Đánh giá ảnh hưởng của nhà máy thủy điện A Vương đến các chế độ vận hành của hệ thống điện Việt Nam

TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008<br /> <br /> <br /> ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY THUỶ<br /> ĐIỆN A VƯƠNG ĐẾN CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH<br /> CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM<br /> EVALUATION OF INFLUENCES OF AVUONG HYDROELECTRIC<br /> POWER PLANT ON OPERATION STATES OF VIETNAM POWER<br /> SYSTEM<br /> <br /> NGÔ VĂN DƯỠNG<br /> Đại học Đà Nẵng<br /> NGUYỄN DUY DŨNG<br /> Trung tâm Điều độ HTĐ miền Trung<br /> <br /> TÓM TẮT<br /> Hệ thống điện Việt Nam là hệ thống điện hợp nhất có các đường dây truyền tải<br /> siêu cao áp liên kết các khu vực trong toàn quốc. Do đó trào lưu công suất<br /> thường xuyên thay đổi theo biểu đồ phụ tải của các khu vực cũng như khả năng<br /> phát công suất của các nhà máy điện. Việc đưa một nhà máy có công suất lớn<br /> vào làm việc sẽ gây ra những thay đổi về thông số chế độ của toàn hệ thống. Bài<br /> báo trình bày một số kết quả tính toán đánh giá các ảnh hưởng của nhà máy thủy<br /> điện A Vương đến các chế độ làm việc của hệ thống điện Việt Nam.<br /> ABSTRACT<br /> Vietnam power system is a united one with ultra-high voltage transmission lines<br /> incorporating all electrical systems nationally. Consequently, the power flow in<br /> transmission lines often changes according to loading charts of areas and power<br /> of plants. Putting a big power plant into operation will cause changes of state<br /> parameters of the whole system. This paper presents a number of calculated<br /> results to evaluate the influences of A Vuong hydroelectric power plant on<br /> operation states of Vietnam power system.<br /> <br /> <br /> 1. Đặt vấn đề:<br /> Ngày nay hệ thống điện Việt Nam là hệ thống điện liên kết. Các lưới điện khu<br /> vực, các nhà máy điện được nối liên kết với nhau thông qua đường dây 500kV tạo thành<br /> hệ thống điện thống nhất - Hệ thống điện Quốc gia. Đường dây siêu cao áp 500 kV Bắc -<br /> Nam được chính thức đưa vào vận hành ngày 27/05/1994 (mạch 1), đóng vai trò nâng cao<br /> chất lượng cung cấp điện, nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc khai thác và vận hành hệ<br /> thống đồng thời giữ vai trò điều phối điện năng giữa các miền trong toàn quốc, đảm bảo<br /> vận hành ổn định, an toàn.<br /> Tính đến hết tháng 9/2007, phụ tải hệ thống điện quốc gia đạt 51,211 tỷ kWh,<br /> tăng 13,6% so với cùng kỳ năm 2006. Công suất cực đại khoảng 11263 MW. Dự báo năm<br /> 2008, tổng sản lượng hệ thống khoảng 79.52 tỷ kWh, công suất cực đại khoảng<br /> 13.350MW. Nguồn của hệ thống Việt Nam có tổng công suất lắp đặt khoảng 13110MW.