Tính toán lựa chọn điện áp vận hành tối ưu để giảm tổn thất điện năng trong hệ thống điện miền trung

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
----------------

HOÀNG MINH TUẤN

TÍNH TOÁN LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP VẬN HÀNH
TỐI ƢU ĐỂ GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG

Đà Nẵng – Năm 2017


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
----------------

HOÀNG MINH TUẤN

TÍNH TOÁN LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP VẬN HÀNH
TỐI ƢU ĐỂ GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG

Chuyên ngành
Mã số

: Kỹ thuật Điện
: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học:
PGS.TS. NGÔ VĂN DƢỠNG

Đà Nẵng – Năm 2017


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai
công bố trong bất kỳ công trình nào khác
Tác giả luận văn

Hoàng Minh Tuấn


TÍNH TOÁN LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP VẬN HÀNH TỐI ƢU ĐỂ GIẢM
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG
Học viên: Hoàng Minh Tuấn. Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
Mã số: 60.52.02.02 Khóa: 31 Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN
Tóm tắt: Hệ thống điện Việt Nam có những bước phát triển nhanh về quy
mô lưới điện, đa dạng về nguồn điện để đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ
tải. Nhiệm vụ của cơ quan điều hành hệ thống điện là vận hành an toàn, tin cậy,
ổn định, đảm bảo chất lượng điện năng và kinh tế. Trong quá trình vận hành, hệ
thống điện miền Trung còn tồn tại một số vấn đề như điện áp cao lúc thấp điểm
đặc biệt vào mùa mưa và điện áp thấp lúc cao điểm đặc biệt vào mùa khô, tổn
thất điện năng còn tương đối cao. Do đó yêu cầu đặt ra đối với đơn vị điều độ
là phải vận hành hệ thống điện một cách tối ưu để đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ
thuật và giảm được tổn thất. Trong luận văn, tác giả sử dụng phần mềm PSS/E
để tính toán phân tích các chế độ vận hành của hệ thống điện miền Trung. Qua

đó đã lựa chọn được điện áp vận hành tối ưu giúp tổn thất điện năng trong năm
của hệ thống điện miền Trung giảm được 18.266.400 kWh và điện áp tại các
nút nằm trong phạm vi cho phép. .
Từ khóa – Hệ thống điện, điện áp, tổn thất điện năng, tối ưu, các chế độ
vận hành
CALCULATION OF OPTICAL OPTIMIZATION OPTIMIZATION
TO REDUCE ELECTRICITY LOSS IN THE CENTRAL
ELECTRICITY SYSTEM
Abstract: Vietnam's power system has developed rapidly in terms of power
grid size and variety of power sources to meet the demand for load
development. The task of the power system operator is to operate safely,
reliably, stably, to ensure the quality of power and economic efficiency. In the
process of operation, the central power system still has some problems such as
high voltage at low load hour especially in rainy season and low voltage at rush
hour, especially in dry season, power loss is relatively high. Therefore, the
requirement for a operation agency is to operate the electrical system in the
optimal way to ensure technical standards and to reduce the power loss. In the
thesis, the author uses PSS/E software to calculate the analysis of operating
modes of the central power system. It has selected the optimal operating
voltage that will cause electricity losses in the year of the central power system
to decrease to 18,266,400 kWh and the voltage at the buses within the allowed
range.
Keywords - Power System, Voltage, Power Loss, Optimal, Power System
Operation Modes.


MỤC LỤC

MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
1. Lý do chọn đề tài ................................................................................................ 1

2. Mục tiêu nghiên cứu ........................................................................................... 1
3. Đối tượng và phương pháp nghiên cứu .............................................................. 1
4. Nội dung nghiên cứu........................................................................................... 1
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ............................................................ 2
6. Bố cục luận văn................................................................................................... 2
CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG ............................ 3
1.1. Giới thiệu chung ....................................................................................................... 3
1.2. Nguồn điện ............................................................................................................... 3
1.3. Phụ tải ....................................................................................................................... 4
1.4. Lưới điện .................................................................................................................. 6
1.5. Kết dây cơ bản của HTĐ miền Trung ...................................................................... 7
1.6. Đặc điểm vận hành HTĐ miền Trung ...................................................................... 8
1.7. Kết luận................................................................................................................... 10
CHƢƠNG 2. CÁC GIẢI PHÁP ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN VÀ PHẦN MỀM PSS/E ................................................................................... 11
2.1. Ảnh hưởng của điện áp đến hoạt động của hệ thống điện...................................... 11
2.2. Mục đích điều chỉnh điện áp .................................................................................. 11
2.3. Quan hệ giữa công suất phản kháng và điện áp ..................................................... 11
2.4. Các nguồn phát và tiêu thụ công suất phản kháng ................................................. 12
2.5. Thiết bị điều chỉnh điện áp ..................................................................................... 14
2.6. Phương pháp điều chỉnh điện áp ............................................................................ 18
2.6.1. Đặt vấn đề ................................................................................................... 18
2.6.2. Các phương pháp điều chỉnh điện áp.......................................................... 18
2.7. Thực trạng điện áp và các quy định điều chỉnh điện áp trong HTĐ miền Trung .. 20
2.7.1. Thực trạng điện áp ...................................................................................... 20
2.7.2. Quy định về điều chỉnh điện áp trong HTĐ Việt Nam ............................... 21
2.7.3. Tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành hệ thống điện phân phối [3] ....................... 21
2.7.4. Tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành hệ thống điện truyền tải [2] ........................ 22
2.8. Giới thiệu phần mềm PSS/E ................................................................................... 22
2.8.1. Các công dụng của PSS/E ........................................................................... 22

