NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA ĐIỆN TRỞ TRUNG TÍNH ĐẾN CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA ĐƯỜNG DÂY 583 PLEIKU 2 – 572 THẠNH MỸ

LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI:

Hệ thống điện truyền tải 500kV Việt Nam ngày càng phát triển mạnh mẽ, lưới điện ngày càng tăng cao và phức tạp. Việc trao đổi công suất qua lại giữa các vùng miền là rất lớn và thường thông qua các đường dây liên kết khá dài. Đặc biệt là khu vực Nam Trung Bộ, nơi tập trung tâm nhiệt điện Vĩnh Tân, các nguồn năng lượng tái tạo phát triển rất mạnh cũng tại khu vực này, đóng góp một nguồn năng lượng lớn và chuyển tải công suất theo chiều Nam-Bắc tại một số thời điểm trong năm. Trong đó đường dây 500kV mạch đơn 583/Pleiku 2 – 572/572 Thạnh Mỹ dài 232 km, được xây dựng từ năm 1994. Đường dây này đóng vai trò xương sống của lưới Truyền tải 500kV, góp phần liên kết lưới điện 500kV Bắc Nam. Vì vậy, việc nghiên cứu tính toán các chế độ vận hành, đảm bảo đường dây này vận hành an toàn trở nên hết sức cần thiết, trong đó có việc nghiên cứu các quá trình quá độ điệntừ trên lưới.

Khoảng 70-95% sự cố ngắn mạch một pha trên đường dây thường là ngắn mạch thoáng qua. Hệ thống điện thường sử dụng hệ thống tự động đóng lặp lại nhằm nâng cao ổn định. Việc nghiên cứu ảnh hưởng của các phần tử trên đường dây, đặc biệt là cuộn kháng bù ngang và các phần tử dập hồ quang (kháng trung tính, điện trở trung tính) đến khả năng đóng lặp lại thành công của đường dây đóng vai trò quan trọng. Đảm bảo đường dây vận hành an toàn, liên tục, giữ vững liên kết lưới điện trong các chế độ vận hành khác nhau.

MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU

Mục đích nghiên cứu của đề tài là: Tính toán, đánh giá ảnh hưởng của điện trở nối đất kháng bù ngang đến chế độ vận hành của lưới điện truyền tải. Trên cơ sở đó lựa chọn thông số của điện trở trung tính kháng bù ngang đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ nhằm hạn chế các hiện tượng quá áp trên hệ thống điện khi cắt một pha đường dây đang vận hành.

ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU:

3.1 Đối tượng nghiên cứu:

– Các chế độ làm việc của hệ thống truyền tải điện 500kV khu vực miền Trung Việt Nam.

– Vai trò kháng bù ngang trên các đường dây truyền tải 500kV

– Hiện tượng quá áp khi cắt ngắn mạch 1 pha trên đường dây 500kV

3.2 Phạm vi nghiên cứu:

– Đánh giá ảnh hưởng của điện trở trung tính của kháng bù ngang đến chế độ vận hành của hệ thống truyền tải 500kV.

– Áp dụng tính toán phân tích đối với đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ làm cơ sở để đánh chung cho hệ thống.

PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

– Thu thập số liệu về thông số đường dây và thông số vận hành thực tế, trên cơ sở đó cập nhật thông tin vào phần mềm để mô phỏng đường dây đang vận hành.

– Tính toán phân tích hiện tượng quá áp khi cắt một pha ứng với các chế độ vận hành khác nhau.

– Tính toán lựa chọn giá trị điện trở nối trung tính phù hợp để hạn chế quá áp khi cắt một pha đường dây đang vận hành.

ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI

Căn cứ mục tiêu và nhiệm vụ đề ra, đề tài được đặt tên như sau: “Nghiên cứu ảnh hưởng của điện trở trung tính đến chế độ vận hành đường dây 583/Pleiku 2 – 572/ Thạnh Mỹ”.

CẤU TRÚC CỦA LUẬN VĂN

Ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận văn được biên chế thành 3 chương:

Mởđầu

Chương 1: Tổng quan về hệ thống truyền tải điện 500kV Việt Nam và vai trò của các kháng bù ngang.

• 1. Giới thiệu quá trình hình thành và phát triển hệ thống truyền tải điện 500kV Việt Nam.
  2. Hiện trạng hệ thống truyền tải điện khu vực miền Trung.
  3. Hiện trạng đường dây 583/Pleiku – 572/Thạnh Mỹ.
  4. Cấu tạo và nguyên lý làm việc của các thiết bị bù trên đường dây.
  5. Các thông số chính của các KBN và tụ bù dọc.
  6. Kết luận.

Chương 2: Cơ sở tính toán phân tích hệ thống điện và phần mềm tính toán.

2.1. Các phương pháp tính toán phân tích hệ thống điện.

2.2. Các giải pháp điều chỉnh điện áp trong hệ thống điện.

2.3. Giới thiệu phần mềm EMTP-RV

2.4. Xây mô hình mô phỏng đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ.

2.5. Kết luận.

Chương 3: Tính toán, đánh giá ảnh hưởng của điện trở nối đất trung tính đến chế độ làm việc của đường dây 583/Pleiku 2-572/Thạnh Mỹ.

3.1. Đặt vấn đề

3.2. Tính toán các trường hợp sự cố trên đường dây 583/Pleiku 2 – Thạnh Mỹ khi chưa lắp đặt điện trở trung tính.

3.3. Tính toán ảnh hưởng của điện trở nối đất đến chế độ làm việc của đường dây 583/Pleiku 2-Thạnh Mỹ.

3.4. Phân tích lựa chọn giá trị điện trở nối đất trung tính kháng bù ngang.

3.5. Kết luận.

Kết luận và kiến nghị

Danh mục tài liệu tham khảo

Quyết định giao đề tài luận văn (bản sao)

Phụ lục

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM GIAI ĐOẠN 2020-2030.

• 1. Giới thiệu quá trình hình thành và phát triển hệ thống Truyền tải điện 500kV tại Việt Nam

1.1.1 Hệ thống điện truyền tải.

Lưới điện truyền tải Việt Nam bắt đầu được xây dựng từ những năm 1960 với đường dây 220kV Đa Nhim – Sài Gòn gồm 729 vị trí trụ, chiều dài 257km và trạm biến áp 220kV Sài Gòn (3×63) MVA. Sau hơn nửa thế kỷ hình thành và phát triển, đến nay lưới điện truyền tải đã lớn mạnh với hàng vạn km đường dây và hàng trăm trạm biến áp.

Ngày 27 tháng 5 năm 1994, lưới điện 500kV chính thức được đưa vào vận hành với đường dây 500kV Bắc-Nam dài gần 1500km và các trạm biến áp 500kV Hòa Bình, Hà Tĩnh, Pleiku và Phú Lâm với tổng công suất các trạm biến áp 500kV là 2700MVA, là bước ngoặt quan trọng trong quá trình phát triển của lưới điện truyền tải. Năm 1999, hệ thống 500kV được bổ sung thêm 26km đường dây 500kV mạch kép Yaly – Pleiku, nâng tổng chiều dài các đường dây 500kV lên đến 1531km. Những năm tiếp theo lưới điện 500kV càng ngày càng phát triển với việc xây dựng đường dây 500kV mạch 2 từ Trạm biến áp 500kV Nho Quan đến Trạm biến áp 500kV Phú Lâm đóng điện vận hành ngày 19/5/2004. Lưới truyền tải 500kV là xương sống của hệ thống điện Việt Nam. Chạy suốt từ Bắc vào Nam đóng một vai trò vô cùng quan trọng trong cân bằng năng lượng của toàn quốc và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền.

Năm 2006, lưới điện truyền tải phát triển với gần 9.000km đường dây và 21.000MVA dung lượng máy biến áp từ 220kV đến 500kV được quản lý vận hành bởi các Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Năm 2007 “Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2006 – 2015 có xét đến năm 2025” được phê duyệt theo Quyết định số 110/2007/QĐ-TTg ngày 18/07/2007 của Thủ tướng Chính phủ. Lưới điện truyền tải được định hướng phát triển đồng bộ với nguồn điện nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội của đất nước với mức tăng GDP khoảng 8,5% – 9%/năm giai đoạn 2006 – 2010 và dự báo nhu cầu điện tăng ở mức 17% trong giai đoạn 2006 – 2015.

Năm 2008, Tổng Công ty Truyền tải Quốc Gia được thành lập trên cơ sở tổ chức lại 04 Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 và 03 Ban Quản lý dự án các Công trình điện miền Bắc, miền Trung và miền Nam theo lộ trình hình thành và phát triển thị trường điện tại Việt Nam mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của lưới điện truyền tải Việt Nam.

Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV, 220kV của Việt Nam do Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý đã vươn tới hầu hết các tỉnh, thành phố trong cả nước liên kết hệ thống điện các miền thành hệ thống điện hợp nhất và từng bước 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 cao áp 220kV, trạm GIS 220kV, hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính, thiết bị định vị sự cố, giám sát dầu online, hệ thống SCADA…

Việt Nam là một nước đang phát triển, cùng với sự phát triển công nghiệp hóa đất nước, sản lượng tiêu thụ điện của Việt Nam trong nhiều năm gần đây luôn tăng trưởng ở mức cao (trên 10%/ 01 năm). Chính sự tăng trưởng mạnh của phụ tải kéo theo sự phát triển mạnh mẽ của lưới điện. Dưới đây là một vài điểm chính của Hệ thống truyền tải điện Việt Nam đến thời điểm năm 2020 và dự báo đến năm 2030.

Dự báo phụ tải trong đề án được lấy trong Điều chỉnh Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn 2010 − 2020 có xét tới 2030 (Điều chỉnh QHĐ 7), được phê duyệt theo quyết định số 428/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 18 tháng 3 năm 2016, theo đó dự báo nhu cầu điện thương phẩm nước ta đến năm 2020 sẽ đạt hơn 234 triệu kWh, và tăng lên 506 triệu kWh năm 2030, tăng hơn gấp 3 lần so với hiện nay. Công suất phụ tải cực đại cũng được dự báo tăng lên hơn 42.000MW năm 2020 và 90.000 MW năm 2030. Đây là các dự báo cho kịch bản cơ sở, tương ứng với mức dự báo tăng trưởng kinh tế xã hội cơ sở. Ngoài ra Tổng sơ đồ còn đưa ra kịch bản tăng trưởng cao, xét cho trường hợp phụ tải tăng cao hơn so với phương án cơ sở. Theo đó, trong phương án cao, đến năm 2030, nhu cầu điện thương phẩm của nước ta sẽ là gần 560 triệu kWh, tương ứng Pmax đạt hơn 100.000MW. Tuy nhiên, theo xu hướng tăng trưởng phụ tải thực tế đang ở mức phụ tải cơ sở, do đó báo cáo sẽ dùng phương án phụ tải cơ sở được trình bày ở bảng 1.1 phần phục lục 1 để tính toán.

Tính đến 31 tháng 12 năm 2019 hệ thống lưới điện truyền tải 500kV, 220kV do Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý gồm:

– Hệ thống truyền tải 500kV: Về Trạm biến áp 500kV có 27 trạm biến áp 500kV với 49 máy biến áp tổng dung lượng 24000 MVA. Về đường dây 500kV có tổng chiều dài 3241km. Chi tiết các đường dây và trạm biến áp 500kV như Phụ lục 1.

– Hệ thống truyền tải 220kV: Về Trạm biến áp 220kV có 110 trạm biến áp 220kV, với 192 máy biến áp 220kV tổng dung lượng 39641 MVA. Về đường dây 220kV có tổng chiều dài là 7619 km. Chi tiết các đường dây và trạm biến áp 220kV như Phụ lục 2.

Hệ thống Truyền tải điện Việt Nam được phân giao cho các đơn vị trực thuộc Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý gồm:

– Công ty Truyền tải điện 1: Phạm vi quản lý các tỉnh phía Bắc đến Hà Tĩnh.

– Công ty Truyền tải điện 2: Phạm vi quản lý 7 tỉnh Bắc miền Trung bao gồm Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên – Huế, Quảng Nam, Đà Nẵng, Quảng Ngãi và Kon Tum.

– Công ty Truyền tải điện 3: Phạm vi quản lý 9 tỉnh Nam miền Trung và Tây Nguyên gồm có Bình Định, Phú Yên, Khánh Hòa, Ninh Thuận, Bình Thuận, Gia Lai, ĐăkLăk, Đăk Nông và Lâm Đồng.

– Công ty Truyền tải điện 4: Phạm vi quản lý các tỉnh Phía Nam từ các tỉnh Đồng Nai, Bình Phước, Bà Rịa – Vũng Tàu đến Cà Mau.

– Sơ đồ hệ thống điện truyền tải 500kV Việt Nam đến năm 2020 như phụ lục 2

1.1.2 Hiện trạng nguồn điện:

Tính đến hết năm 2019, công suất đặt HTĐQG là 55367 MW (chưa tính nhập khẩu Trung Quốc và Lào), tăng 13,2% so với năm 2018. Cụ thể, cơ cấu nguồn điện phân loại theo loại hình nhà máy như bảng 1.2:

Bảng 1.2: Cơ cấu nguồn điện phân loại theo loại hình nhà máy điện

Hình 1.2: Biểu đồ cơ cấu nguồn điện phân loại theo loại hình nhà máy

( Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành HTĐ 2019 – EVN)

Khu vực tập trung nhiều thủy điện là vùng Tây Bắc, Tây Nguyên và Trung Trung Bộ. Khu vực tập trung nhiệt điện Than là Đông Bắc, Nam Trung Bộ và Tây Nam Bộ. Khu vực tập trung nhiệt điện Khí là vùng Đông Nam Bộ. Trung tâm phụ tải lớn là khu vực Hà Nội và Đông Nam Bộ. Khu vực tập trung nhiều nguồn năng lượng tái tạo (mặt trời, gió) là khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận, Duyên hải Nam Trung bộ và Tây Nguyên.

Hình 1.3: Cơ cấu công suất đặt nguồn điện tính đến hết năm 2020

1.1.3 Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải điện đến năm 2030. [1]

1.1.3.1 Kế hoạch phát triển nguồn điện:

Chương trình phát triển nguồn điện đến năm 2030 được cập nhật theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VII, theo đó một số nét chính về công suất nguồn giai đoạn 2018 − 2030 như sau:

Về các nguồn năng lượng sơ cấp, đến năm 2020 về cơ bản các nguồn thủy điện đã được khai thác hết, chỉ còn các nguồn thủy điện nhỏ, do đó các nguồn nhiệt điện than và khí sẽ được phát triển mạnh. Bên cạnh đó tỷ trọng các nguồn Năng lượng tái tạo cũng sẽ được tăng lên, với mục tiêu đạt 27.000MW vào năm 2030.

