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

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN XUÂN CHUNG

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

LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2017


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN XUÂN CHUNG

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

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC:
PGS.TS NGÔ VĂN DƢỠNG

Đà Nẵng –Năm 2017


LỜI CAM ĐOAN

Tơi cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai cơng
bố trong bất kỳ cơng trình nào khác.

Tác giả luận văn

Nguyễn Xuân Chung


NGHIÊN CỨU, TÍNH TỐN LẮP ĐẶT THIẾT BỊ BÙ
ĐỂ NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP CHO HỆ THỐNG ĐIỆN 500KV KHU
VỰC MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025
Học viên: Nguyễn Xuân Chung. Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02. Khóa: 2015-2017.Trƣờng Đại học Bách khoa – ĐHĐN
Tóm tắt – Cùng với sự phát triển của nền kinh tế quốc dân, HTĐ ngày càng trở lên
rộng lớn về quy mô, phức tạp trong tính tốn thiết kế nên khi vận hành rất gần với giới
hạn ổn định làm tăng nguy cơ sụp đổ điện áp (SĐĐA) làm mất ổn định HTĐ. Luận văn
khảo sát điện áp theo các chế độ vận hành HTĐMT 500kV giai đoạn đến năm 2025, kết
quả cho thấy điện áp tại nút 500kV Thạnh Mỹ (TMY) là nguy hiểm nhất với giá trị chỉ
đạt 468kV và có độ dốc SĐĐA cực kỳ lớn đạt 30,7V/MW dễ gây mất ổn định HTĐ. Để
nâng cao ổn định Luận văn đã tính tốn phân tích và kết quả sử dụng thiết bị FACTS

mà cụ thể là SVC đặt tại nút TMY với QSVC= ± 450MVAr. Kết quả đạt đƣợc đáng kể:
(i) điện áp tại nút TMY tăng khoảng 32kV đồng thời các nút khác nằm trong giới hạn
vận hành cho phép; (ii) độ dốc SĐĐA khu vực giảm khoảng 6,3 V/MW; (iii) dự trữ
công suất tác dụng tăng lên khoảng 5% và (iv) dự trữ công suất phản kháng khu vực
tăng lên đến 362,6 MVAr đảm bảo HTĐ vận hành tin cậy, an tồn và phát huy truyền
tải lƣợng cơng suất dƣ thừa từ miền Bắc vào miền Nam.
Từ khóa - HTĐ miền Trung, giai đoạn đến năm 2025, Facts, SVC, ổn định điện áp
RESEARCH, CALCULATION OF COMPENSATOR EQUIPMENT
INSTALLATION TO ENHANCE THE VOLTAGE STABILIZATION FOR
500KV POWER SYSTEM OF THE CENTRAL REGION TILL 2025
Abstract - Along with the development of the national economy, power system (PS)
is becoming larger in size and more complex in design calculation, so when operating, it
is very close to the stable limit which can increase the risk of voltage collapse (VC) and
destabilize the PS. The thesis made survey on voltage according to the operating modes
of 500kV PS in the Central region to 2025 and the results showed that the voltage at the
TMY bus is the most weak with a value of only 468kV and slope VC is extremely high
reaching 30.7V/MW, which can cause instability to the PS. To improve stability, the
thesis calculated, analyzed the use of FACTS device, namely SVC at TMY bus with
QSVC=±450MVAr. Significant results were achieved: (i) the voltage at the TMY bus
increased to about 32kV while other buses were within acceptable operating limits; (ii)
slope VC of the area decreased around 6.3 V/MW; (iii) the coefficient of active power
storage increased by about 5%; and (iv) the reactive power storage in the area increased
to 362.6 MVAr to ensure reliable and safe operation of PS, enhancing the surplus
capacity transmission from the North to the South.
Keywords – Power system, the period to 2025, Facts, SVC, voltage stabilization


MỤC LỤC
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1

1. Lý do chọn đề tài ....................................................................................... 1
2. Mục tiêu nghiên cứu.................................................................................. 2
3. Đối tƣợng và phƣơng pháp nghiên cứu .................................................... 2
4. Nội dung nghiên cứu ................................................................................. 2
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài .................................................. 2
6. Cấu trúc của luận văn ................................................................................ 2
CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN
ĐẾN NĂM 2025 VÀ CÁC SỰ CỐ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN .............................. 4
1.1. HIỆN TRẠNG CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG ...................................... 4

1.1.1. Cơ sở về số liệu ................................................................................... 4
1.1.2. Hiện trạng phụ tải ................................................................................ 4
1.1.3. Hiện trạng nguồn điện ......................................................................... 4
1.1.4. Hiện trạng lƣới điện truyền tải ............................................................ 4
1.1.5. Hiện trạng bù công suất phản kháng trên HTĐMT ............................ 5
1.2. KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN
ĐẾN NĂM 2025 .............................................................................................................. 5

1.2.1. Cơ sở về số liệu ................................................................................... 5
1.2.2. Dự báo nhu cầu phụ tải ....................................................................... 5
1.2.3. Chƣơng trình phát triển nguồn điện .................................................... 6
1.2.4. Chƣơng trình phát triển lƣới điện ....................................................... 6
1.2.5. Các ƣu điểm, nhƣợc điểm và các tồn tại cần khắc phục ..................... 6
1.3. SỰ CỐ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN........................................................................ 7

1.3.1. Các nguyên nhân của sự cố trong hệ thống điện ................................. 7
1.3.2. Cơ chế xảy ra sự cố sụp đổ điện áp gây tan rã hệ thống điện ............. 9
1.3.3. Sự cố thƣờng xảy ra trong HTĐ Việt Nam ......................................... 9
1.4. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 10
CHƢƠNG 2. ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP VÀ PHẦN MỀM PHÂN TÍCH HỆ THỐNG

ĐIỆN ............................................................................................................................. 12
2.1. ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ................................................ 12

2.1.1. Ổn định điện áp ................................................................................. 12


2.1.2. Các nguyên nhân sụp đổ điện áp ....................................................... 13
2.2. GIỚI HẠN NGHIÊN CỨU .................................................................................... 14
2.3. CÁC PHẦN MỀM TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP ......................................... 14

2.3.1. Đặt vấn đề ......................................................................................... 14
2.3.2. Phần mềm PSS/ADEPT .................................................................... 15
2.3.3. Phần mềm PSS/E .............................................................................. 15
2.3.4. Phần mềm CONUS ........................................................................... 17
2.3.5. Phần mềm POWERWORLD SIMULATOR ................................... 17
2.4. PHÂN TÍCH VÀ LỰA CHỌN CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TỐN ........................ 18
2.5. XÂY DỰNG DỮ LIỆU TÍNH TỐN HỆ THỐNG ĐIỆN CHO PHẦN MỀM
PSS/E ............................................................................................................................. 18

