Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao chất lượng điện áp trên lưới truyền tải điện khu vực miền trung giai đoạn 2017-2020 có xét đến 2025.PDF

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯

LÊ TRUNG THANH

NGHIÊN CỨU
ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP TRÊN LƯỚI TRUYỀN
TẢI ĐIỆN KHU VỰC MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN
2017-2020 CÓ XÉT ĐẾN 2025

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số

: 60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

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

Phản biện 1: PGS. TS. Nguyễn Hữu Hiếu
Phản biện 2: TS. Nguyễn Lương Mính

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận

văn tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp tại Đại học Đà
Nẵng vào ngày 30 tháng 6 năm 2018

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
-Trung tâm thông tin – Học liệu, Đại học Đà Nẵng


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong những năm gần đây, hệ thống lưới điện truyền tải luôn
thực hiện phương thức truyền tải điện năng cao từ miền Bắc và miền
Trung vào miền Nam để đáp ứng nhu cầu phụ tải miền Nam, khai
thác tối đa và hiệu quả các nhà máy thủy điện.
Đường dây 500kV sinh ra một lượng vô công rất lớn, tại nhiều
thời điểm khi phụ tải HTĐ Quốc gia xuống thấp, hiện tượng điện áp
cao thường xuất hiện tại các nút giữa ĐZ 500kV Bắc – Nam như Hà
Tĩnh, Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Pleiku, Đăk Nông, Di Linh, điện áp vượt
trên giới hạn cho phép 525kV theo quy định tại thông tư 25/2016 Bộ
Công thương. Đặc biệt, hiện tượng điện áp cao xuất hiện tại nhiều
nút trên lưới điện 500kV Bắc - Nam trong các dịp nghỉ lễ lớn như
Tết Nguyên đán, 30/4-1/5, 2/9. Trong thực tế vận hành chỉ riêng
Trạm 500kV Di Linh trong năm 2016 đã có 552 lần và 6 tháng đầu
năm 2017 có 188 lần điện áp vượt ngưỡng 525kV (từ 530kV đến
548kV); thời gian xảy ra điện áp cao năm 2016 là 96043 phút (bình
quân 4,4 giờ/ ngày) và 6 tháng đầu năm 2017 là 55137 phút (bình
quân 5,1 giờ/ngày)
Mục tiêu giải pháp là lắp đặt thêm kháng để đảm bảo tránh
hiện tượng quá áp trong các trường hợp vận hành bình thường và có
thêm công cụ điều chỉnh điện áp trong các chế độ đặc biệt (Lễ, Tết)

giai đoạn đến năm 2025. Do đó, tác giả chọn đề tài “Nghiên cứu đề
xuất giải pháp nâng cao chất lượng điện áp trên lưới truyền tải
điện khu vực miền Trung giai đoạn 2017-2020 có xét đến 2025”
làm đề tài luận văn tốt nghiệp.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Tính toán xem xét lắp đặt thêm kháng bù ngang trên thanh cái


2
500kV, đề xuất các giải pháp nhằm góp phần đảm bảo điện áp vận
hành các nút 220kV và 500kV trong giới hạn cho phép ở chế độ bình
thường và sự cố nâng cao chất lượng điện năng và ổn định của hệ
thống điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là các trạm biến áp và đường dây
220kV, 500kV khu vực miền Trung thuộc các Công ty Truyền tải
điện 2 và 3 hiện trạng tính đến 31 tháng 12 năm 2017.
Thực hiện trên lưới điện truyền tải khu vực miền Trung gồm
các tỉnh Hà Tĩnh, Quảng Bình, QuảngTrị, Thừa Thiên- Huế, Quảng
Nam, Đà Nẳng, Quảng Ngãi, Kon Tum, Bình Định, Phú Yên, Khánh
Hòa, Gia Lai, ĐăkLăk, ĐăkNông, Lâm Đồng, Ninh Thuận, Bình
Thuận thuộc các Công ty Truyền tải điện 2 và 3 quản lý.
4. Phương pháp nghiên cứu
Kết hợp phương pháp tính toán, kiểm tra, thu thập số liệu thực
tế thông số vận hành, dự báo phụ tải tại các Trung tâm điều độ hệ
thống điện ( A0, A2, A3) các Công ty Truyền tải điện 1,2,3,4. Sử dụng
phần mềm PSS/E, phân tích, đánh giá trào lưu công suất, điện áp tại
các nút 220kV, 500kV năm 2017 đề ra giải pháp phù hợp để điều
chỉnh, cải thiện nâng cao chất lượng điện áp giai đoạn 2017-2020 có
xét đến 2025.

5. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài
Đề tài dựa trên các số liệu thực tế, tính toán và phân tích các
chế độ vận hành của lưới điện, từ đó đề xuất các giải pháp giải quyết
vấn đề điện áp cao trên lưới truyền tải điện khu vực miền Trung, góp
phần đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục và ổn định, đáp ứng
cho nhu cầu phát triển của đất nước.


3
6. Bố cục đề tài
Bố cục luận văn gồm các phần sau:
Phần mở đầu
Chương 1: Tổng quan về hê thống điên Việt Nam
Chương 2: Cơ sở tính toán phân tích hệ thống điện và phần
mềm tính toán PSS/E
Chương 3: Tính toán phân tích các chế độ làm việc của hệ
thống điện miền Trung năm 2017, 2020.
Chương 4: Tính toán đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao
chất lượng điện áp của hệ thống điện miền Trung
Kết luận và kiến nghị
Tài liệu tham khảo.
Phụ lục.


4
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
GIAI ĐOẠN 2017-2025
1.1. Giới thiệu quá trình hình thành và phát triển hệ thống
điện Việt Nam

1.1.1. Hệ thống lưới điện truyền tải
Lưới điện truyền tải Việt Nam bắt đầu được xây dựng từ
những năm 1960 với đường dây 220kV Đa Nhim – Sài Gòn gồm 729
trụ, chiều dài 257km và trạm biến áp 220kV Sài Gòn (3x63) MVA.
Ngày 27 tháng 5 năm 1994, lưới điện 500kV chính thức được
đưa vào vận hành với đường dây 500kV Bắc-Nam dài gần 1500km.
Năm 2006, lưới điện truyền tải phát triển với gần 9.000km
đường dây và 21.000MVA dung lượng máy biến áp từ 220kV đến
500kV được quản lý vận hành bởi các Công ty Truyền tải điện 1, 2,
3, 4 trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Năm 2008, Tổng Công ty Truyền tải Quốc Gia được thành lập
trên cơ sở tổ chức lại 04 Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 và 03 Ban
Quản lý dự án các Công trình điện miền Bắc, miền Trung và miền
Nam mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của lưới điện truyền tải
Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV, 220kV do Tổng Công ty
Truyền tải điện Quốc gia quản lý đến 31 tháng 12 năm 2017 gồm:
-Hệ thống truyền tải 500kV: Về Trạm biến áp 500kV có 27
trạm biến áp 500kV với 49 máy biến áp tổng dung lượng 29400
MVA và đường dây 500kV có tổng chiều dài 7.500,322km.
-Hệ thống truyền tải 220kV: Về Trạm biến áp 220kV có 110
trạm biến áp 220kV, với 192 máy biến áp 220kV tổng dung lượng
40563 MVA và đường dây 220kV có tổng chiều dài là 16.857,06 kM


5
Hệ thống Truyền tải điện Việt Nam được phân giao cho các
đơn vị trực thuộc Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý:
-Công ty Truyền tải điện 1: Phạm vi quản lý các tỉnh phía Bắc
đến Hà Tĩnh.
-Công ty Truyền tải điện 2: Phạm vi quản lý 7 tỉnh Bắc miền

