộ tụ bù được đặt trên lưới, vì tính chất tích và xả điện của tụ bù nên nó tương đương một bộ nguồn điện AC Theo nguyên lý xếp chồng khi mạch có nhiều nguồn điện, dòng điện do tụ bù phát ra, sẽ chạy về hai phía của tụ bù, tức cả phía nguồn lẫn phía tải

Khi lắp đặt tụ bù, nếu tải thiếu bù, dòng CSPK chạy sẽ đến tải để bù cho tải cả trước và sau vị trí lắp tụ; khi tải dư bù, CSPK này sẽ chạy về nguồn

Với đặc thù địa bàn có diện tích rộng, đường dây dài và phụ tải biến thiên theo mùa, trong nhiều năm qua Điện lực Tân Châu đã tiến hành tính toán, lắp đặt tụ bù trung, hạ áp nhằm đảm bảo hiệu quả hoạt động của lưới điện Bên cạnh đó đối với các doanh nghiệp có sản lượng tiêu thụ lớn, Điện lực cũng đã tư vấn cho khách hàng lắp đặt thêm tụ bù hạ áp giúp giảm bớt hoá đơn tiền điện Đến nay, Điện lực Tân Châu đang QLVH 1.008 vị trí lắp đặt tụ bù trung, hạ áp với tổng dung lượng 31.855kVAr Ngoài ra còn có hệ thống tụ bù khách hàng lên đến 37.250kVAr cụ thể như sau:

Bảng 3.3: Thống kê tụ bù do Điện lực Tân Châu quản lý [9]

Trung áp Tài sản Điện lực

Hạ áp Tài sản Điện lực

Hạ áp Khách hàng (kVAr)

Cố định (kVAr) Ứng động (kVAr)

Trung áp Tài sản Điện lực

Hạ áp Tài sản Điện lực

Hạ áp Khách hàng (kVAr)

Cố định (kVAr) Ứng động (kVAr)

Hiện nay, Điện lực Tân Châu đang vận hành với 03 phương pháp bù cơ bản là bù cố định (bù nền), bù ứng động theo công suất phản kháng và bù ứng động theo điện áp

Ngoài ra, đối với một số trạm chuyên dùng của khách hàng lớn đang vận hành bù theo cosφ: Với phương pháp này, cosφ đo được chính là cosφ của toàn bộ phụ tải sau TBA đó Vì vậy việc đánh giá đúng đặc tính tải của trạm để đóng lượng bù phù hợp, giúp khách hàng giảm chi phí tiền mua công suất phản kháng, giảm tải cho máy biến áp và có khả năng tăng phụ tải Mặt khác, khuyết điểm chính do cosφ là tỉ lệ giữa P và S nên khi P tăng cao, Q tăng cao thì cosφ thay đổi không đáng kể, dẫn đến không thực hiện đóng tụ bù ảnh hưởng thiếu công suất phản kháng trên lưới điện Với yêu cầu ngày càng cao của công tác giảm tổn thất điện năng và chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng, việc tăng cường QLVH hệ thống tụ bù trên lưới điện là hết sức cần thiết Tuy nhiên, quá trình quản lý vận hành hệ thống tụ bù trung, hạ áp vẫn còn nhiều bất cập, một số thời điểm vận hành không đạt hiệu quả do tác động ảnh hưởng từ các nguồn NLMTMN, tính toán lắp đặt, cũng như việc cài đặt phương pháp bù chưa phù hợp

Dưới đây, bảng thống kê P, Q và cosφ vào các thời điểm CSPK max, min trên lưới Điện lực Tân Châu năm 2023 ghi nhận tại TBA 110/22kV Tân Hưng theo chương trình Appmeter:

Bảng 3.4: Bảng thống kê P, Q và cosφ vào các thời điểm CSPK max, min trên lưới Điện lực Tân Châu năm 2023 [9]

Các phát tuyến vận hành CSPK chưa tốt, cosφTB một số thời điểm vẫn không đạt ≥ 0,98, thiếu bù hoặc thừa bù tràn ngược CSPK về thanh cái Một số phát tuyến, vào các thời điểm ban ngày có CSPK lớn (472TH, 476TH, 474TH) nhưng Pmax nhỏ cho thấy các hệ thống NLMTMN phát CSPK không đủ để đáp ứng trên lưới điện Các xuất tuyến có phụ tải cao như 475TH, 477TH, 480TH ghi nhận thiếu bù trong thời điểm tải cao và tràn bù vào các giờ thấp điểm do khách hàng bù âm

Ngoài ra vào các dịp nghỉ Lễ, Tết phụ tải giảm thấp, một số phát tuyến xảy ra tình trạng bù âm Nhận định nguyên nhân bù âm do tụ bù hạ áp khách hàng Thực hiện theo chỉ đạo của Công ty vận động khách hàng thực hiện cắt tụ bù nhưng vẫn còn một số khách hàng cắt không triệt để, phải nhắc nhiều lần mới thực hiện Đánh giá:

