Thực hiện khảo sát ổn định quá độ cho các mạng điện, hệ thống điện này với sự xâm nhập của các nhà máy năng lượng tái tạo.. − Tính toán phân bố công suất hệ thống điện khu vực, đồng thời
Tính cấp thiết của đề tài
Hệ thống điện thực hiện công việc chuyển đổi năng lượng tự nhiên như nhiệt năng, thủy năng, thành năng lượng điện từ các nhà máy điện Từ đây năng lượng sẽ được chuyển tải trên trên đường dây để đưa đến các hộ tiêu thụ Hệ thống điện bao gồm các nhà máy phát điện, các đường dây truyền tải và phân phối điện, các trạm biến áp, các thiết bị liên quan liên kết với nhau và các hộ phụ tải Hệ thống điện quốc gia được quản lý và chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước thông qua các cơ quan vận hành, quản lý và điều hành sản xuất, truyền tải và cung cấp điện Đặc điểm của hệ thống điện là sự cân bằng công suất: Công suất tạo ra tại các nhà máy điện sẽ cân bằng với công suất tiêu thụ tại các phụ tải, công suất tổn hao trên đường dây và thiết bị
Do hiện tượng đáp ứng tức thời và đặc điểm hằng số quán tính điện của các thiết bị điện trong hệ thống là nhỏ nên khi có hiện tượng dao động trong toàn hệ thống hay tại một điểm nào đó của hệ thống sẽ dẫn đến sự dao động của toàn hệ thống điện
Trong quá trình vận hành hệ thống điện cần phải tiến hành các công tác tính toán mô phỏng hệ thống và tính toán các quá trình quá độ và xác lập của hệ thống điện để đảm bảo cho sự vận hành tối ưu, an toàn, liên tục của hệ thống điện:
− Quá trình xác lập của hệ thống: tính toán phân bố công suất, điện áp, dòng điện trên các nhánh ở các chế độ làm việc khác nhau và các sơ đồ kết dây khác nhau của hệ thống Việc này giúp cho tạo một phương thức vận hành kinh tế và chất lượng điện năng tối ưu nhất
− Tính các quá trình quá độ khi có các dao động trong hệ thống: sự cố ngắn mạch, khi có sự cắt /đóng tải đột ngột để có phương án bảo vệ rơle và tiến hành sa thải, huy động nguồn, để loại trừ các dao động ảnh hưởng đến sự làm việc của hệ thống
Việt Nam là một nước có tiềm năng lớn về nguồn năng lượng tái tạo, đến nay tỷ trọng các nguồn năng lượng tái tạo đã bắt đầu gia tăng Tính đến tháng 11/2023, sản lượng điện huy động từ nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) vào khoảng 34,7 tỷ kWh, chiếm 13,5% sản lượng điện cả nước (trong đó điện mặt trời đạt 24,1 tỷ kWh, điện gió đạt 9,84 tỷ kWh) Theo Quy hoạch điện VIII về việc chuyển đổi năng lượng công bằng, nguồn NLTT đạt tỷ lệ khoảng 30,9-39,2% vào năm 2030, định hướng đến năm 2050 tỷ lệ NLTT lên đến 67,5-71,5% [1]
Theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, phát triển nóng năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời đang tạo ra một số thách thức trong vận hành hệ thống điện Các nguồn điện từ năng lượng tái tạo tác động lên lưới điện quốc gia (như ảnh hưởng điều độ, huy động các nhà máy điện khác và phải tăng dự phòng của hệ thống điện nhằm bảo đảm ổn định hệ thống điện)
Hiện nay các bài toán liên quan vấn đề ổn định hệ thống trong điều kiện tỷ trọng xâm nhập các nguồn NLTT tăng cao vẫn chưa có giải pháp tính toán và chưa có các kiến nghị cụ thể Do đó, việc nghiên cứu vận hành ổn định hệ thống điện trong điều kiện tỷ trọng xâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo tăng cao là hết sức cần thiết và cấp bách
Trên cơ sở đó, đề tài này đi sâu vào nghiên cứu vấn đề ổn định của hệ thống điện Việt Nam, mà cụ thể là hệ thống điện miền Tây Nam bộ trong điều kiện tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo và khảo sát ổn định cho hệ thống điện hiện hữu và khả năng tăng công suất nguồn cho hệ thống điện hiện hữu.
Mục tiêu của đề tài
Ổn định hệ thống điện là một trong những vấn đề kinh điển của ngành điện, một hệ thống điện vững mạnh, chắc chắn thì phải có độ ổn định tốt, tức là có khả năng trở về trạng thái xác lập sau khi xảy ra các sự cố, các dao động trong hệ thống
Việc khảo sát ổn định của hệ thống phải xem xét cả trường hợp xảy ra các nhiễu động lớn như ngắn mạch, mất tổ máy, mất đường dây, … và trường hợp xảy ra các nhiễu động nhỏ như quá tải, khởi động động cơ,…
Trên những yêu cầu đó, mục tiêu đề ra của đề tài này được đưa ra cụ thể như sau:
− Xây dựng một cách chính xác nhất mô hình của hệ thống điện miền Tây Nam
Bộ bao gồm các nguồn điện truyền thống, các nguồn năng lượng tái tạo trong khu vực, các lưới điện và thiết bị đồng bộ lưới điện ở thời điểm hiện tại và dự kiến trong tương lai gần
− Tính toán phân bố công suất hệ thống điện khu vực, đồng thời khảo sát và đánh giá được tính ổn định của hệ thống điện khu vực trong điều kiện tích hợp hoặc không tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo bằng chương trình PSS/E
− Trên cơ sở khảo sát đó, các nhà vận hành hệ thống điện có thể tham khảo và sử dụng để mô phỏng những giải pháp khắc phục và hướng phát triển cho hệ thống điện Miền Tây Nam Bộ với sự xâm nhập ngày càng cao của các nguồn phát năng lượng tái tạo để đạt đến trạng thái ổn định hơn, bền vững hơn.
Ý nghĩa khoa học
Việc thực hiện khảo sát ổn định quá độ hệ thống điện bằng phần mềm PSSE mang lại nhiều ý nghĩa quan trọng trong việc đảm bảo tính ổn định, an toàn và hiệu suất của hệ thống trong các tình huống cực đoan , bao gồm:
− Đánh giá tính ổn định của hệ thống: PSSE cho phép mô phỏng và phân tích các tình huống quá độ để đánh giá khả năng của hệ thống điện trong việc duy trì ổn
HVTH : VĂN VĨNH PHÚC - 2170670 5 định sau khi xảy ra sự cố Điều này giúp xác định các vấn đề tiềm ẩn và biện pháp cần thiết để cải thiện tính ổn định của hệ thống
− Dự đoán hành vi của hệ thống trong tình huống khẩn cấp: Bằng cách sử dụng PSSE, các kỹ sư có thể dự đoán hành vi của hệ thống điện trong các tình huống khẩn cấp và áp dụng biện pháp phòng ngừa kịp thời để giảm thiểu tác động của các tình huống khẩn cấp đối với hệ thống và người dùng
− Tối ưu hóa biện pháp kiểm soát và phục hồi: PSSE cho phép thử nghiệm các biện pháp kiểm soát và phục hồi trong các tình huống quá độ, như việc điều chỉnh thông số của thiết bị kiểm soát hoặc kế hoạch phục hồi sau sự cố Việc này giúp tối ưu hóa hiệu suất và độ tin cậy của hệ thống trong các tình huống khẩn cấp
− Nghiên cứu và phát triển công nghệ mới: PSSE cung cấp cơ sở cho việc nghiên cứu và phát triển các công nghệ mới trong lĩnh vực ổn định hệ thống điện để cải thiện hệ thống, giảm thiểu rủi ro và tăng cường hiệu suất toàn diện của hệ thống điện.
Ý nghĩa thực tiễn
Việc sử dụng phần mềm PSSE để khảo sát ổn định quá độ hệ thống điện mang lại nhiều lợi ích thực tiễn trong việc đảm bảo an toàn, tin cậy và hiệu suất của hệ thống, cũng như hỗ trợ quyết định và phát triển trong ngành công nghiệp điện
− Đảm bảo an toàn và tin cậy của hệ thống điện: Bằng cách đánh giá khả năng của hệ thống trong các tình huống quá độ, các kỹ sư có thể xác định và loại bỏ các nguy cơ gây ra sự cố hoặc mất an toàn
− Tối ưu hóa vận hành hệ thống: PSSE cho phép phân tích hiệu suất của hệ thống trong các điều kiện khác nhau, giúp tối ưu hóa vận hành và sử dụng tài nguyên năng lượng hiệu quả
− Dự báo và phòng tránh sự cố: Khả năng mô phỏng các tình huống quá độ giúp dự đoán và phòng tránh sự cố tiềm ẩn trong hệ thống điện
− Hỗ trợ các nhà quy hoạch và vận hành ra quyết định về đầu tư và phát triển hệ thống: PSSE cung cấp thông tin cần thiết để đánh giá hiệu suất và khả năng mở rộng của hệ thống điện
− Đào tạo và giáo dục: Việc sử dụng PSSE trong khảo sát ổn định quá độ hệ thống điện cũng có ý nghĩa trong việc đào tạo và giáo dục ngành điện.
Nội dung luận văn
Dựa theo yêu cầu đề tài, xin được chia nội dung luận văn như sau:
TỔNG QUAN VỀ ỔN ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN
Tổng quan về ổn định hệ thống điện
Ổn định hệ thống điện (power system stability) có thể được định nghĩa một cách tổng quát là đặc tính của hệ thống điện cho phép nó duy trì trạng thái cân bằng trong chế độ vận hành bình thường và đạt đến trạng thái cân bằng chấp nhận được sau khi chịu tác động của nhiễu
Trong việc đánh giá ổn định, vấn đề được quan tâm là hành vi của hệ thống điện khi chịu tác động của các nhiễu Nhiễu có thể là bé hoặc lớn Nhiễu nhỏ xảy ra thường xuyên trong hệ thống điện dưới dạng thay đổi công suất phụ tải, trong khi đó nhiễu lớn bao gồm ngắn mạch trên đường dây truyền tải, sự cố dẫn đến cắt tổ máy phát hoặc tải lớn, mất đường dây nối giữa 2 hệ thống nhỏ
Khi hệ thống điện mất ổn định có thể dẫn đến việc phải cắt hàng loạt các tổ máy phát hay cắt phụ tải dẫn đến tan rã hệ thống điện, gây thiệt hại kinh tế…
Xét về bản chất của ổn định ta có thể chia ổn định hệ thống điện thành các dạng sau đây:
Hình 2.1 Phân loại ổn định hệ thống điện [2]
− Ổn định góc rotor: là khả năng của các máy đồng bộ liên kết với nhau trong hệ thống điện duy trì sự đồng bộ Bài toán ổn định góc rotor liên quan đến việc nghiên cứu dao động cơ điện vốn có trong hệ thống điện, trong đó công suất phát của các máy phát đồng bộ thay đổi khi góc rotor dao động
− Ổn định tần số: là khả năng của hệ thống duy trì tần số cố định sau những nhiễu tác động đến hệ thống Nguyên nhân chính dẫn đến mất ổn định tần số là sự mất cân bằng giữa công suất phát và tải tiêu thụ
− Ổn định điện áp: là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập chấp nhận được tại tất cả các thanh góp của hệ thống trong các chế độ vận hành bình thường và sau khi chịu tác động của nhiễu
Luận văn đi sâu phân tích khảo sát ổn định quá độ các phần tử trong hệ thống điện khi xảy ra các sự cố nặng nề Do đó, luận văn đưa ra một số kiến thức cơ bản liên quan đến dạng ổn định này như sau.