<br /> Công suất khả dụng thay đổi nhiều phụ thuộc vào tình hình nguồn năng lượng sơ cấp cũng<br /> như tình hình thiết bị. Dự kiến năm 2008 có khoảng 11 nhà máy điện vào vận hành với<br /> tổng công suất lắp đặt khoảng 3072MW. Hệ thống truyền tải có tổng chiều dài đường dây<br /> <br /> <br /> <br /> 23<br />  TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008<br /> <br /> <br /> 21194km và dung lượng máy biến áp 41650MVA. Dự kiến đưa thêm 4 trạm biến áp<br /> 500kV Thường Tín, Quảng Ninh, Ô Môn, Dốc Sỏi và mở rộng thêm máy thứ hai tại trạm<br /> biến áp 500kV Tân Định với tổng công suất lắp đặt 2.250MVA; Đóng điện 56 đường dây<br /> 220kV với tổng chiều dài khoảng 2.840km, lắp mới và cải tạo gần 32 trạm biến áp 220kV<br /> với dung lượng tổng gần 5600MVA trong năm 2008 [5].<br /> Nhà máy thuỷ điện A Vương có công suất 210MW gồm 2 tổ máy, là Nhà máy<br /> kiểu hở, nằm trên bờ sông Bung thuộc huyện Đông Giang, tỉnh Quảng Nam cách thành<br /> phố Đà Nẵng khoảng 100km về phía Tây theo đường giao thông. Là Nhà máy thuỷ điện<br /> có công suất lớn được xây dựng và đưa vào vận hành đầu tiên trên hệ thống các NMTĐ<br /> trên sông Vu Gia - Thu Bồn, được kết nối vào thanh góp trạm 220kV Hòa Khánh qua<br /> đường dây 220kV mạch kép. Nhiệm vụ chính của công trình là cung cấp điện năng lên<br /> lưới quốc gia với công suất lắp máy 210MW, điện năng trung bình 815 triệu kWh/năm<br /> [3]. Ngoài ra công trình còn tham gia hạn chế lũ và tạo nguồn nước cho hạ lưu. Khi đóng<br /> điện vận hành, nhà máy bổ sung thêm công suất vào hệ thống làm thay đổi trào lưu công<br /> suất trên hệ thống. Sự thay đổi này phụ thuộc vào phương thức vận hành cũng như cấp<br /> điện áp nguồn mới được nối vào, khi kết nối với hệ thống ở cấp điện áp càng cao thì ảnh<br /> hưởng đến hệ thống càng lớn [2,7].<br /> Nhà máy thủy điện A Vương dự kiến đưa vào vận hành ngày 31 tháng 12 năm<br /> 2008. Do đó bài báo tập trung tính toán đánh giá ảnh hưởng của nó đến các chế độ vận<br /> hành của hệ thống điện nhằm có những điều chỉnh thông số bảo vệ rơle và phương án kết<br /> lưới đảm bảo hệ thống vận hành tin cậy.<br /> 2. Xây dựng cơ sở dữ liệu và lựa chọn phần mềm tính toán:<br /> Hiện nay để tính toán các chế độ hệ thống điện có thể sử dụng nhiều phần mềm<br /> khác nhau: PSS/E, PSS/ADEPT, POWERWORLD SIMULATOR, CONUS. Mỗi phần<br /> mềm đầu có một số chức năng và phạm vi ứng dụng khác nhau. PSS/ADEPT thường được<br /> sử dụng tính toán cho lưới phân phối. POWERWORLD SIMULATOR phù hợp cho việc<br /> xây dựng các hệ thống mô phỏng vận hành hệ thống điện thích hợp cho công tác đào tạo.<br /> CONUS dùng để tính toán trào lưu công suất và đánh giá ổn định hệ thống. Ưu điểm của<br /> phần mềm CONUS là có thể nhập trực tiếp thông số đường dây và máy biến áp vào file số<br /> liệu mà không cần tính toán thông số sơ đồ thay thế. PSS/E là phần mềm mạnh có nhiều<br /> chức năng như mô phỏng hệ thống điện, tính toán trào lưu công suất, tính toán ngắn mạch,<br /> ổn định hệ thống điện,... [6]. Hiện nay phần mềm PSS/E đang được các công ty điện lực ở<br /> Việt Nam sử dụng để tính toán thiết kế cũng như quản lý vận hành hệ thống. Để đánh giá<br /> ảnh hưởng của nhà máy thủy điện A Vương đến các chế độ vận hành của hệ thống điện<br /> Việt Nam, tác giả sử dụng phần mềm PSS/E do những ưu điểm của nó. Đồng thời bộ số<br /> liệu về hệ thống điện Việt Nam đã được cập nhật một cách đầy đủ và tương đối chính xác<br /> [4], nhờ đó việc tính toán được thực hiện nhanh chóng và kết quả tính toán đủ tin cậy.