Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật điện: Tối ưu hóa vận hành lưới điện phân phối có xét đến ảnh hưởng của năng lượng mặt trời

-

VŨ HỮU MINH HOÀNG

TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

CÓ XÉT ĐẾN ẢNH HƯỞNG CỦA NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, tháng 08 năm 2021

Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học bách khoa–ĐHQG-HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN PHÚC KHẢI

5 Thư ký: TS Nguyễn Nhật Nam

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA ĐIỆN-ĐIỆN TỬ

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: VŨ HỮU MINH HOÀNG MSHV: 1970248 Ngày, tháng, năm sinh: 29/02/1996 Nơi sinh: Bình Phước

I TÊN ĐỀ TÀI : “TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN ẢNH HƯỞNG CỦA NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI”

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG :

‐ Tìm hiểu các tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống điện mặt trời trung, hạ áp nối lưới

‐ Nghiên cứu, phân tích những ảnh hưởng về mặt kỹ thuật của nguồn điện mặt trời lên lưới điện phân phối khu vực Tp.HCM

‐ Tổng kết những vấn đề cần xem xét khi cần tính toán tối ưu hóa vận hành hệ thống điện phân phối có sự tham gia của hệ thống điện mặt trời nối lưới

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 22/02/2021

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 13/06/2021 V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS NGUYỄN PHÚC KHẢI

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên, tôi xin chân thành cảm ơn sự quan tâm, giúp đỡ của Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh, khoa Điện - Điện tử và bộ môn Hệ thống điện đã hỗ trợ và tạo điều kiện tốt nhất cho tôi hoàn thành khóa học thạc sĩ và hoàn thành luận văn

Tôi cũng xin chân thành cảm ơn quý Thầy, Cô của Khoa Điện - Điện Tử đã tận tình giảng dạy tôi trong suốt thời gian khóa học Đặc biệt là các thầy cô ở bộ môn Hệ thống điện đã tận tâm hướng dẫn, truyền đạt giúp tôi bổ sung thêm nhiều kiến thức chuyên ngành, phục vụ cho luận văn cũng như trong công việc hiện tại và sau này

Và lời cảm ơn sâu sắc nhất đến TS Nguyễn Phúc Khải, thầy trực tiếp định hướng đề tài, hướng dẫn giải quyết các vấn đề và tạo mọi điều kiện thuận lợi nhất trong quá trình tôi thực hiện luận văn

Cuối cùng, tôi xin cảm ơn Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TP Hồ Chí Minh đã tạo điều kiện thuận lợi cho tôi tìm hiểu và cung cấp dữ liệu giúp hoàn thành luận văn này

Xin chân thành cám ơn

TPHCM, ngày tháng năm 2021

Vũ Hữu Minh Hoàng

Luận văn xây dựng mô hình lưới điện phân phối điển hình khu vực TPHCM, sau đó tính toán và đánh giá các trường hợp vận hành thực tế dựa trên những kết quả tính toán trào lưu công suất trên phần mềm ETAP Bên cạnh đó, hướng tới mục tiêu vận hành tối ưu lưới điện phân phối, luận văn sẽ sử dụng công cụ tính toán trào lưu công suất tối ưu (OPF) trên phần mềm ETAP để tính toán các trường hợp vận hành thực tế nhằm đưa ra lưu đồ thực hiện và áp dụng vào việc lập kế hoạch vận hành tối ưu lưới điện phân phối khu vực TPHCM

This thesis builds a typical model of the distribution power grid in Ho Chi Minh City, then calculates and evaluates the actual operating cases based on the results of the power flow calculation on ETAP software Besides, towards the goal of optimal operation of the distribution grid This thesis will use the optimal power flow (OPF) tool on ETAP to calculate actual operating cases to provide an execution flowchart and apply it to the optimal operation planning for the distribution grid in Ho Chi Minh city

LỜI CAM ĐOAN

Luận văn thạc sĩ này được thực hiện tại Trường Đại Học Bách Khoa Tp Hồ Chí Minh Là công trình do tôi nghiên cứu, thực hiện dưới sự hướng dẫn trực tiếp của TS Nguyễn Phúc Khải

Tôi xin cam đoan phần trình bày dưới đây là đúng sự thật về quá trình nghiên cứu thực hiện luận văn của tôi Trường hợp có khiếu nại gì liên quan tới luận văn tôi hoàn toàn chịu trách nhiệm

