Đặt tối ưu hạn dòng trong lưới điện

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
--------------------

NGUYỄN QUỐC VIỆT

ĐẶT TỐI ƯU HẠN DÒNG TRONG LƯỚI ĐIỆN
Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN
Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 10 năm 2019


i
CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - ĐHQG - HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS. TS. Võ Ngọc Điều ............................................
(ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)
Cán bộ chấm nhận xét 1: TS. Lê Thị Tịnh Minh ......................................................
(ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)
Cán bộ chấm nhận xét 2: PGS. TS. Trương Việt Anh..............................................
(ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)
Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp.HCM
Ngày 06 tháng 7 năm 2019
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ)
1. Chủ tịch: TS. Lê Kỷ ..................................................
2. Phản biện 1: TS. Lê Thị Tịnh Minh ..........................

3. Phản biện 2: PGS. TS. Trương Việt Anh .................
4. Uỷ viên: PGS. TS. Huỳnh Châu Duy .......................
5. Thư ký: TS. Nguyễn Ngọc Phúc Diễm .....................
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng khoa quản lý chuyên
ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).
CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

TRƯỞNG KHOA


ii
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên: NGUYỄN QUỐC VIỆT
Ngày, tháng, năm sinh: 21/4/1991
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

MSHV: 1670845
Nơi sinh: Quảng Bình
Mã số: 60520202

TÊN ĐỀ TÀI:

ĐẶT TỐI ƯU HẠN DÒNG TRONG LƯỚI ĐIỆN

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
Thu thập số liệu về hiện trạng và quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh miền Nam
từ đó tiến hành xây dựng cơ sở dữ liệu nguồn đưa vào phần mềm tính tốn PSS/E.
Tính tốn xác định vị trí và đưa ra phương án lắp kháng hạn dòng tối ưu nhất cho
Hệ thống điện miền Nam nhằm nâng cao khả năng vận hành của đường dây truyền tải
điện và trạm biến áp, góp phần giảm dịng ngắn mạch khi có sự cố, giảm tổn thất điện
năng. Đảm bảo cung cấp điện liên tục, vận hành lưới điện kinh tế - ổn định, tin cậy
đảm bảo tiêu chí N-1.
NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 11/02/2019
NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 02/6/2019
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS. TS. VÕ NGỌC ĐIỀU
Tp. HCM, ngày……tháng…….năm 2019
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN
(Họ tên và chữ ký)

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO
(Họ tên và chữ ký)

TRƯỞNG KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

(Họ tên và chữ ký)


iii

TĨM TẮT LUẬN VĂN
Lưới điện truyền tải 220-500kV khơng ngừng phát triển để đáp ứng nhu cầu
ngày càng tăng của phụ tải. Lưới điện truyền tải Miền Nam có vai trò rất quan trọng
trong hệ thống điện Việt Nam, tập trung nhu cầu phụ tải lớn. Với sự phát triển nhanh
nguồn và lưới điện để đáp ứng nhu cầu của phụ tải dẫn đến dòng ngắn mạch trong lưới

truyền tải tăng cao, làm ảnh hưởng xấu đến các phần tử trong hệ thống điện ở chế độ sự
cố. Vấn đề này đặt ra yêu cầu cao hơn trong quan hệ điện – động lực học cũng như độ
bền nhiệt của các phần tử trong hệ thống điện. Đồng thời yêu cầu cao về độ tin cậy của
thiết bị đóng cắt, bảo vệ rơ le. Do đó cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp hạn chế
dịng ngắn mạch để nâng cao tính vận hành an tồn của thiết bị đóng cắt và các phần tử
trong hệ thống điện. Hiện nay trên thế giới đang sử dụng các giải pháp khác nhau để
giải quyết vấn đề dòng ngắn mạch tăng cao như: Thay thế các thiết bị đóng ngắt có
dịng cắt cao hơn, thay đổi cấu trúc lưới, sử dụng kháng điện mắc nối tiếp, thiết bị tự
động hạn chế dòng ngắn mạch bằng vật liệu siêu dẫn, kháng hạn dòng và hạn dòng
ngắn mạch bằng phương pháp dùng máy biến áp mắc nối tiếp. Trong đề tài này ứng
dụng phần mềm PSS/E để tính tốn xác định vị trí và đưa ra phương án lắp kháng hạn
dòng tối ưu nhất cho lưới truyền tải miền Nam nhằm nâng cao khả năng vận hành của
đường dây truyền tải điện và trạm biến áp, góp phần giảm dịng ngắn mạch khi có sự
cố, giảm tổn thất điện năng. Đảm bảo cung cấp điện liên tục, vận hành lưới điện kinh tế
- ổn định, tin cậy đảm bảo tiêu chí N-1.

ABSTRACT
Transmission gird 220-500kVconstantly developed to meet the growing needs
of the load. The southern transmission grid has a very important role in electric systems
Vietnam, extra large load needs focus. With the fast development of the source and the
grid to meet the demand of the load leads to short circuit currents in increased
transmission grid, make to the elements in the electric system in trouble. This issue
poses higher requirements in your relationship-dynamics as well as the durability of the
heat element in the electrical system. At the same time the high requirements regarding
the reliability of switches, relaying. Hence the need for research to find solutions to


iv
limit the line to enhance the safe operation of switches and other elements in the
system. Currently the world is using different solutions to solve current problems as

high as: replace the shutoff devices have higher cut line, change the grid structure,
using electric resistance getting serial automatic equipment, current limiting
superconducting material, current limiting reactor and short circuit currents limited by
method used transformers trapped. In this subject the application to calculate the PSS/E
software locate and make fitting term optimal flow resistance for southern
transmission gird to improve operational capabilities of power transmission line and
substation, reduce line when there is trouble, reducing power losses. Ensure continuous
power supply, operating the grid-economic stability, reliability guarantee criterion N-1.


