Đặ t v ấn đề , tóm t ắ t lu ận văn
Đặt vấn đề, mục đích thực hiện đề tài
Với sự phát triển của nền kinh tế, Hệ thống điện Việt Nam đang mở rộng mạnh mẽ, đặc biệt là các đường dây 500kV Bắc – Trung – Nam, nhằm đáp ứng nhu cầu truyền tải công suất ngày càng tăng Sự không đồng đều trong phân bố nguồn năng lượng sơ cấp, địa hình và các trung tâm phụ tải giữa các miền đã tạo ra thách thức trong việc vận hành hệ thống điện Việc liên kết các vùng miền không chỉ đảm bảo an toàn, liên tục và ổn định cho hệ thống điện, mà còn nâng cao chất lượng điện năng và hiệu quả kinh tế.
Các đường dây truyền tải điện kết nối các trung tâm thủy điện, nhiệt điện và năng lượng tái tạo đang gia tăng, nhằm truyền tải công suất từ các nhà máy điện đến các trung tâm phụ tải Từ năm 1994, hệ thống truyền tải điện áp 500kV đã được triển khai, đóng vai trò quan trọng trong việc cải thiện hiệu quả truyền tải điện.
Đường dây 500kV Bắc – Trung – Nam ban đầu chỉ hoạt động với 1 mạch, nhưng hiện đã được mở rộng thành 2 mạch và mạch 3 trên tuyến Trung – Nam nhằm đáp ứng nhu cầu truyền tải điện.
Hình 1.1: Cấu trúc hệ thống điện
Đường dây tải điện 500 kV đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện, vì vậy việc mô phỏng mô hình của nó trong các bài toán tính toán phân tích là cần thiết Công tác này không chỉ hỗ trợ lập kế hoạch vận hành mà còn giúp trong vận hành thời gian thực của hệ thống điện Mô phỏng thông số đường dây 500 kV trên các phần mềm giao diện là một trong những yếu tố quan trọng trong quá trình này.
Phạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 8 nhấn mạnh rằng độ chính xác trong mô phỏng các bài toán tính toán có vai trò quan trọng, ảnh hưởng trực tiếp đến kết quả đầu ra Điều này, đến lượt nó, tác động lớn đến sự vận hành an toàn, ổn định và tin cậy của hệ thống điện (HTĐ).
Rơ le bảo vệ đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo an toàn và ổn định cho hệ thống điện Thông số đường dây là yếu tố đầu vào thiết yếu trong việc tính toán và điều chỉnh rơ le bảo vệ, đặc biệt là rơ le bảo vệ quá dòng và khoảng cách Độ chính xác của thông số đường dây ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả hoạt động của các rơ le này Rơ le bảo vệ quá dòng giám sát ngưỡng dòng điện và đưa ra lệnh cắt máy cắt khi dòng điện vượt quá ngưỡng cài đặt Giá trị chỉnh định của rơ le quá dòng phụ thuộc vào dòng tải lớn nhất và dòng sự cố nhỏ nhất, do đó, thông số đường dây không chính xác có thể dẫn đến tác động không mong muốn Trong khi đó, rơ le bảo vệ khoảng cách hoạt động dựa trên tỷ số giữa điện áp và dòng điện khi xảy ra sự cố, so sánh với giá trị trở kháng đã cài đặt Nếu trở kháng đường dây được khai báo không chính xác, rơ le bảo vệ khoảng cách cũng có thể gây ra tác động mất chọn lọc Do đó, độ chính xác của thông số đường dây là yếu tố quyết định đến hiệu quả làm việc của rơ le bảo vệ quá dòng và khoảng cách.
Việc cải thiện đánh giá và nâng cao tính chính xác của bộ thông số kỹ thuật đường dây 500 kV là rất cần thiết trong công tác vận hành hệ thống điện Do đó, cần nghiên cứu và phát triển một phương pháp tính toán để xác định thông số đường dây 500 kV với độ chính xác cao, từ đó làm cơ sở đánh giá kết quả của các phép đo và tính toán hiện có, đồng thời tạo ra một bộ thông số đáng tin cậy cho hệ thống.
Phạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A đã đề xuất 9 thông số đầu vào chất lượng cho các bài toán tính toán hệ thống điện Những thông số này nhằm nâng cao chất lượng công tác vận hành hệ thống điện, đảm bảo hiệu quả và độ tin cậy trong quá trình hoạt động.
Ph ạ m vi th ự c hi ện đề tài và tóm t ắ t b ố c ụ c n ộ i dung c ủ a lu ận văn
Trong luận văn này, tác giả đề xuất một phương pháp tính toán xác định thông số thứ tự thuận cho đường dây 500 kV, dựa trên dữ liệu thu thập từ hệ thống giám sát diện rộng WAMS của Tập đoàn điện lực Việt Nam - Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia (EVNNLDC) Phương pháp này không yêu cầu xem xét các thông số liên quan đến vật liệu dây dẫn hay cấu trúc cột điện, cũng như không cần phải cắt điện các đường dây để thực hiện phép đo truyền thống Thay vào đó, phương pháp sử dụng dữ liệu từ PMU tại hai đầu đường dây (được đồng bộ thời gian) và cho phép tính toán thông số đường dây liên tục theo từng chu kỳ lấy mẫu của PMU.
Nội dung của luận văn này được bố cục thành 5 chương như sau:
Chương 1 của bài viết cung cấp cái nhìn tổng quan về hệ thống điện Việt Nam, nêu rõ lý do thực hiện đề tài và phạm vi nghiên cứu Bên cạnh đó, chương cũng đánh giá hiện trạng công tác tính toán và xác định các thông số đường dây trong hệ thống điện hiện nay.
Chương 2 của bài viết giới thiệu về hệ thống giám sát diện rộng được trang bị trên hệ thống điện Việt Nam Nội dung chương này cung cấp cái nhìn tổng quan về hệ thống giám sát diện rộng, cùng với các ứng dụng hiện đang được khai thác nhằm hỗ trợ công tác vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
Chương 3 tập trung vào việc xây dựng phương pháp xác định thông số thứ tự thuận cho đường dây 500 kV dựa trên cơ sở dữ liệu của WAMs Nội dung chương này trình bày các bước thực hiện tính toán nhằm xác định thông số thứ tự thuận cho các đường dây 500 kV trong hệ thống điện Việt Nam.