Giai đoạn 2015 -2020, điều chỉnh giãn tiến độ các nguồn điện tại miền Bắc và miền Trung, tập trung đẩy sớm các nhiệt điện than khu vực miền Nam như Duyên Hải 3 mở rộng, Vĩnh Tân 4,.. để đảm bảo cân bằng điện năng và công suất cho từng miền, giảm bớt gánh nặng truyền tải trên đường dây 500kV liên kết Bắc – Nam, nâng cao độ tin cậy và dự phòng cung cấp điện cho HTĐ miền Nam.

Giai đoạn 2021 – 2030, miền Bắc vẫn tiếp tục giãn tiến độ vận hành của các nguồn điện. Miền Trung đẩy mạnh phát triển Trung tâm Khí điện Miền Trung đồng bộ với tiến độ khai thác khí của mỏ Cá Voi Xanh, đồng thời phát triển nhiệt điện than tại một số vị trí thuận lợi. Miền Nam sẽ đưa vào các nhiệt điện than bên cạnh phát triển nguồn điện chạy khí hóa lỏng nhập khẩu (LNG) và điện hạt nhân.

Công suất đặt nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2018 − 2030 được thể hiện trong bảng sau:

Bảng 1.3: Công suất đặt các loại nguồn điện giai đoạn 2020− 2030

Theo dự báo đến năm 2030, tổng công suất đặt tăng gấp lên gần gấp 2,8 lần so với năm 2018 lên mức gần 141.000 MW.

Hình 1.4: Cơ cấu công suất đặt nguồn điện năm 2030

Đồ thị trên cho thấy sự chuyển dịch cơ cấu công suất đặt nguồn điện qua giai đoạn 10 năm dự báo từ 2020 đến 2030. Theo đó, thủy điện chiếm tỷ lệ lớn nhất năm 2020 với gần 31% công suất đặt sẽ giảm mạnh tỷ trọng xuống chỉ còn 15% vào năm 2030, do tiềm năng nguồn thủy điện của nước ta về cơ bản sẽ được khai thác hết vào năm 2020. Khi đó tỷ trọng nhiệt điện than tăng mạnh từ 31% năm 2020 lên 44% năm 2030 và chiếm tỷ trọng lớn nhất. Nhiệt điện khí cũng có xu hướng giảm tỷ trọng, ngược lại các nguồn năng lượng tái tạo lại tăng mạnh lên 25% năm 2030, theo xu hướng chung cắt giảm khí thải, giảm ảnh hưởng đến môi trường theo các Công ước quốc tế mà Việt Nam đã ký, cũng như được nêu trong Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến 2050 được phê duyệt theo quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015 của Thủ tướng Chính phủ.

Bảng 1.4: Điện năng sản xuất các loại nguồn điện giai đoạn 2020− 2030

Về điện năng sản xuất, theo dự báo tốc độ tăng trưởng của giai đoạn 2020−2025 sẽ đạt 10,5% và tốc độ tăng sẽ chậm lại vào các năm sau, đạt 7,4% giai đoạn 2025-2030. Đến năm 2030, tổng lượng điện sản xuất trên toàn hệ thống điện sẽ đạt 571.000 GWh, trong đó nhiệt điện than đóng góp hơn một nửa, tiếp theo sau là nhiệt điện khí, thủy điện và năng lượng tái tạo.

1.1.3.2 Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải:

Những nét chính về chương trình phát triển lưới điện theo điều chỉnh Quy hoạch Điện VII đã được phê duyệt:

• • Sang giai đoạn sau 2020, bố trí cân đối nguồn trên miền Bắc và miền Nam được thực hiện tốt, các nhà máy nhiệt điện than tại miền Nam đã vận hành ổn định, lượng điện năng truyền tải Bắc – Trung giảm xuống dưới 5 tỷ kWh/năm. Sau năm 2023, khi các nhà máy nhiệt điện TBK Quảng Nam, Quảng Ngãi vào vận hành thì sản lượng truyền tải Trung – Nam tăng lên nhanh chóng (khoảng trên 20 tỷ kWh/ năm).
  • Do trữ lượng và khả năng khai thác than trong nước không lớn nên hầu hết các nhà máy nhiệt điện than trong giai đoạn tới 2030 sẽ xây dựng phải sử dụng than nhập (trừ nhiệt điện Vĩnh Tân II, Duyên Hải I). Thêm vào đó, tới 2020 Việt Nam đã khai thác hầu hết tiềm năng thủy điện. Các yếu tố này dẫn tới hiệu ích kinh tế của ĐZ 500kV liên kết Bắc – Trung – Nam theo khía cạnh tận dụng nguồn thủy điện và nguồn than nội địa giá rẻ sẽ giảm dần theo thời gian. Các đường dây 500kV xây dựng thêm sẽ mang nhiều ý nghĩa truyền tải công suất thuần từ các trung tâm nhiệt điện về các trung tâm phụ tải.

Tổng hợp khối lượng xây dựng lưới điện truyền tải giai đoạn từ nay đến 2020 và 2030 trên toàn quốc trình bày trong bảng 1.5 (xem phụ lục 1)

• 1. Hiện trạng hệ thống truyền tải điện khu vực Miền Trung.

Hệ thống nguồn điện miền Trung tính đến cuối tháng 12 năm 2019 có tổng công suất đặt của các nhà máy điện xấp xỉ 9457.95 MW. Trong đó, tổng công suất đặt của các nhà máy thủy điện là 7132.95 MW chiếm 75,4%, nhiệt điện than là 1200 MW chiếm 12.7%, năng lượng tái tạo là 1125 MW chiếm 11.9% .

Tham khảo sơ đồ hệ thống điện Miền trung Việt Nam đến 05/2020 phụ lục 1.2

Lưới điện truyền tải khu vực miền Trung do các Công ty Truyền tải điện 2 và Công ty truyền tải điện 3 quản lý bao gồm 16 tỉnh, thành phố từ tỉnh Quảng Bình vào phía Nam đến các tỉnh ĐắkNông, Lâm Đồng và Bình Thuận. Số lượng các đường dây và trạm 220kV, 500kV khu vực miền Trung tính đến 01 tháng 5 năm 2020 gồm:

– Tổng chiều dài đường dây 500kV : 2847.572 km.

– Tổng chiều dài đường dây 220kV :4763.667 km.

– Tổng công suất các trạm biến áp 500kV : 7050 MVA.

– Tổng công suất các trạm biến áp 220kV : 5563 MVA.

Cụ thể như Bảng 1.6, Bảng 1.7 (xem phụ lục 1)

1.2.1 Các nguồn điện trên khu vực Miền trung. (xem bảng 1.8 phụ lục 1)

1.2.2 Lưới điện truyền tải Công ty Truyền tải điện 2 quản lý

Công ty Truyền tải điện 2 có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện Truyền tải ở cấp điện áp từ 220kV đến 500kV. Phạm vi lưới điện do Công ty quản lý bao gồm hệ thống điện truyền tải thuộc 07 tỉnh khu vực miền Trung: Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên – Huế, Quảng Nam, Đà Nẵng, Quảng Ngãi, và Kon Tum.( Tham khảo sơ đồ lưới điện PTC2 quản lý, phụ lục 1.3)

Tính đến thời điểm 31 tháng 12 năm 2019 lưới truyền tải điện do công ty Truyền tải điện 2 quản lý gồm:

• Trạm biến áp 500 KV: 3 trạm, tổng công suất 2250MVA.
• Trạm biến áp 220 KV: 13 trạm, tổng công suất 2625MVA.
• Đường dây 500 kV: Tổng chiều dài 1227,8 km.
• Đường dây 220 kV: Tổng chiều dài 1680,4 km.

Cụ thể xem các Bảng 1.9; 1.10; 1.11 phụ lục 1

1.2.3 Lưới điện truyền tải Công ty Truyền tải điện 3 quản lý

Công ty Truyền tải điện 3 có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện Truyền tải ở cấp điện áp từ 220kV đến 500kV. Phạm vi lưới điện do Công ty quản lý bao gồm hệ thống điện truyền tải thuộc 09 tỉnh khu vực miền Trung : Gia Lai, Đắk Lắk, Đắk Nông, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hòa, Lâm Đồng, Ninh Thuận và Bình Thuận.

Tham khảo sơ đồ lưới điện PTC3 quản lý, hình 1.4 phần phục lục

Tính đến thời điểm tháng 12 năm 2019 lưới truyền tải điện do công ty Truyền tải điện 3 quản lý gồm:

• Trạm biến áp 500 KV: 5 trạm, tổng công suất 4800MVA.
• Trạm biến áp 220 KV: 22 trạm, tổng công suất 4250MVA.
• Đường dây 500 kV: Tổng chiều dài 1939,178 km.
• Đường dây 220 kV: Tổng chiều dài 3209,142 km.

Cụ thể xem bảng 1.12; bảng 1.13 phụ lục 1.

Trong năm, trào lưu công suất Truyền tải chủ yếu nhận từ phía Bắc cấp vào phía Nam qua trạm biến áp 500kV Pleiku, trạm 500kV Pleiku 2, trạm 500kV ĐăkNông, trạm 500kV Di Linh và truyền tải công suất từ các nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân vào miền Nam qua trạm biến áp 500kV Vĩnh Tân.

1.2.4 Quy hoạch lưới điện Miền Trung đến năm 2025. [1]

a. Nguồn điện khu vực miền Trung đến năm 2025

Đến cuối năm 2025 các nguồn điện khu vực miền Trung có tổng công suất đăt khoảng 35.849,95 MW.

Trong giai đoạn 2020-2025 khu vực miền Trung sẽ có thêm khoảng 19.800MW từ các nhà máy điện sau: Xem bảng 1.14 phục lục 1.

b. Lưới điện khu vực miền Trung đến năm 2025

* Đến cuối năm 2020 khu vực miền Trung sẽ có thêm khoảng 1921,68 kM đường dây 500 kV cụ thể như sau:

• Đường dây 500 kVVĩnh Tân – Rẽ Sông Mây – Tân Uyên 2×233,84 kM
• Đường dây 500 kVNhiệt điện Quảng Trạch – Vũng Áng 2×18 kM
• Đường dây 500 kVQuảng Trạch – Dốc Sỏi 2x 484 kM
• Đường dây 500 kVDốc Sỏi – Pleiku 2: 2x 208 kM
• Đường dây 500 kV Vũng Áng – Rẽ Hà Tĩnh – Đà Nẵng M3,4: 2×17 kM

Tổng chiều dài đường dây 500kV đến năm 2020 khoảng 4769,252 kM

* Theo quy hoạch đến năm 2025 khu vực miền Trung sẽ có thêm khoảng 1510kM đường dây 500 kV cụ thể như sau:

• Đường dây 500 kVQuảng Trị – Rẽ Vũng Áng – Đà Nẵng 4×5 kM
• Đường dây 500 kVNhiệt điện Quảng Trạch – Quảng Trị 2×25 kM
• Đường dây 500 kVTua bin khí Miền Trung – Krông Buk 2×330 kM
• Đường dây 500 kVKrông Buk – Tây Ninh 1 2×300 kM
• Đường dây 500 kVKrông Buk – Rẽ Pleku 2 – Chơn Thành 4×20 kM
• Đường dây 500 kVTua bin khí Miền Trung – Dốc Sỏi 2×20 kM
• Đường dây 500 kVThủy điện tích năng Bắc Ái – Rẽ Vân Phong – Vĩnh Tân 4×35 kM

Tổng chiều dài đường dây 500kV đến năm 2025 khoảng 6279,252 kM

Khu vực miền Trung có địa bàn trải dài theo hướng Bắc Nam, dân cư thưa thớt, mật độ phụ tải thấp. Căn cứ vào đặc điểm nguồn – tải, phân Miền Trung thành 4 vùng nhỏ hơn là Trung Trung Bộ (Quảng Bình – Quảng Ngãi), Tây Nguyên (Kon Tum đến Đắc Nông) và Nam Trung Bộ 1 (Bình Định đến Khánh Hòa) và Nam Trung Bộ 2 (Lâm Đồng, Ninh Thuận, Bình Thuận).

Qua khảo sát Quy hoạch phát triển điện lực của một số tỉnh, thành phố khu vực miền Trung như Quảng Bình, Thừa Thiên – Huế, Đà Nẵng, Quảng Ngãi, Bình định, Kon Tum, Khánh Hòa, Đăk Lăk, Đăk Nông…. Đồng thời đối chiếu với đề án Điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến 2030 (QHĐ7ĐC) do Viện Năng lượng lập, đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt theo quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/3/2016, kết quả cho thấy dự báo phụ tải cực đại miền Trung đến năm 2025 như sau.

• 1. Hiện trạng đường dây 583/Pleiku-572/Thạnh Mỹ.

Trên đây tác giả đã giới thiệu sơ bộ về hệ thống truyền tải điện Việt Nam cũng như hiện trạng và quy hoạch đến năm 2030. Tuy nhiên xét đến thời điểm năm 2020 hệ thống truyền tải 500kV qua khu vực các tỉnh Miền Trung – Tây Nguyên vẫn còn liên kết yếu với 02 mạch Dốc Sỏi – Pleiku và Thạnh Mỹ – Pleiku 2. Việc đảm bảo vận hành an toàn cho các đường dây này nhằm cung cấp điện An toàn – liên tục và giữ vững liên kết hệ thống điện 02 miền Bắc – Nam là nhiệm vụ nặng nề của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia và các Công ty Truyền tải điện.

Như mục tiêu luận văn đã đề ra, tác giả tập trung đi sâu nghiên cứu hiện tượng quá áp khi sự cố 01 pha trên đường dây 500kV, và đường dây được lựa chọn là đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ (trước đây là Pleiku nối đến Đà Nẵng). Đây là cung đoạn đường dây được thiết kế xây dựng trong những năm 1994. Đường dây này có các thông số cơ bản như sau:

Điểm ban đầu: Trạm biến áp 500kV Thạnh Mỹ – Tỉnh Quảng Nam (xét theo chiều Bắc – Nam)

Điểm cuối: Trạm biến áp 500kV Pleiku 2 (Tỉnh Gia Lai)

Cấp điện áp: 500kV

Số mạch: 01 mạch

Dây dẫn: 4xACSR330/43

Chiều dài: 232km

Đối với các đường dây truyền tải siêu cao áp có chiều dài đáng kể (hơn 100 km), việc điều khiển vô công do đường dây sinh ra là một vấn đề phức tạp và đòi hỏi các tính toán kỹ lưỡng, toàn diện nhằm đảm bảo an toàn cho thiết bị, kéo dài tuổi thọ của công trình và linh hoạt trong vận hành. Đối với các đường dây 500kV thì lượng công suất vô công sinh ra trên mỗi km đường dây tương đối lớn. (đối với đường dây 500kV mức dao động từ 1 – 1,2MVAr/km), nên trong chế độ vận hành bình thường các đường dây siêu cao áp cũng sử dụng kháng bù ngang để bù một phần điện dung của đường dây nhằm giữ điện áp trong giới hạn cho phép trong chế độ vận hành non tải. Chính các kháng điện bù ngang này khi được đấu nối vào đường dây cũng còn có tác dụng giảm dòng điện chạm đất hồ quang.