v

LỜI CẢM ƠN

Sau thời gian nghiên cứu và tìm hiểu, đề tài “Đặt tối ưu hạn dòng trong lưới điện”
đến nay đã được thực hiện hoàn thiện. Em xin chân thành cảm ơn sự chỉ dẫn nhiệt tình,
đầy tâm huyết của Thầy PGS. TS. Võ Ngọc Điều đã định hướng, truyền đạt những kinh
nghiệm, kiến thức, kinh nghiệm quý báu trong suốt quá trình thực hiện luận văn.
Em xin chân thành cảm ơn tất cả Quý Thầy, Cô trong Trường Đại học Bách Khoa
Tp. HCM đã giảng dạy, truyền đạt những kiến thức bổ ích trong thời gian em theo học
tại Trường.
Cuối cùng em xin chân thành cảm ơn gia đình, bạn bè, đồng nghiệp đã giúp đỡ,
hỗ trợ và tạo điều kiện trong suốt q trình học tập, cơng tác cũng như trong thời gian
thực hiện luận văn.

Tp. Hồ Chí Minh, tháng 10 năm 2019

Nguyễn Quốc Việt

vi

LỜI CAM ĐOAN

Tơi xin cam đoan luận văn này hồn tồn do tơi thực hiện dưới sự hướng dẫn
khoa học của Thầy PGS. TS. Võ Ngọc Điều. Các kết quả nêu trong luận văn chưa được
công bố trong bất kỳ cơng trình nào khác. Các số liệu, ví dụ và trích dẫn trong luận văn
đảm bảo tính chính xác, tin cậy và trung thực.
Tôi xin chân thành cảm ơn./.

Học viên

Nguyễn Quốc Việt


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

MỤC LỤC
MỤC LỤC ................................................................................................................... 1
MỤC LỤC HÌNH ẢNH ............................................................................................... 3
MỤC LỤC BẢNG ....................................................................................................... 4
PHẦN MỞ ĐẦU ......................................................................................................... 5
PHẦN NỘI DUNG ...................................................................................................... 8
Chương 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM VÀ
LƯỚI ĐIỆN MIỀN NAM ...................................................................................... 8
1.1.
Tổng quan về lưới điện truyền tải ............................................................. 8

1.2.
Hiện trạng và tình hình quản lý vận hành lưới truyền tải điện 220kV –
500kV tại Việt Nam ............................................................................................. 9
1.3.
Hiện trạng lưới điện truyền tải khu vực miền Nam ................................. 12
1.4.
Chương trình phát triển điện lực tồn quốc ............................................. 13
Chương 2
TÍNH TỐN NGẮN MẠCH HỆ THỐNG.................................. 16
2.1.
Ngun nhân dịng ngắn mạch tăng cao.................................................. 16
2.2.
Thơng số ảnh hưởng đến sự tăng dòng ngắn mạch.................................. 16
2.3.
Sơ lược phần mềm PSS/E ....................................................................... 22
2.4.
Thơng số tính tốn lưới điện truyền tải ................................................... 26
Chương 3
GIẢI PHÁP HẠN CHỀ DÒNG NGẮN MẠCH LƯỚI ĐIỆN
TRUYỀN TẢI ...................................................................................................... 27
3.1.
Các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch .................................................. 27
3.2.
Đánh giá lựa chọn giải pháp ................................................................... 27
3.3.
Giải pháp 1: Quy hoạch lưới điện truyền tải ........................................... 29
3.4.
Giải pháp 2: Thay đổi cấu hình vận hành lưới điện truyền tải, tính tốn lại
kết cấu lưới để giảm dòng ngắn mạch tại các điểm nút ....................................... 31
3.5.

Giải pháp 3: Lắp đặt kháng điện hạn dòng tại các thanh cái hoặc ngăn liên
lạc của các trạm biến áp, đường dây có dịng ngắn mạch cao ............................. 31
3.6.
Giải pháp 4: Thay mới toàn bộ hoặc phần lớn thiết bị phân phối (TBPP)
của các trạm biến áp có dịng chịu đựng ngắn mạch cao hơn dòng ngắn mạch ... 31
3.7.
Giải pháp 5: Lựa chọn máy biến áp đầu cực máy phát có tổng trở ngắn
mạch cao hoặc đặt kháng tại các máy biến áp đầu cực máy phát ........................ 32
3.8.
Giải pháp 6: Chuyển một số trung tính máy biến áp phía 220kV từ nối đất
trực tiếp sang cách ly ......................................................................................... 33
3.9.
Giải pháp 7: Chuyển đổi từ truyền tải AC sang truyền tải DC ................. 33
3.10. Giải pháp 8: Đặt các thiết bị DVR (dynamic voltage restorer) nối tiếp với
các đường dây 220kV nối với nguồn công suất lớn ............................................ 36
3.11. Giải pháp 9: Lắp đặt kháng hạn dòng song song với các thiết bị điện tử
công suất ............................................................................................................ 39
HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 1


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

3.12. Giải pháp 10: Bổ sung thiết bị điện tử công suất như Thyristor song song
với các bộ tụ bù dọc trên lưới 500kV hiện hữu ................................................... 39
Chương 4
ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP HẠN DÒNG CHO LƯỚI ĐIỆN

TRUYỀN TẢI MIỀN NAM ................................................................................ 41
4.1.
Tổng quan .............................................................................................. 41
4.2.
Vị trí kháng điện trong trạm biến áp ....................................................... 42
4.3.
Các sơ đồ lắp kháng ............................................................................... 42
4.4.
Tính tốn ngắn mạch .............................................................................. 50
4.5.
Tổng hợp kết quả tính tốn ..................................................................... 52
4.6.
Biện pháp hạn chế dịng điện ngắn mạch ................................................ 45
4.7.
Kết quả tính tốn năm 2020 khi áp dụng mơ hình 3 lắp kháng hạn dịng tại
ngăn liên lạc 220kV ........................................................................................... 54
4.8.
Kết luận.................................................................................................. 64
Chương 5
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ...................................................... 66
5.1.
Kết luận.................................................................................................. 66
5.2.
Kiến nghị ............................................................................................... 67
TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................................... 69