Việc chưa điều chỉnh thông số hoạt động tụ bù phù hợp với các nguồn phát ĐMTMN ảnh hướng đến việc điều chỉnh CSPK chung của lưới điện gây thiếu và dư bù vào các thời điểm trong ngày

Các xuất tuyến có tỷ lệ xâm nhập ĐMTMN cao ảnh hưởng đến thông số vận hành lưới điện, một số hệ thống ĐMTMN 01MWp phát P và tiêu thụ Q làm giảm công suất nhận từ TBA 110/22kV Tân Hưng, trong khi lượng công suất phản kháng nhận từ đầu nguồn tăng lên từ đó hệ số công suất cosφ ghi nhận tại đầu xuất tuyến giảm thấp

Hiện tượng ĐMTMN phát ngược dẫn đến điện áp tăng cao vượt ngưỡng làm việc của tụ bù ứng động gây ra hiện tượng lưới điện thiếu bù nhưng tụ không làm việc.

Hiện tượng quá điện áp cục bộ

Quá và sụt điện áp là những vấn đề điển hình về chất lượng điện năng trong quá trình tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo vào lưới điện có thể gây ra thời gian ngừng hoạt động của máy móc Sụt điện áp được gọi là thuật ngữ điện áp giảm sâu và quá điện áp là sự gia tăng điện áp trên điện áp danh định Sự tiến bộ nhanh chóng của công nghệ điện tử công suất đã làm cho nó có thể giảm thiểu những vấn đề này với sự ổn định điện áp Giảm điện áp là sự giảm của điện áp tức thời từ 10% trở lên ngay dưới điện áp danh định của hệ thống trong khoảng thời gian 1/2 chu kỳ xuống

1 phút như được mô tả trong tiêu chuẩn IEC 61000-4-30 Việc thay đổi tải nhanh chóng bao gồm khởi động động cơ hoặc thậm chí đoản mạch có thể gây ra hiện tượng sụt áp Theo tiêu chuẩn IEC 61000-4-30, quá điện áp là sự đảo ngược của sụt áp và được đặc trưng là sự gia tăng điện áp tức thời từ 10% trở lên ngay trên điện áp danh định của hệ thống trong khoảng thời gian từ 1/2 chu kỳ đến 1 phút Quá và thấp điện áp dẫn đến sự hỏng hóc của các thiết bị [12]

Hình 3.1: Hình minh họa quá và sụt áp tức thời [17]

3.4.2 Xác định vấn đề quá áp cục bộ trên các xuất tuyến 22kV

3.4.2.1 Hiện trạng quá điện áp dọc đường dây tuyến 475TH từ phần mềm MDAS

Hình 3.2: Biểu đồ điện áp khách hàng tại trụ 173/212/27B/5/4 trên tuyến 475TH

Hình 3.3: Biểu đồ điện áp khách hàng tại trụ 173/126B/3T trên tuyến 475TH

Hình 3.4: Biểu đồ điện áp khách hàng tại trụ 173/117/13/8A/3/2T trên tuyến 475TH

Hình 3.5: Biểu đồ điện áp khách hàng tại trụ 173/117/13/8A/3/2T trên tuyến 475TH Bảng 3.5: Bảng so sánh điện áp đo được của tuyến 475TH so với quy định

Vị trí trụ Điện áp lưới đo được (kV) Điện áp tối đa tại điểm đấu nối (+ 5% Udđ theo thông tư 39/2015/TT-BCT ) [14]

Các xuất tuyến tập trung quá nhiều nguồn ĐMTMN có công suất phát cao hơn phụ tải dẫn đến tình trạng phát ngược công suất từ xuất tuyến về thanh cái 22kV của trạm biến áp 110kV sẽ gây ra quá áp dọc đường dây phân phối và ảnh hưởng hoạt động các thiết bị điều áp lưới phân phối và các thiết bị bảo vệ lưới (Rơ le F90, tụ bù…) Hiện tại tại MBA T1 trạm 110kV Tân Hưng điện áp tại một số xuất tuyến có tỉ lệ nguồn ĐMTMN cao như: 475, 477 vào thời điểm ĐMTMN phát cao đã xảy ra tình trạng quá áp cục bộ tại một số điểm nút cụ thể như biểu đồ điện áp bên trên đã trình bày.