Người thực hiện

Vũ Hữu Minh Hoàng

MỤC LỤC

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ i

LỜI CẢM ƠN ii

TÓM TẮT LUẬN VĂN iii

LỜI CAM ĐOAN v

1.1 Lưới điện phân phối khu vực TPHCM 3

1.2 Thống số vận hành và tốc độ tăng trưởng nguồn phân tán khu vực TPHCM 4

1.3 Tổn thất điện năng trên lưới điện khu vực TPHCM 6

1.4 Sự phát triển của nguồn năng lượng mặt trời tại Việt Nam 8

1.5 Tình trạng phát triển điện mặt trời mái nhà khu vực TPHCM 9

1.6 Bài toán vận hành tối ưu hệ thống điện phân phối với mục tiêu giảm tổn thất điện năng 10

1.7 Những yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà đấu nối vào lưới điện hạ áp 10

1.9 Yêu cầu kỹ thuật về kết nối thông tin thu thập dữ liệu 18

1.10 Yêu cầu kỹ thuật về bảo vệ chống sét lan truyền 18

1.11 Vận hành lưới điện phân phối khi có sự tham gia của điện mặt trời áp mái 19

1.12 Những tác động của hệ thống PV đấu nối lưới điện phân phối 20

2.1 Mô phỏng thông số nguồn lưới 31

2.2 Mô phỏng thông số thanh cái 33

2.3 Mô phỏng thông số cáp ngầm 34

2.4 Mô phỏng thông số máy biến thế phân phối 38

2.5 Mô phỏng thông số phụ tải 42

2.6 Mô phỏng thông số hệ thống điện mặt trời mái nhà 43

2.7 Mô phỏng lưới điện phân phối khu vực TPHCM 50

2.8 Kết quả tính toán trào lưu công suất 53

2.8.1 Kết quả tính toán trào lưu công suất theo từng khung giờ tuyến dây 479 Bình Triệu 53

2.8.2 Kết quả tính toán trào lưu công suất theo từng khung giờ tuyến dây 481 Tam Phú 56

2.8.3 Kết quả tính toán tổn thất điện năng của lưới điện mô phỏng 59

CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TPHCM 60

3.1 Chức năng phân bố công suất tối ưu trong phần mềm ETAP 60

3.2 Phương pháp tính toán tối ưu hóa trào lưu công suất của phần mềm ETAP 61

3.3 Cài đặt các hàm mục tiêu, ràng buộc cho bài toán phân bố công suất tối ưu 63

3.4 Kết quả mô phỏng tối ưu công suất trong trường hợp 68

3.4.1 Trường hợp chưa có sự tham gia của hệ thống điện mặt trời mái nhà nối lưới 71

3.4.2 Trường hợp có sự tham gia của hệ thống điện mặt trời mái nhà 73

3.5 Nhận xét kết quả tính toán tối ưu 75

KẾT LUẬN 78

TÀI LIỆU THAM KHẢO 80

PHỤ LỤC 86

LÝ LỊCH TRÍCH NGANG 129

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Tình trạng vận hành các MBT trên lưới điện TPHCM [1] 5Bảng 1.2 Thông số vận hành lưới điện TPHCM tháng 04/2021 [1] 5Bảng 1.3 So sánh tình trạng tổn thật điện năng của lưới điện phân phối theo từng đơn vị thành viên của Tổng công ty Điện lực TPHCM [1] 6Bảng 1.4 Mục tiêu tổn thất điện năng của EVNHCMC giai đoạn 2021-2025 [2] 7Bảng 1.5 Mục tiêu TTĐN lưới điện cao thế của EVNHCMC giai đoạn 2021-2025 [2] 7Bảng 1.6 Mục tiêu TTĐN lưới điện trung thế của EVNHCMC giai đoạn 2021-2025 [2] 7Bảng 1.7 Mục tiêu TTĐN lưới điện hạ thế của EVNHCMC giai đoạn 2021-2025 [2] 7Bảng 1.8 Cường độ bức xạ mặt trời tại Việt Nam [3] 8Bảng 1.9 Thống kê số số công trình điện mặt trời mái nhà có công suất >100kWp tại khu vực TPHCM [1] 9Bảng 1.10 Quy định về tần số đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp 11Bảng 1.11 Quy định về điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp 11Bảng 1.12 Quy định về sóng hài điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp 13Bảng 1.13 Quy định về sóng hài dòng điện đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp 13Bảng 1.14 Quy định về nhấp nháy điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp 13

Bảng 1.15 Quy định về tần số đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới

Bảng 2.1 Bảng so sánh tổn thất công suất trong hai trường hợp 59

Bảng 3.1 Thông số ngưỡng cài đặt trường hợp chưa có sự tham gia của PV 69

Bảng 3.2 Chênh lệch TTĐN trong 02 trường hợp tính toán 76

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Bản đồ bức xạ mặt trời Việt Nam [3] 9

Hình 1.2 Quy định về điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện trung áp 15

Hình 1.3 Đáp ứng tần số trên lưới điện khu vực Bắc Mỹ [37] 25

Hình 1.4 Những ảnh hưởng của nguồn phát phân tán đến các thiết bị bảo vệ quá dòng [51] 29

