Nghiên cứu lựa chọn thiết bị SVC, TCSC sử dụng cho lưới truyền tải điện 220 Kv miền Nam Việt Nam giai đoạn đến năm 2020

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:14

Thêm vào BST

Báo xấu

46
lượt xem 6
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Nghiên cứu hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (FACTS) và lựa chọn thiết bị để sử dụng cho lưới truyền tải điện miền Nam giai đoạn đến năm 2020, hiện nay việc truyền tải công suất giữa hai miền có hai chế độ từ miền Nam ra Bắc và ngược lại, tuy nhiên bài nghiên cứu này tác giả phân tích ở chế độ truyền công suất từ miền Bắc vào miền Nam.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Nghiên cứu lựa chọn thiết bị SVC, TCSC sử dụng cho lưới truyền tải điện 220 Kv miền Nam Việt Nam giai đoạn đến năm 2020

PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 377 NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN THIẾT BỊ SVC, TCSC SỬ DỤNG CHO LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN 220 KV MIỀN NAM VIỆT NAM GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2020 Nguyễn Quang Vĩnh Công ty Thủy điện Đồng Nai Tóm tắt: Hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System) đã nhận được nhiều chú ý trong 2 thập niên gần đây. Nó sử dụng các thiết bị điện tử công suất dòng cao để điều khiển điện áp, phân bố công suất, ổn định... của hệ thống truyền tải. Các thiết bị FACTS có thể được kết nối đến đường dây truyền tải bằng nhiều cách khác nhau: như nối tiếp, song song, hoặc phối hợp của nối tiếp và song song. Các thiết bị FACTS cung cấp những lợi ích cho việc nâng cao quản lý hệ thống truyền tải thông qua việc sử dụng tốt hơn lưới truyền tải hiện có; tăng độ tin cậy và khả năng sẵn sàng của hệ thống truyền tải; cải thiện chất lượng điện năng; ổn định điện áp; giảm tổn thất điện năng; tăng độ ổn định, đảm bảo việc vận hành an toàn cho lưới truyền tải. Ổn định hệ thống điện quốc gia là vấn đề quan trọng hàng đầu trong khâu truyền tải điện, việc ứng dụng các thiết bị FACTS vào hệ thống điện đang được các quốc gia quan tâm, đặc biệt lưới truyền tải khu vực với công suất truyền tải lớn trên đường dây. Với hệ thống truyền tải điện miền Nam hiện nay chỉ sử dụng các bộ tụ bù tĩnh, các cuộn kháng cố định để điều chỉnh điện áp còn rất cứng nhắc, thiếu linh hoạt. Vì vậy, tác giả nghiên cứu hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (FACTS) và lựa chọn thiết bị để sử dụng cho lưới truyền tải điện miền Nam giai đoạn đến năm 2020, hiện nay việc truyền tải công suất giữa hai miền có hai chế độ từ miền Nam ra Bắc và ngược lại, tuy nhiên bài nghiên cứu này tác giả phân tích ở chế độ truyền công suất từ miền Bắc vào miền Nam. 1. GIỚI THIỆU HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN XOAY CHIỀU LINH HOẠT (FACTS) 1.1. Thiết bị FACTS nói chung được chế tạo dựa vào hai bộ biến đổi cơ bản sau đây  Bộ nghịch lưu áp: điều khiển biên độ và góc pha của điện áp.  Bộ nghịch lưu dòng: điều khiển biên độ và góc pha của dòng điện (loại này ít sử dụng). 1.2. Có thể phân loại FACTS ra làm 3 loại chính như sau  Loại nối tiếp (SSSC, TCSC, TSSC, TCSR, TSSR): điều khiển dòng, ngăn cản dao động, tăng ổn định động và tĩnh cho hệ thống, ổn định điện áp, giới hạn dòng
