Nghiên cứu các chế độ làm việc và ảnh hưởng của nhà máy phát điện chạy băng sức gió kết nối với lưới điện674

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - NGUYỄN DUY KHIÊM NGHIÊN CỨU CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY PHÁT ĐIỆN CHẠY BẰNG SỨC GIÓ KẾT NỐI VỚI LƯỚI ĐIỆN Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 62520202 TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN TẬP THỂ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC 1.GS.VS.TSKH Trần Đình Long 2.TS Đỗ Xuân Khôi Hà Nội – 2015 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Từ sau khủng hoảng lượng dầu mỏ thập niên 1970, việc nghiên cứu sản xuất lượng từ dạng nguồn lượng khác đẩy mạnh toàn giới, phát điện sức gió đặc biệt quan tâm Đến cuối năm 2012 toàn giới ước đạt 282410MW cơng suất điện gió đấu nối vào lưới điện Dự báo tương lai, mức độ thâm nhập điện gió cịn tăng cao Việt Nam đánh giá quốc gia có tiềm năng lượng gió cao Mới (19/09/2014), Hà Nội AWS Truepower – Hoa Kỳ công bố kết khảo sát tiềm gió tồn lãnh thổ Việt Nam, cho thấy 142 vị trí xây dựng nhà máy điện gió (NMĐG) quy mô công nghiệp với tổng công suất vào khoảng 9000MW Khi số lượng lớn cơng suất điện gió tích hợp vào lưới điện có tác động đến lưới điện, đặc biệt lưới điện phân phối lân cận điểm kết nối Những ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện liên quan đến nhiều vấn đề, có: Trào lưu cơng suất; lượng cơng suất dự phịng để đảm bảo ổn định hệ thống; ngắn mạch lưới điện; ổn định hệ thống điện (HTĐ); hệ thống bảo vệ điện; chất lượng điện năng… Ở Việt Nam có nhiều nghiên cứu điện gió, chẳng hạn chế tạo turbine gió đáp ứng với điều kiện Việt Nam; điều khiển để turbine gió bám lưới xảy ngắn mạch; sử dụng siêu tụ để tích trử lượng gió dư thừa…Tuy nhiên vấn đề nghiên cứu lựa chọn chế độ đặc trưng, đánh giá ảnh hưởng NMĐG đến thông số vận hành lưới điện địa phương độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) lưới điện có tham gia nguồn điện gió chưa quan tâm mức Chính vậy, luận án tập trung vào việc “nghiên cứu tác động nhà máy điện gió đến thơng số vận hành chế độ xác lập đặc trưng lưới điện địa phương ảnh hưởng nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện lưới điện lân cận điểm kết nối nhà máy điện gió” Mục đích nghiên cứu Phân tích đánh giá tác động NMĐG đến thông số vận hành lưới điện chế độ xác lập đặc trưng lựa chọn Xây dựng mơ hình xác suất đánh giá ĐTC CCĐ khả cô lập (tách đảo) phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện gió HTĐ lớn bị cố để nâng cao ĐTC CCĐ Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu: Ảnh hưởng NMĐG sử dụng máy phát cảm ứng nguồn kép đến thông số vận hành lưới điện lân cận điểm kết nối Nghiên cứu tiêu ĐTC CCĐ, chủ yếu tập trung vào việc xây dựng mơ hình xem xét thay đổi kỳ vọng thiếu hụt công suất, thiếu hụt điện nút phụ tải khảo sát có NMĐG hoạt động giải pháp “tách đảo” để nâng cao ĐTC CCĐ Phạm vi nghiên cứu: Sự thay đổi thông số vận hành ĐTC chế độ xác lập đặc trưng lưới điện phân phối địa phương lân cận điểm kết nối với nguồn điện gió Áp dụng tính tốn thực tế lưới điện Tuy Phong – Bình Thuận nơi có NMĐG cơng suất 120MW kết nối với lưới điện 110kV Phƣơng pháp nghiên cứu Kết hợp nghiên cứu lý thuyết, xây dựng phương pháp, mơ hình nghiên cứu với việc thu thập xử lý số liệu thực tế lưới điện NMĐG để phục vụ tính tốn minh họa Sử dụng phần mềm chun dụng PSS/E để khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện tính tốn thơng số vận hành lưới điện chế độ đặc trưng Các số liệu thu thập cập nhật liên tục từ nghiên cứu, dự án điện gió thực Việt Nam có đấu nối với lưới điện Ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài Ý nghĩa khoa học: Đề xuất phương pháp xây dựng đặc tính phát trao đổi công suất NMĐG với lưới điện theo thời gian ngày, tháng, năm sở số liệu thống kê trình vận hành đối tượng nghiên cứu từ lựa chọn ngày đặc trưng năm để đánh giá tác động NMĐG đến lưới điện lân cận điểm kết nối Xây dựng mơ hình xác suất để đánh giá ĐTC nút phụ tải khảo sát lưới điện phân phối đấu nối với nguồn điện phân tán Đề xuất giải pháp chia cắt (tách đảo) phần lưới điện có kết nối với nguồn điện phân tán để nâng cao ĐTC CCĐ cho phụ tải quan trọng hệ thống điện lớn bị cố Ý nghĩa thực tiễn: Nghiên cứu, đề xuất yêu cầu kỹ thuật đấu nối NMĐG vào lưới điện Việt Nam nhằm đảm bảo điều kiện vận hành chất lượng điện cho hộ tiêu thụ Phân vùng đánh giá tác động NMĐG đến thông số vận hành lưới điện thực tế Xử lý số liệu thống kê thực tế để xác định thông số hỏng hóc turbine gió vận hành Việt Nam Tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện nút phụ tải khảo sát có tham gia nguồn điện gió để thấy rõ tác động tăng cường ĐTC CCĐ lưới điện phân phối kết nối với nguồn điện phân tán Đề xuất giải pháp tách đảo phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện phân tán để nâng cao ĐTC CCĐ cho hộ tiêu thụ quan trọng HTĐ lớn bị cố Phương pháp nghiên cứu tính tốn minh họa cho trường hợp NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận Bố cục luận án Ngoài phần mở đầu, kết luận kiến nghị, toàn nội dung luận án trình bày chương: Chương Tổng quan Chương Đấu nối NMĐG vào HTĐ Chương Mô đánh giá ảnh hưởng NMĐG đến thông số vận hành lưới điện địa phương Chương Ảnh hưởng nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN Phần tổng quan Luận án nhằm giới thiệu vấn đề chung phát triển điện gió giới Việt Nam Tổng quan nội dung nghiên cứu luận án giới thiệu đầu chương tương ứng 1.1 Hiện trạng phát triển lƣợng gió giới Thị trường điện gió tồn cầu phát triển nhanh chóng tất dạng lượng khác dùng để phát điện Tổng công suất đặt điện gió tồn giới vào năm 2005 khoảng 59063MW cuối năm 2012 tăng gấp lần đạt 282410MW, trình phát triển mơ tả Hình 1.3 Tổng cơng suất Tăng trưởng 194559 200000 157910 150000 121247 100000 74175 93959 59063 39333 47662 36664 36649 4247145381 50000 31184 19784 27289 6866 8150 8330 11401 15112 Công suất lắp đặt (MW) 237029 250000 Công suất (MW) 80000 282410 300000 70000 60000 75324 60007 50000 40000 31307 30000 22796 20000 18421 8445 10000 8124 7473 6000 4525 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Năm Quốc gia Hình 1.4 Xếp hạng 10 quốc gia có cơng suất lắp đặt điện gió cao giới Hình 1.3 Biểu đồ tăng trưởng cơng suất điện gió tồn giới Vận tốc gió Quốc gia có tổng cơng suất lắp đặt điện gió năm 2011 lớn Trung Quốc (75324MW), xếp sau Mỹ (60007MW), Đức (31307MW), Tây Ban Nha (22796MW), Ấn Độ (18421MW), Vương quốc Anh (8445MW), Ý (8124MW), Pháp (7473MW) Một số quốc gia khác bao gồm, Bồ Đào Nha, Đan Mạch đạt ngưỡng 4000MW cơng suất điện gió lắp đặt (Hình 1.4) Q trình phát triển cơng suất turbine trình bày Hình 1.8 Đồng bộ; Không đồng Trục quay nhanh Máy phát Trục quay chậm Trục turbine Lưới điện Hộp số Điều khiển phía máy phát Điều khiển turbine Hình 1.8 Quá trình phát triển turbine gió Nguồn xoay chiều pha Điều khiển phía lưới Điều khiển chuyển đổi nguồn Hình 1.9 Mơ hình chuyển đổi lượng gió thành lượng điện 1.2 Mơ hình hệ thống chuyển đổi lƣợng gió Bằng cách sử dụng phương pháp khí động học, turbine gió thiết kế dạng cánh quạt, nhận lượng gió chuyển đổi thành lượng quay máy phát, trình bày Hình 1.9 1.3 Giải pháp công nghệ chế tạo máy phát điện Máy phát điện làm nhiệm vụ biến đổi lượng học rotor thành lượng điện Ở thiết bị chuyển đổi lượng gió người ta sử dụng máy phát đồng lẫn máy phát khơng đồng , mơ tả Hình 1.10 Năng lượng gió Đầu vào 12 10 Máy phát sử dụng tốc độ cố định tốc độ biến đổi Truyền động Công suất (MW) Hộp số Phụ tải độc lập Loại máy Máy điện đồng đa cực Máy điện đồng Rotor Rotor dây quấn Nam châm vĩnh cửu Stator Dây quấn Dây quấn Kết nối lưới Bộ chuyển đổi nguồn tỷ lệ Bộ chuyển đổi nguồn tỷ lệ Đầu Máy điện cảm ứng Rotor lồng sóc Rotor dây quấn Dây quấn Dây quấn Bộ chuyển đổi nguồn tỷ lệ Chuyển đổi nguồn 10 10 10 7,5 7 6 6 6 6 6 5,55,55,55,5 5 5 5 5 Bộ chuyển đổi nguồn phần Kết nối trực tiếp lưới điện Lưới điện với tần số điện áp không thay đổi Mã hiệu Hình 1.11 Năng lực chế tạo turbine gió số nhà sản xuất hàng đầu giới (theo cơng suất tổ máy) Hình 1.10 Giản đồ khối mô tả loại máy phát điện chạy sức gió Hình 1.11 mơ tả lực chế tạo (theo công suất danh định tổ máy) số nhà sản xuất turbine gió 1.4 Phát triển lƣợng gió thềm lục địa Khả cố định động gió xuống đáy biển mở kỷ nguyên cho ngành lượng gió Trang trại điện gió ngồi khơi với tên gọi “Vindeby – Lolland” xây dựng Đan Mạch, với tổng cơng suất 5MW sử dụng turbine gió nhà chế tạo Bonus loại B35/450, vận hành vào năm 1991 cung cấp khoảng 12GWh/năm Tính đến hết năm 2012 điện gió thềm lục địa tồn giới giới thiệu Hình 1.12 4000 0,9 3593,513 0,8 0,7 3000 2500 Giá thành điện USD/kWh Công suất (MW) 3500 1898,413 1674,313 2000 1500 1000 500 31,181 39,295 47,693 59,024 74,122 93,93 120,903159,213 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Năm Hình 1.12 Biểu đồ tăng trưởng cơng suất điện gió thềm lục địa 0,8 0,6 0,5 0,38 0,4 0,3 0,2 0,12 0,1 1990 2005 2012 Năm Hình 1.14 Giá thành điện gió giảm từ năm 1990 đến năm 2012 1.5 Suất đầu tƣ giá thành điện nguồn điện gió Nếu so sánh giá thành điện điện gió (USD/kWh) từ năm 1990 đến năm 2012 giảm khoảng 6.7 lần, cho thấy tính cạnh tranh điện gió tăng lên đáng kể (Hình 1.14) 1.6 Điện gió Việt Nam Kết nghiên cứu gần (09/2014) tiềm năng, đặc điểm, chế độ gió vị trí xây dựng NMĐG quy mô công nghiệp giới thiệu Hình 1.17 – 1.19 Hình 1.17 Miền Bắc, kịch cho năm 2020 Hình 1.18 Miền Trung, kịch cho năm 2020 Hình 1.19 Miền Nam, kịch cho năm 2020 Tốc độ gió Miền Bắc đo độ cao 80m Vận tốc gió trung bình 6,24m/s, tổng cơng suất 500MW, hiệu suất trung bình 31% Tốc độ gió Miền Nam đo độ cao 80m Tốc độ gió Miền Trung đo độ cao 80m Vận tốc gió trung bình 5,74m/s, tổng cơng suất Vận tốc gió trung bình 6,95m/s, tổng cơng suất 1500MW, hiệu suất trung bình 27% 4000MW, hiệu suất trung bình 38% Hình 1.16 Các vị trí xây dựng NMĐG qui mô công nghiệp Việt Nam 60 40 20 -20 -40 -60 Độ lệch chuẩn thay đổi (MW) Mức thay đổi công suất max 10 phút (MW) Kết khảo sát tính tốn thay đổi độ lệch chuẩn cơng suất điện gió thời gian 10 phút mức công suất khác mơ tả Hình 1.21 1.22 Cơng suất điện gió (MW) Hình 1.21 Mức thay đổi công suất thời gian 10 phút 60 50 40 30 20 10 Cơng suất điện gió (MW) Hình 1.22 Độ lệch chuẩn cơng suất gió thời gian 10 phút Cơng suất dự phịng dùng để điều tần thiết kế lớn 2.5 lần độ lệch chuẩn để hỗ trợ cơng suất điện gió thay đổi khoảng thời gian 10 phút Cho đến có 40 dự án đầu tư xây dựng NMĐG Việt Nam với tổng công suất lắp đặt vào khoảng 4113MW Hiện có dự án đấu nối vào lưới điện quốc gia (NMĐG Tuy Phong, NMĐG Bạc Liêu) CHƢƠNG 2: ĐẤU NỐI NHÀ MÁY ĐIỆN GIĨ VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN Hiện chưa có Quy chuẩn quốc gia Việt Nam đấu nối NMĐG vào HTĐ ERAV EVN trình xây dựng Quy chuẩn Các nghiên cứu chương nhằm tìm hiểu, lựa chọn giới thiệu số nội dung, thông số, tiêu chuẩn số quốc gia có cơng nghiệp điện gió phát triển giới số quy định hành Việt Nam lưới điện liên quan đến đấu nối Những thông tin tổng hợp chương tham khảo q trình xây dựng quy chuẩn Việt Nam 2.1 Sơ đồ đấu nối nhà máy điện gió vào hệ thống điện Kết nối trang trại gió vào lưới điện thực cấp điện áp khác tùy theo lượng công suất phát, khoảng cách đến điểm đấu nối lưới điện quốc gia Trên thực tế, việc đấu nối thực cấp điện áp phân phối cấp điện áp truyền tải Có hai sơ đồ điển hình đấu nối NMĐG vào lưới điện trình bày Hình 2.1 2.2 WG1 WG2 WG n WG1 WG2 WGn H1 HV H1 MV I1 MBATA Lưới điện WGn+1 H2 MBA Lưới điện MBA H2 LVDC (HVDC) I2 Hm+1 Hm Hm Hình 2.1 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió đất liền vào lưới điện Hình 2.2 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió thềm lục địa vào lưới điện 2.2 Lựa chọn thông số mạch đấu nối Các thông số mạch đấu nối bao gồm: khoảng cách, điện áp, mức công suất, tiết diện dây dẫn, số mạch đường dây, vị trí xây dựng nhà máy qui định độ sụt áp điểm kết nối, trình bày Bảng 2.1 Hình 2.3 Bảng 2.1 Mối quan hệ thơng số mạch đấu nối NMĐG với lưới điện Qui mơ trang trại gió (MW) P ≤ 10 10 < P ≤ 20 20 < P ≤ 100 100 < P ≤ 200 Độ sụt áp cực Khoảng cách đại cho phép đấu nối (km) ≤14 >14 ≤15 >15 5% ≤48 >48 ≤48 >48 Cấp điện áp 22kV 22kV 22kV 110kV 110kV 110kV 110kV 220kV Mạch đường dây Mạch đơn 185 mm2 Mạch kép 185 mm2 Mạch kép 185 mm2 Mạch đơn 240 mm2 Mạch đơn 240 mm2 Mạch kép 240 mm2 Mạch kép 240 mm2 Mạch kép 400 mm2 Trang trại điện gió nhỏ P ≤ 10MW Trang trại điện gió trung bình 10MW < P ≤ 100MW Trang trại điện gió lớn P > 100MW Hình 2.3 Sơ đồ đấu nối tương ứng với qui mô công suất trang trại gió 2.3 Các mơ hình kết nối tổ máy turbine gió với lƣới điện 2.3.1 Mơ hình kết nối trực tiếp máy phát với lƣới điện (loại A) (Hình 2.4) Lưới điện Vận tốc gió Khóa đóng cắt Máy phát SCIG Vận tốc gió Khóa đóng cắt Máy phát SCIG Máy biến áp tăng áp Lưới điện Máy biến áp tăng áp Hộp số Hộp số Bộ khởi động mềm Bộ khởi động mềm Bộ tụ Bộ tụ Bộ biến