chuyên đề nâng cao về hệ thống truyền tải điện

0

GS TS Lã Văn Út

Bài giảng chuyên đề nâng cao về

HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN
(Các vấn đề cốt lõi, cập nhật công nghệ)

Hà Nội - 2012


1

NỘI DUNG
Chương I. KHÁI QUÁT VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN - XU HƯỚNG
PHÁT TRIỂN VÀ ĐẶC ĐIỂM CỦA HTĐ HIỆN ĐẠI
1.1 CẤU TRÚC VÀ CÁC PHẦN TỬ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1.1 Công nghệ năng lượng và vai trò của truyền tải năng lượng
1.1.2 Các phần tử cơ bản và đặc điểm cấu trúc HTĐ lớn
1.2 HOẠT ĐỘNG CỦA HTĐ TRONG ĐIỀU KIỆN BÌNH THƯỜNG, VẤN ĐỀ
QUẢN LÍ CÔNG SUẤT TRUYỀN TẢI VÀ ĐẢM BẢO ĐIỆN ÁP CÁC NÚT
1.2.1 Điều kiện cần và đủ để HTĐ làm việc bình thường
1.2.2 Điều chỉnh công suất tác dụng trong HTĐ và yêu cầu đảm bảo trao đổi công
suất giữa các khu vực
1.2.3. Ảnh hưởng của tự động điều chỉnh CSTD đến trao đổi công suất giữa các khu
vực trong lưới truyền tải
1.2.4 Điều chỉnh điện áp và công suất phản kháng trong HTĐ
1.3 HỆ THỐNG ĐIỆN LIÊN KẾT KHU VỰC VÀ ĐẶC ĐIỂM TRUYỀN TẢI ĐIỆN
TRÊN KHOẢNG CÁCH LỚN
1.3.1 Các yêu cầu kỹ thuật của HTĐ liên kết

1.3.2 Một số phương án giả liên kết giữa các hệ thống
Chương II. ĐẶC ĐIỂM VẬN HÀNH HTTTĐ CÓ CẤU TRÚC PHỨC TẠP
2.1 GIỚI HẠN ỔN ĐỊNH VÀ VẤN ĐỀ ĐẢM BẢO DỰ TRỮ ÔN ĐỊNH CHO HTĐ
CÓ CẤU TRÚC PHỨC TẠP
2.1.1. Trạng thái cân bằng ổn định, trạng thái giới hạn ổn định, dự trữ ổn định
2.2.2. Xác định trạng thái giới hạn và dự trữ ổn định của HTĐ phức tạp
2.2 NGHẼN MẠCH VÀ VẤN ĐỀ XỬ LÝ NGHẼN MẠCH TRONG LTTĐ
2.2.1. Nghẽn mạch trong hệ thống tải điện xoay chiều
2.2.2. Các giải pháp xử lí nghẽn mạch
2.3 ĐẶC ĐIỂM VẬN HÀNH CÁC ĐDSCA
2.3.1. Hiện tượng quá áp thấp áp dọc theo chiều dài đường dây


2
2.3.2. Hiện tượng tràn công suất phản kháng sang lưới cao và trung áp (kể cả các
máy phát) gần đường dây
2.3.3. Mất ổn định hệ thống trong các kịch bản truyền tải công suất tăng cao
2.4. HẠN CHẾ DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH
2.4.1. Áp dụng các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch ở giai đoạn thiết kế
2.4.2. Áp dụng các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch ở giai đoạn vận hành
Chương III. CÁC PHƯƠNG TIỆN THIÊT BỊ MỚI VÀ HIỆU QUẢ ỨNG DỤNG
3.1 NHU CẦU NÂNG CAO KHẢ NĂNG ĐIỀU CHỈNH ĐIỀU KHIỂN TRONG HỆ
THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN
3.2 KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ THIẾT BỊ FACTS
3.2.1 Các thiết bị điện tử công suất lớn
3.2.2 Cuộn kháng điều khiển bằng thyristor (TCR - Thyristor Controlled Reactor)
3.3 MỘT SỐ THIẾT BỊ FACTS ĐƯỢC CẤU TẠO TRÊN CƠ SỞ TCR
3.3.1 Thiết bị bù ngang có điều khiển (SVC - Static Var Compensator)
3.3.2 Thiết bị bù dọc có điều khiển
3.3.3 Thiết bị điều chỉnh pha (TCPAR-Thyristor Controlled Phase Angle Regulation)

TÀI LIỆU THAM KHẢO


3
Chương I
KHÁI QUÁT VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN - XU HƯỚNG PHÁT
TRIỂN VÀ ĐẶC ĐIỂM CỦA HTĐ HIỆN ĐẠI
1.1 CẤU TRÚC VÀ CÁC PHẦN TỬ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1.1 Công nghệ năng lượng và vai trò của truyền tải năng lượng
Năng lượng (NL) là một loại sản phẩm thuộc nhu cầu thiết yếu của xã hội loài
người. Xã hội càng hiện đại thì nhu cầu tiêu thụ về năng lượng càng cao và đa dạng.
Để có năng lượng, từ xưa loài người đã biết khai thác các dạng năng lượng sẵn có của
thiên nhiên (gọi là NL sơ cấp) và biến đổi về dạng cần thiết (còn gọi là NL cuối).
NL sơ cấp

Biến đổi

NL cuối

Nhiệt năng (than, dầu, khí đốt.. )

NMNĐ →

Điện năng

Cơ năng (dòng chảy)

NMTĐ →

Điện năng

→ NL cuối

NL hạt nhân

NMĐHN→

Điện năng

(cơ, nhiệt, quang..)