Điểm dừng lưới tối ưu giữa các xuất tuyến khi có mức độ xâm nhập cao nguồn điện mặt trời

Lưới điện phân phối (LĐPP) làm nhiệm vụ cung ứng điện cho các phụ tải sao cho đảm bảo được chất lượng ủiện năng và độ tin cậy LĐPP trung ỏp thường cú cỏc cấp điện áp 6, 10, 15, 22, 35kV cung cấp điện cho các trạm phân phối trung/hạ áp và các phụ tải trung ỏp Lưới ủiện hạ ỏp cấp ủiện cho cỏc phụ tải hạ ỏp 380/220V

LĐPP thường có kết dây hình tia hoặc liên kết mạch vòng trong cùng một TBA nguồn hoặc với nhiều TBA nguồn với nhau Tuy có liên kết mạch vòng nhưng hầu hết LĐPP trung áp đều vận hành hở theo quy định HTĐ phân phối Mặc dù vận hành hở dẫn đến tổn thất công suất và chất lượng điện áp kém hơn so với vận hành kín, nhưng nó có nhiều ưu điểm như: Đầu tư lưới điện rẻ hơn, yêu cầu thiết bị đóng cắt và bảo vệ rơ le đơn giản hơn, phạm vi mất điện không mở rộng, …

LĐPP trung áp có hai dạng là LĐPP trung áp trên không và LĐPP cáp ngầm trung áp

Khi phụ tải và việc phát triển các hệ thống ĐMTMN vào năm 2020 dẫn đến việc các điểm giao lưới hiện hữu không còn kinh tế như lúc ban đầu tính toán

3.5.2 Xác định vấn đề tồn tại

Tổng số xuất tuyến trung thế là 105 xuất tuyến với tổng chiều dài lưới điện là 2.895,92 km đường dây trên không và 38,12 km cáp ngầm Trong đó:

- Số tuyến có liên kết với các xuất tuyến khác là 84 xuất tuyến:

 65 xuất tuyến có liên kết vòng có thể chuyển điện linh hoạt

 17 xuất tuyến mang tải cao trên 70% không thể chuyển điện linh hoạt

 02 xuất tuyến liên kết bằng các thiết bị như: DS, LTD… nên hạn chế việc chuyển diện

- Số tuyến không liên kết với tuyến khác: 21 tuyến bán tổng cho KCN Phước Đông

- Hiện nay, Công ty Điện lực Tây Ninh đã triển khai thực hiện khép vòng ngắn hạn để chuyển điện hòa đồng bộ nên việc xác định vị trí dừng tối tối ưu nhằm giảm tổn thất, nâng cao chất lượng điện năng và xây dựng kế hoạch chuyển tải không mất điện khi công tác hoặc sự cố là rất cần thiết

- Hiện nay, việc kết nối SCADA các thiết bị Recloser, LBS, RMU… trên lưới điện trung thế đang phát triển rất nhanh nhằm hướng đến định hướng tự động hóa lưới phân phối giai đoạn 2025 - 2030 nên việc chuyển điểm dừng tối ưu từ xa theo các thời điểm có ĐMTMN và khi không có là rất dễ dàng, đảm bảo tính kinh tế, kỹ thuật cho lưới điện

- Vấn đề phát sinh hiện nay là việc phát triển mạnh mẽ các hệ thống ĐMTMN trong năm 2020 đã dẫn đến các vị trí thường mở tối ưu không còn đúng khi có công suất phát của ĐMTMN.

Tính toán phối hợp bảo vệ

Các loại thiết bị bảo vệ được áp dụng trên lưới điện phân phối bao gồm:

- Cầu chì: phải đáp ứng được các yêu cầu sau:

+ Dòng điện định mức của cầu chì phải lớn hơn dòng điện tải liên tục đi qua cầu chì (dòng làm việc bình thường, dòng quá tải);

+ Công suất ngắt đối xứng nên bằng hoặc lớn hơn giá trị dòng ngắn mạch tại điểm đặt cầu chì;

- Rơle: Trong lưới điện phân phối dùng rơle quá dòng kèm rơle tự động đóng lại Rơle bảo vệ lưới điện phân phối phải đạt yêu cầu sau:

+ Có khả năng phối hợp với các thiết bị khác cả ở phía nguồn và phía tải;

- Recloser (Rec): Được lựa chọn lắp đặt trên lưới điện theo yêu cầu sau:

+ Điện áp định mức Rec ≥ điện áp hệ thống;

+ Dòng cắt định mức của Rec ≥ giá trị dòng ngắn mạch cực đại tại điểm đặt Rec;

+ Có khả năng cắt được dòng ngắn mạch nhỏ nhất trong phạm vi bảo vệ; + Có khả năng cắt được ngắn mạch 1 pha chạm đất;

+ Phối hợp bảo vệ với các thiết bị khác cả về phía nguồn và phía tải của Rec

Các hệ thống ĐMTMN là loại nguồn phân tán Thông thường, nguồn ĐMTMN được nối với lưới thông qua một bộ nghịch lưu DC-AC (inverter), nên khi có ngắn mạch trên lưới nguồn ĐMTMN được xem như một nguồn dòng, cung cấp dòng điện ngắn mạch bằng 1,2 đến 2 lần dòng định mức Khi công suất nguồn ĐMTMN là nhỏ hoặc phân bố phân tán rải rác thì dòng điện này là không đáng kể, nhưng khi lắp đặt một lượng lớn và tập trung cùng 01 vị trí thì sẽ có ảnh hưởng nhất định tới quá trình phối hợp giữa các rơ le bảo vệ