trở Hình 2.4 Mơ hình máy phát nối trực tiếp với lưới (loại A) Hình 2.5 Mơ hình máy phát nối lưới có tốc độ thay đổi nhờ việc thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) 2.3.2 Mơ hình máy phát kết nối lƣới điện sử dụng phƣơng thức thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) (Hình 2.5) 2.3.3 Mơ hình kết nối máy phát cảm ứng nguồn kép với lƣới điện (loại C) (Hình 2.6) Máy biến áp tăng áp Hộp số Máy biến áp tăng áp Máy phát SCIG; WRSG; PMSG Vận tốc gió Vận tốc gió Máy phát DFIG Lưới điện Bộ chuyển đổi nguồn Hộp số Lưới điện Bộ chuyển đổi nguồn Hình 2.7 Mơ hình máy phát nối lưới thông qua biến đổi điện tử công suất đầy đủ (loại D) Hình 2.6 Mơ hình nối lưới máy phát cảm ứng nguồn kép (loại C) 2.3.4 Mô hình máy phát kết nối lƣới điện thơng qua biến đổi tỉ lệ đầy đủ (loại D) (Hình 2.7) 2.4 Dịng cơng suất máy phát cảm ứng nguồn kép nối lƣới (DFIG) DFIG loại máy phát dùng phổ biến giới, loại máy lắp đặt bai NMĐG hoạt động Việt Nam Luận án tập trung phân tích giới thiệu chi tiết mơ hình (2.1) Pr sPs s s r (2.2) s ωr < ωs ωr > ωs Vận tốc gió Máy phát cảm ứng rotor dây quấn P s, Q s P s, Q s Vs Máy biến áp tăng áp Hộp số Stator Pr , Qr ω r < ω s Pg, Qg Pr , Qr ω r > ω s Pg, Qg ωs Rotor Pm ωr Vr AC Độ nghiêng cánh Phía rotor DC V dc VSC Vrc Tín hiệu Điều khiển Phía lưới Vg VSC AC Lưới điện V gc Hệ thống điều khiển Hình 2.9 Sơ đồ mơ tả dịng cơng suất máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới Tùy thuộc vào tốc độ gió điều kiện vận hành hệ thống mà công suất qua mạch rotor theo hai chiều: từ lưới qua chuyển đổi công suất đến rotor ngược laị 2.5 Một số tiêu chuẩn Quốc tế quy định Việt Nam điều kiện đấu nối NMĐG vào HTĐ 2.5.1 Một số tiêu chuẩn Quốc tế 2.5.1.1 Phạm vi hoạt động điện áp tần số Điện áp tần số tạo từ NMĐG phụ thuộc lớn vào tốc độ gió Mặt khác, việc ngắt đóng kết nối với lưới điện trang trại gió thường xuyên xảy Điều làm thay đổi điện áp tần số điểm kết nối, ảnh hưởng đến chất lượng điện lưới điện Một đồ thị đại diện lưới điện Đan Mạch dùng cho turbine gió kết nối với lưới điện phân phối, cho biết phạm vi vận hành nằm giới hạn biên độ điện áp tần số lưới điện, minh họa Hình 2.13 Hình 2.13 Đồ thị thể giới hạn biên độ điện áp tần số lưới điện Đan Mạch vận hành có kết nối điện gió Hình 2.14 Đồ thị thể giới hạn biên độ điện áp tần số lưới điện Anh Quốc vận hành có kết nối điện gió Hình 2.14 mơ tả giới hạn biên độ điện áp tần số kết nối trang trại gió với lưới điện có cấp điện áp nhỏ 132kV quốc gia Anh 2.5.1.2 Kiểm soát công suất phản kháng điều chỉnh điện áp Turbine gió có khả kiểm sốt cơng suất phản kháng để hỗ trợ điều chỉnh điện áp điểm kết nối (POC) Ngồi NMĐG cịn phải trang bị điều chỉnh điện áp (VR) để trì độ lệch điện áp nằm giới hạn quy định (± 10% cho mạng điện áp thấp ± 5% cho mạng lưới điện trung bình cao) Các NMĐG phải trì phát cơng suất phản kháng suốt khoảng thời gian điện áp giảm thấp theo khả cho phép thiết bị Hình 2.17 Yêu cầu lượng cơng suất phản kháng turbine gió (Liên Bang Đức Anh Quốc) Hình 2.18 Điều chỉnh lượng cơng suất tác dụng cho việc hỗ trợ tần số 2.5.1.3 Điều khiển cơng suất tác dụng kiểm sốt tần số Một yếu tố quan trọng việc tính tốn xác định lượng cơng suất dự phịng cần thiết để tránh sụp đổ HTĐ khơng thể dự báo trước vận tốc gió vận tốc gió đột ngột trở khơng khoảng thời gian ngắn dẫn đến lượng cơng suất Các trang trại gió phải có khả điều chỉnh sản lượng điện mức xác định từ nhà điều hành hệ thống nhằm để hỗ trợ ổn định tần số HTĐ Ngoài ra, trang trại gió phải có khả điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng theo độ lệch tần số Hình 2.18 mơ tả đường cong điều chỉnh tỉ lệ phần trăm cơng suất trang gió ứng với dải tần số hoạt động quy định 2.5.1.4 Khả vượt qua điện áp thấp Yêu cầu NMĐG phải trì kết nối trường hợp hệ thống bị cố để ngăn ngừa hệ thống ổn định Vì nhiều cơng ty Điện lực địi hỏi yêu cầu NMĐG phải có khả vượt qua điện áp thấp (LVRT) (đặc biệt kết nối với lưới điện cao áp) với tỉ lệ phần trăm định so với điện áp định mức (có khả chịu điện áp giảm tới khoảng từ – 15%) thời gian qui định quốc gia 8 Hình 2.19 Qui định LVRT NMĐG số quốc gia phát triển điện gió 2.5.1.5 Yêu cầu chất lượng điện Biến thiên điện áp Mức độ biến thiên điện áp cho phép quy định theo tiêu chuẩn quốc tế quy định quốc gia Chẳng hạn, lưới truyền tải: Đan Mạch turbine gió gây biến đổi điện áp không vượt 1% điểm kết nối chung (POC); Ở Đức Thụy Điển giới hạn tương ứng 2% 2,5% Đan Mạch, không 4% cấp điện áp 10 – 20kV không 3% cấp điện áp 50 – 60kV… Nhấp nháy điện áp Khuyến cáo Plt ≤ 0.5 cấp điện áp từ 10 – 20kV Plt ≤ 0.35 cấp điện áp 50 – 60kV xem chấp nhận Tuy nhiên, tùy theo quốc gia có giới hạn cho phép nhấp nháy khác Chẳng hạn, lưới phân phối: Đan Mạch Plt ≤ 0.5 cấp điện áp từ 10 – 20kV Plt ≤ 0.35 cấp điện áp 50 – 60kV; Đức điểm kết nối Plt ≤ 0.46 Ở cấp điện áp lớn 132kV, Plt ≤ 0.37 (Đức) Pst ≤ 0,8, P lt ≤ 0.6 tiêu chuẩn Anh… Sóng hài Sự biến dạng sóng hài định lượng phương pháp đo tổng biến dạng sóng hài TDH (Total Harmonic Distortion) biến dạng sóng hài riêng lẻ Tiêu chuẩn IEC 61.400–21 (2008), IEC 61000–3–6 IEEE 519–1992 thường áp dụng hệ thống lượng gió đại Đối với Ấn Độ cấp điện áp lớn 132kV , THD ≤ 3% THD ≤ 5% lưới có cấp điện áp thấp 69kV THD ≤ 2.5% cấp điện áp lớn 69kV Qui định tổng dạng méo hài quốc gia Ai Len theo tiêu chuẩn IEC 61000–3–6… 2.5.2 Quy định Việt Nam điều kiện đấu nối Một số vấn đề liên quan đến việc kết nối NMĐG với lưới điện Việt Nam xem xét đề xuất sau đây: a Yêu cầu giới hạn điện áp tần số Hình 2.20 Giới hạn điện áp tần số vận hành lưới điện có kết nối với NMĐG Việt Nam Bảng 2.3 Khả vận hành turbine gió ứng với dải điện áp tần số Giới hạn điện áp Tần số Vận hành 90 – 105 % 49 – 50,5 Hz Vận hành liên tục 90 – 105 % 48 – 49 Hz Khả vận hành 10 phút 90 – 105 % 47,5 – 48 Hz Khả vận hành phút 90 – 105 % 50,5 – 52 Hz Khả vận hành phút 75,5 – 90 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành giây 60,5 – 75,5 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành giây 105 – 115 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành giây 115 – 120 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành 0,5 giây Ngoài giới hạn điện áp tần số cho Bảng 2.3, turbine gió phải ngừng b Yêu cầu công suất phản kháng Công suất phản kháng cung cấp vào hệ thống giảm từ mức hệ số công suất định mức 0,95 Khi điện áp lớn điện áp danh định, công suất phản kháng hấp thụ từ lưới điện nhà máy giảm điện