Đồng thời để nâng cao khả năng tải của đường dây, tăng khả năng ổn định động đường dây, đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ được trang bị tụ bù dọc có thông số 2000A/21.5Ω tại 02 đầu đường dây.

Thông số các phần tử bù được lắp đặt trên đường dây: Pleiku 2 –Thạnh Mỹ như sau:

Kháng bù ngang: Dung lượng 500kV/91MVAr (lắp đặt cả 02 đầu)

Tụ bù dọc: 2000A/21.5Ω (lắp đặt ở cả 02 đầu).

Cuộn kháng trung tính: 800Ω (lắp đặt ở cả 02 đầu).

Kháng bù ngang được lắp vào đường dây tải điện siêu cao áp có chiều dài lớn với mục đích chủ yếu là hạn chế quá áp khi phóng điện đường dây, khi tải thấp, cũng như khi đường dây bị mất tải đột ngột. Mặc dù có tác dụng hạn chế quá áp, kháng bù ngang lại làm tăng điện áp cảm ứng lên các pha mà đã bị tách ra khỏi hệ thống (ví dụ như khi có sự cố chạm đất một pha, dẫn tới việc máy cắt ở cả hai đầu của pha này mở ra) từ các pha còn mang điện trên cùng một mạch, hoặc từ các pha của mạch đường dây khác nhưng đi trong phạm vi hành lang tuyến của mạch đường dây có pha đang bị cắt. Để giảm điện áp cảm ứng này, ngoài việc lắp kháng trung tính cần phải xem xét đến việc sử dụng điện trở trung tính nối giữa kháng trung tính và đất

• 1. Cấu tạo và nguyên lý làm việc các thiết bị bù trên đường dây.

1.4.1 Tổng quan về thiết bị bù trên đường dây truyền tải. [2]

– Xét đường dây Truyền tải có sơ đồ như sau:

Trong truyền tải người ta quan tâm đến tổn thất điện áp trên đường dây được xác định theo công thức sau:∆U= (P.R + Q.X)/U

Trong đó :

– P là công suất tác dụng được truyền trên đường dây

– R là thành phần điện trở của đường dây

– Q là công suất phản kháng được truyền trên đường dây

– X là thành phần điện kháng của đường dây

– U là điện áp tại đầu đường dây

Căn cứ vào công thức trên, chúng ta thấy rằng : 

Nếu thay đổi P thì U thay đổi nhưng P lớn hay nhỏ là do phụ tải quyết định nên không thể thay đổi tuỳ tiện được.

Thay đổi tham số R bằng cách tăng tiết diện đường dây hoặc tăng số đường dây làm việc song song thì không hợp lý về mặt kinh tế. Vì vậy, người ta tìm cách thay đổi Q (Công suất phản kháng) hoặc X (tham số đường dây) để giảm tốithiểu ∆U

Các biện pháp thay đổi Q được gọi là bù ngang: dùng các thiết bị để phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng như động cơ đồng bộ, tụ điện, kháng điện (trong chương này chỉ đề cập tới tụ và kháng ). Thiết bị bù được mắc rẽ nhánh với lưới điện, thông qua việc tăng giảm công suất phản kháng trên lưới để thay đổi tổn thất điện áp trên đường dây.

Các biện pháp thay đổi X được gọi là bù dọc: tụ bù được mắc nối tiếp trên đường dây truyền tải làm cho tổng trở đường dây nhỏ đi: ( XS = X – Xbù).Trở kháng trong hệ thống truyền tải bao gồm phần lớn là thành phần điện kháng và phần nhỏ là thành phần điện trở: (Zht = R + J. XS ). Bởi vậy sự thay đổi điện áp ở phía tải được gây nên bởi thành phần XS nhiều hơn là thành phần điện trở R. 

• • 1. Kháng bù ngang.

1. Cấu trúc cơ bản của kháng bù ngang.

Hình 1.5: Sơ đồ kháng bù ngang trên lưới điện

XP

SE

SE

Xn

PA

Rn

Hình 1.6:Cấu trúc cơ bản kháng bù ngang

Cấu tạo của kháng bù ngang bao gồm :

• Các dao cách ly (SE) được sử dụng để nối tắt và cách ly mạch trungtính.
• Chống sét sử dụng ô xít kim loại (PA) được sử dụng để bảo vệ mạch kháng trung tính khi sét đánh hoặc các quá điện áp thao tác.
• Xn là kháng trung tính mục đích dập tắt hồ quang thứ cấp để tăng khả năng TĐL thành công cho đường dây.
• Rn là điện trở ngoài được mắc nối tiếp với kháng trung tính để hạn chế mức cộng hưởng điện áp.
• XP là kháng bù ngang mục đích hút công suất vô công trên đường dây để ổn định điện áp.

1. Nguyên lý cấu tạo của kháng bù ngang.

Hình 1.7: Nguyên lý cấu tạo của kháng bù ngang

– Cuộn kháng có thể được coi như một máy biến áp mà trong đó không có cuộn dây thứ cấp, tất cả dòng chảy vào cuộn kháng trở thành dòng kích từ (dòng không tải). Cấu trúc nguyên lý của cuộn kháng tương tự như của máy biến áp, nhưng vì tất cả dòng chảy vào cuộn kháng là dòng kích từ (dòng không tải ) nên nếu dùng khung từ như máy biến áp thông thường, nó sẽ bão hoà rất nhanh, trở kháng của cuộn kháng sẽ rất lớn và dòng chạy qua cuộn kháng sẽ nhỏ. Trong cuộn kháng, đường khép mạch từ khác so với máy biến áp. Mạch từ được khép kín qua khe hở không khí (từ thông được khép vòng qua không khí) nhằm tránh bão hoà nhanh cho khung từ. Muốn được như vậy trong phần ứng của cuộn kháng bằng thép, người ta tạo rất nhiều những khoảng trống bằng các nêm chèn vào trong lõi thép. Vì cuộn kháng làm việc trong môi trường điện từ rất mạnh, nên yêu cầu cao về sự chắc chắn của khung từ và vỏ để chống độ rung lớn hơn so với máy biến áp.

– Kháng bù ngang thông thường sẽ là loại lõi thép với khe hở không khí. Nhờ khe hở không khí mà lõi thép sẽ không thể bị bão hòa và tăng được từ trở. Từ trở tăng cũng giúp độ tự cảm (điện cảm) của kháng điện giảm làm công suất kháng điện tăng.

L = N² / R (L: điện cảm, N: số vòng dây, R: Từ trở)

– Một bộ kháng 3 pha có thể bao gồm 3 kháng đơn pha hoặc là loại 3 pha chung (chung lõi từ, chung vỏ máy). Loại 3 pha chung sẽ được thiết kế là 3 pha – 5 trụ hoặc 3 pha – 3 trụ. Loại 5 trụ được sử dụng phổ biến trên lưới truyền tải công suất lớn vì ba pha sẽ độc lập nhau về mạch từ trong khi loại 3 trụ sẽ có từ thông chạy chung giữa các pha.

1. Nguyên lý làm việc:

– Trên các đường dây siêu cao áp có độ dài lớn, điện dung pha – đất và pha – pha là rất lớn. Điện dung này phát ra công suất phản kháng Qc lớn (có tác dụng như tụ bù ngang ), vì vậy trong trường hợp đường dây không tải hoặc tải nhỏ lượng công suất phản kháng dư thừa lớn thì điện áp ở cuối đường dây sẽ nâng cao hơn đầu đường dây. Để giảm ảnh hưởng bất lợi của điện dung này, người ta mắc rẽ nhánh một kháng điện để tiêu thụ bớt công suất phản kháng Qc. Đối với đường dây siêu cao áp 500kV, khoảng cách lớn nhất giữa hai điểm đặt kháng là 500 Km

1. Tác dụng của kháng bù ngang trong lưới điện.

• Là thiết bị chỉ tiêu thụ công suất phản kháng nên nó có tác dụng triệt tiêu, điều chỉnh lượng công suất phản kháng dư thừa do lưới điện sinh ra, giảm điện áp và giữ ổn định điện áp hệ thống
• Giảm điện áp thanh cái trong các trường hợp non tải, bằng cách tiêu thụ công suất phản kháng Q do tụ ký sinh của đường dây sinh ra.
• Là mạch nối đất trung tính trong đó có kháng trung tính đóng vai trò là cuộn dập hồ quang (hồ quang tại điểm chạm đất 1 pha, tăng giá trị cho dòng bảo vệ, đẩy nhanh tốc độ F79-TĐL).
• Đối với đường dây truyền tải siêu cao áp (từ 400kV trở lên), việc vận hành tại điện áp cao quá 105% điện áp định mức thường không được khuyến cáo. Chính vì vậy, theo thực tế áp dụng tại tất cả các công ty điện lực trên thế giới, việc lựa chọn kháng bù ngang dựa trên các tiêu chuẩn sau đây:
• Trong chế độ vận hành bình thường (đối với các chế độ phụ tải): cố gắng giữ điện áp tại các thanh cái xung quanh giá trị định mức.
• Trong các chế độ khác như: phóng điện đường dây, hoà điện, chế độ vận hành thiếu phần tử cho phép điện áp đạt giá trị cực đại là 105% điện áp định mức (mặc dù điện áp vận hành lâu dài cực đại của thiết bị thường là 110% điện áp định mức).
• Giữ điện áp cao để tăng giới hạn truyền tải và giảm tổn thất trong các chế độ truyền tải công suất cao.
• Mức bù ngang phải thích hợp để không gây ra các hiệu ứng phụ khác, cụ thể là không gây ra cộng hưởng điện áp song song do mức độ bù quá cao hoặc do một số chế độ vận hành không toàn pha.
  • 1. Tụ bù dọc:

Trên các đường dây siêu cao áp có độ dài lớn, điện dung pha – đất và pha – pha là rất lớn, do đó khi không tải hoặc tải nhỏ thì điện áp ở cuối đường dây sẽ cao hơn ở đầu đường dây. Vì vậy, kháng bù ngang, có tác dụng giảm sự tăng áp này, giữ điện áp tại cuối đường dây ổn định gần bằng điện áp định mức. Đối với tụ bù dọc chỉ có tác dụng giảm điện áp giáng trên đường dây (giảm tổn thất điện áp và công suất trên đường dây), dàn đều điện áp trên đường dây bằng với điện áp cho phép và tăng khả năng truyền tải đối với đường dây.

• 1. Cấu trúc cơ bản tụ bù dọc trong lưới điện.

Hình 1.8: Sơ đồ cấu trúc Tụ bù dọc.

Cấu tạo của Tụ bù dọc bao gồm.

1 Tụđiện
2 Khe hở phóng điện
3 Điện trở phi tuyến

4 Máy cắt
5 Mạch cản dịu

• 1. Chức năng của các thiết bị trên giàn tụ:

– Khe hở phóng điện: làm việc dựa trên sự quá điện áp của khe hở, dùng để bảo vệ quá áp giàn tụ.

– Điện trở phi tuyến Varistor: đấu song song với tụ là tổ hợp điện trở phi tuyến MOV, ở điện áp làm việc, MOV có điện trở rất cao và không cho dòng chạy qua, khi có quá điện áp tới ngưỡng của MOV, điện trở của nó bằng không và dòng sẽ chạy qua nó. MOV có tác dụng hạn chế điện áp của tổ hợp tụ trong trị số giới hạn (khi có ngắn mạch, dòng điện chạy qua tụ sẽ vượt nhiều lần so với dòng định mức của tụ hệ quả xuất hiện quá điện áp đột biến đối với các bình tụ).

– Mạch cản dịu: Dùng để giới hạn và dập tắt dòng hồ quang phóng qua khe hở tới giá trị đảm bảo an toàn cho các thiết bị khác của tổ hợp tụ. Mạch cản dịu sẽ dập tắt các dao động phóng sao cho biên độ dòng phóng lần thứ hai nhỏ hơn 50% dòng phóng lần thứ nhất

– Máy cắt tụ: đấu song song với giàn tụ. Khi máy cắt đóng, giàn tụ bị nối ngắn mạch và bị tách ra khỏi vận hành. Khi máy cắt mở sẽ đưa giàn tụ vào vận hành

• 1. Các thông số kỹ thuật của các kháng bù ngang và tụ bù dọc tại Trạm 500kV Pleiku 2 và Thạnh Mỹ. [3]

1.6 Kết luận.

Hệ thống điện Việt Nam phát triển nhanh chóng, ngày càng trở nên rộng lớn, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải điện và nguồn điện, tốc độ tăng trưởng của nền kinh tế trong giai đoạn hội nhập và phát triển.

Lưới truyền tải 500kV Việt Nam chính thức đưa vào vận hành ngày 27/5/1994 với 4 trạm biến áp 500kV dung lượng 2700MVA và gần 1500km đường dây chạy suốt từ Bắc vào Nam đã mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của lưới điện truyền tải Việt Nam. Trong giai đoạn từ năm 2004 đến 31/12/2019 Hệ thống Truyền tải điện 500kV phát triển nhanh chóng với 27 Trạm biến áp 500kV dung lượng 29400MVA và tổng chiều dài đường dây 500kV hơn 7500km, tốc độ tăng trưởng trung bình 35,7%/năm. Lưới truyền tải 500kV là xương sống của hệ thống điện Việt Nam, chạy suốt từ Bắc vào Nam đóng một vai trò vô cùng quan trọng trong cân bằng năng lượng của toàn quốc và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền.

Trong các năm gần đây, xu hướng truyền tải công suất trên ĐD 500kV Bắc– Nam chủ yếu theo chiều từ miền Bắc, miền Trung vào miền Nam để đáp ứng nhu cầu phụ tải miền Nam, khai thác tối đa và hiệu quả các nhà máy thủy điện. Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV Bắc – Nam Khu vực miền Trung từ Hà Tĩnh đến Đăk Nông, Lâm Đồng với chiều dài 2847km liên kết hệ thống điện Bắc – Nam có vai trò quyết định đến sự vận hành an toàn, ổn định của hệ thống điện khi thực hiện phương thức truyền tải điện năng cao từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam.

Để điều chỉnh lượng công suất phản kháng do đường dây 500kV sinh ra trong quá trình vận hành thường sử dụng kháng bù ngang và tụ bù dọc, vai trò của các thiết bị này là:

– Kháng bù ngang là thiết bị chỉ tiêu thụ công suất phản kháng nên nó có tác dụng triệt tiêu, điều chỉnh lượng công suất phản kháng dư thừa do lưới điện sinh ra, giảm điện áp và giữ ổn định điện áp hệ thống.

– Tụ bù dọc đóng vai trò bù thông số đường dây, cải thiện tính ổn định của điện áp các nút, tăng khả năng tải của đường dây, tăng độ dự trữ ổn định của hệ thống và giảm tổn thất hệ thống bằng việc phân bố lại công suất phản kháng trong hệ thống.

Trong quá trình vận hành việc thao tác đóng cắt kháng bù ngang để điều chỉnh công suất phản kháng hoặc khi có các sự cố xảy ra đã gây ra hiện tượng tăng điện áp cảm ứng trên các pha, để hạn chế quá điện áp đã sử dụng giải pháp nối đất trung tính kháng bù ngang qua điện kháng và điện trở. Luận văn sẽ nghiên cứu, tính toán đánh giá ảnh hưởng của giải pháp này đến chế độ làm việc của lưới điện truyền tải 500kV Việt Nam.