2.8.2. Phân tích trào lưu công suất ........................................................................ 22


2.8.3. Các thông số đầu vào .................................................................................. 24
2.8.4. Tối ưu hóa trào lưu công suất ..................................................................... 26
2.9. Kết luận................................................................................................................... 31
CHƢƠNG 3. TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HTĐ
MIỀN TRUNG ............................................................................................................. 32
3.1. Giới thiệu các chế độ vận hành .............................................................................. 32
3.2. Tính toán phân tích chế độ vận hành bình thường của HTĐ miền Trung ............. 32
3.2.1. Chế độ vận hành vào mùa mưa ................................................................... 32
3.2.2. Chế độ vận hành vào mùa khô .................................................................... 37
3.3. Tính toán phân tích chế độ vận hành sự cố N-1 ..................................................... 40
3.3.1. Tính toán vào mùa mưa .............................................................................. 41
3.3.2. Tính toán vào mùa khô ............................................................................... 45
3.4. Kết luận................................................................................................................... 50
CHƢƠNG 4. TÍNH TOÁN LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP VẬN HÀNH TỐI ƢU ĐỂ
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HTĐ MIỀN TRUNG ......................... 51
4.1. Các tiêu chí để lựa chọn điện áp vận hành tối ưu trong HTĐ miền Trung và quy
định thời gian sử dụng điện trong ngày ......................................................................... 51
4.1.1. Các tiêu chí lựa chọn điện áp vận hành tối ưu ............................................ 51
4.1.2. Quy định thời gian sử dụng điện trong ngày [4]......................................... 51
4.2. Tính toán lựa chọn điện áp vận hành tối ưu ........................................................... 51
4.2.1. Tính toán ở mùa mưa .................................................................................. 52
4.2.2. Tính toán ở mùa khô ................................................................................... 56
4.3. Kết luận................................................................................................................... 60
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ..................................................................................... 61
1. Kết luận...................................................................................................................... 61
2. Kiến nghị ................................................................................................................... 61
TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (bản sao)


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
Các ký hiệu:
N-1

Sự cố đơn lẻ một phần tử

Các chữ viết tắt:
HTĐ3

Hệ thống điện miền Trung

BCT

Bộ Công Thương

ĐD

Đường dây

HTĐ

Hệ thống điện

MBA

Máy biến áp

NMĐ

Nhà máy điện

PSS/E

Power System Simulator for Engineering

OPF

Optimal Power Flow - Tối ưu hóa trào lưu công suất

TBA

Trạm biến áp

TTĐK

Trung tâm điều khiển


DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu bảng

Tên bảng

Trang

1.1

Thống kê phụ tải các tỉnh và thành phố năm 2016

5

1.2

Phụ tải HTĐQG và các miền năm 2015-2016

5

1.3

Phân bố công suất dưới chỉ rõ nguồn cấp và khu vực
nhận điện của HTĐ miền Trung

7

3.1

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
cực đại vào mùa mưa (theo thông số thực tế)

33

3.2

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
cực tiểu vào mùa mưa (theo thông số thực tế)

34

3.3

3.4

3.5
3.6

Kết quả tính toán điện áp tại các TBA/NMĐ ở chế độ
vận hành cực tiểu vào mùa mưa (trích từ phụ lục 4)
Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành trung bình vào mùa mưa (theo thông số thực
tế)
Kết quả tính toán điện áp tại các TBA/NMĐ ở chế độ
vận hành trung bình vào mùa mưa
Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành cực đại vào mùa khô (theo thông số thực tế)

34

36

36
37

3.7

Kết quả tính toán điện áp tại các TBA/NMĐ ở chế độ
vận hành cực đại vào mùa khô

37

3.8

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành cực tiểu vào mùa khô (theo thông số thực tế)

39

3.9

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành trung bình vào mùa khô (theo thông số thực

40

tế)
3.10

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
cực đại vào mùa mưa (theo thông số thực tế)

41

3.11

Kết quả tính toán điện áp tại các nút trong khu vực ảnh
hưởng sau sự cố ĐD 220kV Quy Nhơn – An Khê ở
chế độ cực đại mùa mưa

42

3.12

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
cực tiểu vào mùa mưa (theo thông số thực tế)

43

3.13

Kết quả tính toán điện áp tại các nút trong khu vực

43


Số hiệu bảng

Tên bảng

Trang

ảnh hưởng sau sự cố ĐD 220kV Quy Nhơn – An Khê
ở chế độ cực tiểu mùa mưa
3.14

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
trung bình vào mùa mưa (theo thông số thực tế)

44

3.15

Kết quả tính toán điện áp tại các nút trong khu vực
ảnh hưởng sau sự cố ĐD 220kV Quy Nhơn – An Khê
ở chế độ trung bình mùa mưa

44

3.16

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành cực đại vào mùa khô (theo thông số thực tế)

45

Kết quả tính toán điện áp tại các nút trong khu vực ảnh
3.17

3.18

3.19

hưởng sau sự cố ĐD 220kV Quy Nhơn – An Khê ở
chế độ cực đại mùa khô
Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành cực tiểu vào mùa khô (theo thông số thực tế)
Kết quả tính toán điện áp tại các nút trong khu vực ảnh
hưởng sau sự cố ĐD 220kV Quy Nhơn – An Khê ở

46

47

47

chế độ cực tiểu mùa khô
3.20

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành trung bình vào mùa khô (theo thông số thực
tế)

48

3.21

Kết quả tính toán điện áp tại các nút trong khu vực
ảnh hưởng sau sự cố ĐD 220kV Quy Nhơn – An Khê
ở chế độ trung bình mùa khô

49

3.22

Tổng hợp tổn thất công suất tác dụng trong các chế độ
vận hành (MW)

50

4.1

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành cực tiểu vào mùa mưa sau khi tối ưu (theo
kết quả tính toán)

52

4.2

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành trung bình vào mùa mưa sau khi tối ưu (theo
kết quả tính toán)

53

4.3

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành cực đại vào mùa mưa sau khi tối ưu (theo kết
quả tính toán)

54


Số hiệu bảng
4.4

4.5

Tên bảng
Tổng hợp kết quả tính toán trước và sau tối ưu vào
mùa mưa (kèm theo phụ lục 3 và 4)
Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành cực tiểu vào mùa khô sau khi tối ưu (theo kết

Trang
55

56

quả tính toán)
4.6

Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
vận hành trung bình vào mùa khô sau khi tối ưu (theo

57

kết quả tính toán)
Thống kê các NPA đặt tại các TBA 220kV ở chế độ
4.7

4.8

vận hành cực đại vào mùa khô sau khi tối ưu (theo kết
quả tính toán)
Tổng hợp kết quả tính toán trước và sau khi tối ưu vào
mùa khô (kèm theo phụ lục 5 và 6).

58

59


DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ VÀ HÌNH
Số hiệu
biểu đồ và hình

Tên biểu đồ và hình

Trang

1.1.

Biểu đồ phụ tải ngày đặc trưng

4

2.1.

Sơ đồ véc tơ độ lệch điện áp

12

2.2.

Cấu tạo bộ OLTC

17

2.3.

Cấu trúc điều chỉnh điện áp

20

2.4.

Màn hình cửa sổ chỉnh của PSS/E

28

2.5.