378 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 chạm đất. Loại này được lắp đặt nối tiếp trên đường dây, có thể điều khiển thông số một cách liên tục nhờ thiết bị điện tử công suất có dòng điều khiển lớn (thyristor hoặc GTO). Nguyên tắc chung của loại nối tiếp là áp đặt điện áp nối tiếp trên đường dây, điện áp này có thể điều khiển được để thay đổi thông số đường dây nên thay đổi trào lưu công suất trên đường dây.  Loại song song (SVC, STATCOM, BESS, SMES, SSG): điều khiển điện áp, ngăn cản dao động, bù công suất phản kháng, tăng ổn định động, ổn định tĩnh và ổn định điện áp cho hệ thống. Loại này được nối song song vào một vị trí nhất định trong hệ thống (giữa đường dây với đất), thông số có thể điều khiển một cách liên tục nhờ thiết bị điện tử công suất có dòng điều khiển lớn. Nguyên tắc chung của loại nối song song là tạo ra một dòng điện rẽ nhánh tại điểm đấu nối, dòng điện này có thể thay đổi được nên có thể điều khiển được công suất phản kháng tiêu thụ hay phát ra cho hệ thống. Tùy theo quan hệ giữa điện áp và dòng điện tại điểm đấu nối mà nó quyết định tiêu thụ hay phát ra công suất phản kháng.  Loại kết hợp nối tiếp với song song (UPFC, TCPST, TCVR): điều khiển công suất tác dụng và phản kháng, điều khiển điện áp, bù công suất phản kháng, tăng ổn định động và ổn định tĩnh cho hệ thống, ổn định điện áp, giới hạn dòng chạm đất, ngăn cản dao động. Nguyên tắc chung của loại này là sử dụng chính năng lượng của hệ thống cung cấp cho nhánh song song rồi chuyển cho nhánh nối tiếp để thiết lập nhánh nối tiếp trên đường dây. 1.3. Tính chất của các thiết bị FACTS  Thiết bị bù nối tiếp có khả năng điều khiển công suất và dập tắt dao động tốt hơn nhiều lần so với thiết bị bù song song.  Thiết bị bù nối tiếp điều khiển tổn thất điện áp trên đường dây, còn thiết bị bù song song điều khiển điện áp nút đấu nối và điện áp các nút lân cận theo yêu cầu.  Thiết bị điều khiển kết hợp nối tiếp và song song là sự phối hợp tối ưu cho việc điều khiển dòng công suất truyền tải và điều chỉnh điện áp trên đường dây. 2. CÁC BIỆN PHÁP NÂNG CAO CÁC GIỚI HẠN CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NHỜ SỬ DỤNG THIẾT BỊ FACTS Trong vận hành hệ thống điện, trạng thái hệ thống có thể bị thay đổi sau khi chịu tác động của của rất nhiều các biến cố ngẫu nhiên, hệ thống có thể chuyển từ trạng thái xác lập này đến trạng thái xác lập khác vượt quá các giới hạn cho phép, ảnh hưởng đến vận hành an toàn hệ thống. Vì vậy cần giải quyết các vấn đề của hệ thống điện để nâng cao các giới hạn của nó, các biện pháp thường được sử dụng như bảng 1.
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 379 Bảng 1. Các biện pháp nâng cao các giới hạn của hệ thống điện Vấn đề trong vận hành Biện pháp tác động Ứng dụng loại FACTS Giới hạn điện áp Điện áp thấp lúc phụ tải cao Phát công suất phản kháng STATCOM, SVC Hấp thụ công suất phản Điện áp cao lúc tải thấp STATCOM, SVC kháng Hấp thụ công suất phản Điện áp cao sau sự cố STATCOM, SVC kháng: ngăn chặn quá tải Phát công suất phản kháng, Điện áp thấp sau sự cố STATCOM, SVC ngăn chặn quá tải Giới hạn nhiệt Quá tải đường dây truyền Giảm tải TCSC, SSSC, UPFC tải Cô lập mạch song song Giới hạn phụ tải TCSC, SSSC, UPFC Phân bố mạch vòng Phân tải đường dây song 3 chỉnh tổng trở SSSC, UPFC song Tái cấu trúc lại mạng điện Phân luồng công suất hoặc tác động đến giới hạn TCSC, SSSC, UPFC nhiệt Luồng công suất chạy Điều chỉnh góc pha SSSC, UPFC ngược 3. CẤU TẠO, NGUYÊN LÝ LÀM VIỆC VÀ MÔ HÌNH TÍNH TOÁN CỦA THIẾT BỊ FACTS 3.1. Cấu tạo, nguyên lý làm việc và mô hình tính toán của SVC 3.1.1. Cấu tạo của SVC  SVC(Static Var Compensator) hay còn gọi là tụ bù tĩnh có dung lượng thay đổi điều khiển được là thiết bị bù công suất phản kháng tác động nhanh trên lưới truyền tải điện áp cao.  SVC gồm 3 bộ phận chính (hình 1).  TCR (Thyristor Controlled Reactor): cuộn kháng có điều khiển, cho phép điều khiển lượng công suất phản kháng tiêu thụ trên điện kháng Xk bằng cách dùng Thyristor để điều khiển dòng điện chạy qua Xk.
