Luận văn thạc sĩ Quản lý năng lượng: Phân tích đánh giá ổn định động của hệ thống điện khi có tác động của nguồn năng lượng điện gió

TỔNG QUAN

TIỀM NĂNG PHÁT TRIỂN ĐIỆN GIÓ Ở VIỆT NAM

2.1.1 Tiềm năng phát triển điện gió trên đất liền

Dựa trên bản đồ tài nguyên gió mới, AWS Truepower đã cập nhật các ước tính về tiềm năng tài nguyên gió có thể phát triển của Việt Nam Diện tích có thể phát triển trong từng ngưỡng tốc độ được ước tính với mật độ trung bình khoảng 10MW/km 2

Bảng 2-1 Tiềm năng điện gió trên đất liền ở Việt Nam [1]

Tốc độ gió ở độ cao 80m (m/s)

Dự kiến diện tích đất phát triển (km 2 )

Tỷ lệ phần trăm Ước lượng tiềm năng Megawatt

Hình 2-1 Tiềm năng điện gió trong đất liền [2]

Tổng tiềm năng kỹ thuật: 217GW, trong đó:

 Gió trung bình (5.5-6m/s) là 30GW

Bảng 2-2 Quy mô công suất lắp đăt điện gió trên đất liền của từng vùng [2]

STT Tên vùng Đã được

BSQH (MW) Đăng ký đầu tư nhưng chưa được BSQH (MW)

2.1.2 Tiềm năng phát triển điện gió ngoài khơi

Hình 2-3 Hình ảnh minh họa tuabin gió ngoài khơi

Theo phân tích tiềm năng kỹ thuật của điện gió ngoài khơi trong báo cáo của Ngân hàng Thế giới (WB), Việt Nam là một trong 8 quốc gia có tiềm năng rất lớn phát triển điện gió ngoài khơi Xem xét các khu vực ngoài khơi trong phạm vi 200km bờ biển, 8 quốc gia gồm: Brazil, India, Morocco, Philippines, South Africa, Sri Lanka, Turkey, and Việt Nam có tổng tiềm năng khoảng 3.1TW, gồm 1016 GW đối với móng cố định và 2066 GW đối với móng nổi [3]

Bảng 2-3 Loại móng đối với tuabin gió ngoài khơi

Quốc gia Móng cố định

Báo cáo tiềm năng gió kỹ thuật ngoài khơi Việt Nam của Ngân hàng Thế giới được tính toán dựa trên tốc độ gió và độ sâu đáy biển WB ước tính tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi Việt Nam vào khoảng 475 GW, trong đó có 261

GW sử dụng loại móng cố định, 214 GW sử dụng móng nổi

Hình 2-4 Tiềm năng kỹ thuật ở các vùng nước có độ sâu khác nhau [3]

Hình 2-5 Tốc độ gió tương ứng với từng vùng trên lãnh thổ Việt Nam [2]

TÌNH HÌNH THỊ TRƯỜNG NĂNG LƯỢNG ĐIỆN GIÓ NĂM 2019

Top 5 thị trường điện gió lớn nhất trên thế giới năm 2019 gồm: Trung Quốc, Hoa Kỳ, Vương Quốc Anh, Ân Độ và Tây Ban Nha

Năm 2019 là năm đánh dấu năng lượng gió lắp đặt trên toàn cầu vượt hơn 60GW (54.2 GW điện gió trên đất liền và 6 GW điện gió ngoài khơi), tăng 19% so với năm 2018 và nâng tổng công suất lắp đặt lên 650 GW, tăng 10% so với năm trước

Hình 2-7 Công suất lắp đặt điện gió toàn cầu [4]

2.2.1 Thị trường điện gió trên đất liền

Năm 2019, toàn cầu có khoảng 54.2 GW công suất lắp đặt điện gió trên đất liền

Hình 2-8 Công suất lắp đặt điện gió trên đất liền năm 2019 theo vùng và theo quốc gia [4]

2.2.2 Thị trường điện gió ngoài khơi

Thị trường năng lượng điện gió ngoài khơi đã tăng từ 3.4 GW năm 2015 lên 6.1

GW năm 2019, nâng thị phần của ngành điện gió trong thị trường toàn cầu từ 5% đến 10% chỉ trong 5 năm GWEC Market Intelligence dự kiến thị trường điện gió ngoài khơi toàn cầu sẽ tiếp tục để tăng trưởng với tốc độ nhanh

Hình 2-9 Tốc độ tăng trưởng của ngành năng lượng điện gió ngoài khơi [4]

Hình 2-10 Công suất lắp đặt điện gió ngoài khơi năm 2019 theo vùng và theo quốc gia [4]

Hình 2-11 Công suất lắp đặt mới điện gió toàn cầu qua từng năm [4]

2.2.3 Thị trường năng lượng điện gió ở Việt Nam

Hình 2-13 Bản đồ tiềm năng gió tại Việt Nam [5]

Kể từ khi đưa trang trại điện gió đầu tiên 16MW vào vận hành tại Bạc Liêu vào năm 2013, Việt Nam đã nổi lên như một thị trường gió ngoài khơi được sự quan tâm đáng kể ở Đông Nam Á Hiện tại với công suất lắp đặt điện gió ngoài khơi là 99MW và 200MW sẽ đi vào hoạt động vào năm 2020, Việt Nam ngày càng thu hút sự quan tâm của rất nhiều nhà đầu tư trong nước và quốc tế trong ngành năng lượng điện gió

Với đường bờ biển dài hơn 3000 km và tốc độ gió trung bình 8-9m/s ở phía nam, Việt Nam Tiềm năng phát triển năng lượng gió là rất đáng kể Tính đến tháng 07/2020 Việt Nam có tổng công suất lắp đặt điện gió khoảng 429MW

TSĐ VIII dự kiến vào cuối năm 2020, sẽ kéo dài giá FIT hiện tại cho gió ngoài khơi cũng như các mục tiêu tăng công suất lắp đặt cao hơn đến năm 2030 Vào tháng 4/2020, Bộ Công Thương Việt Nam (MOIT) đề xuất gia hạn cơ chế giá FIT cho các dự án gió từ 1/11/2021 đến ngày 31/12/2023 Đến năm 2024, chính phủ đang có kế hoạch chuyển sang cơ chế đấu thầu Sự phát triển này theo sau bởi chính sách cam kết với GWEC (Global Wind Energy Council) Châu Á, cam kết này thể hiện rõ sự gián đoạn của chuỗi cung ứng, thiếu lao động và chậm trễ xây dựng do sự bùng phát Covid-19 gây ra, cũng như sự chậm trễ của giấy phép đầu tư ở một số dự án điện gió khiến dự án không khả thi trong việc đáp ứng thời hạn vận hành năm 2021 theo khung giá FIT ban đầu

Chương trình thí điểm cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cũng có thể tạo ra các cơ hội mang đến nguồn doanh thu mới và nhu cầu về năng lượng tái tạo từ các hộ tiêu thụ công nghiệp Hiện tại, Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) và các công ty con đóng vai trò là đơn vị cung cấp điện duy nhất từ các nhà máy điện Tuy nhiên, chính phủ đã công bố tầm nhìn về thị trường điện cạnh tranh với kế hoạch thí điểm DPPA này hoạt động từ năm 2021 đến 2023, mở đường cho thị trường điện bán lẻ Đặc biệt, trong quá trình xin thuê không gian biển và việc phê duyệt các dự án điện gió ngoài khơi sẽ rất quan trọng để thu hút vốn và sự quan tâm quốc tế, đây là yếu tố duy trì sự bùng nổ phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam Việt Nam có lộ trình cho điện gió ngoài khơi vững chắc, hầu hết là gần bờ, với 3 dự án đang trong giai đoạn xây dựng (142MW Bạc Liêu giai đoạn 3, 40MW Khai Long I và 48MW V1-1 – Dự án Trường Long Hòa) và 10 dự án đang trong giai đoạn xây dựng được khởi công từ tháng 6/2020 Đáng chú ý là dự án Thăng Long với công suất 3.4GW - trở thành một trong những trang trại điện gió ngoài khơi lớn nhất thế giới sau khi hoàn thành - đã được chính phủ phê duyệt Dự án vẫn đang trong giai đoạn đầu và 600MW đầu tiên được lên kế hoạch hoàn thành vào năm 2022

Gió ngoài khơi được đánh giá đóng một vai trò quan trọng trong quá trình chuyển đổi năng lượng sạch của Việt Nam, thu hút đầu tư trong và ngoài nước, tạo việc làm tại chỗ và bền vững, giảm thiểu khí thải nhà kính và đưa đất nước trở thành quốc gia dẫn đầu về năng lượng ở Đông Nam Á Để mang lại tiềm năng này, chính phủ phải xúc tiến các cải tiến đối với khuôn khổ quy định hiện hành, hợp lý hóa các quy trình cấp phép và giảm sự phức tạp về pháp lý và kỹ thuật của việc phát triển điện gió ngoài khơi Nó cũng phải tập trung vào các cơ chế giảm thiểu rủi ro và cải cách tiêu chuẩn PPA, điều này sẽ làm tăng sự chắc chắn đối với các nhà đầu tư trong và ngoài nước, đồng thời giảm chi phí vốn cho các dự án điện gió.

ỔN ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC NGHIÊN CỨU TRƯỚC ĐÂY TRONG VIỆC TÍCH HỢP NGUỒN NĂNG LƯỢNG GIÓ VÀO HTĐ

TRONG VIỆC TÍCH HỢP NGUỒN NĂNG LƯỢNG GIÓ VÀO HTĐ Ổn định hệ thống điện là khả năng trở lại vận hành bình thường hoặc ổn định sau khi bị nhiễu Đây là điều kiện cần thiết để hệ thống điện tồn tại và vận hành Trong hệ thống điện có vô số nhiễu tác động làm thay đổi công suất của hệ thống dẫn đến phá vỡ trạng thái xác lập của hệ thống Cho nên hệ thống điện cần phải đảm bảo tính ổn định khi có nhiễu Khi hệ thống điện mất ổn định có thể dẫn đến việc phải cắt hàng loạt các tổ máy phát hay cắt phụ tải dẫn đến tan rã hệ thống điện, gây thiệt hại kinh tế v.v Ổn định của hệ thống điện có thể chia thành một số loại như sau:

 Ổn định góc rôto: là khả năng của các máy phát đồng bộ liên kết với nhau trong hệ thống điện duy trì sự đồng bộ Bài toán ổn định góc rôto liên quan đến mối quan hệ công suất phát và góc rôto Khung thời gian quan tâm là

 Ổn định tần số ngắn hạn và dài hạn: thuật ngữ này đề cập đến khả năng duy trì tần số ổn định của hệ thống điện sau khi hệ thống gặp sự cố nghiêm trọng dẫn đến mất cân bằng giữa nguồn phát và tải Khung thời gian quan tâm cho nghiên cứu ổn định tần số thay đổi từ hàng chục giây đến vài phút

 Ổn định điện áp ngắn hạn và dài hạn sau tác động của nhiễu lớn: đó là khả năng duy trì điện áp ổn định của hệ thống điện sau các nhiễu lớn như sự cố trên lưới, mất nguồn hoặc nghẽn mạch Khoảng thời gian quan tâm cho nghiên cứu này thay đổi từ vài giây đến hàng chục phút

 Ổn định điện áp ngắn hạn và dài hạn sau tác động nhiễu nhỏ: tính ổn định này đề cập đến khả năng duy trì điện áp ổn định của hệ thống khi chịu các nhiễu nhỏ như thay đổi phụ tải Đối với hệ thống điện lớn, thời gian nghiên cứu có thể kéo dài từ vài giây đến vài phút Đối với việc nghiên cứu tính ổn định trước đây, đa số đều tập trung phân tích đánh giá mức độ ảnh hưởng của các nguồn điện truyền thống như nhiệt điện, thủy điện đến hệ thống điện Việt Nam Hầu hết các đánh giá được công bố trong lĩnh vực tích hợp điện gió vào lưới điện đều tập trung vào việc ảnh hưởng của việc tích hợp, chẳng hạn như thảo luận về các thách thức kỹ thuật, kinh tế, xã hội, môi trường v.v., vẫn chưa làm rõ được mối quan hệ giữa tỷ lệ thâm nhập của điện gió và những thách thức này; sự suy giảm điện áp hay các trường hợp khác là không rõ ràng trong hệ thống điện lớn Một vài điển hình như điều tra tính ổn định của hệ thống điện 500/220kV Việt Nam của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (EVNNLDC) phối hợp với Siemens PTI [6] Tuy nhiên, một trong những vấn đề mới nổi của ngành năng lượng trong suốt một thập kỷ qua đó là sự phát triển mạnh mẽ của nguồn năng lượng tái tạo Kết quả là những thay đổi lớn trong cơ cấu nguồn điện có thể làm giảm đáng kể độ tin cậy và tính kinh tế Trong các nguồn NLTT thì năng lượng gió là nguồn tái tạo phát triển nhanh nhất trên thế giới, các nhà máy điện gió phải cung cấp điện theo yêu cầu đảm bảo độ tin cậy của hệ thống điện cũng như đáp ứng cho các khách hàng được kết nối cùng lưới điện, một số vấn đề xoay quanh đến sự bất định của tốc độ gió dẫn đến những nghiên cứu về sự ổn định tín hiệu nhỏ và tín hiệu lớn của các trang trại điện gió [7] Tuy nhiên, các nghiên cứu trước đây, đa phần đánh vào mục tiêu nghiên cứu các công nghệ tuabin gió hiện đại và một số tiêu chuẩn để kết nối với lưới điện, phần mô phỏng các tác giả đa số dừng lại ở việc tìm kiếm mô hình điện gió điển hình và tương đối đơn giản để đưa vào tính toán thông qua các phần mềm như PSS/E, ETAP, PSAT (Power System Analysis Toolbox), v.v., đa số các nghiên cứu chỉ tập trung phân tích đánh giá sự ổn định trong nội bộ nhà máy cũng như tính đáp ứng của nhà máy theo các yêu cầu grid code mà nhà vận hành hệ thống điện đưa ra Đồng thời, các nghiên cứu hiện nay trong một số bài báo của Việt Nam về vấn đề đánh giá ổn định động khi tích hợp nguồn năng lượng gió vào hệ thống điện chưa được ứng dụng trên một lưới điện thực tế

Hiện nay, năng lượng gió được tích hợp vào hệ thống điện đã ngày càng tăng lên đáng kể Do đó, các máy phát điện của tuabin gió được yêu cầu để đáp ứng tiêu chuẩn lưới điện Việt Nam Trong trường hợp sự cố hoặc sụt áp trên lưới điện sẽ tạo ra sự sai lệch giữa công suất tác dụng được tạo ra từ máy phát điện gió với nhu cầu từ lưới điện, trong tình huống này các trang trại điện gió không được phép ngắt kết nối khỏi hệ thống Bài luận sẽ nghiên cứu khả năng duy trì ổn định của hệ thống điện khi trải qua các trường hợp vận hành sự cố, các tuabin gió được đưa vào mô phỏng sẽ là hệ thống tuabin gió của GE loại tốc độ biến thiên dựa trên máy phát điện cảm ứng nguồn kép DFIG và máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu (PMSG), sau đó sẽ đưa các mô hình điện gió này vào ứng dụng trên một lưới điện thực tế của Việt Nam.