Trung gồm Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên – Huế, Quảng Nam,
Đà Nẵng, Quảng Ngãi và Kon Tum.
-Công ty Truyền tải điện 3: Phạm vi quản lý 9 tỉnh Nam miền
Trung và Tây Nguyên gồm Bình Định, Phú Yên, Khánh Hòa, Ninh
Thuận, Bình Thuận, Gia Lai, ĐăkLăk, Đăk Nông và Lâm Đồng.
-Công ty Truyền tải điện 4: Phạm vi quản lý các tỉnh phía Nam
từ các tỉnh Đồng Nai, Bình Phước, Bà Rịa – Vũng Tàu đến Cà Mau.
1.1.2. Hệ thống nguồn điện
1.1.3. Giới thiệu về nguồn điện khu vực miền Trung
1.1.4. Giới thiệu về lưới điện truyền tải khu vực miền Trung
Lưới điện truyền tải khu vực miền Trung từ tỉnh Quảng Bình
vào phía Nam đến các tỉnh Đắk Nông, Lâm Đồng và Bình Thuận.
Tính đến 31 tháng 12 năm 2017:
- Tổng chiều dài đường dây 500kV : 2847.572 km.
- Tổng chiều dài đường dây 220kV : 4763.667 km.
- Tổng công suất các trạm biến áp 500kV : 7050 MVA.
- Tổng công suất các trạm biến áp 220kV : 5563 MVA.
a. Lưới điện truyền tải Công ty Truyền tải điện 2
b. Lưới điện truyền tải Công ty Truyền tải điện 3
1.1.5. Tình hình tiêu thụ điện:


6
1.2. Cấu trúc của lưới điện miền Trung năm 2017
1.3. Quy hoạch phát triển lưới điện miền Trung đến 2025
1.3.1. Sơ đồ lưới điện miền Trung đến năm 2025
1.3.2. Giới thiệu về nguồn điện đến năm 2025
a. Nguồn điện khu vực miền Trung đến năm 2020
b. Nguồn điện khu vực miền Trung đến năm 2025
1.3.3. Giới thiệu về lưới điện truyền tải miền Trung đến 2025

a. Lưới điện truyền tải miền Trung đến năm 2020
b. Lưới điện miền Trung đến năm 2025:
1.3.4. Dự báo nhu cầu phụ tải miền Trung đến năm 2025
a. Dự báo phụ tải cực đại các vùng miền Trung đến năm 2020
b. Dự báo phụ tải cực đại miền Trung đến năm 2025
1.4 Kết luận
Trên cơ sở thu thập số liệu quản lý vận hành của hệ thống
Truyền tải điện Việt Nam đến cuối năm 2017 và các Quy hoạch phát
triển điện lực Quốc gia và Quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh,
vùng, miền giai đoạn 2016-2020. Tác giả đã giới thiệu được tổng
quan quá trình hình thành và phát triển của Hệ thống điện Việt Nam
Hệ thống truyền tải điện Việt Nam phát triển nhanh chóng,
ngày càng trở nên rộng lớn, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải
điện và nguồn điện, tốc độ tăng trưởng của nền kinh tế trong giai
đoạn hội nhập và phát triển
Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV Bắc – Nam khu vực miền
Trung từ Hà Tĩnh đến Đăk Nông, Lâm Đồng với chiều dài 2847km
liên kết hệ thống điện Bắc - Nam có vai trò quyết định đến sự vận
hành an toàn, ổn định của hệ thống điện khi thực hiện phương thức
truyền tải điện năng cao từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam.


7

CHƯƠNG 2
CƠ SỞ TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HỆ THỐNG ĐIỆN
VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN
2.1. Các phương pháp nghiên cứu và biện pháp điều
chỉnh điện áp
2.2. Giới thiệu phần mềm tính toán PSS/E

2.2.1. Giới thiệu tổng quan về chương trình PSS/E
PSS/E (Power System Simulation for Engineers) là một trong
những phần mềm tính toán HTĐ cơ bản và quan trọng nhất được
dùng ở các trung tâm điều độ HTĐ, các viện nghiên cứu, các đơn vị
tư vấn thiết kế. Chương trình PSS/E là chương trình mô phỏng hệ
thống điện trên máy tính, được dùng để tính toán các bài toán cơ bản
nhất với khả năng tính toán chính xác đối với một HTĐ thực tế,
nhằm mục đích tính toán nghiên cứu phục vụ vận hành cũng như quy
hoạch hệ thống điện. Các tính toán phân tích hệ thống mà chương
trình có khả năng thực hiện bao gồm:
-Tính toán trào lưu công suất.
-Tối ưu hóa trào lưu công suất.
-Nghiên cứu các loại sự cố đối xứng và không đối xứng.
-Tương đương hóa hệ thống.
-Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ.
-Modul tính toán trào lưu công suất.
-Phân tích ổn định điện áp và tính toán công suất phản kháng
dự trữ thông qua đường cong PV/QV.
-Modul phân tích hệ thống tuyến tính hóa hệ thống điện.
-Các môdul phụ trợ khác.
Các tài liệu của chương trình PSS/E


