- Câu hỏi đề nghị sinh viên trả lời trong buổi bảo vệ:
6. Cấu trúc của luận văn
3.4. Kết quả tính tốn phân bố cơng suất ở chế độ phụ tải cực đại, nguồn ĐMT phát
phát 50% cơng suất
3.4.1. Kết quả tính tốn
Kết quả tính tốn trào lưu cơng suất và tình trạng mang tải được thể hiện ở Phụ lục
III.5 và III.6.
3.4.2. Nhận xét
Công suất nhận từ hệ thống:
Nhận từ TBA 220kV Nha Trang: 187.3MW và 104.9MVar.
Nhận từ TBA 220kV Cam Ranh: 11.3MW và 25MVar.
Tổng công suất lưới nhận từ hệ thống: 198.6MW và 129.9MVar.
Bảng 3.5 Tình trạng mang tải của các đường dây và MBA trong hệ thống
Tên đường dây và máy biến áp Tình trạng mang tải Mang tải trên 90%
MBA T1 TBA 110kV Cam Ranh Phía cao áp:
Phía trung áp: 92 % 92 %
MBA T2 TBA 110kV Cam Ranh Phía cao áp:
Phía trung áp: 92 % 92 %
Mang tải trên 70%
MBA AT2 TBA 220kV Nha Trang
Mang tải trên 50%
Đường dây 220kV Nha Trang – Mã Vòng 66.6 %
MBA AT1 TBA 220kV Nha Trang Phía cao áp:
Phía trung áp: 65.6 % 63.7%
MBA AT2 TBA 220kV Nha Trang
Phía trung áp: 68.3%
MBA T2 TBA 110kV Nam Cam Ranh Phía cao áp:
Phía trung áp:
59.2% 58.1%
Đường dây BĐ Cam Ranh – nút TG 51.6%
Bảng 3.6 Điện áp tại các nút trong hệ thống
Tên nút Điện áp
(kV)
Tên nút Điện áp (kV)
TC 220kV Nha Trang 231 Đồng Đế 114.77
TC 22kV Nam Cam Ranh 23.1 Mã Vòng 114.70
TC 35kV Khánh Vĩnh 36.63 ĐMT KNCL 116.02
TC 10kV Sông Giang 2 11.55 BĐ Cam Ranh 114.90
TC 35kV Nam Cam Ranh 35.95 Vịnh Cam Ranh 115.15
TC 22kV AMI 23.1 Nam Cam Ranh 115.22
TC 22kV KNCL 23.1 TT Cam Ranh 115.18
TC 110kV-220kV Cam Ranh 115.42 TĐ Sông Giang 2 116.35
TC 35kV Cam Ranh 36.75 Tây Nha Trang 113.42
TC 22kV Cam Ranh 23.11 ĐMT ĐLMT 115.86
TC 220kV Cam Ranh 223.67 Sợi Nha Trang 116.63
TC 22 ĐMT Sông Giang 23.1 ĐMT AMI 115.92
TC 22kV Cam Lâm VN 23.1 TT Nha Trang 114.32
TC 22kV ĐLMT 23.1 Vinpear 114.25
TC 10kV Sông Giang 11.55 Bình Tân 113.39
TC 110kV-220kV Nha Trang 116.72 Đắc Lộc 115.90
Diên Khánh 115.63 Suối Dầu 115.16
Khánh Vĩnh 116.17 Cam Ranh 115.55
ĐMT CLVN 116.21 ĐMT Sơng Giang 115.79
3.5. Kết quả tính tốn phân bố công suất ở chế độ phụ tải cực đại, các nhà máy ĐMT không phát công suất (ban đêm)
3.5.1. Kết quả tính tốn
Kết quả tính tốn trào lưu cơng suất và tình trạng mang tải được thể hiện ở Phụ lục
III.7 và III.8.
3.5.2. Nhận xét
Công suất nhận từ hệ thống:
Nhận từ TBA 220kV Nha Trang: 303.5MW và 93.7MVar.
Nhận từ TBA 220kV Cam Ranh: 63.9MW và 19.9MVar.
