ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN XUÂN CHUNG

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 2025

LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2017


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN XUÂN CHUNG

NGHIÊN CỨU, TÍNH 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 2025

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

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


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


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

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


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

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

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

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

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

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


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CS
CSTD
CSPK

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

ĐD
EVN

: Đƣờng dây

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

SVC

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

TBA
TC


DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu
bảng
1.1.
1.2.

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

Trang
4
5

1.3.

37

3.2.

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

38

3.3.

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

40

3.4.

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

42

3.5.

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

44

3.6.

3.11.

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

55

3.12.

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

57

3.13.

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

60

4.1.

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

67

4.2.

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



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

74

4.7.
4.8.

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

74
75


DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
hình

Tên hình

Trang

2.1.

Bộ SVC kết nối với hệ thống điện


28

2.7.

Giản đồ bộ STATCOM

29

2.8.

Cấu trúc cơ bản của bộ VSC

29

2.9.

Nguyên lý hoạt động của bộ STATCOM

30

2.10.

Sơ đồ kết nối bộ STATCOM với hệ thống điện

31

2.11.

Sơ đồ kết nối SSSC với hệ thống điện


39

3.3.

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

41

3.4.

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

41

3.5.

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

42

3.6.

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

43



3.12.

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

50


Số hiệu

Tên hình

hình

Trang

3.13.

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

50

3.14.

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

51

3.15.


3.21.
3.22.

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

55
56
56

3.23.

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

56

3.24.

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

57

3.25.



3.30.

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

61

3.31.

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

62

3.32.

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

62

4.1.

Mô hình tính toán dung lƣợng bù SVC

66


Số hiệu

Tên hình


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

71

4.7.

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

71

4.8.

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

72

4.9.

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

73


1

MỞ ĐẦU

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


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

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

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

144.655

164.312

450.17


10.67%

miền
Trung

2.403

2.546

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


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


1
1
1

Điện áp đặt tụ
(KV )

x
20
x
50
x
36.7
106.7 MVar

110
110
110

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


Công suất cực đại (MW)
miền Trung

4.263

4.518

4.789

5.044

7.806

Toàn quốc

31.006

34.329

38.007

42.080

63.471


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

89.421

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

1. Đƣờng dây tải điện, km

500kV

398

1.590

220kV

1.944

799
2. Trạm biến áp, MVA

500kV

900

21 750

220kV

35 439

28 713

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


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

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

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


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

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


12

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