8
2.2.2 Mô phỏng các phần tử trong hệ thống điện khi tính
toán trào lưu công suất
a. Tính toán trong hệ đơn vị tương đối.
b.Các phần tử cơ bản của chương trình PSS/E
c.Hướng dẫn nhập số liệu trong PSS/E
2 .2.3 Các lệnh trong PSS/E

2.3. Tối ưu hóa trào lưu công suất
2.4. Kết luận
Chương trình PSS/E (Power System Simulation for Engineers)
là chương trình mô phỏng hệ thống điện trên máy tính, được dùng để
tính toán các bài toán cơ bản nhất với khả năng tính toán chính xác
đối với một HTĐ thực tế, nhằm mục đích tính toán nghiên cứu phục
vụ vận hành cũng như quy hoạch hệ thống điện.
Trong chương này, tác giả trình bày các hướng dẫn sử dụng
chương trình PSS/E, các ứng dụng cho chương trình PSS/E, hướng
dẫn sử dụng chương trình vẽ đồ thị của PSS/E. Hướng dẫn tính toán
trào lưu công suất và sử dụng các lệnh trong tính toán tối ưu hóa trào
lưu công suất. Mô phỏng các phần tử trong hệ thống điện khi tính
toán trào lưu công suất và các lệnh của chương trình PSS/E sử dụng
tính toán trong luận văn.


9
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA
LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN KHU VỰC MIỀN TRUNG
3.1. Số liệu tính toán
3.1.1. Số liệu hệ thống điện năm 2017
3.1.2. Số liệu hệ thống điện năm 2020 và 2025
3.1.3. Bảng số liệu phần mềm PSS/E của A0, TV:
3.2.Tính toán các chế độ vận hành lưới điện năm 2017
3.2.1. Các chế độ vận hành
+ Thấp điểm mùa khô năm 2017.
+ Thấp điểm mùa mưa năm 2017.
+ Cao điểm mùa khô năm 2017
+ Cao điểm mùa mưa năm 2017

+ Thấp điểm ngày Lễ, Tết.
3.2.2. Tính toán điện áp các nút 500kV Toàn quốc năm 2017
a. Chế độ cao điểm và thấp điểm mùa khô năm 2017
b. Chế độ cao điểm và thấp điểm mùa mưa năm 2017
c. Chế độ thấp điểm ngày Lễ, Tết.
3.2.3. Tính toán phân tích các chế độ vận hành các nút
500kV lưới điện miền Trung năm 2017
a. Chế độ 1: Thấp điểm mùa khô năm 2017
b. Chế độ 2: Thấp điểm mùa mưa năm 2017
c. Chế độ 3: Cao điểm mùa khô năm 2017
d. Chế độ 4: Cao điểm mùa mưa năm 2017
e. Chế độ5: Thấp điểm ngày Lễ, Tết (ngày 28/1/2017 mồng
Một Tết Đinh Dậu).


10

Hình 3.5: Profile điện áp thấp điểm mùa mưa
các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017

Hình 3.6: Profile điện áp cao điểm mùa khô
các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017


11

Hình 3.8: Profile điện áp thấp điểm ngày Lễ, Tết
các nút 500kV Miền Trung ngày 28/1/2017

3.2.4. Tính toán điện áp các nút 220kV khu vực miền

Trung năm 2017
a. Thấp điểm Mùa khô năm 2017
b. Thấp điểm Mùa mưa năm 2017
c. Cao điểm Mùa khô năm 2017

Hình 3.12: Profile điện áp cao điểm mùa khô
các nút 220kV khu vực Miền Trung năm 2017


