Giáo trình Quản lý - Vận hành hệ thống điện

Nội dung text: Giáo trình Quản lý - Vận hành hệ thống điện

1. TRƯỜNG ĐẠI HỌC NÔNG NGHIỆP HÀ NỘI VŨ HẢI THUẬN QUẢN LÝ-VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN HÀ NỘI - 2009 1
2. LỜI NÓI ĐẦU Hiện nay tất cả các lĩnh vực của nền kinh tế quốc dân như công nghiệp, nông nghiệp, giao thông vận tải, tiêu dùng, đều sử dụng điện năng Điện năng được sản xuất tại các nhà máy điện, truyền tải theo các đường dây và máy biến áp đến các hộ dùng điện ở xa (hộ tiêu dùng là các loại máy móc, thiết bị biến đổi điện năng thành các dạng năng lượng khác như nhiệt năng, cơ năng, hoá năng ) Trong một số trường hợp, điên năng chỉ biến đổi dạng của nó, ví dụ biến đổi dòng điện xoay chiều 3 pha thành dòng điện xoay chiều 1 pha, biến đổi dòng điện xoay chiều thành dòng điện một chiều, biến đổi dòng điện từ tần số này sang dòng điện tần số khác theo đó được truyền tải theo mạng điện tới các hộ tiêu thụ tương ứng Hệ thống điện được hiểu theo nghĩa rộng là toàn bộ các khâu: sản xuất, biến đổi, truyền tải, phân phối, tiêu thụ Giữa các phần tử của hệ thống có sự liên hệ về điện, về cơ, về từ và các loại khác Hệ thống điện có thể chia làm 2 loại: Các phần tử chuyển hoá Các phần tử truyền tải Khi phân tích chế độ vận hành, phương thức quản lý không nhất thiết mọi trường hợp phải chú ý đến các đặc tính của các phần tử, ví dụ như khi phân tích điều chỉnh điện áp thì có thể bỏ qua các động cơ sơ cấp, khi phân tích ổn định phải chú ý đến các động cơ sơ cấp Đặc điểm của hệ thống điện Việt Nam là: Các phần tử sản xuất điện năng là hỗn hợp Có đường dây siêu cao áp Mạng điện kín. Môn học quản lý - vận hành hệ thống điện đề cập đến những kiến thức hết sức cần thiết liên quan đến hai lĩnh vực: 1. Vận hành hệ thống điện 2. Quản lý hệ thống điện Bài giảng môn học Quản lý – vận hành hệ thống điện bao gồm 6 chương được biên soạn theo đề cương môn học đã được hội đồng khoa học trường đại học Nông nghiệp Hà Nộ thông qua và Bộ Giáo dục và Đào tạo phê duyệt. Do trình độ có hạn và thời gian biên soạn còn hạn chế, nên bài giảng chắc chắn sẽ còn nhiều thiếu sót. Chúng tôi cám ơn những nhận xét, đánh giá của độc giả. Mọi ý kiến phản hồi xin gửi về địa chỉ: Bộ môn Hệ thống điện – Khoa Cơ Điện - Trường đại hoạc Nông nghiệp Hà Nội Tác giả Vũ Hải Thuận 2
3. Chương 1: ĐẠI CƯƠNG VỀ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN &1. ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG ĐIỆN I, Đặc điểm công nghệ của hệ thống điện (HTĐ) 1. Các đặc điểm Quá trình sản xuất năng lượng nói chung và điện năng nói riêng có một số đặc điểm khác biệt với các ngành sản xuất công nghiệp khác a. Hệ thống điện năng được sản xuất, phân phối và biến đổi thành các dạng năng lượng khác trong một khoảng khắc thời gian, hay nói cách khác không có tích trữ ở bất cứ chỗ nào vì vậy: - Hệ thống điện phức tạp gồm nhiều phần tử cách xa nhau nhưng lại tạo thành một cơ cấu phức tạp duy nhất - Điện năng được sản xuất ra được tiêu dùng ngay trong hệ thống - Sự cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng xảy ra tại bất cứ thời điểm nào b. Các quá trình quá độ trong hệ thống điện xảy ra rất nhanh, các quá trình sóng được hoàn thành trong một phần ngàn hoặc thậm trí một phần triệu của giây, các quá trình do ngắn mạch, làm mất ổn định xảy ra trong một phần mười hoặc cùng lắm là một vài giây. Do đặc tính này nên các phần tử của HTĐ phải có phản ứng rất nhanh để điều khiển chế độ c. Hệ thống điện gắn liền với tất cả các lĩnh vực công nghiệp, sinh hoạt hằng ngày, thông tin liên lạc v.v vì vậy độ tin cậy cung cấp điện, độ dự trữ công suất hợp lý là hết sức quan trọng và cần thiết Đặc điểm này dẫn đến các phần tử của hệ thống điện phải được bảo dưỡng định kỳ để phục hồi khả năng làm việc và thay thế các thiết bị hết hạn sử dụng kỹ thuật 2. Một số hệ quả của đặc điểm công nghệ a. Không thể sản xuất được điện năng nếu không có đủ khả năng tiêu thụ (các quá trình chuyển hoá và truyền tải điện năng trong tất cả các phần tử của HTĐ đều có hao tổn) do hệ quả này cho nên: Sự giảm sút điện năng phát ra do các nhà máy điện bị sự cố, sửa chữa hoặc vì các lý do nào khác sẽ dẫn đến giảm điện năng cấp cho các hộ tiêu thụ nếu không có công suất dự trữ Sự giảm thấp công suất tiêu thụ tạm thời do các hộ tiêu thụ phải sửa chữa, sự cố sẽ không cho phép sử dụng toàn bộ công suất của các nhà máy điện nếu không có các thiết bị điều chỉnh Không thể có sự không cân bằng giữa tổng công suất phát ra và tổng công suất tiêu thụ trong hệ thống Không nắm được các đặc điểm này sẽ dẫn đến sai sót nghiêm trọng trong công tác vận hành hệ thống b. Các quá trình quá độ trong HTĐ diễn biến rất nhanh đã buộc phải sử dụng các thiết bị tự động đặc biệt, những thiết bị này thường là tác động rất nhanh phải đảm bảo cho các quá trình quá độ diễn biến trong phạm vi cho phép. Muốn lựa chọn đúng và chỉnh định các thiết bị tự động này ( như thiết bị bảo vệ chống quá điện áp, thiết bị bảo vệ rơ le, thiết bị tự động điều khiển .) phải chú ý đến sự làmviệc của toàn bộ hệ thống điện như là một cơ cấu duy nhất 3
4. c. Sự liên quan giữa HTĐ và các lĩnh vực khác của nền kinh tế quốc dân dẫn đến việc phải phát triển kịp thời các hệ thống điện, sự phát triển của HTĐ phải nhịp nhàng, cân đối II.Các đặc tính năng lượng của hệ thống điện HTĐ là là một đối tượng phức tạp nên những tính chất tổng hợp của HTĐ không những phụ thuộc riêng vào tính chất của các phần tử mà phụ thuộc vào cả sự phối hợp giữa những phần tử với nhau Chúng ta quy ước: P1: Công suất đầu vào (kW) P2: Công suất đầu ra (kW) P: Hao tổn công suất trong quá trình truyền tải  : Hệ số sử dụng hữu ích của các phần tử bằng tỷ số giữa công suất đầu ra và công suất đầu vào  : Suất tiêu hao công suất bằng tỷ số giữa công suất đầu vào và công suất đầu ra Đặc tính năng lượng của các các phần tử bao gồm: a, Đặc tính tiêu hao: P1=f1(P2) b, Đặc tính hao tổn công suất P= P1-P2 =f2(P2) c, Đặc tính hiệu suất sử dụng: P2  f3 (P2 ) P1 d, Đặc tính suất tiêu hao: P1  f4 (P2 ) P2 Từ các công thức trên ta có thể có mối quan hệ sau: 1  P P ( ) P ( 1) 2  2 1 P  2  P2 P 1 P P  2  P2 Đối với các phần tử truyền tải điện thì chỉ dùng đặc tính hao tổn hoặc đặc tính hiệu suất sử dụng, trong nhiều trường hợp, những đặc tính này không những chỉ phụ thuộc vào công suất truyền tải mà còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác. Ví dụ như hao tổn công suất và hiệu suất sử dụng của máy biến áp và đường dây tải điện không những phụ thuộc vào dòng điện, mà còn phụ thuộc vào cả công suất tác dụng và công suất phản kháng , điện áp của lưới điện 4
5. Tất cả các đặc tính năng lượng thường được xây dựng với các tham số chất lượng định mức, .nếu những tham số này không bằng định mức vì lý do nào đó thì không sử dụng được đặc tính đó mà phải xây dựng lại Khi nghiên cứu HTĐ thực tế, cần xét một cách lý tưởng hoá, nghĩa là xét trọn bộ và không chú ý tới những quá trình thực xảy ra trong từng phần tử một &2. CẤU TRÚC CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM I. Cấu trúc hệ thống điện 1. Cấu trúc nguồn điện Cấu trúc của nguồn điện phải thỏa mãn các điều kiện sau: a. Cung cấp đủ năng lượng cho phụ tải với độ tin cậy cao; b. Cung cấp đủ công suất tác dụng và công suất phản kháng cho phụ tải trong mọi tình huống vận hành, với độ tin cậy cao; c. Thỏa mãn hai điều kiện trên với giá thành sản xuất điện năng nhỏ nhất. Nếu hệ thống chỉ có các nhà máy nhiệt điện thì vấn đề đảm bảo năng lượng không khó khăn vì hệ thống có thể chủ động cung cấp năng lượng sơ cấp cho các nhà máy nhiệt điện. Tuy nhiên nếu hệ thống bao gồm cả nhà máy thủy điện và nhiệt điện thì sẽ gặp khó khăn trong vấn đề đảm bảo năng lượng, vì năng lượng của thủy điện phụ thuộc vào lượng nước vì vậy, để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện thì phải tăng công suất dự trữ tại các nhà máy nhiệt điện, làm cho giá thành hệ thống điện tăng cao. Do đó phải có tỉ lệ hợp lý về công suất giữa các nhà máy nhiệt điện và các nhà máy thủy điện. Việc đảm bảo công suất cung cấp điện cho các phụ tải phụ thuộc vào công suất dự trữ, độ linh hoạt của nguồn điện và cấu trúc của lưới điện. Trong mọi chế độ vận hành, công suất khả phát của các tổ máy tham gia vận hành phải lớn hơn công suất đang phát hiện tại một lượng công suất nào đó gọi là dự trữ quay, để đáp ứng các sự cố và điều chỉnh tần số khi phụ tải tăng. Khoảng cách giữa công suất khả phát và công suất tối thiểu của hệ thống cùng với tốc độ nhận tải của các tổ máy tạo thành độ linh hoạt của nguồn điện. Nếu nguồn điện có độ linh hoạt yếu thì sẽ không đáp ứng được công suất phụ tải trong các chế độ tối thiểu, không đáp ứng được chất lượng điều chỉnh tần số trong trường hợp sự cố hoặc là thời kỳ thời tiết không thuận lợi Để có độ linh hoạt và hiệu quả kinh tế cao thì hệ thống điện phải có tỷ lệ hợp lý giữa các tổ máy nhiệt điện, và thủy điện. Hệ thống điện có các tổ máy thủy điện và tuabin khí sẽ có độ linh hoạt rất cao vì các tổ máy này có tốc độ nhận tải cao và công suất tối thiểu nhỏ. Các nhà máy điện có nhiệm vụ điều chỉnh tần số thì các tổ máy phát phải được trang bị các bộ điều tốc và một số tổ máy nhất định phải có thêm bộ điều chỉnh tần số. Trong một số nhà máy có thể trang bị hệ thống tự động phân bố tối ưu công suất giữa các tổ máy. Để điều chỉnh điện áp thì các tổ máy phát điện phải được trang bị các bộ tự động điều chỉnh kích từ, một số tổ máy ở vị trí đặc biệt được trang bị tự động điều chỉnh kích từ loại mạnh để đảm bảo ổn định tĩnh. 2.Cấu trúc của lưới điện Lưới hệ thống điện nối liền các nhà máy điện và các trạm biến áp khu vực thành hệ thống điện. Lưới hệ thống được thiết kế thành các mạnh vòng và vận hành kín. 5
6. Một phần quan trọng của lưới hệ thống là các đường dây dài siêu cao áp nối các hệ thống con với nhau để đảm bảo cung cấp điện cho các hệ thống khi có sự cố, tuy nhiên khi đó cũng gặp phải các khó khăn về ổn định tĩnh, thừa công suất phản kháng trong chế độ non tải, tổn thất vầng quang Sự phân bố công suất trên lưới hệ thống phụ thuộc vào chế độ làm việc của các nguồn điện và cấu trúc hệ thống. Khi thiết kế cần phải tránh tình trạng có đường dây mang tải nặng, một số khác lại non tải. Để đảm bảo độ tin cậy thì cấu trúc lưới hệ thống phải là cấu trúc thừa (về công suất), cho phép bảo dưỡng định kỳ các đường dây mà không làm giảm thấp độ tin cậy. Để đảm bảo cân bằng công suất phản kháng và điều chỉnh điện áp, tổn thất điện áp trên lưới điện phải ở mức cho phép, phải có hệ thống điều chỉnh điện áp ở nguồn điện, ở các máy biến áp, các nguồn phát và tiêu thụ công suất phản kháng (điều chỉnh vô cấp hoặc hữu cấp). Lưới hệ thống thường là bộ phận thụ động trong lưới điện, tuy nhiên hiện nay các lưới điện hiện đại đã phát triển thành các lưới điện tích cực gọi là lưới điện linh hoạt (FACTS: Flexible AC Transmission System). Các thiết bị này cho phép điều khiển dòng công suất trên đường dây, giữ tải của các đường dây gần giới hạn nhiệt; nâng cao khả năng truyền tải công suất giữa các phần của hệ thống, do đó giảm được dự trữ chung của hệ thống; phòng ngừa được sự cố lan truyền do hạn chế được sự cố, hỏng hóc của các phần tử; giảm được sự dao động điện áp có thể gây hại cho các phần tử và làm giảm giới hạn truyền tải điện. Các thiết bị sử dụng trong lưới điện linh hoạt bao gồm: a. Bộ giảm dao động điện áp: Gồm có bộ tụ nối tiếp với đường dây, nối song song với bộ tụ là bộ điện kháng và điện trở nối tiếp, dòng điện đi qua bộ này được điểu chỉnh bằng thyristor. Bộ giảm dao động điện áp cho phép điều chỉnh trơn và tức thời tổng trở của đường dây, do đó có tác dụng hạn chế các dao động điện áp, có tác dụng tốt cho ổn định động của hệ thống điện. b. Máy bù tĩnh SVC (Static Var Compensator) Gồm có bộ tụ điện và kháng điện nối song song. Một trong hai bộ này được điều chỉnh trơn từ cảm kháng đến dung kháng. SVC cho phép điều chỉnh và giữ vững điện áp, hạn chế các dao động điện áp, có lợi cho ổn định của hệ thống điện. c. Bộ bù tĩnh Statcom (Static Synchronous Compensator) Là sự hoàn thiện của SVC. Statcom chỉ gồm các bộ tụ điện, điện áp ra của nó được điều khiển bằng bộ converter, sử dụng gate-turn off thyristor. Nếu điện áp ra lớn hơn điện áp lưới thì nó phát công suất phản kháng, còn nếu thấp hơn thì nó tiêu thụ công suất phản kháng. d. Bộ tụ bù dọc được điều khiển bằng thyristor Bao gồm nhiều bộ tụ điện nối tiếp nhau và nối tiếp với đường dây. Mỗi bộ tụ điện được nối tắt qua kháng điện, dòng qua kháng điện được điều chỉnh bằng thyristor. Bộ này cho phép điều chỉnh liên tục tổng trở của đường dây từ tổng trở tự nhiên đổ xuống, do đó cho phép điều chỉnh dòng công suất trong lưới điện. Điện kháng của đường dây có thể được điều khiển từ cảm tính đến dung tính do đó có tác dụng chế ngự các dao động. Có tác dụng tốt cho ổn định động. e. Bộ điều chỉnh pha bằng thyristor 6