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 2

Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

MỤC LỤC HÌNH ẢNH
Hình 1-1: Sơ đồ khối của một hệ thống điện từ khâu phát điện đến hộ tiêu thụ ............ 8
Hình 1-2: Cơ cấu nguồn điện tồn quốc đến năm 2030 ............................................. 14
Hình 1-3: Tổng cơng suất nguồn đặt tồn quốc đến năm 2030 ................................... 15
Hình 2-1: Sơ đồ khối của chương trình PSS/E ........................................................... 23
Hình 2-2: Giao diện phần mềm tính tốn PSS/E phiên bản 30.2................................. 24
Hình 3-1: Điều chỉnh đấu nối các xuất tuyến vào thanh cái ........................................ 30
Hình 3-2: Đấu nối theo quy hoạch ............................................................................. 30
Hình 3-3: Định hướng điều chỉnh lại đấu nối ............................................................. 30
Hình 3-4: Mơ hình truyền tải HVDC ......................................................................... 34
Hình 3-5: Hành lang an toàn giữa truyền tải AC và DC ............................................ 34
Hình 3-6: So sánh chi phí giữa truyền tải AC và DC .................................................. 35
Hình 3-7: Sơ đồ tính ngắn mạch tối giản .................................................................... 36
Hình 3-8: Sơ đồ vectơ dịng và áp sự cố ..................................................................... 37
Hình 3-9: Sơ đồ tính ngắn mạch tối giản có lắp bộ DVR ........................................... 37
Hình 3-10: Sơ đồ vectơ dịng và áp sự cố khi có DVR ............................................... 37
Hình 4-1: Kháng điện hạn dịng thực tế tại trạm biến áp ............................................ 41
Hình 4-2: Phương án 1: Lắp ngăn phân đoạn mới có kháng điện phân đoạn song song
với ngăn phân đoạn hiện hữu. .................................................................................... 43
Hình 4-3: Phương án 2: Lắp như phương án 1 và thêm kháng ngăn MBA ................. 43
Hình 4-4: Phương án 3: Lắp kháng phân đoạn giữa các thanh cái 220kV hiện hữu .... 44
Hình 4-5: Phương án 4: Lắp kháng tại ngăn phân đoạn hiện hữu, kèm dao nối tắt. .... 44
Hình 4-6: Lựa chọn giá trị kháng điện ....................................................................... 45
Hình 4-7: Lưới điện truyền tải mạch vịng kép, vận hành hình tia .............................. 47
Hình 4-8: Lưới điện truyền tải mạch vòng kép, vận hành 2 mạch vòng đơn ............... 48

Hình 4-9: Phân đoạn thanh cái 500kV và 220kV ....................................................... 49
Hình 4-10: Lắp đặt kháng điện hạn dịng tại ngăn liên lạc phía 220kV ....................... 49

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 3


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

MỤC LỤC BẢNG
Bảng 1-1: Quy mô đường dây truyền tải 500kV, 220kV .............................................. 9
Bảng 1-2: Quy mô trạm biến áp 500kV, 220kV ......................................................... 10
Bảng 1-3: Bảng tổng hợp sự cố lưới truyền tải năm 2016-2017 ................................. 11
Bảng 1-4: Khối lượng trạm biến áp 220-500kV miền Nam ........................................ 13
Bảng 1-5: Khối lượng đường dây truyền tải 220-500kV miền Nam ........................... 13
Bảng 1-6: Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc đến năm 2025 ....................................... 13
Bảng 2-1: Giá trị trung bình x2 và x0 của máy điện đồng bộ mẫu ............................... 18
Bảng 3-1: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép ................................................... 32
Bảng 4-1: Thông số kháng điện nhập vào phần mềm tính tốn PSS/E........................ 50
Bảng 4-2: Tổng hợp dịng ngắn mạch 3 pha và 1 pha tại thanh cái 500kV và 220kV
đến năm 2019, trường hợp chưa có giải pháp hạn chế ................................................ 51
Bảng 4-3: Tổng hợp dòng ngắn mạch 3 pha và 1 pha tại thanh cái 500kV và 220kV
đến năm 2020, trường hợp chưa có giải pháp hạn chế ................................................ 52
Bảng 4-4: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất năm 2019 khi chưa có biện pháp hạn chế .. 53
Bảng 4-5: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất năm 2020 khi chưa có biện pháp hạn chế .. 53
Bảng 4-6: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại
thanh cái 220kV TBA 500kV Tân Định ..................................................................... 54

Bảng 4-7: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại
thanh cái 220kV TBA 500kV Cầu Bơng .................................................................... 55
Bảng 4-8: Dịng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại
thanh cái 220kV TBA 500kV Phú Lâm ..................................................................... 57
Bảng 4-9: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại
thanh cái 220kV TBA 500kV Tân Uyên .................................................................... 58
Bảng 4-10: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại
thanh cái 220kV TBA 500kV Nhà Bè ........................................................................ 60
Bảng 4-11: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 tại
thanh cái 220kV TBA 500kV Sông Mây ................................................................... 61
Bảng 4-12: Dòng điện ngắn mạch lớn nhất năm 2020 khi chưa có biện pháp hạn chế 63
Bảng 4-13: Dòng điện ngắn mạch theo giá trị điện cảm của kháng điện năm 2020 - Khi
lắp đặt kháng điện hạn dịng tại ngăn liên lạc thanh cái phía 220kV (kA) .................. 64
Bảng 5-1: Tổn thất công suất trước và sau khi lắp kháng trên lưới điện truyền tải miền
Nam đến năm 2020 .................................................................................................... 67
Bảng 5-2: Danh mục các trạm biến áp 500kV cần lắp đặt kháng hạn dòng - Lưới điện
truyền tải miền Nam đến năm 2020 ........................................................................... 68