380 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017  TSR (Thyristor Switched Reactor): cuộn kháng được đóng mở trực tiếp bằng Thyristor.  TSC (Thyristor Switched Capacitor): tụ điện được đóng mở trực tiếp bằng thyristor. Hình 1: Sơ đồ cấu tạo của SVC 3.1.2. Nguyên lý làm việc của SVC  Thyristor điều khiển TCR và đóng cắt TSR hoặc/và TSC một cách thích hợp cho phép SVC bù công suất phản kháng cho lưới điện trong phạm vi giới hạn của SVC. Nhờ việc thay đổi góc dẫn của Thyristor mà điện kháng đẳng trị của SVC có thể thay đổi liên tục được. Do đó, công suất phản kháng của lưới điện có thể được bơm vào hay hút đi một cách liên tục. Theo cấu trúc này, các TSR và TSC sẽ điều chỉnh trước, sau đó các TCR sẽ điều chỉnh giá trị cảm kháng, kết quả là giá trị điện kháng đẳng trị là một giá trị liên tục. Các thiết bị SVC thường được đặt ở những nơi có yêu cầu điều chỉnh điện áp chính xác.  Lợi ích chính của việc sử dụng SVC so với các tụ bù được đóng cắt cơ khí là chúng phản ứng gần như tức thời với sự thay đổi điện áp của hệ thống. Vì lý do này, chúng thường hoạt động ở gần sát nút điều chỉnh để đạt hiệu quả điều chỉnh cao nhất khi có nhu cầu. 3.2. Cấu tạo, nguyên lý làm việc và mô hình tính toán của TCSC 3.2.1. Cấu tạo của TCSC  TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) là thiết bị bù dọc có điều khiển, gồm một bộ TCR nối song song với một bộ tụ điện (hình 2). Hình 2: Sơ đồ cấu tạo của TCSC
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 381 3.2.2. Nguyên lý làm việc của TCSC  Khi thay đổi góc mở của Thyristor, ta có thể thay đổi được dòng điện chạy qua cuộn kháng L, làm thay đổi dung kháng của TCSC (Xc của TCSC) nên khi lắp nối tiếp TCSC trên đường dây sẽ nâng khả năng tải của đường dây.  Khả năng giới hạn truyền tải theo điều kiện ổn định tĩnh cũng tăng lên khi lắp đặt TCSC.  Khi đặt TCSC thì đường đặc tính công suất P(δ) được nâng cao, nên khả năng ổn định động cũng được tăng lên (hình 3). Hình 3: Đặc tính P(δ) khi có và không lắp đặt TCSC  Do đó việc đặt TCSC vào hệ thống làm cho hệ thống vận hành linh hoạt hơn, cải thiện điện áp của hệ thống vào giờ cao điểm khi điện áp hệ thống bị giảm thấp. Ngoài ra còn có khả năng giảm dao động công suất, sụp đổ điện áp và loại trừ cộng hưởng dưới đồng bộ. 4. TÍNH TOÁN LẮP ĐẶT SVC VÀ TCSC CHO LƯỚI ĐIỆN 220 KV MIỀN NAM VIỆT NAM GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2020 4.1. Tổng quan  Lưới điện 220 kV miền Nam có vai trò rất quan trọng trong hệ thống điện Việt Nam, nơi tập trung nhu cầu phụ tải lớn và có thể gia tăng đột biến nên trong công tác quản lý vận hành gặp nhiều khó khăn đặc biệt là nguy cơ rã lưới là có thể xảy ra, nguyên nhân chủ yếu là một số điểm tiêu thụ công suất phản kháng quá lớn nhưng do không đáp ứng đủ nhu cầu công suất phản kháng, các sự cố tan rã hệ thống gần đây đều có liên quan đến sự sụp đổ điện áp (hoặc là mất ổn định điện áp). Thời gian mất ổn định điện áp từ khi bắt đầu đạt đến giới hạn công suất truyền tải cho đến khi mất điện có thể kéo dài từ vài giây đến vài giờ, đặc biệt là hệ thống lưới điện 220 kV miền Nam có thể rả lưới nếu sự cố bất kỳ đường dây nào tại khu vực này như là đường dây 220 kV Phú Mỹ - Long Thành, Phú Mỹ - Cát Lái, Phú Mỹ - Nhà Bè...  Thực tế vận hành đã có các trường hợp sự cố vào các ngày 17/5/2005, 27/12/2006, 20/7/2007, 04/9/2007, 11/09/2011 và gần nhất là ngày 20/02/2016