TỔNG QUAN VỀ CÁC KHÁI NIỆM TUABIN GIÓ

Đề cập đến tốc độ quay, tuabin gió có thể được phân loại thành tốc độ cố định (fixed speed), loại tốc độ biến thiên bị giới hạn (limited variable speed) và loại tốc độ biến thiên (variable speed) Đối với tuabin gió loại tốc độ biến thiên, dựa trên các đánh giá của bộ biến đổi công suất liên quan đến công suất phát, chúng có thể được phân loại thêm thành hệ thống máy phát điện gió với bộ chuyển đổi điện tử công suất một phần (partial - scale) và toàn phần (full - scale) Ngoài ra, xem xét các thành phần của hệ thống truyền động, tuabin gió có thể được phân loại thành tuabin gió truyền động bằng bánh răng (có sử dụng hộp số) và truyền động trực tiếp

2.4.1 Khái niệm tuabin gió tốc độ cố định

Hệ thống máy phát điện gió tốc độ cố định được sử dụng hộp số nhiều cấp (chia tỷ số truyền mong muốn thành nhiều cấp truyền nhỏ hơn) và máy phát điện cảm ứng lồng sóc (SCIG) được kết nối trực tiếp với lưới điện thông qua một máy biến áp nâng áp như trong hình 2-14 [8] Bởi vì SCIG chỉ hoạt động trong phạm vi hẹp xung quanh tốc độ đồng bộ, tuabin gió được trang bị máy phát này thường được gọi là hệ thống máy phát điện gió tốc độ cố định Đây là khái niệm được nhà sản xuất tuabin gió Đan Mạch áp dụng trong những năm 1980 và 1990, SCIG phải lấy công suất phản kháng từ lưới Trong những năm 1980, cấu hình này đã được mở rộng với các khối tụ điện để bù công suất phản kháng, tích hợp bộ khởi động mềm (Soft - starters) nhằm giảm dòng điện khởi động và kết nối lưới điện mượt mà hơn

Máy phát điện cảm ứng hoạt động ở tốc độ cao hơn và do đó hộp số được sử dụng để truyền năng lượng cơ học từ trục tốc độ thấp rôto khí động học đến trục tốc độ cao gắn với máy phát điện Vì lý do kích thước và chi phí, máy phát điện cảm ứng hoạt động ở tốc độ danh định tiêu chuẩn là 1500 vòng/ phút Một giải pháp để tăng sản lượng điện là thiết kế một máy phát điện cảm ứng lồng sóc chạy ở hai tốc độ khác nhau, nhưng tốc độ được giữ mức cố định Điều này có thể thực hiện được bằng cách thay đổi số cặp cực stato từ 8 cực đối với tốc độ gió thấp và 4 đến 6 cực đối với tốc độ gió cao

Hình 2-14 Cấu hình cơ bản của tuabin gió SCIG Bảng 2-4 Ưu và nhược điểm của tuabin gió sử dụng SCIG Ưu điểm Nhược điểm

 Mạnh mẽ, dễ sử dụng và tương đối rẻ

 Hoạt động với tốc độ không đổi khi kết nối lưới điện lớn nên cung cấp tần số điều khiển ổn định

 Tốc độ rôto không thể điều khiển được và chỉ thay đổi trong một phạm vi rất hẹp, trong đó chỉ khi tốc độ cao hơn tốc độ đồng bộ thì mới hoạt động ở chế độ máy phát

 Độ trượt cao nên năng lượng tiêu tán trong các thanh rôto cao hơn

 Hộp số chiếm diện tích và khối lượng lớn trong vỏ bọc và cũng là một phần lớn của chi phí đầu tư

2.4.2 Khái niệm tuabin gió loại tốc độ biến thiên bị giới hạn (rôto được nối với một biến trở)

Khái niệm tuabin gió loại tốc độ biến thiên bị giới hạn với hộp số nhiều cấp (multiple - stage) còn được gọi với thuật ngữ Optislip Nó đã được áp dụng từ giữa những năm 1990 [9] Cấu hình tuabin gió này sử dụng máy phát điện cảm ứng rôto dây quấn (WRIG) Stato của WRIG được nối trực tiếp vào lưới điện, các cuộn dây của rôto được mắc nối tiếp với một điện trở có thể điều khiển được Máy phát vận hành ở tốc độ thay đổi có thể đạt được bằng cách điều khiển năng lượng sinh ra từ rôto và tiêu tán nó đi bằng điện trở được gắn bên ngoài đó Để gia tăng dải tốc độ hoạt động, độ trượt cần phải cao hơn cho nên công suất lấy ra từ rôto cao và do đó hiệu suất máy phát thấp

Hình 2-15 Cấu hình cơ bản của tuabin gió loại tốc độ biến thiên bị giới hạn

Bảng 2-5 Ưu và nhược điểm của tuabin gió loại tốc độ biến thiên bị giới hạn Ưu điểm Nhược điểm

 Tốc độ thay đổi được (0-10% tốc độ đồng bộ

 Tốc độ thay đổi làm giảm ứng suất vật lý trên các cánh tuabin, cải thiện hiệu quả khí động học của hệ thống và các hành vi thoáng qua của mô-men xoắn

 Sản lượng điện tạo ra không tối ưu

 Yêu cầu bảo dưỡng định kỳ hộp số

 Phạm vi tốc độ biến thiên sẽ giới hạn dưới 10% so với tốc độ đồng bộ

 Cần bù công suất phản kháng và bộ khởi động mềm

2.4.3 Khái niệm tuabin gió loại tốc độ biến thiên với bộ chuyển đổi điện tử công suất một phần (DFIG)

Cấu hình này được gọi là máy phát điện cảm ứng nguồn kép (DFIG) Cấu hình này tương ứng với tuabin gió sử dụng máy phát điện cảm ứng rôto dây quấn WRIG và bộ chuyển đổi công suất một phần gắn trên mạch rôto (hình 2-16) Stato được kết nối trực tiếp với lưới điện, rôto được kết nối với lưới điện thông qua bộ chuyển đổi điện tử công suất, bộ biến đổi sẽ điều khiển tần số rôto và do đó điều khiển tốc độ rôto máy phát

Hình 2-16 Cấu hình cơ bản của máy phát điện cảm ứng được cấp nguồn kép

Khái niệm tuabin gió loại tốc độ biến thiên này có dải tốc độ hoạt động rộng hơn, tùy thuộc vào kích thước của bộ biến tần Thông thường phạm vi của tuabin loại tốc độ biến thiên là ±30% xung quanh tốc độ đồng bộ [9]

Bảng 2-6 Ưu và nhược điểm của tuabin gió loại tốc độ biến thiên Ưu điểm Nhược điểm

 Có thể điều chỉnh tốc độ để tối ưu năng lượng (±30% tốc độ đồng bộ)

 Bộ điện tử công suất được thiết kế bằn 30% công suất tuabin

 Yêu cầu bảo dưỡng hộp số

 Chi phí cao cho thiết bị điện tử công suất

2.4.4 Khái niệm tuabin gió loại tốc độ biến thiên với bộ truyền động trực tiếp và bộ chuyển đổi công suất toàn phần

Cấu hình này tương ứng với tuabin gió loại tốc độ biến thiên với máy phát điện dẫn động trực tiếp được kết nối với lưới điện thông qua bộ chuyển đổi công suất toàn phần Sự khác biệt quan trọng nhất giữa tuabin gió truyền động bằng hộp số và loại truyền động trực tiếp là tốc độ rôto của máy phát Máy phát điện truyền động trực tiếp quay với tốc độ thấp vì rôto của máy phát được nối trực tiếp với trục của rôto tuabin Tốc độ thấp là cần thiết để tạo ra mô-men xoắn cao hơn để cung cấp công suất tối ưu hơn Mô-men xoắn cao đòi hỏi số cặp cực nhiều nghĩa là kích thước của máy phát điện lớn hơn Ưu điểm của tuabin gió dẫn động trực tiếp là quá trình truyền động được đơn giản hóa, hiệu suất tổng thể cao hơn, độ tin cậy và tính khả dụng cao hơn do được loại trừ đi hộp số So với khái niệm tuabin gió loại tốc độ biến thiên với bộ chuyển đổi công suất một phần, bộ chuyển đổi công suất toàn phần có thể cho phép tốc độ rôto của máy phát hoạt động trong dải tốc độ ±100% tốc độ đồng bộ Tuy nhiên, loại tuabin này sẽ có chi phí cao hơn và tổn thất trong thiết bị điện tử công suất cao hơn vì tất cả công suất tạo ra phải đi qua bộ chuyển đổi

Máy phát điện truyền động trực tiếp tương ứng với tuabin loại tốc độ biến thiên thông dụng nhất là máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu (PMSG) được thể hiện trong hình 2-17

Hình 2-17 Máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu với bộ chuyển đổi PWM

Kích từ của máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu được tạo ra bởi nam châm vĩnh cửu và do đó không cần cuộn dây rôto So với máy phát điện có dây quấn kích từ trên rôto thì máy phát PM có ưu điểm là tổn hao rôto thấp hơn, kích thước rôto nhỏ hơn, rôto không cần làm mát, giảm hỏng hóc Tuy nhiên, chi phí sản xuất nam châm vĩnh cửu rất cao và cần phải có hệ thống làm mát thích hợp vì nam châm vĩnh cửu nhạy cảm với nhiệt độ cao

Máy phát điện nam châm vĩnh cửu yêu cầu sử dụng bộ chuyển đổi công suất toàn phần để kết nối với lưới điện nhằm điều chỉnh điện áp và tần số ở đầu cực máy phát phù hợp với hệ thống điện

Bảng 2-7 Ưu và nhược điểm của tuabin gió loại tốc độ biến thiên với bộ chuyển đổi công suất toàn phần Ưu điểm Nhược điểm

 Hiệu quả và năng suất cao hơn

 Không cần nguồn cung cấp cho kích từ rôto

 Có khả năng điều khiển công suất phản kháng, công suất tác dụng

 Không có tổn hao trên rôto, cải thiện đặc tính nhiệt của máy phát

 Khả năng vượt qua sự cố lưới điện ít phức tạp hơn

 Giá thành cho vật liệu máy phát PMSG cao

 Tổn hao bộ chuyển đổi cao hơn bởi vì tất cả công suất đầu ra đều được xử lý bởi bộ chuyển đổi điện tử công suất

 Những khó khăn trong chế tạo sản xuất.

CÁC THÀNH PHẦN ĐIỂN HÌNH TRONG TUABIN GIÓ

Hình 2-18 Các bộ phận cấu thành nên tuabin gió

Hình 2-19 Bộ phận cột tháp của tuabin gió

Hình 2-20 Bộ phận máy phát của tuabin gió

Hình 2-21 Bộ phận trục truyền tốc độ cao

Hình 2-22 Bộ phận vỏ bọc của tuabin gió

Hình 2-23 Bộ phận mũi tên gió của tuabin gió Hình 2-25 Bộ phận bộ điều khiển của tuabin gió

Hình 2-27 Bộ phận trục truyền tốc độ thấp của tuabin gió

Hình 2-28 Bộ phận rôto của tuabin gió

Hình 2-29 Bộ phận cánh quạt của tuabin gió

Hình 2-30 Bộ phận hệ thống điều khiển độ nghiêng cánh của

Hình 2-31 Bộ phận phanh của tuabin gió Hình 2-33 Bộ phận động cơ lái phương vị của tuabin gió

Anemometer (phong tốc kế): Đo tốc độ gió và truyền dữ liệu tốc độ gió đến bộ điều khiển

Blades (cánh quạt): Nâng và quay khi gió thổi qua chúng, làm cho cánh quạt quay Hầu hết các tuabin có hai hoặc ba cánh

Brake (phanh): Dừng rôto bằng cơ học, điện hoặc thủy lực, trong trường hợp khẩn cấp

Controller (bộ điều khiển): Khởi động máy phát ở tốc độ gió khoảng 8 đến 16 dặm/giờ (mph) và tắt máy vào khoảng 55 mph Tuabin không hoạt động ở tốc độ gió trên khoảng 55 dặm/giờ vì chúng có thể bị hỏng do gió lớn

Gear box (hộp số): Nối trục truyền tốc độ thấp với trục truyền tốc độ cao và tăng tốc độ quay từ khoảng 30-60 vòng/phút (vòng / phút), lên khoảng 1000-

1800 vòng/phút; đây là tốc độ quay của hầu hết các máy phát điện để sản xuất điện Hộp số là một bộ phận đắt tiền và khá nặng của tuabin gió và các kỹ sư đang khám phá các máy phát điện “truyền động trực tiếp” hoạt động ở tốc độ quay thấp hơn và không cần hộp số

Generator (máy phát): Sản xuất điện xoay chiều; nó thường là một máy phát điện cảm ứng

High-speed shaft (trục truyền tốc độ cao): Điều khiển máy phát điện

Low-speed shaft (trục truyền tốc độ thấp): Quay trục tốc độ thấp ở khoảng 30-60 vòng / phút

Nacelle (vỏ bọc): Nằm trên đỉnh tháp và chứa hộp số, trục truyền tốc độ thấp và tốc độ cao, máy phát điện, bộ điều khiển và phanh Một số vỏ bọc đủ lớn để trực thăng có thể hạ cánh

Pitch system (hệ thống điều khiển độ nghiêng cánh): tạo góc nghiêng cánh để điều khiển tốc độ cánh quạt và để giữ cho cánh quạt không quay trong gió quá cao hoặc quá thấp để tạo ra điện

Rôto (rôto): Cánh quạt và đầu hub cùng tạo thành rôto

Tower (cột tháp): Được làm từ thép hình ống, bê tông hoặc thép lưới Hỗ trợ cấu trúc của tuabin Bởi vì tốc độ gió tăng theo chiều cao, các tháp cao hơn cho phép tuabin thu được nhiều năng lượng hơn và tạo ra nhiều điện hơn

Wind direction (hướng gió): Xác định thiết kế của tuabin Tua bin gió ngược

- như hình minh họa ở trên - gió hướng vào tuabin trong khi tuabin gió hướng ra xa

Wind vane (mũi tên gió): Đo hướng gió và giao tiếp với hệ truyền động phương vị để định hướng tuabin phù hợp với gió

Yaw drive (hệ truyền động phương vị): Định hướng các tuabin gió ngược để giữ cho chúng đối diện với gió khi hướng thay đổi Tua bin gió xuôi không yêu cầu hệ truyền động phương vị vì gió thổi cánh quạt ra khỏi nó theo cách thủ công

Yaw motor (động cơ lái phương vị): Tăng sức mạnh cho hệ truyền động phương vị

Chi tiết một số chức năng của các thành phần chính cấu thành nên tuabin gió:

Hình 2-35 Chức năng của các thành phần chính cấu thành nên tuabin gió

CÁC LOẠI TUABIN GIÓ THƯƠNG MẠI

Type-1: Hệ thống năng lượng gió tốc độ cố đinh (fixed-speed) với máy phát điện cảm ứng kiểu rôto lồng sóc SCIG (squirrel-cage induction generator)

Hình 2-36 Hệ thống tuabin gió tốc độ cố định (Type-1)

 Đây là công nghệ đầu tiên cho hệ thống năng lượng gió

 Máy phát điện tốc độ cố định (rôto chỉ thay đổi 1% xung quanh tốc độ đồng bộ)

 Tuabin được trang bị một hộp số để phù hợp với sự khác biệt về tốc độ giữa tuabin và máy phát điện

 Được kết nối với lưới điện thông qua bộ khởi động mềm (Soft starter) và máy biến áp nâng áp Soft starter được sử dụng nhằm hạn chế sự gia tăng dòng diện được gọi là “dòng khởi động” và mô-men xoắn của động cơ điện, giúp quá trình khởi động được thực hiện từ từ và mượt mà hơn, đảm bảo an toàn cho động cơ