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 4


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

PHẦN MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài:
Cùng với sự phát triển của xã hội, lưới điện ngày càng phát triển về kích thước

và cơng suất, dịng ngắn mạch (NM) đang tiếp tục gia tăng và vì vậy đây là thử thách
khả năng chịu đựng của thiết bị điện hiện có trên lưới điện, ví dụ: máy biến áp, máy
cắt và đường dây tải điện. Thông thường, sự cố NM có thể xảy ra bất cứ lúc nào và
bất cứ nơi nào trong hệ thống điện (HTĐ) mà không thể tránh được hồn tồn. Kết
quả là dịng điện sự cố sẽ chạy trong mạng lưới điện làm lưới mất đối xứng, thiết bị
phát nóng, làm hư hỏng thiết bị do quá tải và tăng lực điện động, vv… Hơn nữa, điện
áp của một số khu vực trong HTĐ có thể được giảm đến một mức độ không mong
muốn do NM và có thể dẫn đến ngắt cơ lập đường dây, máy phát điện, máy biến áp,
tải, do đó gây ra sự bất ổn định trong HTĐ. Vì những lý do đó độ tin cậy và ổn định
của HTĐ sẽ bị đe dọa. Hơn nữa, lưới điện thông minh được coi là thay đổi cuộc chơi
về quản lý phụ tải để đối phó với sự khơng chắc chắn phát sinh trong hệ thống khi có
năng lượng tái tạo đấu nối và HTĐ, đặc biệt là sự gián đoạn cung cấp của các nguồn
khác nhau. Ví dụ: năng lượng mặt trời và gió gây ra mức độ cao hơn của sự dao động
ở tần số và điện áp trên mạng kết nối với nhau đe dọa sự tin cậy và ổn định của HTĐ.
Nói cách khác, lưới điện thơng minh có thể cung cấp sự linh hoạt trong những thay
đổi xảy ra từ cả hai phía. Hơn nữa, những nguồn năng lượng mới và tái tạo sẽ làm
dòng NM trên hệ thống cao hơn ảnh hưởng đến sự phối hợp của hệ thống bảo vệ rơle.
Ngày nay, HTĐ Việt Nam là HTĐ liên kết. Các lưới điện khu vực, các nhà máy
điện được nối liên kết với nhau thông qua đường dây 500kV tạo thành HTĐ thống
nhất. Lưới điện truyền tải 220kV và 500kV không ngừng phát triển để đáp ứng nhu
cầu ngày càng tăng của phụ tải. Lưới điện truyền tải miền Nam có vai trị rất quan
trọng trong HTĐ Việt Nam, tập trung nhu cầu phụ tải lớn. Với sự phát triển nhanh
nguồn và lưới điện để đáp ứng nhu cầu của phụ tải dẫn đến dòng NM trong lưới
truyền tải tăng cao, (đặc biệt tại thanh cái 220kV trạm biến áp 500kV Phú Lâm, Nhà
Bè, Cầu Bông) làm ảnh hưởng xấu đến các phần tử trong HTĐ ở chế độ sự cố. Vấn
đề này đặt ra yêu cầu cao hơn trong quan hệ điện – động lực học cũng như độ bền
nhiệt của các phần tử trong HTĐ. Đồng thời yêu cầu cao về độ tin cậy của thiết bị
đóng cắt, bảo vệ rơ le. Do đó cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp hạn chế dịng
HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 5


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

NM để nâng cao tính vận hành an tồn của thiết bị đóng cắt và các phần tử trong
HTĐ. Hiện nay, trên thế giới đang sử dụng các giải pháp khác nhau để giải quyết vấn
đề dòng NM tăng cao như: Thay thế các thiết bị đóng ngắt có dòng cắt cao hơn, thay
đổi cấu trúc lưới, sử dụng kháng điện mắc nối tiếp, thiết bị tự động hạn chế dòng NM
bằng vật liệu siêu dẫn, kháng hạn dòng và hạn dòng NM bằng phương pháp dùng
máy biến áp (MBA) mắc nối tiếp.
Xuất phát từ những lý do trên, đề tài: “Đặt tối ưu hạn dòng trong lưới điện”
được nghiên cứu.
Mục đích nghiên cứu:
Tính tốn xác định vị trí và đưa ra phương án lắp kháng hạn dòng tối ưu nhất
cho lưới điện truyền tải miền Nam nhằm nâng cao khả năng vận hành của đường dây
truyền tải điện và trạm biến áp, góp phần giảm dịng ngắn mạch khi có sự cố, giảm
tổn thất điện năng. Đảm bảo cung cấp điện liên tục, vận hành lưới điện kinh tế - ổn
định, tin cậy đảm bảo tiêu chí N-1.
Đối tượng nghiên cứu:
Khai thác tối ưu hiệu quả việc ứng dụng phần mềm PSS/E để tính tốn xác định
tối ưu vị trí lắp kháng hạn dịng cho lưới điện truyền tải miền Nam.
Phạm vi nghiên cứu:
Đề tài được thực hiện dựa trên tình hình thực tế trong quản lý vận hành lưới
điện truyền tải miền Nam. Nội dung nghiên cứu nhằm đưa ra giải pháp tối ưu nhất để
lắp kháng hạn dòng.
Việc thực hiện đề tài bao gồm xây dựng cơ sở lý thuyết, cở sở dữ liệu trên phần
mềm để tính tốn cho lưới điện truyền tải miền Nam ở cấp điện áp 500kV, 220kV.