Chương 4 của bài viết tập trung vào việc đánh giá độ chính xác của các thông số đường dây thông qua bài toán State Estimator Nội dung chương này sẽ giới thiệu tổng quan về việc ứng dụng phần mềm OpenNet tại trung tâm điều độ hệ thống điện (HTĐ), nhằm nâng cao hiệu quả trong việc quản lý và giám sát lưới điện.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 10
Bài toán SE là một yếu tố quan trọng trong việc đánh giá kết quả tính toán các thông số thứ tự thuận đường dây Chương này sẽ trình bày phương pháp đánh giá kết quả từ bài toán SE, giúp làm rõ những thông số cần thiết được đề cập trong chương 3.
Từđó đánh giá được sai số và so sánh bộ thông số này với các bộ thông số hiện có
Chương 5: Kết luận Chương 5 tổng kết lại các kết quả thực hiện được và nêu hướng phát triển tiếp theo của đề tài.
T ổ ng quan v ề h ệ th ống điệ n Vi ệ t Nam
Phụ tải điện
Để hiểu rõ về đặc điểm của phụ tải điện tại Việt Nam, cần phân tích các khía cạnh như số liệu kỷ lục vận hành, biểu đồ phụ tải điển hình, cơ cấu phụ tải, các yếu tố tác động đến phụ tải và xu hướng chuyển dịch phụ tải trong tương lai.
Số liệu phụ tải 2020 và tình hình tăng trưởng phụ tải
Năm 2020, tổng sản lượng điện toàn hệ thống đạt 245,89 tỷ kWh, tăng 2,42% so với năm 2019, nhưng chỉ đạt 93,8% so với kế hoạch năm theo Quyết định số 3733/QĐ-BCT ngày 16/12/2019.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 13
Bảng 1.1: Số liệu sản lượng phụ tải hệ thống điện Việt Nam 2020 1
Bảng 1.2: Số liệu sản lượng phụ tải hệ thống điện Việt Nam 2020 1
Bảng 1.3: Số liệu công suất phụ tải hệ thống điện Việt Nam qua các năm 1
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 14
Hình 1.2: Tăng trưởng sản lượng hệ thống điện Quốc gia qua các năm 2009-2020 2
Phụ tải cực đại năm 2020 của HTĐ QG là 38617 MW (ngày 23/6), tăng
1,04 % so với năm 2019 Sản lượng ngày cao nhất đạt 797,54 tr.kWh (ngày 27/8), tăng 1,72% so với cùng kỳ 2019
Hình 1.3: Tăng trưởng công suất hệ thống điện quốc gia qua các năm 2009-2020 2
Trong giai đoạn từ 2009 đến 2019, phụ tải hệ thống điện quốc gia đã tăng trưởng liên tục với tốc độ trung bình 11,0% Tuy nhiên, đến năm 2020, mức tăng trưởng phụ tải đã bị chững lại do ảnh hưởng của nhiều yếu tố.
A ngày max HTĐ QG (tr kWh) Tăng trưởng (%)
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 15 hưởng bởi dịch bệnh Covid-19, dẫn đến phụ tải ghi nhận max đạt 38617 MW (chỉtăng 0.96% so với năm 2019).
Dự báo trong tương lai, phụ tải điện tại Việt Nam sẽ tiếp tục tăng trưởng trên 10% mỗi năm từ 2019 đến 2020 và 8% từ 2021 đến 2030 Nhu cầu điện dự kiến đạt khoảng 265-278 tỷ kWh vào năm 2020 và sẽ tăng lên 572-632 tỷ kWh vào năm 2030 Để đáp ứng nhu cầu này, Việt Nam cần bổ sung từ 6000 đến 7000 MW công suất đặt mỗi năm cho đến năm 2030.
Biểu đồ phụ tải điển hình
Việt Nam có khí hậu nhiệt đới gió mùa với hai mùa rõ rệt: mùa hè từ tháng 4 đến tháng 9 và mùa đông từ tháng 10 đến tháng 3 Sự phân chia này ảnh hưởng đến biểu đồ phụ tải của hệ thống điện, được chia thành hai dạng điển hình là mùa nóng và mùa lạnh.
Mùa nóng (T4-T9): có 3 cao điểm vào sáng 10h, chiều 14-15h, cao điểm tối lúc 21-22h do áp dụng công tơ 3 giá Thấp điểm thấp dần từ 1h-6h
Do nền nhiệt cao cảngày nên các cao điểm thường không chênh rõ rệt, đồ thị phụ tải có dáng hơi tù Cao điểm chiều thường cao nhất
Mùa lạnh (T10-T3): có 2 cao điểm vào sáng 9h, tối 18-19h Thấp điểm vào từ 24h-4h
Trong điều kiện khí hậu lạnh, nền phụ tải thường giảm và không đồng đều, với sự biến động lớn về tốc độ tăng/giảm tải, đặc biệt là trước và sau cao điểm tối Biểu đồ phụ tải thể hiện hình dạng đỉnh nhọn và dốc, trong đó cao điểm tối thường cao hơn nhiều so với cao điểm sáng.
Vietnam's renewable energy sector has seen significant growth in 2019, driven by government initiatives and investment opportunities The British Business Group Vietnam highlights the country's commitment to transitioning to sustainable energy sources, aiming to increase the share of renewables in its energy mix Key developments include wind and solar power projects, which are attracting both domestic and foreign investors As Vietnam seeks to meet its rising energy demands while addressing environmental concerns, the renewable energy market presents a promising landscape for future growth and innovation.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 16
Hình 1.4: Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa nóng (tháng 4 – 9)
Hình 1.5: Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa lạnh (tháng 10 – 3)
Việt Nam đang trong giai đoạn phát triển mạnh mẽ, tập trung vào công nghiệp hóa và hiện đại hóa để thúc đẩy tăng trưởng kinh tế Điện năng được coi là trụ cột quan trọng của nền kinh tế, với tỷ trọng sử dụng điện trong ngành công nghiệp chiếm 54%, tiếp theo là tỷ trọng điện dùng trong dân dụng, thương mại và nông nghiệp.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 17
Hình 1.6: Cơ cấu phụ tải điện quốc gia 2020 theo ngành
Các yếu tốảnh hưởng đến phụ tải
Phụ tải điện của Việt Nam biến động mạnh mẽ theo mùa, thời gian trong ngày và khu vực, chịu ảnh hưởng từ nhiều yếu tố khác nhau.
Tính chất mùa và thời tiết có ảnh hưởng lớn đến phụ tải điện miền Bắc, nơi có nền nhiệt độ thay đổi rõ rệt theo mùa Do đó, đồ thị phụ tải hàng ngày ở miền Bắc cũng biến động mạnh mẽ theo từng mùa Ngược lại, miền Nam với khí hậu nóng quanh năm có đồ thị phụ tải hàng ngày ít thay đổi hơn so với các miền khác.
