[123doc] - nghien-cuu-ung-dung-thiet-bi-bu-co-dieu-khien-tren-luoi-dien-truyen-tai-220kv-thuoc-dia-ban-tinh-quang-binh.pdf

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
NGUYỄN THẾ THÀNH
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG THIẾT BỊ BÙ CÓ ĐIỀU KHIỂN
TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI 220KV
THUỘC ĐỊA BÀN TỈNH QUẢNG BÌNH
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số : 8520201
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. LÊ THÀNH BẮC
Đà Nẵng - Năm 2018

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

MỤC LỤC
TRANG BÌA
LỜI CAM ĐOAN
MỤC LỤC
TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT TIẾNG ANH
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU.........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài...................................................................................................1
2. Mục tiêu nghiên cứu .............................................................................................2
3. Đối tượng và phương 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............................................................................................3
CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VÀ THỰC TRẠNG
VẬN HÀNH CÁC ĐƯỜNG DÂY 220KV TRÊN ĐỊA BÀN TỈNH QUẢNG BÌNH4
1.1. GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI TRÊN ĐỊA BÀN TỈNH QUẢNG
BÌNH ...............................................................................................................................4
1.1.1. Các thông số cơ bản......................................................................................4
1.1.1.1. Đường dây. ..............................................................................................4
1.1.1.2. Trạm biến áp............................................................................................5
1.1.2. Sơ đồ kết lưới và phương thức vận hành......................................................6
1.1.2.1. Sơ đồ kết lưới. .........................................................................................6
1.2.2.2. Phương thức vận hành. ............................................................................7
1.1.3. Thông số vận hành các đường dây 220kV trong thời gian qua....................7
1.1.3.1. Đường dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà. ...............................................7
1.1.3.2. Đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới. .............................................8
1.1.4. Giá trị điện áp tại các nút thuộc Truyền tải điện Quảng Bình......................9
1.2. THỰC TRẠNG VẬN HÀNH VÀ KHẢ NĂNG ĐÁP ỨNG CÁC YÊU CẦU VỀ
CHỈ TIÊU TỔN THẤT, ĐIỆN ÁP TRONG THỜI GIAN TỚI ...................................10
1.2.1. Chỉ tiêu tổn thất điện năng..........................................................................10
1.2.2. Chỉ tiêu về điện áp ......................................................................................12
1.3. KẾT LUẬN ............................................................................................................13
CHƯƠNG 2. TỔNG QUAN VỀ CÁC THIẾT BỊ BÙ HIỆN CÓ TRÊN LƯỚI
TRUYỀN TẢI ĐIỆN ...................................................................................................14
2.1. TỔNG QUAN VỀ THIẾT BỊ BÙ..........................................................................14
2.2. CÁC THIẾT BỊ BÙ KHÔNG ĐIỀU KHIỂN ........................................................14
2.2.1. Kháng bù ngang..........................................................................................14

2.2.2. Tụ bù ngang ................................................................................................15
2.2.3. Tụ bù dọc ....................................................................................................16
2.2.4. Máy bù đồng bộ..........................................................................................17
2.3. CÁC THIẾT BỊ BÙ CÓ ĐIỀU KHIỂN .................................................................18
2.3.1. Bộ bù công suất VAR tĩnh –SVC...............................................................18
2.3.1.1. Cấu tạo và nguyên lý hoạt động [8].......................................................18
2.3.1.2. Ứng dụng của bộ bù công suất VAr tĩnh – SVC ...................................21
2.3.2. Bộ bù đồng bộ tĩnh – STATCOM ..............................................................21
2.3.2.1. Cấu tạo và nguyên lý hoạt động [8].......................................................21
2.3.2.2. Ứng dụng của bộ bù đồng bộ tĩnh – STATCOM ..................................23
2.3.3. Bộ bù nối tiếp đồng bộ tĩnh – SSSC...........................................................24
2.3.4. Bộ bù dọc điều khiển bằng Thyristor –TCSC ............................................24
2.4. PHÂN TÍCH ƯU, NHƯỢC ĐIỂM ........................................................................25
2.5. KẾT LUẬN ............................................................................................................25
CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA HỆ
THỐNG ĐIỆN 220KV KHU VỰC TỈNH QUẢNG BÌNH......................................26
3.1. ĐẶT VẤN ĐỀ VÀ LỰA CHỌN PHẦN MỀM PHÂN TÍCH ..............................26
3.1.1. Đặt vấn đề ...................................................................................................26
3.1.2. Giới thiệu các phần mềm phân tích hệ thống điện và lựa chọn phần mềm
sử dụng ..........................................................................................................................26
3.1.2.1. Phần mềm PSS/ADEPT.........................................................................27
3.1.2.2. Phần mềm PSS/E...................................................................................27
3.1.2.3. Phần mềm CONUS................................................................................29
3.1.2.4. Phần mềm POWERWORLD SIMULATOR ........................................29
3.1.3. Phân tích và lựa chọn chương trình tính toán.............................................30
3.1.4. Xây dựng dữ liệu tính toán hệ thống điện cho phần mềm PSS/E...............30
3.1.4.1. Các file trong PSS/E..............................................................................30
3.1.4.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu HTĐMT vào phần mềm PSS/E ......................31
3.1.4.3. Ưu và nhược điểm của chương trình PSS/E..........................................34
3.2. KHẢO SÁT GIÁ TRỊ ĐIỆN ÁP TẠI CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH.....................34
3.2.1. Giới thiệu các chế độ vận hành...................................................................34
3.2.1.1. Chế độ phụ tải cực đại ...........................................................................35
3.2.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu..........................................................................35
3.2.1.3. Chế độ sự cố đơn lẻ ...............................................................................35
3.2.2. Khảo sát điện áp tại các nút ở chế độ làm việc bình thường năm 2018 và
năm 2020 .......................................................................................................................35
3.2.2.1. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại..........................................35
3.2.2.2. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu.........................................37

3.2.2.3. Biểu đồ điện áp và chênh lệch điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực
đại và cực tiểu ................................................................................................38
3.2.2.4. Nhận xét.................................................................................................39
3.2.3. Khảo sát điện áp tại các nút ở các chế độ sự cố đơn lẻ...............................40
3.2.3.1. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Vũng Áng -
Đồng Hới........................................................................................................40
3.2.3.2. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn41
3.2.3.3. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Ba Đồn-Đồng Hới44
3.2.3.4. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Đồng Hới –
Đông Hà .........................................................................................................45
3.2.3.5. Nhận xét.................................................................................................46
3.3. KHẢO SÁT TỔN THẤT CÔNG SUẤT TẠI CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH ........47
3.3.1. Chế độ phụ tải cực tiểu ...............................................................................47
3.3.2. Chế độ phụ tải cực đại. ...............................................................................48
3.3.3. Nhận xét......................................................................................................50
3.4. KẾT LUẬN ............................................................................................................50
CHƯƠNG 4. ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH Ở HỆ THỐNG
TRUYỀN TẢI ĐIỆN KHU VỰC QUẢNG BÌNH....................................................52
4.1. GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH HỆ THỐNG ...............................................52
4.1.1. Cơ sở tính toán dung lượng bù SVC...........................................................52
4.1.2. Tính toán lựa chọn vị trí và dung lượng SVC lắp đặt cho lưới truyền tải
điện tỉnh Quảng Bình.....................................................................................................52
4.1.2.1. Giới thiệu các nút nguy hiểm ................................................................52
4.1.2.2. Phương pháp tính toán xác định vị trí và dung lượng bù SVC .............53
4.1.2.3. Kết quả tính toán dung lượng bù tại các nút đề xuất.............................54
4.2. KIỂM TRA KẾT QUẢ SAU KHI LẮP ĐẶT THIẾT BỊ SVC.............................54
4.2.1. Đặt vấn đề ...................................................................................................54
4.2.2. Tính toán giá trị điện áp sau khi lắp đặt thiết bị SVC ................................54
4.2.2.1. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại..........................................54
4.2.2.2. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu.........................................55
4.2.2.3. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Formosa-Ba Đồn59
4.2.2.4. Nhận xét.................................................................................................62
4.2.3. Tính toán tổn thất công suất sau khi lắp đặt SVC ......................................62
4.2.3.1. Tổn thất công suất trong chế độ phụ tải cực đại....................................62
4.2.3.2. So sánh tổn thất công suất trước và sau khi lắp SVC............................64
4.2.3.3. Nhận xét.................................................................................................64
4.2.4. Đánh giá hiệu quả sau lắp đặt SVC ............................................................65
4.2.4.1. Hiệu quả kỹ thuật...................................................................................65
4.2.4.2. Hiệu quả kinh tế.....................................................................................65

4.3. KẾT LUẬN ............................................................................................................67
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.....................................................................................69
TÀI LIỆU THAM KHẢO...........................................................................................71
YẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI L ẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT TIẾNG ANH
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG THIẾT BỊ BÙ CÓ ĐIỀU KHIỂN TRÊN LƯỚI ĐIỆN
TRUYỀN TẢI 220KV THUỘC ĐỊA BÀN TỈNH QUẢNG BÌNH
Học viên: Nguyễn Thế Thành. Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: . Khóa: 2016-2018. Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN
Tóm tắt: Xuất phát từ những yêu cầu ngày càng khắt khe về điện áp và tổn thất điện năng
trong thực tế quản lý vận hành, dựa trên những nghiên cứu về hiện trạng lưới điện truyền tải
220kV thuộc địa bàn tỉnh Quảng Bình, luận văn đã sử dụng phần mềm PSS/E khảo sát điện áp
tại các nút và giá trị tổn thất trên các đường dây trong khu vực ở các chế độ vận hành giai
đoạn đến năm 2020. Kết quả cho thấy điện áp tại nút 220kV Ba Đồn là nguy hiểm nhất và tổn
thất điện năng trên đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới đạt giá trị cao so với chỉ tiêu
được giao. Để giải quyết vấn đề luận văn đã tính toán phân tích đưa đến đề xuất lắp đặt thiết
bị SVC tại nút 220kV Ba Đồn. Phân tích kết quả thu được sau khi thực hiện giải pháp đề xuất
cho thấy đã nâng cao được ổn định điện áp tại nút 220kV Ba Đồn cũng như tất cả các nút
khác, đồng thời, làm giảm tổn thất điện năng trên lưới truyền tải điện 220kV thuộc địa bàn
tỉnh Quảng Bình, góp phần ổn định chế độ vận hành lưới điện và đáp ứng tốt hơn các chỉ tiêu
được giao.
Từ khóa: Lưới truyền tải 220kV Quảng Bình, tổn thất điện năng, ổn định điện áp, thiết bị
bù có điều khiển, SVC
RESEARCHING ABOUT APPLIED CONVENTIONAL EQUIPMENT 220kV
TRANSMISSION GRID IN QUANG BINH PROVINCE
Abstract: Beginning from the strict requirements of the current voltage stabilization, and
reduce power losses in actual keep working, basing on the researching of the Transmission
grid status 220kV in Quang Binh province, this thesis was used The PSS/E software
investigates survey voltage at the nodes and value of the loss on the regional wires in the
operating modes for the period up to 2020. The results indicate that the voltage at 220kV Ba
Don is the most dangerous and reduce power losses on the wire 220kV Vung A ng– Dong Hoi
220kV line is higher than the assigned target. To solve the result from after working given
brings the higher analyzed thesis analyzed the proposed installation of SVC equipment at the
Ba Don 220kV node the same others. Concurrent reducing power losses of the current 220kV
transmission grid in Quang Binh province, contributes to operating mode Analysis of the
results obtained after implementing the proposed solution shows that the voltage stabilization
at the Ba Don 220kV node as well as all other nodes has been improved, at the same time,
reducing the power loss on the transmission grid. 220kV electricity in Quang Binh province,
contributing to stabilize the operation of the power grid and better meet the assigned targets.
Key words: Quang Binh 220kV transmission grid, power loss, voltage stabilization,
compensated compensator, SVC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
A0 : Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia
A3 : Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung
CS : Công suất
CSTD : Công suất tác dụng
CSPK : Công suất phản kháng
ĐD : Đường dây
E1 : Trạm biến áp 220kV Đồng Hới
EBĐ : Trạm biến áp 220kV Ba Đồn
HTĐ : Hệ thống điện
HTĐMT : Hệ thống điện miền Trung
HTĐQG : Hệ thống điện Quốc gia
KBN : Kháng bù ngang
NMNĐ : Nhà máy nhiệt điện
MBA : Máy biến áp
PSS/E : Power System Simulator for Engineering
SVC : Static Var Compensator (Thiết bị bù công suất phản kháng
tĩnh)
TBA : Trạm biến áp
TBD : Tụ bù dọc
TBN : Tụ bù ngang

DANH MỤC CÁC BẢNG
Số
hiệu
Tên bảng Trang
1.1. Thông số vận hành đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà 8
1.2. Thông số vận hành đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới. 8
1.3.
Tổn thất công suất các đường dây 220kV và tổn thất chung lưới truyền
tải
8
1.4. Điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải 9
1.5. Thực trạng điện áp tại TBA 220kV Đồng Hới 9
1.6. Thực trạng điện áp tại TBA 220kV Ba Đồn 9
1.7. Giá trị tổn thất công suất và chỉ tiêu tổn thất giao 10
1.8. Phụ tải khu vực tỉnh Quảng Bình năm 2020 11
1.9. Điện áp cho phép theo biểu đồ điện áp của A3 12
1.10. Điện áp cho phép theo biểu đồ điện áp của A0 13
3.1. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại năm 2018 35
3.3. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu năm 2018 37
3.5.
Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng
Hới năm 2018
40
3.6.
Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng
Hới năm 2020
40
3.7.
Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn
năm 2018
41
3.8.
năm 2020
42
3.9.
Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng
Hới năm 2018
44
3.10.
Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng
Hới năm 2020
44
3.11.
Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Đồng Hới – Đông
Hà năm 2018
45
3.12.
Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Đồng Hới – Đông
Hà 1 năm 2020
46
3.13.
Tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2018
47

Số
hiệu
Tên bảng Trang
3.14.
Tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2020
48
3.15.
Tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực đại năm
2018
49
3.16.
2020
49
4.5.
năm 2018
59
4.6.
năm 2020
60
4.7.
2018
63
4.8.
2020
63
4.9.
2017
65
4.10. Tính toán các thông số trong chế độ phụ tải cực đại năm 2017 66
4.11.
Tổn thất điện năng trên các đường dây trong năm 2018 trước khi lắp đặt
SVC
66
4.12.
Tổn thất điện năng trên các đường dây trong năm 2018 sau khi lắp đặt
SVC
67

DANH MỤC CÁC HÌNH
Số
hiệu
Tên hình Trang
1.1. Sơ đồ lưới truyền tải 220kV Quảng Bình. 6
2.1. Điện áp trên đường dây dài ở chế độ hở mạch 15
2.2. Tác dụng tăng độ ổn định của TBD 16
2.3. Sơ đồ véc tơ điện áp khi đường dây có tụ 17
2.4. Bộ SVC kết nối với hệ thống điện 18
2.5. Cấu tạo bộ TCR 18
2.6. Cấu tạo bộ TSC 19
2.7. Cấu tạo bộ lọc sóng hài 20
2.8. Sơ đồ bộ SVC 20
2.9. Sơ đồ kết nối bộ SVC với hệ thống điện 21
2.10. Giản đồ bộ STATCOM 21
2.11. Cấu trúc cơ bản của bộ VSC 22
2.12. Nguyên lý hoạt động của bộ STATCOM 23
2.13. Sơ đồ kết nối bộ STATCOM với hệ thống điện 23
2.14. Sơ đồ kết nối SSSC với hệ thống điện 24
2.15. Cấu trúc cơ bản của bộ TCSC 24
3.1. Hình ảnh phần mềm chạy dữ liệu ở chế độ phụ tải cực đại năm 2018 36
3.3. Biểu đồ điện áp ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu 38
3.4. Chênh lệch điện áp giữa chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu 39
3.5.
Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Vũng Áng –
Đồng Hới
41
3.6.
Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Formosa -
Ba Đồn
42
3.7.
Hình ảnh phần mềm chạy dữ liệu ở chế độ sự cố đường dây 220kV
Formosa – Ba Đồn năm 2018
43
3.8.
43
3.9.
Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
45
3.10.
Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Đồng Hới –
Đông Hà
46
3.11.
Biểu đồ tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải
cực tiểu.
48
3.12.
cực đại.
50
4.1.
Biểu đồ điện áp ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu sau khi lắp
SVC
56
4.2.
Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2018
56

Số
hiệu
Tên hình Trang
4.3.
Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực đại
năm 2018
57
4.6.
Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2020
58
4.7.
Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực đại
năm 2020
59
4.8.
Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Formosa -
Ba Đồn
60
4.9.
Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ sự cố đường dây
220kV Formosa-Ba Đồn
61
4.10.
61
4.11.
62
4.12.
cực đại.
64
4.13.
Biểu đồ tổn thất công suất trước và sau khi lắp đặt SVC ở chế độ
phụ tải cực đại
64

1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Truyền tải điện Quảng Bình hiện quản lý vận hành 06 đường dây 220kV,
500kV và 02 trạm biến áp 220kV, có nhiệm vụ nối liền hệ thống truyền tải điện
500kV Bắc - Nam, điều hòa năng lượng khu vực Bắc miền Trung và cung cấp điện
năng cho các tỉnh từ Hà Tĩnh đến Quảng Trị.
Đối với các đường dây 500kV, do không có trạm đầu cuối ở địa phương,
công tác quản lý vận hành lưới điện chỉ được thực hiện thông qua công tác bảo đảm
an toàn hành lang tuyến, công trình, giữ vững ổn định hệ thống.
Đối với lưới điện 220kV, Truyền tải điện Quảng Bình quản lý 04 đường dây
220kV, với tổng chiều dài 186 km cùng 02 trạm nút 220kV là Đồng Hới và Ba Đồn,
dung lượng 375 MVA. Việc đảm bảo các chế độ vận hành tối ưu cho các đường dây
220kV sẽ đảm bảo vận hành an toàn, tối ưu cho toàn bộ lưới điện 220kV trên địa
bàn tỉnh Quảng Bình, góp phần đảm bảo cho lưới điện khu vực Bắc miền Trung vận
hành an toàn, liên tục, ổn định.
Trong thời gian vận hành vừa qua, do các đường dây vừa mới xây dựng, nên
công suất tải trên đường dây đang ở mức trung bình. Tuy nhiên, do có một số đường
dây có chiều dài tương đối lớn, nên tổn thất công suất trên đường dây thường đạt
mức cao. Do thành phần tổn thất trên đường dây chiếm phần lớn tổn thất chung của
toàn bộ lưới truyền tải thuộc truyền tải điện Quảng Bình nên khi tổn thất trên các
đường dây đạt mức cao đã kéo theo chỉ tiêu tổn thất chung tăng cao, khó đáp ứng
được yêu cầu ngày càng khắt khe của ngành điện.
Mặt khác, trong thời gian vận hành vừa qua, tại một số ít thời điểm lưới điện
do đơn vị quản lý vẫn xảy ra tình trạng điện áp phía 220kV tại các trạm biến áp
không đáp ứng được yêu cầu vận hành theo quy định tại Thông tư 25/2016/TT-
BCT. Với việc tại 2 trạm biến áp 220kV Đồng Hới, Ba Đồn các máy biến áp chỉ
điều chỉnh điện áp phía trung áp (110kV), phía 220kV gần như không thể điều
chỉnh được, các ca trực vận hành khi phát hiện giá trị điện áp ra ngoài khoảng giới
hạn chỉ thông báo cho Trung tâm điều độ miền Trung chứ không thể can thiệp, việc
điều chỉnh điện áp tại các nút 220kV thuộc đơn vị là vô cùng hạn chế.
Những vấn đề trên đặt ra yêu cầu cần có một giải pháp nhằm giữ ổn định
điện áp tại các nút 220kV Đồng Hới, 220kV Ba Đồn, đồng thời, giảm tổn thất điện