Hình 2.1 Thông số cài đặt mô phỏng nguồn điện lưới 31

Hình 2.2 Thông số cài đặt mô phỏng định mức nguồn điện lưới 32

Hình 2.3 Thông số cài đặt cho thanh cái 33

Hình 2.4 Thông số cài đặt cho cáp ngầm 34

Hình 2.5 Thông số cài đặt cho cáp ngầm 35

Hình 2.6 Thông số cài đặt trở kháng cáp ngầm 36

Hình 2.7 Thông số cài đặt phụ tải cho cáp ngầm 37

Hình 2.8 Thông số cài đặt máy biến thế 38

Hình 2.9 Thông số cài đặt định mức máy biến thế 39

Hình 2.10 Thông số cài đặt trở kháng máy biến thế 40

Hình 2.11 Thông số cài đặt nấc phân áp máy biến thế 41

Hình 2.12 Thông số cài đặt chi tiết nấc phân áp máy biến thế 41

Hình 2.13 Thông số cài đặt phụ tải 42

Hình 2.14 Thông số cài đặt phụ tải theo từng trường hợp tính toán 43

Hình 2.15 Đặc tính dòng điện – điện áp của các tấm PV 44

Hình 2.16 Đặc tính dòng điện – điện áp của các tấm PV 45

Hình 2.17 Đặc tính dòng điện – điện áp của các tấm PV 46

Hình 2.18 Thông số cài đặt thông tin hệ thống điện mặt trời 46

Hình 2.19 Thông số cài đặt tấm PV 47

Hình 2.20 Đặc tuyến I-V theo cường độ bức xạ của tầm PV 48

Hình 2.21 Thông số cài đặt hệ thống PV 49

Hình 2.22 Thông số cài đặt inverter 50

Hình 2.23 Đồ thị phụ tải tuyến dây 479 Bình Triệu [1] 51

Hình 2.24 Đồ thị phụ tải tuyến dây 481 Tam Phú [1] 52

Hình 2.25 Biểu đồ cường độ bức xạ theo ngày điển hình tại TPHCM [54] 52

Hình 2.26 Đồ thị phụ tải theo tính toán của tuyến dây 479 Bình Triệu 53

Hình 2.27 Điện áp dọc tuyến dây 479 Bình Triệu trường hợp không có PV 53

Hình 2.28 Điện áp dọc tuyến dây 479 Bình Triệu trường hợp có PV 54

Hình 2.29 Phân bố phụ tải dọc tuyến dây 479 Bình triệu trường hợp không có PV 54Hình 2.30 Phân bố phụ tải dọc tuyến dây 479 Bình triệu trường hợp có PV 55

Hình 2.31 Đồ thị phụ tải theo tính toán tuyến dây 481 Tam Phú 56

Hình 2.32 Điện áp dọc tuyến dây 481 Tam Phú trường hợp không có PV 56

Hình 2.33 Điện áp dọc tuyến dây 481 Tam Phú trường hợp có PV 57

Hình 2.34 Phân bố phụ tải dọc tuyến dây 481 Tam Phú trường hợp không có PV 57

Hình 2.35 Phân bố phụ tải dọc tuyến dây 481 Tam Phú trường hợp có PV 58

Hình 2.36 Tổn thất công suất của hệ thống trước và sau khi đưa vào hệ thống điện mặt trời mái nhà nối lưới 59

Hình 3.1 Thông tin chung cài đặt bài toàn tối ưu hóa trào lưu công suất 63

Hình 3.2 Bảng cài đặt hàm mục tiêu cho bài toán tối ưu hóa trào lưu công suất 65

Hình 3.3 Thông số cài đặt về ràng buộc điện áp cho bài toán tối ưu trào lưu công suất 67

Hình 3.4 Thông số cài đặt biến điều khiển là nấc các máy biến thế cho bài toán tối ưu

hóa trào lưu công suất 68

Hình 3.5 Phân bố công suất tối ưu dọc tuyến dây 479 Bình Triệu không PV 71

Hình 3.6 Phân bố công suất tối ưu dọc tuyến dây 481 Tam Phú không có PV 71

Hình 3.7 Phân bố điện áp dọc tuyến dây 479 Bình Triệu không PV 72

Hình 3.8 Phân bố điện áp dọc tuyến dây 481 Tam Phú không PV 72

Hình 3.9 So sánh TTĐN trường hợp không có hệ thống PV 73

Hình 3.10 Phân bố công suất tối ưu dọc tuyến dây 479 Bình Triệu có PV 74

Hình 3.11 Phân bố công suất tối ưu dọc tuyến dây 481 Tam Phú có PV 74

Hình 3.12 Phân bố điện áp dọc tuyến dây 479 Bình Triệu có PV 74

Hình 3.13 Phân bố điện áp dọc tuyến dây 481 Tam Phú có PV 75

Hình 3.14 So sánh TTĐN trường hợp có hệ thống PV 75

Hình 3.15 Tổng hợp kết quả tính toán tổn thất 76

Hình 4.1 Lưu đồ thực hiện tính toán tối ưu hoán vận hành LĐPP 78

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

OPF Optimal Power Flow (phân bố công suất tối ưu)

MỞ ĐẦU

1 Đặt vấn đề

Trong những năm gần đây, năng lượng tái tạo nói chung, năng lượng mặt trời nói riêng đang có sự phát triển rất mạnh mẽ tại Việt Nam Sản lượng điện từ các hệ thống năng lượng mặt trời gia tăng rất lớn hàng năm, đặc biệt là giai đoạn từ 2019 đến cuối năm 2020 do có sự hỗ trợ từ cơ chế giá thu mua điện từ nhà nước Theo dự báo của Tổng Công ty điện lực TPHCM trong năm 2022, sản lượng điện từ các hệ thống năng lượng mặt trời mái nhà trung và hạ áp khoảng hơn 268 triệu kWh Vì vậy, việc nghiên cứu đánh giá những ảnh hưởng của hệ thống điện mặt trời lên việc vận hành lưới điện phân phối là một điều rất cần thiết Đã có nhiều đề tài nghiên cứu đến lĩnh vực này trên thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng Tuy nhiên, kết quả đánh giá tác động của hệ thống điện mặt trời lên lưới điện phân phối lại phụ thuộc rất nhiều vào thuộc tính, đặc điểm khí hậu cũng như kết cấu hiện hữu của lưới điện phân phối