Cơ cấu phụ tải điện có sự khác biệt rõ rệt giữa các miền Phụ tải công nghiệp thường ổn định trong suốt cả ngày, trong khi phụ tải dân dụng biến động mạnh mẽ do thói quen sinh hoạt của con người Ở miền Bắc, phụ tải dân dụng chiếm tỷ trọng lớn, dẫn đến sự thay đổi lớn trong biểu đồ phụ tải hàng ngày Ngược lại, miền Nam có tỷ trọng công nghiệp cao nhất cả nước, trong khi phụ tải sinh hoạt lại thấp hơn, khiến đồ thị phụ tải ở đây trở nên bằng phẳng hơn so với các miền khác.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 18
Trong tuần, phụ tải vào các ngày nghỉ cuối tuần thường thấp hơn so với các ngày trong tuần Đặc biệt, vào các ngày lễ Tết, như Tết Dương lịch và Tết Nguyên đán, phụ tải đạt mức thấp nhất trong năm do thời gian nghỉ kéo dài.
Biểu đồ phụ tải điện của Việt Nam hiện tại cho thấy sự biến động rõ rệt, với những dao động lớn trong ngày và sự thay đổi theo mùa Điều này tạo ra thách thức trong việc vận hành hệ thống điện, đặc biệt là trong việc duy trì sự cân bằng cung-cầu và hiệu quả kinh tế, từ đó ảnh hưởng đến chất lượng tần số của hệ thống điện.
Xu hướng chuyển dịch phụ tải trong tương lai
Trong tương lai, biểu đồ phụ tải sẽcó xu hướng bằng phẳng hơn so với hiện tại, vì những lý do sau:
Cơ cấu phụ tải theo ngành đang có sự chuyển biến, với tỷ trọng phụ tải công nghiệp dự kiến sẽ tiếp tục gia tăng song song với tốc độ tăng trưởng kinh tế nhằm phục vụ cho hoạt động sản xuất Sự gia tăng này trong phụ tải công nghiệp không chỉ giúp nâng cao tỷ trọng mà còn góp phần ổn định biểu đồ phụ tải hàng ngày của hệ thống.
Xu hướng phát triển các nguồn phân tán như điện mặt trời áp mái và các hình thức tích trữ năng lượng như BESS và bơm tích trữ sẽ giúp giảm tải vào giờ cao điểm của hệ thống, đồng thời nâng cao tải vào giờ thấp điểm.
Công nghệ tiết kiệm năng lượng, sử dụng nhiều các thiết bị tiết kiệm điện sẽ làm giảm đi phụ tải đỉnh của hệ thống.
Các chính sách về DSM (ví dụ công tơ 3 giá…), các sự kiện Demand Response
Ngu ồn điệ n
Tính đến hết năm 2020, tổng công suất đặt của hệ thống quốc gia là khoảng 62.248 MW (tăng 11.2% so với năm 2019), bao gồm các nguồn điện trong nước
Phạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 19 cho biết rằng nguồn điện trong nước rất đa dạng, bao gồm thủy điện, nhiệt điện than, tuabin khí, nhiệt điện dầu và năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời và điện sinh khối, với một phần nhỏ nguồn nhập khẩu từ Trung Quốc và Lào.
Bảng 1.4: Số liệu sản lượng phát điện của các loại hình nguồn điện qua các năm
Hình 1.7: Biểu đồ thành phần huy động nguồn từ năm 2009 đến năm 2020
Cơ cấu nguồn hệ thống điện Việt Nam
TBK chạy khí + Đuôi hơi 43946 39310 41280 42566 44454 47168 45242 40201 40562 42402 34657
NLTT 49 72 76 70 77 143 122 208 997 5893 10897 Điện Gió 0 0 0 0 0 0 0 0 487 724 982 Điện Mặt trời 0 0 0 0 0 0 0 0 22 4819 9575 Điện Sinh khối 49 72 76 70 77 143 122 208 488 350 340
TBK chạy khí + Đuôi hơi
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 20
Bảng 1.5: Cơ cấu nguồn điện việt Nam năm 2020
Loại hình nguồn Công suất đặt (MW) Tỷ lệ (%)
Tua bin khí 7,398 11.88% Điện sinh khối 325 0.52% Điện gió 538 0.86% Điện mặt trời 8,852 14.22%
Hình 1.8: Cơ cấu nguồn hệ thống điện Việt Nam 2020 phân theo loại hình nguồn
Phân bố nguồn điện trên hệ thống
Sự phân bố nguồn điện trên hệ thống điện Việt Nam chịu ảnh hưởng lớn từ các yếu tố địa lý và tự nhiên, dẫn đến sự không đồng đều giữa các miền.
Thủy điện: Phân bố trên cả 3 miền, tập trung ở các khu vực đồi núi có nhiều sông suối như tại khu vực Tây Bắc, Bắc Trung Bộ, miền Trung,
11.88% Điện sinh khối 0.52% Điện gió
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 21
Tây Nguyên, khu vực cao nguyên miền Nam, hiện đã hoàn thành xây dựng các nhà máy thủy điện lớn tại những vị trí địa hình thuận lợi Trong tương lai, sẽ không còn cơ hội để phát triển thêm các nguồn thủy điện lớn Các nhà máy thủy điện hiện đang được khai thác tối đa trong mùa lũ của các hệ thống sông.
Nhiệt điện than tại Việt Nam chủ yếu phân bố ở miền Bắc và miền Nam, với các trung tâm lớn gần mỏ than hoặc thuận lợi cho vận chuyển Khu vực Đông Bắc có các nhà máy như Phả Lại, Uông Bí, Hải Phòng, Thăng Long; Bắc Trung Bộ với nhà máy Vũng Áng, Formosa Hà Tĩnh; và khu vực Nam Trung Bộ, Tây Nam Bộ có Trung tâm điện lực Vĩnh Tân, Duyên Hải Trong mùa khô, nguồn nhiệt điện than được ưu tiên phát cao để bù đắp cho sản lượng thủy điện.
Tuabin khí: Tập trung ở miền Nam phân bố theo các mỏ khí tự nhiên lớn là mỏ khí Cửu Long, Nam Côn Sơn (cấp cho cụm tuabin khí Phú
Mỹ, Bà Rịa và Nhơn Trạch là những khu vực cung cấp khí cho mỏ khí PM3-CAA, phục vụ cho cụm nhà máy điện Cà Mau Các nhà máy tuabin khí thường được vận hành tối đa công suất dựa trên khả năng cung cấp khí.
Nhiệt điện dầu là một nguồn điện quan trọng hiện có tại Thành phố Hồ Chí Minh và Cần Thơ, nhưng có giá thành cao nhất trong hệ thống điện Nguồn điện này chỉ được sử dụng khi cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc đáp ứng nhu cầu phụ tải đỉnh.