7. Thiết bị này cho phép điều chỉnh trơn góc pha của điện áp trước và sau máy biến áp điều chỉnh mắc nối tiếp trên đường dây. Bộ này cho phép điều chỉnh dòng công suất tác dụng trên lưới. f. Bộ hãm động (Dynamic Brake) Là bộ phụ tải điện trở được điều khiển bằng thyristor, nối gần máy phát điện, khi xảy ra dao động công suất lớn do ngắn mạch thì bộ này hoạt động làm hạn chế dao động công suất phát của máy phát, nâng cao ổn định động. II. Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam Do yếu tố lịch sử và địa lý, HTĐ Việt Nam được chia thành ba HTĐ miền, cụ thể như sau: Hệ thống điện miền Bắc bao gồm 28 tỉnh, thành phố phía Bắc từ Quảng Ninh đến Hà Tĩnh, HT điện miền Bắc liên kết với HTĐ Quốc gia qua 4 TBA 500 kV là Hoà Bình (2*450MVA), Hà Tĩnh (1*450MVA), Nho Quan (1*450MVA) và Thường Tín (1*450MVA): liên kết với HT điện miền Trung qua đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới. Hệ thống điện miền Trung bao gồm 9 tỉnh, thành phố từ Quảng Bình đến Khánh Hoà và 5 tỉnh Tây Nguyên. HT điện miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua 2 TBA 500 kV là Đà Nẵng (1*450MVA) và Pleiku (1*450MVA); liên kết với HT điện miền Bắc qua đường dây 220 kV Nha Trang - Đa Nhim, 2 đường dây 110 kV Cam Ranh – Tháp Chàm, Cam Ranh - Đa nhim, ngoài ra HT điện miền Nam còn cấp điện độc lập cho TBA 110 kV Đắc Nông của tỉnh Đắc Nông (6 MVA) qua đường dây 110 kV Thác Mơ - Bù Đăng - Đắc Nông Hệ thống điện miền Nam bao gồm 23 tỉnh, thành phố phía Nam từ Ninh Thuận đến Cà Mau. HT điện miền Nam liên kết với HT Quốc gia qua 4 TBA 500 kV là Phú Lâm ( 2*450 MVA), Tân Định (2*450 MVA), Nhà Bè ( 2*600 MVA) và Phú Mỹ 500 ( 2*450 MVA). HT điện miền Nam liên kết với HT điện miền Trung qua đường dây 220kV ĐA Nhim – Cam Ranh, 2 đường dây 110kV Tháp Chàm – Cam Ranh, Đa Nhim – Cam Ranh. Ngoài ra, hiện nay toàn bộ phụ tải các tỉnh Hà Giang, Tuyên Quang và một phần phụ tải các tỉnh Yên Bái, Quảng Ninh (thuộc HT điện miền Bắc) đang nhận điện từ Trung Quốc với tổng công suất là 150 -350 MW nhằm giảm thiểu nguy cơ thiếu điện ở khu vực phía Bắc nói riêng và cả nước nói chung. Để có đánh giá tình hình vận hành và phát triển hệ thống điện Việt Nam những nằm gần đây, mốc thời gian được giới thiệu là từ khi đưa đường dây 500kV vào vận hành (27/05/1994) hợp nhất ba hệ thống điện miền Bắc, Trung và Nam thành hệ thống điện Quốc gia. Sau ngày hợp nhất, HT điện Việt Nam liên tục đạt được tốc độ tăng trưởng phụ tải trung bình ~ 13,85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16,93%. Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải rất cao nên HT điện quốc gia thường xuyên phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vào mua khô và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ. Trước đòi hỏi của thực tế, ngành điện đã đầu tư phát triển, nâng cấp, cải tạo và xây dựng mới nhiều công trình về nguồn điện, lưới truyền tải và lưới phân phối, bên cạnh đó đã đa dạng hoá hình thức đầu tư, mở rộng các thành phần kinh tế cùng tham gia sản xuất điện đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng tăng của HT điện Quốc gia. Mặc dù có những khó khăn tạm thời về nguồn và lưới điện nhưng Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã áp dụng kịp thời các biện pháp cần thiết để đảm bảo cung cấp điện ổn định cho các ngành kinh tế- xã hội và nhu cầu sinh hoạt của đồng bào cả nước, chỉ đạo Trung tâm điều độ HT điện quốc gia tính toán, lập phương thức vận hành an toàn hệ thống điện và khai thác tối ưu các nguồn điện, giảm thiểu thời gian cắt điện của khách hàng, đáp ứng nhu cầu cung cấp 7
8. điện an toàn liên tục, cũng như dự báo khả năng thiếu điện để Tập đoàn có kế hoạch ứng phó trước. 8
9. III. Phụ tải hệ thống điện Việt Nam 9
10. 1 Phân tích biẻu đồ phụ tải Để có cái nhìn tổng quan về phụ tải HT điện Việt Nam, trước hết chúng ta cung xem xét đến dạng biểu đồ phụ tải của HT điện. Do ảnh hưởng của đặc điểm khí hậu cũng như tình hình phát triển của nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay , biểu đồ phụ tải HTĐ Việt Nam chia thành 2 dạng biểu đồ phụ tải điển hình là biểu đồ phụ tải mùa hè và biểu đồ phụ tải muà đông. Qua nghiên cứu hai dạng biểu đồ phụ tải trên, điều nhận thấy nổi bật là dạng biểu đồ rất lồi lõm; có độ dốc rất lớn; thấp điểm ngày của HTĐ thường rơi vào khoảng từ 2h-5h, cao điểm sáng từ 10h-11h và cao điểm tối từ 18h-20h hàng ngày. Điều này được phản ánh qua hệ số phụ tải qua các năm, cụ thể như sau: Bảng: hệ số phụ tải qua các năm (Số liệu của TTĐĐQG) Hệ số 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Ptb/Pmax 0,68 0,68 0,69 0,70 0,71 0,72 Pmin /Pmax 0,41 0,42 0,42 0,43 0,44 0,45 Pmintb/Pmaxtb 0,50 0,50 0,51 0,53 0,55 0,57 Yếu tố quyết định vấn đề này là trong các thành phần phụ tải HTĐ Việt Nam thì thành phố quản lý & tiêu dùng dân cư chiếm một tỷ trọng tương đối lớn. Chi tiết xin xem bảng dưới đây: Bảng: Các thành phần phụ tải trong HTĐ Việt Nam (109kwh) Điện thương phẩm Năm 2004 năm 2005 Toàn tổng công ty 39,695.177 44,995 Nông, Lâm nghiệp, thuỷ sản 0,547.303 0,616 Công nghiệp và xây dựng 17,904.884 20,626 Thương nghiệp và khách sạn 1,770.114 2,110 Quản lý và tiêu dùng dân cư 17,650.601 19,828 Các hoạt động khác 1,722.066 1,815 Bên cạnh đó, điểm khác biệt nổi bật là với biểu đồ phụ tải mùa hè (vào các tháng mùa hè 6,7,8) cao điểm sáng hệ thống điện miền Bắc xấp xỉ hoặc thậm chí vượt cao điểm chiều, đồng thời nhiều ngày cao điểm các HT điện miền trùng nhau vào cao điểm sáng nên cao điểm toàn HT điện Quốc gia chuyển sang buổi sáng ( khoảng từ 10h00- 11h00) thay vào rơi vào buổi chiều như các năm trước (xu hướng mày đã bắt đầu xuất hiện từ năm 2003 và càng rõ rệt hơn trong năm 2005). Điều này có thể được giải thích do tỉ trọng tải công nghiệp đã tăng, cũng như EVN đã áp dụng nhiều chính sách quản lý phụ tải như đưa hệ thống công tơ 3 giá lớn vào hoạt động Độ đồng đều của phụ tải càng tốt, tức hệ số điền kín phụ tải càng tăng lớn thì càng tạo điều kiện thuận lợi cho vận hành và tăng tình kinh tế vận hành HT điện. Mặc dù vậy với biểu đồ phụ tải mùa đông (các tháng còn lại trong năm) thì cao điểm toàn HT điện vẫn rơi vào buổi chiều, điều 10
11. này được giải thích do vào mùa đông miền Bắc thường tối sớm, do vậy cao điểm tối của miền Nam và miền Bắc trùng nhau 2. Đánh giá tăng trưởng phụ tải Để đánh giá được mức độ phát triển của phụ tải qua các năm, ta cần phải so sánh về sản lượng và công suất qua chuỗi năm 1995-2005, chi tiết được thể hiện qua các bảng dưới đây: 2.1 Tăng trưởng về sản lượng Bảng :Sản lượng phụ tải qua các năm (Gwh) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 HTĐQG 27040 31137 36410 41275 46790 53647 Bắc 10596 12084 13913 15811 17603 20074 Trung 2602 3042 3500 3977 4435 4979 Nam 13559 15794 18692 21261 24407 27946 Bảng: Tốc độ tăng trưởng sản lượng (%) 00-99 01-00 02-01 03-02 04-03 05-04 HTĐQG 13.91 15.15 16.93 13.36 13.38 14.65 Bắc 11.45 14.04 15.14 13.64 11.33 14.04 Trung 15.49 16.91 15.06 13.63 11.52 12.27 Nam 15.31 16.48 15.35 13.74 14.80 14.50 11
12. 2.2. Tăng trưởng về công suất đỉnh Bảng : Công suất đỉnh của hệ thống điện qua các năm (MW) Năm 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 HTDQG 2796 3117 3595 3875 4329 7893 5655 6552 7408 8283 9255 B¾c 1415 1592 1650 1821 1960 2194 2461 1880 3221 3494 3886 Trung 296 326 377 413 477 544 613 684 748 853 989 Nam 1178 1357 1587 1737 1979 2246 2690 3116 3529 4073 4539 B¶ng : Tû lÖ t¨ng tr­ëng c«ng suÊt ®Ønh qua c¸c n¨m (%) P96- P97- 98-97 P99- P00- P01- P01- P02- P03- P04-05 95 96 98 99 00 02 03 04 HTDQ 13.63% 13.16% 7.79% 11.72% 13.03% 15.57% 15.86% 13.06% 11.81% 11.74% G B¾c 12.51% 3.64% 10.36% 7.63% 11.94% 12.17% 17.03% 11.84% 8.48% 11 23% Trung 10.14% 15.64% 9.55% 15.50% 15.05% 12.68% 11.58% 9.36% 14.04% 14.79% Nam 15.20% 16.95% 9.45% 13.93% 13.49% 16.77% 15.84% 13.26% 15.42% 11.43% 12
13. Qua các bảng biểu trên, ta nhận thấy rằng: Trong 10 năm qua, HT điện Việt Nam liên tục đạt được tốc độ tăng trưởng phụ tải trung bình ~ 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93% về công suất tăng trưởng trung bình là 12.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 15.86% Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải rất cao nên liên tiếp trong các năm, từ năm 1997 đến nay, HT điện quốc gia liên tục phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vào mùa khô và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ (thực tế vận hành cho thấy trong chuỗi năm thống kê trên chỉ có năm 1999 là không phải hạn chế về năng lượng cũng như công suất). Để khẳng định vấn đề nà chúng ta cùng nghiên cứu đến nguồn điện và tốc độ tăng trưởng nguồn của HT điện Việt Nam trong 10 năm trở lại đây. III. Nguồn điện trong hệ thống điện Việt Nam Hệ thống điện Việt Nam hiện có các loại nhà máy điện như: thuỷ điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, tuabin khí. Mỗi loại nhà máy điền có chế độ vận hành khác nhau do đặc điểm công nghệ phát điện. 1. Hệ thống vận hành nhà máy điện 1.1. Chế độ vận hành Thuỷ điện - Theo đặc tính vận hành tuabin - Ngừng và khởi động thường xuyên - Chạy bù - Điều tần ( Hoà Bình, Trị An) Nhiệt điện than, dầu, GT+CC (Gasturbine+Combinẹ Cycle); - Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy - Vận hành trong một khoảng thới gian dài theo yêu cầu HT điện Gasturbine chạy khí hoặc dầu: - Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy - Vận hành liên tục hoặc phủ đỉnh 1.2. Chế độ khai thác Thuỷ điện - Theo điều tiết hồ chứa - Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa khô Nhiệt điện than, dầu: - Huy động cao trong mùa khô, huy động tối thiểu trong mùa lũ (đảm bảo công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp ) - Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bồ trí vào mùa lũ Gasturbine chạy dầu: - Chạy ở chế độ phủ đỉnh, chống quá tải, bù áp hặc yêu cầu đặc biệt khác 13
14. - Huy động lấy sản lượng nếu thiếu điện năng trong mùa khô - Kế hạch sửa chữa theo EOH ( giờ vận hành tương đương) Gasturbine chạy khí và đuôi hơi: - Huy động cao mùa khô, giảm khai thác trong mùa lũ ( đảm bảo công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp ) - Kế hoạch sửa chữa theo EOH (giờ vận hành tương đương) 2. Tình hình phát triển nguồn điện Để đáp ứng được nhu cầu phát triển cao của phụ tải thì tốc độ của nguồn điện cũng phải phát triển theo, với phương châm là phát triển điện luôn đi trước một bước. Nguyên tắc nhất quán là: nguồn điện trong HT điện phải lớn hơn phụ tải đỉnh của HT điện nhằm đảm bảo chế độ vận hành an toàn, ổn định, chất lượng, kinh tế, cụ thể như sau: Có dự trữ để tách các tổ máy phát điện ra sửa chữa theo kế hoạch Có dự trữ công suất đỉnh cho hệ thống Có dự trữ về sản lượng Có dự trữ có xét đén tăng trưởng của phụ tải trong một khoảng thời gian nhất định Tạo ra sự cạnh tranh để thị trường điện hoạt động có hiệu quả Bức tranh tổng quan về phát triển nguồn và tăng trưởng phụ tải trong giai đoạn từ năm 1995- 2005 được thể hiện qua hình 5: Mặc dầu 10 năm trở lại đây, tổng công suất nguồn điện của hệ thống điện Việt Nam luôn lớn hơn nhu cầu của phụ tải, nhưng đây mới hoàn toàn ở góc độ công suất thiết kế. Thực tế trong HT điện Quốc gia, thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn ( từ 50%-35.30% và giảm dần theo từng năm), việc khai thác các nhà máy này phụ thuộc rất nhiều vào tình hình thuỷ văn, một số nhà máy thuỷ điện lớn công suất phát phụ thuộc nhiều vào cột nước dẫn tới công suất khả dụng thay đổi rất nhiều ( ví dụ NMTĐ Hoà Bình với cột nước tính toán là 88m thì tổng công suất nhà máy là 240x8= 1920MW, nếu cột nước tính toán giảm, đặc biệt vào cuối mùa khô, đầu mùa lũ thì công suất của Hoà Bình chỉ đạt khoảng 150x8=1240MW); Các nhà máy nhiệt điện than phần nhiều là cũ và lạc hậu, vì vậy vận hành không ổn định, thiết bị phụ hư hỏng nhiều: Tuabinn khí chạy không ổn định lại tập trung tại Trung tâm điện lực Phú Mỹ khi sự cố lưới dẫn tới HT điện mất một lượng công suất lớn; Các nguồn điện đóng vào lưới không đúng kế hoạch đã đề ra. Do vậy vào nhiều thời điểm hàng năm việc đáp ứng nhu cầu phụ tải HT điện quốc gia về cả công suất lẫn sản lượng là cực kỳ khó khăn, đặc biệt là khi có những sự cố về nguồn. Việc khai thác tối ưu các nguồn điện trong hệ thống ở tình trạng cung luôn nhỏ hơn cầu là rất khó khăn vì nếu các tổ máy mới dự kiến đưa vào hoạt động không đúng tiến độ hoặc tiến độ sửa chữa không đúng, chất lượng sưả chữa không đảm bảo sẽ dẫn đến việc cân băng năng lượng không chính xác và không tối ưu 14
