Nghiên cứu lựa chọn thiết bị SVC, TSCC sử dụng cho lưới truyền tải điện 220 Kv miền Nam Việt Nam giai đoạn đến năm 2020

 xác lập có độ ổn định cao, cho kết quả đầy đủ và chính xác, dễ 
nhập số liệu và cập nhật thông số hệ thống và có xét đến tính ổn định của hệ thống. Từ 
các phân tích ưu nhược điểm trên, phần mềm Conus sẽ được chọn để tính toán chế độ 
xác lập của hệ thống nhằm hỗ trợ tính toán bù công suất trong lưới truyền tải. 
4.3. Tính toán chế độ truyền tải công suất từ Bắc vào Nam cho lưới điện 220 kV 
miền Nam giai đoạn đến năm 2020 
4.3.1. Phụ tải thực tế lưới điện 220 kV miền nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với 
chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam 
 Phụ tải: P = 13178 MW. 
 Q = 5832 MVAr. 
 Công suất phát: QF = 13207 MW. 
4.3.1.1. Kết quả tính toán 
 Tổng công suất phát: PF = 13898.59 MW 
 Tổng công suất yêu cầu: PYC = 13225.25 MW 
 Tổn thất trong lưới: P = 673.33 MW 
4.3.1.2. Điện áp tại các nút 
a) Nút có điện áp thấp: U 95% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 95% Uđm là: Phước Long 2 (90,65% Uđm), 
Giống Riềng 1 (89,62% Uđm), Hòn Đất (94,2% Uđm), Kiên Lương (94,3% Uđm), Tam 
Phước (94,5% Uđm), An Phước (94,4% Uđm), Phú Giao (94,8% Uđm), Bình Hòa (93,8% 
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 383 
Uđm), Tây Ninh 2 (94% Uđm), Tây Ninh (93,2% Uđm), Bình Phước (83,8% Uđm), Tân 
Biên (93,2% Uđm). 
b) Nút có điện áp cao: U 105% Uđm 
Ở chế độ này không có nút điện áp cao U 105% Uđm. 
c) Dòng điện trên các nhánh: I ICP 
Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Tất cả các đường dây 
trong hệ thống đều có dòng điện nhỏ hơn dòng cho phép của dây dẫn. 
4.3.2. Phụ tải max lưới điện 220 kV Miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với 
chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam 
 Phụ tải: P = 13178 MW 
 Q = 5832 MVAr 
 Công suất phát: QF = 13207 MW. 
4.3.2.1. Kết quả tính toán 
Tổng công suất phát: PF = 19355.01 MW 
Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW 
Tổn thất trong lưới: P = 419.74 MW 
4.3.2.2. Điện áp tại các nút 
a) Nút có điện áp thấp: U 95% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 95% Uđm là: Phước Long 2 (87,6% Uđm), Gò 
Giao (93,9% Uđm), Rạch Giá (93,1% Uđm), Hộ Phòng (94,5% Uđm), Vị Thanh (93,4% 
Uđm), Bạc Liêu 2 (93,6% Uđm), Giống Riềng 1 (86% Uđm), Hòn Đất (87,8% Uđm), Kiên 
Lương (87,6% Uđm), Mỹ Xuyên (93,9% Uđm), Phước Long 1 (91,2% Uđm), Giống Riềng 
(91,3% Uđm), Châu Đốc (91,7% Uđm), Phụng Hiệp (94,9% Uđm), KCN Sa Đéc (94,1% 
Uđm), Cao Lãnh (93,8% Uđm), An Trung (94,2% Uđm), Long An (94,6% Uđm), Mỏ Cày 
(94,8% Uđm), Bến Tre 2 (94,4% Uđm), KCN Sa Đéc (94,7% Uđm), An Phước (94,5% 
Uđm), Bình Hòa (93,6% Uđm), Bình Phước (83,8% Uđm). 
b) Nút có điện áp cao: U 105% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện 
áp tại các nút đều thấp nên không có nút điện áp cao. 
c) Dòng điện trên các nhánh: I ICP. 
Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Phú Lâm - Bình Tân 
(73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71). 