<br /> 3. Đánh giá ảnh hưởng của A Vương đến chế độ vận hành của hệ thống điện Việt<br /> Nam:<br /> 3.1. Ảnh hưởng của A Vương đến phương thức vận hành:<br /> Hệ thống điện đang vận hành, giả thiết điều kiện thiết bị và thao tác như nhau, khi<br /> đó phương thức vận hành cơ bản là phương thức đảm bảo được chất lượng điện năng và<br /> có tổn thất công suất thấp nhất. Sơ bộ tính toán loại trừ các phương án vận hành không<br /> kinh tế, ta chọn ba phương án (PA) sau đây làm phương thức vận hành cơ bản:<br /> <br /> <br /> <br /> 24<br />  TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008<br /> <br /> <br /> - PA1: các trạm 500kV Đà Nẵng, Dốc Sỏi, trạm 220kV Hoà Khánh, Huế, Đồng<br /> Hới vận hành mạch vòng 220kV – 110kV và khép vòng với trạm 500kV Hà Tĩnh qua<br /> đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới cấp điện từ Quảng Bình đến Tư Nghĩa (đường dây<br /> Mộ Đức - Tư Nghĩa cắt tại đầu Mộ Đức). Trạm 500kV Pleiku và Phú Lâm nối vòng đi<br /> qua các trạm 220kV Đa Nhim, Nha Trng, KrôngBuk, Qui Nhơn cùng hoà với hai nhà máy<br /> thuỷ điện Sông Hinh và Vĩnh Sơn cấp đến Mộ Đức.<br /> - PA 2: Tương tự như PA 1 nhưng chuyển Mộ Đức sang nhận điện khu vực trạm<br /> 500kV Đà Nẵng.<br /> - PA 3: Tương tự như PA 2 nhưng chuyển Tam Quan sang nhận điện khu vực<br /> trạm 500kV Đà Nẵng.<br /> Khi chưa có A Vương: PA 3 có điện áp cuối nguồn thấp (103.3kV) nằm ngoài<br /> phạm vi cho phép 110±5%, PA 1 và PA 2 có điện áp lệch nhau không nhiều (không quá<br /> 5%) và nằm trong phạm vi cho phép. Tổn thất công suất trên hệ thống điện miền Trung<br /> khi vận hành theo PA 1 ở chế độ cực đại/cực tiểu là 38.3/25.9 MW, nhỏ hơn tổn thất công<br /> suất của hai phương án còn lại (PA 2 có tổn thất 38.9/26.5 MW, PA 3 có tổn thất<br /> 39.5/26.8 MW). Vận hành theo PA 1 sẽ kinh tế hơn và chọn phương án 1 làm phương<br /> thức vận hành cơ bản.<br /> Kết quả tính toán cũng tương tự đối với trường hợp có nhà máy thủy điện A<br /> Vương. Chế độ điện áp các nút ở ba phương án chênh nhau không nhiều, đều nằm trong<br /> phạm vi cho phép nhưng tổn thất công suất của PA 1 thấp hơn và được chọn làm phương<br /> thức vận hành cơ bản.<br /> Như vậy sự tham gia của nhà máy thủy điện A Vương không làm thay đổi phương<br /> thức vận hành cơ bản của hệ thống điện.