15. 3. Tỷ trọng nguồn điện tính đến năm 2005 Sau đây là các thống kê tỷ trọng về sản lượng cũng như công suất của các loại NMĐ trong HT điện Quốc gia, năm 2005 Bảng 7: Tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2004 Loại nhà máy Sản lượng (GWh) Tỷ lệ (%) Tổng 47138 100% Thuỷ điện 17713 37.58% Nhiệt điện than 7005.93 14.36% Nhiệt điện dầu 601.48 1.28% Tua bin khí 9791.21 20.77% TBK dầu 249.22 0.52% Diesel 43.41 0.09% IPP & BOT 6894.87 14.63% 15
16. Bảng 8: Công suất đặt các nhà máy điện năm 2005 Loại nhà máy Công suất đặt (MW) Tỷ lệ (%) Tổng 11530 100% Thuỷ điện 4069 35.30% NĐ than 1245 10.80% NĐ dầu 200 1.73% TBK 3084 26.75% Diesel+TĐ nhỏ 454 3.93% IPP & BOT 2478 21.49% 16
17. 4. Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2005 Bảng 9: Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2005 Nhà máy Số máy P thiết kế, (MW) P khả dụng, (MW) Tổng công suất 11556 1092.05 Thuỷ điện 4069 4121 Hoà Bình 8 1920 1920 Thác Bà 3 108 120 Vĩnh Sơn 2 66 66 Ialy 4 720 720 Sông Hinh 2 70 70 Trị An 4 400 440 Thác Mơ 2 150 150 Đa Nhim 4 160 160 Hàm Thuận 2 300 300 Đa Mi 2 175 175 Nhiệt điện than 1245 1205 Phả Lại 1 4 440 400 Phả Lại 2 2 600 600 Uông Bí 2 105 105 Ninh Bình 4 100 100 Nhiệt điện dầu 200 186 Thủ Đức 3 165 153 Cần Thơ 1 35 33 Tua bin khí 3085 2835 Bà Rịa 8GT+S9+S10 399 322 Phú Mỹ 21 4GT+ST23 804 730 Phú Mỹ 1 3GT+S14 1138 1110 Phú Mỹ 4 2GT+ST3 468 448 Thủ Đức 4 126 89 Cần Thơ 4 150 136 Diesel và TĐ nhỏ 454 140 Ngoài ngành 2503 2415.05 Hiệp Phước 3 375 375 Amata 2 13 13 VeDan 2 74 72 Bourbon 2 12 12 Nomura 9 58 0 17
18. Phú Mỹ 3 2GT+ST3 733 726.05 Phú Mỹ 22 2GT+ST3 733 715 Nà Lơi 3 9 9 Nậm Mu 3 12 12 Na Dương 2 110 110 Formosa 1 160 160 Mua từ Trung Quốc 1 120 120 Đạm Phú Mỹ 1 18 18 Cần Đơn 2 78 78 5. Phủ biểu đồ phụ tải Vấn đề huy động nguồn nhằm phủ biểu đồ phụ tải hệ thống điện quốc gia trong giai đoạn hiện nay được thực hiện theo nguyên tắc (sắp xếp theo thứ tự ưu tiên): Huy động theo các yêu cầu kỹ thuật (điện áp, chống quá tải ) Huy động theo các yêu cầu khách quan khác (tưới tiêu, giao thông vận tải>>) Huy động theo các hợp đồng ràng buộc về mua bán điện Huy động theo tính toán tối ưu và tính toán thị trường điện Xem xét một cách tổng quan thì giá điện năng theo các loại hình nhà máy điện được sắp xếp từ thấp đến cao như sau: Thuỷ điện, tuabin khí chu trình hỗn hợp, nhiệt điện than, TBK chu trình đơn, nhiệt điện dầu, tua bin khí chạy dầu dizen. Bên cạnh đó, như đã phân tích ở trên thì trong các thành phần nguồn của hệ thống điện quốc gia, thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn, việc khai thâc các nhà máy này hoàn toàn phụ thuộc vào yếu tố mùa trong năm Từ các yếu tố kể trên, cộng với khả năng linh hoạt trong vận hành của các loại nguồn (xem chế độ vận hành) sẽ quyết định đến vấn đề huy động nguồn để phủ biểu đồ phụ tải. Trong thực tế hiện nay, việc phủ biểu đồ phụ tải được chia làm 2 mùa như sau: Mùa lũ Vào mùa lũ, nước về các hồ thuỷ điện rất dồi dào, do vậy các nhà máy thuỷ điện sẽ được huy động chạy tối đa có thể. Thứ tự các nguồn phủ biểu đồ phụ tải là: thuỷ điện, TBK, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, mua ngoài, thuỷ điện, cuối cùng là diezen chạy phủ đỉnh Mùa khô Vào mùa khô, do nước về các hồ thuỷ điện hạn chế nên việc khai thác loại nhà máy này hoàn toàn tuân theo đường điều tiết. Thứ tự các nguồn phủ biểu đồ phụ tải là: TBK, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, mua ngoài, thuỷ điện, cuối cùng là TBK dầu và diezen chạy phủ đỉnh IV. Lưới điện Để cung cấp điện được từ nguồn điện đến phụ tải thì cần phải có một mạng lưới điện (gồm đường dây và máy biến áp) phát triển rộng lớn. Trên hệ thống điện Việt Nam hiện nay, lưới điện được phân ra 2 loại là lưới truyền tải và lưới phân phối, lưới điện có các cấp điện áp như sau: 18
19. Đường dây truyền tải - Điện áp siêu cao 500kV - Điện áp cao 220kV, 110kV, 66kV Đường dây phân phối - Điện áp trung: 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV - Điện áp hạ: 220V Máy biến áp: được phân ra hai loại là: - Máy biến áp ba pha ba cuộn dây - Máy biến áp tự ngẫu 1. Vai trò của đường dây liên kết 500 kV đối với HT điện Việt Nam Đường dây siêu cao áp 500kV Bắc - Nam mạch 1 được chính thức đưa vào vận hành ngày 27/05/1994 mở ra một bước phát triển mới cho ngành điện của Việt Nam. Thời gian đầu đường dây siêu cao áp này đã truyền tải một lượng công suất lớn cung cấp cho hệ thống điện miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ sản xuất và sinh hoạt của toàn dân. Cùng với thời gian, việc hoàn thiện mạch 1 nhằm đáp ứng nhu cầu cũng như nâng cao chất lượng cung cấp điện đã được thực hiện bằng việc lắp mới hoặc lắp thêm các MBA 450 MVA ở các trạm 500 kV (T500) Hoà Bình, Hà Tĩnh, Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm. Qua quá trình vận hành, đường dây 500kV Bắc- Nam mạch 1 đã chứng tỏ được vai trò cực kỳ quan trọng không những trong việc tạo liên kết cho hệ thống điện Quốc gia, nâng cao chất lượng cung cấp điện, nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc khai thác và vận hành hệ thống mà còn giữ vai trò điều phối điện năng giữa các miền trong đất nước. Tuy nhiên, từ năm 2004 trở đi do điều kiện thời tiết và tốc độ tăng trưởng phụ tải lớn dẫn đến nhu cầu trao đổi điện năng giữa miền Bắc và miền Nam, nhu cầu cung cấp điện của miền Trung đã vượt khả năng tải của đường dây 500kV Bắc – Nam mạch 1. Được sự đồng ý của chính phủ, EVN đã đầu tư xây dựng đường dây 500kV Bắc – Nam mạch 2 đã góp phần cung cấp năng lượng cho các tỉnh miền Bắc vào đầu năm 2005 và các năm tiếp theo. Ngoài ra hai đường dây này còn làm nhiệm vụ trao đổi điện năng giữa các miền của đất nước, đảm bảo vận hành ổn định, an toàn kể cả trong trường hợp một trong hai đường dây bị sự cố ngừng cung cấp điện. 2. Chiều dài đường dây và dung lượng các MBA truyền tải 2.1 Đường dây Bảng : Chiều dài đường dây năm 2005 Cấp điện áp Tổng chiều dài đường dây (km) Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Tổng hệ thống 550kV 866 2191 597.5 3654.5 220kV 2346 1257 2200 5368 110kV 4562 2637 3534 10134 19
20. 66kV - - 33 33 Máy biến áp Bảng : Số lượng và dung lượng MBA năm 2005 Cấp điện áp miền Bắc miền Trung miền Nam Tổng hệ thống 500 KV Số máy 5 2 6 13 Tổng MVA 2250 900 3000 6450 220KV Số máy 38 12 51 101 Tổng MVA 5001 1252 8637 14890 110kV Số máy 228 79 257 564 Tổng MVA 6347 1988 10124 18495 66kV Số máy - - 9 9 Tổng MVA - - 150 150 2.3 Chiều dài đường dây và dung lượng máy biến áp truyền tải Bảng : Chiều dài các loại đường dây qua các năm (km) Cấp điện áp 500kV 220kV 110kV 66kV 1996 1488 2046 5378 714 1997 1488 2270 5914 680 Đường 1998 1488 2270 6213 312 dây 1999 1528 2830 6430 330 (km) 2000 1528 2830 7134 267 2001 1528 3606 7522 208 2002 1528 4266 8123.3 85 2003 1528 4671 8591 33 2004 2023 4798 9339 33 2005 3654.5 5368 10134 33 1996 2700 3096 3877 654 1997 2700 3220 4915 724 Máy 1998 2700 4032 5834 631 biến 1999 2700 5535 6132 657 áp 2000 2700 6036 7737 658 (MVA) 2001 2700 7910 9427 577 20
21. 2002 3150 9161 11621 501 2003 4050 10752 13740 150 2004 4050 12390 16572 150 2005 6150 14890 18459 150 &3. CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN Chế độ của HTĐ là một trạng thái nào đó của hệ thống được xác định bởi những trị số công suất, điện áp, dòng điện, tần số và các biến số vật lý khác đặc trưng cho quá trình chuyển đổi, truyền tải và phân phối điện năng. Những biến số ấy gọi là thông số của chế độ. Có 2 loại chế độ: chế độ xác lập và chế độ quá độ I. Chế độ xác lập. Chế độ mà các thông số của hệ thống được đặc trưng bằng những thông số không đổi hoặc biến thiên rất nhỏ quanh giá trị trung bình, hoặc thay đổi rất chậm và không đều đặn, có các loại chế độ xác lập: 1. Chế độ xác lập bình thường Là chế độ làm việc bình thường của hệ thống điện. Ở chế độ xác lập phải thỏa mãn các chỉ tiêu: chất lượng điện năng; độ tin cậy cung cấp điện; hiệu quả kinh tế (chi phí sản xuất điện năng nhỏ nhất); an toàn cho người và thiết bị. Điều kiện cần đảm bảo cân bằng công suất tác dụng: cân bằng giữa một bên là công suất cơ của tuabin máy phát và công suất điện của phụ tải; cân bằng công suất phản kháng là cân bằng điện từ giữa công suất phản kháng của các máy phát điện do dòng kích từ gây ra và công suất phản kháng của phụ tải do yêu cầu của từ trường trong các thiết bị dùng điện và các máy biến áp Điều kiện đủ hệ thống phải phục hồi lại chế độ ban đầu sau khi có kích động nhỏ và phải phục hồi chế độ chế độ xác lập sau khi bị kích động lớn. Công suất tác dụng được xem là cân bằng nếu tần số nằm trong giới hạn cho phép. Nếu f > fcpmax thì hệ thống thừa công suất tác dụng. Nếu f < f cpmin thì hệ thống thiếu công suất tác dụng. Cân bằng công suất tác dụng có tình chất toàn hệ thống. Mọi sự mất cân bằng công suất tác dụng xảy ra ở bất cứ đâu trong hệ thống cũng tức khắc lan truyền khắp hệ thống. Cân bằng cơ điện trên trục các máy phát điện là điểm cân bằng quan trọng nhất. Cân bằng công suất phản kháng được thể hiện qua điện áp. Vì điện áp tại mỗi nơi trong hệ thống điện là khác nhau cho nên cân bằng công suất phản kháng có tính chất cục bộ, khu vực. Chỗ này có thể thừa công suất phản kháng nhưng chỗ khác lại thiếu. Do vậy điều chỉnh điện áp trên hệ thống phải được thực hiện ở nhiều nơi khác nhau. 2. Chế độ xác lập sau sự cố Đây là chế độ phải tính trước vì sự cố là không thể tránh khỏi trong vận hành hệ thống điện. Các chỉ tiêu trên được giảm đi. Chế độ sự cố xác lập sau sự cố: chạm đất duy trì ở lưới điện 6kV, 10kV Điều chỉnh chất lượng điện năng trong chế độ xác lập: tần số và điện áp là hai thông số chế độ của điện năng. Muốn điều chỉnh được tần số thì công suất tác dụng của nguồn điện phải lớn hơn công suất yêu cầu của phụ tải và phải có thiết bị để điều chỉnh được công suất tác dụng này. 21
22. Muốn điều chỉnh được điện áp thì nguồn điện phải dư thừa công suất phản kháng và công suất phản kháng này phải điều chỉnh được. Hai nguy cơ đối với chế độ xác lập: suy tần (tần số tự động suy giảm do các nhà máy nhiệt điện mất khả năng phát công suất, dẫn tới mất ổn định hệ thống); sụt áp (điện áp tự động sụt xuống do công suất phản kháng yêu cầu của phụ tải tăng đột ngột) II, Chế độ quá độ Chế độ quá độ được đặc trưng bằng những thông số thay đổi rất nhanh theo thời gian. Có các loại chế độ quá độ: 1, Chế độ quá độ bình thường: Xảy ra khi thay đổi sơ đồ hệ thống trong quá trình vận hành bình thường . Chế độ này được đặc trưng bằng những thông số thay đổi tương đối nhanh và đột ngột trong một số nhánh của HT, nhưng tham số của các điểm nút thì thay đổi ít. chế độ này xảy ra thường xuyên khi hệ thống điện chuyển từ chế độ xác lập này sang các chế độ xác lập khác. Yêu cầu là kết thúc nhanh. 2, Chế độ quá độ sự cố: Xảy ra khi có sự cố trong hệ thống điện, làm thay đổi tất cả các thông số của chế độ kể cả các điểm nút, các thông số khác xa so với các trị số quy định sẵn. Yêu cầu là không gây hại cho hệ thống điện, và được loại trừ nhanh nhất có thể. &4.CÁC YÊU CẦU TRONG QUẢN LÝ, VẬN HÀNH VÀ ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN I. Những yêu cầu đối với quản lý, vận hành và điều độ hệ thống điện Quản lý, vận hành, điều độ HTĐ phải thoả mãn các yêu cầu quan trọng của nền kinh tế quốc dân, cụ thể phải đảm bảo được các yêu cầu sau: Đảm bảo an toàn cho hệ thống, và phải hoàn thành kế hoạch của nhà nước theo các chỉ tiêu về số lượng và chất lượng điện Đảm bảo độ tin cậy và tính liên tục của cung cấp điện Thiệt hại lớn nhất cho nền kinh tế quốc dân thường xảy ra khi chế độ của HTĐ bị mất ổn định và làm tan rã hệ thống Khi toàn hệ thống hoặc từng khâu của nó có phụ tải thay đổi thì một số tham số của chế độ cũng bị thay đổi, ví dụ các tham số dòng điện, điện áp tại các điểm nút, nếu các tham số tại các điểm nút đó biến đổi chậm dẫn đến chênh lệch rất nhiều so với bình thường thì xuất hiện hiện tượng mất ổn định tĩnh, còn trong trường hợp các tham số biến đổi đột ngột bởi các nguyên nhân kích động mang tính chất tạm thời và rất ngắn hạn (ngắn mạch) thì xuất hiện hiện tượng mất ổn định động Vì vậy việc đảm bảo yêu cầu này là hết sức quan trọng Đảm bảo chất lượng phục vụ: chất lượng điện năng (chất lượng điện áp, tần số); độ tin cậy cung cấp điện hợp lý. 22