Các nguồn điện năng lượng tái tạo (NLTT) như điện gió và điện mặt trời chủ yếu tập trung ở những khu vực có điều kiện bức xạ mặt trời tốt như Ninh Thuận, Bình Thuận, Tây Ninh, hoặc những khu vực có điều kiện gió thuận lợi như Ninh Thuận, Bình Thuận, Bạc Liêu, và Quảng Trị Hiện nay, nhờ vào chính sách khuyến khích phát triển NLTT của nhà nước, các nguồn điện này được phát huy tối đa theo khả năng tự nhiên và trong giới hạn giải tỏa của lưới điện.
Sự phát triển nguồn điện NLTT ở Việt Nam
Các nguồn điện năng lượng tái tạo như thủy điện, điện mặt trời, điện gió và điện sinh khối đang ngày càng trở nên quan trọng do không phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch đang cạn kiệt Những nguồn năng lượng này giúp giảm phát thải khí nhà kính, góp phần bảo vệ môi trường và phát triển bền vững.
“sạch” và đang là xu hướng phát triển tất yếu trên thế giới, đặc biệt là các nguồn
Tính đến năm 2018, tổng công suất lắp đặt của điện gió trên toàn thế giới đạt 564 GW, trong khi điện mặt trời đạt 487 GW Các quốc gia dẫn đầu trong phát triển năng lượng tái tạo bao gồm Mỹ, Trung Quốc, Nhật Bản, Ấn Độ, Đức, Pháp và Đan Mạch.
Việt Nam đang theo kịp xu hướng phát triển năng lượng tái tạo toàn cầu, với nhiều chính sách khuyến khích từ Chính phủ, đặc biệt là giá điện FiT cho điện mặt trời và điện gió Chính sách này đã thúc đẩy sự bùng nổ của năng lượng mặt trời, từ chỉ 8 nhà máy với công suất khoảng 300 MW vào tháng 4/2019, đã tăng lên 89 nhà máy với tổng công suất khoảng 4460 MW tính đến cuối tháng 6/2019.
Đến tháng 3/2020, hệ thống điện Việt Nam có 110 nhà máy năng lượng tái tạo đang hoạt động, với tổng công suất lắp đặt đạt 5392 MW, chiếm khoảng 9,7% tổng công suất hệ thống Trong số đó, có 91 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 4695 MW, chiếm 8,4% tổng công suất toàn hệ thống, chủ yếu tập trung tại các tỉnh như Ninh.
Tính đến tháng 11/2019, hệ thống điện quốc gia Việt Nam có tổng công suất lắp đặt 3959 MW từ 378 nhà máy thủy điện nhỏ, trong đó miền Bắc có 216 nhà máy với công suất 2200 MW, miền Trung có 130 nhà máy đạt 1470 MW, và miền Nam có 32 nhà máy Ngoài ra, cả nước có 10 nhà máy điện gió với tổng công suất 377 MW (chiếm 0,7%) và 9 nhà máy điện sinh khối với tổng công suất 320 MW (chiếm 0,6%) Các tỉnh miền Bắc như Hà Giang, Lào Cai, Sơn La, và miền Trung như Đăk Lăk, Bình Định là những khu vực tập trung nhiều nhà máy thủy điện.
289 MW (tập trung nhiều tại Lâm Đồng, Đồng Nai, )
4 https://ourworldindata.org/renewable-energy
5 https://evn.com.vn/d6/news/Den-3062019-Tren-4460-MW-dien-mat-troi-da-hoa-luoi-141-17-23925.aspx
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 23
Nghị quyết 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ tập trung vào việc xây dựng các cơ chế và chính sách đột phá để khuyến khích phát triển mạnh mẽ nguồn năng lượng tái tạo, nhằm thay thế tối đa các nguồn năng lượng hóa thạch Ưu tiên sử dụng năng lượng gió và mặt trời trong sản xuất điện là một trong những nội dung quan trọng của nghị quyết này.
Chính sách phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, với tầm nhìn 2045, đặt mục tiêu tăng tỷ lệ năng lượng tái tạo trong tổng cung năng lượng sơ cấp lên khoảng 15-20% vào năm 2030 và 25-30% vào năm 2045 Dự kiến, công suất điện mặt trời sẽ đạt 14.450 MW vào năm 2025 và 20.050 MW vào năm 2030 Đồng thời, công suất điện gió dự kiến đạt 6.030 MW vào năm 2025 và 10.090 MW vào năm 2030 Tổng điện năng từ điện gió và điện mặt trời có thể đạt 36 tỷ kWh vào năm 2025, với tỷ trọng thủy điện nhỏ và năng lượng tái tạo chiếm 25,5%, cao hơn 13% so với Quy hoạch điện 7 điều chỉnh.
Trước thời điểm 31/12/2020, Việt Nam đã đưa vào vận hành 58 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất vượt 3.992 MW, tạo ra thách thức lớn cho hệ thống điện hiện đại Trong số đó, 52 nhà máy do A0 điều khiển với tổng công suất 3.836,2 MW, trong khi 6 nhà máy do Ax điều khiển có tổng công suất 155,8 MW.
Tổng sản lượng các nhà máy năng lượng tái tạo (điện mặt trời, điện gió và
Các phương pháp xác đị nh thông s ố đườ ng dây 500 kV hi ệ n t ạ i
Phương pháp tính toán lý thuyế t và gi ả định ước lượ ng
Hiện nay, việc xác định thông số kỹ thuật của đường dây 500 kV chủ yếu dựa vào kết quả từ các chương trình tính toán lý thuyết và giả định ước lượng.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 24
Phương pháp này dựa vào các đặc tính vật lý của dây dẫn và cấu trúc của cột treo, cùng với những yếu tố đầu vào không xác định như độ rung, võng của dây dẫn, vỏ bọc cáp, điện trở suất, bán kính hình học, đường kính dây dẫn và nhiệt độ môi trường Hơn nữa, điện cảm của dây dẫn cũng bị ảnh hưởng bởi khoảng cách giữa các dây dẫn và chuyển vị đường dây, dẫn đến độ chính xác của phương pháp này có thể bị giảm và có sai số nhất định Do đó, các thông số thu được từ phương pháp này cần được kiểm chứng và đánh giá thông qua các phương pháp độc lập khác.
Phương pháp đo trự c ti ế p thông s ố đườ ng dây 500 kV
Tính chính xác của bộ thông số đường dây là rất quan trọng, do đó nhiều đơn vị hiện nay đang chuyển hướng sang thực hiện đo thông số thực tế đường dây thông qua phương pháp thí nghiệm đo đạc trực tiếp.