2 Mục tiêu luận văn

Mục tiêu của luận văn là nghiên cứu bài toán tối ưu hóa phân bố công suất (Optimal Power Flow) trên lưới điện phân phối điển hình khu vực TP Hồ Chí Minh trước và sau khi có mặt của hệ thống điện mặt trời nối lưới Nội dung nghiên cứu bao gồm các tác động đến:

‐ Trào lưu công suất;

‐ Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối

Luận văn xem xét tác động mức độ thâm nhập điện mặt trời áp mái theo dự báo phát triển điện mặt trời mái nhà của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện TPHCM [1]

3 Phương pháp thực hiện

Xây dựng mô hình hệ thống điện phân phối khu vực TPHCM điển hình, khảo sát trước và sau khi có sự thâm nhập của hệ thống PV dựa trên những dữ liệu thu thập được

Sử dụng phần mềm ETAP để mô phỏng các trường hợp vận hành thực tế, tính toán trào lưu công suất, tối ưu phân bố công suất với mục tiêu là cực tiểu hóa tổn thất trên lưới điện phân phối với các trường hợp vận hành điển hình

4 Đối tượng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của luận văn là tối ưu hóa các thông số vận hành của bộ đổi nấc máy biến thế phân phối trước và sau khi có sự tham gia của hệ thống PV Từ đó đề xuất giải pháp giảm thiểu tổn thất công suất cho lưới điện phân phối thuộc địa bàn TPHCM

5 Ý nghĩa thực tiễn của đề tài

Với sự phát triển nhanh chóng của điện mặt trời mái nhà như hiện nay ở nước ta, việc tối ưu hóa vận hành khi có sự thâm nhập của hệ thống điện mặt trời mái là rất cần thiết Vấn đề nghiên cứu của Luận văn sẽ đề ra giải pháp tính toán tối ưu nhằm giảm thiếu tổn thất công suất phục vụ công tác vận hành cho lưới điện phân phối khu vực TPHCM

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ NGUỒN NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI TẠI TPHCM

1.1 Lưới điện phân phối khu vực TPHCM

Khu vực Thành phố Hồ Chí Minh nhận nguồn cung cấp từ:

‐ 04 trạm 500/220/110kV (Phú Lâm, Nhà Bè, Tân Định và Cầu Bông) do Công ty Truyền tải Điện 4 quản lý;

‐ 05 trạm 220/110kV (Bình Tân, Hiệp Bình Phước, Củ Chi 2, Khu công nghệ cao và Quận 8) do Tổng công ty quản lý;

‐ 10 trạm 220/110kV (Hóc Môn, Phú Lâm, Cát Lái, Nhà Bè, Tao Đàn, Thủ Đức, Bình Chánh, Thuận An, Long An 2, Đức Hòa 2) do Công ty Truyền tải Điện 4 quản lý

Phụ tải của Tổng công ty còn được cung cấp nguồn từ trạm 110kV Thủ Đức Bắc do Công ty Điện lực Bình Dương quản lý và trạm 110kV Hiệp Phước do Công ty Điện lực Hiệp Phước (nhà máy điện Hiệp Phước) quản lý

Lưới điện phân phối trên địa bàn Thành phố Hồ Chí Minh bao gồm 7.125 km đường dây trung thế, 12.796 km lưới hạ thế, 27.410 trạm biến thế phân phối với tổng dung lượng là 12.952 MVA

Khu vực thành phố Hồ Chí Minh gồm có các trạm biến áp 110/22KV bao gồm: ‐ Có 48 trạm không người trực là: Tân Sơn Nhất, Nam Sài Gòn 1, Phú Mỹ Hưng, Tăng Nhơn Phú, Đa Kao, Tân Quy, Tân Bình 3, Láng Cát, Bình Lợi, Thạnh Lộc, Đông Thạnh, Long Thới, Bình Trị Đông, Thảo Điền, Thị Nghè, Bến Thành, Tân Bình 2, Bàu Đưng, Nam Sài Gòn 3, Linh Trung 1, Gò Vấp, Hùng Vương, Linh Trung 2, các trạm đưa vào năm 2017: Nam Sài Gòn 2, Tân Túc, Tham Lương, Tân Bình 1, Thủ Đức Đông, Hòa Hưng, Củ Chi và Trường Đua, Việt Thành, Bình Phú, Lê Minh Xuân, Phú Hòa Đông, Bình Triệu, Tân Hiệp, An Nghĩa, Cần Giờ, Thanh Đa, Tân Tạo, Chợ Quán, NMN Thủ Đức, Xuân Thới Sơn, Phú Định, Tân Thuận, Vĩnh Lộc và Bà Quẹo

‐ Điều khiển toàn trạm tại 06 trạm sau: Chánh Hưng, Hỏa Xa, Lưu động Bà Điểm, Chợ Lớn, An Khánh và Xa Lộ