Các số liệu và kết quả thu được sẽ được đưa vào ứng dụng thử nghiệm thực tế cho
lưới điện truyền tải miền Nam do Công ty Truyền tải điện 4 quản lý vận hành.
Phương pháp nghiên cứu:

- Thu thập số liệu về hiện trạng và quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh miền
Nam giai đoạn 2016- 2025 có xét đến năm 2035 [1], Quy hoạch phát triển điện lực
quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (gọi tắt là Quy hoạch điện VII
điều chỉnh) [2].
HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 6


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

- Nghiên cứu phần mềm tính tốn PSSE để sử dụng cho đề tài.
- Nghiên cứu các giải pháp hạn chế dịng ngắn mạch, phân tích lựa chọn giải pháp
thích hợp sử dụng cho đề tài.

- Sử dụng phần mềm để tính tốn tìm trường hợp ngắn mạch nguy hiểm trên lưới
điện truyền tải miền Nam.

- Áp dụng tính toán lựa chọn đưa ra giải pháp hợp lý để hạn chế dòng ngắn mạch
cho lưới điện truyền tải miền Nam.

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 7

Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

PHẦN NỘI DUNG
Chương 1

TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT
NAM VÀ LƯỚI ĐIỆN MIỀN NAM

1.1.

Tổng quan về lưới điện truyền tải
Hệ thống điện Việt Nam gồm có các nhà máy điện, các lưới điện và các hộ tiêu

thụ được liên kết với nhau thành một hệ thống để thực hiện 4 quá trình: sản xuất,
truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng trong lãnh thổ Việt Nam. Các cấp điện áp
đang vận hành trên hệ thống điện Việt Nam: 500kV, 220kV, 110kV, 35kV, 22kV,
10kV, 6kV.
Lưới điện là một mạng lưới liên kết với nhau để truyền tải và phân phối điện từ
nhà máy điện đến người tiêu dùng. Thành phần của một lưới điện bao gồm các nhà
máy/ trạm phát điện, các đường dây truyền tải điện cao thế kết nối các nguồn cung
cấp và các trung tâm tiêu thụ, và các đường dây phân phối kết nối đến từng khách
hàng sử dụng điện năng [9].
Theo “Điều 3. Giải thích từ ngữ”, Thơng tư 25/2016/TT-BCT ngày 30/11/2016
của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải “Lưới điện truyền tải là phần
lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV”[6].

Hình 1-1: Sơ đồ khối của một hệ thống điện từ khâu phát điện đến hộ tiêu thụ

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 8


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

1.2.

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

Hiện trạng và tình hình quản lý vận hành lưới truyền tải điện 220kV –
500kV tại Việt Nam
Đến tháng 7/2018, EVNNPT quản lý vận hành tổng số 24.423 km đường dây

(bao gồm 7.503 km đường dây 500kV và 16.920 km đường dây 220kV), tăng 2,22
lần so với ngày đầu thành lập Tổng công ty; quản lý vận hành 142 trạm biến áp (gồm
28 TBA 500kV và 114 TBA 220kV) với tổng dung lượng MBA là 82.438 MVA, tăng
2,29 lần về số TBA và tăng 3,72 lần về tổng dung lượng so với ngày đầu thành lập.
Hệ thống truyền tải điện Quốc gia đã vươn tới tất cả các tỉnh, thành phố trong cả nước
và kết nối với lưới truyền tải điện của các nước trong khu vực với công nghệ ngày
càng hiện đại như đường dây nhiều mạch, nhiều cấp điện áp, cáp ngầm 220kV, trạm
GIS 220 kV, trạm biến áp khơng người trực, hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy
tính, thiết bị định vị sự cố, giám sát dầu online, hệ thống SCADA,…
1.2.1.

Quy mô lưới điện truyền tải
Trong năm 2017 và các tháng đầu năm 2018, nhìn chung EVN NPT đã quản lý

vận hành an toàn, tin cậy và hiệu quả lưới điện truyên tải quy mô lớn với trên 24
nghìn km đường dây, 143 trạm biến áp 500kV và 220kV.
1.2.1.1. Quy mô đường dây
Năm 2017: So với năm 2016, tổng số km đường dây truyền tải tăng thêm 840,9
km (tương ứng tăng 3,58 %), tăng nhiều nhất là đường dây 220kV với 4,89 % tương
ứng tăng gần 787 km.
Năm 2018: Khối lượng đường dây các tháng đầu năm 2018 tăng chậm, đường
dây 500kV tăng 3,03 km; đường dây 220kV tăng 63,51 km.
Bảng 1-1: Quy mô đường dây truyền tải 500kV, 220kV
Nội dung

Năm
2016

Năm
2017

Năm 2018
(tính đến
31/8/2018)

Tăng/ giảm
năm 2017 so
với năm 2016

Tăng/ giảm
năm 2018 so
với năm 2017

Tổng số km
đường dây

23.516,41 24.357,38

24.420,89

840,97 (3,58%)

63,51 (0,26 %)

Đường dây
500kV (km)

7.445,56

7.500,32

7.503,35

54,76 (0,74 %)

3,03 (0,04 %)

Đường dây
220kV (km)

16.070,85 16.857,06

16.917,54

786,21 (4,89 %)

60,48 (0,36 %)