Mở file dữ liệu dạng bảng của phần tối ưu OPF

30


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Hệ thống điện Việt Nam hiện nay có những bước phát triển nhanh về quy mô
lưới điện, đa dạng về nguồn điện với nhiều thành phần kinh tế tham gia. Điều này
nhằm đáp ứng tốc độ tăng trưởng của phụ tải hệ thống điện Quốc gia.
Nhiệm vụ của cơ quan điều hành hệ thống điện là vận hành HTĐ an toàn, tin cậy,
ổn định, đảm bảo chất lượng điện năng và kinh tế. Bên cạnh đó vấn đề tổn thất điện
năng luôn là mối quan tâm hàng đầu của ngành điện nước ta.

Hệ thống miền Trung 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 tại các nút thay đổi gần
100% giữa cao điểm và thấp điểm nên điện áp trên lưới truyền tải biến động trong
phạm vi rộng sẽ làm tăng tổn thất công suất và điện năng trong hệ thống điện.
Trên cơ sở đó tác giả lựa chọn đề tài “Tính toán lựa chọn điện áp vận hành tối
ưu để giảm tổn thất điện năng trong hệ thống điện Miền Trung”
Đề tài sử dụng phần mềm tính toán PSS/E phân tích hệ thống điện 110 - 220kV
miền Trung. Từ đó tìm ra các dải điện áp vận hành tối ưu tại các trạm biến áp 110,
220kV để điện áp đạt chất lượng tốt nhất nhằm giảm tổn thất điện năng trong HTĐ
miền Trung.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Tính toán đánh giá ảnh hưởng của biến động điện áp đến tổn thất điện năng trên
HTĐ miền Trung, trên cơ sở đó lựa chọn điện áp vận hành phù hợp cho từng chế độ
nhằm giảm tổn thất điện năng.
3. Đối tƣợng và phƣơng pháp nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
- Hệ thống điện 110, 220kV miền Trung.
- Phân bố điện áp trên HTĐ theo chế độ vận hành.
- Vấn đề tổn thất điện năng.
3.2. Phương pháp nghiên cứu
- Tính toán đánh giá sự biến động điện áp tại các thanh cái 110, 220kV cho chế
độ vận hành hiện tại.
- Tính toán phân tích tổn thất điện năng trên HTĐ miền Trung hiện tại.
- Tính toán lựa chọn điện áp vận hành tối ưu để giảm tổn thất điện năng.
4. Nội dung nghiên cứu
- Thu thập số liệu, cập nhật vào phần mềm tính toán PSS/E.


2
- Tính toán phân tích sự biến động điện áp trên các thanh cái 110, 220kV theo

các chế độ vận hành khác nhau.
- Tính toán tổn thất điện năng của HTĐ miền Trung hiện tại.
- Tính toán lựa chọn điện áp vận hành tối ưu để giảm tổn thất điện năng.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Qua kết quả của đề tài cho ta được những thông số điện áp các nút của hệ thống
220 - 110kV khu vực miền trung ở các chế độ vận hành và từ đó có thể lựa chọn điện
áp vận hành tối ưu để giảm tổn thất công suất và điện năng trong hệ thống điện miền
Trung.
Giải pháp được đề cập ở luận văn này có thể ứng dụng thực tế để tổn thất trong
hệ thống điện miền Trung là nhỏ nhất.
6. Bố cục luận văn
Phần mở đầu: Giới thiệu sơ bộ về đề tài.
Phần nội dung: gồm 4 chương.
Chương 1. Tổng quan về hệ thống điện miền Trung
Chương 2. Các giải pháp điều chỉnh điện áp và phần mềm tính toán PSS/E
Chương 3. Tính toán, phân tích các chế độ vận hành của HTĐ miền Trung
Chương 4. Tính toán lựa chọn điện áp vận hành tối ưu để giảm tổn thất điện năng
trong HTĐ miền Trung
Kết luận và kiến nghị.


3
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG
1.1. Giới thiệu chung
Khu vực miền Trung bao gồm 13 tỉnh, thành phố là: Quảng Bình, Quảng Trị,
Huế, Đà Nẵng, Quảng Nam, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hoà và 4 tỉnh
Tây Nguyên là Kon Tum, Gia Lai, Đắk Lắk và Đắk Nông.
Hệ thống điện miền Trung cấp điện cho 13 tỉnh, thành phố nói trên và liên kết
với HTĐ Quốc gia qua các đường dây và trạm biến áp sau:

- Nhận từ 6 TBA 500kV Đà Nẵng, Thạnh Mỹ, Dốc Sỏi, Pleiku, Pleiku2 và
ĐăkNông.
- Liên kết với Hệ thống điện miền Bắc qua 2 đường dây 220 kV NMĐ
FORMUSA – T220 Ba Đồn và Vũng Áng – T220 Đồng Hới.
- Liên kết với Hệ thống điện miền Nam qua đường dây 220 kV T220 Nha Trang
– T220 Tháp Chàm 2, 220 kV T500 Đắk Nông – Bình Long; 3 đường dây 110 kV
Tháp Chàm 2 – Cam Ranh, Ninh Hải – Nam Cam Ranh – Cam Ranh, Bù Đăng –
ĐắkRlấp.
1.2. Nguồn điện
Tính đến thời điểm hiện tại HTĐ miền Trung có 62 NMĐ nối lên lưới 110 kV,
220 kV với tổng công suất là 5270 MW, trong đó có:
+ 23 NMTĐ nối vào lưới điện 220 kV với tổng công suất 3888 MW gồm:
Nhà máy thuỷ điện Sê San 3 (2x130 MW), Sê San 3A (2x54 MW), Sê San 4
(3x120 MW), Sê San 4A (3x21 MW), AnKhê-KaNak (2x80 MW), Buôn Kuốp (2x140
MW), Sêrêpok 3 (2x110 MW), Sêrêpok 4 (2x40 MW), Sêrêpok 4A (2x32 MW), Buôn
Tua Srah (2x43 MW), Đồng Nai 3 (2x90 MW), ĐăkR’tih (2x41+2x31 MW), Đồng
Nai 4 (2x170 MW), Đồng Nai 5(2x75 MW), Sông Ba Hạ (2x110 MW), A Vương
(2x105 MW), Sông Bung 4A (2x24.5 MW), ĐăkMi 4 (2x74+2x21+2x9 MW),
Xekaman 1, Xekaman 3 ( 2x125 MW), Sông Bung 4 (2x78 MW), A Lưới (2x85 MW),
Sông Tranh 2 (2x95 MW).
+ 41 NMĐ nối vào lưới điện 110 kV với tổng công suất 1458 MW gồm:
Nhà máy thủy điện Đăkpsi 4 (30 MW), Đăkpsi 3 (15 MW), Đăkpsi 5 (10 MW),
PleiKrông (100 MW), ĐăkNe (8.1 MW), Ayunthượng (12 MW), H’Mun (16.2 MW),
Đăkđoa (14 MW), Hòa Phú (29 MW), Krông Hnăng (64 MW), ĐăkSrông (18 MW),
ĐăkSrông 2 (24 MW), ĐăkSrông 2A (18MW), ĐăkSrông 3A (13,5MW), ĐăkSrông
3B (19,5MW), Sông Hinh (70 MW), Trà Xom (20 MW), Vĩnh Sơn (66 MW), Vĩnh
Sơn 5 (28 MW), ĐăkĐrinh (125 MW), Sông Bung 5 (52 MW), Sông Bung 6 (29MW),