Chương 2:

CƠ SỞ TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HỆ THỐNG ĐIỆN

VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN

2.1. Mở đầu

2.1.1.Đặt vấn đề.

Hệ thống điện bao gồm các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng. Kết cấu của một hệ thống điện có thể rất phức tạp, muốn nghiên cứu nó đòi hỏi phải có một kiến thức tổng hợp và có những phương pháp tính toán phù hợp. Trong khoa học kĩ thuật, các phương trình (có bao gồm các phương trình vi phân) thường được sử dụng để biểu diễn tính chất vật lí của các sự vật, sự việc trong các lĩnh vực khác nhau như cơ khí, điện, nhiệt… Thông thường, các phương trình này rất phức tạp nên không thể giải chính xác bằng giải tích. Vì vậy, phương pháp số (còn gọi là giải tích số) thường được sử dụng để giải gần đúng của các phương trình này. Nói một cách tổng quát, phương pháp số là quá trình từng bước chính xác hoá chuỗi giá trị của mỗi biến phụ thuộc tương ứng với một giá trị của biến độc lập. Thường thủ tục là chọn giá trị của biến độc lập trong một khoảng cố định. Độ chính xác cho lời giải phụ thuộc cả phương pháp chọn và kích thước của khoảng giá trị. Một số phương pháp số thường xuyên sử dụng sẽ được giới thiệu trong chương này.

2.1.2 Bài toán trào lưu công suất [4]

Trong hệ thống điện nói chung được chia thành 3 loại nút sau:

* Nút qui chiếu (slack bus): là nút tại đó điện áo được giữ cố định cả về trị số và góc lệch pha. Người ta đưa ra khái niệm nút qui chiếu là vì trước khi tính toán chưa biết chính xác lượng công suất phát ra bởi các nhà máy điện, thông thường người ta chọn nút ứng với nút qui chiếu. Nút này được gọi là nút V – δ.

* Nút tải (load bused): là nút mà tại đó công suất của tác dụng P và công suất phản kháng Q đã được xác định. Độ lớn của điện áp và góc pha chưa biết. Nút này được gọi là nút P – Q.

* Nút điều chỉnh (Regulated bused): đây chính là nút nguồn hay còn gọi là nút điều chỉnh điện áp. Tại nút này độ lớn công suất tác dụng và độ lớn điện áp đã xác định, góc pha của điện áp và công suất phản kháng chưa biết. Nút này được gọi là nút P – V.

Nhiệm vụ của giải tích mạng là tính toán các thông số chế độ làm việc, chủ yếu là dòng và áp tại mọi nút trên hệ thống điện. Việc xác định các thông số chế độ làm việc của hệ thống điện rất có ý nghĩa trong hệ thống thiết kế, vận hành và điều khiển hệ thống điện. Một số lượng lớn thuật toán đã được đưa ra để giải quyết bài toán giải thích mạng. Trong số đó, hai phương pháp được dung phổ biến hơn cả là phương pháp Newton – Raphson và phương pháp Gauss – Seidel.

2.2 Các phương pháp tính toán phân tích hệ thống điện.

2.2.1 Phương pháp Gauss – Seidel

Phương pháp Gauss-Seidel dùng để tìm giá trị X của hệ phương trình tuyến tính:

f(x) = 0 (2.1)

Phương trình (2.1) có thể được viết lại dưới dạng sau:

x = g(x) (2.2)

Nếu x^(k) là giá trị đặt ban đầu của biến x, thực hiện các bước lặp theo công thức:

x^(k+1) = g(x^(k)) (2.3)

Nghiệm thu được khi sự lệch của trị tuyệt đối giữa hai bước lặp kế tiếp nhau nhỏ hơn một sai số cho trước.

(2.4)

Với εlà sai số cho phép hay độ chính xác.

Trong một vài trường hợp, có thể sử dụng hệ số tăng tốc để cải thiện tốc độ hội tụ. Nếu hệ số tăng tốc α ≥1 thì thuật toán Gauss – Seidel trở thành:

x^(k+1) = x^(k) + α [g(x^(k) – x^(k))] (2.5)

Bây giờ ta xét hệ gồm n phương trình với n biến:

…………………..

(2.6)

Các hàm ở trên (2.6) được sắp xếp và viết lại như sau:

…………………..

(2.7)

Thủ tục lặp được bắt đầu bằng phương pháp xấp xỉ cho mỗi biến độc lập . Kết quả thu được ở (2.7) được sử dụng cho bước xấp xỉ mới . Trong phương pháp Gauss – Seidel, những biến tính toán ở phương trình trước ngay lập tức được sử dụng để giải phương trình kế tiếp. Qua nếu đạt được sai số cho phép thì bài toán được hội tụ, nếu không thì phải được lặp tiếp tục. Tốc độ hội tụ thường được tăng bởi việc sử dụng hệ số tăng tốc thích hợp α và các bước lặp trở thành:

(2.8)

Thuật toán giải tích mạng điện tử sử dụng phương pháp Gauss – Seidel gồm các bước sau:

1. Đối với nút tải, và cho trước, độ lớn và góc pha điện áp ban đầu chọn bằng giá trị của nút qui chiếu, hoặc chọn:= 1.0 và = 0.0. được tính theo (2.22).
2. Đối với nút điều chỉnh điện áp, và được cho trước, góc pha chọn bằng giá trị nút qui chiếu hoặc chọn = 0. được tính theo (2.24). Sau đó tính tiếp theo (2.22).

Các ký hiệu dùng trong thuật toán Gauss – Seidel:

P_i, Q_i: công suất phụ tải thứ i

V_i, δ_i: độ lớn điện áp và góc pha điện áp.

θ_ij = δ_i – δ_j: độ lệch pha giữa nút đầu và nút cuối nhánh đường dây.

Y_bus: ma trận tổng dẫn nút.

ε: sai số cho phép của công suất phát.

: độ lệch công suất sau bước lệch thứ k

: độ lệch độ lớn và góc pha điện áp sau bước lặp thứ k

: công suất phản kháng giới hạn min và max của các máy phát.

1. Phương pháp giải tích mạng điện Newton – Raphson:

Giả sử ta có:

f(x) = c (2.9)

Nếu x⁽⁰⁾ là giá trị đặt ban đầu và x⁽⁰⁾ là độ lệch đủ nhỏ để:

f(x⁽⁰⁾ + x⁽⁰⁾) = c (2.10)

Khai triển (2.10) thành chuỗi Taylor, ta được:

Bỏ qua các thành phần bậc cao, kết quả là:

Với )

Cộng thêm số gia x vào giá trị đặt ban đầu x⁽⁰⁾ sẽ có kết quả của lần xấp xỉ thứ nhì:

Quá trình cứ thế thực hiện liên tục gọi là thuật toán Newton – Raphson

(2.11)

(2.12)

(2.13)

Công thức (2.12) có thể viết lại như sau:

Với (2.14)

Bây giờ ta xét cho một hệ gồm n phương trình, khai triển Taylor cho mỗi phương trình riêng biệt:

…………………………………………………………………………

Hay biểu diễn dưới dạng ma trận như sau:

=

Viết gọn lại như sau:

(2.15)

Hay (2.16)

Và thuật toán Newton – Raphson cho hệ gồm n phương trình trở thành:

(2.17)

Với

(2.18)

(2.19)

gọi là ma trận jacobian

Giải tích mạng bằng phương pháp Newton – Raphson:

Ở phần đầu ta đã giới thiệu về ma trận tổng dẫn nút với phương trình:

(2.20)

Viết lại trong hệ tọa độ cực:

(2.21)

Công suất biểu kiến nút i là:

(2.22)

Từ (2.41) và (2.42) suy ra:

(2.23)

Tách phần thực và phần ảo của (2.23) ra ta được kết quả sau:

) (2.24)

) (2.25)

Phương trình (2.24) và (2.25) tạo thành hệ phương trình đại số phi tuyến có các biến độc lập, độ lớn điện áp trong tính đơn vị tương đối và góc pha tính bằng radian. Khai triển vế trái (2.24) và (2.25) thành chuỗi Taylor và bỏ qua các khai triển bậc cao ta được hệ phương trình tuyến tính:

Trong phương trình trên, nút 1 được giả thiết là nút qui chiếu. Ma trận Jacobian cho quan hệ tuyến tính giữa sự biến đổi nhỏ về góc pha điện áp và độ lớn điện áp với các biến đổi nhỏ về công suất tác dụng và công suất phản kháng. Các phần tử của ma trận Jacobian là các đạo hàm riêng của (2.24) và (2.25) xác định tại giá trị và . Ta có thể viết rút gọn lại như sau:

(2.26)

Với nút điều khiển điện áp, độ lớn điện áp đã biết. Vì vậy, nếu m rút hệ thống được điều khiển điện áp, m phương trình chứavà và các cột tương ứng của ma trận Jacobian bị loại trừ. Thêm vào đó, có (n – 1) ràng buộc công suất tác dụng và (n – 1 – m) ràng buộc công suất phản kháng và ma trận Jacobian có 2 cấp (2n – 2 – m) x (2n – 2 – m).

J₁ là ma trận cấp (n – 1) x (n – 1), J₂ là ma trận cấp (n – 1) x (n – 1 – m), J₃ là ma trận cấp (n – 1- m) x (n – 1) và J₄ là ma trận cấp (n – 1 – m) x (n – 1 – m).

Các phần tử trên ngoài đường chéo của J₁ là:

) (2.27)

) j i (2.28)

Các phần tử trên ngoài đừng chéo của J₂ là:

) (2.29)

j i (2.30)

Phần tử trên và ngoài dường chéo của J₃ là:

) (2.31)

) j i (2.32)

Các phần tử trên ngoài đừng chéo của J₄ là:

) (2.33)

j i (2.34)

Độ lệch công suấtvà được tính theo biểu thức:

(2.35)

(2.36)

Giá trị mới của điện áp tại các nút là:

(2.37)

(2.38)

Sau khi tìm được giá trị điện áp tại các nút, bước tiếp theo ta tính toán phân bố công suất và tồn thất công suất trên từng nhánh.

Dòng điện nhánh I_ij đo tại các nút i và có chiều dương từ i đến j:

(2.39)

Dòng điện nhánh I_ij đo tại các nút j và có chiều dương từ j đến i:

(2.40)

Công suất biểu kiến S_ij từ nút i đến j và S_ji từ nút j đến i:

Dòng điện nhánh I_ij đo tại các nút i và có chiều dương từ i đến j:

(2.41)

(2.42)

Tổn thất công suất trên nhánh ij là tổng đại số của công suất xác định theo (2.41) và (2.42):

Thuật toán giải tích mạng điện bằng phương pháp Newton – Raphson gồm các bước sau:

1. Đối với nút tải, và, độ lớn và góc pha điện áp chọn bằng giá trị của nút qui chiếu, hoặc chọn: = 1.0 và= 0.0. Đối với nút điều chỉnh điện áp, cho trước và , góc pha chọn bằng giá trị qui chiếu hoặc chọn = 0.0.
2. Đối với nút tải,vàđược tính theo (2.44) và (2.45); vàđược tính theo (2.55) và (2.56).
3. Đối với nút điều chỉnh điện áp,và được tính theo (2.44) và (2.55).
4. Các phần tử của ma trận Jacobian (J₁, J₂, J₃, J₄) được tính theo các công thức từ (2.47) đến (2.54).
5. Phương trình tuyến tính (2.46) được giải trực tiếp bằng phương pháp thừa số tam giác tối ưu và phép loại trừ Gauss.
6. Giá trị mới của độ lớn điện áp và góc pha được tính theo (2.37) và (2.38).
7. Quá trình tiếp tục cho đến khi độ lệch và nhỏ hơn sai số cho phép:
8. Sau khi tìm được các giá trị, , ta tiếp tục tính phân bố công suất và tổn thất công suất trên từng nhánh.

Các kí hiệu dung trong thuật toán Newton – Raphson:

P_i, Q_i: công suất phụ tải nút thứ i

V_i, : độ lớn điện áp và góc phụ điện áp.

: độ lệch pha giữa nút đầu và nút cuối nhánh đường dây.

Y_bus: ma trận tổng dẫn nút.

: sai số cho phép của công suất phát.

và : Độ lệch công suất sau bước lệch thứ k

độ lệch độ lớn và góc pha điện áp sau bước lặp thứ k

J₁: Các phần tử của ma trận Jacobian

: Công suất phản kháng giới hạn min và max của các máy phát.

2.2.4 Kết luận về các phương pháp giải tích mạng điện:

Để tính toán phân bố công suất trong hệ thống điện, người ta có thể sử dụng một trong hai phương pháp trên, mỗi phương pháp đều có những ưu nhược điểm riêng của nó. Điểm chung của các phương pháp là khi một chuỗi tính toán phân bố công suất được thực hiện, các giá trị cuối cùng của các nút trong mỗi trường hợp được dùng như giá trị đầu của trường hợp tiếp theo. Phương pháp Gauss-Seidel có ưu điểm đơn giản, khối lượng tính toán nhỏ trên một bước lặp và yêu cầu dung lượng bộ nhớ nhỏ. Tuy nhiên phương pháp này tốc độ hội tụ chậm, thời gian tính toán tăng lên, nhất là khi kích thước lưới lớn. Do đó trong thực tế phương pháp Gauss-Seidel chỉ sử dụng phân tích lưới điện nhỏ với chỉ có vài nút có công suất thay đổi nhẹ.

Phương pháp Newton-Raphson có nhược điểm phức tạp, phải thành lập ma trận Jacobian, ma trận này thay đổi từ bước lặp này sang bước lặp khác và cần phải giải hệ phương trình tuyến tính sau mỗi bước lặp với ma trận thay đổi. Phương pháp này yêu cầu bộ nhớ lớn. Tuy thời gian yêu cầu cho một bước lặp lớn nhưng số bước lặp của phương pháp Newton-Raphson thường ít, hầu như không phụ thuộc vào kích thước lưới điện, là phương pháp tốt nhất đứng trên quan điểm hội tụ. Do đó rất có lợi khi tính phân bố công suất trong hệ thống điện. Dung lượng tính toán của phương pháp Newton-Raphson là rất lớn, dung lượng này tăng lên tuyến tính theo kích cỡ của hệ thống, bởi vậy sử dụng phương pháp này rất thích hợp trong việc tính toán lưới điện lớn. Phương pháp Newton-Raphson có thể giải cho hệ chứa điện kháng âm như mô hình máy biến áp ba cuộn dây hoặc tụ điện bù dọc cho đường dây có độ dài rất lớn làm việc song song với đường dây ngắn, hoặc hệ thống truyền tải đi xa.