NL mới, tái tạo

TBNLM→

Điện năng

Tất cả đều được biến đổi thành điện năng trước khi sử dụng (tại sao ?). Đó là vì
điện năng có 2 đặc điểm ưu việt: dễ biến đổi (từ mọi dạng và thành mọi dạng), dễ
truyền tải đi xa (đi khoảng cách lớn với tốc độ cực nhanh, hiệu suất cao, tổn thất nhỏ).
Chính vì thế điện năng được sử dụng như dạng năng lượng trung gian trong quá trình
sản xuất, truyền tải và tiêu thụ năng lượng → hình thành HTĐ. Cấu trúc của HTĐ
trong công nghệ NL nói chung đã quen biết như trên hình 1.1.
HỆ THỐNG ĐIỆN
PHỤ TẢI

NMĐ
Năng lượng
tự nhiên

~
sản xuất

LƯỚI
truyền tải

Năng lượng
sử dụng

sử dụng

Điện năng
Hình 1.1 Hệ thống điện trong công nghệ năng lượng


4

- Nhà máy điện có nhiệm vụ chủ yếu là sản suất điện năng, biến các dạng năng lượng
có sẵn trong tự nhiên (như nhiệt năng, cơ năng, năng lượng nguyên tử, ....) thành điện
năng.
- Mạng lưới truyền tải điện làm nhiệm vụ đưa điện năng từ nguồn (các nhà máy điện)
đến nơi tiêu thụ. Khoảng cách truyền tải thường rất lớn (hàng nghìn km).
- Phụ tải điện bao gồm một tập hợp lớn các thiết bị dùng điện, hoạt động theo yêu cầu
của con người.
Với vai trò tự nhiên và quan trọng của điện năng như đã nêu, HTĐ được hình thành và
liên tục phát triển ở mọi quốc gia mọi khu vực. Trong đó, sự phát triển phần truyền tải
mang ý nghĩa quan trọng nhất (tạo ra hệ thống). Lịch sử truyền tải điện đi xa và hình
thành HTĐ gắn liền với hàng loạt những phát minh quan trọng như việc sử dụng dòng
điện xoay chiều 3 pha, chế tạo máy biến áp điện lực công suất lớn, điện áp cao và ngày
nay là các thiết bị mới cho phép tạo ra hệ thống tải điện xoay chiều linh hoạt.

Hệ thống điện có quy mô càng lớn thì hiệu quả sản xuất, truyền tải và sử dụng điện
năng càng cao. Các lý do chính là:
-

Có độ tin cậy cung cấp điện cao;

-

Có khả năng khai thác tối đa các dạng nguồn năng lượng của tự nhiên;

-

Nâng cao tính kinh tế và linh hoạt trong vận hành;

-

Giảm được tỉ lệ dự phòng (công suất và điện năng);

-

Áp dụng các tổ máy công suất lớn hiệu suất cao.

Chính vì các ưu điểm trên mà các HTĐ được phát triển và liên kết với nhau ngày càng
lớn, không những hợp nhất thành HTĐ duy nhất trong mỗi quốc gia mà còn liên kết
ngày là rộng theo khu vực (liên quốc gia). Tuy nhiên, HTĐ có quy mô càng lớn thì
càng đòi hỏi cao hơn về trình độ quản lý vận hành. Nhiều đặc điểm phức tạp và kĩ thuật
cũng phát sinh kèm theo với sự phát triển cao về quy mô công suất và lãnh thổ:
- Ảnh hưởng lan rộng của sự cố dẫn đến mất ổn định.
- Đòi hỏi phối hợp nhiều thông tin trên diện rộng để xử lí vận hành.

5
- Nhiều yêu cầu mới được đề ra trong quản lí vận hành hệ thống (quản lí theo khu
vực, đảm bảo các hợp đồng về trao đổi công suất ...).
1.1.2 Các phần tử cơ bản và đặc điểm cấu trúc HTĐ lớn
Cấu trúc chung của một HTĐ khu vực có thể mô tả qua một sơ đồ ví dụ như trên
hình vẽ 1.2. Một số đặc điểm về cấu trúc và tên gọi:
- HTĐ ku vực: quy mô lãnh thổ : bán kính < 500km, thường do một cơ quan quản lí.
- HTĐ hợp nhất: nhiều HTĐ khu vực liên kết qua các đường dây dài điện áp siêu
cao, phạm vi: thường trong mỗi quốc gia.
- HTĐ liên kết: HTĐ của nhiều quốc gia kết nối qua các trạm và đường dây liên kết
(thường sử dụng phương án kết nối qua các bộ biến đổi một chiều - xoay chiều, có thể
bao gồm đường dây tải điện một chiều).
Trong phạm vi khu vực lại chia ra các loại: lưới truyền tải, lưới phân phối.
- Lưới điện truyền tải (LĐTT) thường sử dụng điện áp (110 kV - 330kV). Sơ đồ
thường có kết cấu phức tạp (có mạch vòng kín để nâng cao độ tin cậy và đầu tư tối ưu
kể cả vận hành kinh tế).
- Lưới điện phân phối (LĐPP) có điện áp 35 kV trở xuống. Nhiều nước chỉ dùng
cấp 22kV với các trạm biến áp (BA) phân phối 22/0,4 kV cung cấp cho thiết bị dùng
điện. LĐPP thường có cấu trúc kín vận hành hở. Mục đích là dễ dàng quản lí, vận
hành. LĐPP Việt Nam hiện nay do lịch sử để lại có số cấp điện áp quá nhiều (35, 22,
15, 10, 6kV).
Liên kết giữa các khu vực, thường là các đường dây siêu cao áp (ĐDSCA) do phải
tải công suất lớn qua khoảng cách xa. Các cấp điện áp siêu cao: 400 kV, 500kV,
750kV, 1100kV. Tất nhiên, việc chọn cấp điện áp và sơ đồ cho lưới truyển không có
một khuôn mẫu mà rất phụ thuộc vào đặc điểm địa hình, vị trí phân bố các nguồn lớn
và các trung tâm phụ tải (HTĐ Anh quốc sử dụng mạng lưới 400kV cho lưới truyền tải,
do địa hình phân bố tương đối đều các nguồn và phụ tải với khoảng cách không quá
xa).