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 9


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

1.2.1.2. Quy mô trạm biến áp
Năm 2017: So với năm 2016, số lượng trạm biến áp tăng 09 trạm (01 trạm
500kV và 08 trạm 220kV), tương ứng tăng 7 % số lượng, dung lượng MBA 500 kV
và MBA 220kV đều tăng trên 9 %, trong đó dung lượng MBA 500kV tăng cao nhất
12,6 %. Trong năm 2017, để ổn định điện áp hệ thống và giảm tổn thất điện năng trên
lưới, EVN NPT đã triển khai lắp đặt kháng bù ngang trên lưới 500kV và tụ bù ngang
trên lưới 110kV, tổng dung lượng kháng bù ngang và tụ bù ngang đều tăng khoảng 8
% so với năm 2016.
Năm 2018: Trong 8 tháng năm 2018, EVN NPT đã đóng điện đưa vào vận hành
thêm 06 trạm biến áp (01 trạm 500kV; 05 trạm 220kV) và 14 MBA (01 MBA 500kV;
13 MBA 220kV). Dung lượng kháng bù ngang được lắp trên lưới 500kV tăng nhiều
nhất với 866 MVAr, tương ứng 16,6%.
Bảng 1-2: Quy mơ trạm biến áp 500kV, 220kV

Nội dung

Năm
2016

Năm
2017

Năm 2018
(tính đến
31/8/2018)

Tăng/ giảm
năm 2017 so
với năm
2016

Tăng/ giảm
năm 2018 so
với năm
2017

Tổng số trạm
biến áp

128

137

143

9 (7 %)

6 (4,4 %)

Trạm 500kV

26

27

28

1 (4 %)

1 (3,7 %)

Trạm 220kV

102

110

115

8 (7,8 %)

5 (4,5 %)

Số lượng MBA
500kV

45

49

50

4 (9 %)

1 (2 %)

26.100

29.400

30.750

3.300
(12,6%)

1.350
(4,6%)

198

216

229

18 (9%)

13 (6%)

41.538

45.563

48.313

4.025
(9,7 %)

2.750
(6 %)

66

67

67

1 (1,5%)

0 (0 %)

Dung lượng
MBA 500kV
(MVA)
Số lượng MBA
220kV
Dung lượng

MBA 220kV
(MVA)
Số lượng MBA
110kV

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 10


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

Dung lượng
MBA 110kV
(MVA)

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

3.562

3625

3.625

63 (2 %)

0 (0 %)

Tổng dung lượng
tụ bù (MVAr)

10.002,1 10.874,6

10.874,6

872,5
(8,7 %)

0 (0 %)

Tổng dung lượng
kháng bù
(MVAr)

4.853,4

6.096,4

377 (8 %)

866 (16,6%)

1.2.2.

5.230,4

Sự cố lưới điện truyền tải

1.2.2.1. Tổng hợp sự cố năm 2017
Năm 2017, lưới điện truyền tải xảy ra 175 sự cố, giảm 50 sự cố so với năm 2016,

tương ứng giảm 22,2 % (năm 2016 xảy ra 225 sự cố). Sự cố đường dây và trạm biến
áp đều giảm so với năm 2016, sự cố đường dây xảy ra 118 vụ (giảm 37 sự cố, tương
ứng giảm 23,8 %), sự cố trạm biến áp xảy ra 57 vụ (giảm 13 sự cố, tương ứng giảm
18,6 %).
Giảm nhiều nhất là sự cố kéo dài đường dây 500kV (giảm 7 vụ, tương ứng giảm
41,2 %); các sự cố thoáng qua đường dây 500kV, sự cố kéo dài/ thoáng qua đường
dây 220kV và sự cố trạm biến áp 220kV giảm trên 20 % so với năm 2016. Riêng sự
cố trạm biến áp 500kV so với năm 2016 giảm không đáng kể (chỉ giảm 01 vụ so với
năm 2016, tương ứng giảm 3,6 %).
Bảng 1-3: Bảng tổng hợp sự cố lưới truyền tải năm 2016-2017

Phân loại sự cố

Năm
2016

Năm
2017

Tăng,
giảm so
với năm
2016
(vụ)

Đường dây
500kV
Đường dây
220kV

Tăng,
Tăng,
Tăng,
giảm so giảm sự giảm sự
với năm
cố
cố
2016
ĐD/TBA ĐD/TBA
so với
so với
<%)
năm
năm
2016
2016

Kéo dài

17

10

-7

-41,2

Thoáng
qua

29

23

-6

-20,7

Kéo dài

45

35

-10

-22,2

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

(vụ)

(%)

-37

-23,8

Trang 11

Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

Thoáng
qua

64

50

-14

-21,9

500kV

28

27

-1

-3,6

220kV

42

30

-12

-28,6

225

175

-50

-22,2

Trạm biến áp

-13

Tổng số

-18,6

1.2.2.2. Phân loại sự cố theo Công ty Truyền tải điện
Trong năm 2017, sự cố xảy ra trên lưới điện thuộc PTC1, PTC2, PTC3, PTC4
giảm so với năm 2016, trong đó PTC1 giảm 32 sự cố, PTC2 giảm 10 sự cố PTC4
giảm 7 sự cố, riêng PTC3 sự cố xảy ra năm 2017 bằng năm 2016.
Sự cố xảy ra tập trung chủ yếu trên lưới điện truyền tải khu vực phía Bắc thuộc
quản lý vận hành của PTC1, trong năm 2017 sự cố thuộc PTC1 đã giảm đáng kể
nhưng vẫn chiếm tỷ lệ cao (42,9 %) trong tổng số sự cố của EVN NPT. So với năm
2016, tỷ lệ sự cố xảy ra trên lưới thuộc PTC3 tăng cao hơn trong khi đó tỷ lệ sự cố

của PTC2 và PTC4 thay đổi không đáng kể.
1.3.

Hiện trạng lưới điện truyền tải khu vực miền Nam

- Nguồn điện khu vực phía Nam nước ta khơng phân bố rải theo phụ tải mà tập
trung một số nút với công suất phát cực lớn như khu vực Ninh Thuận (Vĩnh Tân
khoảng 1.200MVA), khu vực phía bắc TP.HCM (Phú Mỹ, Nhơn Trạch khoảng
6.000MVA), khu vực Duyên Hải và Cần Thơ (Duyên Hải, Ơ Mơn, Cà Mau khoảng
trên 2.500MVA).


