Tài liệu Nghiên cứu, tính toán lắp đặt thiết bị bù để nâng cao ổn định điện áp cho hệ thống điện 500kv khu vực miền trung giai đoạn năm 2025

NGHIÊN CỨU, TÍNH TOÁN LẮP ĐẶT THIẾT BỊ BÙ ĐỂ NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP CHO HỆ THỐNG ĐIỆN 500KV KHU VỰC MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025 Học viên: Nguyễn Xuân Chung. Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60.52.02.02. Khóa: 2015-2017.Trƣờng Đại học Bách khoa – ĐHĐN Tóm tắt – Cùng với sự phát triển của nền kinh tế quốc dân, HTĐ ngày càng trở lên rộng lớn về quy mô, phức tạp trong tính toán thiết kế nên khi vận hành rất gần với giới hạn ổn định làm tăng nguy cơ sụp đổ điện áp (SĐĐA) làm mất ổn định HTĐ. Luận văn khảo sát điện áp theo các chế độ vận hành HTĐMT 500kV giai đoạn đến năm 2025, kết quả cho thấy điện áp tại nút 500kV Thạnh Mỹ (TMY) là nguy hiểm nhất với giá trị chỉ đạt 468kV và có độ dốc SĐĐA cực kỳ lớn đạt 30,7V/MW dễ gây mất ổn định HTĐ. Để nâng cao ổn định Luận văn đã tính toán phân tích và kết quả sử dụng thiết bị FACTS mà cụ thể là SVC đặt tại nút TMY với QSVC= ± 450MVAr. Kết quả đạt đƣợc đáng kể: (i) điện áp tại nút TMY tăng khoảng 32kV đồng thời các nút khác nằm trong giới hạn vận hành cho phép; (ii) độ dốc SĐĐA khu vực giảm khoảng 6,3 V/MW; (iii) dự trữ công suất tác dụng tăng lên khoảng 5% và (iv) dự trữ công suất phản kháng khu vực tăng lên đến 362,6 MVAr đảm bảo HTĐ vận hành tin cậy, an toàn và phát huy truyền tải lƣợng công suất dƣ thừa từ miền Bắc vào miền Nam. Từ khóa - HTĐ miền Trung, giai đoạn đến năm 2025, Facts, SVC, ổn định điện áp RESEARCH, CALCULATION OF COMPENSATOR EQUIPMENT INSTALLATION TO ENHANCE THE VOLTAGE STABILIZATION FOR 500KV POWER SYSTEM OF THE CENTRAL REGION TILL 2025 Abstract - Along with the development of the national economy, power system (PS) is becoming larger in size and more complex in design calculation, so when operating, it is very close to the stable limit which can increase the risk of voltage collapse (VC) and destabilize the PS. The thesis made survey on voltage according to the operating modes of 500kV PS in the Central region to 2025 and the results showed that the voltage at the TMY bus is the most weak with a value of only 468kV and slope VC is extremely high reaching 30.7V/MW, which can cause instability to the PS. To improve stability, the thesis calculated, analyzed the use of FACTS device, namely SVC at TMY bus with QSVC=±450MVAr. Significant results were achieved: (i) the voltage at the TMY bus increased to about 32kV while other buses were within acceptable operating limits; (ii) slope VC of the area decreased around 6.3 V/MW; (iii) the coefficient of active power storage increased by about 5%; and (iv) the reactive power storage in the area increased to 362.6 MVAr to ensure reliable and safe operation of PS, enhancing the surplus capacity transmission from the North to the South. Keywords – Power system, the period to 2025, Facts, SVC, voltage stabilization MỤC LỤC MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1 1. Lý do chọn đề tài ....................................................................................... 1 2. Mục tiêu nghiên cứu.................................................................................. 2 3. Đối tƣợng và phƣơng pháp nghiên cứu .................................................... 2 4. Nội dung nghiên cứu ................................................................................. 2 5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài .................................................. 2 6. Cấu trúc của luận văn ................................................................................ 2 CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025 VÀ CÁC SỰ CỐ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN .............................. 4 1.1. HIỆN TRẠNG CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG ...................................... 4 1.1.1. Cơ sở về số liệu ................................................................................... 4 1.1.2. Hiện trạng phụ tải ................................................................................ 4 1.1.3. Hiện trạng nguồn điện ......................................................................... 4 1.1.4. Hiện trạng lƣới điện truyền tải ............................................................ 4 1.1.5. Hiện trạng bù công suất phản kháng trên HTĐMT ............................ 5 1.2. KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025 .............................................................................................................. 