 SCIG sử dụng các tụ điện ba pha để lấy công suất phản kháng từ lưới điện

Bảng 2-8 Ưu và nhược điểm của tuabin gió Type-1 Ưu điểm Nhược điểm Hãng tuabin

 Tốc độ gió thay đổi sẽ ảnh hưởng đến lưới điện

 Sự cố trên lưới điện sẽ gây “stress” đến các thành phân cơ khí của tuabin

Type-2: Hệ thống tuabia gió loại tốc độ biến thiên bị giới hạn (rôto có thể thay đổi tốc độ trong khoảng ±10%) với máy phát điện cảm ứng kiểu rôto dây quấn (WRIG)

Hình 2-37 Hệ thống tuabia gió loại tốc độ biến thiên bị giới hạn (Type-2)

 Máy phát điện cảm ứng rôto dây quấn được trang bị thêm biến trở, biến trở được kết nối để điều khiển dòng điện rôto (RCC-Rôto curent control), hệ thống cho phép tăng tốc độ rôto tạm thời lên 10% ngay lập tức khi một cơn gió mạnh thổi vào cánh quạt (điều khiển Optislip), việc điều khiển này nhằm giảm thiểu dao động công suất đầu ra từ máy phát điện cảm ứng, do khi gió giật đột ngột sẽ làm biến đổi mô-men xoắn

 Máy phát điện có độ trượt biến đổi Độ trượt là một hàm của điện trở (DC) (đo bằng ohms) trong cuộn dây rôto của máy phát điện Lực cản càng cao thì độ trượt càng cao, vì vậy để thay đổi độ trượt là thay đổi điện trở trong rôto Bằng cách này, người ta có thể thay đổi độ trượt của máy phát khoảng 10%

 Đối với loại tuabin này thì điện áp không được điều khiển, và cần có tụ bù để bù công suất phản kháng

Bảng 2-9 Ưu và nhược điểm của tuabin gió Type-2 Ưu điểm Nhược điểm Hãng tuabin

 Tăng hiệu quả chuyển đổi so với Type-I

 Giảm ứng suất cơ học do gió mạnh, giảm hao mòn hộp số và vòng bi, từ đó giúp tăng tuổi thọ cho tuabin

 Dải tốc độ bị hạn chế (chỉ ±10%)

Type-3: Hệ thống tuabin gió loại tốc độ biến thiên một phần (rôto có thể thay đổi tốc độ trong khoảng ±30%) với máy phát điện cảm ứng nguồn kép (DFIG)

Hình 2-38 Hệ thống tuabin gió loại tốc độ biến thiên một phần (Type-3)

 Công suất có thể cấp cho hay lấy ra từ rôto cũng như từ stato

 Bộ chuyển đổi công suất được sử dụng trong mạch rôto để điều khiển công suất phát thông qua việc thay đổi độ trượt (±30%)

 Không cần bộ khởi động mềm (soft starter) như Type-1 và bù công suất phản kháng như Type-2

Bảng 2-10 Ưu và nhược điểm của tuabin gió Type-3 Ưu điểm Nhược điểm Hãng tuabin

Cải thiện hiệu suất chuyển đổi điện năng do sử dụng thuật toán theo dõi điểm công suất tối đa (MPPT) được thực hiện trong bộ biến tần để giữ cho tuabin hoạt động ở gần với điểm công suất tối đa trong các điều kiện khác nhau như thay đổi thời tiết, biến đổi khí hậu, v.v

Dải tốc độ rôto được mở rông

Nâng cao khả năng chóng lại các nhiễu loạn của hệ thống điện

Khả năng vượt qua sự cố FRT (fault ride through) bị hạn chế do bổ chuyển đổi công suất bị giới hạn trong dải tốc độ ±30%

Hộp số làm tăng trọng lượng tuabin cũng như tăng tổng chi phí và yêu cầu bảo dưỡng thường xuyên

Type-4: Hệ thống tuabin gió có tốc độ biến thiên toàn phần (0-100%) với loại máy phát điện cảm ứng rôto lồng sốc (SCIG), máy phát đồng bộ nam châm vĩnh cửu (PMSG), máy phát điện đồng bộ rôto dây quấn (WRSG)

Hình 2-39 Hệ thống tuabin gió loại tốc độ biến thiên toàn phần (Type-4)

 Sử dụng bộ chuyển đổi công suất toàn phần (100%)

 Máy phát điện được tách hoàn toàn khỏi lưới điện và có thể hoạt động ở dải tốc độ tối đa (0-100%)

 PMSG (phù hợp nhất), WRSG và SCIG đều đã được ứng dụng trong kiểu cấu hình này

 Hộp số có thể không cần thiết và có thể loại bỏ bằng cách sử dụng PMSG/WRSG có số cặp cực cao

Bảng 2-11 Ưu và nhược điểm của tuabin gió Type-4 Ưu điểm Nhược điểm Hãng tuabin

 Hiệu suất được tăng cường đáng kể với việc sử dụng

 Bộ chuyển đổi công suất giúp hệ thống thực hiện bù công suất phản kháng và việc hòa lưới hiệu quả hơn

 Khả năng chống lại các sự cố trong hệ thống điện khá mạnh

 Hiệu quả cao nhất so với các loại tuabin khác

 Tuân thủ FRT tốt nhất có thể mà không cần bất kỳ phần cứng nào bên ngoài

 Kích thước, chi phí và độ phức tạp của hệ thống tổng thể tăng lên do tỷ lệ bộ chuyển đổi điện năng với máy phát điện giống nhau

 Các tổn thất trong bộ chuyển đổi là đáng chú ý

Type-5: Hệ thống tuabin gió loại tốc độ biến thiên toàn phần (0-100%) với loại máy phát điện đồng bộ rôto dây quấn (WRSG)

Hình 2-40 Hệ thống tuabin gió loại tốc độ biến thiên toàn phần bỏ qua MBA nâng

 Máy phát điện đồng bộ rôto dây quấn (WRSG) kết nối trực tiếp với bộ chuyển đổi tốc độ/mô-men xoắn

 Máy phát điện vận hành với tốc độ cố định và được nối trực tiếp vào lưới điện thông qua máy cắt

 Để đạt được vận hành ở tốc độ thay đổi, tuabin sử dụng bổ chuyển đổi cơ khí thay vì bộ chuyển đổi điện

Bảng 2-12 Ưu và nhược điểm của tuabin gió Type-5 Ưu điểm Nhược điểm Hãng tuabin

 Chi phí thấp và không gian của tuabin trống hơn do loại bỏ các thiết bị điện tử

 Có thể kết nối trục tiếp đến điểm thu gom các tuabin (cấp điện áp trung thế) mà không cần qua máy biến áp nâng LV/MV vì không có giới hạn nào được áp đặt bởi bộ chuyển đổi điện tử công suất

 Các vấn đề liên quan đến bộ chuyển đổi cơ khí

 Giới hạn về kiến thức

 AMSC Windtec SuperGear (SG), 2.0 MW,

NGUYÊN TẮC HOẠT ĐỘNG CỦA HAI KIỂU TUABIN ĐIỂN HÌNH LOẠI TỐC ĐỘ BIẾN THIÊN

LOẠI TỐC ĐỘ BIẾN THIÊN

Công nghệ máy phát tuabin gió trên thế giới trước năm 2000 chủ yếu sử dụng loại máy phát có tốc độ không thay đổi SCIG vì các lý do như rẻ, có độ tin cậy cao và mạnh mẽ Tuy nhiên, tuabin gió loại này sẽ thiếu khả năng điều khiển, phải tiêu thụ công suất phản kháng từ lưới điện trong suốt quá trình hoạt động bình thường và sự cố Vì lý do tiêu thụ công suất phản kháng nên máy phát SCIG dễ gây mất ổn định điện áp Kết quả là máy phát này gặp nhiều khó khăn trong việc đáp ứng các yêu cầu kết nối lưới điện Đối với tuabin gió loại tốc độ biến thiên bị giới hạn (rôto có thể thay đổi tốc độ trong khoảng ±10%) với máy phát điện cảm ứng rôto dây quấn (WRIG), loại tuabin này có thêm điện trở trên rôto nên có thể điều khiển công suất đầu ra, mặc dù vượt trội hơn tuabin gió loại tốc độ cố định SCIG, nhưng dải tốc độ hoạt động tương đối thấp (±10% công suất định mức)

Ngày nay, vấn đề thâm nhập nguồn điện gió vào hệ thống điện ngày càng nhiều và rất được sự quan tâm, đòi hỏi các yêu cầu về đáp ứng grid code chặt chẽ hơn Cùng với sự tiến bộ của công nghệ tuabin gió, việc đảm bảo cho hệ thống điện vận hành an toàn và ổn định trong cả trường hợp bình thường và sự cố đòi hỏi các trang trại điện gió phải có khả năng hỗ trợ lưới Do đó, các tuabin gió thương mại hiện nay được sử dụng chủ yếu là tuabin gió loại tốc độ biến thiên Chính vì lý do này, luận án chỉ tập trung phân tích hai loại tuabin đại diện cho loại tốc độ biến thiên đó là Type-3 và Type-4

2.7.1 Nguyên tắc hoạt động của tuabin gió Type-3

2.7.1.1 Mô hình Tua bin gió DFIG

Tuabin gió loại này được trang bị máy phát điện cảm ứng nguồn kép (DFIG) kết hợp với bộ chuyển đổi nguồn điện áp kết nối với mạch rôto Cấu trúc cơ bản của tuabin gió Type-3 được thể hiện trong hình bên dưới Hệ thống máy phát của tuabin gió loại tốc độ biến thiên này cho phép điều chỉnh tốc độ rôto theo tốc độ gió để đạt được điểm hoạt động tối ưu Stato của DFIG được kết nối trực tiếp với mạng điện, có nghĩa là nó hoạt động đồng bộ với tần số lưới Dòng rôto được điều khiển bằng bộ biến đổi công suất để thay đổi mô-men điện từ và kích từ máy phát Kích thước bộ chuyển đổi là một phần nhỏ công suất định mức của máy phát điện, thường khoảng 15-30%

Hình 2-41 Thành phần chính của hệ thống DFIG

1) Cấu trúc của tuabin gió DFIG

Cấu tạo chính của DFIG bao gồm hai thành phần thiết yếu, đó là cuộn dây stato và rôto được trang bị các vòng trượt Stato với các cuộn dây cách điện ba pha tạo nên thiết kế hai hoặc bốn cực, phần này được nối với lưới điện thông qua máy biến áp nâng ba pha Tương tự như stato, rôto cũng được cấu tạo từ các cuộn dây cách điện ba pha Các cuộn dây rôto được kết nối với mạch điện tĩnh bên ngoài thông qua vành khuyên (vành trượt) và thanh quét (chổi than), nhờ các thành phần này, dòng điện rôto được điều khiển để có thể bơm vào hoặc hấp thụ từ các cuộn dây rôto Stato và rôto thường được phủ kín để bảo vệ máy phát khỏi bụi bẩn, ẩm ướt và các sự xâm nhập không mong muốn Trong các ứng dụng tuabin gió, máy phát điện này được gắn trong vỏ máy của tuabin Điện áp stato điển hình cho các tuabin vài MW thường là 690V và 960V

Với kiểu máy phát loại DFIG, rôto của có thể quay ở tốc độ cao hơn hoặc thấp hơn tốc độ đồng bộ do được cung cấp thêm từ trường quay bên phía rôto Điều này giúp cho việc điều chỉnh sản lượng điện đầu ra trong điều kiện tốc độ gió thay đổi đột ngột Đối với loại DFIG, động cơ dây quấn được kết nối với bộ chuyển đổi hai chiều (back to-back) với công suất định mức là 30% công suất định mức của tuabin do đó phạm vi tốc độ sẽ nằm trong dải giới hạn ±30%

Từ thấp đến cao, ba cấp độ điều khiển tương ứng của tuabin gió DFIG gồm: (1) Điều khiển máy phát điện DFIG, (2) Điều khiển tuabin gió, (3) Tích hợp lưới và điều khiển trang trại gió Chức năng của mỗi cấp độ điều khiển được mô tả dưới đây:

Hình 2-42 Cấu trúc điều khiển tổng thể của tuabin gió DFIG [10]

Bộ điều khiển DFIG Ở cấp độ này, hệ thống điều khiển điện của tuabin gió (tức là bộ biến đổi phía rôto và bộ biến đổi phía lưới) sẽ điều chỉnh dòng điện giữa máy phát điện và lưới điện Như hình trên, các tín hiệu điều khiển ở mức này được mô tả bằng màu đỏ, bộ chuyển đổi nhận tín hiệu tham chiếu từ khối điều khiển cao (2 nd level và 3 rd level) và các đại lượng điện tương ứng đo lường được từ máy phát

Bộ chuyển đổi phía rôto (rôto-side converter RSC) điều khiển mô-men điện (công suất stato) và công suất phản kháng một cách độc lập Bộ chuyển đổi phía lưới điện (grid-side converter GSC) chủ yếu để đảm bảo sự phù hợp hay sự hài hòa dòng điện giữa RSC và lưới điện bằng cách giữ điện áp liên kết một chiều không đổi Điện áp một chiều danh định (DC-link) có liên quan đến khả năng hoặc giới hạn của bộ chuyển đổi, khi cảm biến phát hiện quá dòng, một tín hiệu sẽ được gửi đến crowbar và bảo vệ RSC không bị quá tải [10]

Hệ thống bảo vệ đòn bẩy (crowbar):bao gồm một điện trở và bộ chỉnh lưu diode 3 pha được nối ở phía rôto của máy phát DFIG Giải pháp điều khiển đòn bẩy dựa trên tiêu chuẩn quá áp tại thanh cái tụ DC-link và quá dòng trong dây quấn rôto, khi lưới có sự cố

Hình 2-43 Hệ thống năng lượng gió với đòn bẩy (crowbar) [11] Để bảo vệ các bộ chuyển đổi công suất trong điều kiện lưới bị sự cố, giải pháp dùng đòn bẩy được áp dụng Để quyết định khi nào đòn bẩy được kích hoạt và bộ nghịch lưu phía rôto (RSC) bị khóa, hệ thống sẽ theo dõi các thông số liên quan như dòng rôto, dòng stato và điện áp DC Khi ít nhất một trong các thông số này không phải là giá trị bình thường, bộ nghịch lưu phía rôto sẽ dừng chuyển mạch và đòn bẩy được kích hoạt, khi đó rôto bị ngắn mạch thông qua điện trở crowbar Dòng rôto bị giảm do sự gia tăng điện trở của rôto Khi bộ nghịch lưu phía rôto bị khóa, nó sẽ đợi để khởi động lại từ hệ thống điều khiển Khi điện áp lưới, tần số và dòng rôto quay trở lại giá trị bình thường, điện trở của crowbar bị ngắt kết nối và bộ chuyển đổi rôto bắt đầu chuyển đổi (chế độ đồng bộ)

Công suất phản kháng tham chiếu thường được đặt bằng 0 cho cả RSC và GSC, điều này có nghĩa là mạch stato và rôto sẽ không trao đổi công suất phản kháng với lưới điện, đó là trong trường hợp hệ thống điện mạnh Tuy nhiên, trong trường hợp lưới yếu hoặc xảy ra các nhiễu loạn về điện áp, máy phát điện có thể được yêu cầu để hấp thụ hoặc phát công suất phản kháng để hỗ trợ lưới Lượng công suất phản kháng chủ yếu được xác định bởi RSC và từ stato Bộ biến đổi phía lưới được cài đặt để trung hòa công suất phản kháng nhằm tối đa hóa khả năng truyền tải công suất tác dụng, cho đến khi RSC bị ngắn mạch hoặc bị khóa Trong điều kiện như thế, GSC có thể tiếp nhận việc điều chỉnh công suất phản kháng cho đến khi RSC tiếp tục hoạt động bình thường