Ổn định quá độ trong hệ thống điện
2.2.1 Tổng quan Ổn định quá độ (transient stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì chế độ đồng bộ khi chịu tác động của các nhiễu quá độ nghiêm trọng (sự cố trên hệ thống truyền tải, mất máy phát, hoặc mất phụ tải lớn, …) Các nhiễu quá độ nghiêm trọng xảy ra trong hệ thống điện do các nguyên nhân sau:
– Cắt hoặc đóng đột ngột các phụ tải lớn
– Cắt đường dây tải điện hoặc máy biến áp đang mang tải
– Cắt máy điện đang mang tải
– Ngắn mạch các loại Đáp ứng của hệ thống điện đối với các nhiễu như vậy liên quan đến dao động lớn của góc rotor máy phát, dòng công suất, điện áp nút, và các biến hệ thống khác Nếu góc tương đối giữa các máy phát trong hệ thống nằm trong giới hạn nhất định, hệ thống sẽ duy trì chế độ đồng bộ Ngược lại, hệ thống sẽ mất ổn định
Mất đồng bộ do mất ổn định quá độ, nếu có, sẽ thể hiện trong thời gian từ 2 đến 3 giây sau khi chịu tác động của nhiễu Do đó, thời gian mô phỏng cần thiết để xác định khả năng ổn định quá độ của hệ thống thường là 5 giây
Trong các dạng nhiễu quá độ nghiêm trọng được đề cập bên trên thì ngắn mạch là nguy hiểm hơn cả, vì vậy ổn định quá độ của hệ thống điện được xét cho trường hợp xảy ra ngắn mạch
Các loại ngắn mạch gồm có:
– Ngắn mạch 1 pha chạm đất;
– Ngắn mạch hai pha chạm nhau;
– Ngắn mạch hai pha chạm đất;
– Thống kê cho thấy rằng 70 - 90% tổng số ngắn mạch là ngắn mạch một pha chạm đất, 5-15% ngắn mạch hai pha các loại, còn ngắn mạch ba pha chỉ xảy ra có 5 - 10% Tuy ít xảy ra nhưng ngắn mạch ba pha nguy hiểm hơn cả vì nó làm cho mối liên hệ giữa nhà máy và phụ tải, giữa các nhà máy điện vói nhau hoàn toàn gián đoạn, độ giảm công suất đạt giá trị cực đại làm cho máy phát điện dao động mạnh
Về bản chất, ổn định quá độ thể hiện đặc tính của quá trình quá độ chuyển trạng thái từ điểm cân bằng này sang điểm cân bằng khác Hệ thống ổn định quá độ nếu có được 2 điều kiện:
– Tồn tại điểm cân bằng ổn định sau sự cố (ứng với chế độ xác lập sau sự cố)
– Thông số biến thiên quá trình quá độ hữu hạn và tắt dần về chế độ xác lập mới
2.2.2 Các khái niệm cơ bản về ổn định quá độ
Xét hệ thống điện đơn giản bao gồm máy phát cung cấp điện cho thanh góp vô cùng lớn thông qua một máy biến áp và hai đường dây truyền tải như sau:
Hình 2.2 Hệ thống điện đơn giản [2] Để trình bày các khái niệm và nguyên lý cơ bản của ổn định quá độ, xét mô hình rất đơn giản, trong đó máy phát được biểu diễn bởi mô hình cổ điển, bỏ qua ảnh hưởng của bộ điều tốc máy phát và điện trở của các mạch điện Sơ đồ thay thế của hệ thống điện trong trường hợp này được cho như sau:
Hình 2.3 Sơ đồ thay thế [2] Điện áp đặt sau điện kháng quá độ (X’d) được ký hiệu là E’ Góc rotor δ là góc E’ vượt trước E B Khi hệ thống bị tác động của nhiễu, biên độ của E’ được duy trì không đổi tại giá trị trước khi bị nhiễu trong khi đó góc δ thay đổi khi tốc độ rotor máy phát lệch khỏi tốc độ đồng bộ Đặt 𝐸̃ = 𝐸̃ ′ 𝑡0 + 𝑗𝑋′ 𝑑 𝐼̃ 𝑡0 và XT=X’d + XE
Mô hình hệ thống điện có thể được rút gọn như sau:
Hình 2.4 Mô hình Hệ thống điện rút gọn [2]
Công suất điện đầu ra của máy phát:
Vì điện trở stator được bỏ qua, P e biểu diễn công suất khe hở không khí cũng như công suất đầu cực máy phát Mối quan hệ công suất-góc khi cả 2 đường dây truyền tải đều làm việc (I/S: In Service) được cho bởi đường cong số 1 Hệ thống điện sẽ làm việc ở điểm a, tại đó công suất cơ, P m , bằng công suất điện và góc rotor tương ứng là δa
Hình 2.5 Đường đặc tính công suất-góc [2]
Nếu một trong hai đường dây truyền tải không làm việc (O/S: Out of Service), điện kháng tương đương XT sẽ tăng lên Đường đặc tính công suất-góc sẽ thay đổi thành đường cong số 2 trên Hình 2.5, trong đó công suất cực đại giảm xuống Nếu công suất cơ Pm không đổi, hệ thống sẽ làm việc tại điểm b với góc rotor tương ứng là δb lớn hơn δa
Trong quá trình chịu tác động của nhiễu, độ lệch tốc độ (∆ωr = dδ/dt) rất bé so với tốc độ đồng bộ ω0, do đó trong thực tế có thể xem tốc độ của MF bằng tốc độ đồng bộ (điều này không có nghĩa là tốc độ của rotor máy phát không đổi) và trong hệ đơn vị tương đối mô men và công suất khe hở không khí bằng nhau
Chính vì điều này, trong phương trình dao động, mô men và công suất được sử dụng thay thế cho nhau Phương trình chuyển động hoặc phương trình dao động có thể được viết như sau:
– Pm: Công suất cơ đầu vào, đvtđ ; Pmax: Công suất điện đầu ra cực đại, đvtđ – H: Hằng số quán tính, MW.s/MVA
– δ: Góc rotor, rad điện; t: Thời gian, giây
2.2.3 Đáp ứng đối với sự thay đổi của công suất cơ đầu vào
Xét trường hợp cả hai mạch đường dây truyền tải đều làm việc và nhiễu tác động vào hệ thống có dạng công suất cơ đầu vào thay đổi đột ngột từ giá trị Pm0 đến giá trị Pm1
Hình 2.6 Đường đặc tính công suất-góc và đáp ứng của hệ thống đối với sự thay đổi đột ngột công suất cơ [2]
Từ hình 2.6 ta có thể phân tích chi tiết như sau:
– Ban đầu, hệ thống làm việc tại điểm “a” với Pe = Pm0 và góc rotor là δ0 Khi công suất cơ tăng đột ngột đến giá trị Pm1, hệ thống sẽ chuyển đến làm việc tại điểm “b”, tại đó Pe = Pm1 và góc rotor là δ1 Tuy nhiên, do quán tính của rotor, góc rotor không thể thay đổi tức thời từ giá trị ban đầu δ0 đến δ1 và điểm làm việc không thể thay đổi tức thời từ “a” đến “b” mà sẽ trải qua quá trình quá độ như sau:
Các nghiên cứu, báo cáo liên quan
Các nghiên cứu, tài liệu có liên quan đến việc đánh giá ổn định của hệ thống điện khi có các nguồn NLTT như điện gió, điện mặt trời được công bố ở các tạp chí và kỷ yếu hội nghị có uy tín trên thế giới tiêu biểu như IEEE và Science Direct Một số nghiên cứu, báo cáo được tham khảo như sau:
− Western Wind and Solar Integration Study, NREL Subcontract Report (2010) [3]
Trọng tâm của Nghiên cứu tích hợp năng lượng mặt trời và gió cho Miền Tây nước Mỹ (WWSIS) là điều tra tác động của việc vận hành hệ thống điện với sự thâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo bao gồm gió, quang điện (PV) và điện mặt trời tập trung (CSV) lên đến 35% Báo cáo này thảo luận về việc phát triển dữ liệu đầu vào, thiết kế các kịch bản để giải quyết các vấn đề chính và các nghiên cứu phân tích trên hệ thống điện Phân tích kỹ thuật được thực hiện trong nghiên cứu này cho thấy rằng WestConnect có khả năng vận hành để đáp ứng mức thâm nhập 30% năng lượng gió và 5% năng lượng mặt trời
− Analysis and Evaluation of Photovoltaic Integration Impacts in Tunisian Grid Using PSSE [4]
Bài báo này nhằm mục đích nghiên cứu ổn định động của lưới điện Tunisia khi không có và khi có năng lượng mặt trời bằng cách mô phỏng sự cố ngắn mạch (SC) trên lưới điện Tunisia khi không có năng lượng mặt trời và với tỷ lệ 30% năng lượng mặt trời bằng cách thay đổi sự tích hợp của nó ở các vùng khác nhau
(bắc, trung, nam) Kết quả mô phỏng cho thấy thời gian loại bỏ sự cố tăng ở phía bắc và phía nam, tuy nhiên, thời gian này giảm ở Trung tâm khi tỷ lệ năng lượng mặt trời được lắp đặt tăng lên
− Integration Criteria of Turkish Wind Energy Generation Plants and Assessment of the Criteria by Analysis [5]
Bài báo này trình bày việc tích hợp các tiêu chí của nhà máy sản xuất năng lượng gió vào hệ thống của Thổ Nhĩ Kỳ và đánh giá các tiêu chí này bằng phần mềm mô phỏng PSS SINCAL và PSSE trên một mô hình mẫu được kết nối với hệ thống phân phối Bài báo trình bày các yêu cầu tích hợp các nhà máy sản xuất năng lượng gió Việc tuân thủ các tiêu chí này có ý nghĩa rất quan trọng nhằm mang lại sự đồng bộ, cân bằng và ổn định chung cho hệ thống điện, bền vững và chất lượng mà không gây ra bất kỳ sự cố nào ở lưới điện và phía máy phát tua- bin gió
− The Anatomy of the 2016 South Australia Blackout: A Catastrophic Event in a High Renewable Network [6]
Sự cố mất điện ở Nam Úc năm 2016 là sự cố mất điện đầu tiên được biết đến do tình trạng năng lượng tái tạo cao Một báo cáo chính thức gần đây đã được công bố để xem xét các nguyên nhân và đưa ra các khuyến nghị tương ứng để cải thiện hoạt động, kiểm soát và bảo mật mạng Tuy nhiên, vẫn có một số vấn đề quan trọng và các cuộc tranh luận vẫn chưa được giải quyết, chẳng hạn như xác định tắc nghẽn mạng truyền tải, các giải thích về quá điện áp, sụt giảm tần số và tranh luận về sự bất ổn định về tần số hay điện áp Trong bài báo này, dựa trên việc tái hiện lại sự kiện, những vấn đề chưa được giải quyết này được phân tích một cách thận trọng để làm sáng tỏ nguyên nhân gốc rễ của chúng Ngoài ra, báo cáo đề xuất một kế hoạch sáng tạo để ngăn chặn sự cố mất điện bằng cách xác định sự phân tách lưới điện ở giai đoạn đầu, cung cấp các hướng dẫn có giá trị cho việc quản lý các lưới điện có sự xâm nhập năng lượng tái tạo cao trong tương lai
Việc nghiên cứu vận hành ổn định hệ thống điện trong điều kiện tỷ trọng xâm nhập của NLTT tăng cao ở Việt Nam còn rất hạn chế và đây là ý tưởng khá mới mẻ Báo cáo luận văn có tham khảo một số nghiên cứu, báo cáo tiêu biểu của các công ty tư vấn trong nước và nước ngoài với hệ thống điện Việt Nam như sau:
− Báo cáo đánh giá tác động điện mặt trời áp mái lên hệ thống điện - EVNPECC2 – 2021 [7]
− Nghiên cứu đánh giá ổn định hệ thống điện trong điều kiện tỷ trọng xâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo tăng cao (Công ty Cổ Phần Tư Vấn Xây Dựng Điện 2 và Đại Học Bách Khoa – ĐHQG Tp Hồ Chí Minh - 2021) [8].
