Căn cứ mô tả lưới điện 35 kV Mộc Châu nói chung và lộ 374 nói riêng trong
chương 1 kết hợp các dữ liệu thực tế do Điện lực Mộc Châu cung cấp, Mô hình mô phỏng lộ374 tương ứng xây dựng bằng phần mềm ETAP thu được như trên hình 2.
Hình 2. 5 Sơ đồ mô phỏng lộ374 lưới điện 35 kV Mộc Châu
Trong đó, 3 phần tử chính của sơ đồ bao gồm: Nguồn cung cấp chính từ hệ thống
điện thông qua TBA 110/35/22 kV Mộc Châu tại thanh cái C32 - E17.47; 03 SHP là:
Suối tân 1 , Suối Tân 2 và Sơvin; Các nhánh đường dây trên không.
2.3.2.1 Nguồn cung cấp chính
Hiện tại nguồn cung cấp chính cho lưới điện 35 kV và TBA 110/35/22 kV Mộc
Châu, điểm đấu nối tại thanh cái C32 E 17-1. Thông số được khai báo trong ETAP cụ
thểnhư sau:
- Điện áp 35 kV có điều chỉnh ± %
- Công suất ngắn mạch Ssc = 300 MVA
2.3.2.2 Nguồn SHP
Các SHP được kết nối tại các vị trí khác nhau trên lộ 374, thông sốđịnh mức các
Bảng 2. 1 Thông số nguồn
ID Rating Rated kV Cosφ
Tên gọi Pđm Uđm Cosφ
Gen1-ST1.1 0,8 MW 6,3 0,85 Gen1-ST1.2 0,8 MW 6,3 0,85 Gen1-ST1.3 0,8 MW 6,3 0,85 Gen2-ST2.1 2 MW 6,3 0,85 Gen2-ST2.2 2 MW 6,3 0,85 Gen3-SV1 1,4 MW 6,3 0,85 Gen3-SV2 1,4 MW 6,3 0,85 MOC CHAU E17.47 35
Tuy nhiên, trong các điều kiện vận hành thực tế khác nhau thì các máy phát có thể được điều chỉnh một cách phù hợp. Phương thức vận hành có điều chỉnh máy phát SHP
được xem là bài toán vận hành nhằm đáp ứng các mục tiêu khác nhau trong thực tế. Ví dụ:
- Đáp ứng quy trình vận hành theo luật điều tiều (điều tiết tháng, mùa, năm,...).
- Đáp ứng huy động công suất giờcao điểm. - Đáp ứng về nâng cao chất lượng điện áp.
- Đáp ứng tối đa công suất tác dụng (MW) trong điều kiện nguồn nước có giới hạn.
Để thực hiện được các mục tiêu trên, cần nhắc lại một số lý thuyết cơ bản vềđiều khiển thủy điện nói chung và thực hành trong ETAP như sau:
Thông thường các SHP sử dụng loại máy phát loại đồng bộ công suất từ nhỏđến
vừa (0,5 ÷ 5) MW tốc độ đồng bộ 3000v/ph hoặc 1500 v/ph. Về nguyên lý phát điện
không có gì khác so với các loại máy phát đồng bộthông thường. Điều cơ bản muốn nói
ở đây là điều khiển công suất phát như thếnào đểđáp ứng nhu cầu đối với lưới điện. Cơ
sởcho điều chỉnh công suất phát trong trường hợp này dựa trên nguyên lý vận hành máy phát:
-Nguyên tắc điều chỉnh công suất tác dụng phát ra bằng cách điều chỉnh lưu lượng
- 29 -
Hình 2. 6 Nguyên tắc điều chỉnh công suất tác dụng, [8]
-Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng phát ra bằng cách điều chỉnh kích từmáy phát như biểu đồ trên hình 2.7
Hình 2. 7 Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng, [8]
Hai nguyên tắc trên áp dụng cho điều chỉnh công suất phát của các máy máy phát thủy điện được ETAP hướng dẫn bởi đồ thị trên hình 2.8
Hình 2. 8 Đồ thịhướng dẫn chọn điểm vận hành máy phát điện trong Etap, [8]
Trong đó, phạm vi trong đường bao màu đỏ là giới hạn vận hành thông thường,
vượt khỏi phạm vi này máy phát có thể nóng quá mức cho phép đồng thời mất tính linh hoạt điều khiển. Khảnăng thu công suất phản kháng của máy phát bị hạn chếhơn so với khảnăng phát ra. Trong vận hành, máy phát tương tựnhư một nút (bus) nguồn và có thể được lựa chọn cài đặt theo 04 chếđộ cơ bản như trên hình 2.11:
Hình 2. 9 Cửa sổcài đặt máy phát thủy điện
Tùy theo yêu cầu cụ thể, người vận hành lựa chọn chếđộ vận hành cho phù hơp, trong đó:
- 31 -
Về nguyên tắc, các máy phát điện nói chung thường được đặc trưng bởi 4 đại lượng
cơ bản, đó là: Công suất tác dụng P (MW), công suất phản kháng Q (MVAr), biên độ điện áp và góc pha điện áp. Trong đó có 2 đại lượng độc lập, 2 biến còn lại là 2 biến phụ
thuộc được xác định bởi phương trình ràng buộc chính tắc. Từ một quan điểm thuần tuý toán học, bất kỳ 2 biến có nào đều thểđược chỉ định trước. Ví dụ: chọn giá trị đặt cho
biên độ và góc pha điện áp là lượng đặt thì giá trị công suất tác dụng và và công suất
phản kháng là các biến điều khiển (tính được). Cụ thể trong Etap hướng dẫn như sau
[8]:
Chếđộ swing (cân bằng): Chọn giá trị điện áp U và góc pha điện áp δ, tương ứng các giá trị P,Q sẽđược tính đểđáp ứng cho lượng đặt.
Chếđộ Votagy Control: Chọn giá trị điện áp U và Công suất P, tương ứng các giá trị Q góc pha điện áp δ sẽđược tính đểđáp ứng cho lượng đặt.
Chếđộ MVAr Control: Chọn giá trị công suất Q và Công suất P. Tương ứng
các giá trị V góc pha điện áp δ sẽđược tính đểđáp ứng cho lượng đặt.
Chếđộ PF Control: Chọn giá trị hệ số Công suất PF và công suất P. Tương
ứng các giá trịQ góc pha điện áp δ sẽđược tính đểđáp ứng cho lượng đặt.
2.3.2.3 Phụ tải và thông số, [7]
Các phụ tải trong lộ 374 Mộc Châu phần lớn là phụ tải dân sinh, trong đó có cả
phụ tải một pha và phụ tải ba pha. Trong phạm vi của luận văn không nghiên cứu chi tiết đến lưới điện 0,4 kV nên các phụ tải được quy đổi vềphía sơ cấp 35 kV của các máy biến áp phân phối. Như đã phân tích tại chương 1 vềđặc điểm của phụ tải lưới điện miền núi nói chung và lộ 374 Mộc Châu nói riêng có 2 trạng thái cực hạn là:
