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

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN XUÂN CHUNG

NGHIÊN CỨU, TÍNH TOÁN LẮP ĐẶT THIẾT BỊ BÙ
ĐỂ NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP CHO HỆ THỐNG
ĐIỆN 500KV KHU VỰC MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN
ĐẾN NĂM 2025

Chuyên ngành
: Kỹ thuật điện
Mã số
: 60 52 02 02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng – Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS NGÔ VĂN DƢỠNG

Phản biện 1:
TS. TRẦN TẤN VINH
Phản biện 2:
TS. LÊ HỮU HÙNG

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào
ngày 13 tháng 5 năm 2017.

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
 Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học
Bách khoa
 Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Hệ thống truyền tải điện 500kV nước ta những năm qua cùng
với sự phát triển của nền kinh tế đất nước đã có nhiều chuyển biến,
phát triển nhanh về quy mô lưới điện. Do tính đặc thù về phân bố
nguồn điện không đồng đều giữa các miền, khu vực trong cả nước và
tính chất phụ tải ngày tại các nút thay đổi gần 100% giữa cao điểm
và thấp điểm nên điện áp trên lưới truyền tải 500kV biến động trong
phạm vi rộng.
Các Nhà máy điện có công suất lắp đặt lớn phân bố không
đồng đều giữa các khu vực trên lãnh thổ Việt Nam và chế độ vận
hành cácnhà máy cũngkhác nhau; đồng thời biểu đồ phụ tải ở các
tĩnh, thành phốrất đa dạng nên kết quả trong quá trình vận hành trào
lưu công suất trên hệ thống điện thay đổi lớn làm cho điện áp hệ
thống điện 500kV biến động lớn, kết quả ảnh hưởng đến:
i).Khi điện áp trên thanh góp 500kV biến động sẽ làm tăng tổn
thất công suất và điện năng ở lưới 220kV và 110kV;
ii).Khi điện áp biến động mạnh sẽ tăng nguy cơ sụp đổ điện
áp, mất ổn định hệ thống và nguy hiểm hơn làm tan rã lưới cục bộ

gây ảnh hưởng nghiêm trọng hệ thống điện Quốc gia;
iii).Hiện nay, hệ thống Truyền tải điện miền Trung cấp điện
cho 13 tỉnh và thành phố, liên kết với hệ thống đường trục 500kV
qua các trạm biến áp 500kVĐà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ, Pleiku,
Pleiku 2, Yaly và Đắk Nông; Tổng công suất nguồn khoảng 2.417
MW và Phụ tải chiếm tỷ lệ khoảng 10% so với phụ tải của hệ thống
điện Quốc gia. Do đó, nhận thấy rằng hệ thống Truyền tải khu vực
miền Trung vừa làm nhiệm vụ cấp điện đủ cho khu vực lại vừa phải


2
đóng vai trò làm nút trung gian để chuyển tải công suất từ miền Nam
ra miền Bắc và ngược lại cho nên giữ được ổn định điện áp tại các
nút này sẽ nâng cao ổn định cho hệ thống.
Để giữ ổn định điện áp cho hệ thống điện, có thể áp dụng rất
nhiều giải pháp, trong đó phổ biến như: Điều chỉnh kích từ của các tổ
Máy phát điện; Điều chỉnh đầu phân áp của Máy biến áp; Điều chỉnh
điện áp cuối đường dây bằng Máy biến áp bổ trợ cùng với Máy biến
áp điều chỉnh; Thực hiện bù ngang bằng Kháng điện hoặc Tụ bù;
Thực hiện bù dọc bằng Kháng điện hoặc Tụ bù.
Xuất phát từ các vấn đề trên, em chọn đề tài “Nghiên cứu,
tính toán lắp đặt thiết bị bù để nâng cao ổn định điện áp cho hệ
thống điện 500kV khu vực miền trung giai đoạn đến năm 2025”.
2. Mục đích nghiên cứu
Mục tiêu chính là: Tính toán, lựa chọn vị trí và dung lượng bù
hợp lý tại các nút 500kV khu vực miền Trung để nâng cao ổn định
điện áp cho hệ thống điện 500kV Việt Nam.
Các nội dung nghiên cứu:
+ Nghiên cứu Hệ thống điện miền Trung Việt Nam giai đoạn
đến năm 2025 và các chế độ làm việc của Hệ thống điện.

+ Các phương pháp tính và lựa chọn phần mềm tính toán.
+ Nghiên cứu và đánh giá ổn định điện áp và ảnh hưởng của
nó đến hệ thống điện miền Trung.
+ Tính toán và phân tích các chế độ làm việc cụ thể Hệ thống
điện miền Trung.
+ Đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao hổn định điện áp Hệ
thống điện miền Trung.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
- Hệ thống điện 500kV khu vực miền Trung giai đoạn đến


3
năm 2025;
- Các Thiết bị bù công suất phản kháng trên hệ thống điện;
-

Vấn đề ổn định điện áp theo chế độ vận hành

- Các phương pháp phân tích tính toán biến động điện áp của hệ
thống điện dựa trên phần mềm PSS/E. Từ đó đưa ra các giải pháp nâng
cao độ ổn định của Hệ thống khi có bất kỳ biến động nào xảy ra.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu
Để giải quyết các mục tiêu nêu trên, luận văn đưa ra phương
pháp nghiên cứu như sau:
+ Nghiên cứu các phương pháp tính toán ổn định điện áp.
+ Tìm hiểu các phần mềm ứng dụng tính toán.
+ Tiến hành thu thập các thông tin, số liệu tính toán của Hệ
thống điện miền Trung tại thời điểm hiện tại và đến năm 2025.
+ Áp dụng tính toán phân tích ở các chế độ làm việc của Hệ
Thống điện Miền Trung.