12
d. Cao điểm Mùa mưa năm 2017

3.3. Tính toán các chế độ vận hành lưới điện miền
Trung năm 2020
3.3.1. Các chế độ vận hành
3.3.2. Tính toán điện áp các nút 500kV khu vực miền Trung
2020
a. Chế độ 1 : Thấp điểm mùa khô năm 2020

b. Chế độ 2: Thấp điểm mùa mưa năm 2020
c. Chế độ 3: Cao điểm mùa mưa năm 2020
d. Chế độ 4: Cao điểm mùa khô năm 2020
535
530
525
520
515
510
505
500

495
490
485
480

Thấp điểm
mùa mưa
2020

Điện áp
định mức
500kV

Hình 3.15: Profile điện áp thấp điểm mùa mưa
các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2020
3.2.3. Tính toán điện áp các nút 220kV miền Trung 2020
3.3. Tính toán dung lượng kháng bù ngang cần trang bị
trên lưới Miền Trung


13
3.4. Kết luận
Trên có sở thu thập số liệu hệ thống điện năm 2017 và qui
hoạch phát triển đến năm 2020, có xét đến năm 2025. Tác giả đã tiến
hành tính toán phân tích các chế độ vận hành của Hệ thống truyền tải
điện 500kV Việt Nam năm 2017, kết quả cho thấy:
Ở chế độ cao điểm mùa khô cũng như mùa mưa điện áp tất cả
các nút 500kV trên hệ thống đều nằm trong giới hạn cho phép
(475kVỞ chế độ thấp điểm mùa khô và mùa mưa điện áp tại một số

nút 500kV tại khu vực miền Trung cao hơn giới hạn cho phép, đặc
biệt các ngày thấp điểm trong các dịp Lễ, Tết.
Điện áp trên lưới điện 220kV khu vực miền Trung nằm trong
giới hạn cho phép và ở giới hạn cao (lớn hơn điện áp định mức) ở cả
chế độ cao điểm và thấp điểm.
Tiếp tục tính toán các chế độ vận hành của lưới điện năm
2020, kết quả điện áp tại các nút 500kV cũng nằm trong giới hạn cho
phép ở chế độ cao điểm. Trong chế độ thấp điểm vẫn tồn tại một số
nút điện áp cao hơn giới hạn cho phép.
Kết quả tính toán cân bằng công suất phản kháng trên lưới
500kV cho thấy cần bổ sung kháng bù ngang trên cung đoạn
giữa ĐZ 500kV Bắc- Nam dung lượng ~ 330 MVar đến
730MVar để khắc phục tình trạng quá áp tại các nút 500kV khu
vực miền Trung.
Từ các kết quả tính toán trên việc xem xét trang bị thêm
kháng bù ngang tại các nút 500kV cung đoạn giữa đường dây
500kV Bắc - Nam tại nút có điện áp cao như Di Linh, Pleiku,
Pleiku 2, Hà Tĩnh, Vũng Áng, Đăknông, Thạnh Mỹ, Đà Nẵng,
Dốc Sỏi là cấp thiết.


14
CHƯƠNG 4
TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO CHẤT
LƯỢNG ĐIỆN ÁP LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN MIỂN TRUNG

4.1. Đặt vấn đề
4.1.1. Chọn vị trí lắp đặt
4.1.2. Chọn dung lượng kháng bù ngang
4.1.3. Các phương án đề xuất

Kết quả tính toán dung lượng kháng cho thấy trong các chế độ
thấp điểm đêm năm 2017 lượng CSPK dư thừa của cung đoạn khu
vực Miền Trung ở mức cao ~330MVar đến ~ 730MVar. Lượng Q
dư thừa năm 2020 khoảng 892MVar và đến năm 2025 lượng Q dư
khoảng 1031MVar.
Theo kết quả tính toán, tại cung đoạn giữa ĐZ 500kV cần
trang bị kháng điện bù ngang tại các nút Hà Tĩnh, Vũng Áng, Đà
Nẵng, Thạnh Mỹ, Dốc Sỏi, Pleiku, Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh.
Các phương án được đề xuất:
- Phương án A: Trang bị 03 kháng bù ngang 128MVar tại 3
nút 500kV phân bố dọc trục đường dây 500kV Bắc - Nam.
+ Phương án A1: 3 KBN ~ 128MVar tại Vũng Áng, Pleiku 2,
Di Linh (thay kháng 91MVar KH 502).
+ Phương án A2: 3 KBN ~ 128MVar tại Dốc Sỏi, Pleiku 2,
Di Linh (thay kháng 91MVar KH 502).
-Phương án B: Trang bị 04 kháng bù ngang 128MVar, tại 4
nút 500kV phân bổ dọc trục đường dây 500kV Bắc – Nam.
+ Phương án B1: 4 KBN ~ 128MVar tại Vũng Áng, Pleiku 2,
Đắk Nông, Di Linh (thay kháng 65MVar KH 503).
+ Phương án B2: 4 KBN ~ 128Mvar tại Dốc Sỏi, Pleiku 2,
Đắk Nông, Di Linh (thay kháng 65MVar KH 503).