2.5.1. Các file trong PSS/E ......................................................................... 18
2.5.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu HTĐMT vào phần mềm PSS/E .................. 19
2.5.3. Xây dựng các file dữ liệu cho phân tích PV, QV ............................. 22
2.5.4. Ƣu và nhƣợc điểm của chƣơng trình PSS/E ..................................... 23
2.6. GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP .................................................... 23

2.6.1. Giới thiệu chung ................................................................................ 23
2.6.2. Những lợi ích khi sử dụng thiết bị FACTS ....................................... 24
2.6.3. Phân loại thiết bị FACTS .................................................................. 25
2.6.4. Ứng dụng thiết bị FACTS trong phần mềm PSS/E .......................... 32
2.7. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 33

CHƢƠNG 3. TÍNH TỐN VÀ PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA
HỆ THỐNG ĐIỆN 500KV KHU VỰC MIỀN TRUNG .......................................... 35
3.1. ĐẶT VẤN ĐỀ ........................................................................................................ 35
3.2. LỰA CHỌN CHẾ ĐỘ TÍNH TỐN HỆ THỐNG ĐIỆN ..................................... 35

3.2.1. Giới thiệu các chế độ vận hành ......................................................... 35
3.2.2. Khảo sát điện áp tại các nút ở chế độ làm việc bình thƣờng giai đoạn
đến năm 2025 ...................................................................................................... 37
3.2.3. Khảo sát điện áp tại các nút ở các chế độ sự cố N-1 ........................ 40
3.2.4. Tóm lại .............................................................................................. 47
3.3. KHẢO SÁT CÁC ĐẶC TÍNH PV-QV ĐỂ ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP
CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 500KV MIỀN TRUNG ........................................................ 47

3.3.1. Khảo sát đặc tính P-V tại các nút 500kV trong trƣờng hợp vận hành
bình thƣờng và sự cố ........................................................................................... 47


3.3.2. Đặc tính P-V trong trƣờng hợp vận hành bình thƣờng ..................... 48
3.3.3. Đặc tính P-V trong trƣờng hợp sự cố N-1 ........................................ 52
3.3.4. Khảo sát đặc tính Q-V tại các nút 500kV khu vực miền Trung trong
trƣờng hợp vận hành bình thƣờng và sự cố......................................................... 59
3.4. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 63
CHƢƠNG 4. TÍNH TỐN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN
ÁP Ở HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025 ............. 64
4.1. GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP .................................................... 64

4.1.1. Các phƣơng pháp điều chỉnh điện áp ................................................ 64
ĐỂ GIỮ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP CHO HỆ THỐNG ĐIỆN NẰM TRONG GIỚI HẠN
CHO PHÉP CÓ THỂ ÁP DỤNG CÁC PHƢƠNG PHÁP NHƢ SAU: ....................... 64

4.1.2. Cơ sở tính tốn dung lƣợng bù SVC ................................................. 65
4.1.3. Tính tốn lựa chọn vị trí và dung lƣợng SVC lắp đặt cho HTĐ miền
Trung ................................................................................................................... 65
4.2. KIỂM TRA KẾT QUẢ SAU KHI LẮP ĐẶT THIẾT BỊ SVC ............................. 68

4.2.1. Đặt vấn đề ......................................................................................... 68
4.2.2. Tính tốn ổn định điện áp sau khi lắp đặt thiết bị SVC .................... 69
4.2.3. Phân tích ổn định điện áp sử dụng đặc tính P-V và Q-V sau khi lắp
đặt thiết bị SVC tại nút 500kV Thạnh Mỹ .......................................................... 70
4.2.4. So sánh kết quả trƣớc và sau khi đặt thiết bị SVC............................ 73
4.5. KẾT LUẬN ............................................................................................................ 75
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ..................................................................................... 76
TÀI LIỆU THAM KHẢO........................................................................................... 78
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (BẢN SAO)


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CS
CSTD
CSPK

: Công suất
: Công suất tác dụng
: Cơng suất phản kháng

ĐD
EVN

: Đƣờng dây

: Tập đồn điện lực Việt Nam

FACTS

: Flexible AC Transmission System (Hệ thống truyền tải điện

HTĐ

xoay chiều linh hoạt)
: Hệ thống điện

HTĐMT
HTĐQG

: Hệ thống điện miền Trung
: Hệ thống điện Quốc gia

MBA
MC
NMTĐ

: Máy biến áp
: Máy Cắt
: Nhà máy Thủy điện

PECC2
PSS/E
PTC

: Công ty CP tƣ vấn xây dựng điện 2.

: Power System Simulator for Engineering
: Công ty Truyền tải điện

SVC

: Static Var Compensator (Thiết bị bù công suất phản kháng
tĩnh)
: Trạm biến áp
: Thanh cái

TBA
TC


DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu
bảng
1.1.
1.2.

Tên bảng
Phụ tải HTĐQG và các miền năm 2015-2016
Khối lƣợng lƣới điện truyền tải miền Trung đến năm
2016

Trang
4
5

1.3.

Bảng thống kê dung lƣợng bù các TBA 220kV HTĐMT

5

1.4.

Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc và miền Trung đến năm
2025

5

1.5.

Dự báo phát triển nguồn điện toàn quốc và miền Trung
đến năm 2025

6

1.6.

Dự báo phát triển lƣới điện toàn quốc và miền Trung đến
năm 2025

6

3.1.

Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại

37

3.2.

Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu

38

3.3.

Điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông –
Cầu Bông

40

3.4.

Điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng –
Thạnh Mỹ

42

3.5.

Điện áp tại các nút khi sự cố máy biến áp 500kV Thạnh
Mỹ

44

3.6.

Điện áp tại các khi sự cố một tổ máy phát

45

3.7.

Giới hạn truyền tải chế độ bình thƣờng

48

3.8.

Độ dốc sụp đổ điện áp ở chế độ bình thƣờng

49

3.9.

Giới hạn truyền tải chế độ sự cố N-1

52

3.10.

Độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông –
Cầu Bông

53

3.11.

Độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng –
Hà Tĩnh

55

3.12.

Độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố MBA 500kV Pleiku 2

57

3.13.

Độ dự trữ công suất phản kháng tại các nút 500kV

60

4.1.