+ Nghiên cứu đặc tính PV, QV.
+ Đề xuất các giải pháp nâng cao ổn định điện áp đến Hệ
thống điện.
Luận văn sử dụng phần mềm đang được sử dụng phổ biến trên
thế giới cũng như ở Việt Nam để tính toán là phần mềm PSS/E.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Qua kết quả của đề tài cho ta được những thông tin các nút của
hệ thống 500kV khu vực miền Trung ở các chế độ vận hành có thể
gây nguy hiểm và sử dụng giải pháp để cải thiện, giúp cho Hệ thống
vận hành an toàn và tin cậy hơn.
Các giải pháp được đề cập ở luận văn này có thể ứng dụng
thực tế nhằm nâng cáo ổn định điện áp trên hệ thống 500kV.


4
6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của đề tài
được tổ chức thành 4 chương. Bố cục của nội dung chính của luận
văn gồm:
Chương 1: Tổng quan về Hệ thống điện miền Trung giai đoạn
đến năm 2025 và các sự cố trong Hệ thống điện.
Chương 2: Ổn định điện áp và phần mềm phân tích hệ thống
điện.
Chương 3: Tính toán phân tích các chế độ làm việc của Hệ
thống điện 500kV khu vực miền Trung.
Chương 4: Tính toán đề xuất giải pháp nâng cao ổn định điện
áp ở Hệ thống điện Miền Trung giai đoạn đến năm 2025.
Kết luận và kiến nghị.
Tài liệu tham khảo.
Phụ lục.

CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG VÀ
NGUYÊN NHÂN GÂY SỰ CỐ TAN RÃ HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1. Hiện trạng của hệ thống điện miền trung
1.1.1. Cơ sở về số liệu
Số liệu về phụ tải, nguồn điện, lưới điện và bù công suất phản
kháng của HTĐMT được thu thập từ Công ty CP tư vấn xây dựng
điện 2 (PECC2) vào tháng 12/2016.
1.1.2. Hiện trạng phụ tải
Tính đến hết năm 2016, công suất cực đại của HTĐMT đạt
2.546MW, tăng 5,95% so với năm 2015; Tổng sản lượng phụ tải


5
HTĐMT trong năm 2016 đạt 15,372 tỷ kWh, tăng 9,43% so với năm
2015; phụ tải trung bình ngày đạt 42,12 tr.kWh.
1.1.3. Hiện trạng nguồn điện
Đến cuối tháng 12 năm 2016, tổng công suất đặt của các nhà
máy điện trong HTĐMT đạt xấp xỉ 6.135,35 MW chiếm 15,6% tổng
nguồn điện HTĐQG. Trong đó: (i) 15 NMTĐ có công suất đặt trên
300MVA; (ii) 19 NMTĐ có công suất đặt từ (100-300) MVA và (iii)
6 NMTĐ có công suất đặt dưới 100MVA; còn lại là các NMTĐ nhỏ
với tổng công suất đặt chiếm khoảng 780MVA.
1.1.4. Hiện trạng lưới điện truyền tải
Hiện trạng lưới điện truyền tải 220kV, 500kV khu vực miền
Trung, bao gồm: Tổng chiều dài ĐD 500kV là 2.840 km, ĐD 220kV
là 4.148 km; Tổng dung lượng TBA 500kV là 5.700 MVA, TBA
220kV là 4.501 MVA.
1.1.5. Hiện trạng bù công suất phản kháng trên HTĐMT
1.2. Kế hoạch phát triển hệ thống điện miền trung giai đoạn đến

năm 2025
1.2.1. Cơ sở về số liệu
Cập nhật theo Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/03/2016
của Thủ tướng chính phủ về việc điều chỉnh quy hoạch phát triển
điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030.
1.2.2. Dự báo nhu cầu phụ tải
Dự báo công suất phụ tải cực đại HTĐMT năm 2017 là 4.263
MW; năm 2020 là 5.044 MW và năm 2025 là 7.806 MW.
1.2.3. Chương trình phát triển nguồn điện
Dự báo chương trình phát triển nguồn điện HTĐMT cho năm
2017 là 6.333MW; năm 2020 là 8.248MW và năm 2025 là 14.818MW.


6
1.2.4. Chương trình phát triển lưới điện
Dự báo chương trình phát triển lưới điện truyền tải 220kV,
500kV khu vực miền Trung đến năm 2025: Tổng chiều dài ĐD
500kV là 1.988 km, ĐD 220kV là 2.743 km; Tổng dung lượng TBA
500kV là 5.400 MVA, TBA 220kV là 9.919 MVA.
1.2.5. Các ưu điểm, nhược điểm và các tồn tại cần khắc phục
1.3. Sự cố trong hệ thống điện
1.3.1. Các nguyên nhân của sự cố trong hệ thống điện
1.3.2. Cơ chế xảy ra sự cố sụp đổ điện áp gây tan rã hệ thống điện
1.3.3. Sự cố thường xảy ra trong HTĐ Việt Nam
1.4. Kết luận
Cùng với sự phát triển chung của hệ thống điện Việt Nam, hệ
thống điện miền Trung cũng đã phát triển không ngừng càng ngày
càng được mở rộng và hiện đại hoá. Đến hết năm 2016: Tổng công
suất phụ tải cực đại là 2.546 MW; tổng công suất đặt của các NMĐ
là 6.135 MW; tổng chiều dài đường dây 500kV là 2.840 km, đường

dây 220kV là 4.148 km; tổng dung lượng các TBA 500kV là 5.700
MVA, các TBA 220kV là 4.501 MVA. Theo qui hoạch phát triển
điện lực đến năm 2025, HTĐMT là: Tổng công suất phụ tải cực đại
đạt 7.806 MW; tổng công suất đặt các NMĐ đạt 17.135 MW; đường
dây 500kV xây dựng thêm 1.988 km, đường dây 220kV xây dựng
thêm 2.743 km; TBA 500kV bổ sung thêm 5.400 MVA, TBA 220kV
bổ sung thêm 9.919 MVA.
Qua quá trình vận hành HTĐ Việt Nam đã xuất hiện một số sự
cố nghiêm trọng gây tan rã HTĐ, cụ thể sự cố vào ngày 22/05/2013
khi bị 1 cây dầu cao hơn 10m từ vườn ươm gần đó ngã đụng vào
đường dây 500kV Di Linh – Tân Định gây tan rã hệ thống điện, lúc
này toàn bộ khu vực miền Nam bị ngừng cung cấp điện phải mất hơn