áp mức điện áp danh định trừ có qui định khác Ngồi cơng suất phản kháng giảm công suất phát nhà máy mức 20% công suất định mức c Yêu cầu điều khiển điện áp Các NMĐG cần phải trang bị điều chỉnh điện áp để trì độ lệch điện áp nằm giới hạn quy định Trong trường hợp điện áp điểm kết nối giảm nhiều, NMĐG phải trì phát cơng suất phản kháng hết khả điều chỉnh thiết bị suốt thời gian d Yêu cầu điều khiển công suất tác dụng NMĐG cần có khả tăng giảm công suất theo lệnh điều độ với tốc độ 1%/giây, cho phép đặt trước giới hạn tăng công suất từ – 100% cơng suất danh định/phút Ngồi NMĐG cần phải có khả điều chỉnh tần số sơ cấp tương tự nhà máy điện truyền thống Cho phép giảm công suất tác dụng thời gian sụt giảm điện áp khôi phục mức 90% công suất danh định trước xảy nhiễu loạn vịng ½ giây e u cầu khả vượt qua điện áp thấp Theo thông tư 12 32/2010/TT–BCT thời gian tối đa giải trừ cố cấp điện áp ≤ 110kV 150ms, đưa yêu cầu vượt qua điện áp thấp turbine gió cho lưới điện Việt Nam theo Hình 2.21 Hình 2.21 Khả vượt qua điện áp thấp turbine gió kết nối với lưới điện Việt Nam f Yêu cầu đảm bảo chất lượng điện Bảng 2.4 Giới hạn số thông số chất lượng điện Cấp điện áp 110kV Dao động điện áp Nhấp nháy Sóng hài Pst95% = 0,4 THD < 2,5% Do hoạt động đóng cắt ≤ 2,5% Plt95% = 0,5 Riêng lẻ < 1,5% Pst95% = 0,6 THD < 5% Do hoạt động đóng cắt ≤ 35kV ≤ 3% Plt95% = 0,5 Riêng lẻ < 3% Những thông tin, thông số, yêu cầu, tiêu chuẩn quy định giới thiệu chương tham khảo xây dựng Quy chuẩn đấu nối NMĐG vào HTĐ Việt Nam CHƢƠNG 3: MÔ PHỎNG VÀ ĐÁNH GIÁ ẢNH HƢỞNG CỦA NMĐG ĐẾN THÔNG SỐ VẬN HÀNH CỦA LƢỚI ĐIỆN ĐỊA PHƢƠNG Hình 2.32 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 10 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 giới thiệu Hình 2.32 Những phần tử biểu diễn nét đứt dự kiến quy hoạch 3.1 Mô kết nối NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận với lƣới điện 110kV địa phƣơng phần mềm PSS/E – Khoanh vùng ảnh hƣởng NMĐG Tuy Phong Phần mềm PSS/E sử dụng để mô chế độ khảo sát luận án, trước tiên để khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện địa phương NMĐG Tuy Phong với công suất 30MW, theo mô khảo sát vận hành năm qua, gây ảnh hưởng số điểm nút lân cận Kết mô ảnh hưởng NMĐG đến điện áp nút khu vực lưới điện lân cận điểm kết nối cho số chế độ đặc trưng giới thiệu Hình 3.1 ÷ 3.3 11 1.05 Điện áp nút phụ tải có NMĐG Điện áp nút phụ tải khơng có NMĐG Điện áp (pu) 0.95 0.9 Vùng ảnh hưởng 0.85 0.8 H.TAN T.NAM H.KIEM P.THIET L.SON P.RI TUY CN V.HAON.PHUOC M.NE PHONG D.LINH 23h ngày 1/12/2012 (ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất) Hình 3.1 Điện áp nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn 1.005 Điện áp nút phụ tải có NMĐG Điện áp nút phụ tải khơng có NMĐG Điện áp (pu) 0.995 0.99 0.985 Vùng ảnh hưởng 0.98 0.975 0.97 H.TAN T.NAM H.KIEM P.THIET L.SON P.RI TUY CN V.HAON.PHUOC M.NE PHONG D.LINH 13h ngày 9/7/2012 (ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ nhất) Hình 3.2 Điện áp nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ 1.01 Điện áp nút phụ tải có NMĐG Điện áp nút phụ tải khơng có NMĐG Điện áp (pu) 0.99 0.98 0.97 Vùng ảnh hưởng 0.96 0.95 0.94 H.TAN T.NAM H.KIEM P.THIET L.SON P.RI TUY CN V.HAON.PHUOC M.NE PHONG D.LINH 17h ngày 7/8/2012 (ngày NMĐG phát cơng suất lớn nhất) Hình 3.3 Điện áp nút phụ tải ứng với ngày NMĐG phát cơng suất lớn Nhận thấy có nút: Lương Sơn, Phan Rí, Tuy Phong, CN Vĩnh Hảo, Ninh Phước chịu ảnh hưởng NMĐG Vì phần áp dụng cho lưới điện thực tế sau đây, tính tốn mơ sơ đồ đơn giản hóa Hình 3.4 Kết mơ PSS/E giới thiệu Hình 3.5 12 Hình 3.4 Sơ đồ lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đơn giản hóa Hình 3.5 Sơ đồ mơ PSS/E lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đơn giản hóa 3.2 Xây dựng biểu đồ trao đổi công suất NMĐG với lƣới điện địa phƣơng số chế độ đặc trƣng 3.2.1 Các liệu gió Từ kết khảo sát đo đạc nhiều năm địa điểm định xây dựng đồ thị xác suất thay đổi hướng gió năm, tháng ngày Hình Với tháng năm xác định tốc độ gió trung bình (với xác suất 50%), tốc độ gió cực đại Vmax, cực tiểu Vmin xây dựng họ đường cong với xác suất trung gian khác (10, 20, …80, 90%) (Hình 3.7) Đặc tính tần suất tốc độ gió năm xếp biểu diễn dạng đồ thị kéo dài vận tốc gió theo thời gian (Hình 3.8a) đồ thị xác suất phân bố vận tốc gió năm (Hình 3.8b) N NW 5,2 SW 32,5(%) W NE E Tỷ lệ V 1m/sec SE S Hình 3.6 Hoa gió Hình 3.7 Họ đặc tính tần suất tốc độ gió Hình 3.8 Đồ thị kéo dài theo thời gian (a) xác suất phân bố vận tốc gió (b) năm 3.2.2 Khả phát cơng suất turbine gió Cơng suất phát turbine gió tính theo cơng thức: P C P r 2.v w3 (3.7) Trong đó: Cp – Hệ số cơng suất phụ thuộc tốc độ gió, số vòng quay rotor, số cánh quạt turbine, thiết kế góc nghiêng cánh quạt Các nghiên cứu lý thuyết thực nghiệm cho thấy trị số lý tưởng hệ số Cp = 0,593, loại turbine cánh quạt có hệ số tốt Thơng thường nhà chế tạo turbine gió cho biết quan hệ hệ số chuyển đổi tối đa CPmax với biến thiên tốc độ gió – Mật độ khơng khí nơi đặt turbine gió ( = 1.22kg/m 3); vw – Vận tốc gió r – Bán kính rotor Những turbine gió đại, cơng suất lớn có đường kính đến 150m Theo (3.1) kết hợp với đặc tính phân bố tốc độ gió Hình 3.9 xây dựng biểu đồ phát công suất lượng khả dụng NMĐG cho khoảng thời gian khảo sát (ngày, tháng, mùa, năm…) Năng lượng thu từ NMĐG khoảng thời gian t: 13 t E t Pdt ( C P r v w3 )dt (3.8) Đối với turbine gió vận hành NMĐG Tuy Phong đặc tính phát cơng suất xây dựng trực tiếp cách xác từ số liệu đo đạc thực tế thống kê (cho khoảng thời gian 30 phút) 3.2.3 Biểu đồ trao đổi công suất Biểu đồ trao đổi công suất cần xây dựng cho chế độ đặc trưng theo khả phát NMĐG (cực đại, cực tiểu ngừng phát) theo biểu đồ tiêu thụ điện khu vực có kết nối với NMĐG để từ nghiên cứu chi tiết ảnh hưởng NMĐG đến tiêu kinh tế – kỹ thuật lưới điện Chẳng hạn, với NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận theo kết đo đạc trực tiếp năm 2012, xây dựng biểu đồ phát cơng suất cực đại theo tháng Hình 3.16 theo ngày Hình 3.17 Hình 3.17 Biểu đồ phát cơng suất ngày đặc trưng 7/8/2012 Hình 3.16 Biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng năm 2012 Kết hợp biểu đồ phụ tải khu vực với biểu đồ phát cơng suất NMĐG xây dựng biểu đồ trao đổi công suất qua phần tử liên lạc NMĐG với lưới điện chế độ đặc trưng Ba chế độ đặc trưng lựa chọn để khảo sát là: NMĐG phát công suất lớn năm, phụ tải địa phương lớn năm NMĐG ngừng hoạt động Đối với ngày