nghiên cứu kết nối hệ thống điện gió với lưới điện

Khảo sát đáp ứng của hai dạng turbine là turbine gió tốc độ cố định sử dụng máy phát không đồng bộ và turbine gió tốc độ thay đổi máy phát điện cảm ứng nguồn đôi DFIG kết nối lưới điện..

TỔNG QUAN VẤN ĐỀ NGHIÊN CỨU

Khái quát về năng lượng gió

1.1.1 Hiện trạng phát triển năng lượng gió thế giới

Năng lượng gió toàn cầu đang có tốc độ phát triển nhanh hơn các dạng năng lượng khác Tổng công suất lắp đặt của điện gió toàn thế giới vào cuối năm 2020 đã đạt khoảng 746 GW [16] Đến năm 2022, tổng năng lượng gió toàn cầu đạt khoảng

Hình 1.1 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió trên toàn thế giới (MW)

Tổng công suất lắp đặt điện gió toàn cầu đạt khoảng 956 GW, đáp ứng 7% nhu cầu điện thế giới Trung Quốc dẫn đầu với công suất điện gió lớn nhất, đạt 54 GW vào năm 2022 và chiếm 56% thị phần.

Với 366 GW, Trung Quốc dẫn đầu thế giới về tổng công suất điện gió, chiếm khoảng 38% thị phần toàn cầu Hoa Kỳ đứng thứ 2 với 141 GW, tiếp theo là Đức (66 GW), Ấn Độ (42 GW) Các quốc gia khác như Tây Ban Nha, Vương quốc Anh và Pháp cũng vượt ngưỡng 10 GW công suất điện gió.

Bảng 1.1 Xếp hạng 10 quốc gia có công suất lắp đặt điện gió lớn nhất [2]

1.1.2 Tiềm năng năng lượng gió ở Việt Nam

Năng lượng gió là nguồn năng lượng tái tạo nhận được sự quan tâm của Chính phủ Việt Nam từ rất sớm Đến nay số lượng dự án điện gió được phát triển tăng rất nhanh, đặc biệt là khi Chính phủ ban hành cơ chế khuyến khích phát triển điện gió (Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/6/2011 và Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018) Đến thời điểm tháng 12/2022, mới chỉ có 13 dự án điện gió với tổng công suất đặt khoảng 419,55 MW được đưa vào vận hành trên toàn quốc Tuy nhiên khá nhiều dự án đã khởi công xây dựng với tổng công suất nguồn điện gió đã ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hơn 700MW Để thúc đẩy phát triển điện gió theo mục tiêu của Chính phủ đề ra, Bộ Công Thương đã ban hành Văn bản số 4308/BCT-TCNL ngày 17/5/2013 đề nghị 24 tỉnh/thành phố dự báo có tiềm năng tốt cho phát triển điện gió tổ chức lập quy hoạch phát triển điện gió cấp tỉnh Hiện nay đã có 11/24 tỉnh thực hiện Quy hoạch phát triển điện gió và đã được Bộ Công Thương phê duyệt Theo đó, tổng công suất điện gió quy hoạch tại các tỉnh này khoảng 2.511 MW cho giai đoạn đến năm 2022 và khoảng 15.380,9 MW cho giai đoạn đến năm 2030 Bảng 1.2 [8]

Bảng 1.2 Quy hoạch phát triển điện gió ở các địa phương

Bên cạnh các dự án đã được phê duyệt theo quy hoạch phát triển điện gió cấp tỉnh, trong thời gian vừa qua có rất nhiều dự án điện gió được Ủy ban nhân dân (UBND) các tỉnh trình bổ sung quy hoạch riêng lẻ Đến tháng 3 năm 2022, có khoảng

28 dự án với tổng công suất khoảng 2.214 MW đã được các cấp có thẩm quyền phê duyệt bổ sung vào quy hoạch phát triển điện lực các cấp cho giai đoạn đến năm 2025 Các dự án này tập trung tại 11 tỉnh chủ yếu thuộc khu vực miền Trung, Tây Nguyên và đồng bằng Sông Cửu Long Tính đến 12/2022, ngoài các dự án đã được bổ sung quy hoạch nêu trên, Bộ Công Thương nhận được các đề xuất của UBND các tỉnh với tổng số 248 dự án có tổng công suất khoảng 45.000 MW, cụ thể chia theo khu vực/vùng địa lý như bảng 1.3 [8]

Bảng 1.3 Thống kê số lượng dự án và tổng công suất điện gió theo các vùng

Tổng quan về nguồn điện gió

1.2.1 Máy phát điện gió làm việc với bộ biến đổi

Tuabin gió phát điện là sự hợp thành từ ba thành phần chủ yếu: phần khí động lực, phần cơ khí, phần điện hình 1.2 [28], [29]

Hình 1.2 Các thành phần của một tuabin gió phát điện

Với hệ thống máy phát điện gió trực tiếp, tần số và điện áp sẽ biến động theo tốc độ gió Bộ biến đổi sẽ ổn định tần số và điện áp đầu ra ở giá trị định mức Quá trình chuyển đổi năng lượng diễn ra khi gió tác động vào cánh quạt, tạo ra cơ năng truyền động tuabin tạo ra điện năng thông qua máy phát điện Điện áp đầu ra của máy phát tỉ lệ thuận với tốc độ và từ thông Dòng kích từ được kiểm soát bởi bộ điều khiển tuabin, sau đó điện áp đầu ra của máy phát được chỉnh lưu thành dòng điện một chiều (DC).

Đồng điện một chiều (DC) từ máy phát được nghịch lưu thành dòng xoay chiều (AC) ổn định để đưa vào mạng lưới truyền tải điện thông qua máy biến áp tăng áp Đối với tua bin gió có tốc độ gió biến thiên, tốc độ máy phát có thể được điều chỉnh bằng các thiết bị điện tử công suất, giúp kiểm soát công suất dao động do sự thay đổi tốc độ gió Bằng cách điều chỉnh tốc độ làm việc của rôto, hệ thống có thể hạn chế sự dao động công suất, đảm bảo chất lượng điện năng cung cấp cho lưới điện.

Thứ nhất: thay đổi bề mặt hứng gió của cánh quạt Bản chất của phương pháp này là đặt cho trục tuabin gió quay với một giới hạn tốc độ cho phép, khi tốc độ gió lớn hơn tốc độ gió quy định, trục tuabin gió sẽ quay nhanh hơn, bộ cảm biến sẽ nhận tín hiệu, chuyển đến bộ phận điều khiển, bộ phận điều khiển sẽ so sánh với tốc độ quay đã quy định Cơ cấu chấp hành sẽ xoay cánh quạt để thay đổi bề mặt hứng gió Bằng cách này, tốc độ của tuabin sẽ thay đổi kịp thời, để ổn định tần số ra của máy phát Ưu điểm của phương pháp này là dễ điều khiển, chỉ cần sử dụng một động cơ điều khiển cánh quạt khi tốc độ gió thay đổi Tuy nhiên, nhược điểm của phương pháp là các cơ cấu điều khiển sẽ làm việc liên tục, dẫn đến tổn hao năng lượng lớn, thiết bị nhanh hỏng

Thứ hai: khi tốc độ gió thay đổi thì tốc độ tuabin thay đổi, nhờ bộ phận hộp số mà tốc độ máy phát có thể tăng giảm sao cho gần với tốc độ đồng bộ Nếu chế tạo một bộ hộp số mà đáp ứng hầu hết thay đổi của tốc độ gió thì sẽ rất phức tạp, chi phí sản xuất và chi phí vận hành-bảo dưỡng lớn Ngược lại nếu hộp số đơn giản thì tốc độ tuabin sẽ thay đổi dạng nhảy bậc; vì vậy để ổn định tốc độ quay của tuabin gió, các nhà sản xuất thường kết hợp cả hai phương pháp

Tuabin gió có thể được phân loại dựa trên cơ sở các thành phần của hệ thống truyền động tham gia vào quá trình biển đổi công suất Tuabin gió được chia thành 4 loại chính sau:

- Loại tuabin gió tốc độ cố định, sử dụng máy phát điện không đồng bộ rotor lồng sóc (loại A)

- Loại tuabin gió tốc độ cố định thay đổi được trị số điện trở rotor (loại B)

- Loại tuabin gió tốc độ biến đổi, sử dụng máy phát điện không đồng bộ nguồn kép (loại C)

- Loại tuabin gió tốc độ biến đổi, sử dụng bộ chuyển đổi toàn phần (loại D)

1.2.3 Thị phần sử dụng tuabin gió

Từ cuối thập niên 2000, máy phát điện không đồng bộ nguồn kép DFIG chiếm lĩnh thị trường với thị phần trên 85% Hiện nay, mặc dù các loại máy phát điện khác đã có tham gia thị trường, nhưng các tuabin gió sử dụng máy phát điện DFIG vẫn chiếm gần 60% tổng công suất lắp đặt (hình 1.7) Các công ty dẫn đầu thị trường đối với máy phát điện DFIG hiện nay là hãng GE (General Electric) của Mỹ với gần 20,7% thị phần, tiếp theo là hãng Vestas của Đan Mạch với 19% và Gamesa của Tây Ban Nha với 19% Hiện nay, các tuabin sử dụng loại máy phát điện SCIG chiếm khoảng 12% tổng công suất lắp đặt Phân khúc này do hãng Siemens của Đức dẫn đầu với thị phần công suất lắp đặt khoảng 42% tổng số hệ thống lắp đặt [30]

Máy phát điện gió sử dụng cấu hình WRIG chiếm khoảng 7% về công suất lắp đặt, dẫn đầu là Vestas chiếm 50% tổng công suất Các tuabin PMSG chiếm 12% tổng công suất Dẫn đầu thị trường về loại PMSG tốc độ thấp truyền động trực tiếp là công ty Goldwind của Trung Quốc chiếm 62,5% thị phần, trong khi đó Công ty Vestas dẫn đầu với cấu hình PMSG tốc độ trung bình/cao với 50% thị phần Loại tuabin gió sử dụng máy điện đồng bộ cảm ứng từ (Electrically Excited Synchronous Generator – EESG) chiếm 9% tổng công suất lắp đặt, được dẫn đầu bởi hãng Enercon của Đức với hầu hết các thiết bị phụ trợ được sản xuất bởi Công ty

Hình 1.3 Thị phần các cấu hình tuabin gió trên toàn cầu năm 2022 (%)

Tính cần thiết của đề tài

Phân tích tiềm năng và hiện trạng khai thác năng lượng gió tại Việt Nam cho thấy, hoạt động khai thác năng lượng gió chưa tương xứng với tiềm năng sẵn có Do đó, việc khai thác hiệu quả tiềm năng này nhằm phục vụ nhu cầu năng lượng trong nước là nhiệm vụ cấp thiết cần được thực hiện.

Tuy nhiên nguồn năng lượng gió này phụ thuộc rất nhiều vào thiên nhiên, và sự hiểu biết của chúng ta về năng lượng gió còn chưa đầy đủ, vì vậy cần có những nghiên cứu để có thể khai thác có hiệu quả nguồn năng lượng này cũng như những tác động của chúng khi kết nối với lưới điện hiện hành Đây là công việc cần thiết do vậy tôi chọn đề tài: Nghiên cứu kết nối hệ thống điện gió với lưới điện.

Phạm vi ngiên cứu của đề tài

Mô hình hóa hệ thống năng lượng gió bao gồm phân tích cấu thành và nguyên lý hoạt động của các loại tuabin gió Bài viết này tập trung vào so sánh đáp ứng của tuabin gió tốc độ cố định máy phát không đồng bộ và tuabin gió tốc độ thay đổi máy phát DFIG khi kết nối với lưới điện Nghiên cứu hành vi của các tuabin gió này khi vận tốc gió thay đổi giúp đánh giá sự ổn định và hiệu suất của hệ thống năng lượng gió.

Luận văn tập trung vào những nội dung chính sau :

➢ Phân tích cơ sở của sự chuyển đổi năng lượng gió thành cơ năng, điện năng

➢ Mô hình hóa của các thành phần trong hệ thống năng lượng gió

➢ Các phương pháp kết nối turbine gió với lưới điện, chiến lược vận hành turbine gió máy phát DFIG

➢ Mô phỏng tổ máy phát điện turbine gió kết nối với lưới điện, so sánh đáp ứng của turbine gió tốc độ cố định máy phát không đồng bộ và turbine gió tốc thay đổi máy phát cảm ứng nguồn đôi DFIG với sự thay đổi vận tốc gió.