6

35 kV

22 kV

110 kV

~

~

10,5 kV

220 kV

22 kV

500 kV
220 kV

10,5 kV

~

110 kV
15,75 kV

~

~ ~ ~

22kV

Nút phụ tải 22kV

22 kV
0,4 kV

0,4 kV

35 kV

110 kV

0,4 kV

0,4 kV

Hình 1.2 Sơ đồ cấu trúc hệ thống điện (khu vực)

Tải điện một chiều có thể kinh tế hơn về dây dẫn và cột nhưng lại phải có thêm các
trạm biến đổi (chỉnh lưu và phản chỉnh lưu) nên thường không hợp lý nếu cần nhận
điện tại nhiều vị trí trung gian dọc đường dây. Một ưu điểm cơ bản khác của liên kết hệ
thống bằng dòng điện một chiều là đảm bảo tính độc lập về tần số, nâng cao tính ổn
định cho HTĐ hợp nhất hoặc các HTĐ liên kết (giữa các quốc gia). Chính vì ưu điểm


7

này, đôi khi các HTĐ khu vực được nối với nhau (để trao đổi năng lượng) thông qua
dòng điện một chiều không có khoảng cách truyền tải (hình 1.4,a).

+
+
A

DC

AC

B
C

-

a)

b)

Hình 1.3 Chỉnh lưu 3 pha và kết nối lưới điện AC/DC

AC

AC

a)

AC

AC

+Ud
b)

+Ud
AC

AC

-Ud
c)

Hình 1.4 Cấu trúc hệ thống tải điện một chiều


8
Toàn bộ các phần tử vừa nêu trong sơ đồ nối điện, mới chỉ là phần của các thiết bị
động lực (có công suất lớn), còn gọi là các thiết bị sơ cấp. Hệ thống điện còn bao gồm
một số lớn các phần tử thứ cấp. Đó là các thiết bị đo lường, bảo vệ, điều chỉnh điều
khiển, thông tin... Thiếu những phần tử này HTĐ không thể làm việc bình thường và
đảm bảo độ tin cậy sản suất và cung cấp điện năng. Tại một thời điểm bất kỳ tất các
các phần tử của HTĐ (sơ cấp và thứ cấp) đều có quan hệ chặt chẽ với nhau. Cũng
chính vì vậy mọi tính toán phân tích chế độ của HTĐ đều phải xét đến đồng thời tác
động cuả mọi phần tử.
1.2 HOẠT ĐỘNG CỦA HTĐ TRONG ĐIỀU KIỆN BÌNH THƯỜNG, VẤN ĐỀ
QUẢN LÍ CÔNG SUẤT TRUYỀN TẢI VÀ ĐẢM BẢO ĐIỆN ÁP CÁC NÚT
1.2.1 Điều kiện cần và đủ để HTĐ làm việc bình thường
1. Điều kiện cần: cân bằng công suất
a. Cân bằng công suất tác dụng (CSTD):

∑PF = ∑Pt + ΔP∑

- Để đảm bảo điều kiện trên có thể điều chỉnh ở nguồn bất kỳ.
- Khi không đảm bảo cân bằng, tần số hệ thống thay đổi.
b. Cân bằng công suất phản kháng (CSPK) : ∑QF = Qt + ΔQ∑ ;
∑Qv = ∑Qr (cho mỗi nút).
- Biểu thức đầu cho toàn hệ thống, trong đó QF là công suất của mọi nguồn CSPK
(máy phát, máy bù, tụ bù tĩnh, CSPK tự nhiên của đường dây).
- Biểu thức sau đòi hỏi cân bằng giữa CSPK đưa vào với CSPK lấy ra cho mỗi nút.
- Khi điều kiện không đảm bảo, điện áp các nút thay đổi. Thực hiện điều chỉnh CSPK
theo yêu cầu riêng biệt cho từng nút (không có ý nghĩa chung cho toàn hệ thống).
2. Điều kiện đủ: đảm bảo trạng thái cân bằng ổn định với độ dự trữ đủ lớn.
Khi mất ổn định do không đảm bảo cân bằng CSTD các máy phát mất đồng bộ góc
quay, nếu do thiếu CSPK cung cấp đến nút, điện áp nút mất ổn định (sụp đổ điện áp).


9
1.2.2 Điều chỉnh công suất tác dụng trong HTĐ và yêu cầu đảm bảo trao đổi công
suất giữa các khu vực
Khi xảy ra mất cân bằng CSTD (do phu tải luôn biến động) tần số hệ thống bị thay
đổi, cần có các tác động điều chỉnh để giữ độ lệch trong phạm vi cho phép. Hơn nữa
điều chỉnh trong trường hợp này chỉ có thể là các tác động làm thay đổi nguồn năng
lượng sơ cấp đưa vào máy phát (lượng hơi hoặc lượng nước chạy qua tuabin). Hình 1.5
mô tả cấu trúc và nguyên lý thực hiện điều chỉnh tần số và CSTD tại các tổ máy phát
điện. Có các bộ phận điều chỉnh như sau.
a. Thiết bị tự động điều chỉnh tốc độ quay tua bin (ĐTĐ)
Thiết bị tự động điều chỉnh tốc độ quay tua bin được trang bị cho tất cả các máy
phát. Đặc điểm của cấp điều chỉnh này là diễn ra rất nhanh (do hoạt động theo nguyên
lý quả văng ly tâm, tác động trực tiếp vào cửa hơi/cửa nước của tua-bin, với quán tính

của các khâu trong cơ cấu đều rất nhỏ).
Trung tâm
ĐCS
ĐTĐ

điều độ

SVM

ĐTS
SVM

ω

T

F

~
μ

~
LƯỚI
ĐIỆN
~

~

Hình 1.5 Điều chỉnh TS và CSTD máy phát
Ở chế độ xác lập cuối cùng, sau (1-3) sec quan hệ giữa độ lệch tần số với độ mở cửa

hơi và công suất tua-bin có dạng : ΔPT∗ = ΔμT∗ = - 1/σ . Δf∗ ;