7
một giờ mới khắc phục lại được.
Để đảm bảo HTĐQG nói chung và HTĐMT nói riêng vận
hành an toàn tin cậy trong mọi tình huống, cần có sự tính toán phân
tích các chế độ vận hành, tìm giải pháp nâng cao độ tin cậy cho
HTĐ. Trong giới hạn của luận văn chỉ tính toán, phân tích HTĐ khu
vực miền Trung.
CHƢƠNG 2
ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP VÀ PHẦN MỀM PHÂN TÍCH
HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1. Ổn định điện áp điện áp trong hệ thống điện
2.1.1. Ổn định điện áp
2.1.2. Các nguyên nhân sụp đổ điện áp
2.2. Giới hạn nghiên cứu
2.3. Các phần mềm tính toán chế độ xác lập
2.2.1. Đặt vấn đề

2.2.2. Phần mềm PSS/ADEPT
2.2.3. Phần mềm PSS/E
2.2.4. Phần mềm CONUS
2.2.5. Phần mềm POWERWORLD SIMULATOR
2.4. Phân tích và lựa chọn chƣơng trình tính toán
PSS/E là phần mềm mạnh, có nhiều chức năng như: mô phỏng
hệ thống điện, tính toán ngắn mạch, ổn định hệ thống điện ... hiện
nay đang được các Công ty Điện lực ở Việt Nam sử dụng.
Chương trình có thể liên kết dữ liệu với phần mềm quản lý và phối
hợp rơle bảo vệ ASPEN ONELine rất tiện dụng. Để phân tích biến
động điện áp trên HTĐ 500kV miền Trung, luận văn sử dụng phần


8
mềm PSS/E do những ưu điểm trên của nó.
2.5. Xây dựng dữ liệu tính toán hệ thống điện cho phần mềm
pss/e
2.5.1 Các file trong PSS/E
2.5.2 Xây dựng cơ sở dữ liệu HTĐMT vào phần mềm PSS/E
2.5.3 Xây dựng các file dữ liệu cho phân tích PV, QV
2.5.4. Ưu và nhược điểm của chương trình PSS/E
2.6. Giải pháp nâng cao ổn định điện áp
2.6.1. Giới thiệu chung
2.6.2. Những lợi ích khi sử dụng thiết bị FACTS
2.6.3. Phân loại thiết bị FACTS
2.6.4. Ứng dụng thiết bị FACTS trong phần mềm PSS/E
2.7. Kết luận
Một HTĐ làm việc ổn định luôn thỏa mãn điều kiện về cân
bằng công suất tác dụng (CSTD) và cân bằng công suất phản kháng
(CSPK) ở chế độ xác lập và kể cả khi có kích động xảy ra, cân bằng

này được đặc trưng bởi tần số hệ thống và điện áp các nút phải nằm
trong giới hạn cho phép. Khi các giá trị này lệch khỏi giá trị cho
phép thì xem như sự cân bằng công suất không đảm bảo làm hệ
thống mất ổn định và cần có biện pháp để bảo đảm sự cân bằng nêu
trên. Sự cân bằng CSTD có tính chất toàn hệ thống vì tất cả các điểm
trên hệ thống đều làm việc với tần số chung (50Hz hoặc 60Hz) và
được điều chỉnh tại một nhà máy nào đó. Trái lại, sự cân bằng CSPK
mang tính chất cục bộ, thừa chỗ này thiếu chỗ khác nên việc điều
chỉnh hết sức phức tạp không thể điều chỉnh chung cho cả hệ thống
được mà chỉ thực hiện tại nút nào đó cần thiết.
Để nâng cao ổn định điện áp của hệ thống điện 500kV miền
Trung giai đoạn đến năm 2025 và đáp ứng được yêu cầu độ linh hoạt


9
trong việc bù công suất phản kháng trên hệ thống, hiệu quả trong chi
phí đầu tư trong phạm vi đề tài này kiến nghị sử dụng thiết bị bù tĩnh
có điều khiển SVC để giải quyết. Trong luận văn này tác giả lựa
chọn phần mềm PSS/E để thực hiện các tính toán phân tích và đề
xuất giải pháp nhằm nâng cao ổn định điện áp trên hệ thống điện
500kV miền Trung Việt Nam giai đoạn đến năm 2025.
CHƢƠNG 3
TÍNH TOÁN VÀ PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA
HỆ THỐNG ĐIỆN 500KV KHU VỰC MIỀN TRUNG
3.1. Đặt vấn đề
3.2. Lựa chọn chế độ tính toán hệ thống điện
3.2.1. Giới thiệu các chế độ vận hành
3.2.2. Khảo sát điện áp tại các nút ở chế độ làm việc bình thường
giai đoạn đến năm 2025
Qua Biểu đồ điện áp và Biểu đồ chênh lệch điện áp giữa các

chế độ vận hành tại các nút 500kV khu vực miền Trung giai đoạn
đến năm 2025 ta nhận thấy rằng trong trường hợp vận hành bình
thường thì điện áp tại các nút 500kV cơ bản nằm trong phạm vi cho
phép: (i) Giai đoạn 2017-2020 khu vực miền Trung có sự chênh lệch
điện áp giữa các chế độ vận hành bình quân vào khoảng 10kV, trong
đó năm 2017 tại TBA 500kV Thạnh Mỹ có độ chênh lệch điện áp
lớn nhất (12,5kV), năm 2020 TBA 500kV Đà Nẵng và TBA 500kV
Dốc Sỏi có chênh lệch điện áp cao nhất trong khu vực (khoảng
11,35kV); (ii) Giai đoạn 2021-2025 độ lệch điện áp khu vực Miền
Trung giảm bình quân còn khoảng 6,9kV nhờ đưa vào vận hành
nhiều dự án nguồn điện lớn, thời điểm nặng là TBA 500kV Đà Nẵng