Bảng 3.7 Tình trạng mang tải của các đường dây và MBA trong hệ thống
Tên đường dây và máy biến áp Tình trạng mang tải Mang tải trên 90%
MBA T1 TBA 110kV Cam Ranh Phía cao áp:
Phía trung áp:
91.8 % 92.7 % MBA T2 TBA 110kV Cam Ranh
Phía cao áp: Phía trung áp:
91.7 % 92.7%
Mang tải trên 70%
MBA AT1 TBA 220kV Nha Trang Phía cao áp:
Phía trung áp:
83.9% 80.7% MBA AT2 TBA 220kV Nha Trang
Phía cao áp: Phía trung áp:
89.3% 86.6%
Đường dây Mã Vòng – TT Nha Trang 79.2 %
Mang tải trên 50%
Đường dây 220kV Nha Trang – Mã Vòng 68.7 %
MBA T2 TBA Nam Cam Ranh Phía cao áp:
Phía trung áp: 59.3 % 58.1 %
Bảng 3.8 Điện áp tại các nút trong hệ thống
Tên nút Điện áp
(kV)
Tên nút Điện áp (kV)
TC 220kV Nha Trang 231 Đồng Đế 114.74
TC 22kV Nam Cam Ranh 22.47 Mã Vòng 114.76
TC 35kV Khánh Vĩnh 36.65 ĐMT KNCL 114.53
TC 10kV Sông Giang 2 11.55 BĐ Cam Ranh 114.38
TC 35kV Nam Cam Ranh 35.31 Vịnh Cam Ranh 114.21
TC 22kV AMI 22.88 Nam Cam Ranh 113.25
TC 22kV KNCL 22.91 TT Cam Ranh 113.39
TC 110kV-220kV Cam Ranh 114.49 TĐ Sông Giang 2 116.39
TC 35kV Cam Ranh 36.75 Tây Nha Trang 113.10
TC 22kV Cam Ranh 23.12 ĐMT ĐLMT 114.40
TC 220kV Cam Ranh 221.42 Sợi Nha Trang 116.79
TC 22 ĐMT Sông Giang 22.48 ĐMT AMI 114.41
TC 22kV Cam Lâm VN 22.91 TT Nha Trang 114.36
TC 22kV ĐLMT 22.88 Vinpear 114.29
TC 10kV Sơng Giang 11.55 Bình Tân 113.24
TC 110kV-220kV Nha Trang 116.88 Đắc Lộc 116.02
Diên Khánh 115.73 Suối Dầu 115.25
Khánh Vĩnh 116.22 Cam Ranh 114.39
3.6. Tổn thất công suất
Bảng 3.9: Tổn thất công suất ở các chế độ khác nhau Chế độ Tiêu chí Nguồn cực đại, tải cực đại Nguồn cực đại, tải cực tiểu Nguồn ĐMT cực tiểu, tải cực đại Nguồn ĐMT không phát, tải cực đại Tổn thất công suất tác dụng (MW) 13.4 13.4 6.1 6 Tổn thất công suất phản kháng (MVar) 78 78 45.6 53.9
Số đường dây và MBA
mang tải trên 90% 5 5 4 4
Số đường dây và MBA
mang tải trên 70% 16 16 5 9
Số đường dây và MBA
mang tải trên 50% 27 20 13 12
(Tổn thất công suất thể hiện ở Phụ lục III.9, III.10, III.11, III.12) Qua phân tích trào lưu cơng suất các chế độ khác nhau ta thấy:
Ở chế độ điện mặt trời phát công suất cực đại - phụ tải cực đại, công suất tác dụng nhận từ hệ thống là: 125.5MW.
Ở chế độ nhà máy điện mặt trời phát 50% công suất - phụ tải cực đại, công suất tác dụng nhận từ hệ thống là: 198.6MW.
Ở chế độ điện mặt trời không phát - phụ tải cực đại, công suất tác dụng nhận từ hệ thống là: 367.4MW.
Ở chế độ điện mặt trời phát công suất cực đại - phụ tải cực tiểu, công suất tác dụng nhận từ hệ thống là: -108.5MW, có nghĩa Khánh Hịa sẽ tải lên lưới lượng công suất dư thừa là 108.5MW.
Khi nhà máy điện mặt trời phát cơng suất càng lớn thì lượng cơng suất tác dụng của Khánh Hòa nhận từ hệ thống giảm đáng kể, điều này góp phần giải tỏa được áp lực thiếu hụt công suất tác dụng khi phụ tải tăng cao như hiện nay. Trạm biến áp 220/110kV Cam Ranh có nhiệm vụ chủ yếu là giải tỏa lượng công suất dư thừa do nhà máy điện mặt trời phát ra.