15
+ Phương án B3: 4 KBN ~ 128MVar tại Vũng Áng, Pleiku 2,
Đắk Nông, Di Linh (thay kháng 91MVar KH 502).
+ Phương án B4: 4 KBN ~ 128MVar tại Dốc Sỏi, Pleiku 2,
Đắk Nông, Di Linh (thay kháng 91MVar KH 502).
4.2. Tính toán điện áp các nút giữa ĐZ 500kV trong các
chế độ mùa mưa, mùa khô, dịp Tết của các phương án

4.2.1. Phương án trang bị 03 kháng 128 MVAr
- Phương án A1: tại 3 nút Vũng Áng, Pleiku 2, Di Linh (thay
kháng 91MVAr).
- Phương án A2: tại 3 nút Dốc Sỏi, Pleiku 2, Di Linh (thay
kháng 91MVAr).
a/ Thấp điểm mùa khô Phương án A1 và A2 các nút 500kV khu
vực Miền Trung năm 2017
b. Thấp điểm mùa mưa Phương án A1 và A2 các nút 500kV
khu vực Miền Trung năm 2017
c.Thấp điểm Lễ, Tết Phương án A1 và A2 các nút 500kV khu
vực Miền Trung năm 2017

Hình 4.1: Profile điện áp thấp điểm mùa khô Phương án A1 và
A2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017


16

Hình 4.3: Profile điện áp thấp điểm Lễ, Tết Phương án A1 và
A2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017
d. Chế độ cao điểm mùa khô các nút 500kV khu vực Miền
Trung năm 2017
e. Chế độ cao điểm mùa mưa các nút 500kV khu vực Miền
Trung năm 2017

Hình 4.5: Profile điện áp cao điểm mùa mưa Phương án A1 và
A2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017


17

Ta thấy phương án A2 có profile điện áp từ Đà Nẵng đến Đăk
Nông dọc trục 500kV Bắc Nam có độ giảm điện áp cao hơn và cân
bằng hơn trong chế độ thấp điểm mùa khô, mùa mưa và Lễ, Tết. Ta
chọn phương án A2 lắp 3 kháng 128MVar tại Dốc Sỏi, Pleiku 2 và
Di Linh (thay thế kháng 91MVar) làm phương án so sánh.
4.2.2. Phương án Trang bị 04 kháng 128 MVAr
- Phương án B1: Vũng Áng, Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh
(thay kháng 65MVar).
- Phương án B2: Dốc Sỏi, Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay
kháng 65MVar)..
- Phương án B3: Vũng Áng, Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh
(thay kháng 91MVar)..
- Phương án B4: Dốc Sỏi, Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay
kháng 91MVar)..
a. Chế độ thấp điểm mùa khô các nút 500kV năm 2017.
b. Chế độ thấp điểm mùa mưa các nút 500kV năm 2017.
c. Chế độ thấp điểm Lễ, Tết các nút 500kV năm 2017.
d.Chế độ cao điểm mùa khô các nút 500kV năm2017
e. Chế độ cao điểm mùa mưa các nút 500kV năm2017
Kết quả tính toán profile điện áp trong các chế độ mùa mưa,
mùa khô, Lễ Tết tương ứng với các phương án cho thấy Phương án
B2 có điện áp cân bằng hơn và tại các nút từ Đà Nẵng đến Đăk Nông
có điện áp thấp và cân bằng hơn 3 phương án B1, B3 và B4. Ta chọn
phương án B2 lắp 4 KBN ~ 128MVar tại Dốc Sỏi, Pleiku 2, Đăk
Nông, Di Linh (thay 65MVar) làm phương án so sánh.


