1.2.9 .Thiết bị bù ngang có điều khiển
1.6. Thực trạng điện áp và điều chỉnh điện áp trong hệ thống điện Việt nam
1.6.3. Đánh giá chung về tình trạng điện áp trong HTĐ miền Bắc Việt Nam
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].:
Bảng 1.6: Thống kê số giờ điện áp các nút vượt ngưỡng quy định vận hành năm 2015 vận hành năm 2015 STT TBA 220KV U<0.95 (pu) 0.95≤U≤1 (pu) 1<U≤ 1.05 (pu) 1.05<U ≤1.1 (pu) U>1.1 (pu)
STT TBA 220KV U<0.95 (pu) 0.95≤U≤1 (pu) 1<U≤ 1.05 (pu) 1.05<U ≤1.1 (pu) U>1.1 (pu) 2 Sơn La (giờ) 0 0 297 2414 15 3 Cao Bằng (giờ) 45 366 1394 802 0
4 Yên Bái (giờ) 0 140 1942 586 0
5 Hà Giang (giờ) 0 0 65 2319 400
6 Bảo Thắng (giờ) 13 197 2208 434 0
7 Tuyên Quang (giờ) 0 44 1841 572 0
8 Thuận Hoà (giờ) 0 25 355 2197 222
9 Bắc Kạn (giờ) 0 1 369 14 0
10 Việt Trì (giờ) 4 185 2261 191 0
11 Vĩnh Yên (giờ) 8 103 1948 848 0
12 Thái Nguyên (giờ) 0 160 2076 499 0
13 Bắc Ninh (giờ) 2 586 2149 54 0 14 Bắc Giang (giờ) 6 701 1944 161 0 15 Đồng Hoà (giờ) 0 208 2463 129 0 16 Vật Cách (giờ) 0 5 1585 965 0 17 Đình Vũ (giờ) 0 194 824 1617 0 18 Hoành Bồ (giờ) 0 0 2206 669 0 19 Tràng Bạch (giờ ) 0 40 2617 79 0 20 Mai Động (giờ) 0 504 2001 349 0 21 Hà Đông (giờ) 0 101 2009 723 0 22 Chèm (giờ) 0 281 1990 614 0 23 Thành Công (giờ) 0 143 2016 700 0 24 Sóc Sơn (giờ) 0 58 2009 772 0 25 Vân Trì (giờ) 0 265 2100 492 0
STT TBA 220KV U<0.95 (pu) 0.95≤U≤1 (pu) 1<U≤ 1.05 (pu) 1.05<U ≤1.1 (pu) U>1.1 (pu) 27 Thường Tín (giờ) 0 0 401 1342 0
27 Hải Dương (giờ) 0 435 2181 281 0
28 Hải Dương 2 (giờ ) 0 64 2524 271 0
29 Phố Nối (giờ ) 0 159 614 16 0 30 Kim Động (giờ) - - - - - 31 Thái Bình (giờ) 0 366 2330 177 0 32 Nam Định (giờ) 2 1179 1562 0 0 33 Ninh Bình (giờ) 0 368 2430 41 0 34 Phủ Lý (giờ) 0 322 2129 452 0
35 Nghi Sơn (giờ) 0 56 1893 827 0
36 Bỉm Sơn (giờ) 1 434 2085 164 0
37 Ba Chè (giờ) 0 59 2506 311 0
38 Hưng Đông (giờ) 0 3 1365 1465 0
39 Đô Lương (giờ) 0 76 1907 848 0
c. Những thuận lợi trong điều khiển điện áp
Các kháng bù ngang được trang bị máy cắt để có thể vận hành linh hoạt trong các chế độ cao, thấp điểm. Lưới điện trong từng miền liên kết mạnh, vấn đề điện áp thấp được cải thiện, có sự cố hỗ trợ các vùng.Lưới điện được trang bị các mạch sa thải phụ tải theo điện áp, tránh trường hợp sụp đổ điện áp trong các sự cố nặng nề có nguy cơ dẫn đến mất điện diện rộng.