Ở chế độ vận hành bình thường, mặc dù bộ inverter có khả năng phát ra công suất phản kháng, tuy nhiên các nhà máy điện mặt trời được ưu tiên phát với hệ số cơng suất cosφ =1, có nghĩa là khơng phát công suất phản kháng. Khi các nhà máy điện mặt trời hoạt động phải lấy công suất phản kháng từ lưới về để cung cấp cho các thiết bị (chủ yếu là máy biến áp). Vì vậy, lượng cơng suất phản kháng nhận từ hệ thống sẽ tăng dần khi các nhà máy điện mặt trời càng phát nhiều công suất và tổn thất cơng suất phản kháng qua đó cũng tăng lên.
Khi có các nhà máy điện mặt trời phát, làm các đường dây mang tải nhiều hơn và tổn thất điện năng cũng tăng lên. Các đường dây và máy biến áp thường xuyên quá tải cần được nâng cấp bao gồm: Đường dây từ 220kV Cam Ranh – BĐ Cam Ranh có tiết diện hiện tại là ACSR-196 (10km) và ACSR-300 (6km) cần nâng cấp lên ACSR-400 để đảm bảo truyền tải công suất. Máy biến áp T1, T2 trạm 110kV Cam Ranh hiện tại là 25MVA cần nâng cấp lên 40MVA.
Điện áp của các nút ở các chế độ vận hành khác nhau đều nằm trong phạm vi cho phép.
Chương 4:
PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP TĨNH QUA ĐẶC TUYẾN P-V
4.1. Phương pháp tính tốn
4.1.1. Lý thuyết về đắc tuyến P-V
Theo tài liệu tham khảo [27]
Xét hệ thống điện đơn giản cấp điện cho phụ tải 2 từ nguồn 1 (HT: hệ thống) như Hình 4.1 trong đó tất cả các đại lượng được xét trong hệ đơn vị tương đối (pu).
Hình 4.1 Hệ thống điện đơn giản Giả sử V̇1 = V1δ1, V̇2 = V2δ2 là điện áp tại nút 1 và 2.
Chọn điện áp V̇1 làm nút điện áp tham chiếu, ta có V̇1 = V10 pu.
Theo [13], [28] ta có các cơng thức xác định cơng suất tại phụ tải 2 như sau:
P2 = −(V1.V2) X sin(δ2− δ1) = −V2 X sinδ2 (4.1) Q2 =V2cosδ2−V22 X (4.2) Từ (4.1) và (4.2) suy ra: -XP2=V2sinδ2 (4.3) V22+ XQ2 = V2cosδ2 (4.4)
Bình phương 2 vế (4.3), (4.4) và cộng 2 phương trình với nhau để khử 2, ta được phương trình trùng phương sau:
V24 + (2XQ2− 1). V22+ [(XP2)2+ (XQ2)2] = 0 (4.5)
Từ (4.5) cho phép xác định được V2 khi đã biết P2, Q2 và X với điều kiện ràng buộc V2 0. Khảo sát quan hệ PV trong các trường hợp sau:
4.1.1.1. Trường hợp cos2 = 1 (Q2 = 0):
Từ (4.5) ta có:
V24− V22+ (XP2)2 = 0 (4.6)
Với điều kiện V2 0, phương trình (4.6) có 2 nghiệm: Phương trình bậc 2 đối với V22 cho nghiệm:
{ V2a = √1+√1−4(XP2)2 2 V2b = √1−√1−4(XP2)2 2 (4.7) Khi P2 = 0 (khơng tải) thì (4.7) sẽ cho 2 giá trị của V2:
V2a = 1 Đây là chế độ bình thường.
V2b = 0 Đây là chế độ ngắn mạch tại nút 2.
Khi tăng dần phụ tải P2 từ 0 lên thì từ (4.7) cho thấy điện áp V2a sẽ giảm dần, trong khi V2b sẽ tăng dần cho đến khi gặp nhau tại 1 điểm G nào đó. Ta thể hiện 2 đường cong V2a, V2b trên đồ thị hình 4.2:
Hình 4.2 Đường cong PV tại nút phụ tải 2
Điểm G ứng với công suất giới hạn P2gh của phụ tải 2. P2gh xuất hiện khi V2a = V2b, theo (4.7) ta có: √1+√1−4(XP2gh)2 2 = √1−√1−4(XP2gh) 2 2 (4.8) Suy ra: P2gh = 1 2X (4.9) Thay P2gh trong (4.9) vào (4.7) ta sẽ xác định được điện áp giới hạn tại nút 2:
V2gh = 1
√2= 0.7071 (4.10)
Nếu P2 > P2gh thì (4.6) vơ nghiệm, khi đó hệ thống không tồn tại chế độ xác lập.