4

Sông Côn (66 MW), Za Hưng (30 MW), Quảng Trị (64 MW), Đăkrông 2 QT (18
MW), Tả Trạch (21 MW), Bình Điền (44 MW), Hương Điền (81 MW), Đăk Sin
1(28MW), Đăk Nông 2 (28MW), La Hiêng 2 (28MW). Nhà máy nhiệt điện Nông Sơn
(30MW), Bã Mía Gia Lai (22.6MW), Bã Mía Ninh Hòa (30MW), Đường Khánh Hòa
(60MW).
+ Ngoài ra còn có một số NMTĐ, NMNĐ với tổng công suất 506.1 MW nối vào
lưới dưới 35kV: Quảng Trị (17.4 MW), Quảng Nam (39.4 MW), Quảng Ngãi (141.1
MW), Bình Định (25.4 MW), Khánh Hòa (28 MW), Gia Lai (77.8 MW), ĐắkLắk
(72.0 MW), KonTum (42.4 MW), Đắk Nông (62.6 MW).
1.3. Phụ tải
Phụ tải của HTĐ miền Trung chiếm tỷ lệ khoảng 10% so với phụ tải của HTĐ
Quốc gia. Theo thống kê phụ tải của HTĐ miền Trung thường đạt công suất cực đại
vào khoảng tháng 7, 8 hàng năm. Phụ tải max/min của miền Trung năm 2016 khoảng
2509/877 MW với sản lượng bình quân ngày khoảng 45,3 triệu kWh.
Trong quá khứ hệ số điền kín đồ thị phụ tải của HTĐ miền Trung tương đối thấp
do phần lớn là phụ tải điện ánh sáng sinh hoạt. Tuy nhiên trong những năm gần đây
khi các khu công nghiệp tại khu vực miền Trung đưa vào vận hành thì tỷ trọng phụ tải
công nghiệp tăng tương đối nhanh, góp phần san bằng biểu đồ phụ tải HTĐ miền
Trung. Ta xét một biểu đồ phụ tải và một bảng thống kê phụ tải để thấy sự phân bố
phụ tải trong ngày theo giờ, cũng như của từng khu vực như sau :

Biểu đồ 1.1. Biểu đồ phụ tải ngày đặc trưng


5
Bảng 1.1. Thống kê phụ tải các tỉnh và thành phố năm 2016
Ptbngày
(MW)
90
70

180
310
180
160
190
80
220
130
190
30
70
1900

Tỉnh/Thành Phố
Quảng Bình
Quảng Trị
Huế
Đà Nẵng
Quảng Nam
Quảng Ngãi
Bình Định
Phú Yên
Khánh Hòa
Gia Lai
Đăklăk
KonTum
ĐăkNông
HTĐ MTrung

Pmax

(MW)
146
105
240
418
261
212
269
123
325
219
314
72
122
2509

Pmin
(MW)
47
34
66
89
87
86
73
41
104
43
60
14

23
877

Amaxngày
(KWh)
3,092,200
2,468,960
5,572,130
9,310,460
5,324,564
4,311,840
5,297,048
2,464,480
8,484,950
4,177,244
5,974,790
1,496,180
4,471,840
52,135,050

Atbngày
(KWh)
2,388,429
1,693,552
4,072,559
7,099,178
4,331,726
3,664,668
4,317,110
2,073,393

5,382,360
3,057,938
3,868,887
893,308
1,528,269
45,304,949

Nhìn trên biểu đồ và bảng phân bố phụ tải các tỉnh thành của HTĐ miền Trung
rất dễ dàng nhận thấy nổi bật là dạng biểu đồ rất nhấp nhô; có độ dốc rất lớn; thấp
điểm ngày của HTĐ miền Trung thường rơi vào khoảng từ 2 - 4h, cao điểm sáng từ 10
- 11h và cao điểm tối từ 18 - 20h hàng ngày, nhìn chung phụ tải của HTĐ miền Trung
phân bố không đồng đều ở các tỉnh thành.
+ Đánh giá tăng trưởng phụ tải:
Để đánh giá được mức độ phát triển của phụ tải qua các năm, ta cần phải so sánh
về sản lượng và công suất qua các năm 2015 - 2016 so sánh giữa các miền Bắc, Trung,
Nam và toàn HTĐ Quốc gia, chi tiết được thể hiện qua các bảng dưới đây:
Bảng 1.2. Phụ tải HTĐQG và các miền năm 2015-2016
2015
Pmax
(MW)
Quốc gia 22210
Miền Bắc 10629
Miền Trung 2403
Miền Nam 10678
HTĐ

Pmax
Sản lƣợng
2016
2015

2016
Pmax Tăng so A năm
A năm Atbngày Tăng so với
(MW) với 2015 (tr.kWh) (tr.kWh) (tr.kWh)
2015
25809 16.20% 144655 164312
450.17
13.59%
11874 11.71%
59197
68668
188.13
16.00%
2509
4.4%
15047
16581
45.3
9.3%
11798 10.49%
70064
77538
212.43
10.67%

Nhận xét:
Sản lượng HTĐ miền Trung năm 2016 đạt 16,581,611,335 kWh tăng 9.3 % so
với cùng kỳ năm 2015.