đặc trưng chọn (NMĐG phát công suất cực đại 7/8/2012), đồ thị phụ tải địa phương (a), biểu đồ phát công suất nhà máy (b) biểu đồ trao đổi cơng suất qua đường dây liên lạc 110kV Phan Rí – Tuy Phong (c) trình bày Hình 3.21 40 29.1 28.5 30 20 17.91 17.4617.51 17.89 17.95 16.55 12.6 Công suất (MW) 10.1 9.1 10 15.42 13.77 19.58 17.17 18.26 19.83 17 15.2 11.35 11.9 10.9 8.59 29.18 17.2 4.8 8.3 4.33 5.42 4.04 10 12 14 -5.35 -10.45 4.8 16 18 -2.83 20 22 -11.17 -20 a) Phụ tả i (CN Vĩnh Hả o+Ninh Phước) 24 -12.72 -15.14 -13.86 -30 30.34 29.92 28.2 8.1 -8.79 26.38 18.1 18 16.61 17.38 17.36 17.4 17.45 11.72 11.14 -4.91 28.9 22.3 2.6 30 11.2 6.58 -7.81 21.5 7.5 3.6 -10 25.2 25 22 28.8 25.7 b) Nhà má y Điện gió c) Trao đổi cơng suất -21.58 -23.4 -21.08 Thời gian (giờ/ngày 7/8/2012) Hình 3.21 Biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc cho ngày đặc trưng chọn Công suất trao đổi Ptđ qua phần tử liên kết khu vực có NMĐG với HTĐ tính sau: 0,4 0,5 0,4 0,5 26,7+j3,3 31,8+j4,3 0,3 24,5+j3,3 28,9+j4,4 0,2 21,2+j1,5 24,8+j2 ≈0 ≈0 19,6+j2,7 0,1 17,5+j2,9 0,1 14,6+j1,3 ≈0 ≈0 1,7+j0 ≈0 0,2 ≈0 0,1 0,2 17,3+j3 0,2 0,2 0,1 0,2 28,3+j3,8 28,1+j3,9 17,3+j2,6 0,1 23,4+j3,9 28,1+4,3 0,1 18,2+j1,5 18,1+2,0 16,0+j2,0 0,1 -11,9-j0,6 18,1+j1,8 16+j1,9 108,2 108,3 108,7 109,5 107,2 107,4 108,0 109,4 Phan Rí 106,4 105,7 106,6 106,0 107,5 107,1 109,8 109,4 104,5 104,7 106,0 108,3 Tuy Vĩnh Ninh Phong Hảo Phước pt Ghi chú: Chế độ NMĐG phát công suất cực đại vào lưới điện qua đường dây liên lạc (thời điểm 17h) Chế độ NMĐG không hoạt động (thời điểm 17h) Chế độ tải nhận cơng suất cực đại từ HTĐ có NMĐG (thời điểm 21h) Chế độ tải nhận công suất cực đại NMĐG không hoạt động (thời điểm 21h) 7,2-j0,2 Lương Phan Rí – Tuy Vĩnh Hảo Lương Sơn – Tuy Phong – – Ninh Sơn Vĩnh Phan Phong Phước Rí Hảo P 8,1-j0,2 HTĐ– Phan Rí PNMĐG HTĐ– Lương Sơn Điện áp nút (kV) Ptđ Chế độ đặc trưng Luồng công suất (MVA) / Tổn thất công suất (MW) đường dây Bảng 3.3 Tổng hợp kết tính tốn cho chế độ đặc trưng 14 (3.14) Tùy theo tương quan công suất phát NMĐG (PNMĐG) công suất tổng phụ tải (P∑pt) mà Ptđ qua phần tử liên kết có dấu (+) dấu (–) 3.3 Mơ thông số vận hành lƣới điện chế độ đặc trƣng Với biểu đồ trao đổi công suất tính tốn mơ trào lưu cơng suất, trị số điện áp nút, tổn thất công suất, điện tiêu ĐTC CCĐ lưới điện phân phối khu vực kết nối với NMĐG Kết mô (bằng phần mềm PSS/E) trào lưu công suất, tổn thất công suất, điện áp nút 110kV phần lưới điện kết nối với NMĐG chế độ phát, nhận công suất cực đại có khơng có điện gió trình bày Bảng 3.3 Hình 3.25 15 a) Chế độ phát công suất cực đại vào HTĐ b) Chế độ nhận cơng suất cực đại từ HTĐ Hình 3.22 Trào lưu công suất phần lưới điện kết nối với NMĐG Khi có tham gia NMĐG thấy biến thiên điện áp ngày đặc trưng 110kV trạm biến áp lân cận với NMĐG giới thiệu Hình 3.25 Điện áp (pu) 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (giờ/ngày 07/08/2012) Ninh Phước Phan Rí CN Vĩnh Hảo Lương Sơn Hình 3.25 Điện áp điểm nút phụ tải lân cận NMĐG ngày NMĐG phát công suất lớn - Kết mô thông số vận hành lưới điện chế độ đặc trưng cho thấy: Khơng có đường dây bị tải Điện áp nút lưới điện nằm giới hạn cho phép CHƢƠNG 4: ẢNH HƢỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 4.1 Số liệu thống kê thơng số độ tin cậy turbine gió đƣợc lắp đặt Tuy Phong – Bình Thuận 4.1.1 Thơng số hỏng hóc turbine gió NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận Số liệu thống kê NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận cho thời gian khảo sát từ 21/08/2009 đến 15/04/2013 giới thiệu Bảng 4.3 Bảng 4.3 Số liệu thống kê hỏng hóc turbine gió NMĐG Tuy Phong Thời gian khảo sát từ 21/8/2009 đến 15/04/2013 Tổng thời gian ngừng máy để Tổng số lần hỏng hóc sửa chữa (n = 20 turbine gió) (h) (20 turbine gió) Hỏng hóc hệ thống (T1) 1.817,817 Hỏng hóc hệ thống điều khiển (T2) 3.111,417 274 Hỏng hóc hệ thống điện (T3 ) 508,2 Một số hỏng hóc khác (T4) 300,1 Tổng thời gian khảo sát từ 21/8/2009 đến 15/04/2013 là: Tks = 31.896 (h) Tổng thời gian ngừng máy để sửa chữa n turbine gió thời gian khảo sát: T T1 T2 T3 T4 1.817,817 3.111, 417 508, 300,1 5.737,534 (h) Thời gian trung bình ngừng máy để sửa chữa turbine gió thời gian khảo sát: Các dạng hỏng hóc turbine gió Ttb T n 16 5.737,534 286,8767 (h) 20 Ttb 286,8767 *8.760 *8.760 78, 788( h) Tks 31.896 274 13,7 Số lần hỏng hóc trung bình turbine gió thời gian khảo sát: tb n 20 13,7*8.760 tb Số lần hỏng hóc trung bình turbine gió/năm: *8.760 3, 762 Tks 31.896 Tscn 78, 788 Thời gian sửa chữa trung bình cho lần cố là: Tsc 20,943( h) 3, 72 Tsc * 20,943*3,762 0, 009 Xác suất hỏng hóc turbine gió: q 8.760 8.760 4.1.2 Xác suất trạng thái tổ máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận Đối với NMĐG Tuy Phong, năm đầu vận hành, tần suất hỏng hóc cao bình thường, nên xét đến số trạng thái nhà máy với tổ máy hỏng Xác suất trạng thái nhà máy với ni = 0, 1, tổ máy hỏng trình bày Bảng 4.4 Thời gian trung bình sửa chữa turbine gió/năm là: Tscn Bảng 4.4 Kết tính tốn xác suất trạng thái nguồn điện gió Trạng thái Số tổ máy hỏng hóc Số trường hợp trạng thái Xác suất trạng thái pGi 1 0,834589833 20 0,151590484 0,013078695 190 4.2 Đẳng trị hóa sơ đồ lƣới điện để tính tốn độ tin cậy cung cấp điện Mơ hình nghiên cứu ĐTC CCĐ chương xây dựng sở phương pháp điểm kê hạn chế N trạng thái hệ thống theo quan hệ: ( pi qi ) (4.8) i Trong đó: pi qi – xác suất làm việc tin cậy hỏng hóc phần tử thứ i, N – số phần tử hệ thống Mỗi số hạng (4.8) tương ứng với trạng thái cụ thể hệ thống, với hệ thống có N phần tử, tổng số trạng thái 2N Để hạn chế số lượng trạng thái cần xem xét thường sử dụng tiêu chí (N – 1) (N – 2) (đối với phần tử có xác suất hỏng hóc cao) Ngồi để giảm bớt khối lượng tính tốn, sơ đồ nghiên cứu ĐTC cần đẳng trị hóa để đưa dạng tối giản với số lượng phần tử đẳng trị N tốt 4.2.1 Sơ đồ lƣới điện cần khảo sát thông số độ tin cậy phần tử Sơ đồ lưới điện cần khảo sát để tính tốn ĐTC CCĐ nhóm phụ tải CN Vĩnh Hảo, Ninh Phước (Hình 4.1) Hệ thống điện I II III Phụ tải Phụ tải NMĐG Hình 4.1 Sơ đồ lưới điện có kết nối NMĐG để khảo sát ĐTC CCĐ (đã đơn giản hóa) Hình 4.2 Sơ đồ lưới điện đẳng trị hóa Kết tính tốn thơng số ĐTC phần tử sơ đồ trình bày theo Bảng 4.5 17 Bảng 4.5 Xác suất hỏng hóc phần tử lưới điện -3 -3 ω (lần/năm) Tsc (10 năm) q (10 ) S (MVA) BA 0,02 60 1,2 T1:125, T2:63 MC220 0,15 2,5 0,37 * MC110A, Mạch BA 0,15 1,2 0,18 * MC110B, Mạch ĐD 0,2 1,2 0,24 * D1 0,634 