ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯

LÊ TRUNG THANH

NGHIÊN CỨU
ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP TRÊN LƯỚI TRUYỀN
TẢI ĐIỆN KHU VỰC MIỀN TRUNG GIAI ĐOẠN
2017-2020 CÓ XÉT ĐẾN 2025

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số

: 60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

Người hướng dẫn khoa học: PGS. TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 1: PGS. TS. Nguyễn Hữu Hiếu
Phản biện 2: TS. Nguyễn Lương Mính

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận

giai đoạn đến năm 2025. Do đó, tác giả chọn đề tài “Nghiên cứu đề
xuất giải pháp nâng cao chất lượng điện áp trên lưới truyền tải
điện khu vực miền Trung giai đoạn 2017-2020 có xét đến 2025”
làm đề tài luận văn tốt nghiệp.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Tính toán xem xét lắp đặt thêm kháng bù ngang trên thanh cái


2
500kV, đề xuất các giải pháp nhằm góp phần đảm bảo điện áp vận
hành các nút 220kV và 500kV trong giới hạn cho phép ở chế độ bình
thường và sự cố nâng cao chất lượng điện năng và ổn định của hệ
thống điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là các trạm biến áp và đường dây
220kV, 500kV khu vực miền Trung thuộc các Công ty Truyền tải
điện 2 và 3 hiện trạng tính đến 31 tháng 12 năm 2017.
Thực hiện trên lưới điện truyền tải khu vực miền Trung gồm
các tỉnh Hà Tĩnh, Quảng Bình, QuảngTrị, Thừa Thiên- Huế, Quảng
Nam, Đà Nẳng, Quảng Ngãi, Kon Tum, Bình Định, Phú Yên, Khánh
Hòa, Gia Lai, ĐăkLăk, ĐăkNông, Lâm Đồng, Ninh Thuận, Bình
Thuận thuộc các Công ty Truyền tải điện 2 và 3 quản lý.
4. Phương pháp nghiên cứu
Kết hợp phương pháp tính toán, kiểm tra, thu thập số liệu thực
tế thông số vận hành, dự báo phụ tải tại các Trung tâm điều độ hệ
thống điện ( A0, A2, A3) các Công ty Truyền tải điện 1,2,3,4. Sử dụng
phần mềm PSS/E, phân tích, đánh giá trào lưu công suất, điện áp tại
các nút 220kV, 500kV năm 2017 đề ra giải pháp phù hợp để điều
chỉnh, cải thiện nâng cao chất lượng điện áp giai đoạn 2017-2020 có
xét đến 2025.

1.1.1. Hệ thống lưới điện truyền tải
Lưới điện truyền tải Việt Nam bắt đầu được xây dựng từ
những năm 1960 với đường dây 220kV Đa Nhim – Sài Gòn gồm 729
trụ, chiều dài 257km và trạm biến áp 220kV Sài Gòn (3x63) MVA.
Ngày 27 tháng 5 năm 1994, lưới điện 500kV chính thức được
đưa vào vận hành với đường dây 500kV Bắc-Nam dài gần 1500km.
Năm 2006, lưới điện truyền tải phát triển với gần 9.000km
đường dây và 21.000MVA dung lượng máy biến áp từ 220kV đến
500kV được quản lý vận hành bởi các Công ty Truyền tải điện 1, 2,
3, 4 trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Năm 2008, Tổng Công ty Truyền tải Quốc Gia được thành lập
trên cơ sở tổ chức lại 04 Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 và 03 Ban
Quản lý dự án các Công trình điện miền Bắc, miền Trung và miền
Nam mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của lưới điện truyền tải
Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV, 220kV do Tổng Công ty
Truyền tải điện Quốc gia quản lý đến 31 tháng 12 năm 2017 gồm:
-Hệ thống truyền tải 500kV: Về Trạm biến áp 500kV có 27
trạm biến áp 500kV với 49 máy biến áp tổng dung lượng 29400
MVA và đường dây 500kV có tổng chiều dài 7.500,322km.
-Hệ thống truyền tải 220kV: Về Trạm biến áp 220kV có 110
trạm biến áp 220kV, với 192 máy biến áp 220kV tổng dung lượng
40563 MVA và đường dây 220kV có tổng chiều dài là 16.857,06 kM