6
Trong đó: Sản lượng ngày trung bình đạt 45,304,949 kWh; sản lượng ngày cao
nhất đạt 52,135,050 kWh (ngày 10/08); công suất cao nhất đạt 2,509 MW (ngày
15/08) tăng 4.4 % so với cùng kỳ năm 2015.
+ Xuất nhập khẩu:
HTĐ

Năm 2016

Năm 2015

A năm (kWh)
A ngày tb (kWh)
P max (MW)

1,219,547,755
3,332,098
482

677,802,330
1,851,919
200

Năm 2016/2015
(%)
179.9
179.9
241

Sản lượng điện nhập khẩu chủ yếu từ các nhà máy thủy điện Xekaman 3 và

Xekaman 1 ở khu vực Nam Lào. Năm 2016 cao hơn 2015 khoảng 79.9 % do có nhà
máy thủy điện Xekaman 1 hòa lưới vào 8/2016.
1.4. Lƣới điện
Hệ thống truyền tải của lưới điện miền Trung chủ yếu là các đường dây và trạm
biến áp 220 kV, 110 kV. Trong đó có:
- 72 mạch đường dây 220 KV với tổng chiều dài 3816 Km. 203 mạch đường dây
110 KV với tổng chiều dài 4115 Km.
- 132 trạm biến áp ở khu vực miền Trung, gồm có:
+ 06 trạm 500kV: Đà Nẵng (2x450MVA), Dốc Sỏi (1x450MVA), PleiKu
(3x450MVA), PleiKu2 (1x450MVA), ĐăkNông (450+600MVA), Thạnh Mỹ
(2x450MVA).
+ 15 trạm 220kV: Ba Đồn (1x125MVA), Đồng Hới (2x125MVA), Đông Hà 220
(1x125MVA), Huế 220 (250+125 MVA), Hòa Khánh (250+125 MVA), Thạnh Mỹ
220 (1x125MW), Tam Kỳ 220 (1x125MVA), Sông Tranh 2 (1x125MVA), Dung Quất
220 (1x125MVA), Quảng Ngãi 220 (1x125MVA), Quy Nhơn (250+125 MVA), Tuy
Hòa 220 (2x125MW), Nha Trang (250+125MVA), Kon Tum (1x125MVA) và Krông
Buk (250+125 MVA).
+ 111 trạm biến áp 110kV.
Hiện tại HTĐ miền Trung có 09 Trung tâm điều khiển (TTĐK) nhóm các trạm
biến áp không người trực đặt tại phòng Điều độ của các công ty Điện lực tỉnh/thành.
Các TTĐK thực hiện điều khiển cho 25 trạm biến áp (TBA) 110kV không người trực
(chiếm tỉ lệ 22 % trong tổng số 110 TBA 110kV). Cụ thể:
+ TTĐK Khánh Hòa (trực thuộc Công ty CP Điện lực Khánh Hòa): Vận hành thử
nghiệm từ năm 2009, vận hành chính thức năm 2016 (ngày 01/08/2016) gồm 03 TBA
110kV (Bình Tân, Ninh Thủy, Nam Cam Ranh).
+ TTĐK Thừa Thiên Huế: Vận hành từ ngày 01/01/2016, gồm 05 TBA 110kV


7
(Huế 3, Điền Lộc, Chân Mây, Lăng Cô, Đồng Lâm).

+ TTĐK Bình Định (trực thuộc Công ty Điện lực Bình Định): Vận hành từ ngày
20/0/2016, gồm 05 TBA 110kV (Nhơn Tân, Long Mỹ, Phước Sơn, Nhơn Hội, Tam
Quan).
+ TTĐK Đà Nẵng (trực thuộc Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng): Vận
hành từ ngày 28/09/2016, gồm 02 TBA 110kV (Xuân Hà, Hòa Liên).
+ TTĐK Phú Yên (trực thuộc Công ty Điện lực Phú Yên): Vận hành từ ngày
25/12/2016, gồm 01 TBA 110kV (Sông Cầu 2).
+ TTĐK Đăk Nông (trực thuộc Công ty Điện lực Đăk Nông): Vận hành từ ngày
27/12/2016, gồm 01 TBA 110kV (Đăk Song).
+ TTĐK Quảng Bình (trực thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình): Vận hành từ
ngày 28/12/2016, gồm 03 TBA 110kV (Bắc Đồng Hới, Áng Sơn, Hòn La).
+ TTĐK Đăk Lăk (trực thuộc Công ty Điện lực Đăk Lăk): Vận hành từ ngày
30/12/2016, gồm 04 TBA 110kV (Hòa Thuận, Krông Ana 2, EaHleo, Cư’ Mgar).
+ TTĐK Kon Tum (trực thuộc Công ty Điện lực Kon Tum): gồm 01 TBA 110kV
(Kon Plong).
1.5. Kết dây cơ bản của HTĐ miền Trung
Phương thức kết lưới cơ bản của Hệ thống điện miền Trung như sau:
Các điểm mở máy cắt tại : 171/Tam Quan; 172/Ayunpa; 172/EaTam; 173/Đăk
R'lâp; 174/Cam Ranh; 172/Ninh Hải.
- TBA 220 Tháp Chàm 2 kết nối với trạm 500kV Pleiku qua đường dây 220 kV
Tháp Chàm 2 - Nha Trang – KrongBuk - Pleiku.
- Dựa vào phương thức kết lưới cơ bản, ta có:
Bảng 1.3. Phân bố công suất dưới chỉ rõ nguồn cấp và khu vực nhận điện của
HTĐ miền Trung
STT

1

2
3

NGUỒN
HTĐ Miền Bắc + T500
Đà Nẵng, Thạnh Mỹ, Dốc
Sỏi + và các nhà máy nối
vào lưới Bắc Miền Trung
T500 Pleiku, ĐăkNông +
các nhà máy nối vào lưới
Nam Miền Trung và Miền
Nam.
Miền Nam

KHU VỰC

Bắc Miền Trung + Tam Quan
Bình Định(trừ Tam Quan), Phú
Yên, Gia Lai, Kon Tum, Khánh
Hòa (trừ Cam Ranh và Nam
Cam Ranh), ĐắkLắk, ĐắkNông
Cam Ranh và Nam Cam Ranh

CÔNG SUẤT
NHẬN (MW)
Min
Max
409

1400

373

1074

25

35


8
1.6. Đặc điểm vận hành HTĐ miền Trung
Trong quá trình vận hành, HTĐ miền Trung được chia làm hai mùa rõ rệt: vận
hành vào mùa mưa và vận hành vào mùa khô. Mùa khô thường rơi vào tháng 5 – tháng
09, còn mùa mưa thường rơi vào tháng 10 đến tháng 4.
Vận hành vào mùa mưa: Do có đặc thù về vị trí địa lý và phụ tải sinh hoạt chiếm
tỉ trọng cao do đó công tác vận hành vào giờ cao điểm và thấp điểm gặp nhiều khó
khăn. Có hai vấn đề cần quan tâm đó là điện áp cao vào thời gian thấp điểm hoặc quá
tải, đầy tải vào thời gian cao điểm.
Vào mùa mưa, trong quá trình khai thác tối đa công suất các NMĐ khu vực Tây
Nguyên nếu xảy ra sự cố một hoặc nhiều phần tử truyền tải có thể dao động rã lưới,
ảnh hưởng trực tiếp đến an ninh cung cấp điện khu vực.
Vận hành vào mùa khô: Khí hậu khu vực thường xuất hiện nắng nóng kéo dài,
phụ tải sinh hoạt tăng cao, nguồn thủy điện tại chỗ giảm thấp làm đầy tải hoặc quá tải
cục bộ một số MBA 220-110kV. Trong quá trình này nếu xảy ra sự cố ĐD hoặc MBA
220kV chính trong khu vực có thể gây quá tải những ĐD, MBA khác đang truyền tải
công suất từ HTĐ đến phụ tải.
Từ những đặc điểm về vị trí địa lý cũng như kết cấu nguồn điện, lưới điện và phụ
tải ta có thể rút ra một số nhận xét về ưu điểm và nhược điểm của HTĐ miền Trung
như sau:
a. Ưu điểm
- HTĐ miền Trung liên kết được HTĐ 2 miền Bắc, Nam nên xác xuất xảy ra sự