382 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 gây mất điện một vùng rộng lớn trong nhiều giờ liền. Để đảm bảo cho hệ thống điện vận hành an toàn và tin cậy, cần thiết tìm các giải pháp kỹ thuật hợp lý để nâng cao độ dự trữ ổn định, điều khiển trào lưu công suất trong hệ thống để chống sụp đổ điện áp và đặc biệt là giảm tổn thất điện năng. Giải pháp mà bài báo lựa chọn là sử dụng công nghệ FACTS để tính toán lựa chọn vị trí và dung lượng bù thích hợp bằng thiết bị TCSC kết hợp với SVC để điều khiển nâng cao ổn định điện áp nút phụ tải và nâng cao khả năng tải của dòng điện chạy trên các nhánh theo chế độ vận hành truyền tải công suất từ miền Bắc vào miền Nam. 4.2. Nghiên cứu các phần mềm tính toán giải tích mạng điện, phân tích và chọn lựa phần mềm cho bài báo Hiện nay để tính toán các chế độ hệ thống điện có thể sử dụng nhiều phần mềm khác nhau: PSS/E, EURO STAG, PSS/ADEPT, POWERWORLD, CONUS, PSAT… Tuy nhiên tác giả chọn chương trình Conus Version 6.0 để tính toán mô phỏng, với phần mềm này cho phép vẽ sơ đồ như đối với chương trình Autocad, mô phỏng và hiệu chỉnh lưới trong giao diện đồ họa rất dễ sử dụng. Ngoài ra, Conus còn là một chương trình tính toán chế độ xác lập có độ ổn định cao, cho kết quả đầy đủ và chính xác, dễ nhập số liệu và cập nhật thông số hệ thống và có xét đến tính ổn định của hệ thống. Từ các phân tích ưu nhược điểm trên, phần mềm Conus sẽ được chọn để tính toán chế độ xác lập của hệ thống nhằm hỗ trợ tính toán bù công suất trong lưới truyền tải. 4.3. Tính toán chế độ truyền tải công suất từ Bắc vào Nam cho lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 4.3.1. Phụ tải thực tế lưới điện 220 kV miền nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam  Phụ tải: P = 13178 MW.  Q = 5832 MVAr.  Công suất phát: QF = 13207 MW. 4.3.1.1. Kết quả tính toán  Tổng công suất phát: PF = 13898.59 MW  Tổng công suất yêu cầu: PYC = 13225.25 MW  Tổn thất trong lưới: P = 673.33 MW 4.3.1.2. Điện áp tại các nút a) Nút có điện áp thấp: U 95% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  95% Uđm là: Phước Long 2 (90,65% Uđm), Giống Riềng 1 (89,62% Uđm), Hòn Đất (94,2% Uđm), Kiên Lương (94,3% Uđm), Tam Phước (94,5% Uđm), An Phước (94,4% Uđm), Phú Giao (94,8% Uđm), Bình Hòa (93,8%
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 383 Uđm), Tây Ninh 2 (94% Uđm), Tây Ninh (93,2% Uđm), Bình Phước (83,8% Uđm), Tân Biên (93,2% Uđm). b) Nút có điện áp cao: U  105% Uđm Ở chế độ này không có nút điện áp cao U  105% Uđm. c) Dòng điện trên các nhánh: I  ICP Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Tất cả các đường dây trong hệ thống đều có dòng điện nhỏ hơn dòng cho phép của dây dẫn. 4.3.2. Phụ tải max lưới điện 220 kV Miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam  Phụ tải: P = 13178 MW  Q = 5832 MVAr  Công suất phát: QF = 13207 MW. 4.3.2.1. Kết quả tính toán Tổng công suất phát: PF = 19355.01 MW Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW Tổn thất trong lưới: P = 419.74 MW 4.3.2.2. Điện áp tại các nút a) Nút có điện áp thấp: U  95% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  95% Uđm là: Phước Long 2 (87,6% Uđm), Gò Giao (93,9% Uđm), Rạch Giá (93,1% Uđm), Hộ Phòng (94,5% Uđm), Vị Thanh (93,4% Uđm), Bạc Liêu 2 (93,6% Uđm), Giống Riềng 1 (86% Uđm), Hòn Đất (87,8% Uđm), Kiên Lương (87,6% Uđm), Mỹ Xuyên (93,9% Uđm), Phước Long 1 (91,2% Uđm), Giống Riềng (91,3% Uđm), Châu Đốc (91,7% Uđm), Phụng Hiệp (94,9% Uđm), KCN Sa Đéc (94,1% Uđm), Cao Lãnh (93,8% Uđm), An Trung (94,2% Uđm), Long An (94,6% Uđm), Mỏ Cày (94,8% Uđm), Bến Tre 2 (94,4% Uđm), KCN Sa Đéc (94,7% Uđm), An Phước (94,5% Uđm), Bình Hòa (93,6% Uđm), Bình Phước (83,8% Uđm). b) Nút có điện áp cao: U  105% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện áp tại các nút đều thấp nên không có nút điện áp cao. c) Dòng điện trên các nhánh: I  ICP. Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Phú Lâm - Bình Tân (73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71).
384 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 4.3.3. Phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp bảo dưỡng định kỳ  Phụ tải: P = 13178 MW  Q = 5832 MVAr  Công suất phát: QF = 13207 MW  Bảo dưởng định kỳ: Cắt các đường dây sau cùng một thời điểm để thực hiện công tác bảo dưỡng kết hợp bảo dưỡng trạm: TG Cà Mau - Cái Nước (1-11), Mỹ Tho - Gò Công (45-52), Bảo Lộc - Định Quán (88-91). 4.3.3.1. Kết quả tính toán Tổng công suất phát: PF = 19359.36 MW Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW Tổn thất trong lưới: P = 424.09 MW 4.3.3.2. Điện áp tại các nút a) Nút có điện áp thấp: U  95% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  95% Uđm là: Phước Long 2 (87,6% Uđm), Gò Giao (93,8% Uđm), Rạch Giá (93,1% Uđm), Cái Nước (94,2% Uđm), Hộ Phòng (94,5% Uđm), Vị Thanh (93,4% Uđm), Bạc Liêu 2 (93,6% Uđm), Giống Riềng 1 (85,9% Uđm), Hòn đất (87,7% Uđm), Kiên Lương (87,6% Uđm), Mỹ Xuyên (93,9% Uđm), Phước Long 1 (91,2% Uđm), Giống Riềng (91,3% Uđm), Châu Đốc (91,6% Uđm), Phụng Hiệp (94,9% Uđm), KCN Sa Đéc (94,1% Uđm), Cao Lãnh (93,7% Uđm), An Trung (94,2% Uđm), Long An (94,5% Uđm), Mỏ Cày (94,7% Uđm), Bến Tre 2 (94,3% Uđm), Gò Công (94,6% Uđm), Tam Phước (94,6% Uđm), An Phước (94,5% Uđm), Bình Hòa (93,6% Uđm), Bình Phước (82,7% Uđm). b) Nút có điện áp cao: U  105% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện áp tại các nút đều thấp nên không có nút điện áp cao. c) Dòng điện trên các nhánh: I  ICP Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Phú Lâm - Bình Tân (73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71). 4.3.4. Phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp sự cố đường dây  Phụ tải: P = 13178 MW  Q = 5832 MVAr
