7.4. Lưới điện Việt Nam năm 2012
7.4.3. Kịch bả n2
Trong kịch bản này, rơ le khoảng cách đường Đăk Nông – Phú Lâm được điều chỉnh một chút nhằm không cho bảo vệ này tác động sớm tại thời điểm 7,89s. Kết quả mô phỏng điện áp các nút của kịch bản này được thể hiện trên Hình 7-18. Trong đó, các đường nét đứt màu xanh đánh dấu thời điểm rơ le khoảng cách tác động, đường nét đứt màu tím đánh dấu OEL tác động, đường màu vàng đánh dấu thời điểm rơ le mất đồng bộ tác động.
0 20 40 60 80 100 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 Time (s) 50 0k V b us v ol ta ge s (p u)
Tan Dinh, Phu Lam, Phu My
Hình 7-18 Điện áp các nút 500kV khu vực phía Nam, kịch bản 2.
Có thể thấy rằng với kịch bản mơ phỏng này thì quá trình sụp đổ điện áp đã xảy ra ở các nút khu vực phía Nam, sau khi hệ thống bị tách thành hai miền. Trình tự các sự kiện diễn ra như sau:
▪ Tại 2s, xảy ra sự cố ngắn mạch gần nút Tân Định 500 kV khiến điện áp các nút lân cận bị giảm mạnh. Sự cố được nhìn thấy bởi rơ le bảo vệ so lệch bảo vệ cho đường dây 500kV Di Linh – Tân Định. Rơ le bắt đầu đếm thời gian. Sau 0,01s, sự cố vẫn tồn tại trong vùng của rơ le bảo vệ nên rơ le ra lệnh cho máy cắt ở 2 đầu Di Linh 500kV và Tân Định 500kV tiến hành cắt đường dây. Sau 2,042s thì máy cắt ở 2 đầu trên đã cắt hồn toàn đường dây 500kV Di Linh – Tân Định ra khỏi hệ thống, qua đó cách li sự cố khiến điện áp được khôi phục.
▪ Tại 4,004s rơ le bảo vệ quá dòng cho đường dây 220kV Di Linh – Bảo Lộc phát hiện I > I
đặt = 900A và bắt đầu đếm thời gian. Sau 3s, do dòng điện đo được vẫn lớn hơn dòng
điện ngưỡng nên ra lệnh cho máy cắt tiến hành cắt. Đến 7,064s, đường dây 220kV Di Linh – Bảo Lộc bị cắt ra khỏi hệ thống.
▪ Do hệ thống điện miền Nam tương đối thiếu công suất phản kháng, các máy phát thường xuyên vận hành gần giới hạn kích từ khi nặng tải nên trong trường hợp này, sau khi xảy ra sự cố tại đường dây 500kV Di Linh – Tân Định, các rơ le bảo vệ quá kích từ của một số máy phát bắt đầu khởi động. Tại 41,58s, sau khi đếm đủ thời gian trễ, do điện áp kích từ vẫn vượt giới hạn nên rơ le OEL đầu tiên (tại Phú Mỹ 2.1 Gas 4) tác động. Điều này khiến cho khu vực miền Nam thiếu công suất phản kháng càng nặng nề hơn và các máy phát khác phải tăng điện áp kích từ, tiến dần đến giới hạn kích từ và có những rơ le bảo vệ q kích từ máy phát đã tác động và tác động theo dây chuyền. Kể từ thời điểm 41,58s đến 88,93s đã có tổng cộng 13 rơ le OEL tác động theo dây chuyền khiến điện áp sụp thấp.
▪ Sau khi đường dây 500kV Di Linh – Tân Định và đường dây 220kV Di Linh – Bảo Lộc bị cắt, dịng cơng suất chạy trên đường dây 500kV Đăk Nông – Phú Lâm tăng mạnh, đồng thời điện áp giảm do các rơ le bảo vệ chống quá kích từ máy phát tác động theo dây chuyền (có tổng cộng 13 rơ le OEL tác động từ 41,58s đến 88,93s) khiến quỹ tích tổng trở mà rơ le bảo vệ khoảng cách cho đường dây này đo được đi vào vùng 2 và rơ le bắt đầu đếm thời gian. Sau 0,3s, do đặc tính tổng trở vẫn nằm trong vùng tác động nên rơ le ra lệnh cho cắt máy cắt. Đường dây 220kV lộ kép Đăk Nông – Phú Lâm bị cắt ra khỏi hệ thống tại 92,177s.