Bộ điều khiển tuabin gió

 Mô-men điện (công suất stato) tham chiếu tuân theo đường đặc tính xác định trước  r T e Đường cong này có thể được điều chỉnh tùy theo các mục đích khác nhau Ví dụ, đối với những vùng có tốc độ gió thấp, cần đạt đến giá trị mô-men tham chiếu tối ưu để khai thác công suất tối đa từ gió Đối với những vùng gió cao, mô-men điện tham chiếu thường được cài đặt ở giá trị danh nghĩa hoặc có thể cao hơn khi cần thiết miễn không vượt quá giới hạn của bộ chuyển đổi

 Bộ điều khiển góc nghiêng cánh sử dụng tốc độ rôto hoặc công suất điện (hoặc cả hai) để tạo góc nghiêng cánh (pitch angle) tham chiếu cho cánh phép Việc điều khiển góc nghiêng cánh có thể được kích hoạt trong trường hợp lưới điện có sự cố, khởi động hoặc ngừng hoạt động tuabin

 Bộ điều khiển tuabin gió sẽ cung cấp các tín hiệu tham chiếu khác cho khối điều khiển thứ 1 (bộ điều khiển DFIG), các tín hiệu này được xác định bởi người vận hành hệ thống (ví dụ trung tâm điều độ hệ thống điện yêu cầu cắt giảm công suất phát của nhà máy) Bên cạnh đó, nó cũng đáp ứng cho khối điều khiển thứ 3 và điều phối công suất phản kháng giữa GSC và stato Tích hợp lưới và điều khiển trang trại gió

Khối điều khiển này được dành riêng để giải quyết các vấn đề về hòa lưới Nó sẽ nhận lệnh từ hệ thống điều khiển trung tâm của nhà máy hoặc trực tiếp từ những người vận hành lưới điện, sau đó gửi tín hiệu cho các tuabin gió cung cấp thêm các dịch vụ như đáp ứng quán tính hoặc điều khiển công suất thực dựa trên đặc tính tần số và điều khiển công suất phản kháng dựa vào điện áp (ví dụ khi tần số cao sẽ giảm công suất thực và ngược lại khi tần số thấp sẽ tăng công suất thực) [10]

2) Bộ truyền động của DFIG

Hình 2-44 Mô hình hai khối của bộ truyền động

TIÊU CHUẨN KẾT NỐI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ VÀO LƯỚI ĐIỆN

Bất kì khách hàng nào đấu nối vào hệ thống điện, dù là nhà máy điện hay hộ tiêu dùng, đều phải tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật đã thỏa thuận để lưới điện vận hành an toàn và ổn định Hệ thống điện dựa vào nguồn phát để cung cấp các chức năng điều khiển, do đó các yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy điện chắc chắn sẽ phức tạp hơn so với hộ tiêu dùng, các yêu cầu kỹ thuật này thường được gọi là “grid code”, tùy thuộc vào cấp điện áp đấu nối sẽ có grid code khác nhau Ngoài ra, có thể có các yêu cầu kỹ thuật không thuộc “grid code” nhưng các nhà máy sẽ phải thông qua các hợp đồng đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện

Sự xâm nhập ngày càng cao của nguồn năng lượng gió đã đóng góp một lượng công suất đáng kể vào lưới điện, do đó việc đấu nối tuân theo các yêu cầu grid code của các trang trại gió đóng vai trò rất quan trongg việc vận hành và điều khiển hệ thống điện Các tiêu chuẩn cho việc đấu nối một nhà máy điện gió bao gồm khả năng vượt qua sự cố (Fault ride through - FRT), khả năng vượt qua điện áp thấp (Low voltage ride through - LVRT), dải tần số hoạt động, điều chỉnh công suất phản kháng và điện áp, điều chỉnh công suất tác dụng và tần số cũng như nhấp nháy điện áp và phát sóng hài Tuy nhiên, luận án sẽ tập trung phân tích đánh giá khả năng cũng như các giải pháp FRT và LVRT của hai loại tuabin gió sử dụng máy phát điện không đồng bộ nguồn kép (DFIG) và máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu (PMSG)

2.8.1 Khả năng vượt qua sự cố (FRT)

Vấn đề quan trọng trong việc tích hợp năng lượng gió với quy mô lớn là các tác động đến ổn định và quá độ hệ thống điện Sự ổn định của hệ thống chủ yếu liên quan đến các sự cố trên lưới điện như đứt đường dây truyền tải điện, mất nguồn (sự cố một tổ máy phát) và ngắn mạch Các sự cố này sẽ phá vỡ sự cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng, làm thay đổi trào lưu công suất Mặc dù công suất của các tổ máy phát có đáp ứng vận hành nhưng sụt áp lớn có thể xảy ra đột ngột và lan truyền trên diện rộng, ảnh hưởng đến nhiều máy phát của các tuabin gió khác Việc mất cân bằng và phân bố lại công suất tác dụng và công suất phản kháng trong mạng điện có thể làm cho điện áp vượt ngoài giới hạn ổn định, có thể điện áp sẽ xuống thấp trong một khoảng thời gian và sau đó là mất điện hoàn toàn

Trước đây, khi sự xâm nhập của nguồn điện gió vào hệ thống điện là không đáng kể và chỉ có một vài tuabin gió được kết nối vào lưới điện, nếu có sự cố đâu đó trên lưới điện gây ra sụt áp ở tuabin gió thì chỉ cần ngắt kết nối tuabin khỏi lưới điện và được kết nối lại khi sự cố được xóa và điện áp trở lại bình thường Do tỷ trọng của nguồn điện gió trong cơ cấu nguồn điện trước đây là rất thấp nên việc ngắt kết nối đột ngột tuabin gió hoặc thậm chí là một trang trại gió khỏi lưới điện sẽ không ảnh hưởng đáng kể đến sự ổn định của hệ thống điện Ngày nay, với sự thâm nhập ngày càng tăng của nguồn điện gió, sự đóng góp công suất của các trang trại gió vào hệ thống điện đang trở thành một vấn đề được quan tâm rất nhiều Nếu một trang trại gió với quy mô lớn bị ngắt đột ngột khi đang vận hành hết công suất, hệ thống điện sẽ gặp áp lực trong việc huy động công suất để bù đắp cho lượng thiếu hụt đó, trong tình huống xấu nhất, hệ thống sẽ mất khả năng huy động dẫn đến mất điện hoàn toàn Do đó, yêu cầu thiết yếu của các nhà máy điện gió là có thể duy trì kết nối với hệ thống khi hệ thống điện có sự cố Chính vì lý do này, các yêu cầu của grid code được ban hành trong những năm qua luôn yêu cầu độ sụt áp ở một tỷ lệ nhất định (khoảng 0-15% so với điện áp danh định) trong một khoảng thời gian xác định (theo quy định của từng quốc gia), đặc biệt là đối với lưới truyền tải cao áp

Hình 2-56 Khả năng vượt qua sự cố điển hình của máy phát điện gió

Các yêu cầu FRT cho độ lõm điện áp cũng như khả năng khôi phục công suất tác dụng và công suất phản kháng một cách nhanh chóng về giá trị trước sự cố là một trong những trọng tâm chính của grid code Một số quy định áp đặt tuabin gió phải tăng cường phát công suất phản kháng khi có nhiễu loạn hay sự cố để cung cấp hỗ trợ điện áp, một yêu cầu nữa giống như hoạt động của máy phát điện đồng bộ thông thường đó là yêu cầu trong điều kiện vận hành quá độ (hệ số công suất tối đa)

Như đã mô tả ở trên, các yêu cầu grid code mới nhất đòi hỏi các trang trại điện gió phải duy trì hoạt động trong thời gian lưới điện bị nhiễu loạn nghiêm trọng, đảm bảo khôi phục nhanh công suất về giá trị ban đầu ngay khi sự cố được xóa và trong một số trường hợp phải cung cấp công suất phản kháng nhằm hỗ trợ điện áp lưới trong thời gian sự cố Tùy vào loại và công nghệ, tuabin gió có thể đáp ứng các yêu cầu này ở mức độ khác nhau Đối với tuabin gió tốc độ cố định, vấn đề sụt áp của chúng bị chi phối bởi sự hiện diện của máy phát điện cảm ứng được kết nối trực tiếp với lưới điện Trong trường hợp điện áp giảm, mô-men xoắn của máy phát giảm đáng kể, nếu điện điện áp sau sự cố Điều này có thể ảnh hưởng đến hiệu quả của việc phục hồi điện áp nhanh và có thể ảnh hưởng đến các máy phát điện lân cận khác Do đặc tính động của bản thân máy phát điện cảm ứng không thể cải thiện được nên một biện pháp có thể được sử dụng để nâng cao khả năng FRT của tuabin gió tốc độ không đổi là cung cấp công suất phản kháng thông qua một tụ điện chuyển mạch hoặc tụ bù tĩnh được kết nối với tuabin gió Đối với tuabin gió loại tốc độ biến thiên sẽ có những ưu điểm khác biệt hơn so với các thế hệ tuabin gió tốc độ cố định như khả năng điều khiển công suất phản kháng và khả năng chịu đựng sự thay đổi lớn của tốc độ rôto mà không ảnh hưởng đến tính ổn định của lưới điện Do đó, các nhiễu loạn trên lưới điện thường sẽ ít ảnh hưởng đến hoạt động của tuabin hơn và các tuabin gió loại này có khả năng đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật nghiêm ngặt Trong trường hợp điện áp bị nhiễu loạn hay bị thay đổi ra khỏi giá trị danh định, tốc độ quay của rôto có thể thay đổi trong khoảng giới hạn nhất định (ví dụ 10-15% giá trị danh định) Trong trường hợp điện áp bị sụt giảm nghiêm trọng, có thể xảy ra tình trạng dư thừa năng lượng trong phần điện của tuabin, có khả năng gây quá áp tụ điện DC Đối với tuabin gió DFIG, việc kết nối trực tiếp stato của máy phát điện với lưới điện chắc chắn sẽ dẫn đến quá độ nghiêm trọng trong trường hợp có nhiễu loạn lớn, điện áp đầu cực máy phát bị suy giảm làm giảm sản lượng điện của bộ chuyển đổi rôto phía lưới dẫn đến tăng điện áp tại thanh cái tụ điện DC-link và quá dòng trong dây quấn rôto Để bảo vệ bộ chuyển đổi khỏi quá áp và quá dòng, các DFIG luôn được trang bị một thiết bị được gọi là đòn bẩy (crowbar) có chức năng làm ngắn mạch các cực rôto ngay khi phát hiện các tình huống như vậy Việc đòn bẩy được kích hoạt không chỉ có thể xảy ra ngay khi giảm điện áp mà còn trong trường hợp phục hồi điện áp đột ngột sau khi sự cố được xóa Do đó, mặc dù hiện tượng sụt áp gây ra mô-men xoắn và quá độ công suất trong tuabin gió DFIG, trong trường hợp này sẽ kích hoạt hệ thống bảo vệ đòn bẩy gồm một điện trở và bộ chỉnh lưu diode 3 pha nối ở phía rôto của máy phát DFIG Các ứng dụng khác nhau của đòn bẩy sẽ cải thiện độ ổn định của tuabin gió và phản ứng của tuabin với những tình huống điện áp đột ngột thay đổi

Hình 2-57 Hệ thống năng lượng gió DFIG với đòn bẩy (crowbar) Đối với các tuabin gió loại tốc độ biến thiên với bộ chuyển đổi công suất toàn phần (full-scale power converter) mang lại lợi thế khác biệt đó là bộ chuyển đổi hoàn toàn tách biệt với lưới điện Do đó, các nhiễu loạn trên lưới điện không ảnh hưởng trực tiếp đến máy phát điện, sự thay đổi dòng điện và mô-men xoắn trong quá trình sụt áp sẽ thấp hơn nhiều so với DFIG và khả năng đáp ứng quá độ nhanh hơn Bộ biến đổi công suất phía lưới có khả năng hỗ trợ công suất phản kháng trong quá trình sụt áp xảy ra, đáng chú ý hơn đó là loại tuabin gió này có thể điều khiển điện áp tốt hơn cả máy phát điện đồng bộ thông thường, đồng thời các tuabin gió loại này có thể điều khiển sản lượng điện đầu ra của chúng bằng cách điều chỉnh góc nghiêng cánh trong khi các tuabin gió loại tốc độ biến thiên như DFIG thay đổi công suất bằng cách thay đổi tốc độ quay của rôto

2.8.2 Điện áp và dải tần số hoạt động

Các trang trại gió phải có khả năng vận hành liên tục trong giới hạn biến thiên điện áp và tần số trong trường hợp vận hành bình thường, đồng thời chúng còn phải duy trì hoạt động trong trường hợp điện áp và tần số vượt ra ngoài giới hạn vận hành bình thường trong một khoảng thời gian nhất định Giá trị điện áp thấp nhất đạt được tại điểm đấu nối chung (PCC) của nhà máy khi hệ thống điện có những nhiễu loạn là không thấp hơn 90% điện áp danh định và ở một số quốc gia có thể giảm xuống đến 70% trong thời gian lên đến 10 giây, điều này không được dẫn đến sự mất ổn định của nhà máy Điện áp vượt quá giới hạn thường hiếm xảy ra nhưng giá trị cao nhất thường không quá 113% điện áp danh định Các máy phát điện gió dùng máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu có các lợi thế hơn hẳn là hệ thống chuyển đổi năng lượng sẽ tách riêng máy phát điện ra khỏi lưới điện Do đó, nếu có sự cố trên lưới điện thì không tác dụng trực tiếp lên các máy phát điện và khi điện áp giảm xuống thấp thì mô-men xoắn biến thiên ít hơn nên khả năng phục hồi nhanh hơn [14]

Tần số là một trong những thông số quan trọng nhất trong mạng điện và tùy theo từng quốc gia Hầu hết công suất điện được tạo ra ở tần số 50 Hz hoặc 60

Hz, tất cả các thiết bị phát điện trong hệ thống điện đều được thiết kế để hoạt động trong dải tần số rất nghiêm ngặt Grid code quy định rằng tất cả các nhà máy điện phải có thể hoạt động liên tục trong dải tần số dao động xung quanh giá trị danh định của lưới điện, thường là 49.5 Hz đến 50.5 Hz (đối với hệ thống

50 Hz) và hoạt động trong các khoảng thời gian khác nhau khi dải tần số thấp hơn/cao hơn hoặc xuống đến giá trị tối thiểu và lên đến giá trị tối đa, thường là 47.5 Hz và 52 Hz Việc vận hành ngoài giới hạn này sẽ làm hỏng các tổ máy phát của nhà máy và làm hỏng các relay bảo vệ Các trang trại gió phải được ước lượng công suất ở điện áp và tần số sai lệch so với giá trị danh định theo cách được thể hiện trong Hình 2-58, cho thấy sự hạn chế công suất phát trong các vùng hoạt động khác nhau [15], trong biểu đồ đưa ra ở hình bên dưới, VH là giới hạn điện áp cao, VHF là giới hạn điện áp cao với đầy tải, Vn là điện áp danh định, VLF là giới hạn điện áp thấp với đầy tải, VL là giới hạn điện áp thấp, phạm vi đầy tải cho biết đây là phạm vi điện áp trong đó trang trại gió có thể cung cấp công suất danh định mà không có bất kỳ hạn chế nào (khu vực hoạt động liên tục) Các máy phát điện gió phải có khả năng hoạt động liên tục trong phạm vi