18
530
525

520
515
510
505
500
495
490
485

Thấp điểm
mùa mưa PA
B1
Thấp điểm
mùa mưa PA
B2
Thấp điểm
mùa mưa PA
B3
Thấp điểm
mùa mưa PA
B4
Thấp điểm
mùa mưa
năm 2017

Hình 4.7: Profile điện áp thấp điểm mùa mưa phương án B1,
B2, B3 và B4 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017

4.3. Phân tích chọn phương án
Từ các kết quả trên ta có 02 phương án chọn trang bị kháng bù

ngang như sau:
- Phương án A1: lắp 03 KBN dung lượng ~ 128MVar tại 3
nút Vũng Áng, Pleiku 2, Di Linh (thay kháng 91MVar).
- Phương án B2: Lắp 04 KBN dung lượng ~ 128MVar tại 4
nút Dốc Sỏi, Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 65MVar).
4.3.1. Các chế độ năm 2017:
a. Chế độ thấp điểm mùa khô các nút 500kV khu vực Miền
Trung năm 2017.
b. Chế độ thấp điểm mùa mưa các nút 500kV khu vực Miền
Trung năm 2017.
c. Chế độ thấp điểm Lễ, Tết các nút 500kV khu vực Miền
Trung năm 2017.


19
530
525
520
515
510
505
500
495
490

Thấp điểm
mùa mưa
2017 PA
A1

Thấp điểm
mùa mưa
2017 PA
B2

Hình 4.12: Profile điện áp thấp điểm mùa mưa 2 phương án A1 và
B2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017

536
534
532
530
528
526
524
522
520
518
516
514

Thấp điểm
Lễ, Tết 2017
PA A1
Thấp điểm
Lễ, Tết 2017
PA B2
Điện áp thấp
điểm Lễ, Tết
2017

Hình 4.13: Profile điện áp thấp điểm Lễ, Tết 2 phương án chọn A1
và B2các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017


20
4.3.2. Các chế độ năm 2020
a. Chế độ thấp điểm mùa khô các nút 500kV năm 2020
b. Chế độ thấp điểm mùa mưa các nút 500kV năm 2020
c. Chế độ cao điểm mùa khô các nút 500kV năm 2020
530
525
520
515
510

505
500

Thấp điểm
mùa
khô
2020
PA
A1
Thấp điểm
mùa
khô
2020
PA

B2
Thấp điểm
mùa
khô
2020

Hình 4.14: Profile điện áp thấp điểm mùa khô phương án A1
và B2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2020
Kết quả tính toán profile điện áp cho thấy trong chế độ cao
điểm mùa mưa và mùa khô cả 2 phương án đều không có xuất hiện
nút điện áp thấp. Việc trang bị KBN đều phù hợp. Trong chế độ thấp
điểm mùa khô và mùa mưa năm 2017, 2020 điện áp trên lưới điện
500kV trong tất cả các chế độ đều nằm trong giới hạn cho phép,
phương án B2 có điện áp thấp hơn phương án A1. Trong chế độ Lễ,
Tết các nút 500kV phương án B2 có điện áp thấp hơn phương án A1


21

4.4. Kiểm tra điện áp phương án B2 đến năm 2025
4.4.1 Kiểm tra điện áp các nút 500kV phương án B2
4.4.2 Kiểm tra điện áp các nút 220kV phương án B2
Thấp điểm
mùa khô
2025 PA B2
Cao điểm
mùa khô
2025 PA B2

HÀ TĨNH

VŨNG ÁNG
QUẢNG TRẠCH
QUẢNG TRỊ
PHONG ĐIỀN
ĐÀ NẴNG
THẠNH MỸ
KHÍ ĐIỆNMT5
DỐC SỎI
KRONG
PLEIKU
PLEIKU2
YALI
DI LINH
ĐĂK NÔNG
VÂN PHONG
VĨNH TÂN 4
SƠN MỸ
CHÂU ĐỨC