<br /> 3.2. Ảnh hưởng của A Vương đến vấn đề điện áp trên hệ thống điện:<br /> 3.2.1. Chế độ làm việc bình thường:<br /> Ở chế độ không tải, thủy điện A Vương như một máy bù đồng bộ nên điện áp khu<br /> vực được cải thiện đáng kể. Khi A Vương phát công suất tác dụng vào hệ thống làm tăng<br /> tổn thất điện áp. So sánh kết quả tính toán ứng với hai chế độ cực đại và cực tiểu của hệ<br /> thống nhận thấy Nhà máy điện A Vương góp phần cải thiện được điện áp lúc cao điểm và<br /> giảm được điện áp lúc thấp điểm, đặc biệt trong trường hợp có điều chỉnh điện áp tại<br /> thanh góp nhà máy (kết quả tính toán trong Bảng 1).<br /> Bảng 1<br /> Điện áp (kV)<br /> Chế độ Nút Chế độ phát của A Vương<br /> chưa có không tải phát 50%P phát 100%P<br /> Cực đại Đồng Hới 220kV 215.29 218.5 217.36 216.84<br /> TC 220kV - T500ĐN 223.9 227.39 227.09 227.11<br /> Cực tiểu Đồng Hới 220kV 222.95 222.78 222.59 220.75<br /> TC 220kV - T500ĐN 227.95 227.75 227.66 225.69<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> 25<br />  TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008<br /> <br /> <br /> 3.2.2. Các chế độ sự cố một phần tử (sự cố N-1) [1]<br /> Có rất nhiều sự cố N-1, Đường cong P-V<br /> cần xem xét các sự cố nặng nề<br /> nhất ở khu vực liên quan để 1.2<br /> <br /> 1.15<br /> đánh giá hiệu quả cải thiện điện<br /> 1.1<br /> áp của A Vương. Đó là các sự 1.05<br /> cố: 320MW<br /> <br /> <br /> <br /> Điện áp (pu)<br /> 1<br /> - Sự cố mất điện đường 0.95<br /> dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng 0.9<br /> <br /> Hới. 0.85 Có A Vương 310MW<br /> - Sự cố mất điện đường 0.8 Không có A Vương<br /> <br /> dây 220kV Đà Nẵng - Huế. 0.75<br /> <br /> Khi xảy ra các sự cố 0.7<br /> 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320<br /> trên, điện áp khu vực thấp, điện Công suất phụ tải (MW)<br /> áp phía 220kV trạm Đồng Hới<br /> Hình 1: Đặc tính P-V<br /> trường hợp mất điện đường dây<br /> 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới là 190.8kV thấp hơn mức điện áp cho phép khi có sự cố (220-<br /> 10%kV). Tình hình điện áp được cải thiện đáng kể khi có A Vương. Mức độ tăng điện áp<br /> trong khu vực với chế độ A Vương phát 2 tổ máy với công suất định mức (210MW)<br /> khoảng 4-5 (%) đối với trường hợp sự cố đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới; tăng 2 -<br /> 3% đối với trường hợp sự cố đường dây 220kV Đà Nẵng - Huế. Nhờ có A Vương, điện áp<br /> trong khu vực được đưa về giới hạn cho phép vận hành khi có sự cố, điện áp tại Đồng Hới<br /> là 198.6kV. Điện áp này có thể nâng lên cao hơn kết quả khảo sát trên do A Vương còn<br /> khả năng điều chỉnh tăng điện áp đầu cực máy phát.<br /> 3.2.3. Ảnh hưởng đến sự ổn định điện áp của hệ thống điện:<br /> Khi phụ tải tăng lên thì điện áp của hệ thống giảm. Ổn định của nút phụ tải chủ<br /> yếu xét đến ổn định điện áp, tức là tính toán khả năng tải sao cho tránh được sụp đổ điện<br /> áp. Sử dụng chương trình PSS/E tính toán biến thiên điện áp khi tăng tải Quảng Bình,<br /> Quảng Trị, Thừa Thiên - Huế từng bước và vẽ được đặc tính P-V như hình 1, các khu vực<br /> khác vẫn giữ mức phụ tải ở chế độ cực đại. Hệ thống bị sụp đổ điện áp khi công suất khu<br /> vực Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên - Huế trong trường hợp không có A Vương là<br /> 310MW và trường hợp có A Vương thì phụ tải khu vực này có thể tăng lên 320MW mới<br /> xảy ra sụp đổ điện áp.