0,9 0,57 103** D2 0,473 0,9 0,43 103** D3 0,162 0,9 0,15 103** * Năng lực tải máy cắt (MC) chọn lớn lực tải phần tử ** Năng lực tải đường dây (D) chọn theo điều kiện phát nóng tiết diện dây dẫn tương ứng 4.2.2 Đẳng trị hóa lƣới điện, tính thơng số độ tin cậy phần tử đẳng trị Sơ đồ tính tốn ĐTC lưới điện cần đẳng trị hóa theo thơng số: xác suất hỏng hóc q (hoặc xác suất làm việc tin cậy p = – q) lực tải Smax phần tử đẳng trị Từ sơ đồ lưới điện Hình 4.1, sau biến đổi đẳng trị ta nhận sơ đồ rút gọn Hình 4.2 với phần tử đẳng trị: I – Nối tiếp phần tử: MC220 + T1 + MC110A + MC110B + D1 + MC110B II – Nối tiếp phần tử: MC220 + T2 + MC110A + MC110B + D2 + MC110B III – Nối tiếp phần tử: MC110B + D3 + MC110B 4.2.3 Xác suất trạng thái hệ thống đẳng trị Xác suất trạng thái hệ thống đẳng trị gồm phần tử I; II; III (theo sơ đồ Hình 4.2) xác định theo công thức: ( pI qI )( pII qII )( pIII qIII ) Khai triển biểu thức bỏ qua trạng thái có số phần tử hư hỏng ni ≥2 ta có trạng thái cần xem xét: pI pII pII pI qII pIII qI pII pIII pI pII qIII 4.3 Ảnh hƣởng NMĐG đến kỳ vọng thiếu hụt điện hộ tiêu thụ Khi biết suất thiệt hại (a, đ/kWh) kWh điện thiếu hụt hỏng hóc hệ thống CCĐ (thường cao nhiều so với giá bán điện bình qn, theo kinh nghiệm nhiều nước cơng nghiệp phát triển mức chênh lệch từ – 10 lần) xác định kỳ vọng thiếu hụt điện (ΔE, kWh) cho năm, đánh giá quan hệ chi phí – hiệu giải pháp tăng cường ĐTC lưới điện nút phụ tải khảo sát Tính kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm hộ tiêu thụ khảo sát trường hợp: Khi NMĐG Khi NMĐG hoạt động 4.3.1 Kỳ vọng thiếu hụt điện phụ tải ngày đặc trƣng chƣa có NMĐG Biểu đồ phụ tải hộ tiêu thụ ngày đặc trưng (ngày có cơng suất tiêu thụ lớn nhất) giới thiệu Hình 4.3 Công suất (MW) Phần tử 90 73,95 77,01 76,68 80 65,3 70 60,69 60,26 60,59 60,54 61,31 60 48,81 50 39,36 36,49 31,62 40 25,43 28,64 26,23 22,28 22,17 23,56 22,67 24,35 27,32 41,38 42,2 41,23 30 39,67 39,04 39,43 39,13 39,62 20,1 22,74 36,76 35,16 30,9 20 29,3 28,54 27,89 23,39 26,43 24,39 22,04 22,87 23,22 23,14 25 10 18,63 21,33 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L1 Hình 4.3 Biểu đồ phụ tải hộ tiêu thụ (L1) (L2) ngày có công suất tiêu thụ lớn L2 Trường hợp không xét đến NMĐG, dãy xác suất khả cung ứng từ lưới điện tổng hợp Bảng 4.6 18 Bảng 4.6 Tổng hợp dãy xác suất khả cung ứng lưới điện 103 63 Khả cung ứng Si (MVA) 0,002790 0,000623 Xác suất đảm bảo cung ứng PHTi 0,996579 Khả cung ứng nguồn hộ tiêu thụ ứng với mức cung ứng giới thiệu Hình 4.4÷4.6 120 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 100 80 84.37 Công suất (MW) 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 67.84 63.33 63.96 63.57 63.87 63.38 64.27 58.93 36.49 40 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 35.16 20.1 31.35 20 18.63 73.95 81.67 79.61 2.64 3.7 2.98 3.33 80.96 80.13 79.78 79.86 76.57 78.61 58.68 57.96 56.22 57.19 53.65 52.38 54.18 22.74 25.43 78 47.93 28.64 26.23 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 26.43 24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 21.33 23.39 25 77.01 76.68 65.3 75.11 73.7 74.46 72.1 48.81 66.24 61.62 60.8 61.77 41.38 42.2 41.23 39.36 47.79 31.62 27.32 42.08 36.76 35.1 30.9 27.89 29.3 28.54 23.29 2.07 0.94 -20 -12.33 -16.21 -14.91 -40 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 N103-L1 L1 N103-L1-L2 N103 Hình 4.4 Biểu đồ khả cung ứng nguồn ứng với khả tải lưới điện (103MVA) 100 80 63 63 63 63 63 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 60 Công suất (MW) 73.95 77.01 76.68 63 63 63 48.81 39.36 36.49 31.62 28.64 26.23 27.32 41.38 42.2 41.23 22.74 25.43 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 36.76 35.16 20.1 29.3 28.54 30.9 27.89 26.43 24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 25 24.27 21.33 23.39 18.63 18.93 18.68 17.96 16.22 17.19 14.18 13.65 12.38 7.93 7.79 2.08 -4.9 -8.65 -16.71 40 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 20 -20 -40 65.3 63 63 -37.36 -36.3 -37.02-36.67 -37.93 -39.06 -60 -52.33 -56.21-54.91 -80 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 L1 N63-L1 N63-L1 -L2 N63 Hình 4.5 Biểu đồ khả cung ứng nguồn ứng với khả tải lưới điện (63MVA) 100 73.95 77.01 76.68 80 65.3 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 Công suất (MW) 40 20 48.81 36.49 31.62 39.36 25.43 28.64 26.23 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 27.32 41.38 42.2 41.23 20.1 22.74 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 36.76 35.16 30.9 29.3 28.54 27.89 26.43 24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 25 18.63 21.33 23.39 -20 -20.1 -22.74 -40 -36.49 -25.43-28.64-26.23-22.28-22.17-23.56-22.67 -24.35-27.32 -31.62 -39.36 -48.81 -60 -80 -60.69-60.26-60.59-60.54 -61.31 -65.3 -73.95-77.01-76.68 -100 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 L1 N0-L1 -L2 Hình 4.6 Biểu đồ khả cung ứng nguồn ứng với khả tải lưới điện (0MVA) 22 23 24 19 Với biểu đồ phụ tải ngày đặc trưng, so sánh khả cung ứng từ lưới điện với nhu cầu phụ tải khảo sát xác định trạng thái gây thiếu hụt cơng suất cho hộ tiêu thụ (khi Si(tj ) < P pt(tj) – công suất tiêu thụ phụ tải tj) trị số kỳ vọng lượng điện thiếu hụt tj j 1, 24 xác định: Ej Nj Ei i Nj (4.13) Ppt (t j ) Si (t j ) pi 1(MWh) i Trong Nj số trạng thái gây thiếu hụt công suất tj Kỳ vọng thiếu hụt điện cho hộ tiêu thụ ngày khảo sát tính sau: 24 E (4.14) Ej Kết tính tốn cho trường hợp khơng xét NMĐG (pi =P HTi), kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm hộ tiêu thụ L2 (với giả thiết nhóm hộ tiêu thụ L1 cung cấp điện đầy đủ) là: ΔE = 45,10199335 (MWh) 4.3.2 Kỳ vọng thiếu hụt điện phụ tải ngày đặc trƣng có NMĐG Biểu đồ phát công suất NMĐG ngày đặc trưng khảo sát trình bày Hình 4.7 20 18,3 17 18 15,8 Công suất (MW) 16 14 12,6 14,3 13,3 11,5 12 9,9 10 8,5 9,3 5,5 4,5 1,1 2,2 2,4 0,9 0,8 1,3 3,8 2,2 2,3 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 1,6 1,4 23 24 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) Hình 4.7 Biểu đồ khả phát cơng suất nguồn điện gió ngày đặc trưng Khi có NMĐG khả cung ứng hộ tiêu thụ tj khảo sát tăng lên đến (Si(t j) + SG(tj)) với SG(tj) công suất phát NMĐG tj, tương ứng với xác suất trạng thái cung ứng Pi = P HTi*P Gi, P HTi PGi xác suất trạng thái hệ thống NMĐG Trên sơ đồ Hình 4.3, Hình 4.7 Bảng 4.6 xét thời điểm 23h, ta xây dựng sơ đồ khả phát cơng suất NMĐG có xét đến yếu tố xác xuất (4.11a), mức cung ứng nguồn HTĐ (4.11b) phụ tải tiêu