- Chếđộ phụ tải cực đại: Smax = 100%SđmBA
- Chếđộ phụ tải cực tiểu: Smin = 20%SđmBA
Cụ thể, sốlượng các phụ tải và các thông sốcơ bản kèm theo được khai báo trong
Bảng 2. 2 Sốlượng phụ tải và các thông sốcơ bản
2.3.2.4 Đường dây trên không và thông số cơ bản, [7]
Trong lộ 374 Mộc Châu hầu hết áp dụng hệ thống đường dây trên không kiểu lộ đơn, sử dụng loại dây dẫn trần AC và AAAC (được quy đổi về tiêu chuẩn IEC). Trên sơ đồ mô phỏng, đường dây được xét tới điều kiện thực tế của huyện Mộc Chau về: độ cao so với mực nước biển, vĩ độ, tốc độ gió, nhiệt độ môi trường, khí hậu,...Sốlượng các
Number ID Rating Rated kV Number ID Rating Rated kV
1 A MAI.2 31,5 kVA 35 59 NA BAI.2 180 kVA 35
2 BAN NHUNG II.2 100 kVA 35 60 NA BO.2 100 kVA 35
3 BAN 83.2 100 kVA 35 61 NA CAN.2 31,5 kVA 35
4 BAN BO.2 50 kVA 35 62 NA DO.2 75 kVA 35
5 BAN CHOT.2 31,5 kVA 35 63 NA MUONG.2 100 kVA 35
6 BAN CONG.1 16 kVA 35 64 NA NGAN.2 100 kVA 35
7 BAN DAO.2 250 kVA 35 65 NA NGAN 2.2 180 kVA 35
8 BAN HAO.2 75 kVA 35 66 NA PA.2 75 kVA 35
9 BAN KHAM.2 50 kVA 35 67 NA QUYEN.1 100 kVA 35
10 BAN LOM.2 31,5 kVA 35 68 NA SAI.2 100 kVA 35
11 BAN NAN.1 25 kVA 35 69 NA TEN..2 50 kVA 35
12 BAN NHUNG.2 180 kVA 35 70 NA TRA.2 100 kVA 35
13 BAN NON.1 50 kVA 35 71 NA ÐO 2.2 180 kVA 35
14 BAN PAN.2 100 kVA 35 72 PA DI.2 50 kVA 35
15 BAN PAN..2 100 kVA 35 73 PA HOC.2 31,5 kVA 35
16 BAN ROM.1 37,5 kVA 35 74 PA LAY.2 100 kVA 35
17 BAN UN.2 50 kVA 35 75 PHIENG SANG.2 100 kVA 35
18 BAN UY.2 75 kVA 35 76 PHU KHOA.2 75 kVA 35
19 BEN KHÙA.2 75 kVA 35 77 PO TAO.2 50 kVA 35
20 BEN TRAI.1 75 kVA 35 78 PUA DINH.2 75 kVA 35
21 BO GIANG.1 100 kVA 35 79 PUA LAI.2 50 kVA 35
22 BO HIENG.2 50 kVA 35 80 PUA TA.2 50 kVA 35
23 BO HOI.2 50 kVA 35 81 QUYET TIEN.2 180 kVA 35
24 BO MONG.2 50 kVA 35 82 SAM NAM.2 100 kVA 35
25 BTS 568.2 31,5 kVA 35 83 SAN HIENG.2 50 kVA 35
26 BÀN NGAM.1 16 kVA 35 84 SAO TUA.2 100 kVA 35
27 C.CANG.2 100 kVA 35 85 SONG HUNG.2 50 kVA 35
28 C.CANG 2.2 100 kVA 35 86 SUOI BA.2 50 kVA 35
29 C.PHONG.2 50 kVA 35 87 SUOI CAU 1.2 50 kVA 35
30 CBKL MAU.2 400 kVA 35 88 SUOI CAU.2 180 kVA 35
31 CBNS C.KHOA.2 250 kVA 35 89 SUOI CAU 2.1 50 kVA 35
32 CBNS PHU KHOA.2 75 kVA 35 90 SUOI GIANG.1 100 kVA 35
33 CBNS S.KHEN.2 180 kVA 35 91 SUOI KHEM.2 160 kVA 35
34 CBNS VU THANG.2 180 kVA 35 92 SUOI KHUA.2 31,5 kVA 35