Sau đây, tác giả sẽ trình bày tóm tắt phương pháp đo thông số đường dây đang được triển khai thực tế hiện nay 6
1.3.2.1 Các thông số cần đo
Bảng 1.6: Các thông số đường dây
TT Thông sốđo Đơn vị tính
1 Điện trở thứ tự thuận R1 Ω/km
2 Điện kháng thứ tự thuận X1 Ω/km
3 Điện dẫn phản kháng thứ tự thuận B1 S/km
4 Điện trở thứ tự không R0 Ω/km
5 Điện kháng thứ tự không X0 Ω/km
6 Điện dẫn phản kháng thứ tự không B0 S/km
7 Điện trở hỗ cảm thứ tự không R0M Ω/km
8 Điện kháng hỗ cảm thứ tự không X0M Ω/km
6 Công văn số 4287/EVN-KTSX ngày 12/09/2017 v ề vi ệc hướ ng d ẫn phương pháp đo thông số đườ ng dây 110 – 500 kV
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 25
1.3.2.2 Các yêu cầu chung của thiết bị đo
1 Thiết bịđo phải phù hợp với thực tế của đường dây cần đo, đảm bảo được độ chính xác của phép đo Các hệ thống đo lường điện áp, dòng điện và góc lệch pha phải đảm bảo có sai số≤ 1%;
2 Trong thực tế vận hành trên các đường dây tải điện thường có điện áp nhiễu lớn do các đường dây chạy song song hoặc giao chéo cảm ứng lên
Sử dụng thiết bị đo hợp bộ với phần mềm tự động tính toán các thông số đo là rất cần thiết Thiết bị này có khả năng chịu được điện áp nhiễu cao và tạo ra tần số khác với tần số lưới, giúp giảm công suất cần thiết trong quá trình đo Nhờ đó, kết quả đo sẽ ít bị ảnh hưởng bởi nhiễu, đảm bảo độ chính xác cao hơn.
3 Khi lựa chọn thiết bịđo có tần sốđo khác với tần số lưới thì nên chọn tần số nằm trong dải tần số công nghiệp từ 45÷65 Hz để các phần tử đấu nối trên đường dây không bị ảnh hưởng;
4 Khi lựa chọn thiết bị đo có tần sốđo là tần sốlưới thì thiết bị phải có công suất đủ lớn ( U đo >> Unhiễu; Iđo >> Inhiễu) để khi đo giá trị nhiễu ảnh hưởng không đáng kểđến kết quảđo;
5 Thiết bị phù hợp với môi trường Việt Nam;
6 Có bộ phận bảo vệquá điện áp do sét
1 Đo điện áp nhiễu trên đường dây a Đo điện áp nhiễu trên đường dây trong trường hợp ngắn mạch đường dây
Cắt điện đường dây bằng dao tiếp địa hoặc dây tiếp địa di động để nối tắt và nối đất ở cả hai đầu Sử dụng ampe kìm để đo dòng điện xuống đất từng pha của đường dây Điện áp nhiễu trên từng pha được tính toán theo phương pháp cụ thể.
- I là dòng điện đo được lớn nhất trên đường dây khi tiếp địa cảhai đầu
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 26
Z1 là tổng trở thứ tự thuận được tính toán cho đường dây Đối với các đường dây cũ, cần tham khảo thông số cài đặt hiện hành trong rơ le bảo vệ Đối với đường dây mới, yêu cầu đơn vị tư vấn hoặc chủ đầu tư cung cấp thông tin cần thiết.
- ZE là tổng trở đất tính toán; E Z 0 Z 1
Z0 là tổng trở thứ tự không tính toán của đường dây, và đối với đường dây cũ, cần tham khảo thông số cài đặt hiện hành trong rơ le bảo vệ Đối với đường dây mới, yêu cầu đơn vị tư vấn hoặc chủ đầu tư cung cấp thông tin cần thiết.
- I là dòng điện đo được lớn nhất (A)
Z1 là tổng trở thứ tự thuận tính trên một km đường dây Đối với đường dây cũ, cần tham khảo thông số cài đặt hiện hành trong rơ le bảo vệ đường dây, trong khi đối với đường dây mới, yêu cầu đơn vị tư vấn hoặc chủ đầu tư cung cấp thông tin cần thiết.
- ldây là chiều dài đường dây (km) b Đo điện áp nhiễu trong trường hợp cả hai đầu đường dây hở mạch
Cắt điện đường dây để tạo ra mạch hở ở cả hai đầu, sau đó sử dụng biến điện áp hoặc đồng hồ kV phù hợp để đo điện áp trên từng pha của đường dây.
Lưu ý: Để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị, nếu điện áp nhiễu đo được vượt quá khảnăng chịu đựng của thiết bị thì dừng đo.
2 Tính toán lựa chọn dòng điện bơm vào đường dây khi thực hiện đo để đảm bảo an toàn cho thiết bịđo
Dựa vào điện áp nhiễu đo được trên đường dây và các tổng trở tính toán, cần lựa chọn dòng điện phù hợp để bơm vào đường dây trong quá trình đo Điều này đảm bảo rằng các thông số dòng điện và điện áp không vượt quá giới hạn định mức của thiết bị đo, hoặc giúp lựa chọn thiết bị đo phù hợp.
Cách tính toán như sau:
- Đối với đo tổng trở: Iđo*Ztính toán + Unhiễu < Uđm thiết bị
- Đối với đo điện dẫn phản kháng: Uđo + Unhiễu < Uđm thiết bị
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 27
- Iđolà dòng điện bơm vào đường dây khi thực hiện đo tổng trở
- Uđolà điện áp đặt vào đường dây khi thực hiện đo điện dẫn phản kháng
Tính toán tổng trở của đường dây là bước quan trọng trong quá trình thiết kế và bảo trì Đối với đường dây cũ, cần tham khảo thông số cài đặt hiện tại trong rơ le bảo vệ, trong khi đối với đường dây mới, yêu cầu đơn vị tư vấn hoặc chủ đầu tư cung cấp thông tin cần thiết.