Tổng quan các nghiên cứu liên quan

1.5.1 Tình hình nghiên cứu trong nước Đã có nhiều nghiên cứu về nguồn điện gió, cũng như ảnh hưởng của nguồn điện gió đến lưới điện đã được công bố Có thể kể đến một số nghiên cứu điển hình sau: Phương pháp điều khiển máy phát loại DFIG trên cơ sở các thuật toán điều chỉnh đảm bảo phân ly giữa mô men và hệ số công suất [9], [10] Các thuật toán điều khiển phi tuyến, khử sai lệch tĩnh dựa trên kỹ thuật Backstepping [11], [12], [16], [17]; phương pháp tựa thụ động Euler-Lagrange và luật Hamiltonian [13]; điều khiển bám lưới [14] Bên cạnh đó, cũng có các nghiên cứu xây dựng giải pháp đảm bảo chất lượng điện năng cho DFIG và lưới điện: điều chỉnh ổn định điện áp tại nút kết nối [15] Một số nghiên cứu điều khiển máy điện DFIG kết nối lưới điện sử dụng kỹ thuật điều chế véctơ không gian, khi đó quá trình điều chỉnh dòng điện rotor của DFIG được tính toán và điều khiển trong hệ trục tọa độ tựa theo điện áp lưới [19], [20]; các nghiên cứu đã tập trung cải thiện chất lượng điều khiển máy phát DFIG bằng phương pháp điều khiển phi tuyến Theo [19] tác giả đã nghiên cứu biện pháp khắc phục sự cố trên lưới điện đối xứng và lưới điện không đối xứng khi có kết nối với máy phát điện DFIG Khi xảy ra sự cố lưới thì bộ biến đổi phía máy phát được điều khiển ngừng làm việc, các dây quấn rotor được nối tắt qua hệ thống điện trở tiêu tán để duy trì quá trình vận hành đồng bộ của máy phát với lưới phân phối Bộ điều khiển phía lưới được thiết kế theo phương pháp kinh điển với các bộ điều khiển PI, còn bộ điều khiển phía máy phát được thiết kế theo phương pháp Passivity – Based Kết quả mô phỏng cho thấy việc áp dụng biện pháp khắc phục sự cố lưới đã cho thấy rất rõ khả năng bảo vệ bộ biến đổi phía rotor khi lưới xảy ra sự cố

Nghiên cứu [20] đã ứng dụng phương pháp mờ trượt điều khiển công suất trong bộ biến đổi máy phát điện DFIG, nhằm đảm bảo thông số đầu ra cung cấp cho tải và bộ điều khiển đáp ứng nhanh hơn khi tốc độ gió thay đổi Kết quả nghiên cứu này đã so sánh giữa phương pháp PI truyền thống với phương pháp đề xuất cho thấy: đã giải quyết được vấn đề về ổn định khi hòa lưới điện, chất lượng điện năng đầu ra ít bị ảnh hưởng bới nhiễu, đảm bảo sai lệch tiến về không, chất lượng điều khiển tốt hơn phương pháp PI truyền thống Tuy nhiên, nghiên cứu này chưa đạt được kết quả mong muốn do thời gian quá độ còn lớn, khoảng 0,25s

Trong [21], tác giả đã áp dụng phương pháp thiết kế bộ điều khiển tựa thụ động (Passivity Base Control - PBC) cho DFIG Kết quả nghiên cứu chỉ ra rằng: khi xảy ra sự cố, nếu điện áp phía lưới điện bị suy giảm từ 10% đến 50% thì điện áp máy phát và tần số góc mạch rotor sẽ mất ổn định Tuy nhiên, khi có sự tham gia của bộ điều chỉnh PBC, hệ thống bị dao động nhưng sau đó vẫn làm việc ổn định, các giá trị dòng điện bám tốt giá trị đặt và sau khi hết sự cố hệ thống trở về trạng thái làm việc ổn định Giải pháp của nghiên cứu này đã cải thiện được chất lượng của hệ thống điều khiển so với phương pháp điều khiển tuyến tính (mất điều khiển) Tuy nhiên, nhược điểm của phương pháp này là: chỉ giải quyết ở các chế độ làm việc bình thường với tải đối xứng và chế độ ngắn mạch 3 pha đối xứng, chưa đề cập tới trường hợp tải không đối xứng

Áp dụng phương pháp điều khiển véc tơ từ thông, bộ điều khiển PI thiết kế dựa trên các bộ biến đổi PWM phía rotor và lưới điện đã cho phép điều khiển độc lập tốc độ, dòng điện, điện áp, công suất và phản kháng của máy phát DFIG song song với lưới Kết quả thu được cho thấy dòng điện stator cấp lên lưới điện có dạng hình sin chuẩn, gần với tần số và biên độ đặt ra Điện áp một chiều trên tụ C rất bằng phẳng, gần như không có sóng hài bậc cao và có biên độ bằng giá trị đặt trước.

Nghiên cứu [23] đã đưa ra một luật điều khiển mới của bộ biến đổi phía rotor của máy phát điện DFIG Luật điều khiển trong nghiên cứu này dựa vào tín hiệu phản hồi để xác định giá trị cần đặt lên cuộn dây rotor của máy phát DFIG sao cho hàm năng lượng của hệ thống tuabin gió đạt giá trị cực tiểu Ưu điểm của luật điều khiển đề xuất cho thấy đơn giản về mặt cấu trúc, thông số bộ điều khiển được xác định dễ dàng Kết quả mô phỏng chỉ ra hệ thống làm việc ổn định, sai số tín hiệu điều khiển và tín hiệu tham chiếu rất nhỏ, xấp xỉ 5% nhỏ hơn nhiều so với bộ điều khiển PI trong cùng tốc độ gió

Trong [24] các tác giả đã so sánh các phương pháp điều khiển dòng điện như bộ điều khiển tích phân-tỉ lệ kép (dua PI) theo trục d và q của thành phần thứ tự thuận và thứ tự nghịch, kỹ thuật tuyến tính hóa hồi tiếp (FL) và điều khiển cộng hưởng tỉ lệ tích phân (PIR) Kết quả mô phỏng hệ thống năng lượng gió dùng DFIG cho thấy phương pháp dùng điều khiển dòng PIR thể hiện đáp ứng vận hành tốt thông qua việc giảm dao động dòng điện, công suất đến giá trị thấp nhất của máy phát điện không đồng bộ nguồn kép (DFIG) khi có giảm áp

1.5.2 Tình hình nghiên cứu ngoài nước

Hầu hết các nghiên cứu về tuabin gió kết nối với lưới điện đã thu hút được sự quan tâm đáng kể của các nhà khoa học trên thế giới Các nghiên cứu tập trung chủ yếu vào các khía cạnh điều khiển cho hệ thống máy phát điện gió bao gồm: điều khiển góc nghiêng, điều khiển MPPT và điều khiển bộ biến đổi của DFIG Các kỹ thuật điều khiển truyền thống và điều khiển thông minh cho hệ thống máy phát điện gió được nhiều tác giả quan tâm trong thời gian gần đây

Các nghiên cứu điều khiển góc nghiêng cánh của tuabin để giữ máy phát làm việc với công suất phát định mức thông qua việc giảm góc nghiêng cánh tuabin [38], [39], [40] Một số cách tiếp cận điều khiển góc nghiêng cánh thông qua logic mờ [41] và thuật toán thông minh [42],[43] để đạt được hiệu quả điều khiển tốt hơn các phương pháp điều khiển thông thường Thuật toán GA trong [42] được sử dụng cho việc điều khiển bộ MPPT của tuabin gió để có được giá trị tối ưu và hệ số công suất cực đại Khi tốc độ gió thay đổi, bộ điều khiển được thiết kế có thể bám công suất cực đại trong các điều kiện khác nhau khi tốc độ gió thấp hơn tốc độ gió định mức

Từ kết quả mô phỏng Matlab/ Simulink, nghiên cứu này đã cho biết: việc sử dụng bộ điều khiển thông minh áp dụng cho máy phát điện gió DFIG sẽ giúp DFIG có hiệu suất làm việc tốt hơn thông thường

Thuật toán PSO trong [43] tối ưu tham số bộ điều khiển PI để điều khiển gián tiếp công suất tác dụng và phản kháng, đảm bảo sự bám theo điểm công suất cực đại MPPT của tuabin gió Kết quả cho thấy: bộ điều khiển PI khi được tối ưu bằng thuật toán PSO mang lại kết quả tốt hơn khi so sánh với phương pháp truyền thống xét về chỉ số hiệu suất Dòng điện stator với bộ điều khiển PI sử dụng thuật toán PSO bám tốt hơn, hiện tượng quá dòng trong mạch stator được giảm xuống khi khởi động Về chỉ tiêu THD, dòng điện stator khi sử dụng bộ điều khiển PI truyền thống có THD cao hơn (17,67%) so với dòng điện stator trong trường hợp PI sử dụng thuật toán PSO (15,70%) Trong nghiên cứu [41], các tác giả này cũng sử dụng thuật toán PSO để tìm kiếm tham số tối ưu của bộ điều khiển và phối hợp nhiều bộ điểu khiển của các máy phát điện DFIG Kết quả nghiên cứu cho thấy: quá trình tìm kiếm khi sử dụng

PSO giúp triển khai dễ dàng và tìm kiếm nhanh hơn các phương pháp truyền thống, nâng cao hiệu suất tuabin và khả năng vượt qua sự cố Tuy nhiên, các tham số tối ưu chỉ được chứng minh trên hệ thống một và nhiều máy phát Tham số trong bộ điều khiển PI được xác định thông qua PSO giúp nâng cao chất lượng điều khiển trong thời gian quá độ.

Có nhiều nghiên cứu khác đề xuất thuật toán để tối ưu tham số bộ điều khiển phía rotor nhằm cải thiện suy giảm dao động của hệ thống tuabin gió sử dụng máy phát điện DFIG như: Giải thuật di truyền - GA [44], Thuật toán bày đàn – PSO [39], [40], [41], [42], [43], Thuật toán tối ưu trọng trường - GSA [36], Thuật toán sói xám- GWO [38], Mạng nơ-ron nhân tạo - ANN [35], [36], [37] cũng đã đạt được một số kết quả nhất định

Theo nghiên cứu [38], các tác giả đã sử dụng trí tuệ nhân tạo (Artificial Neural Network - ANN) áp dụng cho bộ điều khiển của máy phát điện DFIG nối lưới điện và so sánh với bộ điều khiển PI truyền thống Việc phân tích ổn định tín hiệu nhỏ với bộ điều khiển sử dụng ANN đã huấn luyện có thể lựa chọn được các thông số tối ưu theo dải tốc độ gió biến thiên Các tham số được huấn luyện bởi thuật toán ANN và đưa ra các giá trị của bộ điều khiển (phía lưới và phía máy phát) trong các kịch bản: khi hệ thống gặp sự cố và khi hệ thống hoạt động bình thường Ưu điểm của thuật toán ANN áp dụng trong nghiên cứu này là: có thể xử lý song song nên tốc độ xử lý nhanh, có thể huấn luyện để xấp xỉ một hàm phi tuyến bất kỳ, đặc biệt là khi đã biết một tập dự liệu vào/ra; đảm bảo điện áp ổn định khi làm việc với lưới điện, ít bị nhiễu, đảm bảo sai lệch tiến về không và chất lượng tốt hơn bộ điều khiển PI truyền thống Tuy nhiên, nhược điểm cơ bản của phương pháp này là khó giải thích rõ ràng hoạt động của mạng, việc điều chỉnh trong mạng ANN rất khó khăn

Trong nghiên cứu [32], đã đưa ra thuật toán bắt chước tập tính săn mồi của loài sói xám GWO (Grey Wolf Optimizer) để tối ưu hóa tham số của bộ điều khiển

PI trong bộ biến đổi phía máy phát và phía lưới điện của máy phát điện gió, nhằm cải thiện hoạt động quá độ của DFIG khi tốc độ gió thay đổi Kết quả cho thấy thuật toán tối ưu sói xám được chứng minh hiệu quả hơn trong việc tìm kiếm kết quả tối ưu toàn cục so với phương pháp truyền thống; khi tốc độ gió thay đổi thì công suất phản kháng của máy phát gần như không đổi

Nghiên cứu [37], áp dụng thuật toán tối ưu trọng trường GSA (Gravitational Search Algorithm) để thiết kế bộ điều khiển cho máy phát điện DFIG Bộ điều khiển

CƠ SỞ CỦA SỰ CHUYỂN ĐỔI NĂNG LƯỢNG GIÓ

Năng lượng trong gió

Xem xét một khối không khí có khối lượng m chuyển động với vận tốc v Động năng của nó E được cho bởi

Với : ρ : Mật độ không khí

A: Tiết diện khối khí v : Vận tốc khối khí

Khối lượng khối không khí : m = ρ.A.v [kg/s] (2.2)

Gọi năng lượng của khối không khí là Pω ta có: 3

Từ công thức (2.3) có thể rút ra một kết luận rất quan trọng là công suất gió sẽ tỷ lệ với lũy thừa bậc ba của vận tốc gió Đồ thị Hình 2.1 cho thấy mối tương quan giữa vận tốc và năng lượng của gió [6]

Hình 2.1 Đồ thị mối tương quan giữa công suất và vận tốc gió m v

Đường cong công suất của turbine gió

Một trong những nhân tố chính ảnh hưởng đến sự thực hiện một hệ thống chuyển đổi năng lượng gió là công suất đáp ứng của nó với những vận tốc gió khác nhau Điều này thông thường được cho bởi đường cong công suất của turbine Đường cong công suất phản ánh khả năng khí động học của máy phát, khả năng chuyển đổi công suất và những ảnh hưởng phát sinh trong hệ thống năng lượng

Hình 2.2 Đường cong công suất lý tưởng của turbine gió công suất 2MW

Phạm vi tốc độ Công suất ngõ ra

Turbine gió không làm việc, không có công suất ngõ ra Công suất ngõ ra tăng với tỉ lệ lũy thừa bậc ba của vận tốc gió

Hệ thống lược bớt công suất công, công suất ngõ ra là hằng số

Hệ thống ngừng lại, không có công suất ngõ ra

Cấu tạo của turbine gió các dạng turbine gió

Những turbine gió là những thiết bị cơ khí đặc biệt được thiết kế để chuyển đổi một phần động năng của gió thành cơ năng hữu ích

Có nhiều dạng thiết kế của turbine trong thời gian qua Hầu hết chúng đều có một rotor quay tròn bởi lực đẩy do kết quả của sự tương tác với gió Tùy thuộc vào vị trí của rotor, turbine gió có thể phân thành hai dạng : Turbine gió trục đứng và turbine gió trục ngang

Turbine gió Darrieus là loại turbine gió trục đứng đạt được tiến bộ đáng kể trong các nghiên cứu tìm kiếm các thiết kế turbine gió đơn giản và tiết kiệm chi phí.

Năm 1931, G J M Darrieus đã sáng chế ra turbine gió Darrieus tại Hoa Kỳ Turbine gió Darrieus gây ấn tượng với đặc điểm máy phát và các thiết bị truyền động được đặt dưới mặt đất Loại turbine này có khả năng đón gió từ mọi hướng mà không cần bộ điều chỉnh hướng, đồng thời công nghệ chế tạo cũng tương đối đơn giản.

Tuy nhiên nó có nhược điểm là sự suy giảm năng lượng thu được khi rotor bị chặn bởi những cơn gió ít năng lượng hơn Một sự bất lợi của turbine gió Darrieus là thông thường nó không thể tự khởi động Nghĩa là nếu turbine đã dừng lại khi tốc độ gió thấp nó thông thường sẽ không tự khởi động lại được khi tốc độ gió tăng Ngoài ra các turbine gió loại này cần một hệ thống dây chằng trên vùng đất rộng

Do những lý do trên nên turbine gió trục đứng chưa được phát triển trong thời gian qua

Hình 2.3 Turbine gió trục đứng Darrieus Hình 2.4 Turbine gió trục ngang

Ngày nay, phần lớn tua-bin gió thương mại kết nối lưới điện đều có cấu trúc trục ngang, sở hữu từ hai đến ba cánh quạt Trên đỉnh tháp lắp đặt tua-bin gió, hộp số và máy phát điện Hệ thống tua-bin gió cũng được trang bị cơ chế điều hướng giúp các cánh quạt luôn đón đúng hướng gió.