Các nội dung nghiên cứu trong luận văn
− Khảo sát ổn định quá độ mạng điện chuẩn :
+ Giả lập các sự cố đường dây ảnh hưởng trong hệ thống điện sau đó quan sát độ dao động của các thành phần: điện áp, tần số, góc pha, công suất ở các nút và máy phát điển hình để đánh giá về khả năng ổn định quá độ của mạng điện
+ So sánh kết quả khảo sát ổn định quá độ bằng phần mềm PSS/E với kết quả của báo cáo đối chiếu nhằm kiểm tra tính đúng đắn, chính xác của phần mềm
− Khảo sát ổn định quá độ hệ thống điện khu vực Tây Nam Bộ :
+ Nghiên cứu và xây dựng các bộ dữ liệu động cho các máy phát truyền thống, nhà máy điện gió, điện mặt trời trong hệ thống điện khu vực Tây Nam Bộ trên phần mềm PSS/E
+ Giả lập các sự cố nặng nề ảnh hưởng trong hệ thống điện với 3 trường hợp: (1) nguồn điện gió, điện mặt trời không phát; (2) nguồn điện gió, điện mặt trời phát công suất tối đa; (3) lưới điện được tích hợp thêm 1500MW nguồn điện gió
+ Quan sát độ dao động của các thành phần: điện áp, tần số, góc pha, công suất ở các nút và máy phát điển hình trong cả 3 trường hợp để đánh giá về khả năng ổn định quá độ của hệ thống điện khu vực
CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH HỆ THỐNG ĐIỆN CHO TÍNH TOÁN
Giới thiệu về phần mềm PSS/E
3.1.1 Chức năng của phần mềm PSS/E
PSS/E là một phần mềm tính toán hệ thống điện phổ biến và được dùng rất nhiều ở các các đơn vị ngành điện như Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), Viện Năng lượng, cũng như các Công ty Tư vấn Điện PSS/E được dùng để giả lập và tính toán cho Hệ các thống điện lớn các như tính toán trào lưu công suất, ngắn mạch, quá trình quá độ điện cơ, tối ưu dòng công suất
Các tính toán phân tích hệ thống mà chương trình có khả năng thực hiện bao gồm: – Tính toán trào lưu công suất
– Tối ưu hóa trào lưu công suất
– Nghiên cứu các loại sự cố đối xứng và không đối xứng
– Tương đương hóa hệ thống
– Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ
– Modul tính toán trào lưu công suất
– Phân tích ổn định điện áp và tính toán công suất phản kháng dự trữ thông qua đường cong PV/QV
– Modul phân tích hệ thống tuyến tính hóa hệ thống điện
– Các module phụ trợ khác
3.1.2 Giải thuật tính toán của phần mềm PSS/E
Chương trình PSS /E dựa trên các lý thuyết về năng lượng để xây dựng các mô hình cho các thiết bị trong hệ thống điện Việc mô hình hóa các thiết bị và thực hiện tính toán phụ thuộc rất nhiều vào giới hạn của các thiết bị tính toán Trước kia, do các máy tính có khả năng còn hạn chế nên việc tính toán trở nên khó khăn, chỉ thực hiện đối với các hệ thống nhỏ và độ tin cậy tính toán không cao Ngày nay, với các kỹ thuật hiện đại, máy tính có các tiện nghi như bộ nhớ ảo, bộ nhớ phân trang và tốc độ tính toán rất lớn nên việc tính toán mô phỏng trở nên dể dàng và hiệu quả hơn
Các bước được sử dụng trong PSS /E để tiến hành mô phỏng và tính toán các quá trình xảy ra trong hệ thống là:
1/ Phân tích các thiết bị vật lý (đường dây truyền tải, máy phát, máy biến áp, bộ điều tốc, rơle, ) để thực hiện việc mô phỏng và tính toán các thông số đặc trưng và hàm truyền của nó
2/ Chuyển các mô hình vật lý đã được nghiên cứu thành dữ liệu đầu vào cho chương trình PSS/E
3/ Sử dụng các chương trình của PSS/E để xử lý dữ liệu, thực hiện tính toán và in kết quả
4/ Chuyển đổi kết quả tính toán thành các thông số cho các thiết bị thực đã dùng để mô phỏng trong bước 1
Chương trình PSS/E sử dụng hai phương pháp lặp chủ yếu là:
– GAUSS-SEIDEL: Một trong những đặc điểm nổi bật nhất của phương pháp GAUSS là khả năng hội tụ rất cao, do đó được dùng để tính toán trào lưu công suất trong những trường hợp mà khả năng hội tụ là chưa biết trước Đồng thời cũng là những bước thử đầu tiên cho các phương pháp khác
– NEWTON-RAPHSON: Một trong những đặc điểm nổi bật nhất của phương pháp Newton-Raphson là tốc độ hội tụ rất cao nếu có những điểm ban đầu được lựa chọn tốt Do đó được dùng để tính toán trong những trường hợp đòi hỏi sự tính nhanh và có khả năng hội tụ cao.
Các mô hình phục vụ cho tính toán xác lập
Mô hình hệ thống điện của PSS/E được xây dựng dựa trên thông số của các phần tử trong hệ thống điện Các thông số được tính trong hệ đơn vị tương đối:
Thường lấy SBASE = 100 MVA và UBASE (kV) tùy theo cấp điện áp:
Bảng 3.1 Giá trị Điện áp và Zbase [9] Điện áp dây (kV) Điện áp pha (kV) Z BASE (Ω)
Sơ đồ thay thế đường dây:
Hình 3.1 Sơ đồ thay thế đường dây [9]
Các thông số cần thiết:
– Cấp điện áp của đường dây: V (kV)
– Chiều dài đường dây: L (km)
– Điện trở đơn vị thứ tự thuận và thứ tự không: r1 và r0 (Ω/km)
– Điện kháng đơn vị thứ tự thuận và thứ tự không: x1 và x0 (Ω/km)
– Dung dẫn đơn vị thứ tự thuận và thứ tự không: b1 và b0 (μS/km)
– Điện dẫn đơn vị thứ tự thuận và thứ tự không: g1 và g0 (1/(Ω.km)), tuy nhiên thành phần này khá nhỏ nên thường được bỏ qua
– Khả năng mang tải của đường dây: S (MVA)
Công thức tính trở kháng đường dây cho cả hai thông số thứ tự thuận và thứ tự không như sau:
3.2.2 Máy biến áp hai cuộn dây
Sơ đồ thay thế máy biến áp hai cuộn dây:
Hình 3.2 Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây [10]
Các thông số yêu cầu:
– Công suất định mức: S (MVA)
– Điện áp định mức cuộn cao: Uh (kV)
– Điện áp định mức cuộn hạ: Ul (kV)
– Phía điều áp và số nấc điều áp
– Khả năng điều chỉnh điện áp của mỗi nấc: step (%)
– Tổn thất không tải: Pkt (kW)
– Công suất ngắn mạch: Pnm (kW)
– Điện áp ngắn mạch: Uk (%)
➢ Nấc biến áp quy đổi = Nấc giữa – nấc đặt
➢ Ratio (kV) = (1+qd*step)*Uh (3.6)
➢ Ratio max(pu) = (1+sonac*step)* 𝑈ℎ
➢ Ratio max(kV) = (1+sonac*step)*Uh (3.8)
➢ Ratio min(pu) = (1-sonac*step)* 𝑈ℎ
➢ Ratio min(kV) = (1-sonac*step)*Uh (3.10)
➢ Điện trở thứ tự thuận (pu):
➢ Điện kháng thứ tự thuận (pu):
➢ Điện trở và điện kháng thứ tự không (pu) có thể lấy bằng 0.8 điện trở và điện kháng thứ tự thuận (pu):
➢ Điện dẫn tác dụng GT(pu) và điện dẫn phản kháng BT(pu) được tính như sau (trong trường hợp không có số liệu có thể bỏ qua mà không ảnh hưởng nhiều đến kết quả tính toán):
– qd : Nấc biến áp quy đổi
– Ratio : Tỷ số biến áp đặt hiện tại của máy biến áp
– Ratiomax : Tỷ số biến áp đặt cực đại của máy biến áp
– Ratiomin : Tỷ số biến áp đặt cực tiểu của máy biến áp
– sonac : Số nấc điều áp của máy biến áp
– Uh (kV) : Điện áp định mức của cuộn cao áp máy biến áp
– Ul (kV) : Điện áp định mức của cuộn hạ áp máy biến áp
– Sdm (MVA): Công suất định mức của máy biến áp
– Ubase-h (kV): Điện áp cơ bản ứng với điện áp cuộn cao áp máy biến áp – Ubase-l (kV): Điện áp cơ bản ứng với điện áp cuộn hạ áp máy biến áp
Chú ý: Các công thức trên được sử dụng để tính toán cho máy biến áp hai cuộn dây có điều áp đặt ở phía cao áp Đối với máy biến có nấc điều áp ở phía hạ áp các công thức sẽ thay đổi bằng cách thay Uh, Ubase-h bằng Ul và Ubase-l, :
3.2.3 Máy biến áp ba cuộn dây
Sơ đồ thay thế máy biến áp ba cuộn dây:
Hình 3.3 Sơ đồ thay thế MBA ba cuộn dây [9]
Các thông số cần thiết để mô phỏng:
– Công suất định mức của từng cuộn: Sdm-h /Sdm-m/Sdm-l (MVA)
– Điện áp định mức cuộn cao: Uh (kV)
– Điện áp định mức cuộn trung: Um (kV)
– Điện áp định mức cuộn hạ: Ul (kV)
– Phía điều áp và số nấc điều áp
– Khả năng điều chỉnh điện áp của mỗi nấc: step (%)
– Tổn thất không tải: Pkt (kW)
– Công suất ngắn mạch cao-trung/cao-hạ/trung-hạ: P nm h m − , P nm h l − , P nm m l − (kW) – Điện áp ngắn mạch cao-trung/cao-hạ/trung-hạ: U k h m − (%), U k h l − (%), U k m l − (%) – Tổ đấu dây
➢ Điện trở thứ tự thuận (pu) của các cuộn cao-trung, cao-hạ và trung-hạ:
➢ Điện trở thứ tự thuận của các cuộn cao, trung và hạ:
➢ Điện kháng thứ tự thuận (pu) của các cuộn cao - trung, cao - hạ và trung - hạ:
➢ Điện kháng thứ tự thuận (pu) của các cuộn cao, trung và hạ:
➢ Điện trở và điện kháng thứ tự không (pu) có thể được lấy bằng 0.8 lần điện trở và điện kháng thứ tự thuận (pu):
➢ Điện dẫn tác dụng GT(pu) và điện dẫn phản kháng BT(pu) được tính như sau (trong trường hợp không có số liệu có thể bỏ qua mà không ảnh hưởng nhiều đến kết quả):
➢ Tính tỷ số biến áp nếu điều áp được đặt phía cao áp: tương tự các công thức 3.5 ~ 3.10
➢ Khi điều áp được đặt ở phía trung áp hoặc hạ áp thì tỷ số biến áp được tính bằng các công thức trên, tuy nhiên thay Uh, Ubase-h bằng Um, Ubase-m hoặc Ul,
Chú ý: Trong trường hợp không có đủ thông số về công suất ngắn mạch (khi chỉ có công suất ngắn mạch cao - trung) thì có thể lấy giá trị điện trở cao - hạ và trung
- hạ bằng một nửa giá trị điện trở cao- trung
Các số liệu cần thiết để mô phỏng máy phát điện:
– Công suất định mức của máy phát: Pđm (MW), Qđm (MVAr), Sđm (MVA) – Điện áp định mức của máy phát: Uf (kV)
– Công suất phát cực đại và cực tiểu: Pmax (MW), Pmin (MW), Qmax (MVAr),
– Các điện kháng: Xd", X0 và Xneg
– Các thông số của máy phát điện được nhập trực tiếp vào chương trình PSS/E
3.2.5 Thiết bị bù (kháng, tụ)
Kháng điện được mô phỏng bằng 1 điện kháng, ta cần biết điện cảm L của kháng Khi đó ở dạng đơn vị có tên, ta có:
𝑋 𝐾 (𝛺) = 2𝜋𝑓𝐿 (3.32) Chuyển sang hệ đơn vị tương đối:
Tương tự, tụ điện cũng được mô phỏng bằng 1 dung kháng, khi biết giá trị điện dung của tụ, ta có dung kháng trong đơn vị tương đối là:
Các thông số đặt và tính toán cho các phần tử của hệ thống điện như trên được thể hiện chi tiết trong Phụ lục đính kèm 1 – Thông số đầu vào cho các phần tử trong hệ thống điện.