Kết quả tính tốn dung lƣợng bù các chế độ vận hành

67

4.2.

Điện áp tại các nút 500kV HTĐMT sau khi lắp đặt thiết
bị SVC

69


Số hiệu

Tên bảng

bảng
4.3.

Giới hạn truyền tải và độ dự trữ của khu vực sau khi lắp
đặt SVC

Trang
70

4.4.

Độ dự trữ công suất phản kháng khi sự cố ĐD 500kV
Thạnh Mỹ cho năm 2017, 2020 và 2015

72

4.5.

So sánh điện áp trƣớc và sau khi lắp đặt thiết bị SVC

73

4.6.

So sánh giới hạn truyền tải trƣớc và sau khi lắp đặt thiết
bị SVC

74

4.7.
4.8.

So sánh độ dự trữ CSTD trƣớc và sau khi lắp đặt thiết bị
SVC
So sánh độ dự trữ CSPK trƣớc và sau khi lắp đặt thiết bị
SVC

74
75


DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
hình

Tên hình

Trang

2.1.

Bộ SVC kết nối với hệ thống điện

25

2.2.

Cấu tạo bộ TCR

26

2.3.

Cấu tạo bộ TSC

27

2.4.

Cấu tạo bộ lọc sóng hài

27

2.5.

Sơ đồ bộ SVC

28

2.6.

Sơ đồ kết nối bộ SVC với hệ thống điện

28

2.7.

Giản đồ bộ STATCOM

29

2.8.

Cấu trúc cơ bản của bộ VSC

29

2.9.

Nguyên lý hoạt động của bộ STATCOM

30

2.10.

Sơ đồ kết nối bộ STATCOM với hệ thống điện

31

2.11.

Sơ đồ kết nối SSSC với hệ thống điện

31

2.12.

Cấu trúc cơ bản của bộ TCSC

32

2.13.

Sơ đồ kết nối UPFC với hệ thống

32

2.14.

Lắp đặt thiết bị FACTS tại bus tính tốn

33

3.1.

Biểu đồ điện áp ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu

39

3.2.

Chênh lệch điện áp giữa chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu

39

3.3.

Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố ĐD Đăk Nông – Cầu
Bông

41

3.4.

Độ chênh lệch điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông-Cầu
Bông

41

3.5.

Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng–
Thạnh Mỹ

42

3.6.

Độ chênh lệch điện áp tại các nút khi sự cố ĐD 500kV Đà
Nẵng–Thạnh Mỹ

43

3.7.

Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố MBA 500kV Thạnh Mỹ

44

3.8.

Độ chênh lệch điện áp tại các nút khi sự cố MBA 500kV
Thạnh Mỹ

45

3.9.

Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố một tổ máy phát

46

3.10.

Độ chênh lệch điện áp tại các nút khi sự cố một tổ máy phát

46

3.11.

Đặc tính P-V cơ bản

47

3.12.

Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp ở chế độ bình thƣờng

50


Số hiệu

Tên hình

hình

Trang

3.13.

Đặc tính PV của các nút ở chế độ bình thƣờng năm 2017

50

3.14.

Đặc tính PV của các nút ở chế độ bình thƣờng năm 2020

51

3.15.

Đặc tính PV của các nút ở chế độ bình thƣờng năm 2025

51

3.16.
3.17.

Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đăk
Nơng – Cầu Bơng
Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nơng- Cầu Bơng
năm 2017

53
54

3.18.

Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nông – Cầu Bông
năm 2020

54

3.19.

Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đăk Nơng – Cầu Bông
năm 2025

54

3.20.

3.21.
3.22.

Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng
– Hà Tĩnh
Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh năm
2017
Đặc tính P-V khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh năm
2020

55
56
56

3.23.

Đặc tính P-V sự cố ĐD 500kV Quảng Trị – Vũng Áng năm
2025

56

3.24.

Biểu đồ độ dốc sụp đổ điện áp khi sự cố MBA 500kV Pleiku
2

57

3.25.

Đặc tính P-V của các nút 500kV khi sự cố MBA 500kV
Pleiku 2 năm 2017

57

3.26.

Đặc tính P-V của các nút 500kV khi sự cố MBA 500kV
Pleiku 2 năm 2020

58

3.27.

Đặc tính P-V của các nút 500kV khi sự cố MBA 500kV
Pleiku 2 năm

58

3.28.

Đặc tính Q-V cơ bản

59

3.29.

Biểu đồ độ dự trữ cơng suất phản kháng các nút 500kV

61

3.30.

Đặc tính Q-V của nút 500kV Thạnh Mỹ năm 2025

61

3.31.

Đặc tính Q-V của nút 500kV Dốc Sỏi năm 2025

62

3.32.

Đặc tính Q-V của nút 500kV Đăk Nơng năm 2025

62

4.1.

Mơ hình tính tốn dung lƣợng bù SVC

66


Số hiệu

Tên hình

hình
4.2.

Cách xác định dung lƣợng bù tối ƣu bằng đặc tính QV trong
thƣ viện PSS/E

Trang
67

4.3.

Đặc tính QV khi sự cố ĐD 500kV Đà Nẵng - Thạnh Mỹ năm
2025

68

4.4.

Biểu đồ điện áp các nút 500kV khu vực miền Trung

69

4.5.

Biễu đồ độ dốc điện áp sau khi đặt SVC

71

4.6.

Đặc tính P-V các nút 500kV ở chế độ bình thƣờng và chế độ
sự cố sau khi lắp đặt SVC năm 2017

71

4.7.

Đặc tính P-V các nút 500kV ở chế độ bình thƣờng và chế độ
sự cố sau khi lắp đặt SVC năm 2020

71

4.8.

Đặc tính P-V các nút 500kV ở chế độ bình thƣờng và chế độ
sự cố sau khi lắp đặt SVC năm 2025

72

4.9.