Hình 2-58 Đo độ lớn điện áp và tần số điển hình cho máy phát điện gió

Bảng 2-13 Khả năng vận hành của máy phát điện gió Điện áp Tần số Vận hành

90-105% 47.5-48 Khả năng vận hành trong 10 phút 90-105% 51.5-52 Khả năng vận hành trong 1 phút 2.8.3 Điều chỉnh công suất phản kháng và điện áp

Việc điều khiển công suất phản kháng có ý nghĩa rất lớn đối với các trang trại điện gió bởi vì không phải tất cả các công nghệ phát điện gió đều có khả năng giống nhau, ví dụ đối với các trang trại gió đặt ở những vị trí vùng sâu vùng xa, công suất phản kháng phải được truyền tải trên một khoảng cách xa dẫn đến tổn thất điện năng Các yêu cầu grid code gần đây đòi hỏi các trang trại điện gió có khả năng cung cấp và điều chỉnh công suất phản kháng phù hợp để đáp ứng sự thay đổi điện áp của hệ thống điện

Các yêu cầu về điều khiển công suất phản kháng liên quan đến đặc tính của mạng điện và cấp điện áp được xem xét, ảnh hưởng của công suất phản kháng lên cấu hình điện áp được xác định trực tiếp bởi công suất ngắn mạch và trở kháng tại điểm đấu nối PCC của trang trại điện gió Công suất ngắn mạch tại một điểm nhất định trong mạng điện sẽ thể hiện độ mạnh yếu của lưới điện Rõ ràng là sự thay đổi công suất đầu ra sẽ dẫn đến sự thay đổi của điện áp tại PCC Nếu trở kháng nhỏ (lưới điện mạnh) thì điện áp biến thiên nhỏ, ngược lại nếu trở kháng lớn (lưới điện yếu) thì điện áp biến thiên lớn Điện áp có quan hệ mật thiết với công suất phản kháng do đó các tuabin gió có khả năng điều khiển công suất phản kháng có thể hỗ trợ và điều chỉnh điện áp cục bộ tại điểm PCC Hiện nay, các trang trại gió hiện đại bắt buộc phải có khả năng điều khiển cả công suất phản kháng và công suất tác dụng Trong trường hợp các tuabin gió tốc độ cố định với máy phát điện cảm ứng thông thường, công suất phản kháng có thể điều khiển bằng các tụ điện đóng cắt bằng thyristor

Ngoài ra, một bộ điều khiển công suất động có thể được lắp thêm tại PCC nhưng chi phí sẽ cao so với tụ điện đóng cắt bằng thyristor Trong trường hợp tuabin gió loại tốc độ biến thiên dựa trên bộ chuyển đổi điện tử công suất chẳng hạn như những tuabin có hệ thống DFIG hoặc những tuabin với bộ chuyển đổi toàn phần (full-scale converter), việc điều chỉnh công suất phản kháng có thể được thực hiện bởi chính bộ chuyển đổi Một số quy định khuyến nghị rằng người vận hành hệ thống truyền tải (TSO) có thể xác định giá trị đặt cho điện áp, hệ số công suất hoặc công suất phản kháng tại PCC của trang trại điện gió

Bộ điều chỉnh điện áp (VR) được tích hợp trong máy phát điện gió hiện đại để xác định cường độ điện áp tại đầu cực máy phát nhằm cung cấp (hoặc hấp thụ) công suất phản kháng mong muốn cho hệ thống lưới truyền tải Việc bơm công suất phản kháng vào lưới hoặc hấp thụ công suất phản kháng từ lưới không phù hợp sẽ dẫn đến thay đổi điện áp hệ thống: nếu nhu cầu công suất phản kháng nhiều hơn nguồn cung cấp thì điện áp hệ thống giảm, ngược lại nếu lượng công suất phản kháng vượt quá nhu cầu cần cung cấp thì điện áp hệ thống tăng lên Một số yêu cầu về biên độ dao động điện áp có thể sai lệch so với giá trị định mức của nó (±10% đối với lưới hạ áp, ±5% đối với lưới trung hoặc cao áp) Các yêu cầu về điện áp và công suất phản kháng trong grid code thường được quy định bằng một đường cong giới hạn như Hình 2-59 [16]

Hình 2-59 Đường cong giới hạn công suất phản kháng điển hình cho máy phát điện gió

TÍCH HỢP THIẾT BỊ FACTS TRONG TRANG TRẠI ĐIỆN GIÓ

Trong những năm gần đây, các mạng lưới truyền tải điện đặt ra những yêu cầu khắc khe hơn đối với việc kết nối các tổ máy phát vào hệ thống điện, đặc biệt là các nhà máy năng lượng tái tạo với nguồn năng lượng sơ cấp bất định như gió, điện mặt trời, v.v Do mức độ thâm nhập của năng lượng tái tạo vào lưới điện ngày càng nhiều và chiếm tỷ trọng đáng kể trong cơ cấu nguồn điện nên việc đáp ứng các yêu cầu về grid code ngày càng được quan tâm Để nâng cao chất lượng điện áp và ổn định điện áp cho hệ thống điện quốc gia, hiện nay đã có rất nhiều công trình nghiên cứu về việc ứng dụng các thiết bị bù đáp ứng được các yêu cầu về độ phản ứng nhanh nhạy cũng như dung lượng bù tối ưu cho hệ thống trong mọi chế độ làm việc Hệ thống FACTS đang được sử dụng rộng rãi trong hệ thống điện vì khả năng điều khiển dòng công suất linh hoạt [17] Các mục đích chính của FACTS là điều khiển và truyền tải công suất trong hệ thống điện theo lệnh của trung tâm điều khiển, đồng thời đáp ứng các yêu cầu grid code, giúp tăng tính ổn định và linh hoạt cho hệ thống điện truyền tải Đối với các trang trại điện gió, các nhiễu loạn hoặc sự mất cân bằng công suất phản kháng có thể ảnh hưởng nghiêm trọng đến lưới điện, điều này có thể được cải thiện bằng cách sử dụng các thiết bị FACTS để bù công suất phản kháng ở trạng thái động như tụ bù Var tĩnh (SVC) và bù đồng bộ tĩnh STATCOM lắp ở các trang trại gió để ổn định điện áp lưới sau các nhiễu loạn hoặc sự cố ngắn mạch, đóng cắt, quá áp/sụt áp trên lưới điện

2.9.1 Tổng quan về các thiết bị FACTS

Theo IEEE, FACTS là hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt sử dụng các thiết bị điện tử công suất và các thiết bị tĩnh khác để điều khiển một hoặc nhiều thông số của hệ thống đường dây truyền tải điện xoay chiều, qua đó, nâng cao khả nâng điều khiển và khả năng truyền tải công suất [18] Các thiết bị điện tử công suất như thyristor, Bộ khóa một chiều (GTO) và transistor lưỡng cực cổng cách ly (IGBT) dẫn đến nhiều loại bộ điều khiển FACTS Các bộ điều khiển này có thể điều khiển động trở kháng đường dây, điện áp đường dây, phân bố công suất tác dụng và phản kháng Các thiết bị FACTS có thể hấp thụ hoặc cung cấp công suất phản kháng, đồng thời với bộ lưu trữ batteries chúng cũng có thể cung cấp hoặc hấp thụ công suất tác dụng Tất cả điều khiển này có thể thực hiện rất nhanh và tương đối ổn định Qua định nghĩa trên, cho thấy tầm quan trọng của thiết bị FACTS đến hệ thống điện có sự ảnh hưởng lớn về kinh tế và kỹ thuật

Trong thực tế vận hành, do tính chất tiêu thụ điện ở từng thời điểm luôn khác nhau cho nên tình trạng phân bố công suất trong lưới điện truyền tải cũng khác nhau, giả sử ở thời điểm này hệ thống có những đường dây bị quá tải/đầy tải trong khi các đường dây khác lại vận hành non tải và ngược lại Với tốc độ phát triển kinh tế nhanh như hiện nay cùng với sự tiến bộ của công nghệ, hầu hết các quy trình sản xuất đều được thay bằng máy móc, song song đó là nhu cầu sử dụng điện của con người cho sinh hoạt, cho sản xuất ngày nay rất cao và luôn đòi hỏi sự liên tục và tin cậy Cho nên, lưới điện truyền tải cao áp luôn đặt trong tình trạng báo động hoặc xảy ra các hiện tượng như quá tải đường dây, máy biến áp, các nhiễu hệ thống (dao động điện áp, tần số, v.v.) Nhằm tăng khả năng truyền tải điện năng trên hệ thống cũng như khắc phục được những nhược điểm nói trên, trên thế giới nói người ta đã áp dụng các thiết bị FACTS vào hệ thống điện Các thiết bị này được sử dụng để điều khiển điện áp, trở kháng và góc pha của đường dây xoay chiều cao áp Các thiết bị FACTS đã giúp cho các nhà cung cấp điện có những lợi ích như sau:

 Tận dụng lưới truyền tải hiện hữu để lắp đặt các thiết bị FACTS

 Tăng khả năng truyền tải

 Bù công suất phản kháng

 Cải thiện độ ổn định

 Cải thiện chất lượng điện năng, đặc biệt là các ngành công nghiệp đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện cao

 Đảm bảo sự hài hòa lưới điện

 Giảm thiểu nhấp nháy điện áp

Trước đây, khi mà ngành công nghiệp điện tử công suất chưa phát triển mạnh thì việc nâng cao chất lượng điện áp trên hệ thống điện bị hạn chế và thời gian đáp ứng cũng rất chậm, bởi vì khi đó, chúng ta phải thực hiện việc đóng cắt các khóa cơ khí các phần tử điện như là cuộn dây, tụ điện, bộ chuyển đổi nấc máy biến áp, v.v để ổn định điện áp trên hệ thống Ngày nay, với sự phát triển mạnh và nhanh chóng của các thiết bị điện tử công suất lớn và điện áp cao cho nên công nghệ FACTS ra đời nhằm giúp cho quá trình thực hiện điều khiển các thông số của đường dây truyền tải được linh hoạt và nhanh chóng Một số nước tiên tiến đã sử dụng thiết bị FACTS trong mạng truyền tải, cụ thể như Mỹ, Canada, Brazil v.v là những nước tiên phong sử dụng công nghệ FACTS

Các thiết bị FACTS có thể được chia thành hai thế hệ Thế hệ cũ dựa trên ý tưởng van thyristor và thế hệ mới tập trung vào việc sử dụng bộ chuyển đổi nguồn điện áp (VSC) Cả hai đều có giải pháp tương tự nhau, sự khác biệt chính giữa hai loại đó là công nghệ VSC nhanh hơn và phạm vi điều khiển lớn hơn Phân loại chi tiết các bộ điều khiển FACTS được trình bày trong Bảng 2-14

Bộ bù Var tĩnh (SVC) là thiết bị FACTS thế hệ đầu tiên được sử dụng để điều khiển điện áp tại thanh cái, nhiệm vụ chính của SVC là điều khiển điện áp tại điểm yếu nhất trong hệ thống điện bằng cách bù công suất phản kháng, Nhờ độ chính xác cao, tính khả dụng và đáp ứng nhanh, các thiết bị SVC có thể cung cấp trạng thái ổn định và điều khiển điện áp quá độ có chất lượng cao hơn so với kiểu bù rẽ nhánh thông thường Các thiết bị SVC cũng được sử dụng để làm giảm các dao động công suất, cải thiện độ ổn định quá độ và giảm tổn hao hệ thống nhờ tối ưu điều khiển công suất phản kháng

Bộ bù đồng bộ tĩnh (STATCOM) sử dụng bộ chuyển đổi nguồn điện áp (VSC) dựa trên kỹ thuật các phần tử điện tử công suất (GTO) thyristor hay tranzito lưỡng cực có cổng cách điện (IGBT) với khả năng ngắt dòng điện khi có xung ngắt gửi đến cổng điều khiển Điều này cho phép cho bộ STATCOM phát ra một nguồn điện áp xoay chiều AC ở đầu cực bộ biến đổi lúc tần số cơ bản yêu công suất phản kháng cho hệ thống điện STATCOM không yêu cầu các thành phần cảm kháng và dung kháng lớn để cung cấp công suất phản kháng cho các hệ thống truyền tải cao áp Một lợi thế khác là đầu ra phản ứng nhanh ở điện áp hệ thống thấp

Bảng 2-14 Tổng quan về các bộ điều khiển FACTS chính

Thiết bị FACTS (tác động nhanh, tĩnh)

R, L, C, Máy biến áp Van thyristor Bộ chuyển đổi nguồn áp (VSC)

Thiết bị được mắc song song

Thiết bị được mắc nối tiếp

Thyristor Controlled Series Compensator (TCSC)

Static Synchronous Series Compensator (SSSC)

Thiết bị vừa mắc nối tiếp, vừa mắc song song

Máy biến áp dịch pha

Bộ điều khiển lưu lượng động (DFC)

Bộ điều khiển dòng công suất hợp nhất/liên tuyến (UPFC/IPFC) Thiết bị vừa mắc nối tiếp vừa mắc song song

HVDC VSC phân cách nhau

 SVC: Bộ bù Var tĩnh

 STATCOM: Bộ bù đồng bộ tĩnh

 TCSC: Bộ bù dọc điều khiển Thyristor

 SSSC: Bộ bù nối tiếp đồng bộ tĩnh

 UPEC: Bộ điều khiển dòng công suất hợp nhất

 HVDC: Đường dây một chiều cao áp

TÍCH HỢP NGUỒN NĂNG LƯỢNG GIÓ VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN

YÊU CẦU KỸ THUẬT VÀ TIÊU CHUẨN ĐẤU NỐI

Một số yêu cấu thiết yếu đối với việc đấu nối nhà máy điện gió công suất lớn vào hệ thống điện ở Việt Nam được thể hiện như sau [19]:

 Nhà máy điện gió phải có khả năng vận hành phát công suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz theo các chế độ sau:

 Chế độ phát tự do: vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp

 Chế độ điều khiển công suất phát: Nhà máy điện gió phải có khả năng điều chỉnh phát công suất tác dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây với độ sai số trong dải ± 01

% công suất định mức, cụ thể như sau: Phát công suất theo đúng lệnh điều độ trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị dự báo; Phát công suất lớn nhất có thể trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị dự báo

 Nhà máy điện gió tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo Bảng 3-1

Bảng 3-1 Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện

Dải tần số của hệ thống điện Thời gian duy trì tối thiểu

49 Hz đến 51 Hz Phát liên tục

 Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ hơn 1 % công suất định mức mỗi giây Mức giảm công suất tương ứng với tần số được xác định theo công thức sau:

Trong đó: f n : Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz)

 Nhà máy điện gió tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian như sau:

 Điện áp dưới 0.3 pu (pu là hệ đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị điện áp thực tế so với giá trị điện áp định mức), thời gian duy trì tối thiểu là 0.15 giây;

 Điện áp từ 0.3 pu đến dưới 0.9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau: m i n 4 0 6

T g i â y : Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

U pu : Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu

 Điện áp từ 0.9 pu đến dưới 1.1 pu, nhà máy điện gió phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

 Điện áp từ 1.1 pu đến dưới 1.15 pu, nhà máy điện gió phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;

 Điện áp từ 1.15 pu đến dưới 1.2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0.5 giây Sau đây là một số tiêu chí cần tuân thủ [19]: a) Khả năng công suất phản kháng của một trang trại điện gió thường thể hiện dưới dạng dải hệ số công suất Grid code yêu cầu nhà máy điện gió phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0.9 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0.95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nối chung (PCC) trong trường hợp nhà máy điện gió phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20% công suất định mức và điện áp nằm trong dải vận hành bình thường Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20% công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của tổ máy