Các mô hình phục vụ cho tính toán động
Các mô hình thiết bị cho mô phỏng (được đưa vào file *.dyr) bao gồm các mô hình của máy phát, mô hình bộ điều tốc, kích từ và bộ ổn định của máy phát Tất cả các mô hình này được thể hiện qua các thông số động đặc trưng, các thông số này trong thực tế được các nhà sản xuất cung cấp hoặc tham khảo từ nhiều nguồn khác nhau
3.3.1 Máy phát nhiệt điện GENROU
Hình 3.4 Sơ đồ khối của GENROU trong PSS/E [10]
Mô hình GENROU là một mô hình phổ biến để mô phỏng máy phát điện đồng bộ, thường được sử dụng để mô tả máy phát đồng bộ được kết hợp với một động cơ đồng bộ Mô hình này thường có các thành phần chính bao gồm rotor, stator, động cơ, và các thiết bị kiểm soát như AVR (Automatic Voltage Regulator) và governor (điều tốc) GENROU mô tả cả các đặc tính điện động học (như dòng điện và điện áp) và các đặc tính cơ học (như tốc độ và mô-men xoắn) của máy phát điện
3.3.2 Bộ điều tốc cho máy phát nhiệt điện TGOV1
TGOV1 trong PSSE là một mô hình điều tốc thường được sử dụng để mô hình hóa thống trị của turbine khí trong hệ thống điện Mô hình này bao gồm các tham số để mô tả phản ứng của turbine khí đối với thay đổi trong tải và điều khiển van nhiên liệu để duy trì tần số hệ thống
TGOV1 có các tham số như:
– T1: Hằng số thời gian của phản ứng của van nhiên liệu
– T2: Hằng số thời gian của phản ứng của turbine
– T3: Hằng số thời gian của phản ứng giới hạn tải
Mô hình này giúp mô phỏng cách điều tốc của turbine khí ảnh hưởng đến tần số của hệ thống và cách van nhiên liệu được điều khiển để duy trì tần số ổn định
Hình 3.5 Sơ đồ khối của TGOV1 [8]
3.3.3 Bộ điều tốc cho Turbine Khí GAST
Bộ điều tốc của turbine khí có ảnh hưởng lớn đến tần số hệ thống Turbine khí bao gồm một turbine, một máy nén trục, và một buồng đốt Không khí hỗ trợ quá trình đốt được nén qua máy nén trục Không khí này sau đó được pha trộn với nhiên liệu trong buồng đốt Hình 3.6 minh họa mô hình này bao gồm điều khiển giảm và ba hằng số thời gian: T1, T2 và T3 tương ứng với phản ứng của van nhiên liệu, phản ứng của turbine, và phản ứng giới hạn tải Mô hình này thường yêu cầu nhiều tham số hơn so với TGOV và có thể cung cấp một mô phỏng chính xác hơn về hành vi của turbine khí trong các tình huống phức tạp
Hình 3.6 Sơ đồ khối của GAST [11]
3.3.4 Hệ thống kích từ ESST4B
Mô hình này là một biến thể của mô hình Loại ST3A, với khối điều chỉnh tích phân cộng (PI) theo tỷ lệ thay thế đặc tính điều chỉnh độ trễ trong mô hình ST3A
Bộ điều chỉnh điện áp của mô hình này thường được triển khai bằng kỹ thuật số Các đặc điểm khác của bộ điều chỉnh là một cổng giá trị thấp cho chức năng giới hạn OEL, và việc điều khiển UEL và V/Hz được tổng hợp vào đầu vào của bộ điều chỉnh Điều này có nghĩa là trên một đơn vị có điều khiển PSS, PSS sẽ hoạt động nếu đơn vị đi vào điều khiển giới hạn UEL, khác với một số thiết kế trước đó có các bộ giới hạn kiểu tiếp quản Mô hình PSS thích hợp để sử dụng với mô hình kích từ ST4B là Loại PSS2B
Hình 3.7 Sơ đồ khối của ESST4B [10]
3.3.5 Mô hình nhà máy điện mặt trời
Mô hình này tương đương với bộ chuyển đổi và cách kết nối giữa nhà máy năng lượng mặt trời và hệ thống điện Nguồn dòng có điều khiển là đại lượng đại số tính toán dòng điện cần thiết đưa vào mạng đáp ứng các lệnh dòng điện tác dụng và phản kháng và dòng điện từ mô hình điều khiển điện Nguồn dòng có điều khiển này cũng kết hợp bộ logic nguồn điện áp thấp và bộ điều khiển bộ chuyển đổi hoạt động nhanh giúp giảm thiểu quá điện áp bằng cách giảm đầu ra dòng điện phản kháng Mô hình được thể hiện trong Hình 3.8 Các tín hiệu lệnh dòng điện tác dụng và phản kháng tạo ra trong mô hình điều khiển điện được mô tả trong phần sau Tín hiệu lệnh dòng điện tác dụng được khởi tạo để khớp với công suất phát từ dòng công suất sinh ra từ PV
Các bộ lọc thông thấp có độ trễ nhỏ (0,02 s) được biểu diễn hợp lý trong khung thời gian quan tâm
Logic nguồn điện áp thấp (LVPL) làm giảm dao động của hệ thống trong và ngay sau các sự cố liên tục bằng cách giới hạn dòng điện tác dụng yêu cầu về biên độ và tốc độ gia tăng Trong điều kiện hoạt động bình thường, điện áp đầu cuối được chặn cao hơn điểm ngắt do người dùng chỉ định (brkpt) và do vậy sẽ không có các giới hạn trên Khi điện áp giảm xuống dưới điểm ngắt trong khi xảy ra sự cố, giới hạn dòng sẽ được tính toán và áp dụng Khi điện áp thấp hơn điểm giao nhau 0 do người dùng chỉ định (zerox), giới hạn sẽ trở thành 0 Giới hạn tốc độ tăng dòng do người dùng chỉ định (rrpwr) là giá trị quan trọng để khôi phục nguồn điện sau sự cố Trong thời gian phục hồi này, điện áp sẽ vượt quá điểm ngắt và giới hạn được loại bỏ [12]
3.3.5.2 Mô hình điều khiển công suất thực
Mô hình điều khiển này chỉ định năng lượng hoạt động được cung cấp cho hệ thống dựa trên điều kiện ban đầu của dòng điện hoặc hồ sơ năng lượng mặt trời do người dùng viết (Pord) Nó chỉ định công suất phản kháng được phân phối dựa trên đầu ra bộ điều khiển VAr giám sát (Qord) Qord có thể đến từ một mô hình riêng biệt hoặc từ chức năng mô phỏng điều khiển phản kháng và điện áp Solar CONTROL có trong mô hình điều khiển
Qord cũng có thể được giữ không đổi hoặc được xác định bằng bộ điều chỉnh hệ số công suất Mô hình bao gồm các chức năng điều khiển sau:
− Trình mô phỏng điều khiển năng lượng mặt trời
− Bộ điều chỉnh hệ số công suất
3.3.5.3 Điều khiển công suất phản kháng
Hình 3.9 Điều khiển công suất phản kháng và mô hình điều khiển điện [8]
Mô tả chi tiết hơn của bộ điều khiển công suất phản kháng được thể hiện sơ đồ khối Hình 3.10
Hình 3.10 Mô hình điều khiển công suất phản kháng [12]
Chức năng giả lập Solar CONTROL tương đương với phần điều khiển VAr giám sát của toàn bộ hệ thống quản lý nhà máy điện mặt trời (Solar CONTROL) Chức năng giám sát điện áp bus được chỉ định và so sánh nó với điện áp tham chiếu Ba tùy chọn Bus được điều chỉnh có sẵn: Bus đầu cuối, Bus từ xa do người dùng chỉ định hoặc một điểm tổng hợp trong hệ thống điện Bus cuối cùng được tổng hợp từ các phép đo điện áp và dòng điện cục bộ, và điện kháng bù Xc Bản thân bộ điều chỉnh là bộ điều khiển PI Hằng số thời gian, Tc, phản ánh độ trễ liên quan đến thời gian chu kỳ, độ trễ giao tiếp và lọc bổ sung trong các điều khiển
Phương pháp điều khiển công suất phản kháng khác có sẵn là điều khiển hệ số công suất Nó được kích hoạt bằng cách đặt pfaflg thành 1
3.3.5.4 Mô hình điều khiển điện
Mô tả chi tiết hơn của bộ điều khiển điện được thể hiện trong Hình 3.11 Mô hình này là một đại diện đơn giản của hệ thống điều khiển bộ chuyển đổi
Hình 3.11 Mô hình điều khiển điện [12] Điều khiển volt/var giám sát công suất phản kháng của máy phát, Qgen và điện áp đầu cuối, Vterm, để tính toán các dòng điện phản kháng yêu cầu IQcmd cần để đáp ứng Qcmd từ bộ điều khiển công suất phản kháng Tín hiệu Qcmd được so sánh với công suất phản kháng do bộ chuyển đổi tạo ra và sai lệch được tích hợp với độ lợi Kqi, để tạo ra điện áp tham chiếu, Vref
Do đó, công suất phản kháng yêu cầu được thực hiện thông qua điện áp tham chiếu thay đổi chậm Khối điều khiển điện áp tiếp theo là nhanh hơn đáng kể Điện áp tham chiếu được so sánh với điện áp đầu cuối thực tế và sai lệch điện áp được nhân với độ lợi và qua khâu tích phân để tính toán dòng phản kháng yêu cầu Iqcmd Do đó, sự sụt giảm điện áp đầu cuối, ví dụ, do sự cố hệ thống, dẫn đến sai lệch điện áp lớn ngay lập tức và dòng điện phản kháng yêu cầu sẽ tăng lên
3.3.5.5 Mô hình sử dụng trong PSS/E
Bộ REPCAU1: Lấy giá trị dòng điện hay công suất phản kháng trên nhánh nào đó để điều khiển phát công suất Q
Hình 3.12 Hàm truyền của bộ REPCAU1 [13]
KHẢO SÁT ỔN ĐỊNH QUÁ ĐỘ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN BẰNG PHẦN MỀM PSS/E
Mô phỏng ổn định quá độ với PSS/E
4.1.1 Phương pháp tính toán Để thực hiện phân tích ổn định quá độ cho hệ thống điện toàn quốc đề án đã sử dụng chương trình PSS/E (Power System Similator for Engineering) của hãng PTI (Mỹ) Thông qua việc mô tả các máy phát, đường dây, trạm biến áp và các phụ tải chương trình đã tự động thiết lập phương trình vi phân cho phép phân tích phản ứng của hệ thống khi có các biến động lớn xảy ra