23. Đảm bảo chi phí sản xuất là thấp nhất: chi phí nhiên liệu; tổn thất điện năng; chi phí bảo dưỡng định kỳ; chí phí để khắc phục hậu quả, sửa chữa thiết bị hỏng do sự cố; chi phí tiền lương; khấu hao thiết bị. II, Công tác tổ chức vận hành Công tác vận hành chia làm hai nhóm có tính chất công việc khác nhau: Nhóm 1 (điều độ HTĐ) là nhóm các công việc liên quan trực tiếp đến các thiết bị đang vận hành, đến chế độ làm việc của hệ thống: a. Theo dõi, điều chỉnh chế độ làm việc của lò hơi, đập nước, tuabin, máy phát, máy biến áp, đường dây b. Điều chỉnh tần số, điện áp, công suất phát, khởi động hoặc ngừng tổ máy, thay đổi cấu trúc vận hành của lưới điện c. Xử lý khi xảy ra sự cố d. Chuẩn bị chương trình vận hành e. Tổng kết quá trình vận hành Nhóm 2: công việc không liên quan trực tiếp tới chế độ của hệ thống điện gồm: a. Bảo dưỡng định kỳ b. Sửa chữa thiết bị hư hỏng do sự cố c. Cung ứng nhiên liệu, vật tư d. Thực hiện các biện pháp cải tạo và giảm tổn thất điện năng. III. Công tác điều độ hệ thống điện Đó là các công tác liên quan đến các công việc trực tiếp điều khiển vận hành hệ thống điện và các công tác quản lý thực hiện các công việc của nhóm 2. Sơ đồ khối công tác điều độ hệ thống điện quốc gia như sau: §iÒu ®é quèc gia §iÒu ®é khu vùc §iÒu ®é khu vùc §iÒu ®é khu vùc §iÒu ®é ®Þa ph­¬ng §iÒu ®é ®Þa ph­¬ng 1. Điều độ Quốc gia Nhiệm vụ: a. Thỏa mãn nhu cầu phụ tải về điện năng và công suất đỉnh b. Đảm bảo hoạt động an toàn và tin cậy của toàn hệ thống điện cũng như từng phần tử của nó; c. Đảm bảo chất lượng điện năng: tần số và mức điện áp ở các nút chính của hệ thống; 23
24. d. Đảm bảo hiệu quả kinh tế cao nhất bằng cách sử dụng hợp lý các nguồn năng lượng sơ cấp; e. Nhanh chóng loại trừ sự cố khi xảy ra và ngăn chặn sự lan truyền của sự cố. Điều độ quốc gia gồm hai bộ phận: a. Chỉ huy vận hành: làm nhiệm vụ theo dõi và điều khiển trực tiếp hoạt động của hệ thống điện, chỉ huy các điều độ cấp dưới thực hiện các chương trình đã định trước, khi xảy ra tình huống bất ngờ thì thực hiện các biện pháp khắc phục nhằm giữ vững chế độ. b. Phương thức vận hành: làm nhiệm vụ chuẩn bị trước chế độ vận hành thỏa mãn các yêu cầu an toàn, chất lượng phục vụ và hiệu quả kinh tế; lập kế hoạch bảo dưỡng các tổ máy phát điện, các đường dây siêu cao áp, cao áp; lập cân bằng năng lượng năm, quý, tháng; lập đồ thị phụ tải ngày đêm, lập sơ đồ vận hành lưới điện chính; phân bố tối ưu công suất tác dụng và phản kháng, tính mức điện áp tại các nút chính; tính toán ổn định, chọn và điều chỉnh cấu trúc hệ thống, bảo vệ rơle, tự động chống sự cố; lập trình tự điều chỉnh tần số và điện áp; lập sơ đồ sử dụng tối ưu nguồn nước thủy điện Điều độ quốc gia đưa ra các yêu cầu quy hoạch, thiết kế hệ thống điện, không ngừng cải tiến phương thức vận hành, hoàn thiện hệ thống điều độ, được trang bị các trang thiết bị hiện đại Điều độ quốc gia được trang bị các phương tiện hiện đại sau đây: a. Hệ thống tự động thu thập và xử lý thông tin gồm: hệ thống đo từ xa, hệ thống truyền tin, hệ thống máy tính với các phần mềm xử lý thông tin. b. Hệ thống thông tin liên lạc giữa điều độ quốc gia, các điều độ địa phương và các cơ quan hữu quan để nhanh chóng nắm bắt tình hình và truyền đi các mệnh lệnh điều khiển, như là: thông tin vô tuyến, hữu tuyến, truyền theo đường dây riêng, đường dây điện thoại quốc gia. c. Hệ thống máy tính và các phần mềm để tính toán, giúp cho điều độ viên nhanh chóng tìm được các quyết định hợp lý trong việc lập kế hoạch vận hành và đưa ra các quyết định hợp lý khi vận hành. d. Hệ thống điều chỉnh tự động từ xa, các thiết bị bảo vệ và tự động đặt trên lưới điện để thực hiện việc điều chỉnh tần số, điện áp, phân bố tối ưu công suất, tác động nhanh khi sự cố nhằm giữ vững hệ thống điện và chế độ vận hành 2. Điều độ địa phương Công tác cụ thể của chỉ huy vận hành: Các công việc khi lưới điện ở chế độ bình thường: Thực hiện thao tác đóng cắt và điều chỉnh cấu trúc vận hành lưới điện (tuần lễ, quý, năm ) nhằm tối ưu hóa chế độ của lưới điện; Các thao tác đóng cắt để đưa các thiết bị ra bảo dưỡng hoặc thay mới sau đó đưa trở lại vận hành; Lập và loại bỏ các vị trí làm việc trên lưới điện cho các đội bảo dưỡng các loại và cho phép họ làm việc; Cắt và đóng lại đường dây (trung áp) hoặc trạm biến áp do thiếu công suất nguồn; Đóng phụ tải mới vào lưới điện hoặc cắt các phụ tải do các lý do khác (chưa nộp tiền điện, chuyển sang nguồn khác ); 24
25. Thực hiện đo đạc trên lưới điện (điện áp, công suất); Đưa vào hoặc loại bỏ các thiết bị tự động (TDL, tự đóng nguồn dự phòng, tự động điều chỉnh điện áp ); Thực hiện kiểm tra các trạm nguồn và lưới điện 110kV; Thực hiện kiểm tra lưới điện và máy biến áp trung áp; Kiểm tra chiếu sáng đường phố; Chặt cây và cành làm ảnh hưởng tới đường dây điện. Công việc khi lưới điện ở chế độ sự cố: Sơ bộ nhận định tính chất sự cố dựa trên các thông tin nhận được; Nhận định mức độ sự cố nhờ các đội thực hiện, nhân viên phục vụ tại chỗ Loại trừ hậu quả sự cố; Cô lập phần tử lưới bị sự cố và đổi nối lưới điện, đóng nguồn dự trữ cho các phần tử lành; Tìm hiểu sự cố trên phần tử lưới bị sự cố bằng các thiết bị đo sự cố hoặc quan sát trực tiếp; Sửa chữa sự cố; Thay thế các cầu chì, hoặc đóng lại các aptomát khi có sự cố thoáng qua. Công tác cụ thể của ban phương thức vận hành: a. Lập kế hoạch cấu trúc vận hành lưới điện: lập cho chu kỳ năm theo mùa hè và mùa đông, lấy đồ thị phụ tải đặc trưng của mỗi mùa làm cơ sở tính toán: lập sơ đồ lưới điện, chọn các điểm cắt cho lưới kín vận hành hở, tính phân bố dòng điện; chọn lại đầu phân áp của các máy biến áp phân phối hoặc máy biến áp khác không có điều áp dưới tải; chọn thiết bị bù công suất phản kháng và chương trình hoạt động của chúng; chỉnh lại thiết bị bảo vệ và tự động hóa; tính toán dòng ngắn mạch ở các nút chính. b. Lập kế hoạch đưa các phàn tử lưới ra bảo dưỡng, đổi mới lập theo quý và năm trên cơ sở: đánh giá tình trạng thiết bị; lịch bảo dưỡng định kỳ; khả năng thực hiện (về mặt vật tư, nhân lực). c. Lập kế hoạch đo lường và điều chỉnh lưới điện. Đo lường là cơ sở cho việc xác định cấu trúc vận hành cũng như quy hoạch lưới điện. Kết quả đo còn điều chỉnh rơle và các thiết bị khác nhằm tối ưu hóa chế độ của lưới điện, hoặc là giữ các thông số chế độ trong giới hạn cho phép. Công việc đo lường phải được thực hiện ít nhất hai lần trong một năm. d. Kế hoạch sa thải phụ tải căn cứ vào sự hiểu biết các hộ dùng điện và tổn thất kinh tế của họ khi mất điện. Lập kế hoạch giảm công suất và điện năng ở các hộ tiêu thụ khi xảy ra thiếu công suất nguồn ở các mức khác nhau. Kế hoạch về điện năng lập hàng quý, tháng, tuần, còn kế hoạch công suất lập hàng ngày. e. Kế hoạch công tác của các đội được lập trên các cơ sở các kế hoạch của các mục trên. 25
26. Chương 2. CÔNG TÁC VẬN HÀNH ĐẢM BẢO CHẤT LƯỢNG ĐIỆN &1. KHÁI NIỆM CHUNG VỀ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN Chất lượng điện năng bao gồm chất lượng tần số và chất lượng điện áp. I.Chất lượng tần số Tần số của dòng điện xoay chiều được xác định bởi tố độ quay của roto máy phát điện và số np cặp cực của stato f (hz) 60 Trong đó: n: tốc độ quay của roto (vòng/ph) p:số cặp cực của stato f f - Độ lệch tần số so với tần số định mức: độ lệch tuyệt đối f dm & độ lệch tương đối f dm f f f (%) dm 100 f dm Độ lệch tần số phải nằm trong giới hạn cho phép: ∆f min ≤ ∆f ≤ ∆f max có nghĩa là tần số phải luôn nằm trong giới hạn cho phép: fmin ≤ f ≤ fmax - Độ dao động tần số: đặc trưng bởi độ lệch giữa giá trị lớn nhất và nhỏ nhất của tần số khi tần số biến thiên nhanh với tốc độ lớn hơn 0,1%. Độ dao động tần số không được lớn hơn giá trị cho phép. Trong chế độ sự cố, các tiêu chuẩn này được nới lỏng hơn. Một số tiêu chuẩn của các nước: Nga ∆f cp = ±0,2Hz trong 22,8h/ngày, ∆f cpmax = ±0,4Hz trong mọi thời điểm và trong chế độ sự cố, cho phép độ lệch ±0,5Hz đến 1Hz với tổng độ kéo dài không quá 90h/năm. Độ dao động tần số không quá 0,2Hz II.Chất lượng điện áp Chất lượng điện áp được đánh giá bởi bốn chỉ tiêu 1. Độ lệch điện áp so với điện áp định mức của lưới điện U U U U Độ lệch điện áp tuyệt đối V dm và độ lệch điện áp tương đối: V đm 10 . 0 U dm U đm (%) phải thỏa mãn điều kiện: V - ≤ V ≤ V+ trong đó: V-, V+ là giới hạn trên và giới hạn dưới của độ lệch điện áp. Tiêu chuẩn VN: -2,5% ≤ Vcp ≤ +5% cho chiếu sáng công nghiệp và công sở, đèn pha; 26
27. -5,5% ≤ Vcp ≤ +10% cho động cơ và -5% ≤ Vcp ≤ +5% cho các phụ tải còn lại. Nói chung ở chế độ bình thường là ±5%, chế độ sau sự cố là ±10%. Khi điện áp quá cao làm tuổi thọ thiết bị dùng điện giảm, nhất là thiết bị chiếu sáng, còn khi điện áp quá thấp làm cho các thiết bị dùng điện bị giảm công suất, giảm tuổi thọ, giảm năng suất công tác, làm hỏng sản phẩm 2.Độ dao động điện áp U U Sự biến thiên nhanh của điện áp được tính theo công thức: U max min 100(%) Tốc U đm độ biến thiên từ Umin đến Umax không nhỏ hơn 1%/s. Dao động điện áp gây ra dao động ánh sáng, làm hại mắt người lao động, gây nhiễu máy thu thanh, máy thu hình và các thiết bị điện tử Độ dao động điện áp được hạn chế trong miền cho phép, theo tiêu chuẩn VN quy định dao 6 t động điện áp trên cực các thiết bị chiếu sáng như sau: U 1 1 . Trong đó n là số dao n 10 động trong một giờ, ∆t thời gian trung bình giữa hai dao động (phút). Nếu trong một giờ có một dao động thì biên độ được phép là 7%. Đối với các thiết bị có sự biến đổi đột ngột công suất trong vận hành chỉ cho phép ∆U đến 1,5%. Còn đối với các phụ tải khác không được chuẩn hóa, nhưng nếu ∆U lớn hơn 15% thì sẽ dẫn đến hoạt động sai của khởi động từ và các thiết bị điều khiển. 3.Độ không đối xứng Phụ tải các pha không đối xứng dẫn đến điện áp các pha không đối xứng, sự không đối xứng này được đặc trưng bởi thành phần thứ tự nghịch U 2 của điện áp. Điện áp không đối xứng này làm giảm khả năng tải của lưới điện và tăng tổn thất điện năng. Tiêu chuẩn Nga, trên cực thiết bị dùng điện ba pha đối xứng, U2 không được vượt quá 2%Uđm. 4.Độ không hình sin Các thiết bị dùng điện có đặc tính phi tuyến như máy biến áp không tải, bộ chỉnh lưu, bộ nghịch lưu, thyristor làm biến dạng đường đồ thị điện áp, khiến nó không còn là hình sin nữa và xuất hiện các sóng hài bậc cao U j và Ij. Các sóng hài bậc cao này làm giảm điện áp trên bóng đèn, thiết bị sinh nhiệt, làm tăng thêm tổn thất sắt từ trong động cơ, tổn thất điện môi trong cách điện, tăng tổn thất trong lưới điện và thiết bị dùng điện, giảm chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của hệ thống cung cấp điện, gây nhiễu máy thu thanh &2. ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN Hệ thống điện bao gồm nhà máy điện, đường dây, trạm biến áp là một thể thống nhất, chất lượng điện được đánh giá bởi 2 thông số kỹ thuật: điện áp và tần số, trong đó điện áp có tính chất cục bộ, tần số mang tính chất hệ thống hay nói cách khác là tần số có giá trị như nhau tại mỗi nút trong hệ thống điện, độ lệch tần số ảnh hưởng đến hoạt động của tất cả các thiết bị điện trong hệ thống. Việt Nam cũng như hầu hết các nước trên thế giới đều sử dụng dòng điện với tần số 50Hz, trừ Mỹ và một phần của Nhật Bản sử dụng tần số 60Hz. I. Ảnh hưởng của sự thay đổi tần số 1. .Đối với hộ tiêu thụ 27