MỞ ĐẦU

LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI:

Hệ thống điện truyền tải 500kV Việt Nam ngày càng phát triển mạnh mẽ, lưới điện ngày càng tăng cao và phức tạp. Việc trao đổi công suất qua lại giữa các vùng miền là rất lớn và thường thông qua các đường dây liên kết khá dài. Đặc biệt là khu vực Nam Trung Bộ, nơi tập trung tâm nhiệt điện Vĩnh Tân, các nguồn năng lượng tái tạo phát triển rất mạnh cũng tại khu vực này, đóng góp một nguồn năng lượng lớn và chuyển tải công suất theo chiều Nam-Bắc tại một số thời điểm trong năm. Trong đó đường dây 500kV mạch đơn 583/Pleiku 2 – 572/572 Thạnh Mỹ dài 232 km, được xây dựng từ năm 1994. Đường dây này đóng vai trò xương sống của lưới Truyền tải 500kV, góp phần liên kết lưới điện 500kV Bắc Nam. Vì vậy, việc nghiên cứu tính toán các chế độ vận hành, đảm bảo đường dây này vận hành an toàn trở nên hết sức cần thiết, trong đó có việc nghiên cứu các quá trình quá độ điệntừ trên lưới.

Khoảng 70-95% sự cố ngắn mạch một pha trên đường dây thường là ngắn mạch thoáng qua. Hệ thống điện thường sử dụng hệ thống tự động đóng lặp lại nhằm nâng cao ổn định. Việc nghiên cứu ảnh hưởng của các phần tử trên đường dây, đặc biệt là cuộn kháng bù ngang và các phần tử dập hồ quang (kháng trung tính, điện trở trung tính) đến khả năng đóng lặp lại thành công của đường dây đóng vai trò quan trọng. Đảm bảo đường dây vận hành an toàn, liên tục, giữ vững liên kết lưới điện trong các chế độ vận hành khác nhau.

MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU

Mục đích nghiên cứu của đề tài là: Tính toán, đánh giá ảnh hưởng của điện trở nối đất kháng bù ngang đến chế độ vận hành của lưới điện truyền tải. Trên cơ sở đó lựa chọn thông số của điện trở trung tính kháng bù ngang đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ nhằm hạn chế các hiện tượng quá áp trên hệ thống điện khi cắt một pha đường dây đang vận hành.

ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU:

3.1 Đối tượng nghiên cứu:

– Các chế độ làm việc của hệ thống truyền tải điện 500kV khu vực miền Trung Việt Nam.

– Vai trò kháng bù ngang trên các đường dây truyền tải 500kV

– Hiện tượng quá áp khi cắt ngắn mạch 1 pha trên đường dây 500kV

3.2 Phạm vi nghiên cứu:

– Đánh giá ảnh hưởng của điện trở trung tính của kháng bù ngang đến chế độ vận hành của hệ thống truyền tải 500kV.

– Áp dụng tính toán phân tích đối với đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ làm cơ sở để đánh chung cho hệ thống.

PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

– Thu thập số liệu về thông số đường dây và thông số vận hành thực tế, trên cơ sở đó cập nhật thông tin vào phần mềm để mô phỏng đường dây đang vận hành.

– Tính toán phân tích hiện tượng quá áp khi cắt một pha ứng với các chế độ vận hành khác nhau.

– Tính toán lựa chọn giá trị điện trở nối trung tính phù hợp để hạn chế quá áp khi cắt một pha đường dây đang vận hành.

ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI

Căn cứ mục tiêu và nhiệm vụ đề ra, đề tài được đặt tên như sau: “Nghiên cứu ảnh hưởng của điện trở trung tính đến chế độ vận hành đường dây 583/Pleiku 2 – 572/ Thạnh Mỹ”.

CẤU TRÚC CỦA LUẬN VĂN

Ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận văn được biên chế thành 3 chương:

Mởđầu

Chương 1: Tổng quan về hệ thống truyền tải điện 500kV Việt Nam và vai trò của các kháng bù ngang.

• 1. Giới thiệu quá trình hình thành và phát triển hệ thống truyền tải điện 500kV Việt Nam.
  2. Hiện trạng hệ thống truyền tải điện khu vực miền Trung.
  3. Hiện trạng đường dây 583/Pleiku – 572/Thạnh Mỹ.
  4. Cấu tạo và nguyên lý làm việc của các thiết bị bù trên đường dây.
  5. Các thông số chính của các KBN và tụ bù dọc.
  6. Kết luận.

Chương 2: Cơ sở tính toán phân tích hệ thống điện và phần mềm tính toán.

2.1. Các phương pháp tính toán phân tích hệ thống điện.

2.2. Các giải pháp điều chỉnh điện áp trong hệ thống điện.

2.3. Giới thiệu phần mềm EMTP-RV

2.4. Xây mô hình mô phỏng đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ.

2.5. Kết luận.

Chương 3: Tính toán, đánh giá ảnh hưởng của điện trở nối đất trung tính đến chế độ làm việc của đường dây 583/Pleiku 2-572/Thạnh Mỹ.

3.1. Đặt vấn đề

3.2. Tính toán các trường hợp sự cố trên đường dây 583/Pleiku 2 – Thạnh Mỹ khi chưa lắp đặt điện trở trung tính.

3.3. Tính toán ảnh hưởng của điện trở nối đất đến chế độ làm việc của đường dây 583/Pleiku 2-Thạnh Mỹ.

3.4. Phân tích lựa chọn giá trị điện trở nối đất trung tính kháng bù ngang.

3.5. Kết luận.

Kết luận và kiến nghị

Danh mục tài liệu tham khảo

Quyết định giao đề tài luận văn (bản sao)

Phụ lục

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM GIAI ĐOẠN 2020-2030.

• 1. Giới thiệu quá trình hình thành và phát triển hệ thống Truyền tải điện 500kV tại Việt Nam

1.1.1 Hệ thống điện truyền tải.

Lưới điện truyền tải Việt Nam bắt đầu được xây dựng từ những năm 1960 với đường dây 220kV Đa Nhim – Sài Gòn gồm 729 vị trí trụ, chiều dài 257km và trạm biến áp 220kV Sài Gòn (3×63) MVA. Sau hơn nửa thế kỷ hình thành và phát triển, đến nay lưới điện truyền tải đã lớn mạnh với hàng vạn km đường dây và hàng trăm trạm biến áp.

Ngày 27 tháng 5 năm 1994, lưới điện 500kV chính thức được đưa vào vận hành với đường dây 500kV Bắc-Nam dài gần 1500km và các trạm biến áp 500kV Hòa Bình, Hà Tĩnh, Pleiku và Phú Lâm với tổng công suất các trạm biến áp 500kV là 2700MVA, là bước ngoặt quan trọng trong quá trình phát triển của lưới điện truyền tải. Năm 1999, hệ thống 500kV được bổ sung thêm 26km đường dây 500kV mạch kép Yaly – Pleiku, nâng tổng chiều dài các đường dây 500kV lên đến 1531km. Những năm tiếp theo lưới điện 500kV càng ngày càng phát triển với việc xây dựng đường dây 500kV mạch 2 từ Trạm biến áp 500kV Nho Quan đến Trạm biến áp 500kV Phú Lâm đóng điện vận hành ngày 19/5/2004. Lưới truyền tải 500kV là xương sống của hệ thống điện Việt Nam. Chạy suốt từ Bắc vào Nam đóng một vai trò vô cùng quan trọng trong cân bằng năng lượng của toàn quốc và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền.

Năm 2006, lưới điện truyền tải phát triển với gần 9.000km đường dây và 21.000MVA dung lượng máy biến áp từ 220kV đến 500kV được quản lý vận hành bởi các Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Năm 2007 “Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2006 – 2015 có xét đến năm 2025” được phê duyệt theo Quyết định số 110/2007/QĐ-TTg ngày 18/07/2007 của Thủ tướng Chính phủ. Lưới điện truyền tải được định hướng phát triển đồng bộ với nguồn điện nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội của đất nước với mức tăng GDP khoảng 8,5% – 9%/năm giai đoạn 2006 – 2010 và dự báo nhu cầu điện tăng ở mức 17% trong giai đoạn 2006 – 2015.

Năm 2008, Tổng Công ty Truyền tải Quốc Gia được thành lập trên cơ sở tổ chức lại 04 Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 và 03 Ban Quản lý dự án các Công trình điện miền Bắc, miền Trung và miền Nam theo lộ trình hình thành và phát triển thị trường điện tại Việt Nam mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của lưới điện truyền tải Việt Nam.

Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV, 220kV của Việt Nam do Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý đã vươn tới hầu hết các tỉnh, thành phố trong cả nước liên kết hệ thống điện các miền thành hệ thống điện hợp nhất và từng bước 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 cao áp 220kV, trạm GIS 220kV, hệ thống điều khiển tích hợp bằng máy tính, thiết bị định vị sự cố, giám sát dầu online, hệ thống SCADA…

Việt Nam là một nước đang phát triển, cùng với sự phát triển công nghiệp hóa đất nước, sản lượng tiêu thụ điện của Việt Nam trong nhiều năm gần đây luôn tăng trưởng ở mức cao (trên 10%/ 01 năm). Chính sự tăng trưởng mạnh của phụ tải kéo theo sự phát triển mạnh mẽ của lưới điện. Dưới đây là một vài điểm chính của Hệ thống truyền tải điện Việt Nam đến thời điểm năm 2020 và dự báo đến năm 2030.

Dự báo phụ tải trong đề án được lấy trong Điều chỉnh Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn 2010 − 2020 có xét tới 2030 (Điều chỉnh QHĐ 7), được phê duyệt theo quyết định số 428/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 18 tháng 3 năm 2016, theo đó dự báo nhu cầu điện thương phẩm nước ta đến năm 2020 sẽ đạt hơn 234 triệu kWh, và tăng lên 506 triệu kWh năm 2030, tăng hơn gấp 3 lần so với hiện nay. Công suất phụ tải cực đại cũng được dự báo tăng lên hơn 42.000MW năm 2020 và 90.000 MW năm 2030. Đây là các dự báo cho kịch bản cơ sở, tương ứng với mức dự báo tăng trưởng kinh tế xã hội cơ sở. Ngoài ra Tổng sơ đồ còn đưa ra kịch bản tăng trưởng cao, xét cho trường hợp phụ tải tăng cao hơn so với phương án cơ sở. Theo đó, trong phương án cao, đến năm 2030, nhu cầu điện thương phẩm của nước ta sẽ là gần 560 triệu kWh, tương ứng Pmax đạt hơn 100.000MW. Tuy nhiên, theo xu hướng tăng trưởng phụ tải thực tế đang ở mức phụ tải cơ sở, do đó báo cáo sẽ dùng phương án phụ tải cơ sở được trình bày ở bảng 1.1 phần phục lục 1 để tính toán.

Tính đến 31 tháng 12 năm 2019 hệ thống lưới điện truyền tải 500kV, 220kV do Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý gồm:

– Hệ thống truyền tải 500kV: Về Trạm biến áp 500kV có 27 trạm biến áp 500kV với 49 máy biến áp tổng dung lượng 24000 MVA. Về đường dây 500kV có tổng chiều dài 3241km. Chi tiết các đường dây và trạm biến áp 500kV như Phụ lục 1.

– Hệ thống truyền tải 220kV: Về Trạm biến áp 220kV có 110 trạm biến áp 220kV, với 192 máy biến áp 220kV tổng dung lượng 39641 MVA. Về đường dây 220kV có tổng chiều dài là 7619 km. Chi tiết các đường dây và trạm biến áp 220kV như Phụ lục 2.

Hệ thống Truyền tải điện Việt Nam được phân giao cho các đơn vị trực thuộc Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý gồm:

– Công ty Truyền tải điện 1: Phạm vi quản lý các tỉnh phía Bắc đến Hà Tĩnh.

– Công ty Truyền tải điện 2: Phạm vi quản lý 7 tỉnh Bắc miền Trung bao gồm Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên – Huế, Quảng Nam, Đà Nẵng, Quảng Ngãi và Kon Tum.

– Công ty Truyền tải điện 3: Phạm vi quản lý 9 tỉnh Nam miền Trung và Tây Nguyên gồm có Bình Định, Phú Yên, Khánh Hòa, Ninh Thuận, Bình Thuận, Gia Lai, ĐăkLăk, Đăk Nông và Lâm Đồng.

– Công ty Truyền tải điện 4: Phạm vi quản lý các tỉnh Phía Nam từ các tỉnh Đồng Nai, Bình Phước, Bà Rịa – Vũng Tàu đến Cà Mau.

– Sơ đồ hệ thống điện truyền tải 500kV Việt Nam đến năm 2020 như phụ lục 2

1.1.2 Hiện trạng nguồn điện:

Tính đến hết năm 2019, công suất đặt HTĐQG là 55367 MW (chưa tính nhập khẩu Trung Quốc và Lào), tăng 13,2% so với năm 2018. Cụ thể, cơ cấu nguồn điện phân loại theo loại hình nhà máy như bảng 1.2:

Bảng 1.2: Cơ cấu nguồn điện phân loại theo loại hình nhà máy điện

Hình 1.2: Biểu đồ cơ cấu nguồn điện phân loại theo loại hình nhà máy

( Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành HTĐ 2019 – EVN)

Khu vực tập trung nhiều thủy điện là vùng Tây Bắc, Tây Nguyên và Trung Trung Bộ. Khu vực tập trung nhiệt điện Than là Đông Bắc, Nam Trung Bộ và Tây Nam Bộ. Khu vực tập trung nhiệt điện Khí là vùng Đông Nam Bộ. Trung tâm phụ tải lớn là khu vực Hà Nội và Đông Nam Bộ. Khu vực tập trung nhiều nguồn năng lượng tái tạo (mặt trời, gió) là khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận, Duyên hải Nam Trung bộ và Tây Nguyên.

Hình 1.3: Cơ cấu công suất đặt nguồn điện tính đến hết năm 2020

1.1.3 Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải điện đến năm 2030. [1]

1.1.3.1 Kế hoạch phát triển nguồn điện:

Chương trình phát triển nguồn điện đến năm 2030 được cập nhật theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VII, theo đó một số nét chính về công suất nguồn giai đoạn 2018 − 2030 như sau:

Về các nguồn năng lượng sơ cấp, đến năm 2020 về cơ bản các nguồn thủy điện đã được khai thác hết, chỉ còn các nguồn thủy điện nhỏ, do đó các nguồn nhiệt điện than và khí sẽ được phát triển mạnh. Bên cạnh đó tỷ trọng các nguồn Năng lượng tái tạo cũng sẽ được tăng lên, với mục tiêu đạt 27.000MW vào năm 2030.

Giai đoạn 2015 -2020, điều chỉnh giãn tiến độ các nguồn điện tại miền Bắc và miền Trung, tập trung đẩy sớm các nhiệt điện than khu vực miền Nam như Duyên Hải 3 mở rộng, Vĩnh Tân 4,.. để đảm bảo cân bằng điện năng và công suất cho từng miền, giảm bớt gánh nặng truyền tải trên đường dây 500kV liên kết Bắc – Nam, nâng cao độ tin cậy và dự phòng cung cấp điện cho HTĐ miền Nam.