<br /> 3.3. Ảnh hưởng của A Vương đến các thiết bị hiện tại trong hệ thống:<br /> Các thiết bị bảo vệ rơle hiện có trên lưới được tính toán vận hành với chế độ hệ<br /> thống điện chưa có Nhà máy thủy điện A Vương. Việc đưa nhà máy thủy điện A Vương<br /> vào vận hành làm cho kết cấu của hệ thống điện thay đổi do đó cần phải thực hiện các tính<br /> toán sự biến động của dòng ngắn mạch và biến động tổng trở trên rơle khoảng cách khi có<br /> dao động trên lưới.<br /> - Dòng ngắn mạch:<br /> Tính toán dòng ngắn mạch trong hai chế độ vận hành cực đại và cực tiểu của hệ<br /> thống ứng với hai trường hợp có và không có nhà máy thuỷ điện A Vương. Nhà máy thuỷ<br /> điện A Vương, chế độ cực tiểu tính cho trường hợp vận hành một tổ máy và đường dây<br /> vận hành song song.<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> 26<br />  TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008<br /> <br /> <br /> Dòng sự cố tại các trạm<br /> trong khu vực Đà Nẵng như trạm Đà 2<br /> Nẵng, Hoà Khánh, Cầu Đỏ, Xuân 1.1935<br /> Hà, Liên Trì, Liên Chiểu tăng từ 1<br /> <br /> <br /> 100 – 500A phía 220kV, 100 – 0<br /> <br /> 300A phía 110kV, dưới 200A đối -0.76255<br /> -0.15366<br /> <br /> <br /> với phía 22kV và 35kV khi có sự -1.1015-1<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> t=1.61s: đóng lại hoàn toàn<br /> tham gia của nhà máy thủy điện A<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> Tổng trở (pu)<br /> -2<br /> <br /> Vương; Các khu vực khác chịu ảnh<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> t=0.5s: Xảy ra sự cố<br /> t=0.6s: Cắt sự cố<br /> hưởng rất ít, không đáng kể (dòng<br /> -3<br /> <br /> <br /> <br /> sự cố chỉ thay đổi vài chục ampe). -4<br /> <br /> - Ảnh hưởng của A Vương -5<br /> đến sự biến thiên tổng trở tính toán 0.00 1.48 2.97 4.47 5.97<br /> Thời gian (giây)<br /> trên các rơle bảo vệ: Điện trở R - có A Vương<br /> Điện trở R - không A Vương<br /> Điện kháng - có A Vương<br /> Điện kháng X - không A Vương<br /> Xét đến sự cố 3 pha giữa<br /> đường dây A Vương - Hòa Khánh ở Hình 2: Biến thiên R và X đo tại rơle khoảng cách<br /> đường dây 220kV Hòa Khánh - Đà Nẵng<br /> thời điểm 0.5s, bảo vệ đường dây<br /> cắt sự cố sau 100ms và đóng lặp lại thành công ở thời điểm 1.6s. Khi không có nhà máy<br /> thủy điện A Vương, tổng trở rơle nhìn thấy chỉ biến thiên do sự cố và không có dao động.<br /> Khi có sự tham gia của nhà máy, cả điện trở và điện kháng biến thiên rất lớn có lúc gần<br /> bằng với tốc độ biến thiên tống trở do sự cố gây ra và thậm chí còn đảo dấu điện trở (hình<br /> 2). Điều này dễ dẫn đến bảo vệ rơle tác động nhầm, để bảo vệ rơle làm việc tin cậy cần<br /> đưa các chức năng nhận biết dao động công suất vào làm việc.