5 1.2.1. Cơ sở về số liệu ................................................................................... 5 1.2.2. Dự báo nhu cầu phụ tải ....................................................................... 5 1.2.3. Chƣơng trình phát triển nguồn điện .................................................... 6 1.2.4. Chƣơng trình phát triển lƣới điện ....................................................... 6 1.2.5. Các ƣu điểm, nhƣợc điểm và các tồn tại cần khắc phục ..................... 6 1.3. SỰ CỐ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN........................................................................ 7 1.3.1. Các nguyên nhân của sự cố trong hệ thống điện ................................. 7 1.3.2. Cơ chế xảy ra sự cố sụp đổ điện áp gây tan rã hệ thống điện ............. 9 1.3.3. Sự cố thƣờng xảy ra trong HTĐ Việt Nam ......................................... 9 1.4. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 10 CHƢƠNG 2. ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP VÀ PHẦN MỀM PHÂN TÍCH HỆ THỐNG ĐIỆN ............................................................................................................................. 12 2.1. ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ................................................ 12 2.1.1. Ổn định điện áp ................................................................................. 12 2.1.2. Các nguyên nhân sụp đổ điện áp ....................................................... 13 2.2. GIỚI HẠN NGHIÊN CỨU .................................................................................... 14 2.3. CÁC PHẦN MỀM TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP ......................................... 14 2.3.1. Đặt vấn đề ......................................................................................... 14 2.3.2. Phần mềm PSS/ADEPT .................................................................... 15 2.3.3. Phần mềm PSS/E .............................................................................. 15 2.3.4. Phần mềm CONUS ........................................................................... 17 2.3.5. Phần mềm POWERWORLD SIMULATOR ................................... 17 2.4. PHÂN TÍCH VÀ LỰA CHỌN CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ........................ 18 2.5. XÂY DỰNG DỮ LIỆU TÍNH TOÁN HỆ THỐNG ĐIỆN CHO PHẦN MỀM PSS/E ............................................................................................................................. 18 2.5.1. Các file trong PSS/E ......................................................................... 18 2.5.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu HTĐMT vào phần mềm PSS/E .................. 19 2.5.3. Xây dựng các file dữ liệu cho phân tích PV, QV ............................. 22 2.5.4. Ƣu và nhƣợc điểm của chƣơng trình PSS/E ..................................... 23 2.6. GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP .................................................... 23 2.6.1. Giới thiệu chung ................................................................................ 23 2.6.2. Những lợi ích khi sử dụng thiết bị FACTS ....................................... 24 2.6.3. Phân loại thiết bị FACTS .................................................................. 25 2.6.4. Ứng dụng thiết bị FACTS trong phần mềm PSS/E .......................... 32 2.7. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 33 CHƢƠNG 3. TÍNH TOÁN VÀ PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 500KV KHU VỰC MIỀN TRUNG .......................................... 35 3.1. ĐẶT VẤN ĐỀ ........................................................................................................ 35 3.2. LỰA CHỌN CHẾ ĐỘ TÍNH TOÁN HỆ THỐNG ĐIỆN ..................................... 35 3.2.1. Giới thiệu các chế độ vận hành ......................................................... 35 3.2.2. Khảo sát điện áp tại các nút ở chế độ làm việc bình thƣờng giai đoạn đến năm 2025 ...................................................................................................... 37 3.2.3. Khảo sát điện áp tại các nút ở các chế độ sự cố N-1 ........................ 40 3.2.4. Tóm lại .............................................................................................. 47 3.3. KHẢO SÁT CÁC ĐẶC TÍNH PV-QV ĐỂ ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 500KV MIỀN TRUNG ........................................................ 47 3.3.1. Khảo sát đặc tính P-V tại các nút 500kV trong trƣờng hợp vận hành bình thƣờng và sự cố ........................................................................................... 