Giai đoạn 2021 – 2030, miền Bắc vẫn tiếp tục giãn tiến độ vận hành của các nguồn điện. Miền Trung đẩy mạnh phát triển Trung tâm Khí điện Miền Trung đồng bộ với tiến độ khai thác khí của mỏ Cá Voi Xanh, đồng thời phát triển nhiệt điện than tại một số vị trí thuận lợi. Miền Nam sẽ đưa vào các nhiệt điện than bên cạnh phát triển nguồn điện chạy khí hóa lỏng nhập khẩu (LNG) và điện hạt nhân.

Công suất đặt nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2018 − 2030 được thể hiện trong bảng sau:

Bảng 1.3: Công suất đặt các loại nguồn điện giai đoạn 2020− 2030

Theo dự báo đến năm 2030, tổng công suất đặt tăng gấp lên gần gấp 2,8 lần so với năm 2018 lên mức gần 141.000 MW.

Hình 1.4: Cơ cấu công suất đặt nguồn điện năm 2030

Đồ thị trên cho thấy sự chuyển dịch cơ cấu công suất đặt nguồn điện qua giai đoạn 10 năm dự báo từ 2020 đến 2030. Theo đó, thủy điện chiếm tỷ lệ lớn nhất năm 2020 với gần 31% công suất đặt sẽ giảm mạnh tỷ trọng xuống chỉ còn 15% vào năm 2030, do tiềm năng nguồn thủy điện của nước ta về cơ bản sẽ được khai thác hết vào năm 2020. Khi đó tỷ trọng nhiệt điện than tăng mạnh từ 31% năm 2020 lên 44% năm 2030 và chiếm tỷ trọng lớn nhất. Nhiệt điện khí cũng có xu hướng giảm tỷ trọng, ngược lại các nguồn năng lượng tái tạo lại tăng mạnh lên 25% năm 2030, theo xu hướng chung cắt giảm khí thải, giảm ảnh hưởng đến môi trường theo các Công ước quốc tế mà Việt Nam đã ký, cũng như được nêu trong Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến 2050 được phê duyệt theo quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015 của Thủ tướng Chính phủ.

Bảng 1.4: Điện năng sản xuất các loại nguồn điện giai đoạn 2020− 2030

Về điện năng sản xuất, theo dự báo tốc độ tăng trưởng của giai đoạn 2020−2025 sẽ đạt 10,5% và tốc độ tăng sẽ chậm lại vào các năm sau, đạt 7,4% giai đoạn 2025-2030. Đến năm 2030, tổng lượng điện sản xuất trên toàn hệ thống điện sẽ đạt 571.000 GWh, trong đó nhiệt điện than đóng góp hơn một nửa, tiếp theo sau là nhiệt điện khí, thủy điện và năng lượng tái tạo.

1.1.3.2 Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải:

Những nét chính về chương trình phát triển lưới điện theo điều chỉnh Quy hoạch Điện VII đã được phê duyệt:

• • Sang giai đoạn sau 2020, bố trí cân đối nguồn trên miền Bắc và miền Nam được thực hiện tốt, các nhà máy nhiệt điện than tại miền Nam đã vận hành ổn định, lượng điện năng truyền tải Bắc – Trung giảm xuống dưới 5 tỷ kWh/năm. Sau năm 2023, khi các nhà máy nhiệt điện TBK Quảng Nam, Quảng Ngãi vào vận hành thì sản lượng truyền tải Trung – Nam tăng lên nhanh chóng (khoảng trên 20 tỷ kWh/ năm).
  • Do trữ lượng và khả năng khai thác than trong nước không lớn nên hầu hết các nhà máy nhiệt điện than trong giai đoạn tới 2030 sẽ xây dựng phải sử dụng than nhập (trừ nhiệt điện Vĩnh Tân II, Duyên Hải I). Thêm vào đó, tới 2020 Việt Nam đã khai thác hầu hết tiềm năng thủy điện. Các yếu tố này dẫn tới hiệu ích kinh tế của ĐZ 500kV liên kết Bắc – Trung – Nam theo khía cạnh tận dụng nguồn thủy điện và nguồn than nội địa giá rẻ sẽ giảm dần theo thời gian. Các đường dây 500kV xây dựng thêm sẽ mang nhiều ý nghĩa truyền tải công suất thuần từ các trung tâm nhiệt điện về các trung tâm phụ tải.

Tổng hợp khối lượng xây dựng lưới điện truyền tải giai đoạn từ nay đến 2020 và 2030 trên toàn quốc trình bày trong bảng 1.5 (xem phụ lục 1)

• 1. Hiện trạng hệ thống truyền tải điện khu vực Miền Trung.

Hệ thống nguồn điện miền Trung tính đến cuối tháng 12 năm 2019 có tổng công suất đặt của các nhà máy điện xấp xỉ 9457.95 MW. Trong đó, tổng công suất đặt của các nhà máy thủy điện là 7132.95 MW chiếm 75,4%, nhiệt điện than là 1200 MW chiếm 12.7%, năng lượng tái tạo là 1125 MW chiếm 11.9% .

Tham khảo sơ đồ hệ thống điện Miền trung Việt Nam đến 05/2020 phụ lục 1.2

Lưới điện truyền tải khu vực miền Trung do các Công ty Truyền tải điện 2 và Công ty truyền tải điện 3 quản lý bao gồm 16 tỉnh, thành phố từ tỉnh Quảng Bình vào phía Nam đến các tỉnh ĐắkNông, Lâm Đồng và Bình Thuận. Số lượng các đường dây và trạm 220kV, 500kV khu vực miền Trung tính đến 01 tháng 5 năm 2020 gồm:

– Tổng chiều dài đường dây 500kV : 2847.572 km.

– Tổng chiều dài đường dây 220kV :4763.667 km.

– Tổng công suất các trạm biến áp 500kV : 7050 MVA.

– Tổng công suất các trạm biến áp 220kV : 5563 MVA.

Cụ thể như Bảng 1.6, Bảng 1.7 (xem phụ lục 1)

1.2.1 Các nguồn điện trên khu vực Miền trung. (xem bảng 1.8 phụ lục 1)

1.2.2 Lưới điện truyền tải Công ty Truyền tải điện 2 quản lý

Công ty Truyền tải điện 2 có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện Truyền tải ở cấp điện áp từ 220kV đến 500kV. Phạm vi lưới điện do Công ty quản lý bao gồm hệ thống điện truyền tải thuộc 07 tỉnh khu vực miền Trung: Quảng Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên – Huế, Quảng Nam, Đà Nẵng, Quảng Ngãi, và Kon Tum.( Tham khảo sơ đồ lưới điện PTC2 quản lý, phụ lục 1.3)

Tính đến thời điểm 31 tháng 12 năm 2019 lưới truyền tải điện do công ty Truyền tải điện 2 quản lý gồm:

• Trạm biến áp 500 KV: 3 trạm, tổng công suất 2250MVA.
• Trạm biến áp 220 KV: 13 trạm, tổng công suất 2625MVA.
• Đường dây 500 kV: Tổng chiều dài 1227,8 km.
• Đường dây 220 kV: Tổng chiều dài 1680,4 km.

Cụ thể xem các Bảng 1.9; 1.10; 1.11 phụ lục 1

1.2.3 Lưới điện truyền tải Công ty Truyền tải điện 3 quản lý

Công ty Truyền tải điện 3 có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện Truyền tải ở cấp điện áp từ 220kV đến 500kV. Phạm vi lưới điện do Công ty quản lý bao gồm hệ thống điện truyền tải thuộc 09 tỉnh khu vực miền Trung : Gia Lai, Đắk Lắk, Đắk Nông, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hòa, Lâm Đồng, Ninh Thuận và Bình Thuận.

Tham khảo sơ đồ lưới điện PTC3 quản lý, hình 1.4 phần phục lục

Tính đến thời điểm tháng 12 năm 2019 lưới truyền tải điện do công ty Truyền tải điện 3 quản lý gồm:

• Trạm biến áp 500 KV: 5 trạm, tổng công suất 4800MVA.
• Trạm biến áp 220 KV: 22 trạm, tổng công suất 4250MVA.
• Đường dây 500 kV: Tổng chiều dài 1939,178 km.
• Đường dây 220 kV: Tổng chiều dài 3209,142 km.

Cụ thể xem bảng 1.12; bảng 1.13 phụ lục 1.

Trong năm, trào lưu công suất Truyền tải chủ yếu nhận từ phía Bắc cấp vào phía Nam qua trạm biến áp 500kV Pleiku, trạm 500kV Pleiku 2, trạm 500kV ĐăkNông, trạm 500kV Di Linh và truyền tải công suất từ các nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân vào miền Nam qua trạm biến áp 500kV Vĩnh Tân.

1.2.4 Quy hoạch lưới điện Miền Trung đến năm 2025. [1]

a. Nguồn điện khu vực miền Trung đến năm 2025

Đến cuối năm 2025 các nguồn điện khu vực miền Trung có tổng công suất đăt khoảng 35.849,95 MW.

Trong giai đoạn 2020-2025 khu vực miền Trung sẽ có thêm khoảng 19.800MW từ các nhà máy điện sau: Xem bảng 1.14 phục lục 1.

b. Lưới điện khu vực miền Trung đến năm 2025

* Đến cuối năm 2020 khu vực miền Trung sẽ có thêm khoảng 1921,68 kM đường dây 500 kV cụ thể như sau:

• Đường dây 500 kVVĩnh Tân – Rẽ Sông Mây – Tân Uyên 2×233,84 kM
• Đường dây 500 kVNhiệt điện Quảng Trạch – Vũng Áng 2×18 kM
• Đường dây 500 kVQuảng Trạch – Dốc Sỏi 2x 484 kM
• Đường dây 500 kVDốc Sỏi – Pleiku 2: 2x 208 kM
• Đường dây 500 kV Vũng Áng – Rẽ Hà Tĩnh – Đà Nẵng M3,4: 2×17 kM

Tổng chiều dài đường dây 500kV đến năm 2020 khoảng 4769,252 kM

* Theo quy hoạch đến năm 2025 khu vực miền Trung sẽ có thêm khoảng 1510kM đường dây 500 kV cụ thể như sau:

• Đường dây 500 kVQuảng Trị – Rẽ Vũng Áng – Đà Nẵng 4×5 kM
• Đường dây 500 kVNhiệt điện Quảng Trạch – Quảng Trị 2×25 kM
• Đường dây 500 kVTua bin khí Miền Trung – Krông Buk 2×330 kM
• Đường dây 500 kVKrông Buk – Tây Ninh 1 2×300 kM
• Đường dây 500 kVKrông Buk – Rẽ Pleku 2 – Chơn Thành 4×20 kM
• Đường dây 500 kVTua bin khí Miền Trung – Dốc Sỏi 2×20 kM
• Đường dây 500 kVThủy điện tích năng Bắc Ái – Rẽ Vân Phong – Vĩnh Tân 4×35 kM

Tổng chiều dài đường dây 500kV đến năm 2025 khoảng 6279,252 kM

Khu vực miền Trung có địa bàn trải dài theo hướng Bắc Nam, dân cư thưa thớt, mật độ phụ tải thấp. Căn cứ vào đặc điểm nguồn – tải, phân Miền Trung thành 4 vùng nhỏ hơn là Trung Trung Bộ (Quảng Bình – Quảng Ngãi), Tây Nguyên (Kon Tum đến Đắc Nông) và Nam Trung Bộ 1 (Bình Định đến Khánh Hòa) và Nam Trung Bộ 2 (Lâm Đồng, Ninh Thuận, Bình Thuận).

Qua khảo sát Quy hoạch phát triển điện lực của một số tỉnh, thành phố khu vực miền Trung như Quảng Bình, Thừa Thiên – Huế, Đà Nẵng, Quảng Ngãi, Bình định, Kon Tum, Khánh Hòa, Đăk Lăk, Đăk Nông…. Đồng thời đối chiếu với đề án Điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến 2030 (QHĐ7ĐC) do Viện Năng lượng lập, đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt theo quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/3/2016, kết quả cho thấy dự báo phụ tải cực đại miền Trung đến năm 2025 như sau.

• 1. Hiện trạng đường dây 583/Pleiku-572/Thạnh Mỹ.

Trên đây tác giả đã giới thiệu sơ bộ về hệ thống truyền tải điện Việt Nam cũng như hiện trạng và quy hoạch đến năm 2030. Tuy nhiên xét đến thời điểm năm 2020 hệ thống truyền tải 500kV qua khu vực các tỉnh Miền Trung – Tây Nguyên vẫn còn liên kết yếu với 02 mạch Dốc Sỏi – Pleiku và Thạnh Mỹ – Pleiku 2. Việc đảm bảo vận hành an toàn cho các đường dây này nhằm cung cấp điện An toàn – liên tục và giữ vững liên kết hệ thống điện 02 miền Bắc – Nam là nhiệm vụ nặng nề của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia và các Công ty Truyền tải điện.

Như mục tiêu luận văn đã đề ra, tác giả tập trung đi sâu nghiên cứu hiện tượng quá áp khi sự cố 01 pha trên đường dây 500kV, và đường dây được lựa chọn là đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ (trước đây là Pleiku nối đến Đà Nẵng). Đây là cung đoạn đường dây được thiết kế xây dựng trong những năm 1994. Đường dây này có các thông số cơ bản như sau:

Điểm ban đầu: Trạm biến áp 500kV Thạnh Mỹ – Tỉnh Quảng Nam (xét theo chiều Bắc – Nam)

Điểm cuối: Trạm biến áp 500kV Pleiku 2 (Tỉnh Gia Lai)

Cấp điện áp: 500kV

Số mạch: 01 mạch

Dây dẫn: 4xACSR330/43

Chiều dài: 232km

Đối với các đường dây truyền tải siêu cao áp có chiều dài đáng kể (hơn 100 km), việc điều khiển vô công do đường dây sinh ra là một vấn đề phức tạp và đòi hỏi các tính toán kỹ lưỡng, toàn diện nhằm đảm bảo an toàn cho thiết bị, kéo dài tuổi thọ của công trình và linh hoạt trong vận hành. Đối với các đường dây 500kV thì lượng công suất vô công sinh ra trên mỗi km đường dây tương đối lớn. (đối với đường dây 500kV mức dao động từ 1 – 1,2MVAr/km), nên trong chế độ vận hành bình thường các đường dây siêu cao áp cũng sử dụng kháng bù ngang để bù một phần điện dung của đường dây nhằm giữ điện áp trong giới hạn cho phép trong chế độ vận hành non tải. Chính các kháng điện bù ngang này khi được đấu nối vào đường dây cũng còn có tác dụng giảm dòng điện chạm đất hồ quang.

Đồng thời để nâng cao khả năng tải của đường dây, tăng khả năng ổn định động đường dây, đường dây 583/Pleiku 2 – 572/Thạnh Mỹ được trang bị tụ bù dọc có thông số 2000A/21.5Ω tại 02 đầu đường dây.