Một số trường hợp các hệ thống ĐMTMN có thể gây ảnh hưởng đến hệ thống rơ le bảo vệ như: Bảo vệ rơ le tác động chậm hoặc không tác động, bảo vệ rơ le tác động sai, rơ le tác động không chọn lọc…

Kết luận

Các vấn đề kỹ thuật trên lưới điện phân phối với tỉ lệ xâm nhập cao của ĐMTMN tại Điện lực Tân Châu đang vướng mắc đã được tìm hiểu và xác định cụ thể trong chương này như: Dự báo khả năng phát của ĐMTMN, tổn thất điện năng, quá điện áp cục bộ, bù công suất phản kháng, tìm điểm dừng lưới tối ưu, tính toán phối hợp bảo vệ Từ đây tác giả chọn ra 03 vấn đề cấp bách cần ưu tiên giải quyết trong luận văn này là: Quá điện áp cục bộ, bù công suất phản kháng, tìm điểm dừng lưới tối ưu.

GIẢI PHÁP NHẰM GIẢI QUYẾT 3 VẤN ĐỀ CẤP THIẾT: QUÁ ÁP, BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG, XÁC ĐỊNH ĐIỂM DỪNG LƯỚI TỐI ƯU TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ TỈ LỆ XÂM NHẬP CAO CỦA NGUỒN NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI

Hiện tượng quá điện áp cục bộ

4.1.1 Phân tích nguyên nhân dẫn đến quá điện áp cục bộ

- Trong điều kiện bình thường điện áp thanh cái 22kV của trạm 110/22kV sẽ là điện áp đầu đường dây 22kV, điện áp tại các nút phụ tải mà ta muốn xét đến sẽ là điện áp cuối đường dây Khi nguồn ĐMTMN phát cao trong khi phụ tải tại chỗ không thể tiêu thụ hết dẫn đến tình trạng phát ngược công suất từ xuất tuyến lên thanh cái 22kV của trạm 110/22kV, khi đó điện áp tại thanh cái sẽ là điện áp phía cuối đường dây và điện áp tại điểm tập trung ĐMTMN phát ngược ra thanh cái là nút điện áp đầu đường dây

- Nếu điện áp tại thanh cái ở mức +5% định mức tức 23,1kV thì điện áp tại một số nút tập trung nguồn ĐMTMN sẽ cao hơn 23,1kV đôi khi đến 24,2kV ta có thể giải thích hiện tượng thông qua công thức sau [13] :

+ 𝑈 1 là điện áp đầu đường dây

+ 𝑈 2 là điện áp cuối đường dây

+ 𝑃 ′′ là công suất phụ tải phía cuối đường dây

+ 𝑄 ′′ là công suất phản kháng phụ tải phía cuối đường dây + ∆𝑈 ′′ là thành phần dọc trục của vectơ điện áp giáng

+ 𝛿𝑈 ′′ là thành phần ngang trục của vectơ điện áp giáng

- Đối với lưới điện từ 110kV trở xuống thì thành phần ngang trục của vectơ điện áp giáng tương đối nhỏ, một cách tính gần đúng ta có thể bỏ qua Biểu thức tính toán điện áp còn đơn giản như sau:

- Từ công thức (4.4) ta thấy độ lệch điện áp giữa 𝑈 1 và 𝑈 2 quyết định bởi công thức (4.1) nên ta phân tích công thức (4.1) để đưa ra giải pháp:

 Khi 𝑃 𝑝𝑣 > 𝑃 𝑡 thì ∆𝑈 ′′ < 0 tức 𝑈 2 > 𝑈 1 Trường hợp này là trường hợp ĐMTMN phát ngược ra thanh cái 22kV, theo công thức (4.5) thì ∆𝑈 ′′ tỉ lệ thuận với chiều dài l tức bán kính cấp điện cho nên để giảm hiện tượng quá điện áp ta sẽ phải giảm bán kính cấp điện và phân bố lại các hệ thống ĐMTMN và phụ tải sao cho

 Khi (𝑄 𝑡 > 𝑄 𝑏ù ) thì ∆𝑈 ′′ > 0 tức 𝑈 1 > 𝑈 2 Trường hợp này cho thấy không đóng tụ bù khi lưới điện đang tiêu thụ CSPK sẽ có thể giảm điện áp trên lưới điện góp phần giảm ảnh hưởng của hiện tượng quá điện áp cục bộ do ĐMTMN phát ngược nhưng lại phát sinh vấn đề tổn thất lưới điện tăng cao do tiêu thụ lượng công suất phản kháng quá lớn