2
năng trên các đường dây truyền tải, góp phần ổn định hệ thống truyền tải điện
220kV tại địa phương, đáp ứng các chỉ tiêu đề ra.
Đề tài “Nghiên cứu ứng dụng thiết bị bù có điều khiển trên lưới điện truyền tải
220kV thuộc địa bàn tỉnh Quảng Bình” là một nghiên cứu đề xuất của tác giả nhằm
góp phần giải quyết những vấn đề trên.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Mục tiêu chính là: Tính toán, lựa chọn loại thiết bị, vị trí và dung lượng thiết
bị bù hợp lý tại các nút 220kV thuộc lưới truyền tải điện tỉnh Quảng Bình để nâng
cao ổn định điện áp và giảm tổn thất điện năng.
3. Đối tượng và phương pháp nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
- Lưới truyền tải điện 220kV tỉnh Quảng Bình năm 2018 và năm 2020;
- Các loại thiết bị bù không có và có điều khiển đã được nghiên cứu trong và
ngoài nước.
3.2. Phương pháp nghiên cứu
- Tính toán phân tích biến động điện áp tại các nút 220kV thuộc lưới truyền tải
tỉnh Quảng Bình;
- Tính toán phân tích tổn thất điện năng trên các đường dây 220kV thuộc lưới
truyền tải tỉnh Quảng Bình;
- Chọn loại thiết bị, tính toán lựa chọn vị trí và dung lượng bù hợp lý để nâng
cao ổn định điện áp và giảm tổn thất điện năng;
Sử dụng phần mềm PSS/E để hỗ trợ quá trình nghiên cứu, phân tích.
4. Nội dung nghiên cứu
- Thu thập số liệu cập nhật cho phần mềm PSS/E;
- Tính toán các chế độ vận hành của lưới điện 220kV khu vực tỉnh Quảng
Bình, phân tích sự biến động điện áp và thu thập các giá trị tổn thất điện năng;
- Tính toán, lựa chọn vị trí và dung lượng bù thích hợp để nâng cao ổn định
cho hệ thống truyền tải khu vực tỉnh Quảng Bình;
- Kiểm tra hiệu quả các giải pháp bù được đề xuất.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
- Đề xuất giải pháp nhằm đáp ứng tốt hơn các chỉ tiêu vận hành đặt ra cho lưới
điện truyền tải 220kV khu vực Quảng Bình;
- Hoàn thiện việc nghiên cứu về thiết bị bù có điều khiển trên các đường dây
truyền tải, đặc biệt là trên các đường dây 220kV.

3
6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của đề tài được tổ chức thành
4 chương. Bố cục của nội dung chính của luận văn gồm:
Chương 1: Giới thiệu về lưới điện truyền tải và thực trạng vận hành các đường
dây 220kV trên địa bàn tỉnh Quảng Bình.
Chương 2: Tổng quan về các thiết bị bù hiện có trên lưới truyền tải điện.
Chương 3: Tính toán và phân tích các chế độ làm việc của lưới truyền tải điện
tỉnh Quảng Bình.
Chương 4: Giải pháp nâng cao ổn định điện áp và giảm tổn thất điện năng trên
lưới truyền tải 220kV khu vực tỉnh Quảng Bình.
Kết luận và kiến nghị.
Tài liệu tham khảo.
Phụ lục.

4
CHƯƠNG 1
GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VÀ THỰC TRẠNG VẬN
HÀNH CÁC ĐƯỜNG DÂY 220KV TRÊN ĐỊA BÀN TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1. Giới thiệu về lưới điện truyền tải trên địa bàn tỉnh Quảng Bình
Truyền tải điện Quảng Bình hiện nay quản lý vận hành 06 đường dây 220kV,
500kV và 02 trạm biến áp 220kV, có nhiệm vụ nối liền hệ thống 500kV Bắc - Nam,
điều hòa năng lượng khu vực Bắc miền Trung và cung cấp điện năng cho các tỉnh từ
Hà Tĩnh đến Quảng Trị [15]. Lưới truyền tải điện trên địa bàn tỉnh Quảng Bình
hiện bao gồm các đường dây và trạm biến áp như sau:
- 02 đường dây 500kV: Đường dây 500kV Vũng Áng - Đà Nẵng (còn gọi
là đường dây 500kV mạch 1); đường dây 500kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh (còn gọi là
đường dây 500kV mạch 2) [15];
- 04 đường dây 220kV: Đường dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà; Đường
dây 220kV mạch kép Vũng Áng - Ba Đồn - Đồng Hới (bao gồm đường dây
220kV Formosa - Ba Đồn; đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới và đường
dây 220kV Ba Đồn - Đồng Hới[15];
- 02 trạm biến áp: Trạm biến áp 220kV Đồng Hới; trạm biến áp 220kV Ba
Đồn[15].
1.1.1. Các thông số cơ bản
1.1.1.1. Đường dây[15].
a. Đường dây 500kV Vũng Áng - Đà Nẵng (mạch 1).
- Năm vận hành: 1995;
- Chiều dài đường dây: 1487 km;
- Chiều dài đường dây thuộc địa bàn tỉnh Quảng Bình: 125,5 km (từ vị trí 955
đến vị trí 1253);
- Thông số dây dẫn: 4xACKΠ 330/43 và 4xACSR 330/52.
b. Đường dây 500kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh (mạch 2).
- Thông số dây dẫn: 4xACSR 330/42,4xPASTEL 412.
c. Đường dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà.

5
- Chiều dài đường dây: 104,63 km;
- Thông số dây dẫn: ACSR 400/51.
d. Đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn.
e. Đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới.
f. Đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng Hới.
- Chiều dài đường dây: 42,8 km;
1.1.1.2. Trạm biến áp[15].
a. Trạm biến áp 220kV Đồng Hới.
- Dung lượng MBA: 2x125 MVA.
b. Trạm biến áp 220kV Ba Đồn.
- Dung lượng MBA: 1x125 MVA.

6
1.1.2. Sơ đồ kết lưới và phương thức vận hành.
1.1.2.1. Sơ đồ kết lưới.
Hình 1.1. Sơ đồ lưới truyền tải 220kV Quảng Bình.

7
1.2.2.2. Phương thức vận hành.
Đối với lưới điện 500kV, Truyền tải điện Quảng Bình có nhiệm vụ quản lý vận
hành 02 đoạn đường dây 500kV Vũng Áng – Đà Nẵng và đường dây 500kV Đà Nẵng
– Hà Tĩnh, góp phần nối liền hệ thống truyền tải điện Quốc gia, đảm bảo cho việc cân
bằng năng lượng, cung cấp điện năng trên phạm vi toàn quốc. Phương thức vận hành
chủ yếu là truyền tải từ bắc vào nam, nhận điện từ sân phân phối 500kV Vũng Áng và
trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh cấp cho trạm biến áp 500kV Đà Nẵng [15].
Với lưới điện 220kV, các đường dây và trạm biến áp thuộc Truyền tải điện
Quảng Bình, chủ yếu nhận điện từ Hà Tĩnh (qua đường dây 220kV mạch kép Vũng
Áng - Ba Đồn - Đồng Hới), cấp điện cho Điện lực Quảng Bình và tỉnh Quảng Trị
(qua đường dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà). Góp phần cung cấp điện liên tục và ổn
định năng lượng cho khu vực bắc miền Trung, từ Hà Tĩnh đến Thừa Thiên - Huế [15].
Trên địa bàn tỉnh, Truyền tải điện Quảng Bình có nhiệm vụ cung cấp điện 110kV
qua 2 trạm biến áp 220kV Ba Đồn và Đồng Hới cho 8 trạm biến áp 110kV (Lệ Thủy,
Áng Sơn, Đồng Hới, Bắc Đồng Hới, Ba Đồn, Sông Gianh, Văn Hóa, Hòn La) [15].
1.1.3. Thông số vận hành các đường dây 220kV trong thời gian qua
Trong số 04 đường dây truyền tải 220kV, đường dây 220kV Formosa - Ba
Đồn và đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng Hới có chiều dài ngắn, công suất truyền
tải thấp nên các thông số trong vận hành tương đối ổn định, các giá trị về tổn thất
điện năng, độ lệch điện áp tương đối thấp, đáp ứng các yêu cầu đề ra. Các đường
dây còn lại là đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới và đường dây 220kV Đồng
Hới – Đông Hà có chiều dài lớn, công suất truyền tải cao nên các thông số vận hành
có sự dao động lớn hơn, các giá trị về tổn thất và độ lệch điện áp cao, ảnh hưởng lớn
đến chế độ vận hành của lưới điện truyền tải thuộc tỉnh.
Do vậy, trong nội dung nghiên cứu của đề tài, chỉ xét đến tình hình vận hành
của 02 đường dây dài là đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà và đường dây
220kV Vũng Áng – Đồng Hới. Qua đó, đề ra phương án nâng cao chất lượng vận
hành của các đường dây này, góp phần ổn định lưới truyền tải trên địa bàn tỉnh
Quảng Bình.
1.1.3.1. Đường dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà.
Đường dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà được đưa vào sử dụng từ tháng 4
năm 2010, có nhiệm vụ truyền tải công suất từ phía bắc vào phía nam, cung cấp
điện cho tỉnh Quảng Trị, Thừa Thiên Huế[15]. Chiều dài tuyến đường dây là 104,6
km với điểm đầu là ngăn xuất tuyến 273, 274/TBA 220kV Đồng Hới và điểm cuối
là ngăn xuất tuyến 273, 274/TBA 220kV Đông Hà. Đường dây sử dụng dây dẫn
ACSR 400/51, dây đơn [15].
Thông số vận hành trong năm 2017 và 6 tháng đầu năm 2018 như sau [16]:

8
Bảng 1.1. Thông số vận hành đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà
Thông số
vận hành
Pmax
(MW)
Pmin
MW)
Qmax
(MVAr)
Qmin
(MVAr)
Tổn thất công
suất (%)
Năm 2017 161 0 39 0 1,20
6 tháng đầu
năm 2018
208 0 45 0 1,23
1.1.3.2. Đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới.
Đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới được đưa vào vận hành ngày
17.01.2016, thuộc đường dây mạch kép Vũng Áng - Ba Đồn - Đồng Hới. Đây là
tuyến đường dây thay cho đường dây 220kV Vinh - Đồng Hới trước đây, có nhiệm
vụ cung cấp công suất cho tỉnh Quảng Bình và điều hòa công suất khu vực bắc miền
Trung, từ Hà Tĩnh đến Thừa Thiên Huế. Chiều dài tuyến đường dây là 97 km với
điểm đầu là ngăn xuất tuyến 273/NMNĐ (Nhà máy nhiệt điện) Vũng Áng 1 và điểm
cuối là ngăn xuất tuyến 271/TBA (Trạm biến áp) 220kV Đồng Hới [15]. Đường dây
chủ yếu sử dụng 02 loại dây là ACSR 400/51 và ACSR 330/43, phân pha 02 dây
đơn[15].
Thông số vận hành trong năm 2017 và 6 tháng đầu năm 2018 như sau [16]:
Bảng 1.2. Thông số vận hành đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới.
Thông số
vận hành
Pmax
(MW)
Pmin
MW)
Qmax
(MVAr)
Qmin
(MVAr)
Tổn thất công
suất (%)
Năm 2017 208 0 33 0 1,24
6 tháng đầu
năm 2018
230 0 41 0 1,68
Tổn thất công suất chung toàn bộ lưới truyền tải điện Quảng Bình được
thống kê theo bảng [16]:
Bảng 1.3. Tổn thất công suất các đường dây 220kV và tổn thất chung lưới truyền tải
Giá trị tổn thất công
suất
Tổn thất năm
2017 (%)
Tổn thất 6 tháng
đầu năm 2018 (%)
220kV Vũng Áng
- Đồng Hới
1,24 1,68
220kV Đồng Hới
- Đông Hà
1,20 1,23
Tổn thất lưới truyền tải
Quảng Bình
1,14 1,20

9
1.1.4. Giá trị điện áp tại các nút thuộc Truyền tải điện Quảng Bình.
Theo quy định tại Thông tư 25/2016/TT-BCT ngày 31/11/2016, điện áp
cho phép vận hành tại thanh cái trên lưới truyền tải điện được quy định [1,2] như
sau:
Bảng 1.4. Điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải
Cấp điện áp
Chế độ vận hành của hệ thống điện
Vận hành bình thường Sự cố đơn lẻ
500 kV 475 ÷ 525 450 ÷ 550
220 kV 209 ÷ 242 198 ÷ 242
Thời gian vừa qua, giá trị điện áp vận hành tại các nút thuộc Truyền tải
điện Quảng Bình được thống kê theo bảng 1.5, 1.6.
* Trạm biến áp 220kV Đồng Hới[16].
Bảng 1.5. Thực trạng điện áp tại TBA 220kV Đồng Hới
Thông số
Điện áp max
(kV)
Điện áp min
(kV)
Thời gian cao
áp (giờ)
Thời gian
thấp áp (giờ)
Năm 2017 243,8 211,6 3 0
6 tháng đầu
năm 2018
237,9 214,4 0 0
Trong năm 2017, tại một số thời điểm, điện áp phía 220kV tại TBA 220kV
Đồng Hới vượt quá giá trị cho phép lớn nhất. Điều này đã làm ảnh hưởng đến chất
lượng điện áp tại đây.
* Trạm biến áp 220kV Ba Đồn[16].
Bảng 1.6. Thực trạng điện áp tại TBA 220kV Ba Đồn
Thông số
Điện áp max
(kV)
Điện áp min
(kV)
Thời gian cao
áp (giờ)
Thời gian
thấp áp (giờ)
Năm 2017 234,5 193,4 0 70
6 tháng đầu
năm 2018
236,8 213,5 0 0
Ngược lại với TBA 220kV Đồng Hới, tại TBA 220kV Ba Đồn, trong năm
2017, đã xuất hiện nhiều thời điểm điện áp phía 220kV thấp hơn giá trị cho phép
nhỏ nhất.

10
1.2. Thực trạng vận hành và khả năng đáp ứng các yêu cầu về chỉ tiêu tổn
thất, điện áp trong thời gian tới
1.2.1. Chỉ tiêu tổn thất điện năng
Trong thời gian vận hành vừa qua, do các đường dây vừa mới xây dựng,
công suất tải trên đường dây thường đạt mức 40-50% Icp [4,8]. Đối với 02 đường
dây ngắn là đường dây 220kV Ba Đồn – Đồng Hới và đường dây 220kV Formosa –
Ba Đồn, tổn thất công suất là không cao, sự ảnh hưởng tổn thất từ 2 đường dây này
đối với tổn thất chung của tỉnh Quảng Bình là không lớn. Tuy nhiên, đối với các
đường dây có chiều dài tương đối lớn là đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà và
đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới, tổn thất công suất trên đường dây thường
đạt mức cao, sự ảnh hưởng tổn thất từ 2 đường dây này đối với tổn thất chung của
tỉnh Quảng Bình là khá lớn. Khi tổn thất trên các đường dây này đạt mức cao sẽ kéo
theo chỉ tiêu tổn thất chung tăng cao. Bảng 1.7. dưới đây thể hiện sự phụ thuộc giữa
tổn thất chung của tỉnh Quảng Bình vào tổn thất 2 đường dây 220kV Đồng Hới –
Đông Hà và 220kV Vũng Áng – Đồng Hới và tình hình thực hiện chỉ tiêu tổn thất
trong thời gian vừa qua [16].
Bảng 1.7. Giá trị tổn thất công suất và chỉ tiêu tổn thất giao
Tuyến đường dây
Tổn thất năm
2017 (%)
Tổn thất 6 tháng
đầu năm 2018 (%)
220kV Vũng Áng - Đồng Hới 1,24 1,68
220kV Đồng Hới - Đông Hà 1,20 1,23
Tổn thất lưới truyền tải
Quảng Bình
1,14 1,20
Chỉ tiêu tổn thất được giao
chung cho lưới 220kV
1,14 0,99
Trong thời gian tới, khi phụ tải tại các tỉnh từ Quảng Bình đến Thừa Thiên
Huế ngày càng phát triển, công suất truyền tải trên các đường dây 220kV sẽ tiếp tục
tăng cao. Số liệu dự báo mức độ tăng phụ tải tại tỉnh Quảng Bình năm 2018 và năm
2020 như sau [14]:
Stt Phụ tải Địa phận
Công suất tác dụng (MW)
Pmax Pmin
1 Ba Đồn Quảng Bình 18.14 12.15
2 Lệ Thủy Quảng Bình 18.14 12.15
3 Bố Trạch Quảng Bình 18.14 12.15
4 Sông Gianh Quảng Bình 29.01 19.44
5 Đồng Hới Quảng Bình 19.65 13.16
6 Hòn La Quảng Bình 18.69 12.52