10
σ- được gọi là hệ số điều chỉnh tĩnh, nó tỉ lệ nghịch với độ dốc k của đặc tính điều
chỉnh công suất (hình 1.6). Độ mở cửa hơi (cửa nước) tỉ lệ với công suất tua-bin, nên
còn có thể viết (trong đơn vị có tên):
ΔPT = - k Δf ; k = Pđm/σfđm .
PT

P0

Pt

ΔPT
PT
Δf

fđm

f

Hình 1.6 Đặc tính điều chỉnh tĩnh của ĐTĐ
Độ dốc đặc tính càng lớn (hệ số điều chỉnh tĩnh càng nhỏ) thì tác động điều chỉnh
của cơ cấu càng mạnh (công suất máy phát thay đổi nhiều theo độ lệch tần số). Tuy
nhiên, khả năng điều chỉnh chỉ có được trong giới hạn xác định. Hết giới hạn đặc tính
có độ dốc bằng không, thể hiện không còn hiệu quả làm thay đổi công suất (hình 1.6).
Mọi máy phát đều được trang bị ĐTĐ nên khi có một biến động nào đó làm mất cân
bằng công suất, bộ phận ĐTĐ của mỗi máy phát đều hoạt động. Ví dụ đột nhiên có một
phụ tải được đóng vào (sau sửa chữa trạm chẳng hạn) làm tần số hệ thống giảm, công

suất điều chỉnh vào mỗi máy phát có thể xác định theo độ dốc đặc tính điều chỉnh. Ta
có:
ΔPTi = − k i Δf = −

Pdm
f dmσ i

Δf ;

(1.1)

Ở đây Δf là độ lệch tần số còn lại ở cuối quá trình điều chỉnh.
Giả thiết HTĐ có n tổ máy phát đều có ĐTĐ. Đột ngột có sự tăng thêm phụ tải một
lượng là ΔP. Sau giai đoạn (1-3) sec, tổng công suất điều chỉnh tăng thêm của n máy
phát:


11
n

∑ ΔPTi = −
i =1

n

Pdmi
Δf
i f dmi

∑σ

i =1

= ΔP

Dựa vào công thức ta tính được độ tần số sau điều chỉnh của hệ thống:
Δf = −

ΔP
σ i f dm
∑
i =1 Pdm i
n

Do độ dốc đặc tính điều chỉnh hữu hạn (σ > 0) nên luôn tồn tại độ lệch Δf sau điều
chỉnh. Độ lệch này khá lớn khi các đặc tính điều chỉnh có độ dốc nhỏ, một đặc trưng cố
hữu của các bộ tự động điều chỉnh tốc độ quay tua bin.
Gọi ΔPF = ΣΔPTi và ký hiệu kF = - ΔPF /Δf , ta có ΔPF = - kF.Δf .
Hệ số kF chính là độ dốc đặc tính điều chỉnh tĩnh đẳng trị của tất cả các máy phát trong
hệ thống (hình 1.7). Từ các công thức ta có:
P
ΔP

Ta có:
ΔPt = kt Δf

ΔPt
ΔPF

P0

ΔPF = - kF Δf .
Δf
fdm

Từ hình vẽ ta có:

f

Hình 1.7

ΔP = ΔPF - ΔPt
ΔP = − (k F + k t )Δf
Δf = −

1
ΔP ;
k F + kt

(1.2)

Như vậy độ dốc đặc tính tĩnh phụ tải làm giảm độ lệch tần số cho hệ thông sau cấp điều
chỉnh thứ nhất. Tuy nhiên, kt thường rất nhỏ, ảnh hưởng không nhiều, có thể bỏ qua khi
tính toán.


12
b. Thiết bị tự động điều chỉnh tần số (ĐTS)
Thiết bị tự động điều chỉnh tần số (còn gọi là cấp điều chỉnh thứ 2) cũng đồng thời
tác động với ĐTĐ. Tuy nhiên do hằng số thời gian lớn nên chỉ hiệu quả ở giai đoạn sau
(khi cấp điều chỉnh thứ nhất đã gần như kết thúc) và kéo dài (10÷40) sec. Thực tế ở

giai đoạn này độ lệch tần số hệ thống đã hoàn toàn xác định (do ĐTĐ đã gần kết thúc),
chính là đại lượng đo của ĐTS. Có thể hiểu ĐTS có nhiệm vụ khôi phục lại tần số về
định mức, mà cấp điều chỉnh thứ nhất không thực hiện được. Về nguyên tắc ĐTS cũng
tác động làm thay đổi độ mở cửa hơi, nhưng thực hiện vào điểm đặt của ĐTĐ. Tác
động làm dịch chuyển toàn bộ đặc tính điều chỉnh của ĐTĐ (lên trên hoặc xuống
dưới), do đó cũng làm thay đổi độ mở cửa hơi. Có thể hình dung như tác động của ĐTS
(thông qua SVM) vào giá đỡ làm nâng lên hạ xuống toàn bộ cơ cấu quả văng ly tâm
trong khi cơ cấu này vẫn hoạt động theo tín hiệu đo của nó (Δω). Quá trình quá độ điều
chỉnh và đặc tính tĩnh cuả ĐTS có thể biểu thị như trên hình 1.8.
PT

PT

P0

P0
fđm

a)

fđm

f

b)

Hình 1.8 Đặc tính tĩnh (a) và siêu tĩnh (b) của ĐTS
Vẫn tồn tại sai số nhỏ về tần số sau khi điều chỉnh khi ĐTS có độ dốc hữu hạn.
Tuy nhiên, do được thiết kế với quán tính lớn nên người ta có thể lựa chọn đặc tính
điều chỉnh tĩnh cho ĐTS rất dốc (hệ số điều chỉnh tĩnh gần bằng không). Khi đó độ

lệch tần số đủ nhỏ, có thể coi tần số được khôi phục bằng định mức. Cũng có khi người