Thông số các phần tử bù được lắp đặt trên đường dây: Pleiku 2 –Thạnh Mỹ như sau:

Kháng bù ngang: Dung lượng 500kV/91MVAr (lắp đặt cả 02 đầu)

Tụ bù dọc: 2000A/21.5Ω (lắp đặt ở cả 02 đầu).

Cuộn kháng trung tính: 800Ω (lắp đặt ở cả 02 đầu).

Kháng bù ngang được lắp vào đường dây tải điện siêu cao áp có chiều dài lớn với mục đích chủ yếu là hạn chế quá áp khi phóng điện đường dây, khi tải thấp, cũng như khi đường dây bị mất tải đột ngột. Mặc dù có tác dụng hạn chế quá áp, kháng bù ngang lại làm tăng điện áp cảm ứng lên các pha mà đã bị tách ra khỏi hệ thống (ví dụ như khi có sự cố chạm đất một pha, dẫn tới việc máy cắt ở cả hai đầu của pha này mở ra) từ các pha còn mang điện trên cùng một mạch, hoặc từ các pha của mạch đường dây khác nhưng đi trong phạm vi hành lang tuyến của mạch đường dây có pha đang bị cắt. Để giảm điện áp cảm ứng này, ngoài việc lắp kháng trung tính cần phải xem xét đến việc sử dụng điện trở trung tính nối giữa kháng trung tính và đất

• 1. Cấu tạo và nguyên lý làm việc các thiết bị bù trên đường dây.

1.4.1 Tổng quan về thiết bị bù trên đường dây truyền tải. [2]

– Xét đường dây Truyền tải có sơ đồ như sau:

Trong truyền tải người ta quan tâm đến tổn thất điện áp trên đường dây được xác định theo công thức sau:∆U= (P.R + Q.X)/U

Trong đó :

– P là công suất tác dụng được truyền trên đường dây

– R là thành phần điện trở của đường dây

– Q là công suất phản kháng được truyền trên đường dây

– X là thành phần điện kháng của đường dây

– U là điện áp tại đầu đường dây

Căn cứ vào công thức trên, chúng ta thấy rằng : 

Nếu thay đổi P thì U thay đổi nhưng P lớn hay nhỏ là do phụ tải quyết định nên không thể thay đổi tuỳ tiện được.

Thay đổi tham số R bằng cách tăng tiết diện đường dây hoặc tăng số đường dây làm việc song song thì không hợp lý về mặt kinh tế. Vì vậy, người ta tìm cách thay đổi Q (Công suất phản kháng) hoặc X (tham số đường dây) để giảm tốithiểu ∆U

Các biện pháp thay đổi Q được gọi là bù ngang: dùng các thiết bị để phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng như động cơ đồng bộ, tụ điện, kháng điện (trong chương này chỉ đề cập tới tụ và kháng ). Thiết bị bù được mắc rẽ nhánh với lưới điện, thông qua việc tăng giảm công suất phản kháng trên lưới để thay đổi tổn thất điện áp trên đường dây.

Các biện pháp thay đổi X được gọi là bù dọc: tụ bù được mắc nối tiếp trên đường dây truyền tải làm cho tổng trở đường dây nhỏ đi: ( XS = X – Xbù).Trở kháng trong hệ thống truyền tải bao gồm phần lớn là thành phần điện kháng và phần nhỏ là thành phần điện trở: (Zht = R + J. XS ). Bởi vậy sự thay đổi điện áp ở phía tải được gây nên bởi thành phần XS nhiều hơn là thành phần điện trở R. 

• • 1. Kháng bù ngang.

1. Cấu trúc cơ bản của kháng bù ngang.

Hình 1.5: Sơ đồ kháng bù ngang trên lưới điện

XP

SE

SE

Xn

PA

Rn

Hình 1.6:Cấu trúc cơ bản kháng bù ngang

Cấu tạo của kháng bù ngang bao gồm :

• Các dao cách ly (SE) được sử dụng để nối tắt và cách ly mạch trungtính.
• Chống sét sử dụng ô xít kim loại (PA) được sử dụng để bảo vệ mạch kháng trung tính khi sét đánh hoặc các quá điện áp thao tác.
• Xn là kháng trung tính mục đích dập tắt hồ quang thứ cấp để tăng khả năng TĐL thành công cho đường dây.
• Rn là điện trở ngoài được mắc nối tiếp với kháng trung tính để hạn chế mức cộng hưởng điện áp.
• XP là kháng bù ngang mục đích hút công suất vô công trên đường dây để ổn định điện áp.

1. Nguyên lý cấu tạo của kháng bù ngang.

Hình 1.7: Nguyên lý cấu tạo của kháng bù ngang

– Cuộn kháng có thể được coi như một máy biến áp mà trong đó không có cuộn dây thứ cấp, tất cả dòng chảy vào cuộn kháng trở thành dòng kích từ (dòng không tải). Cấu trúc nguyên lý của cuộn kháng tương tự như của máy biến áp, nhưng vì tất cả dòng chảy vào cuộn kháng là dòng kích từ (dòng không tải ) nên nếu dùng khung từ như máy biến áp thông thường, nó sẽ bão hoà rất nhanh, trở kháng của cuộn kháng sẽ rất lớn và dòng chạy qua cuộn kháng sẽ nhỏ. Trong cuộn kháng, đường khép mạch từ khác so với máy biến áp. Mạch từ được khép kín qua khe hở không khí (từ thông được khép vòng qua không khí) nhằm tránh bão hoà nhanh cho khung từ. Muốn được như vậy trong phần ứng của cuộn kháng bằng thép, người ta tạo rất nhiều những khoảng trống bằng các nêm chèn vào trong lõi thép. Vì cuộn kháng làm việc trong môi trường điện từ rất mạnh, nên yêu cầu cao về sự chắc chắn của khung từ và vỏ để chống độ rung lớn hơn so với máy biến áp.

– Kháng bù ngang thông thường sẽ là loại lõi thép với khe hở không khí. Nhờ khe hở không khí mà lõi thép sẽ không thể bị bão hòa và tăng được từ trở. Từ trở tăng cũng giúp độ tự cảm (điện cảm) của kháng điện giảm làm công suất kháng điện tăng.

L = N² / R (L: điện cảm, N: số vòng dây, R: Từ trở)

– Một bộ kháng 3 pha có thể bao gồm 3 kháng đơn pha hoặc là loại 3 pha chung (chung lõi từ, chung vỏ máy). Loại 3 pha chung sẽ được thiết kế là 3 pha – 5 trụ hoặc 3 pha – 3 trụ. Loại 5 trụ được sử dụng phổ biến trên lưới truyền tải công suất lớn vì ba pha sẽ độc lập nhau về mạch từ trong khi loại 3 trụ sẽ có từ thông chạy chung giữa các pha.

1. Nguyên lý làm việc:

– Trên các đường dây siêu cao áp có độ dài lớn, điện dung pha – đất và pha – pha là rất lớn. Điện dung này phát ra công suất phản kháng Qc lớn (có tác dụng như tụ bù ngang ), vì vậy trong trường hợp đường dây không tải hoặc tải nhỏ lượng công suất phản kháng dư thừa lớn thì điện áp ở cuối đường dây sẽ nâng cao hơn đầu đường dây. Để giảm ảnh hưởng bất lợi của điện dung này, người ta mắc rẽ nhánh một kháng điện để tiêu thụ bớt công suất phản kháng Qc. Đối với đường dây siêu cao áp 500kV, khoảng cách lớn nhất giữa hai điểm đặt kháng là 500 Km

1. Tác dụng của kháng bù ngang trong lưới điện.

• Là thiết bị chỉ tiêu thụ công suất phản kháng nên nó có tác dụng triệt tiêu, điều chỉnh lượng công suất phản kháng dư thừa do lưới điện sinh ra, giảm điện áp và giữ ổn định điện áp hệ thống
• Giảm điện áp thanh cái trong các trường hợp non tải, bằng cách tiêu thụ công suất phản kháng Q do tụ ký sinh của đường dây sinh ra.
• Là mạch nối đất trung tính trong đó có kháng trung tính đóng vai trò là cuộn dập hồ quang (hồ quang tại điểm chạm đất 1 pha, tăng giá trị cho dòng bảo vệ, đẩy nhanh tốc độ F79-TĐL).
• Đối với đường dây truyền tải siêu cao áp (từ 400kV trở lên), việc vận hành tại điện áp cao quá 105% điện áp định mức thường không được khuyến cáo. Chính vì vậy, theo thực tế áp dụng tại tất cả các công ty điện lực trên thế giới, việc lựa chọn kháng bù ngang dựa trên các tiêu chuẩn sau đây:
• Trong chế độ vận hành bình thường (đối với các chế độ phụ tải): cố gắng giữ điện áp tại các thanh cái xung quanh giá trị định mức.
• Trong các chế độ khác như: phóng điện đường dây, hoà điện, chế độ vận hành thiếu phần tử cho phép điện áp đạt giá trị cực đại là 105% điện áp định mức (mặc dù điện áp vận hành lâu dài cực đại của thiết bị thường là 110% điện áp định mức).
• Giữ điện áp cao để tăng giới hạn truyền tải và giảm tổn thất trong các chế độ truyền tải công suất cao.
• Mức bù ngang phải thích hợp để không gây ra các hiệu ứng phụ khác, cụ thể là không gây ra cộng hưởng điện áp song song do mức độ bù quá cao hoặc do một số chế độ vận hành không toàn pha.
  • 1. Tụ bù dọc:

Trên các đường dây siêu cao áp có độ dài lớn, điện dung pha – đất và pha – pha là rất lớn, do đó khi không tải hoặc tải nhỏ thì điện áp ở cuối đường dây sẽ cao hơn ở đầu đường dây. Vì vậy, kháng bù ngang, có tác dụng giảm sự tăng áp này, giữ điện áp tại cuối đường dây ổn định gần bằng điện áp định mức. Đối với tụ bù dọc chỉ có tác dụng giảm điện áp giáng trên đường dây (giảm tổn thất điện áp và công suất trên đường dây), dàn đều điện áp trên đường dây bằng với điện áp cho phép và tăng khả năng truyền tải đối với đường dây.

• 1. Cấu trúc cơ bản tụ bù dọc trong lưới điện.

Hình 1.8: Sơ đồ cấu trúc Tụ bù dọc.

Cấu tạo của Tụ bù dọc bao gồm.

1 Tụđiện
2 Khe hở phóng điện
3 Điện trở phi tuyến

4 Máy cắt
5 Mạch cản dịu

• 1. Chức năng của các thiết bị trên giàn tụ:

– Khe hở phóng điện: làm việc dựa trên sự quá điện áp của khe hở, dùng để bảo vệ quá áp giàn tụ.

– Điện trở phi tuyến Varistor: đấu song song với tụ là tổ hợp điện trở phi tuyến MOV, ở điện áp làm việc, MOV có điện trở rất cao và không cho dòng chạy qua, khi có quá điện áp tới ngưỡng của MOV, điện trở của nó bằng không và dòng sẽ chạy qua nó. MOV có tác dụng hạn chế điện áp của tổ hợp tụ trong trị số giới hạn (khi có ngắn mạch, dòng điện chạy qua tụ sẽ vượt nhiều lần so với dòng định mức của tụ hệ quả xuất hiện quá điện áp đột biến đối với các bình tụ).

– Mạch cản dịu: Dùng để giới hạn và dập tắt dòng hồ quang phóng qua khe hở tới giá trị đảm bảo an toàn cho các thiết bị khác của tổ hợp tụ. Mạch cản dịu sẽ dập tắt các dao động phóng sao cho biên độ dòng phóng lần thứ hai nhỏ hơn 50% dòng phóng lần thứ nhất

– Máy cắt tụ: đấu song song với giàn tụ. Khi máy cắt đóng, giàn tụ bị nối ngắn mạch và bị tách ra khỏi vận hành. Khi máy cắt mở sẽ đưa giàn tụ vào vận hành

• 1. Các thông số kỹ thuật của các kháng bù ngang và tụ bù dọc tại Trạm 500kV Pleiku 2 và Thạnh Mỹ. [3]

1.6 Kết luận.

Hệ thống điện Việt Nam phát triển nhanh chóng, ngày càng trở nên rộng lớn, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải điện và nguồn điện, tốc độ tăng trưởng của nền kinh tế trong giai đoạn hội nhập và phát triển.

Lưới truyền tải 500kV Việt Nam chính thức đưa vào vận hành ngày 27/5/1994 với 4 trạm biến áp 500kV dung lượng 2700MVA và gần 1500km đường dây chạy suốt từ Bắc vào Nam đã mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của lưới điện truyền tải Việt Nam. Trong giai đoạn từ năm 2004 đến 31/12/2019 Hệ thống Truyền tải điện 500kV phát triển nhanh chóng với 27 Trạm biến áp 500kV dung lượng 29400MVA và tổng chiều dài đường dây 500kV hơn 7500km, tốc độ tăng trưởng trung bình 35,7%/năm. Lưới truyền tải 500kV là xương sống của hệ thống điện Việt Nam, chạy suốt từ Bắc vào Nam đóng một vai trò vô cùng quan trọng trong cân bằng năng lượng của toàn quốc và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền.

Trong các năm gần đây, xu hướng truyền tải công suất trên ĐD 500kV Bắc– Nam chủ yếu theo chiều từ miền Bắc, miền Trung vào miền Nam để đáp ứng nhu cầu phụ tải miền Nam, khai thác tối đa và hiệu quả các nhà máy thủy điện. Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV Bắc – Nam Khu vực miền Trung từ Hà Tĩnh đến Đăk Nông, Lâm Đồng với chiều dài 2847km liên kết hệ thống điện Bắc – Nam có vai trò quyết định đến sự vận hành an toàn, ổn định của hệ thống điện khi thực hiện phương thức truyền tải điện năng cao từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam.

Để điều chỉnh lượng công suất phản kháng do đường dây 500kV sinh ra trong quá trình vận hành thường sử dụng kháng bù ngang và tụ bù dọc, vai trò của các thiết bị này là:

– Kháng bù ngang là thiết bị chỉ tiêu thụ công suất phản kháng nên nó có tác dụng triệt tiêu, điều chỉnh lượng công suất phản kháng dư thừa do lưới điện sinh ra, giảm điện áp và giữ ổn định điện áp hệ thống.

– Tụ bù dọc đóng vai trò bù thông số đường dây, cải thiện tính ổn định của điện áp các nút, tăng khả năng tải của đường dây, tăng độ dự trữ ổn định của hệ thống và giảm tổn thất hệ thống bằng việc phân bố lại công suất phản kháng trong hệ thống.

Trong quá trình vận hành việc thao tác đóng cắt kháng bù ngang để điều chỉnh công suất phản kháng hoặc khi có các sự cố xảy ra đã gây ra hiện tượng tăng điện áp cảm ứng trên các pha, để hạn chế quá điện áp đã sử dụng giải pháp nối đất trung tính kháng bù ngang qua điện kháng và điện trở. Luận văn sẽ nghiên cứu, tính toán đánh giá ảnh hưởng của giải pháp này đến chế độ làm việc của lưới điện truyền tải 500kV Việt Nam.