11
Pmax Pmin
7 Bắc Đồng Hới Quảng Bình 18.69 12.52
8 Trường Thịnh Quảng Bình 25.81 17.29
9 Minh Hóa Quảng Bình 7.79 5.22
10 Quảng Phú Quảng Bình 10.35 6.93
11 Thanh Trường Quảng Bình 10.35 6.93
12 Áng Sơn Quảng Bình 15.52 10.40
13 Bang Quảng Bình 15.52 10.40
14 Cam Liên Quảng Bình 15.52 10.40
15 XM Văn Hóa Quảng Bình 28.43 19.05
Bảng 1.8. Phụ tải khu vực tỉnh Quảng Bình năm 2020
Pmax Pmin
1 Ba Đồn Quảng Bình 18.51 12.96
2 Lệ Thủy Quảng Bình 18.51 12.96
3 Bố Trạch Quảng Bình 18.51 12.96
4 Sông Gianh Quảng Bình 29.61 20.73
5 Đồng Hới Quảng Bình 20.06 14.04
6 Hòn La Quảng Bình 19.07 13.35
7 Bắc Đồng Hới Quảng Bình 19.07 13.35
8 Trường Thịnh Quảng Bình 10.51 7.36
9 Minh Hóa Quảng Bình 7.95 5.56
10 Quảng Phú Quảng Bình 10.56 7.39
11 Thanh Trường Quảng Bình 10.56 7.39
12 Áng Sơn Quảng Bình 15.84 11.09
13 Bang Quảng Bình 15.84 11.09
14 Cam Liên Quảng Bình 15.84 11.09
15 XM Văn Hóa Quảng Bình 29.02 20.31
Việc tăng phụ tải tại khu vực tỉnh Quảng Bình trong thời gian tới sẽ dẫn việc
gia tăng giá trị tổn thất công suất. Trong khi đó, với yêu cầu ngày càng nghiêm ngặt

12
của hệ thống truyền tải, các chỉ tiêu tổn thất ngày càng buộc phải giảm thấp. Vì vậy,
cần thiết phải nghiên cứu, phân tích các giá trị tổn thất công suất trong thời gian tới,
từ đó, đề ra phương án xử lý có hiệu quả.
1.2.2. Chỉ tiêu về điện áp
Theo thống kê, trong các năm từ 2016 đến 2018 đều có những thời điểm điện
áp tại các nút điện áp 220kV Đồng Hới, 220kV Ba Đồn vượt mức cho phép. Giá trị
điện áp có biên độ giao động lớn, lúc thì cao hơn giá trị cho phép lớn nhất, lúc thì
nhỏ hơn giá trị cho phép nhỏ nhất. Với việc tại 2 trạm biến áp 220kV Đồng Hới, Ba
Đồn các máy biến áp chỉ điều chỉnh điện áp phía trung áp (110kV), phía 220kV gần
như không thể điều chỉnh được, các ca trực vận hành khi phát hiện giá trị điện áp ra
ngoài khoảng giới hạn chỉ thông báo cho Trung tâm điều độ miền Trung [2,3] chứ
không thể can thiệp, việc điều chỉnh điện áp tại các nút 220kV thuộc đơn vị là vô
cùng hạn chế.
Theo Thông tư 25/2016/TT-BCT [1], dải phạm vi điều chỉnh điện áp thanh
cái phía 220kV là rất rộng (từ 209 kV đến 242 kV). Tuy nhiên, trong thực tế vận
hành, do yêu cầu của phụ tải, yêu cầu giá trị điện áp trong vận hành chỉ được phép
thay đổi trong phạm vi rất hẹp (±2kV), tại một số trường hợp, giá trị điện áp chỉ
được điều chỉnh trong phạm vi cận trên (+2kV). Hình ảnh phía dưới là giá trị điện
áp cho phép phía 110kV tại TBA 220kV Đồng Hới và TBA 220kV Ba Đồn theo
biểu đồ điện áp nút thuộc quyền điều khiển của A3 [3].
Bảng 1.9. Điện áp cho phép theo biểu đồ điện áp của A3
Stt Tên nút
Giá trị điện áp cho phép (kV)
00h01-
07h00
07h01-
11h00
11h01-
12h30
12h31-
16h30
16h31-
20h00
20h01-
22h00
22h01-
24h00
1
Đồng Hới
220
116±2 117±2 116±2 117±2 117±2 116±2 116±2
2 Ba Đồn 220 116±2 118±2 116±2 118±2 118±2 116±2 116±2
3
Đông Hà
220
116±2 116±2 116±2 117±2 117±2 116±2 116±2
Đây là những yêu cầu về điện áp hết sức chặt chẽ. Do hiện tại, tại các trạm
biến áp 220kV Đồng Hới, Đông Hà không có thiết bị điều chỉnh điện áp nên điện áp
phía 220kV ở đây gần như phụ thuộc hoàn toàn vào điện áp 220kV tại NMNĐ
Vũng Áng và NMNĐ Formosa. Điều này, dẫn đến yêu cầu điều chỉnh điện áp tại
NMNĐ Vũng Áng và NMNĐ Formosa khá nghiêm ngặt.
Bảng dưới là biểu đồ điện áp hàng ngày phía 220kV tại 02 nút NMNĐ Vũng
Áng và NMNĐ Formosa theo biểu đồ điện áp tuần của A0 [2].

13
Bảng 1.10. Điện áp cho phép theo biểu đồ điện áp của A0
Stt Tên nút
Giá trị điện áp cho phép (kV)
00h01-
07h00
07h01-
11h00
11h01-
12h30
12h31-
16h30
16h31-
20h00
20h01-
22h00
22h01-
24h00
1
Formosa Hà
Tĩnh
231±2 231±2 231±2 231±2 231±2 231±2 231±2
2 Vũng Áng 1 230±2 230±2 230±2 230±2 230±2 230±2 230±2
Phương thức vận hành hàng ngày bắt buộc các nút điện áp kể trên đều phải
vận hành trong khoảng điện áp cho phép, không được vượt ra khỏi dải điện áp quy
định. Phạm vi điều chỉnh thực tế là rất hẹp, chỉ 4kV.
Yêu cầu đề ra là cần có giải pháp để nâng cao sự ổn định điện áp tại các nút
trạm biến áp 220kV Đồng Hới và trạm biến áp 220kV Ba Đồn, đảm bảo quy định
vận hành hiện tại, giảm bớt sự phụ thuộc vào điện áp tại NMNĐ Vũng Áng và
NMNĐ Formosa. Do điện áp tại các nút 220kV Đồng Hới và 220kV Ba Đồn có lúc
cao hơn giá trị lớn nhất cho phép nhưng cũng có lúc nhỏ hơn giá trị thấp nhất cho
phép nên giải pháp được lựa chọn phải có khả năng điều chỉnh điện áp linh hoạt,
vừa có thể tăng giá trị điện áp lúc thấp áp, vừa có thể giảm giá trị điện áp lúc cao áp,
phù hợp với phương thức vận hành tại từng thời điểm.
1.3. Kết luận
Từ những phân tích, đánh giá thực trạng nêu trên, yêu cầu cấp thiết đặt ra
hiện nay là cần có một giải pháp toàn diện nhằm giảm tổn thất điện năng trên các
đường dây truyền tải, cụ thể là đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới và đường
dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà nhằm giảm tổn thất chung toàn truyền tải, đáp ứng
các chỉ tiêu đặt ra. Đồng thời, cần phải điều chỉnh giá trị điện áp tại các nút 220kV
thuộc truyền tải điện Quảng Bình (trạm biến áp 220kV Đồng Hới và trạm biến áp
220kV Ba Đồn) một cách linh hoạt, đảm bảo quy định vận hành điện áp hiện tại,
góp phần ổn định hệ thống truyền tải điện 220kV tại địa phương.
Sau quá trình nghiên cứu các tài liệu lý thuyết về các thiết bị bù và các
nghiên cứu đã công bố trong và ngoài nước về giảm tổn thất và điều chỉnh điện áp
khi truyền tải điện năng [5, 9,22,23]. Trên cơ sở các tìm hiểu thực trạng hai tuyến
đường dây 220kV tại Quảng Bình, tôi chọn phương án, nghiên cứu giải pháp lắp đặt
các thiết bị bù có điều khiển với công suất hợp lý trên các đường dây truyền tải
220kV làm đề tài tốt nghiệp.

14
CHƯƠNG 2
TỔNG QUAN VỀ CÁC THIẾT BỊ BÙ HIỆN CÓ TRÊN LƯỚI
TRUYỀN TẢI ĐIỆN
2.1. Tổng quan về thiết bị bù
Truyền tải điện trên các đường dây cao áp làm xuất hiện nhiều vấn đề kỹ
thuật cần giải quyết, đặc biệt là việc xử lý dung dẫn rất lớn của các đường dây dài,
vấn đề tổn thất công suất, tổn thất điện áp và giới hạn truyền tải công suất của
đường dây. Ngay từ giữa thế kỷ trước, các nước có hệ thống điện lớn như Liên Xô
(cũ), Mỹ, Canada, Ấn độ... đã ứng dụng các thiết bị bù không điều khiển là bù
ngang bằng kháng điện và bù dọc bằng tụ điện trên các đường dây dài để giải quyết
phần nào vấn đề kỹ thuật trên. Tuy nhiên, chính việc tồn tại các thiết bị bù ngang
với các thông số không đổi lại góp phần làm tăng đáng kể các loại tổn thất công
suất, điện áp và làm giảm khả năng tải của các đường dây dài [10,11,13].
Những năm cuối của thế kỷ 20, đặc biệt từ những năm đầu thế kỷ 21, kỹ
thuật truyền tải điện đi xa đã có những thay đổi rất lớn bằng việc ứng dụng các thiết
bị bù có điều khiển, với sự ra đời của hệ thống truyền tải điện linh hoạt (FACTS) đã
khắc phục được nhiều vấn đề kỹ thuật tồn tại. Tuy nhiên, hạn chế lớn nhất để chưa
thể ứng dụng phổ biến của các thiết bị bù có điều khiển là giá thành khá cao, nhiều
loại thiết bị rất cồng kềnh chiếm diện tích lớn, bên cạnh đó là có thể gây méo dạng
dòng lưới [4,5,9,10,11,20].
Mục đích chủ yếu của việc đặt các thiết bị bù là nâng cao khả năng tải của
đường dây và san bằng điện áp phân bố dọc đường dây. Hơn nữa, bù thông số còn
nâng cao tính ổn định tĩnh, ổn định động, giảm sự dao dộng công suất, dập tắt dao
động đồng bộ phụ,… làm cho việc vận hành hệ thống điện được linh hoạt và hiệu
quả hơn [12,21,23]. Dưới đây là giới thiệu về các thiết bị bù hiện đang được áp
dụng trên lưới điện hiện nay:
2.2. Các thiết bị bù không điều khiển
2.2.1. Kháng bù ngang
Tác dụng của kháng bù ngang (KBN) là để bù điện dung do đường dây sinh
ra. Kháng bù ngang có tác dụng chống quá áp trên đường dây trong chế độ tải nhẹ
hoặc hở mạch.
Kháng bù ngang thường dùng cho đường dây dài siêu cao áp trên không vì
dòng điện điện dung sinh ra thường lớn [9,11,22,23]. Tính toán đường dây dài với
thông số phân bố rải có thể thấy được dạng điện áp trên đường dây ở chế độ hở
mạch đầu cuối và có đặt KBN ở cuối và giữa đường dây như sau:

15
Hình 2.1. Điện áp trên đường dây dài ở chế độ hở mạch
Trong đó:
1 - đường dây hở mạch.
2 - đường dây hở mạch có đặt kháng bù ở cuối.
3 - đường dây hở mạch có đặt kháng bù ở giữa.
Kháng bù ngang còn có tác dụng chống quá điện áp thao tác, kháng có thể
nối trực tiếp vào đường dây hoặc qua các máy cắt. Lựa chọn có/không sử dụng máy
cắt nối kháng vào đường dây phải thông quá tính toán kinh tế - kỹ thuật. Kháng cố
định trên đường dây phải đảm bảo được chống quá áp trong chế độ non tải đồng
thời phải đảm bảo không gây sụt áp lớn quá cho phép trong chế độ tải nặng.
Cấu tạo của kháng gần giống như máy biến áp nhưng chỉ có 1 cuộn dây cho
mỗi pha. Ngoài ra kháng bù ngang có thể bao gồm thêm một cuộn dây trung tính để
hạn chế dòng ngắn mạch chạm đất. Người ta có thể thiết kế kháng bù ngang điều
chỉnh được nấc dưới tải (thay đổi dung lượng kháng) [12,13,21].
2.2.2. Tụ bù ngang
Tụ bù ngang (TBN) dùng để tăng cường công suất phản kháng cho hệ thống
điện làm tăng điện áp cục bộ. TBN rất đa dạng về kích cỡ và được phân bố trong
toàn hệ thống với các dung lượng khác nhau. Ưu điểm của TBN là giá thành thấp,
linh hoạt trong lắp đặt và vận hành. Nhược điểm là công suất phản kháng tỷ lệ với
bình phương điện áp
c
c
X
U
Q
2
, khi điện áp thấp cần nhiều công suất phản kháng thì
công suất phát ra cũng bị giảm.
Trong lưới phân phối, tụ bù ngang dùng để tăng cos của phụ tải, tức là đảm
bảo đủ công suất phản kháng cho phụ tải tại nơi tiêu thụ thay vì phải truyền vô công
từ lưới đến. Các TBN ở lưới phân phối có thể được đóng cắt nhờ các thiết bị tự
1
2
3
kV
km

16
động tuỳ thuộc vào thời gian, giá trị điện áp.
Trong lưới truyền tải, tụ bù ngang được dùng để giảm tổn thất truyền tải đảm
bảo điện áp tại các điểm nút trong phạm vi cho phép ở mọi chế độ tải. TBN có thể
nối trực tiếp vào thanh cái điện áp cao hoặc nối vào cuộn thứ 3 của MBA chính.
Các TBN được đấu cứng hoặc đóng cắt tuỳ thuộc từng vị trí. Việc lựa chọn vị trí đặt
tụ và dung lượng bù cần phải được tính toán bởi chương trình phân bố tốí ưu trào
lưu công suất (OPF - Optimal Power Flow)[4,5].
2.2.3. Tụ bù dọc
Tụ bù dọc (TBD) được đặt nối tiếp trên đường dây để bù điện kháng của
đường dây. Tức là làm giảm điện kháng giữa 2 điểm dẫn đến tăng khả năng truyền
tải và giảm tổn thất truyền tải. Công suất truyền tải trên đường dây là:
sin
2
1
_
X
U
U
P tai
truyen
X = XL - Xc, khi có tụ, X sẽ giảm đi dẫn đến khả năng tải của đường
dây
X
U
U
P 2
1
max tăng lên.
Mặt khác, với mức tải cố định, khi giảm X dẫn đến giảm sin hay giảm , làm
tăng độ ổn định. Tác dụng này được chứng minh ở như ở hình dưới:
Tụ bù dọc có một nhược điểm là khi dòng ngắn mạch qua tụ lớn có thể nổ tụ,
nên cần có các thiết bị bảo vệ tụ khi có ngắn mạch đường dây (ví dụ khe hở phóng
điện...).
Hình 2.2. Tác dụng tăng độ ổn định của TBD
Tụ bù dọc có tác dụng cải thiện phân bố điện áp trên đường dây dài siêu cao
áp. Tuỳ theo tính chất dòng đường dây (cảm hay dung) mà điện áp qua tụ tăng hay
giảm. Trong chế độ tải nặng, tụ bù dọc có tác dụng rất tốt trong việc tăng điện áp
cuối đường dây, như vậy sẽ giảm được tổn thất truyền tải [5,9]. Sơ đồ véc tơ điện áp
Pmax
Ptải
2
1

17
khi đường dây có lắp TBD như sau:
Hình 2.3. Sơ đồ véc tơ điện áp khi đường dây có tụ
Tụ bù dọc còn có tác dụng phân bố tải trên các mạch vòng do thay đổi tổng
trở của đường dây.
Mức độ bù của thiết bị bù dọc đối với đường dây siêu cao áp thường ở mức <
80%. Mức độ bù cao hơn sẽ làm cho tổng trở đường dây nhỏ, dẫn đến dòng ngắn
mạch cao đòi hỏi mức độ đáp ứng của thiết bị cũng cao. Hơn nữa quá bù (bù >
80%) sẽ dẫn đến hiện tượng cộng hưởng dọc tại tần số 50Hz vì điện dung của tụ bù
dọc cộng với điện cảm của đường dây tạo nên mạch cộng hưởng LC.
Về lý thuyết, với một lượng bù định trước trên đường dây, tốt nhất là phân
bố dải dọc đường dây. Tuy nhiên trong thực tế việc đặt tụ chỉ thích hợp ở một số
điểm nhất định tuỳ thuộc vào lựa chọn về chi phí, khả năng bảo dưỡng, bảo vệ rơle,
hiệu quả của việc cải thiện phân bố điện áp và nâng cao khả năng tải...
Trong thực tế, tụ bù dọc có thể được đặt tại giữa đường dây, đặt tại hai đầu
đường dây, đặt ở 1/3 hoặc 1/4 đường dây. Vị trí đặt này cần phải phối hợp thêm với
cả việc đặt kháng bù ngang.
2.2.4. Máy bù đồng bộ
Máy bù đồng bộ là máy phát đồng bộ chạy không có tua bin. Máy bù đồng
bộ có thể phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng bằng việc thay đổi dòng kích từ.
Đối với các máy bù đồng bộ có trang bị bộ tự động điều chỉnh điện áp, có thể tự
điều chỉnh công suất phản kháng để giữ điện áp đầu ra ở giá trị đặt trước.
U1 U2
XL Xc
I
tải
a) Đường dây có TBD
U1
U2’
U2
I(XL-XC)
I
IXL
Tải cảm
I
U1
U2’
U2
I(XL-XC)
Tải dung

18
Máy bù đồng bộ có ưu điểm là công suất phản kháng phát ra không bị ảnh
hưởng bởi điện áp hệ thống và rất linh hoạt trong việc điều chỉnh điện áp. Tuy nhiên
giá thành lắp đặt và vận hành của máy bù là cao hơn so với các loại thiết bị bù khác.
2.3. Các thiết bị bù có điều khiển
2.3.1. Bộ bù công suất VAR tĩnh –SVC
2.3.1.1. Cấu tạo và nguyên lý hoạt động [8]
Hình 2.4. Bộ SVC kết nối với hệ thống điện
Hầu hết các bộ SVC luôn được kết nối đến mạng lưới truyền tải điện thông
qua một máy biến áp tăng áp ghép bộ [5,8]. Ở phía nút điện áp thấp của máy biến
áp, nói chung có 3 phần tử được sử dụng: cuộn kháng điều khiển bằngThyristor
(TCR), bộ tụ chuyển mạch bằng thyristor (TSCs) và bộ lọc sóng hài ổn định.
- TCR (Thyristor Controlled Reactor)
Là thiết bị dùng điều khiển một cách liên tục dòng điện qua cuộn cảm mắc
song song với lưới bằng cách điều khiển góc kích của thyristor và được nối vào
thanh cái điện áp thấp.
Sơ đồ mạch một pha của bộ TCR, bao gồm cặp thyristor mắc song song,
ngược chiều nhau và nối vào cuộn điện kháng tuyến tính.
Hình 2.5. Cấu tạo bộ TCR
Trong đó:
XL: Điện kháng chính.

