Một trong những ứng dụng quan trọng nhất của PSS/E
Có rất nhiều các ứng dụng nhƣ
1. Tính toán và mô phỏng dao động công suất trong hệ thống điện, cụ thể là dùng phƣơng pháp tuyến tính hóa hệ thống điện, tính các giá trị riêng, các véc tơ riêng, hệ số tham gia….
nhau nhƣ: ngắn mạch tại thanh góp, trên đƣờng dây, đóng cắt đƣờng dây, máy phát…
3. Tính toán và mô phỏng quá trình sụp đổ điện áp, với các loại sự cố khác nhau nhƣ: ngắn mạch tại thanh góp, trên đƣờng dây, đóng cắt đƣờng dây, máy phát…
4. Tính toán và mô phỏng sự mở máy của động cơ điện, ứng dụng của FACTS, HVDC, rơle…
3.2.5.1 Tóm tắt qui trình tính toán mô phỏng sự cố
Qui trình tính toán quá trình quá độ/sự cố đƣợc tổng kết ngắn gọn nhƣ sau: 1. Chuẩn bị các chƣơng trình để chạy mô phỏng động:
Chƣơng trình CLOAD4 là một phẩn của PSS/E cùng vời các chƣơng trình con CONET, CONET, USRXXX, USRLOD và USREL cần phải có để chạy các mô phỏng. Các file chƣơng trình lệnh này kết nối chƣơng trình PSS/E với các mô hình trong thƣ viện của PSS/E, cũng nhƣ các mô hình do ngƣời dùng tự viết để mô tả các thiết bị, chứa các biến trạng thái và đại số.
2. Biến đổi một HTĐ để dùng cho quá trình mô phỏng Việc biến đổi HTĐ đƣợc thiết lập đƣợc nhƣ sau:
a. Lấy một HTĐ đã đƣợc giải bởi phƣơng pháp Gauss-Seidel hoặc Newton-Raphson với sai số cho phép.
b. Cần đảm bảo rằng các thông số của Máy phát nhƣ: MBASE, ZSORCE, XTRAN và GENTAP đƣợc xác định rõ các thông số máy của máy phát c. Biến đổi các máy phát thành nguồn dòng bằng lệnh CONG
d. Biến đổi các tải thành các dạng khác tải khác bằng lệnh CONL
e. Xác định tính rỗng của ma trận, và biến đổi ma trận của HTĐ bằng lệnh ORDR
trận này bằng lệnh FACT
g. Giải lại HTĐ bằng phƣơng pháp thế đỉnh bằng lệnh TYSL
h. Lƣu giữ “HTĐ biến đổi” đã giải xong để phục vụ cho quá trình tính toán sau này. Quá trình này chỉ làm một lần cho mỗi điều kiện vận hành 3. Khởi tạo quá trình hoạt động cho các mô hình
a. Lấy lại “HTĐ biến đổi” ở phần trên
b. Sử dụng các mô hình thiết bị (bao gồm máy phát, kích từ, bộ ổn định công suất, thiết bị một chiều, rơle, mô hình tải động ….)
c. Khởi động PSS/E dynamic simulation bằng PSSDS4
d. Liên kết với các kết quả trong modul trào lƣu công suất, bằng lệnh LOFL e. Tải lại “HTĐ biến đổi” bằng lệnh CASE
f. Trở lại môdul mô phỏng động bằng lệnh RTRN
g. Dùng lệnh DYRE để khởi tạo cho quá trình mô phỏng động, cho phép chúng ta tải các file dữ liệu động, tạo ra các chƣơng trình con CONET, CONET (lƣu giữ và gọi các môdul trong thƣ viện) và xác định file COMPILE để dịch các môdul
h. Kiểm tra sự đúng đắn của các môdul bằng lệnh DYCH i. Lƣu giữ vào bộ nhớ bằng lệnh SNAP
j. Thoát khỏi chƣơng trình bằng lệnh STOP 4. Lấy lại hệ thống đã lƣu giữ bằng lệnh SNAP
a. Khởi động lại PSS/E dynamic simulation bằng PSSD4, lấy lại file snapshot bằng lệnh RSTR
b. Liên kết với các kết quả trong modul trào lƣu công suất, bằng lệnh LOFL c. Tải lại “HTĐ biến đổi” bằng lệnh CASE
trận này bằng lệnh FACT, cần thiết cho các lệnh: ASTR, STRT, RUN, hoặc MSTR , MRUN.