Trong luận án này sẽ khảo sát về turbine gió trục ngang

Các bộ phận chính trong turbine gió (Trục ngang)

Hình 2.5 Cấu tạo turbine gió

Các bộ phận chính của turbine gió bao gồm

Ngoài ra còn có các bộ phận khác như : Cảm biến và điều khiển hướng, bộ phận điều chỉnh góc pitch, điều chỉnh công suất, hệ thống bảo vệ …

Công suất thu được của turbine gió

Năng lượng thực tế thu được bởi cánh quạt turbine Pm chính là hiệu số giữa năng lượng trích trữ trong gió ở phía trước cánh quạt có vận tốc ν và năng lượng của gió ở phía sau cánh quạt có vận tốc νd

Trong đó Cp : Hiệu suất của cánh quạt turbine

R : Bán kính cánh quạt [m] ρ : Mật độ không khí [kg/m 3 ] , ở điều kiện chuẩn ρ = 1.293 kg/m 3 υ : Vận tốc gió [m/s]

 − + p C (2.5) Với γ là tỉ số tốc độ gió phía sau cánh quạt và tốc độ gió đi vào cánh quạt

 =  d (2.6) Để tìm hiệu suất của cánh quạt turbine cực đại ta lấy đạo hàm (2.5) theo γ, tính được: Cp max = 16/27 ứng với giá trị

  d (2.7) Điều này có nghĩa là, công suất lớn nhất mà turbine gió có thể thu được từ gió vào khoảng 59,3%

Hình 2.6 Đường cong hiệu suất turbine

Việc rút ra những vấn đề trên đây được dựa theo các công trình được công bố từ năm 1922 đến năm 1925 của Albert Betz, chính vì vậy kết quả này còn được gọi là định luật Betz [6]

Vậy công suất lớn nhất mà turbine gió có thể thu được : Pm max = 3

Theo định luật Betz thì năng lượng động học chuyển hóa thành năng lượng cơ học trong turbine không lớn hơn 16/27 Thông thường một turbine gió chuyển hóa được khoảng 40% năng lượng trong gió thành cơ năng được xem là khá tốt bởi vì những điều kiện trong thực tế như sự thay đổi tốc độ gió, hướng gió, sự ma sát của cánh quạt…

Sự truyền động và hiệu suất của máy phát

Biều đồ công suất từ năng lượng gió thành năng lượng điện được cho như Hình 2.7

Hình 2.7 Biểu đồ công suất hệ thống điện năng gió

Với Pω : Năng lượng ngõ vào của gió

Cp : Hiệu suất của cánh quạt turbine

Pwtr : Công suất mà turbine gió thu được ωwtr : Vận tốc của turbine gió ηm : Hiệu suất truyền động qua hộp số

Pt : Công suất ngõ ra sau truyền động ωm : Vận tốc máy phát ηg : Hiệu suất máy phát

Pe : Công suất ngõ ra của máy phát

Công suất điện ngõ ra của máy phát phụ thuộc vào nhiều yếu tố, bao gồm hiệu suất cánh quạt của turbine gió (Cp), hiệu suất của máy phát (ηm), hiệu suất của hộp số (ηg) và công suất gió (Pω) Hiệu suất cánh quạt CP thay đổi tùy thuộc vào tốc độ gió và thiết kế của turbine Đối với turbine gió công suất 1,5 MW, hiệu suất CP đạt giá trị lớn nhất khoảng 42% khi vận tốc gió khoảng 9 (m/s).

Hình 2.8 : Đường cong biểu thị mối quan hệ giữa hệ C P và vận tốc gió của turbine

CHƯƠNG 3: MÔ HÌNH CÁC THÀNH PHẦN TRONG HỆ THỐNG

Mô hình gió

Mô hình gió mô tả sự biến đổi tốc độ gió, ảnh hưởng tới dao động công suất turbine gió Thành phần chính trong mô hình là máy phát nhiễu trắng phân phối Chuỗi thời gian gió trong công cụ mô phỏng được lấy từ mô phỏng nền Mô hình gió được xây dựng bằng nhiều công cụ khác nhau với các giải thuật khác nhau.

Tốc độ gió được tính là tổng của tốc độ gió trung bình (ω0) và những dao động cục bộ trong thời gian ngắn (ω’(t)).

Những nhiễu loạn ω’(t) được đặc trưng bởi tần số nhiễu loạn f và mật độ phổ công suất S(f) Công suất trong một dãy tần số hẹp ∆f của hàm mật độ phổ công suất S(f) được đại điện bởi các thành phần sin và cos với pha ngẫu nhiên tại tần số trung tâm

Kết quả sự thay đổi vận tốc theo thời gian

 (3.2) f : Tần số nhiễu loạn фj : Biến phân phối ngẫu nhiên thay đổi từ 0 đến 2π

S(fj) : Độ lớn mật độ phổ công suất S(f) tại tần số fj Đặc tính tự nhiên của nhiễu loạn còn được đặc trưng bởi cường độ nhiễu loạn

Iω = σ/ω0 Với σ : Độ lệch chuẩn (3.3) Dạng sóng mô hình gió với chuỗi thời gian 3600 giây, thời gian lấy mẫu 0.05 giây, vận tốc trung bình 10m/s, cường độ nhiễu 12% thể hiện bằng hai dạng như Hình 3.1 [11]

Hình 3.1 Dạng sóng vận tốc gió theo thời gian

Mô hình rotor turbine gió

Mô hình động học rotor turbine gió thường được xây dựng dựa vào hệ số công suất CP trong bảng tra cứu

Moment động học có thể xác định theo hệ số CP theo công thức

R : Bán kính cánh quạt ρ : Mật độ không khí

Hệ số CP là hàm phụ thuộc của tỉ số tốc độ đầu mút λ đối với turbine gió có tốc độ không đổi, và là hàm phụ thộc của λ và góc pitch β đối với turbine gió có góc pitch cũng như tốc độ turbine thay đổi.

Mô hình truyền động

Phương trình truyền động được mô tả dt

(3.5) Momen quán tính tương đương

Tm : Moment cơ máy phát

Twtr : Moment quay turbine gió

Jwtr : Momen quán tính turbine gió ωm :Vận tốc cơ máy phát [mach.rad/s]

J : Momen quán tính máy phát

Mô hình máy điện

3.3.1 Mô hình máy phát điện không đồng bộ (Máy điện cảm ứng )

Hầu hết các turbine gió hiện nay sử dụng máy điện cảm ứng, do chúng có cấu tạo đơn giản, thuận tiện trong việc thay đổi các điều kiện vận hành Máy điện cảm ứng có giá thành rẻ và không yêu cầu nhiều về bảo trì Đặc trưng của máy phát điện này như khả năng quá tốc độ khiến chúng thích hợp trong việc ứng dụng cho turbine gió

Do tốc độ của rotor máy phát không đồng bộ với tốc độ của từ trường quay nên nó còn được gọi là máy điện không đồng bộ Máy điện cảm ứng có thể hoạt động ở cả hai chế độ máy phát và động cơ Đường đặc tuyến momen-tốc độ của máy điện cảm ứng được cho như Hình 3.2

Hình 3.2 Đặc tuyến momen-tốc độ của máy điện cảm ứng

Momen Chế độ động cơ Chế độ máy phát Điểm hoạt động

Mô hình máy phát điện cảm ứng rotor dây quấn trong hệ trục ABC/abc

Sơ đồ máy điện cảm ứng ba pha dây quấn được mô tả như Hình 3.3

Quan hệ một pha cuộn dây stator và rotor dt i d R u s 1 s s 1  s 1

Trong đó: us : Điện áp stator Ψs : Từ thông stator

Ls : Độ từ cảm stator M : Độ từ cảm tương hổ

P : Số đôi cực Ts1 : Momen một pha stator θ : Góc của trục máy phát ir : Dòng điện rotor

Những pha khác hoàn toàn tương tự Tuy nhiên dạng mô hình thay đổi khi điểm trung tính không kết nối Khi đó dòng điện stator và dòng điện rotor như sau

Hình 3.3 Sơ đồ máy điện cảm ứng rotor dây quấn

Trục pha A stator Trục pha a rotor

Công thức tính điện áp được viết lại dt i d dt R i d R u s 1 , s 2 = s s 1 +  s 1 − s s 2 −  s 2

(3.12) Phương trình cân bằng momen m e r T T dt

J : Moment quán tính máy phát ωr : Tốc độ rotor máy phát

Te : Momen điện từ Tm : Momen cơ

Mô hình máy điện cảm ứng rotor dây quấn trong hệ tọa độ tham chiếu d-q vuông góc

Các phương trình được xác định như sau [34,35]

Phương trình điện áp stator e qs s e e ds ds s e ds dt i d

(3.14) e ds s e e qs qs s e qs dt i d

Phương trình điện áp rotor e dr r s e e ds dr r e dr dt i d

= (3.15) e qr r s e e qs qr r e qr dt i d

3 e ds e qr e qs e dr e ds e qs e qs e ds e qr e dr e dr e qr e p i i p i i p i i

Mô hình máy điện cảm ứng rotor lồng sóc trong hệ tọa độ tham chiếu d-q vuông góc [10]

Phương trình điện áp stator e qs e ds e ds s e ds dt i d

(3.17) e ds e e qs qs s e qs dt i d

Phương trình điện áp rotor e qr r s e e dr dr r e dr dt i d R v    

= (3.18) e dr r s e e qr qr r e qr dt i d R v    

Hệ trục tọa độ tham chiếu d-q được sử dụng trong phân tích mạch điện stator của động cơ đồng bộ để giản lược phương trình mô tả dòng điện stator Hệ trục này quay với tốc độ đồng bộ với stator, trục d trùng với giá trị cực đại từ thông stator, trục q lệch nhau 90 độ so với trục d Tức là tại thời điểm giá trị cực đại từ thông stator, điện áp $v_{qs}$ bằng với điện áp đầu cực và điện áp $v_{ds}$ bằng không.

Từ thông móc vòng được xác định bởi các biểu thức e m e m ls e dr ds ds =(I +I )i +L i

Thay các phương trình (3.19) vào (3.17) và (3.18) ta được

Phương trình điện áp stator

( s r ls m e m e e ds s e ds R i I I i qs L i qr v = −  −  + + (3.20)

( s r ls m e m e e qs s e qs R i I I i ds L i dr v = +  − + +

Phương trình điện áp rotor

0 s r lr m e m e e dr e dr r e dr I I i qr L i qs dt i d R v = = +  −  − + +

0 s r lr m e m e e e qr qr r e qr I I i dr L i ds dt i d R v = = +  +  − + +

Công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q xác định bởi e qs e qs e ds e ds s v i v i

Phương trình momen điện từ e ds e qs e qs e ds e i i

Sự thay đổi tốc độ do kết quả sự thay đổi momen điện từ và momen cơ có thể xác định bằng phương trình chuyển động

3.3.2 Mô hình máy điện cảm ứng nguồn đôi(DFIG)

Máy điện cảm ứng nguồn đôi được sử dụng phổ biến trong các turbine gió tốc độ thay đổi hiện nay [14] Với hệ thống có tốc độ thay đổi trong khoảng ±30% tốc độ đồng bộ, DFIG là một giải pháp rất phù hợp Bộ chuyển đổi công suất chỉ chuyển đổi 20-30% công suất tổng, điều này có nghĩa là tổn thất trong bộ chuyển đổi công suất có thể giảm bớt so với hệ thống chuyển đổi toàn phần Hơn nữa giá thành của bộ chuyển đổi cũng rẻ hơn

Trong máy điện DFIG mạch điện stator của DFIG kết nối với lưới, còn mạch điện rotor kết nối với bộ chuyển đổi thông qua vòng trượt Hình 3.4 Đặc tuyến momen _ tốc độ của hệ thống DFIG như Hình 3.5 Từ đặc tuyến nhận thấy rằng DFIG có thể hoạt động ở cả chế độ động cơ hoặc máy phát với tốc độ rotor thay đổi trong khoảng ±Δωr maxquanh tốc độ đồng bộ ωs Máy phát DFIG sử dụng cho turbine gió có thể hoạt động trong khoảng tốc độ ± 30% tốc độ định mức [13]

Hình 3.5 Đặc tuyến momen- tốc độ của DFIG ωs

Hình 3.4 Nguyên lý của máy điện cảm ứng DFIG

Sơ đồ tương đương DFIG ở chế độ xác lập

Sơ đồ tương đương của DFIG có tính đến tổn hao mạch từ được cho như hình Sơ đồ này thích hợp cho các phân tích và tính toán ở chế độ xác lập, dây quấn nối sao Trong trường hợp dây quấn nối tam giác có thể quy đổi về mô hình tương đương Y

Hình 3.6 Sơ đồ tương đương DFIG ở chế độ xác lập

Các phương trình điện áp

Vs : Điện áp stator Rs : Điện trở stator

Vr : Điện áp rotor Rr : Điện trở rotor

Is : Dòng điện stator Rm : Điện trở từ hóa

Ir : Dòng điện rotor Lls : Điện cảm rò stator

IRm : Dòng điện từ hóa Llr : Điện cảm rò rotor ωs : Tốc độ đồng bộ Lm : Điện cảm từ hóa ωr : Tốc độ rotor s : Độ trượt s r s s

Từ thông khe hở không khí, từ thông stator và từ thông rotor xác định bởi

Phương trình qua một số phép biến đổi tương đương s s s s s R I j

Tổn hao của máy điện

Momen điện từ Te cho bởi

Công suất của máy phát

Công suất biểu kiến stator Ss và công suất biểu kiến rotor Sr được biểu diễn

Công suất stator và rotor khi bỏ qua các tổn thất xác định bởi

Công suất cơ sinh ra bởi DFIG xác định bởi

Phân bố công suất giữa các cuộn dây stato và rôto của máy phát DFIG phụ thuộc vào hệ số trượt Công suất qua mạch rôto của máy được biểu thị bằng tổng công suất điện từ chuyển đổi thành công suất cơ học và công suất điện từ chuyển thành công suất điện tử.

Công suất trượt, được ký hiệu là Pr, được tính bằng hiệu ứng của hệ số trượt và công suất cuộn stato (Ps), tức là: Pr = -sPs Hệ số trượt (s) thể hiện sự trượt giữa tốc độ quay của từ trường và tốc độ quay của rôto Giá trị của Pr thường là ngược dấu với Ps, tức là khi rôto quay chậm hơn từ trường thì công suất trượt sẽ có giá trị dương (Pr > 0), ngược lại khi rôto quay nhanh hơn từ trường thì công suất trượt sẽ có giá trị âm (Pr < 0).