19
T: Thyristor có chức năng điều chỉnh dòng điện đi qua TCR.
G : Cực kích của thyristor.
Đóng ngắt có điều khiển các thyristor kết hợp với đáp ứng của cuộn kháng
tuyến tính cho phép điện kháng hiệu dụng tần số cơ bản của TCR, mà nó là hàm số
của góc kích, thay đổi một cách liên tục từ giá trị điện kháng xác định của cuộn
kháng (ứng với trạng thái dẫn hoàn toàn của Thyristor) đến một giá trị vô hạn (ứng
với trạng thái ngắt của thyristor).
- TSC ( Thyristor Switched Capacitor)
Là thiết bị bù công suất phản kháng được điều chỉnh theo dạng nhảy cấp, nó
có khả năng đóng cắt tụ điện bằng cách kích đóng ngắt các thyristor. Bộ TSC kết
hợp với bộ TCR sẽ cho phép điện kháng tương đương của chúng có thể thay đổi
liên tục từ tính dung sang tính kháng.
Sơ đồ mạch một pha của bộ TSC bao gồm cặp Thyristor mắc song song,
ngược chiều nhau và nối vào bộ tụ điện.
Hình 2.6. Cấu tạo bộ TSC
Trong đó:
C: Bộ tụ điện.
T: Thyristor có chức năng đóng hoặc ngắt bộ tụ điện.
Van thyristor được đóng mở phụ thuộc vào tín hiệu xung điều khiển vào cực G
của thyristor.
Bộ TSC thực chất là bộ tụ điện được đóng mở bằng hai thyristor mắc đối song,
khi thay đổi tín hiệu xung sẽ làm thay đổi giá trị điện dung C trong mạch.
Fixed Filters: là thiết bị dùng để lọc sóng hài. Mục đích là lọc các sóng hài bậc
cao và bù công suất phản kháng cho phụ tải. Các sóng hài bậc cao xuất hiện do chế
độ làm việc của TCR gây ra (khi thyristor dẫn không hoàn toàn, dòng điện qua TCR
sẽ không có dạng hình sin).
Sơ đồ mạch môt pha của bộ lọc sóng hài gồm có cuộn điện kháng XL nối tiếp
vào bộ tụ điện C.

20
Hình 2.7. Cấu tạo bộ lọc sóng hài
Trong đó:
C: Bộ tụ điện.
XL: Cuộn điện kháng.
Các phụ tải phi tuyến và cả phần tử điều chỉnh công suất phản kháng (TCR) là
nguồn tạo ra các sóng hài bậc cao. Trong hệ thống điện 3 pha, các thành phần bậc
cao xuất hiện và ảnh hưởng chủ yếu là bậc 5, 7, 11 và 13, riêng sóng hài bậc ba
thường được hạn chế hoặc loại bỏ nhờ hình thức đấu dây của máy biến áp hoặc giải
thuật điều khiển cung cấp cho các bộ biến đổi công suất. Các mạch lọc cộng hưởng
được điều chỉnh đến các giá trị tần số của các thành phần sóng hài bậc cao cần được
khử bỏ và lúc đó mạch lọc cộng hưởng tác động như trở kháng ngắn mạch cho các
sóng hài bậc cao này nên hạn chế ảnh hưởng của nó lên nguồn điện áp của lưới
điện. Khi thay đổi góc kích α của thyristor, điện kháng hiệu dụng của bộ TCR sẽ
thay đổi. Sự thay đổi điện kháng của TCR sẽ thay đổi điện kháng hiệu dụng của
SVC. Với nguyên lý làm việc như trên, cho nên bộ SVC có thể cung cấp hoặc tiêu
thụ công suất phản kháng cho một hệ thống truyền tải điện. Sự thay đổi để phát hay
thu công suất phản kháng nhằm mục đích điều chỉnh giá trị điện áp tại điểm kết nối
với hệ thống điện.
Hình 2.8. Sơ đồ bộ SVC
ISVC: Dòng điện của SVC với điện áp ở nút điện áp cao.
PISVC: Công suất tác dụng bơm vào bên trong máy biến áp ghép bộ từ nút điện
áp thấp SVC.

21
2.3.1.2.Ứng dụng của bộ bù công suất VAr tĩnh – SVC
Hình 2.9. Sơ đồ kết nối bộ SVC với hệ thống điện
Bộ SVC được áp dụng rộng rãi trong hệ thống truyền tải với nhiều mục đích
khác nhau. Mục đích cơ bản nhất thường được sử dụng là để điều khiển điện áp tại
điểm yếu nhất trong hệ thống điện. Nó thường được lắp đặt ở điểm giữa của đường
dây truyền tải liên kết giữa các vùng tải. Nhờ độ chính xác cao, tính khả dụng và
đáp ứng nhanh, các thiết bị SVC có thể cung cấp trạng thái ổn định và điều khiển
điện áp quá độ có chất lượng cao so với kiểu bù rẽ nhánh thông thường. Các thiết bị
SVC cũng được sử dụng để làm giảm các dao động công suất, cải thiện độ ổn định
quá độ và giảm tổn hao hệ thống nhờ tối ưu điều khiển công suất phản kháng.
2.3.2. Bộ bù đồng bộ tĩnh – STATCOM
2.3.2.1. Cấu tạo và nguyên lý hoạt động [8]
.
Hình 2.10. Giản đồ bộ STATCOM

22
Bộ STATCOM được mắc song song với đường dây và hoạt động không cần
nguồn năng lượng dự trữ có tác dụng như là một máy bù công suất phản kháng.
Việc điều khiển dòng công suất phản kháng cung cấp cho hệ thống điện được thực
hiện bằng cách điều khiển điện áp ngõ ra V cùng pha với điện áp hệ thống VT.
- Nếu V nhỏ hơn điện áp hệ thống VT thì dòng điện bộ nghịch lưu đi qua cuộn
kháng sẽ mang tính cảm, bộ STATCOM nhận công suất phản kháng từ hệ thống.
- Nếu V lớn hơn điện áp hệ thống VT thì dòng điện bộ nghịch lưu đi qua cuộn
kháng sẽ mang tính dung, bộ STATCOM phát công suất phản kháng lên hệ thống.
Hình 2.11. Cấu trúc cơ bản của bộ VSC
Cấu trúc cơ bản của một bộ biến đổi toàn sóng 3 pha có 6 bộ chuyển mạch, mổi
bộ gồm có một GTO (gate-turn-off) thyristor nối đối song với một diode. Với mục
tiêu là tạo ra một dạng sóng điện áp đầu ra gần như dạng sóng hình sin có thể, bộ
chuyển mạch của thyristor GTO riêng lẽ trong bộ VSC thì được điều khiển bằng khối
chương trình điều khiển chuyển mạch, được thiết kế để giảm đến mức tối thiểu phát
sinh sóng hài lúc bộ VSC làm việc và nhu cầu cho việc lọc sóng hài.
Hầu hết các phương pháp thường được sử dụng cho việc điều khiển điện áp
xoay chiều bằng các phương pháp biến đổi như là:
- Thay đổi điện áp một chiều với một bộ biến đổi sóng đầy đủ, đôi khi còn
được gọi là bộ điều biến biên độ xung (Pulse Amplitude Modulation - PAM).
- Điện áp một chiều không đổi với bộ điều biến độ rộng xung (Pulse Width
Modulated - PWM).
Nguyên lý cơ bản của STATCOM là sử dụng bộ biến đổi nguồn điện áp
(VSC) dựa trên kỹ thuật các phần tử điện tử công suất (GTO) thyristor hay tranzitor
lưỡng cực có cổng cách điện (IGBT) với khả năng ngắt dòng điện khi có xung ngắt
gửi đến cổng điều khiển. Điều này cho phép cho bộ STATCOM phát ra một nguồn
điện áp xoay chiều AC ở đầu cực bộ biến đổi lúc tần số cơ bản yêu cầu với biên độ
điều chỉnh được.

23
Sự chuyển đổi công suất phản kháng với lưới điện thì đạt được bởi điều khiển
biên độ điện áp V và sự chuyển đổi công suất tác dụng do điều khiển dịch chuyển
pha ψ. Sự thay đổi công suất tác dụng thì chỉ thường điều khiển điện áp một chiều.
Hình 2.12. Nguyên lý hoạt động của bộ STATCOM
2.3.2.2. Ứng dụng của bộ bù đồng bộ tĩnh – STATCOM
Hình 2.13. Sơ đồ kết nối bộ STATCOM với hệ thống điện
Bộ STATCOM là một thiết bị bù ngang, nó chuyển đổi nguồn điện áp một
chiều thành điện áp xoay chiều để bù công suất phản kháng cho hệ thống điện.
STATCOM không yêu cầu các thành phần cảm kháng và dung kháng lớn để cung
cấp công suất phản kháng cho các hệ thống truyền tải cao áp. Một lợi thế khác là
đầu ra phản ứng nhanh ở điện áp hệ thống thấp.

24
2.3.3. Bộ bù nối tiếp đồng bộ tĩnh – SSSC
Hình 2.14. Sơ đồ kết nối SSSC với hệ thống điện
Bộ SSSC [5] là thiết bị bù nối tiếp vào đường dây, nó có thể phát ra một lượng
điện áp được yêu cầu của hệ thống điện, nó có thể biến đổi điện áp của hệ thống từ
AC sang điện áp DC. Bộ SSSC có thể điều khiển cả công suất thực và công suất
kháng với hệ thống AC.
2.3.4. Bộ bù dọc điều khiển bằng Thyristor –TCSC
Hình 2.15. Cấu trúc cơ bản của bộ TCSC
Bộ TCSC [8] là một thiết bị bù dùng trong truyền tải điện, để nâng cao khả
năng ổn định của hệ thống điện, đặc biệt là khả năng ổn định động trong chế độ sự
cố.

25
2.4. Phân tích ưu, nhược điểm
Các thiết bị bù kể trên có ưu điểm và nhược điểm riêng, để thấy được đặc
điểm từng thiết bị, ta bảng tổng hợp so sánh các phương án như sau:
Điều
chỉnh
trơn
Phát
công
suất Q
Tiêu thụ
Q
Linh hoạt
trong vận
hành
Khả năng tự
động điều
chỉnh
Ghi chú
Máy bù
đồng bộ
Có Có Có Có Có
SVS Có Có Có Có Có
Các bộ tụ
bù ngang
Không Có Không
Có, nếu điều
khiển đóng
cắt được
Có
Các bộ tụ
bù dọc
Không Có Không Không Không
Có thể gây
cộng hưởng
Kháng bù
ngang
Không Không Có Không Không
Không tốt trong
một số trường
hợp tải nặng
2.5. Kết luận
Ở Việt Nam, việc nghiên cứu các thiết bị bù không điều khiển đã được triển
khai và ứng dụng trên các đường dây 500kV [11,21]. Trong thời gian gần đây, đã
xuất hiện một số công trình nghiên cứu về thiết bị bù có điều khiển [9,11,23]. Việc
ứng dụng vào các đường dây truyền tải, đặc biệt là các đường dây 220kV cũng đã
bước đầu được triển khai. Trên lưới 220kV, hiện có trạm biến áp 220kV Việt Trì đã
lắp đặt hệ thống bù SVC (Static Var Compensator) bao gồm các bộ tụ bù ngang với
tổng công suất 50 MVAr, bộ kháng công suất 100 MVAr. Với việc giới thiệu và
phân tích các thiết bị bù như trên, nhận thấy, việc ứng dụng các thiết bị bù có điều
khiển trên lưới 220kV thuộc Truyền tải điện Quảng Bình là một giải pháp vừa có
thể đáp ứng yêu cầu đặt ra vừa phù hợp với xu thế phát triển chung của khoa học kỹ
thuật về ngành điện trong giai đoạn hiện nay.

26
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA HỆ THỐNG
ĐIỆN 220KV KHU VỰC TỈNH QUẢNG BÌNH
3.1. Đặt vấn đề và lựa chọn phần mềm phân tích
3.1.1. Đặt vấn đề
Lưới điện truyền tải 220kV thuộc tỉnh Quảng Bình có tổng chiều dài gần
200km có nhiệm vụ nối liền hệ thống 500kV Bắc - Nam, điều hòa năng lượng khu
vực Bắc miền Trung và cung cấp điện năng cho các tỉnh từ Hà Tĩnh đến Quảng Trị.
Phía bắc, lưới truyền tải điện Quảng Bình liên lạc với lưới truyền tải điện Hà Tĩnh
qua các đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn (kết nối với nhà máy nhiệt điện
Formosa) và đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới (kết nối với nhà máy nhiệt
điện Vũng Áng). Phía nam, lưới điện truyền tải Quảng Bình kết nối với lưới điện
truyền tải Quảng Trị qua đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà (kết nối với
trạm biến áp 220kV Đồng Hới). Sự liên kết này đã giúp kết nối lưới 220kV của
khu vực bắc miền Trung, đảm bảo yêu cầu cung cấp điện.
Sơ đồ hệ thống điện trong phạm vi đề tài khảo sát, số liệu được lấy từ thực tế
hệ thống điện Việt Nam vào thời điểm tháng 01 năm 2018 và chỉ khảo sát điện áp
các nút 220kV khu vực tỉnh Quảng Bình [2,3] trong đó có xét đến các yếu tố ảnh
hưởng của lưới điện có liên kết (thêm các nút Đông Hà, nhà máy điện Formosa,
nhà máy điện Vũng Áng). Từ bộ số liệu hiện trạng của hệ thống điện Việt Nam,
phát triển các thông số về nguồn, về phụ tải, về lưới theo Qui hoạch phát triển điện
lực quốc gia VII hiệu chỉnh để lấy số liệu cho năm 2020. Trong năm 2020, kết cấu
lưới điện khu vực Quảng Bình có thêm đường dây mạch 2 220kV Đồng Hới –
Đông Hà so với kết cấu lưới năm 2018 (Đường dây mạch 2 220kV Đồng Hới –
Đông Hà hiện đang được xây dựng và dự kiến đóng điện vận hành vào cuối năm
2018)
3.1.2. Giới thiệu các phần mềm phân tích hệ thống điện và lựa chọn phần
mềm sử dụng
Trong quá trình vận hành hệ thống điện cần phải tiến hành tính toán mô
phỏng hệ thống và tính toán các quá trình xác lập và quá độ của hệ thống điện để
đảm bảo cho sự vận hành tối ưu [4], an toàn, liên tục của hệ thống điện.
- Quá trình xác lập của hệ thống: tính toán phân bố công suất, điện áp, dòng
điện trên các nhánh ở các chế độ làm việc khác nhau và các sơ đồ kết dây khác nhau
của hệ thống. Việc này giúp cho tạo một phương thức vận hành kinh tế và chất
lượng điện năng tối ưu nhất [6].
- Tính các quá trình quá độ khi có các dao động trong hệ thống: sự cố ngắn
mạch, khi có sự cắt/ đóng tải đột ngột để có phương án bảo vệ rơle và tiến hành sa

27
thải, huy động nguồn,...để loại trừ các dao động ảnh hưởng đến sự làm việc của hệ
thống.
Hầu hết các phần mềm tính toán dựa trên cơ sở thuật toán lặp Newton-
Raphsson và Gauss-Seidel. Trong phần này sẽ giới thiệu một số phần mềm tính
toán mô phỏng hệ thống điện.
3.1.2.1. Phần mềm PSS/ADEPT
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) [17,18,19] là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ
thống điện và là công cụ phân tích lưới điện phân phối với các chức năng sau:
1. Phân bổ công suất.
2. Tính toán ngắn mạch tại 01 điểm hay nhiều điểm.
3. Phân tích bài toán khởi động động cơ.
4. Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (đóng cắt và cố định)(CAPO).
5. Bài toán phân tích sóng hài.
6. Phối hợp bảo vệ.
7. Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO).
8. Phân tích độ tin cậy lưới điện.
Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích và tính toán lưới điện phân phối.
Tính toán và hiển thị các thông số về dòng (I), công suất (P, Q) của đường
dây. Đánh giá tình trạng mang tải của tuyến đường dây thông qua chức năng Load
Flow Analysis. Cho biết các thông số về tổn thất công suất của từng tuyến
đường dây từ đó có phương án bù công suất phản kháng để giảm tổn thất thông
qua chức năng CAPO. Cho biết các thông số SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI về
việc đánh giá độ tin cậy của tuyến dây thông qua chức năng DRA (phân tích độ
tin cậy của lưới điện phân phối). PSS/ADEPT tính toán dòng ngắn mạch (3 pha
chạm đất, 01 pha chạm đất, 01 pha chạm đất có tính đến thành phần tổng trở đất,
02 pha chạm nhau, 02 pha chạm đất, 03 pha chạm đất) của tất cả các trường hợp
cho từng tuyến dây thông qua chức năng Fault, Fault all. TOPO (chọn điểm tối ưu):
chương trình cho biết điểm mở tối ưu công suất của lưới. Motor Starting (khởi động
động cơ): Chương trình cho biết các thông số như độ sụt áp, tổn thất công suất có ảnh
hưởng như thế nào đến tuyến dây đó nếu tuyến dây đó đặt động cơ (đồng bộ hay
không đồng bộ) với công suất lớn. Ngoài ra chương trình còn có một số chức năng
phân tích sóng hài (harmonic), phối hợp bảo vệ (coordination) tính toán phối hợp bảo
vệ cho hệ thống điện.
3.1.2.2. Phần mềm PSS/E
a. Tổng quan
Phần mềm PSS/E của Công ty Power Technologies, Inc (Mỹ) tính toán mô
phỏng các chế độ làm việc của hệ thống điện [17,19], được dùng ở nhiều nước trên

28
thế giới. Chương trình PSS/E là hệ thống các file chương trình và dữ liệu có cấu
trúc để thực hiện các công việc tính toán mô phỏng hệ thống điện:
- Tính toán phân bổ công suất;
- Tính toán hệ thống khi xảy ra các sự cố;
- Phân tích ổn định của hệ thống điện.
Chương trình PSS/E dựa trên các lý thuyết về năng lượng để xây dựng các mô
hình cho các thiết bị trong hệ thống điện. Việc mô hình hóa các thiết bị và thực hiện
tính toán phụ thuộc rất nhiều vào giới hạn của các thiết bị tính toán. Trước kia,
do các máy tính có khả năng còn hạn chế nên việc tính toán trở nên khó khăn, chỉ
thực hiện đối với các hệ thống nhỏ và độ tin cậy tính toán không cao. Ngày nay,
với các kỹ thuật hiện đại, máy tính có các tiện nghi như bộ nhớ ảo, bộ nhớ phân
trang và tốc độ tính toán rất lớn nên việc tính toán mô phỏng trở nên dể dàng và
hiệu quả hơn.
Các bước được sử dụng trong PSS/E để tiến hành mô phỏng và tính toán các
quá trình xảy ra trong hệ thống là:
1/ Phân tích các thiết bị vật lý (đường dây truyền tải, máy phát, MBA, bộ
điều tốc, rơle,...) để thực hiện việc mô phỏng và tính toán các thông số đặc trưng và
hàm truyền của nó;
2/ Chuyển các mô hình vật lý đã được nghiên cứu thành dữ liệu đầu vào cho
chương trình PSS/E;
3/ Sử dụng các chương trình của PSS/E để xử lý dữ liệu, thực hiện tính toán
và in kết quả;
4/ Chuyển đổi kết quả tính toán thành các thông số cho các thiết bị thực đã
dùng để mô phỏng trong bước 1.
b. Các ứng dụng của chương trình
- Tính phân bổ công suất: (Power Flow Calculaton)
Yêu cầu tính toán: Cho nhu cầu phụ tải ở tất cả các thanh cái của hệ thống
điện và công suất phát của các nhà máy trong hệ thống. Tính phân bổ công suất
trên tất cả các đường dây và MBA trong hệ thống.
- Phân tích sự cố trong hệ thống điện: (Fault analysys)
Cho phép tính toán chế độ làm việc của hệ thống ở tình trạng sự cố như: các
dạng ngắn mạch, đứt dây,... ở bất cứ điểm nào trong hệ thống điện.
- Tính toán mô phỏng ổn định động:
Mỗi hệ thống điện, thiết bị điện có một khả năng tải nhất định. Khi có các dao
động lớn thì hệ thống điện có thể xảy ra các dao động lớn dẫn đến làm mất ổn định
của hệ thống. Chương trình PSS/E cho phép tính toán mô phỏng các chế độ làm việc
của hệ thống khi có những dao động lớn xảy ra. Từ kết quả tính toán, cho phép kỹ sư
điều hành có biện pháp khắc chế nguy cơ tan rã hệ thống do mất ổn định.