47 3.3.2. Đặc tính P-V trong trƣờng hợp vận hành bình thƣờng ..................... 48 3.3.3. Đặc tính P-V trong trƣờng hợp sự cố N-1 ........................................ 52 3.3.4. Khảo sát đặc tính Q-V tại các nút 500kV khu vực miền Trung trong trƣờng hợp vận hành bình thƣờng và sự cố......................................................... 59 3.4. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 63 CHƢƠNG 4. TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP Ở HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025 ............. 64 4.1. GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP .................................................... 64 4.1.1. Các phƣơng pháp điều chỉnh điện áp ................................................ 64 ĐỂ GIỮ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP CHO HỆ THỐNG ĐIỆN NẰM TRONG GIỚI HẠN CHO PHÉP CÓ THỂ ÁP DỤNG CÁC PHƢƠNG PHÁP NHƢ SAU: ....................... 64 4.1.2. Cơ sở tính toán dung lƣợng bù SVC ................................................. 65 4.1.3. Tính toán lựa chọn vị trí và dung lƣợng SVC lắp đặt cho HTĐ miền Trung ................................................................................................................... 65 4.2. KIỂM TRA KẾT QUẢ SAU KHI LẮP ĐẶT THIẾT BỊ SVC ............................. 68 4.2.1. Đặt vấn đề ......................................................................................... 68 4.2.2. Tính toán ổn định điện áp sau khi lắp đặt thiết bị SVC .................... 69 4.2.3. Phân tích ổn định điện áp sử dụng đặc tính P-V và Q-V sau khi lắp đặt thiết bị SVC tại nút 500kV Thạnh Mỹ .......................................................... 70 4.2.4. So sánh kết quả trƣớc và sau khi đặt thiết bị SVC............................ 73 4.5. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 75 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ..................................................................................... 76 TÀI LIỆU THAM KHẢO........................................................................................... 78 PHỤ LỤC QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (BẢN SAO) DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT CS CSTD CSPK : Công suất : Công suất tác dụng : Công suất phản kháng ĐD EVN : Đƣờng dây : Tập đoàn điện lực Việt Nam FACTS : Flexible AC Transmission System (Hệ thống truyền tải điện HTĐ xoay chiều linh hoạt) : Hệ thống điện HTĐMT HTĐQG : Hệ thống điện miền Trung : Hệ thống điện Quốc gia MBA MC NMTĐ : Máy biến áp : Máy Cắt : Nhà máy Thủy điện PECC2 PSS/E PTC : Công ty CP tƣ vấn xây dựng điện 2. : Power System Simulator for Engineering : Công ty Truyền tải điện SVC : Static Var Compensator (Thiết bị bù công suất phản kháng tĩnh) : Trạm biến áp : Thanh cái TBA TC DANH MỤC CÁC BẢNG Số hiệu bảng 1.1. 1.2. Tên bảng Phụ tải HTĐQG và các miền năm 2015-2016 Khối lƣợng lƣới điện truyền tải miền Trung đến năm 2016 Trang 4 5 1.3. Bảng thống kê dung lƣợng bù các TBA 220kV HTĐMT 5 1.4. Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc và miền Trung đến năm 2025 5 1.5. Dự báo phát triển nguồn điện toàn quốc và miền Trung đến năm 2025 6 1.6. Dự báo phát triển lƣới điện toàn quốc và miền Trung đến năm 2025 6 3.1. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại 37 3.2. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu 38 3.3. Điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông – Cầu Bông 40 3.4. Điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ 42 3.5. Điện áp tại các nút khi sự cố máy biến áp 500kV Thạnh Mỹ 44 3.6. Điện áp tại các khi sự cố một tổ máy phát 45 3.7. Giới hạn truyền tải chế độ bình thƣờng 48 3.8. Độ dốc sụp đổ điện áp ở chế độ bình thƣờng 49 3.9. Giới hạn truyền tải chế độ sự cố N-1 52 3.10. Độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông – Cầu Bông 53 3.11. Độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh 55 3.12. Độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố MBA 500kV Pleiku 2 57 3.13. Độ dự trữ công suất phản kháng tại các nút 500kV 60 4.1. Kết quả tính toán dung lƣợng bù các chế độ vận hành 67 4.2. Điện áp tại các nút 500kV HTĐMT sau khi lắp đặt thiết bị SVC 69 Số hiệu Tên bảng bảng 4.3. Giới hạn truyền tải và độ dự trữ của khu vực sau khi lắp đặt SVC Trang 70 4.4. Độ dự trữ công suất phản kháng khi sự cố ĐD 500kV Thạnh Mỹ cho năm 2017, 2020 và 2015 72 4.5. So sánh điện áp trƣớc và sau khi lắp đặt thiết bị SVC 73 4.6. So sánh giới hạn truyền tải trƣớc và sau khi lắp đặt thiết bị SVC 74 4.7. 