thụ (4.11c) 120 1,65 1,52 1,5 1,44 1,45 63 60 40 (a) Khả phát cơng suất NMĐG có xét đến yếu tố xác suất 70 60 50 42,2 40 30 20 20 1,4 1,35 80 Công suất (MW) 1,55 77,01 80 100 Công suất (MW) Công suất (MW) 1,6 1,6 90 103 (b) Mức cung ứng nguồn HTĐ 10 L1 (c) Phụ tải Hình 4.11 Khả năng, mức cung ứng tiêu thụ công suất tương ứng NMĐG, HTĐ phụ tải L2 20 Từ biểu đồ Hình 4.11(a) 4.11(b) tính khả cung ứng nguồn hộ tiêu thụ có tham gia nguồn điện gió trình bày biểu đồ Hình 4.12 120 104,6 104,52 104,44 Công suất (MW) 100 80 64,6 64,52 64,44 60 40 20 P103 P63 P0 Xác xuất trạng thái hệ thống nguồn điện gió Cơng suất (MW) Hình 4.12 Mức cung ứng nguồn có tham gia nguồn điện gió 70 60 50 40 30 20 10 62,4 62,32 62,24 22,4 P103 22,32 22,24 P63 P0 Xác xuất trạng thái hệ thống nguồn điện gió Hình 4.13 Mức cung ứng sau đáp ứng phụ tải L1 Công suất (MW) Xác xuất trạng thái hẹ thống nguồn điện gió -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 -90 P103 -14,61 -14,69 P63 P0 -14,77 -54,61 -54,69 -54,77 -77,01 -77,01 -77,01 Hình 4.14 Lượng cơng suất thiếu hụt nhóm phụ tải L2 Sử dụng số liệu Bảng 4.2, Bảng 4.4, tính theo công thức (4.13), ta nhận kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm hộ tiêu thụ L2 có NMĐG (pi = P i = P HTi*P Gi) thời điểm 23h là: E23h 0,996579(0,834589 *14, 61 0,151590 *14, 69 0, 013078 *14, 77) 0, 002790(0,834589 * 54, 61 0,151590 * 54, 69 0, 013078 * 54, 77) 0, 000623(0, 834589 * 77, 01 0,151590 * 77, 01 0, 01307 * 77, 01) 14, 76360208(MWh) Tính tương tự cho cịn lại, sau sử dụng cơng thức (4.3) tính kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm phụ tải L2 ngày đặc trưng chọn có tham gia nguồn điện gió: ΔEG = 38,14900551 (MWh)) Nhận thấy có mặt NMĐG làm giảm kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm phụ tải L2 là: δE = ΔE – ΔEG =45,10199335 – 38,14900551 = 6,95298785(MWh) E EG 6,95298785 E% *100 *100 15, 42% hay là: E 45,10199335 Sơ đồ khối mơ tả q trình tính tốn kỳ vọng thiếu hụt điện cho ngày giới thiệu Hình 4.15 21 Thơng số hỏng hóc NMĐG phần tử lưới điện TSC, ω, q Biểu đồ phụ tải ngày khu vực khảo sát Pi (t i)/ i 1, 24 Biểu đồ phát công suất theo ngày NMĐG Đẳng trị hóa sơ đồ tính tốn ĐTC, xác định pđt, S đt [theo mục 4.2.2] Tính toán xác suất trạng thái hệ thống đẳng trị [theo mục 4.2.3] Xây dựng dãy xác suất khả cung ứng (Si, pi)/ i 1, 24 Kỳ vọng thiếu hụt điện ΔE = j=1 Điện thiếu hụt ΔEj j [theo (4.2)] ΔE = ΔE + ΔEj j=j+1 j ≤ 24 Xuất ΔE STOP Hình 4.15 Sơ đồ khối mơ tả q trình tính tốn kỳ vọng thiếu hụt điện Phương pháp tính tốn kỳ vọng thiếu hụt điện theo sơ đồ Hình 4.15 sử dụng để tính tốn cho thời gian khảo sát khác (tuần, tháng, mùa, năm ) Để giảm khối lượng tính tốn gộp ngày theo nhóm (làm việc, ngày nghỉ, trước sau ngày nghỉ) theo mùa (mưa, khơ, nhiều gió, gió ) 4.4 Chiến lƣợc chia cắt (tách đảo) lƣới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Tách đảo thao tác lập phần lưới điện có kết nối với nguồn điện phân tán để trì CCĐ cho hộ tiêu thụ quan trọng trường hợp hệ thống điện lớn bị cố Trường hợp nguồn phân tán có cơng suất huy động khơng thể chủ động (như điện mặt trời, điện gió ) cần phải xem xét điều kiện kỹ thuật cụ thể cho lưới điện để tính tốn thực phương án tách đảo 4.4.1 Nội dung chiến lƣợc tách đảo trƣờng hợp có nguồn điện phân tán kết nối với lƣới điện 4.4.1.1 Cân công suất khu vực tách đảo Điều kiện cần thiết để đảm bảo làm việc ổn định phần tử lưới điện cô lập sau tách đảo cân công suất tác dụng phản kháng “đảo” có xét đến nguồn dự phịng ảnh hưởng sa thải phụ tải 4.4.1.2 Điều khiển hệ thống thiết bị tự động thực tách đảo 22 Sơ đồ logic điều khiển cắt máy cắt để tách đảo giới thiệu Hình 4.16 - Rơle tần số thấp - Rơle điện áp thấp , - Rơle khống chế thời gian giảm tần số điện áp ngắn hạn cho phép , - Rơle phản ảnh trạng thái hoạt động nguồn điện phân tán NMĐG - Rơle phản ánh trạng thái hoạt động nguồn điện phân tán khác - Khâu xác định thời gian ngày Hình 4.16 Sơ đồ logic điều khiển máy cắt để tách đảo Trong sơ đồ Hình 4.16 Khâu làm nhiệm vụ kiểm tra cố điện hệ thống điện lớn kết nối phần lưới điện dự kiến cô lập, Khâu phản ảnh trạng thái hoạt động bình thường nguồn điện phân tán, Khâu kiểm tra điều kiện không tách đảo trì tình trạng làm việc lâu dài riêng NMĐG điều kiện khơng có hỗ trợ nguồn điện phân tán khác Khâu để xác định thời điểm tách đảo 4.4.1.3 Tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải Để đơn giản nâng cao hiệu tác động sa thải phụ tải lưới phân phối thường tổ chức cấp sa thải, chẳng hạn: Khi sa thải theo tần số f1kđ 49 Hz; f2kđ 48, Hz; P1f (4.17) (4.18) 5% Pmax P2 f 10% Pmax Khi sa thải theo điện áp thấp U 1kđ 0,85 U dđ; P1U 10%P max (4.19) U 2kđ 0,8 U dđ ; P2U 15%Pmax (4.20) 4.4.2 Tính tốn thơng số vận hành lƣới điện tách đảo 4.4.2.1 Chế độ làm việc bình thường trước tách đảo Xét ngày đặc trưng 1/12/2012 (ngày có phụ tải tiêu thụ lớn năm), số liệu phụ tải tiêu thụ điểm nút nguồn phân tán thời điểm 23h (phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất) lưới điện địa phương tỉnh Bình Thuận trình bày theo Bảng 4.7 Bảng 4.7 Phụ tải tiêu thụ lưới điện nguồn phân tán thời điểm 23h ngày đặc trưng chọn Phụ tải tiêu thụ (MW) Nguồn phân Phan Lương Phan Ninh Đức Mũi Hàm Thuận Hàm Vĩnh tán Linh Né Tân Nam Kiệm Thiết Sơn Rí Hảo Phước (MW) 23h 14,2 31,5 61,6 73 51,3 84,4 16,5 25,7 51,3 15,4 34,6 Sử dụng phần mềm PSS/E mô trào lưu công suất thời điểm nói Tổn thất cơng suất lưới điện áp 22kV trạm biến áp (TBA) cho trường hợp chế độ làm việc bình thường trước tách đảo giới thiệu Bảng 4.8 Thời điểm Bảng 4.8 Tổn thất công suất điện áp nút phụ tải trước tách đảo Thời điểm ΔP (MW) U(pu) Phan Hàm Kiệm Thiết 0,955 0,994 Lương Phan Ninh Đức Mũi Hàm Thuận Vĩnh Linh Né Tân Nam Rí Hảo Phước Sơn 23h 28,4 0,995 0,985 0,834 0,916 0,962 0,948 0,929 0,915 4.4.2.2 Chế độ làm việc tách đảo Từ kết mô sở cân công suất, dự kiến phương án tách đảo phụ tải nhận công suất lớn (23h) cho ngày đặc trưng chọn Sơ đồ dự kiến tách đảo, thông số phần tử lưới điện nguồn điện 23 phân tán địa phương cho trường hợp giới thiệu Hình 4.20 Biểu đồ phụ tải khu vực tách đảo, cơng suất phát điện gió thủy điện ngày đặc trưng (ngày có phụ tải cực đại năm) giới thiệu Hình 4.22 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 60 50 50 45.6 46.3 51.3 48.8 47.3 Công suất (MW) 42.9 40 30 34.1 35.2 35.4 35.2 35.3 33.9 33.8 34.3 28.71 23.7723.3423.7323.8324.52 20 11.86 11.67 10.33 10.079.28 37.5 35.26 32.43 31.21 30.78 26.47 