Hình 3.7 Phân bố công suất giữa các cuộn dây máy phát DFIG

Tùy thuộc vào điều kiện vận hành của hệ thống, công suất qua mạch rotor có thể đi theo hai chiều :

Từ lưới qua bộ chuyển đổi công suất đến rotor khi ở dưới tốc độ đồng bộ, Pr < 0

Từ rotor qua bộ chuyển đổi công suất đến lưới khi ở trên tốc độ đồng bộ, Pr > 0 Trong cả hai trường hợp trên Ps đều phát công suất về lưới, Ps >0

Mô hình động của DFIG

Phần này trình bày mô hình động của DFIG cho việc phân tích các đặc tính của máy điện ở chế độ xác lập lẫn quá độ Mô hình DFIG được xây dựng trên hệ trục tọa độ tham chiếu quay với tốc độ đồng bộ (hệ trục d-q) [13]

Phương trình điện áp stator, rotor được biểu diễn dt j d i

= ( ) (3.46) Vectơ từ thông biểu diễn theo các vectơ dòng điện

Tốc độ trên đồng bộ

Tốc độ dưới đồng bộ

Khai triển các phương trình (3.45), (3.46) và (3.47) theo các thành phần trục d-q cùng với các phương trình momen, ta được hệ phương trình đầy đủ mô tả DFIG trong hệ trục tọa độ tham chiếu d-q quay với tốc độ đồng bộ

Phương trình điện áp stator dt i d

= (3.49) Phương trình điện áp rotor dt i d

 e qr e dr e qs e ds m lr m m lr m m m ls m m ls e qr e dr e qs e ds i i i i

Momen điện từ Te cho bởi

3 e ds e qr e qs e dr e ds e qs e qs e ds e qr e dr e dr e qr e p i i p i i p i i

Hình 3.8 Mạch điện tương đương mô hình động DFIG trong hệ trục tọa độ tham chiếu d-q.

Mô hình bộ chuyển đổi công suất

3.4.1 Bộ điều khiển AC Để hạn chế dòng điện và momen máy phát, thường sử dụng một hệ thống điều khiển AC kết nối với máy phát Hệ thống điều khiển cũng cần thiết trong các kiểu hoạt động của turbine gió Hệ thống điều khiển bao gồm : Bộ Soft-starters, bộ tụ bù và máy biến áp

Sơ đồ kết nối lưới như Hình 3.9

Hình 3.9 Sơ đồ máy phát điện cảm ứng kết nối lưới điện

Có 3 dạng cấu hình của máy điện cảm ứng kết nối Soft-starters được quan tâm ứng dụng cho turbine gió

Mô hình kết nối sao và tam giác có cùng sơ đồ đóng ngắt các SCR, sự khác biệt là cách nối dây Có hai SCR song song cho mỗi pha, mỗi SCR dẫn trong một bán kỳ dương Đối với cách nối sao, điện áp mỗi pha phụ thuộc vào trạng thái mở của SCR trong mỗi pha Vì thế bộ Soft-starters có thể chỉ hoạt động khi 2 hoặc 3 SCR cùng dẫn Những hoạt động này cũng đúng cho cách nối tam giác Tuy nhiên cách nối tam giác- nhánh chỉ hoạt động với một SCR dẫn ở một thời điểm Những ứng dụng chủ yếu trong turbine gió là cách nối tam giác cho máy điện cảm ứng, vì dòng định mức của dây quấn stator có thể giảm, và sóng hài bậc 3 của dòng điện được giới hạn

Hình 3.10 Những cấu hình máy điện cảm ứng kết nối Soft-starters

Kết nối sao Kết nối tam giác Kết nối nhánh- tam giác

Tùy thuộc vào góc α của bộ Soft-starters, có 3 cách hoạt động khi tải được nối sao hoặc tam giác

- Cách 1 : 0 ≤ α < 60 0 Khi 2 hoặc 3 SCR dẫn

- Cách 3 : 90 0 ≤ α < 150 0 Không hoặc 2 SCR dẫn

Trong Cách 2 dòng điện ngõ ra thay đổi nhanh, không thích hợp với tải cảm Phạm vi hoạt động của hai cách còn lại như sau

- Cách 1 : φ ≤ α < α lim Khi 2 hoặc 3 SCR dẫn

- Cách 3 : αlim ≤ α < 150 0 Không hoặc 2 SCR dẫn Góc giới hạn xác định như sau

Công tắc SWA, SWB, SWC trong mô hình hoạt động theo hai mức: mức 1 khi SCR dẫn và mức 0 khi SCR ngắt Hoạt động của chúng phụ thuộc vào điện áp pha (hoặc dây) và dòng điện trong mỗi mô hình.

Hình 3.11 Sơ đồ hai SCR và công tắc chuyển mạch tương đương

Khi máy điện kết nối hình sao (Y)

Bộ Soft-starters trong kết nối 3 pha hình sao như Hình 3.12

Hình 3.12 Bộ Soft-starters trong kết nối 3 pha hình sao

Hai SCR mắc song đối Chuyển mạch tương đương Điện áp pha tại đầu cực máy phát xác định theo biểu thức

CN BN AN wC wB wA wC wB wA wC wB wA

Phương trình chuyển mạch được tính theo điện áp pha và dòng điện dây (hoặc pha) Điện áp và dòng điện pha tương ứng với góc kích khác nhau có dạng như Hình 3.13

Hình 3.13 Dạng sóng điện áp và dòng điện khi máy điện nối sao

Khi máy điện kết nối hình tam giác (Δ)

Bộ Soft-starters trong kết nối 3 pha hình tam giác như Hình 3.14

Hình 3.14 Bộ Soft-starters trong kết nối 3 pha tam giác Điện áp pha tại đầu cực máy phát xác định theo công thức

CA BC AB wA wC wA wC wB wC wB wC wB wA wB wA

Phương trình chuyển mạch được tính theo điện áp pha và dòng điện dây (hoặc pha) Điện áp và dòng điện pha tương ứng với góc kích khác nhau có dạng như Hình 3.15

Hình 3.15 Dạng sóng điện áp và dòng điện khi máy điện kết nối hình tam giác

Khi máy điện kết nối tam giác- nhánh

Bộ Soft-starters trong kết nối 3 pha hình sao như Hình 3.16

Hình 3.16 Bộ Soft-starters trong kết nối 3 pha tam giác-nhánh Điện áp pha tại đầu cực máy phát xác định theo công thức

Phương trình chuyển mạch được tính theo điện áp pha và dòng điện dây (hoặc pha) Điện áp và dòng điện pha tương ứng với góc kích khác nhau có dạng như Hình 3.17

Hình 3.17 Dạng sóng điện áp và dòng điện khi máy điện kết nối tam giác-nhánh

3.4.2 Các bộ biến đổi nguồn điện áp(VSC)

Tuabin gió có thể kết nối lưới điện trực tiếp hoặc thông qua bộ chuyển đổi nguồn để cải thiện chất lượng điện năng đầu ra Trong các tuabin gió hiện đại, thường được sử dụng bộ chuyển đổi nguồn điện áp back-to-back.

Sơ đồ khối của bộ chuyển đổi như Hình 3.18

Bộ chuyển đổi bao gồm khối chuyển đổi từ AC sang DC và rồi từ DC sang AC, cả hai đều có thể hoạt động ở cách chỉnh lưu hoặc nghịch lưu do vậy luồng công suất có thể đi theo cả hai hướng

Bộ biến đổi nguồn điện áp có thể thực hiện theo các cách thức : Điều chế sáu bước, điều chế biên độ ( PAM), hoặc điều kiểu độ rộng xung (PWM) Tùy thuộc vào mục tiêu điều khiển, có thể lựa các cách thức điều chế thích hợp

Hình 3.18 Cấu trúc của bộ chuyển đổi nguồn điện áp back-to-back

Mạch kết nối DC được đại diện bởi một tụ điện lý tưởng như Hình 3.19 Điện áp tại đầu cực của tụ dt i

Máy điện nối hình sao (Y)

Hình 3.20 Máy điện cảm ứng kết nối sao với VSC

Xem điện áp tại đầu cực máy phát như là một hàm của điện áp DC và các công tắc chuyển mạch ta có

Hình 3.19 Sơ đồ tương đương của mạch liên kết DC

Dạng sóng điện áp và dòng điện được cho như Hình 3.21

Máy điện nối tam giác (∆)

Hình 3.22 Máy điện cảm ứng kết nối tam giác với VSC

Hình 3.21 Dạng sóng điện áp và dòng điện của bộ chuyển đổi nguồn áp với máy phát kết nối sao

Xem điện áp tại đầu cực máy phát như là một hàm của điện áp DC và các công tắc chuyển mạch ta có

(3.63) Dạng sóng điện áp và dòng điện được cho như Hình 3.23

Hình 3.23 Dạng sóng điện áp và dòng điện của bộ chuyển đổi nguồn áp với máy phát kết nối tam giác

Vòng khóa pha (Phase Locked Loop)(PLL)

Vòng khóa pha là trung tâm của trong cấu trúc của bộ chuyển đổi ở bên phía lưới PLL sử dụng tính toán góc pha của lưới và tạo ra những tín hiệu để điều khiển bộ chuyển đổi phía bên lưới Cấu trúc tổng quát của PLL được cho như hình

Hình 3.24 Cấu trúc tổng quát của vòng khóa pha Điện áp ba pha ngõ vào được biến đổi để so sánh với các thông số góc pha điện áp của lưới Các thông tin về sự sai lệch này được đưa qua bộ phân tích, tạo thành tín hiệu hồi tiếp để điều chỉnh các sai lệch về góc pha [11]

Bộ tách sóng pha Điều khiển

Lọc vòng Điều khiển điện áp

KẾT NỐI TURBINE GIÓ VỚI LƯỚI ĐIỆN

Những vấn đề chung khi kết nối các turbine gió với lưới điện

Do công suất ngõ ra của các turbine gió thay đổi theo vận tốc gió nên khi kết nối các turbine gió ở quy mô lớn với lưới có thể gây nên những vấn đề về dao động công suất, ổn định điện áp, ngoài ra có những dạng turbine gió khi kết nối lưới có thể gây nên những ảnh hưởng đến chất lượng lưới điện [9]

Những vấn đề chung cần quan tâm khi kết nối các turbine gió với lưới điện

4.1.1 Điều khiển công suất tác dụng

Khả năng điều khiển công suất tác dụng của turbine gió quan trọng do:

Trong hoạt động bình thường, điều khiển công suất rất quan trọng để duy trì tần số hệ thống Trong trường hợp sự cố, điều khiển công suất đặc biệt quan trọng đối với sự ổn định quá độ và ổn định điện áp Giảm công suất hiệu quả sau sự cố có thể ngăn ngừa tình trạng quá tốc độ của tua bin Ngoài ra, giảm công suất sẽ dẫn đến nhu cầu công suất phản kháng ít hơn, hỗ trợ quá trình thiết lập lại điện áp lưới.

Yêu cầu về điều khiển công suất trong kết nối lưới thay đổi nhiều và tùy thuộc vào nhiều yếu tố, chủ yếu là công suất ngắn mạch của hệ thống kết nối Công suất ngắn mạch càng thấp, càng yêu cầu điều khiển công suất để giữ hệ thống ổn định trong và sau sự cố

4.1.2 Khoảng tần số hoạt động

Các tua-bin gió thường có phạm vi dao động tần số trong trạng thái vận hành ổn định, nằm trong phạm vi quy định Tuy nhiên, trong trường hợp yêu cầu điều khiển tần số sơ cấp hoặc thứ cấp, tần số liên quan đến quá trình quá độ Một sự cố quá độ khi kết nối hệ thống điện có thể gây ra biến động tần số hệ thống, buộc tua-bin gió phải điều chỉnh tần số trong phạm vi rộng hơn để tránh tình trạng xấu đi do tua-bin gió ngắt kết nối.

Tần số của turbine gió có liên quan đến phương thức hoạt động của turbine gió Turbine gió tốc độ cố định có tần số tùy thuộc vào tần số của lưới kết nối Turbine gió tốc độ thay đổi với máy phát DFIG, có một khoảng tần số rộng, hầu như không phụ thuộc vào tần số lưới

Turbine gió tốc độ thay đổi chuyển đổi toàn phần thì hoàn toàn độc lập với lưới

4.1.3 Điều chỉnh điện áp và bù công suất phản kháng Điều chỉnh điện áp và điều khiển công suất phản kháng tại máy phát và điểm kết nối chung được sử dụng để giữ điện áp ở trong giới hạn yêu cầu và tránh những vấn đề về ổn định điện áp Turbine gió cũng yêu cầu có thể điều chỉnh điện áp

Lý do chính cho yêu cầu điều chỉnh công suất phản kháng là máy phát có thể chủ động điều khiển điện áp đầu cực bằng cách kiểm soát sự trao đổi công suất với lưới Khi xảy ra sự cố, trong suốt quá trình sự cố quá độ, điện áp được hỗ trợ, từ đó yêu cầu công suất phản kháng của máy phát cảm ứng tăng khi sụt áp

Những máy phát với bộ chuyển đổi nguồn áp có thể hỗ trợ điện áp đầu cực hệ thống bằng cách tạo ra công suất phản kháng Bằng cách gia tăng công suất phản kháng phát sinh trong suốt sự cố, làm giảm nhẹ các dao động khi sự cố

Khi xuất hiện một võng điện áp trong quá trình hoạt động bình thường của turbine gió, dòng điện gia tăng để sản sinh ra lượng công suất như trước khi võng điện áp Điều này cho thấy rằng toàn bộ công viên gió phải được thiết kế cho những dòng điện lớn hơn công suất danh định

Khi một sự cố ngắn mạch xuất hiện trong hệ thống, điện áp đầu cực máy phát giảm xuống đến một mức tùy thuộc vào điểm ngắn mạch Từ đây turbine gió có thể không có khả năng sản xuất ra nhiều công suất tác dụng như gió ngõ vào Nếu cánh đồng gió kết nối đến một thanh góp đơn và sự cố ngắn mạch ba pha và sự cố xuất hiện trên thanh góp này, công suất cánh đồng gió có thể tiêu tán trong điện trở máy phát, máy biến áp, đường dây và sự cố [18]

Sự ổn định trong công suất ngõ ra của turbine gió còn liên quan đến số lượng của turbine gió Công suất ngõ ra từ một số lượng lớn các turbine gió sẽ thay đổi một cách tương đối ít hơn công suất ngõ ra của một turbine gió đơn do sự ảnh hưởng tương quan lẫn nhau giữa các turbine [4]

Dạng công suất ngõ ra tương ứng với số lượng turbine gió

Hình 4.1 Dạng công suất ngõ ra tương ứng với số lượng turbine gió.