10
có độ lệch lớn nhất khoảng 10,7kV.
3.2.3. Khảo sát điện áp tại các nút ở các chế độ sự cố N-1
a. Điện áp tại một số nút của khu vực khi sự cố 1 ĐD 500kV
b. Điện áp tại một số nút của khu vực sự cố 1 MBA 500kV
c. Điện áp tại các nút của khu vực sự cố 1 tổ máy phát khu vực
miền Trung
3.2.4. Tóm lại
Qua các trường hợp sự cố N-1 trên, ta nhận thấy rằng trường
hợp sự cố đường dây 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ rơi vào giai đoạn
2020-2025 là đặc biệt nguy hiểm, làm cho điện áp tại nút 500kV
Thạnh Mỹ giảm sâu xuống mức nguy hiểm khoảng 0.936pu
(468kV), độ lệch điện áp tăng lên đến 57,6kV và nằm ngoài giá trị
cho phép vận hành, do đó cần phải khảo sát điện áp tại nút này và
đưa ra các giải pháp nhằm nâng cao ổn định điện áp đáp ứng được
yêu cầu. Các trường hợp N-1 đường dây, máy biến áp và tổ máy phát
khác thì điện áp vẫn nằm trong giới hạn cho phép và các thiết bị

không bị quá tải.
3.3. Khảo sát các đặc tính pv-qv để đánh giá ổn định điện áp của
hệ thống điện 500kv miền trung
3.3.1. Khảo sát đặc tính P-V tại các nút 500kV trong trường hợp
vận hành bình thường và sự cố
Các sự cố nặng nề điển hình được xem xét:
- Sự cố đường dây 500kV ĐăkNông – Cầu Bông.
- Sự cố đường dây 500kV Pleiku– Di Linh.
- Sự cố đường dây 500kV Đà Nẵng – Vũng Áng.
- Sự cố đường dây 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh.
- Sự cố đường dây 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ.
- Sự cố máy biến áp 500kV Pleiku 2.


11

3.3.2. Đặc tính P-V trường hợp vận hành bình thường
a. Giới hạn truyền tải khu vực
Bảng 3.7. Giới hạn truyền tải chế độ bình thường
STT
1

Chế độ vận hành
Chế độ bình thường

Giới hạn truyền tải
Hệ số dự trữ P
(MW)
(Kp%)
2017 2020 2025 2017 2020 2025

2.212 2.468 1.837 51.9 48.9
23.5

b. Độ dốc sụp đổ điện áp

Nhận xét: Qua kết quả tính toán và biểu đồ độ dốc sụp đổ điện
áp trong chế độ vận hành bình thường ta nhận thấy rằng: (i) Giai
đoạn 2017-2020 các nút có độ dốc sụp đổ điện áp cao trong khu vực
là 500kV Thạnh Mỹ, Đà Nẵng, Dốc Sỏi và nút cao nhất là 500kV
Thạnh Mỹ đạt mức 21,5 V/MW năm 2017; (ii) Giai đoạn 2020-2025
khi có thêm các nhà máy tham gia phát vào hệ thống nên có cải thiện
về độ dốc sụp đổ điện áp, kết quả cho thấy nút 500kV Thạnh Mỹ là
nút yếu nhất trong khu vực (độ dốc sụp đổ điện áp đạt 16,9 V/MW.
Vì vậy cần phải có giải pháp để nâng cao ổn định điện áp ở nút này.
3.3.3. Đặc tính P-V trong trường hợp sự cố N-1
a. Giới hạn truyền tải khu vực
Bảng 3.9. Giới hạn truyền tải chế độ sự cố N-1
Stt

Chế độ vận hành

Giới hạn truyền tải Hệ số dự trữ P
(MW)
(Kp%)
2017 2020 2025 2017 2020 2025


12

Stt

Chế độ vận hành

1
2
3
4
5

1 MBA 500kV PLK
ĐD 500kV ĐKN-CB
ĐD 500kV PLK– DL
ĐD 500kV ĐN– HT
ĐD 500kV ĐN–TM

Giới hạn truyền tải
(MW)
2017 2020 2025
2.175 2.468 1.918
2.125 2.337 1.906
2.031 2.281 1.875
1.906 2.256 1.775
2.168 2.450 1.787

Hệ số dự trữ P
(Kp%)
2017 2020 2025
51.0 48.9 24.5
49.8 46.3 24.4
47.6 45.2 24.0

44.7 44.7 22.7
50.8 48.5 22.9

b. Độ dốc sụp đổ điện áp
- Sự cố 1 đường dây 500kV ĐăkNông – Cầu Bông

- Sự cố đường dây Đà Nẵng – Hà Tĩnh

- Sự cố 1 máy biến áp tại Trạm biến áp 500kV Pleiku 2

Nhận xét: Qua khảo sát đặc tính PV của khu vực miền Trung


13
cho các trường hợp sự cố N-1 đường dây 500kV liên kết với lưới
điện miền Bắc và liên kết với lưới điện miền Nam; máy biến áp
500kV, kết quả cho thấy rằng các nút 500kV Thạnh Mỹ, Đà Nẵng và
Dốc Sỏi có có độ dốc sụp đổ điện áp lớn nhất và điển hình là sự cố
đường dây 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh thì nút 500kV Thạnh Mỹ đạt
30,7 V/MW điều này nói lên rằng khi có sự tăng cường công suất tác
dụng cấp cho phụ tải thì dễ gây sụp đổ điện áp làm mất ổn định điện
áp của hệ thống điện do đó cần phải có các biện pháp nâng cao độ dự
trữ ổn định tại điểm này.
3.3.4. Khảo sát đặc tính Q-V tại các 500kV khu vực miền Trung
trong trường hợp vận hành bình thường và sự cố
Độ dự trữ CSPK tại nút 500kV Thạnh Mỹ, Dốc Sỏi, Đăk Nông
là thấp nhất vào năm 2025, trong đó thấp nhất là nút Thạnh Mỹ với
Qdt= -Qmin=654.01MVAr nên rất dễ gây mất ổn định.