cố rã lưới ít hơn.
- Nguồn điện nhiều chủ yếu là thủy điện công suất đặt lớn hơn phụ tải
(5640/2500) nên đáp ứng được sự thay đổi của phụ tải, thuận lợi điều chỉnh điện áp.
- Có các nhà máy có khả năng khởi động đen, khôi phục hệ thống như NMĐ A
Vương, A lưới, Buôn Kuốp, Srepok 3, Se San 4, Vĩnh Sơn, Pleikrông. Việc các NMĐ
phát độc lập tốt sẽ giúp hệ thống có khả năng duy trì cấp tải khi bị tách ra khỏi HTĐ
Quốc gia. Trường hợp HTĐ bị rã lưới hoàn toàn các NMĐ khởi động đen sẽ là một
trong những phương án khôi phục HTĐ trong trường hợp chưa thể nhận điện từ lưới
điện 500 kV.
- Hệ thống điện miền Trung có kết lưới rất linh hoạt. Do được nhận từ nhiều
nguồn khác nhau và vận hành nhiều mạch vòng nên khi tiến hành công tác sửa chữa
hay sự cố một số nguồn hay các đường dây truyền tải việc cung cấp điện vẫn được
đảm bảo.
b. Nhược điểm
- Miền Trung có địa hình hẹp, dốc, đồi núi nên xác suất xảy ra sự cố nhiều đặc


9
biệt mùa mưa bão và khó khăn trong việc vận hành, bảo dưỡng và kiểm tra sửa chữa
thiết bị.
- Đường dây truyền tải dài dẫn đến tổn thất điện năng lớn, khu vực thường xảy ra
giông, lốc, đốt rừng làm nương rẫy dẫn đến suất sự cố cao.
- Phân bố nguồn tại các khu vực không đồng đều, ảnh hưởng đến chất lượng
điện năng (điện áp thấp lúc cao điểm và điện áp cao lúc thấp điểm khi nguồn ko huy
động).
- Một số nơi tập trung nguồn lớn nên khi có sự cố sẽ có hiện tượng dao động
công suất gây ra sự cố lan rộng (sự cố ĐD 220kV Pleiku – An Khê, An Khê – Quy
Nhơn, MBA AT2/Pleiku 2).
- Nguồn chủ yếu là thủy điện nên phụ thuộc vào điều kiện thời tiết, thủy văn. Khi
vào mùa khô thủy điện không phát nên gây đầy tải, quá tải một số đường dây như:

+ ĐD 220kV An khê – Quy Nhơn,
+ ĐD 110kV Diên Hồng – Pleiku (cấp điện phần lớn phụ tải tỉnh Gia Lai)
+ 2 MBA T220 KrôngBuk (cấp điện cho tỉnh Đăk Lăk )
+ AT3/BuônKuôp (cấp điện phụ tải tỉnh Đăk Nông ).
- Do ĐD 220,110kV dài, một số nhà máy lớn nhưng không có khả năng thu công
suất phản kháng nên vào dịp lễ, tết điện áp tương đối cao, khó điều chỉnh.
- Một số trạm thiếu máy cắt, dao cách ly nên khó khăn trong thao tác hoặc có thể
gây mất điện khi công tác.
- Chưa có đường dây 220kV liên kết HTĐ Bắc và Nam miền Trung. Đây là một
trong những điểm hạn chế cần nhanh chóng khắc phục nhằm nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện và tính linh hoạt khi chuyển tải giữa hai khu vực trong miền.
c. Kiến nghị
- Để tránh quá tải cho các máy biến áp 220/110kV khu vực Đăk Lăk, đề nghị đẩy
nhanh tiến độ trạm biến áp 220kV Đăk Nông (tiến độ NPT là 12/2017) để tránh quá tải
các đường dây 110kV từ Đăk Lăk đi Đăk Nông và điện áp thấp tại khu vực Đăk Nông.
- Để tránh quá tải, điện áp thấp ở khu vực Bình Định và phía nam Quảng Ngãi:
Đề nghị đẩy nhanh tiến độ trạm biến áp 220kV Phù Mỹ và đường dây 220kV liên kết
Quy Nhơn – Phù Mỹ - Quảng Ngãi (tiến độ NPT là 12/2017).
- Đối với khu vực phía bắc tỉnh Khánh Hòa: đề nghị bổ sung trạm biến áp 220kV
ở khu vực phù hợp để tránh quá tải đường dây, điện áp thấp cho các năm sau.
- Các đơn vị truyền tải điện 2, 3 sớm khắc phục các sơ đồ còn lại tại các trạm
220kV còn thiếu theo chỉ đạo của EVN ở văn bản số 3757/EVN-KTSX+KH ngày
24/9/2014 về việc hoàn thiện các sơn đồ trạm biến áp, ĐZ 110kV và 220kV (Dốc Sỏi,
Dung Quất, Quy Nhơn, KrôngBuk).


