STT Tên Số lượng tụ bù * dung
lượng (MVAR ) Điện áp đặt tụ (KV ) 1 TBA 220kV Việt Trì 1 x 62.5 110 1 x [-50;50] 22 2 TBA 220kV Sóc Sơn 1 x 62.5 110 3 Thái Nguyên 1 x [-50;50] 22 4 TBA 220kV Chèm 40 + 62.5 110 5 TBA 220kV Vĩnh Yên 2 x 25 110
6 TBA 220kV Hải Dương 1 x 40 110
7 TBA 220kV Vân Trì 2 x 50 110 8 TBA 220kV Phố Nối 1 x 65 110 9 TBA 220kV Bắc Giang 1 x 40 110 10 TBA 220kV Mai Động 2 x 40 110 11 TBA 220kV Hà Đông 31.5 + 50 110 12 TBA 220kV Ba Chè 1 x 65 110
13 TBA 220kV Nghi Sơn 2 x 33.9 110
14 TBA 220kV Ninh Bình 1 x 55 110
15 TBA 220kV Nam Định 2 x 50.85 110
16 TBA 220kV Thái Bình 2 x 40 110
17 TBA 220kV Đồng Hòa 1 x 60 110
STT Tên Số lượng tụ bù * dung lượng (MVAR )
Điện áp đặt tụ (KV )
19 TBA 110kV Yên Phong 2 x 20 110
20 TBA 110kV Đông Anh 40 + 62.5 110
21 TBA 110kV Tía 1 x 20 110
( Nguồn [8] )
Kháng bù ngang và tụ bù dọc trên hệ thống điện 500 kV
Lưới điện 500kV: Hiện có 48 kháng bù ngang với tổng dung lương 4681 MVAR trong đó:
Có 28 kháng có máy cắt kháng tổng dung lượng 2940 MVAR
Có 20 kháng không có máy cắt kháng tổng dung lượng 1741 MVAR Tổng dung lượng tụ bù miền bắc: 1254 MVAR
03 kháng bù tại Cao Bằng (25MVAR), Hà Giang (25MAR) và Phú Quốc (40MVAR).
Phối hợp vận hành các kháng bù ngang và tụ bù dọc trên lưới điện 500kV có kết quả phân bố điện áp ổn định trong giới hạn cho phép. Tại hình vẽ dưới đây mô tả phân bố điện áp trên đường dây 500kV ở 2 chế độ vận hành của toàn hệ thống (cao và thấp điểm), ảnh hưởng của tụ và kháng đến phân bố điện áp [8].
Hình 1.20. Điện áp đường dây 500kV Bắc Nam (kV)
Điều chỉnh nấc phân áp
Tại các trạm biến áp 500kV, 220kV: Tất cả các MBA đều được trang bị thiết bị điều áp dưới tải thường đặt ở phía cao thế của MBA, trong đó có 04 trạm biến áp 220kV miền bắc được thực hiện điều chỉnh tự động (Kim Động, Thường Tín, Quảng Ninh, Đô Lương). Thực tế các bộ tự động điều chỉnh điện áp của các máy biến áp thường tách ra do điện áp trong hệ thống điện Việt Nam hiện tại chưa ổn
420 430 440 450 460 470 480 490 500 510 520 530 H Bình H Tĩnh Đ Nẵng Pleiku P Lâm Cao điểm Thấp điểm
định, vị trí các nấc phân áp bị thay đổi nhiều lần trong ngày dẫn đến bộ điều áp dưới tải chóng bị hỏng.
Tại nhà máy điện: Các nhà máy điện và các tua bin khí đều có thiết bị điều chỉnh điện áp dưới tải. Các nhà máy thủy điện được trang bị điều áp không tải, được tính toán, lựa chọn khi đưa tổ máy vào vận hành.
Trong vận hành các nấc phân áp thường xuyên được điều chỉnh để đảm bảo điện áp tại các hộ tiêu thụ nằm trong phạm vi cho phép [8].
1.6.3. Đánh giá chung về tình trạng điện áp trong HTĐ miền Bắc Việt Nam a) Các khu vực điện áp thấp: a) Các khu vực điện áp thấp:
Nhìn chung điện áp năm 2015, được giữ khá tốt. Điện áp thấp chỉ xuất hiện một số lần trong giai đoạn cuối mùa khô khi phụ tải tăng cao, các thủy điện không phát được tối đa.