Những tác động của turbine gió lên lưới điện

Một mặt việc kết nối các turbine gió vào lưới phân phối có thể gây nên những tác động mất ổn định lên lưới điện, mặt khác tùy thuộc vào lưới điện và các turbine gió, các turbine gió có thể giúp tăng cường ổn định cho lưới Sự tương tác turbine với lưới tùy thuộc vào đáp ứng của turbine gió dưới các điều kiện và lưới điện mà turbine gió kết nối

Những tác động của turbine gió lên lưới điện

4.2.1 Hiện tượng dao động điện áp

Sự thay đổi công suất ngõ ra của turbine gió có thể gây nên sự thay đổi điện áp trên lưới điện mà chúng kết nối Độ lớn của sự thay đổi tùy thuộc vào tỉ số X/R của hệ thống phân phối và đặc trưng hoạt động của máy phát

Thông thường lắp đặt các tụ điện để bù hệ số công suất được lắp đặt tại điểm kết nối lưới để giảm công suất phản kháng cần thiết của turbine gió và những dao động điện áp hệ thống

30 Turbines gió 50 Turbines gió 300 Turbines gió Power (pu) Power (pu) Power (pu) Power (pu)

Hiện tượng chập chờn là những nhiễu loạn phát sinh do nhiều nguyên nhân như sự thay đổi công suất phát của tuabin gió theo sự thay đổi vận tốc gió, do khởi động và dừng tuabin gió, do sự thay đổi của máy phát đối với turbine hai máy phát, do những dao động về lực xoắn trong turbine gió tốc độ cố định, hoặc sự thay đổi góc pitch cánh quạt Độ lớn của sự nhiễu loạn tùy thuộc vào những đặc trưng của máy phát, đặc trưng tốc độ gió của turbine Sự nhiễu loạn không gây hại cho các thiết bị kết nối, nhưng trong lưới liên kết yếu nơi mà những dao động điện áp lớn có thê gây nên những phiền phức cho khách hàng

Sóng hài là một dạng nhiễu không mong muốn, ảnh hưởng trực tiếp tới chất lượng lưới điện và cần được chú ý tới khi tổng các dòng điện hài cao hơn mức độ giới hạn cho phép

Các turbine gió có hệ thống chuyển đổi công suất thường gây nên sóng hài Sóng hài có thể làm các thiết bị điện quá nhiệt Sóng hài bậc cao có tác động mạnh đến động cơ xoay chiều

4.2.4 Hiện tượng cô lập máy phát

Hiện tượng cô lập máy phát xảy ra khi hệ thống cô lập bị tự kích do hệ số công suất tụ bù hoặc cộng hưởng với các thiết bị khác Khi đó, tụ điện cung cấp đủ công suất phản kháng cho máy phát, khiến máy phát không còn kết nối với lưới điện Do đó, công suất tụ bù cần được tính toán cẩn thận để tránh tình trạng này Các cảm biến tại điểm kết nối sẽ phát hiện các điều kiện cô lập chuyển tiếp và cắt máy phát khi có quá áp, sụt áp, vọt lố hoặc sụt giảm tần số.

Các cách thức hoạt động của turbine gió

Turbine gió có thể hoạt động ở chế độ tốc độ cố định (Fixed speed) hoặc tốc độ thay đổi (Variable speed) Ba dạng turbine gió kết nối lưới điện được dùng phổ biến hiện nay là: Turbine gió tốc độ cố định dùng máy phát không đồng bộ, turbine gió tốc độ thay đổi dùng máy phát DFIG, turbine gió tốc độ thay đổi dùng máy phát với bộ chuyển đổi toàn phần [20,21]

4.3.1 Turbine gió tốc độ cố định Đây là kỹ thuật được sử dụng từ những năm đầu phát triển của turbine gió Máy phát hoạt động ở tốc độ là hằng số, bất chấp tốc độ gió, tốc độ rotor của turbine gió là cố định được xác định theo tần số lưới, tỉ số truyền và thiết kế của máy phát Thông thường turbine gió tốc độ cố định gồm máy phát cảm ứng rotor lồng sóc kết nối lưới, với một bộ khởi động mềm và một bộ tụ để bù công suất phản kháng Chúng được thiết kế để đạt hiệu suất cực đại tại tốc độ gió đặt biệt

Minh họa turbine gió tốc độ cố định máy phát cảm ứng rotor lồng sóc

Turbine gió tốc độ cố định có ưu điểm là đơn giản, linh hoạt, tin cậy Chi phí cho mỗi đơn vị điện năng thấp Nó có nhược điểm là không kiểm soát được công suất phản kháng, khó kiểm soát chất lượng điện năng

Turbine gió tốc độ cố định có thể có các dạng : Điều khiển góc pitch (pitch control), điều khiển lược bớt thụ động (passive stall control) và điều khiển lược bớt chủ động (active stall control) Cả ba dạng đều có thể ứng dụng cho turbine gió tốc độ cố định

4.3.2 Turbine gió tốc độ thay đổi

Xu hướng này được phát triển trong một vài năm trở lại đây và được sử dụng cho các cánh đồng gió và thường sử dụng trong các turbine gió hiện đại, chúng được thiết kế để đạt được hiệu suất cực đại trong một khoảng tốc độ gió rộng Hệ thống điện thường sử dụng máy điện cảm ứng hoặc máy điện đồng bộ kết nối với lưới thông qua một bộ chuyển đổi công suất Hiện tại có hai dạng thường được sử dụng là :

Turbine gió máy điện cảm ứng nguồn đôi (Doubly fed induction generator ) (DFIG)

Turbine gió máy điện đồng bộ với bộ chuyển đổi toàn phần (Full size converter)

Turbine gió máy điện cảm ứng nguồn đôi (DFIG)

Hình 4.2 Sơ đồ turbine gió tốc độ cố định dùng máy phát cảm ứng

Trong hệ thống DFIG bộ biến đổi tần số được kết nối với mạch rotor của máy điện cảm ứng Khả năng thay đổi tốc độ của máy phát tỉ lệ với công suất của bộ chuyển đổi Chẳng hạn như bộ chuyển đổi có kích cỡ bằng 30% công suất của máy phát thì tầm thay đổi tốc độ là ± 30%

Một hệ thống DFIG được cho như Hình 4.3

Trong hệ thống chỉ một phần công suất đi qua bộ chuyển đổi tần số, như vậy giá thành của bộ chuyển đổi và hệ thống sẽ thấp hơn so với hệ thống chuyển đổi hoàn toàn khi toàn bộ công suất đi qua bộ chuyển đổi

Máy điện đồng bộ với bộ chuyển đổi toàn phần (Full size converter)

Trong hệ thống bộ chuyển đổi biến đổi toàn bộ công suất của máy phát, do vậy có thể điều khiển được chính xác công suất phản kháng và công suất tác dụng vào lưới Một thuận tiện nữa của bộ biến đổi toàn phần là cho phép xử lý hồi tiếp, thông qua các linh kiện điện tử công suất, cùng với việc sử dụng bộ lọc tích cực để nâng cao chất lượng điện năng khi kết nối vào lưới Đôi khi một bộ biến đổi DC/DC cũng được đưa vào để điều chỉnh tăng điện áp máy phát đến một giá trị DC mong muốn Máy phát có thể là một máy điện đồng bộ hoặc một máy điện cảm ứng

Hình 4.4 Sơ đồ turbine gió tốc độ thay đổi dùng bộ chuyển đổi toàn phần máy phát đồng bộ Hình 4.3 Sơ đồ turbine gió tốc độ thay đổi dùng máy phát DFIG Ưu điểm của turbine gió tốc độ thay đổi là gia tăng năng lượng thu được, điều khiển được công suất tác dụng và công suất phản kháng, cải thiện chất lượng điện năng và giảm được mệt mỏi cơ khí trên turbine gió Tuy nhiên nó có nhược điểm là tổn hao công suất điện Giá thành gia tăng do sử dụng nhiều thiết bị điện tử công suất [9]

Trong turbine gió vấn đề quan trọng không phải là hiệu suất làm việc của turbine gió mà mục tiêu là nó phải tạo ra năng lượng điện đạt tiêu chuẩn với chi phí thấp nhất

Vì vậy việc lựa chọn phương pháp làm việc của turbine gió cần đạt được tiêu chí nói trên

Máy điện đồng bộ với bộ chuyển đổi toàn phần nối trực tiếp turbine gió không có hộp số

Do hộp số có khối lượng lớn, khó khăn trong vận chuyển, lắp đặt và cũng là bộ phận gây tổn hao nhiều năng lượng, hơn nữa yêu cầu chi phí cho việc bảo dưỡng, vì vậy hiện nay người ta đã phát triển một loại máy phát điện nối trực tiếp với turbine gió, đây là turbine gió tốc độ thay đổi, sử dụng máy điện đồng bộ có số đôi từ cực lớn (60 hoặc hơn) có thể kết nối trực tiếp với turbine gió không thông qua hộp số, và kết nối với lưới điện thông qua bộ chuyển đổi công suất toàn phần, đây là công nghệ hoàn toàn mới, được phát triển để phục vụ cho mục đích riêng biệt này [28]

Hình 4.5 Sơ đồ turbine gió tốc độ thay đổi máy điện đồng bộ với bộ chuyển đổi toàn phần nối trực tiếp turbine gió không có hộp số

Các cách thức kiểm soát công suất ngõ vào

Tùy thuộc vào sự gia tăng của tốc độ gió, đôi khi cần thiết phải bỏ bớt một phần năng lượng để tránh hư hỏng turbine gió, vì vậy tất cả các turbine gió đều có thiết kế hệ thống kiểm soát công suất ngõ vào

Những phương pháp thịnh hành trong những turbine gió hiện đại như đã nói ở trên gồm: Điều khiển góc pitch (pitch control), điều khiển lược bớt thụ động (passive stall control) và điều khiển lược bớt chủ động (active stall control)

Turbine gió loại này có khả năng thay đổi góc pitch của cánh quạt, các cánh quạt có khả năng xoay quanh đầu trục đỡ, điều chỉnh diện tích bề mặt hứng gió của cánh turbine để ổn định tốc độ Để thay đổi góc pitch thường sử dụng các động cơ Phương pháp này có ưu điểm là điều chỉnh công suất tốt, thuận tiện trong khởi động và dừng khẩn cấp Nhược điểm của phương pháp này là phức tạp do hệ thống cơ khí điều chỉnh góc pitch và những dao động công suất lớn tại tốc độ gió cao

4.4.2 Điều khiển lược bớt thụ động

Turbine gió loại này có các cánh quạt được thiết kế đặt biệt có khả năng biến dạng, giảm bớt hiệu suất hứng gió khi tốc độ gió vượt quá giới hạn Không có cơ cấu xoay góc cánh quạt như trong điều chỉnh góc pitch Đây là phương pháp điều khiển đơn giản và linh hoạt, so với phương pháp điều chỉnh góc pitch, phương pháp này có sự dao động công suất nhỏ hơn Nhược điểm của phương pháp này là ít hiệu quả tại tốc độ gió thấp Không trợ giúp khởi động có thể có sự thay đổi công suất cực đại do mật độ không khí tại nơi lắp đặt và tần số lưới

4.4.3 Điều khiển lược bớt chủ động

Turbine gió loại này hoạt động theo nguyên tắc, khi tốc độ gió thay đổi sẽ làm tốc độ quay của turbine thay đổi, lực ly tâm của vật quay cũng thay đổi Nếu gió lớn, vận tốc gió tăng, lực ly tâm tăng lên, chính lực này tác dụng lên cơ cấu xoay cánh turbine làm giảm diện tích bề mặt hứng gió, dẫn đến hạn chế mức độ tăng tốc độ quay của turbine Khi vận tốc gió giảm xuống, cánh turbine tự xoay dần về vị trí ban đầu, duy trì tốc độ quay của turbine gió trong phạm vi cho phép Phương pháp này có ưu điểm là thay đổi công suất mịn hơn, không có những sự dao động mạnh về công suất so với phương pháp điều chỉnh góc pitch Kiểu điều khiển này còn có ưu điểm là có khả năng khắc phục được sự thay đổi của mật độ không khí [10].

Hệ thống điều khiển góc pitch và điều chỉnh hướng turbine

Với các turbine gió góc pitch thay đổi, các cánh quạt có khả năng xoay quanh đầu trục đỡ, điều chỉnh diện tích bề mặt hứng gió của cánh turbine để ổn định tốc độ

Hình 4.6 Hệ thống điều chỉnh góc pitch Đa số các turbine gió trục ngang đều có một hệ thống điều chỉnh hướng, để giữ cho đầu của turbine luôn hướng về hướng gió, những turbine gió công suất nhỏ sử dụng đuôi điều chỉnh hướng, còn các turbine gió công suất lớn một cảm biến và động cơ để điều chỉnh hướng

Hình 4.7 Hệ thống điều chỉnh hướng của turbine gió Đuôi điều chỉnh hướng đối với turbine gió công suất nhỏ

Motor điều chỉnh hướng đối với turbine gió công suất lớn β

Góc pitch của cánh quạt

Motor điều chỉnh góc pitch

Tương quan giữa tốc độ và công suất ngõ ra của turbine gió

Tại một vận tốc gió đã cho, công suất ngõ ra của turbine gió là một hàm của tốc độ turbine Với mỗi tốc độ gió tồn tại một tốc độ turbine dẫn đến hệ số CP cao, để cực đại công suất thu được từ gió, tốc độ turbine phải được điều khiển tương ứng với vận tốc gió ngõ vào

Mối quan hệ giữa công suất ngõ ra với vận tốc gió và tốc độ turbine được cho như Hình 4.8

Từ đồ thị nhận thấy rằng ứng với mỗi vận tốc gió, tồn tại một tốc độ của turbine cho công suất ngõ ra cực đại

Theo (2.4) công suất ngõ ra turbine

Trong đó Cp là hàm của λ và β λ : Tỉ số tốc độ đầu cánh β : Góc pitch cánh quạt [rad]

 =  wtr R (4.2) Đường cong công suất tối ưu

Tốc độ turbine ωwtr (pu)

Hình 4.8 Quan hệ công suất ngõ ra với vận tốc gió và tốc độ turbine

Công suất ngõ ra turbine Pm (pu)

Trong đó ωwtr : Vận tốc của turbine gió [rad/s]

R : Bán kính của cánh quạt ν : Tốc độ gió

Quan hệ Cp với các hệ số λ và β được cho như hình

Hình 4.9 Đồ thị biểu diễn mối quan hệ C p với các hệ số λ và β của turbine gió góc pitch thay đổi