‐ Có 4 khách hàng: Intel, Poyuen, Sao Mai, Đông Nam

‐ Điều khiển xa 51 trạm ngắt: Cường Để, Trần Quý Cáp, Lý Văn Phức, Sở Công An, Văn Sâm, Văn Sỹ, Văn Duyệt, Hai Bà Trưng, Hội Chợ, Chí Hòa Ga, Xe Lửa, Thập Đỏ, Nancy, Trần Quý Cáp và Hàm Nghi thuộc Công ty Điện lực Sài Gòn; trạm ngắt Gia Định, Công Lý, Xích Long 1-2 thuộc Công ty Điện lực Gia Định; trạm ngắt Thạnh An, Cần Thạnh thuộc Công ty Điện lực Duyên Hải; trạm ngắt Hòa Thạnh, Lũy Bán Bích, Lê Trọng Tấn, Tây Thạnh và Tân Thắng 3 thuộc Công ty Điện lực Tân Phú; trạm ngắt Nguyễn Luông thuộc Công ty Điện lực Bình Phú; trạm ngắt Nhà máy nước Thủ Đức, Nhà máy nước Thủ Đức 3 của Công ty Điện lực Thủ Đức, trạm ngắt Nhà Rồng, Gai Sợi, Việt Sin, Viettopia của Công ty Điện lực Tân Thuận; trạm ngắt Cao Su, Dương Vương và Carina của Công ty Điện lực Chợ Lớn và trạm ngắt Công nghệ cao 1, Công nghệ cao 2, Công nghệ cao 3, Công nghệ cao 4, KDC 174HA, Thảo Điền Pearl, Thế Kỷ 21 và Giao Thông của Công ty Điện lực Thủ Thiêm và trạm ngắt Di Nguy, Thiết Giáp của Công ty Điện lực Gò Vấp; trạm Ngắt Thường Kiệt, Giếng Quốc Toản của Công ty Điện lực Phú Thọ; trạm Ngắt Tân Sơn Nhất của Công ty Điện lực Tân Bình; trạm Ngắt Chuyển Nguôn 2 của Công ty Điện lực An Phú Đông

Lưới điện phân phối trên địa bàn Thành phố Hồ Chí Minh bao gồm 7.873,83 km đường dây trung thế, 14.524 km lưới hạ thế, 30.597 trạm biến thế phân phối với tổng dung lượng là 15.672,6 MVA

1.2 Thống số vận hành và tốc độ tăng trưởng nguồn phân tán khu vực TPHCM

Hiện nay, lưới điện cơ bản đáp ứng được nhu cầu điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội trên địa bàn TP.HCM Có 16 Công ty Điện lực (CTĐL) trực thuộc EVNHCMC phân phối điện trên địa bàn TP.HCM có các TBA 220kV Các TBA 110kV cơ bản đáp ứng cung cấp điện với mức mang tải trung bình ~ 42,6%

Tình hình cung cấp điện trên địa bàn TP.HCM tính đến tháng 04/2021 như sau:

Bảng 1.1 Tình trạng vận hành các MBT trên lưới điện TPHCM [1]

2021(MW)

TBA 110kV (trạm/ MVA)

TBA 220kV (trạm/ MVA)

Hệ số mang tải trung bình của các TBA 110kV

VỊ

TUẦN 14

TUẦN 15

DỰ BÁO TUẦN

16

THÁNG 04

QUÝ 02

NĂM 2021

1 Sản lượng điện nhận Triệu

kWh 570 562 545 1,220 1,220 7,350 2 Sản lượng ngày cao nhất Triệu

kWh 88.8 85.2 82.4 88.8 88.8 88.8 3 Sản lượng ngày thấp nhất Triệu

kWh 68.8 68.9 65.5 68.8 68.8 34.2 4 Sản lượng ngày bình quân Triệu

kWh 81.5 80.3 79.5 81.3 81.3 70.0 5 Công suất cao nhất lúc 02 giờ MW 2,433 2,480 2,390 2,433 2,433 1,211 6 Công suất cao nhất sáng 9-11

STT

VỊ

TUẦN 14

TUẦN 15

DỰ BÁO TUẦN

16

THÁNG 04

QUÝ 02

NĂM 2021

7 Công suất cao nhất chiều 14-17

1.3 Tổn thất điện năng trên lưới điện khu vực TPHCM

Tỉ lệ tổn thất điện năng năm 2020 của Tổng công ty Điện lực TPHCM là 3,41% - thấp hơn 0,04% so với chỉ tiêu EVN giao (là 3,45%), thấp hơn 0,07% so với cùng kỳ năm 2019 (là 3,48%), thấp hơn 0,09% so với chỉ tiêu pháp lệnh đến năm 2020 là 3,50% (theo lộ trình 05 năm từ 2016-2020 được nêu trong quyết định số 151/QĐ-EVN ngày 23/5/2018);

Tỉ lệ tổn thất điện năng theo từng cấp điện áp: tỉ lệ tổn thất điện năng lưới điện 110kV là 0,36%; tỉ lệ tổn thất điện năng lưới điện trung áp là 1,05%; tỉ lệ tổn thất lưới điện hạ áp là 3,15%

Bảng 1.3 So sánh tình trạng tổn thật điện năng của lưới điện phân phối theo từng đơn vị thành viên của Tổng công ty Điện lực TPHCM [1]

Chỉ tiêu 2020

(%)

Thực hiện 2020 (%)

So kế hoạch tăng/giảm

(%)

So cùng kỳ tăng/giảm

STT Đơn vị

Chỉ tiêu 2020

(%)

Thực hiện 2020 (%)

So kế hoạch tăng/giảm

(%)