29
3.1.2.3. Phần mềm CONUS.
Conus là chương trình tính toán chế độ xác lập của Đại học Leningrad được
cán bộ của khoa Hệ thống điện trường đại học Bách khoa Hà Nội hiệu chỉnh và
nâng cấp sử dụng từ năm 1985 [14]. Các chức năng và thuật toán áp dụng cho
chương trình liên tục được bổ sung, cải tiến theo yêu cầu của thực tế tính toán
hệ thống điện và sự phát triển của kỹ thuật máy tính [4]. Chương trình đã được
thử thách, ứng dụng hiệu quả cho nhiều đề tài thực tế nhằm tính toán phục vụ thiết
kế đường dây siêu cao áp 500 kV, quy hoạch phát triển hệ thống điện Việt Nam đến
năm 2015 và là công cụ tốt cho các cán bộ, nghiên cứu sinh, sinh viên làm nghiên
cứu khoa học [14]. Các chức năng chính:
a. Soạn thảo số liệu
- Gồm các công việc sau: soạn thảo file số liệu mới; soạn thảo số liệu từ
file cũ; ghi số liệu đang soạn thảo vào file; vào lại các nội dung đang soạn thảo;
soạn thảo số liệu từ file trung gian; ghi số liệu đang soạn thảo vào file trung gian;
xem các file số liệu đã có trên đĩa; ra khỏi soạn thảo về menu chính.
- Số liệu được nhập vào dưới dạng các bảng. Có các bảng số liệu sau: Bảng
thông tin chính về nhánh, bảng thông tin chính về nút, bảng thông số các MBA,
bảng các thông số chế độ thay đổi, bảng thông tin điều khiển chung, bảng các nút
cần in kết quả.
b. Thực hiện tính toán
Khi chọn chức năng này máy sẽ tiến hành tính toán chế độ xác lập của hệ
thống với các số liệu đã có trong miền trung gian hoặc trên các thư mục của ổ
đĩa. Để làm việc với file số liệu trong miền trung gian thì cần tạo file số liệu
trung gian (trước khi thoát khỏi soạn thảo). Để làm việc với số liệu trên các thư
mục của ổ đĩa thì cần phải đặt tên file với đầy đủ đường dẫn thư mục nếu file này
không nằm trong thư mục hiện hành. Nếu bộ nhớ của máy còn quá nhỏ, chức
năng này có thể sẽ không thực hiện được (máy sẽ báo). Khi đó, cần ra khỏi
chương trình để xử lý.
c. Xem kết quả
Chức năng này cho phép xem nhanh kết quả trên màn hình hoặc trên file kết
quả. Khi đang xem có thể in kết quả ra máy in .
d. Các điều kiện tùy chọn
Nhờ chức năng chọn có thể đặt điều kiện cho máy làm việc. Khi lựa chọn
hợp lý, khối lượng công việc của máy có thể ít hơn, thực hiện nhanh hơn mà các
yêu cầu vẫn đảm bảo.
3.1.2.4. Phần mềm POWERWORLD SIMULATOR
PowerWorld Simulator là một trong những phần mềm mô phỏng hệ thống
điện của hãng PTI [14]. Phần mềm cung cấp các công cụ mô phỏng hiệu quả và

30
quan trọng cho phép khảo sát các đối tượng, hệ thống hay quá trình kỹ thuật - vật
lý giúp người kỹ sư điện có khả năng rút ngắn thời gian và giảm được chi phí
nghiên cứu [14].
Điều quan trọng nhất của phần mềm này là khả năng tính toán bài toán giá
thành điện năng và hiển thị trực tiếp giá thành này tại các thanh cái cũng như
trên các đường dây tải điện. Đây là một công cụ rất hữu ích trong việc tính toán
thiết kế và định chế độ vận hành cho hệ thống điện và hơn nữa là hướng tới mục
tiêu thị trường điện ở Việt Nam.
PowerWorld Simulator là một phần mềm ứng dụng được thiết kế để mô
phỏng hoạt động của hệ thống điện cao áp[14]. Trong chế độ chuẩn Simulator
giải bài toán tính trào lưu công suất bằng thuật toán Newton – Raphson [6]. Khi
có sự tăng cường công suất tối ưu OPF (Optimal Power Flow), Simulator OPF
cũng có thể giải những phương trình đó bằng cách sử dụng OPF. Đặc biệt
Simulator OPF giải bài toán OPF bằng cách sử dụng thuật toán LP.
3.1.3. Phân tích và lựa chọn chương trình tính toán
Hiện nay để tính toán các chế độ hệ thống điện có thể sử dụng nhiều phần
mềm khác nhau: PSS/E, PSS/ADEPT, POWERWORLD SIMULATOR, CONUS.
Mỗi phần mềm đều có một số chức năng và phạm vi ứng dụng khác nhau.
PSS/ADEPT thường được sử dụng tính toán cho lưới phân phối. POWERWORLD
SIMULATOR phù hợp cho việc xây dựng các hệ thống mô phỏng vận hành hệ
thống điện thích hợp cho công tác đào tạo. CONUS dùng để tính toán trào lưu công
suất và đánh giá ổn định hệ thống. Ưu điểm của phần mềm CONUS là có thể nhập
trực tiếp thông số đường dây và MBA vào file số liệu mà không cần tính toán thông
số sơ đồ thay thế. PSS/E là phần mềm mạnh, có nhiều chức năng như: mô
phỏng hệ thống điện, tính toán ngắn mạch, ổn định hệ thống điện ... hiện nay đang
được các Công ty Điện lực ở Việt Nam sử dụng. Chương trình có thể liên kết dữ
liệu với phần mềm quản lý và phối hợp rơle bảo vệ ASPEN ONELine rất tiện dụng.
Để phân tích biến động điện áp và tổn thất công suất trên lưới truyền tải điện
220kV tỉnh Quảng Bình, luận văn sử dụng phần mềm PSS/E [17] do những ưu
điểm trên của nó.
3.1.4. Xây dựng dữ liệu tính toán hệ thống điện cho phần mềm PSS/E
3.1.4.1. Các file trong PSS/E
* Phân loại: Trong PSS/E các file đuợc chia thành các lớp như sau:
- Working files.
- Data input files.
- Output listing files.
- Channel output files.

31
- Saved case and snapsot files.
3.1.4.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu HTĐMT vào phần mềm PSS/E
Trên cơ sở file dữ liệu PSS/E đã có, tiến trình cập nhật và phát triển các file dữ
liệu năm 2018, 2020 trên cơ sở số liệu đã có như sau:
e. Nút (buses)
Các thông số mô phỏng:
I, ‘BUSNAME’, BASKV, IDE, GL, BL, AREA, ZONE, VM, VA, OWNER.
Trong đó:
I: số hiệu của nút; BUSNAME: Tên nút; BASKV: Điện áp cơ bản của nút đó,
ví dụ: 15.75, 20, 35, 110, 220, 500kV; IDE: Mã dùng để chỉ loại nút: 1: Nút phụ tải
(không có máy phát), -2: Nút máy phát hoặc nhà máy điện, -3: Nút cân bằng, -4:
Nút cô lập; GL:Thành phần tác dụng của shunt tính bằng MW; BL: Thành phần
phản kháng của shunt tính bằng MVar; AREA: chỉ nút đó thuộc miền nào; ZONE:
chỉ nút đó nằm vào vùng nào; VM: Biên độ điện áp hiệu dụng của nút đó; VA: Góc
pha điện áp nút ; NER: Chỉ ra các nút riêng mình.
f. Phụ tải (loads)
Các thông số mô phỏng:
I, ID, STATUS, AREA, ZONE, PL, QL, IP, IQ, YP, YQ, OWNER.
Trong đó:
I: Nhập vào số thứ tự nút mà phụ tải nối vào; ID: dùng để phân biệt khi có
nhiều phụ tải nối vào cùng một nút; STATUS: Trạng thái của phụ tải: 0: Phụ tải

32
không làm việc, -1: phụ tải đang làm việc; AREA: Chỉ ra phụ tải đó thuộc miền
nào; ZONE: Chỉ ra phụ tải đó nằm trong cùng nào; PL: Công suất tác dụng của phụ
tải tính bằng MW; QL: Công suất phản kháng của phụ tải tính bằng MVAr; IP:
Thành phần tác dụng của phụ tải cho ở dạng dòng điện không đổi; IQ: Thành phần
phản kháng của phụ tải cho ở dạng dòng điện không đổi; YP: Thành phần tác dụng
của phụ tải cho ở dạng tổng dẫn không đổi; YQ: Thành phần phản kháng của phụ
tải cho ở dạng tổng dẫn không đổi; OWNER: Chủ sở hữu của phụ tải, mặc định
trùng với chủ của nút.
g. Máy phát (machines)
Các thông số được mô phỏng:
I, ID, PG, QG, QB, VS, IREG, MBASE, ZR, ZX, RT, XT, GTAP,STAT,
RMPCT, PT, PB, O1, F1, ..., O4, F4, ...
Trong đó:
I: Nhập vào số nút có chưa máy phát; ID: Số thứ tự dùng để chỉ khi có nhiều
máy phát nôi vào cùng một nút; PG: Công suất tác dụng đang phát của máy phát
tính bằng MW; QG: Công suất phản kháng đang phát của máy phát tính bằng
MVAr; QT: Công suất phản kháng cực đại của máy phát tính bằng MVAr; QB:
công suất phản kháng cực tiểu của máy phát tính bằng MVAr; VS: Điện áp nút điều
khiển mà máy phát muốn giữ; IREG: Nút được mày phát điều khiển điện áp, máy
phát điều chỉnh công suất phát vô công để giữ điện áp ở giá trị mong muốn;
MBASE: Công suất danh địng của máy phát tính bằng MVA; ZR: Điện trở trong
của máy phát; ZX: Điện kháng trong của máy phát; RT: Điện trở của MBA đầu cực
máy phát; XT: Điện kháng của MBA đầu cực máy phát; GTAP: Nấc phân áp của
MBA đầu cực máy phát; START: chỉ trạng thái máy phát- 0: Máy phát đang ngừng
làm việc/1: Máy phát đang làm việc; RMPCT: Lượng phần trăm công suất phản
kháng của máy phát có thể tham gia điều chỉnh điện áp; PT: Công suất tác dụng cực
đại của máy phát tính bằng MW; PB: Công suất tác dụng cực tiểu của máy phát tính
bằng MW; Oi: Số chỉ sở hữu, mỗi máy phát có thể có đến 4 chủ sở hữu; Fi: Hệ số
chiếm hữu của các chủ sở hữu.
h. Đường dây truyền tải (branches)

33
I, J, CKT, R, X, B, RATEA, RATEB, RATEC, GI, BI, GJ, BJ, ST, LEN, O1, F1
...
Trong đó: I và J: nút đầu của nhánh và nút cuối của nhánh; CKT: Chỉ số
nhánh, dùng để phan biệt ki có nhiều nhánh nối song song; R: Điện trở của nhánh
có thể nhập ở đơn vị ohm hoặc pu; X: điện kháng của nhánh có thể nhập ở đơn vị
ohm hoặc pu; B: Điện dung dẫn của đường dây nhập vào ở đơn vị có tên hoặc pu;
RATEA, RATEB, RATEC: các mức mang tải cho phép khác nhau của nhanh đó ở
đơn vị MVA; GI, BI: Shunt đường dây nối vào nút i, tính bằng điện dẫn (pu); GJ,
BJ: Shunt đường dây nối vào nút j, tinh bằng điện dẫn (pu); ST: Trạng thái của
nhánh đường dây đó; LEN: Chiều dài của đường dây; Nhập thành phần thứ tự
không của đường dây: I, J, ICKT, R, X, B, GI, BI, GJ, BJ…
i. Thiết bị bù tĩnh (shunt)
I, MODSW, VSWHI, VSWLO, SWREM, BINIT, N1, B1, N2, B2,…, N8, B8.
Trong đó:
I: Số hiệu nút có shunt; MODSW: Phương thức điều khiển đóng cắt: 0: Cố
định- 1: Rời rạc-2: Liên tục; VSWHI: Ngưỡng điện áp trên muốn giữ, nhập vào ở
pu; VSWLO: Ngưỡng điện áp dưới muốn giữ, nhập vào ở pu; SWREM: Nút cần
được giữ điện áp trong giới hạn VSWHI đến VSWLO; BINIT: Công suất ban đầu
của shunt; Ni: Số lượng bước điều chỉnh của khối thứ I; Bi: Lượng gia tăng điện
dung dẫn cho từng bước của khối i.
j. MBA 2 cuộn dây (two winding transformers) và 3 cuộn dây (three
winding transformers)
Mỗi MBA sử dụng khối có 5 bản ghi (riêng đối với MBA 2 cuộn dây thì cuộn
dây bản ghi thứ 5 có thể bỏ qua).
I, J, K, CKT, CW, CZ, CM, MAG1, MAG2, NMETR, ‘NAME’, STAT, O1,
F1,...
Trong đó:
I: nút thứ nhất của MBA, ở đây có cuộn dây thứ nhất của MBA, chỉ có cuộn
dây này có chứa điều áp dưới tải; J: Nút chứa cuộn dây thứ hai của MBA; K: Nút có
chứa cuộn dây thứ ba của MBA. Bằng 0 nếu như đó là MBA 2 cuộn dây; CKT: Số

34
hiệu nhánh; CW: Code vào dữ liệu cho các trường tiếp theo; CZ: Code và dữ liệu
trở kháng MBA; CM: Xác định đơn vị cho các trường dữ liệu MAG1 và MAG2;
MAG1, MAG2: điện dung dẫn MBA; NMETR: code phía không đo của MBA;
NAME: Tên MBA; STAT: Trạng thái ban đầu của MBA; R1-2, X1-2, SBASE1,
R2-3, X2-3, SBASE2, R3-1, X3-1, SBASE3, VMSTAR, ANSTAR.
3.1.4.3. Ưu và nhược điểm của chương trình PSS/E
a. Ưu điểm
- Có thể thể hiện kết quả tính toán dưới dạng bảng hoặc sơ đồ lưới điện.
- Khi có mô hình kết nối có thể kiểm tra lại thông số, thay đổi thông số cho
các phần tử, thay đổi công suất cho các phần tử một cách đơn giản và có thể thay
đổi mức độ tải một số hoặc tất cả các phụ tải theo tỷ lệ cho từng xuất tuyến hoặc cả
lưới điện.
- Cách xuất dữ liệu ra khá đa dạng và thuận lợi cho tổng hợp.
- Có thể mở rộng sơ đồ một cách dễ dàng theo sự phát triển của lưới điện và
có thể kết nối nhiều lưới điện, hệ thống điện với nhau một cách đơn giản. Điều đó
cho phép sử dụng số liệu tính toán của từng xuất tuyến, từng trạm để kết nối thành
hệ thống chung cần tính toán miễn là không trùng số nút.
b. Nhược điểm
- Chương trình thiết kế chủ yếu về lưới truyền tải, nên đơn vị công suất tính theo
MW, MVA, MVAr.
- Sử dụng nhiều mã, lệnh.
- Do chương trình mang tính tính tổng quát hệ thống lớn (lưới truyền tải), nên phải
để ý đến nhiều thông số, mã hiệu khi nhập.
3.2. Khảo sát giá trị điện áp tại các chế độ vận hành
3.2.1. Giới thiệu các chế độ vận hành
Để xác định được sự biến động điện áp lớn nhất, cần phải xét các chế độ phụ
tải khi hệ thống làm việc bình thường ở chế độ phụ tải cực đại, chế độ phụ tải cực
tiểu và xét ở các chế độ sự cố nhằm tìm ra nút có điện áp dao động nhiều nhất trong