- Vào các tháng 7 và 8 nắng nóng phụ tải tăng cao nên điện áp thấp tại một số TBA 110kV do đường dây dài, cấp phụ tải cuối nguồn như : Nghĩa Đàn và Quỳ Hợp, (phải mở vòng tránh quá tải AT1 Hiệp Hòa và AT2 Thường Tín) Kim Động, Hưng Yên, KCN Thăng Long, Giai Phạm, Lạc Đạo, Sài Đồng, Gia Lâm 2.
- Vào các tháng nửa đầu năm (khi chưa đưa đóng điện đường dây 220kV TĐ Tuyên Quang - Bắc Cạn - Cao Bằng) đường dây 110kV mạch vòng Thái Nguyên - Bắc Cạn – Cao Bằng – Lạng Sơn – Bắc Giang mạch đơn (350 km) và mạch vòng Lạng Sơn – Tiên Yên – Mông Dương (100km) có chiều dài lớn và cấp cho nhiều trạm 110 kV, chất lượng điện năng phụ thuộc vào Nhiệt điện Na Dương và Thuỷ điện Nho Quế. Khi tách một trong đoạn đường dây của mạch vòng hay các nhà máy điện nêu trên phát thấp thì điện áp khu vực suy giảm rất thấp vượt ngưỡng quy định cho phép chỉ còn 90 - 91 kV, khi thao tác đóng cắt kháng điện tại trạm 220 kV Cao Bằng khi mở mạch vòng 110 kV để điều chỉnh điện áp trên lưới điện khu vực gây ra dao động lớn (14-15 kV điện áp 110 kV).
- Các nút điện áp 110kV thấp do các nguyên nhân khác: Tách đường dây 110kV Thâm Móng từ ngày 15/8 đến ngày 20/8 theo yêu cầu của Điều độ Thâm Câu (Trung Quốc) để sửa chữa phải chuyển phụ tải T110 Móng Cái cấp từ nguồn
Việt Nam, điện áp T110 Móng Cái, Quảng Hà và Texhong giảm thấp 101 - 103 kV, đặc biệt có thời điểm phải tách đường dây 173 NĐ Cẩm Phả - 175 Mông Dương để NGC xử lý tướp dây đe dọa sự cố điện áp suy giảm còn 99 - 100kV, đã phải yêu cầu NĐ Cẩm Phả, T500 Quảng Ninh không điều áp 110kV theo biểu đồ tuần, T220 Hoành Bồ khóa bộ AVR, các đơn vị này điều chỉnh giữ điện áp thanh cái 110kV khoảng 118-119 kV nhằm nâng cao điện áp T110 Móng Cái, Quảng Hà và Texhong. [8][9].
b) Các khu vực điện áp cao
- Điện áp cao xuất hiện trên hệ thống điện chủ yếu vào dịp nghỉ Lễ: Tết nguyên đán và 30/4-01/5, 02/9 do phụ tải thấp nên điện áp cao thường xuyên tại các T220 Đô Lương, Cao Bằng. A1 phải tách các đường dây 220kV Đô Lương – Hưng Đông, Yên Bái – Tuyên Quang để điều chỉnh điện áp hệ thống điện miền.
- Điện áp cao xuất hiện chủ yếu tại T220 Hà Giang và Lào Cai, các trạm 110kV như Mường La, Than Uyên, Tuần Giáo, Nậm Nhùn, Thanh Thủy do đường dây dài và thuỷ điện khu vực phát cao, phụ tải khu vực thấp. Hiện nay biện pháp chủ yếu để tránh điện áp cao tại các trạm nêu trên là yêu cầu các NĐ và TĐ khu vực giảm tối thiểu phát vô công hoặc hút vô và cắt bớt các đường dây song song mạch kép nhưng giảm độ tin cậy, điều chỉnh giữ điện áp thấp thanh cái 110kV T220 Thái Nguyên và Tuyên Quang.
Theo số liệu thống kê của đơn vị quản lý, vận hành HTĐ, tổng hợp số giờ vận hành theo các ngưỡng điện áp 0.95pu (209kV), 1pu (220kV),1.05pu (231kV), 1.1pu (242kV) tại thanh cái 220kV của các trạm biến áp 220kV trong 4 tháng 5, 6, 7, 8 (phụ tải cao điểm) năm 2015 được thể hiện trong bảng sau [8][9].: