Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Nghiên cứu khắc phục những tồn tại trong vận hành 2 trạm thủy điện nhỏ Tà Làng, Nặm Cắt và lưới phân phối 35 KV lộ 371, 372 tỉnh Bắc Kạn

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP NGUYỄN VĂN HƯNG NGHIÊN CỨU KHẮC PHỤC NHỮNG TỒN TẠI TRONG VẬN HÀNH 2 TRẠM THỦY ĐIỆN NHỎ TÀ LÀNG, NẶM CẮT VÀ LƯỚI PHÂN PHỐI 35 KV LỘ 371, 372 TỈNH BẮC KẠN Ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã ngành: 8520201 LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ ĐỨC MINH

Thái Nguyên - 2019

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

LỜI CAM ĐOAN

Tôi là Nguyễn Văn Hưng, học viên lớp cao học K20 chuyên ngành Kỹ thuật

điện, sau hai năm học tập và nghiên cứu, được sự giúp đỡ của các thầy cô giáo và đặc

biệt là thầy giáo hướng dẫn tốt nghiệp PGS.TS. Ngô Đức Minh, tôi đã hoàn thành

chương trình học tập và đề tài luận văn tốt nghiệp “Nghiên cứu khắc phục những tồn

tại trong vận hành 2 trạm thủy điện nhỏ Tà Làng, Nặm Cắt và lưới phân phối 35 KV

lộ 371, 372 tỉnh Bắc Kạn”.

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của cá nhân dưới sự hướng dẫn

của Thầy giáo PGS.TS. Ngô Đức Minh. Nội dung luận văn chỉ tham khảo và trích

dẫn các tài liệu đã được ghi trong danh mục tài liệu tham khảo và không sao chép hay

sử dụng bất kỳ tài liệu nào khác.

Thái Nguyên, ngày 2 tháng 04 năm 2019

Học viên

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Nguyễn Văn Hưng

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên tác giả xin chân thành cảm ơn tới các thầy giáo, cô giáo Phòng Đào

tạo, Khoa Điện trường đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã giúp đỡ và đóng góp nhiều ý

kiến quan trọng cho tác giả để tác giả có thể hoàn thành bản luận văn của mình.

Trong quá trình thực hiện đề tài tôi đã nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình của các

thầy, cô giáo trong khoa Điện của trường ĐH Kỹ thuật Công nghiệp thuộc ĐH Thái

Nguyên và các bạn đồng nghiệp. Đặc biệt là dưới sự hướng dẫn và góp ý của thầy

PGS.TS. Ngô Đức Minh đã giúp cho đề tài hoàn thành mang tính khoa học cao. Tôi

xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ quý báu của các thầy, cô.

Do thời gian, kiến thức, kinh nghiệm và tài liệu tham khảo còn hạn chế nên đề

tài khó tránh khỏi những thiếu sót. Rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các

thầy, cô giáo và các bạn đồng nghiệp để tôi tiếp tục nghiên cứu, hoàn thiện hơn nữa

trong quá trình công tác sau này.

Thái Nguyên, ngày 2 tháng 04 năm 2019

Học viên

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Nguyễn Văn Hưng

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN ................................................................................................. i

LỜI CẢM ƠN ......................................................................................................ii

MỤC LỤC .......................................................................................................... iii

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT .......................................................... v

DANH MỤC CÁC BẢNG .................................................................................. vi

DANH MỤC CÁC HÌNH ................................................................................... ix

MỞ ĐẦU ............................................................................................................. 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN

PHỐI TỈNH BẮC KẠN ..................................................................................... 4

1.1. Cấu trúc tổng quát của một hệ thống điện quốc gia ...................................... 4

1.1.1 Khối 1 - Các nhà máy điện .......................................................................... 6

1.1.2. Khối 2 - Hệ thống truyền tải .................................................................... 12

1.1.3. Khối 3 - Hệ thống phân phối điện (Electric distribution system) ............ 12

1.2. Một số yêu cầu cơ bản đối với hệ thống phân phối điện ............................ 19

1.3. Đặc điểm lưới điện trung thế bắc kạn và hướng nghiên cứu của đề tài ...... 27

1.3.1. Đặc điểm địa giới hành chính tỉnh Bắc Kạn ............................................ 27

1.3.2. Đặc điểm lưới điện trung thế tỉnh Bắc Kạn ............................................. 29

1.4 Kết luận chương 1 ........................................................................................ 33

CHƯƠNG 2: CÔNG CỤ TOÁN HỌC VÀ PHẦN MỀM ETAP ÁP DỤNG

GIẢI TÍCH LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ MIỀN NÚI .................................... 34

2.1. Giới thiệu chung .......................................................................................... 34

2.2. Giải tích lưới điện và các công cụ toán học ................................................ 35

2.2.1. Các biến số và phân loại bus (nút) ........................................................... 35

2.2.2. Thuật toán áp dụng giải tích lưới điện ..................................................... 35

2.2.3. Giải tích lưới bằng phần mềm ETAP ....................................................... 38

2.2.4. Phương pháp Newton-Rapshson .............................................................. 38

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

2.2.5. Phương pháp Adaptive Newton-Rapshson .............................................. 38

2.2.6. Phương pháp Fast-Decoupled .................................................................. 39

2.2.7. Phương pháp Accelerated Gauss-Seidel .................................................. 39

2.3. Áp dụng ETAP nghiên cứu tính đặc thù của lưới điện miền núi ................ 40

2.3.1. Giới thiệu chung về Etap ......................................................................... 40

2.3.2. Mô hình hóa mô phỏng lưới điện 35 kV có đặc thù miền núi ................. 42

2.4. Thiết bị bù công suất sử dụng năng lượng tái tạo ....................................... 46

2.4.1. Máy phát thủy điện nhỏ............................................................................ 47

2.4.2. Máy phát điện turbine gió ........................................................................ 50

2.4.3 . Mô phỏng tác dụng của thiết bị bù sử dụng năng lượng tái tạo .............. 55

2.5. Kết luận chương 2 ....................................................................................... 72

CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ 35 KV LỘ 371, 372

CÓ KẾT NỐI CÁC THỦY ĐIỆN VÀ MÁY PHÁT ĐIỆN TURBINE GIÓ ... 73

3.1. Xây dựng sơ đồ mô phỏng lưới điện ........................................................... 73

3.2. Nghiên cứu chế độ vận hành phụ tải cực đại Kptmax ................................ 74

3.2.1. Chế độ phụ tải cực đại Kptmax – chưa có SHP ....................................... 75

3.2.2. Chế độ phụ tải cực đại – khi có SHP ....................................................... 81

3.2.3. Chế độ phụ tải cực đại – khi có kết nối SHP và WTG vận hành phát tối đa

công suất thiết kế ................................................................................................ 85

3.2.4. Chế độ phụ tải cực đại – khi có kết nối SHP và WTG vận hành với trạng

thái năng lượng sơ cấp không đầy đủ................................................................. 88

3.3. Nghiên cứu chế độ vận hành phụ tải cực tiểu (Kptmin) ............................. 91

3.3.1. Trạng thái Kptmin khi không có các nguồn SHP và WTG ..................... 92

3.3.2. Trạng thái Kptmin khi các nguồn SHP và WTG phát công suất tối đa ... 95

3.3.3. Trạng thái các SHP và WTG phát công suất hạn chế .............................. 99

3.4. Kết luận chương 3 ..................................................................................... 101

KỂT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ....................................................................... 102

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................. 105

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT

Viết tắt Tiếng Anh Tiếng Việt

OTI

Operation Technology, Inc

EHV & HV

Siêu cao áp/cao áp

Extra High Voltage/ High Voltage

FACTS

Flexible AC Transmission

Truyền tải điện xoay chiều linh hoạt

HVDC

High Voltage Direct Current Transmission

Truyền tải điện cao áp một chiều

P

Active Power

Công suất tác dụng

Q

Reaction Power

Công suất phản kháng

AC

Alternating Current

Điện xoay chiều

DC

Direct Current

Điện một chiều

SW

Switching

Chuyển mạch (cầu dao)

SHP

Small Hydro Power station Trạm thủy điện nhỏ

WTG

Wind Turbine Genertor

Máy phát điện turbine gió

DFIG

Fed

Induction

Máy phát điện nguồn kép

Doubly Renerator

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1. Độ biến dạng sóng hài điện áp ........................................................... 21

Bảng 1.2. Mức nhấp nháy điện áp ............................................................................. 22

Bảng 1.3. Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố ..... 23

Bảng 1.4. Chế độ nối đất ........................................................................................... 23

Bảng 1.5. Công suất các SHP hiện có tỉnh Bắc Kạn ................................................ 29

Bảng 1.6. Mang tải các tuyến đường dây trung áp ................................................... 30

Bảng 2.1. Kết quả dữ liệu mô phỏng trên đường dây (Line) _ chế độ Kptmax ....... 43

Bảng 2.2. Kết quả dữ liệu mô phỏng tại các bus_ chế độ Kptmax ........................... 44

Bảng 2.3. Kết quả dữ liệu mô phỏng đường dây (Line) _ chế độ Kptmin ............... 45

Bảng 2.4. Kết quả dữ liệu mô phỏng tại cá bus _ chế độ Kptmin ............................ 45

Bảng 2.5. Kết quả dữ liệu kết quả mô phỏng trên đường dây _ chế độ Kptmax _

chưa có WTG ......................................................................................... 57

Bảng 2.6. Bảng dữ liệu kết quả mô phỏng tại các bus _ chế độ Kptmax _ chưa có

WTG ...................................................................................................... 58

Bảng 2.7. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổng tổn thất trong toàn mạng: ....................... 58

Bảng 2.8. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất khi vận hành các máy phát thủy

điện trong mùa mưa ............................................................................... 61

Bảng 2.9. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất trong mùa khô ................................... 64

Bảng 2.10. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất trên đường dây khi tốc gió khác

nhau WTG2(6m/s), WTG3(9m/s) .......................................................... 67

Bảng 2.11. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất lưới khi Kptmax_ gió yếu WTG2

(4m/s), WTG3 (4,5m/s).......................................................................... 69

Bảng 3.1. Dữ liệu kết quả mô phỏng nguồn Grid110 _ SHP 0% _ WTG 0% .......... 77

Bảng 3.2. Dữ liệu kết quả mô phỏng mô phỏng lưới Grid110 _ SHP 0% _ WTG 0% ... 77

Bảng 3.3. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ SHP 0% _ WTG 0% ........... 78

Bảng 3.4. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên đường dây (Line) _ kptmax _ SHP 0%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

_ WTG 0% ............................................................................................. 79

Bảng 3.5. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên cá bus _ kptmax _ SHP 0% _ WTG 0% .... 80

Bảng 3.6. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ kptmax _ SHP100% _ WTG

0% .......................................................................................................... 81

Bảng 3.7. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ kptmax _ SHP 100%

_ WTG 0% ............................................................................................. 81

Bảng 3.8. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ kptmax _ SHP 100% _

WTG 0% ................................................................................................ 82

Bảng 3.9. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmax _ SHP 100% _

WTG 100% ............................................................................................ 86

Bảng 3.10. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ Kptmax _ SHP 0%

_ WTG 0% ............................................................................................. 86

Bảng 3.11. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmax _ SHP 100% _

WTG 100% ............................................................................................ 87

Bảng 3.12. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmax _ SHP 40% _

WTG 40% .............................................................................................. 89

Bảng 3.13. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ Kptmax _ SHP 40%

_ WTG 40% ........................................................................................... 89

Bảng 3.14. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải _ Kptmax _ SHP 40% _ WTG 40% ... 90

Bảng 3.15. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmin _ SHP 0% _ WTG

0% .......................................................................................................... 92

Bảng 3.16. Dữ liệu kết quả mô phỏng các phần tử chính _ Kptmin _ SHP 0% _

WTG 0% ................................................................................................ 93

Bảng 3.17. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmin _ SHP 0% _ WTG

0% .......................................................................................................... 94

Bảng 3.18. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmin _ SHP 100% _

WTG 100% ............................................................................................ 95

Bảng 3.19. Dữ liệu kết quả mô phỏng các phần tử chính _ Kptmin _ SHP 100%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

_ WTG 100% ......................................................................................... 97

Bảng 3.20. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmin _ SHP 100% _

WTG 100% ............................................................................................ 98

Bảng 3.21. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmin _ SHP 40% _

WTG 40% .............................................................................................. 99

Bảng 3.22. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ Kptmin _ SHP 40%

_ WTG 40% ........................................................................................... 99

Bảng 3.23. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmin _ SHP 40% _

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

WTG 40% ............................................................................................ 100

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1.1. Mô hình cấu trúc hệ thống điện hoàn chỉnh ................................................ 4

Hình 1.2. Sơ đồ một sợi hệ thống điện ........................................................................ 5

Hình 1.3. Cấu trúc cơ bản của một hệ thống điện ....................................................... 5

Hình 1.4. Mô hình cấu trúc cơ bản của một nhà máy điện ngưng hơi ........................ 6

Hình 1.5. Mô hình cơ bản của một nhà máy điện nguyên tử ...................................... 7

Hình 1.6. Mô hình cơ bản của một nhà máy điện mặt trời ......................................... 8

Hình 1.7. Mô hình cơ bản của một trạm thủy điện nhỏ kiểu đập ............................... 9

Hình 1.8. Mô hình khai thác thủy điện nhỏ .............................................................. 10

Hình 1.9. Mô hình nhà máy điện pin mặt trời ........................................................... 10

Hình 1.10. Mô hình nguồn phát điện turbine gió ...................................................... 11

Hình 1.11. Sơ đồ nguyên lý một sợi hệ thống điện phân phối .................................. 13

Hình 1.12. Mô hình hệ thống phân phối điện và các dạng phụ tải điển hình ........... 19

Hình 1.13. Bản đồ hành chính tỉnh Bắc Kạn ............................................................ 28

Hình 2.1. Các cửa sổ chính ....................................................................................... 40

Hình 2.2. Các chức năng tính toán ............................................................................ 41

Hình 2.3. Các phần tử AC ......................................................................................... 41

Hình 2.4. Các thiết bị đo lường, bảo vệ .................................................................... 41

Hình 2.5. Mô hình nghiên cứu tương tự đặc trưng lưới điện 35 kV miền núi .......... 42

Hình 2.6. Kết quả mô phỏng chế độ Kptmax ............................................................ 43

Hình 2.7. Kết quả mô phỏng chế độ Kptmin ............................................................ 44

Hình 2.8. Mô hình các giải pháp bù công nghệ mới ................................................. 46

Hình 2.9. Nguyên lý chung điều chỉnh công suất máy phát thủy điện ..................... 48

Hình 2.10. Đồ thị hướng dẫn chọn điểm vận hành máy phát điện trong Etap .......... 49

Hình 2.11. Cửa sổ cài đặt máy phát thủy điện .......................................................... 49

Hình 2. 12a,b. Cấu trúc điển hình của tổ hợp turbine sức gió .................................. 50

Hình 2.13 a,b. Mô hình cấu trúc WTG kiểu DFIG (Type4) ..................................... 51

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 2.14. Mô hình cấu trúc DFIG và hệ điều khiển DVC - NSVM ....................... 52

Hình 2.15. Mô hình điều khiển véc tơ DVC phương pháp NSVM .......................... 52

Hình 2.16. khả năng đáp ứng công suất nhanh của DFIG – DVC-NSVM ............... 53

Hình 2.17. Đặc tính phát công suất tác dụng của DFIG ........................................... 53

Hình 2.18 a,b,c. Các mô hình khai thác tổ hợp DFIG............................................... 54

Hình 2.19. Chọn chế độ máy phát turbine gió .......................................................... 54

Hình 2.20. Mô hình nghiên cứu tương tự có bổ sung trạm bù WTG ........................ 56

Hình 2.21. Mô phỏng hoạt động lưới điện giờ cao điểm Kptmax ............................ 57

Hình 2.22. Trạng thái vận hành thủy điện trong mùa mưa ....................................... 59

Hình 2.23. Cài đặt chế độ máy phát thủy điện vận hành trong mùa mưa ................. 60

Hình 2.24. Trạng thái vận hành thủy điện trong mùa khô hạn ................................. 62

Hình 2.25. Điều chỉnh thông số vận hành các máy phát thủy điện trong mùa khô .......... 63

Hình 2.26. Bảng các thông số điều chỉnh máy phát WTG2 (6m/s) và WTG3

(9m/s) ..................................................................................................... 65

Hình 2. 27 Kết quả mô phỏng khi trạng thái gió khác nhau WTG2(6m/s),

WTG3(9m/s) .......................................................................................... 66

Hình 2.28. Cài đặt các thông số điều chỉnh máy phát WTG2(4m/s),

WTG3(4,5m/s) ....................................................................................... 68

Hình 2.29. Mô phỏng trạng thái lưới khi Kptmax _ gió yếu WTG2 (4m/s), WTG3

(4,5m/s) .................................................................................................. 69

Hình 2.30. Trạng thái lưới điện khi Kptmin = 30% _ không có WTG ..................... 70

Hình 2.31. Mô phỏng quá áp khi Kptmin _ gió mạnh WTG2 (9m/s), WTG3

(9m/s) ..................................................................................................... 71

Hình 2.32. Mô phỏng trạng thái lưới Kptmin_ WTG hấp thu công suất Q để điều

chỉnh giảm điện áp ................................................................................. 71

Hình 3.1. Sơ đồ một sợi lưới điện trung thế Bắc Kạn lộ 371 và lộ 372 .................... 73

Hình 3.2. Sơ đồ mô phỏng bằng ETAP lưới điện chế độ Kptmax............................ 75

Hình 3.3 a,b,c. Mô phỏng lưới chế độ Kptmax – chưa có SHP và WTG ................. 76

Hình 3.4. Cài đặt thông số turbine gió ...................................................................... 84

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 3.5. Đặc tính WTG ........................................................................................... 84

Hình 3.6. Mô tả vị trí các trạm WTG ........................................................................ 85

Hình 3.7. Mô hình lưới điện trạng thái Kptmin ........................................................ 92

Hình 3.8. Hình ảnh đại diện các SHP phát điện ........................................................ 96

Hình 3.9. Hình ảnh đại diện các WTG phát điệnHình ảnh đại diện các WTG phát

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

điện ......................................................................................................... 96

MỞ ĐẦU

Hệ thống điện Việt Nam nói chung và lưới điện tại các tỉnh miền núi nói riêng

được xây dựng và phát triển từng bước qua các nhiều giai đoạn nên tồn tại nhiều bất

cập. Trong đó hệ thống đường dây trung thế 35 kV và các trạm biến biến áp phân phối trải rộng trên một phạm vi lớn hàng ngàn ha, tổng chiều dài đường dây 35 trên

1 nghìn km, trong đó nhiều đường trục chính kể từ trạm biến áp nguồn 110kV đến

điểm cuối xa nhất có chiều dài từ 100m đến 500km, nhiều nhánh rẽ trên 10 km. Đặc điểm phụ tải có tính chất không ổn định, điều này dẫn đến một số bất cập sau:

- Ban ngày, vào những giờ cao điểm, hệ số phụ tải cao kptmax = (80÷90)%

dẫn đến điện cuối đường dây suy giảm mạnh, ∆U ≈ -(6 ÷10)%.

- Ban đêm, vào giờ thấp điểm phụ tải giảm nhiều, hệ số phụ tải thấp kptmin =

(30÷40)% dẫn đến điện cuối đường dây tăng cao, ∆U ≈ +(6 ÷10)%.

Mặt khác, trong những lưới điện trung thế miền núi thường có một số thủy

điện nhỏ được kết nối tại phần cuối của đường dây. Đối với thủy điện nhỏ cuối đường

dây trung thế xét về ưu nhược điểm đều có tính chất hai mặt trái ngược:

- Ưu điểm: đóng vai trò nguồn phân tán có tác dụng cấp điện cho các phụ tải

xa nguồn chính, thu ngắn được bán kính cấp điện góp phần giảm tổn thất và nâng cao

chất lượng điện áp,

- Nhược điểm: thủy điện nhỏ thường không có hồ hoặc hồ chứa không đủ lớn,

phụ thuộc nhiều yếu tố (mùa nước, thủy lợi kết hợp,...) nên công suất phát cũng bị

phụ thuộc, thậm trí phải tạm ngừng hoạt động một vài tháng trong thời gian mùa khô

cạn hay khi thủy lợi huy động nguồn nước cho mùa vụ,...Ngoài ra, về mặt kỹ thuật cũng bộc lộ một số nhược điểm. Ví dụ: trường hợp khi thủy điện nhỏ cuối đường dây

phát đủ công suất định mức xảy ra hiện tượng tăng áp đường dây 35 kV. Thực tế, tại

nhiều tỉnh miền núi (Hòa Bình, Lào Cai, Sơn La, Lai Châu,...) đã xảy ra hiện tượng

tăng áp ∆U ≈ (10 ÷25)%, gây tác động xấu thiết bị và tăng tổn thất công suất. Trong khi đó, Công ty Điện lực Bắc Kạn cũng quản lý vận hành lưới điện phân phối và hệ thống đường dây trung thế 35 kV có tính chất tương tự.

Cho đến nay đã có một số giải pháp khắc phục nhưng không phụ hợp, hiệu quả

đầu tư thấp, thậm trí phải tạm dừng không khai thác. Điển hình trong số đó là:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Giải pháp bù tụ điện tĩnh, lắp đặt cố định trên trên các đường dây trung thế 35 kV, 22kV và lắp đặt trên lưới hạ áp 0,4 kV có nhược điểm là bù không chính xác nhu cầu, gây quá áp khi phụ tải thấp về đêm.

- Giải pháp bù có tự động điều chỉnh dung lượng bù kiểu SVC có nhược điểm

là phát sinh sóng hài lớn không thỏa mãn điều kiện IEEE 519-2014 standard, tổn thất lớn, giá thành cao.

- Sử dụng máy biến áp phân phối có tự động điều chỉnh điện áp có hạn chế là

chỉ có thể ổn định điện áp cục bộ cho phía hạ thế máy biến áp đó. Trong khi đó lại

gây sụt áp phần mạng điện phía sơ cấp máy biến áp. Xét về bản chất của quá trình năng lượng là lấy tăng dòng điện phía trước để nâng điện áp phía sau của máy biến áp, giả pháp này cần phải được phân tích đánh giá cho nhiều trạng thái lưới điện khác

nhau để có được kết luận chính xác về hiệu quả áp dụng.

Qua đây, Đề tài luận văn lựa chọn một nghiên cứu có tính khoa học và thực

tiễn trên cơ sở hợp tác giữa Công ty Điện lực Bắc Kạn Trường Đại học Kỹ thuật Công

nghiệp - Đại học Thái Nguyên.

Đề tài có tên gọi là:

“Nghiên cứu khắc phục những tồn tại trong vận hành 2 trạm thủy điện nhỏ Tà

Làng, Nặm Cắt và lưới phân phối 35 KV lộ 371, 372 tỉnh Bắc Kạn”

Học viên thực hiện: Nguyễn Văn Hưng

Giảng viên hướng dẫn: PGS.TS. Ngô Đức Minh

Do đề tài có khối lượng lớn nên Giảng viên hướng dẫn chỉ định phần mô hình

hóa lưới điện lộ 371 và lộ 372 trong phần mềm ETAP được thực hiện bởi 02 thành

viên trong nhóm, cụ thể là:

- Nguyễn Văn Hưng: đặc trách mô hình hóa lộ 372

- Trần Thành Phương: đặc trách mô hình hóa lộ 371

Trong thời gian thực hiện đề tài, nhóm nghiên cứu đã nhận được sự quan tâm

và hỗ trợ đặc biệt của Giám đốc Công ty điện lực Bắc Kạn và các phòng chức năng,

cụ thể trên các phương diện sau:

- Đề xuất hướng nghiên cứu, tính cấp thiết và mục tiêu đạt được

- Cung cấp số liệu, hồ sơ dữ liệu công trình

- Trao đổi và tư vấn trong quá trình thực hiện.

Công cụ chính được áp dụng trong nghiên cứu đề tài này là phần mềm ETAP được cung cấp bởi Operation Technology, Inc(OTI) được thành lập từ năm 1986,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

chuyên cung cấp các giải pháp để phân tích hệ thống điện, mô phỏng, thiết kế, vận hành, kiểm soát, tối ưu hóa, và tự động hóa. Hiện OTI đã cung cấp hơn 50.000 giấy phép ETAP được sử dụng trongcác dự án hệ thống điện trên khắp thế giới; Được áp

dụng tin cậy của hơn 100.000 công ty ở hơn 75 quốc gia tại các nhà máy điện, truyền

tải, phân phối, công nghiệp, các lĩnh vực quy hoạch, thương mại, VV; Thực tế đã chứng minh được 100% các công ty thiết kế điện hàng đầu dựa trên ETAP; Sáng tạo

độc quyền bằng sáng chế và danh mục đầu tư IP với nhiều đối tác. Điểm nổi bật nhất

của Etap là Real-Time, kiểm soát và điều khiển hệ thống trực tiếp theo thời gian thực

nhằm tăng cường độ tin cậy, và vận hành hệ thống một cách tối ưu và tiết kiệm. OTI sở hữu một đội ngũ kỹ sư, chuyên gia giàu kinh nghiệm hàng đầu thế giới luôn tiếp cận những tiến bộ công nghệ mới nhất, hình 2.

Giải pháp đề xuất của đề tài là:

- Điều khiển chế độ vận hành các thủy điện nhỏ thích ứng trong điều kiện

trạng thái nguồn nước thay đổi theo mùa và phụ tải thay đổi theo giờ trong

ngày;

- Bổ sung thiết bị bù máy phát điện turbine gió như những nguồn phân tán

trong lưới.

Kỳ vọng kết quả:

- Nâng cao chất lượng điện áp và giảm tổn thất công suất P trong lưới 35kV

lộ 371, 372;

- Thiết lập các trạm phát điện turbine gió như một hệ nguồn phân tán nhằm

đáp ứng công suất P và công suất Q cho lưới điện phân phối miền núi nói

chung và tỉnh Bắc Kạn nói riêng;

- Xác định được cơ sở cho các thủy điện nhỏ và máy phát turbine gió vận hành

hợp lý, khai thác hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo tại chỗ (thủy năng và

phong năng).

Mặc dù đã cố gắng rất nhiều nhưng do điều kiện thời gian và giới hạn phạm vi

nghiên cứu của một luận văn cao học, nên những kết quả đạt được và sự trình bày

còn hạn chế, chưa thể đáp ứng đầy đủ những kỳ vọng. Kính mong nhận được đóng

góp của mọi người, đặc biệt là của Hội đồng bảo vệ luận văn tốt nghiệp thạc sỹ. Để

hoàn thành được bản luận văn này, Học viên và người hướng dẫn xin cám ơn sự giúp

đỡ đặc biệt của Công ty điện lực Bắc Kạn, cám ơn Nhà trường, cám ơn các tác giả

của tài liệu tham khảo và cám ơn OTI đã cung cấp một công cụ đắc hiệu cho áp dụng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

trong trong luận văn.

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN

VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH BẮC KẠN

1.1. Cấu trúc tổng quát của một hệ thống điện quốc gia

Điện năng là một dạng năng lượng đặc biệt và rất phổ biến hiện nay, điện năng

có rất nhiều ưu điểm hơn hẳn so với các dạng năng lượng khác như: dễ dàng chuyển hóa thành các dạng năng lượng khác với hiệu suất cao (cơ năng, nhiệt năng, hoá năng, quang năng...). Điện năng được sản xuất ra từ các nhà máy điện hay các trạm phát

điện theo nhiều công nghệ khác nhau. Quá trình sản xuất và sử dụng điện năng được thực hiện bởi một hệ thống điện như mô tả trên Hình 1.1Hình 1.1. Mô hình cấu trúc

hệ thống điện hoàn chỉnh [1] [2], bao gồm các hạng mục chính : sản xuất, truyển tải

đến phân phối và tiêu thụ điện.

Hình 1.1. Mô hình cấu trúc hệ thống điện hoàn chỉnh

Hoạt động của hệ thống điện có một số đặc điểm chính sau đây:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Điện năng sản xuất ra nói chung, tại mọi thời điểm luôn phải bảo đảm cân bằng giữa lượng điện năng sản xuất ra với lượng điện năng tiêu thụ, tích trữ và điện năng tổn thất trên các thiết bị truyền tải và phân phối điện.

- Các quá trình về điện xảy ra rất nhanh. Ví dụ: sóng điện từ hay sóng sét lan

truyền trên đường dây với tốc độ rất lớn xấp xỉ tốc độ ánh sáng 300.000 km /s), thời

gian đóng cắt mạch điện, thời gian tác động của các bảo vệ thường xẩy ra dưới 0,5s.

- Hoạt động điện lực có liên quan chặt chẽ đến nhiều kĩnh vực xã hội và kinh tế

quốc dân khác như: Luyện kim, hoá chất, khai thác mỏ, cơ khí, công nghiệp nhẹ, đô

thị và dân dụng,...

Một hệ thống điện quốc gia bao gồm rất nhiều các phần tử được kết nối với

nhau theo nguyên lý của một mạch điện dựa trên cơ sở đảm bảo tính kỹ thuật và kinh

tế. Tương ứng sơ đồ cấu trúc khối trên hình 1.1 [1] [3], có thể biểu diễn một hệ thống

điện quốc gia dưới dạng sơ đồ một sợi (One Diagram), Hình 1.2

Hình 1.2. Sơ đồ một sợi hệ thống điện

Để tiện lợi cho việc quản trị các hoạt động điện lực, cấu trúc của một hệ thống

điện thường được chia thành 03 khối chính như mô tả trên Hình 1.3

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 1.3. Cấu trúc cơ bản của một hệ thống điện

1.1.1 Khối 1 - Các nhà máy điện

Khối các nhà máy điện được phân biệt thành hai loại. Thứ nhất đó là các nhà máy điện công suất lớn bao gồm các trung tâm sản xuất điện lớn, các nhà máy nhiệt điện, nhà máy điện hạt nhân, trạm thủy điện nhỏ công suất lớn (Pđm ≥ 30 MW). Thứ

hai đó là các nguồn điện phân tán công suất nhỏ (Pđm  30 MW). Đặc điểm chính của

mỗi dạng nhà nhà máy điện được mô tả khái quát như sau:

1.1.1.1 Nhà máy nhiệt điện

Đó là một dạng nhà máy điện kinh điển làm việc dựa trên nguyên lý hoạt động

của một chu trình Rankine nhằm tạo ra cơ năng trên trục turbine truyền động cho máy

phát điện. Nguồn năng lượng sơ cấp có nhiều dạng khác nhau và do đó hình thành nhiều công nghệ phát điện khác nhau kèm theo tên gọi của nhà máy điện. Điển hình

là: Nhà máy nhiệt điện ngưng hơi, nhà máy nhiệt điện nguyên tử, nhà máy nhiệt điện

mặt trời, VV [1], [2].  Nhà máy nhiệt điện ngưng hơi:

Đó là một dạng nhà máy điện được ra đời sớm nhất và vẫn giữa vai trò rất quan

trọng trong hệ thống điện cho đến ngày nay. Hình 1.4 mô tả cấu trúc cơ bản của một

nhà máy điện ngưng hơi.

Hình 1.4. Mô hình cấu trúc cơ bản của một nhà máy điện ngưng hơi

Đặc điểm chính: - Công suất: vừa và lớn, 100MW ≤ Pđm ≤ 1000MW. - Điểm kết nối trong hệ thống điện: Lưới siêu cao áp (Extra High Voltage) - Năng lượng sơ cấp đầu vào: các dạng nhiên liệu hóa thạch: than đá, dầu FO,

khí đốt (đang cạn kiệt dần).

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Đánh giá tác động môi trường: ảnh hưởng xấu. - Chế độ vận hành: ổn định, vận hành phần đáy của biều đồ năng lượng quốc gia.

- Hiệu suất năng lượng vào/ra: thấp (≤50%).

 Nhà máy nhiệt điện nguyên tử:

Đó là một dạng nhà máy nhiệt điện sử dụng năng lượng nguyên tử (hạt nhân).

Hình 1.5 mô tả cấu trúc cơ bản của một nhà máy điện nguyên tử.

Hình 1.5. Mô hình cơ bản của một nhà máy điện nguyên tử

Đặc điểm chính:

- Công suất: rất lớn, Pđm ≥ 1000MW.

- Điểm kết nối trong hệ thống điện: Lưới siêu cao áp (Extra High Voltage).

- Năng lượng sơ cấp đầu vào: kim loại nặng cung cấp nhiệt năng cho boiler

thông qua lò phản ứng hạt nhân.

- Nhà máy có hoạt tính phóng xạ, đòi hỏi trình độ khoa học và công nghệ cao.

- Đánh giá tác động môi trường: ảnh hưởng xấu, tiềm ẩn thảm họa cho con người

và môi trường.

- Chế độ vận hành: ổn định, vận hành phần đáy của đồ thị năng lượng quốc gia.

- Hiệu suất năng lượng vào/ra thấp (≤50%).

 Nhà máy nhiệt điện mặt trời:

đó là một dạng nhà máy nhiệt điện sử dụng năng lượng tái tạo. Hình 1.6 mô tả

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

cấu trúc cơ bản của một nhà máy điện mặt trời.

Hình 1.6. Mô hình cơ bản của một nhà máy điện mặt trời

Đặc điểm chính:

- Công suất: vừa, 10MW ≤ Pđm ≤ 500MW.

- Điểm kết nối trong hệ thống điện: lưới cao áp (High Voltage)

- Năng lượng sơ cấp đầu vào: ánh sáng mặt trời được tập hợp bởi hệ thống các

gương hội tụ cung cấp nhiệt năng cho boiler.

- Đánh giá tác động môi trường: không gây ô nhiễm môi trường.

- Chế độ vận hành: phụ thuộc cường độ bức xạ mặt trời trong ngày, thời tiết, khí

hậu.

- Hiệu suất năng lượng vào/ra thấp (≤50%).

 Một số dạng nhà máy nhiệt điện khác:

Dựa trên nguyên lý chung của nhà máy nhiệt điện, ngoài ba dạng nhà nhiệt điện

chính kể trên còn phải kể đến một số dạng nhà máy nhiệt điện khác cũng khá phổ

biến trong hệ thống điện, nhất là trong một vài năm gần đây. Đó là:

- Nhà máy điện địa nhiệt.

- Nhà máy nhiệt điện logo chạy bằng nhiên liệu phế thải hay khí ga Biomax.

1.1.1.2 Trạm thủy điện nhỏ:

Đó là một dạng nhà máy điện rất phổ biến và đóng vai trò quan trong trong hệ

thống điện, làm việc dựa trên nguyên lý biến đổi thủy năng thành cơ năng trên trục

turbine truyền động cho máy phát điện. Nguồn thủy năng được tạo ra theo nhiều

phương thức khác nhau và do đó hình thành nhiều tên gọi khác nhau cho trạm thủy

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

điện nhỏ.

 Trạm thủy điện nhỏ kiểu đập:

Đó là những trạm thủy điện nhỏ có công suất lớn được xây dựng trên lưu vực

của những con sông lớn, mô hình cấu trúc như trên hình 1.7.

Hình 1.7. Mô hình cơ bản của một trạm thủy điện nhỏ kiểu đập

Đặc điểm chính của trạm thủy điện nhỏ kiểu đập:

- Công suất: lớn và rất lớn, có thể được phân loại như sau:

+ Thủy điện lớn và rất lớn, Pđm ≥ 100MW thuộc loại nguồn tập trung, kết

nối với hệ thống điện tại cấp điện áp Uđm ≥ 220 kV (Extra High Voltage).

+ Thủy điện vừa, 30 MW ≤ Pđm ≤ 100MW được kết nối hệ thống điện tại

cấp điện áp 22kV ≤ Uđm ≤ 110 kV (Midle Voltage & High Voltage).

- Năng lượng sơ cấp đầu vào: nguồn thủy năng được tạo ra bởi công trình đập

ngăn giữa hồ thượng lưu và hồ hạ lưu hình thành cột áp công tác cho turbine.

- Đánh giá tác động môi trường: chiếm dụng một vùng lãnh thổ rộng lớn dọc

theo lưu vực con sông, tàn phá môi môi trường nghiêm trọng.

- Chế độ vận hành: ổn định nhưng có phụ thuộc lượng mưa trong năm, thời tiết,

khí hậu; vận hành phần giữa của đồ thị năng lượng quốc gia

- Hiệu suất năng lượng cao.

 Thủy điện nhỏ:

Đó là những công trình thủy điện có quy mô nhỏ và rất nhỏ được xây dựng dựa

trên tận dụng nguồn nước của những dòng chảy nhỏ. Hình 1.8 mô tả cấu trúc của một

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

công trình thủy điện nhỏ.

Hình 1.8. Mô hình khai thác thủy điện nhỏ

Đặc điểm chính của thủy điện nhỏ:

- Công suất: nhỏ và siêu nhỏ, có thể được phân loại như sau:

+ Thủy điện nhỏ: có dải công suất 1 MW ≤ Pđm ≤ 30MW, kết nối với lưới

phân phối điện điện áp 22kV ≤ Uđm ≤ 35kV (Midle Voltage)

+ Thủy điện siêu nhỏ: có dải công suất 0,01MW ≤ Pđm ≤ 1MW, kết nối

với lưới phân phối điện điện áp Uđm ≤ 1kV (Low Voltage)

- Đánh giá tác động môi trường: có ảnh hưởng tốt đến bảo vệ môi môi trường. - Chế độ vận hành: không ổn định, phụ thuộc đặc điểm riêng từng khu vực.

Ngoài ra còn có nhiều dạng trạm thủy điện nhỏ khác có công suất nhỏ từ một

vài chục kW đến vài chục MW. Đó là: thủy điện nhỏ kiểu kênh dẫn hở hay đường

ống dẫn kín, thủy điện đại dương, VV. Thủy điện nhỏ đóng vai trò nguồn phân tán,

được kết nối trong mạng điện phân phối.

1.1.1.3 Nguồn điện pin mặt trời

Hình 1.9 giới thiệu một mô hình nhà máy phát điện pin mặt trời.

Hình 1.9. Mô hình nhà máy điện pin mặt trời

Đó là một dạng nguồn điện được phát triển mạnh trong thời gian gần đây, đầu thế kỷ 21. Tại những nơi có tiềm năng bức xạ mặt trời cao, tổ hợp các tấm pin mặt

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

trời được thiết lập nhằm biến đổi quang năng của bức xạ mặt trời thành điện năng.

Đặc điểm chính:

- Công suất của nguồn phát điện pin mặt trời rất đa dạng, từ nhỏ đến lớn, có thể

được phân loại như sau:

+ Công suất lớn, Pđm >100MW thuộc loại nguồn tập trung, kết nối với hệ

thống điện tại lưới siêu cao áp (Extra High Voltage & High Voltage)

+ Công suất vừa, 1 MW ≤ Pđm ≤ 100MW, kết nối với hệ thống điện tại

lưới cao áp (Low Voltage & Midle Voltage)

+ Công suất nhỏ và siêu nhỏ Pđm ≤ 1MW, kết nối với hệ thống điện tại

lưới hạ áp Uđm ≤ 0,4 kV (Low Voltage)

- Năng lượng sơ cấp đầu vào là ánh sáng mặt trời được biến đổi thành điện năng một chiều bởi các dàn pin mặt trời, sau đó biến đổi thành điện xoay chiều thích

hợp nhờ các bộ Invertor (DC/AC).

- Đánh giá tác động môi trường: không gây ô nhiễm môi trường. - Hoạt động phụ thuộc cường độ bức xạ mặt trời trong ngày, thời tiết, khí hậu. - Hiệu suất năng lượng vào/ra thấp (≤20%).

1.1.1.4 Nguồn điện turbine gió

Đây là một dạng nguồn phát điện được phát triển mạnh trong thời gian gần đây,

cuối thế kỷ 20. Tại những nơi có tiềm năng gió cao, những cánh đồng máy phát điện

turbine gió được thiết lập nhằm biến đổi năng lượng gió thành điện năng. Hình 1.7a,b

giới thiệu một máy phát điện turbine gió và một cánh đồng máy phát điện turbine gió.

Hình 1.10. Mô hình nguồn phát điện turbine gió

Đặc điểm chính:

- Công suất của một nguồn phát điện turbine gió rất đa dạng, từ nhỏ đến lớn, có

thể được phân loại như sau:

- được phân loại như sau:

+ Công suất lớn, Pđm >100MW thuộc loại nguồn tập trung, kết nối với hệ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

thống điện tại lưới siêu cao áp (Extra High Voltage & High Voltage)

+ Công suất vừa, 1 MW ≤ Pđm ≤ 100MW, kết nối với hệ thống điện tại

lưới cao áp (Low Voltage & Midle Voltage).

+ Công suất nhỏ và siêu nhỏ Pđm ≤ 1MW, kết nối với hệ thống điện tại

lưới hạ áp Uđm ≤ 0,4 kV (Low Voltage).

- Năng lượng sơ cấp đầu vào là ánh sáng mặt trời được biến đổi thành điện năng

một chiều bởi các dàn pin mặt trời, sau đó biến đổi thành điện xoay chiều nhờ

các bộ Invertor (DC/AC) thích hợp.

- Đánh giá tác động môi trường: không gây ô nhiễm môi trường.

- Hoạt động phụ thuộc cường độ bức xạ mặt trời trong ngày, thời tiết, khí hậu.

- Hiệu suất năng lượng vào/ra thấp (≤20%).

1.1.2. Khối 2 - Hệ thống truyền tải

Hệ thống truyền tải (Transmission, Subtransmisstion), đó là hệ thống các trạm

biến áp và các đường dây tải điện có nhiệm vụ chính là truyền tải công suất giữa các

trạm biến áp, không trực tiếp kết nối với phụ tải tiêu thụ điện. Trong khối này lại được

chia thành hai khối con, đó là [4], [5]:

- Khối truyền tải siêu cao áp (EHV transmission): bao gồm hệ thống các trạm

biến áp và đường dây có điện áp xoay chiều định mức Uđm ≥ 220 kV. Một số nước

tân tiến có sử dụng đường dây truyền tải siêu cao áp một chiều HVDC.

- Khối truyền tải cao áp (HV transmission): bao gồm hệ thống các trạm biến áp

và đường dây có điện áp xoay chiều định mức 22 kV ≤ Uđm ≤ 110 kV.

1.1.3. Khối 3 - Hệ thống phân phối điện (Electric distribution system)

1.1.3.1. Cấu trúc hệ thống

Trước đây ở Việt Nam, phạm vi của hệ thống phân phối điện chỉ bao gồm các

trạm biến áp và đường dây được tính từ phía thứ cấp trạm biến áp 110 kV trở về đến

các phụ tải tiêu thụ điện. Ngày nay, kể từ 01/11/2018, EVN đã có quy định mới: hệ

thống phân phối điện được mở rộng thêm về phía cao áp đến thứ cấp của trạm biến

áp 220 kV. Đây là một hướng hội nhập quốc tế. Trên cơ sở mô hình tổng quát của hệ

thống điện quốc gia hình 1.1 và hình 1.2, cấu trúc một hệ thống phân phối điện có thể

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

được bóc tách dưới dạng sơ đồ một sợi như trên hình 1.11

Hình 1.11. Sơ đồ nguyên lý một sợi hệ thống điện phân phối

Theo cấu trúc này, hệ thống phân phối điện lại có thể được phân chia thành các

hệ thống phân phối con dựa trên điện áp định mức làm căn cứ:

- Hệ thống phân phối điện cao thế 110 kV (High Voltage): bao gồm toàn bộ đường dây và các trạm biến áp 110 kV đóng vai trò trung gian (Sup transmision line) hay (Transmision line) để cung cấp điện cho các trạm biến áp khu vực (Zone Suptation). Đối với các phụ tải lớn như các nhà máy lớn hay các khu công nghiệp có sức tiêu thụ điện cao, có thể được kết nối trực tiếp với hệ thống truyền tải con 110 kV.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Hệ thống phân phối điện trung thế (Middle Voltage): bao gồm hệ thống các đường dây trung thế (22 kV, 35 kV) và các trạm biến áp phân phối hạ áp cung cấp điện cho lưới phân phối hạ thế (Low voltage).

- Hệ thống phân phối điện hạ thế thế (Low Voltage): bao gồm hệ thống các

trạm biến áp phân phối và đường dây hạ thế (0,4 kV) cung cấp cho các phụ

tải là điểm cuối cùng của hệ thống điện.

1.2.3.2. Các dạng nguồn điện công suất nhỏ trong hệ thống phân phối điện

Hiện nay, trong lưới phân phối điện không chỉ có một loại nguồn cung cấp từ

phía lưới điện quốc gia mà còn có thêm các nguồn phân tán. Chính vì vậy cấu trúc

lưới được thay đổi căn bản, phân bố công suất không chỉ theo một hướng (one way)

như trước đây mà là nhiều hướng, thậm chí luôn thay đổi cả về độ lớn và hướng công

suất.

 Nguồn chính: nguồn chính cung cấp điện cho lưới cho lưới phân phối được

chỉ định từ lưới điện quốc gia được quy đổi về cấp điện áp trung thế cao nhất của lưới

phân phối. Trên sơ đồ nguyên lý một sợi (one line diagram) nguồn có thể được biểu

diễn bởi một thanh cái (Bus).

Các thông số cơ bản của nguồn bao gồm:

- Cấp điện áp định mức Uđm (kV): 110 kV, 35 kV, 22 kV

- Công suất ngắn mạch SNM (MVA): 400 MVA

- Tỷ số X/R

Một hệ thống điện phân phối có thể bao gồm một hoặc hai nguồn chính tùy theo

cấp độ tin cậy cần thiết. Trong thực tế đó là các trạm biến áp trung gian biến đổi từ

cấp điện áp 110 kV hoặc 220 kV xuống cấp điện áp phân phối.

 Nguồn phân tán (DG): trong lưới phân phối còn có các nguồn phân tán khác,

điển hình là:

1- Nguồn pin mặt trời: đó là các tổ hợp pin mặt trời kết hợp với biến tần DC/AC

và máy biến áp tạo ra một nguồn cung cấp điện kết nối với lưới phân phối.

2- Nguồn thủy điện nhỏ: đó là thủy điện nhỏ địa phương kết nối trực tiếp với

lưới điện phân phối.

3- Nguồn máy phát điện sức gió: đó là turbine gió công suất nhỏ, có thể là đơn

chiếc hay tổ hợp nhiều chiếc (Wind Farm) kết nối với lưới phân phối.

4- Nguồn máy phát diesel: loại nguồn này chủ yếu đóng vai trò dự phòng và

không thể thiếu được đối với các hộ dùng điện đòi hỏi cao về chất lượng điện

năng cung cấp như: những nhà máy hay phân xưởng sản xuất áp dụng công

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

nghệ hiện đại, khách sạn, bệnh viện , nhà cao tầng,VV.

5- Kho điện (battery) kết hợp với biến tần DC/AC/DC: Loại nguồn này cũng

đang được khuyến khích phát triển với vai trò nguồn dự phòng hoặc ứng dụng

cho các giải pháp điều phối năng lượng hữu ích.

1.1.3.2. Phân loại thiết bị dùng điện trong hệ thống phân phối điện:

Điện năng là động lực chính của các hoạt động sản xuất và đời sống sinh

hoạt của con người nên các thiết bị dùng điện là rất đa dạng, phong phú, chúng có

thể phân loại theo nhiều cách như sau:

 Phân loại theo điện áp định mức của thiết bị:

- Các thiết bị hạ áp là các thiết bị điện có điện áp định mức Uđm < 1000V.

- Các thiết bị điện cao áp là các thiết bị điện có điện áp định mức Uđm > 1000V.

Các thiết bị có công suất lớn, Pđm > 100kW thường được chế tạo với cấp

điện áp cao Uđm > 1000V.

 Phân loại theo theo tần số:

- Thiết bị điện có tần số công nghiệp (50Hz).

- Thiết bị điện có tần số khác tần số công nghiệp.

Hiện nay ở ta các nguồn điện 3 pha đều sử dụng tần số công nghiệp 50Hz.

Đối với các thiết bị có tần số khác tần số công nghiệp thì phải có thiết bị biến đổi.

Vì vậy, đối với cung cấp điện thì ta coi bộ biến đổi như một thiết bị dùng điện

xoay chiều tần số công nghiệp bình thường và việc tính toán cung cấp điện cho

thiết bị tần số khác tần số công nghiệp được quy về việc tính toán cung cấp điện

cho thiết bị biến đổi.

 Phân loại theo nguồn cung cấp:

- Thiết bị điện xoay chiều ba pha và một pha.

- Thiết bị điện một chiều.

 Phân loại theo chế độ làm việc:

- Thiết bị điện làm việc theo chế độ dài hạn.

- Thiết bị điện làm việc theo chế độ ngắn hạn.

- Thiết bị điện làm việc theo chế độ ngắn hạn lặp lại.

 Phân loại theo vị trí lắp đặt:

- Thiết bị điện lắp đặt cố định, di động.

- Thiết bị điện lắp đặt trong nhà, ngoài trời.

- Thiết bị điện lắp đặt ở những điều kiện đặc biệt như nóng, ẩm, bụi, có hơi và

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

khí ăn mòn, có khí và bụi nổ.

1.2.3.4. Những hộ phụ tải điện điển hình và yêu cầu cung cấp điện

Tùy theo công nghệ hay mục đích sử dụng, mỗi loại thiết bị dùng điện phải có

những tính năng đảm bảo đáp ứng được những yêu cầu đặt ra. Vì thế chúng đòi hỏi

phải được cung cấp điện một cách phù hợp, thỏa mãn các tiêu chuẩn quy định chung

và quy định riêng cho những trường hợp đặc biệt. Sơ bộ, các thiết bị dùng điện được

phân loại như sau:

Các thiết bị dùng điện đều có thể gọi chung là phụ tải điện hay hộ phụ tải. Khái

niệm về hộ phụ tải có tính chất tương đối, một hộ phụ tải có thể là một nhóm máy

hay một phân xưởng, nhà máy xí nghiệp, các căn hộ, dẫy phố hay nhà cao tầng,VV.

Đôi khi, một thiết bị cũng có thể được coi như một hộ phụ tải. Trong thực tế, hộ phụ

tải thường được nhóm (grouping) theo đặc điểm của thiết bị dùng điện hay nhóm theo

vị trí, khu vực,VV.

 Hộ phụ tải dạng nhà máy xí nghiệp công nghiệp:

Đối với nhà máy, xí nghiệp công nghiệp có quy mô nhỏ có thể chỉ có một trạm

biến áp phân phối. Trong khi đó một xí nghiệp công nghiệp lớn, có nhiều phân xưởng

sản xuất, mỗi phân xưởng có thể được cung cấp điện bởi một hay nhiều trạm biến áp

phân phối.

Trong một phân xưởng bao gồm nhiều máy sản xuất thường được chia thành

nhiều nhóm máy. Mỗi nhóm máy được cung cấp điện bởi một tủ điện (tủ động lực),

các tủ động lực được cung cấp điện bởi một tủ điện tổng (tủ phân phối trung gian).

Các máy sản xuất (thiết bị điện) trong phân xưởng gồm những loại chính sau:

 Máy sản xuất cơ khí dùng động cơ điện :

Động cơ điện là thiết bị chiếm hơn 70% tổng các thiết bị sử dụng điện trong

công nghiệp, chúng có nhiều kiểu loại khác nhau :

- Động cơ công suất lớn : là các động cơ xoay chiều 3 pha làm việc dài hạn.

- Động cơ công suất vừa và nhỏ : bao gồm cả các động cơ xoay chiều 3 pha và

động cơ một chiều.

 Lò điện và các loại thiết bị gia công nhiệt khác :

Trong công nghiệp thường dùng các loại lò sau đây: Lò điện trở, lò cảm ứng, lò

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

hồ quang, lò hỗn hợp (hồ quang - điện trở).

- Lò điện trở: Lò điện trở có hai loại: đốt nóng trực tiếp và gián tiếp. Công suất

của lò có thể từ hàng trăm đến hàng ngàn kW, điện áp định mức thường nhỏ hơn

1000V, tần số 50 Hz dùng điện 1 pha hoặc 3 pha. Hệ số công suất của loại lò đốt nóng

gián tiếp phần lớn bằng 1.

- Lò cảm ứng: Lò cảm ứng có 2 loại: Loại lò có lõi thép thường dùng dòng

điện xoay chiều tần số 50Hz, điện áp (220380) V. Công suất có thể đạt tới 2000kVA,

hệ số công suất khoảng (0,20,8), thường được dùng để luyện kim loại màu. Loại lò

không có lõi thép cũng dùng nguồn điện như trên hoặc dùng nguồn điện có tần số cao

hơn khoảng (5001000) Hz. Công suất có thể đạt tới 4500kVA, hệ số công suất rất

thấp khoảng (0,050,25), thường dùng để luyện thép đặc biệt hoặc kim loại màu.

- Lò hồ quang: Lò hồ quang có hai loại: Đốt nóng trực tiếp và gián tiếp. Được

cung cấp từ nguồn điện cao áp qua máy biến áp hạ áp. Lò hồ quang ba pha công suất

có thể đạt tới 4500kVA, hệ số công suất khoảng (0,80,9). Trong quá trình vận hành

thường xẩy ra tình trạng ngắn mạch làm việc khi nguyên liệu chạm vào điện cực. Dòng

điện ngắn mạch làm việc có thể lên tới (2,53,5) lần dòng điện định mức của lò. Đây là

đặc điểm hết sức lưu ý cho thiết kế trạm biến áp phân xưởng và trạm biến áp trung gian.

- Máy hàn điện: Có nhiều cách phân loại máy hàn điện. Theo nguồn cung cấp

thường chia ra loại máy hàn dùng dòng điện xoay chiều và loại máy hàn dùng dòng

điện một chiều. Theo nguyên lý hàn chia ra loại hàn hồ quang và loại hàn tiếp xúc.

Theo cách làm việc chia ra loại máy hàn tay và máy hàn tự động. Máy hàn điện một

chiều thường là một tổ máy gồm động cơ ba pha xoay chiều quay máy phát điện một

chiều. Hệ số công suất lúc làm việc định mức là (0,70,8), lúc không tải khoảng 0,4.

Máy hàn điện xoay chiều thường là các máy biến áp hàn một pha, tần số 50 Hz, làm

việc trong chế độ ngắn hạn lặp lại. Hệ số công suất của máy hàn hồ quang là

(0,330,45), của máy hàn tiếp xúc là (0,40,7). Điện áp cung cấp cho chúng thường

là 380/220V. Đặc biệt, có máy hàn cao tần trong các dây truyền sản xuất ống thép có

công suất lớn và rất lớn hàng trăm kW đến hàng nghìn kW là một tổ hớp các thiết bị

gồm máy biến áp chỉnh lưu, bộ biến đổi AC/DC, bộ tạo dao động tần số cao (150 –

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

600)MHz và máy biến áp xung.

- Thiết bị chiếu sáng: Thiết bị chiếu sáng thường là loại thiết bị một pha, công

suất của mỗi thiết bị chiếu sáng không lớn, thường từ (101000) W. Điện áp cung cấp

thường là (220, 127) V, tần số 50Hz. Đặc điểm đồ thị phụ tải của loại thiết bị này là bằng

phẳng, phụ thuộc vào chế độ làm việc của xí nghiệp (một ca, hai ca hoặc ba ca). Hệ số

công suất của đèn dây tóc là 1, của đèn huỳnh quang là khoảng 0,6.

 Phụ tải đô thị, dân sinh:

Phụ tải đô thị được kể đến là các thiết bị dùng điện trong văn phòng công sở,

trong căn hộ dân sinh như các máy điều hòa không khí, tủ lạnh, bình gia nhiệt, bếp

điện, máy tính, máy in, đèn chiếu sáng,VV. Các thiết bị này có công suất nhỏ từ vài

chục W đến và KW. Cá biệt cũng có thiết bị công suất lớn hơn đến vài chục kW. Mặc

dù vậy, đối với các nhà cao tầng thì tổng phụ tải của cả tòa nhà cũng rất lớn, đến hàng

MW, hay những dãy phố cũng vậy. Việc thiết kế cung cấp điện cho phụ tải dạng này

phải được nghiên cứu kỹ lưỡng, đáp ứng được những yêu cầu theo từng trường hợp

cụ thể

 Kho lưu trữ điện :

Ngày nay, trong su hướng thông minh hóa đô thị và lưới điện phân phối, các

kho lưu trữ điện được phát triển mạnh. Đó là các trạm biến đổi AV/DC phục vụ cho

nhiều mục đích khác nhau như: Nạp điện cho các kho Batteries nhằm cải thiện đồ thị

phụ tải ngày, nạp điện cho các tụ điện thương mại phân phối cho các hộ dân cư dùng

điện pin mặt trời, trạm cấp năng lượng các phương tiện giao thông dùng điện một

chiều. Các phụ tải dạng này có công suất từ một vài kW đến hành MW. Năm 2018,

hãng Tesla đã xây dựng trạm nạp điện cho Ôtô công suất đến hàng 3MW tại Califonia

và Trung Quốc.

Tóm lại, các phụ tải trong hệ thống phân phối điện có thể được mô tả thông qua

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

mô hình trên hình 1.12 [1] [6].

Hình 1.12. Mô hình hệ thống phân phối điện và các dạng phụ tải điển hình

1.2. Một số yêu cầu cơ bản đối với hệ thống phân phối điện

Để đánh giá chất lượng điện năng trong cung cấp cho các hộ tiêu thụ, các cấp

quản lý ngành điện áp dụng các chỉ tiêu cơ bản dựa trên tiêu chuẩn IEC và TCVN quy

định [6]. Cụ thể, trong phạm vi đề tài này quan tâm đến đến một số chỉ tiêu cơ bản sau

đây:

 Một số quy định hành chính :

 Đơn vị truyền tải điện: là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải

quốc gia.

 Hệ thống điện phân phối: là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và

các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối.

 Lưới điện phân phối: là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện

có cấp điện áp đến 110 kV.

 Lưới điện truyền tải: là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

có cấp điện áp trên 110 kV.

 Ngày điển hình: là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày

làm việc, ngày cuối tuần, ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.

 Sóng hài: là sóng điện áp và dòng điện hình sin có tần số là bội số của tần số

cơ bản.

 Tiêu chuẩn IEC: là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc

tế ban hành.

 Trạm điện: là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.

 Trung tâm điều khiển: là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy

điện, nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện

 Một số quy định về kỹ thuật :

 Tần số :

Tần số danh định trong hệ thống điện quốc gia là 50 Hz. Trong điều kiện bình

thường, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi ± 0,2 Hz so với tần số

danh định. Trường hợp hệ thống điện chưa ổn định, tần số hệ thống điện được dao

động trong phạm vi ± 0,5 Hz so với tần số danh định.

 Điện áp :

- Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối bao gồm: 110 kV;

35 kV; 22 kV; 15 kV; 10 kV; 0,6 kV và 0,4 kV.

- Trong chế độ vận hành bình thường điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu

nối được phép dao động so với điện áp danh định như sau:

a) Tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng điện là ± 05 %;

b) Tại điểm đấu nối với nhà máy điện là + 10% và - 05 %;

- Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau sự cố, cho phép mức dao động điện áp tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng + 05 % và - 10 % so với điện áp danh định.

- Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ± 10 % so với điện áp danh định.

- Trường hợp khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng điện áp cao hơn so với quy định tại Khoản 2 Điều này, khách hàng sử dụng lưới điện Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

phân phối có thể thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán

lẻ điện.

 Cân bằng pha:

Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha

không vượt quá 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc 05 % điện

áp danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.

 Sóng hài điện áp:

Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp (THD) là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của

sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (theo đơn vị %), được tính theo công thức sau:

Trong đó:

a) THD: Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp;

b) Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng

hài cần đánh giá;

c) V1: Giá trị hiệu dụng của của điện áp tại bậc cơ bản (tần số 50 Hz).

Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá

giới hạn quy định trong Bảng 1 như sau:

Bảng 1.1. Độ biến dạng sóng hài điện áp

Cấp điện áp Tổng biến dạng sóng hài Biến dạng riêng lẻ

110 kV 3,0 % 1,5 %

Trung và hạ áp 6,5 % 3,0 %

Cho phép đỉnh nhọn điện áp bất thường trên lưới điện phân phối trong thời gian ngắn vượt quá tổng mức biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 2 Điều này nhưng không được gây hư hỏng thiết bị của lưới điện phân phối.

 Nhấp nháy điện áp:

- Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2 như sau:

Bảng 1.2. Mức nhấp nháy điện áp

Cấp điện áp Mức nhấp nháy cho phép

Pst95% = 0,80 110 kV Plt95% = 0,60

Pst95% = 1,00 Trung áp Plt95% = 0,80

Pst95% = 1,00 Hạ áp Plt95% = 0,80

Trong đó:

- Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) là giá trị đo được trong khoảng thời

gian 10 phút bằng thiết bị đo tiêu chuẩn theo IEC868. Pst95% là ngưỡng giá trị của

Pst sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95 % số vị trí đo

Pst không vượt quá giá trị này;

- Mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) được tính từ 12 kết quả đo Pst liên tiếp

(trong khoảng thời gian 02 giờ), theo công thức:

- Plt 95% là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít

nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này.

- Tại điểm đấu nối trung và hạ áp, mức nhấp nháy ngắn hạn (Pst) không được

vượt quá 0,9 và mức nhấp nháy dài hạn (Plt) không được vượt quá 0,7 theo tiêu chuẩn

IEC1000-3-7.

 Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố:

- Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

vệ chính được quy định trong bảng 1.3 như sau:

Bảng 1.3. Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố

Dòng ngắn Thời gian tối đa loại trừ sự cố Thời gian chịu đựng tối thiểu của thiết bị (s) Điện áp mạch lớn của bảo vệ chính Áp dụng tới ngày Áp dụng từ ngày nhất (kA) (ms) 31/12/2017 01/01/2018

Trung áp 25 03 01 500

110 kV 31,5 03 01 150

- Đối với lưới điện trung áp cấp cho khu đô thị có mật độ dân cư đông và đường dây có nhiều phân đoạn, khó phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện,

cho phép thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính tại một số vị trí đóng cắt lớn hơn giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải nhỏ hơn 0,1 giây (s) và phải đảm

bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện.

- Đơn vị phân phối điện phải thông báo giá trị dòng ngắn mạch cực đại cho phép tại điểm đấu nối để Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phối hợp trong

quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị.

 Chế độ nối đất

Chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối được quy định trong

bảng 1.4 như sau:

Bảng 1.4. Chế độ nối đất

Cấp điện áp Điểm trung tính

110 kV Nối đất trực tiếp.

35 kV Trung tính cách ly hoặc nối đất qua trở kháng.

15 kV, 22 kV Nối đất trực tiếp (03 pha 03 dây) hoặc nối đất lặp lại (03 pha 04 dây).

0,6 kV; 10 kV Trung tính cách ly.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Dưới 1000 V Nối đất trực tiếp (nối đất trung tính, nối đất lặp lại, nối đất trung tính kết hợp).

Trường hợp chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối thực hiện

khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.

 Hệ số sự cố chạm đất:

Hệ số sự cố chạm đất của lưới điện phân phối không được vượt quá 1,4 đối với

lưới điện có trung tính nối đất trực tiếp và 1,7 đối với lưới điện có trung tính cách ly hoặc lưới điện có trung tính nối đất qua trở kháng.

 Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối:

Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm:

a) Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Duration Index - SAIDI);

b) Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI);

c) Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI).

Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:

a) SAIDI được tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút của

Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị

phân phối điện chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và

bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

Trong đó:

- Ti: Thời gian mất điện lần thứ i trong tháng t (chỉ xét các lần mất điện có thời

gian kéo dài trên 05 phút);

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng

t;

- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- SAIDIt (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối

trong tháng t;

- SAIDIy (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối

trong năm y.

b) SAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân

phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài trên 05

phút chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

Trong đó:

- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung

cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong

tháng t;

- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- SAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong

tháng t;

- SAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong

năm.

c) MAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân

phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời

gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng sử dụng

điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

định theo công thức sau:

Trong đó:

- n: Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện

của Đơn vị phân phối điện;

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;

- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- MAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân

phối trong tháng t;

- MAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân

phối trong năm y.

 Các bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện:

- Độ tin cậy cung cấp điện được thống kê và đánh giá qua hai bộ chỉ số bao gồm “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” và “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện

phân phối”. Mỗi bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện bao gồm 03 chỉ số SAIDI, SAIFI

và MAIFI được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư Số 39_TT_BCT_2015.

- Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” được sử dụng để đánh giá chất lượng cung cấp điện cho khách hàng mua điện của Đơn vị phân phối điện và được

tính toán theo quy định tại Điều 12 Thông tư Số 39_TT_BCT_2015 khi không xét

các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau:

a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đề nghị cắt điện;

b) Thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật, an toàn điện để được khôi phục cung cấp điện;

c) Do sự cố thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối;

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

d) Do các sự kiện bất khả kháng, ngoài khả năng kiểm soát của Đơn vị phân phối điện hoặc do Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối điện vi phạm quy

định của pháp luật theo Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp

điện do Bộ Công Thương ban hành.

- Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối” là một trong các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá hiệu quả hoạt động của Đơn vị phân phối điện

được tính toán theo quy định tại Điều 12 Thông tư Số 39_TT_BCT_2015 khi không

xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau:

a) Các trường hợp được quy định tại Khoản 2 Điều này;

b) Do mất điện từ hệ thống điện truyền tải;

c) Sa thải phụ tải theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển;

d) Cắt điện khi xét thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với

con người và thiết bị trong quá trình vận hành hệ

thống điện.

 Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối:

Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối bao gồm:

- Tổn thất điện năng kỹ thuật là tổn thất điện năng gây ra do bản chất vật lý của

đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối.

- Tổn thất điện năng phi kỹ thuật là tổn thất điện năng do ảnh hưởng của các yếu tố trong quá trình quản lý kinh doanh điện mà không phải do bản chất vật lý của

đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối gây ra.

1.3. Đặc điểm lưới điện trung thế bắc kạn và hướng nghiên cứu của đề tài

1.3.1. Đặc điểm địa giới hành chính tỉnh Bắc Kạn

Bắc Kạn là một tỉnh thuộc vùng Đông Bắc Bộ, Việt Nam, có tỉnh lỵ là thành

phố Bắc Kạn, cách thủ đô Hà Nội 160 km. Bắc Kạn được có 8 đơn vị hành chính, bao

gồm: thành phố bắc kạn và các huyện Pác Nặm, Na Rì, Ngân Sơn, Ba Bể, Bạch

 Vùng phía Tây và Tây Bắc: bao gồm các mạch núi thuộc khu vực huyện Chợ Đồn, Pác Nặm, Ba Bể chạy theo hướng vòng cung Tây Bắc – Đông Nam, định ra hướng của hệ thống dòng chảy lưu vực sông Cầu. Dãy núi cao nhất là Phia Bóoc –

Thông, Chợ Mới, Chợ Đồn. Bắc Kạn là một tỉnh miền núi cao, địa hình bị chi phối bởi những dãy núi vòng cung quay lưng về phía đông xen lẫn với những thung lũng. Bắc Kạn có thể phân thành 3 vùng như sau:

 Vùng phía Đông và Đông Bắc: hệ thống núi thuộc cánh cung Ngân Sơn chạy

1578m.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

theo hướng Bắc – Nam, mở rộng thung lũng về phía Đông Bắc.

 Vùng trung tâm: vùng địa hình thấp, kẹp giữa một bên là dãy núi cao thuộc

cánh cung sông Gâm ở phía Tây, với một bên là cánh cung Ngân Sơn ở phía Đông.

Địa giới hành chính tỉnh Bắc Kạn được thể hiện rõ trên bản đồ hình 2.7, [7].

 Phía bắc giáp tỉnh Cao Bằng

 Phía đông giáp tỉnh Lạng Sơn

 Phía nam giáp tỉnh Thái Nguyên

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 1.13. Bản đồ hành chính tỉnh Bắc Kạn

 Phía tây giáp tỉnh Tuyên Quang.

Diện tích đất tự nhiên của tỉnh là 4.859 km², dân số năm 2016 là 319.000 người,

gồm 7 dân tộc (Tày, Nùng, Kinh, Dao, H’Mông, Hoa và Sán Chay) sinh sống, trong

đó dân tộc thiểu số chiếm hơn 80%.

1.3.2. Đặc điểm lưới điện trung thế tỉnh Bắc Kạn, [7]

Hiện tại lưới điện trung thế tỉnh bắc Kạn được cấp điện từ 02 trạm biến áp 10kV

là Trạm E26.1 Bắc Kạn và E26.2 Chợ Đồn và 03 Trạm thủy điện nhỏ. Hệ thống lưới

điện 35 kV tỉnh Bắc Kạn phủ rộng trên diện tích gần 46000 ha cung cấp điện cho 12

huyện và một thành phố. lực các và 01 điện lực thành phối. Toàn bộ công trình có độ

cao trung bình từ 500m đến 800m so với mực nước biển. Phần nguồn gồm có 02 trạm

biến áp 110 kV và 03 trạm thủy điện nhỏ nhỏ (SHP).

+ Trạm 110kV Bắc Kạn (E26.1) có công suất (25+25) MVA -110/35/10kV cấp

điện cho TP.Bắc Kạn, huyện Bạch Thông, Chợ Mới, Na Rì, Ngân Sơn, Ba Bể và Pác

Nặm thông qua 05 lộ đường dây 35kV và 03 lộ đường dây 22kV.

+ Trạm 110kV Chợ Đồn (E26.2) có công suất 1x25MVA- 110/35/22kV cấp

điện cho các phụ tải thuộc huyện Chợ Đồn thông qua 05 lộ đường dây 35kV.

+ Các trạm thủy điện nhỏ: Hiện tại các trạm thủy điện nhỏ trên địa bàn tỉnh Bắc

Kạn đang vận hành đấu nối ở cấp điện áp 35kV gồm: SHP Tà Làng (huyện Ba Bể),

SHP Thượng Ân (huyện Ngân Sơn) và SHP Nậm Cắt (huyện Bạch Thông). Các trạm

thủy điện nhỏ có tổng công suất 10,1 MW, cụ thể công suất các SHP được thống kê

trong bảng 1.5.

Bảng 1.5. Công suất các SHP hiện có tỉnh Bắc Kạn

Địa điểm STT Tên SHP P(MW) Xã Huyện

Ba Bể Tà Làng Đồng Phúc 4,5 1

Thượng Ân Thượng Ân Ngân Sơn 2,4 2

Nậm Cắt Đôn Phong Bạch Thông 3,2 3

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Tổng 10,1

+ Phần lưới điện trung thế 35kV:

Các đường dây trung áp 35kV trên địa bàn tỉnh Bắc Kạn tiết diện đường trục chủ yếu là AC95, AC120. Hiện tại, chưa có tuyến nào bị quá tải. Một số tuyến có

chiều dài đường trục lớn (lộ 371, lộ 373 trạm 110 kV Bắc Kạn, lộ 372 Bắc kạn - 371

Chợ Đồn) nên tổn thất cao. Nhìn chung độ tin cậy cung cấp điện chưa tốt do lưới vận

hành chủ yếu là hình tia, độc đạo nên ít có khả năng hỗ trợ cung cấp điện. Tổng hợp hiện trạng mang tải các tuyến đường dây trung áp trong bảng 1.6, [7].

Bảng 1.6. Mang tải các tuyến đường dây trung áp

Mang Chiều Tên đường U A Mang tải (MW) tải STT Loại dây dây (%) (%) dài (km) % Pmax Ptb

Trạm 110kV Bắc Kạn - E26.1 I

Lộ 371 AC70,95 249 7 5,5 42,2 5,43 8,33 1

Lộ 372 AC120 23 2,5 1,8 12,5 1,83 2,53 2

Lộ 373 AC70,95 136 6,8 5,0 33,7 4,83 6,59 3

Lộ 374 AC120 39 3,3 2,5 14,3 3,53 3,80 4

Lộ 376 AC120 9 3,5 2,6 15,2 1,53 3,42 5

Trạm 110kV Chợ Đồn-E26.2 II

Lộ 371 AC95 23 4,1 1,3 20,3 2,64 3,14 1

Lộ 373 AC95 51 2,0 1,2 9,9 2,94 3,35 2

Lộ 375 AC120 18 2,4 2,0 10,4 2,14 2,66 3

Lộ 377 AC70 20 1,2 0,4 7,2 2,04 2,30 4

Lộ 379 AC120 22 1,2 0,8 5,2 1,74 1,85 5

+ Lộ 371 hiện tại đang cấp điện cho phụ tải toàn huyện Pác Nặm, huyện Ngân

Sơn, phần lớn phụ tải các xã của huyện Ba Bể và một số xã của huyện Bạch Thông

(các xã Nguyên Phúc, Cẩm Giàng, Sỹ Bình, Vũ Muộn, Cao Sơn, Phương Linh, Tú

Trĩ, Vị Hương và Thị trấn Phủ Thông). Lộ liên kết cấp điện với lộ 371 trạm 110kV

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Chợ Đồn, liên hệ mạch vòng với lộ 373, 376 trạm 110kV Bắc Kạn.

+ Lộ 372 hiện tại đang cấp điện cho 1 phần phụ tải TP.Bắc Kạn (Phường Sông

Cầu và các xã Đôn Phong, Quang Thuận, Dương Phong, Dương Quang); phụ tải các xã Đôn Phong, Quang Thuận, Dương Phong huyện Bạch Thông, lộ liên hệ cấp điện

với lộ 371 trạm 110kV Chợ Đồn qua CD 102A.

+ Lộ 373 hiện tại đang cấp điện cho một phần phụ tải TP.Bắc Kạn (phường

Phùng Chí Kiên, Huyền Tung, Xuất Hóa và các xã Nông Thượng, Dương Quang), xã Mỹ Thanh huyện Bạch Thông, phần lớn phụ tải huyện Chợ Mới (trong đó có các phụ tải KCN Thanh Bình) và cấp điện cho toàn bộ phụ tải huyện Na Rì, liên kết cấp điện

với lộ 371 và lộ 374 trạm 110kV Bắc Kạn, liên hệ mạch vòng lộ 371 trạm 110kV Chợ Đồn, lộ 373 trạm 110kV Phú Lương (Thái Nguyên) và lưới 35kV tỉnh Lạng Sơn.

+ Lộ 374 hiện tại đang cấp điện cho một phần phụ tải TP.Bắc Kạn (Phường

Xuất Hóa), một số phụ tải huyện Chợ Mới (Vườn ươm xã Cao Kỳ, thôn Nà Giảo xã

Nông Thịnh, thôn Nà Chiêm và NM luyện kim phi cốc KCN xã Thanh Bình). Đường

dây liên thông với lộ 373 trạm 110kV Bắc Kạn.

+ Lộ 376 cấp điện cho các phụ tải các xã Lục Bình, Hà Vị huyện Bạch Thông

trong đó có nhà máy chế biến bột các bon nát. Lộ 376 liên hệ mạch vòng với lộ 371

trạm 110kV Bắc Kạn.

+ Lộ 378 là tuyến đường dây cấp điện cho các phụ tải là trạm tự dùng 220kV.

lộ 378 liên hệ mạch vòng với lộ 371 trạm 110kV Bắc Kạn.

+ Lộ 371 E26.2 Chợ Đồn hiện đang cấp điện cho các phụ tải thị trấn Bằng Lũng,

các xã Phương Viên, Đông Viên, Rã Bản và Bằng Phúc của huyện Chợ Đồn. Ngoài

ra lộ còn hỗ trợ cấp điện dự phòng cho huyện Ba Bể và có liên hệ mạch vòng với lộ

372, 371 trạm 110kV Bắc Kạn.

+ Lộ 373 E26.2 Chợ Đồn hiện tại đang cấp điện cho một phần phụ tải các xã

Ngọc Phái, Quảng Bạch, Tân Lập, Đồng Lạc, Xuân Lạc, Nam Cường của huyện Chợ Đồn và 01 trạm BA tại xã Nam Mẫu của huyện Ba Bể.

+ Lộ 375 E26.2 Chợ Đồn hiện tại đang cấp điện cho cho phụ tải các xã Bằng Lãng, Lương Bằng, Nghĩa Tá huyện Chợ Đồn và có liên hệ mạch vòng với lộ 371 trạm 110kV Chợ Đồn.

+ Lộ 377 E26.2 Chợ Đồn hiện tại đang cấp điện cho các xã Yên Thượng, Yên Thịnh và Bản Thi của huyện và có liên hệ mạch vòng với lộ 379 trạm 110kV Chợ Đồn.

+ Lộ 379 E26.2 Chợ Đồn hiện cấp điện cho liên doanh chì kẽm Việt Thái và có

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

liên hệ mạch vòng với lộ 377 trạm 110kV Chợ Đồn.

Cũng như lưới điện tại các tỉnh miền núi khác, lưới điện trung thế tỉnh Bắc Kạn

được xây dựng và phát triển từng bước qua các nhiều giai đoạn nên tồn tại nhiều bất cập. Trong đó, có nhiều đường dây 35 kV cung cấp cho các trạm biến biến áp phân

bố rải rác trải dài trên một phạm vi lớn trên 50 km, đặc điểm phụ tải có tính chất

không ổn định. Mặt khác một số thủy điện nhỏ được kết nối phân tán trên đường dây

do điều kiện vị trí xây lắp. Điều này dẫn đến những bất cập sau:

- Ban ngày, vào những giờ cao điểm, hệ số phụ tải cao kptmax = (80÷90)%

dẫn đến điện cuối đường dây suy giảm mạnh, ∆U ≈ -(6 ÷10)%.

- Ban đêm, vào giờ thấp điểm phụ tải giảm nhiều, hệ số phụ tải thấp kptmin =

(30÷40)% dẫn đến điện cuối đường dây tăng cao, ∆U ≈ +(6 ÷10)%.

Mặt khác, trong những lưới điện trung thế miền núi thường có một số thủy

điện nhỏ được kết nối tại phần cuối của đường dây. Đối với thủy điện nhỏ cuối đường

dây trung thế xét về ưu nhược điểm đều có tính chất hai mặt trái ngược:

- Ưu điểm: đóng vai trò nguồn phân tán có tác dụng cấp điện cho các phụ tải

xa nguồn chính, thu ngắn được bán kính cấp điện góp phần giảm tổn thất và nâng cao

chất lượng điện áp,

- Nhược điểm: thủy điện nhỏ thường không có hồ hoặc hồ chứa không đủ lớn,

phụ thuộc nhiều yếu tố (mùa nước, thủy lợi kết hợp,...) nên công suất phát cũng bị

phụ thuộc, thậm trí phải tạm ngừng hoạt động một vài tháng trong thời gian mùa khô

cạn hay khi thủy lợi huy động nguồn nước cho mùa vụ,...Ngoài ra, về mặt kỹ thuật

cũng bộc lộ một số nhược điểm. Ví dụ: trường hợp khi thủy điện nhỏ cuối đường dây

phát đủ công suất định mức xảy ra hiện tượng tăng áp đường dây 35 kV. Thực tế, tại

nhiều tỉnh miền núi (Hòa Bình, Lào Cai, Sơn La, Lai Châu,...) đã xảy ra hiện tượng

tăng áp ∆U ≈ (10 ÷25)%, gây tác động xấu thiết bị và tăng tổn thất công suất. Trong

khi đó, Công ty Điện lực Bắc Kạn cũng quản lý vận hành lưới điện phân phối và hệ thống đường dây trung thế 35 kV có tính chất tương tự.

Để thực hiện đề tài luận văn cao học dưới sự hướng dẫn của PGS.TS. Ngô Đức Minh, học viên đã lựa chọn đề tài “Nghiên cứu khắc phục những tồn tại trong vận hành 2 trạm thủy điện nhỏ Tà Làng, Nặm Cắt và lưới phân phối 35 kV lộ 371, 372 tỉnh Bắc Kạn” .

Mục tiêu của nghiên cứu của luận văn:

- Phân tích đánh giá hiện trạng lưới phân phối 35 kV lộ 371 và 372 tỉnh Bắc

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Kạn, phát hiện những tồn tại (nếu có) và đề xuất giải pháp khắc phục;

- Phân tích thực trạng vận hành của 2 trạm thủy điện nhỏ Nặm cắt và Tà Làng;

Nghiên cứu giải pháp khắc phục những tồn tại trong vận hành.

Để thực hiện mục tiêu này, nội dung luận văn xây dựng cấu trúc các chương

như sau :

Chương 1.Tổng quan về hệ thống điện và xác định hướng nghiên cứu

- Giới thiệu tổng quan hệ thống điện và lưới điện phân phối - Những yêu cầu cơ bản trong lưới phân phối - Đặc điểm lưới điện trung thế tỉnh Bắc Kạn

- Mục tiêu nghiên cứu và kỳ vong kết quả đạt được - Kết luận chương 1

Chương 2. Công cụ toán học và phần mềm ETAP áp dụng giải tích lưới điện

trung thế miền núi

- Giới thiệu chung

- Giải tích lưới điện và các công cụ toán học

- Phần mềm giải tích lưới ETAP

- Cơ sở khoa học và thực tiễn phân tích lưới điện trung thế miền núi

- Kết luận chương 2

Chương 3. Nghiên cứu lưới trung thế 35kV lộ 371, 372

- Mô phỏng lưới điện 35 kV lộ 371, 372 và các trạm thủy điện nhỏ bằng ETAP

- Phân tích kết quả mô phỏng, nhận xét và đề xuất giải pháp khắc phục các

tồn tại.

- Kết luận chương 3

Kết luận chung.

1.4 Kết luận chương 1 Nội dung chương 1 đã khái quát được mô hình hệ thống điện quốc gia, và phạm

vi của một lưới điện phân phối. Những đặc điểm rõ nét của lưới điện phân phối miền

núi nói chung và của tỉnh Bắc Kạn nói riêng, trong đó còn một số vấn đề bất cập đã được nêu ra. Những thủy điện nhỏ (SHP) hiện có và những nguồn phát điện turbine gió công suất nhỏ (WGT) sẽ được phát triển trong tương lai gần. Sự cần thiết phải có tương tác phối hợp chặt chẽ dưới sự quản lý và điều độ của Công điện lực tỉnh với các chủ thể của các nguồn thủy phân tán trong địa phương nhằm đảm bảo các chỉ tiêu cơ bản của lưới điện phân phối do EVN quy định. Trên cơ sở thực tiễn và nội dung

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

của đề tài, Học viên và Người hướng dẫn đã chỉ định được phương pháp nghiên cứu, công cụ nghiên cứu và kỳ vọng đạt được của đề tài.

CHƯƠNG 2

CÔNG CỤ TOÁN HỌC VÀ PHẦN MỀM ETAP

ÁP DỤNG GIẢI TÍCH LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ MIỀN NÚI

2.1. Giới thiệu chung

Nhiệm vụ chính của một hệ thống điện hiện đại là đảm bảo cung cấp điện với

chất lượng cao nhất cho mọi khách hàng. Đây là một vấn đề kỹ thuật phức tạp,với

các yêu cầu kỹ thuật phải đảm bảo như đã giới thiệu trong chương 1, mục 1.2. Hơn nữa,

do tính chất cạnh tranh của các doanh nghiệp cung cấp điện trong giai đoạn bãi bỏ quy

định độc quyền, thì chi phí truyền tải phải được giữ ở mức thấp nhất có thể.

Đối với một hệ thống lớn, rất nhiều bài toán đặt ra cần phải sử dụng đến các

nghiên cứu về phân bố công suất. Mục tiêu chính của nghiên cứu giải tích lưới điện

là để xác định tình trạng hoạt động ổn định của mạng điện. Các trạng thái ổn định có

thể được xác định bằng cách phân tích một tập hợp các điều kiện liên quan như: Tải,

công suất truyền tải và điện áp tại tất cả các nút trên toàn mạng cả về độ lớn và góc

pha.

Ngoài việc kiểm soát phân bố công suất trong một hệ thống điện phức tạp, các

yêu cầu khác cũng cần phải được cập nhật liên tục như quá điện áp nút và dòng điện

tải và tổn thất trên đường dây hay trong máy biến áp có nằm trong giới hạn cho phép

hay không. Nếu biên độ điện áp tại một số điểm trên lưới vượt ra ngoài giới hạn,

những giải pháp khắc phục cần phải được thực hiện điều chỉnh điện áp trở lại trong

phạm vi quy định. Tương tự như vậy, nếu dòng điện trong một đường truyền vượt

quá khả năng tải của đường dây, khi đó hệ thống tự động hóa hay các bảo vệ phải tác

động ngay trước khi tiếp diễn đến giới hạn nguy hiểm.

Bài toán phân bố dòng công suất, để xác định trạng thái điện áp ở tất cả các nút

của mạng, các dòng điện làm việc và tổn thất trong mỗi đường dây cũng như các máy

biến áp được biểu diễn bởi các phương trình đặc trưng cho hệ thống điện tổ hợp thành

một hệ phương trình phi tuyến. Phương pháp giải các lớp bài toán này chủ yếu bằng

các thuật toán tính lặp. Thông dụng nhất là các thuật toán Newton-Raphson và Gauss-

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Seidel được giải bởi các phần mềm chuyên dụng trong ngành hệ thống điện.

2.2. Giải tích lưới điện và các công cụ toán học

2.2.1. Các biến số và phân loại bus (nút)

Trong giải tích lưới điện, thông thường mỗi nút (bus) được mô tả bằng bốn đại

lượng [8] [9]: Công suất tác dụng P (MW), công suất phản kháng Q (MVAr), biên độ

điện áp nút và góc pha điện áp nút. Trong đó có thể chọn bất kỳ ra 2 hai đại lược là

biến độc lập, 2 đại lượng còn lại sẽ là biến phụ thuộc được xác định bởi phương trình ràng buộc chính tắc. Tuy nhiên về mặt kỹ thuật, sự lựa chọn các biến độc lập ở một nút có thể dựa trên khả năng nhận biết sẵn có tại nút đó. Gọi giá trị biên độ và góc

pha điện áp là biến trạng thái, còn công suất tác dụng và và công suất phản kháng là các biến điều khiển. Cụ thể là:

 Nút cân bằng (swing bus): tại nút này cho biết giá trị độ lớn điện áp U và góc pha điện áp δ. Từ đó hai đại lượng P,Q sẽ được xác định tương ứng. Khi nghiên

cứu một lưới điện cụ thể, nhất thiết phải chỉ định ít nhất một nút cân bằng (thường

chỉ một).

 Nút máy phát (generator buses, hay voltage-controlled Buses): còn gọi là nút P-U, tại nút này cho biết trước công suất tác dụng P và độ lớn điện áp U. Từ đó

hai đại lượng góc pha điện áp δ và công suất kháng Q sẽ được xác định tương ứng.

 Nút phụ tải ( Load buses ): hay còn gọi là nút P-Q , tại nút này cho biết trước công suất P và Q của các phụ tải. Từ đó hai đại lượng góc pha điện áp δ và công suất

kháng Q sẽ được xác định tương ứng.

2.2.2. Thuật toán áp dụng giải tích lưới điện

Từ một mô hình toán học tổng quát gồm một hệ các phương trình phi tuyến, mô

tả các thông số mạng điện trong điều kiện trạng thái ổn định. Trước đây, một số

phương pháp cổ điển áp dụng cho giải tích lưới đầu có khối lượng tính toán lớn, khi

kỹ thuật được cải tiến cho ra đời các phương pháp tính lặp, dẫn đến giảm đáng kể khối lượng tính toán. Giải pháp phân tích dòng công suất dựa vào ma trận trở kháng nút có hiệu quả hơn đã được thử nghiệm (Brown, 1975), nhưng khả năng đáp ứng của máy tính vẫn là trở ngại chính không thể vượt qua vào thời điểm đó. Để khắc phục những hạn chế như vậy, vào những năm 1970, hai phương pháp phương pháp được đề suất và phát triển mạnh mẽ cho đến nay đó là phương pháp Newton-Raphson và phương pháp Gauss – Seidel. Cả hai phương pháp này đều áp dụng thuật toán tính

lặp và cho kết quả chính xác cao, hội tụ nhanh với khả năng không hạn chế số bus trong lưới tính toán. Tất nhiên mỗi phương pháp đề có một thế mạnh riêng khác nhau.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

 Thuật toán Newton-Raphson

Phương pháp Newton-Raphson được sủ dụng phổ biến nhất để giải phương trình

phi tuyến [8] [9].

Nếu f (x) = 0 là phương trình phi tuyến , giá sử x(0) là giá trị gần đúng ban đầu

thì khai triển chuỗi Taylor f (x) theo giá trị ban đầu x(0) như sau :

(x−x(0))2 2

f (x(0)) + (x-x(0))f ′(x(0))+ (x(0)) + (x-x(0))f ′(x(0))+ f "(x(0))+…= 0 (2.1)

bỏ qua các số hạng bậc cao , chỉ giữ lại phần tuyến tính :

(2.2) f (x(0)) + (x-x(0))f ′(x(0)) = 0

Giả sử x(1)là giá trị gần đúng thứ hai, từ (2.2) suy ra :

f(x(0)) f′(x(0))

(2.3) x(1)=x(0) -

Tiếp tục tính x(2),…., x(k+1)

f(x(k)) f′(x(k))

(2.4) x(k+1) = x(k)-

Đây là công thức lặp Newton. Mở rộng công thức (2.4) cho hàm nhiều biến gọi

là phương pháp Newton – Raphson.

Giả thiết có n phương tuyến tính có n ẩn ( x1, x2 , …., xn ) như sau :

{ (2.5)

f1( x1, x2 , … . , xn ) = C1 f2( x1, x2 , … . , xn ) = C2 … … . fn( x1, x2 , … . , xn ) = Cn

(0)

(0 )

(0 )

Khai triển (2.5) dưới dạng chuỗi Taylor , bỏ qua các số hạng bậc cao

(0) = C1

(0)

(0 )

(0 )

) ) ) ∆xn . ∆x1 . ∆x2

(0) = C2

(0) + (∂f1 ∂x2 (0) + (∂f2 ∂x2

(0) + ⋯ + ( ∂f1 ∂xn (0) + ⋯ + ( ∂f2 ∂xn

(0)

(0 )

(0 )

) ) ) ∆xn (2.6) . ∆x1 (f1)0 + ( ∂f1 ∂x1 (f2)0 + ( ∂f2 ∂x1 . ∆x2 …

(0) = Cn

(0) + (∂fn ∂x2

(0) + ⋯ + ( ∂fn ∂xn

) ) ) ∆xn . ∆x1 . ∆x2 (fn)0 + (∂fn { ∂x1

(0).

Giải hệ phương trình (2.6) được nghiệm là các gia số cho lần lặp thứ nhất

(0), ∆x2

(0),…., ∆xn

∆x1

(0) ,

(0) + ∆x1

Suy ra giá trị gần đúng ở lần lặp tiếp theo:

(1) = x1 ….............

(0)

x1

(1) = xn

(0) + ∆xn

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

xn

(k−1)| ≤ ε , với ε là độ

(k) − xi

Tính toán tương tự cho các lần lặp sau đến khi |xi

chính xác yêu cầu, đại diện cho sự hội tụ của thuật toán.

(0)

(0)

(0)

Viết lại (2.6) dưới dạng ma trận :

(0)

(0)

(0)

(0)

)

(0)

) (2.7) = ) … … ( ∂f1 ∂xn ) … … ( ∂f2 ∂xn

(0)

(0)) (0)) (0))]

) ( ∂f1 ∂x2 ) ( ∂f1 ∂x2 …. (0) (0)] ∆x1 (0) ∆x2 … . [ ∆xn C1 − (f1 C2 − (f2 … . Cn − (fn [ ( ∂f1 ∂x1 ( ∂f2 ∂x1 [ ) ] (∂fn ∂x1 ) (∂fn ∂x2 ) … … ( ∂fn ∂xn

Rút gọn:

∆C(k) J(k).

(k)) (k))

∆C(k) = J(k). ∆X(k) Hoặc : ∆X(k) =

(k) ∆x1 (k) ∆x2 Với ∆X(k) = … . [ ∆xn

(k))]

(k)

(k)

(k)

(k)

(k)

C1 − (f1 C2 − (f2 ; ∆C(k) = … . (k)] Cn − (fn [ (k) )

(k)

) J(k) = ) … … ( ∂f1 ∂xn ) … … ( ∂f2 ∂xn

(k)

) ( ∂f1 ∂x2 ) ( ∂f1 ∂x2 …. (k)

(∂f1 ∂x1 (∂f2 ∂x1 [ (2.8) ) ] (∂fn ∂x1 ) (∂fn ∂x2 ) … … ( ∂fn ∂xn

J(k) là ma trận các đạo hàm riêng phần , còn được gọi là ma trận Jacobi.

 Thuật toán Gauss – Seidel

Xét phương trình phi tuyến:

(2.9) f (x) = 0

Viết lại (4.14) dưới dạng :

x = g(x) (2.10)

Giả sử x0 là giá trị gần đúng ban đầu, giá trị gần đúng lần lặp kế tiếp là x1 = g(x0).

Tổng quát, giá trị gần đúng lần thứ (k+1) là :

xk+1 = g(xk). (2.11)

Trong một số trường hợp , sử dụng hệ số tăng tốc α , α > 1, để tăng tốc độ hội

tụ của bài toán. Khi đó, thuật toán Gauss-Seidel trở thành:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

xk+1 = (xk) + α. [g(xk) − xk]. (2.12)

Nhằm giảm bớt số lần lặp cần thiết, thuật toán Gauss-Seidel cho phép thay thế

các kết quả gần đúng vừa tính được ở phương trình trước vào các phương trình sau , khi đó phương trình (4.19) được viết lại như sau:

(2.13)

Sự thay thế sớm các giá trị vừa tìm được trong các bước của lần lặp thứ k sẽ

giảm số lần lặp,tăng tốc độ hội tụ cho bài toán.

Điều kiện dừng lặp: , với ɛ là độ chính xác cho trước

2.2.3. Giải tích lưới bằng phần mềm ETAP

Trong phần mềm ETAP, công cụ giải tích lưới được áp dụng các thuật toán dựa

trên nền tảng của hai phương pháp chính là Newton-Raphson và Gauss-Seidel. Cụ

thể có bốn phương pháp tính [10]:

 Phương pháp Newton-Raphson;

 Phương pháp Adaptive Newton-Raphson;

 Phương pháp Fast-Decoupled;

 Phương pháp Gauss-Seidel cải tiến.

Bốn phương pháp này có tính chất hội tụ khác nhau, phụ thuộc vào cấu hình hệ

thống, máy phát, điều kiện phụ tải và giá trị điện áp ban đầu của các nút.

2.2.4. Phương pháp Newton-Rapshson

Phương pháp Newton - Raphson có ưu điểm hơn về độ hội tụ, có tốc độ hội tụ

rất cao nếu chọn các giá trị ban đầu tốt, thích hợp cho những mạng điện lớn. Phương

pháp này phụ thuộc rất nhiều vào giá trị điện áp ban đầu của các nút. Việc lựa chọn giá trị điện áp ban đầu của các nút được yêu cầu cao. Trước khi chạy chương trình tính toán bằng phép lặp Newton-Raphson, chương trình ETAP lặp vài lần bằng Gauss-Seidel để xác định một giá trị cho trước của điện áp nút.

2.2.5. Phương pháp Adaptive Newton-Rapshson

Đây là phương pháp lặp Newton-Raphson cải tiến, phương pháp này cải thiện

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

độ hội tụ và trạng thái phân kỳ của phép lặp Newton-Raphson trong 1 số trường hợp. Đối với hệ thống truyền tải và phân phối với số lượng lớn các dãy tụ nối tiếp (tức là

điện kháng âm), hoặc những hệ thống có giá trị trở kháng rất nhỏ, phương pháp này

cũng đã giải quyết và cải thiện đáng kể sự hội tụ của bài toán.

2.2.6. Phương pháp Fast-Decoupled

Phương pháp Fast-Decoupled bắt nguồn từ phương pháp Newton-Raphson. Lưu

ý khi áp dụng phương pháp này:

 Một thay đổi nhỏ về độ lớn điện áp nút sẽ khó làm biến đổi tới công suất thực

P, chỉ ảnh hưởng đến công suất phản kháng Q trên đường dây;

 Với những thay đổi nhỏ của góc pha điện áp nút, công suất phản kháng cũng

không thay đổi đáng kể.

Theo đó dòng công suất cân bằng từ công thức Newton-Raphson có thể được

đơn giản hóa sang hai cách tách rời như sau:

[∆P] = [J1][∆δ]

[∆Q] = [ J4][∆V]

Phương pháp này làm giảm bộ nhớ cho máy tính khoảng một nửa so với phương

pháp Newton-Raphson. Nó cũng giải quyết dòng công suất cân bằng sử dụng ít thời gian

hơn phương pháp Newton-Raphson do có ma trận Jacobi không thay đổi. Nói chung,

phương pháp này có thể được sử dụng như một phương pháp thay thế cho phương pháp

lặp Newton-Raphson cho khi tính toán cho những hệ thống có những nhánh rẽ dài hoặc

những hệ thống có đường dây hay cáp truyền tải dài.

2.2.7. Phương pháp Accelerated Gauss-Seidel

Phép lặp Gauss-seidel có khả năng hội tụ rất cao,được áp dụng để tính toán Phân

bố công suất trong những trường hợp mà khả năng hội tụ là chưa biết trước.Đồng thời

cũng là bước thử đầu tiên cho các phương pháp khác.

Phương pháp Accelerated Gauss-Seidel cũng có yêu cầu tương đối cao về giá

trị điện áp ban đầu như phương pháp Newton-Raphson. Thay vì sử dụng độ thay đổi

công suất thực và công suất phản kháng làm tiêu chuẩn hội tụ, thì phương pháp này

lại dựa vào độ sai lệch điện áp nút giữa hai lần lặp tiên tiếp để kiểm tra độ hội tụ của

bài toán, thường chọn 0,000001 pu.

Phương pháp Accelerated Gauss-Seidel có độ hội tụ chậm. Có thể cải thiện tốc

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

độ hội tụ bằng cách thay đổi hệ số tăng tốc α, α >1.

2.3. Áp dụng ETAP nghiên cứu tính đặc thù của lưới điện miền núi

2.3.1. Giới thiệu chung về Etap [11]

 Các khả năng tính toán của ETAP 12.6

Tính trào lưu công suất tải cân bằng 

Tính trào lưu công suất tải không cân bằng 

Tính ngắn mạch 

Đóng ngắt động cơ, máy điện quay 

Phân tích sóng hài 

Khảo sát ổn định hệ thống 

Phối hợp các thiết bị bảo vệ 

Tối ưu trào lưu công suất 

Tính độ tin cậy hệ thống 

Bù tối ưu công suất phản kháng 

Tính lưới nối đất 

Tính toán cáp ngầm 

Thiết kế mạch điều khiển 

Quản lý hệ thống theo thời gian thực (Real time) 

Quản lý lưới điện trên sơ đồ đia lý GIS. 

 Giao diện chính của Etap

Cửa sổ chính:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 2.1. Các cửa sổ chính

Các chức năng tính toán:

Hình 2.2. Các chức năng tính toán Các phần tử AC:

Hình 2.3. Các phần tử AC Các thiết bị đo, bảo vệ:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 2.4. Các thiết bị đo lường, bảo vệ

2.3.2. Mô hình hóa mô phỏng lưới điện 35 kV có đặc thù miền núi

Do tính đặc thù về điều kiện địa hình, địa lý, dân số, xã hội,v.v tại các khu vực Miền núi nên lưới điện phân phối có chất lượng điện năng thấp, tổn thất điện năng

cao, không đáp ứng được đầy đủ các quy định chung của ngành điện (tiêu chuẩn quy

định tại TT39/ BCT 2015). Cụ thể là:

- Phụ tải phân tán trên phạm vi rộng, dài do phân bố dân cư có tính chất thôn,

bản. Có nhiều nhánh đường dây 35kV dài lớn hơn 100 km

- Đồ thị phụ tải không ổn định, biên độ thay đổi lớn giữa ngày và đêm (ΔU >

±10%). Khu phụ tải max vào những giờ cao điểm ban ngày (từ 9h đến 11h) và (từ 16h đến 20h) hệ số phụ tải cao Kptmax ≈ 1 làm cho nhiều nút phụ tải có điện áp rất thấp U% ≤ 0,9. Ngược lại khi phụ tải min vào thời gian (từ 0h giờ đến 4h) hệ số phụ tải rất thấp Kptmin ≈ 0,3 làm cho điện áp cuối đường dây dâng lên rất cao U% ≥ 1,1. Cả hai chế độ làm việc kể trên với Kptmax và Kptmin đều được xem là trạng thái cực đoan không mong nuốn, gây nhiều hậu quả xấu cho cả phía khách hàng và phía người

quản lý là Công ty điện lực.

Tuy nhiên để có cơ sở khoa học và thực tiễn, trước khi áp dụng nghiên cứu với

một lưới điện phức tạp trong thực tên cần phải có phương pháp tiếp cận khoa học,

cần thiết phải nghiên cứu thử nghiệm trên mô hình tương tự. Dựa trên những những

đặc điểm trên, một sơ đồ nghiên cứu tương tự phản ánh đầy đủ tính đặc trưng miền

núi được xây dựng và mô hình hóa bằng phần mềm ETAP như trên hình 2.5 sau đây.

Hình 2.5. Mô hình nghiên cứu tương tự đặc trưng lưới điện 35 kV miền núi

Thông qua mô hình tương tự trên hình 2.1, ta có thể phân tích các trạng thái cực

đoan của lưới điện và đề xuất giải pháp khắc phục tốt nhất nhờ các thuật toán mô phỏng trong ETAP đã được tích hợp sẵn bởi OTI.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

2.3.2.1. Mô phỏng chế độ Kptmax

Trên sơ đồ mô phỏng, chế độ Kptmax được định nghĩa bởi trạng thái vận hành

như sau:

- Điện áp nguồn được điều chỉnh mức cao nhất cho phép, U% = 1,1

- Các phụ tải được đều tham gia làm việc đầy tải, Kpt = 1

Kết quả thu được các giá trị công suất và điện áp hiện thị trên sơ đồ mô phỏng

hình 2.6 và các dữ liệu kết quả mô phỏng trong bảng 2.1 và bảng 2.2.

Hình 2.6. Kết quả mô phỏng chế độ Kptmax

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 2.1. Kết quả dữ liệu mô phỏng trên đường dây (Line) _ chế độ Kptmax

Bảng 2.2. Kết quả dữ liệu mô phỏng tại các bus_ chế độ Kptmax

2.3.2.2. Mô phỏng chế độ Kptmin

Tương tự, chế độ Kptmin được định nghĩa bởi trạng thái vận hành như sau:

- Điện áp nguồn được điều chỉnh bằng định mức: U% = 1

- Các phụ tải được cắt giảm về mức Kptmin = 0,3. Trên sơ đồ một số cầu dao

sau đây trở về trạng thái mở (Open): SW1.22; SW2.22; SW3.12…

Kết quả thu được các giá trị công suất và điện áp trên hiện thị sơ đồ mô phỏng

hình 2.7 và các dữ liệu trong bảng 2.3 và bảng 2.4.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 2.7. Kết quả mô phỏng chế độ Kptmin

Bảng 2.3. Kết quả dữ liệu mô phỏng đường dây (Line) _ chế độ Kptmin

Bảng 2.4. Kết quả dữ liệu mô phỏng tại cá bus _ chế độ Kptmin

Nhận xét chế độ Kptmax, Kptmin:

Kết quả mô phỏng cho thấy những nhận định trên đây là đúng đắn, phản ánh

trung thực bản chất vật lý của các quá trình năng lượng trong hoạt động lưới điện.

Như vậy, trong một ngày đêm các thông số hành vi của lưới điện cũng như các tác

động không mong muốn lên tải khách hàng thay đổi có tính lặp lại theo chu kỳ với

tần suất theo ngày. Việc điều chỉnh điện áp máy biến áp trung gian liên tục dẫn đến

hư hỏng và giảm tuổi thọ thiết bị. Khi điện áp thấp khiến tải khác hàng không nhận

được công suất đầy đủ theo danh định, ngược lại khi điện áp cao thì càng bất cập hơn:

làm sai lệch chế độ công tác do dư thừa công suất, tăng tổn thất truyền dẫn,…vv.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Trước bối cảnh này một một số giải pháp đã được triển khai, như:

1- Thiết kế và lắp đặt các tủ bù tụ điện tĩnh tại các bus trên đường dây 35 kV.

Giải pháp này có hiệu quả nhất định trong trường hợp Kptmax, nhưng khi Kptmin thì

lại càng gây tăng áp đường dây, và quá áp tải khách hàng. Thực tế có nhiều hư hỏng

trên lưới đã xảy ra như: vỡ sứ, nổ đầu cáp, cháy máy biến điện đo lường, cháy hỏng

thiết bị dùng điện, VV. Để sửa lỗi cho giải pháp này bằng cách đóng cắt theo giờ đối

với các tủ bù, tuy nhiên kết quả thu được không có sức thuyết phục về nhiều phương

diện khác nhau.

2- Lắp đặt máy biến áp tăng áp phần cuối đường dây. Giải pháp này dễ nhầm

tưởng mang lại hiệu quả mong muốn, nhưng xét về bản chất chỉ là lấy năng lượng

phía trước MBA (về dòng) bù cho điện áp phía sau. Vì vậy kết quả thu được chỉ có

thể chấp nhận cho một giới hạn nhất định, nhiều trường hợp làm tăng tổn thất đáng

kế trong lưới đã xảy ra.

Đề xuất giải pháp mới: Trước bối cảnh này, tác giả luận văn đề xuất giải pháp

sử dụng thiết bị bù công nghệ mới là các nguồn phát sử dụng năng lượng tái tạo tại

địa phương. Đó là các tổ hợp máy phát điện turbinr gió và các trạm các thủy điện nhỏ.

Sơ đồ bố trí thiết bị bù được triển khai như trên mô hình như trên hình 2.8

Hình 2.8. Mô hình các giải pháp bù công nghệ mới

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

2.4. Thiết bị bù công suất sử dụng năng lượng tái tạo

Trong phạm vi luận án này giới thiệu 02 loại thiết bị bù điển hình đó là máy

phát thủy điện nhỏ và máy phát điện turbine gió.

2.4.1. Máy phát thủy điện nhỏ

Thông thường các thủy điện nhỏ sử dụng loại máy phát loại đồng bộ công suất

từ nhỏ đến vừa (0,5 ÷ 5) MW tốc độ đồng bộ 3000v/ph hoặc 1500 v/ph. Về nguyên

lý phát điện không có gì khác so với các loại máy phát đồng bộ khác. Điều cơ bản

muốn nói ở đây là điều khiển công suất phát như thế nào để đáp ứng nhu cầu đối với

lưới điện.

Cơ sở cho điều chỉnh công suất phát trong trường hợp này dựa trên nguyên lý

vận hành máy phát thể hiện trên hình 2.5a.b [10]:

- Hình a: nguyên tắc điều chỉnh công suất tác dụng phát ra bằng điều chỉnh lưu

lượng nước Q vào turbine

- Hình b: nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng phát ra bằng điều chỉnh

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kích từ máy phát.

a)

b)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 2.9. Nguyên lý chung điều chỉnh công suất máy phát thủy điện

Áp dụng cho điều chỉnh công suất phát của các máy máy phát thủy điện được

ETAP hướng dẫn bởi đồ thị trên hình 2.10

Hình 2.10. Đồ thị hướng dẫn chọn điểm vận hành máy phát điện trong Etap

Một số chế độ vận hành cơ bản của máy phát thủy điện được giới thiệu trong

ETAP tại cửa sổ như trên hình 2.11:

Hình 2.11. Cửa sổ cài đặt máy phát thủy điện

Tùy theo yêu cầu cụ thể, người vận hành lựa chọn chế độ vận hành cho phù hơp,

trong đó:

Về nguyên tắc, các máy phát điện nói chung thường được đặc trưng bởi 4 đại lượng cơ bản, đó là: Công suất tác dụng P (MW), công suất phản kháng Q (MVAr),

biên độ điện áp và góc pha điện áp. Trong đó có 2 đại lượng độc lập, 2 biến còn lại Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

là 2 biến phụ thuộc được xác định bởi phương trình ràng buộc chính tắc. Từ một quan

điểm thuần tuý toán học, bất kỳ 2 biến có nào đều thể được chỉ định trước. Ví dụ: chọn giá trị đặt cho biên độ và góc pha điện áp là lượng đặt thì giá trị công suất tác

dụng và và công suất phản kháng là các biến điều khiển (tính được). Cụ thể trong

Etap hướng dẫn như sau:

 Chế độ swing (cân bằng): Chọn giá trị điện áp U và góc pha điện áp δ, tương

ứng các giá trị P,Q sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.

 Chế độ Votagy Control: Chọn giá trị điện áp U và Công suất P, tương ứng

các giá trị Q góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.

 Chế độ MVAr Control: Chọn giá trị công suất Q và Công suất P. Tương

ứng các giá trị V góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.

 Chế độ PF Control: Chọn giá trị hệ số Công suất PF và công suất P. Tương

ứng các giá trị Q góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.

2.4.2. Máy phát điện turbine gió

Ngày nay, các máy phát điện trong tổ hợp phát điện sức gió được phát triển rất

phong phú, tùy theo công suất từ nhỏ đến lớn. Cấu trúc máy phát ngày càng hiện đại

và đa dạng, song về nguyên lý máy phát chủ yếu theo hai dòng chính là máy phát

xoay chiều đồng bộ và máy phát xoay chiều không đồng bộ có cấu trúc như mô tả

trong hình 2.12 a,b [12]

a) b)

Hình 2. 12a,b. Cấu trúc điển hình của tổ hợp turbine sức gió

Trong đó tiến bộ nhất là máy phát không đồng bộ nguồn kép (DFIG – Doubly Fed Induction Renerator). DFIG được áp dụng cho cả các máy phát công suất nhỏ, cấu trúc của DFIG được mô tả trên hình 2.13. Điều đặc biệt của DFIG là có thể phát

công suất từ phía mạch stator hoặc mạch rotor tùy thuộc vào tốc độ gió và sự điều kiển. (khi tốc độ gió lớn làm rotor quay trên tốc độ đồng bộ xác định bởi số đôi cực

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

máy phát, còn khi tốc độ dưới đồng bộ máy phát chỉ phát công suất từ phía mạch

stator như một máy phát không đồng bộ thông thường). Điều đặc biệt nữa là DFIG

luôn tránh làm việc ở chế độ đồng bộ, bởi khi đó dòng kích từ sẽ biến thành dòng một chiều không cân bằng giữa các pha trong mạch rotor. Ở tốc độ trên đồng bộ, dòng

kích từ xoay chiều hình thành do được cảm ứng từ phía stator, ngược lại ở tốc độ dưới

đồng bộ dòng kích từ xoay chiều nhận được từ phía lưới qua tổ hợp các bộ biến đổi

Converter1 – DC – Converter2, hình 2.13a,b [12]. Để tần số điện áp đầu cực máy phát luôn cố định là 50 Hz (hoặc 60Hz) một nguyên lý phải được tôn trọng của DFIG là tần số dòng kích từ xếp chồng với tần số góc của vận tốc rotor là một hằng số để

đảm bảo từ trường quét qua các cuộn dây 3 pha stator có tốc độ là hằng.

a)

Hình 2.13 a,b. Mô hình cấu trúc WTG kiểu DFIG (Type4)

Tuy nhiên mục tiêu quan tâm chính của đề tài đối với DFIG là khai thác tính

năng bù công suất nhằm nâng cao chất lượng lưới điện trung thế trong khu vực miền núi. Vấn đề này thì cả máy phát thủy điện và DFIG đề có một nguyên tắc chung, đó là:

- Khi năng lượng sơ cấp (nguồn nước hay nguồn gió) đủ lớn, trên mức trung bình thì máy phát sẽ được điều chỉnh phát cả 2 thành phần công suất P(KW)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

và Q(KVAr) theo tỷ lệ thích hợp, phụ thuộc trạng thái lưới nhằm đáp ứng mục tiêu chính là ổn định điện áp lưới.

- Khi năng lượng sơ cấp (nguồn nước hay nguồn gió) quá nhỏ so với mức

trung bình thì máy phát được sử dụng cho mục đích là thu hoặc phát công

suất phản kháng như một máy điện quay. Phần năng lượng sơ cấp ít nhiều

cũng được góp phần khắc phục các ma sát và mô men cản của hệ thống.

Đối với DFIG được tích hợp bộ điều khiển hiện đại thì khả năng phát công suất

P và công suất Q theo yêu cầu thực tế là hoàn toàn khả thi, đồng thời thỏa mãn các

tiêu chuẩn chất lượng điện năng:

- Chất lượng theo tiêu chuẩn điện áp và tiêu chuẩn sóng hài,

- Đáp ứng nhanh,

như thể hiện trên các hình 2.14, hình 2.15 và hình 2.16 [13]:

Hình 2.14. Mô hình cấu trúc DFIG và hệ điều khiển DVC - NSVM

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 2.15. Mô hình điều khiển véc tơ DVC phương pháp NSVM

a) Đáp ứng nhanh công suất P b) Đáp ứng nhanh công suất Q

Hình 2.16. khả năng đáp ứng công suất nhanh của DFIG – DVC-NSVM

Trên hình 2.17 [14] , biểu diễn đồ thị đặc tính làm việc của một loại máy phát

điện turbine gió DFIG. Đây là cơ sở chính cho điều khiển công suất tác dụng P(KW)

phát ra của DFIG phụ thuộc vào tốc độ gió nhận được từ đầu vào turbine.

Hình 2.17. Đặc tính phát công suất tác dụng của DFIG

Gần đây, một số dạng máy phát thế hệ mới (có tên gọi After Technology) đang

được quảng cáo áp dụng cho máy phát điện turbne gió công suất vừa và nhỏ có hiệu

suất rất cao, gấp từ 2 đến 6 lần so với các tổ hợp turbine máy phát thông thường. Hình

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

ảnh của một số loại DFIG – After Technology được thể hiện trên hình 2.18a,b [1]

a) B)

Hình 2.18 a,b,c. Các mô hình khai thác tổ hợp DFIG

Một số chế độ vận hành cơ bản của máy phát điện turbine gió được giới thiệu

trong ETAP tại của sổ như trên hình 2.19.

Hình 2.19. Chọn chế độ máy phát turbine gió

Tùy theo yêu cầu cụ thể, với mỗi kiểu loại máy phát (Type) người vận hành lựa

chọn chế độ vận hành cho phù hợp, trong đó:

Khác với máy phát thủy điện, máy phát điện sức gió có 3 loại thông dụng (Type)

với 3 chế độ cơ bản.

 Chế độ Votagy Control: Chọn giá trị điện áp U và Công suất P, tương ứng

các giá trị Q góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.

 Chế độ MVAr Control: Chọn giá trị công suất Q và Công suất P. Tương

ứng các giá trị V góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.

 Chế độ Induction Generator: Chọn mức độ phát theo tỷ lệ % cho cế

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

độ đặt.

Với mỗi loại cụ thể sẽ có các chế độ vận hành khác nhau, trong thư viện WTG

của Etap hướng dẫn nhanh chóng khởi chạy dữ liệu hiện có cho mô phỏng, chế độ

hoạt động sẽ được thay đổi dựa trên Loại 1 đến Loại 4.

Trong đó:

- Loại 1 là máy phát đồng bộ cảm ứng thông thường, tốc độ cố định;

- Loại 2 là máy phát điện cảm ứng có điện trở rôto thay đổi;

- Loại 3 là máy phát không đồng bộ nguồn kép với bộ biến đổi phía rôto;

- Loại 4 là máy phát không đồng bộ nguồn kép bộ biến đổi đầy đủ kiểu back

to back hay còn gọi là DFIG.

2.4.3 . Mô phỏng tác dụng của thiết bị bù sử dụng năng lượng tái tạo

Mô hình nghiên cứu tương đặc trưng lưới điện 35 kV miền núi trên hình 2.1

được thiết kế lại có bổ sung thêm các trạm bù gồm có 2 loại thiết bị bù chính là máy

phát thủy điện nhỏ và máy phát điện turbine gió có cấu trúc như trên hình 2.20. Ngoài

ra có thêm một thiết bị điện tử công nghệ mới kiểu D-SVC để có thể test thử hay đối

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

sánh khi cần thiết.

Hình 2.20. Mô hình nghiên cứu tương tự có bổ sung trạm bù WTG

Trạm bù 1 gồm: 08 máy phát turbine gió WTG1_0,4MW, 02 máy phát thủy

điện Gen1_1,6MW và 01 D-SVC1_2MVAr.

Trạm bù 2 gồm: 05 máy phát turbine gió WTG2_0,5MW, 02 máy phát thủy

điện Gen1_2,25MW và 01 D-SVC2_2MVAr.

Trạm bù 3 gồm: 08 máy phát turbine gió WTG1_0,3MW, 02 máy phát thủy

điện Gen1_1,2MW và 01 D-SVC3_2MVAr.

2.4.3.1. Khi các trạm bù chưa hoạt động

Giả thiết vào một thời điểm trong giờ cao điểm trong ngày, trạng thái của lưới

điện có các thông số vận hành như hiện thị trên sơ đồ mô phỏng hình 2.21 và các dữ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

liệu kết quả mô phỏng trong bảng 2.5

Hình 2.21. Mô phỏng hoạt động lưới điện giờ cao điểm Kptmax

Bảng 2.5. Kết quả dữ liệu kết quả mô phỏng trên đường dây _ chế độ Kptmax

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

_ chưa có WTG

Bảng 2.6. Bảng dữ liệu kết quả mô phỏng tại các bus _ chế độ Kptmax _ chưa

có WTG

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 2.7. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổng tổn thất trong toàn mạng:

2.4.3.2. Phương án bù bằng máy phát thủy điện nhỏ

Đối với thủy điện nhỏ miền núi, trạng thái nguồn nước phụ thuộc theo mùa. Về mùa mưa, thủy điện được ưu tiên phát hết công suất tác dụng P, còn về mùa khô thì

chế độ phát công suất P bị giới hạn bởi nguồn nước, thậm trí nhiều thủy điện chỉ có

thể phát khoảng 4/24 giờ đến 5/24 giờ trong ngày. Trong trường hợp này, điều khiển

cho thủy điện phát điều hòa công suất phản kháng Q là một giải pháp hợp lý được đề xuất trong nghiên cứu của luận văn này. Khi đó, năng lượng nước được huy động cho

khắc phục các mô men cản của turbine và máy phát thay vì phải huy động công suất

tác dụng từ lưới, đồng thời phát thêm công suất P hòa lưới theo khả năng, phụ thuộc

trạng thái mức nước hiện thời.

Sau đây là mô phỏng cho hai trạng thái nguồn nước khác nhau giữa mùa mưa

và mùa khô với chế độ điều tiết áp dụng cho các máy phát tương ứng.

 Trạng thái nguồn nước đầy đủ trong mùa mưa:

Các phát máy phát được điều chỉnh vận hành theo chế độ phát tối đa công suất

P theo định mức trên cơ sở đáp ứng đủ công suất Q để đảm bảo giữ vững điện áp

trong phạm vi cho phép. Các thông số vận hành được thể hiện trên sơ đồ mô phỏng

hình 2.22

Hình 2.22. Trạng thái vận hành thủy điện trong mùa mưa

Trương ứng, khi này các thông số của các máy phát được điều chỉnh trong ETAP

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

tại cửa sổ có dạng như trên hình 2.23:

Hình 2.23. Cài đặt chế độ máy phát thủy điện vận hành trong mùa mưa

Các lượng tổn thất công suất và tổn thất điện áp trong toàn mạng được kiết suất

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

theo bảng 2.8

Bảng 2.8. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất khi vận hành các máy phát thủy

điện trong mùa mưa

 Trạng thái nguồn nước trong mùa khô:

Các phát máy được phát được điều chỉnh vận hành theo chế độ phát tối đa công

suất P theo trạng thái của nguồn nước trên cơ sở phát đủ công suất Q để đảm bảo giữ

vững điện áp trong phạm vi cho phép. Các thông số vận hành được thể hiện trên sơ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

đồ mô phỏng hình 2.24

Hình 2.24. Trạng thái vận hành thủy điện trong mùa khô hạn

Trương ứng, các thông số của các máy phát được điều chỉnh trong ETAP tại

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

cửa sổ có dạng như trên hình 25:

Hình 2.25. Điều chỉnh thông số vận hành các máy phát thủy điện

trong mùa khô

Các lượng tổn thất công suất và tổn thất điện áp trong toàn mạng được kiết suất

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

theo bảng 2.9

Bảng 2.9. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất trong mùa khô

Nhận xét:

- Máy phát thủy điện bù công suất tác dụng P cũng như bù công suất phản kháng Q đều có tác dụng điều chỉnh tăng điện áp cuối đường dây, tuy nhiên

bù công suất tác dụng P có ý nghĩa cao hơn về mặt năng lượng.

- Chú ý rằng khi bù công suất Q khả năng làm mát của máy phát kém, việc điều chỉnh máy phát (chọn chế độ bù) phải trong phạm vi quy định của đặc

tính máy phát như trên hình 2.6.

 Phương án bù bằng máy phát điện turbine gió:

Thực tế cho thấy, gió có tính chất không ổn định về tốc độ và phân bố không đồng đều trong khu vực. Với mỗi tốc độ gió khác nhau ta lựa chọn một giải pháp sao cho có thể khai thác tối đa phát công suất tác dụng P theo trạng thái năng lượng của gió, đồng thời điều chỉnh phát đủ công suất phản kháng (trong giới hạn cho phép của máy phát) để duy trì ổn định điện áp tại bus kết nối.

Trường hợp thứ nhất: Giả thiết sức gió tại trạm bù 1 và tram bù 2 là không

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

giống nhau nên mỗi trạm sẽ được lựa chọn một chế độ vận hành riêng, khác nhau:

- Tại trạm bù 2 có sức gió yếu đạt 60% định mức (60%*10m/s) nên giải pháp được chọn là phát công suất phản kháng là chính. Thông số điều chỉnh các máy phát WTG2 như trên bảng 4.15:

- Tại trạm bù 3 có sức gió đạt 90% định mức (90%*10m/s) nên giải pháp được chọn là phát công suất tác dụng là chính. Thông số điều chỉnh các

máy phát WTG3 như trên hình 2.26.

Hình 2.26. Bảng các thông số điều chỉnh máy phát WTG2 (6m/s)

và WTG3 (9m/s)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Dữ liệu kết quả mô phỏng thu được trên sơ đồ mô phỏng hình 2.27

Hình 2. 27 Kết quả mô phỏng khi trạng thái gió khác nhau WTG2(6m/s),

WTG3(9m/s)

Các lượng tổn thất công suất và tổn thất điện áp trong toàn mạng được kiết suất

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

theo bảng 2.10

Bảng 2.10. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất trên đường dây khi tốc gió khác

nhau WTG2(6m/s), WTG3(9m/s)

Trường hợp thứ hai: Giả thiết sức gió tại hai đều yếu: trạm bù 2 sức gió đạt

40% định mức (40%*10m/s) và tram bù 3 sức gió đạt 45% định mức (45%*10m/s).

Giải pháp chung cho cả hai trạm là chủ yếu phát công suất Q nhằm đáp ứng mục tiêu

ổn định điện áp cuối đường dây còn công suất P được phát theo khả năng của sức gió

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

tương ứng. Thông số điều chỉnh các máy phát WTG2 và WTG3 như trên hình 2.28:

Hình 2.28. Cài đặt các thông số điều chỉnh máy phát WTG2(4m/s),

WTG3(4,5m/s)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Dữ liệu kết quả mô phỏng thu được trên sơ đồ mô phỏng hình 2.29

Hình 2.29. Mô phỏng trạng thái lưới khi Kptmax _ gió yếu WTG2 (4m/s),

WTG3 (4,5m/s)

Các lượng tổn thất công suất và tổn thất điện áp trong toàn mạng tính được kiết

suất theo bảng 2.11

Bảng 2.11. Dữ liệu kết quả mô phỏng tổn thất lưới khi Kptmax_ gió yếu WTG2

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

(4m/s), WTG3 (4,5m/s)

Trường hợp thứ ba: Trường hợp này xảy ra thường xuyên đối với lưới điện

miền núi, rất nguy hiểm khi về đêm bất kể khi đó là gió mạnh hay yếu. Giả thiết cụ

thể như sau:

- Trạm bù 2 sức gió đạt 40%*10m/s

- Tram bù 3 sức gió đạt 45%*10m/s

- Kptmin ≈ 30%, tương ứng S = (3,47-j1,47) MVA;

phụ tải giảm đưa lưới điện về trạng thái mất cân bằng công suất phản kháng làm cho

điện áp đường dây tăng rất cao, tại nhiều điểm phụ tải điện áp tăng trên 10% mặc dù

các máy phát có thể đã được cắt khỏi lưới. Ví dụ như mô phỏng trên hình 2.30

Hình 2.30. Trạng thái lưới điện khi Kptmin = 30% _ không có WTG

Nếu chưa kịp cắt hay thay đổi chế độ máy phát thì mức quá áp còn cao hơn

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

nhiều (28%), kết quả mô phỏng trên hình 2.31

Hình 2.31. Mô phỏng quá áp khi Kptmin _ gió mạnh WTG2 (9m/s),

WTG3 (9m/s)

Điều quan trọng nhất đặt ra lúc này là nhanh chóng điều chỉnh giảm phát công

suất Q cho các máy phát, thậm trí một số máy phát phải vận hành ở chế đố thu công

suất Q nhằm duy trì mức quá áp trong phạm vị cho phép. Ví dụ tại trạng thái này, các

máy phát WTG2 thu một lượng công suất Q = -1,8MVAr còn các máy phát WTG3

thu Q = -1,5 MVAr để đảm bảo điện áp đường dây tại các điểm phụ tải không vượt

quá 10% như mô phỏng trên hình 2.32

Hình 2.32. Mô phỏng trạng thái lưới Kptmin_ WTG hấp thu công suất Q

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

để điều chỉnh giảm điện áp

Nhận xét: - Máy phát điện turbine gió hoàn toàn có thể đảm bảo duy trì ổn định điện áp

cuối đường giây trong mọi trường hợp dù có sức gió khác nhau.

- Khi sức gió mạnh, hiệu quả bù cao hơn. Ngoài nhiệm vụ chính là duy trì ổn

định điện áp còn thêm có thêm ý nghĩa cung cấp công suất tác dụng P cho lưới điện

khu vực.

- Khi sức gió yếu, các máy phát điện turbine gió làm nhiệm vụ bù công suất phản kháng rất thành công theo nhiệm vụ đặt ra. Vừa ổn định được điện áp lưới vừa giảm

được tổn thất công suất tác dụng. Tất nhiên lượng tổn thất công suất giảm được nhỏ hơn so với trường hợp gió mạnh, các WTG phát đủ công suất P theo định mức.

2.5. Kết luận chương 2

Nội dung chương 2 đã xây dựng cơ sở khoa học và thực tiễn phục vụ cho nội

dung và mục tiêu nghiên cứu của đề tài. Cụ thể là:

- Công cụ toán học hiện đại nhất hiện nay tich hợp trong phần mềm chuyên

dụng ETAP áp dụng cho các nghiên cứu lưới điện của đề tài.

- Xây dựng mô hình nghiên cứu tương tự đại diện cho các lưới điện trung thế

35 kV có tính đặc thù miền núi và thử nghiệm các nghiên cứu trên mô hình này trước

khi áp dụng cho lưới điện thực tế của đề tài

Các phân tích và đánh giá kết quả nghiên cứu trên mô hình tương tự là cơ sở

khoa học và thực tiễn rất tin cậy cho hướng nghiên cứu và áp dụng ETAP làm công

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

cụ chính thực hiện các nội dung và mục tiêu chính của đề tài.

CHƯƠNG 3

NGHIÊN CỨU LƯỚI ĐIỆN TRUNG THẾ 35 KV LỘ 371, 372

CÓ KẾT NỐI CÁC THỦY ĐIỆN VÀ MÁY PHÁT ĐIỆN TURBINE GIÓ

3.1. Xây dựng sơ đồ mô phỏng lưới điện

Hệ thống lưới điện 35 kV tỉnh Bắc Kạn như được mô tả tại mục 1.3.2 của

chương 1, tương ứng sơ đồ một sợi thể hiện trên hình 3.1.

Hình 3.1. Sơ đồ một sợi lưới điện trung thế Bắc Kạn lộ 371 và lộ 372

Trong đó:

- Hệ thống đường dây 35 kV lộ 371 và 372,

- Các điểm phụ tải có tên gọi chỉ số ghi bên cạnh được hiểu là tên của trạm biến áp và công suất định mức TBA, phụ tải cực đại được tính bằng công suất định mức của máy biến áp.

- Trạm biến áp Bắc Kạn 2 x 25 kVA 110 kV/35/22 kV

- Trạm biến áp Chợ Đồn 25 kVA - 110 kV/35/22 kV

- Thủy điện nhỏ Nặm Cắt 2 x 1,6MW – 6,3/35 kV

- Thủy điện nhỏ Tà Làng 2 x 2,25MW – 6,3/35 kV

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Thủy điện nhỏ Thượng Ân 3 x 0,8MW – 6,3/35 kV

Dựa trên các phương án vận hành của lưới điện 35 kV tỉnh Bắc Kạn, vận dụng

cơ sở nghiên cứu khoa học và thực tiễn từ mô hình nghiên cứu tương đương lưới điện

trung thế có tính đặc thù miền núi bằng phần mềm ETAP trong chương 2 làm cơ sở

để thực hiện nội dung chính của chương 3. Cụ thể là:

1- Mô phỏng, phân tích đánh giá lưới điện 35 kV lộ 371 và 372 có xét đến ảnh

hưởng của các thủy điện nhỏ kết nối lưới;

2- Phát hiện những bất cập trong vận hành và đề xuất giải pháp khắc phục.

Cơ sở dữ liệu cho phân tích đánh giá dựa trên kết quả giải tích và mô phỏng lưới

điện tại một số chế độ (trạng thái) đặc trưng sau:

- Chế độ vận hành đầy tải với Kptmax ≈ 1, chưa có thủy điện kết nối

- Chế độ vận hành đầy tải với Kptmax ≈ 1, có thủy điện kết nối

- Bổ sung trạm phát điện turbine gió bố trí phân tán tại các vị trí thích hợp trên

đường dây 35 kV.

- Một số chế độ vận hành với trạng thái nguồn công suất sơ cấp không đầy đủ

(nhỏ hơn định mức) của các thủy điện nhỏ (gọi tắt là SHP) và máy phát điện turbine

gió (gọi tắt là WTG)

3.2. Nghiên cứu chế độ vận hành phụ tải cực đại Kptmax

Từ sơ đồ nối dây trên hình 3.1 (gọi tắt là lưới điện), bằng phần mềm ETAP xây

dựng được một sơ đồ mô phỏng như trên hình 3.2. Trong đó, tác giả đặc trách mô

phỏng những phần sau:

- Lộ đường dây 372;

- Trạm biến áp 110 kV Chợ Đồn;

- Thủy điện nhỏ Nặm Cắt và Tà Làng;

- 03 trạm phát điện turbine gió.

Phần còn lại được kết hợp với một thành viên khác trong nhóm là Trần

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Thành Phương.

Hình 3.2. Sơ đồ mô phỏng bằng ETAP lưới điện chế độ Kptmax

Áp dụng chức năng tính phân bố công suất (Run load flow), các kết quả tính điện áp bus, điện áp trên tải, dòng công suất P,Q hay dòng điện I được hiển thị trên

sơ đồ mô phỏng, đồng thời các kết quả giải tích được truy suất đầy đủ dưới dạng bảng

dữ liệu theo định dạng word, pdf hay excel,VV. Trong phạm vi trình bày của luận

văn, tác giả chọn hình thức suất kết quả dưới dạng bảng excel.

3.2.1. Chế độ phụ tải cực đại Kptmax – chưa có SHP

Chế độ này được nghiên cứu khi tất cả 03 thủy điện trên lưới lộ 371 và 372 đều

không được kết nối, phần nguồn chỉ được cung cấp từ TBA E26.1 Bắc Kạn cho lộ

371, trạm biến áp Chợ Đồn cấp điện cho lộ 372 tại vị trí khoảng giữa đường dây,

trong khi cầu dao đấu tuyến kết nối với thanh cái T32 của TBA E26.1 ở trạng thái mở

tạo điều kiện cho thủy điện Nặm Cắt phát tối đa công suất đặt và ổn định điện áp cho

phụ tải khu vực này. Các thông số trạng thái lưới được ETAP giải tích cho kết quả hiển

thị trên sơ đồ mô phỏng hình 3.3a,b,c và các bảng dữ liệu kết quả mô phỏng.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

a) Sơ đồ mô phỏng lưới

...............

b) Các cầu dao SW.b4 và SW225 mở (SHP và WTG không phát điện)

c) Hình zoom trích từ sơ đồ mô phỏng 3.3a

Hình 3.3 a,b,c. Mô phỏng lưới chế độ Kptmax – chưa có SHP và WTG

Đồng thời các dữ liệu kết quả mô phỏng giải tích lưới bằng ETAP được kiết

suất thành các bảng excel sau đây:

Bảng 3.1 Dữ liệu trạng thái nguồn phát: công suất, điện áp, dòng điện định mức,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

hệ số công suất.

Bảng 3.1. Dữ liệu kết quả mô phỏng nguồn Grid110 _ SHP 0% _ WTG 0%

KẾT QUẢ DỮ LIỆU NGUỒN LƯỚI, THỦY ĐIỆN NHỎ VÀ THIẾT BỊ BÙ THU ĐƯỢC TỪ MÔ PHỎNG Chế độ Kptmax_ SHP 0% _ WTG 0%

ID Rating MW Mvar Amp Rated kV % Generation N o

110 1 Grid 110 1200 MVA 75,15 4 59,00 4 477, 6 % PF 78,6 6

Bảng 3.2 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng về các hạng mục chính: cân bằng

công suất thu phát và các tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng.

Bảng 3.2. Dữ liệu kết quả mô phỏng mô phỏng lưới Grid110 _ SHP 0% _ WTG 0%

KẾT QUẢ DỮ LIỆU CHUNG Chế độ Kptmax_ SHP 0% _ WTG 0%

Study ID Untitled %Loss No

Buses Branches Generators Power Grids Loads Load-MW Load-Mvar Generation-MW Generation-Mvar Loss-MW Loss-Mvar 1095 1098 0 1 579 75,154 59,004 75,154 59,004 6,562 17,128 8,731 29,029 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Bảng 3.3 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load): công suất định

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

mức, điện áp, hệ số tải %, điện áp trên tải

Bảng 3.3. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ SHP 0% _ WTG 0%

(ghi chú: bảng dữ liệu được thu gọn từ nhiều trang A4)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 3.4 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng trên các nhánh đường dây (Branch): chiều dài, thiết diện, dòng điẹn cho phép, phân bố công suất/dòng điện, tổn thất điện áp, tổn thất công suất.

Bảng 3.4. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên đường dây (Line) _ kptmax _ SHP 0% _ WTG 0%

(ghi chú: bảng dữ liệu được thu gọn từ nhiều trang A4)

Bảng 3.5 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng tại các bus: tên bus, điện áp định

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

mức bus,

Bảng 3.5. Dữ liệu kết quả mô phỏng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

trên cá bus _ kptmax _ SHP 0% _ WTG 0%

Trạng thái làm việc với Kptmax xét trên đây chưa có kết nối của các thủy điện

nhỏ, điều này thường xảy ra vào mùa khô hạn hoặc khi thủy lợi cần huy động tối đa nguồn nước cho nông nghiệp. Ngược lại, khi điều kiện nguồn nước cho phép các thủy

điện được phát hết công suất thiết kế thì tình trạng điện áp và mức tổn thất công suất

của lưới điện được cải thiện tốt hơn.

3.2.2. Chế độ phụ tải cực đại – khi có SHP

Chế độ này được nghiên cứu khi tất cả 03 thủy điện trên lưới lộ 371 và 372 đều được kết nối và vận hành phát tối đa công suất thiết kế. Kết quả giải tích lưới thu

được thể hiện qua các bảng dữ liệu sau:

Bảng 3.6 Cho biết dữ liệu về nguồn phát khi đã có thủy điện nhỏ kết nối.

Bảng 3.6. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ kptmax _ SHP100% _ WTG 0%

Bảng 3.7 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng về các hạng mục chính, cân bằng

công suất thu phát và các tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 3.7. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ kptmax _ SHP 100% _ WTG 0%

Bảng 3.8 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng trên các tải (Load).

Bảng 3.8. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ kptmax _ SHP 100% _

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

WTG 0%

Nhận xét chế độ vận hành Kptmax khi không có SHP và khi có SHP:

Trước khi có SHP kết nối, chất lượng điện áp lưới là rất thấp, tổn thất công suất lớn. Sau khi có SHP kết nối, phát công suất tối đa theo thiết kế đã góp phần cải thiện

hai mặt tồn tại trên. Điều này thấy rõ qua so sánh kết quả giải tích trên bảng 3.3 và

bảng 3.8:

- So sánh chất lượng điện áp:

Khi không có SHP Khi có SHP

43,00 31,00

217,00 97,00

363,00 483,00

Số tải có U% >100 : Số tải có U% >=95 : Số tải có U% < 95 : Số tải có U% < 90 : 131,00 Số tải có U% >100 : Số tải có U% >=95 : Số tải có U% < 95 : Số tải có U% < 90 : 277,00

MaxVoltage MinVoltage 103,18 81,03 MaxVoltage MinVoltage 103,83 84,19

- So sánh mức tổn thất công suất tác dụng:

Khi có SHP

Khi chưa có SHP 6,562 17,128 8,731 29,029 4,938 12,493 6,567 22,554

Tuy nhiên, các kết quả trên cho thấy số điểm phụ tải có điện áp vận hành dưới

mức 90% vẫn còn khá lớn. Vấn đề đặt ra là cần thiết phải có giải pháp khắc phục

thích hợp. Dựa trên phân tích về tính năng của máy phát điện gió trong chương 2,

nhóm nhiên cứu luận văn đề xuất bổ sung 05 trạm phát điện turbine gió WTG, cụ thể

như sau:

Giải pháp đề xuất thiết lập 05 trạm phát điện turbine gió WTG:

 Chọn loại máy phát và công suất thiết kế:

- Chọn kiểu loại máy phát turbine gió: Type 3

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Công suất và các thông số danh định: có lý lịch như các hình 3.4 và 3.5

Hình 3.4. Cài đặt thông số turbine gió

- Đặc tính máy phát:

Hình 3.5. Đặc tính WTG

 Chọn vị trí lắp đặt:

Mỗi vị trí có thể tổ hợp từ 3 đến 6 WTG bố trí gần nhau chung một máy biến áp kết nối. Để nghiên cứu có tính tổng quát, tác giả luận văn chọn số lượng là 05 WTG, loại có công suất danh định 100kW như bảng lý lịch. Vị trí lắp đặt các trạm WTG

dựa trên một số cơ sở kỹ thuật sau:

- Vị trí có sẵn trước đây đã thiết kế cho các trạm bù tụ điện tĩnh trên đường dây

35 kV (nay không dùng);

- Gần trung tâm của các cụm phụ tải có điện áp quá thấp;

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Nơi có nguồn gió và thuận lợi cho lắp đặt, quản lý.

Cụ thể, trong luận văn này có 05 trạm phát điện turbine gió tại các vị trí tính

toán như thể hiện trên sơ đồ nối dây hình 3.6. Đối với lưới điện khác có thể vận dụng sao cho phù hợp điều kiện cụ thể:

- Có thể kết hợp các trạm biến áp sẵn có thay vì thiết lập một trạm biến áp riêng;

- Số lượng WTG và công suất của WTG có thể được điều chỉnh cho phù hợp.

Hình 3.6. Mô tả vị trí các trạm WTG

3.2.3. Chế độ phụ tải cực đại – khi có kết nối SHP và WTG vận hành phát tối đa

công suất thiết kế

Giả thiết nghiên cứu trạng thái lưới đang vận hành đầy tải với Kptmax đồng thời

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

có sự tham gia của các SHP và WTG trong điều kiện phát tối đa công suất thiết kế. Kết quả mô phỏng, giải tích lưới được thu được thể hiện qua các bảng dữ liệu sau:

Bảng 3.9 cho biết dữ liệu các nguồn phát:

Bảng 3.9. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmax _ SHP 100% _

WTG 100%

Bảng 3.10 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng về các hạng mục chính, cân bằng

công suất thu phát và các tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng.

Bảng 3.10. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ Kptmax _ SHP 0%

_ WTG 0%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 3.11 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load).

Bảng 3.11. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmax _ SHP 100% _

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

WTG 100%

Nhận xét:

Từ các kết quả giải tích thu được khi lưới điện được bổ sung 05 trạm phát điện

turbine gió như đã lựa chọn cho thấy chất lượng điện áp trên tải đã được cải thiện rất

tích cực. Cụ thể trong trường hợp này đã không còn điểm phụ tải nào có điện áp dưới

mức 90%, chỉ còn 212 điểm có điện áp 90 < U% ≤ 95. Đồng thời tổng tổn thất cũng

được giảm từ mức 8,73% xuống 6,56% và đến bước này là 5,35%.

Tuy nhiên, trong thực tế công suất phát của SHP phụ thuộc vào tiềm năng nguồn

nước, mà điều này là thay đổi theo mùa trong năm. Trong khi đó công suất phát của

các WTG lại phụ thuộc tốc độ gió và tốc độ gió cũng luôn thay đổi theo thời gian

trong ngày, thay đổi theo mùa,vv, nghĩa là SHP có tính ổn định cao hơn so với WTG.

Trong bối cảnh này, đối với mỗi loại nguồn cần phải có một chiến lược vận hành áp

dụng khác nhau nhằm đem lại hiệu quả cao nhất. Luận văn có sáng kiến đề xuất như

sau:

1- Đối với SHP chủ yếu được khai thác bởi tính năng phát công suất tác dụng P

vì nguồn nước đại diện cho năng lượng sơ cấp thường được đáp ứng ổn định trong

khoảng thời gian dài, chu kỳ điều tiết tháng hay điều tiết nhiều tháng.

2- Đối với WTG chủ yếu được khai thác bởi tính năng phát công suất phản

kháng Q như một thiết bị bù có điều khiển (máy bù) không phụ thuộc năng lượng gió.

Vấn đề phát công suất tác dụng P trong hoàn cảnh này chỉ có ý nghĩa bổ sung.

3.2.4. Chế độ phụ tải cực đại – khi có kết nối SHP và WTG vận hành với trạng

thái năng lượng sơ cấp không đầy đủ

Theo quan điểm trên, một ví dụ cụ thể được nghiên cứu với điều kiện nguồn

nước đáp ứng khoảng 40% so với yêu cầu của SHP và tốc độ gió thấp đạt khoảng

4m/s so với tốc độ định mức là 10m/s.

Kết quả giải tích lưới thu được các thông số trạng thái vận hành thể hiện qua

các bảng dữ liệu sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 3.12 cho biết các thông số trạng thái nguồn phát:

Bảng 3.12. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmax _ SHP 40% _

WTG 40%

Bảng 3.13 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng về các hạng mục chính, cân bằng

công suất thu phát và các tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng.

Bảng 3.13. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ Kptmax _ SHP

40% _ WTG 40%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 3.14 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load)

Bảng 3.14. Dữ liệu kết quả mô phỏng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

trên tải _ Kptmax _ SHP 40% _ WTG 40%

Nhận xét:

Từ các dữ liệu kết quả mô phỏng tại các bảng 3.13 và bảng 3.14 cho thấy đề

xuất thiết lập các trạm phát điện turbine gió rất hiệu quả, cụ thể là:

- Giảm tổn thất công suất: bảng 3.13

- Nâng cao chất lượng điện áp: bảng 3.14.

- Điện áp nâng lên đạt giá trị trong phạm vi sai lệch cho phép đảm bảo cho các

phụ tải được nhận đầy đủ công suất hơn, hệ số công suất tăng lên.

Trên cơ sở này, các WTG có thể đảm bảo được vai trò bù đúng công suất phản

kháng Q (trong phạm vi giới hạn Qmax của máy phát – lý lịch máy) giúp cho việc ổn

định điện áp lưới. Hiện tại các WTG kiểu Type 3 và Type 4 (DFIG) hoàn toàn đáp

ứng được theo nguyên tắc chung là: khi điện áp thấp, các DFIG sẽ phát công suất Q

và ngược lại khi quá áp thì các DFIG sẽ hấp thu công suất Q. Theo lý thuyết đã phân

tích trong chương 2 và kinh nghiệm vận hành thực tế, khi nguồn năng lượng sơ cấp

giảm xuống, phương thức vận hành hợp lý trong trạng thái này là giảm bớt số lượng

máy phát vận hành đối với SHP nhằm nâng cao hiệu suất và tính kinh tế [...] còn đối

với WTG thì việc cắt giảm này là không cần thiết bởi hiện nay các WTG công nghệ

cao (After Technology) có tích hợp hệ điều khiển thích nghi.

3.3. Nghiên cứu chế độ vận hành phụ tải cực tiểu (Kptmin)

Như đã giới thiệu tại chương 1 và chương 2 về một trong những nét đặc trưng

của lưới điện miền núi nói chung là trong những khoảng thời gian từ đêm khuya tới

gần sáng, hệ số phụ tải giảm xuống rất thấp, Kptmin ≈ 0,3 thậm trí có thể nhỏ hơn

đối với các vùng xa phía cuối đường dây cung cấp. Có thể gây mất cân bằng thu phát

dẫn đến hiện tượng thừa công suất phản kháng Q làm điện áp dâng cao vượt giá trị

cho phép [chương 2]. Tương tự như sơ đồ mô phỏng trên hình 3.2, lưới điện vận hành

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

với phụ tải cực tiểu Kptmin được mô phỏng như trên sơ đồ hình 3.7

Hình 3.7. Mô hình lưới điện trạng thái Kptmin

Trong đó, các phụ tải được cài đặt (Rating) lại theo nguyên tắc sau:

- Cài đặt theo mức 30% so với định mức đối với những loại dân sinh có tính

nhậy cảm.

- Cài đặt theo mức từ 70% đến 80% so với định mức đối với các loại phụ tải

công nghiệp hay những dạng phụ tải vận hành ổn định khác.

Từ sơ đồ mô phỏng hình 3.7 ta nghiên cứu cho một số trạng thái điển hình sau.

- Trạng thái Kptmin khi không có các nguồn SHP và WTG;

- Trạng thái Kptmin khi các nguồn SHP và WTG phát công suất tối đa;

- Trạng thái Kptmin khi các nguồn SHP và WTG phát công suất hạn chế;

3.3.1. Trạng thái Kptmin khi không có các nguồn SHP và WTG

Khi các nguồn SHP và WTG không tham gia phát công suất, trạng thái này được

thể hiện trên sơ đồ mô phỏng bằng cách ngắt kết nối lưới, cầu dao của các nguồn kể

trên nguồn ở trạng thái mở (Open). Kết quả giải tích lưới thu được thể hiện qua các

bảng dữ liệu sau:

Bảng 3.15 cho biết các thông số trạng thái nguồn phát.

Bảng 3.15. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmin _ SHP 0% _

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

WTG 0%

Bảng 3.16 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng về các hạng mục chính, cân bằng

công suất thu phát và các tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng.

Bảng 3.16. Dữ liệu kết quả mô phỏng các phần tử chính _ Kptmin _ SHP 0% _

WTG 0%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 3.17 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load).

Bảng 3.17. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmin _ SHP 0% _

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

WTG 0%

3.3.2. Trạng thái Kptmin khi các nguồn SHP và WTG phát công suất tối đa

Khi các nguồn SHP và WTG tham gia phát đầy đủ công suất theo thiết kế, trạng

thái này được thể hiện trên sơ đồ mô phỏng bằng cách đóng kết nối lưới, cầu dao của

các nguồn kể trên nguồn ở trạng thái đóng (Close). Kết quả giải tích lưới thu được

thể hiện qua các bảng dữ liệu sau:

Bảng 3.18 cho biết các thông số trạng thái nguồn phát.

Bảng 3.18. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmin _ SHP 100% _

WTG 100%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 3.8, 3.9 Hình ảnh đại diện cho trạng thái phát điện của các SHP và WTG

.....

Hình 3.8. Hình ảnh đại diện các SHP phát điện

..........

Hình 3.9. Hình ảnh đại diện các WTG phát điệnHình ảnh đại diện các WTG

phát điện

Bảng 3.19 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng về các hạng mục chính, cân bằng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

công suất thu phát và các tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng.

Bảng 3.19. Dữ liệu kết quả mô phỏng các phần tử chính _ Kptmin _ SHP 100%

_ WTG 100%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 3.20 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load).

Bảng 3.20. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmin _ SHP 100% _

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

WTG 100%

3.3.3. Trạng thái các SHP và WTG phát công suất hạn chế

Trong điều kiện nguồn năng lượng sơ cấp không đầy đủ đầy đủ, các SHP và

WTG phát công suất hạn chế dựa trên nguyên tắc như đã giới thiệu tại chương 2. Kết

quả giải tích lưới thu được được thể hiện qua các bảng dữ liệu sau.

Bảng 3.21 cho biết các thông số trạng thái nguồn phát:

Bảng 3.21. Dữ liệu kết quả mô phỏng cài đặt nguồn _ Kptmin _ SHP 40% _

WTG 40%

Bảng 3.22 Cho biết dữ liệu kết quả mô phỏng về các hạng mục chính, cân bằng

công suất thu phát và các tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng.

Bảng 3.22. Dữ liệu kết quả mô phỏng các hạng mục chính _ Kptmin _ SHP

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

40% _ WTG 40%

Bảng 3.23 cho biết sữ liệu kết quả trên tải (Load)

Bảng 3.23. Dữ liệu kết quả mô phỏng trên tải (Load) _ Kptmin _ SHP 40% _

WTG 40%

Nhận xét:

Qua các nghiên cứu SHP và WTG vận hành trong các trạng thái nguồn năng

lượng sơ cấp khác nhau cho thấy kết quả thu được rất tích cực:

- Không có điểm phụ tải nào có điện áp thấp dưới mức U < 95% Uđm

- Hiện tượng dư thừa công suất phản kháng không có ảnh hưởng đáng kể,

- Số phụ tải chịu quá áp trên U >100% còn lại không quá 10 phụ tải

Thực tế xảy ra đối với lưới điện thực tế tại Bắc Kạn không giống như trạng thái

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

quá áp đã phân tích trong chương 2. Điều này được giải thích bởi một số lý do là:

- Suất phụ tải lớn, phân bố khá đồng đều theo tỷ lệ khoảng 37 kW/km và 21

kVAr/km. Trong khi đó 1km đường dây 35 kV chỉ có điện dung tương ứng với công

suất phản kháng Q = 4kVAr/km.

Từ hai trạng thái điển hình nghiên cứu trên đây cho ta nắm được nguyên tắc vận

hành lưới nói chung và trong đó có điều khiển (đặt chế độ điều khiển) các SHP cũng

như WTG trong từng chế độ, từng trạng thái vận hành một cách thích hợp.

3.4. Kết luận chương 3

Kết quả nghiên cứu của chương 3 đã đạt được những mục tiêu chính của luận văn:

- Mô hình hóa mô phỏng thành công bằng phần mềm ETAP cho lưới điện 35

kV lộ 371 và lộ 372 cùng các nguồn phát có kết nối lưới có xét đến đề xuất bổ sung

các trạm phát điện sức gió được thiết lập tại các vị trí thich hợp.

- Chỉ ra được một số chế độ vận hành, trạng thái vận hành lưới điện còn nhiều

bất cập, điển hình là chế độ phụ tải cực đại Kptmax khi các thủy điện nhỏ Nặm Cắt,

Tà Lang và Thượng Ân không tham gia phát điện.

- Khảo sát, nghiên cứu thành công một số chế độ điển hình trong vận hành lưới

điện. Các kết quả thu được là cơ sở quan trong cho các đề xuất giải pháp mới, khắc

phục những tồn tại đồng thời nâng cao chất lượng điện áp và giảm tổn thất công suất

cho lưới điẹn địa phượng

- Thông qua mô phỏng đã đề xuất được 2 giải pháp mới:

Một là: điều khiển SHP thu/phát công suất phản kháng phù hợp với trạng thái

của lưới điện và nguồn nước nhằm ổn định điện áp lân cận vị trí kết nối.

Hai là: thiết lập các trạm WTG vận hành thích ứng với mọi cấp tốc độ gió

khác nhau theo nguyên tắc: điều khiển thu/phát công suất phản kháng để ổn định điện

áp lân cận điểm kết nối đồng thời phát công suất tác dụng tùy theo trạng thái tốc độ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

gió.

KỂT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

KẾT LUẬN

Sau một khoảng thời gian ngắn, với nỗ lực cao độ của học viên và người hướng

dẫn khoa học, bản luận văn tốt nghiệp cao học đã được hoàn thành với kết quả đáp

ứng đầy đủ các yêu cầu của đề tài. Nội dung của luận văn được bàn luận dựa trên kết

quả đạt được như sau:

- Học viên đã trực tiếp thu thập đầy đủ dữ liệu lưới điện trung thế 35 kV tỉnh Bắc Kạn, tổng hợp và chuẩn hóa lại sơ đồ đi dây trong toàn khu vực làm cơ sở cho

các nghiên cứu theo yêu cầu của đề tài – đây là lần đầu tiên xây dựng được sơ đồ lưới

điện 35 kV tỉnh Bắc Kạn từ những sơ đồ đơn lẻ thuộc phạm vi quả lý của các Điện lực cấp huyện. Kết quả này có ý nghĩa lớn đối với công tác quả lý và điều độ lưới

điện tỉnh Bắc Kạn.

- Mô hình hóa thành công lưới điện 35kV trong toàn tỉnh nói chung và lộ 371, 372 cùng các thủy điện nhỏ trong đó bằng phần mềm ETAP với khối lượng rất lớn

(số liệu cụ thể được thể hiện tại các bảng kết quả giải tích lưới bằng ETAP và phụ lục

trong nội dung luận văn). Kết quả mô hình hóa mô phỏng một lưới điện cụ thể bằng

phần mềm ETAP là một tài liệu gốc có giá trị rất cao trong việc nghiên cứu và kiểm

soát các chế độ hoạt động của lưới điện lưới điện đó.

- Luận văn đã mô phỏng các chế độ hoạt động điển hình của lưới điện với Kptmax và Kptmin trong các điều kiện vận hành khác nhau của các thủy điện nhỏ

SHP. Từ đó cung cấp cơ sở dữ liệu cho đánh giá tình trạng vận hành và đề xuất giải

pháp hợp lý, cải thiện chất lượng điện áp và giảm nhỏ tổn thất công suất trong lưới.

Đặc biệt quan tâm đến một số trường hợp sau:

1- Trong mùa khô, nguồn nước không đáp ứng đủ cho các SHP phát đủ công

suất thiết kế. Điều này dẫn đến nhiều phụ tải xa nguồn không đảm bảo chất

lượng điện áp.

2- Cần thiết phải có sự phối hợp chặt chẽ giữa các thủy điện nhỏ SHP và điều độ lưới điện của Công ty Điện lực Bắc Kạn để đạt được hiệu quả khai thác vận hành lưới 35 kV được tốt nhất, thông qua việc điều khiển phát công suất P và Q hợp lý.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

3- Cần thiết có cơ chế đánh giá đúng mức việc thu phát công suất phản kháng của các nguồn cung cấp, đặc biệt là đối với các nguồn phân tán (mua/bán công suất phản kháng). Để các SHP đóng vai trò ổn định điện áp một cách chủ động và tích cực.

- Xây dựng cơ sở khoa học cho các giải pháp đề xuất mới: thiết lập các trạm

phát điện turbine gió công suất nhỏ WTG bố trí phân tán dọc tuyến lưới điện trung

thế của khu vực miền núi. Đề xuất phương án bù công suất Q bằng các máy phát thủy

điện nhỏ và máy phát turbine gió công suất nhỏ trong điều kiện năng lượng sơ cấp

không đầy đủ (yếu). Giải pháp được kiểm chứng là có hiệu quả tốt thông qua mô

phỏng bằng ETAP.

- Hiện tại tính đến thời điểm này, việc nghiên cứu áp dụng các WTG công suất

nhỏ bù phân tán trong lưới điện 35 kV miền núi phía Bắc Việt Nam như trình bày trong

luận văn có thể được xem như một đóng góp mới. Công nghệ này thể hiện nhiều ưu điểm

hơn hẳn so với các giải pháp hiện hành (đã phân tích tại chương 1)

- Việc lựa chọn vị trí cho các trạm phát điện sức gió có tính thực tiễn và cơ sở

khoa học: tận dụng vị trí đã được lựa trọn sẵn có trong dự án bù tụ điện tĩnh và những

phân tích khoa học dựa trên dữ liệu mô phỏng (chọn và kiểm chứng). Công việc này

cho thấy ưu điểm nổi trội của ETAP là thực hiện nhanh và tin cậy.

- Trong phạm vi giới hạn của một đề tài luận văn tốt nghiệp thạc sỹ, phạm vi

nghiên cứu và kết quả đạt được có giới hạn nhất định. Song đây là cơ sở cho nhiều

nghiên cứu tiếp theo nhằm có được một lưới điện trung thế hoạt động tốt nhất, khai

thác triệt để vốn đầu tư, đồng thời phát huy tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo

tại địa phương.

- Trên cơ sở mô hình mô phỏng đã xây dựng được bàng phần mềm ETAP, tiếp

tục các nghiên cứu mở rộng sau:

1- Phân tích dữ liệu mô phỏng tổn thất công suất trên các đoạn đường dây để

đánh giá và đề xuất cải tạo nâng cấp đường dây nếu cần thiết.

2- Phân tích điện áp bus và các tổn thất điện áp và tổ thất trên đường dây làm

cơ sở thiết lập các trạm bù turbine gió WTG.

3- Nghiên cứu lựa chọn điểm kết nối hợp lý để thiết lập cách mạch vòng liên

kết giữa các lộ 371, 372, 374.. nhăm nâng cao chất lượng điện năng lưới 35

kV.

4- Tăng cường tương tác với các thủy điện nhỏ SHP nhằm phối hợp vận hành

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

hợp lý và phát huy hiệu quả của SHP.

- Nội dung nghiên cứu có một số đóng góp khoa học cụ thể sau:

1- Mô hình hóa mô phỏng thành công lưới điện 35 kV lộ 371 và lộ 372 trong đó có kể đến các nguồn cung cấp là 02 trạm biến áp 110 kV và 03 thủy điện

nhỏ;

2- Mô phỏng giải tích lưới điện làm cơ sở khoa học cho phân tích đánh giá hoạt

động của lưới điện và các thủy điện nhỏ SHP kết nối lưới

3- Đề xuất giải pháp áp dụng các trạm phát điện WTG nhằm cải thiện chất lượng điện áp đồng thời khai thác hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo tại địa

phương, giảm áp lực thiếu hụt năng lượng quốc gia.

4- Kết quả nghiên cứu là tài liệu khoa học được sử dụng lâu dài cho đơn vị quản lý lưới điện thực tế là Công ty Điện lực Bắc Kạn đồng thời là tài liệu

khoa học phục vụ cho giảng dạy và nghiên cứu của Trường Đại học Kỹ thuật

công nghiệp.

KIẾN NGHỊ

Luận văn được bảo vệ tại Hội đồng chấm luận văn thạc sỹ của Nhà trường.

Các kết quả nghiên cứu của luận văn cần được tiếp tục nghiên cứu phát triển

mở rộng và nghiên cứu nâng cao:

- Đề tài khoa học trọng điểm.

- Đề tài tiến sỹ.

Do bước đầu làm một đề tài thực tế có khối lượng dữ liệu lớn, thời gian hạn chế

nên bản luận văn không tránh khỏi những sai sót. Em kính mong nhận được sự góp ý

xây dựng của các thầy cô Trường đại học Kỹ thuật Công nghiệp bộ môn, Ban lãnh

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

đạo Công ty Điện lực Bắc kạn và các đồng nghiệp

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] Thông tin cập nhật trên Internet.

[2] PhD, MEMgt, BSc(hons) , P.E., MASME, MIPENZ, Reg. Eng, Power Plant

Engineering, Yanbu Industrial College: Higher Education, 3nd, 2010.

[3] Mr. G Hari Krishna - Assistant Professor, EEE,, “transmission and distribution

systems”, 2000.

[4] Authors, “E l e c t r i c P o w e r D i s t r i b u t i o n H a n d b o o k”, © 2014

by Taylor & Francis Group, LLC CRC Press is an imprint of Taylor & Francis

Group, an Informa business, No claim to original U.S. Government works, Version Date: 20140131, 2014.

[5] Davood Mohammadi Souran, Hossein Hoshmandi Safa, Behrooz Gohari

Moghadam, Mehran Ghasempour, Behrooz Razeghi, and Parisa Tavakkoli

Heravi, “An Overview of Automation in Distribution Systems”, "“An Overview

of Automation in Distribution Systems”".

[6] Thông tư Bộ công thương số 39/2015/TT-BC, HN: 18/11/2015, 2015.

[7] BKPC, "Dữ liệu lưới điện trung thế tỉnh Bắc Kạn," 2018.

[8] Enrique Acha, Claudio R. Fuerte-Esquivel, Hugo Ambriz-Pe´rez, Ce´sar

Angeles-Camacho, “FACTS-Modelling and Simulation in Power Networks”.

[9] Jr., John J. Grainger.William D. Stevenson., “Power system analysis”, North

Carolina State University..

[10] Etap 12_16_18 getting started., OTI , 2018.

[11] Authors, Hướng dẫn sử dụng ETAP 7.00, TP Hồ Chí Minh: Đại học Bách Khoa

TP. Hồ Chí Minh, 2017.

[12] Ngô Minh Đức, Ngô Đức Minh, Đặng Danh Hoằng, "“Xây dựng cấu trúc hệ

thống và mô phỏng hoạt động hệ nguồn lai (PVG – WG) áp dụng trong mạng điện phân tán”," 2016.

[13] Habib, Benbouhenni, "Using Four-Level NSVM Technique to Improve DVC

Control of a DFIG Based Wind Turbine Systems," 2019.

[14] By S. Muller, m. Deicke, & RiKw. De Doncker, "“Doubly Fed Induction

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Generator Systems for Wind Turbines”," May-June 2002.