Hình 3-1 Sơ đồ PQ của nhà máy điện gió tại điểm đấu nối chung PCC [19] b) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0.5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) trong toàn bộ dải làm việc cho phép của máy phát và hoàn thành trong thời gian không quá

2 phút; Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải ± 10% điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng phát hoặc nhận công suất phản kháng (theo tỷ lệ so với công suất phản kháng định mức) bằng tối thiểu 2 lần tỷ lệ thay đổi điện áp tại điểm đấu nối c) Điện áp trung thế bên trong trang trại điện gió phải luôn nằm trong khoảng ±10% điện áp danh định d) Điện áp hạ thế bên trong trang trại điện gió luôn nằm trong phạm vi ±5% điện áp danh định

Các yêu cầu a) và b) xác định tổng lượng bù công suất phản kháng cần thiết cho trang trại điện gió trong khi c) liên quan đến khả năng duy trì kết nối khi xảy ra sự cố trên lưới điện gây sụt áp ở phía trung thế trong trang trại gió tạo ra công suất thấp và điện áp tại PCC là 0.9pu ÷ 0.95pu (theo kinh nghiệm vận hành) 3.2 TÁC ĐỘNG CỦA NGUỒN ĐIỆN GIÓ ĐẾN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG

Các nguồn năng lượng tái tạo trong đó có nguồn điện gió đang phát triển rất mạnh mẽ, ngày càng có nhiều nhà máy điện gió công suất lớn được đấu nối vào hệ thống điện Việc đấu nối đặt ra một số thách thức trong vận hành, điều khiển ổn định hệ thống và đảm bảo chất lượng điện năng

3.2.1 Biến thiên điện áp Ở mức độ cục bộ, biến thiên điện áp chủ yếu là vấn đề liên quan tới máy phát điện gió Đây có thể là yếu tố hạn chế số lượng tua bin gió có thể được lắp đặt Trong điều kiện vận hành bình thường, chất lượng điện áp của một hay một cụm máy phát điện gió có thể được đánh giá bởi các thông số sau đây:

 Điện áp ổn định trong trạng thái sản xuất điện liên tục

 Nhấp nháy trong quá trình vận hành

 Nhấp nháy do hoạt động đóng cắt Ảnh hưởng của việc kết nối trang trại điện gió vào lưới điện có liên quan trực tiếp đến công suất ngắn mạch tại điểm đấu nối Giá trị công suất ngắn mạch tại một điểm nhất định trong mạng điện sẽ biểu thị cường độ mạnh yếu của hệ thống Độ lệch điện áp ΔU liên quan đến trở kháng ngắn mạch, công suất phản kháng và công suất tác dụng của máy phát điện gió Sự thay đổi của công suất đầu ra sẽ dẫn đến sự thay đổi của điện áp tại điểm đấu nối PCC Nếu trở kháng trên đường dây truyền tải nhỏ thì các biến thiên điện áp sẽ nhỏ (lưới điện mạnh), ngược lại nếu trở kháng trên đường dây truyền tải lớn thì biến thiên điện áp sẽ lớn (lưới điện yếu)

3.2.2 Điện áp ở trạng thái ổn định Điện áp tại điểm đấu nối máy phát điện gió phải được duy trì trong giới hạn điều chỉnh của đơn vị vận hành hệ thống điện Việc vận hành máy phát điện gió có thể ảnh hưởng đến điện áp trên lưới điện mà nó đấu vào Vì vậy, trong trường hợp cần thiết cần phải thực hiện các giải pháp thích hợp để bảo đảm rằng tuabin gió không làm cho biên độ điện áp vượt ra ngoài giới hạn yêu cầu

Dao động điện áp có thể gây ra tia sáng chập chờn (light flicker) tùy thuộc vào biên độ và tần số của dao động Có hai loại chập chờn điện áp liên quan tới tuabin gió đó là chập chờn trong vận hành liên tục và chập chờn do đóng cắt tuabin và tụ bù Giới hạn cho phép của chập chờn thường do các công ty điện lực tự quy định Để ngăn ngừa phát sinh chập chờn điện áp từ sự suy giảm chất lượng điện áp, các đơn vị phát điện không nên gây ra nhấp nháy điện áp quá mức

MÔ HÌNH HỆ THỐNG NĂNG LƯỢNG ĐIỆN GIÓ NỐI LƯỚI

3.3.1 Mô hình động của một trang trại điện gió

3.3.1.1 Cấu trúc mô hình tổng thể

Các mô hình động được trình bày trong phần này cụ thể cho một loại tuabin gió điển hình của GE (GEWTG) Mô hình được xây dựng tương tự như một máy phát điện thông thường Để xây dựng một mô hình tuabin gió (WTG) hoàn chỉnh, ba mô hình thiết bị được sử dụng sẽ là:

 Mô hình máy phát điện/ bộ chuyển đổi;

 Mô hình điều khiển điện;

 Tuabin gió và mô hình điều khiển tuabin

Mô hình máy phát/ bộ chuyển đổi đưa dòng điện phản kháng và dòng điện tác dụng vào mạng điện để đáp ứng các lệnh điều khiển và thực hiện các chức năng bảo vệ điện áp thấp và điện áp cao (ví dụ như khả năng vượt qua điện áp thấp)

Mô hình điều khiển điện bao gồm điều khiển công suất phản kháng vòng kín và vòng hở cùng với bộ điều chỉnh điện áp với mô hình WindCONTROL đơn giản của GE hoặc một mô hình chi tiết riêng biệt, mô hình này gửi các lệnh công suất thực và phản kháng đến mô hình máy phát điện/ bộ chuyển đổi

Mô hình tuabin gió và điều khiển tuabin gió đại diện cho các bộ điều khiển cơ học bao gồm điều khiển góc nghiêng cánh (pitch control), mô-men xoắn, điều khiển giới hạn tốc độ cắt của tuabin (cut-in speed, cut-out speed) Luận án sẽ đưa ra hai mô hình đại diện cho tuabin gió DFIG và tuabin gió loại tốc độ biến thiên với bộ chuyển đổi công suất toàn phần

Hình 3-3 Sơ đồ kết nối mô hình động GE WTG

Trong thực tế, nhà máy điện gió sẽ được tạo thành từ nhiều máy phát giống nhau, nên việc ghép song song tất cả các máy phát này thành một máy phát lớn với một điện kháng tương đương là một sự xấp xỉ hợp lý Phương pháp này phù hợp với các mô hình được trình bày trong luận án này Tuy nhiên, phương pháp sẽ có những hạn chế nhất định đó là không thể phân tích các nhiễu loạn trên lưới trung thế từ tuabin đến trạm thu gom và có khả năng trở kháng tương đương sẽ thay đổi đáng kể đối với việc kết nối từng nhà máy trong thực tế Việc sử dụng một máy phát tương đương xem như công suất đầu ra của tất cả các máy phát là giống nhau tại một thời điểm nhất định Đối với các nghiên cứu về tác động của năng lượng gió đến hệ thống điện, các mô phỏng thường được thực hiện với tốc độ gió ban đầu đủ để tạo ra công suất định mức trên tất cả các máy phát Đồng thời, giả sử rằng sự phân tán về mặt địa lý là khá nhỏ để tóc độ gió ở khu vực quanh nhà máy là đồng đều Có thể lập mô hình chi tiết cho hệ thống thu gom các tuabin (bộ điều khiển trung tâm) Việc tích hợp WindCONTROL vào mỗi mô hình điều khiển điện của tuabin gió cung các tín hiệu cho bộ điều khiển trung tâm

1) Mô hình phân bố công suất

Nhà máy điện gió thường bao gồm một số lượng lớn các tuabin riêng lẻ Trong khi mô hình nhà máy điện gió có thể bao gồm đại diện chi tiết của từng WTG và hệ thống thu gom, nhưng một mô hình đơn giản hơn sẽ phù hợp với hầu hết các nghiên cứu đối với hệ thống có số lượng lớn WTG

Hình 3-4 Mô hình dòng công suất đơn giản cho một nhà máy điện gió

Mô hình đơn giản tương đương được thể hiện trong hình 3-4, mô hình bao gồm một WTG và một trạm biến áp với công suất định mức bằng N lần công suất định mức của từng đơn vị, trong đó N là số lượng WTG trong nhà máy điện gió Một trở kháng tương đương trên đường dây trung thế 34.5kV để phản ánh tác động của hệ thống thu gom các tuabin gió và máy biến áp nâng áp cũng như đã bao gồm tổng điện dung nạp của hệ thống thu gom Nếu đường dây 34.5kV là cáp ngầm thì điện dung nạp có thể sẽ rất đáng kể

Hệ thống WindCONTROL được cấu trúc để đo điện áp tại một bus cụ thể, thường là điểm đấu nối giữa nhà máy với hệ thống điện truyền tải (POI) Việc điều chỉnh điện áp này bằng cách gửi lệnh công suất phản kháng đến tất cả các WTG Đối với mô hình dòng tải (Load Flow) của WindCONTROL, các WTG hoặc từng WTG nên được thiết lập điều chỉnh điện áp tại các bus từ xa Tùy thuộc vào các yêu cầu của lưới điện đối với các dải điện áp và công suất phản kháng, các máy biến áp tại trạm có thể được trang bị bộ điều áp dưới tải (LTC) Hoạt động của các điều khiển LTC có thể tự động hoặc phối hợp với WindCONTROL

3.3.1.3 Điều kiện ban đầu cho mô phỏng động

Dữ liệu phân bố công suất (LF) cung cấp các điều kiện ban đầu cho mô phỏng động của mô hình Trong đó, các giới hạn công suất tác dụng và công suất phản kháng tối đa và tối thiểu phải được tuân thủ để có thể đạt được sự khởi tạo thành công

Nếu khối điều khiển điện của WTG hoặc điều khiển tại các trạm biến áp được tùy chỉnh để đáp ứng các mục tiêu về hiệu suất mong muốn thì phân bố công suất phải được khởi tạo theo các quy tắc tùy chỉnh đó Ví dụ, nếu bộ điều khiển công suất tác dụng được cài đặt để cắt giảm công suất đến 95% công suất định mức, thì nguồn phát của LF phải được cài đặt tương ứng

Nếu không có sự thống nhất giữa phân bố công suất và mô hình động sẽ dẫn đến việc khởi tạo không thành công, sẽ sinh một số lỗi khi chạy mô phỏng trên

Hình 3-5 Khởi tạo điều kiện ban đầu để chạy ổn định động

CÁC MÔ HÌNH TUABIN GIÓ ĐIỂN HÌNH CỦA GE

3.4.1 Mô hình động của máy phát điện không đồng bộ nguồn kép DFIG

Phần này trình bày các giả định kỹ thuật, cấu trúc chi tiết và dữ liệu cho từng mô hình để đại diện cho các tuabin gió GE WTG 1.5, 1.6 hoặc 3.6 MW

3.4.1.1 Mô hình máy phát điện/ bộ chuyển đổi

Mô hình cung cấp giao diện giữa tuabin gió với lưới điện, không giống như các mô hình máy phát điện thông thường, nó không chứa các biến trạng thái cơ học cho rôto của máy phát – những biến này được đưa vào trong mô hình tuabin Hơn nữa, điểm khác biệt so với máy phát điện thông thường là tất cả thông lượng động đã được loại bỏ để phản ánh sự đáp ứng nhanh chóng của bộ chuyển đổi đối với các lệnh cấp cao hơn từ bộ điều khiển điện Kết quả đưa ra từ bộ điều khiển này là một nguồn dòng Isorc có thể điều khiển được, dòng này được tính toán thích hợp để đưa vào mạng điện nhằm đáp ứng các lệnh thông lượng và dòng điện hữu công của mô hình điều khiển điện Sự kiểm soát dòng điện hữu công khi xảy ra sự cố thấp áp để ước chừng sự hồi đáp của bộ điều khiển PLL trong lúc sụt áp (Low-voltage active current management)

Hình 3-6 Mô hình máy phát điện/ bộ chuyển đổi của DFIG

Low Voltage Power Logic (LVPL): khi xảy ra sự cố sụt áp thì bộ logic công suất điện áp thấp cho phép điều khiển sự hồi đáp của dòng điện hữu công ngay khi xảy ra sụt áp Bộ logic công suất điện áp thấp (LVPL) làm giảm trạng thái stress của hệ thống khi các lỗi kéo dài bằng cách giới hạn dòng điện hữu công (thực) từ giới hạn trên 1.22 và độ biến đổi giới hạn (rrpwer) Trong điều kiện

Bộ lọc điện áp Tín hiệu dòng hữu công Suất điện động cảm

Nguồn dòng tương đương hoạt động bình thường, điện áp tại đầu cực máy phát Vterm được lọc cao hơn điểm ngắt (brkpt) do người dùng chỉ định và không có giới hạn trên Khi điện áp giảm xuống dưới điểm ngắt khi xảy ra sự cố, một giới hạn trên được tính toán và áp dụng Khi điện áp thấp hơn điểm không (zerox) do người dùng chỉ định lúc đó giới hạn trên sẽ bằng 0 Độ biến đổi giới hạn (rrpwer) do người dùng chỉ định là giải pháp để khôi phục nguồn điện sau sự cố

Mô hình máy phát/ bộ chuyển đổi thực hiện nhiệm vụ giám sát điện áp đầu cực máy phát về độ lớn và góc lệch bằng cách đưa dòng điện hữu công và phản kháng (hai thành phần hợp thành Isorc) vào lưới điện để đáp lại cách lệnh điều điều khiển IPcmd, IQcmd từ mô hình điều khiển điện và tương ứng với các chức năng bảo vệ quá áp (khối High Voltage Reactive Curent Management ở Hình 3-6) và sụt áp (khối Low Voltage Reactive Curent Management ở Hình 3-6)

Quản lý dòng điện hữu công điện áp thấp (Low Voltage Reactive Curent Management): Trong điều kiện quá độ của sự sụt áp nghiêm trọng và trở kháng hệ thống tương đối cao, việc phân phối dòng điện hữu công trở nên hạn chế Giải pháp trong trường hợp này là giảm tuyến tính của dòng điện hữu công đưa vào đối với điện áp đầu cực máy phát và tăng cường dòng điện phản kháng lên để cung cấp duy trì điện áp

Quản lý dòng điện phản kháng điện áp cao (High Voltage Reactive Curent Management): Bộ điều chỉnh nhanh và các vòng lặp khóa pha PLL của bộ chuyển đổi sẽ tác động để hạn chế điện áp quá mức (dư thừa) ở đầu cực máy phát bằng cách triệt tiêu dòng phản kháng đưa vào khi điện áp tăng quá mức

Mô hình máy phát điện cũng bao gồm các chức năng bảo vệ quá điện áp/sụt áp Đặc biệt, trip khi điện áp thấp có thể được thiết lập để đáp ứng các yêu cầu được gọi là “Low voltage ride through” (LVRT) hoặc “Zero-voltage ride through” (ZVRT) Các yêu cầu này được xác định rõ ràng sao cho các nhà máy điện gió không được phép ngắt kết nối khi có sự cố xảy ra, nghĩa là giá trị điện áp trong trường hợp sự cố phải nằm trong ngưỡng giới hạn về biên độ và thời gian đã xác định trước, các nhà máy điện gió phải chịu được những tình huống cực đoan mà không bị ngắt ra khỏi hệ thống Giới hạn cho phép hay ngưỡng chịu đựng của nhà máy cũng như khoảng thời gian cho sự bảo vệ LVRT sẽ thay đổi đáng kể từ dự án này sang dự án khác, tức mỗi nhà máy đều có ngưỡng giới hạn chịu đựng khác nhau Đây là mô hình chính xác về hoạt động kết hợp của máy phát không đồng bộ nguồn kép và bộ biến đổi rôto của nó khi giá trị của X” được đặt thành 0.80 pu cho tất cả tuabin gió loại DFIG