4.8. So sánh độ dự trữ CSTD trƣớc và sau khi lắp đặt thiết bị SVC So sánh độ dự trữ CSPK trƣớc và sau khi lắp đặt thiết bị SVC 74 75 DANH MỤC CÁC HÌNH Số hiệu hình Tên hình Trang 2.1. Bộ SVC kết nối với hệ thống điện 25 2.2. Cấu tạo bộ TCR 26 2.3. Cấu tạo bộ TSC 27 2.4. Cấu tạo bộ lọc sóng hài 27 2.5. Sơ đồ bộ SVC 28 2.6. Sơ đồ kết nối bộ SVC với hệ thống điện 28 2.7. Giản đồ bộ STATCOM 29 2.8. Cấu trúc cơ bản của bộ VSC 29 2.9. Nguyên lý hoạt động của bộ STATCOM 30 2.10. Sơ đồ kết nối bộ STATCOM với hệ thống điện 31 2.11. Sơ đồ kết nối SSSC với hệ thống điện 31 2.12. Cấu trúc cơ bản của bộ TCSC 32 2.13. Sơ đồ kết nối UPFC với hệ thống 32 2.14. Lắp đặt thiết bị FACTS tại bus tính toán 33 3.1. Biểu đồ điện áp ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu 39 3.2. Chênh lệch điện áp giữa chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu 39 3.3. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố ĐD Đăk Nông – Cầu Bông 41 3.4. Độ chênh lệch điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông-Cầu Bông 41 3.5. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng– Thạnh Mỹ 42 3.6. Độ chênh lệch điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng–Thạnh Mỹ 43 3.7. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố MBA 500kV Thạnh Mỹ 44 3.8. Độ chênh lệch điện áp tại các nút khi sự cố MBA 500kV Thạnh Mỹ 45 3.9. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố một tổ máy phát 46 3.10. Độ chênh lệch điện áp tại các nút khi sự cố một tổ máy phát 46 3.11. Đặc tính P-V cơ bản 47 3.12. Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp ở chế độ bình thƣờng 50 Số hiệu Tên hình hình Trang 3.13. Đặc tính PV của các nút ở chế độ bình thƣờng năm 2017 50 3.14. Đặc tính PV của các nút ở chế độ bình thƣờng năm 2020 51 3.15. Đặc tính PV của các nút ở chế độ bình thƣờng năm 2025 51 3.16. 3.17. Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông – Cầu Bông Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông- Cầu Bông năm 2017 53 54 3.18. Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông – Cầu Bông năm 2020 54 3.19. Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông – Cầu Bông năm 2025 54 3.20. 3.21. 3.22. Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh năm 2017 Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh năm 2020 55 56 56 3.23. Đặc tính P-V sự cố ĐD 500kV Quảng Trị – Vũng Áng năm 2025 56 3.24. Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố MBA 500kV Pleiku 2 57 3.25. Đặc tính P-V của các nút 500kV khi sự cố MBA 500kV Pleiku 2 năm 2017 57 3.26. Đặc tính P-V của các nút 500kV khi sự cố MBA 500kV Pleiku 2 năm 2020 58 3.27. Đặc tính P-V của các nút 500kV khi sự cố MBA 500kV Pleiku 2 năm 58 3.28. Đặc tính Q-V cơ bản 59 3.29. Biểu đồ độ dự trữ công suất phản kháng các nút 500kV 61 3.30. Đặc tính Q-V của nút 500kV Thạnh Mỹ năm 2025 61 3.31. Đặc tính Q-V của nút 500kV Dốc Sỏi năm 2025 62 3.32. Đặc tính Q-V của nút 500kV Đăk Nông năm 2025 62 4.1. Mô hình tính toán dung lƣợng bù SVC 66 Số hiệu Tên hình hình 4.2. Cách xác định dung lƣợng bù tối ƣu bằng đặc tính QV trong thƣ viện PSS/E Trang 67 4.3. Đặc tính QV khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng - Thạnh Mỹ năm 2025 68 4.4. Biểu đồ điện áp các nút 500kV khu vực miền Trung 69 4.5. Biễu đồ độ dốc điện áp sau khi đặt SVC 71 4.6. Đặc tính P-V các nút 500kV ở chế độ bình thƣờng và chế độ sự cố sau khi lắp đặt SVC năm 2017 71 4.7. Đặc tính P-V các nút 500kV ở chế độ bình thƣờng và chế độ sự cố sau khi lắp đặt SVC năm 2020 71 4.8. Đặc tính P-V các nút 500kV ở chế độ bình thƣờng và chế độ sự cố sau khi lắp đặt SVC năm 2025 72 4.9. Độ tăng độ dự trữ công suất phản kháng sau khi đặt SVC tại nút 500kV Thạnh Mỹ 73 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Hệ thống truyền tải điện 500kV nƣớc ta những năm qua cùng với sự phát triển của nền kinh tế đất nƣớc đã có nhiều chuyển biến, phát triển nhanh về quy mô lƣới điện. Do tính đặc thù về phân bố nguồn điện không đồng đều giữa các miền, khu vực trong cả nƣớc và tính chất phụ tải ngày tại các nút thay đổi gần 100% giữa cao điểm và thấp điểm nên điện áp trên lƣới truyền tải 500kV biến động trong phạm vi rộng. Các Nhà máy điện có công suất lắp đặt lớn phân bố không đồng đều giữa các khu vực trên lãnh thổ Việt Nam và chế độ vận hành các nhà máy cũng khác nhau; đồng thời biểu đồ phụ tải ở các tĩnh, thành phố rất đa dạng nên kết quả trong quá trình vận hành trào lƣu công suất trên hệ thống điện thay đổi lớn làm cho điện áp hệ thống điện 500kV biến động lớn, kết quả ảnh hƣởng đến: i). Khi điện áp trên thanh góp 500kV biến động sẽ làm tăng tổn thất công suất và điện năng ở lƣới 220kV và 110kV; ii). Khi