b. Đường đặc tính Q-V tại các nút khảo sát

Hình 3.30. Đặc tính Q-V của nút

Hình 3.1. Đặc tính Q-V của nút

500kV Thạnh Mỹ năm 2025

500kV Đăk Nông năm 2025


14
3.4. Kết luận
Trong chương này đã thực hiện phân tích điện áp ở các chế độ
làm việc của hệ thống điện 500kV miền Trung, việc phân tích này
cho phép xác định các chế độ vận hành và các nút nguy hiểm, trên cơ
sở đó tính toán đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao ổn định điện áp
trong chương 4. Qua các tính toán trong chương này ta thấy rằng:
- Điện áp tại các nút 500kV nằm trong phạm vi cho phép từ
0.95 - 1.051pu ở chế độ vận hành bình thường, trong đó các nút Đà
Nẵng, Dốc Sỏi và Thạnh Mỹ là yếu nhất và đặc biệt nút 500kV
Thạnh Mỹ có điện áp cao nhất ở chế độ phụ tải cực tiểu vào năm
2025 là 1,051pu (525,5kV), cao hơn điện áp vận hành cho phép và là
nút có độ lệch điện áp giữa chế độ phụ tải cực đại và phụ tải cực tiểu
lớn nhất 12,5kV. Trong trường hợp sự cố N-1 rơi vào giai đoạn
2020-2025 khi mà phụ tải miền Trung tăng cao và cùng với đó là sơ
đồ kết lưới phát triển lưới 220kV (xuất hiện thêm trạm 220kV GIS
Hải Châu, Duy Xuyên,...) nên trạm 500kV Thạnh Mỹ có vai trò về
cấp nguồn cho phụ tải tương đồng với Trạm Đà Nẵng, do đó khi sự
cố đường dây 500kV Đà Nẵng - Thạnh Mỹ vào năm 2025 chế độ
phụ tải cực đại là đặc biệt nguy hiểm, làm điện áp của nút 500kV

Thạnh Mỹ giảm còn 0,916pu (468kV) thấp hơn điện áp vận hành cho
phép. Như vậy, qua khảo sát điện áp các nút 500kV ở chế độ làm
việc bình thường và chế độ sự cố N-1, nhận thấy rằng các nút Đà
Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ là yếu nhất trong đó nút 500kV Thạnh Mỹ
có điện áp biến động lớn nhất và nằm ngoài phạm vi cho phép vận
hành, độ lệch các giá trị cận biên điện áp rất lớn 57,5kV, do đó để
đảm bảo độ biến động điện áp nằm trong giới hạn cho phép thì cần
có giải pháp để nâng cao ổn định điện áp tại các nút này.
- Khảo sát đặc tính P-V ở chế độ bình thường và chế độ sự cố
N-1, ta thấy độ dốc sụp đổ điện áp tại nút 500kV Thạnh Mỹ là lớn


15
nhất đạt 30,7 V/MW tiếp đến là nút 500kV Đà Nẵng đạt 26,5 V/MW
và nút 500kV Dốc Sỏi đạt 25,5 V/MW. Như vậy ta nhận thấy rằng
nút 500kV Thạnh Mỹ, Đà Nẵng và Dốc Sỏi là những nút nguy hiểm
dễ gây ra sụp đổ điện áp do đó cần có giải pháp để khắc phục.
- Qua khảo sát đặc tính Q-V thì độ dự trữ ổn định về điện áp
của nút 500kV Thạnh Mỹ là thấp nhất trong khu vực với Qdt =
654,01MVAr, tiếp đến là nút 500kV Dốc Sỏi với Qdt = 1182,8 MVAr
và nút 500kV Đà Nẵng với Qdt = 1530,6 MVAr. Như vậy ta nhận
thấy rằng nút 500kV Thạnh Mỹ, Đà Nẵng và Dốc Sỏi là những nút
có độ dự trữ CSPK yếu nhất trong khu vực do đó cần có giải pháp để
khắc phục.
Từ những tính toán và phân tích nêu trên ta nhận thấy điện áp
của nút 500kV Thạnh Mỹ là nút yếu nhất và là nguyên nhân dẫn đến
mất ổn định điện áp hệ thống điện khi có sự biến động của hệ thống
hoặc hệ thống tăng công suất truyền tải lên cao tiếp đến là các nút
500kV Dốc Sỏi, Đà Nẵng. Vì vậy cần có những giải pháp nhằm nâng
cao ổn định điện áp cho hệ thống điện.

CHƢƠNG 4
TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH
ĐIỆN ÁP Ở HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN
ĐẾN NĂM 2025
4.1. Giải pháp nâng cao ổn định điện áp
4.1.1. Các phương pháp điều chỉnh điện áp
a. Bù ngang bằng tụ điện
b. Bù ngang bằng kháng điện
c. Bù dọc bằng tụ điện
d. Bù ngang bằng máy bù đồng bộ