Như ta đã biết khi thực hiện tính toán phân bố công suất thì giá trị điện kháng nguồn của máy phát thường không quan trọng Tuy nhiên, nó có thể quan trọng trong quá trình thử nghiệm, tức khi sử dụng mô hình máy phát DFIG “phổ thông” này để mô phỏng tuabin gió GE 1.5 hoặc 1.6 MW thì trở kháng nguồn cung cấp phù hợp và tốt nhất phải bằng 0  j 0 8 pu Đối với tuabin gió 2.5

MW, trở kháng nguồn nên được đặt thành một giá trị lớn (ví dụ 99999 pu) Các bảng dưới đây hiển thị dữ liệu cần thiết để lập mô hình tuabin gió:

Bảng 3-2 Thông số kỹ thuật cho tuabin gió loại DFIG (1 đơn vị)

Mô tả GE 1.5 MW GE 1.6 MW

Công suất định mức của máy phát,

Công suất hữu công cực đại Pmax, MW 1.5 1.6

Công suất hữu công cực tiểu Pmin, MW 0.07 0.075

Công suất phản kháng cực đại Qmax,

MVAr 0.726* 0.775* Điện áp đầu cuối ở tần số 50Hz, V 690 690

Công suất định mức của máy biến áp đơn vị, MVA 1.75 1.75

Trở kháng của máy biến áp đơn vị, % 5.75 5.75

Tỷ số X/R của máy biến áp đơn vị 7.5 7.5

Bảng 3-3 Thông số kỹ thuật cho tuabin gió loại DFIG (1 đơn vị)

Mô tả GE 2.5 MW GE 2.75 MW GE 4.0 MW

Công suất định mức của máy phát, MVA 3.0 3.06 4.8

Công suất hữu công cực đại Pmax, MW 2.5 2.75 4.0

Công suất hữu công cực tiểu Pmin, MW 0.0 0.0 0.0

Công suất phản kháng cực đại Qmax, MVAr 1.2* 1.334* 1.93* Điện áp đầu cuối ở tần số 50Hz, V -1.2* -1.334* -1.93*

Công suất định mức của máy biến áp đơn vị, MVA

Trở kháng của máy biến áp đơn vị, % 6.0 6.0 6.0

Tỷ số X/R của máy biến áp đơn vị 7.5 7.5 7.5

* Ghi chú: Các giá trị này dành cho máy phát có hệ số công suất ± 0.90 GE cũng cung cấp các máy phát có hệ số công suất ± 0.95, với dải công suất phản kháng ± 0.493 MVAr và ± 0.822 MVAr cho máy phát của tuabin 1.5 và 2.5 MW tương ứng

3.4.1.2 Mô hình điều khiển của bộ chuyển đổi

Mô hình này chỉ định công suất hữu công và công suất phản kháng được cung cấp cho hệ thống dựa trên đầu vào từ mô hình tuabin (Pord) và từ bộ điều khiển Var giám sát (Qord) Qord có thể đến từ một mô hình riêng biệt hoặc từ chức năng giả lập điều khiển công suất phản kháng và điện áp WindCONTROL có trong mô hình điều khiển điện Qord có thể được giữ không đổi hoặc cũng có thể được xác định bằng bộ điều chỉnh hệ số công suất Mô hình bao gồm các chức năng điều khiển như sau:

 Bộ điều chỉnh hệ số công suất;

 Điều khiển điện (Volt/Var)

 Bộ logic điều khiển vòng hở (chỉ được sử dụng trên một số hệ thống cũ hơn)

 Sơ đồ khối tổng thể cho điều khiển công suất phản kháng và điều khiển điện được thể hiện trong Hình 3-7

Hình 3-7 Tổng thể về công suất phản kháng và mô hình điều khiển điện

3.4.1.3 Điều khiển công suất phản kháng

Hình 3-8 Mô hình điều khiển công suất phản kháng

Chức năng giả lập WindCONTROL đại diện cho sự tương đương với phần điều khiển giám sát công suất phản kháng (Var) của toàn bộ hệ thống quản lý trang trại gió (WindCONTROL) Chức năng giám sát điện áp thanh cái đã được chỉ định và so sánh nó với điện áp mong muốn, có ba sự lựa chọn điều chỉnh điện áp tại thanh cái đó là: tại thanh cái đầu cực máy phát, điều khiển thanh cái từ xa do người dùng chỉ định (ví dụ tại điểm đấu nối POI-point of interconnection) hoặc một điểm tổng hợp trong hệ thống điện Bản thân bộ điều chỉnh là bộ điều khiển PI, hằng số thời gian, TC phản ánh độ trễ liên quan đến thời gian chu kỳ, độ trễ của sự truyền dữ liệu đến các WTG riêng lẻ và bộ lọc phụ trong các điều khiển WTG Độ trễ trong phép đo điện áp được biểu diễn bằng hằng số thời gian

Tr Bảng 3-4 đưa ra các cài đặt đề xuất cho mô hình trình giả lập WindCONTROL

Tham số, fN, là một thành phần của các tuabin gió trong nhà máy điện gió đấu nối trực tiếp vào lưới điện Ví dụ: nếu một trường hợp tương ứng với tình trạng chỉ có một nửa số tuabin gió đang hoạt động, fN phải được đặt thành 0.5 Trong trường hợp này, công suất Scb (MVA) của máy phát điện cũng phải được đặt thành một nửa giá trị định mức và công suất MW của tuabin cũng phải được đặt thành một nửa giá trị định mức của nó Nếu một nhà máy gió được biểu diễn bằng nhiều mô hình WTG, thì các giá trị fN của mỗi mô hình phải được đặt cùng một giá trị Dữ liệu liên quan đến chế độ này được hiển thị trong Bảng 3-4 Cách khác để điều khiển công suất phản kháng đó là điều khiển hệ số công suất

Bảng 3-4 Thông số điều khiển công suất phản kháng

Tên biến 1.5 MW 1.6 MW 3.6 MW

Vfrz (pu) 0.7 0.7 0.7 Độ lợi (độ khuếch đại) của khâu PI, hai thông số Kpv và Kiv, là miền giá trị có thể điều chỉnh để đáp ứng các mục tiêu liên quan đến hiệu suất và có thể được điều chỉnh trong mô hình, nếu cần Khi các nhà máy điện gió của GE được đưa vào vận hành, giá trị của những thông số này được điều chỉnh miền giá trị để cung cấp chất lượng điện áp tốt cho sự phản hồi của hệ thống đối với sự thay đổi của năng lượng gió do dao động tốc độ Các giá trị được đưa ra trong bảng trên là giới hạn trên điển hình, dựa trên mô phỏng và kinh nghiệm của GE Chúng phải phù hợp với các hệ thống có công suất ngắn mạch gấp 5 lần công suất MW của nhà máy gió trở lên Các mức khuếch đại (độ lợi) cao hơn này sẽ đem lại phản hồi điện áp tốt hơn so với các nhiễu điện áp lưới Tuy nhiên, độ khuếch đại cao hơn dẫn đến tăng nguy cơ mất ổn định - nhiều như cách mà AVR thu được có thể làm mất ổn định các máy điện đồng bộ thông thường Khi một hệ thống suy yếu, phản hồi vòng kín thực tế sẽ nhanh hơn Do đó, việc lựa chọn các mức khuếch đại cao hơn cho hiệu suất hệ thống phải đi kèm với việc phân tích đảm bảo hoạt động ổn định trong mọi điều kiện vận hành đáng tin cậy

Hình 3-9 Mô hình chức năng Q droop

Hàm số Q Droop, thể hiện trong Hình 3-9, là một hàm số tác động tương đối

TÍNH TOÁN ỔN ĐỊNH ĐỘNG CHO MỘT HỆ THỐNG ĐIỆN ĐƠN GIẢN CÓ TÍCH HỢP NGUỒN NĂNG LƯỢNG ĐIỆN GIÓ

MÔ HÌNH NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐƯỢC SỬ DỤNG ĐỂ MÔ PHỎNG

Hình 4-1 Sơ đồ kết nối của mô hình GEWT

Các khối mô hình được trình bày sau đây là dữ liệu cho các mô hình đại diện cho tuabin gió DFIG 1.5/1.6 MW và các tuabin gió FSC 2.5/2.75/4.0 MW Các mô hình được xây dựng và đưa vào phần mềm PSS/E để thực hiện chạy mô phỏng gồm:

1 GEWTA2 Khối điều khiển khí động lực học/GE Wind

2 GEWTE2 Điều khiển điện/ GE Wind Turbine

3 GEWTG2 Khối máy phát điện/bộ chuyển đổi / GE

4 GEWTP1 Điều khiển góc nghiêng /GE Pitch Control

5 GEWTT1 Bộ truyền động hai khối Two-mass/ Two

6 GEWPLT Đồ thị biến số đầu ra dưới dạng VARs/

Plotting Output Variables as VARs

7 GEWGD1 Wind Gust and Ramp (Gió giật và gió dốc)

Mô hình gió giật (WGUSTD) với tốc độ gió đầu vào thay đổi, gửi tín hiệu tốc độ gió đến bộ điều khiển tuabin gió khí động lực học và bộ điều khiển công suất hữu công

Mô hình máy phát/ bộ chuyển đổi (GEWTG2) thực hiện nhiệm vụ giám sát điện áp đầu cực máy phát về độ lớn và góc lệch bằng cách đưa dòng điện hữu công và phản kháng (hai thành phần hợp thành Isorc) vào lưới điện để đáp lại cách lệnh điều điều khiển IPcmd, IQcmd từ mô hình điều khiển điện và tương ứng với các chức năng bảo vệ quá áp và sụt áp

Mô hình điều khiển điện (GEWTE2) bao gồm điều khiển công suất phản kháng vòng kín và vòng hở cùng với bộ điều chỉnh điện áp với mô hình WindCONTROL đơn giản của GE hoặc một mô hình chi tiết riêng biệt, mô hình này gửi các lệnh công suất thực và phản kháng đến mô hình máy phát điện/ bộ chuyển đổi

Mô hình tuabin gió và điều khiển tuabin gió đại diện cho các bộ điều khiển cơ học bao gồm điều khiển góc nghiêng cánh (GEWTP1), bộ điều khiển tuabin gió khí động lực học (GEWTA1), điều khiển giới hạn tốc độ cắt của tuabin (cut-in speed, cut-out speed)

Mô hình truyền động hai khối (GEWTT1) có thể được sử dụng để thể hiện hoạt động và kết nối của tuabin gió với máy phát điện cảm ứng Các nguồn quán tính chính trong hệ thống này nằm trong tuabin và các rôto của máy phát điện Các bánh răng của hộp số chỉ đóng góp một phần tương đối nhỏ Do đó, mô hình hệ thống cơ học có thể được biểu diễn bằng hai khối được nối với nhau bằng một trục

This model is located at system bus

CONs # Value Description STATEs # Description

J Amax, Max Lambda from Cp curves K Conversion smoothing lag

J+1 Amin, Min Lambda from Cp curves

J+2 PITCHMAX, Upper limit of pitch angle VARs # Description

Limit of pitch angle L K_ADJ from initialization J+4

Ta, time constant of the conversion smoothing

PITCH_INIT, Initial pitch angle

J+6 Radius, Blade radius, m L+3 Cp, Current Cp

J+7 GB_ratio, Gear box ratio

Hình 4-2 Sơ đồ điều khiển của mô hình GEWTA2

Hình 4-3 Khai báo thông số của mô hình GEWTA2 trong PSS/E

This model is located at system bus

Tfv, Filter time constant in voltage regulator (sec)

Kpv, Proportional gain in Voltage regulator(pu) J+2

Kiv, Integrator gain in Voltage regulator (pu) J+3

Rc, Line drop compensation resistance (pu) J+4

Xc, Line drop compensation reactance (pu)

Tfp, Filter time constant in Torque regulator (sec)

Kpp, Proportional gain in Torque regulator(pu) J+7

Kip, Integrator gain in Torque regulator (pu) J+8

Pmax, Max limit in Torque regulator (pu) J+9

Pmin, Min limit in Torque regulator (pu) J+10

Qmx, Max limit in Voltage regulator (pu)

Qmn, Min limit in Voltage regulator (pu) J+12

IPmax, Max active current limit (pu) J+13

Trv, voltage sensor time constant (sec.)

RPMX, maximum power order derivative (pu)

RPMN, minimum power order derivative (pu)

Tpower, Power reference filter time constant, sec

Tv, Lag in WindVar controller

Tp, Pelec filter in fast PF controller J+25

Fn, A portion of on-line wind turbines J+26

Tpav, Pavail filter time constant, sec

SPDW1, Initial arbitrary wind speed, m/sec J+41

SPDWMX, max wind speed, m/sec J+42

SPDWMN, min wind speed, m/sec

SPD_LOW, Low rôto speed to trip WTG J+44

WTTHRES, High wind trip threshold J+45

EBST, Braking resistor energy threshold J+46

KDBR, Braking resistor controller gain

Pdbr_MAX, Breaking resistor power error max limit J+48

Iphl, Hard active current limit

TIpqd, Reactive droop time constant

Twpwi, WindInertia washout time constant

Twowi, WindInertia washout time constant J+58 urIwi, WindInertia up ramp rate limit

J+59 drIwi, WindInertia down ramp rate limit

Pmxwi, WindInertia maximum additional power J+61

Pmnwi, WindInertia minimum additional power

Vermx, Reactive power control maximum error signal

Vermn, Reactive power control minimum error signal

Vfrz, Reactive power control freeze voltage J+65

QmxZP, Qmax limit in Zero Power Mode J+66

QmnZP, Qmin limit in Zero Power Mode

K+1 Integrator in Voltage regulator K+2 Filter in Torque regulator

K+3 Integrator in Torque regulator K+4 Voltage sensor K+5 Power reference filter K+6 MVAR/Volt integrator K+7 Volt/MVAR integrator K+8 Lag of the WindVar controller

K+9 Input filter of PELEC for fast PF controller K+10 Input filter for Pavail

K+13 High wind speed trip integrator K+14 Braking resistor integrator

PFAFLG=1 L+3 Branch MW for Qdroop

M Remote bus # for voltage control M+1 Memory

M+2 PFAFLG: =1 if fast PF control enabled

M+3 VARFLG: =1 if Qord is provided by WindVar

If VARFLG=PFAFLG=0 then Qordr is provided as a Qref=const

M+4 APCFLG, Active power control flag M+5 FRFLG, frequency flag

Hình 4-4 Mô hình khối điều khiển điện GEWTE2 cho tuabin GE-1.5/1.6 MW

Hình 4-5 Khai báo thông số của mô hình GEWTE2 trong PSS/E

Hình 4-6 Mô hình khối điều khiển điện GEWTE2 cho tuabin GE-2.5/2.75/4.0 MW

This model is located at system bus

J Prate, Rated power of the original unit,

J+1 Xeq, Equivalent reactance for current injection, pu on MBASE

J+6 CURHVRCR2, max reactive current at VHVRCR2

J+7 VLVACR1, Low voltage active current regulation logic, voltage 1

J+10 T_LVPL, voltage sensor for LVACR time constants

Changing IQCMD to Voltage Signal

L Ixinj, active component of the injected current, pu

L+1 Iyinj, reactive component of the injected current, pu

L+2 Vmacc, Vterm magnitude on previous iteration

L+3 Vaacc, Vterm angle on previous iteration

L+4 deltaQ, overvoltage corr factor ICONs # Description

Number of original WTs lumped up to the model equivalent

Hình 4-7 Mô hình máy phát điện/ bộ biến đổi GEWTG2 cho GE-1.5/1.6 MW

Hình 4-8 Mô hình máy phát điện/ bộ biến đổi GEWTG2 cho GE-2.5/2.75/4.0 MW

This model is located at system bus

Tp, Time constant of the output lag (sec)

Kppt, Proportional gain of PI regulator (pu) J+2

Kipt, Integrator gain of PI regulator (pu) J+3

Kpc, Proportional gain of the compensator (pu) J+4

Kic, Integrator gain of the compensator (pu)

J+5 θmin, Lower pitch angle limit (degrees) J+6 θmax, Upper pitch angle limit (degrees) J+7 dθ/dt min, Lower pitch angle rate limit (degrees/sec.) J+8 dθ/dt max, Upper pitch angle rate limit (degrees/sec.)