- Unhiễulà điện áp nhiễu đo được tương ứng với trường hợp ngắn mạch và hở mạch
3 Đo tổng trởvà điện dẫn phản kháng của đường dây a Đối với đường dây đơn (không có đường dây chạy song song)
Bước 1: Đo tổng trở thứ tự thuận Z 1
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 28
Hình 1.9: Sơ đồ đo tổng trở thứ tự thuận
* Nối tắt và nối đất cả 3 pha phía cuối đường dây, phía đầu đường dây để hở mạch
* Đối với thiết bịđo bơm nguồn điện 1 pha: Đấu nối sơ đồ đo như hình vẽ 1.9a, đưa nguồn điện vào lần lượt hai pha
AB, BC, CA của đường dây và tiến hành đo Nếu sử dụng thiết bịđo ở tần số 50
Hz và không tựtính toán được thì lần lượt đo các giá trị:
Từđó ta tính toán được:
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 29
Từ các phép đo và tính toán trên ta tính được tổng trở thứ tự thuận của đường dây:
Để đo bơm nguồn điện 3 pha, cần thực hiện đấu nối theo sơ đồ 1.9b, đưa nguồn điện vào đồng thời cả 3 pha của đường dây Trong trường hợp sử dụng thiết bị đo ở tần số 50 Hz mà không tự tính toán được, hãy tiến hành đo lần lượt các giá trị.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 30
Tính toán tương tự cho pha Z1B, R1B, X1B, Z1C, R1C, X1C
Từ các phép đo và tính toán trên ta tính được tổng trở thứ tự thuận của đường dây:
Bước 2: Đo tổng trở thứ tự không Z 0
Hình 1.10: Sơ đồ đo tổng trở thứ tự không
Phạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 31 thực hiện đấu nối tắt và nối đất cả 3 pha ở cuối đường dây, đồng thời nối tắt 3 pha ở đầu đường dây Sau đó, nguồn điện 1 pha được đưa vào cả 3 pha của đường dây và tiến hành đo với đất theo sơ đồ hình vẽ 1.10 Nếu sử dụng thiết bị đo ở tần số 50 Hz mà không tự tính toán được, cần lần lượt đo các giá trị I0, U0, P0, φ0 để từ đó tính toán tổng trở thứ tự không của đường dây.
Bước 3: Đo điện dẫn phản kháng B 1 của đường dây
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 32
Hình 1.11: Sơ đồ đo điện dẫn phản kháng thứ tự thuận của đường dây
Hi ệ n tr ạ ng và t ồ n t ạ i
Hệ thống điện truyền tải 500 kV đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo sự ổn định của lưới điện Khi xảy ra sự cố trên các đường dây liên kết trong quá trình truyền tải công suất cao, nguy cơ gây ra sự cố lớn và mất điện diện rộng là rất cao Một ví dụ điển hình là sự cố xảy ra vào ngày 22/05/2013, khi hệ thống điện miền Nam sụp đổ do sự cố đường dây 500 kV Di Linh – Tân Định, trong bối cảnh đang truyền tải công suất lớn từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam.
Sự gia tăng liên tục của phụ tải, đặc biệt tại khu vực miền Nam, đang đặt ra thách thức lớn cho hệ thống điện do thiếu phát triển tương xứng về nguồn cung và các đường dây truyền tải Điều này khiến hệ thống điện hoạt động gần với giới hạn ổn định, dễ xảy ra mất ổn định khi gặp sự cố n-1.
Hệ thống đo lường và giám sát điện diện rộng hiện nay tận dụng những tiến bộ mới nhất trong công nghệ cảm biến, truyền thông và máy tính, đặc biệt là công nghệ đo lường đồng bộ hóa Sự ra đời của thiết bị đo góc pha đồng bộ hóa (Phasor Measurement Unit - PMU) đã tạo ra một cuộc cách mạng trong giám sát, điều khiển và bảo vệ hệ thống điện Theo định nghĩa của IEEE, PMU là thiết bị có khả năng đồng bộ hóa góc pha, tần số và tốc độ thay đổi của tần số thông qua việc đo các tín hiệu điện áp và dòng điện cùng với tín hiệu đồng bộ thời gian PMU còn có thể thực hiện nhiều chức năng khác nhau, và được đặt tên theo các chức năng này, chẳng hạn như thiết bị ghi sự cố nếu có khả năng ghi lại dạng sóng tín hiệu đo.
Thông qua thiết bị PMU, cán bộ vận hành hệ thống điện có thể theo dõi trạng thái của hệ thống trong thời gian thực với tốc độ cập nhật nhanh chóng từ 20ms đến 100ms PMU vượt trội hơn so với hệ thống SCADA/EMS, vốn chỉ cập nhật dữ liệu sau vài giây và chỉ đo các giá trị hiệu dụng mà không có thông tin về góc pha Mỗi giá trị đo của PMU được gán nhãn thời gian đồng bộ hóa với độ chính xác cao, cho phép người dùng tùy chọn từ 10 đến 50 giá trị đo mỗi giây.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 43 thống GPS và có thểđo được các giá trị pha (biên độ và góc pha) của dòng điện và điện áp
Góc pha của điện áp và dòng điện từ nhiều điểm đo trong hệ thống điện, khi được đồng bộ theo thời gian thực, cung cấp đánh giá chính xác về tình trạng vận hành của hệ thống Thông tin về góc pha này rất hữu ích cho việc giám sát hệ thống điện diện rộng (WAMs).
Hệ thống ghi sự cố hiện tại đã tích hợp chức năng PMU và nâng cấp khả năng đo chất lượng điện năng cho các bộ ghi sự cố Đồng thời, hệ thống cũng được trang bị phần mềm thu thập giám sát diện rộng, phục vụ cho mạng lưới điện 500 kV.
M ộ t s ố khái ni ệ m chung v ề h ệ th ố ng WAMs
H ệ th ố ng giám sát di ệ n r ộ ng (WAMs)
Hệ thống WAMs là công cụ giám sát hệ thống điện, sử dụng các tín hiệu điện áp và dòng điện để phát hiện và theo dõi các vấn đề trong hệ thống điện Hệ thống này bao gồm các yếu tố như độ lớn, góc pha và tần số.
Ít nhất hai thiết bị đo góc pha, gọi là Phasor Measurement Unit (PMU), được sử dụng để đo điện áp hoặc dòng điện với tốc độ lấy mẫu từ 10 đến 50 mẫu trong một chu kỳ.
Các thiết bị PMU được đồng bộ thời gian GPS và sử dụng giao thức phù hợp để truyền các tín hiệu góc pha (VD IEEE C37.118.2-2011)
Giao thức kết nối giữa PMU và máy tính trung tâm là IP (TCP hoặc UDP)
Thiết bị ghi sự cố - Rơle 7KE85 (tích hợp chức năng PMU)
Rơle 7KE85 là thiết bị ghi sự cố quan trọng trong hệ thống điện Quốc gia, thuộc dòng sản phẩm Siprotec 5 của Siemens, dòng thiết bị mới nhất tính đến năm 2019.