384 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
4.3.3. Phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với 
chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp bảo dưỡng định kỳ 
 Phụ tải: P = 13178 MW 
 Q = 5832 MVAr 
 Công suất phát: QF = 13207 MW 
 Bảo dưởng định kỳ: Cắt các đường dây sau cùng một thời điểm để thực hiện công 
tác bảo dưỡng kết hợp bảo dưỡng trạm: TG Cà Mau - Cái Nước (1-11), Mỹ Tho -
Gò Công (45-52), Bảo Lộc - Định Quán (88-91). 
4.3.3.1. Kết quả tính toán 
Tổng công suất phát: PF = 19359.36 MW 
Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW 
Tổn thất trong lưới: P = 424.09 MW 
4.3.3.2. Điện áp tại các nút 
a) Nút có điện áp thấp: U 95% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 95% Uđm là: Phước Long 2 (87,6% Uđm), Gò 
Giao (93,8% Uđm), Rạch Giá (93,1% Uđm), Cái Nước (94,2% Uđm), Hộ Phòng (94,5% 
Uđm), Vị Thanh (93,4% Uđm), Bạc Liêu 2 (93,6% Uđm), Giống Riềng 1 (85,9% Uđm), 
Hòn đất (87,7% Uđm), Kiên Lương (87,6% Uđm), Mỹ Xuyên (93,9% Uđm), Phước Long 
1 (91,2% Uđm), Giống Riềng (91,3% Uđm), Châu Đốc (91,6% Uđm), Phụng Hiệp (94,9% 
Uđm), KCN Sa Đéc (94,1% Uđm), Cao Lãnh (93,7% Uđm), An Trung (94,2% Uđm), Long 
An (94,5% Uđm), Mỏ Cày (94,7% Uđm), Bến Tre 2 (94,3% Uđm), Gò Công (94,6% Uđm), 
Tam Phước (94,6% Uđm), An Phước (94,5% Uđm), Bình Hòa (93,6% Uđm), Bình Phước 
(82,7% Uđm). 
b) Nút có điện áp cao: U 105% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện 
áp tại các nút đều thấp nên không có nút điện áp cao. 
c) Dòng điện trên các nhánh: I ICP 
Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Phú Lâm - Bình Tân 
(73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71). 
4.3.4. Phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với 
chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp sự cố đường dây 
 Phụ tải: P = 13178 MW 
 Q = 5832 MVAr 
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 385 
 Công suất phát: QF = 13207 MW 
 Sự cố đường dây: Các đường dây sau bị sự cố cùng một thời điểm: TG Cà Mau -
Vị Thanh (1-14), Cai Lậy - Long An (41-43), KCN Phú Mỹ - NĐ Bà Rịa (56-62), 
Nhà Bè - Nam Sài Gòn 2 (61-74). 
4.3.4.1. Kết quả tính toán 
 Tổng công suất phát: PF = 19358.04 MW 
 Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW 
 Tổn thất trong lưới: P = 422.79 MW 
4.3.4.2. Điện áp tại các nút 
a) Nút có điện áp thấp: U 95% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 95% Uđm là: Phước Long 2 (87,7% Uđm), Gò 
Giao (93,7% Uđm), Rạch Giá (92,9% Uđm), Hộ Phòng (94,1% Uđm), Vị Thanh (89,4% 
Uđm), Bạc Liêu 2 (93,3% Uđm), Giống Riềng 1 (86% Uđm), Hòn Đất (87,5% Uđm), Kiên 
Lương (87,3% Uđm), Mỹ Xuyên (93,6% Uđm), Phước Long 1 (91,2% Uđm), Giống Riềng 
(91,3% Uđm), Châu Đốc (91,6% Uđm), Phụng Hiệp (94,8% Uđm), KCN Sa Đéc (94,1% 
Uđm), Cao Lãnh (93,7% Uđm), An Trung (94,2% Uđm), Long An (94,4% Uđm), Mỏ Cày 
(94,8% Uđm), Bến Tre 2 (94,4% Uđm), Tam Phước (94,7% Uđm), An Phước (94,5% 
Uđm), Bình Hòa (93,6% Uđm), Bình Phước (85,3% Uđm). 
b) Nút có điện áp cao: U 105% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện 
áp tại các nút đều thấp nên không có nút điện áp cao. 
c) Dòng điện trên các nhánh: I ICP 
Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Phú Lâm – Bình Tân 
(73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71). 