Đường dây 500kV liên kết lưới điện truyền tải miền Trung với lưới điện

truyền tải miền Nam phát triển với 04 mạch chính xuất phát từ trạm 500kV PleiKu.
Đường dây 500kV phía Nam kết nối đến các nhà máy thành mạch vịng kín.


Đường dây 220kV phía Nam kết nối đến các khu vực dày đặt với số lượng

trên 80 đường dây cả mạch đơn lẫn mạch kép.

- Lưới điện truyền tải miền Nam do Cơng ty Truyền tải điện 4 quản lý. Tính đến
thời điểm 01/4/2019, Công ty quản lý vận hành lưới điện truyền tải từ cấp 220kV đến
500kV trên phạm vi 19 tỉnh thành phía Nam từ Đồng Nai, Bình Phước, Bà Rịa - Vũng
Tàu đến Cà Mau với khối lượng đường dây & trạm như sau:
HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 12

Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

Bảng 1-4: Khối lượng trạm biến áp 220-500kV miền Nam
Trạm biến áp

Số lượng
trạm biến áp

Số lượng
máy biến áp

Tổng dung
lượng (MVA)

Trạm 500kV

09

16

11.250

Trạm 220kV

43

94

21.625

Trạm 110kV

00

29

1.643

Tổng cộng

52

139

34.518

Bảng 1-5: Khối lượng đường dây truyền tải 220-500kV miền Nam
Đường dây

Chiều dài (km)

Đường dây 500kV

1.689,38

Đường dây 220kV

5.042,49

Tổng cộng

6.731,87

- Với khả năng chịu dòng ngắn mạch tối đa 50kA của thiết bị điện như hiện nay,
thì một số dạng ngắn mạch như ngắn mạch chạm đất trên lưới truyền tải đã ghi nhận
được qua hệ thống rơle tại một số trạm biến áp 500kV như: Phú Lâm, Nhà Bè, Cầu
Bơng đã vượt ngưỡng 50kA ở phía 220kV.
1.4.

Chương trình phát triển điện lực tồn quốc

1.4.1.

Nhu cầu phụ tải

Nhu cầu phụ tải toàn quốc theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh [2] đã được phê
duyệt, theo đó dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc các năm như sau:
Bảng 1-6: Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc đến năm 2025
Năm

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Điện thương phẩm (GWh)
Miền Bắc

78.002

86.183

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

95.222

103.696 112.924 122.973 133.916 145.833

Trang 13


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

Miền Trung

18.128

20.075

Miền Nam

95.166

105.115 116.105 125.511 135.679 146.671 158.553 171.398

Toàn quốc

191.788 212.097 234.558 254.437 276.000

Tốc độ tăng
trưởng (%)

10,6%

10,6%

22.230

10,6%

24.350

8,5%

26.673

8,5%

29.217

32.004

35.056

299.391

324.764

352.288

8,5%

8,5%

8,5%

Công suất cực đại (MW)
Miền Bắc

12.389

13.765

15.294

16.993

18.881

20.525

22.312

24.255

Miền Trung

3.191

3.532

3.910

4.328

4.790

5.202

5.650

6.137

Miền Nam

13.308

14.673

16.178

17.837

19.666

21.315

23.102

25.040

Tồn quốc

28.005

31.006

34.329

38.007

42.080

45.685

49.599

53.849

10,7%

10,7%

10,7%

10,7%

8,6%

8,6%

8,6%

Tốc độ tăng
trưởng (%)
1.4.2.

Chương trình phát triển nguồn điện
Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, tổng cơng suất nguồn đặt giai đoạn đến

năm 2020 tồn quốc đạt khoảng 57.200MW, năm 2025 khoảng 89.000MW và năm
2030 khoảng 110.000MW (không xét các nguồn năng lượng tái tạo chưa có chủ
trương đầu tư) trong đó tập trung phần lớn ở khu vực miền Bắc và miền Nam (bình
quân chiếm khoảng 41%).

Hình 1-2: Cơ cấu nguồn điện tồn quốc đến năm 2030

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 14


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

Hình 1-3: Tổng cơng suất nguồn đặt tồn quốc đến năm 2030
Cơ cấu nguồn có sự chuyển dịch lớn theo hướng ngày càng tăng tỷ trọng nguồn
nhiệt điện than và khí, giảm tỷ trọng nguồn thủy điện, cụ thể:

- Khu vực miền Bắc: Thủy điện giảm từ 45% năm 2016 xuống còn 26% năm
2030, trong khi nhiệt điện tăng từ 51% năm 2016 đến 72% năm 2030;

- Khu vực miền Trung: Thủy điện giảm từ 90% năm 2016 xuống cịn 58% năm
2030, trong khi nhiệt điện và tuabin khí tăng từ 2% năm 2016 đến 37% năm 2030;

- Khu vực miền Nam: Thủy điện giảm từ 13.5% năm 2016 xuống còn 6% năm
2030, trong khi nhiệt điện và tuabin khí tăng từ 75% năm 2016 đến 80% năm 2030.
Đến năm 2030 miền Nam được bổ sung thêm khoảng 9% công suất điện Hạt Nhân.

HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 15

Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

Chương 2
2.1.

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

TÍNH TỐN NGẮN MẠCH HỆ THỐNG

Ngun nhân dịng ngắn mạch tăng cao
Thơng thường dịng ngắn mạch trên thanh cái của các trạm biến áp tăng cao do

tổng trở hệ thống giảm vì các nguyên nhân chủ yếu sau đây:

- Sự phát triển tăng nhanh của lưới và nguồn điện nhằm đáp ứng nhu cầu tăng
trưởng phụ tải dẫn đến giảm tổng trở hệ thống;

- Chưa có sự đánh giá chi tiết và tổng thể về vấn đề dòng ngắn mạch trong các đề
án quy hoạch dẫn đến cấu hình hệ thống điện chưa được hợp lý như tập trung quá
nhiều nguồn đổ vào thanh cái, tập trung nhiều đường dây đấu nối vào thanh cái của
trạm biến áp;

- Tổng trở các thiết bị như máy biến áp, kháng điện khơng cịn phù hợp với thực
tế lưới điện đã có nhiều thay đổi,...
2.2.