e. Trở lại môdul mô phỏng động bằng lệnh RTRN 5. Lựa chọn các biến đƣa ra để quan sát
a. Dùng bƣớc 4 để lấy lại file snapshot
b. Dùng lệnh CHAN, hoặc CHSB để xác định những biến để quan sát c. Lƣu giữ lại các biến này bằng lệnh SNAP
6. Chạy một mô phỏng
a. Dùng bƣớc 5 để lấy lại HTĐ đang nghiên cứu
b. Khởi tạo các mô phỏng, và khởi tạo các giá trị ban đầu cho các biến trạng thái bằng lệnh STRT.Nếu có bất cứ lỗi nào, thì cần phải đƣợc kiểm tra và chỉnh sửa lại trƣớc khi cạy mô phỏng
c. Dùng lệnh RUN để chạy với khoảng thời gian TPAUSE ban đầu bằng 0, hoặc 1 giây để đảm bảo điều kiện đầu.
d. Mô phỏng các sự cố bằng lệnh ALTR
e. Dùng lệnh RUN để chạy đến khoảng thời gian mong muốn ( xác định giá trị mới của TPAUSE)
f. Lặp lại bƣớc d,e để tiến hành các mô phỏng về đóng/cắt thiết bị g. Khi kết thúc thì lƣu giữ lại HTĐ sau khi sự cố bằng lệnh SNAP 7. Chỉnh sửa mô hình thiết bị của HTĐ
a. Có thể thêm các modul mới bằng DYE,ADD,
b. Thay đổi các thông số của các mô hình bằng lệnh ALTR c. Thêm các biến đầu ra bằng CHAN
Trong chƣơng này, tác giả đầu tiên phân tích các lợi ích của việc dùng TCSC. Sau đó, phân tích các sơ đồ, nguyên lý cũng nhƣ sơ đồ một TCSC điển hình. Sau đó, một danh sách các công trình điện trên thế giới có dùng các thiết bị TCSC cũng đƣợc thảo luận một cách vắn tắt. Từ các kinh nghiệm thực tế trên thế giới đã chứng tỏ các lợi ích của việc dùng TCSC trong HTĐ, không những nâng cao hiệu quả truyền tải điện năng, mà còn nâng cao ổn định với nhiễu loạn nhỏ. Trong chƣơng tiếp theo của luận văn, chúng tôi sẽ tập trung vào phân tích ƣu điểm của TCSC đối với lƣới điện Việt Nam. Trong phần cuối của chƣơng này, thảo luận về chƣơng trình tính toán mô phỏng HTĐ là PSS/E cũng đƣợc cũng đƣợc trình bày một cách chi tiết. Các ứng dụng, cũng nhƣ những tóm tắt về cách dùng phần mềm PSS/E đƣợc trình bày trong phần cuối của chƣơng này.
CHƢƠNG IV
KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU VÀ MÔ PHỎNG 4.1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
4.1.1 Tình trạng vận hành hiện tại của hệ thống điện Việt Nam
4.1.1.1 Hệ thống điện hiện tại
Số liệu về điện năng tiêu thụ trong giai đoạn từ 1995 - 2005 cho trong Bảng IV-1, ta thấy điện năng tiêu thụ tăng 3,2 lần trong giai đoạn từ 1995 - 2005, với mức tăng trung bình khoảng 20% một năm. Trong năm 2005, tổng lƣợng điện năng tiêu thụ là 53,32 tỷ kWh [43].