Rơle 7KE85 bao gồm nhiều thành phần như một base mô đun chính, các mô đun giao tiếp I/O và các mô đun truyền thông Các mô đun mở rộng của thiết bị này được thiết kế dễ dàng tháo lắp và thay thế, mang lại sự linh hoạt trong việc sử dụng.
Rơle 7KE85 có các chức năng: Ghi sự cố, PMU, ghi và đánh giá chất lượng
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 44 điện năng,… Được đồng bộ thời gian với GPS thông qua chuẩn IRIG-B,
SNTP… (ngoài ra còn thể hiện thông qua các đèn báo tín hiệu về chất lượng đồng bộ thời gian)
Rơle 7KE85 có thể có tới 4 mô đun truyền thông theo các chuẩn sau [9]:
Chuẩn nối tiếp (serial) hoặc Ethernet
Chuẩn Điện (Electrical) hoặc quang (Optical)
Chuẩn C37.118 (sử dụng cho PMU)
Các loại bản ghi sự cố (recoder) của rơle 7KE85:
Fast-scan recoder: độ dài từ3 đến 90 giây (tại 1 thời điểm chỉ có thể có 1 bản ghi được ghi);
Slow-scan recoder: độ dài từ90 giây đến 90 phút (tại 1 thời điểm có thể có 2 bản ghi được ghi cùng lúc);
Continuous recoder: chỉ ghi các giá trị hiệu dụng, tại 1 thời điểm có thể có 5 bản ghi được ghi cùng lúc;
Power quality recoder: class S theo tiêu chuẩn IEC61000
Các bản ghi (recoder) của rơle 7KE85 có thể được khởi tạo bằng các cách sau:
Đặt các ngưỡng khởi tạo cho các đầu vào đo lường như quá tần số, điện áp thấp, dao động công suất,…
Khởi động chéo giữa các rơle 7KE85
Khởi động khi có các input đầu vào
Sử dụng CFC để tự tạo các điều kiện khởi tạo bản ghi
Sử dụng các bản tin Goose để khởi tạo bản ghi
Các bản ghi có thể được tùy chỉnh với nhiều thông số, bao gồm độ dài tối đa, thời gian ghi trước khi nhận lệnh khởi tạo, và thời gian ghi sau khi lệnh khởi tạo được thực hiện.
Thi ế t b ị thu th ậ p d ữ li ệ u góc pha (PDC)
Thiết bị được lắp đặt tại các trạm với mục đích thu thập và lưu trữ dữ liệu góc pha của các PMU tại trạm
Có khảnăng hiện thị các dữ liệu được thu thập tại trạm
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 45
Trong bản SIGUARD PDP 5.20 [9] cho phép đồng bộ hóa dữ liệu giữa
PDC đóng vai trò quan trọng tại các trạm và máy tính điều khiển trung tâm, vì PMU chỉ là thiết bị đo đạc mà không có khả năng lưu trữ Nếu không có PDC tại các trạm, dữ liệu sẽ bị mất trong trường hợp mất kênh truyền giữa trung tâm và trạm.
Khái ni ệ m Phasor – Góc pha
Các giá trị điện áp và dòng điện xoay chiều đều có thể biểu diễn dưới dạng vector góc pha
Hình 2.1: Khái niệm góc pha
Việc sử dụng giá trị phasor trong đo đạc công suất truyền tải giúp đơn giản hóa quy trình mà không cần các công thức phức tạp như State Estimator hay Power Flow computation Để so sánh góc pha và đảm bảo độ chính xác khi lấy tín hiệu từ các trạm khác nhau, việc đồng bộ thời gian qua vệ tinh GPS là cần thiết Chẳng hạn, để đạt sai số đo đạc là 0.10, mỗi mẫu cần được lấy với sai số thời gian không vượt quá 0.10/3600*20 ms, tương đương 5 micro giây.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 46
So sánh thi ế t b ị RTU (SCADA) vs PMU (WAMs)
Bảng 2.1: So sánh thiết bị RTU và PMU
RTU PMU Điện áp/ góc pha Giá trị độ lớn Giá trị độ lớn và góc pha
Tần số lấy mẫu 1 mẫu mỗi 2 10s Có thể lên tới 50/60 mẫu mỗi chu kì
Gửi tín hiệu điều khiển Có Không
Giao thức Nhiều IEEE C37.118 Đồng bộ thời gian Khụng/yếu (DCF77) Mạnh (GPS), độ chớnh xỏc 5 às.
Hệ thống SCADA/EMS thu tín hiệu từ các RTU, giúp quan sát và vận hành hệ thống điện trong chế độ xác lập Tuy nhiên, khi xảy ra các vấn đề về ổn định, cần sử dụng hệ thống WAMs để theo dõi và phân tích các hiện tượng này.
Ứng dụng của hệ thống WAMs
2.2.6.1 Đánh giá tổng quan trạng thái HTĐ qua đường đặc tính PSS
Để đánh giá trạng thái của hệ thống điện khi có nhiều tín hiệu thu thập, phần mềm SIGUARD PDP giới thiệu khái niệm đường đặc tính PSS Curve.
Thông qua thuật toán của phần mềm, giá trị PSS Curve được tính toán và nếu vượt mức 60% thì đường đặc tính sẽđược biểu thị bằng màu đỏ
Hình 2.2: Hình minh họa đường PSS Curve
Các tín hiệu trong việc tính toán đường cong PSS có thể được lựa chọn với hệ số để thể hiện mức độ quan trọng của tín hiệu đo lường Thông qua đặc tính đường cong PSS, điều độ viên có thể nhanh chóng hiểu rõ trạng thái của hệ thống điện.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 47 cách tổng quan, đồng thời đường đặc tính cũng hỗ trợ các kĩ sư phân tích lại các vấn đềtrên HTĐ
2.2.6.2 Giám sát độ lệch góc pha giữa hai điểm bất kỳ
Khác với hệ thống SCADA, thiết bị PMU thu thập và đo lường dữ liệu tại chỗ với tần suất 50Hz, bao gồm cả góc pha của dòng điện và điện áp, giúp điều độ viên giám sát thời gian thực lượng công suất truyền tải và xu hướng trên hệ thống điện Thông tin thời gian thực từ PMU tăng cường độ chính xác và sự tự tin trong quyết định của điều độ viên khi vận hành hệ thống điện ở chế độ biên Phần mềm SIGUARD cung cấp hiển thị trực quan qua Map View, cho phép điều độ viên đánh giá nhanh chóng xu hướng truyền tải và mức độ truyền tải trên các đường dây, mang lại cái nhìn tổng quan hơn về toàn hệ thống so với chỉ dựa vào các thông số trên SCADA.