16
e. Bù bằng thiết bị bù ngang có điều khiển
Nhận xét: Với kết quả tính toán sự biến động điện áp theo chế
độ vận hành và phân tích các đặc tính sụp đổ điện áp các nút 500kV
khu vực miền Trung đề cập tại Chương 3 ta nhận thấy rằng điện áp
tại nút 500kV Thạnh Mỹ biến thiên rất mạnh, giai đoạn 2020-2025 ở
chế độ phụ tải cực tiểu thì điện áp nằm dao động quanh giá trị cho
phép Max và ở chế độ phụ tải cực đại có xét đến sự cố N-1 thì điện
áp giảm sâu dưới ngưỡng cho phép Min. Để đảm bảo sự linh hoạt
trong việc điều chỉnh điện áp luận văn kiến nghị sử dụng thiết bị
SVC lắp đặt tại nút yếu nhằm nâng cao ổn định điện áp cho khu vực
4.1.2. Cơ sở tính toán dung lượng bù SVC
4.1.3. Tính toán lựa chọn vị trí và dung lượng SVC lắp đặt cho
HTĐ miền Trung
a. Giới thiệu các nút nguy hiểm
Trên cơ sở kết quả tính toán ở Chương 03, ta xác định được
một số nút yếu về điện áp ở chế độ bình thường và chế độ sự cố đó là
500kV Thạnh Mỹ và các nút xung quanh khu vực này. Đề xuất 3

phương án đặt SVC như sau:
- Phương án 1: Đặt tại nút 500kV Thạnh Mỹ

- Phương án 2: Đặt tại nút 500kV Đà Nẵng
- Phương án 3: Đặt tại nút 500kV Dốc Sỏi
b. Phương pháp tính toán xác định vị trí, dung lượng SVC
c. Kết quả tính toán dung lượng bù tại các nút đề xuất
Nhận xét: Trên cơ sở kết quả tính toán dung lượng bù cho bộ
SVC đặt tại các nút 500kV Thạnh Mỹ, Đà Nẵng và Dốc Sỏi nhận
thấy rằng để giữ điện áp các nút 500kV khu vực miền Trung nằm
trong giới hạn cho phép thì giải pháp chọn phương án lắp SVC tại
nút 500kV Thạnh Mỹ hiệu quả nhất.


17
Để đảm bảo ổn định điện áp khu vực miền Trung giai đoạn
đến năm 2025 từ kết quả ta nhận thấy rằng: (i) Chế độ vận hành bình
thường, năm 2017 (min) cần tiêu thụ lượng công suất phản kháng là
195.87 MVAr, năm 2020 (min) cần tiêu thụ lượng công suất phản
kháng là 200.40 MVAr, năm 2025 (min) cần tiêu thụ lượng công
suất phản kháng là 355.77 MVar; (ii) Chế độ sự cố N-1 đường dây
500kV Đà Nẵng - Thạnh Mỹ thì năm 2017 (max) cần bơm vào lượng
công suất phản kháng là 200.45 MVAr, năm 2020 (max) cần bơm
vào lượng công suất phản kháng là 312.28 MVAr và năm 2025
(max) cần bơm vào lượng công suất phản kháng là 436.82 MVar.
Như vậy, để đảm bảo có thể điều chỉnh điện áp về 1pu trong tất cả
các chế độ bình thường và sự cố n-1, phụ tải cực đại cũng như cực
tiểu và phù hợp với gam công suất của các hãng trên thế giới luận
văn đề xuất chọn dung lượng bù công suất phản kháng định mức cho
bộ SVC là ± 450MVAr lắp đặt tại nút 500kV Thạnh Mỹ.

4.2. Kiểm tra kết quả sau khi lắp đặt thiết bị svc
4.2.1. Đặt vấn đề
4.2.2. Tính toán ổn định điện áp sau khi lắp đặt thiết bị SVC

Hình 4.4. Biểu đồ điện áp các nút 500kV khu vực miền Trung
Nhận xét: Từ kết quả tính toán cho thấy: Sau khi lắp đặt thiết


18
bị bù SVC-450 MVAr tại nút 500kV Thạnh Mỹ thì điện áp tại các
nút 500kV khu vực miền Trung trong chế độ vận hành bình thường
cũng như sự cố N-1 nặng nề nhất đã được điều chỉnh về dải cho phép
đảm bảo được yêu cầu vận hành được quy định tại thông tư
25/2016/TT-BCT của Bộ Công Thương.
4.2.3. Phân tích ổn định điện áp sử dụng đặc tính P-V và Q-V sau
khi lắp đặt thiết bị SVC tại nút 500kV Thạnh Mỹ
a. Phân tích đặc tính P-V tại các nút 500kV miền Trung
- Giới hạn truyền tải và độ dự trữ ổn định của khu vực
Kết quả tính toán bằng phần mềm PSS/E cho ta kết quả như
Bảng 4.3 sau :
Stt
1
2
3
4
5
6

Chế độ vận hành
Chế độ bình thường

1 MBA 500kV PLK
ĐD 500kV ĐKN-CB
ĐD 500kV PLK– DL
ĐD 500kV ĐN– HT
ĐD 500kV ĐN–TM

Giới hạn truyền tải
(MW)
2017 2020 2025
2287 2644 1844
2250 2619 1931
2200 2488 1925
2132 2432 1885
2050 2438 1780
2243 2557 1990

Hệ số dự trữ P
(Kp%)
2017 2020 2025
53.7 52.4 23.7
52.8 51.9 24.8
51.6 49.3 24.7
50
48.2 24.2
48.1 48.3 22.9
52.6 50.7 25.5

Nhận xét: Sau khi bù SVC-450MVAr tại nút 500kV Thạnh
Mỹ thì Pgh tăng lên đáng kể ở chế độ vận hành bình thường
(74,5÷175)MW, ở chế độ sự cố N-1 thì kết quả tăng thêm từ

(75÷150)MW. Theo đó Kdt cũng được nâng cao đáng kể, giai đoạn
2017-2020 trung bình khoảng 50% và giai đoạn 2020-2025 khi phụ
tải phát triển mạnh vào năm 2025 khu vực miền Trung, miền Nam
thì Kdt khoảng 35,5%. Như vậy, việc lắp đặt SVC-450MVAr tại nút
500kV Thạnh Mỹ góp phần nâng cao Pgh HTĐ Việt Nam nói chung
và HTĐ miền Trung nói riêng đảm bảo truyền tải hết lượng công
suất dư thừa từ miền Bắc vào miền Nam.
- Độ dốc sụp đổ điện áp tại các nút