Bảng IV-1: Điện năng tiêu thụ của Việt Nam từ 1995 - 2005
Năm 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Tổng (GWh) 14638 16945 19153 21642 23737 27040 31137 36410 41275 46790 53320
Miền Bắc (GWh) 6481 7232 8210 8851 9507 10596 12084 13913 15811 17603 19804
Miền Trung (GWh) 1212 1459 1706 2013 2253 2602 3042 3500 3977 4435 4982
Miền Nam (GWh) 6953 7945 9080 10532 11759 13559 15794 18692 21261 24407 27927
Bảng IV-2: Gia tăng nhu cầu phụ tải hàng năm từ 1995 - 2005
Năm 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Tổng (MW) 2796 3177 3595 3875 4329 4893 5655 6552 7408 8283 9299
Miền Bắc (MW) 1415 1592 1650 1821 1960 2194 2461 2880 3221 3494 3886
Miền Trung (MW) 296 326 377 413 477 544 613 684 748 853 979
Nhu cầu phụ tải tăng 3,32 lần từ 2,796 MW trong năm 1995 đến 9,299 MW trong năm 2005, với mức tăng trung bình khoảng 12,7 % một năm. Trong năm 2002, nhu cầu phụ tải tăng 15,9%, cao nhất trong giai đoạn này. Theo số liệu thống kê của trung tâm điều độ quốc gia trong khoảng thời gian từ 2001-2004, lƣới điện quốc gia đã phải xa thải một lƣợng tƣơng đối lớn phụ tải trong khoảng thời gian phụ tải đỉnh vì thiếu hụt nguồn. Thông thƣờng, phụ tải đỉnh xảy ra ngắt quãng từ tháng Sáu đến tháng Tám (do mức nƣớc ở các hồ chứa của các nhà máy điện hạ thấp vì phải điều tiết dòng chảy) và vào tháng Mƣời một khi công suất tiêu thụ của hệ thống điện là lớn nhất.
Bảng IV-3: Dự báo nhu cầu phụ tải đến năm 2015
Năm 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2022 2013 2014 2015
Tổng (MW) 10508 11937 13513 14567 16271 18386 21254 24846 28101 31417
Miền Bắc (MW) 4391 4988 5647 6087 6800 7683 8882 10383 11743 13129
Miền Trung (MW) 1106 1257 1423 1534 1713 1936 2238 2616 2958 3308
Niềm Nam (MW) 5129 5827 6596 7110 7942 8975 10375 12128 13717 15335
Dự báo nhu cầu phụ tải của Việt Nam đến năm 2015 đƣợc biểu diễn trong hình vẽ sau:
Hình vẽ IV-1: Dự báo nhu cầu phụ tải đến năm 2015
2009 Tổng Miền Nam 0 6000 12000 18000 24000 30000 36000 2006 2007 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Năm MW Miền Bắc Miền Trung 2008
4.1.1.2 Tình hình của nhà máy điện và điện năng tiêu thụ
Tính đến tháng 6 năm 2005, tổng công suất đặt của hệ thống điện Việt Nam là 11249 MW, trong đó công suất khả dụng là 10877 MW, trong đó, các nhà máy điện của EVN là 8,847 MW (chiếm 78,6%) và ngoài EVN là 2402 MW (chiếm 21,4%). Danh sách các nhà máy điện hiện có đƣợc biểu thị trong Bảng IV-4 dƣới đây.
Bảng IV-4: Các nhà máy điện hiện có
TT Tên nhà máy điện Công suất đặt
(MW)
Công suất khả dụng (MW)
I. Nhà máy thuỷ điện 4198 4250
Thác Bà 108 120 Hoà Bình 1920 1920 Yaly 720 720 Vĩnh Sơn 66 66 Sông Hinh 70 70 Đa Nhim 160 160 Trị An 400 440 Thác mơ 150 150 Hàm Thuận 300 300 Đa Mi 175 175 Cần Dơn 78 78 Thuỷ điện nhỏ 51 51
II. Nhà máy nhiệt điện 2090 2021
Uông Bí (than) 105 105 Ninh Bình (than) 100 100 Phả Lại 1 (than) 440 400 Phả Lại 2 (than) 600 600 Na Dƣơng (than) 110 100 Formosa (than) 160 155 Thủ Đức (dầu) 165 153
Trà Nóc (dầu) 35 33
Hiệp Phƣớc (IPP) 375 375
III. Tuốc bin khí 4503 4240
Thủ Đức 112 89 Bà Rịa 389 322 Phú Mỹ 2.1 và 2.1 mở rộng 804 730 Phú Mỹ 1 1114 1110 Phú Mỹ 2.2 733 715 Phú Mỹ 3 733 690 Phú Mỹ 4 468 448 Trà Nóc 150 136
IV. Nhà máy điện Diesel 245 153
Miền Bắc 0 0
Miền Trung 176 91
Miền Nam 69 62
V. Nguồn khác 213 213
Tổng 11249 10877
Các nguồn khác bao gồm: Amata - 13 MW, Vedan - 72 MW, Bourbon - 24 MW, Nomura - 58MW, Bãi Bằng - 25MW, Naloi - 9 MW, Nậm Mú - 24MW
Điện năng sản xuất tăng từ 26,561 tỷ kWh (trong năm 2000) lên 46,208 tỷ kWh (trong năm 2004), mức tăng trung bình là 15,2% một năm. Trong đó, điện năng sản xuất của nhà máy thuỷ điện giảm từ 54,8% trong năm 2000 xuống còn 38,2% vào năm 2004, ngƣợc lại điện năng sản xuất từ nhà máy điện tuốc bin khí tăng nhanh với 4,356 tỷ kWh (tƣơng ứng với 16,4%) trong năm 2000 lên 14,6 tỷ kWh (tƣơng ứng với 31,7%) vào năm 2004.