42.3 41.5 42 38.5 36.8 34.6 34.4 26.66 26.2825.7 24.73 23.9 23.06 22.51 22.26 20.5 20.0420.6 19.49 17.9 17 16.0416.3716.5216.24 15.44 23.6 20.8621.0720.37 16.89 14.93 13.4414.13 19.83 18.79 10.52 10 8.9 9.67 Thời gian giờ/ngày 1/12/2012 Thủy điện Bắc Bình NMĐG+Thủy điện Bắ c Bình Phụ tả i tiêu thụ NMĐG Tuy Phong Trao đổi cơng suấ t Hình 4.20 Sơ đồ mạch dự kiến cấp điện cho phụ tải chia cắt (tách đảo) 44.5 Hình 4.22 Biểu đồ trao đổi công suất nguồn phân tán với phụ tải Phan Rí sau chia cắt (tách đảo) lưới điện Sử dụng số liệu Bảng 4.7, mô trào lưu công suất lưới điện tách đảo thời điểm phụ tải tiêu thụ công suất lớn (23h) Tổn thất điện lưới điện áp 22kV TBA Phan Rí cho trường hợp chế độ làm việc tách đảo giới thiệu Bảng 4.10 Bảng 4.10 Tổn thất công suất điện áp 22kV TBA Phan Rí Thời gian ΔP (MW) U(pu) Phan Rí 23h 0,4 0,9847 4.4.2.3 Chế độ làm việc tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải Quan sát Hình 4.20 cho thấy vùng cấp điện bé cố nguồn hệ thống điện lớn thời điểm Ứng với thời điểm sơ đồ Hình 4.22, lượng cơng suất phát dư mở rộng thêm vùng cung cấp điện ta kết hợp sa thải phụ tải Giả sử cung cấp cho phụ tải loại (30% công suất định mức TBA), sa thải loại 2; 3, sơ đồ cấp điện mở rộng theo Hình 4.23 Kết mơ (tổn thất công suất lưới, điện áp 22kV TBA) sơ đồ Hình 4.23 giới thiệu Bảng 4.11 Bảng 4.11 Tổn thất công suất điện áp nút phụ tải (có kết hợp sa thải phụ tải) Thời gian Hình 4.23 Sơ đồ lưới điện tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải ΔP (MW) U(pu) Phan Ninh Vĩnh Rí Hảo Phước 23h 0,8 0,9771 0,9677 0,9655 Như vậy, hệ thống điện lớn bị cố việc chia cắt (tách đảo) lưới điện thời điểm phụ tải tiêu thụ lớn ngày đặc trưng xem xét cho thấy vùng cấp điện nhỏ lớn (có kết hợp với sa thải phụ tải) cho nhóm phụ tải thời gian hệ thống điện lớn bị cố Các kết mô cho thấy lưới điện chia cắt hoạt động bình thường, đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải thời gian định chờ hệ thống điện lớn khôi phục lại 24 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận Việc phát triển nguồn lượng tái tạo nói chung lượng gió để dần thay cho nguồn lượng truyền thống xu tất yếu giới Việt Nam Nhiều nghiên cứu nước quốc tế, cho thấy ti ềm phát triển điện gió Việt Nam đánh giá tốt Nếu có chiến lược phát triển hợp lý vịng 15 – 20 năm đến, điện gió chiếm t ỷ trọng đáng kể cân điện toàn quốc Sau nhiều năm bàn luận, nghiên cứu, gần hai dự án điện gió quy mơ cơng nghiệp đưa vào vận hành đấu nối với lưới điện Việt Nam Việc nghiên cứu thông số, chế độ làm việc ảnh hưởng hai NMĐG đến lưới điện địa phương cho phép rút kết luận bổ ích phục vụ cho việc phát triển điện gió tương lai Việt Nam Để đưa lượng cơng suất điện gió lớn vào vận hành HTĐ cần xây dựng Quy chuẩn đấu nối điện gió vào HTĐ quy định tiêu chuẩn cụ thể cấp điện áp đấu nối, độ lệch điện áp tần số cho phép điều kiện vận hành, tiêu chất lượng điện ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện khu vực kết nối Trong luận án này, sau phần tổng quan phát triển điện gió giới giới thiệu tiềm điện gió Việt Nam, nghiên cứu vấn đề liên quan đến vi ệc đấu nối điện gió vào HTĐ, phương pháp điều chỉnh chế độ làm việc turbine gió lưới điện ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện địa phương mô minh họa cho trường hợp NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận Những nghiên cứu đề xuất tham khảo để xây dựng quy chuẩn đấu nối NMĐG vào HTĐ Vi ệt Nam Đóng góp khoa học luận án tóm tắt sau: a Nghiên cứu, xây dựng bi ểu đồ phát công suất NMĐG biểu đồ trao đổi công suất NMĐ G với lưới điện thông qua phần tử liên lạc, từ xác định chế độ đặc trưng cần khảo sát b Nghiên cứu khoanh vùng đánh giá tác động NMĐG đến thông số vận hành lưới điện lân cận điểm đấu nối trào lưu công suất, tổn thất công suất điện năng, điện áp nút phụ tải chế độ xác lập đặc trưng chọn phần mềm PSS/E c Xây dựng mơ hình tính tốn kỳ vọng thi ếu hụt điện cho hộ tiêu thụ có tham gia nguồn điện gió dựa phương pháp điểm kê hạn chế trạng thái tính tốn hệ thống, đánh giá biến thiên công suất phát (theo giờ), xác suất trạng thái nguồn điện gió, biểu đồ phụ tải hộ tiêu thụ khu vực khảo sát, khả tải, thơng số hỏng hóc phần tử lưới điện số liệu hỏng hóc thực tế thống kê turbine gió vận hành điều kiện Việt Nam d Xây dựng chiến lược chia c (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho trường hợp công suất nguồn phát huy động cách chủ động với mục đích sử dụng tối đa nguồn điện phân tán địa phương hệ thống điện lớn bị cố Đề xuất phương pháp kết hợp việc chia cắt lưới điện với sa thải phụ tải để mở rộng khu vực trì cung cấp điện cho hộ tiêu thụ quan trọng thời gian hệ thống điện lớn bị cố Kiến nghị Điện gió lĩnh vực cịn mẻ Việt Nam đầu tư nghiên cứu nhiều giới Do vậy, để phát triển nhanh bền vững lĩnh vực nguồn điện nhi ều tiềm Việt Nam, nhi ều vấn đề cần nghiên cứu liên quan đến chế sách đầu tư trợ giá, quy chuẩn kỹ thuật đấu nối vận hành điện gió, phối hợp với nguồn điện truyền thống phân tán sử dụng lượng tái tạo khác để xây dựng hệ thống nguồn thơng minh, bền vững Chính phủ Việt Nam thực bước ban đầu quan trọng việc tr ợ giá cho điện gió Mặc dù mức trợ giá chưa đủ sức thu hút nhà đầu tư đánh giá cao, chứng tỏ quan tâm Nhà nước đến việc phát triển lượng gió nói riêng lượng tái tạo nói chung Vi ệt Nam Để phát triển mạnh mẽ lĩnh vực này, c ần nghiên cứu nâng mức trợ giá tương lai, nguồn vốn cho trợ giá cần huy động từ hoạt động bảo vệ môi trường, chống thảm họa, thiên tai Điện gió lựa chọn tốt phương án cấp điện cho hải đảo Việt Nam, cần xây dựng quy hoạch t thể điện khí hóa hải đảo, điện gió kết hợp với loại nguồn phân tán khác mặt trời, sóng biển, diezel…sẽ tích hợp để cung cấp điện cho cư dân hải đảo xa xôi, vấn đề Nhà nước dư luận xã hội quan tâm nghiệp bảo vệ chủ quyền biển đảo tổ quốc  ... nguồn điện gió chưa quan tâm mức Chính vậy, luận án tập trung vào việc ? ?nghiên cứu tác động nhà máy điện gió đến thơng số vận hành chế độ xác lập đặc trưng lưới điện địa phương ảnh hưởng nhà máy điện. .. bàn luận, nghiên cứu, gần hai dự án điện gió quy mơ cơng nghiệp đưa vào vận hành đấu nối với lưới điện Việt Nam Việc nghiên cứu thông số, chế độ làm việc ảnh hưởng hai NMĐG đến lưới điện địa phương... thiệu tiềm điện gió Việt Nam, nghiên cứu vấn đề liên quan đến vi ệc đấu nối điện gió vào HTĐ, phương pháp điều chỉnh chế độ làm việc turbine gió lưới điện ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện địa phương