điện áp biến động mạnh sẽ tăng nguy cơ sụp đổ điện áp, mất ổn định hệ thống và nguy hiểm hơn làm tan rã lƣới cục bộ gây ảnh hƣởng nghiêm trọng hệ thống điện Quốc gia; iii). Hiện nay, hệ thống Truyền tải điện miền Trung cấp điện cho 13 tỉnh và thành phố, liên kết với hệ thống đƣờng trục 500kV qua các trạm biến áp 500kVĐà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ, Pleiku, Pleiku 2, Yaly và Đắk Nông; Tổng công suất nguồn khoảng 2.417 MW và Phụ tải chiếm tỷ lệ khoảng 10% so với phụ tải của hệ thống điện Quốc gia. Do đó, nhận thấy rằng hệ thống Truyền tải khu vực miền Trung vừa làm nhiệm vụ cấp điện đủ cho khu vực lại vừa phải đóng vai trò làm nút trung gian để chuyển tải công suất từ miền Nam ra miền Bắc và ngƣợc lại cho nên giữ đƣợc ổn định điện áp tại các nút này sẽ nâng cao ổn định cho hệ thống. Để giữ ổn định điện áp cho hệ thống điện, có thể áp dụng rất nhiều giải pháp, trong đó phổ biến nhƣ: Điều chỉnh kích từ của các tổ Máy phát điện; Điều chỉnh đầu phân áp của Máy biến áp; Điều chỉnh điện áp cuối đƣờng dây bằng Máy biến áp bổ trợ cùng với Máy biến áp điều chỉnh; Thực hiện bù ngang bằng Kháng điện hoặc Tụ bù; Thực hiện bù dọc bằng Kháng điện hoặc Tụ bù. Xuất phát từ các vấn đề trên, em chọn đề tài “Nghiên cứu, tính toán lắp đặt thiết bị bù để nâng cao ổn định điện áp cho hệ thống điện 500kV khu vực Miền trung giai đoạn đến năm 2025”. 2 2. Mục tiêu nghiên cứu Mục tiêu chính là: Tính toán, lựa chọn vị trí và dung lƣợng bù hợp lý tại các nút 500kV khu vực miền Trung để nâng cao ổn định điện áp cho hệ thống điện 500kV Việt Nam. 3. Đối tƣợng và phƣơng pháp nghiên cứu 3.1. Đối tượng nghiên cứu: - Hệ thống điện Truyền tải 500kV khu vực miền Trung giai đoạn đến năm 2025; - Các Thiết bị bù công suất phản kháng trên hệ thống điện; - Vấn đề ổn định điện áp theo chế độ vận hành. 3.2. Phương pháp nghiên cứu: - Tính toán phân tích biến động điện áp tại các nút 500kV khu vực miền Trung theo chế độ vận hành; - Tính toán lựa chọn vị trí và dung lƣợng bù hợp lý để nâng cao ổn định điện áp cho hệ thống điện khu vực miền Trung; - Luận văn sử dụng phần mềm đang đƣợc sử dụng phổ biến trên thế giới cũng nhƣ ở Việt Nam để tính toán là phần mềm PSS/E. 4. Nội dung nghiên cứu - Thu thập số liệu cập nhật cho phần mềm PSS/E; - Tính toán các chế độ vận hành của lƣới điện Truyền tải 500kV và phân tích các đặc tính sụp đổ điện áp để xác định các nút nguy hiểm; - Tính toán, lựa chọn vị trí và dung lƣợng bù thích hợp để nâng cao ổn định cho hệ thống truyền tải khu vực miền Trung; - Kiểm tra hiệu quả các giải pháp bù đƣợc đề xuất. 5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài Qua kết quả của đề tài cho ta đƣợc những thông tin các nút của hệ thống 500kV khu vực miền trung ở các chế độ có thể gây biến động điện áp lớn và sử dụng giải pháp để cải thiện, giúp cho Hệ thống vận hành an toàn và tin cậy hơn. Các giải pháp đƣợc đề cập ở luận văn này có thể ứng dụng thực tế nhằm nâng cao ổn định điện áp trên hệ thống 500kV. 6. Cấu trúc của luận văn Ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của đề tài đƣợc tổ chức thành 4 chƣơng. Bố cục của nội dung chính của luận văn gồm: Chƣơng 1: Tổng quan về hệ thống điện miền Trung giai đoạn đến năm 2015 và các sự cố trong Hệ thống điện. Chƣơng 2: Ổn định điện áp và phần mềm phân tích Hệ thống điện. 3 Chƣơng 3: Tính toán và phân tích các chế độ làm việc của Hệ thống điện 500kV khu vực miền Trung. Chƣơng 4: Giải pháp nâng cao chất lƣợng điện áp ở Hệ thống điện 500kV khu vực miền Trung. Kết luận và kiến nghị. Tài liệu tham khảo. Phụ lục. 4 CHƢƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025 VÀ CÁC SỰ CỐ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 1.1. Hiện trạng của hệ thống điện miền Trung 1.1.1. Cơ sở về số liệu Số liệu về phụ tải, nguồn điện, lƣới điện và bù công suất phản kháng của HTĐMT đƣợc thu thập từ Công ty CP tƣ vấn xây dựng điện 2 (PECC2) vào tháng 12/2016. 1.1.2. Hiện trạng phụ tải Tính đến hết năm 2016, công suất cực đại của HTĐMT đạt 2.546MW, tăng 5,95% so với năm 2015; Tổng sản lƣợng phụ tải HTĐMT trong năm 2016 đạt 15.372 tỷ kWh, tăng 9,43% so với năm 2015; phụ tải trung bình ngày đạt 42,12 tr.kWh. Thống kế phụ tải HTĐQG và HTĐMT năm 2015-2016 nhƣ Bảng 1.1: Bảng 1.1. Phụ tải HTĐQG và các miền năm 2015-2016 HTĐ Quốc gia Pmax Sản lƣợng 2015 2016 2015 2016 Pmax Pmax Tăng so A năm A năm Atbngày Tăng so với [MW] [MW] với 2015 [tr.kWh] [tr.kWh] [tr.kWh] 2015 22.210 25.809 16.20% 144.655 164.312 450.17 13.59% Miền Bắc 10.629 11.874 11.71% 59.197 68.668 188.13 16.00% 5.95% 14.047 15.372 42.12 9.43% Miền Nam 10.678 11.798 10.49% 70.064 77.538 212.43 10.67% miền Trung 2.403 2.546 