<br /> 3.4. Ảnh hưởng của A Vương đến ổn định quá độ hệ thống điện:<br /> 3.4.1. Khi đóng / cắt máy phát:<br /> Trong chế độ cắt đột ngột<br /> một tổ máy, ta giả thiết hai tổ máy 1.035 0.004<br /> <br /> đang vận hành song song và một tổ 0.003<br /> máy bị tách ra, còn trong chế độ 1.034<br /> 0.002<br /> đóng hòa máy phát giả thiết hai tổ<br /> máy của A Vương đang tách lưới 1.033 0.001<br /> T ó c đ ộ (p u )<br /> Đ i ệ n á p (p u )<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> và tiến hành đóng không tải 1 tổ 0<br /> máy. Biến thiên điện áp tại thanh 1.032<br /> -0.001<br /> cái 220kV trạm Hòa Khánh và<br /> biến thiên tốc độ roto máy phát 1.031 -0.002<br /> <br /> được biểu diễn trong hình 3. Trong -0.003<br /> cả hai trường hợp đóng hoặc cắt 1.03<br /> -0.004<br /> đột ngột một tổ máy thì điện áp tại<br /> Hòa Khánh và tốc độ quay roto 1.029 -0.005<br /> -0.02 0.48 0.98 1.48 1.98 2.48 2.98 3.48 3.98 4.48 4.98<br /> máy phát A Vương đều xảy ra dao U_Hkhánh (dóng không tải) U_Hkhánh (cắt MF) Thời gian (giây)<br /> động. Các dao động này tắt dần Tốc độ AV (đóng không tải) Tốc độ (cắt MF)<br /> trong khoảng thời gian 6s. Sự dao<br /> động lúc đóng hòa máy mạnh hơn Hình 3: Biến thiên điện áp và tốc độ khi đóng/cắt máy phát<br /> so với trường hợp tách máy phát. Điện áp biến thiên nhỏ, khoảng 1% nhưng sau đó được<br /> phụ hồi trở lại.<br /> <br /> <br /> <br /> 27<br />  TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008<br /> <br /> <br /> Như vậy việc cắt một hoặc 2 tổ máy hoặc đóng hòa máy phát của nhà máy thủy<br /> điện A Vương không làm ảnh hưởng đến tính ổn định của hệ thống.<br /> 3.4.2. Khi có sự cố:<br /> Giả thiết đường dây được<br /> trang bị bảo vệ rơle tác động nhanh<br /> (0s) khi sự cố trên đường dây. Máy 1.1 0.013<br /> <br /> <br /> cắt mở do sự cố có tổng thời gian 1<br /> tác động của rơle, các thiết bị trung 0.008<br /> <br /> gian và máy cắt để tiếp điểm máy 0.9<br /> <br /> cắt mở và hồ quang được dập tắt<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> Tóc độ (pu)<br /> 0.003<br /> hoàn toàn được giả thiết là 100ms. 0.8<br /> <br /> <br /> Trường hợp đóng máy cắt, giả thiết 0.7 Đ iện á p (pu)<br /> từ lúc rơle phát lệnh đóng đến khi -0.002<br /> <br /> <br /> các tiếp điểm của máy cắt đóng 0.6<br /> <br /> hoàn toàn là 40ms. Xét sự cố nặng -0.007<br /> <br /> nề nhất là sự cố đầu đường dây 0.5<br /> <br /> <br /> 220kV từ NMTĐ A Vương đi Hòa 0.4 -0.012<br /> Khánh mạch 1 với thời gian đóng -0.02 0.98 1.98 2.98 3.98 4.98 5.98 6.98<br /> <br /> U_Hkhánh (AR thành công) U_Hkhánh (AR không thành công) Thời gian (giây)<br /> lặp lại là 1,5s, điện áp 220kV tại Tốc độ AV (AR thành công) Tốc độ (AR không thành công)<br /> Hòa Khánh và biến thiên tốc độ<br /> roto của A Vương như hình 4. Khi Hình 4: Biến thiên điện áp và tốc độ roto khi có sự cố<br /> tự động đóng lại đường dây thành công, hệ thống giữ ổn định, dao động xuất hiện và tắt<br /> dần trong vòng 6s. Trường hợp đóng lại không thành công thì hệ thống vẫn giữ ổn định<br /> nhưng dao động tắt chậm hơn, khoảng 8 - 9s.