10
- Nhiều máy biến áp 220/110kV đang đầy tải (các trạm 220kV Đông Hà, Quy
Nhơn, Nha Trang, Hòa Khánh, KrôngBuk). Đặc biệt, nếu sự cố 1 máy biến áp, sẽ dẫn
đến mất điện diện rộng hoặc hoặc phải sa thải phụ tải khẩn cấp. Kiến nghị NPT đẩy

nhanh tiến nâng công suất máy biến áp cho các trạm biến áp nêu trên.
- Đưa máy biến áp thứ 2 (125MVA) trạm 220kV Thạnh Mỹ sớm vào vận hành
(tiến độ NPT: 9/2016) để tránh quá tải máy biến áp AT2 đang vận hành.
- Sớm đưa máy biến áp thứ 2 (450MVA) trạm 500kV Pleiku2 vào vận hành để
tăng độ tin cậy, ổn định lưới 220kV khu vực.
- Nhà máy điện sinh khối An Khê (95MW) sẽ hòa lưới trong năm 2017, sẽ quá
tải đường dây 220kV NMĐ Sinh Khối An Khê – TĐ An Khê Kanak, TĐ An Khê
Kanak – Quy Nhơn. Do vậy, kiến nghị đẩy nhanh công trình ĐZ 220kV Pleiku 2 –
Quy Nhơn (tiến độ NPT 2018) trước mùa khô 2017.
1.7. Kết luận
Hệ thống điện miền Trung cấp điện cho 13 tỉnh, thành phố với công suất max
2500 MW và sản lượng bình quân ngày khoảng 45,3 triệu kWh. Liên kết với các HTĐ
miền Bắc và miền Nam qua các ĐD 110, 220kV.
Hệ thống điện miền Trung nhận điện từ 6 TBA 500kV và 62 NMĐ nối lưới 110,
220kV cùng một số thủy điện nhỏ nối lưới 22, 35kV với tổng công suất đặt 5776 MW.
Lưới điện miền Trung gồm có:
+ 70 mạch đường dây 220 KV với tổng chiều dài 3472 Km và 200 mạch đường
dây 110 KV với tổng chiều dài 4117 Km.
+ 131 trạm biến áp gồm: 6 TBA 500kV, 15 TBA 220kV, 110 TBA 110kV.
Trong quá trình vận hành HTĐ miền Trung có một số đặc điểm sau:
Điện áp lúc thấp điểm tăng cao nhất là vào mùa mưa hoặc các ngày lễ tết và
ngược lại lúc cao điểm điện áp giảm nhất là vào mùa khô, do sự biến động về điện áp
cộng thêm ĐD truyền tải dài nên tổn thất điện năng của HTĐ miền Trung vẫn tương
đối cao.
Cùng với sự phát triển chung của hệ thống điện Việt Nam, hệ thống điện miền
Trung cũng đã phát triển không ngừng, phụ tải luôn tăng trưởng rất cao, lưới điện càng
ngày càng được mở rộng và hiện đại hoá. Vì vậy việc phân tích hệ thống điện miền
Trung là rất cần thiết, từ đó đưa ra những giải pháp khắc phục các tồn tại để hoàn thiện
hơn nữa kết dây của hệ thống nhằm đảm bảo lưới điện vận hành tin cậy và linh hoạt,
nâng cao được chất lượng điện năng, đặc biệt là giảm thiểu được tổn thất công suất tác

dụng truyền tải trên đường dây.


11
CHƢƠNG 2
CÁC GIẢI PHÁP ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ
PHẦN MỀM PSS/E
2.1. Ảnh hƣởng của điện áp đến hoạt động của hệ thống điện
Điện áp trong HTĐ luôn luôn biến đổi theo thời gian do:
- Sự biến đổi không ngừng của phụ tải, nhất là công suất vô công, đây là sự biến
đổi tự nhiên và chậm.
- Do dao động thường xuyên của lưới điện, của các phần tử trong HTĐ, sự cố
trong HTĐ làm cho quá trình quá độ điện từ làm cho một số hoặc vài phần tử ngừng
hoạt động đột ngột, sự thay đổi kết lưới, hoạt động của các bảo vệ rơ le tự động hóa,
khi khởi động hoặc ngừng máy phát, động cơ.
Tất cả các yếu tố trên dẫn đến các hậu quả sau:
- Chất lượng điện năng ở các thiết bị điện không đạt yêu cầu.
- Ảnh hưởng đến công tác của HTĐ: giảm tuổi thọ của thiết bị điện, làm giảm ổn
định tĩnh, động cho HTĐ.
- Tăng tổn thất, giảm độ tin cậy cung cấp điên.
Vì vậy việc điều chỉnh điện áp phải thực hiện liên tục trong quá trình vận hành
HTĐ và HTĐ phải được trang bị đầy đủ các thiết bị điều chỉnh điện áp.
2.2. Mục đích điều chỉnh điện áp
Điện áp là một chỉ tiêu đánh giá chất lượng của điện năng. Việc điều chỉnh điện
áp trong hệ thống điện là một trong những nhiệm vụ đặc biệt quan trọng trong vận
hành hệ thống điện.
Mục đích việc điều chỉnh điện áp nhằm đảm bảo:
- Chất lượng điện năng cung cấp cho các thiết bị điện tức là điện áp đặt trên các
thiết bị nằm trong giới hạn cho phép. Cả thiết bị điện trên lưới cũng như thiết bị dùng
điện của khách hàng đều được thiết kế để vận hành trong một dải điện áp nhất định.

- Sự ổn định hệ thống điện trong trường hợp bất thường và sự cố.
- Hiệu quả kinh tế trong vận hành. Giảm tối thiểu tổn thất điện năng và tổn thất
điện áp.
2.3. Quan hệ giữa công suất phản kháng và điện áp
Ta đã biết tổn thất điện áp giữa 2 điểm trong hệ thống điện được xác định theo
công thức sau:
U 

PR  QX
PX  QR
j
U
U

(1)


12
U - điện áp điểm đầu
P, Q - công suất tác dụng và công suất phản kháng giữa 2 điểm
Đối với lưới truyền tải chủ yếu là đường dây trên không nên thành phần X >>
R, do đó để đơn giản có thể bỏ qua thành phần R. Biểu thức (1) được viết lại như sau:
U 

QX
PX
j
U
U

Vì trên thực tế góc  (góc lệch điện áp giữa 2 đầu) rất nhỏ (  3 - 5o) nên biên
QX
và góc lệch pha điện áp
U

độ độ lệch điện áp phụ thuộc chủ yếu vào thành phần
giữa 2 điểm phụ thuộc chủ yếu vào thành phần

PX
.
U

Hay nói cách khác công suất phản kháng truyền trên đường dây ảnh hưởng trực
tiếp đến chênh lệch độ lớn điện áp giữa 2 đầu. Còn công suất tác dụng truyền trên
đường dây quyết định độ lệch pha điện áp giữa 2 đầu.
Vậy điều chỉnh điện áp chính là điều chỉnh trào lưu công suất phản kháng trong
hệ thống. Độ lệch điện áp được biểu diễn bởi sơ đồ véc tơ như hình 2.1.
U1