L Initial machine rôto speed, pu

L+1 Initial pitch angle, degrees L+2 Power reference

Hình 4-9 Mô hình điều khiển góc nghiêng cánh GEWTP1 cho GE-

This model is located at system bus

H, total inertia of the drive train, MW*sec/MVA J+1

DAMP, machine damping factor, p.u P/p.u Speed J+2

Htfrac, turbine inertia fraction (Hturb/H) J+3

Freql, first shaft torsional resonant frequency, Hz

K+1 Turbine rôto speed deviation, pu

L Paero on the rôto blade side, p.u

Hình 4-10 Mô hình trục truyền hai khối GEWTTT1 cho GE-1.5/2.5/2.75/4.0 MW

This model is located at system bus

WTRBSP1, turbine rôto speed, pu

WAEROT1, aerodynamic torque, pu on MBASE J+4

WIPCMD1, active current command, pu on MBASE

WIQCMD1, reactive current command, pu on MBASE

WPCMND1, active power order, pu on PRATE

WQCMND1, reactive power order, pu on MBASE L+9

WNDSP11, active power command, pu on PRATE

WNDSP21, active power control output, pu on PRATE

Available power from the wind, pu on MBASE

WNDSP41, auxiliary signal for active power control, frequency deviation, pu L+13

WNDSP51, rôto speed for Pavail, pu L+14

WNDSP61, wind speed for Pavail, m/sec

Breaking resistor power, pu on MBASE

M Machine bus # M+1 Machine ID in single quotes

This model is located at system bus

Vwb, m/sec J+3 T1r, Ramp start time, sec

L+5 MAXR, Ramp maximum over Vwb, m/sec

L VW, Effective wind speed L+1 VWg, Gust component, m/sec L+2 VWr, Ramp component, m/sec L+3 VWb, initial wind speed

M Flag to mark the end of ramp

Các mô hình trên sẽ được bổ sung thêm hai mô hình bảo vệ tiêu chuẩn FRQTPA và VTGTPA, trong đó:

 FRQTPA: Relay bảo vệ ngắt kết nối tuabin gió khi Bus vị trí máy phát có tần số thấp/quá tần số

 VTGTPA: Relay bảo vệ ngắt kết nối tuabin gió khi điện áp Bus vị trí máy phát thấp áp/quá áp

Các đặc tính bảo vệ của tuabin thực tế phụ thuộc vào dự án, do nhà sản xuất cung cấp và tiêu chí cho kế hoạch truyền tải, Đó là lý do vì sao trong thực tế người dùng hay chủ đầu tư được khuyến nghị liên hệ với nhà sản xuất để nhận được bản cập nhật mới nhất về các đặc tính bảo vệ và có thể kiểm tra tính phù hợp của tuabin gió đối với grid code của từng quốc gia.

TÍNH TOÁN ỔN ĐỊNH ĐỘNG HỆ THỐNG ĐIỆN

4.2.1 Mục tiêu của tính toán ổn định động hệ thống

Tính toán quá trình quá độ và ổn định động của hệ thống nhằm các mục đích sau:

 Kiểm tra sơ đồ phát công suất của các nguồn điện;

 Kiểm tra quá trình quá độ điện áp, tần số khi các trang trại điện gió được đấu nối vào lưới điện có xét đến dao động công suất phát do biến động của thời tiết

 Lựa chọn các giải pháp giúp tăng cường tính ổn định cho hệ thống điện 4.2.2 Phương pháp tính toán

Trong hệ thống điện thường xuyên xảy ra các dao động và thay đổi Các dao động nhỏ có thể sinh ra trong quá trình thay đổi phụ tải, sự thay đổi phân bố công suất giữa các tổ máy phát do lệnh điều động của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, sự thay đổi nấc phân áp trong các trạm biến áp làm phân bố lại các dòng công suất phản kháng trong hệ thống Các quá trình thay đổi này xảy ra rất thường xuyên trong hệ thống điện nhưng tần số hệ thống hầu như không đổi hoặc dao động trong phạm vi cho phép do hệ thống có thể tự lấy lại trạng thái cân bằng, đây được xem là ổn định tĩnh Tuy nhiên, trong thực tế sẽ tồn tại các dao động lớn hay biến thiên dài hạn gây đột biến Nguyên nhân dẫn đến sự thay đổi đột biến này là do phụ tải thay đổi đột ngột, thao tác đóng cắt đường dây, máy cắt, đóng cắt tụ bù, v.v Đặc biệt, đối với nhà máy điện gió thì vấn đề xuất hiện ngắn mạch trong hệ thống và sự thay đổi tốc độ gió đột ngột ở những vùng có vận tốc gió biến thiên khá lớn sẽ gây ra những dao động lớn có thể dẫn đến mất ổn định cho nội bộ nhà máy và hệ thống điện bên ngoài Để mô phỏng và đánh giá, luận án sử dụng mô hình động cho các phần tử trong hệ thống điện Tiêu chuẩn để đánh giá ổn định động của một hệ thống điện bất kỳ là góc lệch giữa các sức điện động của máy phát và tần số của hệ thống phải là hằng số Để thực hiện phân tích ổn định động cho hệ thống điện, luận án đã mô phỏng các phần tử trên chương trình PSS/E (Power System Simulator for Engineering version 33.4) Thông qua việc mô tả các máy phát, đường dây truyền tải, trạm biến áp và các phụ tải, chương trình đã tự động thiết lập phương trình vi phân cho phép phân tích phản ứng của hệ thống khi có các biến động lớn xảy ra Việc nghiên cứu khả năng tự phục hồi của hệ thống điện trong các trường hợp này gọi là đánh giá ổn định động

Thông thường có 8 loại sự cố chính là đứt dây 1, 2 hoặc 3 pha, ngắn mạch 1 pha, 2 pha và 2 pha chạm đất, 3 pha và 3 pha chạm đất Tuy nhiên trong thực tế vận hành cũng như kinh nghiệm nghiên cứu của các nước tiên tiến trên thế giới người ta chỉ xét đến 2 trường hợp: ngắn mạch ba pha (là trường hợp nặng nhất) và ngắn mạch một pha chạm đất (là trường hợp tiêu biểu hay xảy ra nhất) Luận án sẽ khảo sát với trường hợp ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu (cắt loại trừ), nhằm đánh giá khả năng phản ứng của hệ thống đối với trường hợp ngắn mạch nặng nề nhất, nếu hệ thống vẫn duy trì ổn định ở chế độ sự cố này thì chắc chắn hệ thống sẽ luôn ổn định đối với trường hợp sự cố 1 pha

4.2.3 Thông số đầu vào thực hiện tính toán Để tính toán và phân tích tính ổn định của hệ thống khi có sự đóng góp công suất từ các nguồn năng lượng điện gió, luận án tiến hành xây dựng một hệ thống điện đơn giản gồm 11 nút, cấu hình chi tiết gồm:

 3 nhà máy điện gió với tổng công suất 251.3MW: GE-2.8 GEN1, GE-1.7 GEN2, GE-2.8 GEN3, trong đó hai nhà máy GE-2.8 GEN1, GE-1.7 GEN2 sử dụng chung trạm nâng 35/220kV;

 Số tổ máy phát điện:

 GE-2.8 GEN1: gồm 69 tuabin 2.8 MW/unit;

 GE-1.7 GEN2: gồm 21 tuabin 1.7 MW/unit;

 GE-2.8 GEN3: gồm 8 tuabin 2.8 MW/unit;

 Điện áp đầu cực máy phát: 0.69kV;

 Điện áp tại điểm đấu nối chung (PCC) của các tuabin: 35kV;

 Điện áp tại điểm đấu nối nhà máy vào lưới điện (POI): 220kV;

 Công suất ngắn mạch tại thanh cái vô cùng (Bus 4): 2700MVA

 NMĐG GE-1.7 GEN2 và GE-2.8 GEN1 sử dụng chung trạm nâng áp 35/220kV, hai nhà máy này cách điểm đấu nối chung 35kV khoảng 1.5km và cách NMĐG GE-2.8 GEN3 khoảng 12km

 Các thông số mô phỏng tuabin gió được đưa vào tính toán trong luận văn dựa theo các số liệu từ tài liệu thiết bị của nhà cấp hàng GE

 Thông số đường dây truyền tải:

Bảng 4-1 Thông số đường dây truyền tải của lưới được xem xét

TT Điểm đầu Điểm cuối Tiết diện dây Khả năng tải (MVA)

4.2.4 Trình tự mô phỏng tính toán ổn định động

 Mô phỏng chế độ xác lập trước khi xảy ra sự cố (chạy chế độ xác lập từ 0 giây đến 1 giây)

 Mô phỏng ngắn mạch ba pha xảy ra trên đường dây ở thời điểm t = 1 giây

 Hệ thống relay bắt đầu hoạt động gây ra cắt các máy cắt ở hai đầu của đường dây ngắn mạch tách pha sự cố ra

 Sự cố được xóa tại thời điểm t=t+t0 giây với t0 là thời gian xảy ra sự cố và giải trừ sự cố, thời gian giải trừ sự cố phụ thuộc vào cấp điện áp và tác động nhanh chậm của hệ thống relay bảo vệ và thiết bị đóng cắt Thông thường trong các hệ thống điện hiện đại, thời gian loại trừ sự cố (thời gian relay tác động + thời gian máy cắt mở) ở cấp điện áp 110kV thường là 60ms, cấp điện áp 220kV thường là 40ms Tuy nhiên, luận án đề nghị sử dụng thời gian tồn tại sự cố đến 200ms để khảo sát khả năng duy trì ổn định của hệ thống cũng như giới hạn truyền tải của các đường dây 220kV đấu nối đến trạm biến áp trung gian với mục đích hướng tới các chế độ sự cố cực đoan nhất nhằm xác định chắc chắn hệ thống điện luôn giữ độ ổn định

 Sau khi sự cố được loại trừ tiến hành tính toán đến thời điểm 5 đến 10 giây để đánh giá độ ổn định

Việc đóng các máy phát điện vào làm việc trong mạng có thể tạo nên dòng cân bằng lớn và dao động kéo dài Tình trạng không mong muốn đó xảy ra là do tốc độ góc quay của máy phát được đóng vào khác với tốc độ góc quay đồng bộ của các máy phát đang làm việc trong hệ thống điện và điện áp ở đầu cực của máy phát được đóng vào khác với điện áp trên thanh góp của nhà máy điện Các tiêu chí đánh giá mức độ ổn định động của hệ thống điện như sau:

 Rôto của các máy phát phải quay với một tốc độ gần như nhau;

 Điện áp ở đầu cực các máy phát phải gần bằng nhau;

 Đánh giá dựa trên thời gian dập tắt dao động sau khi xảy ra sự cố trên lưới điện, thời gian dập tắt dao động càng bé sẽ càng giúp cho hệ thống điện càng nhanh chóng lấy lại ổn định

 Khả năng làm suy giảm biên độ dao động và có được trạng thái ổn định mới sau khi xảy ra sự cố trên lưới điện (có thể sẽ khác với trạng thái ổn định lúc ban đầu)

 Tiêu chuẩn ổn định động được kiểm tra qua góc lệch tương đối giữa các sức điện động của tất cả các máy phát điện và tần số trong hệ thống và độ suy giảm biên độ dao động Theo các tiêu chí về ổn định do tư vấn Autralia PPI-SECVI đưa ra khi tính toán cho đường dây 500kV Bắc – Nam (thực hiện năm 1994 -1995), hệ thống được cho là ổn định khi hệ thống vẫn duy trì được đồng bộ (góc lệnh tương đối giữa các máy phát không lớn hơn 180 0 và sau đó ổn định ở vị trí mới – hoặc theo khuyến cáo của Tư vấn ESBI/TESCOM, để có được biên độ an toàn cho hệ thống, góc lệch pha lớn nhất giữa các rôto của các máy phát không nên lớn hơn 120 0 ) khi có các sự cố xảy ra

 Độ suy giảm dao động góc của các máy phát phải có giá trị đủ lớn sao cho góc lệch pha của các tổ máy phát này không vượt quá 15% so với giá trị ban đầu sau khoảng thời gian 20 giây kể từ khi có một thành phần trong hệ thống điện bị tách khỏi hệ thống hoặc có sự cố trong hệ thống điện

Các tiêu chuẩn trên cũng là tiêu chuẩn ổn định động của hệ thống điện Bắc Mỹ và Tây Âu trong quy hoạch và vận hành hệ thống điện

4.2.6 Sơ đồ đơn tuyến của lưới điện được xem xét

Chi tiết sơ đồ và tính toán phân bố công suất được thể hiện trong phần bản vẽ đính kèm

4.2.7 Kết quả tính toán ổn định hệ thống

Sự xuất hiện ngày càng nhiều các nguồn NLTT, đặc biệt là nguồn năng lượng điện gió với tiềm năng rất lớn sẽ ảnh hưởng đáng kể đến hệ thống điện, luận án đưa ra một hệ thống điện đơn giản để đánh giá mức độ ảnh hưởng của sự thay đổi thời tiết với sự biến thiên tốc độ gió tác động như thế nào đến lưới điện nhằm đánh giá độ mạnh yếu của lưới cũng như khi có các sự cố liên quan xảy ra trên lưới điện thì các trang trại điện gió có giữ được trạng thái stay online hay không từ đó đưa ra các giải pháp giúp cải thiện độ ổn định cho nội bộ nhà máy và lưới kết nối bên ngoài

Hình 4-12 Đặc tính tốc độ gió thay đổi

4.2.7.1 Tác động NMĐG đến hệ thống điện khi thay đổi tốc độ gió

Với mô hình tính toán như trên, thực hiện tính toán mô phỏng với kịch bản thay tốc độ gió của các NMĐ gió

1) Khảo sát biến động thời tiết

Thời gian (giây) Đặc tính tốc độ gió thay đổi

Biểu đồ 4-1 Công suất phát của NMĐG GE-2.8 GEN1 khi tốc độ gió thay đổi Biểu đồ 4-3 Công suất phát của NMĐG GE-2.8 GEN3 khi tốc độ gió thay đổi

Bieu do cong suat phat NMDG GE-2.8 GEN1

12 - V A RS 1 0 00 1[ G E -2 8 G E N1 0 69 00 ]1 : Di s tu rba nc e

Bieu do cong suat phat NMDG GE-2.8 GEN2

Bieu do cong suat phat NMDG GE-2.8 GEN3

Dao dong dien ap tren cac thanh cai 220kV

Cô n g su ất P (MW ) Cô ng su ất Q (MV ar )

Cô ng su ất P (MW ) Cô ng su ất Q (MV ar )

Cô ng su ất P (MW ) Cô n g su ất Q (MV ar ) Đi ện á p ( p u )