28. Khi có sự thay đổi tần số có thể gây ra một số hậu quả xấu Các thiết bị được thiết kế và tối ưu ở tần số định mức, biến đổi tần số dẫn đến giảm năng suất làm việc của thiết bị Làm giảm hiệu suất của TBĐ ví dụ như đối với động cơ, thiét bị truyền động Ảnh hưởng đến chất lượng của quá trình sản xuất 2 Đối với hệ thống điện Biến đổi tần số ảnh hưởng đến hoạt động của các thiết bị tự dùng trong các nhà máy điện, có nghĩa là ảnh hưởng đến chính độ tin cậy cung cấp điện. Tần số giảm có thể dẫn đến ngừng một số bơm tuần hoàn trong nhà máy điện, tần số giảm nhiều có thể dẫn đến ngừng tổ máy Thiết bị được tối ưu hoá ở tần số 50Hz, đặc biệt là các thiết bị cuộn dây từ hoá như MBA Làm thay đổi trào lưu công suất của hệ thống, tần số giảm thường dẫn đến tăng tiêu thụ công suất phản kháng, đồng nghĩa với thay đổi trào lưu công suất tác dụng và tăng tổn thất trên các đường dây truyền tải Làm thay đổi tính ổn định của khối tuabin máy phát II. Nguyên lý điều chỉnh tần số Điều chỉnh tần số trong hệ thống điện là một trong những yêu cầu hết sức quan trọng trong vận hành hệ thống điện. Việc điều chỉnh tần số được thực hiện ở một số nhà máy điện nhất định (các nhà máy có thể thay đổi công suất nhanh chóng như là thủy điện, tuabin khí). 1. Khái niệm Ta xét trường hợp đơn giản nhất là một máy phát cấp điện cho một phụ tải độc lập theo hình vẽ dưới đây: Valve/cửa Pm Pe Tuabin G Bộ điều tốc Hình : Máy phát cung cấp cho tải cô lập Trong đó: Pm: Công suất cơ; Pe: Công suất điện; PL: Công suất tải Khi có sự thay đổi phụ tải, công suất điện máy phát thay đổi gây ra sự chênh lệch giữa moment điện và môment cơ trên trục máy phát và kết quả là có sự sai lệch về tốc độ, độ lệch này xác định từ phương trình cân bằng công suất máy phát, Điều chỉnh tần số trong hệ thống điện chia làm 3 cấp Điều chỉnh sơ cấp (cấp 1) hay điều chỉnh tốc độ Điều chỉnh thứ cấp (cấp 2) hay điều chỉnh tần số Điều chỉnh cấp 3 hay phân bố lại công suất 28
29. 2, Đặc tính điều chỉnh tốc độ của tuabin Để xét đặc tính điều chỉnh tốc độ của tuabin chúng ta xét nguyên lý điều chỉnh tốc độ của tua bin: Khi tần số bằng định mức (tức tốc độ của máy phát bằng định mức) máy phát phát công suất chỉnh định PF0, xác định bởi vị trí ban đầu A0 của vành A. Giả thiết tần số bị giảm, hai quả tạ Sơ đồ nguyên lý điều chỉnh tốc độ của tuabin cho trên hình vẽ của con quay ly tâm hạ thấp xuống, vành A hạ xuống tay đòn AB quay quanh điểm B , điểm C chuyển dịch lên phía trên làm nhiên liệu vào tuabin nhiều hơn công suất phát tăng làm tần số tăng, con quay quay mạnh hơn, điểm A được đẩy lên trên về vị trí ban đầu A 0 , điểm C hạ xuống làm tuabin đóng lại, tần số lại trở lại giá trị tần số định mức ban đầu. Khi tần số tăng quá trình sẽ diễn biến ngược lại và khi tần số đạt giá trị định mức thì công suất phát trở lại giá trị ban đầu , quá trình điều chỉnh tốc độ của tuabin kết thúc Đặc tính điều chỉnh tốc độ của tuabin được trình bầy trên hình vẽ Hình (a) gọi là đặc tính tĩnh (tuyến tính) hình (b) gọi là đặc tính á tĩnh PF PF 1 2 PF1 PF0 f1 fdm f fdm f (a) (b) Hình: đặc tính điều chỉnh tốc độ của tuabin (a) tĩnh, (b) á tĩnh Khả năng điều chỉnh công suất của tuabin khi tốc độ quay thay đổi được xác định bởi độ dốc của đường đặc tính điều chỉnh của bộ điều chỉnh tốc độ. Độ dốc của đường đặc tính điều chỉnh được định nghĩa theo biểu thức 29
30. PF f K F : (2.1) PFdm f dm PF PF PF 0 ; f f f dm f PF PFdm .K F (2.2) f dm Từ biểu thức trên ta nhận thấy rằng: Ứng với cùng độ biến đổi tần số, nếu K F càng lớn thì độ biến đổi công suất càng lớn, do đó khả năng ổn định tần số càng cao. Khi K F=∞, ta có đặc tĩnh á tĩnh có khả năng giữ vững tần số cao nhất. Tuy nhiên chỉ sử dụng tại một tổ máy phát, không sử dụng được khi nhiều tổ máy phát tham gia điều chỉnh tần số vì nó không đảm bảo sự phân bố công suất ổn định giữa các nhà máy điện, không đảm bảo độ chính xác điều tần. Độ dốc quá nhỏ tất nhiên không tốt vì máy phát điện sẽ ít nhạy cảm với sự biến đổi tần số. Trong thực tế KF có giá trị từ 15-25 đối với tuabin hơi và có giá trị từ 25-50 đối với tuabin thủy điện để độ dốc có thể điều chỉnh được trong phạm vi đã thiết kế PF f f Ta có K F .(15 50) (2.3) PFdm f dm f dm Theo công thức trên, nếu tần số biến đổi 1% thì công suất biến đổi từ 50% đến 15%, sự biến đổi ngắn hạn và thường xuyên như vậy kéo theo sự hao tổn nhiên liệu không thể chấp nhận được trong thực tế đối với hệ thống điện. Chính vì thế nhiều hệ thống điện chỉ cho phép tần số dao động trong khoảng 0,1 đến 0,2 Hz tức 0,2 đén 0,4% đối với tần số định mức 50Hz, như vậy công suất phát chỉ dao động chung quanh công suất chỉ định P F0 trong khoảng 3 đến 20% công suất định mức. Công suất chỉ định PF0 có thể thay đổi, điều đó ứng với tịnh tiến đặc tính điều chỉnh sang trái hoặc sang phải, ví dụ muốn tăng công suất chỉ định lên P F1 ở tần số định mức, phải chuyển dịch đặc tính điều chỉnh lên trên đến đường 2. Công việc này được thực hiện bằng tay hoặc bằng thiết bị điều chỉnh tần số. 3, Đặc tính công suất theo tần số của phụ tải. Khi số thiết bị dùng điện ở phụ tải không đổi thì công suất tác dụng do phụ tải tiêu thụ thực tế phụ thuộc vào tần số tuân theo “đặc tính công suất của phụ tải theo tần số của phụ tải “ gọi tắt là đặc tính tĩnh của phụ tải (theo hình vẽ). Gọi là đặc tính tĩnh vì nó chỉ đúng với sự biến đổi chậm của tần số. Khi tần số f bằng tần số định mức fdm , công suất yêu cầu của phụ tải bằng công suất thực dùng Ppt0, khi tần số giảm từ fdm xuống f1 thì công suất thực dùng giảm từ Ppt0 xuống Ppt1. Khi thay đổi số lượng thiết bị dùng điện, tức thay đổi công suất yêu cầu của phụ tải ở tần số định mức thì đặc tính tĩnh dịch chuyển song song (lên, xuống) theo tung độ, ví dụ ở tần số fdm, nếu tăng công công suất yêu cầu của phụ tải lên P thì sẽ có đặc tính số 2 trên hình vẽ. Ppt 2 P 30
31. Ppt0 1 Ppt1 f f1 fdm f Hình: đặc tính tĩnh của phụ tải Tóm lại, công suất yêu cầu và công suất thực dùng của phụ tải khác nhau, công suất yêu cầu là công suất mà phụ tải sẽ thực sử dụng nếu tần số là định mức, còn công suất thực dùng biến đổi tỷ lệ thuận với tần số. Đặc tính tĩnh của phụ tải được đặc trưng bởi độ dốc Kpt Ppt f K pt : (2.4) Ppt f dm Trong đó: Ppt: công suất yêu cầu của phụ tải ở tần số định mức Từ biểu thức trên ta có: f Ppt Ppt K pt . (2.5) f dm Độ dốc Kpt được xác định bằng thực nghiệm trong hệ thống điện và có giá trị trong khoảng: 1 đến 2,5 III.Quá trình điều chỉnh tần số Quá trình điều chỉnh tần số gồm ba giai đoạn: 1. Điều chỉnh cấp 1 hay điều chỉnh tốc độ (điều chỉnh sơ cấp), do thiết bị tự động điều chỉnh tốc độ của máy phát thực hiện, giữ tần số ở giá trị chấp nhận được 2. Điều chỉnh cấp 2 hay điều chỉnh tần số, do điều độ viên thực hiện hoặc tự động thực hiện nhờ thiết bị tự động điều chỉnh tần số, đưa tần số về giá trị định mức hoặc trong miền độ lệch cho phép tùy thuộc hệ thống điều tần sử dụng 3. Điều chỉnh cấp 3 nhằm mục đích phân bố lại công suất giữa các nhà máy điện theo điều kiện kinh tế Ngoài ra còn có điều chỉnh tần số trong trường hợp sự cố a, Điều chỉnh cấp 1 Diễn biến quá trình điều chỉnh Điều chỉnh cấp 1 là quá trình biến đổi tức thời công suất phát khi công suất phụ tải thay đổi nhờ các bộ điều chỉnh tốc độ của các tuabin trong hệ thống. Xét hệ thống tối giản gồm một máy phát và một phụ tải. Để xét quá trình diễn biến, ta đặt đặc tính của máy phát và đặc tính tĩnh của phụ tải lên cùng một đồ thị. Giao điểm O giữa đặc 31
32. tính ban đầu của máy phát (1) và đặc tính của phụ tải (I) ứng với công suất yêu cầu ban đầu P pt0 là điểm cân bằng công suất xác định chế độ xác lập của hệ thống điện ở tần số định mức Giả thiết rằng công suất yêu cầu của phụ tải tăng thêm P (đóng thêm một số thiết bị dùng điện có công suất yêu cầu là P), ta có đặc tính mới của phụ tải (đường II ứng với Ppt + P.) Phụ tải tăng lên làm cho tần số giảm đi và bộ điều tốc bắt đầu làm việc tăng công suất phát lên theo đặc tính điều chỉnh. ở điểm 1 ta có điểm cân bằng công suất mới ứng với tần số f 1 < fdm . Sở dĩ tần số giảm vì thiết bị điều tốc chỉ có thể tăng thêm lượng công suất P F nhỏ hơn công suất yêu cầu P. để thích nghi công suất thực dùng phải giảm đi một lượng Ppt = - ( P- PF) (2.6) ( P và PF luôn cùng dấu với nhau và ngược dấu với Ppt) P P+PPpt 2 Ppt Ppt 1 P PF PF0 =Ppt0 O II 1 2 I f2 f1 fdm f Như vậy quá trình điều chỉnh cấp 1 không cho phép phục hồi tần số ban đầu, nó chỉ làm cho tần số không giảm thấp hoặc không tăng quá giới hạn cho phép Tính toán điều chỉnh cấp 1 Nội dung của tính toán điều chỉnh tần số cấp 1 bao gồm: - Xác định độ tăng giảm tần số có thể xảy ra khi phụ tải thay đổi - Tìm biện pháp kỹ thuật để tần số không ra khỏi phạm vi cho phép Giả thiết hệ thống điện có n máy phát điện, mỗi máy phát có đặc tính điều chỉnh K Fi và công suất định mức PFdmi (hoặc là công suất khả phát). Khi tần số giảm một lượng ∆f, theo công thức đường đặc tính điều chỉnh tốc độ (2.3) ta xác định được công suất tăng thêm của tổ máy phát thứ i là: f PFi PFdmi .K Fi . (2.7) f dm Tổng công suất phát tăng lên của hệ thống là: 32
33. n f n PF  PFi  PFdmi .K Fi i 1 f dm i 1 Đặt n Pht  PFdmi (2.8) i 1 Thêm vào vế phải của biểu thức trên Pht / Pht ta được n  PFdmi .K Fi f i 1 PF .Pht . f dm Pht Đặt n  PFdmi .K Fi i 1 K Fht (2.9) Pht Là độ dốc của đường đặc tính điều chỉnh chung của nguồn điện trong hệ thống, ta có đặc tính điều chỉnh tốc độ chung của nguồn điện là: f PF Pht .K Fht . (2.10) f dm Chú ý rằng trong biểu thức (2.9), tổ máy nào không có khả năng điều chỉnh tốc độ thì K F của nó bằng không. Giá trị độ dốc của đặc tính điều chỉnh chung của nguồn điện tính theo chiều tăng và giảm của tần số khác nhau, vì có những tổ máy không thể tăng công suất hoặc không thể giảm công suất do đã làm việc ở công suất định mức hoặc ở công suất tối thiểu. Từ (2.6) ta có: P PF Ppt Thay PF theo (2.9) và PF theo (2.5) vào công thức trên ta được: f f f P Pht .KFht . Ppt .K pt . (Pht .KFht Ppt .K pt ) (2.11) fdm fdm fdm Nhân vế phải cho Ppt/Ppt và đưa vào khái niệm độ dự trữ công suất Kdt Pht K dt (2.12) Ppt Ta có: f f P Ppt .(K dt .K Fht K pt ). Ppt .K ht . (2.13) f dm f dm Gọi K ht K dt .K Fht K pt (2.14) Là độ dốc của đường đặc tính điều chỉnh tốc độ của toàn hệ thống. 33
34. Độ lệch tần số của hệ thống được xác định như sau: f P 1 P 1 . . (2.15) f dm Ppt K dt. K Fht K pt Ppt K ht Ví dụ 1: Cho độ dốc của đặc tính điều chỉnh chung của nguồn điện trong hệ thống là K Fht=18,độ dốc đường đặc tính phụ tải, Kpt=2, độ dự trữ công suất củ hệ thống là Kdt=1,05 và giả thiết rằng tất cả các máy phát trong hệ thống đều có thể thay đổi công suất về 2 phía thì khi phụ tải biến đổi 10% thì tần số biến đổi bao nhiêu phần trăm? Giải: Theo biểu thức (2.14) có: f P 1 1 . 10. 0,48 f dm Ppt K ht 20,9 Trong đó: Kht =Kdt.KFht+Kpt = 1,05.18+2=20,9 Như vậy ta thấy nếu phụ tải biến đổi 10% thì tần số biến đổi 0,48% Nếu chỉ có thể tăng công suất ở các tổ máy có tổng công suất bằng 25% tổng công suất nguồn thì K Fht 0,25.18 4,4 và K ht 1,05.4,5 2 6,725 f P 1 1 . 10. 1,48 f dm Ppt K ht 6,725 Có nghĩa là công suất phụ tải biến đổi 10% thì tần số biến đổi 1,48% Nếu tất cả các máy phát điện đều không thể tăng công suất thì K ht =Kpt=2, tức là nếu không có điều tốc thì khi phụ tải tăng 10%, tần số giảm 5% Ví dụ 2: Hệ thống điện gồm 6 tổ máy, trong đó có 3 tổ máy có P Fdm=100MW với KF =15,3 và ba tổ máy còn lại có P Fdm=200MW, KF=15. Phụ tải có công suất P pt=700MW và Kpt=1,5. Tính điều chỉnh sơ cấp khi phụ tải tăng thêm 70 MW, sao cho tần số không vượt quá ±0,2 Hz so với tần số định mức. Giải: Trước tiên tính dự trữ công suất: Pht (3.100 3.200) K dt 1,286 Ppt 700 Tính KFht: n  PFdmi .K Fi i 1 (3.100.15 3.200.15) K Fht 15 Pht 900 Khi phụ tải tăng thêm 70MW thì tần số giảm theo một lượng tính theo công thức (2.14) 34
35. f P 1 P. f .1 P. f 70.50 . f dm dm 0,2405Hz f dm Ppt K ht Ppt (K dt .K Fht K pt ) Ppt .K ht 700(1,286.15 1,5) Giá trị này của f thấp hơn giá trị cho phép, do đó cần có biện pháp khắc phục. Chẳng hạn có thể tăng độ dốc của các tổ máy 200MW lên 20, khi đó (3.100.15 3.200.20) K 18,33 Fht 900 Và 70.50 f 0,1994 700.(1,286.18,33 1,5) Sau khi điều chỉnh sơ cấp, mỗi tổ máy 200MW sẽ phát thêm một lượng công suất f (200.20.( 0,1994) PF PFdm .K F 15,592MW f dm 50 Tổ máy 100MW phát thêm: f (100.15.( 0,1994) PF PFdm .K F 5,982MW f dm 50 Đây là công suất phát thêm tạm thời do tần số giảm. Khi tần số tăng lên định mức do điều chỉnh tần số ở các tổ máy khác thì các tổ máy này lại phát công suất như cũ. Muốn tăng công suất các tổ máy này lên cố định như đã tính ở trên thì phải sử dụng biện pháp tăng nhờ điều chỉnh tần số Ví dụ 3: Hệ thống điện có phụ tải P pt =1260MW, Kpt=1,5, phụ tải giảm đột nhiên 60 MW. Tính độ lệch tần sô khi không có điều chỉnh tốc độ và khi hệ thống có dự trữ quay 240MW, có diều tốc với KFht=20 (nếu tất cả các tổ máy đều có thể có điều tốc). Cho rằng chỉ có 80% công suất phát tham gia điều tốc: Giải: Khi không có điều tốc: f P 60 60. f 60.50 Theo (2.14) có pt f dm 1,587Hz f dm K ht .Ppt 1,5.1260 1,5.1260 1,5.1260 Với chú ý rằng K ht K dt .K Fht K pt K pt do KFht=0 Khi có điều tốc: Tổng công suất đặt của hệ thống bao gồm cả dự trữ quay là: 1260+240=1500MW Pht 1500 K dt 1,19 Ppt 1260 n  PFdmi .K Fi i 1 80.20 K Fht 16 Pht 100 35