4.3.5. Phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 ứng với 
chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp sự cố nguồn 
 Phụ tải: P =13178 MW 
 Q = 5832 MVAr 
 Công suất phát: QF = 13207 MW 
 Sự cố nguồn: Các máy phát sau bị sự cố cùng một thời điểm: MF5 Cà Mau (6), 
MF Ô Môn (32). 
4.3.5.1. Kết quả tính toán 
 Tổng công suất phát: PF = 19387.84 MW 
 Tổng công suất yêu cầu: PYC = 18935.25 MW 
 Tổn thất trong lưới: P = 452.57 MW 
386 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
4.3.5.2. Điện áp tại các nút 
a) Nút có điện áp thấp: U 95% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 95% Uđm là: Phước Long 2 (86,5% Uđm), Gò 
Giao (92,8% Uđm), Rạch Giá (91,1% Uđm), Cái Nước (94,3% Uđm), Hộ Phòng (93,6% 
Uđm), Cà Mau 2 (94,8% Uđm), Vị Thanh (92,4% Uđm), Bạc Liêu 2 (92,6% Uđm), Giống 
Riềng 1 (84,8% Uđm), Hòn Đất (86,4% Uđm), Kiên Lương (86,2% Uđm), 
Mỹ Xuyên (93,1% Uđm), Phước Long 1 (86% Uđm), Hữu Nghĩa (94,6% Uđm), Giống 
Riềng (89,9% Uđm), Châu Đốc (86,2% Uđm), Long Xuyên (94,5% Uđm), Núi Sập (94,1% 
Uđm), Ô Môn (94,1% Uđm) Phụng Hiệp (93,8% Uđm), KCN Sa Đéc (92,8% Uđm), Cao 
Lãnh (92,5% Uđm), Vĩnh Long (94% Uđm), Vĩnh Long 2 (93,7% Uđm), Cai Lậy (94,1% 
Uđm), An Trung (93,1% Uđm), Long An (93,8% Uđm), Mỏ Cày (94,1% Uđm), 
Bến Tre 2 (93,7% Uđm), Gò Công (94,4% Uđm), Tam Phước (94,2% Uđm), An Phước 
(94% Uđm), Vĩnh Lộc (94,8% Uđm), Bình Hòa (93,2% Uđm), Củ Chi 3 (94,5% Uđm), 
Bình Chánh (94,8% Uđm), Bình Phước (84,8% Uđm). 
b) Nút có điện áp cao: U 105% Uđm 
Ở chế độ này các nút có điện áp U 105% Uđm là: ở chế độ này do hầu hết điện 
áp tại các nút đều thấp. 
c) Dòng điện trên các nhánh: I ICP 
Các nhánh có dòng điện lớn hơn dòng điện cho phép là: Bình Chánh 1 - Phú Lâm 
(47-73), Phú Lâm - Bình Tân (73-78), Thủ Đức Bắc - Long Bình (70-71). 