Mối quan hệ Cp với các hệ số λ và β được biểu diễn theo hệ thức (4.3)

Theo đồ thị Hình 4.8 Tốc độ turbine ωwtr- P max tương ứng với công suất ngõ ra cực đại thu được từ phương trình

Thế các phương trình (4.1) và (4.3) vào (4.4) thu được tốc độ turbine để công suất ngõ ra cực đại tương ứng với mỗi tốc độ gió và góc pitch cánh quạt [43]

Hệ số công suất CP đạt cực đại tại β0 và λ0 với β0 rất nhỏ gần bằng không, do vậy turbine gió tốc độ cố định hoạt động tại điểm này

Trong trường hợp turbine gió góc pitch cố định, CP chỉ thay đổi theo λ, khi đó β = 0 λ

Hình 4.10 Mối quan hệ giữa C P theo λ cho turbine gió góc pitch không đổi (β = 0)

Kết nối turbine gió tốc độ cố định máy phát không đồng bộ với lưới điện

Máy điện không đồng bộ có tốc độ quay của rotor khác với tốc độ quay của từ trường Máy điện không đồng bộ có tính thuận nghịch, có thể làm việc ở chế độ động cơ điện và máy phát điện

Tốc độ của rotor và độ trượt

Tốc độ đồng bộ Độ trượt p f s

Trong máy phát điện, độ trượt mang giá trị âm, và có giá trị khoảng vài phần trăm Độ trượt lớn dẫn đến tổn thất điện lớn hơn, có thể làm cho nhiệt độ máy phát vượt quá giới hạn cho phép

Theo lý thuyết có thể thay đổi tốc độ máy phát điện không đồng bộ bằng hai cách: Thay đổi độ trượt bằng cách thay đổi điện trở rorto, thay đổi số đôi từ cực bằng cách thay đổi cách đấu dây

Hình 4.11 Sơ đồ turbine gió tốc độ cố định dùng máy phát không đồng bộ

Máy phát không đồng bộ

Một giải pháp thay đổi độ trượt trong máy phát điện không đồng bộ là sử dụng máy phát điện không đồng bộ rotor dây quấn, rotor có thể được nối thông qua vành trượt và chổi than với điện trở thay đổi được ở phía ngoài Bằng cách điều chỉnh điện trở rotor độ trượt của máy phát có thể thay đổi và kết quả là tốc độ thay đổi

Hình 4.12 Đặc trưng momen-tốc độ của máy điện không đồng bộ với các giá trị điện trở rotor khác nhau

Tăng điện trở dây quấn rotor có thể làm tốc độ tăng lên thêm 10% tốc độ đồng bộ Tuy nhiên thiết kế này gây tốn kém và yêu cầu bảo trì cao không được sử dụng phổ biến

4.7.2 Thay đổi số đôi từ cực

Máy phát điện thương mại thường có hai số cặp cực, chẳng hạn như 2 hoặc 3, bằng cách thay đổi cách đấu dây của stato Thiết kế này cho phép máy phát hoạt động ở các tốc độ khác nhau khi tốc độ gió thay đổi, tối ưu hóa hiệu suất của máy phát trong các điều kiện gió khác nhau.

Hình 4.13 Turbine gió tốc độ cố định máy phát cảm ứng hai cấp tốc độ

4.7.3 Nhược điểm của turbine gió tốc độ cố định máy phát không đồng bộ

Điểm yếu của máy điện cảm ứng là cần nguồn cung công suất phản kháng để hoạt động Thiếu công suất phản kháng sẽ khiến máy không phát ra công suất hữu dụng Trong khi đó, tuabin gió máy phát DFIG lại có thể cung cấp đồng thời cả công suất phản kháng và công suất thực cho hệ thống lưới điện, khắc phục được nhược điểm này.

Tất cả các hệ thống tốc độ cố định đều có vấn đề chung về chất lượng công suất

Nó gây nên những ảnh hưởng trên điện áp tĩnh, sự thay đổi điện áp động và quá độ điện áp liên quan đến kết nối turbine gió như sự từ hóa của máy phát và kết nối tụ điện nhánh

Vấn đề điện áp tĩnh có nguyên nhân bởi những nhân tố mà cấu hình cơ bản của hệ thống tốc độ cố định thường không có khả năng điều khiển công suất phản kháng tiêu thụ Ảnh hưởng trên điện áp động phụ thuộc vào điều khiển khí động học cũng như ổn định quá độ được sử dụng khi kết nối lưới

Sự dao động tốc độ gió chuyển trực tiếp thành momen điện từ thay đổi trong khi tốc độ quay không đổi, dẫn tới mệt mỏi cơ học cao trên hệ thống tuabin gió (cánh quạt, hộp số, máy phát), gây ra dao động giữa tuabin và trục máy phát Những lực xoắn theo chu kỳ không tắt dần khi tốc độ thay đổi, làm tăng dao động.

Tốc độ turbine không thể điều chỉnh theo tốc độ gió để tối ưu hiệu quả khí động học Với mỗi tốc độ gió tồn tại một tốc độ turbine dẫn đến hệ số CP cao Tối ưu hóa tốc độ không thể thực hiện được với máy phát điện cảm ứng rotor lồng sóc

Máy điện tiêu thụ công suất phản kháng với giá trị không thể điều khiển Có mối quan hệ cố định giữa công suất phản kháng và công suất thực Điều này dẫn đến không hỗ trợ điều khiển điện áp lưới, về mặt tổng quan máy phát hầu như không cung cấp sự hỗ trợ nào đến lưới Trong hầu hết các trường hợp tụ điện được nối song song với máy phát để cung cấp công suất phản kháng

Tuy nhiên do đặc điểm có cấu trúc không phức tạp, chắc chắn, giá thành rẻ, vận hành đơn giản, hoạt động tin cậy thường có thể hoạt động trong 50 năm với những sự thay đổi nhỏ Vì những lý do trên nên máy điện cảm ứng vẫn được sử dụng rộng rãi trong các turbine gió tốc độ cố định

Kết nối turbine gió tốc độ thay đổi máy phát DFIG với lưới điện

Máy điện không đồng bộ cảm ứng kép (DFIG) được ứng dụng rộng rãi trong các tua bin gió tốc độ thay đổi hiện nay Hệ thống này có khả năng thay đổi tốc độ trong khoảng ±30% xung quanh tốc độ đồng bộ, cho phép tối ưu hóa hệ số công suất khí động học Cp cho mỗi vận tốc gió Tua bin gió tốc độ thay đổi có lợi thế là có thể hoạt động ở vận tốc gió thấp nhờ khả năng tăng hoặc giảm tốc độ nhanh, giúp giảm thiểu dao động công suất đầu ra khi tốc độ gió đột ngột tăng hoặc giảm Hầu hết các tua bin gió tốc độ thay đổi hiện nay đều sử dụng máy điện DFIG.

4.8.1 Điều khiển công suất tác dụng và công suất phản kháng máy phát DFIG Mục tiêu của việc điều khiển công suất Ở khía cạnh chất lượng điện năng, vì công suất của hệ thống điện năng gió kết nối lưới ngày càng tăng nên đòi hỏi khả năng điều khiển để có thể tiêu thụ hoặc phát công suất phản kháng nhằm giữ cho điện áp lưới trong giới hạn cho phép, góp phần nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy của hệ thống, điều này có ý nghĩa quan trọng khi hệ thống năng lượng gió kết nối với lưới điện yếu thông qua đường dây dài Ở khía cạnh kinh tế, thiết kế và vận hành hệ thống turbine gió cần đạt được sản lượng điện năng hàng năm ở mức tối đa, tức tối ưu năng lượng nhận từ gió Như vậy để thỏa mãn đồng thời cả hai mục tiêu trên, đòi hỏi hệ thống phải có khả năng điều khiển độc lập giữa công suất tác dụng và công suất phản kháng để vừa thực hiện mục tiêu tối ưu năng lượng nhận được từ gió, đồng thời duy trì hệ số công suất ở mức cao theo mong muốn

4.8.1.1 Cơ sở lý thuyết của việc điều khiển Định hướng hệ trục tọa độ quay d-q

Trong kỹ thuật điều khiển vector máy điện không đồng bộ, cách tiếp cận cổ điển là định hướng hệ trục tọa độ quay tựa theo một vector chuẩn nào đó, thường là vector từ thông rotor, stator hoặc từ thông khe hở không khí Trong phần này trình bày phương pháp điều khiển DFIG trong hệ trục tọa độ tham chiếu đồng bộ d-q định hướng tựa theo vector điện áp lưới, có trục d trùng với vector điện áp như trình bày ở Hình 4.14

Sự định hướng hệ trục d-q theo vector điện áp lưới được định nghĩa bằng hệ thức (4.7) s e ds u v = v qr e =0 (4.7)

Hình 4.14 Mối quan hệ giữ các đại lượng trong hệ trục tọa độ αβ và d-q

Tầm quan trọng của sự định hướng hệ trục tọa độ quay theo vector điện áp lưới là đòi hỏi phải xác định một cách chính xác giá trị góc pha của các thành phần điện áp cơ bản, tức là vị trí của vector điện áp lưới

Sự định hướng này đặc biệt thích hợp cho máy điện DFIG Quá trình điều khiển được thực hiện bằng cách điều khiển điện áp rotor thông qua bộ chuyển đổi công suất phía máy phát

4.8.1.2 Điều khiển độc lập công suất tác dụng và công suất phản kháng phía stator

Từ các phương trình phương trình điện áp stator và rotor trong hệ trục tọa độ d-q dt j d i

Từ thông stator và rotor e r m e s s e s = L i + L i

Công suất biểu kiến tức thời đầu cực stator S  s = P s + jQ s

Mục tiêu của việc điều khiển là điều khiển độc lập công suất tác dụng và công suất phản kháng đầu cực stator DFIG

Với sự định hướng hệ trục tọa độ d-q theo vector điện áp lưới như đã trình bày ở trên, công suất tác dụng và công suất phản kháng có thể viết lại một cách đơn giản như sau:

Do v qr e = 0 e ds s e ds e ds s v i u i

Từ (4.14) và (4.15) ta thấy công suất tác dụng Ps và công suất phản kháng Qs đầu cực stator có thể điều khiển độc lập thông qua i ds e và i qs e

Nếu điện áp lưới được xem như không đổi, từ (4.14) (4.15) nhận thấy rằng mục tiêu điều khiển độc lập công suất tác dụng và công suất phản kháng hoàn toàn tương đương với mục tiêu điều khiển độc lập hai thành phần dòng điện stator

Nếu bỏ qua điện trở dây quấn stator thường có giá trị nhỏ với các máy phát công suất lớn Khi ở giá trị xác lập, thành phần đạo hàm trong biểu thức (4.8) triệt tiêu ta được e s s e e s s s e s s e s j dt j d i

Nghĩa là vector điện áp và vector từ thông stator vuông góc với nhau Ta có giản đồ như Hình 4.15

Hình 4.15 Giản đồ vector điện áp lưới và vector từ thông stator ở chế độ xác lập khi bỏ qua điện trở stator q β e s e qs 

 + e s e qr m e qs s e qs e dr m e ds s e ds i i i i

L e qr m e qs s e qs e dr s e m ds i i i i

Khi đó công suất tác dụng Ps , công suất phản kháng Qs và momen điện từ Te được viết lại e dr s s e m ds s s u i u i

Do  qs e = s e có modul là hằng số vì s s e s u

 =  Với us và ωs lần lượt là điện áp và tần số lưới được xem như không đổi

Theo (4.20) và (4.21) ta thấy công suất tác dụng Ps và công suất phản kháng Qs có thể điều khiển độc lập thông qua i dr e và i qr e

Chúng ta có thể kiểm soát độc lập công suất tác dụng và công suất phản kháng của máy phát DFIG bằng cách tác động vào bộ biến đổi công suất để điều chỉnh các thành phần dòng điện rô to (i dr e và i qr e hoặc i ds e và i qs e) Điều này cho phép tùy chỉnh hiệu suất của máy phát DFIG theo các yêu cầu cụ thể của hệ thống điện.

4.8.2 Hệ thống điều khiển turbine gió tốc độ thay đổi máy phát DFIG kết nối lưới điện

Hệ thống điều khiển turbine gió tốc độ thay đổi máy phát DFIG bao gồm các mục tiêu : Điều khiển công suất phản kháng trao đổi giữa máy phát và lưới điện, điều khiển bám các điểm vận hành tối ưu của turbine nhằm cực đại công suất nhận được từ gió hoặc để hạn chế công suất gió ngõ vào nhằm tránh quá tải cho máy phát khi tốc độ gió lớn

Việc điều khiển turbine gió thường là điều khiển tốc độ turbine gió và điều khiển bộ chuyển đổi công suất đối với các turbine gió kết nối lưới thông qua bộ AC-DC-

Sơ đồ hệ thống điều khiển như hình

Hình 4.16 Sơ đồ hệ thống điều khiển turbine gió

Kênh điều khiển turbine gió với đáp ứng động chậm hơn, điều khiển tốc độ và điều khiển công suất ngõ vào bao gồm cả bộ phận điều chỉnh góc pitch và giá trị tham chiếu cho công suất tác dụng DFIG Vì thế nó cung cấp tín hiệu điều khiển β ref trực

Kênh điều khiển DFIG Điều khiển phía rotor Điều khiển phía lưới

Kênh điều khiển Turbine Điều khiển công suất Điều khiển tốc độ

Vận hành hệ thống mea

 mea i r tiếp cho bộ chấp hành góc pitch và tín hiệu điều khiển công suất tác dụng P s ref cho kênh điều khiển DFIG

Hệ thống điều khiển tổng thể cần các tín hiệu đo lường để hoạt động, bao gồm: công suất tác dụng (P s mea ) và công suất phản kháng (Q s mea) tại đầu cực stator hoặc trên lưới điện, điện áp trên liên kết DC (U dc mea ), dòng điện qua bộ lọc (i mea f ), tốc độ máy phát ( r mea ) và dòng điện rotor (i r mea ).