Trong quá trình tính toán các máy phát điện được mô phỏng số hóa kèm theo hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc và hệ thống tự cân bằng Tuy nhiên, nếu các máy phát có công suất quá nhỏ và ảnh hưởng của các hệ thống điều tốc và tự cân bằng đến độ ổn định của hệ thống là rất nhỏ thì theo lý thuyết sai số cho phép có thể bỏ qua các hệ thống này Đối với các phụ tải có chứa nhiều động cơ phải được miêu tả sự phụ thuộc của phụ tải đến tần số và điện áp trong lưới
4.1.2 Kịch bản khảo sát ổn định quá độ
Thời gian cắt sự cố có ảnh hưởng đến tính ổn định của hệ thống Thời gian cắt sự cố của hệ thống phải đảm bảo nhỏ hơn thời gian cắt tới hạn để hệ thống ổn định Tuy nhiên, do nhiều yếu tố ảnh hưởng đến việc đóng cắt các máy cắt ở cấp điện áp lớn (cấp điện áp 220-500 kV) như thời gian dập hồ quang, sai số trong chỉnh định relay, thời gian trễ trong việc truyền tín hiệu đóng cắt sự cố Vì vậy, trong tính toán ổn định cho hệ thống điện Việt Nam, thời gian loại trừ sự cố sẽ được lấy theo thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính, theo thông tư 30/BCT-ĐL:
80 mili giây với cấp 500 kV và 100 mili giây với cấp 220 kV
Quá trình tính toán ổn định quá độ được mô phỏng theo các dạng khảo sát với trình tự của trong mỗi khảo sát như sau:
– Khảo sát : Ngắn mạch 1 pha chạm đất và tự đóng lại thành công:
+ Mô phỏng chế độ xác lập trước khi xảy ra sự cố (chạy chế độ xác lập đến 2 giây)
+ Mô phỏng sự cố ngắn mạch: Mô phỏng ngắn mạch một pha chạm đất xảy ra trên đường dây ở thời điểm t = 2 giây, thời gian loại trừ sự cố t0 = 80 mili giây (đối với lưới 500 kV) hoặc 100 mili giây (đối với lưới 220 kV)
+ Sau thời gian t + t0 đoạn đường dây bị sự cố được thay bằng giá trị trở kháng hai pha tương đương để thể hiện điều kiện mở một pha
+ Thời gian trễ (dead time) sử dụng trong tính toán là tI = 600 mili giây Đây là thờỉ gian trung bình cần thiết để triệt tiêu hồ quang thứ cấp tại điểm ngắn mạch
+ Sau thời gian t = 2 + t0 + tI giây, giá trị trở kháng của đoạn đường dây bị sự cố được khôi phục lại giá trị ban đầu (thể hiện tự đóng lại một pha thành công)
+ Thời gian mô phỏng hệ thống kéo đài tới 25 giây để kiểm tra ổn định – Khảo sát : Ngắn mạch 3 pha và cắt đường dây sự cố
+ Mô phỏng chế độ xác lập trước khi xảy ra sự cố (chạy chế độ xác lập đến 2 giây)
+ Mô phỏng sự cố ngắn mạch: Mô phỏng ngắn mạch 3 pha xảy ra trên đường dây ở thời điểm t = 2 giây bằng cách thay điện dẫn tại điểm ngắn mạch bằng điện dẫn sự cố Thời gian loại trừ sự cố t0 = 80 mili giây (đối với lưới 500 kV) hoặc 100 mili giây (đối với lưới 220 kV);
+ Sự cố được loại trừ tại t = t + t0 bằng cách cắt đường dây sự cố;
+ Thời gian mô phỏng hệ thống kéo dài tới 25 giây để kiểm tra ổn định – Khảo sát : Một tổ máy phát công suất lớn của hệ thống dừng phát đột ngột
+ Mô phỏng chế độ xác lập trước khi xảy ra sự cố (chạy chế độ xác lập đến 2 giây)
+ Mô phỏng sự cố ngừng tổ máy phát: Mô phỏng dừng 1 máy phát ở thời điểm t = 2 giây bằng cách “Disconnect machine”
+ Thời gian mô phỏng hệ thống kéo dài tới 25s để kiểm tra ổn định Độ ổn định của hệ thống sẽ được xác định bởi việc đánh giá góc lệch pha tương đối giữa các suất điện động của các máy phát, điện áp lưới, tần số của hệ thống và độ suy giảm biên độ dao động khi các sự cố sau đây xảy ra:
– Sự cố ngắn mạch 1 pha chạm đất và tự đóng lại thành công
– Sự cố ngắn mạch 3 pha trên đường dây truyền tải dẫn đến cắt đường dây sự cố;
– Sự cố mất một tổ máy hoặc một cụm tổ máy lớn nhất trong hệ thống Độ suy giảm dao động góc của các máy phát phải có giá trị đủ lớn sao cho góc lệch pha của các tổ máy phát này không vượt quá 15% so với giá trị ban đầu sau khoảng thời gian 20 giây - kể từ khi có một thành phần trong hệ thông điện bị tách khỏi hệ thống hoặc có sự cố trong hệ thống điện (góc lệch pha thay đổi không quá
4.1.3 Quy trình thực hiện khảo sát ổn định quá độ trong PSS/E
– Bước 1 : Để thực hiện tính toán hệ thống điện, cần có một bộ dữ liệu xác lập (gồm các nút, các tổ máy phát, phụ tải, đường dây, …)
Mở chương trình PSS/E 33; File → Open → chọn file dữ liệu cần phân tích (*.sav)
– Bước 2: Tính toán trào lưu công suất
Thực hiện : File → Power Flow → Solution → Solve
Hoặc sử dụng các lệnh sau:
+ FNSL: Chạy trào lưu, kiểm tra sự hội tụ
+ ORDR: Sắp xếp lại ma trận
+ FNSL: Chạy trào lưu, kiểm tra sự hội tụ lần nữa
– Bước 3: Chuyển đổi thành mô hình hợp lệ trong tính toán ổn định Sử dụng các lệnh sau
+ CONL ALL: Lệnh này chuyển đổi tất cả hằng số P,Q phụ tải (MW,MVAR) thành dòng điện và điện dẫn(tổng trở) cố định
+ CONG: lệnh này chuyển đổi máy phát ở file tính toán trào lưu thành mô hình cho phân tích ổn định
+ ORDR: lệnh này luôn theo sau lệnh CONG, để sắp xếp lại các thay đổi bởi lệnh CONG và nó loại ra khỏi hệ thống các nút cân bằng
+ FACT: Lệnh chuẩn bị ma trận cho phân tích, tối giản ma trận tổng dẫn (Y) thành ma trận tam giác
+ TYSL: Tính toán lưới điện (đối với ma trận Y)
+ SAVE: Ghi lại các thay đổi ở trên Ta nên SAVE với tên khác File mới này chỉ dùng cho phân tích ổn định, và những bước chuyển đổi để phân tích ổn định không cần phải thực thi chuyển đổi mỗi khi muốn vào chương trình tính ổn định
– Bước 4: Tính toán ổn định quá độ
+ Tạp bộ dữ liệu động : Cửa sổ Dynamics Tree View → Devide Models → Nhập thông số vào các thiết bị : Machine / Wind Machine / Induction
Machine / Load / Branch / … Việc khai báo số liệu máy phát phải có sự tương thích giữa file số liệu tính toán trào lưu công suất và file số liệu mô phỏng thiết bị các máy phát
+ Hoặc nhập bộ dữ liệu đã biên soạn sẵn dưới dạng *.dyr
– Bước 5: Chọn thành phần cần khảo sát
Chọn kênh cần quan sát : Dynamics → Channel Setup Wizard
Hoặc sử dụng các lệnh sau:
+ CHAN: chọn kênh cần quan sát PSS/E 33 cho phép ta quan sát tối đa 35 kênh, những kênh quan trọng cần thiết là: 1 (=ANGLE, góc δ của máy phát);
2 (=PELEC, công suất điện của máy phát); 4 (=ETERM, điện áp đầu cực máy phát); 12 (= BSFREQ, độ lệch tần số); 13 (=VOLTAGE, điện áp thanh cái khảo sát); 15 (=FLOW(P), công suất thực trên nhánh
+ SNAP: Lưu lại file dạng Snapshoot để truy xuất nhanh
+ STRT : chạy kiểm tra dữ liệu điều kiện đầu, sau quá trình tự động kiểm tra chương trình yêu cầu ta nhập file sẽ xuất ra, ta dùng file này để phân tích khảo sát dựa vào chương trình hiển thị đồ hoạ biến thiên thông số PSSPLT Các đồ thị về các thông số yêu cầu bởi lệnh CHAN sẽ được xuất hiện khi sử dụng PSSPLT
– Bước 6: Thực hiện mô phỏng các sự cố
+ Chọn các dạng sự cố và vị trí áp dụng sự cố hoặc xóa sự cố đã đặt :
+ Tính toán ổn định động trong trường hợp áp dụng các sự cố: Dynamics →
Simulation → Perform Simulation, chọn file lưu dự liệu tính toán Channel output file (*.out) và thời gian mô phỏng
– Bước 7: Xem xét hiển thị kết quả bằng cách mở file output đã lưu (*.out)
Nhận xét: nếu sau thời gian 10s, các thông số đi vào trạng thái xác lập thì xem như hệ thống điện đảm bảo được yêu cầu ổn định quá độ, nếu không thì phải tìm cách giải quyết: cải thiện thời gian tác động của các thiết bị bảo vệ, phân chia lại tải, nguồn công suất để hạn chế dòng ngắn mạch,…
Khảo sát ổn định quá độ cho mạng điện chuẩn
Để kiểm chứng tính đúng đắn của việc khai thác PSS/E cùng với mô hình của các phần tử được trình bày ở trên cho khảo sát ổn định quá độ, đề tài tiến hành khảo sát mạng điện IEEE 9 nút Để kiểm chứng việc khai thác PSS/E, học viên đã xây dựng mạng điện IEEE 9 nút có tích hợp nguồn điện gió, thực hiện tính toán trào lưu công suất và khảo sát ổn định quá độ của mạng điện này
Kết quả thu được sẽ được đối chiếu với kết quả trong Tài liệu “Transient Stability Analysis in Power Systems Integrated with a Doubly-Fed Induction Generator Wind Farm” được nhóm nghiên cứu thuộc trường Đại học Thessaly thực hiện và sử dụng trong hội nghị Hội nghị quốc tế lần thứ 11 về Thông tin, Trí tuệ, Hệ thống và Ứng dụng (IISA) năm 2020 tại Piraeus, Hy Lạp [18]
Hình 4.1 Mô hình mạng điện IEEE 9 nút có tích hợp trang trại điện gió [18]
Cho ngắn mạch 3 pha tại nút đường dây 5-4 gần nút 5 vào thời gian t=1s, thời gian loại trừ sự cố là 0,75s, tại đây sự cố được loại trừ và ngắt mạch đường dây bị sự cố Sau 1s từ lúc loại trừ sự cố, đường dây bị sự cố được đưa quay lại vận hành Tổng thời gian thực hiện khảo sát là ts