4.1.1.2. Trường hợp cos2 < 1 (Q2 0):
{ V2a = √1−2XQ2+ √1−4XQ2−4X 2P22 2 V2b = √1−2XQ2− √1−4XQ2−4X 2P22 2 (4.11)
Thay Q2 = P2tg2 vào (4.11) ta được:
{ V2a = √1−2XP2 tg2+ √1−4XP2tg2−4X2P22 2 V2b = √ 1−2XP2tg2− √1−4XP2tg2−4X2P22 2 (4.12)
Khi P2=0 ta có: V2a=1 và V2b=0, cho P2 tăng dần lên thì V2a, V2b sẽ thay đổi theo những đường cong và 2 đường cong này sẽ gặp nhau tại điểm giới hạn G khi P=Pgh và khi đó V2a V2b . Từ (4.12) suy ra:
1 − 4XP2ghtg2− 4X2P2gh2 = 0 (4.13)
Giải phương trình (4.13) xác định được 2 nghiệm P2gh, ta chọn P2gh dương:
P2gh = 1−sin2
2Xcos2 (4.14) Thay (4.14) vào (4.12) xác định được V2gh:
V2gh = √1−sin2
2cos22 (4.15) Từ (4.14) và (4.15) cho phép xác định được quan hệ giữa V2gh và P2gh
V2gh = √ P2ghXcos
2
(4.16)
Từ (4.14) và (4.15) ta nhận thấy P2gh phụ thuộc cos2, sin2 và X nghĩa là phụ thuộc tính chất phụ tải và thơng số đường dây, còn V2gh chỉ phụ thuộc tính chất phụ tải. Giả sử X=0,4pu và cos2=0.8, xét 2 trường hợp sau:
Phụ tải có tính cảm Q2 > 0 (sin2 >0): P2gh = 0,7835pu; V2gh = 0,5901pu. Phụ tải có tính dung Q2 < 0 (sin2<0): P2gh = 2,5pu; V2gh = 1,118pu.
Từ (4.12) biểu diễn mối quan hệ PV và từ (4.16) biểu diễn mối quan hệ giữa P2gh và V2gh lên đồ thị Hình 4.3.
Hình 4.3 Đồ thị quan hệ P2V2 với cos2 khác nhau
Qua khảo sát quan hệ giữa điện áp và công suất nút tải (P-V) cho thấy tồn tại điểm (P2gh, V2gh), đây chính là điểm giới hạn ổn định điện áp nút tải. Điện áp giới hạn V2gh chỉ phụ thuộc vào hệ số công suất của phụ tải mà không phụ thuộc vào điện kháng của đường dây. Trong khi đó cơng suất giới hạn P2gh phụ thuộc vào hệ số công suất của phụ tải đồng thời tỉ lệ nghịch với điện kháng của đường dây. Hệ số công suất càng bé thì cơng suất tác dụng giới hạn P2gh sẽ càng giảm, như vậy sử dụng tụ bù ngang có thể nâng cao công suất giới hạn của phụ tải.
Với hệ số công suất không đổi tăng công suất phụ tải sẽ làm cho điện áp giảm, khi P2 lớn hơn P2gh theo đồ thị Hình 4.2 và Hình 4.3 cho thấy khi đó hệ thống khơng tồn tại chế độ xác lập (hệ thống mất ổn định). Đây là cơ sở cho phép sử dụng các phần mềm tính tốn giải tích mạng điện để xây dựng miền làm việc cho phép cho nút tải trên mặt phẳng công suất, bằng cách làm nặng dần chế độ (tăng dần phụ tải cho đến khi bài tốn khơng hội tụ) để xác định toạ độ điểm giới hạn.
4.1.2. Đường cong P-V trong phần mềm PSS/E
Để tính tốn ổn định tín hiệu nhỏ cho hệ thống điện, luận văn sử dụng chương trình PSS/E của hãng PTI trên cơ sở phân tích đường cong P-V. Chức năng này dùng để tính tốn ổn định điện áp và cũng được dùng để phân tích ổn định ở trạng thái xác lập, các biến động diễn ra chậm, có thể xem là ổn định với tín hiệu nhỏ hay ổn định khi xảy ra các nhiễu động nhỏ. Một số kết quả có thể nhận được [5],[10]:
Chỉ ra điểm sụp đổ điện áp tại các nút trong hệ thống điện.