Kênh điều khiển DFIG bao gồm điều khiển bộ biến đổi công suất phía rotor và điều khiển bộ biến đổi công suất phía lưới Điều khiển phía rotor: Mục tiêu chính của điều khiển phía rotor là điều khiển độc lập công suất tác dụng và công suất phản kháng Công suất tác dụng và công suất phản kháng có thể điều khiển thông qua dòng điện stator Bộ biến đổi phía rotor hoạt động trong hệ trục tọa độ tham chiếu d-q Điều khiển phía lưới : Mục tiêu chính của điều khiển phía lưới là là giữ điện áp mối nối DC ở một giá trị bất chấp độ lớn và hướng của công suất rotor và để đảm bảo bộ chuyển đổi hoạt động với hệ số công suất nhất định ( thường = 1) Điều này có nghĩa là bộ chuyển đổi phía lưới chỉ trao đổi công suất tác dụng với lưới Và trên lý thuyết sự trao đổi công suất phản kháng của DFIG với lưới chỉ thông qua stator Điện áp mối nối DC và công suất tác dụng được điều khiển gián tiếp bằng cách điều khiển dòng điện bộ chuyển đổi phía lưới

Kênh điều khiển máy phát có ba tín hiệu vào điều khiển như sau:

Giá trị điều khiển công suất tác dụng P s ref , thông tin này được cung cấp bởi kênh điều khiển turbine gió

Giá trị điều khiển công suất phản kháng Q s ref , giá trị này có thể được gán bởi người vận hành Chẳng hạn, trong trường hợp lưới yếu có thể yêu cầu DFIG phát công suất phản kháng để hỗ trợ điện áp lưới

MÔ PHỎNG MÁY PHÁT ĐIỆN TURBINE GIÓ KẾT NỐI VỚI LƯỚI ĐIỆN

Mô phỏng tổ máy phát điện turbine gió tốc độ cố định sử dụng máy điện không đồng bộ kết nối lưới điện

Tổ máy phát điện gió gồm 6 turbine gió công suất mỗi turbine 2MW, tổng công suất tổ máy phát là 12MW Đấu đến bus phân phối 22kV và được nối đến lưới 110kV- 200MVA thông qua đường dây 20km Một phụ tải công suất 5MW được kết nối giữa đường dây

Các máy phát điện tuabin gió được mô phỏng như các máy phát không đồng bộ rôto lồng sóc Dây quấn stato được kết nối trực tiếp vào lưới điện tần số 50 Hz, trong khi rôto của tuabin gió được điều khiển thông qua góc nghiêng của cánh quạt.

Góc pitch kiểm soát công suất ngõ ra của turbine gió trong giới hạn quy định khi vận tốc gió vượt quá giới hạn danh định (9m/s) Để sinh ra công suất máy phát điện không đồng bộ phải hoạt động trên tốc độ đồng bộ một ít Tốc độ thay đổi xấp xỉ 1pu khi không tải và 1.005 pu khi đầy tải Mỗi turbine gió được trang bị một hệ thống bảo vệ theo dõi điện áp, dòng điện và tốc độ máy phát

Công suất phản kháng cần cho máy phát được cung cấp một phần bởi tụ điện đặt tại đầu cực máy phát 250Kvar cho mỗi turbine 2MW Phần công suất phản kháng còn lại của tổ máy phát được cung cấp bởi bộ STATCOM 3-Mvar

Hình 5.2 Sơ đồ tổ máy phát điện turbine gió công suất 12MW sử dụng máy phát điện không đồng bộ kết nối lưới điện

20MVA Tổ máy phát điện gió 12MW

Sơ đồ mô phỏng trong matlab/simulink

Sơ đồ turbine gió kết nối máy phát điện không đồng bộ

Hình 5.3 Sơ đồ mô phỏng tổ máy phát điện turbine gió công suất 12MW sử dụng máy phát điện không đồng bộ trong matlab/simulink

Hình 5.4 Sơ đồ mô phỏng turbine gió và máy phát điện không đồng bộ

Cấu trúc khối turbine gió

Cấu trúc khối máy phát

Hình 5.6 Sơ đồ cấu trúc khối máy phát không đồng bộ

Hình 5.5 Sơ đồ cấu trúc khối turbine gió máy phát điện không đồng bộ

Thông số của máy phát điện không đồng bộ và turbine gió Đặc tuyến công suất theo tốc độ gió của Turbine

Hình 5.8 Đặc tuyến công suất theo tốc độ gió của turbine gió máy phát điện không đồng bộ Hình 5.7 Các thông số của turbine gió và máy phát điện không đồng bộ

Sơ đồ hệ thống bảo vệ turbine gió

Hình 5.9 Sơ đồ hệ thống bảo vệ turbine gió máy phát điện không đồng bộ

5.1.2 Mô phỏng turbine gió đáp ứng với sự thay đổi vận tốc gió

Tốc độ gió ban đầu được đặt ở 6m/s và được tăng dần lên 7m/s, 8m/s, 9m/s, 10m/s Xem xét đáp ứng công suất của turbine gió, sự thay đổi của góc pitch khi vận tốc gió thay đổi

Tốc độ gió và góc pitch của các turbine

Hình 5.10 Tốc độ gió và góc pitch của turbine gió máy phát điện không đồng bộ

Khi tốc độ gió dưới 9m/s, góc nghiêng (pitch) của cánh quạt gió là 0 độ Khi tốc độ gió vượt quá ngưỡng này, góc pitch cánh quạt sẽ tăng lên để giảm năng lượng thu vào, đảm bảo ổn định tốc độ turbine gió Tốc độ gió càng lớn, góc pitch càng tăng, và ngược lại khi tốc độ gió giảm.

Dạng sóng điện áp giữa các pha, công suất tác dụng, công suất phản kháng, điện áp và dòng điện cùng pha ở B22, tổ máy phát điện không đồng bộ tua bin gió.

Công suất tổ turbine gió, tốc độ máy phát

Hình 5.12 Dạng sóng công suất tác dụng ,công suất phản kháng của tổ turbine, tốc độ máy phát của turbine gió máy phát điện không đồng bộ

Dòng điện rotor_iq và stator_id

Hình 5.13 Dạng sóng dòng điện rotor_iq và stator_id của máy phát điện không đồng bộ

Hình 5.14 Dạng momen điện từ của máy phát điện không đồng bộ

Khi vận tốc gió tăng, công suất tác dụng ngõ ra của các turbine gió cũng gia tăng tương ứng, công suất phản kháng cung cấp cho các turbine cũng tăng lên Khi tốc độ gió thay đổi, góc pitch cánh quạt thay đổi, công suất ngõ ra của các turbine cũng thay đổi quanh công suất định mức Do máy phát nối trực tiếp với lưới nên công suất chạy trên tuyến cũng dao động theo sự thay đổi của vận tốc gió Với sự gia tăng của tốc độ gió tương ứng với sự gia tăng công suất máy phát, dòng điện rotor_iq và stator_id và momen điện từ cũng gia tăng tương ứng

Tốc độ máy phát hoạt động ở tốc độ khoảng1.005pu Khi tốc độ gió thay đổi thì góc pitch cánh quạt cũng thay đổi để giữ tốc độ máy phát luôn ổn định

5.1.3 Mô phỏng đáp ứng của turbine gió khi xảy ra sự cố

Tốc độ gió được cài đặt tại tốc độ gió 10m/s, tại t = 35s một sự cố ngắn mạch trên tuyến dây ở gần tổ máy phát điện gió, hệ thống bảo vệ được cài đặt không tác động để khảo sát đáp ứng của hệ thống khi xảy ra sự cố

Khi thời gian ngắn mạch dài (100ms)

Công suất tác dụng, công suất phản kháng và tốc độ của tổ máy phát turbine gió

Hình 5.15 Dạng sóng công suất tác dụng ,công suất phản kháng, tốc độ máy phát của tổ turbine gió máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch 100ms Điện áp và công suất chạy trên tuyến tại bus B22 kV

Hình 5.16 Dạng sóng điện áp và công suất chạy trên tuyến tại Bus 22 kV của tổ turbine gió máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch 100ms

Dòng điện rotor_iq và stator_id

Hình 5.17 Dạng sóng dòng điện rotor_iq và stator_id của máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch 100ms

Hình 5.18 Momen điện từ của máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch 100ms

Khi sự cố xuất hiện trong mạng điện, điện áp đầu cực máy phát giảm xuống Công suất điện sinh ra cân bằng với điện áp đầu cực Như vậy tại điện áp đầu cực thấp, chỉ một ít điện năng có thể được cung cấp vào lưới Tuy nhiên công suất cơ vẫn tiếp tục được cung cấp bởi gió Dẫn đến sự mất cân bằng giữa công suất cơ được cung cấp và công suất điện từ phát sinh làm máy phát tăng tốc, do sự cố tồn tại quá lâu nên tốc độ của máy phát không thể khôi phục lại giá trị ban đầu sau khi sự cố đã bị loại trừ, công suất tác dụng của máy phát giảm về không, công suất phản kháng tiêu thụ tăng do máy phát mất ổn định, tốc độ gia tăng cao Điện áp trên B22KV không thể hồi phục về giá trị ban đầu do các máy phát điện gió tiêu thụ quá nhiều công suất phản kháng từ phía hệ thống Công suất phản kháng lấy từ phía hệ thống tăng đáng kể sau khi sự cố được loại trừ Điện áp trên thanh góp chung vẫn tiếp tục bị giảm Đây là trường hợp mất ổn định và hệ thống bảo vệ sẽ ngắt tổ máy phát điện gió ra khỏi lưới

Khi thời gian ngắn mạch ngắn (50ms)

Công suất tác dụng, công suất phản kháng và tốc độ của tổ máy phát turbine gió

Hình 5.19 cho thấy dạng sóng công suất tác dụng, công suất phản kháng, tốc độ máy phát của tổ tua-bin gió máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch 50ms Điện áp và công suất chạy trên tuyến tại bus B 22kV.

Hình 5.20 Dạng sóng điện áp và công suất chạy trên tuyến tại Bus 22 kV của tổ turbine gió máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch 50ms

Dòng điện rotor_iq và stator_id

Hình 5.21 Dạng sóng dòng điện rotor_iq và stator_id của máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch 50ms

Hình 5.22 Dạng momen điện từ của máy phát điện không đồng bộ khi ngắn mạch

Khi thời gian sự cố ngắn mạch ngắn, công suất tác dụng do máy phát điện gió giảm đi trong thời gian sự cố nhưng sau đó nhanh chóng hồi phục Sau khi loại trừ sự cố, máy phát tăng tốc và dần trở lại tốc độ làm việc ban đầu Điện áp trên bus B22KV hồi phục, công suất phản kháng lấy từ hệ thống tăng đột biến rồi giảm dần về bình thường Đây là trường hợp hệ thống làm việc ổn định.

Mô phỏng tổ máy phát điện turbine gió tốc độ thay đổi sử dụng máy điện cảm ứng nguồn đôi ( DFIG) kết nối lưới điện

cảm ứng nguồn đôi ( DFIG) kết nối lưới điện

Tổ máy phát điện gió 12MW gồm 6 turbine gió công suất mỗi turbine 2MW được đấu đến hệ thống phân phối 22KV và kết nối đến lưới 110KV thông qua đường dây

Một hệ thống bảo vệ theo dõi điện áp, dòng điện và tốc độ máy phát

Turbine gió sử dụng máy điện DFIG, dây quấn stator được nối trực tiếp đến lưới điện 50HZ còn dây quấn rotor được nối đến lưới thông qua bộ chyển đổi AC/DC/AC

DFIG cho phép chuyển đổi năng lượng cực đại từ gió Khi tốc độ gió nhỏ hơn định mức turbine gió hoạt động dưới tốc độ đồng bộ Tại tốc độ cao, turbine gió hoạt động ở tốc độ siêu đồng bộ

Một lợi thế khác của công nghệ DFIG là khả năng của bộ chuyển đổi công suất để sinh ra hoặc thu vào công suất phản kháng như vậy không cần phải lắp đặt tụ điện nhánh như đối với máy điện không đồng bộ thông thường

Hình 5.23 Sơ đồ tổ máy phát điện turbine gió công suất 12MW sử dụng máy phát điện DFIG kết nối lưới điện

Sơ đồ mô hình trong matlab/simulink

Hình 5.24 Sơ đồ mô phỏng tổ máy phát điện turbine gió công suất 12MW máy phát điện DFIG kết nối lưới điện trong matlab/simulink

Sơ đồ mô phỏng turbine gió và máy phát điện DFIG

Hình 5.25 Sơ đồ turbine gió máy phát điện DFIG

Sơ đồ tổ máy phát và bộ chuyển đổi công suất

Hình 5.26 Sơ đồ máy phát điện DFIG và bộ chuyển đổi công suất

Mô hình máy điện DFIG

Hình 5.27 Sơ đồ cấu trúc máy phát điện DFIG

Hình 5.28 Các thông số của turbine gió và máy phát điện DFIG

Hình 5.29 Sơ đồ cấu trúc khối điều khiển máy phát điện DFIG

Khối biến đổi dòng điện và công suất phía lưới

Hình 5.30 Sơ đồ cấu trúc khối biến đổi dòng điện và công suất phía lưới máy phát điện DFIG Đặc tuyến công suất theo tốc độ gió

Hình 5.31 Đặc tuyến công suất theo tốc độ gió của turbine gió máy phát DFIG

Sơ đồ hệ thống bảo vệ của tổ máy phát điện turbine gió

5.2.1 Mô phỏng turbine gió đáp ứng với sự thay đổi vận tốc gió

Tốc độ gió ban đầu được đặt ở 6m/s và được tăng dần lên 7m/s, 8m/s, 9m/s, 10m/s, 10.5m/s Xem xét đáp ứng công suất của turbine gió, sự thay đổi của góc pitch khi vận tốc gió thay đổi

Tốc độ gió và góc pitch của turbine

Hình 5.33 Tốc độ gió và góc pitch của turbine gió máy phát DFIG

Hình 5.32 Sơ đồ hệ thống bảo vệ tổ turbine gió máy phát DFIG

Khi tốc độ gió nhỏ hơn giới hạn 10m/s, góc pitch cánh quạt là 0 độ Khi tốc độ gió vượt quá giới hạn nhất định, góc pitch cánh quạt tăng lên để giảm bớt năng lượng thu vào, nhằm giữ cho tốc độ của turbine gió ổn định Tốc độ gió càng lớn thì góc pich càng tăng khi tốc độ gió giảm thì góc pitch cũng giảm xuống Điện áp các pha, công suất chạy trên tuyến, điện áp và dòng điện thứ tự thuận tại B22

Hình 5.34 Dạng sóng điện áp các pha, điện áp và dòng điện thứ tự thuận tại B22 tổ turbine gió máy phát điện DFIG

Công suất tổ máy phát điện gió, tốc độ máy phát

Dòng điện rotor_iq và stator_id

Hình 5.36 Dạng sóng dòng điện rotor_iq, stator_id và momen điện từ của máy phát điện DFIG Hình 5.35 Dạng sóng công suất tác dụng ,công suất phản kháng và tốc độ máy phát của turbine gió máy phát điện DFIG

Hình 5.37 Dạng momen điện từ của máy phát điện DFIG

Khi vận tốc gió tăng, công suất tác dụng ngõ ra của các turbine gió cũng gia tăng tương ứng, tuy nhiên do turbine gió kết nối lưới thông qua bộ chuyển đổi công suất nên công suất ngõ ra ít biến động hơn so với turbine gió kết nối lưới trực tiếp Khi tốc độ gió thay đổi, góc pitch cánh quạt thay đổi, tuy nhiên nhờ kết nối lưới thông qua bộ chuyển đổi nên góc pitch cũng ít biến động hơn so với turbine gió kết nối lưới trực tiếp Chỉ khi tốc độ gió thay đổi quá giới hạn bộ chuyển đổi, góc pitch cánh quạt mới tác động để giảm bớt công suất ngõ vào

5.2.2 Mô phỏng đáp ứng của turbine gió khi xảy ra sự cố

Tốc độ gió được cài đặt ở mức 10,5 m/s Tại thời điểm t = 35 giây, xảy ra sự cố ngắn mạch ở đường dây gần tổ máy phát điện gió Hệ thống bảo vệ được cài đặt theo chế độ không tác động để đánh giá khả năng phản ứng của hệ thống khi sự cố xảy ra.