4.4. Lắp đặt SVC cho lưới điện 220 kV Miền Nam giai đoạn đến 2020 
4.4.1. Lựa chọn vị trí lắp đặt 
Để tìm vị trí thích hợp lắp đặt các thiết bị FACTS nhằm giữ ổn định điện áp tại 
các nút cho các nhánh của hệ thống điện miền Nam giai đoạn đến năm 2020, bài báo 
tiến hành như sau: Lần lượt bố trí SVC tại các nút có biến thiên điện áp nhiều. Điều 
khiển đặc tính điều chỉnh của các thiết bị bù nhằm đưa điện áp tất cả các nút nằm trong 
vùng cho phép (Uđm 5%) theo chế độ vận hành. Kết quả đã tìm được vị trí, dung lượng 
của thiết bị SVC như sau: 
4.4.2. Lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 
Vị trí, dung lượng của SVC được ghi ở bảng sau: 
Bảng 2. Vị trí, dung lượng của SVC 
STT THIẾT BỊ SỐ NÚT TÊN NÚT DUNG LƯỢNG (MVAr) 
01 SVC 114 Bình Phước 450 
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 387 
4.4.3. Điện áp phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020 
ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường hợp sự cố nguồn 
sau khi lắp đặt SVC 
Bảng 3. Điện áp các nút trước và sau khi đặt SVC 
Số nút Tên nút Điện áp (p.u) trước khi 
lắp đặt SVC 
Điện áp (p.u) sau khi lắp 
đặt SVC tại nút số 114 
17 Hòn Đất 0,946 0,951 
18 Kiện Lương 0,946 0,950 
108 Trảng Bàng 0,943 0,973 
112 Tây Ninh 2 0,928 0,972 
113 Tây Ninh 0,918 0,975 
114 Bình Phước 0,933 1,045 
150 Tân Biên 0,917 0,973 
Bảng 4. Độ dự trữ ổn định tĩnh và tổn thất công suất trước và sau khi đặt SVC 
Đại lượng Trước khi lắp đặt SVC Sau khi lắp đặt SVC 
SVC tại nút 114 
Độ dự trữ ổn định tĩnh (%) 37,9 42,9 
Tổn thất P (MW) 651,51 634,56 
% P 3,37 3,28 
Đặc tính điện áp: 
Hình 4: Đặc tính biến thiên điện áp tại các nút: 112, 113, 114, 150 trước khi lắp đặt SVC 
388 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
Hình 5: Đặc tính biến thiên điện áp tại các nút: 112, 113, 114, 150 sau khi lắp đặt SVC 
Nhận xét: Đặc tính biến thiên điện áp các nút 112, 113, 114, 150 được cải thiện 
sau khi lắp đặt SVC. 
4.5. Lắp đặt thiết bị TCSC cho lưới điện miền Nam giai đoạn đến năm 2020 
4.5.1. Lựa chọn vị trí 
Để tìm vị trí thích hợp lắp đặt các thiết bị TCSC nhằm nâng cao khả năng tải cũng 
như tăng khả năng ổn định, giảm dao động công suất, sụp đổ điện áp và loại bỏ cộng 
hưởng đồng bộ cho lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn đến năm 2020, bài báo tiến 
hành như sau: lần lượt bố trí TCSC trên các đường dây có công suất thay đổi lớn thuộc 
các mạch vòng. Điều khiển đặc tính điều chỉnh của các thiết bị bù nhằm đưa đòng điện 
tại các nhánh theo định mức đảm bảo theo chế độ vận hành. Kết quả đã tìm được vị trí, 
dung lượng của thiết bị TCSC như sau. 
4.5.2. Lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn 2015 - 2020 
Vị trí, dung lượng của thiết bị TCSC được ghi ở bảng sau: 
Bảng 5. Vị trí, dung lượng của thiết bị TCSC 
STT THIẾT BỊ SỐ NHÁNH TÊN NHÁNH XB() 
01 TCSC 73-78 Phú Lâm - Bình Tân 5 
02 TCSC 70-71 Thủ Đức Bắc - Long Bình 3 
PHÂN BAN TRUYỀN TẢI ĐIỆN | 389 
4.5.3. Dòng điện trên các nhánh phụ tải max lưới điện 220 kV miền Nam giai đoạn 
đến năm 2020 ứng với chế độ truyền công suất từ Bắc vào Nam trong trường 
hợp sự cố nguồn 
Bảng 6. Dòng điện trên các nhánh trước và sau khi lắp đặt TCSC 
STT Số nhánh Tên nhánh Dòng điện 
(I trước khi lắp 
đặt TCSC) 
Dòng điện 
(I sau khi lắp 
đặt TCSC) 
01 73-78 Phú Lâm - Bình Tân 1740,5 989,1 
02 70-71 Thủ Đức Bắc - Long Bình 1233 429,3 
Ghi chú: Sau khi lắp đặt TCSC thì dung kháng của đường dây giảm xuống (tổng 
trở của đường dây giảm), cùng một luồng công suất trên đường dây, nhưng dòng điện 
mô phỏng sau khi lắp đặt TCSC nhỏ hơn trước khi có TCSC. Do vậy khả năng tải công 
suất của đường dây tăng lên. 