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 385  Công suất phát: QF = 13207 MW  Sự cố đường dây: Các đường dây sau bị sự cố cùng một thời điểm: TG Cà Mau - Vị Thanh (1-14), Cai Lậy - Long An (41-43), KCN Phú Mỹ - NĐ Bà Rịa (56-62), Nhà Bè - Nam Sài Gòn 2 (61-74). 4.3.4.1. Kết quả tính toán  Tổng công suất phát: PF = 19358.04 MW  Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW  Tổn thất trong lưới: P = 422.79 MW 4.3.4.2. Điện áp tại các nút a) Nút có điện áp thấp: U 95% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  95% Uđm là: Phước Long 2 (87,7% Uđm), Gò Giao (93,7% Uđm), Rạch Giá (92,9% Uđm), Hộ Phòng (94,1% Uđm), Vị Thanh (89,4% Uđm), Bạc Liêu 2 (93,3% Uđm), Giống Riềng 1 (86% Uđm), Hòn Đất (87,5% Uđm), Kiên Lương (87,3% Uđm), Mỹ Xuyên (93,6% Uđm), Phước Long 1 (91,2% Uđm), Giống Riềng (91,3% Uđm), Châu Đốc (91,6% Uđm), Phụng Hiệp (94,8% Uđm), KCN Sa Đéc (94,1% Uđm), Cao Lãnh (93,7% Uđm), An Trung (94,2% Uđm), Long An (94,4% Uđm), Mỏ Cày (94,8% Uđm), Bến Tre 2 (94,4% Uđm), Tam Phước (94,7% Uđm), An Phước (94,5% Uđm), Bình Hòa (93,6% Uđm), Bình Phước (85,3% Uđm). b) Nút có điện áp cao: U  105% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện áp tại các nút đều thấp nên không có nút điện áp cao. c) Dòng điện trên các nhánh: I  ICP Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Phú Lâm – Bình Tân (73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71). 4.3.5. Phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp sự cố nguồn  Phụ tải: P =13178 MW  Q = 5832 MVAr  Công suất phát: QF = 13207 MW  Sự cố nguồn: Các máy phát sau bị sự cố cùng một thời điểm: MF5 Cà Mau (6), MF Ô Môn (32). 4.3.5.1. Kết quả tính toán  Tổng công suất phát: PF = 19387.84 MW  Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW  Tổn thất trong lưới: P = 452.57 MW
386 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 4.3.5.2. Điện áp tại các nút a) Nút có điện áp thấp: U  95% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  95% Uđm là: Phước Long 2 (86,5% Uđm), Gò Giao (92,8% Uđm), Rạch Giá (91,1% Uđm), Cái Nước (94,3% Uđm), Hộ Phòng (93,6% Uđm), Cà Mau 2 (94,8% Uđm), Vị Thanh (92,4% Uđm), Bạc Liêu 2 (92,6% Uđm), Giống Riềng 1 (84,8% Uđm), Hòn Đất (86,4% Uđm), Kiên Lương (86,2% Uđm), Mỹ Xuyên (93,1% Uđm), Phước Long 1 (86% Uđm), Hữu Nghĩa (94,6% Uđm), Giống Riềng (89,9% Uđm), Châu Đốc (86,2% Uđm), Long Xuyên (94,5% Uđm), Núi Sập (94,1% Uđm), Ô Môn (94,1% Uđm) Phụng Hiệp (93,8% Uđm), KCN Sa Đéc (92,8% Uđm), Cao Lãnh (92,5% Uđm), Vĩnh Long (94% Uđm), Vĩnh Long 2 (93,7% Uđm), Cai Lậy (94,1% Uđm), An Trung (93,1% Uđm), Long An (93,8% Uđm), Mỏ Cày (94,1% Uđm), Bến Tre 2 (93,7% Uđm), Gò Công (94,4% Uđm), Tam Phước (94,2% Uđm), An Phước (94% Uđm), Vĩnh Lộc (94,8% Uđm), Bình Hòa (93,2% Uđm), Củ Chi 3 (94,5% Uđm), Bình Chánh (94,8% Uđm), Bình Phước (84,8% Uđm). b) Nút có điện áp cao: U  105% Uđm Ở chế độ này các nút có điện áp U  105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện áp tại các nút đều thấp. c) Dòng điện trên các nhánh: I  ICP Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Bình Chánh 1 - Phú Lâm (47-73), Phú Lâm - Bình Tân (73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71). 4.4. Lắp đặt SVC cho lưới điện 220 kV Miền Nam giai đoạn đến 2020 4.4.1. Lựa chọn vị trí lắp đặt Để tìm vị trí thích hợp lắp đặt các thiết bị FACTS nhằm giữ ổn định điện áp tại các nút cho các nhánh của hệ thống điện miền Nam giai đoạn đến năm 2020, bài báo tiến hành như sau: Lần lượt bố trí SVC tại các nút có biến thiên điện áp nhiều. Điều khiển đặc tính điều chỉnh của các thiết bị bù nhằm đưa điện áp tất cả các nút nằm trong vùng cho phép (Uđm  5%) theo chế độ vận hành. Kết quả đã tìm được vị trí, dung lượng của thiết bị SVC như sau: 4.4.2. Lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 Vị trí, dung lượng của SVC được ghi ở bảng sau: Bảng 2. Vị trí, dung lượng của SVC STT THIẾT BỊ SỐ NÚT TÊN NÚT DUNG LƯỢNG (MVAr) 01 SVC 114 Bình Phước 450
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 387 4.4.3. Điện áp phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp sự cố nguồn sau khi lắp đặt SVC Bảng 3. Điện áp các nút trước và sau khi đặt SVC Số nút Tên nút Điện áp (p.u) trước khi Điện áp (p.u) sau khi lắp lắp đặt SVC đặt SVC tại nút số 114 17 Hòn Đất 0,946 0,951 18 Kiện Lương 0,946 0,950 108 Trảng Bàng 0,943 0,973 112 Tây Ninh 2 0,928 0,972 113 Tây Ninh 0,918 0,975 114 Bình Phước 0,933 1,045 150 Tân Biên 0,917 0,973 Bảng 4. Độ dự trữ ổn định tĩnh và tổn thất công suất trước và sau khi đặt SVC Đại lượng Trước khi lắp đặt SVC Sau khi lắp đặt SVC SVC tại nút 114 Độ dự trữ ổn định tĩnh (%) 37,9 42,9 Tổn thất P (MW) 651,51 634,56 % P 3,37 3,28 Đặc tính điện áp: Hình 4: Đặc tính biến thiên điện áp tại các nút: 112, 113, 114, 150 trước khi lắp đặt SVC
388 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 Hình 5: Đặc tính biến thiên điện áp tại các nút: 112, 113, 114, 150 sau khi lắp đặt SVC Nhận xét: Đặc tính biến thiên điện áp các nút 112, 113, 114, 150 được cải thiện sau khi lắp đặt SVC. 4.5. Lắp đặt thiết bị TCSC cho lưới điện miền Nam giai đoạn đến năm 2020 4.5.1. Lựa chọn vị trí Để tìm vị trí thích hợp lắp đặt các thiết bị TCSC nhằm nâng cao khả năng tải cũng như tăng khả năng ổn định, giảm dao động công suất, sụp đổ điện áp và loại bỏ cộng hưởng đồng bộ cho lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020, bài báo tiến hành như sau: lần lượt bố trí TCSC trên các đường dây có công suất thay đổi lớn thuộc các mạch vòng. Điều khiển đặc tính điều chỉnh của các thiết bị bù nhằm đưa đòng điện tại các nhánh theo định mức đảm bảo theo chế độ vận hành. Kết quả đã tìm được vị trí, dung lượng của thiết bị TCSC như sau. 4.5.2. Lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn 2015 - 2020 Vị trí, dung lượng của thiết bị TCSC được ghi ở bảng sau: Bảng 5. Vị trí, dung lượng của thiết bị TCSC STT THIẾT BỊ SỐ NHÁNH TÊN NHÁNH XB() 01 TCSC 73-78 Phú Lâm - Bình Tân 5 02 TCSC 70-71 Thủ Đức Bắc - Long Bình 3
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 389 4.5.3. Dòng điện trên các nhánh phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp sự cố nguồn Bảng 6. Dòng điện trên các nhánh trước và sau khi lắp đặt TCSC STT Số nhánh Tên nhánh Dòng điện Dòng điện (I trước khi lắp (I sau khi lắp đặt TCSC) đặt TCSC) 01 73-78 Phú Lâm - Bình Tân 1740,5 989,1 02 70-71 Thủ Đức Bắc - Long Bình 1233 429,3 Ghi chú: Sau khi lắp đặt TCSC thì dung kháng của đường dây giảm xuống (tổng trở của đường dây giảm), cùng một luồng công suất trên đường dây, nhưng dòng điện mô phỏng sau khi lắp đặt TCSC nhỏ hơn trước khi có TCSC. Do vậy khả năng tải công suất của đường dây tăng lên. 5. KẾT LUẬN Sử dụng số liệu của tổng sơ đồ VI và VII tính toán CĐXL, sử dụng phần mềm Conus 6.0 