So cùng kỳ tăng/giảm

Tổn thất Đơn vị 2021 2022 2023 2024 2025

1.4 Sự phát triển của nguồn năng lượng mặt trời tại Việt Nam

Tiềm năng khai thác của năng lượng mặt trời là vô tận, với mục tiêu giảm sự phụ thuộc vào các nguồn năng lượng hóa thạch và hạt nhân, các quốc gia trên thế giới đã có nhiều công trình khoa học nghiên cứu sử dụng năng lượng mặt trời vào nhiều lĩnh vực nhằm phục cuộc sống, phát triển kinh tế Trung bình, tổng bức xạ năng lượng mặt trời ở Việt Nam vào khoảng 5 kW/h/m2/ngày ở các tỉnh miền Trung và miền Nam và vào khoảng 4 kW/h/m2/ngày ở các tỉnh miền Bắc Từ dưới vĩ tuyến 17, bức xạ mặt trời không chỉ nhiều mà còn rất ổn định trong suốt thời gian của năm, giảm khoảng 20% từ mùa khô sang mùa mưa Số giờ nắng trong năm ở miền Bắc vào khoảng 1.500 -1.700 giờ trong khi ở miền Trung và miền Nam Việt Nam, con số này vào khoảng 2000 - 2600 giờ mỗi năm Dưới đây là bảng số liệu về lượng bức xạ mặt trời tại các vùng miền nước ta

Bảng 1.8 Cường độ bức xạ mặt trời tại Việt Nam [3]

Vùng Giờ nắng trong năm Cường độ BXMT

Hình 1.1 Bản đồ bức xạ mặt trời Việt Nam [3]

1.5 Tình trạng phát triển điện mặt trời mái nhà khu vực TPHCM

Tính đến đầu năm 2021, trên địa bàn TPHCM có 14.299 hệ thống điện mặt trời mái nhà nối với tổng công suất là 365,349 kWp Tổng sản lượng phát ngược lên lưới vào khoảng 75 triệu kWh (ước tính sơ bộ 70% tổng sản lượng điện phát từ hệ thống được khách hàng tiêu thụ nội bộ và 30% sản lượng còn lại phát lên lưới

Bảng 1.9 Thống kê số số công trình điện mặt trời mái nhà có công suất >100kWp tại khu vực TPHCM [1]

nghiệp

Công nghiệp

Dân dụng

Hạ tầng kỹ thuật

Khác Tổng

Dự kiến đến năm 2025, dự kiến mỗi năm TPHCM sẽ phát triển thêm từ 150 – 200 MWp

1.6 Bài toán vận hành tối ưu hệ thống điện phân phối với mục tiêu giảm tổn thất điện năng

Công suất đỉnh của TPHCM năm 2020 là 4520MW, giảm 1.05% so với công suất đỉnh năm 2019 Nguyên nhân là do dịch bệnh COVID 19 và cách ly xã hội trong thời gian phụ tải đỉnh của mùa khô – tháng 4/2020 Tuy nhiên, lưới điện truyền tải khu vực TPHCM đã ghi nhận tình trạng đầy tải cục bộ tại một số đường dây/ máy biến áp Với độ tăng trưởng phụ tải trung bình ~ 10% như những năm không bị ảnh hưởng bởi dịch bệnh thì trong dự kiến trong năm 2021 lưới điện truyền tải khu vực TPHCM sẽ phải vận hành trong tình trạng đầy tải, nguy cơ sự cố và tổn thất điện năng tăng cao Do đó, việc phát triển nguồn năng lượng mặt trời tại chỗ sẽ giảm bớt gánh nặng cho lưới điện truyền tải của TPHCM Tuy nhiên việc phát triển nhanh chóng với khối lượng lớn như năm nay sẽ gây ra nhiều vấn đề khó khăn cho việc vận hành lưới điện phân phối Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối sẽ là vấn đề đáng quan tâm vì ảnh hưởng trực tiếp đến những chỉ tiêu sản xuất kinh doanh của ngành điện Trong luận văn này, tác giả sẽ tiến hành mô phỏng sơ đồ lưới điện điển hình của lưới điện phân phối khu vực TPHCM, từ đó tiến hành tính toán, phân tích các giải pháp để giảm tối đa tổn thất điện năng cho lưới điện nhằm hướng đến các mục tiêu về TTĐN đã đề cập tại mục 1.3

1.7 Những yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà đấu nối vào lưới điện hạ áp

1.7.1 Tần số

Tại mọi thời điểm đang nối lưới, hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp 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 quy định tại bảng sau (khoản 1 Điều 41 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại mục 2 khoản 12 Điều 2 của Thông tư 30/2019/TT-BCT):

Bảng 1.10 Quy định về tần số đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp

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

(1.1)

Trong đó:

- ∆P: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);

- Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);

- fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz)

1.7.2 Điện áp

Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong các dải điện áp tại điểm đấu nối theo quy định tại bảng sau (khoản 4 Điều 41 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại mục 4 khoản 12 Điều 2 của Thông tư 30/2019/TT-BCT):

Bảng 1.11 Quy định về điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp

Điện áp tại điểm đấu nối Thời gian duy trì tối thiểu

Nhỏ hơn 50% điện áp danh định Không yêu cầu

85% đến 110% điện áp danh định Vận hành liên tục 110% đến 120% điện áp danh định 2 giây