35
khu vực so với qui định.
3.2.1.1. Chế độ phụ tải cực đại
Chế độ phụ tải cực đại là thời điểm công suất của một đường dây hoặc toàn
tỉnh đạt giá trị lớn nhất dựa trên biểu đồ phụ tải ngày điển hình cho các năm. Biểu
đồ phụ tải được xây dựng dựa trên số liệu vận hành theo giờ của Trung tâm Điều độ
HTĐ Quốc gia và các Trung tâm điều độ khu vực. Việc xây dựng công suất Pmax
cho luận văn dựa trên số liệu hiện trạng thu thập được và phát triển đến năm 2020
theo số liệu cân bằng nguồn và phụ tải đề cập trong Qui hoạch phát triển điện lực
hiệu chỉnh VII.
3.2.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu
Chế độ phụ tải cực tiểu là thời điểm công suất của một đường dây hoặc toàn
tỉnh đạt giá trị bé nhất dựa trên biểu đồ phụ tải ngày điển hình cho các năm. Biểu đồ
phụ tải được xây dựng dựa trên số liệu vận hành theo giờ của Trung tâm Điều độ
HTĐ Quốc gia và các Trung tâm điều độ khu vực. Việc xây dựng công suất Pmin
cho luận văn dựa trên số liệu hiện trạng thu thập được ứng với chế độ phụ tải cực
đại ta xác định được hệ số Pmin/Pmax = 0,636 và phát triển đến năm 2020 theo xu
hướng tăng trưởng GDP miền Trung giai đoạn 2016-2020 là 6,5%.
3.2.1.3. Chế độ sự cố đơn lẻ
Tại chế độ sự cố đơn lẻ, điện áp các thanh cái và tổn thất thay đổi tùy thuộc
vào xu hướng truyền tải công suất P, Q đi ra của nút đó. Luận văn lựa chọn chế độ
phụ tải cực đại để khảo sát cho những trường hợp sự cố. Chế độ sự cố đơn lẻ là tập
hợp sự cố đứt lần lượt từng đường dây trên phạm vi tỉnh Quảng Bình.
3.2.2. Khảo sát điện áp tại các nút ở chế độ làm việc bình thường năm 2018 và
năm 2020
3.2.2.1. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại
Từ phần mềm PSS/E chạy phân bố trào lưu công suất để xác định điện áp các
nút khu vực lưới điện 220kV Quảng Bình năm 2018 và năm 2020, dữ liệu được
xuất ra thể hiện theo các bảng 3.1.
Bảng 3.1. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại năm 2018
Stt Mã nút Tên nút
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 0.9924 218.33 -4.61
2 238060 Vũng Áng 1.000 220.00 -3.65
3 250005 Đồng Hới 0.9588 210.94 -8.65
4 250019 Ba Đồn 0.966 212.52 -7.68
5 251021 Đông Hà 0.9338 205.44 -11.91

36
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0091 222.00 4.57
2 238060 Vũng Áng 1.0112 222.46 3.98
3 250005 Đồng Hới 0.9708 213.58 -0.53
4 250019 Ba Đồn 0.981 215.82 1.13
5 251021 Đông Hà 0.9473 208.41 -3.31
Hình 3.1. Hình ảnh phần mềm chạy dữ liệu ở chế độ phụ tải cực đại năm 2018

37
Nhận xét: Điện áp ở chế độ phụ tải cực đại các nút 220kV khu vực tỉnh Quảng
Bình năm 2018, 2020 dao động từ 205,44kV đến 222,35kV (nút thấp nhất là Đông
Hà - năm 2020 nút có điện áp cao nhất là nút Vũng Áng - năm 2020) và đều nằm
trong phạm vi cho phép.
3.2.2.2. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu
xuất ra thể hiện theo các bảng dưới đây:
Bảng 3.3. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu năm 2018
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0293 226.45 10.54
2 238060 Vũng Áng 1.0288 226.34 11.36
3 250005 Đồng Hới 1.0269 225.92 7.22
4 250019 Ba Đồn 1.0245 225.39 8.13
5 251021 Đông Hà 1.0344 227.57 5.05

38
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0205 224.51 -12.64
2 238060 Vũng Áng 1.0172 223.78 -12.38
3 250005 Đồng Hới 1.0120 222.64 -14.80
4 250019 Ba Đồn 1.0125 222.75 -14.29
5 251021 Đông Hà 1.0124 222.73 -15.38
Nhận xét: Điện áp ở chế độ phụ tải cực tiểu các nút 220kV khu vực tỉnh
Quảng Bình giai đoạn năm 2018-2020 dao động từ 222,73kV đến 227,57kV (nút
thấp nhất là Đông Hà - năm 2020 nút có điện áp cao nhất là nút Đông Hà - năm
2020) và đều nằm trong phạm vi cho phép.
3.2.2.3. Biểu đồ điện áp và chênh lệch điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực
đại và cực tiểu
Từ các số liệu tính toán ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu, dao động điện áp
được biểu diễn như hình 3.18.
Hình 3.3. Biểu đồ điện áp ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu
Độ chênh lệch điện áp giữa chế độ phụ tải cực đại và phụ tải cực tiểu được
thể hiện qua hình 3.19 dưới đây:

39
Hình 3.4. Chênh lệch điện áp giữa chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu
3.2.2.4. Nhận xét
Qua biểu đồ điện áp và biểu đồ chênh lệch điện áp giữa các chế độ vận hành tại
các nút 220kV khu vực tỉnh Quảng Bình năm 2018, 2020 nhận thấy trong trường hợp
vận hành bình thường thì điện áp tại các nút 220 kV đều nằm trong phạm vi cho phép.
Điện áp cao nhất thường ở các nút phía bắc là Formosa hoặc Vũng Áng, trong khi điện
áp thấp nhất thuộc về nút Đông Hà. Lý do xảy ra hiện tượng này là do phương thức vận
hành chủ yếu là truyền công suất từ phía bắc vào phía nam. Lưới truyền tải điện Quảng
Bình nhận điện từ nhà máy điện Formosa và Vũng Áng, cung cấp cho phụ tải ở Quảng
Bình tại 02 trạm biến áp Đồng Hới, Ba Đồn, sau đó, tiếp tục truyền tải vào phía nam
đến trạm 220kV Đông Hà). Mặt khác, do các đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng Hới
và đường dây 220kV Đồng Hới - Đông Hà là khá dài (97 km và 104,6 km) nên khi
truyền đến nút cuối (nút Đông Hà) điện áp thường bị giảm thấp)
Năm 2018, chênh lệch điện áp giữa các nút trong khoảng từ 5,5 kV đến 12,7
kV trong đó, nút có chênh lệch điện áp cao nhất là nút Đông Hà, nút có chênh lệch
điện áp thấp nhất là nút Vũng Áng.
Chênh lệch điện áp năm 2020 thấp hơn chênh lệch điện áp năm 2018 do có sự
thay đổi về kết cấu lưới liên quan như đưa vào vận hành nhiều dự án điện, cụ thể,
năm 2020 đã đưa vào vận hành đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà mạch 2.
Năm 2020, chênh lệch điện áp giữa các nút trong khoảng từ 1,1 kV đến 10,6
kV trong đó, nút có chênh lệch điện áp cao nhất là nút Đông Hà, nút có chênh lệch
điện áp thấp nhất là nút Vũng Áng.
Trong chế độ vận hành hiện tại (năm 2018), để đảm bảo được điện áp cho phía
phụ tải tại địa phương, yêu cầu điện áp phía 110kV tại các nút Đông Hà, Đồng Hới,
Ba Đồn phải nằm trong khoảng từ 116+2 kV đến 118+2 kV (theo biểu đồ điện áp
hàng tuần của A3 [3] quy định cho các trạm biến áp). Do các nút kể trên không có

40
nguồn, không có thiết bị điều chỉnh điện áp nên việc giữ điện áp phía 110kV chủ
yếu phụ thuộc vào sự điều chỉnh nấc phân áp tại các máy biến áp và điện áp phía
220kV tại chính các nút đó. Theo biểu đồ điện áp hàng tuần của A0 [2], để giữ được
điện áp phía 220kV tại các nút Đông Hà, Đồng Hới, Ba Đồn, điện áp 220kV tại các
nút Vũng Áng, Hà Tĩnh phải đạt mức 230+2 kV (Vũng Áng) và 231+2 kV (Hà
Tĩnh). Đây là yêu cầu điện áp khá khắt khe trong quá trình vận hành. Theo các số
liệu đã phân tích từ phần mềm, ngay trong chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu, giá trị
điện áp tại nút Vũng Áng và Hà Tĩnh đều không đáp ứng được. Điều này, đặt ra yêu
cầu cần có biện pháp nhằm cải thiện giá trị điện áp tại các nút điện áp Đông Hà,
Đồng Hới, Ba Đồn.
3.2.3. Khảo sát điện áp tại các nút ở các chế độ sự cố đơn lẻ.
3.2.3.1. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Vũng Áng - Đồng
Hới
Từ phần mềm PSS/E cắt (off service) đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng
Hới sau đó chạy phân bố trào lưu công suất để xác định điện áp các nút khu vực
lưới điện 220kV Quảng Bình năm 2018 và năm 2020, dữ liệu được xuất ra thể hiện
theo các bảng 3.5 và 3.6 dưới đây:
Bảng 3.5. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng
Hới năm 2018
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 0.9826 216.17 -5.28
2 238060 Vũng Áng 0.9992 219.82 -3.65
3 250005 Đồng Hới 0.9093 200.05 -13.83
4 250019 Ba Đồn 0.9320 205.04 -10.75
5 251021 Đông Hà 0.9036 198.79 -15.35
Bảng 3.6. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng
Hới năm 2020
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0048 221.06 4.10
2 238060 Vũng Áng 1.0121 222.66 4.03
3 250005 Đồng Hới 0.9335 205.37 -4.44
4 250019 Ba Đồn 0.9566 210.45 -1.15
5 251021 Đông Hà 0.9241 203.30 -6.08

41
* Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng
Hới
Từ các số liệu tính toán ở chế độ phụ tải cực đại khi sự cố đường dây 220kV
Vũng Áng – Đồng Hới, biểu đồ điện áp và dao động điện áp được biểu diễn như
hình 3.20 dưới đây:
Hình 3.5. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Vũng Áng –
Đồng Hới
3.2.3.2. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn
Từ phần mềm PSS/E cắt (off service) đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn
sau đó chạy phân bố trào lưu công suất để xác định điện áp các nút khu vực lưới
điện 220kV Quảng Bình năm 2018 và năm 2020, dữ liệu được xuất ra thể hiện theo
các bảng 3.7 và 3.8 dưới đây:
Bảng 3.7. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn
năm 2018
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 0.9993 219.85 -3.96
2 238060 Vũng Áng 0.9982 219.60 -3.9
3 250005 Đồng Hới 0.912 200.64 -13.14
4 250019 Ba Đồn 0.8963 197.19 -14.97
5 251021 Đông Hà 0.9047 199.03 -15.05

42
năm 2020
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0136 222.99 5.36
2 238060 Vũng Áng 1.009 221.98 3.74
3 250005 Đồng Hới 0.9323 205.11 -4.93
4 250019 Ba Đồn 0.9197 202.33 -6.32
5 251021 Đông Hà 0.9228 203.02 -6.53
* Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn
Formosa - Ba Đồn, biểu đồ điện áp và dao động điện áp được biểu diễn như hình
3.21 dưới đây:
Hình 3.6. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba
Đồn

43
Hình 3.7. Hình ảnh phần mềm chạy dữ liệu ở chế độ sự cố đường dây 220kV

44
3.2.3.3. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng Hới
Từ phần mềm PSS/E cắt (off service) đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng Hới
các bảng 3.9 và 3.10 dưới đây:
Bảng 3.9. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng Hới
năm 2018
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 0.9938 218.64 -4.39
2 238060 Vũng Áng 0.9996 219.91 -3.66
3 250005 Đồng Hới 0.9482 208.60 -9.72
4 250019 Ba Đồn 0.972 213.84 -6.63
5 251021 Đông Hà 0.9279 204.14 -12.6
Bảng 3.10. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Ba Đồn - Đồng
Hới năm 2020
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0105 222.31 4.95
2 238060 Vũng Áng 1.0104 222.29 3.94
3 250005 Đồng Hới 0.9582 210.80 -2.2
4 250019 Ba Đồn 0.9902 217.84 2.93
5 251021 Đông Hà 0.9398 206.76 -4.47
* Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Ba Đồn – Đồng Hới
Ba Đồn – Đồng Hới, biểu đồ điện áp và dao động điện áp được biểu diễn như hình
3.24 dưới đây:

45
Hình 3.9. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Ba Đồn – Đồng
Hới
3.2.3.4. Điện áp tại các nút khi sự cố đứt đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà
Từ phần mềm PSS/E cắt (off service) đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà
các bảng 3.11.và 3.12 dưới đây:
Bảng 3.11. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Đồng Hới – Đông
Hà năm 2018
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 0.9938 218.64 -4.47
2 238060 Vũng Áng 1.0007 220.15 -3.61
3 250005 Đồng Hới 0.9643 212.15 -7.7
4 250019 Ba Đồn 0.9697 213.33 -7.13
5 251021 Đông Hà 0.905 199.10 -15.65

46
Bảng 3.12. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Đồng Hới – Đông
Hà 1 năm 2020
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0114 222.51 5.02
2 238060 Vũng Áng 1.0102 222.24 3.95
3 250005 Đồng Hới 0.9594 211.07 -1.69
4 250019 Ba Đồn 0.9959 219.10 3.25
5 251021 Đông Hà 0.9307 204.75 -5.22
* Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Đồng Hới – Đông
Hà
Đồng Hới – Đông Hà, biểu đồ điện áp và dao động điện áp được biểu diễn như hình
3.25 dưới đây:
Hình 3.10. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Đồng Hới –
Đông Hà
3.2.3.5. Nhận xét.
Từ kết quả tính toán và đồ thị cho thấy hầu hết trong các chế độ sự cố, điện áp
tại nút 220kV Đông Hà là thấp nhất. Lý do là vì phương thức vận hành truyền công
suất từ bắc vào nam và chiều dài các đường dây tương đối lớn như đã phân tích ở
trên. Tại các chế độ sự cố đứt đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới, 220kV Ba
Đồn – Đồng Hới, 220kV Đồng Hới – Đông Hà, đa phần các giá trị điện áp đều nằm

47
trong ngưỡng cho phép. Tuy nhiên, giá trị điện áp có được là thấp (nút Đông Hà
trong chế độ sự cố đứt đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới năm 2018 xấp xỉ
ngưỡng giới hạn 198kV) và rất thấp so với yêu cầu biểu đồ điện áp của A3 và A0
như đã nói ở phần trên.
Trong chế độ sự cố đứt đường dây 220kV Formosa - Hà Tĩnh, khi xét ở thời
điểm năm 2018, điện áp tại nút 220kV Đông Hà và Đồng Hới xấp xỉ ngưỡng cho
phép (Đông Hà: 199 kV; Đồng Hới: 200kV) trong khi điện áp tại nút Ba Đồn nằm
dưới ngưỡng cho phép (197,2 kV). Đây là sự cố gây nên sự thay đổi điện áp nghiêm
trọng nhất.
Do nút Ba Đồn và nút Đồng Hới đều nằm ở vị trí trung gian trong phương
thức vận hành truyền tải công suất từ bắc vào nam nên việc thiếu ổn định điện áp tại
các nút này là rất nguy hiểm, gây ảnh hưởng đến chất lượng điện áp toàn bộ lưới
điện khu vực này. Cần có biện pháp để nâng cao sự ổn định điện áp tại nút Ba Đồn
và nút Đồng Hới.
3.3. Khảo sát tổn thất công suất tại các chế độ vận hành
Tính toán tổn thất công suất tại các chế độ vận hành tương tự với điện áp. Sử
dụng công cụ báo cáo của phần mềm PSS/E sau mỗi lần tính toán phân bố công
suất, xem thông số cụ thể của từng đường dây để biết được giá trị tổn thất công suất
trên đường dây. Căn cứ vào thông số tổn thất có được, lập bảng 3.13 tính toán giá
trị tổn thất công suất theo phần trăm.
3.3.1. Chế độ phụ tải cực tiểu
Trong chế độ phụ tải cực tiểu, dữ liệu tổn thất công suất thu được và tính
toán cụ thể được thể hiện theo các bảng 3.13 và 3.14 dưới đây:
Bảng 3.13. Tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2018
Stt Tên đường dây
Mức tải
(%)
Công suất truyền
tải (MW)
Tổn thất công
suất (MW)
Tỷ lệ tổn
thất (%)
1.
220kV Vũng Áng –
Đồng Hới
26 139.5 1.53 1.1
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
10 54.1 0.14 0.26
3.
220kV Đồng Hới –
Đông Hà
32 91.4 0.68 0.74
4.
220kV Formosa –
Ba Đồn
25 134.7 0.85 0.63

48
Bảng 3.14. Tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2020
Mức tải
(%)
tải (MW)
Tổn thất công
suất (MW)
Tỷ lệ tổn
thất (%)
1.
Đồng Hới
15 80.8 0.52 0.64
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
6 30.3 0.04 0.13
3.
Đông Hà
10 24.2 0.04 0.17
4.
220kV Formosa –
Ba Đồn
18 92.2 0.41 0.44
* Biểu đồ tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực tiểu.
Từ các số liệu tính toán ở chế độ phụ tải cực tiểu, biểu đồ tổn thất công suất
trên các đường dây được biểu diễn như hình 3.26 dưới đây:
Hình 3.11. Biểu đồ tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải
cực tiểu.
3.3.2. Chế độ phụ tải cực đại.
Trong chế độ phụ tải cực đại, dữ liệu thu được thể cụ thể theo các bảng 3.15
và 3.16 dưới đây:

49
Bảng 3.15. Tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực đại năm
2018
tải (MW)
Tổn thất công
suất (MW)
Tỷ lệ tổn
thất (%)
5.
Đồng Hới
162.9 2.49 1.53
6.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
54.7 0.16 0.29
7.
Đông Hà
65.5 0.76 1.16
8.
220kV Formosa –
Ba Đồn
165 1.56 0.95
2020
tải (MW)
Tổn thất công
suất (MW)
Tỷ lệ tổn
thất (%)
5.
Đồng Hới
151.3 2.13 1.41
6.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
95.5 0.45 0.47
7.
Đông Hà
115.6 1.18 1.02
8.
220kV Formosa –
Ba Đồn
189.5 1.97 1.04
* Biểu đồ tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực đại.
Từ các số liệu tính toán ở chế độ phụ tải cực đại, biểu đồ tổn thất công suất

50
cực đại.
3.3.3. Nhận xét
Qua phân tích bảng số liệu và biểu đồ tổn thất thu được, nhận thấy tổn thất
công suất trên các đường dây 220kV Ba Đồn – Đồn Hới và đường dây 220kV
Formosa – Ba Đồn ở mức xấp xỉ 0,8-0,9%. Đây là giá trị tương đương với giá trị
chỉ tiêu giao hàng năm. Tổn thất trên đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới là
cao nhất, từ 1,4 đến 1,5%. Tiếp đó là đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà với
mức tổn thất từ 1,0 đến 1,1%. Lý do tổn thất trên đường dây 220kV Vũng Áng –
Đồng Hới và đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà có tổn thất cao là do chiều dài
đường dây khá lớn và truyền tải với công suất cao.
3.4. Kết luận
Trong chương này đã thực hiện phân tích giá trị điện áp, cũng như giá trị tổn
thất công suất ở các chế độ làm việc của hệ thống điện truyền tải tại tỉnh Quảng
Bình trong các năm 2018, 2020. Trên cơ sở đó, tính toán đề xuất các giải pháp
nhằm nâng cao ổn định điện áp.
Qua các tính toán trong chương này ta thấy rằng:
- Trong chế độ vận hành bình thường, điện áp tại các nút 220kV thuộc phạm
vi tỉnh Quảng Bình đều nằm trong phạm vi cho phép. Giá trị điện áp thấp nhất thuộc
về nút Đông Hà do phải truyền tải công suất đi xa. Các giá trị điện áp tuy đáp ứng
được yêu cầu cho phép trên lý thuyết nhưng chưa đáp ứng được yêu cầu điện áp
trên thực tế vận hành theo các biểu đồ điện áp mà các cấp điều độ A0, A3 quy định.
- Trong chế độ sự cố, khi sự cố đường dây 220kV Formosa – Hà Tĩnh, điện áp
một số nút vượt khỏi phạm vi cho phép, gây ảnh hưởng đến chất lượng điện năng
cũng như an toàn lưới điện. Trong các trường hợp sự cố còn lại, tuy điện áp tại các

51
nút 220kV thuộc phạm vi tỉnh Quảng Bình đều nằm trong phạm vi cho phép nhưng
chỉ đáp ứng được yêu cầu cho phép trên lý thuyết chứ chưa đáp ứng được yêu cầu
điện áp trên thực tế vận hành theo các biểu đồ điện áp mà các cấp điều độ A0, A3
quy định.
- Về tổn thất công suất, các giá trị tổn thất công suất được xét trong các chế độ
mang tải thấp nhưng gần như đã đạt mức chỉ tiêu giao thực tế. Đặc biệt, đường dây
220kV Vũng Áng – Đồng Hới có giá trị tổn thất công suất cao. Yêu cầu cần có giải
pháp giảm tổn thất công suất trên đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới.