-0.04 -0.02 0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 -0.01 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 t = 1 t = 2.1 t = 13 t = 90 t = 92.3
Quỹ tích tổng trở nhìn từ rơ le khoảng cách 500kV Đăk Nông -Phú Lâm-
X(pu)
R(pu)
Điểm làm việc ban đầu
Sau khi cắt Di Linh - Tân Định
Sự cố Di Linh - Tân Định
Hình 7-19 Đặc tính tổng trở nhìn từ rơ le khoảng cách 500kV Đăk Nông – Phú Lâm.
▪ Do đã mất hoàn toàn liên kết 500kV Bắc – Nam nên dịng cơng suất tập trung chạy trên đường dây liên kết cuối cùng là đường dây 220kV lộ kép Đăk Nơng – Bình Long. Tuy nhiên, dịng cơng suất quá lớn, vượt quá khả năng tải của đường dây 220kV này nên quỹ tích tổng trở đi vào vùng 2 của rơ le bảo vệ khoảng cách cho đường dây này. Sau 0,3s, do đặc tính tổng trở vẫn nằm trong vùng tác động nên rơ le ra lệnh cho máy cắt. Đường dây 220kV lộ kép Đăk Nông – Bình Long bị cắt ra khỏi lưới tại 92,564s.
-0.20 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 t = 1 t = 2.1 t = 50 t = 90 t = 92.3 t = 92.4 t = 92.5
Quỹ tích tổng trở nhìn từ rơ le khoảng cách 220kV Đắc Nơng Bình Long-
X(pu)
R (pu)
Điểm làm việc ban đầu Sau khi cắt Di Linh - Tân Định
Sự cố Di Linh - Tân Định Sau khi cắt đường 500kV
Đăk Nơng Phú Lâm
Hình 7-20 Đặc tính tổng trở nhìn từ rơ le khoảng cách 220kV Đăk Nơng – Bình Long.
▪ Như vậy, tại 92,564s, ta đã mất hoàn toàn liên kết Bắc – Nam, hệ thống bị tách miền (thể hiện qua biểu đồ góc pha tách thành 2 nhóm: nhóm nằm ngang là hệ thống máy phát miền Bắc, nhóm giảm là nhóm máy phát miền Nam).
-20 0 20 40 60 80 100 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500
All angle channels (relative)
Góc pha tương đối máy phát so với nút Hịa Bình
(độ)
Thời gian (s)
Máy phát miền Nam Máy phát miền Bắc
Hình 7-21 Biểu đồ góc pha tương đối các máy phát, kịch bản 2.
▪ Sau khi hệ thống bị tách miền tại 92,564s thì tần số miền Nam bắt đầu giảm mạnh (thấp nhất là gần 49Hz) và sau đó tăng dần lên 49,5Hz thì bị rã lưới, miền Bắc bị tăng lên (cao nhất là 51,3Hz) và sau đó miền Bắc ổn định ở 50,5Hz nhờ khả năng điều chỉnh tốt của các máy phát. Do tần số giảm nhưng chưa đủ mạnh (vẫn trên 48,5Hz) nên trong lưới điện miền Nam, hệ thống sa thải phụ tải theo tần số không kịp làm việc trước khi xảy ra sụp đổ điện áp kéo theo mất đồng bộ máy phát.
-20 0 20 40 60 80 100 -0.03 -0.02 -0.01 0 0.01 0.02
0.03 All speed channels
Tốc độ máy phát
(p.u)
Thời gian (s)
Máy phát miền Nam Máy phát miền Bắc
Hình 7-22 Biểu đồ tốc độ máy phát.
▪ Điện áp sụp mạnh, kèm theo đó là sự mất cân bằng công suất phát và công suất tải, góc pha của một số máy vượt quá giới hạn ổn định và dẫn đến hiện tượng mất đồng bộ. Từ 95,177s đến 97,096s, ta bị cắt tổng cộng 5 máy phát ra khỏi hệ thống do bị mất đồng bộ khiến điện áp càng giảm mạnh, tình trạng thiếu hụt công suất càng nặng nề. Cuối cùng, khu vực phía Nam xảy ra rã lưới ở 97,1s. Thống kê các máy phát bị cắt do rơ le chống mất đồng bộ (F78) được cho trong bảng 7.
Bảng 7.1 Thời điểm, tên và mã nút máy phát bị cắt do mất đồng bộ.