Độ tăng độ dự trữ công suất phản kháng sau khi đặt SVC tại
nút 500kV Thạnh Mỹ

73


1

MỞ ĐẦU

1. Lý do chọn đề tài
Hệ thống truyền tải điện 500kV nƣớc ta những năm qua cùng với sự phát triển
của nền kinh tế đất nƣớc đã có nhiều chuyển biến, phát triển nhanh về quy mô lƣới
điện. Do tính đặc thù về phân bố nguồn điện khơng đồng đều giữa các miền, khu vực
trong cả nƣớc và tính chất phụ tải ngày tại các nút thay đổi gần 100% giữa cao điểm và
thấp điểm nên điện áp trên lƣới truyền tải 500kV biến động trong phạm vi rộng.
Các Nhà máy điện có cơng suất lắp đặt lớn phân bố không đồng đều giữa các khu
vực trên lãnh thổ Việt Nam và chế độ vận hành các nhà máy cũng khác nhau; đồng
thời biểu đồ phụ tải ở các tĩnh, thành phố rất đa dạng nên kết quả trong q trình vận
hành trào lƣu cơng suất trên hệ thống điện thay đổi lớn làm cho điện áp hệ thống điện
500kV biến động lớn, kết quả ảnh hƣởng đến:
i). Khi điện áp trên thanh góp 500kV biến động sẽ làm tăng tổn thất công suất và
điện năng ở lƣới 220kV và 110kV;
ii). Khi điện áp biến động mạnh sẽ tăng nguy cơ sụp đổ điện áp, mất ổn định hệ
thống và nguy hiểm hơn làm tan rã lƣới cục bộ gây ảnh hƣởng nghiêm trọng hệ thống
điện Quốc gia;
iii). Hiện nay, hệ thống Truyền tải điện miền Trung cấp điện cho 13 tỉnh và thành
phố, liên kết với hệ thống đƣờng trục 500kV qua các trạm biến áp 500kVĐà Nẵng,
Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ, Pleiku, Pleiku 2, Yaly và Đắk Nông; Tổng công suất nguồn
khoảng 2.417 MW và Phụ tải chiếm tỷ lệ khoảng 10% so với phụ tải của hệ thống điện
Quốc gia. Do đó, nhận thấy rằng hệ thống Truyền tải khu vực miền Trung vừa làm
nhiệm vụ cấp điện đủ cho khu vực lại vừa phải đóng vai trị làm nút trung gian để
chuyển tải cơng suất từ miền Nam ra miền Bắc và ngƣợc lại cho nên giữ đƣợc ổn định
điện áp tại các nút này sẽ nâng cao ổn định cho hệ thống.
Để giữ ổn định điện áp cho hệ thống điện, có thể áp dụng rất nhiều giải pháp,
trong đó phổ biến nhƣ: Điều chỉnh kích từ của các tổ Máy phát điện; Điều chỉnh đầu
phân áp của Máy biến áp; Điều chỉnh điện áp cuối đƣờng dây bằng Máy biến áp bổ trợ
cùng với Máy biến áp điều chỉnh; Thực hiện bù ngang bằng Kháng điện hoặc Tụ bù;
Thực hiện bù dọc bằng Kháng điện hoặc Tụ bù.
Xuất phát từ các vấn đề trên, em chọn đề tài “Nghiên cứu, tính tốn lắp đặt thiết

bị bù để nâng cao ổn định điện áp cho hệ thống điện 500kV khu vực Miền trung
giai đoạn đến năm 2025”.


2
2. Mục tiêu nghiên cứu
Mục tiêu chính là: Tính tốn, lựa chọn vị trí và dung lƣợng bù hợp lý tại các nút
500kV khu vực miền Trung để nâng cao ổn định điện áp cho hệ thống điện 500kV
Việt Nam.
3. Đối tƣợng và phƣơng pháp nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu:
- Hệ thống điện Truyền tải 500kV khu vực miền Trung giai đoạn đến năm 2025;
- Các Thiết bị bù công suất phản kháng trên hệ thống điện;
- Vấn đề ổn định điện áp theo chế độ vận hành.
3.2. Phương pháp nghiên cứu:
- Tính tốn phân tích biến động điện áp tại các nút 500kV khu vực miền Trung
theo chế độ vận hành;
- Tính tốn lựa chọn vị trí và dung lƣợng bù hợp lý để nâng cao ổn định điện áp
cho hệ thống điện khu vực miền Trung;
- Luận văn sử dụng phần mềm đang đƣợc sử dụng phổ biến trên thế giới cũng
nhƣ ở Việt Nam để tính toán là phần mềm PSS/E.
4. Nội dung nghiên cứu
- Thu thập số liệu cập nhật cho phần mềm PSS/E;
- Tính toán các chế độ vận hành của lƣới điện Truyền tải 500kV và phân tích các
đặc tính sụp đổ điện áp để xác định các nút nguy hiểm;
- Tính tốn, lựa chọn vị trí và dung lƣợng bù thích hợp để nâng cao ổn định cho
hệ thống truyền tải khu vực miền Trung;
- Kiểm tra hiệu quả các giải pháp bù đƣợc đề xuất.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Qua kết quả của đề tài cho ta đƣợc những thông tin các nút của hệ thống 500kV

khu vực miền trung ở các chế độ có thể gây biến động điện áp lớn và sử dụng giải
pháp để cải thiện, giúp cho Hệ thống vận hành an toàn và tin cậy hơn.
Các giải pháp đƣợc đề cập ở luận văn này có thể ứng dụng thực tế nhằm nâng
cao ổn định điện áp trên hệ thống 500kV.
6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của đề tài đƣợc tổ chức thành 4
chƣơng. Bố cục của nội dung chính của luận văn gồm:
Chƣơng 1: Tổng quan về hệ thống điện miền Trung giai đoạn đến năm 2015 và
các sự cố trong Hệ thống điện.
Chƣơng 2: Ổn định điện áp và phần mềm phân tích Hệ thống điện.


3
Chƣơng 3: Tính tốn và phân tích các chế độ làm việc của Hệ thống điện 500kV
khu vực miền Trung.
Chƣơng 4: Giải pháp nâng cao chất lƣợng điện áp ở Hệ thống điện 500kV khu
vực miền Trung.
Kết luận và kiến nghị.
Tài liệu tham khảo.
Phụ lục.