Lớn hơn 120% điện áp danh định Không yêu cầu

Độ lệch điện áp vận hành cho phép trên lưới điện phân phối trong chế độ vận hành bình thường (khoản 2 Điều 5 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại Thông tư 30/2019/TT-BCT):

‐ Độ lệch điện áp vận hành cho phép tại thanh cái trên lưới điện phân phối của Đơn vị phân phối điện so với điện áp danh định là + 10% và - 05%;

‐ Độ lệch điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối so với điện áp danh định như sau:

o Tại điểm đấu nối với hệ thống điện mặt trời là + 10% và - 05%;

o Trường hợp hệ thống điện mặt trời và khách sử dụng điện đấu nối vào cùng một thanh cái, đường dây trên lưới điện phân phối thì điện áp tại điểm đấu nối do Đơn vị phân phối điện quản lý vận hành lưới điện khu vực quyết định đảm bảo phù hợp với yêu cầu kỹ thuật vận hành lưới điện phân phối và đảm bảo chất lượng điện áp theo quy định

1.7.4 Xâm nhập của dòng điện một chiều

Hệ thống điện mặt trời không được gây ra sự xâm nhập của dòng điện một chiều vào lưới điện phân phối vượt quá giá trị 0,5% dòng định mức tại điểm đấu nối (khoản 4 Điều 41 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại Thông tư 30/2019/TT-BCT thành khoản 6 Điều 41)

1.7.5 Sóng hài

Cho phép đỉnh nhọn bất thường của sóng hài trên lưới điện phân phối vượt quá tổng biến dạng sóng hài quy định nêu trên nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định

Bảng 1.14 Quy định về nhấp nháy điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện hạ áp

Cấp điện áp Mức nhấp nháy cho phép

Plt95% = 0,8

1.7.7 Nối đất

Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phải nối đất trung tính theo Điều 10 Thông tư 39/2015/TT-BCT Hệ thống ĐMTMN được phép sử dụng hệ thống nối đất của tòa nhà hoặc công trình xây dựng

1.7.8 Bảo vệ

Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo các yêu cầu sau (khoản 8 Điều 41 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại Thông tư 30/2019/TT-BCT):

‐ Tự ngắt kết nối với lưới điện phân phối khi xảy ra sự cố nội bộ hệ thống điện mặt trời;

‐ Tự ngắt kết nối khi xảy ra sự cố từ lưới điện phân phối và không phát điện lên lưới khi lưới điện phân phối đang mất điện;

‐ Không tự động kết nối lại lưới điện khi chưa đảm bảo các điều kiện sau: o Tần số của lưới điện duy trì trong dải từ 48Hz đến 51Hz trong thời gian

tối thiểu 60 giây;

o Điện áp tất cả các pha tại điểm đấu nối duy trì trong dải từ 85% đến 110% điện áp định mức trong thời gian tối thiểu 60 giây

1.8 Những yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà đấu nối vào lưới điện trung áp

1.8.1 Tần số

Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện trung áp 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 quy định tại bảng sau (khoản 2 và 3 Điều 40 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại mục 2 khoản 11 Điều 2 của Thông tư 30/2019/TT-BCT):

Bảng 1.15 Quy định về tần số đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện trung áp

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

(1.2)

Trong đó:

‐ ∆P: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);

‐ Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);

‐ fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz)

1.8.2 Điện áp

Hệ thống điện mặt trời 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 (khoản 6 Điều 40 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại thông tư 30/2019/TT-BCT):

Hình 1.2 Quy định về điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện trung áp

Điện áp dưới 0,3 pu, 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:

Trong đó:

‐ Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

‐ U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu (đơn vị tương đối) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, hệ thống điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, hệ thống điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;

Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, hệ thống điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây

1.8.4 Sóng hài

Cho phép đỉnh nhọn bất thường của sóng hài trên lưới điện phân phối vượt quá tổng biến dạng sóng hài quy định nêu trên nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định

nối vào lưới điện trung áp

Cấp điện áp Mức nhấp nháy cho phép

1.8.7 Bảo vệ và đóng cắt

1.8.7.1 Bảo vệ

Hệ thống ĐMTMN phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo các yêu cầu (theo khoản 8 Điều 41 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại Thông tư 30/2019/TT-BCT) như sau:

‐ Tự ngắt kết nối với lưới điện khi xảy ra sự cố nội bộ hệ thống ĐMTMN; ‐ Tự ngắt kết nối khi xảy ra sự cố ngắn mạch từ lưới điện và không phát điện

lên lưới khi lưới điện phân phối đang mất điện;

‐ Không tự động kết nối lại lưới điện khi chưa đảm bảo các điều kiện sau; o Tần số của lưới điện duy trì trong dải từ 48Hz đến 51Hz trong thời gian

tối thiểu 60 giây;

o Điện áp tất cả các pha tại điểm đấu nối duy trì trong dải từ 85% đến 110% điện áp định mức trong thời gian tối thiểu 60 giây

1.8.7.2 Thiết bị đóng cắt:

Hệ thống ĐMTMN cần trang bị thiết bị đóng cắt như cầu chì tự rơi phối hợp với dao cách ly/dao cắt có tải hoặc máy cắt/recloser theo thỏa thuận với Đơn vị Điện lực tại điểm đấu nối với lưới điện