1.1.3. Hiện trạng nguồn điện Đến cuối tháng 12 năm 2016, tổng công suất đặt của các nhà máy điện trong HTĐMT đạt xấp xỉ 6.135,35 MW chiếm 15,6% tổng nguồn điện HTĐQG. Trong đó: (i) 15 NMTĐ có công suất đặt trên 300MVA; (ii) 19 NMTĐ có công suất đặt từ (100300) MVA và (iii) 6 NMTĐ có công suất đặt dƣới 100MVA; còn lại là các NMTĐ nhỏ với tổng công suất đặt chiếm khoảng 780MVA. 1.1.4. Hiện trạng lưới điện truyền tải Phần lƣới điện truyền tải 500kV và 220kV do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý, theo thống kê tổng khối lƣợng đƣờng dây và trạm biến áp HTĐMT đến năm 2016 nhƣ sau: 5 Bảng 1.2. Khối lượng lưới điện truyền tải miền Trung đến năm 2016 Lƣới điện truyền tải Tổng PTC2 PTC3 Đƣờng dây 500kV [km] 2.840 1.228 1.612 Đƣờng dây 220kV [km] 4.148 1.462 2.686 Trạm 500kV [MVA] 5.700 1.800 3.900 Trạm 220kV [MVA] 4.501 2.313 2.188 1.1.5. Hiện trạng bù công suất phản kháng trên HTĐMT Khu vực miền Trung có 03 TBA 220kV đã lắp đặt tụ bù ngang, tổng dung lƣợng lắp đặt tụ bù ngang toàn lƣới miền Trung là 106.7 MVAr. Bảng thống kê dung lƣợng bù hiện hữu trên lƣới điện 220kV khu vực miền Trung nhƣ sau: Bảng 1.3. Bảng thống kê dung lượng bù các TBA 220kV HTĐMT STT 1 2 3 Số lƣợng tụ bù * dung lƣợng (MVAr ) Tên TBA 220kV Huế TBA 220kV Quy Nhơn TBA 220kV Nha Trang Tổng 1 1 1 Điện áp đặt tụ (KV ) x 20 x 50 x 36.7 106.7 MVar 110 110 110 1.2. Kế hoạch phát triển hệ thống điện miền Trung giai đoạn đến năm 2025 1.2.1. Cơ sở về số liệu Kế hoạch phát triển hệ thống điện miền Trung giai đoạn đến năm 2025 đƣợc cập nhật theo Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/03/2016 của Thủ tƣớng chính phủ về việc điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030, chi tiết xem Phụ lục 1.2-1.6. 1.2.2. Dự báo nhu cầu phụ tải Dự báo nhu cầu phụ tải HTĐQG và HTĐMT cho các năm 2017 đến 2025 đƣợc cập nhật [10, Tr. 13-20, Chƣơng 3] nhƣ Bảng 1.4: Bảng 1.4. Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc và miền Trung đến năm 2025 Năm 2017 2018 2019 2020 2025 Điện thƣơng phẩm (GWh) miền Trung 16.834 18.660 20.685 22.930 35.056 Toàn quốc 173.422 191.787 212.097 234.558 352.288 Công suất cực đại (MW) miền Trung 4.263 4.518 4.789 5.044 7.806 Toàn quốc 31.006 34.329 38.007 42.080 63.471 6 1.2.3. Chương trình phát triển nguồn điện Dự báo chƣơng trình phát triển nguồn điện HTĐMT cho các năm 2017 đến 2025 đƣợc cập nhật [10, Tr. 34, Chƣơng 5] nhƣ Bảng 1.5: Bảng 1.5. Dự báo phát triển nguồn điện toàn quốc và miền Trung đến năm 2025 Chỉ tiêu/ Năm 2017 2018 2019 2020 2025 miền Trung (MW) 6.333 7.008 7.468 8.248 14.818 Toàn quốc (MW) 45.335 48.629 53.625 58.794 89.421 1.2.4. Chương trình phát triển lưới điện Dự báo chƣơng trình phát triển lƣới điện HTĐMT đến 2025 đƣợc cập nhật [10, Tr. 1-37, Phụ lục 2] nhƣ Bảng 1.6: Bảng 1.6. Dự báo phát triển lưới điện toàn quốc và miền Trung đến năm 2025 Các giai đoạn Cấp điện áp, kV 2015-2020 2021-2025 miền Trung 1. Đƣờng dây tải điện, km 500kV 398 1.590 220kV 1.944 799 2. Trạm biến áp, MVA 500kV 900 4.500 220kV 5.169 4.750 Quốc gia 1. Đƣờng dây tải điện, km 500kV 3 032 2 097 220kV 6 140 1 762 2. Trạm biến áp, MVA 500kV 17 250 21 750 220kV 35 439 28 713 1.2.5. Các ưu điểm, nhược điểm và các tồn tại cần khắc phục a. Ưu điểm Do nhận từ nhiều nguồn, các điểm mở vòng đã đƣợc kiểm tra đủ điều kiện khép vòng nên kết lƣới của hệ thống điện miền Trung rất linh hoạt, khi xảy ra sự cố N - l việc cung cấp điện vẫn có thể đƣợc đảm bảo. b. Nhược điểm - Các đƣờng dây nằm trên các địa hình đồi núi, xác suất bị sự cố cao. - Các nguồn điện phân bố không đều, tập trung nhiều chủ yếu ở Tây Nguyên và bắc Quảng Nam. Khu vực Quảng Bình không có nguồn tại chỗ nên điện áp thấp. 7 - Các nhà máy điện nối vào lƣới Nam miền Trung có công suất quá lớn (3.177MW) và đƣờng dây 220kV dài cộng thêm một số nhà máy không thu đƣợc công suất phản kháng nên vào lúc thấp điểm đêm điện áp luôn luôn ở mức cao, khó khăn cho công tác điều chỉnh điện áp. - Một số đƣờng dây truyền tải sử dụng dây dẫn có tiết diện bé, dẫn đến sự hạn chế trong quá trình chuyển tải điện năng trong các kết dây khác với kết dây cơ bản. Một số đƣờng dây truyền tải còn thiếu máy cắt hoặc phải dùng chung máy cắt cho đƣờng dây và máy biến áp. - Lƣới điện trải dài theo đặc điểm địa lý, các đƣờng dây truyền tải tƣơng đối dài và thƣờng xuyên truyền tải công suất cao từ các nhà máy điện nên dễ bị dao động. - Các trạm mới khi đƣa vào vận hành, không đấu nối transit lên đƣờng dây đang vận hành dẫn đến khó khăn trong việc phối hợp rơle cũng nhƣ đảm bảo cung cấp điện khi xảy ra sự cố N–l (mất 1 phần tử trong hệ thống như máy phát, máy biến áp, đường dây). - Các nhà máy thủy điện dƣới 30MW do