5. KẾT LUẬN 
Sử dụng số liệu của tổng sơ đồ VI và VII tính toán CĐXL, sử dụng phần mềm 
Conus 6.0 để tính toán đã tìm được một số nút nguy hiểm có điện áp biến động lớn theo 
các chế độ vận hành khác nhau, dễ dẫn đến sụp đổ điện áp gây mất ổn định hệ thống và 
dòng tải trên các nhánh vượt định mức. Qua đó cho thấy cần thiết phải tìm giải pháp bù 
thích hợp nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và vận hành an toàn hệ thống. 
Qua tìm hiểu công nghệ FACTS, sử dụng các phương pháp tính toán bài báo đã 
tìm được phương án thích hợp đề xuất lắp đặt TCSC và SVC cho lưới điện 220 kV miền 
Nam giai đoạn đến năm 2020 nhằm giữ ổn định điện áp cho các nút tải theo chế độ vận 
hành và dòng điện trên các nhánh đảm bảo không quá tải, một điều kiện cần cho việc 
đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng. 
Kết quả tính toán cho thấy, lựa chọn công suất và vị trí lắp đặt thiết bị FACTS 
thích hợp, đồng thời phối hợp đặc tính điều chỉnh hợp lý đã nâng cao chất lượng điện áp 
và đảm bảo điện áp tại các nút nằm trong phạm vi cho phép, giảm tổn thất điện năng và 
nâng cao khả năng tải của các đường dây lưới truyền tải điện 220 kV miền Nam giai 
đoạn đến năm 2020. 
Hệ thống điện miền Nam làm việc ổn định và tin cậy hơn khi lắp đặt SVC và 
TCSC ở những vị trí đã chọn ở trên, trong các chế độ vận hành khác nhau các thiết bị 
FACTS đã lắp đặt tự động bù công suất phản kháng với dung lượng bù tối ưu khắc phục 
kịp thời sự mất ổn định điện áp trong hệ thống. 
390 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Truyền tải điện xoay chiều và một chiều - PGS. TS. Ngô Văn Dưỡng – Đại học Bách khoa - Đại 
học Đà Nẵng. 
[2] Lã Văn Út, Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ 
thuật, Hà Nội, năm 2001. 
[3] Viện Năng lượng, Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2015 - 2020 có xét triển 
vọng đến 2025. 
[4] Hướng dẫn sử dụng phần mềm CONUS 6.0, Đại học Bách khoa Hà Nội, 2009. 
[5] Yong Hua song and Allan T Johns (1999), "Flexible ac transmission systems (Facts)", The 
Institution of Electrical Engineers, London, United Kingdom. 
[6] Narain G. Hingorani, Laszlo Gyugyi (2000), “Understanding FACTS, Concepts of Flexible AC 
Transmission Systems”, The Institution of Electrical and Electronics Engineers, Inc, New York. 
[7] N. G. Hingorani, “Flexible AC Transmission Systems (FACTS) – Overview", IEEE Spectrum, 
40 – 45, April 1993. 
[8] N. G. Hingorani, L. Gyugyi, "Understanding FACTS – Concepts and technology of Flexible AC 
Transmission Systems", IEEE Press, 2000. ISBN 0-7803-3455-8. 
[9] W.-M. Lin, S.-J. Chen, and Y.-S. Su, “An application of Interiorpoint based OPF for System 
Expansion with FACTS Devices in a Deregulated Environment," in Proceedings of the 
International Conference on Power System Technology, Perth, WA, Australia, 2000, pp. 
1407– 1412,. 
[10] Y. Xiao, Y. H. Song, and Y.Z. Sun, “Application of Stochastic Programming for Available 
Transfer Capability Enhancement Using FACTS devices," in Proceedings of the IEEE Power 
Engineering Society Summer Meeting, Seattle, WA, USA, 2000, vol. 1, pp. 508 -515. 
[11] M.M.El Metwally, F.M.El Bendary, A.A.El Emary, and M.I.Mosaad “Using FACTS Controllers 
To Balance Distribution System Based A" MEPCON’2006, Power Electronics, pp. 81-86.