13
ta áp dụng nguyên tắc điều chỉnh dạng xung để đảm bảo tính siêu tĩnh (σ=0) cho đặc
tính điều chỉnh tần số (Hình 1.8,b).
Trong các HTĐ thực tế, ĐTS có thể được trang bị cho một nhà máy hay một số
nhà máy, chính là các nhà máy được giao nhiệm vụ điều tần. Trong trường hợp có
nhiều nhà máy điều tần thì không áp dụng được đặc tính điều chỉnh siêu tĩnh.
c. Tự động phân bố tối ưu công suất tác dụng (cấp điều chỉnh thứ 3)
Sau các tác động điều chỉnh của ĐTĐ (cấp 1) và ĐTS (cấp 2) hệ thống điện có thể
làm việc bình thường về mặt kỹ thuật. Tuy nhiên công suất phân bố cho các tổ máy có
thể chưa phải là tối ưu về mặt kinh tế. Tự động điều chỉnh công suất (ĐCS) theo điều
kiện kinh tế sẽ thực hiện mục tiêu này. Ngoài ra, ĐTS còn làm nhiệm vụ điều chỉnh
công suất tổ máy để đảm bảo các hợp đồng trao đổi công suất giữa các khu vực (mục
1.2.3).
Tác động của cấp điều chỉnh thứ 3 có thể thực hiện tự động thông qua động cơ
chấp hành của ĐTS hoặc bằng tay (bởi nhân viên điều độ). Tín hiệu về lệnh điều khiển
được đưa ra từ trung tâm điều độ (Quốc gia hoặc Khu vực) theo kết quả lời giải bài
toán phân bố tối ưu công suất.
1.2.3. Ảnh hưởng của tự động điều chỉnh CSTD đến trao đổi công suất giữa các
khu vực trong lưới truyền tải
Ta hãy xét sự làm việc phối hợp điều chỉnh của điều chỉnh tần số và công suất
trong HTĐ.
a. HTĐ được quản lý thống nhất với công suất trao đổi tự do giữa các khu vực
Tuy độ lệch tần số còn dư sau cấp điều chỉnh thứ nhất khá nhỏ (do kF rất lớn) nhưng để
đưa hệ thống về tần số định mức hoàn toàn các nhà máy điều tần vẫn phải nhận phần
công suất khá lớn. Vấn đề ở chỗ là khi Δf → 0 thì các nhà máy không có nhiệm vụ điều
tần lại trở về vận hành với công suất ban đầu (trả lại phần CS đã nhận). Cũng chính vì
nguyên nhân này (cần điều chỉnh CS lớn) hiện nay các ĐTS được trang bị rộng rãi cho

nhiều tổ máy với độ dốc điều chỉnh hữu hạn, chỉ trừ những tổ máy quá nhỏ. Các tổ máy


14
lớn vốn đã nhận phần công suất đáng kể sau điều chỉnh cấp 1 do đó quá trình điều
chỉnh tiếp theo sẽ thuận lợi hơn. Tổng công suất nhận thêm của các nhà máy điều tần:
ΔPDTS = ΔP −

m-

m

∑ ΔP
i =1

Fi

(1.3)

số lượng các nhà máy điều tần;

ΔPFi - lượng công suất đã nhận sau cấp đều chỉnh thứ nhất
của nhà máy điều tần thứ i.
Nếu không có nhà máy điều tần với đặc tính siêu tĩnh thì phân bố lượng công suất tổng
này cho các nhà máy điều tần cũng có quy luật tương tự như (1.1) trong đó ki là độ dốc
đặc tính tĩnh của các ĐTS. Sai số về tần số cũng có dạng như (1.2) nhưng vì kF rất lớn
nên Δf ≈ 0. Đây là kết quả nhận được sau thời gian quá độ tương đối ngắn (10-40)sec
của các bộ tự động điều chỉnh CSTD cấp 1 và cấp 2 sau mọi biến động công suất do sự
cố hoặc thao tác vận hành. Với hệ thống quản lí thống nhất, không có ràng buộc về
công suất truyền tải thì phân bố công suất sau điều chỉnh là thỏa mãn (theo điều kiện

kỹ thuật). Việc điều chỉnh tiếp theo theo điều kiện kinh tế (cấp điều chỉnh thứ 3) có thể
thực hiện chậm chạp không đòi hỏi khẩn trương vì ít ảnh hưởng đến lợi ích.
b. Hệ thống có luồng công suất bị khống chế theo khu vực (quản lý theo khu vực)
Đối với các HTĐ có nhiều khu vực quản lý độc lập, việc điều chỉnh tần số và công
suất tác dụng (CSTD) có thêm một yêu cầu quan trọng là phải đảm bảo được tính độc
lập hoạt động giữa các khu vực: luồng công suất trao đổi cần phải được giữ nguyên
theo biểu đồ đã được thoả thuận. Ngoài ra, mọi hoạt động của mỗi khu vực cần thực
hiện theo nguyên tắc tự giải quyết là chính, không can thiệp và không làm ảnh hưởng
đến hoạt động của khu vực khác. Trong khi đó có thể thấy ngay rằng mọi biến động về
công suất trong một khu vực bất kỳ luôn kéo theo gần như tức thời (sau tác động của
cấp điều chỉnh thứ nhất) phân bố lại công suất của các tổ máy trong toàn hệ thống.
Phục hồi tần số chung của hệ thống có thể đạt được nhờ các ĐTS của các nhà máy điều
tần (đặt rải rác trong các khu vực), tuy nhiên nếu không thay đổi tác động điều khiển
thì như đã phân tích ở trên công suất sẽ phân bổ cho các nhà máy điều tần theo (1.1) và
không đảm bảo luồng công suất trao đổi giữa các khu vực (theo biểu đồ hợp đồng).