4

CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG
GIAI ĐOẠN ĐẾN NĂM 2025 VÀ CÁC SỰ CỐ TRONG
HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1. Hiện trạng của hệ thống điện miền Trung
1.1.1. Cơ sở về số liệu

Số liệu về phụ tải, nguồn điện, lƣới điện và bù công suất phản kháng của
HTĐMT đƣợc thu thập từ Công ty CP tƣ vấn xây dựng điện 2 (PECC2) vào tháng
12/2016.
1.1.2. Hiện trạng phụ tải
Tính đến hết năm 2016, công suất cực đại của HTĐMT đạt 2.546MW, tăng
5,95% so với năm 2015; Tổng sản lƣợng phụ tải HTĐMT trong năm 2016 đạt 15.372
tỷ kWh, tăng 9,43% so với năm 2015; phụ tải trung bình ngày đạt 42,12 tr.kWh.
Thống kế phụ tải HTĐQG và HTĐMT năm 2015-2016 nhƣ Bảng 1.1:
Bảng 1.1. Phụ tải HTĐQG và các miền năm 2015-2016
HTĐ
Quốc gia

Pmax
Sản lƣợng
2015
2016
2015
2016
Pmax Pmax Tăng so A năm
A năm Atbngày Tăng so với
[MW] [MW] với 2015 [tr.kWh] [tr.kWh] [tr.kWh]
2015
22.210 25.809 16.20%

144.655

164.312

450.17

13.59%

Miền Bắc 10.629 11.874 11.71%

59.197

68.668

188.13

16.00%

5.95%

14.047

15.372

42.12

9.43%

Miền Nam 10.678 11.798 10.49%

70.064

77.538

212.43

10.67%

miền
Trung

2.403

2.546

1.1.3. Hiện trạng nguồn điện
Đến cuối tháng 12 năm 2016, tổng công suất đặt của các nhà máy điện trong
HTĐMT đạt xấp xỉ 6.135,35 MW chiếm 15,6% tổng nguồn điện HTĐQG. Trong đó:
(i) 15 NMTĐ có cơng suất đặt trên 300MVA; (ii) 19 NMTĐ có cơng suất đặt từ (100300) MVA và (iii) 6 NMTĐ có cơng suất đặt dƣới 100MVA; cịn lại là các NMTĐ
nhỏ với tổng công suất đặt chiếm khoảng 780MVA.
1.1.4. Hiện trạng lưới điện truyền tải
Phần lƣới điện truyền tải 500kV và 220kV do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc
gia quản lý, theo thống kê tổng khối lƣợng đƣờng dây và trạm biến áp HTĐMT đến
năm 2016 nhƣ sau:


5
Bảng 1.2. Khối lượng lưới điện truyền tải miền Trung đến năm 2016
Lƣới điện truyền tải
Tổng
PTC2
PTC3
Đƣờng dây 500kV [km]
2.840
1.228
1.612

Đƣờng dây 220kV [km]
4.148
1.462
2.686
Trạm 500kV [MVA]
5.700
1.800
3.900
Trạm 220kV [MVA]
4.501
2.313
2.188
1.1.5. Hiện trạng bù công suất phản kháng trên HTĐMT
Khu vực miền Trung có 03 TBA 220kV đã lắp đặt tụ bù ngang, tổng dung lƣợng
lắp đặt tụ bù ngang toàn lƣới miền Trung là 106.7 MVAr. Bảng thống kê dung lƣợng
bù hiện hữu trên lƣới điện 220kV khu vực miền Trung nhƣ sau:
Bảng 1.3. Bảng thống kê dung lượng bù các TBA 220kV HTĐMT
STT
1
2
3

Số lƣợng tụ bù * dung
lƣợng (MVAr )

Tên
TBA 220kV Huế
TBA 220kV Quy Nhơn
TBA 220kV Nha Trang
Tổng

1
1
1

Điện áp đặt tụ
(KV )

x
20
x
50
x
36.7
106.7 MVar

110
110
110

1.2. Kế hoạch phát triển hệ thống điện miền Trung giai đoạn đến năm 2025
1.2.1. Cơ sở về số liệu
Kế hoạch phát triển hệ thống điện miền Trung giai đoạn đến năm 2025 đƣợc cập
nhật theo Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/03/2016 của Thủ tƣớng chính phủ về
việc điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến
năm 2030, chi tiết xem Phụ lục 1.2-1.6.
1.2.2. Dự báo nhu cầu phụ tải
Dự báo nhu cầu phụ tải HTĐQG và HTĐMT cho các năm 2017 đến 2025 đƣợc
cập nhật [10, Tr. 13-20, Chƣơng 3] nhƣ Bảng 1.4:
Bảng 1.4. Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc và miền Trung đến năm 2025

Năm
2017
2018
2019
2020
2025
Điện thƣơng phẩm (GWh)
miền Trung

16.834

18.660

20.685

22.930

35.056

Tồn quốc

173.422

191.787

212.097

234.558

352.288

Cơng suất cực đại (MW)
miền Trung

4.263

4.518

4.789

5.044

7.806

Toàn quốc

31.006

34.329

38.007

42.080

63.471


6
1.2.3. Chương trình phát triển nguồn điện
Dự báo chƣơng trình phát triển nguồn điện HTĐMT cho các năm 2017 đến 2025

đƣợc cập nhật [10, Tr. 34, Chƣơng 5] nhƣ Bảng 1.5:
Bảng 1.5. Dự báo phát triển nguồn điện toàn quốc và miền Trung đến năm 2025
Chỉ tiêu/ Năm
2017
2018
2019
2020
2025
miền Trung (MW)

6.333

7.008

7.468

8.248

14.818

Toàn quốc (MW)

45.335

48.629

53.625

58.794

89.421

1.2.4. Chương trình phát triển lưới điện
Dự báo chƣơng trình phát triển lƣới điện HTĐMT đến 2025 đƣợc cập nhật [10,
Tr. 1-37, Phụ lục 2] nhƣ Bảng 1.6:
Bảng 1.6. Dự báo phát triển lưới điện toàn quốc và miền Trung đến năm 2025
Các giai đoạn
Cấp điện áp, kV
2015-2020
2021-2025
miền Trung

1. Đƣờng dây tải điện, km

500kV

398

1.590

220kV

1.944

799
2. Trạm biến áp, MVA

500kV

900

4.500

220kV

5.169

4.750

Quốc gia

1. Đƣờng dây tải điện, km

500kV

3 032

2 097

220kV

6 140

1 762
2. Trạm biến áp, MVA

500kV

17 250

21 750

220kV

35 439

28 713

1.2.5. Các ưu điểm, nhược điểm và các tồn tại cần khắc phục
a. Ưu điểm
Do nhận từ nhiều nguồn, các điểm mở vòng đã đƣợc kiểm tra đủ điều kiện khép
vòng nên kết lƣới của hệ thống điện miền Trung rất linh hoạt, khi xảy ra sự cố N - l
việc cung cấp điện vẫn có thể đƣợc đảm bảo.
b. Nhược điểm
- Các đƣờng dây nằm trên các địa hình đồi núi, xác suất bị sự cố cao.
- Các nguồn điện phân bố không đều, tập trung nhiều chủ yếu ở Tây Nguyên và
bắc Quảng Nam. Khu vực Quảng Bình khơng có nguồn tại chỗ nên điện áp thấp.