Thời gian (s) Mã nút Tên máy phát
95,17 84530 Phú Mỹ 3 Gas 3
96,87 84520 Phú Mỹ 3 Gas 2
96,89 84510 Phú Mỹ 3 Gas 1
96,90 43210 Hiệp Phước Steam 1
97,09 84440 Phú Mỹ 1 Steam 4 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 t = 1 t = 30 t = 50 t = 90 t = 92 t = 93
Quỹ tích tổng trở nhìn từ rơ le mất đồng bộ máy phát Hiệp Phước Steam 1
X(pu)
-0.15 -0.1 -0.05 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 t = 1 t = 30 t = 50 t = 90 t = 92 t = 93
Quỹ tích tổng trở nhìn từ rơ le mất đồng bộ máy phát Phú Mỹ 3 Gas 3 X(pu) R(pu) -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 t = 1 t = 30 t = 50 t = 90 t = 92 t = 93
Quỹ tích tổng trở nhìn từ rơ le mất đồng bộ máy phát Phú Mỹ 3 Gas 1
X(pu)
R(pu)
Diễn biến của điện áp (hình bên trái) và góc pha (hình bên phải) các nút 500 – 220kV khu vực phía Nam được thể hiện trong các hình vẽ dưới đây. Góc pha các nút được lấy trong hệ tương đối với nút Hịa Bình là nút tham chiếu.
t = 2s
t = 90s
t = 92,6s, đường dây 220kV Đăk Nơng – Bình Long bị cắt ra, hệ thống bị tách miền.
t = 97,1s
Một số nhận xét và kết luận cho kịch bản này như sau:
▪ Hệ thống bị tách miền muộn (92,564s) và miền Nam bị rã lưới.
▪ Khi đường dây 500kV Di Linh – Tân Định bị cắt ra, các đường dây 500kV và 220kV còn lại bị quá tải nặng nề dẫn đến điện áp giảm thấp, các máy phát càng bị quá tải công suất phản kháng. Hệ thống bảo vệ quá kích từ được khởi động và hạn chế hệ thống tự điều chỉnh kích từ của các máy phát.
▪ Sau khi rã lưới, tần số miền Bắc tăng đến 51,3Hz và dần ổn định ở 50,5Hz, Tần số miền Nam giảm xuống 49Hz và tăng dần lên 49,5Hz thì bị ra lưới hồn tồn. Q trình sụt áp diễn ra quá nhanh sau khi tách miền khi tần số chưa giảm nhiều và các rơ le sa thải phụ tải không kịp tác động.
▪ Điểm khác biệt cơ bản của kịch bản 2 so với kịch bản 1 là thứ tự cắt của bảo vệ đường dây Đăk Nông – Phú Lâm và các bảo vệ OEL. Trong kịch bản 2, do rơ le khoảng cách này tác động muộn, dẫn đến điện áp sụp thấp và các rơ le OEL phải tác động trước. Điều này dẫn đến hậu quả, khi tách miền thực sự xảy ra ở 92,564s, hệ thống miền Nam vừa thiếu khả năng điều chỉnh tần số, vừa thiếu hụt trầm trọng khả năng điều chỉnh điện áp (cung cấp công suất phản kháng), làm cho hiện tượng sụp đổ điện áp diễn ra.
7.4.4. Kết luận
Nghiên cứu này đã xây dựng được một mơ hình mơ phỏng hoàn chỉnh, cho phép nghiên cứu các sự cố nguy hiểm diễn ra trên hệ thống điện truyền tải 500 – 220kV Việt Nam. Các rơ le bảo vệ có thể tác động trong q trình q độ đều đã được xét đên, nhằm đạt được kết quả đánh giá chính xác nhất. Các kết quả mơ phỏng cho thấy, trong một vài trường hợp nhất định, việc chỉnh định các thơng số rơ le có ảnh hưởng quyết định đến diễn biến của các quá trình quá độ trong hệ thống. Tuy nhiên, cũng cần nhấn mạnh rằng đối với các quá trình diễn biến trong thời gian đủ dài (vài phút), sự can thiệp của người vận hành đôi khi cũng là một yếu tố đáng kể.
Trong một vài điều kiện cụ thể, việc tách miền sớm, kết hợp với hệ thống sa thải phụ tải sẽ làm giảm nguy cơ bị rã lưới do các máy phát vẫn còn khả năng điều chỉnh điện áp. Trong trường hợp tách miền muộn như đã nêu ở phần trên, sự kiện tách miền xảy ra khi các máy phát đã bị mất trầm trọng khả năng điều áp (do OEL) tác động, dẫn đến cắt điện lan truyền khơng kiểm sốt được.
Các kết quả mơ phỏng cho phép đánh giá được một phần mức độ tin cậy và ổn định của sơ đồ hệ thống điện Việt Nam năm 2012: khu vực phía Nam có lượng dự trữ công suất phản kháng tương đối thấp, làm tăng nguy cơ cắt điện diện rộng.