15
Để thấy rõ hơn yêu cầu hoạt động của các thiết bị ĐTS trong trường hợp này, ta
xét HTĐ hợp nhất gồm 3 HTĐ khu vực quản lý độc lập nhưng có liên kết với nhau.
Công suất định mức các khu vực: Pđm1 = 1000 MW, Pđm2 = 1000 MW, Pđm3 = 10.000
MW. Hệ số điều chỉnh tĩnh của ĐTĐ (đẳng trị cho mỗi khu vực - tương tự KF) đều như
nhau σ = 6,66%. Để đơn giản coi Kt=0.
Giả thiết phụ tải thay đổi trong hệ thống I với lượng công suất tăng thêm là 180
MW (đóng trạm phụ tải sau sửa chữa). Hãy tính độ lệch tần số và lượng công suất tăng
thêm trong các máy phát ở mỗi khu vực, sau tác động của cấp điều chỉnh thứ nhất.
Ta có :
Ki =

Pdmi

f dm δ i

K1 = K 2 =
K3 =

1000
= 300 MW / hez
50.0,0666

1000
= 3000 MW / hez
50.0,0666

Đặc tính tĩnh điều chỉnh công suất phát đẳng trị toàn hệ thống (cấp thứ nhất):
K = K 1 + K 2 + K 3 = 3600 MW / hez

Δf = −

180
ΔP
=−
= −0,05hez
K
3600

ΔP1 = ΔP1 = − K 1 .Δf = 300.0,05 = 15 MW
ΔP3 = −K 3 .Δf = 3000.0,05 = 150 MW

Như vậy hầu hết lượng công suất tăng thêm của phụ tải được giao cho hệ thống III
trong khi công suất tăng đột biến ở khu vực 1. Thực ra, đây cũng là ưu điểm của

nguyên lý hoạt động trong cấp thứ nhất: đã nhanh chóng huy động công suất phát "theo
khả năng" để giữ tần số. Khu vực có công suất càng lớn thì công suất được huy động
tham gia điều chỉnh càng nhiều.


16

I
II

Điều độ

Điều độ

Điều độ
III

Hình 1.9 Hệ thống điện quản lý theo khu vực
Tuy nhiên, cấp điều chỉnh thứ 2 và thứ 3, ngoài việc khôi phục tần số (về gần định
mức) trong trường hợp này được giao thêm nhiệm vụ điều chỉnh lại lượng công suất đã
phân bố: giao toàn bộ 180 MW cho các tổ máy của khu vực I, trả lại trạng thái ban đầu
của các hệ thống 2 và 3 (không tăng thêm công suất phát) để đảm bảo trao đổi công
suất như trạng thái ban đầu. Để thực hiện tác động này (thực hiện nguyên lý điều chỉnh
theo khu vực) các trung tâm điều độ của cả 3 hệ thống cùng phải thực hiện điều chỉnh
công suất theo quy luật sau:
ΔPđci = ΔPtđi - KiΔf

(1.4)

ở đây:

Ki - độ dốc của đặc tính điều chỉnh tĩnh đẳng trị khu vực i.
ΔPtdi - tổng đại số các độ lệch công suất trao đổi (nhận về) của khu vực i
so với trị số đã thoả thuận.
ΔPdci - lượng công suất tăng thêm, cần điều chỉnh bằng ĐTS khu vực i
(so với công suất trước lúc có biến động phụ tải).


17
Như vậy để thực hiện điều chỉnh trong trường hợp này, ngoài tần số còn cần sử dụng
thêm các tín hiệu đo công suất trên các nhánh liên kết giữa các khu vực.
Với số liệu trong ví dụ trên, sẽ đo được (nhờ các thiết bị đo lường đặt tại đầu các
đường dây liên kết) ΔPtđ1=165 MW; ΔPtđ2 = -15MW; ΔPtđ3 = -15MW. Theo công thức
dễ dàng tính được ΔPđc1 = 180 MW, ΔPđc2 = ΔPđc3 = 0.
Như vậy phụ tải biến động ở mỗi khu vực dẫn đến yêu cầu điều chỉnh của ĐTS có thể
xác định chính xác nhờ các thiết bị đo độ lệch tần số và luồng công suất trao đổi. Khi
phụ tải các khu vực thay đổi đồng thời, công thức (1.4) vẫn phản ánh đúng lượng công
suất biến động nội bộ trong khu vực i.
Việc thực hiện điều chỉnh lượng công suất ΔPdc ở mỗi khu vực cần thực hiện bằng
việc phối hợp ĐTS và ĐCS bởi khi xuất hiện Δf các nhà máy điều tần đã có thể tự
động điều chỉnh công suất. Có những phương án thực hiện khác nhau: điều chỉnh nối
tiếp ĐTS - ĐCS hoặc đồng thời cho một nhà máy điều tần, phân bố lượng công suất
cần điều chỉnh cho nhiều nhà máy trong mỗi khu vực... Mục đích là nhanh chóng khôi
phục tần số và luồng trao đổi công suất giữa các khu vực.
Còn có những nguyên tắc điều chỉnh khác được thoả thuận giữa các khu vực. Chẳng
hạn khi một khu vực không đủ dự trữ công suất, cần hỗ trợ công suất từ khu vực khác
khi sự cố nặng nề. Lúc đó thuật toán điều chỉnh sẽ phức tạp hơn.
1.2.4 Điều chỉnh điện áp và công suất phản kháng trong HTĐ
Cũng giống như tần số điều chỉnh điện áp phải thực hiện thông qua điều chỉnh
công suất, trong trường hợp này là công suất phản kháng (CSPK) bởi CSPK mất cân
bằng là nguyên nhân chính gây ra điện áp thay đổi.