5
Hệ thống Truyền tải điện Việt Nam được phân giao cho các
đơn vị trực thuộc Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý:
-Công ty Truyền tải điện 1: Phạm vi quản lý các tỉnh phía Bắc
đến Hà Tĩnh.
-Công ty Truyền tải điện 2: Phạm vi quản lý 7 tỉnh Bắc miền

a. Lưới điện truyền tải miền Trung đến năm 2020
b. Lưới điện miền Trung đến năm 2025:
1.3.4. Dự báo nhu cầu phụ tải miền Trung đến năm 2025
a. Dự báo phụ tải cực đại các vùng miền Trung đến năm 2020
b. Dự báo phụ tải cực đại miền Trung đến năm 2025
1.4 Kết luận
Trên cơ sở thu thập số liệu quản lý vận hành của hệ thống
Truyền tải điện Việt Nam đến cuối năm 2017 và các Quy hoạch phát
triển điện lực Quốc gia và Quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh,
vùng, miền giai đoạn 2016-2020. Tác giả đã giới thiệu được tổng
quan quá trình hình thành và phát triển của Hệ thống điện Việt Nam
Hệ thống truyền tải điện Việt Nam phát triển nhanh chóng,
ngày càng trở nên rộng lớn, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải
điện và nguồn điện, tốc độ tăng trưởng của nền kinh tế trong giai
đoạn hội nhập và phát triển
Hệ thống lưới điện truyền tải 500kV Bắc – Nam khu vực miền
Trung từ Hà Tĩnh đến Đăk Nông, Lâm Đồng với chiều dài 2847km
liên kết hệ thống điện Bắc - Nam có vai trò quyết định đến sự vận
hành an toàn, ổn định của hệ thống điện khi thực hiện phương thức
truyền tải điện năng cao từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam.


7

CHƯƠNG 2
CƠ SỞ TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HỆ THỐNG ĐIỆN
VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN
2.1. Các phương pháp nghiên cứu và biện pháp điều
chỉnh điện áp
2.2. Giới thiệu phần mềm tính toán PSS/E

2.3. Tối ưu hóa trào lưu công suất
2.4. Kết luận
Chương trình PSS/E (Power System Simulation for Engineers)
là chương trình mô phỏng hệ thống điện trên máy tính, được dùng để
tính toán các bài toán cơ bản nhất với khả năng tính toán chính xác
đối với một HTĐ thực tế, nhằm mục đích tính toán nghiên cứu phục
vụ vận hành cũng như quy hoạch hệ thống điện.
Trong chương này, tác giả trình bày các hướng dẫn sử dụng
chương trình PSS/E, các ứng dụng cho chương trình PSS/E, hướng
dẫn sử dụng chương trình vẽ đồ thị của PSS/E. Hướng dẫn tính toán
trào lưu công suất và sử dụng các lệnh trong tính toán tối ưu hóa trào
lưu công suất. Mô phỏng các phần tử trong hệ thống điện khi tính
toán trào lưu công suất và các lệnh của chương trình PSS/E sử dụng
tính toán trong luận văn.


9
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA
LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN KHU VỰC MIỀN TRUNG
3.1. Số liệu tính toán
3.1.1. Số liệu hệ thống điện năm 2017
3.1.2. Số liệu hệ thống điện năm 2020 và 2025
3.1.3. Bảng số liệu phần mềm PSS/E của A0, TV:
3.2.Tính toán các chế độ vận hành lưới điện năm 2017
3.2.1. Các chế độ vận hành
+ Thấp điểm mùa khô năm 2017.
+ Thấp điểm mùa mưa năm 2017.
+ Cao điểm mùa khô năm 2017
+ Cao điểm mùa mưa năm 2017

Trung năm 2017
a. Thấp điểm Mùa khô năm 2017
b. Thấp điểm Mùa mưa năm 2017
c. Cao điểm Mùa khô năm 2017