36. f P 1 P. f .1 P. f 60.50 . f dm dm 0,116Hz f dm Ppt K ht Ppt (K dt .K Fht K pt ) Ppt .K ht 1260(1,19.16 1,5) b, Điều chỉnh cấp 2 Diễn biến của quá trình điều chỉnh: Điều chỉnh cấp 2 là quá trình tăng công suất của máy phát điện điều tần lên để đưa tần số trở về định mức (hoặc khi phụ tải giảm thì giảm công suất phát), thực hiện bằng tay hoặc tự động. Tăng công suất phát được thực hiện bằng cách tăng thêm hơi vào tuabin hoặc mở rộng thêm cửa nước của nhà máy thủy điện. Đó chính là quá trình chuyển dịch đặc tính công suất phát đến đường (2) trên đồ thị , ở đây tần số f đm được khôi phục, công suất phụ tải yêu cầu tăng thêm (hoặc giảm đi) một lượngP được đáp ứng hoàn toàn Quá trình điều chỉnh cấp 2 tự động được thực hiện trong khoảng từ 30 đến 40 giây Trong hệ thống điện nhỏ thường chỉ có một hoặc một vài tổ máy làm nhiệm vụ điều tần, còn các máy phát khác có đặt tự động điều chỉnh tốc độ thì chỉ tham gia điều chỉnh cấp 1, khi phụ tải tăng, các nhà máy này tạm thời tăng công suất nhờ điều chỉnh tốc độ. Sau khi quá trình điều tần bắt đầu, tần số tăng lên thì các tổ máy này lại tự động giảm công suất phát. Khi quá trình điều tần kết thúc thì các tổ máy này lại phát công suất như trước khi có sự tăng yêu cầu của phụ tải, toàn bộ công suất yêu cầu thêm sẽ do nhà máy có điều tần đảm bảo. Khi yêu cầu của phụ tải giảm, quá trình xảy ra cũng tương tự, các tổ máy có điều chỉnh tốc độ tạm thời giảm công suất phát để giữ tần số. Sau quá trình điều chỉnh tần số chúng lại phát công suất lại như cũ, chỉ tổ máy điều tần giảm công suất để đáp ứng sự sụt giảm của phụ tải Nếu tất cả các tổ máy đều có bộ tự động điều chỉnh tần số thì trong các điều kiện nhất định có thể kết hợp điều tần và phân bố tối ưu công suất. Nếu không thì điều chỉnh cấp 3 sẽ phải thực hiện bằng tay khi điều chỉnh cấp 2 hoàn thành Tính toán điều chỉnh thứ cấp (cấp 2) Để có thể điều chỉnh tần số, tổ máy điều tần phải luôn có phạm vị điều chỉnh công suất P đc đủ lớn về cả hai phía, nghĩa là công suất phát PF phải thỏa mãn điều kiện: PF max PF  Pdc PF PF min  Pdc PFmax P đc Pđc PFmin Trong PFmax và PFmin là giới hạn công suất của tổ máy. Tốc độ điều chỉnh công suất của tổ máy phải đáp ứng được tốc độ biến thiên của phụ tải tổng của hệ thống điện. Phạm vi điều chỉnh được xác định theo điều kiện sau: 36
37. Khi phụ tải tổng của hệ thống điện biến đổi nhanh nhất, phạm vi điều chỉnh phải đảm bảo duy trì tần số trong giới hạn cho phép, cho đến khi điều độ viên kịp thi hành các biện pháp tăng công suất của các nhà máy, khôi phục lại phạm vi điều chỉnh. Thời gian này ước chừng 10 phút Phạm vi điều chỉnh gồm hai phần: - Phần điều chỉnh trong điều chỉnh sơ cấp, đó là công suất biến đổi do điều chỉnh tốc độ ’ P đc (vì tổ máy điều tần cũng tham gia vào quá trình điều tốc ban đầu) ’’ - Phần thứ hai là phạm vi cần thiết cho điều chỉnh cấp 2; P đc f ' f cp Theo (2.3) PF PFdm .K F ta có Pdc PFdm .K F . f dm f dm Trong đó: PFđm, và KF – Công suất định mức và độ dốc của tổ máy điều tần (hoặc nhà máy điều tần) fcp- trị tuyệt đối của độ lệch tần số cho phép ' f cp Nếu thay: PFdm m.Pht m.K dt .Ppt Pdc Ppt .m.K dt .K F . (2.16) f dm Độ dốc đường đặc tính của tổ máy phát điều tần thường cao hơn độ dốc đường đặc tính các tổ máy phát còn lại để trong điều chỉnh sơ cấp, tổ máy điều tần nhận nhiều phụ tải hơn các tổ máy khác. ’’ Thành phầnP đc được xác định gần đúng theo biểu thức: '' f cp Pdc n.Ppt Ppt .(1 n).(K dt .K Fht K pt ). (2.17) f dm Trong đó n là tốc độ biến thiên tương đối lớn nhất của phụ tải trong thời gian 10 phút; n thường lấy bằng 0,05, nghĩa là phụ tải tăng 5% trong 10 phút. Thành phần thứ nhất của vế phải là công suất yêu cầu thêm trong 10 phút. Thành phần thứ hai của vế phải là phần công suất tăng thêm của hệ thống ở tần số cho phép do điều tốc. Tổ máy điều tần phải đảm bảo phần còn thiếu để giữ tần số trong phạm vi cho phép. Sau đó ta có: ’ ’’ Pđc = P đc+ P đc (2.18) Ví dụ: Xác định phạm vi điều chỉnh cần thiết của tổ máy điều tần với các điều kiện: fcf = 0,1 Hz; KF = KFht =10; Kpt =1; Kdt =1,05; n = 0,05; m = 0,1 Giải: Theo biểu thức (2.15) phần điều chỉnh sơ cấp ta có: 0,1 P ' P .0,1.1,05.10. 0,002P dc pt 50 pt Theo biểu thức (2.16) ta có: 0,1 P '' 0,05.P P .(1 0,05).(1,05.10 1) 0,026P dc pt pt 50 pt ’ ’’ Theo biểu thức (2.17): P đc = P đc+ P đc Pđc = (0,002+0,026). Ppt =0,028.Ppt 37
38. Tức là cần có phạm vi điều chỉnh 2,8% phụ tải của hệ thống điện . Nếu một tổ máy không đủ khả năng đảm bảo phạm vi điều chỉnh thì phải dùng hai hoặc nhiều tổ máy làm nhiệm vụ điều chỉnh tần số . c, Điều chỉnh cấp 3 Mục đích của điều chỉnh cấp 3 là phân bổ lại công suất theo điều kiện tối ưu. Chúng ta biết rằng khi xảy ra dao động công suất phụ tải, hệ thống điện phải làm hai nhiệm vụ: - Thay đổi công suất phát của các nhà máy điện để duy trì tần số ở mức bình thường - Giữ được phân bố công suất giữa các tổ máy theo điều kiện tối ưu, cho chi phí sản xuất nhỏ nhất. Quá trình phân bố tối ưu công suất giữa các tổ máy gọi là quá trình điều chỉnh cấp 3. (Quá trình điều chỉnh cấp 3 dựa trên cơ sở vận hành kinh tế hệ thống điện ) d. Điều chỉnh tần số trong trường hợp sự cố Khi xảy ra sự cố hư hỏng các máy phát, tần số có thể giảm ngoài sự kiểm soát của hệ thống điều chỉnh tần số, gây nguy hiểm cho hệ thống điện. Một sự cố nào đó có thể lan rộng và có thể dẫn đến một phần của hệ thống điện bị tách ra và trở thành cô lập, nếu công suất phát không đủ, tần số sẽ bị giảm thấp. Sự giảm tần số có thể dẫn đến hai vấn đề nghiêm trọng đối với các tổ máy nhiệt điện: - Nguy hiểm cho các cánh của tuabin do dao động. Do đó tần số nhỏ hơn 48,5 Hz chỉ được kéo dài không quá 60 giây - Năng suất của các thiết bị tự dùng có hệ thống động lực là các động cơ điện bị giảm thấp do sự giảm năng suất của các máy bơm nước và các quạt gió. Theo quy định tần số không được giảm đến 45 Hz, còn giảm đến 47 Hz chỉ được phép kéo dài đến 20 giây Để giữ tần số trong trường hợp này cần phải thực hiện sa thải phụ tải, sách lược sa thải phụ tải khác nhau đối với mỗi hệ thống, tuy nhiên có ba loại sa thải phụ tải cơ bản: - Loại 1 có tổng công suất phải cắt bằng công suất thiếu cao nhất có thể, chia đều ra nhiều đợt cắt, bắt đầu xa thải phụ tải từ 49 Hz cho đến 46,5 Hz, các đợt cách nhau 0,1Hz - Loại 2, cũng chia làm nhiều đợt, chỉnh định ở tần số 49,2Hz, có độ trễ về thời gian mỗi đợt cách nhau từ 5 đến 10 giây, đợt cuối 60 giây làm nhiệm vụ đưa tần số lên cao hơn 49,2 Hz, sau khi loại 1 đã cắt , công suát cần cắt của loại 2 bằng 40% loại 1 - Loại 3 là loại sẽ tác động nếu loại 1 không ngăn cản được nguy cơ giảm tần số xuống dưới 45 Hz, hoặc có nguy cơ xảy ra suy điện áp trong một phần nào đó của hệ thống điện. Loại này được chỉnh định không theo dấu hiệu giảm tần số mà theo kết quả của nó là sự giảm quá mức của tần số kết hợp với sự giảm thấp của điện áp. Phụ tải được đóng trở lại khi tần số được khôi phục đến 49,2 Hz , lần lượt theo loạt cách nhau không nhỏ hơn 5 giây, sa thải phụ tải được thực hiện nhờ các rơ le tần số. Phụ tải được chọn cắt theo điều kiện kinh tế-xã hội. Phụ tải mà khi mất điện bị thiệt hại kinh tế-xã hội ít sẽ phải cắt trước Việc sa thải phụ tải tự động được thực hiện cơ cấu tự động sa thải phụ tải theo tần số có sơ đồ nguyên lý như sau: 38
39. Rf Rt Rf Rt 1RG Rt RGRt 1RG Rt TH RG TH 2RG 3RG 3RG RG1 2RG1 RGRt RG2 1RG 2RG MC (a) (b) Sơ đồ (a) – Sơ đồ tự động sa thải phụ tải không có tự động đóng lại. Khi tần số giảm quá giá trị khởi động, rơ le tần số đóng tiếp điểm Rf của mình, cấp điện cho rơ le thời giảm Rt, sau một khoảng thời gian trễ rơ le Rt đóng tiếp điểm cấp nguồn cho rơ le trung gian RG và rơ le tín hiệu TH. Rơ le RG đóng tiếp điểm cấp nguồn cho cuộn máy cắt của nhóm phụ tải ít quan trọng, đồng thời tiếp điểm thứ 2 của nó đưa tín hiệu đi khóa tự động đóng lập lại để sau khi cơ cấu tự động sa thải phụ tải tác động, phụ tải sẽ không được đóng lại nữa Sơ đồ (b)- Sơ đồ tự động sa thải phụ tải theo tần số có tự động đóng lại Khi tần số giảm quá trị số khởi động, rơ le tần số sẽ đóng tiếp điểm R f để đóng cuộn dây của rơ le thời gian Rt vào mạch, sau một khoảng thời gian xác định, rơ le R t đóng tiếp điểm cấp nguồn cho các rơ le trung gian 1RG, 2RG và 3 RG. Rơ le 1RG sẽ cắt máy cắt, rơ le 2RG sẽ cắt nguồn thao tác của mạch tự động đóng lại để cho TĐL chỉ đợi sau khi tần số được khôi phục. Đồng thời tiếp điểm thứ 2 của rơ le 2RG cũng cắt mạch của rơ le RGRt. Sau khoảng thời gian 0,8-1 giây rơ le này sẽ mở tiếp điểm RGRt ngắt mạch của rơ le 1RG để cắt xung đến máy cắt. Điều đó cho phép đóng bằng tay máy cắt đã cắt trong trường hợp tiếp điểm của rơ le tần số đóng quá lâu vì nguyên nhân nào đó. Rơ le 3RG sẽ thay đổi nấc trở về của rơ le tần số. Tự động đóng lại chỉ có thể thực hiện sau khi tiếp điểm của rơ le tần số đã mở, tức là sau khi tần số được khôi phục và rơ le 2RG trở về trạng thái ban đầu &3. ĐIỀU KHIỂN TẦN SỐ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM I. Quy định điều khiển tần số hệ thống điện Việt Nam “ Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia” quy định điều chỉnh tần số như sau: 1.Quy định về giá trị tần số và độ lệch tần số khi vận hành: Tần số HTĐ Quốc gia phải luôn luôn duy trì ởmức 50Hz với sự dao động ±0,2Hz. Trường hợp HTĐ chưa ổn định, cho phép làm việc với độ lệch tần số ±0,5Hz 39
40. Tất cả các tổ máy trong hệ thống điện Việt Nam có đặc tính điều chỉnh được đặt với độ dốc 4%. Việc đặt cùng độ dốc nhằm phân bố công suất phụ tải cho các tổ máy theo khả năng phát của các tổ máy đó 2.Quy định điều chỉnh tần số sơ cấp và thứ cấp: Điều chỉnh tần số sơ cấp là quá trình điều chỉnh tức thời được thực hiện bởi số lượng lớn các tổ máy có bộ phận điều chỉnh công suất tua bin theo sự biến đổi của tần số Điều chỉnh tần số thứ cấp là quá trình điều chỉnh tự động tiếp theo của điều chỉnh tần số sơ cấp thực hiện bởi một số các tổ máy phát được quy định cụ thể nhằm đưa tần số trở lại giá trị định mức 3. Phân cấp điều chỉnh tần số hệ thống điện quốc gia .Điều chỉnh tần số cấp I là điều chỉnh của bộ điều chỉnh công suất của các tổ máy phát điện đã được quy định trước nhằm duy trì tần số HTĐ ở mức 50±0,2Hz Điều chỉnh tần số cấp II là điều chỉnh của bộ điều chỉnh công suất của các tổ máy phát điện đã được quy định trước nhằm đưa tần số về giới hạn 50±0,5Hz Điều chỉnh tần số cấp III là điều chỉnh bằng sự can thiệp của kỹ sư điều độ HTĐ để đưa tần số HTĐ vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân bố kinh tế công suất các nhà máy điện Theo quy định điều chỉnh tần số thì các tổ máy làm nhiệm vụ điều tần cấp I phải điều chỉnh công suất phát để giữ tần số nằm trong phạm vi 50±0,2Hz.Các tổ máy không có nhiệm vụ điều chỉnh tần số thì được phát theo mức tải nền với vùng điều chỉnh của bộ điều chỉnh tần số là 50±0,5Hz Trong hệ thống chỉ có nhà máy thuỷ điện Hoà Bình là có trang bị bộ điều chỉnh công suất theo nhóm, nhằm phân bố đều công suất cho các tổ máy đang vận hành khi điều chỉnh tần số hệ thống Khi tần số giảm xuống dưới 49,5Hz mà đã hết khả năng điều chỉnh của các nhà máy điện điều tần cấp I và II thì Kỹ sư điều độ HTĐ quốc gia phải ra lệnh khởi động thêm các tổ máy đang ở trạng thái dự phòng.việc lựa chọn tổ máy huy động phải xét đến khả năng đáp ứng nhanh của tổ máy và tính tối ưu khai thác nguồn trong HTĐ Trong trường hợp tần số vẫn tiếp tục giảm, đe doạ đến hoạt động ổn định của HTĐ quốc gia sẽ phải sa thải phụ tải theo quy định Khi tần số giảm xuống dưới 49 Hz (trường hợp sự cố) thì hệ thống tự động chống sự cố, hệ thống sa thải phụ tải sẽ tiến hành các đợt cắt phụ tải tuỳ theo độ giảm và tốc độ giảm tần số nhằm đưa tần số HTĐ về tần số định mức Ngược lại, trong trường hợp tần số hệ thống lớn hơn 50,5 Hz, kỹ sư điều độ HTĐ quốc gia có quyền ra lệnh ngừng phát dự phòng một số tổ máy, sau khi xét đến an toàn của hệ thống, tính kinh tế, điều kiện kỹ thuật và khả năng huy động lại các tổ máy dự phòng này II.Tự động điều khiển phát điện (AGC) Theo thiết kế dự án SCADA/EMS của trung tâm Điều độ HT điện quốc gia, các nhà máy thuỷ điện Hoà Bình và Trị An do chức năng AGC (Automatic Generation Control) điều khiển a. Mục đích của AGC 40