Tuy nhiên, khác với điều chỉnh tần số, điều chỉnh điện áp cần thực hiện riêng theo nút,
hay chung hơn là theo khu vực trong lưới bởi điện áp không phải duy nhất như tần số
trong lưới (ở chế độ làm việc bình thường). Hơn nữa điều chỉnh điện áp cũng có nhiều
biện pháp thực hiện hơn.
a. Điều chỉnh công suất phản kháng tại nguồn (máy phát)


18
Hãy xét sơ đồ đơn giản nhất (hình 1.10) phụ tải được cung cấp bởi máy phát địa
phương F1 và máy phát xa F2 (qua đường dây). Để đơn giản ta bỏ qua điện trở đường
dây và các máy biến áp.
E1

~ F1

~

X1

Q2

F2

Q1t

Q1t
P+jQ

X2

U

E2

Q2t

P+jQ

Hình 1.10
Điện áp nút tải U có quan hệ với các công suất phản kháng cung cấp theo các công
thức sau:
Q
Q1t = −

U 2 E1U
cos δ 1 ;
+
X1
X1

Q2 t = −

U 2 E 2U
cos δ 2 ;
+
X2
X2

Q1t + Q2t = Q

QF = Q1t+Q2t
Q
ΔU
U0

U

Hình 1.11 Ảnh hưởng của CSPK đến điện áp nút
Hình 1.11 cho thấy biến thiên của công suất phản kháng tải tiêu thụ Q sẽ dẫn đến điện
áp U thay đổi. Còn điều chỉnh công suất phản kháng từ nguồn cung cấp có thể giữ điện
áp U theo mong muốn. Mặt khác, từ công thức tính công suất phản kháng các nguồn
cung cấp ta thấy chúng phụ thuộc vào sđđ E, có thể điều chỉnh được bằng cách thay đổi
dòng điện kích từ máy phát. Thực chất đó cũng chính là biện pháp điều chỉnh, làm thay
đổi CSPK của nguồn. Sử dụng biện pháp này để điều chỉnh điện áp các nút trong lưới
còn gọi là phương pháp điều chỉnh điện áp đầu nguồn. Dễ thấy, biện pháp này hiệu quả
không cao do nó tác động chủ yếu đến biểu thức chung về cân bằng CSPK toàn hệ
thống, trong khi yêu cầu điều chỉnh điện áp phụ thuộc cân bằng CSPK riêng cho mỗi


19
nút. Cũng chính vì thể để để có hiệu quả, điều chỉnh CSPK nguồn cần được phối hợp
với các biện pháp khác (điều chỉnh đầu phân áp).
b. Điều chỉnh đầu phân áp các máy biến áp
Điều chỉnh đầu phân áp (ĐPA) các máy biến áp không làm thay đổi cân bằng CSPK
chung (toàn hệ thống) nhưng lại thay đổi được tương quan cân bằng CSPK riêng cho
các nút. Thực chất, điều chỉnh ĐPA chỉ làm thay đổi phân bố CSPK trên các nhánh
trong lưới, ngoài ra điều chỉnh ĐPA còn cho phép huy động được công suất phản
kháng của nguồn.
Xét sơ độ hệ thống như trên hình 1.12. Công suất thiết kế của các NMĐ có thể thừa đủ
cân bằng có các phụ tải (cả CSTD và CSPK). Tuy nhiên vận hành thực tế, phụ thuộc

thông số lưới (trong đó có đầu phân áp chọn), công suất phản kháng cân bằng cho từng
nút có thể không đáp ứng điện áp yêu cầu.
QF2

QF1
F1

~ F2

D1

~

B2

B1
Pt1+jQt1

Pt2+jQt2

D2
B3

Pt3+jQt3

Hình 1.12
Trước hết các NMĐ đều có phụ tải địa phương cần được điều chỉnh điện áp thanh cái
phù hợp với điện áp cung cấp. Trị số CSPK của các máy phát có thể còn thấp hơn
nhiều so với khả năng huy động (đến QFmax), trong khi điện áp phụ tải 3 vẫn thấp. Về
nguyên tắc phải huy động được CSPK nguồn và đưa đến được nút phụ tải 3. Nếu F1

còn khả năng huy động CSPK thì việc nâng ĐPA (phía cao) của B1 sẽ rất hiệu quả bởi


20
QF2 sẽ tăng trong khi vẫn giữ nguyên điện áp thanh cái máy phát. Lúc đó điện áp đầu
đường dây D2 nâng cao nên CSPK sẽ chạy theo đường dây cung cấp cho phụ tải 3,
điện áp được điều chỉnh. Trong trường hợp này nếu F1 đã hết giới hạn điều chỉnh thì
việc đặt lại ĐPA như trên sẽ rất ít hiệu quả do không huy động được CSPK của F2 (ở
xa). Để F2 phát thêm CSPK (vẫn giữ nguyên điện áp thanh cái) cần nâng ĐPA của B2
lên nấc cao. Lẽ dĩ nhiên, khi đã huy động hết CSPK các nguồn mà vẫn không đủ cân
bằng với tải thì điện áp các nút không thể đảm bảo.
Tóm lại, điều chỉnh ĐPA cũng là biện pháp hiệu quả để điều chỉnh điện áp trong
lưới nhưng cần có CSPK các nguồn. Ngoài ra, phụ thuộc sơ đồ mà MBA có khả năng
phân bố lại luồng CSPK hay không. Ví dụ với sơ đồ mạch vòng, thì CSPK (và CSTD)
được phân bố tuân theo thông số nhánh trong đó trị số điện kháng giữ vai trò chủ đạo.
Chính trong trường hợp này thiết bị FACTS mới có thể điều khiển phân bố lại công
suất tác dụng và phản kháng (xem phần sau).
c. Bù công suất phản kháng
Cũng dễ nhận thấy rằng, nếu tại nút phụ tải ta cung cấp trực tiếp một phần công suất
phản kháng thì điện áp nút U cũng sẽ tăng (tương đương giảm Qt). Ví dụ sử dụng các
tụ điện hoặc kháng điện đặt vào thanh cái trạm. Điện áp nút trong HTĐ không giống
nhau, dó đó biện pháp điều chỉnh CSPK tại các nút phụ tải sẽ rất hiệu quả.
Các tụ điện và kháng điện là các nguồn phát hoặc tiêu thụ CSPK, tuy nhiên công
suất phụ thuộc mạnh vào chính điện áp thanh cái được nối vào:
Trên kháng:

Qk = U2/Xk

Trên tụ :

QC = - U2/XC . (nguồn phát)

(tiêu thụ)