35 CH.KHOONG.2 100 kVA 35 93 SUOI LIEN.2 50 kVA 35
36 CH.KHOONG 2.2 250 kVA 35 94 SUOI MO.2 50 kVA 35
37 CHE C.KHOA.2 100 kVA 35 95 SUOI NAU.1 25 kVA 35
38 CHE TO MUA.2 180 kVA 35 96 SUOI NGA.2 75 kVA 35
39 CHE TO MUA..2 180 kVA 35 97 SUOI TON.2 31,5 kVA 35
40 CHIENG KHONG.1 50 kVA 35 98 SY LY.2 31,5 kVA 35
41 CHIENG LE 2.2 75 kVA 35 99 TA LAC.2 50 kVA 35
42 CO CAI.2 50 kVA 35 100 TA LAI 1.2 160 kVA 35
43 CO HÓ.2 50 kVA 35 101 TA LANH.2 50 kVA 35
44 CO SUC.2 100 kVA 35 102 TAI LAI 2.2 100 kVA 35
45 DOAN KET.2 180 kVA 35 103 TAM PHE.2 180 kVA 35
46 DOAN KET..2 100 kVA 35 104 TAN CA.2 160 kVA 35
47 DUC THANH.1 80 kVA 35 105 TAU DAU.2 31,5 kVA 35
48 HTX CHE VH.2 250 kVA 35 106 TCTÐ SO VIN 1.2 50 kVA 35
49 HUA PU.2 31,5 kVA 35 107 TCTÐ SO VIN 2.2 100 kVA 35
50 ke teo.2.2 20 kVA 35 108 THNAG NAM.2 31,5 kVA 35
51 KHOANG TUONG.2 100 kVA 35 109 TIEN KHU 67.2 180 kVA 35
52 KM 16.2 31,5 kVA 35 110 TIN TOC.2 50 kVA 35
53 LAM TRUONG.2 50 kVA 35 111 TO MUA.2 180 kVA 35
54 LIEN HUNG.2 100 kVA 35 112 TO NGUI.1 25 kVA 35
55 LIEN HUNG 2.2 180 kVA 35 113 TÀ PHÙ.1 37,5 kVA 35
56 MO DONG SAO TUA.21250 kVA 35 114 UBX PHIENG LUONG.2100 kVA 35
57 MO THAN S.BANG.2 250 kVA 35 115 UBX S.KHUA.2 180 kVA 35
58 MUONG TE.2 50 kVA 35 116 UBX SUOI BANG.2 100 kVA 35
- 33 -
Bảng 2. 3 Sốlượng đường dây và thông sốcơ bản
Number ID From Bus To Bus Type Rating 1 Rating 2
mm2 Number ID From Bus To Bus Type Rating 1 Rating 2
mm2
1 4/7/8/2/1 46/6/2 46/6/2/1 Line 3605 m 49,5 87 4B6/11/2 46/11/2 46/11/2/1 Line 60 m 49,5 2 4A1 C32 41 Line 5178 m 111 88 4B6/11/3 46/11/1 46/11/3 Line 2925 m 77,3 3 4A2 41 42 Line 148 m 111 89 4B6/11/3/1 46/11/3 46/11/3/1 Line 90 m 49,5 4 4A3 42 43 Line 1510 m 111 90 4B6/11/4 46/11/3 46/11/4 Line 2147 m 77,3 5 4A4 43 44 Line 1659 m 111 91 4B6/11/4/1 46/11/4 46/11/4/1 Line 20 m 49,5 6 4A5 44 45 Line 513 m 111 92 4B6/11/5 46/11/4 46/11/5 Line 1036 m 77,3 7 4A6 45 46 Line 2770 m 111 93 4B6/11/5/1 46/11/5 46/11/5/1 Line 1793 m 49,5 8 4A7 46 47 Line 20 m 111 94 4B6/11/5/2 46/11/5/1 46/11/5/2 Line 1888 m 49,5 9 4A8 47 48 Line 852 m 111 95 4B6/11/5/3 46/11/5/2 46/11/5/3 Line 2196 m 77,3 10 4A9 48 49 Line 2009 m 111 96 4B6/11/6 46/11/5 46/11/6 Line 30 m 77,3 11 4A10 49 410 Line 1089 m 111 97 4B6/11/7 46/11/6 46/11/7 Line 977 m 77,3 12 4A11 410 411 Line 1595 m 111 98 4B6/11/7/1 46/11/7 46/11/7/1 Line 274,5 m 49,5 13 4A12 411 412 Line 973 m 111 99 4B6/11/8 