d. Những khó khăn
Rất nhiều các tổ máy có khả năng hút công suất phản kháng rất kém. Các đường dây 500kV có khoảng cách ngắn (< 150km) không được trang bị máy cắt kháng, đây là nguồn phát công suất vô công thời gian thấp điểm đã góp phần gây
nên hiện tượng điện áp cao trên hệ thống. Các tác động điều chỉnh chủ yếu là điều chỉnh trào lưu công suất và nấc phân áp các máy biến áp 500kV. Vấn đề điện áp cao cần được đặc biệt chú ý trong các chế độ phóng điện từng đoạn đường dây và chế độ tải nhẹ. Vào thấp điểm điện áp trên hệ thống 500kV tương đối cao khi đưa cả hai mạch đường dây 500kV vào vận hành, làm cho điện áp của các hệ thống điện Bắc, Trung, Nam cũng cao theo do đó cần phải điều chỉnh nhiều nấc phân áp của các máy biến áp 500kV- nguy hiểm cho bộ đổi nấc của máy biến áp. Trong những trường hợp đặc biệt cần phải cắt 1 đoạn đường dây 500kV. Điều chỉnh điện áp trên hệ thống điện 500kV nhằm đảm bảo điện áp tại các trạm 500kV ở trong giới hạn cho phép đồng thời đảm bảo được tối thiểu tổn thất truyền tải có xét đến việc phối hợp điều chỉnh điện áp các miền thông qua việc điều chỉnh trào lưu công suất qua các MBA 500kV. Vấn đề điều chỉnh điện áp ở đây chủ yếu là điều chỉnh chống quá áp trong chế độ phóng điện từng đoạn đường dây và mọi chế độ làm việc bình thường.
Các đường dây 220kV dài, đấu nối các nguồn thủy điện cũng góp phần gây ra điện áp cao khi các NMĐ không được huy động công suất hữu công và không có khả năng chạy bù.
Chưa có công cụ điều khiển điện áp tự động trên toàn hệ thống.
Chưa có quy định về lập quy hoạch bù công suất phản kháng trên lưới truyền tải và phân phối.
Nhìn chung đối với các phương tiện điều chỉnh điện áp hiện có, điện áp trên lưới truyền tải cũng như trong lưới phân phối tương đối đảm bảo. Để đảm bảo điện áp cho phép đối với tất cả các thiết bị trên lưới và điện áp cấp cho tất cả các hộ tiêu thụ cần phải có đầu tư rất lớn vào nguồn, lưới và các trang bị bù. Đồng thời phải có những hệ thống tự động điều chỉnh điện áp tiên tiến. Những năm gần đây, EVN đã có chiến lược về nâng cao chất lượng điện áp. Trung tâm Điều độ HT điện Quốc Gia (A0) cũng đã tham gia vào việc tính toán các kế hoạch trang bị bù cho hệ thống điện Việt Nam cho vài năm tiếp theo.
Đặc điểm phụ tải hệ thống điện Việt Nam là chênh lệch công suất giữa giờ cao và thấp điểm rất lớn, đồng thời các nguồn phát và tiêu thụ công suất phản kháng còn hạn chế nên trong vận hành thường gặp khó khăn về điều chỉnh điện áp tại các giờ cao và thấp điểm.
Để điện áp các nút đảm bảo, hiện nay vào giờ cao điểm, toàn bộ các nguồn vô công trên hệ thống đã được huy động gần như tối đa. Nhiều tổ máy phát không cần huy động lấy năng lượng nhưng vẫn phải chạy để tăng cường vô công cho hệ thống. Ngược lại, vào các giờ thấp điểm, mặc dù các tụ bù ngang đã được cắt hết ra, một số máy phát điện phải hút vô công hoặc chuyển sang chế độ bù nhận vô công, điện áp một số nơi trong hệ thống vẫn cao[7].