Ở đây Qk, QC - công suất 3 pha; U - điện áp dây.
Đặc điểm này hạn chế hiệu quả duy trì điện áp: ví dụ khi điện áp thanh cái bị giảm
(do đặc trưng chế độ lưới), cần tăng thêm CSPK để duy trì điện áp thì chính trong chế
độ này công suất thiết bị bù (tụ điện tĩnh) lại giảm xuống. Ngược lại, CSPK phát lên
của tụ bù lại tăng khi điện áp cao.
Bù tĩnh bằng kháng cố định còn là biện pháp hữu hiệu để san bằng điện áp trên các
ĐDSCA. Các đường dây này có điện dung tự nhiên lớn (do dài) điện áp lại cao nên


21
CSPK cung cấp lên đường dây rất nhiều. Ví dụ, với ĐDSCA 500 kV Bắc - Tung - Nam
khi thiết kế, b0 = 4,24.10-6 1/Ω.km tương ứng với Q0 = 1,06 MVar/km khi điện áp
500kV. Tương ứng với toàn đường dây cung cấp tới trên 1500 MVar (!). Chỉ có các
thiết bị bù ngang bằng kháng mới có thể cân bằng được và giữ điện áp dọc đường dây.

Hình 1.13 Sơ đồ ĐDSCA 500 kV Bắc - Trung - Nam giai đoạn thiết kế (1992)
Các kháng và tụ bù ngang cố định có nhược điểm cơ bản như đã nêu, do đó người ta
tạo ra các thiết bị bù CSPK có diều chỉnh. Máy bù đồng bộ có thể thỏa mãn phạm vi
điều chỉnh và cho phép điều chỉnh trơn. Tuy nhiên nhược điểm là tốc độ điều chỉnh
chậm lại gây tổn hao CSTD (do máy điện quay), cần bảo quản sửa chưa nhiều. Các
thiết bị FACTS tương ứng chức năng của máy bù đồng bộ là SVC và STATCOM khắc
phục được nhực điểm trên (xem chương III).
1.3 HỆ THỐNG ĐIỆN LIÊN KẾT KHU VỰC VÀ ĐẶC ĐIỂM TRUYỀN TẢI ĐIỆN
TRÊN KHOẢNG CÁCH LỚN
1.3.1 Các yêu cầu kỹ thuật của HTĐ liên kết
1. Đảm bảo độc lập về tần số

- Mục đích: đảm bảo ổn định đồng bộ trong từng HTĐ


22
Như trên đã nói ngay trong một HTĐ có quản lí theo khu vực, việc thực hiện điều
chỉnh, điều khiển đã khá phức tạp. Vừa phải tác động nhanh để khôi phục cân bằng
CSTD chung của toàn hệ thống (nhằm giữ tần số) vừa phải đảm bảo trao đổi công suất
theo ràng buộc, trong khi mọi biến động ở bất kỳ vị trí nào về công suất đều diễn ra
quá trình quá độ (QTQĐ) trong roàn hệ thống. QTQĐ diễn ra tương ứng với tần số
thay đổi, dao động góc lệch của các máy phát tiến triển theo các hướng khác nhau dẫn
đến mất đồng bộ. HTĐ có quy mô càng lớn, số lượng các tổ máy càng nhiều, công suất
tổ máy càng khác nhau thì QTQĐ diễn ra càng phức tạp và khó điều khiển. Chính vì lí
do này, người ta có xu hướng kết nối nhưng đảm bảo độc lập về tần số giữa các HTĐ.
- Thực hiện: kết nối thông qua dòng điện một chiều. Có thể chỉ là trạm biến đổi, dạng
back-to-back không có khoảng cách tải điện một chiều (hình 1.14). Cách này còn có
thể áp dụng kết nối các HTĐ có tần số khác nhau (50hz - 60hz).

HTĐ1

HTĐ2

Hình 1.14
2. Ngăn ngừa dao động quá độ lan truyền giữa các hệ thống
- Mục đích: giảm các ảnh hưởng cuả các sự cố có tính chất hệ thống (QTQĐ điện cơ
dẫn đến các dao động công suất làm mất ổn định động).
- Giải pháp: Các bộ biến đổi AC-DC chỉ cho phép truyền tải CSTD do đó mọi dao
động liên quan đến CSPK không ảnh hưởng lan truyền sang HTĐ lân cận. Tuy nhiên,
để giữ cân bằng CSPK cần có các trạm bù CSPK tại mỗi phía nút liên kết (thiết bị bù

23
cần có khả năng điều khiển nhanh như SVC, STATCOM). Ngoài ra, các bộ biến đổi
cần được xác lập tác động điều khiển giữ không đổi luồng CSTD truyền tải.
Khi có các thiết lập trên, các HTĐ trong hệ thống liên kết sẽ hoạt động gần như độc
lập, cô lập sự cố và mọi biến động chỉ trong phạm vi mỗi HTĐ khu vực.
Đôi khi giữa các quốc gia còn sử dụng hình liên kết xen kẽ để mua bán điện.
1.3.2 Một số phương án giả liên kết giữa các hệ thống

~
~

~

~

~
~

HTĐ 1

HTĐ 2

Hình 1.15

~
~
HTĐ 1

HTĐ 2

Hình 1.16
Nhằm trao đổi công suất để mua bán điện (thường giữa các quốc gia) có thể áp dụng
một số phương án liên kết giả, thực chất là các phương án phát triển xen kẽ lưới điện
theo phạm vi lãnh thổ. Có các phương án sau:
- Phương án nguồn xen kẽ (hình 1.15).


24
Một nhà máy hay một số tổ máy của một hệ thống được tách ra (bằng máy cắt) hoặc
sơ đồ độc lập nối liên kết sang hệ thống khác.
- Phương án tải xen kẽ (hình 1.16).
Một phần sơ đồ phụ tải được tách ra từ một hệ thống, nối liên kết và nhận công suất
từ HTĐ lân cận.
- Phương án hỗn hợp.
Nguồn và lưới giao nhau qua lãnh thổ nhưng không nối điện giữa 2 hệ thống. Trong
sơ đồ xen kẽ có thể có cả nguồn và và tải. Khi đó các máy phát của khu vực này được
tách ra và hòa đồng bộ với HTĐ lân cận.