- Điện áp vận hành mong muốn trên lưới điện theo đúng thông tư và hợp đồng mua bán điện thì vào khoảng 𝟐𝟐𝒌𝑽 ≤ 𝑼 𝒏ú𝒕 ≤ 𝟐𝟑, 𝟏𝒌𝑽

4.1.2 Giải pháp giải quyết hiện tượng quá điện áp cục bộ

- Căn cứ quyết định số 2966/QĐ-BCT ngày 21/8/2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Tây Ninh giai đoạn 2016-2025, có xét đến năm 2035 – Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV [15] có quy hoạch trạm 110kV Suối Ngô cho nên tác giả đề xuất giải pháp căn cơ giải quyết hiện tượng quá điện áp cục bộ: Xây dựng trạm biến áp 110kV để giảm bán kính cấp điện, phân bố lại phụ tải và hệ thống ĐMTMN vì khi chiều dài cấp điện giảm sẽ dẫn đến điện kháng giảm sẽ dẫn đến giảm điện áp phía đường dây khi ĐMTMN phát ngược

- Các giải pháp tạm thời: Giữ điện áp thanh cái 22kV ở mức vừa phải nhằm giúp điện áp tại các nút trên xuất tuyến 22kV không vượt điện áp cho phép khi có hiện tượng ĐMTMN phát ngược.

Bù công suất phản kháng

4.2.1 Phân tích nguyên nhân dẫn đến vấn đề

- Từ khi các hệ thống ĐMTMN phát triển mạnh mẽ trên một số xuất tuyến gây ra hiện tượng quá áp cục bộ vào các thời điểm ĐMTMN phát cao dẫn đến các tụ bù ứng động trên lưới vượt ngưỡng giới hạn điện áp cho phép nên không tự động đóng theo thông số đã cài đặt trước đó mới xuất hiện tình trạng bù CSPK không như tính toán Qua đó ta thấy nếu giải quyết được vấn đề quá điện áp cục bộ do ĐMTMN tập trung gây quá điện áp cục bộ sẽ đưa việc bù CSPK về các bài toán đã tính toán trước đây

- Giải pháp căn cơ: Xây dựng trạm biến áp 110kV để giảm bán kính cấp điện, phân bố lại phụ tải và hệ thống ĐMTMN qua đó vừa giải quyết vấn đề quá điện áp trên lưới điện cũng như tại các tụ bù ứng động

- Một số giải pháp tạm thời:

+ Điều chỉnh thông số cài đặt cho tụ bù ứng động phù hợp với hiện trạng lưới điện

+ Kết nối SCADA tụ bù 22kV để giám sát việc hoạt động và thao tác đóng/cắt tụ từ xa

+ Theo dõi và yêu cầu các hệ thống ĐMTMN thực hiện lắp đặt tụ bù không tiêu thụ CSPK từ hệ thống điện.

Điểm dừng lưới tối ưu giữa các xuất tuyến khi có tỉ lệ xâm nhập cao nguồn điện mặt trời

4.3.1 Phân tích nguyên nhân dẫn đến việc xác định lại điểm dừng lưới tối ưu

Với hiện trạng lưới điện hiện tại nếu không bị ảnh hưởng bởi nguồn năng lượng mặt trời thì vị trí thường mở thiết bị giữa các xuất tuyến hiện tại là phù hợp nhất Với việc phát triển ĐMTMN quá nhanh và tập trung vào một số khu vực dẫn đến bài toán phân bố công suất sẽ thay đổi Việc xác định lại vị trí dừng lưới tối ưu về tổn thất giữa các xuất tuyến có xét đến khả năng phát của nguồn ĐMTMN là rất cần thiết

Vị trí dừng tối ưu nhất khi tại vị trí đó thì ∆𝑃(𝑥) 𝑣à ∆𝑄(𝑥) là nhỏ nhất

∆𝑃(𝑥) : Tổn thất công suất cả 2 xuất tuyến a và b

∆𝑃𝑎(𝑥) : Tổn thất công suất xuất tuyến a

∆𝑃𝑏(𝑥) : Tổn thất công suất xuất tuyến b

∆𝑄(𝑥) : Tổn thất công suất phản kháng cả 2 xuất tuyến a và b

∆𝑄𝑎(𝑥) : Tổn thất công suất phản kháng xuất tuyến a

∆𝑄𝑏(𝑥) : Tổn thất công suất phản kháng xuất tuyến b

4.3.2 Đề xuất các giải pháp

Sử dụng dữ liệu dự báo công suất phát ĐMTMN trên phần mềm RTM do Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia cung cấp để đưa vào phần mềm tính toán lưới điện ETAP nhằm so sánh tổn thất khi lần lượt mở các vị trí giao lưới để đưa ra vị trí dừng lưới tối ưu theo thời điểm ĐMTMN phát tốt và ban đêm lúc không có ĐMTMN.