7
- Các nhà máy điện nối vào lƣới Nam miền Trung có cơng suất q lớn
(3.177MW) và đƣờng dây 220kV dài cộng thêm một số nhà máy không thu đƣợc công
suất phản kháng nên vào lúc thấp điểm đêm điện áp ln ln ở mức cao, khó khăn
cho cơng tác điều chỉnh điện áp.
- Một số đƣờng dây truyền tải sử dụng dây dẫn có tiết diện bé, dẫn đến sự hạn
chế trong quá trình chuyển tải điện năng trong các kết dây khác với kết dây cơ bản.
Một số đƣờng dây truyền tải còn thiếu máy cắt hoặc phải dùng chung máy cắt cho
đƣờng dây và máy biến áp.
- Lƣới điện trải dài theo đặc điểm địa lý, các đƣờng dây truyền tải tƣơng đối dài
và thƣờng xuyên truyền tải công suất cao từ các nhà máy điện nên dễ bị dao động.

- Các trạm mới khi đƣa vào vận hành, không đấu nối transit lên đƣờng dây đang
vận hành dẫn đến khó khăn trong việc phối hợp rơle cũng nhƣ đảm bảo cung cấp điện
khi xảy ra sự cố N–l (mất 1 phần tử trong hệ thống như máy phát, máy biến áp, đường
dây).
- Các nhà máy thủy điện dƣới 30MW do các điều độ của các Công ty Điện lực
huy động chƣa có sự phối hợp tốt với phƣơng thức huy động nguồn của điều độ A0
dẫn đến quá tải lƣới truyền tải.
- Bù còn thiếu, sử dụng các thiết bị FACST còn hạn chế.
c. Giải pháp khắc phục
- Xây dựng một đƣờng trục truyền tải cấp điện áp 500kV chạy dọc theo các tỉnh
miền Trung từ Hà Tĩnh đến Pleiku để tăng độ tin cậy cung cấp điện, chất lƣợng điện
năng và giảm tổn thất HTĐMT.
- Tính tốn lắp đặt thêm các thiết bị bù linh hoạt để nâng cao ổn định điện áp.
1.3. Sự cố trong hệ thống điện
1.3.1. Các nguyên nhân của sự cố trong hệ thống điện
Thông thƣờng, một sự cố tan rã HTĐ là một hiện tƣợng phức tạp, với nhiều
nguyên nhân khác nhau. Một HTĐ bị tan rã là kết quả của một quá trình chia tách,
mất đƣờng dây, máy phát điện… liên tục cho đến khi bị phân chia hoàn toàn thành
các vùng, khu vực cách ly nhau. Một số các nguyên nhân chính gây ra nhƣ sau:
Nguyên nhân đầu tiên bắt đầu từ khâu qui hoạch và thiết kế. Ví dụ nhƣ việc dự
đốn sai nhu cầu phụ tải dẫn đến sự thiếu hụt năng lƣợng cung cấp cho phụ tải. Một
vấn đề quan trọng khác trong giai đoạn này đó là việc tuân theo các tiêu chuẩn an
ninh khi thiết kế. Vì việc đảm bảo an ninh cho một HTĐ đối với tất cả các sự cố là
không thể thực hiện đƣợc. Trƣờng hợp hay gặp nhất là khi có một hƣ hỏng bất kỳ
xảy ra trong HTĐ - hay còn gọi là tiêu chuẩn N-1. Xác xuất xảy ra hai (N-2) hay


8
nhiều thiết bị cùng hƣ hỏng đồng thời là nhỏ hơn. Tuy nhiên để đảm bảo an ninh cho
HTĐ, một số HTĐ còn phải đảm bảo tiêu chuẩn N-2. Nhƣng một số HTĐ, trong giai

đoạn qui hoạch và thiết kế đã không đảm bảo tiêu chuẩn N-1 (hoặc N-2) đã dẫn đến
một số sự cố tan rã HTĐ. Việc thiết kế và cài đặt các thông số bảo vệ sai cũng là
một trong những nguyên nhân của các sự cố tan rã HTĐ. (Ví dụ nhƣ việc cài đặt các
thơng số bảo vệ khác nhau của hai đầu đƣờng dây liên lạc nằm ở hai tỉnh khác
nhau hoặc việc cài đặt thông số sai của hệ thống sa thải phụ tải theo tần số. Việc
thay đổi cấu trúc hệ thống, và quan điểm vận hành theo thị trƣờng điện cũng cần
phải đƣợc cân nhắc kỹ lƣỡng khi qui hoạch và thiết kế.
Rất nhiều nguyên nhân nguy hiểm dẫn đến sự cố tan rã HTĐ xuất phát từ quá
trình vận hành HTĐ. Trong mơi trƣờng thị trƣờng điện, có nhiều các hệ thống điện
con (sub-systems) cùng vận hành và điều khiển hệ thống truyền tải xƣơng sống
(interconnected transmission system (the so-called TSOs). Sự có mặt với tỉ lệ khá
lớn của hệ thống điện phân tán cũng làm cho HTĐ ngày càng trở lên phức tạp khi
xem xét trên quan điểm vận hành và quản lý. Chính vì vậy mà những ngƣời vận
hành HTĐ có thể khơng hiểu hết về HTĐ mình đang quản lý - vận hành, đặc biệt là
khi có nhiều hợp đồng mua bán điện, trào lƣu công suất liên tục thay đổi, và các sự cố
ngẫu nhiên phức tạp có thể xảy ra trong một hệ thống điện lớn. Kết quả là thiếu sự phối
hợp và hành động chính xác trong việc phịng ngừa, ngăn chặn sự cố giữa các trung
tâm điều độ hệ thống điện.
Trong quá trình bảo dƣỡng thiết bị cũng có những nguy cơ tiêm ẩn, đặc biệt là
các công việc bảo dƣỡng bất thƣờng, sự hƣ hỏng của các thiết bị điện quá cũ, thiếu
những cơng việc bảo dƣỡng định kỳ (thậm chí là việc cắt tỉa cây trên hành lang
tuyến). Việc thiếu sự đào tạo thƣờng xuyên, cập nhật cho những ngƣời vận hành hệ
thống điện và phối hợp đào tạo liên trung tâm điều độ cũng có thể gây ra các sự cố
tan rã HTĐ.
Ngoài ra con nhiều nguyên nhân khách quan khác, nhƣ sự hƣ hỏng bất thƣờng
của thiết bị bảo vệ, hệ thống quản lý năng lƣợng (Energy System management ESM), hệ thống đánh giá trạng thái (State Estimator-SE) và hệ thống đánh giá sự cố
ngẫu nhiên thời gian thực (Real Time Contingency Analysis - RTCA) đã làm cho các
kỹ sƣ vận hành không thể giám sát và đánh giá tình trạng làm việc cũng nhƣ việc đƣa
ra các biện pháp kịp thời. Những điều kiện thời tiết bất thƣờng (quá nóng, quá
lạnh), hay hiện tƣợng thiên nhiên cũng là một trong những nguyên nhân dẫn đến

việc tăng lên bất thƣờng của phụ tải hay hƣ hỏng thiết bị đƣợc xem là những điều
kiện bất lợi ban đầu cho HTĐ, là nguyên nhân bắt nguồn các sự cố.


9
1.3.2. Cơ chế xảy ra sự cố sụp đổ điện áp gây tan rã hệ thống điện
Tất cả các sự cố trên đều có một q trình chung đó là HTĐ đi từ trạng thái
vận hành bình thƣờng (có thể rất gần với giới hạn an ninh/ ổn định) đến mất ổn định
và cuối cùng là chia tách, sụp đổ thành các hệ thống riêng biệt. Cơ chế chung đó
chính là sự mất ổn định của HTĐ và có thể đƣợc tổng kết nhƣ sau:
- Ban đầu, HTĐ đang đƣợc vận hành ở những điều kiện bất lợi, khá gần với giới
hạn ổn định. Ví dụ nhƣ: mất một số tổ máy/ nhà máy điện, một số đƣờng dây tải điện
do sự cố hay bảo dƣỡng trong khi đó nhu cầu phụ tải lại đang rất lớn hay tăng lên do
những điều kiện bất thƣờng của thời tiết. Hơn nữa, vùng trung tâm phụ tải lại ở xa
vùng phát, làm tăng tổn thất truyền tải cả công suất tác dụng và phản kháng, hoặc
khơng có đủ cơng suất dự phịng. Những điều kiện bất lợi đó làm cho điện áp ở một số
nút bị giảm thấp.
- Những điều kiện bất lợi này có thể phải tiếp tục chịu một hoặc một số sự cố
cực kỳ nguy kịch do việc mất thêm thiết bị nhƣ là mất đƣờng dây, máy phát quan
trọng, làm phá vỡ tiêu chuẩn an ninh (N-1 hay N-2). Làm phát sinh các vấn đề ổn
định HTĐ nhƣ mất ổn định điện áp/ tần số/ góc roto, làm quá tải các thiết bị còn lại,
điện áp giảm thấp tại một số nút, mất đồng bộ giữa các máy phát điện. Việc mất cân
bằng công suất phát/ tải làm nảy sinh sự sụp đổ về tần số và đồng bộ hóa.
- Việc thiếu các biện pháp ngăn chặn kịp thời của các trung tâm điều độ hệ
thống, lỗi vận hành của con ngƣời, sự tác động sai của thiết bị bảo vệ, hay hƣ hỏng ẩn
trong các hệ thống giám sát, điều khiển làm cho tình hình trở lên nghiêm trọng
hơn.
- Sự tác động của máy biến áp điều áp dƣới tải, hay các máy phát đã đạt đến
giới hạn công suất tác dụng/ phản kháng, làm cho HTĐ mất khả năng điều khiển
điện áp. Kết quả là điện áp tiếp tục giảm thấp, vẫn đến sụp đổ điện áp và tan rã hệ

thống.
- Việc thiếu mômen cản các dao động hay quá trình quá độ dẫn đến các máy
phát điện bị mất đồng bộ, các hệ thống bảo vệ chống mất đồng bộ tác động cắt các
máy phát này ra khỏi HTĐ, làm cho sự mất cân bằng phát/ tải tăng lên mạnh hơn nữa,
và dẫn đến việc cắt hàng loạt các thiết bị khác, và làm sụp đổ hoàn toàn hệ thống.
- Cơ chế tan rã HTĐ có liên quan trực tiếp đến cơ chế mất ổn định điện áp/ tần
số/ góc roto.
1.3.3. Sự cố thường xảy ra trong HTĐ Việt Nam
Hệ thống điện Việt Nam hiện nay đang truyền tải công suất từ Bắc vào Nam với
lƣợng công suất khá lớn, trong chế độ cao điểm lƣợng công suất truyền tải trên đƣờng


10
dây 500kV đã gần đạt đến định mức của đƣờng dây. Do vậy, khi sự cố đƣờng dây
500kV khu vực miền Trung thƣờng gây ra tách đôi hệ thống Bắc-Nam, sự cố nghiêm
trọng và thƣờng xảy ra nằm trên cung đoạn Đà Nẵng –Hà Tĩnh, Đà Nẵng – Thạnh Mỹ
hoặc Đăk Nông – Cầu Bông. Khi sự cố trên cung đoạn này, hệ thống Bắc Nam sẽ bị
tách đôi, lúc này ở phía Nam sẽ thiếu 1 lƣợng cơng suất khá lớn (tùy thuộc chế độ vận
hành) và điện áp giảm thấp, để đảm bảo tính ổn định hệ thống thơng thƣờng phải sa thải
1 lƣợng cơng suất. Ví dụ sự cố xảy ra vào tháng 04/2016, lƣới điện phía Nam đã phải sa
thải một lƣợng công suất 2000MW. Lúc đó trên hệ thống sẽ có sự dao động rất lớn, điện
áp và tần số dao động mạnh gây nên hiện tƣợng mất ổn định, dẫn đến rã lƣới. Miền Bắc
điện áp và tần số sẽ tăng cao, lúc này các bảo vệ quá điện áp và quá tần số sẽ tác động
và cắt một số đƣờng dây, trong khi đó cơng suất phát của nhà máy chƣa kịp giảm làm
cho điện áp và tần số càng tăng cao gây nên hiện tƣợng domino, hệ thống điện miền Bắc
bị rã lƣới gây nên mất điện trên diện rộng, thiệt hại về kinh tế rất lớn. Trong khi đó ở
miền Trung và miền Nam thì điện áp và tần số giảm mạnh, bảo vệ kém áp và tần số thấp
sẽ tác động cắt rất nhiều phụ tải, cũng gây nên mất điện trên diện rộng.
Sự cố gây nên hiện tƣợng sụp đổ điện áp và tan rã hệ thống là trƣờng hợp cây
dầu va vào đƣờng dây 500kV vào ngày 22/5/2013, tại đoạn đƣờng dây 500kV đi qua