Chương 2:

CƠ SỞ TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HỆ THỐNG ĐIỆN

VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN

2.1. Mở đầu

2.1.1.Đặt vấn đề.

Hệ thống điện bao gồm các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng. Kết cấu của một hệ thống điện có thể rất phức tạp, muốn nghiên cứu nó đòi hỏi phải có một kiến thức tổng hợp và có những phương pháp tính toán phù hợp. Trong khoa học kĩ thuật, các phương trình (có bao gồm các phương trình vi phân) thường được sử dụng để biểu diễn tính chất vật lí của các sự vật, sự việc trong các lĩnh vực khác nhau như cơ khí, điện, nhiệt… Thông thường, các phương trình này rất phức tạp nên không thể giải chính xác bằng giải tích. Vì vậy, phương pháp số (còn gọi là giải tích số) thường được sử dụng để giải gần đúng của các phương trình này. Nói một cách tổng quát, phương pháp số là quá trình từng bước chính xác hoá chuỗi giá trị của mỗi biến phụ thuộc tương ứng với một giá trị của biến độc lập. Thường thủ tục là chọn giá trị của biến độc lập trong một khoảng cố định. Độ chính xác cho lời giải phụ thuộc cả phương pháp chọn và kích thước của khoảng giá trị. Một số phương pháp số thường xuyên sử dụng sẽ được giới thiệu trong chương này.

2.1.2 Bài toán trào lưu công suất [4]

Trong hệ thống điện nói chung được chia thành 3 loại nút sau:

* Nút qui chiếu (slack bus): là nút tại đó điện áo được giữ cố định cả về trị số và góc lệch pha. Người ta đưa ra khái niệm nút qui chiếu là vì trước khi tính toán chưa biết chính xác lượng công suất phát ra bởi các nhà máy điện, thông thường người ta chọn nút ứng với nút qui chiếu. Nút này được gọi là nút V – δ.

* Nút tải (load bused): là nút mà tại đó công suất của tác dụng P và công suất phản kháng Q đã được xác định. Độ lớn của điện áp và góc pha chưa biết. Nút này được gọi là nút P – Q.

* Nút điều chỉnh (Regulated bused): đây chính là nút nguồn hay còn gọi là nút điều chỉnh điện áp. Tại nút này độ lớn công suất tác dụng và độ lớn điện áp đã xác định, góc pha của điện áp và công suất phản kháng chưa biết. Nút này được gọi là nút P – V.

Nhiệm vụ của giải tích mạng là tính toán các thông số chế độ làm việc, chủ yếu là dòng và áp tại mọi nút trên hệ thống điện. Việc xác định các thông số chế độ làm việc của hệ thống điện rất có ý nghĩa trong hệ thống thiết kế, vận hành và điều khiển hệ thống điện. Một số lượng lớn thuật toán đã được đưa ra để giải quyết bài toán giải thích mạng. Trong số đó, hai phương pháp được dung phổ biến hơn cả là phương pháp Newton – Raphson và phương pháp Gauss – Seidel.

2.2 Các phương pháp tính toán phân tích hệ thống điện.

2.2.1 Phương pháp Gauss – Seidel

Phương pháp Gauss-Seidel dùng để tìm giá trị X của hệ phương trình tuyến tính:

f(x) = 0 (2.1)

Phương trình (2.1) có thể được viết lại dưới dạng sau:

x = g(x) (2.2)

Nếu x^(k) là giá trị đặt ban đầu của biến x, thực hiện các bước lặp theo công thức:

x^(k+1) = g(x^(k)) (2.3)

Nghiệm thu được khi sự lệch của trị tuyệt đối giữa hai bước lặp kế tiếp nhau nhỏ hơn một sai số cho trước.

(2.4)

Với εlà sai số cho phép hay độ chính xác.

Trong một vài trường hợp, có thể sử dụng hệ số tăng tốc để cải thiện tốc độ hội tụ. Nếu hệ số tăng tốc α ≥1 thì thuật toán Gauss – Seidel trở thành:

x^(k+1) = x^(k) + α [g(x^(k) – x^(k))] (2.5)

Bây giờ ta xét hệ gồm n phương trình với n biến:

…………………..

(2.6)

Các hàm ở trên (2.6) được sắp xếp và viết lại như sau:

…………………..

(2.7)

Thủ tục lặp được bắt đầu bằng phương pháp xấp xỉ cho mỗi biến độc lập . Kết quả thu được ở (2.7) được sử dụng cho bước xấp xỉ mới . Trong phương pháp Gauss – Seidel, những biến tính toán ở phương trình trước ngay lập tức được sử dụng để giải phương trình kế tiếp. Qua nếu đạt được sai số cho phép thì bài toán được hội tụ, nếu không thì phải được lặp tiếp tục. Tốc độ hội tụ thường được tăng bởi việc sử dụng hệ số tăng tốc thích hợp α và các bước lặp trở thành:

(2.8)

Thuật toán giải tích mạng điện tử sử dụng phương pháp Gauss – Seidel gồm các bước sau:

1. Đối với nút tải, và cho trước, độ lớn và góc pha điện áp ban đầu chọn bằng giá trị của nút qui chiếu, hoặc chọn:= 1.0 và = 0.0. được tính theo (2.22).
2. Đối với nút điều chỉnh điện áp, và được cho trước, góc pha chọn bằng giá trị nút qui chiếu hoặc chọn = 0. được tính theo (2.24). Sau đó tính tiếp theo (2.22).

Các ký hiệu dùng trong thuật toán Gauss – Seidel:

P_i, Q_i: công suất phụ tải thứ i

V_i, δ_i: độ lớn điện áp và góc pha điện áp.

θ_ij = δ_i – δ_j: độ lệch pha giữa nút đầu và nút cuối nhánh đường dây.

Y_bus: ma trận tổng dẫn nút.

ε: sai số cho phép của công suất phát.

: độ lệch công suất sau bước lệch thứ k

: độ lệch độ lớn và góc pha điện áp sau bước lặp thứ k

: công suất phản kháng giới hạn min và max của các máy phát.

1. Phương pháp giải tích mạng điện Newton – Raphson:

Giả sử ta có:

f(x) = c (2.9)

Nếu x⁽⁰⁾ là giá trị đặt ban đầu và x⁽⁰⁾ là độ lệch đủ nhỏ để:

f(x⁽⁰⁾ + x⁽⁰⁾) = c (2.10)

Khai triển (2.10) thành chuỗi Taylor, ta được:

Bỏ qua các thành phần bậc cao, kết quả là:

Với )

Cộng thêm số gia x vào giá trị đặt ban đầu x⁽⁰⁾ sẽ có kết quả của lần xấp xỉ thứ nhì:

Quá trình cứ thế thực hiện liên tục gọi là thuật toán Newton – Raphson

(2.11)

(2.12)

(2.13)

Công thức (2.12) có thể viết lại như sau:

Với (2.14)

Bây giờ ta xét cho một hệ gồm n phương trình, khai triển Taylor cho mỗi phương trình riêng biệt:

…………………………………………………………………………

Hay biểu diễn dưới dạng ma trận như sau:

=

Viết gọn lại như sau:

(2.15)

Hay (2.16)

Và thuật toán Newton – Raphson cho hệ gồm n phương trình trở thành:

(2.17)

Với

(2.18)

(2.19)

gọi là ma trận jacobian

Giải tích mạng bằng phương pháp Newton – Raphson:

Ở phần đầu ta đã giới thiệu về ma trận tổng dẫn nút với phương trình:

(2.20)

Viết lại trong hệ tọa độ cực:

(2.21)

Công suất biểu kiến nút i là:

(2.22)

Từ (2.41) và (2.42) suy ra:

(2.23)

Tách phần thực và phần ảo của (2.23) ra ta được kết quả sau:

) (2.24)

) (2.25)

Phương trình (2.24) và (2.25) tạo thành hệ phương trình đại số phi tuyến có các biến độc lập, độ lớn điện áp trong tính đơn vị tương đối và góc pha tính bằng radian. Khai triển vế trái (2.24) và (2.25) thành chuỗi Taylor và bỏ qua các khai triển bậc cao ta được hệ phương trình tuyến tính:

Trong phương trình trên, nút 1 được giả thiết là nút qui chiếu. Ma trận Jacobian cho quan hệ tuyến tính giữa sự biến đổi nhỏ về góc pha điện áp và độ lớn điện áp với các biến đổi nhỏ về công suất tác dụng và công suất phản kháng. Các phần tử của ma trận Jacobian là các đạo hàm riêng của (2.24) và (2.25) xác định tại giá trị và . Ta có thể viết rút gọn lại như sau:

(2.26)

Với nút điều khiển điện áp, độ lớn điện áp đã biết. Vì vậy, nếu m rút hệ thống được điều khiển điện áp, m phương trình chứavà và các cột tương ứng của ma trận Jacobian bị loại trừ. Thêm vào đó, có (n – 1) ràng buộc công suất tác dụng và (n – 1 – m) ràng buộc công suất phản kháng và ma trận Jacobian có 2 cấp (2n – 2 – m) x (2n – 2 – m).

J₁ là ma trận cấp (n – 1) x (n – 1), J₂ là ma trận cấp (n – 1) x (n – 1 – m), J₃ là ma trận cấp (n – 1- m) x (n – 1) và J₄ là ma trận cấp (n – 1 – m) x (n – 1 – m).

Các phần tử trên ngoài đường chéo của J₁ là:

) (2.27)

) j i (2.28)

Các phần tử trên ngoài đừng chéo của J₂ là:

) (2.29)

j i (2.30)

Phần tử trên và ngoài dường chéo của J₃ là:

) (2.31)

) j i (2.32)

Các phần tử trên ngoài đừng chéo của J₄ là:

) (2.33)

j i (2.34)

Độ lệch công suấtvà được tính theo biểu thức:

(2.35)

(2.36)

Giá trị mới của điện áp tại các nút là:

(2.37)

(2.38)

Sau khi tìm được giá trị điện áp tại các nút, bước tiếp theo ta tính toán phân bố công suất và tồn thất công suất trên từng nhánh.

Dòng điện nhánh I_ij đo tại các nút i và có chiều dương từ i đến j:

(2.39)

Dòng điện nhánh I_ij đo tại các nút j và có chiều dương từ j đến i:

(2.40)

Công suất biểu kiến S_ij từ nút i đến j và S_ji từ nút j đến i:

Dòng điện nhánh I_ij đo tại các nút i và có chiều dương từ i đến j:

(2.41)

(2.42)

Tổn thất công suất trên nhánh ij là tổng đại số của công suất xác định theo (2.41) và (2.42):

Thuật toán giải tích mạng điện bằng phương pháp Newton – Raphson gồm các bước sau:

1. Đối với nút tải, và, độ lớn và góc pha điện áp chọn bằng giá trị của nút qui chiếu, hoặc chọn: = 1.0 và= 0.0. Đối với nút điều chỉnh điện áp, cho trước và , góc pha chọn bằng giá trị qui chiếu hoặc chọn = 0.0.
2. Đối với nút tải,vàđược tính theo (2.44) và (2.45); vàđược tính theo (2.55) và (2.56).
3. Đối với nút điều chỉnh điện áp,và được tính theo (2.44) và (2.55).
4. Các phần tử của ma trận Jacobian (J₁, J₂, J₃, J₄) được tính theo các công thức từ (2.47) đến (2.54).
5. Phương trình tuyến tính (2.46) được giải trực tiếp bằng phương pháp thừa số tam giác tối ưu và phép loại trừ Gauss.
6. Giá trị mới của độ lớn điện áp và góc pha được tính theo (2.37) và (2.38).
7. Quá trình tiếp tục cho đến khi độ lệch và nhỏ hơn sai số cho phép:
8. Sau khi tìm được các giá trị, , ta tiếp tục tính phân bố công suất và tổn thất công suất trên từng nhánh.

Các kí hiệu dung trong thuật toán Newton – Raphson:

P_i, Q_i: công suất phụ tải nút thứ i

V_i, : độ lớn điện áp và góc phụ điện áp.

: độ lệch pha giữa nút đầu và nút cuối nhánh đường dây.

Y_bus: ma trận tổng dẫn nút.

: sai số cho phép của công suất phát.

và : Độ lệch công suất sau bước lệch thứ k

độ lệch độ lớn và góc pha điện áp sau bước lặp thứ k

J₁: Các phần tử của ma trận Jacobian

: Công suất phản kháng giới hạn min và max của các máy phát.

2.2.4 Kết luận về các phương pháp giải tích mạng điện:

Để tính toán phân bố công suất trong hệ thống điện, người ta có thể sử dụng một trong hai phương pháp trên, mỗi phương pháp đều có những ưu nhược điểm riêng của nó. Điểm chung của các phương pháp là khi một chuỗi tính toán phân bố công suất được thực hiện, các giá trị cuối cùng của các nút trong mỗi trường hợp được dùng như giá trị đầu của trường hợp tiếp theo. Phương pháp Gauss-Seidel có ưu điểm đơn giản, khối lượng tính toán nhỏ trên một bước lặp và yêu cầu dung lượng bộ nhớ nhỏ. Tuy nhiên phương pháp này tốc độ hội tụ chậm, thời gian tính toán tăng lên, nhất là khi kích thước lưới lớn. Do đó trong thực tế phương pháp Gauss-Seidel chỉ sử dụng phân tích lưới điện nhỏ với chỉ có vài nút có công suất thay đổi nhẹ.

Phương pháp Newton-Raphson có nhược điểm phức tạp, phải thành lập ma trận Jacobian, ma trận này thay đổi từ bước lặp này sang bước lặp khác và cần phải giải hệ phương trình tuyến tính sau mỗi bước lặp với ma trận thay đổi. Phương pháp này yêu cầu bộ nhớ lớn. Tuy thời gian yêu cầu cho một bước lặp lớn nhưng số bước lặp của phương pháp Newton-Raphson thường ít, hầu như không phụ thuộc vào kích thước lưới điện, là phương pháp tốt nhất đứng trên quan điểm hội tụ. Do đó rất có lợi khi tính phân bố công suất trong hệ thống điện. Dung lượng tính toán của phương pháp Newton-Raphson là rất lớn, dung lượng này tăng lên tuyến tính theo kích cỡ của hệ thống, bởi vậy sử dụng phương pháp này rất thích hợp trong việc tính toán lưới điện lớn. Phương pháp Newton-Raphson có thể giải cho hệ chứa điện kháng âm như mô hình máy biến áp ba cuộn dây hoặc tụ điện bù dọc cho đường dây có độ dài rất lớn làm việc song song với đường dây ngắn, hoặc hệ thống truyền tải đi xa.

LIỆN HỆ:

SĐT+ZALO: 0935568275

E:\DỮ LIỆU COP CỦA CHỊ YẾN\DAI HOC DA NANG\KY THUAT DIEN\LOP GIA LAI\File gui T.Khoa 28.09.20 (Dot 02)\File gui T.Khoa 28.09.20 (Dot 02)\Huynh Tan Long