41. - Đưa tần số về giá trị định mức - Điều chỉnh trào lưu công suất giữa các khu vực theo một kế hoạch xác định - Phân bố lại lượng công suất thay đổi trong số các máy phát nhằm tối thiểu chi phí vận hành b. Nguyên tắc làm việc của hệ thống AGC Tín hiệu vào của hệ thống AGC bao gồm: Trào lưu công suất trên mạch liên kết Độ lệch tần số của hệ thống Độ lệch thời gian Từ các tín hiệu đầu vào ở trên, chức năng của AGC sẽ tính toán xác định lỗi điều khiển khu vực ACE, sau đó căn cứ vào hệ số tham gia điều khiển của các tổmáy trong AGC để phát xung tăng / giảm đến các tổmáy tương ứng. Khi lỗi điều khiển khu vực ACE về không hoặc đổi dấu thì AGC sẽ phát xung điều khiển các tổ máy trở về điểm làm việc cơ bản do chức năng vận hành kinh tế đưa ra. Chức năng tính toán vận hành kinh tế cũng được thực hiện trong thời gian thực với chu kỳ 5 phút/lần c. Các trạng thái vận hành của AGC ON=AGC đang hoạt động bình thường TOUT=AGC đang bị time out do một trong các nguyên nhân: ACE được tính theo phương pháp cố định công suất trao đổi giữa các khu vực, và tất cả các nguồn đo xa MW của tối thiểu một đường dây liên kết bị phát hiện là đang do xa bị lỗi hoặc dừng không quét dữ liệu Sơ đồ hệ thống AGC cho hệ thống điện Khu vực điều Khu vực điều khển khác khển khác Tổ máy AGC Không điều khiển Tổ máy doAGC điều khiển KHU VỰC ĐIỀU KHIỂN Kế hoạch phát điện cho tất cả các tổ máy LFC Tính toán ACE và SACE Tính toán điểm làm việc cơ bản, hệ số tham gia điều 41 khiển cho các nhà máy trong AGC 5 phut/lan ED
42. Trường hợp khẩn cấp ? (SACE vượt quá giới hạn Cập nhật Tính toán MW đặt 2 giây/lần ACE được tính theo phương pháp cố định công suất trao đổi giữa các khu vực , và tất cả các nguồn đo xa MW của tối thiểu một đường dây liên kết bị phát hiện là đang do xa bị lỗi hoặc dừng không quét dữ liệu ACE được tính toán theo phương án giữ tần số không đổi (CF), hoặc giữ tần số không đổi có hiệu chỉnh thời gian hoặc Tie line bias, và độ lệch tần số đo dược bị phát hiện là đang đo xa bị lỗi hoặc dừng không quét dữ liệu,nhập vào bằng tay hoặc vượt ngưỡng cảnh báo của AGC ACE được tính toán theo phương pháp Tie line Bias hoặc giữ tần số không đổi với phương pháp hiệu chỉnh thời gian và thời gian đo được đang bị lỗi hoặc dừng không quét dữ liệu, nhập vào băng tay Không có tổ máy nào đang được điều khiển,có nghĩa là không có tổ máy nào vận hành BASELOAD, RAMP, BASELOAD và REGULATING, SCHEDULE, ECONOMIC hoặc AUTOMATIC Có tổ máy đang vận hành ở phương thức BASELOAD và REGULATING, nhưng không có tổ máy nào vận hành ở phương thức AUTOMATIC SUSP=AGC bị dừng, nhưng vẫn thực hiện chức năng giám sát điều khiển nguồn Chú ý: Phương pháp tính toán lỗi điều khiển khu vực Phương pháp tính toán lỗi điều khiển khu vực (ACE) xác định cách tính lỗi điều khiển khu vực. Có 6 phương pháp tính toán Giữ tần số không đổi(CF)=AGC điều khiển máy phát để giữ tần số không đổi ở giá trị mong muốn Giữ công suất trao đổi không đổi Tie line Bias (TLB)=Phương pháp này kết hợp hai phương pháp trên =AGC điều khiển phát điện để duy trì cả công suất trao đổi giữa các khu vực và tần số hệ thống ở giá trị định trước Tie line Tie Bias (TLTB) = Phương pháp này kết hợp phương pháp TLB và hiệu chỉnh thời gian. AGC điều khiển để duy trì công suất trao đổi, tần số hệ thống và thời gian hệ thống ở giá trị định trước Giữ tần số không đổi với hiệu chỉnh thời gian (CFT) = AGC điều khiển phát điện để giữ tần số ở giá trị định trước 42
43. c. Các chế độ làm việc của tổ máy AGC Các phương thức vận hành dưới đây chỉ ra trạng thái điều khiển của từng tổ máy phát có thể điều khiển: UNAV (UNAVALLBLE) - ở phương thức này, tổ máy đang dừng không thể vận hành được. Tổmáy không thể điều khiển bằng AGC được. Chỉ có nhân viên vận hành tổ máy có thể chuyển tổ máy từ phương thức này sang phương thức AVAL và ngược lại AVAL (AVAILBLE) - ở phương thức này, tổ máy đang off-line, có nghĩa là các máy cắt nối máy phát vào lưới điện ở trạng thái mở,hoặc công suất phát ra của tổ máy thấp hơn ngưỡng tối thiểu có thể thay đổi do người lập trình/kỹ sư nhưng khi cần cũng thể chọn chế độ on-line MANL (MANUAL) - ở phương thức này, tổ máy phát on-line, nhưng không do AGC điều khiển. Tổ máy phát do AGC tự động chuyển vào phương thức vận hành này do một trong các điều kiện sau: - Khi tổ máy đang ở phương thức AVAIL và phát ra công suất vượt qua ngưỡng sai lệch lệch tối thiểu - Khi phát hiện ra tổ máy không đáp ứng theo lệnh điều khiển, có nghĩa là tổ máy không bám theo điều khiển - Khi AGC ở trạng thái dừng hoạt động lâu hơn một thời gian có thể thay đổi bởi người lập trình/kỹ sư và sau đó lại đưa về trạng thái vận hành ON - Khi AGC điều khiển tổ máy phát đo được đang ở trạng thái đo xa lỗi, ngừng quét dữ liệu hoặc nhập giá trị bằng tay - Khi trạng thái điều khiển tổ máy thay đổi từ REMOTE sang LOCAL MAND(MANUAL-DISPATCH)- ở phương thức này, tổ máy phát on-line, nhưng không do AGC điều khiển, điểm vận hành cơ sở do choc năng vận hành kinh tế (ED) đưa ra AUTO (AUTOMATIC) – ở phương thức này, tổ máy do AGC điều khiển với mức tải dựa trên điểm cơ sở vận hành kinh tế do choc năng vận hành kinh tế đưa ra, và tham gia vào việc điều chỉnh lỗi khu vực theo hệ số điều chỉnh BASE (BASELOAD)-ở phương thức này, tổ máy điều khiển ở điểm vận hành do người vận hành nhập và chuyển đến điểm cơ sở với tốc độ lớn nhất.Tổ máy lúc này do AGC điều khiển nhưng không tham gia vào điều khiển lỗi khu vực BREG (BASELOAD AND REGULATING) – ở phương thức này tổ máy vận hành giống như phương thức vận hành BASE ngoài ra nó còn tham gia vào việc điều chỉnh lỗi điều khiển khu vực theo hệ số tham gia trong giới hạn phạm vi điều chỉnh do người vận hành nhập vào. Khi ACE được giảm về không, AGC chuyển tổ máy trở về điểm vận hành cơ bản RAMP (RAMP) - ở phương thức này, tổ máy sẽ do AGC điều khiển chuyển đến điểm vận hành cơ bản do người vận hành nhập vào dựa trên cơ sở thời gian bắt đầu thay đổi, tốc độ thay đổi, và chế độ phát. Khi đồng hồ thời gian bằng với thời gian bắt đầu thay đổi công suất định trước, AGC sẽ thay đổi chế độ phát đến mức mong muốn ở tốc độ thay đổi do người vận hành xác định. Khi máy phát cần điều chỉnh đạt đến mức yêu cầu, AGC sẽ tự động chuyển tổ máy sang phương thức BASE PUMP (PUMP) - ở phương thức này chỉ áp dụng cho tổ máy thuỷ điện. Khi tổ máy ở phương thức hoạt động khác (trừ UNAV) sẽ tự động chuyển sang phương thức PUMP khi công 43
44. suất thực tế nhỏ hơn ngưỡng âm. Phương thức điều khiển tổ máy sẽ tự động chuyển từ phương thức PUMP sang MANL khi công suất phát thực tế vượt ngưỡng tối thiểu on-line. Tổ máy ở phương thức điều khiển này nhận công suất từ hệ thống và không do AGC điều khiển ECON (ECONOMIC) – ở phương thức này, AGC điều khiển công suất phát ra từ tổ máy ở điểm vận hành kinh tế cơ sở. Điểm vận hành kinh tế cơ sở do chức năng vận hành kinh tế tính ra và được dùng nếu tổ máy ở phương thức vận hành LOCAL,AGC giới hạn công suất tổ máy trong giới hạn điều chỉnh. Người vận hành hệ thống có thể chuyển tổmáy On-line sang phương thức vận hành này nếu xác định vận hành ở mức này SCHEDULE (SCHD) - ở phương thức này, AGC điều khiển công suất ra của tổ máy đến điểm vận hành cơ sở định trước như cung cấp trong kế hoạch vânh hành SCHEDULE AND REGULATING (SREG) - tổ máy vận hành cùng mức với phương thức SCHD nhưng có điều chỉnh lỗi điều khiển khu vực theo hệ số điều chỉnh. AGC điều khiển công suất ra của tổ máy dến điểm cơ bản định trước như cung cấp trong kế hoạch vận hành hiện tại TEST (TEST) Người vận hành có thể định nghĩa lệnh thử điều khiển. Đối với tổ máy điều khiển theo kiểu setpoint, lệnh thử điều khiển sẽ là MW setpoint. Đối với tổmáy điều khiển xung, lệnh thử sẽ là chiều dài xung có dấu, có nghĩa là dấu + để tăng công suất và dấu - để giảm công suất. Nếu phần điều khiển tách khỏi tổ máy, người vận hành có thể thử thông mạch điều khiển cho tong tổ máy bằng cách dùng phương thức TEST &4. ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP I. Khái niệm cơ bản về điều chỉnh điện áp trong hệ thống điện 1.Giới thiệu chung Điều chỉnh điện áp trong hệ thống điện là một trong những nhiệm vụ đặc biệt quan trọng trong vận hành hệ thống điện. Mục tiêu của việc điều chỉnh điện áp nhằm đảm bảo: - Chất lượng điện năng cung cấp cho các thiết bị điện, tức là điện áp cung cấp tại đầu vào các thiết bị nằm trong giới hạn cho phép. Cả thiết bị điện trên lưới cũng như thiết bị dùng điện của khách hàng đều được thiết kế để vận hành trong một dải điện áp nhất định. - Sự ổn định hệ thống điện trong trường hợp bất thường và sự cố - Hiệu quả kinh tế trong vận hành. Giảm tối thiểu tổn thất nhất định năng và điện áp Ta đã biết tổn thất điện áp giữa 2 điểm trong hệ thống điện được xác định theo công thức: * * * * U 2 U1 (I R I X ) (1) * * * U1 U 2 I .(R j.X ) U – điện áp điểm đầu I – dòng điện giữa 2 điểm. Trên lưới chủ yếu là đường dây trên không nên thành phần X >> R, 44
45. Vì trên thực tế góc  (góc lệch điện áp giữa 2 đầu) rất nhỏ ( 3 5 ) nên biên độ độ lệch QX điện áp phụ thuộc chủ yếu vào thành phần U Hay nói cách khác công suất phản kháng truyền trên đường dây ảnh hưởng trực tiếp đến chênh lệch độ lớn điện áp giữa 2 đầu. Còn công suất tác dụng truyền trên đường dây quyết định độ lệch pha điện áp giữa 2 đầu. Vậy điều chỉnh điện áp chính là điều chỉnh trào lưu công suất phản kháng trong hệ thống. Độ lệch điện áp được biểu diễn bởi sơ đồ véc tơ như hình 2. U1 U I.X P.X` U2 U I IR Hình 2: Sơ đồ véc tơ độ lệch điện áp Việc đảm bảo điện áp trong giới hạn là rất phức tạp vì phụ tải trong hệ thống điện phân bố rải rác và thay đổi liên tục dẫn đến việc yêu càu về công suất phản kháng trên lưới truyền tải cũng thay đổi theo. Ngược với vấn đề điều chỉnh tần số trong hệ thống điện, là điều chỉnh chung toàn hệ thống, điều chỉnh điện áp mang tính chất cục bộ. 2 Phát và tiêu thụ công suất phản kháng Máy phát điện Máy phát điện có thể phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng bằng việc thay đổi giá trị của dòng điện kích từ máy phát. Máy phát phát công suất phản kháng khi dòng kích từ lớn (quá kích thích) và tiêu thụ công suất phản kháng khi dòng kích từ nhỏ (thiếu kích thích). Tất cả các máy phát đều có trang bị hệ thống tự động điều chỉnh kích từ (Automatic Voltage Regulator – AVR) nhằm giữ cho điện áp tại đầu cực máy phát không đổi ở một giá trị đặt trước khi phụ tải hệ thống thay đổi. Đường dây trên không Đường dây không cũng có thể phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng tuỳ thuộc vào dòng 1 tải. Để sinh ra điện trường cần có năng lượng là C U và2 để sinh ra từ trường cần có năng 2 0 1 lượng là L I 2 . Năng lượng điện trường gần như không đổi do U thay đổi ít, còn năng lượng từ 2 1 1 trường phụ thuộc vào I. ở trạng thái cân bằng ta có: C U 2 L I 2 (ở đây I là dòng tải khi 2 2 2 U L công suất truyền trên đường dây là công suất tự nhiên Ptn 3 , với Zc là tổng trở Zc C sóng) Nếu công suất tải trên đường dây nhỏ hơn công suất tự nhiên thì giá trị I nhỏ nên công suất phản kháng do điện dung của đường dây sinh ra lớn hơn tổn thất công suất phản kháng trên điện 45
46. cảm, do đó có dòng điện dung từ nguồn đến, làm cho điện áp trên đường dây cao hơn ở đầu nguồn tức là đường dây phát công suất phản kháng. Ngược lài khi công suất tải cao hơn công suất tự nhiên, công suất phản kháng do đường dây sinh ra không đủ bù vào tổn thất công suất phản kháng trên đường dây, do đó có dòng điện điện cảm chạy từ nguồn vào đường dây làm cho điện áp trên đường dây thấp hơn so với điện áp đầu nguồn tức là đường dây tiêu thụ công suất phản kháng Cáp ngầm Dung dẫn cao nên tải tự nhiên cao, trong chế độ vận hành bình thường, thường sinh ra công suất phản kháng Máy biến áp Thường xuyên tiêu thụ công suất phản kháng ở mọi chế độ, nhưng lại có khả năng điều chỉnh trào lưu công suất phản kháng. Phụ tải Thường là nguồn tiêu thụ công suất phản kháng, việc tiêu thụ này thay đổi liên tục trong ngày và khác nhau giữa các mùa trong năm. Tiêu thụ công suất phản kháng của tải ảnh hưởng đến điện áp. Tải với hệ số cos thấp sẽ làm giảm điện áp trên lưới truyền tải. Hệ số cos của một số loại phụ tải đến hình cho ở bảng sau Stt Loại tải cosφ 1 Động cơ công nghiệp lớn 0,89 2 Động cơ công nghiệp nhỏ 0,83 3 Máy lạnh 0,84 4 Máy rửa bát 0,89 5 Máy bơm 0,81 6 Máy giặt 0,65 7 Tivi 0,77 8 Đèn huỳnh quang 0,8 9 Đèn sợi đốt 1 Bảng : Hệ số cos của một số loại phụ tải điển hình Các thiết bị bù: được trang bị trong hệ thống điện nhằm phát sóng hoặc tiêu thụ công suất phản kháng và điều chỉnh cân bằng công suất phản kháng trong toàn hệ thống điện. II. Phương tiện điều chỉnh điện áp Các máy phát là phương tiện cơ bản điều chỉnh điện áp. Bộ AVR (Automatic Voltage Regulator - AVR) điều chỉnh dòng kích từ để giữ điện áp đầu cực máy phát ở giá trị mong muốn. Ngoài ra còn có các phương tiện khác được bổ xung để tham gia vào việc điều chỉnh điện áp. Các thiết bị dùng cho mục đích này được chia ra làm 3 loài như sau: 46