Thông số mô hình được cho trong các bảng ở Hình 4.3 và các thông số của các mô hình động được cho chi tiết trong Phụ lục đính kèm 3
Bảng 4.1 Trào lưu công suất mạng điện IEEE 9 nút [18]
Nút Tên Nút Điện áp
Tên Vùng Điện áp (đvtđ)
Bảng 4.2 Công suất các máy phát của mạng điện IEEE 9 nút theo tài liệu hội thảo [18]
4.2.1 Kết quả khảo sát ổn định quá độ mạng điện IEEE 9 nút
– Các giá trị về công suất và điện áp của các nhà máy điện trong hệ thống khi thời gian giải trừ sự cố là 0,75s [18]:
Hình 4.2 Công suất tác dụng của các máy phát trong mạng điện (Bài báo đối chiếu [18] và đề tài thực hiện)
Dạng sóng của công suất tác dụng của các máy phát do đề tài thực hiện (ảnh bên dưới) có dạng tương tự với kết quả trình bày ở bài báo đối chiếu (ảnh bên trên)
Công suất tác dụng của các máy phát truyền thống dao động lớn khi hệ thống có sự cố và ổn định chậm sau khi sự cố được loại trừ
Công suất tác dụng của máy phát điện gió có dao động ít và phục hồi nhanh hơn
Hình 4.3 Công suất phản kháng của các máy phát trong mạng điện (Bài báo đối chiếu [18] và đề tài thực hiện)
Dạng sóng của công suất phản kháng của các máy phát do đề tài thực hiện (ảnh bên dưới) có dạng tương tự với kết quả trình bày ở bài báo đối chiếu (ảnh bên trên) Công suất phản kháng dao động khi hệ thống có sự cố và ổn định nhanh sau khi sự cố được loại trừ Nhà máy điện gió có công suất phản kháng nhỏ và dao động không đáng kể
Hình 4.4 Điện áp của các nút máy phát trong mạng điện (Bài báo đối chiếu
[18] và đề tài thực hiện)
Dạng sóng của điện áp của các máy phát do đề tài thực hiện (ảnh bên dưới) có dạng tương tự với kết quả trình bày ở bài báo đối chiếu (ảnh bên trên) Điện áp của các nút dao động khi hệ thống có sự cố và ổn định nhanh sau khi sự cố được loại trừ Máy phát điện gió có biên độ dao động khi có sự cố lớn hơn các máy phát truyền thống
– Các giá trị về công suất và điện áp của các nhà máy điện trong hệ thống khi thời gian giải trừ sự cố lớn hơn 0,75s:
Hình 4.5 Công suất tác dụng của các máy phát trong mạng điện (Bài báo đối chiếu [18] và đề tài thực hiện)
Dạng sóng của công suất tác dụng của các máy phát do đề tài thực hiện (ảnh bên dưới) có dạng tương tự với kết quả trình bày ở bài báo đối chiếu (ảnh bên trên) Công suất tác dụng của các máy phát truyền thống có biên độ dao động lớn ngay cả khi sự cố đã được loại trừ Máy phát điện gió có công suất dao động nhỏ hơn Hệ thống không ổn định trong việc duy trì công suất tác dụng
Hình 4.6 Công suất phản kháng của các máy phát trong mạng điện (Bài báo đối chiếu [18] và đề tài thực hiện)
Công suất phản kháng của các máy phát do đề tài thực hiện (ảnh bên dưới) có dạng sóng tương tự với kết quả trình bày ở bài báo đối chiếu (ảnh bên trên)
Công suất phản kháng các máy phát truyền thống vẫn có biên độ lớn ngay cả khi sự cố đã được loại trừ Máy phát điện gió có công suất dao động nhỏ hơn Hệ thống không ổn định trong việc đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng
Hình 4.7 Điện áp của các nút máy phát trong mạng điện (Bài báo đối chiếu
[18] và đề tài thực hiện) Điện áp của các máy phát do đề tài thực hiện (ảnh bên dưới) có dạng sóng tương tự với kết quả trình bày ở bài báo đối chiếu (ảnh bên trên) Điện áp của các nút máy phát vẫn dao động với biên độ không giảm dần, ngay cả khi sự cố đã được loại trừ Hệ thống không ổn định trong việc duy trì ổn định điện áp
Công suất tác dụng, công suất phản kháng và điện áp các dạng máy phát được thực hiện trong luận văn và trong tài liệu hội nghị có dạng sóng tương tự nhau
Thời gian cắt sự cố có ảnh hưởng lớn đến vấn đề ổn định quá độ của hệ thống điện
Như vậy, việc sử dụng phần mềm PSS/E để thực hiện nghiên cứu, tính toán ổn định quá độ đảm bảo độ tin cậy.
KHẢO SÁT ỔN ĐỊNH QUÁ ĐỘ CHO HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TÂY NAM BỘ 74 5.1 Hệ thống điện Việt Nam và hệ thống điện miền Tây Nam Bộ
Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam
Hệ thống điện Việt Nam được chia làm 3 miền xét theo phương điện địa lý: miền Bắc, miền Trung và miền Nam, liên kết giữa các miền bằng hệ thống truyền tải 500kV và 220kV
5.1.1.1 Hiện trạng phụ tải điện quốc gia
Sản lượng phụ tải toàn hệ thống năm 2023 đạt 251,25 tỷ kWh, tăng 3,52% so với năm 2022, trong đó: thành phần Công nghiệp - Xây dựng giảm 2,23% so với năm
2022, Quản lý Tiêu dùng tăng 12,88%, Thương nghiệp tăng 12,33%
Công suất cực đại năm 2023 là 46.348 MW, tăng 2,01% so với năm 2022 [20]
Bảng 5.1 Điện thương phẩm năm 2023 của EVN và các Tổng công ty Điện lực
Kế hoạch Thực hiện So sánh Năm 2023 Năm 2023 So năm 2022 So kế hoạch
II EVN bán trực tiếp 1.833 1.472 70,66% 80,31%
5.1.1.2 Hiện trạng nguồn điện quốc gia
Trước năm 2019, các nguồn điện lớn của nước ta tập trung chủ yếu ở miền Bắc (thủy điện, nhiệt điện than, …) và miền Nam (thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, …), nguồn điện ở miền Trung chủ yếu là các nguồn thủy điện vừa và nhỏ Tuy nhiên trong thời gian gần đây, dưới những chủ trương, cơ chế hỗ trợ về giá (FIT) của nhà nước, các nguồn điện năng lượng tái tạo (Điện mặt trời, điện gió, …) được đầu tư, phát triển và đưa vào vận hành giai đoạn 2019-2021 với tổng công suất cực lớn, đặc biệt là ở khu vực Miền Trung và Miền Nam Đến cuối năm 2023, tổng công suất nguồn điện (đã COD) toàn hệ thống đạt 80.556
MW, tăng khoảng 2.800 MW so với năm 2022, trong đó tổng công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo là 21.664 MW và chiếm tỷ trọng 27% Quy mô hệ thống điện Việt Nam đứng đầu khu vực ASEAN về công suất nguồn điện
Cấu trúc nguồn điện toàn quốc theo công suất đặt như sau:
Hình 5.1 Cơ cấu nguồn điện toàn quốc năm 2023 [20]
Hình 5.2 Cơ cấu điện sản xuất toàn quốc năm 2023 [20] Điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống là 280,6 tỷ kWh, tăng 4,56% Điện sản xuất và mua của EVN là 271,1 tỷ kWh, tăng 3,45% (trong đó điện sản xuất của các NMĐ thuộc công ty mẹ EVN chiếm khoảng 4,7%, các GENCO chiếm khoảng 27,8%, mua của các nguồn ngoài chiếm 57,4%)
5.1.1.3 Hiện trạng lưới điện truyền tải quốc gia
Hệ thống điện Việt Nam hiện nay đang vận hành với các cấp điện áp siêu cao áp 500kV, cao áp 220 kV- 110kV, các cấp điện áp trung áp từ 35kV tới 6kV và cấp hạ áp Phần lưới điện truyền tải 500-220kV do Tổng công ty Truyền tải điện quốc
HVTH : VĂN VĨNH PHÚC - 2170670 77 gia quản lý, phần lưới điện phân phối ở cấp điện áp 110kV và lưới điện trung áp ở các cấp điện áp từ 6kV tới 35kV do các công ty điện lực miền quản lý Trong đó lưới điện 500kV được coi là xương sống của hệ thống điện Việt Nam với 2 mạch chạy xuyên suốt từ Bắc vào Nam với tổng chiều dài trên 1500km
Bảng 5.2 Khối lượng đường dây và trạm biến áp các năm 2020-2022
Khối lượng km MVA km MVA km MVA
Nguồn : Báo cáo tổng kết năm 2022 - EVN [21]
Năm 2022 EVNNPT hoàn thành đóng điện các dự án quan trọng như: ĐD 500kV Tây Hà Nội - Thường Tín, ĐD 500kV Nho Quan - Thường Tín, ĐD 500kV Quảng Trạch - Dốc Sỏi, ĐD 500kV Quảng Trạch – Vũng Áng và Sân phân phối 500kV Quảng Trạch, ĐD 500kV Vân Phong-Vĩnh Tân và đường dây 500kV đấu nối trạm biến áp 500kV Thuận Nam vào ĐD 500kV Vân Phong-Vĩnh Tân, nâng công suất TBA 500kV Nho Quan GĐ2, nâng công suất TBA 500kV Đăk Nông, nâng công suất TBA 500kV Nhà Bè, nâng công suất TBA 500kV Ô Môn, nâng công suất TBA 500kV Sông Mây, TBA 500kV Vân Phong, TBA 500kV Long Thành có ý nghĩa quan trọng trong việc tăng cường liên kết hệ thống điện 500kV và ổn định cho hệ thống điện quốc gia, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải của khu vực Lưới điện 220kV bao gồm 19567 km đường dây và 72848 MVA dung lượng máy biến áp Một số công trình truyền tải 220 kV quan trọng đã hoàn thành trong năm
2022 như đóng điện các trạm biến áp 220 kV Bắc Quang, Cam Ranh, An Phước; đóng điện đường dây 220 kV Ninh Phước - Thuận Nam, nâng khả năng tải đường dây 220 kV Hòa Bình - Chèm và Hà Đông - Chèm
Hiện nay lưới điện truyền tải vẫn còn một số điểm đầy tải, quá tải cục bộ, chưa đáp ứng tiêu chí N-1 Các trường hợp sự cố nguồn, sự cố lưới hoặc phụ tải tăng cao thường gây quá tải các ĐZ 500kV, 220kV liên kết miền Tuy nhiên, với sự nỗ lực cố gắng, EVNNPT đã vận hành hệ thống truyền tải cơ bản an toàn, giảm thiểu tối đa sự cố.