Kết luận

Từ những phân tích trên, nhận thấy để giải quyết vấn đề quá áp, bù công suất phản kháng và điểm dừng lưới tối ưu tại khu vực huyện Tân Châu nói chung và các xuất tuyến tập trung ĐMTMN cao là 475, 477 trạm 110kV Tân Hưng nói riêng thì giải pháp xây dựng trạm biến áp 110kV để phân bố lại phụ tải và các hệ thống ĐMTMN là căn cơ nhất, phù hợp với kế hoạch đầu tư của Tổng công ty Điện lực miền Nam và quy hoạch của tỉnh Tây Ninh

Sau khi phân bố lại phụ tải và các hệ thống ĐMTMN ta sẽ thực hiện mô phỏng để tìm phương án kết lưới theo biểu đồ phát của ĐMTMN.

ỨNG DỤNG PHẦN MỀM ETAP ĐỂ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA CÁC GIẢI PHÁP ĐÃ ĐỀ XUẤT TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TIÊU BIỂU CÓ TỈ LỆ XÂM NHẬP CAO CỦA NGUỒN NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI 37 5.1 Giới thiệu phần mềm dự báo ĐMTMN của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia

Mục đích phát triển

Hệ thống RTM (Rooftop solar management) [11] – Quản lý nguồn Điện Mặt trời mái nhà được Phòng Năng lượng tái tạo của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia chủ trì xây dựng và phát triển, nhằm mục đích hỗ trợ trao đổi thông tin và dữ liệu vận giữa các cấp điều độ, bao gồm Điều độ quốc gia (A0), Điều độ miền (Ax), và Điều độ phân phối Tỉnh (Bx) phục vụ quản lý thông tin, giám sát vận hành và dự báo các nguồn Điện Mặt trời mái nhà đấu nối vào lưới điện thuộc quyền quản lý của các

Hiện nay, Công ty Điện lực Tây Ninh cũng như các Công ty Điện lực khác đang sử dụng phần mềm này để dự báo khả năng phát của nguồn ĐMTMN Từ dữ liệu dự báo xuất ra từ phần mềm các Công ty Điện lực đưa ra kế hoạch huy động các hệ thống ĐMTMN trên lưới điện thuộc quyền điều khiển

Hình 5.1: Phần mềm RTM Các nội dung chi tiết cách thức sử dụng phần mềm RTM theo phụ lục 1 đính kèm.

Các bước xây dựng mô hình dự báo

Bước 1: Công ty Điện lực thu thập dữ liệu công suất phát 48 chu kỳ các hệ thống ĐMTMN tiêu biểu từ phần mềm đo ghi xa MDAS của Công ty Điện lực đang sử dụng để đo đếm điện năng

Bước 2: Tiến hành nhập liệu công suất đặt của các hệ thống ĐMTMN vào phần mềm RTM

Bước 3: Nhập liệu dữ liệu phát của các hệ thống ĐMTMN khoảng 15 ngày trước vào phần mềm nhằm giúp phần mềm phần mềm tiến hành học cách tính toán ra số liệu dự báo từ công suất đặt và dữ liệu dự báo bức xạ

Bước 4: Tiến hành thí điểm 3 tháng: Sử dụng chức năng dự báo của phần mềm để dự báo khả năng phát của các hệ thống ĐMTMN sau đó kết thúc ngày sẽ nhập dữ liệu kết quả phát thực tế để phần mềm so sánh sai số và tự học cách hiệu chỉnh để ngày càng chính xác hơn khi dữ liệu quá khứ thu được ngày càng nhiều

Bước 5: Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia đã đánh giá sai số phần mềm đã phù hợp với mục tiêu đề ra và triển khai vận hành phần mềm RTM từ năm

Kết quả dự báo khả năng phát ĐMTMN 01 ngày điển hình của Công ty Điện lực Tây Ninh bằng phần mềm RTM

Bảng 5.1: Khả năng phát ĐMTMN 01 ngày điển hình của PC Tây Ninh Chu kỳ

Công suất định mức ĐMTMN của PC Tây Ninh Công suất Dự báo

Sử dụng phần mềm ETAP để đánh giá giải pháp trên lưới điện đơn giản 40 5.3 Giới thiệu lưới điện phân phối tiêu biểu

Trước khi đánh giá trên lưới điện thực tế tác giả thực hiện giải pháp bổ sung thêm trạm 110kV để phân bố lại phụ tải và các hệ thống ĐMTMN trên lưới điện đơn giản 3 nút xảy ra hiện tượng quá áp để làm cơ sở triển khai vào lưới điện tiêu biểu Lưới điện tiêu biểu 3 nút: Cho một đường dây 22kV cung cấp điện cho 2 phụ tải lần lượt 𝑃 2 = 6 MW, 𝑄 2 = 0,5 MVAr, 𝑃 3 = 3 MW,𝑄 3 = 0,1 MVAr, P_ĐMTMN