19

Hình 4.5-4.8. Đặc tính P-V các nút 500kV ở chế độ bình thường và
chế độ sự cố sau khi lắp đặt SVC
Nhận xét: Từ đặc tính PV và biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp
khu vực miền Trung giai đoạn đến năm 2025 sau khi lắp đặt bộ
SVC-450 MVAr tại nút 500kV Thạnh Mỹ ta thấy rằng độ dốc sụp đổ
điện áp tại các nút khu vực miền Trung giảm đáng kể: (i) Giai đoạn
2017-2020 độ dốc sụp đổ điện áp giảm chỉ còn khoảng 11,8 V/MW;
(ii) Giai đoạn 2020-2025 giảm còn khoảng 5,6 V/MW. Như vậy, việc
lắp đặt SVC có hiệu quả làm tăng khả năng truyền tải công suất khu
vực đảm bảo truyền tải hết lượng công suất dư thừa từ miền Bắc vào
miền Nam.
b. Phân tích đặc tính Q-V tại các nút 500kV miền Trung

Hình 4.9. Độ tăng độ dự trữ công suất phản kháng sau khi đặt SVC
tại nút 500kV Thạnh Mỹ
Nhận xét: Từ kết quả tính toán phân tích đặc tính QV và biểu
đồ biểu thị độ tăng độ dự trữ công suất phản kháng nhận thấy rằng

20
việc lắp đặt SVC-450 MVAr tại nút 500kV Thạnh Mỹ góp phần cải
thiện độ dự trữ công suất phản kháng các nút 500kV khu vực miền
Trung, đặc biệt trong chế độ sự cố n-1 nút có độ tăng độ dự trữ công
suất phản kháng lớn nhất là các nút Pleiku, Pleiku2 và Dốc Sỏi (tăng
từ khoảng 73.99 MVAr đến 362.36 MVAr).
4.2.4. So sánh kết quả trước và sau khi đặt thiết bị SVC
a. Điện áp ở chế độ phụ tải cực đại
Kết quả tính toán điện áp ở chế độ phụ tải cực đại trước và sau
khi lắp đặt thiết bị SVC-450MVAr được thể hiện Bảng 4.5:
Tên nút

Đà Nẵng
Dốc Sỏi
Thạnh Mỹ
Pleiku
Pleiku 2
Đăk Nông
Yaly
Quảng Trị
Vân Phong
Krongbuk

Điện áp ở chế độ phụ tải cực đại
Umax-kV
Năm 2017
Năm 2020
Năm 2025
Trƣớc

Trƣớc
Trƣớc
Sau SVC
Sau SVC
Sau SVC
SVC
SVC
SVC
503.75
505.05
503.95
505.90
508.20
511.05
502.85
504.25
503.05
505.20
499.90
503.25
488.05
500.00
460.9
498.45
451.00
499.45
510.05
511.70
507.35
509.95

503.05
507.70
509.55
511.25
506.8
509.55
502.80
507.55
503.65
504.80
499.7
501.45
503.90
506.35
511.50
513.00
509.00
511.40
504.45
508.75
496.75
499.60
515.45
515.70
503.90
506.25

b. Giới hạn truyền tải khu vực
Bảng 4. 6. So sánh giới hạn truyền tải trước và sau khi lắp đặt
thiết bị SVC

Stt
1
2
3
4
5
6

Chế độ vận hành
Chế độ bình thường
1 MBA 500kV PLK
ĐD 500kV ĐKN-CB
ĐD 500kV PLK– DL
ĐD 500kV ĐN– HT
ĐD 500kV ĐN–TM

Giới hạn truyền tải (MW)
Trƣớc SVC-450MVAr Sau SVC-450MVAr
2017 2020
2025
2017
2020 2025
2212 2468 1837
2287
2644 1844
2175 2468 1918
2250
2619 1931
2125 2337 1906
2200

2488 1925
2031 2281 1875
2132
2432 1885
1906 2256 1775
2050
2438 1780
2168 2450 1787
2243
2557 1990


21
c. Độ dự trữ công suất tác dụng
Bảng 4.7. So sánh độ dự trữ CSTD trước và sau khi lắp đặt
thiết bị SVC
Stt
1
2
3
4
5
6

Chế độ vận hành
Chế độ bình thường
1 MBA 500kV PLK
ĐD 500kV ĐKN-CB
ĐD 500kV PLK– DL
ĐD 500kV ĐN– HT

ĐD 500kV ĐN–TM

Hệ số dự trữ công suất tác dụng (Kp%)
Trƣớc SVC-450MVAr Sau SVC-450MVAr
2017 2020
2025 2017 2020 2025
51.9
48.9
23.5
53.7
52.4
23.7
51.0
48.9
24.5
52.8
51.9
24.8
49.8
46.3
24.4
51.6
49.3
24.7
47.6
45.2
24.0
50
48.2
24.2

44.7
44.7
22.7
48.1
48.3
22.9
50.8
48.5
22.9
52.6
50.7
25.5

d. Độ dự trữ công phản kháng
Bảng 4. 8. So sánh độ dự trữ CSTD trước và sau khi lắp đặt
thiết bị SVC
Tên nút
Đà Nẵng
Dốc Sỏi
Pleiku
Pleiku 2
Đăk Nông
Yaly
Quảng Trị
Vân Phong
Krongbuk

Độ dự trữ công suất phản kháng Q (MVAr)
Năm 2017
Năm 2020

Năm 2025
Trƣớc SVC Sau SVC Trƣớc SVC Sau SVC Trƣớc SVC Sau SVC
1.563
1.649
1.677
1.742
1.849
2.008
1.577
1.688
1.680
1.754
1.900
2.180
2.813
3.165
2.541
2.696
2.988
3.348
2.749
3.103
2.506
2.662
2.961
3.324
2.214
2.362
1.922
2.018

2.128
2.248
2.393
2.680
2.246
2.375
2.403
2.674
1.422
1.551
2.259
2.272
3.516
3.762