để tính toán đã tìm được một số nút nguy hiểm có điện áp biến động lớn theo các chế độ vận hành khác nhau, dễ dẫn đến sụp đổ điện áp gây mất ổn định hệ thống và dòng tải trên các nhánh vượt định mức. Qua đó cho thấy cần thiết phải tìm giải pháp bù thích hợp nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và vận hành an toàn hệ thống. Qua tìm hiểu công nghệ FACTS, sử dụng các phương pháp tính toán bài báo đã tìm được phương án thích hợp đề xuất lắp đặt TCSC và SVC cho lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 nhằm giữ ổn định điện áp cho các nút tải theo chế độ vận hành và dòng điện trên các nhánh đảm bảo không quá tải, một điều kiện cần cho việc đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng. Kết quả tính toán cho thấy, lựa chọn công suất và vị trí lắp đặt thiết bị FACTS thích hợp, đồng thời phối hợp đặc tính điều chỉnh hợp lý đã nâng cao chất lượng điện áp và đảm bảo điện áp tại các nút nằm trong phạm vi cho phép, giảm tổn thất điện năng và nâng cao khả năng tải của các đường dây lưới truyền tải điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020. Hệ thống điện miền Nam làm việc ổn định và tin cậy hơn khi lắp đặt SVC và TCSC ở những vị trí đã chọn ở trên, trong các chế độ vận hành khác nhau các thiết bị FACTS đã lắp đặt tự động bù công suất phản kháng với dung lượng bù tối ưu khắc phục kịp thời sự mất ổn định điện áp trong hệ thống.
390 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Truyền tải điện xoay chiều và một chiều - PGS. TS. Ngô Văn Dưỡng – Đại học Bách khoa - Đại học Đà Nẵng. [2] Lã Văn Út, Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội, năm 2001. [3] Viện Năng lượng, Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2015 - 2020 có xét triển vọng đến 2025. [4] Hướng dẫn sử dụng phần mềm CONUS 6.0, Đại học Bách khoa Hà Nội, 2009. [5] Yong Hua song and Allan T Johns (1999), "Flexible ac transmission systems (Facts)", The Institution of Electrical Engineers, London, United Kingdom. [6] Narain G. Hingorani, Laszlo Gyugyi (2000), “Understanding FACTS, Concepts of Flexible AC Transmission Systems”, The Institution of Electrical and Electronics Engineers, Inc, New York. [7] N. G. Hingorani, “Flexible AC Transmission Systems (FACTS) – Overview", IEEE Spectrum, 40 – 45, April 1993. [8] N. G. Hingorani, L. Gyugyi, "Understanding FACTS – Concepts and technology of Flexible AC Transmission Systems", IEEE Press, 2000. ISBN 0-7803-3455-8. [9] W.-M. Lin, S.-J. Chen, and Y.-S. Su, “An application of Interiorpoint based OPF for System Expansion with FACTS Devices in a Deregulated Environment," in Proceedings of the International Conference on Power System Technology, Perth, WA, Australia, 2000, pp. 1407– 1412,. [10] Y. Xiao, Y. H. Song, and Y.Z. Sun, “Application of Stochastic Programming for Available Transfer Capability Enhancement Using FACTS devices," in Proceedings of the IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, Seattle, WA, USA, 2000, vol. 1, pp. 508 -515. [11] M.M.El Metwally, F.M.El Bendary, A.A.El Emary, and M.I.Mosaad “Using FACTS Controllers To Balance Distribution System Based A" MEPCON’2006, Power Electronics, pp. 81-86.