khu vực phƣờng Hòa Phú, TP Thủ Dầu Một (Bình Dƣơng), 1 cây dầu cao hơn 10m từ
vƣờn ƣơm gần đó ngã đụng vào đƣờng dây 500kV nên gây nổ [số liệu trên trang web
]. Đây là đƣờng dây tải điện từ Bình Dƣơng, hòa vào trạm
biến áp Tân Định, cung cấp điện lực cho toàn bộ khu vực miền Nam. Lúc này trên
đƣờng dây 500kV đang truyền tải một lƣợng công suất rất cao từ Bắc vào Nam. Khi
sự cố đƣờng dây này, phía Nam đã thiếu hụt 1 lƣợng cơng suất lớn làm cho tần số và
điện áp giảm thấp, lúc này bảo vệ tần số thấp tác động sa thải một lƣợng phụ tải lớn
nhằm cân bằng công suất để giữ cho hệ thống điện miền Nam ổn định, và ngay lúc
đó, một số nhà máy hệ thống điều tốc cũng làm việc ở chế độ lồng tốc, kết hợp với
lƣợng công suất sa thải do tần số thấp làm cho hệ thống càng dao động mạnh, do khả
năng điều tần của các nhà máy kém nên không giữ đƣợc ổn định và gây tan rã toàn bộ
hệ thống miền Nam.
1.4. Kết luận
Cùng với sự phát triển chung của hệ thống điện Việt Nam, hệ thống điện miền
Trung cũng đã phát triển không ngừng càng ngày càng đƣợc mở rộng và hiện đại hố.
Đến hết năm 2016: Tổng cơng suất phụ tải cực đại là 2.546 MW; tổng công suất đặt
của các NMĐ là 6.135 MW; tổng chiều dài đƣờng dây 500kV là 2.840 km, đƣờng dây
220kV là 4.148 km; tổng dung lƣợng các TBA 500kV là 5.700 MVA, các TBA 220kV


11
là 4.501 MVA. Theo qui hoạch phát triển điện lực đến năm 2025, HTĐMT là: Tổng
công suất phụ tải cực đại đạt 7.806 MW; tổng công suất đặt các NMĐ đạt 17.135 MW;
đƣờng dây 500kV xây dựng thêm 1.988 km, đƣờng dây 220kV xây dựng thêm 2.743
km; TBA 500kV bổ sung thêm 5.400 MVA, TBA 220kV bổ sung thêm 9.919 MVA.
Qua quá trình vận hành HTĐ Việt Nam đã xuất hiện một số sự cố nghiêm trọng
gây tan rã HTĐ, cụ thể sự cố vào ngày 22/05/2013 khi bị 1 cây dầu cao hơn 10m từ
vƣờn ƣơm gần đó ngã đụng vào đƣờng dây 500kV Di Linh – Tân Định gây tan rã hệ
thống điện, lúc này toàn bộ khu vực miền Nam bị ngừng cung cấp điện phải mất hơn
một giờ mới khắc phục lại đƣợc.

Để đảm bảo HTĐQG nói chung và HTĐMT nói riêng vận hành an tồn tin cậy
trong mọi tình huống, cần có sự tính tốn phân tích các chế độ vận hành, tìm giải pháp
nâng cao độ tin cậy cho HTĐ. Trong giới hạn của luận văn chỉ tính tốn, phân tích
HTĐ khu vực miền Trung.


12

CHƢƠNG 2
ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP VÀ PHẦN MỀM PHÂN TÍCH HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1. Ổn định điện áp trong hệ thống điện
2.1.1. Ổn định điện áp
Ổn định điện áp là khả năng của một HTĐ vẫn cịn duy trì đƣợc giá trị điện áp
ổn định ở tất cả các nút trong HTĐ sau khi trải qua một sự cố từ điều kiện vận hành
xác lập bình thƣờng ban đầu, tham khảo [1], [2], [8], [12], [13].
Vấn đề về ổn định điện áp có thể đƣợc chia nhỏ thành các dạng sau đây:
a. Ổn định điện áp khi có kích động lớn
Là khả năng của HTĐ vẫn cịn duy trì đƣợc các giá trị điện áp ổn định sau khi
có kích động lớn, chẳng hạn nhƣ hƣ hỏng trong HTĐ, mất nguồn phát điện hoặc các
sự cố trên mạch điện. Việc xác định ổn định điện áp khi có kích động lớn cần phải
khảo sát đáp ứng phi tuyến của HTĐ trong một khoảng thời gian đủ để thu nhận đƣợc
hoạt động và tƣơng tác của các thiết bị, chẳng hạn nhƣ động cơ điện, ULTC (bộ
chỉnh áp dƣới tải của MBA), và bộ hạn chế dịng kích từ của máy phát (OEL - bộ
hạn chế trạng thái bị kích thích quá mức).
b. Ổn định điện áp khi có dao động nhỏ
Là khả năng của HTĐ vẫn cịn duy trì đƣợc điện áp ổn định khi chịu các tác động
nhỏ, chẳng hạn nhƣ, tải thay đổi tăng. Dạng ổn định này chịu tác động bởi các đặc trƣng
của tải, các điều khiển mang tính chất liên tục, và các điều khiển rời rạc vào một điểm
thời gian cho trƣớc. Vào thời điểm bất kỳ, cách thức mà điện áp trên hệ thống đáp ứng
với các thay đổi hệ thống nhỏ. Với các giả thiết thích hợp, các phƣơng trình của hệ

thống có thể đƣợc tuyến tính hóa xung quanh điểm làm việc để phân tích và do đó cho
phép tính tốn đƣợc thơng tin độ nhạy rất hữu ích trong việc nhận dạng các yếu tố ảnh
hƣởng đến ổn định điện áp. Tuy nhiên, q trình tuyến tính hóa này khơng tính đến các
ảnh hƣởng phi tuyến, chẳng hạn nhƣ MBA với bộ điều áp dƣới tải, (bƣớc điều chỉnh áp
rời rạc, và trễ thời gian…). Do đó, việc kết hợp các phân tích tuyến tính và phi tuyến
thƣờng đƣợc sử dụng để phối hợp với nhau.
Khoảng thời gian nghiên cứu ổn định điện áp có thể thay đổi từ vài giây đến hàng
chục phút. Do đó ổn định điện áp cịn có thể đƣợc phân chia thành hiện tƣợng ngắn
hạn và dài hạn.
c. Ổn định điện áp ngắn hạn
Liên quan đến tính chất động của các thành phần tải tác động nhanh, chẳng hạn
nhƣ: động cơ cảm ứng, tải điều khiển điện tử và các bộ biến đổi HVDC. Trƣờng hợp