4.5. Kết luận
Qua tính toán đề xuất giải pháp nâng cao ổn định điện áp tại các
nút 500kV khu vực miền Trung giai đoạn đến năm 2025, kết quả đã
chọn được thiết bị SVC với dung lượng QSVC= ± 450MVAr lắp đặt tại
nút 500kV Thạnh Mỹ. Kết quả tính toán phân tích các chế độ vận hành
trước và sau khi đặt SVC tại nút 500kV Thạnh Mỹ cho thấy:
- Điện áp tại các nút trong khu vực ở chế độ vận hành bình
thường và chế độ sự cố N-1 đều nằm trong giới hạn cho phép;
- Giới hạn truyền tải của khu vực tăng lên đáng kể ở chế độ
vận hành bình thường (74,5÷175)MW cũng như ở chế độ sự cố N-1


22
(75÷150)MW; Độ dự trữ công suất tác dụng cũng được nâng cao,
giai đoạn 2017-2020 trung bình khoảng 50% và giai đoạn 2020-2025

khi mà phụ tải phát triển mạnh vào năm 2025 khu vực miền Trung và
miền Nam thì độ dự trữ được nâng lên trung bình khoảng 35%. Với
giới hạn truyền tải khu vực được nâng lên sẽ phát huy thêm lượng
công suất dư thừa khu vực Miền Bắc có nhu cầu truyền tải vào Miền
Trung cung cấp cho Miền Nam làm tăng tính vận hành kinh tế hệ
thống điện;
- Độ dự trữ công suất phản kháng khu vực được cải thiện đáng
kể, đặc biệt trong chế độ sự cố N-1 nút có độ tăng độ dự trữ công suất
phản kháng lớn nhất là các nút Pleiku, Pleiku2 và Dốc Sỏi (tăng từ
khoảng 73.99 MVAr đến 362.36 MVAr) điều này đảm bảo ổn định
điện áp khi mà công suất phụ tải khu vực tăng lên trong tương lai.
Chính những kết quả đạt được nêu trên, nhận thấy rằng việc
ứng dụng công nghệ FACTS trong hệ thống điện đã mang lại những
lợi ích hết sức to lớn, đặc biệt là các lợi ích về giữ ổn định điện áp
nút, tăng độ tin cậy cung cấp điện, giảm các dao động hệ thống điện
và tăng tính linh hoạt trong vận hành.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Ổn định điện áp là vấn đề quan trọng cần được quan tâm và
đánh giá trong khâu quy hoạch và thiết kế vận hành hệ thống điện
Việt Nam hiện nay. Việc đánh giá phân tích sự biến động điện áp,
tìm ra các điểm yếu của hệ thống và có các biện pháp cải thiện phân
bố điện áp trên đường dây, giảm nguy cơ gây mất ổn định điện áp và
tan rã lưới điện. Qua kết quả tính toán và phân tích các chế độ vận
hành của hệ thống điện 500kV miền Trung ta nhận thấy:
- Chế độ vận hành bình thường, điện áp tại các nút 500kV khu
vực miền Trung giao động từ (0.95 - 1.051)pu, trong đó các nút
500kV Đà Nẵng, Dốc Sỏi và Thạnh Mỹ là những nút yếu trong khu

23
vực đặc biệt là nút 500kV Thạnh Mỹ có điện áp cao ở chế độ phụ tải
cực tiểu vào năm 2025 là 1,051pu (525.5kV); Trong trường hợp thì
sự cố N-1 đường dây 500kV Đà Nẵng - Thạnh Mỹ giai đoạn 20202025 khi mà nhu cầu phụ tải tăng lên cao làm điện áp nút 500kV
Thạnh Mỹ giảm mạnh còn 0.936pu (468 kV), thấp hơn điện áp vận
hành cho phép. Như vậy, qua khảo sát điện áp các nút 500kV ở chế
độ làm việc bình thường và chế độ sự cố N-1 nhận thấy rằng các nút
500kV Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ là những nút yếu trong khu
vực, trong đó nút 500kV Thạnh Mỹ có điện áp biến động lớn nhất và
nằm ngoài phạm vi cho phép vận hành, độ lệch điện áp rất lớn
khoảng 57.5kV.
- Khảo sát đặc tính P-V ở chế độ bình thường và chế độ sự cố
N-1, ta thấy độ dốc sụp đổ điện áp tại nút 500kV Thạnh Mỹ là lớn
nhất đạt 30.7 V/MW tiếp đến là nút 500kV Đà Nẵng đạt 26.5 V/MW
và nút 500kV Dốc Sỏi đạt 25.5 V/MW. Như vậy ta nhận thấy rằng
nút 500kV Thạnh Mỹ, Đà Nẵng và Dốc Sỏi là những nút nguy hiểm
dễ gây ra sụp đổ điện áp làm mất ổn định hệ thống điện.
- Khảo sát đặc tính Q-V thì độ dự trữ công suất phản kháng
của nút 500kV Thạnh Mỹ là thấp nhất trong khu vực với Qdt =
654.01MVAr, tiếp đến là nút 500kV Dốc Sỏi với Qdt = 1.182 MVAr
và nút 500kV Đà Nẵng với Qdt = 1.530 MVAr. Như vậy ta nhận thấy
rằng nút 500kV Thạnh Mỹ, Đà Nẵng và Dốc Sỏi là những nút có độ
dự trữ CSPK yếu trong khu vực dễ gây mất ổn định điện áp hệ thống
điện.
Từ những tính toán và phân tích nêu trên ta nhận thấy điện áp
của nút 500kV Thạnh Mỹ là nút yếu nhất và là nguyên nhân dẫn đến
mất ổn định điện áp hệ thống điện khi có sự biến động của hệ thống
hoặc hệ thống tăng công suất truyền tải lên cao và tiếp đến là các nút
500kV Dốc Sỏi, Đà Nẵng. Để nâng cao ổn định điện áp cho hệ thống