các điều độ của các Công ty Điện lực huy động chƣa có sự phối hợp tốt với phƣơng thức huy động nguồn của điều độ A0 dẫn đến quá tải lƣới truyền tải. - Bù còn thiếu, sử dụng các thiết bị FACST còn hạn chế. c. Giải pháp khắc phục - Xây dựng một đƣờng trục truyền tải cấp điện áp 500kV chạy dọc theo các tỉnh miền Trung từ Hà Tĩnh đến Pleiku để tăng độ tin cậy cung cấp điện, chất lƣợng điện năng và giảm tổn thất HTĐMT. - Tính toán lắp đặt thêm các thiết bị bù linh hoạt để nâng cao ổn định điện áp. 1.3. Sự cố trong hệ thống điện 1.3.1. Các nguyên nhân của sự cố trong hệ thống điện Thông thƣờng, một sự cố tan rã HTĐ là một hiện tƣợng phức tạp, với nhiều nguyên nhân khác nhau. Một HTĐ bị tan rã là kết quả của một quá trình chia tách, mất đƣờng dây, máy phát điện… liên tục cho đến khi bị phân chia hoàn toàn thành các vùng, khu vực cách ly nhau. Một số các nguyên nhân chính gây ra nhƣ sau: Nguyên nhân đầu tiên bắt đầu từ khâu qui hoạch và thiết kế. Ví dụ nhƣ việc dự đoán sai nhu cầu phụ tải dẫn đến sự thiếu hụt năng lƣợng cung cấp cho phụ tải. Một vấn đề quan trọng khác trong giai đoạn này đó là việc tuân theo các tiêu chuẩn an ninh khi thiết kế. Vì việc đảm bảo an ninh cho một HTĐ đối với tất cả các sự cố là không thể thực hiện đƣợc. Trƣờng hợp hay gặp nhất là khi có một hƣ hỏng bất kỳ xảy ra trong HTĐ - hay còn gọi là tiêu chuẩn N-1. Xác xuất xảy ra hai (N-2) hay 8 nhiều thiết bị cùng hƣ hỏng đồng thời là nhỏ hơn. Tuy nhiên để đảm bảo an ninh cho HTĐ, một số HTĐ còn phải đảm bảo tiêu chuẩn N-2. Nhƣng một số HTĐ, trong giai đoạn qui hoạch và thiết kế đã không đảm bảo tiêu chuẩn N-1 (hoặc N-2) đã dẫn đến một số sự cố tan rã HTĐ. Việc thiết kế và cài đặt các thông số bảo vệ sai cũng là một trong những nguyên nhân của các sự cố tan rã HTĐ. (Ví dụ nhƣ việc cài đặt các thông số bảo vệ khác nhau của hai đầu đƣờng dây liên lạc nằm ở hai tỉnh khác nhau hoặc việc cài đặt thông số sai của hệ thống sa thải phụ tải theo tần số. Việc thay đổi cấu trúc hệ thống, và quan điểm vận hành theo thị trƣờng điện cũng cần phải đƣợc cân nhắc kỹ lƣỡng khi qui hoạch và thiết kế. Rất nhiều nguyên nhân nguy hiểm dẫn đến sự cố tan rã HTĐ xuất phát từ quá trình vận hành HTĐ. Trong môi trƣờng thị trƣờng điện, có nhiều các hệ thống điện con (sub-systems) cùng vận hành và điều khiển hệ thống truyền tải xƣơng sống (interconnected transmission system (the so-called TSOs). Sự có mặt với tỉ lệ khá lớn của hệ thống điện phân tán cũng làm cho HTĐ ngày càng trở lên phức tạp khi xem xét trên quan điểm vận hành và quản lý. Chính vì vậy mà những ngƣời vận hành HTĐ có thể không hiểu hết về HTĐ mình đang quản lý - vận hành, đặc biệt là khi có nhiều hợp đồng mua bán điện, trào lƣu công suất liên tục thay đổi, và các sự cố ngẫu nhiên phức tạp có thể xảy ra trong một hệ thống điện lớn. Kết quả là thiếu sự phối hợp và hành động chính xác trong việc phòng ngừa, ngăn chặn sự cố giữa các trung tâm điều độ hệ thống điện. Trong quá trình bảo dƣỡng thiết bị cũng có những nguy cơ tiêm ẩn, đặc biệt là các công việc bảo dƣỡng bất thƣờng, sự hƣ hỏng của các thiết bị điện quá cũ, thiếu những công việc bảo dƣỡng định kỳ (thậm chí là việc cắt tỉa cây trên hành lang tuyến). Việc thiếu sự đào tạo thƣờng xuyên, cập nhật cho những ngƣời vận hành hệ thống điện và phối hợp đào tạo liên trung tâm điều độ cũng có thể gây ra các sự cố tan rã HTĐ. Ngoài ra con nhiều nguyên nhân khách quan khác, nhƣ sự hƣ hỏng bất thƣờng của thiết bị bảo vệ, hệ thống quản lý năng lƣợng (Energy System management ESM), hệ thống đánh giá trạng thái (State Estimator-SE) và hệ thống đánh giá sự cố ngẫu nhiên thời gian thực (Real Time Contingency Analysis - RTCA) đã làm cho các kỹ sƣ vận hành không thể giám sát và đánh giá tình trạng làm việc cũng nhƣ việc đƣa ra các biện pháp kịp thời. Những điều kiện thời tiết bất thƣờng (quá nóng, quá lạnh), hay hiện tƣợng thiên nhiên cũng là một trong những nguyên nhân dẫn đến việc tăng lên bất thƣờng của phụ tải hay hƣ hỏng thiết bị đƣợc xem là những điều kiện bất lợi ban đầu cho HTĐ, là nguyên nhân bắt nguồn các sự cố. 9 1.3.2. Cơ chế xảy ra sự cố sụp đổ điện áp gây tan rã hệ thống điện Tất cả các sự cố trên đều có một quá trình chung đó là HTĐ đi từ trạng thái vận hành bình thƣờng (có thể rất gần với giới hạn an ninh/ ổn định) đến mất ổn định và cuối cùng là chia tách, sụp đổ thành các hệ thống riêng biệt. Cơ chế chung đó chính là sự mất ổn định của HTĐ và có thể đƣợc tổng kết nhƣ sau: - Ban đầu, HTĐ đang đƣợc vận hành ở những điều kiện bất lợi, khá gần với giới hạn ổn định. Ví dụ nhƣ: mất một số tổ máy/ nhà máy điện, một số đƣờng dây tải điện do sự cố hay bảo dƣỡng trong khi đó nhu cầu phụ tải