Kế hoạch phát triển hệ thống điện Việt Nam
5.1.2.1 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc
Dựa theo Quy hoạch điện VIII về vấn đề đảm bảo an ninh năng lượng, với mục tiêu cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế - xã hội với mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 7%/năm trong giai đoạn
2021 - 2030, khoảng 6,5 - 7,5%/năm trong giai đoạn 2031 – 2050 Theo đó, kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện và điện sản xuất nhập khẩu như sau:
– Điện thương phẩm: Năm 2025 khoảng 335,0 tỷ kWh; năm 2030 khoảng 505,2 tỷ kWh; đến năm 2050 khoảng 1.114,1 - 1.254,6 tỷ kWh
– Điện sản xuất và nhập khẩu: Năm 2025 khoảng 378,3 tỷ kWh; năm 2030 khoảng 567,0 tỷ kWh; đến năm 2050 khoảng 1.224,3 - 1.378,7 tỷ kWh
– Công suất cực đại: Năm 2025 khoảng 59.318 MW; năm 2030 khoảng 90.512 MW; đến năm 2050 khoảng 185.187 - 208.555 MW
5.1.2.2 Phương án phát triển nguồn điện Định hướng phát triển:
Phát triển đồng bộ, đa dạng hóa các loại hình nguồn điện với cơ cấu hợp lý để đảm bảo an ninh năng lượng, nâng cao tính tự chủ của ngành điện, giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu
– Tiếp tục đẩy mạnh phát triển các nguồn năng lượng tái tạo (thủy điện, điện gió trên bờ và ngoài khơi, mặt trời, sinh khối ), năng lượng mới, năng lượng sạch (hydro, amoniac xanh ) phù hợp với khả năng bảo đảm an toàn hệ thống với giá thành điện năng hợp lý, đặc biệt là các nguồn điện tự sản, tự tiêu, điện mặt trời mái nhà
– Khai thác và sử dụng hiệu quả các nguồn năng lượng hóa thạch trong nước kết hợp với nhập khẩu: Giảm dần tỷ trọng nhiệt điện than, ưu tiên phát triển điện khí trong nước, phát triển các nguồn điện khí LNG nhập khẩu với quy mô phù hợp Thực hiện chuyển dịch năng lượng bám sát xu thế phát triển công nghệ và giá thành trên thế giới
– Phát triển nguồn điện cân đối theo vùng, miền, hướng tới cân bằng cung - cầu nội vùng Bố trí hợp lý các nguồn điện ở các địa phương trong vùng nhằm khai thác hiệu quả các nguồn điện, đảm bảo tin cậy cung cấp điện tại chỗ, giảm tổn thất kỹ thuật, giảm truyền tải điện đi xa
– Phát triển nguồn điện mới với công nghệ hiện đại đi đôi với đổi mới công nghệ các nhà máy đang vận hành Tiến tới dừng hoạt động với các nhà máy không đáp ứng tiêu chuẩn môi trường
– Đa dạng hóa các hình thức đầu tư phát triển nguồn điện nhằm tăng cường cạnh tranh, nâng cao hiệu quả kinh tế
– Đẩy nhanh phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối ), tiếp tục gia tăng tỷ trọng của năng lượng tái tạo trong cơ cấu nguồn điện và điện năng sản xuất
+ Đến năm 2030, công suất điện gió trên bờ đạt 21.880 MW (tổng tiềm năng kỹ thuật của Việt Nam khoảng 221.000 MW)
+ Đến năm 2030, công suất điện gió ngoài khơi phục vụ nhu cầu điện trong nước đạt khoảng 6.000 MW; quy mô có thể tăng thêm trong trường hợp công nghệ phát triển nhanh, giá điện và chi phí truyền tải hợp lý Định hướng đến năm 2050 đạt 70.000 - 91.500 MW
+ Từ nay đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện mặt trời dự kiến tăng thêm 4.100 MW; định hướng đến năm 2050, tổng công suất 168.594 - 189.294 MW, sản xuất 252,1-291,5 tỷ kWh
– Khai thác tối đa tiềm năng các nguồn thủy điện (tổng tiềm năng của Việt Nam khoảng 40.000 MW) trên cơ sở bảo đảm môi trường, bảo vệ rừng, an ninh nguồn nước Nghiên cứu mở rộng có chọn lọc các nhà máy thủy điện hiện có để dự phòng công suất; khai thác thủy điện trên các hồ thủy lợi, hồ chứa nước để tận dụng nguồn thủy năng Tới năm 2030, tổng công suất các nguồn thủy điện, bao gồm cả thủy điện nhỏ dự kiến đạt 29.346 MW, sản xuất 101,7 tỷ kWh Định hướng năm 2050, tổng công suất đạt 36.016 MW, sản xuất 114,8 tỷ kWh
+ Phát triển các nhà máy thủy điện tích năng với quy mô công suất khoảng 2.400 MW đến năm 2030 để điều hòa phụ tải, dự phòng công suất và hỗ trợ tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo với quy mô lớn
+ Pin lưu trữ được phát triển khi có giá thành hợp lý, bố trí phân tán gần các trung tâm nguồn điện gió, điện mặt trời hoặc các trung tâm phụ tải Đến năm
2030 dự kiến đạt công suất khoảng 300 MW
+ Định hướng đến năm 2050, công suất thuỷ điện tích năng và pin lưu trữ đạt 30.650 - 45.550 MW để phù hợp với tỉ trọng cao của năng lượng tái tạo
– Ưu tiên, khuyến khích phát triển các nhà máy điện đồng phát, nhà máy điện sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, các sản phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp
– Nhiệt điện than: Chỉ thực hiện tiếp các dự án đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh và đang đầu tư xây dựng đến năm 2030 Định hướng thực
HVTH : VĂN VĨNH PHÚC - 2170670 81 hiện chuyển đổi nhiên liệu sang sinh khối và amoniac với các nhà máy đã vận hành được 20 năm khi giá thành phù hợp Dừng hoạt động các nhà máy có tuổi thọ trên 40 năm nếu không thể chuyển đổi nhiên liệu
– Nhiệt điện khí: Ưu tiên sử dụng tối đa khí trong nước cho phát điện Trong trường hợp sản lượng khí trong nước suy giảm thì nhập khẩu bổ sung bằng khí thiên nhiên hoặc LNG Phát triển các dự án sử dụng LNG và hạ tầng nhập khẩu LNG đồng bộ với quy mô phù hợp, sử dụng công nghệ hiện đại Thực hiện lộ trình chuyển đổi nhiên liệu sang hydro khi công nghệ được thương mại hóa và giá thành phù hợp
Hiện trạng hệ thống điện Miền Tây Nam Bộ
5.1.3.1 Hiện trạng nguồn điện Miền Tây Nam Bộ
Khu vực Tây Nam Bộ phần lớn được cung cấp điện từ các nguồn Nhiệt Điện trong khu vực với tổng công suất đặt khoảng 19.280 MW, trong đó chủ yếu là nhà máy Nhiệt Điện Cà Mau, Nhiệt Điện Duyên Hải; Nhiệt Điện Ô Môn I, Nhiệt Điện Cần Thơ (Trà Nóc) sử dụng dầu DO nên ít được huy động do giá cao
Bảng 5.3 Danh mục các nhà máy nhiệt điện hiện hữu Tây Nam Bộ [21]
STT Nhà máy Công suất đặt (MW)
9 NMNĐ Duyên Hải III mở rộng 705,5
Ngoài ra, với tiềm năng lớn để phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, các nguồn điện gió, điện mặt trời quy mô nhỏ và các nhà máy điện sinh khối đã và đang phát triển rầm rộ, góp phần chia sẻ nguồn năng lượng sơ cấp với các nhà máy điện truyền thống Đồng thời các nguồn này cũng tạo ra nhiều thách thức đối với hệ thống điện khu vực
Bảng 5.4 Danh mục các nhà máy điện gió đang vận hành trong khu vực Tây
STT Nhà máy Công suất đặt (MW)
10 Điện Gió Kosi Bạc Liêu 40
13 Điện Gió Số 2 Sóc Trăng 29,4
14 Điện Gió Số 3 Sóc Trăng 29,4
15 Điện Gió Số 7 Sóc Trăng 29,4
STT Nhà máy Công suất đặt (MW)
17 Điện Gió Công Lý Sóc Trăng 30
27 Điện Gió VPL Bến Tre 29,4
Bảng 5.5 Danh mục các nhà máy mặt trời đang vận hành trong khu vực Tây
STT Nhà máy Công suất
9 ĐMT Trung Nam Trà Vinh 140MW
5.1.3.2 Hiện trạng phụ tải khu vực Tây Nam Bộ
Tây Nam Bộ là khu vực có nguồn phụ tải điện ở mức trung bình trong cả nước Các nguồn phụ tải được dàn trải khắp các tỉnh trong khu vực Tình hình tiêu thụ điện của khu vực Tây Nam Bộ trong thời gian gần đây được thể hiện cụ thể theo thống kê sau:
Bảng 5.6 Tình hình tiêu thụ điện các khu vực Tây Nam Bộ
Tỉnh Hạng mục Đơn vị
Tỉnh Hạng mục Đơn vị
Tỉnh Hạng mục Đơn vị
Thương phẩm MWh 6.487.570 6.283.380 6.737.090 - ĐỒNG THÁP
Nguồn: Tổng hợp từ công bố thông tin các điện lực tỉnh, thành phố 5.1.3.3 Trạm biến áp 500kV
Tổng quy mô các trạm biến áp 500kV hiện hữu khu vực khoảng 4,650MVA Thống kê các trạm biến áp 500kV trong khu vực như sau:
Bảng 5.7 Tổng hợp trạm biến áp 500kV hiện hữu khu vực Tây Nam Bộ [16]
STT Tên trạm Máy Số máy x Công suất đặt (MVA)
Hiện tại các trạm biến áp 220kV khu vực Tây Nam Bộ đóng vai trò cung cấp trực tiếp cho phụ tải 110kV, là các điểm nút tiếp nhận công suất trực tiếp từ lưới điện truyền tải cấp điện phụ tải khu vực dự án
Bảng 5.8 Tổng hợp TBA 220kV hiện hữu khu vực Tây Nam Bộ [16]
STT Tên trạm Số máy x Công suất đặt
STT Tên trạm Số máy x Công suất đặt
5.1.3.5 Đường dây 500kV và 220kV
Các ĐD 500kV khu vực Tây Nam Bộ bao gồm các đường dây liên kết với TTĐL Ô Môn, TTĐL Long Phú, TTĐL Duyên Hải và TBA 500kV Mỹ Tho với tổng chiều dài khoảng 1016km, đóng vai trò là các đường dây liên kết giữa khu vực Tây Nam Bộ và khu vực Đông Nam Bộ Các đường dây này hiện nay chủ yếu chuyển tải điện cấp cho khu vực Miền Tây Nam Bộ và đóng vai trò chủ đạo trong việc giải tỏa công suất của các TTĐL trong khu vực vào hệ thông điện quốc gia Tổng quy mô các đường dây 220kV hiện hữu khu vực Tây Nam Bộ khoảng 2240km.