U
IX =

PX
U

U2


I

IR =

QX
U

Hình 2.1. Sơ đồ véc tơ độ lệch điện áp
Việc đảm bảo điện áp trong giới hạn là rất phức tạp vì phụ tải trong hệ thống điện
phân bố rải rác và thay đổi liên tục dẫn đến việc yêu cầu về công suất phản kháng trên
lưới truyền tải cũng thay đổi theo. Ngược với vấn đề điều chỉnh tần số trong hệ thống
điện, là điều chỉnh chung toàn hệ thống, điều chỉnh điện áp mang tính chất cục bộ.
2.4. Các nguồn phát và tiêu thụ công suất phản kháng
a. Máy phát điện
Máy phát điện có thể phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng bằng việc thay đổi
giá trị của dòng điện kích từ máy phát.
Máy phát phát công suất phản kháng khi dòng kích từ lớn (quá kích thích) và tiêu


13
thụ công suất phản kháng khi dòng kích từ nhỏ (thiếu kích thích). Tất cả các máy phát
đều có trang bị hệ thống tự động điều chỉnh kích từ (AVR_Automatic Voltage
Control) nhằm giữ cho điện áp tại đầu cực máy phát không đổi ở một giá trị đặt trước
khi phụ tải hệ thống thay đổi.
b. Đường dây trên không
Đường dây không cũng có thể phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng tuỳ thuộc
vào dòng tải. Để sinh ra điện trường cần có năng lượng là
trường cần có năng lượng là

1
C0U2 và để sinh ra từ
2

1
L0I2. Năng lượng điện trường gần như không đổi do U
2

thay đổi ít, còn năng lượng từ trường phụ thuộc vào I. ở trạng thái cân bằng ta có:
1
1
C0U2 = L0I2 (ở đây I là dòng tải khi công suất truyền trên đường dây là công suất
2
2

tự nhiên Ptn = 3

L
U2
, với Zc= 0 là tổng trở sóng ). Nếu công suất tải trên đường dây
C0
Zc

nhỏ hơn công suất tự nhiên thì giá trị I nhỏ nên công suất phản kháng do điện dung của
đường dây sinh ra lớn hơn tổn thất công suất phản kháng trên điện cảm, do đó có dòng
điện dung từ nguồn đến làm cho điện áp trên đường dây cao hơn ở đầu nguồn tức là
đường dây phát công suất phản kháng. Ngược lại khi công suất tải cao hơn công suất
tự nhiên, công suất phản kháng do đường dây sinh ra không đủ bù vào tổn thất công
suất phản kháng trên đường dây, do đó có dòng điện điện cảm chạy từ nguồn vào
đường dây làm cho điện áp trên đường dây thấp hơn so với điện áp đầu nguồn tức là
đường dây tiêu thụ công suất phản kháng.
c. Cáp ngầm
Dung dẫn cao nên tải tự nhiên cao, trong chế độ vận hành bình thường thường

sinh ra công suất phản kháng.
d. Máy biến áp
Thường xuyên tiêu thụ công suất phản kháng ở mọi chế độ, nhưng lại có khả
năng điều chỉnh trào lưu công suất phản kháng.
e. Phụ tải
Thường là nguồn tiêu thụ công suất phản kháng, việc tiêu thụ này thay đổi liên
tục trong ngày và khác nhau giữa các mùa trong năm. Tiêu thụ công suất phản kháng
của tải ảnh hưởng đến điện áp. Tải với hệ số cos  thấp sẽ làm giảm điện áp trên lưới
truyền tải.
f. Các thiết bị bù
Các thiết bị bù được trang bị trong hệ thống điện nhằm phát hoặc tiêu thụ công


14
suất phản kháng và điều chỉnh cân bằng công suất phản kháng trong toàn hệ thống điện.
2.5. Thiết bị điều chỉnh điện áp
Các máy phát là phương tiện cơ bản điều chỉnh điện áp. Bộ AVR điều chỉnh
dòng kích từ để giữ điện áp đầu cực máy phát ở giá trị mong muốn. Ngoài ra còn có
các phương tiện khác được bổ xung để tham gia vào việc điều chỉnh điện áp. Các thiết
bị dùng cho mục đích này được chia ra làm 3 loại như sau:
- Nguồn công suất phản kháng: máy phát, tụ bù ngang, kháng bù ngang, máy bù
đồng bộ và thiết bị bù tĩnh (SVC - Static Var Compensator).
- Bù điện kháng đường dây như tụ bù dọc (thay đổi thông số của ĐD).
- Điều chỉnh nấc phân áp máy biến áp (thay đổi trào lưu vô công qua máy biến
áp, phân bố lại công suất phản kháng).
Các thiết bị bù dùng để điều chỉnh điện áp được mô tả chi tiết dưới đây:
a. Kháng bù ngang
Tác dụng của kháng bù ngang (KBN) là để bù điện dung do đường dây sinh ra.
Kháng bù ngang có tác dụng chống quá áp trên đường dây trong chế độ tải nhẹ hoặc
hở mạch.

KBN dùng cho đường dây dài siêu cao áp trên không vì đối với các đường dây
này dòng điện điện dung do đường dây sinh ra thường lớn. Tính toán đường dây dài
với thông số phân bố rải có thể thấy được dạng điện áp trên đường dây ở chế độ hở
mạch đầu cuối và có đặt KBN ở cuối và giữa đường dây như sau:
KBN còn có tác dụng chống quá điện áp thao tác. Kháng có thể nối trực tiếp liên
tục vào đường dây hoặc qua các máy cắt đóng cắt. Việc quyết định dùng kháng cố
định hay kháng đóng cắt cần phải có tính toán kinh tế - kỹ thuật. Kháng cố định trên
đường dây phải đảm bảo được chống quá áp trong chế độ non tải đồng thời phải đảm
bảo không bị sụt áp trong chế độ tải nặng.
Cấu tạo của kháng gần giống như máy biến áp nhưng chỉ có 1 cuộn dây. Một số
loại KBN có thể điều chỉnh được nấc dưới tải (thay đổi dung lượng kháng).
b. Tụ bù ngang
Tụ bù ngang (TBN) dùng để tăng cường công suất phản kháng cho HTĐ làm tăng
điện áp cục bộ. TBN rất đa dạng về kích cỡ và được phân bố trong toàn hệ thống với các
dung lượng khác nhau. Ưu điểm của TBN là giá thành thấp, linh hoạt trong lắp đặt và vận
hành. Nhược điểm là công suất phản kháng tỷ lệ với bình phương điện áp (Qc=

C.U 2
), khi
2

điện áp thấp cần nhiều công suất phản kháng thì công suất đầu ra bị giảm.
Trong lưới phân phối, TBN dùng để tăng cos  của phụ tải, tức là đảm bảo đủ
công suất phản kháng cho phụ tải tại nơi tiêu thụ thay vì phải truyền vô công từ lưới