530
520
510
500
490
480
470
460
450

Cao điểm

mùa mưa
2025 PA B2

Hình 4.17: Profile điện áp cao điểm và thấp điểm phương án
B2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2025

Hình 4.18: Profile điện áp cao điểm và thấp điểm phương án
B2 các nút 220kV khu vực Miền Trung năm 2025


22
4.5 Kết luận
Qua phân tích cho thấy nguyên nhân dẫn đến điện áp vượt giới
hạn cho phép khi mang tải thấp là do dư thừa công suất phản kháng
do đường dây siêu cao áp sinh ra. Cho nên tác giả đã đề xuất tính
toán lắp đặt thêm một số kháng bù ngang tại các nút 500kV Hà Tĩnh,
Vũng Áng, Đà Nẵng, Thạnh Mỹ, Dốc Sỏi, Pleiku, Pleiku 2, Đăk
Nông, Di Linh khu vực miền Trung.
+ Phương án A1 lắp đặt KBN 128MVar tại 3 nút: Dốc Sỏi,
Pleiku2, Di Linh;
+ Phương án A2 lắp đặt KBN 128MVar tại 3 nút: Vũng Áng,
Pleiku2, Di Linh;
+Phương án B1 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Dốc Sỏi,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 91MVar).
+Phương án B2 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Dốc Sỏi,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 65MVar).
+Phương án B3 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Vũng Áng,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 91MVar).
+Phương án B4 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Vũng Áng,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 65MVar).

Trên cơ sở các phương án đề xuất, tiến hành tính toán các chế
độ vận hành cao điểm, thấp điểm theo thông số vận hành năm 2017
và tính toán theo số liệu qui hoạch đến năm 2020, kiểm tra đến năm
2025. Kết quả đã lựa chọn được phương án hợp lý để cải thiện chất
lượng điện áp trên lưới truyền tải 500kV khu vực miền Trung, đảm
bảo cho trường hợp tiến độ nguồn đưa vào vận hành chậm và dự
phòng được cho tương lai. Đó là phương án lắp 04 kháng bù
ngang dung lượng 128MVar tại các nút Dốc Sỏi, Pleiku2,
ĐăkNông, Di Linh (thay kháng 65MVar).


23
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận
Trên có sở thu thập số liệu hệ thống điện năm 2017 và qui
hoạch phát triển đến năm 2020, có xét đến năm 2025. Đề tài luận văn
đã tiến hành tính toán phân tích các chế độ vận hành của Hệ thống
truyền tải điện 500kV Việt Nam năm 2017, kết quả cho thấy:
Ở chế độ cao điểm mùa khô cũng như mùa mưa điện áp tất cả
các nút 500kV trên hệ thống đều nằm trong giới hạn cho phép
(475kVỞ chế độ thấp điểm mùa khô và mùa mưa điện áp tại một số
nút tại khu vực miền Trung cao hơn giới hạn cho phép, đặc biệt các
ngày thấp điểm trong các dịp Lễ, Tết.
Điện áp trên lưới điện 220kV khu vực miền Trung nằm trong
giới hạn cho phép ở cả chế độ cao điểm và thấp điểm.
Tiếp tục tính toán các chế độ vận hành của lưới điện năm
2020, kết quả điện áp tại các nút 500kV cũng nằm trong giới hạn cho
phép ở chế độ cao điểm. Trong chế độ thấp điểm vẫn tồn tại một số
nút điện áp cao hơn giới hạn cho phép.

Qua phân tích cho thấy nguyên nhân dẫn đến điện áp vượt giới
hạn cho phép khi mang tải thấp là do dư thừa công suất phản kháng
do đường dây siêu cao áp sinh ra. Cho nên tác giả đã đề xuất tính
toán lắp đặt thêm một số kháng bù ngang tại các nút 500kV khu vực
miền Trung.
Trên cơ sở các phương án đề xuất, tiến hành tính toán các chế
độ vận hành cao điểm, thấp điểm theo thông số vận hành năm 2017
và tính toán theo số liệu qui hoạch đến năm 2020 có xét đến năm
2025. Kết quả đã lựa chọn được phương án hợp lý để cải thiện chất
lượng điện áp trên lưới truyền tải 500kV khu vực miền Trung, đảm