= 14 MWp (khoảng 12 MW) đặt tại 𝑃 3 D12 = 5 km, D23 = 5 km, 𝑈 1 = 23,1kV Dây

AC 120 mm2, 𝑟 0 =0,3Ω/km, 𝑥 0 =0,34Ω/km4, 𝑏 0 =3,46Ω −1 /km

Hình 5.2: Sơ đồ mạng điện của bài toán trên phần mềm ETAP

Hình 5.3: Kết quả điện áp các nút trên lưới điện khi nguồn đặt nút 1

Hình 5.4: Kết quả điện áp các nút khi bổ sung thêm trạm 110kV để phân bố lại phụ tải và các hệ thống ĐMTMN tải

 Kết quả mô phỏng cho thấy điện áp khi áp dụng giải pháp là 23,77kV đã giảm 0,08kV so với trước khi thực hiện giải pháp là 22,85kV nên cho thấy giải pháp mà tác giả đề xuất là có cơ sở để áp dụng vào lưới điện thực tế tại Tây Ninh.

5.3 Giới thiệu lưới điện phân phối tiêu biểu

5.3.1 Giới thiệu sơ đồ tuyến lưới điện tiêu biểu

Năm 2023, Điện lực Tân Châu có tỉ lệ công suất đặt ĐMTMN/công suất max là 101,22% Trên địa bàn quản lý của Điện lực Tân Châu thì xuất tuyến 475, 477 trạm 110kV Tân Hưng có liên kết vòng với nhau và đồng thời có tỉ lệ công suất đặt ĐMTMN/công suất max lần lượt là 139% và 105% nên tác giả lựa chọn 2 xuất tuyến này làm lưới điện điển hình cho các xuất tuyến 22kV của tỉnh Tây Ninh có tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn điện mặt trời mái nhà để thực hiện nghiên cứu

Hình 5.5: Sơ đồ đơn tuyến 475 và 477 trạm 110kV Tân Hưng

5.3.2 Giới thiệu sơ đồ tuyến 475, 477 trạm 110kV Tân Hưng sau khi thực hiện đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành

Từ vị trí lắp đặt trạm 110kV Suối Ngô theo quy hoạch được duyệt tác giả đã phối hợp với Điện lực Tân Châu đã dự kiến xây dựng phương án kết lưới các xuất tuyến 22kV như sơ đồ bên dưới

Hình 5.6: Sơ đồ đơn tuyến 475, 477 trạm 110kV Tân Hưng sau khi thực hiện đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành

Sử dụng phần mềm ETAP để mô phỏng các giải pháp đã đề xuất trên lưới điện phân phối tiêu biểu để đánh giá hiệu quả của giải pháp

5.4.1 Xây dựng sơ đồ đơn tuyến bằng phần mềm ETAP

Chi tiết quá trình xây dựng sơ đồ bằng phần mềm ETAP theo phụ lục 2 đính kèm

5.4.1.1 Vẽ sơ đồ đơn tuyến:

Hình 5.7: Sơ đồ đơn tuyến 475TH và 477TH trên phần mềm ETAP

 Sơ đồ chi tiết theo sơ đồ đính kèm luận văn này

5.4.2 So sánh kết quả mô phỏng của phần mềm ETAP so với số liệu Công ty Điện lực Tây Ninh thu thập thực tế:

Hình 5.8: Điện áp tại nút 173/212/27B/5 tuyến 475TH trên sơ đồ đơn tuyến khi mô phỏng trên phần mềm ETAP

Hình 5.9: Cấu hình hệ thống ĐMTMN trên phần mềm ETAP

Bảng 5.2: So sánh kết quả một số vị trí trụ xảy ra hiện tượng quá áp giữa mô hình mô phỏng và số liệu thực tế Điện lực thu thập từ phần mềm đo xa

ETAP Số liệu Điện lực thu thập Tên trụ U_DĐ Đơn vị U_VH %VH U_VH %VH Sai số

 Kết quả mô phỏng xuất tuyến 475 và 477 trạm 110kV Tân Hưng bằng phần mềm ETAP và số liệu thực tế Điện lực thu thập từ phần mềm đo xa thì sai số chỉ khoảng 0,5% là khá thấp cho thấy dữ liệu mô phỏng từ phần mềm ETAP là đáng tin cậy

5.4.3 Xây dựng sơ đồ đơn tuyến trên phần mềm ETAP khi áp dụng giải pháp đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành và phân bố lại phụ tải