Tình hình của các nhà máy điện trong giai đoạn 2000 - 2005 có trong Bảng IV-5 Bảng IV-5: Tổng điện năng sản xuất trong giai đoạn 2000 - 2005
TT Tên nhà máy 2000 2001 2002 2003 2004 2005
I Nhà máy điện (GWh) 26561,3 30607,8 35795,8 40825,3 46208,1 51752
1 Nhà máy thuỷ điện 14550,7 18209,6 18197,7 18970,8 17635,2 17620 2 Nhà máy nhiệt điện chạy than 3135 3218,5 4877,6 7222,6 7014,9 8007 3 Nhà máy nhiệt điện chạy dầu ( FO) 1137,1 1117 1018,6 891 602,4 1081 4 Tuốc bin khí (DO) 1509,4 1417,9 1167,8 164,4 253,2 168 5 Tuốc bin khí (gas) 4356,3 4422,5 8333,7 11966,9 14627,3 14503
6 Diesel 237,5 95,5 88,2 45,5 42,3 58
7 Các nguồn khác 1635,3 2126,8 2112,2 1564,1 6032,8 10315
II Tỷ lệ (%)
1 Nhà máy thuỷ điện 54,8 59,5 50,8 46,5 38,2 34 2 Nhà máy nhiệt điện chạy than 11,8 10,5 13,6 17,7 15,2 15,5 3 Nhà máy nhiệt điện chạy dầu ( FO) 4,3 3,6 2,8 2,2 1,3 2,1 4 Tuốc bin khí (DO) 5,7 4,6 3,3 0,4 0,5 0,3 5 Tuốc bin khí (gas) 16,4 14,4 23,3 29,3 31,7 28
6 Diesel 0,9 0,3 0,2 0,1 0,1 0,1
7 Các nguồn khác 6,2 6,9 5,9 3,8 13,1 19,9
Trong những năm gần đây, sản lƣợng điện năng của Việt Nam tăng nhanh, với mức tăng trung bình 15,3% một năm trong giai đoạn 2000 - 2004, cao hơn mức tăng 14,9% một năm trong giai đoạn 1996 - 2000. Sản lƣợng điện năng đƣợc nâng lên từ 26,561 tỷ kWh trong năm 2000 lên 46,208 tỷ kWh trong năm 2004, tƣơng ứng với mức tăng 1,76 lần trong 4 năm.
Bảng IV-6: Tổng nhu cầu điện năng
TT Hạng mục 2000 2001 2002 2003 2004 2005
I Nhu cầu điện năng(GWh)
1 Nông nghiệp 428.3 465.2 505.6 561.8 550.6 640 2 Công nghiệp 9088.4 10503.2 12681.2 15290.2 17896.3 20355 3 Thƣơng mại 1083.7 1251.3 1373.1 1513.3 1777.7 1969 4 Phụ tải sinh hoạt 10985.6 12651.1 14333.2 15953.3 17654.6 19641 5 Nhu cầu khác 817.7 980 1341.7 1588.1 1817.4 1870 6 Tổng 22404 25851 30235 34907 39697 44475 II Tỷ lệ (%) 1 Nông nghiệp 1.9 1.8 1.7 1.6 1.4 1.4 2 Công nghiệp 40.6 40.6 41.9 43.8 45.1 45.8 3 Thƣơng mại 4.8 4.8 4.5 4.3 4.5 4.4
4 Phụ tải sinh hoạt 49 48.9 47.4 45.7 44.5 44.2
5 Nhu cầu khác 3.6 3.8 4.4 4.5 4.6 4.2
Trong khía cạnh tiêu thụ năng lƣợng, theo dữ liệu thống kê cho ta biết nhu cầu điện năng tăng cao vào tháng Sáu, tháng Bảy và tháng Tám, đó là những tháng nóng nhất trong mùa hè. Đồ thị phụ tải ngày trong các tháng này là cao nhất trong năm. Tuy nhiên, đồ thị phụ tải tháng cao nhất trong năm là từ tháng mƣời đến tháng Mƣời hai, do phụ tải công nghiệp thƣờng tăng cao vào cuối năm. Độ chênh lệch lớn giữa phụ tải ở giờ thấp điểm và phụ tải ở giờ cao điểm ở đƣờng cong phụ tải những tháng cuối năm chỉ ra sự khó khăn trong vận hành các nhà máy.