Nghiên cứu khả năng truyền tải công suất cực đại giữa các nút trước khi sụp đổ điện áp.
Xác định dung lượng các thiết bị bù công suất phản kháng (CSPK) tại các nút liên quan để ngăn sự sụp đổ điện áp.
Nghiên cứu ảnh hưởng của các máy phát, tải và các thiết bị bù công suất phản kháng trong vấn đề ổn định điện áp.
Kỹ thuật vẽ đường cong P-V trong phần mềm PSS/E dựa trên thuật toán trào lưu công suất theo phương pháp Newton-Raphson và xác định giới hạn ổn định điện áp bằng phương pháp trào lưu công suất lặp lại (RBF).
Trong chương trình PSS/E, đặc tuyến P-V được xây dựng bằng cách chọn 2 hệ thống con, công suất truyền giữa 2 hệ thống con này được tăng lên từng bước theo một
chuỗi các tính tốn dịng tải AC, trong khi các điện áp nút, ngõ ra máy phát, dịng cơng suất nhánh được giám sát. Khi đó đường cong P-V được vẽ ra khi điện áp nút được thể hiện là một hàm của việc tăng công suất truyền tải. Một hệ thống con khảo sát được định nghĩa là Study (source - nguồn) và hệ thống còn lại là Opposing (sink – hệ thống nhận công suất). Công suất truyền từ hệ thống Study sang hệ thống Opposing [10].
4.1.2.1. Cơ sở phương pháp trào lưu công suất lặp lại
Bản chất của phương pháp trào lưu cơng suất lặp lại là giải bài tốn chế độ xác lập bằng phương pháp Newton-Raphson [29] bằng cách tăng dần phụ tải cho đến khi bài tốn khơng hội tụ để xác định tọa độ điểm giới hạn. Ưu điểm của phương pháp RBF là đơn giản, dễ tính tốn và đây là phương pháp phù hợp để xác định giới hạn ổn định điện áp.
4.1.2.2. Thuật toán của phương pháp trào lưu công suất lặp lại
Sơ đồ thuật tốn phương pháp trào lưu cơng suất lặp lại được mơ tả như Hình 4.4. Các bước của thuật tốn RBF có thể được mơ tả như sau [5]:
Bước 1: Chọn trạng thái tính của lưới điện (bình thường hay sự cố), xác định mức
độ phụ tải của chế độ cơ sở.
Bước 2: Giải bài toán chế độ xác lập ở phương án cơ sở bằng phương pháp
Newton-Raphson.
Bước 3: Tính định thức ma trận Jacobi cho phương án cơ sở, nếu det(J) < 0, ghi
nhận giới hạn ổn định điện áp. Xử lý kết quả và vẽ đồ thị. Nếu det(J) > 0 thì chuyển sang bước tiếp theo.
Bước 4: Tăng cơng suất tải đang xét lên theo công thức sau:
Ppti = Ppt0i(1 + ∆Xi) Qpti = Qpt0i(1 + ∆Xi)
Công suất phát cũng tăng tương ứng, trừ nút cân bằng:
PGj = PG0j(1 + ∆Gj)
Ở đây, X là mức độ biến đổi lựa chọn và i là các nút ở một phía của hệ thống điện; j là các nút ở phía đối diện. Cịn các nút ở giữa có thể cho cơng suất khơng đổi với P = 0.
Tiếp tục tính chế độ xác lập với thông số tải đã tăng như trong bước 2. Lặp lại quá trình cho đến khi bài toán kết thúc.
4.1.3. Cách vẽ đường cong P-V trong phần mềm PSS/E
Ðể có thể sử dụng đường cong P-V để phân tích ổn định điện áp truớc tiên ta phải tạo các file subsystem, monitor, contingency.
File subsystem: Là file hệ thống phụ trong đó bao gồm các hệ thống phụ là
thống nguồn phát (gồm các máy phát) và nguồn nhận (phụ tải) hay gồm các hệ thống phụ mà mỗi hệ thống phụ là một khu vực (vùng, miền,…).
File monitor: Bao gồm điều kiện, các giới hạn điện áp các nút, các nhánh,… mà
ta quản lý.
File contingency: Bao gồm các sự cố (N-1, N-2,…) mà ta giả lập ra để có thể
thực hiện phân tích như giả lập các truờng hợp đứt đuờng dây, cắt máy phát, tăng tải,... File dữ liệu đầu vào để vẽ đường đặc tuyến P-V cho lưới điện tỉnh Khánh Hòa được thể hiện trong Phụ lục IV.