lại đang rất lớn hay tăng lên do những điều kiện bất thƣờng của thời tiết. Hơn nữa, vùng trung tâm phụ tải lại ở xa vùng phát, làm tăng tổn thất truyền tải cả công suất tác dụng và phản kháng, hoặc không có đủ công suất dự phòng. Những điều kiện bất lợi đó làm cho điện áp ở một số nút bị giảm thấp. - Những điều kiện bất lợi này có thể phải tiếp tục chịu một hoặc một số sự cố cực kỳ nguy kịch do việc mất thêm thiết bị nhƣ là mất đƣờng dây, máy phát quan trọng, làm phá vỡ tiêu chuẩn an ninh (N-1 hay N-2). Làm phát sinh các vấn đề ổn định HTĐ nhƣ mất ổn định điện áp/ tần số/ góc roto, làm quá tải các thiết bị còn lại, điện áp giảm thấp tại một số nút, mất đồng bộ giữa các máy phát điện. Việc mất cân bằng công suất phát/ tải làm nảy sinh sự sụp đổ về tần số và đồng bộ hóa. - Việc thiếu các biện pháp ngăn chặn kịp thời của các trung tâm điều độ hệ thống, lỗi vận hành của con ngƣời, sự tác động sai của thiết bị bảo vệ, hay hƣ hỏng ẩn trong các hệ thống giám sát, điều khiển làm cho tình hình trở lên nghiêm trọng hơn. - Sự tác động của máy biến áp điều áp dƣới tải, hay các máy phát đã đạt đến giới hạn công suất tác dụng/ phản kháng, làm cho HTĐ mất khả năng điều khiển điện áp. Kết quả là điện áp tiếp tục giảm thấp, vẫn đến sụp đổ điện áp và tan rã hệ thống. - Việc thiếu mômen cản các dao động hay quá trình quá độ dẫn đến các máy phát điện bị mất đồng bộ, các hệ thống bảo vệ chống mất đồng bộ tác động cắt các máy phát này ra khỏi HTĐ, làm cho sự mất cân bằng phát/ tải tăng lên mạnh hơn nữa, và dẫn đến việc cắt hàng loạt các thiết bị khác, và làm sụp đổ hoàn toàn hệ thống. - Cơ chế tan rã HTĐ có liên quan trực tiếp đến cơ chế mất ổn định điện áp/ tần số/ góc roto. 1.3.3. Sự cố thường xảy ra trong HTĐ Việt Nam Hệ thống điện Việt Nam hiện nay đang truyền tải công suất từ Bắc vào Nam với lƣợng công suất khá lớn, trong chế độ cao điểm lƣợng công suất truyền tải trên đƣờng 10 dây 500kV đã gần đạt đến định mức của đƣờng dây. Do vậy, khi sự cố đƣờng dây 500kV khu vực miền Trung thƣờng gây ra tách đôi hệ thống Bắc-Nam, sự cố nghiêm trọng và thƣờng xảy ra nằm trên cung đoạn Đà Nẵng –Hà Tĩnh, Đà Nẵng – Thạnh Mỹ hoặc Đăk Nông – Cầu Bông. Khi sự cố trên cung đoạn này, hệ thống Bắc Nam sẽ bị tách đôi, lúc này ở phía Nam sẽ thiếu 1 lƣợng công suất khá lớn (tùy thuộc chế độ vận hành) và điện áp giảm thấp, để đảm bảo tính ổn định hệ thống thông thƣờng phải sa thải 1 lƣợng công suất. Ví dụ sự cố xảy ra vào tháng 04/2016, lƣới điện phía Nam đã phải sa thải một lƣợng công suất 2000MW. Lúc đó trên hệ thống sẽ có sự dao động rất lớn, điện áp và tần số dao động mạnh gây nên hiện tƣợng mất ổn định, dẫn đến rã lƣới. Miền Bắc điện áp và tần số sẽ tăng cao, lúc này các bảo vệ quá điện áp và quá tần số sẽ tác động và cắt một số đƣờng dây, trong khi đó công suất phát của nhà máy chƣa kịp giảm làm cho điện áp và tần số càng tăng cao gây nên hiện tƣợng domino, hệ thống điện miền Bắc bị rã lƣới gây nên mất điện trên diện rộng, thiệt hại về kinh tế rất lớn. Trong khi đó ở miền Trung và miền Nam thì điện áp và tần số giảm mạnh, bảo vệ kém áp và tần số thấp sẽ tác động cắt rất nhiều phụ tải, cũng gây nên mất điện trên diện rộng. Sự cố gây nên hiện tƣợng sụp đổ điện áp và tan rã hệ thống là trƣờng hợp cây dầu va vào đƣờng dây 500kV vào ngày 22/5/2013, tại đoạn đƣờng dây 500kV đi qua khu vực phƣờng Hòa Phú, TP Thủ Dầu Một (Bình Dƣơng), 1 cây dầu cao hơn 10m từ vƣờn ƣơm gần đó ngã đụng vào đƣờng dây 500kV nên gây nổ [số liệu trên trang web http://www.vnexpress.vn]. Đây là đƣờng dây tải điện từ Bình Dƣơng, hòa vào trạm biến áp Tân Định, cung cấp điện lực cho toàn bộ khu vực miền Nam. Lúc này trên đƣờng dây 500kV đang truyền tải một lƣợng công suất rất cao từ Bắc vào Nam. Khi sự cố đƣờng dây này, phía Nam đã thiếu hụt 1 lƣợng công suất lớn làm cho tần số và điện áp giảm thấp, lúc này bảo vệ tần số thấp tác động sa thải một lƣợng phụ tải lớn nhằm cân bằng công suất để giữ cho hệ thống điện miền Nam ổn định, và ngay lúc đó, một số nhà máy hệ thống điều tốc cũng làm việc ở chế độ lồng tốc, kết hợp với lƣợng công suất sa thải do tần số thấp làm cho hệ thống càng dao động mạnh, do khả năng điều tần của các nhà máy kém nên không giữ đƣợc ổn định và gây tan rã toàn bộ hệ thống miền Nam. 1.4. Kết luận Cùng với sự phát triển chung của hệ thống điện Việt Nam, hệ thống điện miền Trung cũng đã phát triển không ngừng càng ngày càng đƣợc mở rộng và hiện đại hoá. Đến hết năm 2016: Tổng công suất phụ tải cực đại là 2.546 MW; tổng công suất đặt của các NMĐ là 6.135 MW; tổng chiều dài đƣờng dây 500kV là 2.840 km, đƣờng dây 220kV là 4.148 km; tổng dung lƣợng các TBA 500kV là 5.700 MVA, các TBA 220kV