Hình 3.12: Profile điện áp cao điểm mùa khô
các nút 220kV khu vực Miền Trung năm 2017


12
d. Cao điểm Mùa mưa năm 2017

3.3. Tính toán các chế độ vận hành lưới điện miền
Trung năm 2020
3.3.1. Các chế độ vận hành
3.3.2. Tính toán điện áp các nút 500kV khu vực miền Trung
2020
a. Chế độ 1 : Thấp điểm mùa khô năm 2020

b. Chế độ 2: Thấp điểm mùa mưa năm 2020
c. Chế độ 3: Cao điểm mùa mưa năm 2020
d. Chế độ 4: Cao điểm mùa khô năm 2020
535
530
525
520
515
510
505
500

nút 500kV tại khu vực miền Trung cao hơn giới hạn cho phép, đặc
biệt các ngày thấp điểm trong các dịp Lễ, Tết.
Điện áp trên lưới điện 220kV khu vực miền Trung nằm trong
giới hạn cho phép và ở giới hạn cao (lớn hơn điện áp định mức) ở cả
chế độ cao điểm và thấp điểm.
Tiếp tục tính toán các chế độ vận hành của lưới điện năm
2020, kết quả điện áp tại các nút 500kV cũng nằm trong giới hạn cho
phép ở chế độ cao điểm. Trong chế độ thấp điểm vẫn tồn tại một số
nút điện áp cao hơn giới hạn cho phép.
Kết quả tính toán cân bằng công suất phản kháng trên lưới
500kV cho thấy cần bổ sung kháng bù ngang trên cung đoạn
giữa ĐZ 500kV Bắc- Nam dung lượng ~ 330 MVar đến
730MVar để khắc phục tình trạng quá áp tại các nút 500kV khu
vực miền Trung.
Từ các kết quả tính toán trên việc xem xét trang bị thêm
kháng bù ngang tại các nút 500kV cung đoạn giữa đường dây
500kV Bắc - Nam tại nút có điện áp cao như Di Linh, Pleiku,
Pleiku 2, Hà Tĩnh, Vũng Áng, Đăknông, Thạnh Mỹ, Đà Nẵng,
Dốc Sỏi là cấp thiết.


14
CHƯƠNG 4
TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO CHẤT
LƯỢNG ĐIỆN ÁP LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN MIỂN TRUNG

4.1. Đặt vấn đề
4.1.1. Chọn vị trí lắp đặt
4.1.2. Chọn dung lượng kháng bù ngang
4.1.3. Các phương án đề xuất

4.2.1. Phương án trang bị 03 kháng 128 MVAr
- Phương án A1: tại 3 nút Vũng Áng, Pleiku 2, Di Linh (thay
kháng 91MVAr).
- Phương án A2: tại 3 nút Dốc Sỏi, Pleiku 2, Di Linh (thay
kháng 91MVAr).
a/ Thấp điểm mùa khô Phương án A1 và A2 các nút 500kV khu
vực Miền Trung năm 2017
b. Thấp điểm mùa mưa Phương án A1 và A2 các nút 500kV
khu vực Miền Trung năm 2017
c.Thấp điểm Lễ, Tết Phương án A1 và A2 các nút 500kV khu
vực Miền Trung năm 2017

Hình 4.1: Profile điện áp thấp điểm mùa khô Phương án A1 và
A2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017


16

Hình 4.3: Profile điện áp thấp điểm Lễ, Tết Phương án A1 và
A2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017
d. Chế độ cao điểm mùa khô các nút 500kV khu vực Miền
Trung năm 2017
e. Chế độ cao điểm mùa mưa các nút 500kV khu vực Miền
Trung năm 2017

Hình 4.5: Profile điện áp cao điểm mùa mưa Phương án A1 và
A2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017


17

520
515
510
505
500
495
490
485

Thấp điểm
mùa mưa PA
B1
Thấp điểm
mùa mưa PA
B2
Thấp điểm
mùa mưa PA
B3
Thấp điểm
mùa mưa PA
B4
Thấp điểm
mùa mưa
năm 2017