Hình 5.10: Xây dựng sơ đồ đơn tuyến tuyến 475TH và 477TH khi đưa trạm 110kV

Suối Ngô vào vận hành trên phần mềm ETAP

Hình 5.11: Sơ đồ các xuất tuyến 22kV trạm 110kV Suối Ngô trên phần mềm ETAP

 Sơ đồ chi tiết đính kèm luận văn này

5.4.4 Kết quả mô phỏng trên phần mềm ETAP khi áp dụng giải pháp đưa thêm trạm 110kV vào vận hành và phân bố lại phụ tải

Khi xây dựng mô hình tác giả đã đưa dữ liệu dự báo các thời điểm phát ĐMTMN thành các khung thời gian theo khả năng phát để mô phỏng cụ thể như sau: 06giờ00 đến 07giờ00, 07giờ00 đến 09giờ00, 09giờ00 đến 10giờ30, 10giờ30 đến 13gi30, 13giờ30 đến 15giờ00, 15giờ00 đến 16giờ00, 16giờ00 đến 17giờ00, 17giờ00 đến 20giờ00, 20giờ00 đến 22giờ00, 22giờ00 đến 06giờ00 Tác giả mô phỏng trên các thời điểm ban ngày khi có ĐMTMN và chọn thời điểm cao điểm đêm để trình bày kết quả cụ thể trong luận văn này

Hình 5.12: Các trường hợp nghiên cứu xây dựng theo khung giờ trên ETAP

Lý do mô hình mô phỏng chia ra mười khung thời gian do phần mềm ETAP hiện cho khai báo được 10 thời điểm phát của ĐMTMN nên tác giả xây dựng các khung giờ khả năng phát gần bằng nhau để đưa số liệu cụ thể vào mô hình ĐMTMN

5.4.4.1 Thời điểm 06giờ00 đến 07giờ00:

Bảng 5.3: So sánh kết quả khi áp dụng giải pháp đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành trên lưới điện tiêu biểu thời điểm 06giờ00 đến 07giờ00; U_TC22 = 22,7kV;

Phụ tải thời điểm tháng 05 – 09 hằng năm bằng 60% phụ tải max trong năm tại Điện lực Tân Châu

Tên trụ U_DĐ Chưa Suối Ngô Có Suối Ngô Đơn vị U_VH %VH Đơn vị U_VH %VH

T.173/194/1 22 kV 22,06 100% kV 22,53 102,41% Điện áp các vị trí trụ trên lưới điện tuyến 475TH và 477TH thời điểm 06giờ00 đến 07giờ00 khi áp dụng giải pháp đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành là khoảng

102% (22,50kV) điện áp danh định (Udđ) trên lưới điện và nằm trong khoảng điện áp quy định (22𝑘𝑉 ≤ 𝑈 𝑛ú𝑡 ≤ 23,1𝑘𝑉 ) tại điểm đấu nối với khách hàng

Hình 5.13: Điện áp một số vị trí trụ tuyến 475TH và 477TH khi chưa đưa trạm

110kV Suối Ngô vào vận hành lúc 06giờ00 đến 07giờ00

Hình 5.14: Điện áp một số vị trí trụ tuyến 475TH và 477TH khi đã đưa trạm 110kV

Suối Ngô vào vận hành lúc 06giờ00 đến 07giờ00

Bảng 5.4: So sánh kết quả khi áp dụng giải pháp đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành trên lưới điện tiêu biểu thời điểm 07giờ00 đến 09giờ00; U_TC22 = 22,7kV; Phụ tải thời điểm tháng 05 – 09 hằng năm bằng 60% phụ tải max trong năm tại Điện lực Tân Châu

T.173/194/1 22 kV 23,67 108% kV 23,03 104,68% Điện áp các vị trí trụ trên lưới điện tuyến 475TH và 477TH thời điểm 07giờ00 đến 09giờ00 trước và sau khi áp dụng giải pháp đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành lần lượt là khoảng 108%Udđ (23,71kV) và 105%Udđ (23,1kV) trên lưới điện và cho thấy sau khi áp dụng giải pháp hiện tượng quá điện áp cục bộ đã được giải quyết ( điện áp mong muốn 22𝑘𝑉 ≤ 𝑈 𝑛ú𝑡 ≤ 23,1𝑘𝑉 )

T.173/194/1 22 kV 24,16 110% kV 23,18 105,36% Điện áp các vị trí trụ trên lưới điện tuyến 475TH và 477TH thời điểm 09giờ00 đến 10giờ30 trước và sau khi áp dụng giải pháp đưa trạm 110kV Suối Ngô vào vận hành lần lượt là khoảng 110%Udđ (24,22kV) và 105,8%Udđ (23,3kV) trên lưới điện và cho thấy sau khi áp dụng giải pháp hiện tượng quá điện áp cục bộ đã giảm đáng kể từ 110%Udđ xuống 105%Udđ

Tiêu đề	Giải pháp giải quyết vấn đề quá điện áp, bù công suất phản kháng, xác định điểm dừng lưới tối ưu cho lưới điện phân phối với tỉ lệ xâm nhập cao của nguồn năng lượng mặt trời
Tác giả	Lý Văn Tịnh
Người hướng dẫn	PGS.TS Nguyễn Văn Liêm
Trường học	Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh
Chuyên ngành	Kỹ thuật điện
Thể loại	Luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2024
Thành phố	Thành phố Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	170
Dung lượng	6,69 MB