Thơng số ảnh hưởng đến sự tăng dòng ngắn mạch

2.2.1.

Căn cứ lý thuyết

2.2.1.1. Khi ngắn mạch 3 pha (ngắn mạch đối xứng)
Dòng ngắn mạch 3 pha (giá trị hiệu dụng ban đầu) tại điểm ngắn mạch được xác
định tổng quát theo biểu thức quen thuộc:
𝐼

,

=

(2.1)

𝐸′′
𝑥

Như vậy, dòng ngắn mạch phụ thuộc tỉ lệ thuận với điện áp trước khi ngắn mạch
và tỷ lệ nghịch với tổng trở hệ thống (nhìn từ điểm ngắn mạch).
Nhận định 1: Với điện áp hệ thống khơng đổi, để giảm dịng ngắn mạch cần
tăng tổng trở tương đương của hệ thống nhìn từ nút xét bằng việc thay đổi cấu hình
lưới, bổ sung hoặc thay thế thiết bị phù hợp.
2.2.1.2. Khi ngắn mạch không đối xứng: {(N(1), N(1,1), N(2)}
Theo nguyên tắc tương đương thành phần thứ tự thuận (TTT) đối với các dạng
sự cố khác nhau, dòng TTT (IkA1) được xác định như dòng ngắn mạch 3 pha ở xa
( )

thêm tương đương “điện kháng bổ sung” 𝑥∆
HVTH: Nguyễn Quốc Việt

tính theo công thức sau:
Trang 16


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

𝐼

∗( )

=

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

𝐸 ∗
𝑗(𝑥



+

(2.2)

( )
𝑥∆ )

( )

Ở đây:

- 𝑥∆ được xác định theo điện kháng tổng thứ tự nghịch (TTN) và

thứ tự không (TTK) tùy dạng ngắn mạch.
- * chỉ số phức (vector).
Hay dạng giá trị tuyệt đối (module):
𝐼

( )

=

(2.2a)

𝐸
𝑥



+

( )
𝑥∆

Hay module của vectơ thành phần chu kỳ của dòng pha sự cố tại điểm ngắn
mạch theo biểu thức chung là:
𝐼

( )

= 𝑚( ) |𝐼

∗( )

(2.3)

|

áp dụng chung cho các dạng ngắn mạch.
Ở đây: m(n) - hệ số tỉ lệ, phụ thuộc dạng ngắn mạch.
( )

𝑚 = 1 khi ngắn mạch 3 pha, (𝑁 ( ) ), 𝑥∆

( )

𝑚 = √3 khi ngắn mạch 2 pha, (𝑁 ( ) ), 𝑥∆
𝑚(
𝑥



𝑚(

=𝑥



( )

)

+𝑥

=0

= 3 khi ngắn mạch 1 pha, (𝑁 ( ) ), 𝑥∆ =



, )

= √3 1 −

( , )

𝑥∆

=

𝑥 . 𝑥 
(𝑥  + 𝑥  )

khi ngắn mạch 2 pha chạm đất
(𝑁 (

, )

)

𝑥 . 𝑥 

𝑥 +𝑥 

n - chỉ số dạng ngắn mạch.
𝐼

( )

- Dòng TTT đối với dạng ngắn mạch xem xét.

Dòng ngắn mạch chạm đất 1 pha (tùy dạng ngắn mạch) là:
HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 17


Trường Đại học Bách Khoa TP. HCM

𝐼

∗( )

GVHD: PGS. TS. Võ Ngọc Điều

(2.4)

= 3𝐼 ∗

Hay khi ngắn mạch 2 pha chạm đất:
𝐼

∗( , )

= −3𝐼∗

𝑥
𝑥 +𝑥

(2.5)


2.2.1.3. Điện kháng thứ tự nghịch (TTN) và thứ tự không (TTK) của các phần tử
Đối với máy biến áp, đường dây trên không (DDK), cáp và kháng điện:
x2 = x1.
a)

(2.6)

Đối với máy điện đồng bộ: x2 = ½ (xd” + xq”).

(2.7)

Trường hợp máy điện khơng có cuộn cản: x2 = √(xd’.xq)

(2.8)

Giá trị này sai khác so với biểu thức trên không quá ≤12%.
Bảng 2-1: Giá trị trung bình x2 và x0 của máy điện đồng bộ mẫu
Kiểu máy điện đồng bộ

x2 (pu) x0 (pu)

Máy phát tua bin

0,15

0,05

(2.9)

Máy phát thủy điện có cuộn cản

0,25

0,07

(2.10)

Máy phát thủy điện khơng có cuộn cản

0,45

0,07

(2.11)

0,24

0,08

(2.12)

Máy bù đồng bộ và các động cơ đồng
bộ lớn
b)

Kháng điện: có thể lấy x0 ≈ x1

c)

Máy biến áp:

(2.13)

Điện kháng TTK x0 của MBA phụ thuộc vào cấu tạo và tổ nối dây của MBA.
Luôn có x0 = ∞ đối với MBA bất kỳ từ phía cuộn dây của MBA nối tam giác
hoặc Y khơng nối đất trung tính, vì điện áp TTK của cuộn dây này khơng tạo ra trong
MBA dịng TTK nào khơng phụ thuộc vào cách nối của các cuộn dây khác. Do vậy,
trong hầu hết trường hợp, x0 của MBA chỉ có từ phía cuộn dây nối Y có trung tính
nối đất.
HVTH: Nguyễn Quốc Việt

Trang 18