47. Nguồn công suất phản kháng: máy phát, tụ bù ngang, kháng bù ngang, máy bù đồng bộ và thiết bị bù tĩnh (SVC – Static Var Compensator). Bù điện kháng đường dây như tụ bù dọc. Điều chỉnh nấc phân áp máy biến áp (thay đổi trào lưu vô công qua máy biến áp). Các thiết bị bù dùng để điều chỉnh điện áp được mô tả chi tiết dưới đây 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. KBN thường dùng cho đường dây dài siêu cao áp trên không vì dòng điện điện dung sinh ra thường lớn. 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: U (kV) 1 3 2 0 L (km) Hình 3 - 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 Đặc điểm - 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 qua tính toán kinh tế – kỹ thuật. - Kháng cố định trên đường dây phải đảm bảo được chống qua áp trong chế độ non tải đồng thời phải đảm bảo không bị sụt áp trong chế độ tải nặng. Cấu tạo: Cấu tạo của kháng gần giống như máy biến áp nhưng chỉ có 1 cuộn dây cho mỗi pha. Ngoài ra kháng bù có thể bao gồm 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) 47
48. 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 U 2 hành. Nhược điểm là công suất phản kháng tỷ lệ với bình phương điện áp Qc , khi điện X c 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 động tuỳ thuộc vào thới 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 nút điểm 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, vị trí đặt tụ và dung lượng bù cần phải được tính toán bởi chương trình phân bố tối ưu trào lưu công suất (OPF – Optimal Power Flow) sẽ nói đến sau. 3.Tụ bù dọc PR QX Khi chưa có thiết bị bù U với U điện áp nguồn, P và Q là công suất của phụ U tải, X và R là thông số mạng. PR (Q Q )X Khi có thiết bị bù thì ta có ∆U = b . Như vậy là tổn thất điện áp giảm đi khi U có thiết bị bù. 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 truyên tải. 48
49. Tụ bù dọc có một nhược điểm là dòng ngắng mạch qua tụ lớn nên cần có các thiết bị bảo vệ tụ khi có ngắn mạch đường dây (ví dụ khe hở phóng điện ) 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. 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 trở của đường dây. Mức độ bù của thiết bị bù dọc đối với đường dây siêu cao áp thường ở mức 80%) sẽ dẫn đén 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 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 rơ le, 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 1/2 đường dây tính từ nguồn. Vị trí đặt tụ bù dọc cần phải phối hợp thêm với việc đặt kháng bù ngang. 4. Máy bù đồng bộ Máy bù đồng bộ là máy phát đồng bộ. 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. 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 lấp đặt và chi phí vận hành của máy bù thường cao hơn so với các loại thiết bị bù khác. Sơ đồ thay thế của máy bù đồng bộ và đồ thị vectơ điện áp cho trên hình vẽ 49
50. Hình: Sơ đồ thay thế và đồ thị vectơ điện áp của máy bù đồng bộ (a) sơ đồ thay thế (b) (c) Chế độ quá kích thích và khích thích non Trong đó: Eq là sức điện động ngược UC là điện áp của mạng điện tại điểm mà máy bù đồng bộ được đấu vào ở chế độ quá kích thích dòng điện của máy bù đồng bộ I mbđb là dòng điện dung và sức điện động ngược Eq của nó. Môđun dòng điện của máy bù đồng bộ được xác định bằng biểu thức UC Eq Imbdb 3xd Vì Pmbđb= 0 nên công suất phản kháng của máy bù đồng bộ bằng U C Eq Qmbdb S mbdb 3U C I mbdb U C xd Từ biểu thức trên ta thấy rằng trị số của Q mbđb phụ thuộc vào quan hệ giữa E q và điện áp UC , tăng dòng điện kích từ thì sức điện động E q tăng. Khi Eq=UC công suất phản kháng của máy bù đồng bộ =0. Nếu quá kích thích Eq >U C thì máy bù đồng bộ phát ra công suất phản 0 kháng vào mạng, lúc này dòng điện Imbđb vượt trước điện áp UC một góc 90 - hình (b) Giảm dòng điện kích từ đến một giá trị nào đó, ta có chế độ kích thích non, khi đó 0 Eq <UC và dòng điện Imbđb chậm sau điện áp U C một góc 90 – hình (c) từ công thức xác định Qmbđb ta thấy máy bù đồng bộ tiêu thụ công suất phản kháng của mạng. Công suất định mức của máy bù ĐB là công suất định mức ứng với chế độ quá kích thích. Do đặc điểm của máy bù ĐB nên trong chế độ kích thích non Qmbđb =0,5 Qđmmbđb. 5. Hệ thống bù tĩnh Thiết bị bù tĩnh (SVC – Static Var Compensator) bao gồm các kháng và tụ bù ngang có thể điều chỉnh để phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng. Khái niệm “bù tĩnh” là để phân biệt với bù quay, nghĩa là thiết bị này không có thành phần chính quay. 50
51. Hệ thống bù tĩnh (SVS – Static Var System) là sự kết hợp của các SVC và các tụ hoặc kháng đóng cắt để điều chỉnh lượng công suất bù nhất định bao gồm các kháng và tụ bù ngang có thể điều chỉnh để phát hoặc kháng đóng cắt để điều chỉnh lượng công suất bù nhất định. Có rất nhiều loại SVC khác nhau được tạo nên bởi tổ hợp của các thành phần điều chỉnh công suất phản kháng dưới đây: - Kháng bão hoà - Kháng điều khiển bằng thyristor - Tụ điều khiển bằng thyristor - Kháng đóng cắt bằng thyristor - Máy biến áp điều khiển bằng thyristor SVC có khả năng điều chỉnh điện áp từng pha riêng rẽ, vì vậy SCV có thể dùng để điều chỉnh độ lệch thành phần điện áp thứ tự nghịch và thứ tự thuận. Tuy nhiên trong giáo trình vận hành chỉ đề cập đến tác dụng bù công suất phản kháng của SVC, Xét ví dụ một SVC gồm một kháng điều khiển và một tụ cố định như hình vẽ IS V V + IC IL Hình – Cấu trúc SVS Các SVS có thể coi như là một điện cảm điều chỉnh. SVS rất linh hoạt trong vận hành và tốc độ đáp ứng nhanh. SVS có nhiều loại và dung lượng bù khác nhau. Việc lựa chọn loài tuỳ thuộc vào yêu cầu hệ thống và chi phí đầu tư. Đối với lưới truyền tải, SVS có một số ưu điểm sau: - Điều khiển tránh quá áp tạm thời - Ngăn ngừa sụp đổ điện áp trong một số trường hợp sự cố. - Tăng độ ổn định động - Hạn chế dao động trong hệ thống Đối với lưới phân phối, SVS có tác dụng giảm dao động điện áp gây nên bởi các phụ tải như máy cán kim loại, máy khai thác mỏ, lò luyện kim, 6. Nấc phân áp của máy biến áp 51
52. Nấc phân áp máy biến áp là một trong những phương tiện hữu hiệu trong việc điều chỉnh điện áp tại mọi cấp điện áp. Phần lớn các MBA ở cấp truyền tải đều có trng bị thiết bị tự động điều chỉnh điện áp dưới tải (OLTC – On load Tap Changer). OLTC có thể điều chỉnh tự động hoặc bằng tay. Điều chỉnh nấc phân áp nhằm thay đổi trào lưu công suất vô công qua MBA, dẫn đến giảm tổn thất và cải thiện phân bố điện áp .Vị trí nấc phân áp của máy biến áp có OLTC có thể được điều chỉnh hàng ngày, hàng giờ, tuỳ theo yêu cầu của hệ thống. Còn nấc phân áp của các MBA không có điều áp dưới tải cần phải được tính toán để có thể đáp ứng được mọi chế độ vận hành trong một khoảng thời gian nhất định. Bảng so sánh tính năng của các phương tiện điều chỉnh điện áp Loại điều Điều chỉnh Phát công Tiêu thụ Linh hoạt trong Khả năng tự Ghi chú chỉnh trơn suất Q công suất Q vận hành động điều chỉnh Máy phát Có Có nhưng Có nhưng Có Có hạn chế hạn chế Máy bù đồng Có Có Có Có Có bộ SVS Có Có Có Có Có Các bộ tụ bù Không Có Không Có, nếu điều Có ngang khiển đóng cắt được Các bộ tụ bù Không Có Không Không Có Có thể gây dọc cộng hưởng Kháng bù Không Không Có Không Có ngang Đóng cắt Không Có Có Tuỳ thuộc chế độ Theo quyết định đường dây của người vận hành Điều chỉnh Không Không Không Có Có Điều chỉnh nấc phân áp trào lưu công MBA suất Q III.Phương pháp vận hành điều chỉnh điện áp. Đối với phần lớn các hệ thống điện hiện đại, việc giám sát điện áp trong toàn hệ thống được thực hiện bởi hệ thống SCADA/EMS (Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System). Hệ thống này thường được trang bị tại các trung tâm điều độ. Các thông tin về điện áp được thu nhập về trung tâm giúp cho người vận hành ra các quyết định để thực hiện việc điều chỉnh điện áp qua các phương tiện điều chỉnh điện áp. Trong hệ thống, có rất nhiều loại thiết bị được dùng để điều chỉnh điện áp và công suất phản kháng như đã trình bày ở phần trên. Tuỳ thuộc vào cấp điện áp, vào các tiêu chuẩn an toàn, tin cậy, kinh tế mà các thiết bị điều chỉnh điện áp được lựa chọn để tham gia vào vận hành. Các thiết bị điều chỉnh này có thể 52
53. được điều chỉnh bằng tay hoặc tự động tuỳ theo cấp điện áp và các yêu cầu đặc biệt. Nói chung, việc điều chỉnh điện áp ở lưới phân phối có xu thế tự động nhiều hơn ở lưới truyền tải. Có 2 lý thuyết khác nhau về điều khiển điện áp: 1. Điều khiển tập trung: các thiết bị điều khiển được thực hiện dựa trên thông tin chung về vận hành của toàn hệ thống. Ví dụ: kỹ sư vận hành hệ thống giám sát toàn bộ phân bố điện áp trong hệ thống và đưa ra các lệnh điều khiển công suất phản kháng. 2. Điều khiển nhiều cấp: các thiết bị điều khiển được quy định trước luật điều khiển ở trạng thái vận hành ổn định dựa trên các thông tin vận hành cục bộ tại chỗ và các khu vực lân cận. Ví dụ: các bộ tự động điều chỉnh điện áp các nhà máy điện (NMĐ) hoặc các bộ tự động điều chỉnh điện áp dưới tải của các MBA được phân công điều chỉnh điện áp theo biểu đồ cho trước. Với sự phát triển ngày càng lớn mạnh về công nghệ điện tử công suất trong các thiết bị điều khiển, lý thuyết về điều chỉnh điện áp nhiều cấp ngày càng được ưa chuộng hơn ở nhiều nước trên thế giới, đặc biệt là ở châu Âu. Cũng giống như điều chỉnh tần số, điều chỉnh điện áp nhiều cấp gồm 2 hoặc 3 cấp tuỳ theo các quan điểm khác nhau. Cấp 1 (điều chỉnh sơ cấp): là quá trình đáp ứng nhanh và tức thời các biến đổi điện áp bằng tác động của các bộ điều chỉnh điện áp máy phát, máy bù đồng bộ hoặc các bộ điều chỉnh điện áp dưới tải của các MBA nhằm giữ ổn định điện áp lưới trong chế độ vận hành bình thường cũng như sự cố. Cấp 2 (điều chỉnh thứ cấp): là quá trình đáp ứng chậm hơn cấp 1 được thực hiện ở trong vùng, trong hệ thống nhằm đáp ứng các sự biến đổi chậm về độ lệch lớn của điện áp. Để thực hiện việc điều chỉnh cấp 2, người ta chia hệ thống thành nhiều miền, mỗi miền đặc trưng bởi một số nút kiểm tra điện áp. Các nút điện áp này được điều chỉnh để giữ theo biểu đồ điện áp định trước. Cấp 3 (cũng có thể gọi là điều chỉnh thứ cấp): là quá trình điều hòa mức điện áp giữa các miền điều chỉnh cấp 2, tối ưu hóa mức điện áp của hệ thống điện theo tiêu chuẩn kinh tế và an toàn, quá trình này có thể thực hiện bằng tay hoặc tự động. Để có thể tiến hành điều điều chỉnh cấp 3, ta tính toán biểu đồ điện áp đặt cho các nút kiểm tra. Công cụ để làm việc này là chương trình tối ưu trào lưu công suất (OPF – Optimal Power Flow). Cấu trúc về điều chỉnh điện áp theo cấp được mô tả trên hình vẽ sau: Nguyên tắc vận hành hệ thống điều chỉnh cấp 2: Nguyên tắc cơ bản của điều chỉnh điện áp cấp 2 là chia nhỏ hệ thống điện thành nhiều vùng khác nhau được đặc trưng bởi một vài nút điện áp chính gọi là “nút kiểm tra”. Các thiết bị điều chỉnh điện áp trong miền có nhiệm vụ điều chỉnh để giữ điện áp tại các nút kiểm tra theo biểu đồ điện áp được định trước theo yêu cầu của hệ thống Điều kiện đẻ phân chia hệ thống thành các miền điều chỉnh như sau: - Giá trị điện áp tại các nút kiểm tra ở các miền phải đặc trưng cho điện áp của toàn miền. Nghĩa là mọi thay đổi về điện áp trong miền được phản ánh qua nút kiểm tra. Thông thường, khoảng cách từ nút kiểm tra đến các các nút khác trong miền là nhỏ. - Lượng công suất phản kháng trong miền phải đảm bảo đủ theo yêu cầu điều chỉnh của miền. - Khoảng cách giữa các nút kiểm tra của các miền phải đủ lớn để những tác động điều khiển trong nội bộ mỗi miền ảnh hưởng đến nhau không đáng kể. 53