<br /> 4. Kết luận<br /> Sự tham gia của Nhà máy thủy điện A Vương không làm thay đổi phương thức<br /> vận hành cơ bản của hệ thống điện. Nhà máy thủy Điện A Vương góp phần giảm tổn thất<br /> công suất trong hệ thống, giảm được lượng công suất truyền tải từ miền Nam ra miền Bắc<br /> trên các đường dây 500kV, cải thiện được chất lượng điện năng khi có sự cố N-1. Việc<br /> đóng hoặc cắt các tổ máy cũng như sự cố trên đường dây 220kV A Vương - Hòa Khánh<br /> không làm hệ thống mất ổn định cho dù tự động đóng lặp lại làm việc thành công hay<br /> không.<br /> Khi đóng điện nhà máy thủy điện A Vương, dòng ngắn mạch trên hệ thống có<br /> thay đổi, tùy vào vị trí mà mức độ tăng dòng ngắn mạch có khác nhau. Các trạm biến áp<br /> trong khu vực Đà Nẵng như trạm các trạm Đà Nẵng, Hoà Khánh, Cầu Đỏ, Xuân Hà, Liên<br /> Trì, Liên Chiểu chịu ảnh hưởng của Nhà máy thuỷ điện A Vương với mức tăng dòng ngắn<br /> mạch từ 100 – 500A phía 220kV, 100 – 300A phía 110kV, dưới 200A đối với phía 22kV<br /> và 35kV; còn các khu vực khác chịu ảnh hưởng rất ít hoặc không đáng kể (dòng sự cố chỉ<br /> thay đổi vài chục ampe)<br /> Khi không có nhà máy thủy điện A Vương, tổng trở nhìn bởi rơle khoảng cách chỉ<br /> biến thiên do sự cố và không có dao động. Khi có sự tham gia của nhà máy, cả điện trở và<br /> điện kháng biến thiên rất lớn và thậm chí còn đảo dấu điện trở. Tốc độ biến thiên tổng trở<br /> do dao động là rất lớn và có lúc gần bằng với tốc độ biến thiên tống trở do sự cố gây ra,<br /> điều này dễ dẫn đến bảo vệ rơle tác động nhầm. Để bảo vệ rơle làm việc tin cậy cần đưa<br /> các chức năng nhận biết dao động công suất vào làm việc.<br /> <br /> <br /> <br /> 28<br />  TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008<br /> <br /> <br /> Như vậy khi có sự tham gia của nhà máy thủy điện A Vương cần thiết phải tính<br /> toán đầy đủ các chế dộ sự cố để xác định sự biến thiên của dòng ngắn mạch, điện trở và<br /> điện kháng một cách chính xác để chỉnh định các thông số bảo vệ của rơle nhằm đảm bảo<br /> độ tin cậy cho hệ thống điện.<br /> <br /> TÀI LIỆU THAM KHẢO<br /> <br /> [1] Lã Văn Út, Ngắn mạch trong hệ thống điện, Nxb Khoa học và Kỹ thuật, 2000.<br /> [2] Lã Văn Út, Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện, NXB KH&KT,<br /> 2000.<br /> [3] Nhà máy thủy điện A Vương, Thông số kỹ thuật các thiết bị chính.<br /> [4] Trung Tâm Điều Độ hệ thống điện Quốc Gia, Thông số hệ thống điện Việt<br /> Nam năm 2008.<br /> [5] Qui hoạch phát triển điện lực Quốc Gia giai đoạn 2006 - 2015 - Tổng sơ đồ<br /> VI.<br /> [6] Siemens Power Transmission & Distribution, Inc, PSS/E™ 30.2 USERS<br /> MANUAL, November 2005<br /> [7] Hadi Saadat, Power System Analysis, The McGraw Hill Conpanies Inc, 2002.<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> 29<br />