2.2.6.3 Giám sát công suất truyền tải trên các đường dây
Chức năng giám sát công suất truyền tải sử dụng thông số dòng điện, điện áp và góc pha để xác định lượng công suất trên đường dây mà điều độ viên cần theo dõi Các giới hạn truyền tải có thể được cài đặt trong ứng dụng, và khi công suất thực tế vượt quá giá trị cài đặt, hệ thống sẽ phát cảnh báo bằng màu để điều độ viên có biện pháp xử lý kịp thời.
2.2.6.4 Phát hiện dao động trên hệ thống điện
Ứng dụng PSR (Power Swing Recognition) cho phép phát hiện, đánh giá và hiển thị các dao động công suất trên hệ thống điện thông qua giao diện phần mềm SIGUARD Nhờ đó, các dao động công suất lớn sẽ được xác định nhanh chóng và tự động thông báo trong hệ thống.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 48 hoạt động của PSR (Power Swing Recognition) dựa trên việc phân tích hai dữ liệu sau:
Góc lệch giữa hai pha điện áp: được xác định bằng việc lấy thông tin từ PMU của hai điểm khác nhau trên hệ thống
Công suất tác dụng được xác định từ điện áp, dòng điện và góc pha từ PMU của một điểm trong hệ thống Ứng dụng Power Swing Analysis sẽ theo dõi chênh lệch góc pha và mức công suất để phát hiện các dạng dao động công suất với các biên độ đã được định nghĩa sẵn Thông tin về dao động sẽ được tính toán để đảm bảo hiệu quả trong việc giám sát hệ thống.
Hệ số suy giảm dao động (Damping ratio)
Độ nguy hiểm của dao động
Dựa trên tín hiệu dòng điện và điện áp, ứng dụng sẽ hiển thị cảnh báo:
Các đường dây xuất hiện dao động công suất ( hiển thị trên giao diện Map)
Mức nguy hiểm của dao động (thông qua màu sắc)
Trong chế độ Offline, người dùng có khả năng kéo các giá trị hiển thị từ phần Phân Tích Động Lực (Power Swing Analysis) sang phần Biểu Đồ (Chart View) để theo dõi biên độ dao động, tần số dao động và tỷ lệ dập tắt dao động (damping ratio).
2.2.6.5 Giám sát khảnăng truyền tải trên các đường dây theo điện áp
Với việc khai thác tiện ích VSC ( Voltage-Stability Curve), Đường cong P-V có thểđược xây dựng bằng 2 mode
Sử dụng hai PMU lắp đặt tại điểm đầu và điểm cuối của đường dây để thu thập tín hiệu dòng điện, điện áp và góc pha Thông tin này sẽ được ứng dụng để giải ma trận hai cửa, từ đó tính toán các thông số của đường dây như R, X, G, B Dựa trên các thông số đã thu thập, ứng dụng sẽ mô phỏng và vẽ ra đường cong P-V của đường dây.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 49
Sử dụng PMU lắp đặt tại đầu đường dây, người dùng khai báo các thông số như R, X, G, B Phần mềm sẽ kết hợp kết quả đo tại PMU với các thông số đường dây để xây dựng đường cong P-V.
VSC không chỉ xác định đường cong P-V của đường dây mà còn cung cấp thông tin về giới hạn sụp đổ điện áp Điều này giúp điều độ viên xác định điểm làm việc hiện tại của đường dây trên đường cong P-V, từ đó hỗ trợ hiệu quả cho công tác vận hành.
Hình 2.3: Hình minh họa đường VSC Curve
2.2.6.6 Giám sát tần số và tốc độ biến thiên tần số
Tần số hệ thống điện là yếu tố quan trọng để đánh giá độ ổn định của hệ thống, phản ánh sự cân bằng giữa phụ tải và nguồn cung Hiện nay, Việt Nam đã có khoảng 130 nhà máy điện mặt trời tham gia vào hệ thống điện, tuy nhiên, do tính chất biến đổi liên tục của nguồn năng lượng này, việc giám sát tần số và tốc độ biến thiên của nó trở nên cần thiết cho nhân viên vận hành Hệ thống WAMs sẽ liên tục đo lường giá trị tần số và độ biến thiên tại các điểm lắp đặt PMU Ứng dụng này cho phép thiết lập các ngưỡng cảnh báo, giúp điều độ viện đưa ra quyết định chính xác nhằm cân bằng cung cầu giữa tải và nguồn một cách tối ưu.
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 50
Hình 2.4: Ví dụ về hệ thống WAMs
Hình 2.5: Minh họa về phần mềm SIGUARD PDP và hệ thống WAM [8]
Ph ạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 51
SIGUARD PDP là phần mềm giám sát hệ thống truyền tải điện, giúp phát hiện nhanh chóng các hiện tượng bất thường như ổn định điện áp, ổn định tần số và ổn định góc pha Phần mềm này đảm bảo theo dõi trạng thái hệ thống một cách hiệu quả, góp phần nâng cao độ tin cậy trong quản lý lưới điện.
SIGUARD PDP bao gồm 8 thành phần phần mềm:
• SIGUARD PDP Server with SIGUARD PDP Archive – Máy chủ và cơ sở dữ liệu
• SIGUARD PDP ISD (Island Detection) – Phát hiện tách đảo hệ thống
• SIGUARD PDP PSR (Power Swing Recognition) – Phát hiện dao động công suất
• SIGUARD PDP VSC (Voltage Stability Curve) – Đường cong ổn định điện áp
• SIGUARD PDP COM (Communication) – Kết nối
• SIGUARD PDP UI (User Interface) – Giao diện người sử dụng
• SIGUARD PDP Engineer – Giao diện cài đặt
Hình 2.6: Minh họa hệ thống WAMs [9]
The SIGUARD PDP Server, along with the SIGUARD PDP Archive, serves as a critical server and database component designed for data storage, processing, synchronization, computation, and verification.
Phạm Ngọc Chiến – 18AKTĐ – 2018A 52 thực hiện giám sát và cảnh báo Dữ liệu được lưu trữ trên máy chủ SIGUARD PDP và được các ứng dụng khác như SIGUARD PDP UI sử dụng.
Dữ liệu được lưu trữ trên PDP Server chia thành 2 khu vực (Archive):
• Ring archive - Bộ nhớ tạm thời, dữ liệu sẽ bị xóa tựđộng sau 1 khoảng thời gian
Bộ nhớ vĩnh viễn là một dạng lưu trữ dữ liệu mà người sử dụng có thể xóa theo ý muốn Dữ liệu này được tạo ra khi người dùng đáp ứng các điều kiện cụ thể hoặc khi họ tự chọn.