46/11/7 46/11/8 Line 387 m 77,3 14 4A13 412 413 Line 1079 m 111 100 4B6/11/9 46/11/8 46/11/9 Line 1256 m 77,3 15 4A14 413 414 Line 874 m 111 101 4B6/11/9/1 46/11/9 46/11/9/1 Line 20 m 49,5 16 4A15 414 415 Line 1030 m 111 102 4B6/11/9/2 46/11/9/1 46/11/9/2 Line 2460 m 49,5 17 4A16 415 416 Line 254 m 111 103 4B6/11/9/3 46/11/9/2TÐ HÒA BÌNH Line 20 m 77,3 18 4A17 416 417 Line 2171 m 111 104 4B6/11/10 46/11/9 46/11/10 Line 1672 m 77,3 19 4A18 417 418 Line 1005 m 111 105 4B6/11/10/1 46/11/10 46/11/10/1 Line 48 m 49,5 20 4A19 418 419 Line 1383 m 111 106 4B6/11/10/2 46/11/10/1 46/11/10/2 Line 2200 m 49,5 21 4A20 419 420 Line 507 m 111 107 4B6/11/11 46/11/10 46/11/11 Line 6647 m 49,5 22 4A21 420 421 Line 830 m 111 108 4B6/12 46/11 46/12 Line 591 m 77,3 23 4A22 421 422 Line 1143 m 111 109 4B6/13 46/12 46/13 Line 445 m 77,3 24 4A23 423 424 Line 851 m 111 110 4B6/13/1 46/13 46/13/1 Line 55 m 49,5 25 4A24 424 425 Line 30 m 111 111 4B6/14 46/13 46/14 Line 1824 m 77,3 26 4A25 425 426 Line 2813 m 111 112 4B6/15 46/14 46/15 Line 507 m 77,3 27 4A26 426 427 Line 668 m 111 113 4B6/15/1 46/15 46/15/1 Line 50 m 49,5 28 4A27 427 428 Line 20 m 111 114 4B6/16 46/15 46/16 Line 1180 m 77,3 29 4A28 428 429 Line 2139 m 111 115 4B6/16/1 46/16 46/16/1 Line 30 m 49,5 30 4A29 429 4A29~ Line 2939 m 111 116 4B6/17 46/16 46/17 Line 242 m 77,3 31 4B2 42 42/1 Line 865 m 49,5 117 4B6/18 46/17 46/18 Line 571 m 77,3 32 4B3 43 43/1 Line 350 m 49,5 118 4B6/18/1 46/18 46/18/1 Line 2364 m 49,5 33 4B4 44 44/1 Line 49 m 49,5 119 4B6/18/2 46/18/1 46/18/2 Line 1827 m 49,5 34 4B5/1 45 45/1 Line 35 m 49,5 120 4B6/18/3 46/18/2 46/18/3 Line 1930 m 49,5 35 4B5/2 45/1 45/2 Line 1975 m 49,5 121 4B6/19 46/18 46/19 Line 129 m 77,3 36 4B5/3 45/2 45/3 Line 30 m 49,5 122 4B6/20 46/19 46/20 Line 224 m 77,3 37 4B5/4 45/2 45/4 Line 2530 m 49,5 123 4B6/21 46/20 46/21 Line 1014 m 77,3 38 4B6 46/1 46 Line 505 m 49,5 124 4B6/22 46/21 46/22 Line 2773 m 77,3 39 4B6/1 46/2 46/1 Line 1139 m 49,5 125 4B6/22/1 46/22 46/22/1 Line 20 m 49,5 40 4B6/1/1 46/2 46/2/1 Line 30 m 49,5 126 4B6/23 46/22 46/23 Line 3051 m 77,3 41 4B6/2 46/2/2 46/2 Line 430 m 49,5 127 4B6/23/1 46/23 46/23/1 Line 285 m 49,5 42 4B6/3 46/3 46/2/2 Line 185 m 49,5 128 4B6/24 46/23 46/24 Line 939 m 77,3 43 4B6/4 46/3 46/3/1 Line 200 m 49,5 129 4B6/25 46/25 46/24 Line 1488 m 49,5 44 4B6/4/1 46/4 46/4/1 Line 30 m 49,5 130 4B6/26 46/25 46/26 Line 25 m 49,5