4.1.1.3 Đường dây 500kV
1. Hiện trạng của đường dây 500kV
Đƣờng dây 500kV đƣợc coi là xƣơng sống của hệ thống điện Việt Nam. Kéo dài từ miền Bắc đến miền Nam với tổng chiều dài hơn 2000km, nó đóng vai trò quan trọng trong việc cân bằng điện năng của đất nƣớc và có ảnh hƣởng lớn đến độ tin cậy cung cấp điện của các miền. Tóm tắt về đƣờng dây và các trạm biến áp có trong Bảng IV-7.
Bảng IV-7: Tóm tắt về đƣờng dây và các trạm biến áp
Miền Chiều dài đường dây
(km)
Trạm biến áp (MVA)
Số trạm biến áp Dung lượng
(MVA)
Bắc 759 5 2250
Trung 1382 2 900
Nam 1181 4 1800
Tổng 3322 11 4950*
Chú ý: Tổng công suất của các MBA ở đây không bao gồm các MBA tăng áp của các nhà máy điện
Đƣợc đƣa vào vận hành từ năm 1994, đƣờng dây 500kV ngày càng có vai trò quan trọng đối với hệ thống điện Việt Nam. Từ năm 1994 đến năm 1999, nhiệm vụ của đƣờng dây 500kV là truyền tải điện năng từ miền Bắc vào miền Nam, tuy nhiên trong những năm gần đây do sự phát triển của các nhà máy điện ở miền Nam mà đƣờng dây 500kV đƣợc sử dụng để truyền tải điện từ miền Nam ra miền Bắc vào mùa khô. Điều này đóng góp lớn vào việc vận hành kinh tế các nhà máy điện, cũng nhƣ làm giảm chi phí chung của toàn hệ thống điện. Tổng điện năng, công suất truyền tải và tổn thất của đƣờng dây 500kV từ năm 2000 đến năm 2004 cho trong Bảng IV-8.
Bảng IV-8: Điện năng và công suất ở các trạm biến áp 500kV Tên trạm biến áp 2000 2004 2000-2004 Nhỏ nhất Lớn nhất Tổng Nhỏ nhất Lớn nhất Tổng A phát A nhận Hoà Bình Phát A 5.9 237 1332 0 178 713 5642 Pmax 798 836 Nhận A 3.4 168 511 21.3 251 1575 4043 Pmax 534 760 Hà Tĩnh Phát A 70 109 1040 2127 Pmax 309 Đà Nẵng Nhận A 57 96 1748 107 172 1748 5597 Pmax 200 376 Pleiku Phát A 2 3 1 2 44 Pmax 26 89 Nhận A 28 80 709 67 121 1104 4341 Pmax 208 341 Yaly Phát A 21 230 903 139 447 3265 13899 Pmax 360 720 Phú lâm Phát A 9 185 889 6 258 1169 4119 Pmax 234 514 740 Nhận A 177 797 2 279 1133 6173 Pmax 610 814 Phú Mỹ 4 Phát A 323 1603 1603 Pmax 489 Phú Mỹ 2.2 Phát A 60 198 198 Pmax 730 Tổn thất A 187 349 % 5.98% 5.13%
Trong những năm gần đây, miền Bắc đƣợc cung cấp điện năng từ hệ thống điện miền Trung và miền Nam với công suất cao nhất là 1000 MW. Trong năm 2004, công suất truyền tải cao nhất của đƣờng dây 500 kV Đà Nẵng - Pleiku là vào tháng 12 với công suất 1300 MW. Vào thời gian này ở nhà máy thuỷ điện Hoà Bình công suất khả dụng là thấp nhất do