52
CHƯƠNG 4
ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ỔN ĐỊNH Ở HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI
ĐIỆN KHU VỰC QUẢNG BÌNH
4.1. Giải pháp nâng cao ổn định hệ thống
Hiện nay, trên lưới điện truyền tải đang lắp đặt khá nhiều loại thiết bị bù, chủ
yếu là các thiết bị bù không điều khiển [4, 9] với ưu điểm và nhược điểm khác nhau
(đã giới thiệu và phân tích cụ thể ở chương 2), các thiết bị bù này nhìn chung đã góp
phần nâng cao chất lượng hệ thống. Tuy nhiên, xu thế phát triển về khoa học và
công nghệ, các thiết bị bù có điều khiển với các tính năng vượt trội đang được nhiều
nước trên thế giới lựa chọn thay cho những thiết bị bù truyền thống bởi những ưu
điểm vượt trội mà các thiết bị bù truyền thống không thể có được. Trong số các thiết
bị bù có điều khiển, SVC là một thiết bị có nhiều ưu điểm [8], qua nghiên cứu tôi
cho rằng nếu lắp đặt SVC hoàn toàn có khả năng giải quyết những vấn đề đang tồn
tại ở lưới truyền tải điện trên địa bàn tỉnh Quảng Bình hiện nay.
Mặt khác, hiện nay việc ứng dụng lắp đặt các thiết bị bù có điều khiển trên
các đường dây truyền tải, đặc biệt là các đường dây 220kV ở nước ta đã bước đầu
được nghiên cứu, ứng dụng. Trên lưới 220kV, hiện có trạm biến áp 220kV Việt Trì
và trạm 220kV Thái Nguyên đã lắp đặt hệ thống bù SVC (Static Var Compensator)
bao gồm các bộ tụ bù ngang với tổng công suất 50 MVAr, bộ kháng công suất 100
MVAr. Việc nghiên cứu ứng dụng lắp đặt SVC trên lưới truyền tải thuộc địa bàn
tỉnh Quảng Bình sẽ góp phần hoàn thiện hơn nữa việc nghiên cứu về thiết bị bù có
điều khiển trong công tác quản lý, vận hành lưới điện.
4.1.1. Cơ sở tính toán dung lượng bù SVC
Tính toán dung lượng công suất phản kháng (thu vào hoặc phát lên) mà hệ
thống yêu cầu nhằm nâng cao chất lượng điện áp, tăng ổn định hệ thống điện tại nút
dự kiến đặt thiết bị bù linh hoạt để giữ mức điện áp tại nút này và có xét đến các nút
khác trên hệ thống nằm trong giới hạn theo quy định tại Thông tư 25/2016-TT-BCT
của Bộ Công Thương ban hành [1].
Dung lượng yêu cầu là lượng công suất cần thêm vào hoặc bớt đi tại nút xét để
đạt được mức duy trì điện áp trong giới hạn 0.95pu- 1.1pu khi điện áp nằm ngoài phạm
vi này, dung lượng này phụ thuộc vào cấu hình và các chế độ vận hành hệ thống điện.
4.1.2. Tính toán lựa chọn vị trí và dung lượng SVC lắp đặt cho lưới truyền tải
điện tỉnh Quảng Bình
4.1.2.1. Giới thiệu các nút nguy hiểm
Trên cơ sở kết quả tính toán ở chương 03, ở phần phân tích giá trị điện áp xác
định được nút 220kV Ba Đồn và nút 220kV Đồng Hới có độ dao động điện áp lớn,
cần có biện pháp để điều chỉnh điện áp tại 02 nút này. Đề xuất 2 phương án đặt
SVC như sau:

53
- Phương án 1: Đặt tại nút 220kV Đồng Hới
- Phương án 2: Đặt tại nút 220kV Ba Đồn
4.1.2.2. Phương pháp tính toán xác định vị trí và dung lượng bù SVC
Kết quả tính toán dung lượng yêu cầu được thực hiện bằng phân tích các chế
độ vận hành của lưới điện truyền tải Quảng Bình vào các thời điểm khác nhau:
- Thời điểm tính toán: 2018, 2020.
- Các trường hợp tính toán: Được xem xét trong tất cả các trường hợp bất lợi
nhất của lưới điện bao gồm:
Trường hợp phụ tải cực đại và cực tiểu;
Chế độ vận hành bình thường, chế độ sự cố điển hình nặng nề nhất khi sự
cố đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn.
- Dung lượng định mức của thiết bị SVC được xác định khi làm việc trong các
trường hợp vận hành nặng nề của lưới điện với khả năng đảm bảo duy trì điện áp
tăng cao hoặc giảm thấp trong ngưỡng cho phép. Trong trường hợp điện áp tăng cao
(thường là phụ tải thấp điểm về đêm) khi đó các kháng bù ngang chắc chắn sẽ được
đóng để hạn chế điện áp, trong trường hợp điện áp giảm thấp (thường là phụ tải
đỉnh) khi đó các kháng bù ngang có thể sẽ được mở ra và đóng tụ bù ngang vào để
cải thiện điện áp nếu điện áp thấp dưới ngưỡng cho phép.
- Phù hợp với các dải dung lượng thiết bị SVC thông dụng trên thế giới, các
giá trị dung lượng bù gồm: +100MVar, +130MVar, +150MVar, +200MVar,
+250MVar, +300Mvar,+350Mvar, +450Mvar, +500Mvar được đưa vào xem xét.
- Chỉnh điện áp của SVC bằng điện áp định mức của nút đặt SVC. Trên cơ sở
đó ta xác định được dung lượng bù cần thiết trong chế độ làm việc bình thường của
các nút trong hệ thống. Do đặc điểm của SVC là sẽ giữ điện áp của nút lắp đặt nó
bằng với điện áp định mức nên nó sẽ tự động tính ra dung lượng bù tối ưu để duy trì
điện áp tại nút lắp đặt SVC. Qua đó ta xác định được dung lượng bù tối ưu của các
nút trong chế độ làm việc, sau đó đặt dải điều chỉnh cho SVC lắp vào các nút đó. Vì
SVC bù tự động, nên ta đặt dải điều chỉnh công suất từ giới hạn nhỏ nhất của chế độ
N-1 tới chế độ làm việc bình thường.
Sử dụng phần mềm PSS/E [14] để tính toán theo các bước sau:
Tại file dữ liệu “Network data”, ta chọn tab “Switch Shunts”. Trong tab này,
nhập nút cần đặt SVC “Bus number/ Name”. Mục “Control Mode” chọn “
Continuous, cntrl voltage (2)” để SVC tự động điều chỉnh điện áp tại nút đó theo dải
điện áp đặt tại “Vhi (pu)” và “Vlo (pu)”. Cuối cùng chạy lại trào lưu công suất,
phần mềm sẽ tính ra được công suất cần bù cho nút cần đặt.

54
4.1.2.3. Kết quả tính toán dung lượng bù tại các nút đề xuất.
Thực hiện các bước tính chọn dung lượng bù cho các chế độ vận hành vào thời
điểm năm 2018 và năm 2020 đối với 02 phương án đặt SVC tại TBA 220kV Đồng
Hới và TBA 220kV Ba Đồn có được kết quả sau:
Tên nút đặt
SVC
Dung lượng bù (MVAr)
(chế độ vận hành bình
thường)
Dung lượng bù (MVAr)
Sự cố đường dây 220kV
Formosa – Ba Đồn
2018 2020 2018 2020
Ba Đồn 112.4 73.69 139.04 122.85
1 (pu) 1 (pu) 1 (pu) 1 (pu)
Đồng Hới
138.08 118.62 186.23 177.4
1 (pu) 1 (pu) 1 (pu) 1 (pu)
Từ kết quả trên nhận thấy, trong trường hợp sự cố nặng nề nhất là khi đứt
đường dây 220kV Formosa – Ba Đồn năm 2018, nếu bù ở nút 220kV Ba Đồn, sẽ có
dung lượng bù nhỏ hơn khi bù ở nút 220kV Đồng Hới. Giá trị bù là 139.04. Để phù
hợp với dải dung lượng thiết bị SVC thông dụng trên thế giới, chọn giá trị dung
lượng bù lắp đặt là 150 MVAr.
4.2. Kiểm tra kết quả sau khi lắp đặt thiết bị SVC
4.2.1. Đặt vấn đề
Để đánh giá tác động sau khi lắp đặt thiết bị bù SVC tại nút 220kV Ba Đồn
đến hệ thống điện tỉnh Quảng Bình và một số nút liên quan, luận văn lựa chọn tính
toán kiểm tra hai thông số vận hành gồm:
- Giá trị điện áp;
- Giá trị tổn thất công suất.
4.2.2. Tính toán giá trị điện áp sau khi lắp đặt thiết bị SVC
Trên phần mềm PSS/E, đưa thêm thiết bị SVC có dung lượng 150MVAr kết
nối vào lưới ở nút 220kV Ba Đồn. Nhập các thông số cần thiết cho thiết bị SVC.
4.2.2.1. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại
nút khu vực lưới điện 220kV Quảng Bình năm 2018 và 2020, dữ liệu được xuất ra
thể hiện theo các bảng 4.1 và 4.2 dưới đây:
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0084 221.85 -4.66
2 238060 Vũng Áng 1.0075 221.65 -3.62
3 250005 Đồng Hới 0.989 217.58 -8.63
4 250019 Ba Đồn 1.0118 222.60 -7.85
5 251021 Đông Hà 0.9518 209.40 -11.67

55
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0183 224.03 4.47
2 238060 Vũng Áng 1.0157 223.45 3.97
3 250005 Đồng Hới 0.9944 218.77 -0.57
4 250019 Ba Đồn 1.0205 224.51 0.88
5 251021 Đông Hà 0.9616 211.55 -3.2
Nhận xét: Điện áp ở chế độ phụ tải cực đại các nút 220kV khu vực tỉnh Quảng
Bình giai đoạn năm 2018-2020 dao động từ 209.4kV đến 224,5kV (nút thấp nhất là
Đông Hà - năm 2018 nút có điện áp cao nhất là nút Ba Đồn - năm 2020) và đều nằm
trong phạm vi cho phép.
4.2.2.2. Điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực tiểu
xuất ra thể hiện theo các bảng 4.3 và 4.4 sau đây:
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0442 229.72 10.46
2 238060 Vũng Áng 1.0355 227.81 11.32
3 250005 Đồng Hới 1.0516 231.35 7.39
4 250019 Ba Đồn 1.0679 234.94 8.02
5 251021 Đông Hà 1.0466 230.25 4.25
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0295 226.49 -12.77
2 238060 Vũng Áng 1.0216 224.75 -12.44
3 250005 Đồng Hới 1.0349 227.68 -14.97
4 250019 Ba Đồn 1.0519 231.42 -14.61
5 251021 Đông Hà 1.0254 225.59 -15.43

56
Nhận xét: Điện áp ở chế độ phụ tải cực tiểu các nút 220kV khu vực tỉnh
Quảng Bình giai đoạn năm 2018-2020 dao động từ 224.75kV đến 234,94kV (nút
thấp nhất là Vũng Áng-năm 2020 nút có điện áp cao nhất là nút Ba Đồn - năm
2018) và đều nằm trong phạm vi cho phép.
* Biểu đồ điện áp và chênh lệch điện áp tại các nút ở chế độ phụ tải cực đại và
cực tiểu
Từ các số liệu tính toán ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu, dao động điện áp
được biểu diễn như hình 41, 4.2 và 4.3 dưới đây:
Hình 4.1. Biểu đồ điện áp ở chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu sau khi lắp SVC
Từ các số liệu, vẽ được biểu đồ điện áp ở các chế độ làm việc trước và sau khi
lắp SVC như sau:
Hình 4.2. Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2018

57
Hình 4.3. Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực đại năm
2018

58
Hình 4.6. Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực tiểu
năm 2020

59
Hình 4.7. Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ phụ tải cực đại năm
2020
4.2.2.3. Điện áp tại các nút ở chế độ sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn
Trong các chế độ sự cố, sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn là sự cố
làm suy giảm điện áp nhiều nhất khi cả 3 nút 220kV Ba Đồn, 220kV Đồng Hới,
220kV Đông Hà đều dưới ngưỡng vận hành. Sau khi lắp đặt SVC, cho phần mềm
chạy lại phân bố công suất để kiểm tra giá trị điện áp, thông số thu được thể hiện ở
bảng 4.5 và 4.6 sau:
năm 2018
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.006 221.32 -3.84
2 238060 Vũng Áng 1.0055 221.21 -3.79
3 250005 Đồng Hới 0.9828 216.22 -13.01
4 250019 Ba Đồn 1.0083 221.83 -14.91
5 251021 Đông Hà 0.9475 208.45 -14.51

60
năm 2020
Điện áp
(pu)
Điện áp
(kV)
Góc pha
(độ)
1 238017 Formosa 1.0168 223.70 5.4
2 238060 Vũng Áng 1.014 223.08 3.78
3 250005 Đồng Hới 0.9902 217.84 -4.97
4 250019 Ba Đồn 1.0186 224.09 -6.54
5 251021 Đông Hà 0.9592 211.02 -6.27
* Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba Đồn
Từ các số liệu tính toán ở chế độ khi sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba
Đồn, biểu đồ điện áp và dao động điện áp được biểu diễn như hình 4.8 dưới đây:
Hình 4.8. Biểu đồ điện áp tại các nút khi sự cố đường dây 220kV Formosa - Ba
Đồn
* Biểu đồ điện áp khi sự cố đường dây 220kV Formosa – Ba Đồn trước và sau
khi lắp SVC.
Từ các số liệu có được, vẽ biểu đồ so sánh điện áp các nút trước và sau khi lắp
đặt SVC trong trường hợp sự cố đường dây 220kV Formosa-Ba Đồn như hình 4.9
sau:

61
Hình 4.9. Biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp SVC ở chế độ sự cố đường dây
220kV Formosa-Ba Đồn
Hình 10. Hình ảnh phần mềm chạy dữ liệu ở chế độ sự cố đường dây 220kV

62
4.2.2.4. Nhận xét
Căn cứ vào các biểu đồ điện áp trước và sau khi lắp đặt SVC trong chế độ
làm việc bình thường và trong chế độ sự cố (sự cố đường dây 220kV Formosa-Ba
Đồn) có thể nhận thấy:
- Giá trị điện áp tại các nút đều nằm trong giới hạn cho phép, không có nút
vượt ngưỡng. Đặc biệt, 03 nút 220kV Đồng Hới, 220kV Ba Đồn, 220kV Đông Hà
có điện áp được cải thiện đáng kể. Không còn hiện tượng sụt giảm điện áp nhiều khi
công suất được truyền tải qua các đường dây dài (220kV Vũng Áng – Đồng Hới và
220kV Đồng Hới - Đông Hà).
- Độ dốc điện áp ở các chế độ vận hành sau khi lắp SVC nhỏ hơn rất nhiều so
với trước khi lắp SVC. Sự chênh lệch điện áp giữa các nút Formosa, Vũng Áng và
các nút Ba Đồn, Đồng Hới, Đông Hà giảm xuống rõ rệt.
4.2.3. Tính toán tổn thất công suất sau khi lắp đặt SVC
4.2.3.1. Tổn thất công suất trong chế độ phụ tải cực đại
Tính toán tổn thất công suất tại các chế độ phụ tải cực đại. Sử dụng công cụ
báo cáo của phần mềm PSS/E sau mỗi lần tính toán phân bố công suất, xem thông
số cụ thể của từng đường dây để biết được giá trị tổn thất công suất trên đường dây.