Khi thời gian ngắn mạch dài (100ms)

Công suất tác dụng, công suất phản kháng của tổ turbine và tốc độ của máy phát

Hình 5.38 Dạng sóng công suất tác dụng ,công suất phản kháng, tốc độ máy phát của tổ turbine gió máy phát điện DFIG khi ngắn mạch 100ms Điện áp và công suất chạy trên tuyến tại bus B22 kV

Hình 5.39 Dạng sóng điện áp và công suất chạy trên tuyến tại Bus 22 kV của tổ turbine gió máy phát điện DFIG khi ngắn mạch 100ms

Dòng điện rotor_iq và stator_id

Hình 5.40 Dạng sóng dòng điện rotor_iq và stator_id của máy phát điện DFIG khi ngắn mạch 100ms

Hình 5.41 Dạng momen điện từ của máy phát DFIG khi ngắn mạch 100ms

Trong thời gian xảy ra sự cố công suất tác dụng của máy phát giảm về không, điện áp trên tuyến cũng giảm mạnh, máy phát cung cấp công suất phản kháng ngược lại lưới để giúp nhanh quá trình khôi phục điện áp, tốc độ máy phát gia tăng do công suất cơ vẫn tiếp tục được cung cấp bởi gió Sau khi sự cố được loại trừ công suất máy phát trở về định mức, tốc độ máy phát cũng dần trở lại ổn định, điện áp và công suất trên tuyến cũng dần phục hồi và ổn định Do sự cố tồn tại lâu nên tốc độ máy phát tăng cao, thời gian phục hồi và ổn định diễn ra lâu Đây là trường hợp xét khi hệ thống bảo vệ không tác động, trên thực tế do các linh kiện điện tử công suất rất nhạy với dòng ngắn mạch nên hệ thống bảo vệ sẽ ngắt turbine gió ra khi điện áp trên các linh kiện tăng cao để bảo vệ các linh kiện

Khi thời gian ngắn mạch ngắn (50ms)

Công suất tác dụng, công suất phản kháng và tốc độ của máy phát turbine gió

Trong khi xảy ra ngắn mạch 50ms, sóng công suất tác dụng và công suất phản kháng của tổ máy turbine gió, cũng như tốc độ máy phát của tổ máy turbine gió DFIG đều có sự biến đổi mạnh mẽ Đồng thời, điện áp và công suất chạy trên tuyến tại bus B22 kV cũng bị ảnh hưởng đáng kể, như có thể thấy trong Hình 5.42.

Hình 5.43 Dạng sóng điện áp và công suất chạy trên tuyến tại Bus 22 kV của tổ turbine gió máy phát điện DFIG khi ngắn mạch 50ms

Dòng điện rotor_iq và stator_id

Hình 5.44 Dạng sóng dòng điện rotor_iq và stator_id của máy phát điện DFIG khi ngắn mạch 50ms

Hình 5.45 Dạng momen điện từ của máy phát DFIG khi ngắn mạch 50ms

Trong thời gian xảy ra sự cố công suất tác dụng của máy phát giảm về không, điện áp trên tuyến cũng giảm mạnh, máy phát cung cấp công suất phản kháng ngược lại lưới để giúp nhanh quá trình khôi phục điện áp, tốc độ máy phát gia tăng do công suất cơ vẫn tiếp tục được cung cấp bởi gió Sau khi sự cố được loại trừ công suất máy phát trở về định mức, tốc độ máy phát cũng dần trở lại ổn định, điện áp và công suất trên tuyến cũng dần phục hồi và ổn định Do sự cố mau chóng được giải trừ nên tốc độ máy phát không tăng quá cao, thời gian phục hồi và ổn định cũng nhanh hơn.

So sánh đáp ứng của tổ turbine gió máy phát không đồng bộ và tổ turbine gió máy phát DFIG với sự thay đổi vận tốc gió

Tốc độ gió ban đầu được đặt ở 5.5m/s và được tăng dần lên 6m/s, 7m/s, 8m/s, 9m/s, 10m/s và 11m/s Đáp ứng ngõ ra của hai tổ tổ máy phát như hình Đáp ứng của góc pitch turbine với sự thay đổi vận tốc gió

Hình 5.46 Tốc độ gió ngõ vào và sự thay đổi góc pitch của các dạng turbine gió Đáp ứng công suất tác dụng của các tổ máy phát với sự thay đổi vận tốc gió

Hình 5.47 Công suất tác dụng của 2 tổ máy phát Đáp ứng công suất phản kháng của các tổ máy phát với sự thay đổi vận tốc gió

Hình 5.48 Công suất phản kháng của 2 tổ máy phát Đáp ứng tốc độ của các dạng máy phát với sự thay đổi vận tốc gió

Hình 5.49 Đáp ứng tốc độ của 2 dạng máy phát Đáp ứng tốc độ của các dạng máy phát với sự thay đổi vận tốc gió

Hình 5.50 Đáp momen điện từ của 2 dạng máy phát

Khi vận tốc gió ngõ vào gia tăng, do turbine gió tốc độ thay đổi với máy phát DFIG có thể thay đổi tốc độ, nên có khả năng đáp ứng với sự gia tăng vận tốc gió, vì vậy góc pitch cánh quạt chỉ thay đổi rất nhỏ khoảng 1 độ, trong khi đó ở turbine gió tốc độ không đổi với máy phát không đồng bộ, góc pitch cánh quạt gia tăng đến 8 độ Khi vận tốc gió ban đầu nhỏ (5.5m/s), công suất ngõ ra của turbine gió tốc độ không đổi với máy phát không đồng bộ bằng không vì với vận tốc này chưa đủ để máy phát quay với tốc độ đồng bộ, trong khi đó turbine gió tốc độ thay đổi với máy phát DFIG đã phát sinh công suất do máy phát có thể làm việc ở vận tốc 0.8pu Khi vận tốc gió gia tăng, công suất ngõ ra của turbine gió tốc độ thay đổi gia tăng theo đường dốc, và do có thể thay đổi tốc độ để cực đại hóa công suất thu được nên công suất ngõ ra lớn hơn so với turbine gió tốc độ cố định ở hầu hết vận tốc gió Công suất ngõ ra của turbine gió tốc độ cố định sẽ bằng với công suất ngõ ra của turbine gió tốc độ thay đổi tại tốc độ gió định mức, do máy phát được thiết kế để đạt hệ số Cp cực đại tại vận tốc gió này

Công suất phản kháng tiêu thụ của turbine gió tốc độ thay đổi với máy phát DFIG rất nhỏ, và gần bằng không tại công suất định mức Trong khi đó ở turbine gió tốc độ không đổi với máy phát không đồng bộ tương ứng với sự gia tăng công suất tác dụng ngõ ra, công suất phản kháng tiêu thụ của máy phát cũng gia tăng tương ứng

Tốc độ của máy phát DFIG thay đổi từ 0.8pu đến 1.2pu tùy theo vận tốc gió, trong khi đó tốc độ máy phát không đồng bộ gần như không đổi, chỉ thay đổi từ 1pu đến 1.005pu

Xoay quanh sự gia tăng tốc độ gió, mômen điện từ của máy phát cũng tăng lên tương ứng; tuy nhiên, máy phát DFIG có độ trễ trong việc phản ứng với các thay đổi về tốc độ gió, dẫn đến đường đặc tuyến tăng dần chậm hơn Ngược lại, máy phát không đồng bộ phản ứng gần như tức thì với sự thay đổi tốc độ gió, tạo ra đường đặc tuyến gần giống với dạng gió đầu vào.

Phân tích kết quả mô phỏng

5.4.1 Hành vi của các turbine gió và tổ máy phát điện gió

Qua các kết quả mô phỏng, nhận thấy rằng ảnh hưởng của turbine gió tốc độ hằng số và turbine gió tốc độ thay đổi trên ổn định quá độ hệ thống điện về cơ bản là khác nhau Nguyên nhân chính là do:

Turbine gió tốc độ hằng số, kết nối lưới trực tiếp với máy phát điện cảm ứng rotor lồng sóc, nó phải giảm tốc độ và sau đó tăng tốc trở lại điểm hoạt động bình thường sau sự cố Điều này yêu cầu một lượng công suất phản kháng lớn, ngăn cản sự phục hồi điện áp và có thể dẫn đến mất ổn định điện áp

Máy phát trong turbine gió tốc độ thay đổi kết nối lưới qua bộ chuyển đổi công suất, kết quả là tần số lưới và tần số rotor của máy phát tách biệt Sự thay đổi tốc độ rotor của turbine gió không bị ảnh hưởng bởi sự phục hồi điện áp sau sự cố Hơn nữa tốc độ rotor được phục hồi nhờ bộ chuyển đổi công suất, giúp máy phát nhanh chóng trở lại điểm hoạt động bình thường

Bộ chuyển đổi công suất trong turbine gió tốc độ thay đổi rất nhạy cảm với quá dòng điện và sụt áp Một sụt áp tương đối nhỏ có thể dẫn đến việc ngắt kết nối turbine gió tốc độ thay đổi để bảo vệ bộ chuyển đổi công suất Máy phát điện cảm ứng rotor lồng sóc trong turbine gió tốc độ không đổi ít nhạy cảm với quá dòng điện bởi vì hằng số thời gian nhiệt dài hơn và kết quả chịu đựng tốt hơn với sụt áp

Nó cũng cho thấy một sự khác nhau giữa turbine gió tốc độ hằng số và turbine gió tốc độ thay đổi là sự tách biệt giữa tốc độ rotor máy phát và tần số lưới trong turbine gió tốc độ thay đổi Có nghĩa là tốc độ rotor của turbine gió tốc độ thay đổi không bị ảnh hưởng bởi tần số lưới Kết quả là không có năng được giải phóng hay tích trữ trong quán tính rotor lúc tần số lưới thay đổi, như trong trường hợp máy phát điện cảm ứng nối trực tiếp với lưới

5.4.2 Ảnh hưởng của turbine gió đến ổn định của hệ thống

Trong trường hợp turbine gió tốc độ là hằng số, đáp ứng sự cố tùy thuộc vào nhiều yếu tố như điều kiện sự cố, độ ổn định của lưới kết nối và thuộc tính cơ khí của turbine, chẳng hạn như hệ số xoắn của trục và moment quán tính, trong trường hợp turbine gió tốc độ thay đổi, đáp ứng sự cố phần lớn được xác định bởi sự cài đặt cho hệ thống bảo vệ

Trong khoảng thời gian sự cố, độ ổn định của lưới kết nối và thuộc tính cơ khí chỉ đóng vai trò phụ Những kết quả này trực tiếp liên quan đến sự khác nhau trong nguyên lý làm việc giữa trong turbine gió tốc độ hằng số và turbine gió tốc độ thay đổi

Các turbine gió tốc độ hằng số có thể dễ dàng là nguyên nhân gây nên sự mất ổn định của tốc độ rotor và điện áp do sự cố hoặc sự dao động cơ của máy điện không đồng bộ Điều này khó xảy ra đối với turbine gió tốc độ thay đổi

Khi hệ thống được tích hợp nhiều năng lượng gió, tần số sụt áp sau chuyển mạch của máy phát tăng do chuyển động sơ cấp của tua-bin gió không điều khiển được Điều này dẫn đến hậu quả là công suất máy phát của tua-bin gió không thể tăng khi tần số lưới giảm, khác với nhà máy điện truyền thống.

5.4.3 Đáp ứng của hệ thống điều chỉnh góc pitch

Trong turbine gió tốc độ thay đổi, công suất điện từ có thể được điều khiển ngay lập tức tại bất kỳ tốc độ nào Giới hạn trên là công suất bộ chuyển đổi và công suất máy phát

Khi tốc độ gió thấp, máy phát hoạt động ở chế độ Cp cực đại Góc pitch được giữ tại điều kiện hoạt động tối ưu Hệ số trung bình Cp là cực đại cả khi tốc độ gió thay đổi

Khi tốc độ gió cao, tốc độ rotor phải được điều khiển để tránh tốc độ rotor gia tăng quá cao, khỏi giới hạn điều khiển Giới hạn tốc độ máy phát được xác định dựa vào tỉ lệ góc pitch turbine gió

Khả năng điều khiển góc pitch đóng vai trò thiết yếu trong việc giảm công suất khí động lực, tối ưu hóa năng lượng thu được bằng cách thay đổi góc pitch nhanh chóng Độ trơn của đặc tuyến thay đổi tốc độ rotor phụ thuộc vào sự chênh lệch giữa công suất điện, công suất khí động lực và độ lớn của quán tính rotor.

Theo kết quả cho thấy công suất khí động học thu được và tốc độ rotor có cùng dạng Khi tốc độ gió gia tăng, năng lượng thu được cũng gia tăng, công suất điện từ phản ánh công suất cơ thu được Khi công suất khí động học vẫn cao hơn công suất máy phát thì tốc độ rotor gia tăng tốc độ cho đến điểm cân bằng

Khi hoạt động ở chế độ góc nghiêng tăng 8 độ mỗi giây và giảm 8 độ mỗi giây, tốc độ rô-to giữ ổn định Góc nghiêng điều chỉnh theo tốc độ gió để duy trì tốc độ rô-to không đổi Tốc độ gió tăng thì góc nghiêng tăng và ngược lại.