Hình 4.7: Profile điện áp thấp điểm mùa mưa phương án B1,
B2, B3 và B4 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017

4.3. Phân tích chọn phương án
Từ các kết quả trên ta có 02 phương án chọn trang bị kháng bù

Thấp điểm
mùa mưa
2017 PA
B2

Hình 4.12: Profile điện áp thấp điểm mùa mưa 2 phương án A1 và
B2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2017

536
534
532
530
528
526
524
522
520
518
516
514

Thấp điểm
Lễ, Tết 2017
PA A1
Thấp điểm
Lễ, Tết 2017
PA B2
Điện áp thấp
điểm Lễ, Tết
2017

B2
Thấp điểm
mùa
khô
2020

Hình 4.14: Profile điện áp thấp điểm mùa khô phương án A1
và B2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2020
Kết quả tính toán profile điện áp cho thấy trong chế độ cao
điểm mùa mưa và mùa khô cả 2 phương án đều không có xuất hiện
nút điện áp thấp. Việc trang bị KBN đều phù hợp. Trong chế độ thấp
điểm mùa khô và mùa mưa năm 2017, 2020 điện áp trên lưới điện
500kV trong tất cả các chế độ đều nằm trong giới hạn cho phép,
phương án B2 có điện áp thấp hơn phương án A1. Trong chế độ Lễ,
Tết các nút 500kV phương án B2 có điện áp thấp hơn phương án A1


21

4.4. Kiểm tra điện áp phương án B2 đến năm 2025
4.4.1 Kiểm tra điện áp các nút 500kV phương án B2
4.4.2 Kiểm tra điện áp các nút 220kV phương án B2
Thấp điểm
mùa khô
2025 PA B2
Cao điểm
mùa khô
2025 PA B2

HÀ TĨNH

mùa mưa
2025 PA B2

Hình 4.17: Profile điện áp cao điểm và thấp điểm phương án
B2 các nút 500kV khu vực Miền Trung năm 2025

Hình 4.18: Profile điện áp cao điểm và thấp điểm phương án
B2 các nút 220kV khu vực Miền Trung năm 2025


22
4.5 Kết luận
Qua phân tích cho thấy nguyên nhân dẫn đến điện áp vượt giới
hạn cho phép khi mang tải thấp là do dư thừa công suất phản kháng
do đường dây siêu cao áp sinh ra. Cho nên tác giả đã đề xuất tính
toán lắp đặt thêm một số kháng bù ngang tại các nút 500kV Hà Tĩnh,
Vũng Áng, Đà Nẵng, Thạnh Mỹ, Dốc Sỏi, Pleiku, Pleiku 2, Đăk
Nông, Di Linh khu vực miền Trung.
+ Phương án A1 lắp đặt KBN 128MVar tại 3 nút: Dốc Sỏi,
Pleiku2, Di Linh;
+ Phương án A2 lắp đặt KBN 128MVar tại 3 nút: Vũng Áng,
Pleiku2, Di Linh;
+Phương án B1 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Dốc Sỏi,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 91MVar).
+Phương án B2 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Dốc Sỏi,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 65MVar).
+Phương án B3 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Vũng Áng,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 91MVar).
+Phương án B4 lắp đặt KBN 128MVar tại 4 nút: Vũng Áng,
Pleiku 2, Đăk Nông, Di Linh (thay kháng 65MVar).

Qua phân tích cho thấy nguyên nhân dẫn đến điện áp vượt giới
hạn cho phép khi mang tải thấp là do dư thừa công suất phản kháng
do đường dây siêu cao áp sinh ra. Cho nên tác giả đã đề xuất tính
toán lắp đặt thêm một số kháng bù ngang tại các nút 500kV khu vực
miền Trung.
Trên cơ sở các phương án đề xuất, tiến hành tính toán các chế
độ vận hành cao điểm, thấp điểm theo thông số vận hành năm 2017
và tính toán theo số liệu qui hoạch đến năm 2020 có xét đến năm
2025. Kết quả đã lựa chọn được phương án hợp lý để cải thiện chất
lượng điện áp trên lưới truyền tải 500kV khu vực miền Trung, đảm