63
Căn cứ vào thông số tổn thất có được, lập bảng 4.7 tính toán giá trị tổn thất công
suất theo phần trăm.
Trong chế độ phụ tải cực đại, dữ liệu thu được thể cụ thể theo các bảng dưới
đây:
2018
tải (MW)
Tổn thất công
suất (MW)
Tỷ lệ tổn
thất (%)
1.
Đồng Hới
163.4 2.2 1.35
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
56.3 0.35 0.62
3.
Đông Hà
67 0.87 1.30
4.
220kV Formosa –
Ba Đồn
167.7 1.44 0.86
2020
tải (MW)
Tổn thất công
suất (MW)
Tỷ lệ tổn
thất (%)
1.
Đồng Hới
151.3 1.88 1.24
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
97.8 0.67 0.69
3.
Đông Hà
117.6 1.34 1.14
4.
220kV Formosa –
Ba Đồn
193 1.85 0.96
* Biểu đồ tổn thất công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực đại.
Từ các số liệu tính toán ở chế độ phụ tải cực đại, biểu đồ tổn thất công suất

64
cực đại.
4.2.3.2. So sánh tổn thất công suất trước và sau khi lắp SVC.
Từ các số liệu có được, vẽ biểu đồ so sánh tổn thất công suất các đường dây
trước và sau khi lắp đặt SVC trong trường hợp chế độ phụ tải cực đại như hình 4.13:
Hình 4.13. Biểu đồ tổn thất công suất trước và sau khi lắp đặt SVC ở chế độ phụ
tải cực đại
4.2.3.3. Nhận xét.
Căn cứ vào biểu đồ tổn thất công suất trước và sau khi lắp đặt SVC trong chế
độ phụ tải cực đại có thể nhận thấy:
Kết quả tính toán cho thấy giá trị tổn thất công suất trong chế độ phụ tải cực
đại ở cả năm 2018 và năm 2020 thực tế hiện nay và trường hợp lắp SVC thì khi lắp
SVC đã thấp hơn tổn thất công suất năm 2018 và năm 2020 trước khi lắp SVC. Đặc
biệt, tổn thất công suất trên đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới, đường dây

65
hiện đang có tổn thất rất cao trước khi lắp đặt SVC, vượt ra ngoài chỉ tiêu tổn thất
thực tế hàng năm giao (1,53% năm 2018, 1,41% năm 2020) đã có sự suy giảm
mạnh. Sau khi lắp đặt SVC, tổn thất trên đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới
theo kết quả tính toán chỉ còn ở mức 1,35% và 1,21%.
4.2.4. Đánh giá hiệu quả sau lắp đặt SVC
4.2.4.1. Hiệu quả kỹ thuật
Việc lắp đặt SVC tại TBA 220kV Ba Đồn sẽ đưa lại các hiệu quả kỹ thuật sau:
- Ổn định điện áp vận hành tại các TBA thuộc Truyền tải điện Quảng Bình và
một số TBA liên quan; loại trừ khả năng sụt áp lớn khi xảy ra sự cố trên các đường
dây trên địa bàn.
- Giảm số lần điều nấc các máy biến áp hiện có, tăng cao thời gian vận hành
bộ điều áp.
- Giảm tổn thất trên đường dây.
- Ổn định tĩnh.
- Nâng cao khả năng truyền tải.
Đây đều là những hiệu quả rất to lớn, góp phần ổn định các chế độ vận hành
của hệ thống, giảm được các thông số tổn thất quan trọng trên lưới điện, đáp ứng
các chỉ tiêu đề ra.
4.2.4.2. Hiệu quả kinh tế
Ngoài các hiệu quả kỹ thuật đã nêu, việc lắp đặt SVC trên lưới điện truyền tải
tỉnh Quảng Bình còn đưa lại hiệu quả kinh tế cụ thể sau:
Để tính được hiệu quả kinh tế sau lắp đặt SVC, cần tính tổn thất điện năng
trước và sau lắp đặt SVC.
Căn cứ tình hình vận hành thực tế các đường dây và trạm biến áp năm 2017,
có được bảng 4.9 sau:
2017
Stt
Tên đường
dây/máy biến áp
tải max (MW)
Sản lượng truyền tải
trong năm 2017 (kWh)
1.
Đồng Hới
151.3 635,631,285
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
115 402,374,662
3.
Đông Hà
117.6 497,783,913
4.
220kV Formosa –
Ba Đồn
160 812,777,197
5.
MBA AT1
(AT2/E1)
65 436.647.895
6. AT2/EBĐ 80 446.138.554

66
Từ bảng số liệu 4.9 trên, sử dụng các công thức tính toán, tính gần đúng các
thông số cho trong bảng 4.10:
Bảng 4.10. Tính toán các thông số trong chế độ phụ tải cực đại năm 2017
STT Tên đường dây
Thời gian sử dụng
công suất cực đại:
Tmax (giờ)
Thời gian tổn thất
công suất lớn nhất: τ
(giờ)
1.
Đồng Hới
4,201 2,593
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
3,499 1,967
3.
Đông Hà
4,233 2,624
4.
220kV Formosa –
Ba Đồn
5,080 3,499
5.
MBA AT1
(AT2/E1)
6,718 5,547
6. AT2/EBĐ 5,577 4,071
Trong đó, thời gian tổn thất công suất cực đại được tính toán dựa trên công
thức kinh nghiệm:
= (0,124 + Tmax . 10-4
)2
. 8760
Trên cơ sở đó, tính được tổn thất điện năng trong năm 2018 trước và sau khi
lắp đặt SVC như bảng 4.11 và 4.12 sau:
Bảng 4.11. Tổn thất điện năng trên các đường dây trong năm 2018 trước khi lắp
đặt SVC
Tổn thất công
suất max năm
2018 (MW)
công suất lớn nhất:
τ (giờ)
Tổn thất công
suất trong năm
2018 (kWh)
1.
220kV Vũng
Áng – Đồng Hới
2.49 2,593 6,457,761
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
0.16 1,967 314,761
3.
220kV Đồng Hới
– Đông Hà
0.76 2,624 1,994,095
4.
220kV Formosa
– Ba Đồn
1.56 3,499 5,458,122
5.
MBA AT1
(AT2/E1)
0.14 5,547 1,176,704
6. AT2/EBĐ 0.29 4,071 1,565,907
7. Tổng 16,976,350

67
Bảng 4.12. Tổn thất điện năng trên các đường dây trong năm 2018 sau khi lắp đặt
SVC
Tổn thất công
suất max năm
2018 (MW)
công suất lớn nhất:
τ (giờ)
Tổn thất công
suất trong năm
2018 (kWh)
1.
220kV Vũng
Áng – Đồng Hới
2.2 2,593 5,705,653
2.
220kV Ba Đồn –
Đồng Hới
0.35 1,967 688,539
3.
220kV Đồng Hới
– Đông Hà
0.87 2,624 2,282,714
4.
220kV Formosa
– Ba Đồn
1.44 3,499 5,038,267
5.
MBA AT1
(AT2/E1)
0.1 5,547 788,400
6. AT2/EBĐ 0.21 4,071 1,240,261
7. Tổng 15,743,834
Tổn thất điện năng tiết kiện được trong năm 2018 sau khi lắp đặt SVC:
1,223,516 kWh
Với giá điện bình quân hiện tại là 1,892đ/kWh (đã tính VAT), tính trung bình,
mỗi năm Truyền tải điện Quảng Bình tiết kiệm được: 2,314,894,000 đ
Tạm tính tổng đầu tư cho 150MVAr tại nút 220kV Ba Đồn là 2.5 triệu USD
tương đương 57.5 tỷ VNĐ
Thời gian thu hồi vốn: 24.8 năm.
4.3. Kết luận
Luận văn nhằm tính toán đề xuất giải pháp nâng cao ổn định điện áp và giảm
tổn thất công suất trên lưới truyền tải điện tỉnh Quảng Bình giai đoạn đến năm
2020. Trên cơ sở nghiên cứu các thiết bị bù có điều khiển, luận văn chọn thiết bị bù
ngang SVC để ứng dụng, qua tính toán đã chọn thiết bị SVC với dung lượng QSVC=
± 150MVAr lắp đặt tại nút 220kV Ba Đồn. Kết quả tính toán phân tích các chế độ
vận hành trước và sau khi đặt SVC tại nút 220kV Ba Đồn cho thấy các kết quả đạt
được:
- Điện áp tại các nút trong khu vực ở chế độ vận hành bình thường và chế độ
sự cố đơn lẻ đều nằm trong giới hạn cho phép. Độ dốc các đường biểu diễn điện áp
được giảm đáng kể. Hạn chế được hiện tượng sụt áp mạnh trên các đường dây
truyền tải dài như 220kV Vũng Áng – Đồng Hới, 220kV Đồng Hới – Đông Hà, ổn
định được điện áp, đảm bảo vận hành lưới điện.

68
- Tổn thất công suất trên các đường dây truyền tải giảm đáng kể, đặc biệt là
đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới. Tổn thất điện năng chung của toàn tỉnh
Quảng Bình cũng giảm mạnh.
Từ các kết quả đạt được nêu trên, nghiên cứu cho thấy rằng việc ứng dụng
thiết bị bù trong hệ thống điện 220kV tỉnh Quảng Bình sẽ thực sự mang lại những
lợi ích hết sức to lớn, đặc biệt là các lợi ích về giữ ổn định điện áp nút, tăng độ tin
cậy cung cấp điện, giảm tổn thất trên các đường dây.

69
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Ổn định điện áp và giảm tổn thất công suất là những yếu tố rất quan trọng
trong quá trình vận hành các đường dây và trạm biến áp truyền tải điện, đặc biệt là
khi yêu cầu về dao động điện áp ngày càng khắt khe và chỉ tiêu tổn thất giao ngày
càng giảm thấp. Xuất phát từ những yêu cầu đặt ra trong quá trình theo dõi vận hành
lưới điện, qua kết quả tính toán và phân tích các chế độ vận hành của lưới 220kV
khu vực tỉnh Quảng Bình khi ứng dụng các phần mềmcho thấy:
- Trong chế độ vận hành phụ tải cực tiểu, điện áp tại các nút 220kV khu vực
tỉnh Quảng Bình luôn nằm trong giới hạn cho phép theo quy định. Trong chế độ vận
hành phụ tải cực đại, tuy điện áp tại các nút 220kV khu vực Quảng Bình vẫn nằm
trong giới hạn cho phép nhưng điện áp tại các nút 220kV Đông Hà, Đồng Hới, Ba
Đồn có sự suy giảm mạnh, gần xấp xỉ giá trị vận hành nhỏ nhất cho phép. Đối với
chế độ sự cố khi đứt đường dây 220kV Formosa – Ba Đồn, giá trị điện áp tại nút
220kV Ba Đồn nằm dưới giá trị vận hành nhỏ nhất (197,19 kV), trong khi các nút
220kV Đồng Hới và 220kV Đông Hà xấp xỉ giá trị cho phép. Điều này cho thấy nút
220kV Ba Đồn là điểm yếu nhất trong các nút thuộc truyền tải điện Quảng Bình, có
thể gây ảnh hưởng xấu đến quá trình quản lý vận hành lưới điện.
- Tổn thất công suất trên các đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới và
đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà cao hơn so với các đường dây khác do
chiều dài truyền tải công suất lớn (Đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới từ
1,41 đến 1,53%; đường dây 220kV Đồng Hới – Đông Hà từ 1,02 đến 1,16%). Các
giá trị tổn thất công suất trên các đường dây này đã làm tăng cao tổn thất chung của
lưới điện truyền tải trong khu vực tỉnh Quảng Bình, ảnh hưởng đến khả năng đáp
ứng chỉ tiêu về tổn thất đặt ra. Các kết quả này đều phù hợp với thực tế vận hành
hiện nay.
Từ những tính toán và phân tích nêu trên, tác giá nhận thấy cần có giải pháp
để cải thiện sự dao động điện áp tại nút 220kV Ba Đồn, đồng thời giảm tổn thất
công suất trên các đường dây truyền tải 220kV Vũng Áng – Đồng Hới và 220kV
Đồng Hới – Đông Hà. Để giải quyết vấn đề này, luận văn đã đánh giá, phân tích và
từ đó lựa chọn giải pháp sử dụng thiết bị bù có điều khiển mà cụ thể là thiết bị SVC.
Tiến hành các tính toán phân tích tìm vị trí và dung lượng bù cho thiết bị SVC
tại một số nút trong hệ thống, tác giả đã chọn được nút lắp đặt thiết bị SVC là nút
220kV Ba Đồn với dung lượng QSVC= ± 150MVAr. Khi áp dụng giải pháp đề xuất
thì kết quả các chỉ tiêu về ổn định điện áp được cải thiện đáng kể, cụ thể: (i) điện áp

70
tại tất cả các nút 220kV được nâng cao, đáp ứng tốt hơn yêu cầu vận hành trong
thực tế của các cấp điều độ hệ thống điện; (ii) điện áp tại nút 220kV Ba Đồn ổn định
hơn trước, không còn thấp hơn giá trị điện áp cho phép nhỏ nhất trong chế độ vận
hành; (iii) tổn thất công suất trên các đường dây 220kV Vũng Áng – Đồng Hới và
220kV Đồng Hới – Đông Hà giảm xuống, kéo theo sự suy giảm về tổn thất điện
năng trên toàn bộ lưới truyền tải điện khu vực tỉnh Quảng Bình, đáp ứng tốt hơn các
chỉ tiêu về tổn thất điện năng đặt ra. Những kết quả thu được của nghiên cứu đề
xuất trong Luận văn đã cho thấy tính hiệu quả của việc lắp đặt thiết bị SVC tại nút
220kV Ba Đồn.
2. Kiến nghị
Từ những kết quả nghiên cứu trên, đề nghị lãnh đạo cấp trên xem xét cho triển
khai ứng dụng vào thực tế để lắp đặt thiết bị SVC tại nút 220kV Ba Đồn trước mắt
và nghiên cứu tiếp để triển khai trên lưới truyền tải điện khu vực nhằm đáp ứng tốt
hơn yêu cầu ngày càng nghiêm ngặt về điện áp và tổn thất điện năng đặt ra.

71
TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tiếng Việt
[1] Bộ Công Thương (2016), Thông tư 25/2016/TT-BCT quy định hệ thống điện
truyền tải, Hà Nội. .
[2] Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (2018), Biểu đồ điện áp tuần 33, Hà
Nội.
[3] Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung (2018), Biểu đồ điện áp nút thuộc
quyền điều khiển của A3 tuần 40, Đà Nẵng.
[4] Trần Bách (1999), Tối ưu hóa chế độ làm việc của hệ thống điện, ĐHBK Hà
Nội..
[5] Ngô Văn Dưỡng (2004), Truyền tải điện xoay chiều và một chiều, ĐHBK Đà
Nẵng.
[6] Lã Văn Út (2001), Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất bản
Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội.
[7] Thủ tướng Chính phủ (2016), Điều chỉnh qui hoạch phát triển điện lực quốc gia
giai đoạn 2011 – 2020 có xét đến năm 2030, Hà Nội.
[8] Lê Thành Bắc, Bài giảng Thiết bị bù và ứng dụng, Khoa Điện, trường Đại học
Bách khoa, Đại học Đà Nẵng, năm 2015.
[9] Lê Thành Bắc, Mã Phước Khánh, Đỗ Văn Cần, Võ Tấn Tài, Hạ Đình Trúc và
Trần Thành Nam (2011), Giải pháp giảm tổn thất điện năng trên các đường
dây truyền tải điện năng bằng cách sử dụng các thiết bị bù công suất phản
kháng có điều khiển, Đề tài NCKH cấp Bộ, Mã số B2010- ĐN02-51.
[10] Lê Thành Bắc, Đỗ Văn Cần (2010). Bộ điều khiển của kháng bù ngang kiểu
biến áp. Tạp chí Khoa học và Công nghệ - Đại học Đà Nẵng. Số: 37.
[11] Lê Thành Bắc (2006). Ứng dụng kháng điều khiển để điều chỉnh điện áp hệ
thống truyền tải 500 kV. Khoa học và Công nghệ Điện lực. Số: 2.
[12] Lê Thành Bắc (2009). Hiệu quả kinh tế-kỹ thuật khi sử dụng kháng bù ngang
có điều khiển trên đường dây truyền tải dài. Tạp chí Khoa học và Công
nghệ - Đại học Đà Nẵng. Số: 33. Trang: 1-10. Năm 2009.
[13] Lê Thành Bắc (2008), Phương pháp mới để giảm tổn thất điện áp và tổn thất
công suất trên đường dây truyền tải, Tạp chí “Khoa học & Kỹ thuật” - Học
viện Kỹ thuật Quân sự; №124, III- 2008.
[14] Nguyễn Xuân Chung (2017), 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
đến năm 2015, Luận văn Thạc sỹ kỹ thuật điện – Đại học Bách khoa Đà
Nẵng.
[15] Truyền tải điện Quảng Bình (2017), Báo cáo công tác quản lý vận hành năm
2017. Quảng Bình, ngày 18 tháng 01 năm 2018.

72
[16] Truyền tải điện Quảng Bình (2017, 2018), Các báo cáo công tác tổn thất điện
năng hàng tháng. Quảng Bình, 2017, 2018.
Tiếng nước ngoài
[17] Siemens (2005), online documentation for PSS/ETM
30.2, USA.
[18] Savu C.Savulescu (2nd
Edition), Real-time stability in power system, Springer.
[19] P. Kundur (1994), Power System Stability and Control, MacGraw Hill, New
York.
[20] Le Thanh Bac (2009), , №129, III- 2009, “Reducing Overvoltage on the
Transmission Line by Fast Acting Controlled Shunt Reactors”, Journal of
Science and Technique" -Military Technical Academy .
[21] Г.Н. Александров, Ле Тхань Бак, 2006, №6-том 1. Оценка эффективности
стабилизации напряжения и уменьшения потерь мощности при
применении УШРТ в системе электропередачи 500 кВ Вьетнама,
Научно – технические ведомости СПбПТУ- ISSN 1994-2354.
[22] Г.Н. Александров, Ле Тхань Бак, (2006) – №12, Эффективность
применения управляемых реакторов: стабилизация напряжения
дальних линий электропередачи, Журнал РАН (РОССИЙСКАЯ
АКАДЕМИЯ НАУКА)- “Электричество”-ISSN 0013-5380.
[23] Г.Н. Александров, Ле Тхань Бак, 2007– №3, Эффективность применения
управляемых реакторов для уменьшения потерь мощности в дальних
линиях электропередачи, Журнал РАН (РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ
НАУКА)- “Электричество”-ISSN 0013-5380.

[123doc] - nghien-cuu-ung-dung-thiet-bi-bu-co-dieu-khien-tren-luoi-dien-truyen-tai-220kv-thuoc-dia-ban-tinh-quang-binh.pdf

[123doc] - nghien-cuu-ung-dung-thiet-bi-bu-co-dieu-khien-tren-luoi-dien-truyen-tai-220kv-thuoc-dia-ban-tinh-quang-binh.pdf

More Related Content

Similar to [123doc] - nghien-cuu-ung-dung-thiet-bi-bu-co-dieu-khien-tren-luoi-dien-truyen-tai-220kv-thuoc-dia-ban-tinh-quang-binh.pdf (20)

More from NuioKila (20)

Recently uploaded (20)

[123doc] - nghien-cuu-ung-dung-thiet-bi-bu-co-dieu-khien-tren-luoi-dien-truyen-tai-220kv-thuoc-dia-ban-tinh-quang-binh.pdf