Kế hoạch phát triển hệ thống nguồn điện khu vực Tây Nam Bộ
Quy mô và tiến độ các dự án điện dưới đây được thống kế dựa trên Quyết định 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023 và Quyết định 262/QĐ-TTg ngày 01/4/2024 của Thủ tướng Chính phủ về kế hoạch thực hiện Quy Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 [22]
Bảng 5.9 Danh mục các nhà máy nhiệt điện LNG khu vực Tây Nam Bộ [22]
Dự án Công suất Năm vận hành Ghi chú
LNG Long An I 1.500 2029-2030 Đạng lập FS
LNG Bạc Liêu 3.200 2027-2029 Đạng lập FS
Các vị trí tiềm năng có thể xem xét giai đoạn:
2 Các vị trí: Hiệp Phước 2, Bến Tre, Cà Mau, …
Bảng 5.10 Danh mục các nhà máy nhiệt điện than đang xây dựng trong khu vực Tây Nam Bộ [22]
Dự án Công suất Năm vận hành Ghi chú
Bảng 5.11 Danh mục các nhà máy nhiệt điện than chậm tiến độ, gặp khó khăn trong khu vực Tây Nam Bộ [22]
Dự Án Công suất Giai đoạn Ghi chú
Bảng 5.12 Danh mục nhiệt điện khí khu vực Tây Nam Bộ [22]
Dự án Công suất Giai đoạn Ghi chú
Nhiệt điện Ô Môn I 660 Đã vận hành
Sử dụng khí từ mỏ khí Lô
Quy trình khảo sát ổn định quá độ
Đề tài thực hiện khảo sát ổn định quá độ cho hệ thống điện miền Tây Nam Bộ với các khảo sát sau:
− Khảo sát 1 : Ngắn mạch 3 pha đường dây 220kV và cắt đường dây sự cố
− Khảo sát 2 : Ngắn mạch 3 pha đường dây 500kV và cắt đường dây sự cố
− Khảo sát 3: Một tổ máy phát công suất lớn của hệ thống dừng phát đột ngột Độ ổn định của hệ thống sẽ được xác định bởi việc đánh giá góc lệch pha tương đối giữa các suất điện động của các máy phát, điện áp lưới, tần số của hệ thống và độ suy giảm biên độ dao động khi các sự cố xảy ra
Nguyên nhân lựa chọn các khảo sát trên:
− Khảo sát ngắn mạch 3 pha trên đường dây 220kV và 500kV:
+ Hệ thống điện miền Tây Nam bộ có nhiều trục đường dây 220kV và 500kV huyết mạch Việc sự cố diễn ra trên các đường dây này sẽ gây ra ảnh hưởng và dao động lớn đến hệ thống điện
+ Các sự cố ngắn mạch trên đường dây 220kV, 500kV có xác xuất xảy ra trong thực tế và luôn được các nhà vận hành hệ thống điện đặc biệt chú trọng
+ Do đó đề tài thực hiện mô phỏng ngắn mạch 3 pha trên 2 dạng đường dây này của khu vực nhằm đánh giá ổn định dựa trên sự dao động các tiêu chí kỹ thuật
− Việc thay đổi công suất tổ máy gây ảnh hưởng lớn đến công suất phát, trào lưu công suất của hệ thống điện và quán tính của hệ thống điện Do đó với việc thực hiện khảo sát dừng đột ngột một tổ máy phát công suất lớn của hệ thống, các biến động rõ ràng về điện áp, tần số, góc pha của các nút máy phát và cả hệ thống sẽ giúp ích nhiều trong công tác phân tích, đánh giá ổn định hệ thống điện
− Với khảo sát tăng giảm tải:
+ Với đặc thù hệ thống điện miền Tây Nam Bộ có số lượng nút lớn, phụ tải nhỏ, phân tán và có nhiều đường dây kết nối liên tỉnh Do đó việc tăng hay giảm phụ tải đột ngột đòi hỏi phải thay đổi nhiều phụ tải cùng lúc hoặc ngắt nhiều đường dây liên đới
+ Với sự theo dõi và điều phối của đơn vị vận hành hệ thống, kịch bản thay đổi phụ tải lớn nhất thời có xác xuất xảy ra không lớn, do đó đề tài xem xét không thực hiện khảo sát này.
Các giả thuyết và cơ sở xây dựng mô hình tính toán
Dựa trên hiện trạng vận hành thực tế cũng như các nguồn năng lượng tái tạo đã đấu nối lên hệ thống điện miền Tây Nam Bộ Đề tài thực hiện tính toán mức độ xâm nhập thực tế của các nguồn điện gió và điện mặt trời cho hệ thống điện truyền tải miền Tây Nam Bộ trong năm 2023
Các giả thiết sau được xem xét khi xây dựng và khảo sát hệ thống điện miền Tây Nam Bộ bằng phần mềm PSS/E:
− Về thông số phụ tải của khu vực:
+ Phụ tải cực đại của hệ thống được tính bằng giá trị công suất cực đại của các tỉnh, thành phố trong khu vực và được quy đổi và tính toán dựa theo công suất cực đại được các công ty điện lực tỉnh, thành phố công bố (được thống kê tổng hợp trong bảng 5.6)
+ Phụ tải tại các thanh cái hệ thống điện của tỉnh, thành phố được tính tương đối dựa theo tỉ lệ của tổng công suất định mức máy biến áp trong một tỉnh, thành phố và công suất cực đại của tỉnh/thành phố ấy theo công thức sau:
Phụ tải tại thanh cái A = Công suất định mức MBA tại A x Tổng Pmba tỉnh
Phụ tải cực đại tỉnh (5.1)
Tính khả thi, chính xác:
+ Dữ liệu công suất cực đại các tỉnh được các công ty điện lực (PC) công bố thông tin hằng tháng
+ Cách tính như công thức (5.1) đảm bảo được tổng công suất phụ tải không đổi và các phụ tải được phân phối đều đến các nút phân phối
− Năm 2023, khu vực miền Tây Nam Bộ chưa có biến động lớn về lưới điện do đó đề tài xây dựng bộ thông số các nút thanh cái, các tổ máy phát, nhà máy, đường dây, máy biến áp,… dựa trên dữ liệu sơ đồ kết dây năm 2022 của A0 và được thể hiện chi tiết ở Phụ lục đính kèm 2 và Phụ lục đính kèm 3
− Để giải bài toán trào lưu công suất và tăng tính ổn định của hệ thống, các thanh cái biên 500kV, 220kV tại khu vực TPHCM và lân cận có kết nối đến lưới điện miền Tây Nam Bộ và các máy phát tại các thanh cái này được xem xét đưa vào tính toán
− Đề tài thực hiện khảo sát với kịch bản tăng dần tỉ lệ xâm nhập nguồn Điện gió vào hệ thống điện khu vực Công suất lớn nhất là bổ sung 1,5GW công suất điện gió vào các thanh cái 220kV ở các tỉnh có tiềm năng phát triển điện gió trên bờ và ngoài khơi cao như Trà Vinh, Sóc Trăng, Bến Tre, Cà Mau, Bạc Liêu
Tính khả thi, chính xác:
+ Dựa theo Quy hoạch Điện VIII [23], đến năm 2030 tổng công suất lắp đặt cả nước của các nguồn điện gió trên bờ là 21.880MW và điện gió ngoài khơi là 6.000MW Khu vực Tây Nam Bộ có đường bờ biển dài và tiềm năng phát triển điện gió lớn, do đó việc huy động thêm 1,5GW công suất điện gió là hoàn toàn khả thi
+ Trong khu vực có các nguồn điện khí hoạt động gián tiếp trong thị trường điện như điện khí Cà Mau 1, 2, điện khí Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3 và có thể huy động để bù đắp công suất trong trường hợp các nguồn điện bổ sung bị gián đoạn
− Do thiếu khuyết thông tin nên các nhà máy điện gió trong khu vực được đưa vào mô hình động ở dạng máy phát loại 3 để đồng bộ khi thực hiện khảo sát
Tính khả thi, chính xác: Với sự phát triển công nghệ của các nhà sản xuất tuabin hiện nay, các dạng máy phát loại 3, loại 4 đang phổ biến trên thị trường Các nhà máy điện gió ở Việt Nam hiện nay đa số được xây dựng trong giai đoạn 2020-
2024, do đó việc quy về sử dụng mô hình động dạng máy phát loại 3 hoàn toàn khả thi cho tính toán
− Về tỷ lệ xâm nhập: tỷ lệ xâm nhập nguồn năng lượng tái tạo sẽ được tính theo công thức sau:
Tỷ lệ xâm nhập =Tổng nguồn NLTT
Bảng 5.13 Mức độ xâm nhập nguồn năng lượng tái tạo vào hệ thống điện khu vực Tây Nam Bộ (MW)
Công suất nguồn điện Gió Cực đại (MW)
Tỉ lệ xâm nhập điện Gió (%)
Công suất nguồn điện Mặt trời Cực Đại (MW)
Tỉ lệ xâm nhập điện Mặt trời (%)
Thực hiện khảo sát
Thực hiện đã kiểm tra tính ổn định của hệ thống truyền tải miền Tây Nam Bộ với kịch bản phụ tải cực đại năm 2023 dựa trên thống kê phụ tải cực đại của các tỉnh trong khu vực trong 3 trường hợp:
− Trường hợp 1: Nguồn năng lượng tái tạo trong khu vực không phát công suất
− Trường hợp 2: Nguồn năng lượng tái tạo như hiện hữu trong khu vực phát công suất cực đại với 2 kịch bản vận hành
+ Hệ thống vận hành bình thường
+ Hệ thống vận hành ở chế độ sự cố N-1
− Trường hợp 3: Nguồn năng lượng tái tạo như hiện hữu trong khu vực phát công suất cực đại và đồng thời khảo sát hệ thống tăng thêm tỉ lệ xâm nhập của nguồn điện gió cho khu vực
Kiểm tra tính ổn định của hệ thống với các sự cố trên lưới điện truyền tải 500-220 kV
− Kịch bản cho mô phỏng ổn định quá độ là giả lập các sự cố nặng nề trong hệ thống điện bằng các thử nghiệm ngắn mạch 3 pha đường dây 220kV, đường dây 500kV và thử nghiệm dừng đột ngột tổ máy có công suất lớn
− Đề tài thực hiện khảo sát với nhiều thử nghiệm ở các đường dây khác nhau và lựa chọn trình bày các thử nghiệm tiêu biểu sau:
+ Thử nghiệm ngắn mạch 3 pha tại đường dây truyền tải công suất lớn từ trạm 220kV Cần Đước đến thanh cái 220kV của trạm 500kV Mỹ Tho
+ Thử nghiệm ngắn mạch 3 pha tại đường dây truyền tải công suất lớn từ trạm 500kV Ô Môn đến trạm 500kV Mỹ Tho
+ Thử nghiệm dừng đột ngột tổ máy có công suất lớn của hệ thống : Tổ máy 1 – NMĐ Duyên Hải 2
+ Các kết quả khảo sát với các thử nghiệm ở các đường dây khác được trình bày ở Phụ lục đính kèm 4 Độ ổn định của hệ thống sẽ được xác định bởi việc đánh giá góc lệch pha tương đối giữa các suất điện động của các máy phát, điện áp lưới, tần số của hệ thống Các quy định về ổn định tần số, góc pha:
− Thông tư 30/2019/TT-BCT sửa đổi Thông tư 25/2016/TT-BCT và Thông tư 39/2015/TT-BCT, quy định liên tục duy trì dài tần số của hệ thống điện từ 49HZ đến 51HZ
− Thông tư 25/2016/TT-BCT : Ổn định quá độ - Góc pha của roto tổ máy phát điện không được vượt quá 120 độ Dao động góc pha roto tổ máy phát điện phải được dập tắt trong khoảng 20 giây sau khi sự cố được loại trừ.