1.9 Yêu cầu kỹ thuật về kết nối thông tin thu thập dữ liệu

Các thông tin hoạt động của hệ thống ĐMTMN phải được giám sát thông qua hệ thống giám sát năng lượng từ xa (của chủ đầu tư hoặc của nhà sản xuất thiết bị cung cấp thông tin cho chủ đầu tư) và được chia sẻ cho Đơn vị Điện lực (nếu có yêu cầu) để phối hợp giám sát trong quá trình vận hành hệ thống ĐMTMN

1.10 Yêu cầu kỹ thuật về bảo vệ chống sét lan truyền

Hệ thống AC và hệ thống DC của hệ thống ĐMTMN phải trang bị các thiết bị chống sét lan truyền như chống sét van, thiết bị cắt sét … được bố trí tại hộp đấu nối AC và DC để chống quá điện áp lan truyền trên đường dây do sét hoặc do quá điện

áp nội bộ sinh ra trong hệ thống điện (xem sơ đồ bố trí các thiết bị chi tiết hình bên dưới) đảm bảo các chức năng sau:

‐ Bảo vệ bên ngoài bằng hệ thống chống sét trực tiếp (tức là không để sét đánh trúng vào hệ thống PV): Mái nhà, xưởng phải có hệ thống chống sét trực tiếp và bao phủ toàn bộ hệ thống tấm pin mặt trời ở trên mái

‐ Bảo vệ chống quá điện áp khí quyển lan truyền bằng thiết bị bảo vệ chống sét lan truyền trên đường dây DC trước khi đấu nối vào inverter và trên đường dây AC tại mỗi đầu ra inverter trước khi đấu nối hòa vào lưới điện

‐ Nối đất của hệ thống chống sét phải độc lập với nối đất an toàn của hệ thống ĐMTMN

1.11 Vận hành lưới điện phân phối khi có sự tham gia của điện mặt trời áp mái

Bên cạnh những lợi ích tích cực từ việc phát triển hệ thống điện mặt trời áp mái, những rủi ro tiềm ẩn khi vận hành cũng đã được nghiên cứu rất nhiều trên thế giới Hệ thống điện truyền thống vận hành theo chiều truyền công suất từ nguồn phát đến hộ tiêu thụ Khi có sự xâm nhập của các hệ thống PV áp mái, chiều công suất thứ hai – từ phụ tải truyền lên lưới sẽ có thể xuất hiện khi công suất phát của các hệ thống PV vượt quá nhu cầu phụ tải Trào lưu công suất ngược có thể gây ra xung đột cho các phương thức bảo vệ trên lưới điện phân phối Bên cạnh đó, tính chất phát điện không liên tục của các hệ thống PV có thể làm giảm đáng kể hiệu suất hoạt động của lưới điện phân phối dẫn đến các vấn đề về chất lượng điện năng [4]

Các hệ thống PV sẽ trở tành nguồn năng lượng tái tạo hứa hẹn nhất với khả năng đấu nối ở các quy mô khác nhau [5] Tuy nhiên, những yếu điểm về tính liên tục của PV dẫn đến sự cân bằng công suất trên lưới không được đảm bảo Sự dao động công suất phát PV được tạo ra do sự thay đổi của bức xạ mặt trời cũng như sự dịch chuyển của các đám mây trong vòng vài phút có thể làm thay đổi trào lưu công suất trên lưới điện phân phối [6]

Một số nghiên cứu [7] - [8] đã trình bày các thuật toán cắt giảm công suất phát và các phương pháp hỗ trợ phối hợp công suất phản kháng để giải quyết vấn đề về

điều khiển điện áp và công suất phát của PV Tuy nhiên, [9] cho rằng các bộ biến tần được khuyến nghị vận hành ở hệ số công suất nhất định Do đó, phần lớn hệ thống PV không thể được hỗ trợ công suất phản kháng hoặc điều khiển công suất tích cực để thích ứng với các biến đổi về điện áp cũng như công suất Một trong những vẫn đề nổi bật khác là sự tăng điện áp cục bộ tại điểm đấu nối các hệ thống PV Khi các bộ inverter được kết nối với các bộ cấp tải nhỏ, điều này dẫn đến việc vi phạm các quy định vận hành về điện áp

Ngoài ra, các mức điện áp này có thể vượt xa các biên độ dao động điện áp cho phép tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối Điều này sẽ dẫn đến việc bị ngắt ra khỏi lưới của các hệ thống PV, làm giảm tổng công suất phát của hệ thống PV [5] Trong khi inverter một pha được coi là yếu tố chính trong việc gây mất cân bằng điện áp thì cả inverter một pha và ba pha đều là tác nhân gây phát sóng hài Ngay cả với các bộ inverter hiện đại, sóng điện áp đầu ra gần như là hình sin, cũng được phát hiện là đưa sóng hài bậc cao vào lưới, do tần số chuyển mạch của chúng [4]

Vị trí lắp đặt, quy mô và cách thức đấu nối của hệ thống PV cũng ảnh hưởng đến tác động của hệ thống PV đến lưới điện phân phối [10] Ngoài ra, những thay đổi về lưới điện (lưới điện siêu nhỏ - microgrid, lưới điện thông minh – smartgrid) cũng như những thay đổi về mức tiêu thụ đối với các loại phụ tải gia tăng bất thường như xe EV, đèn LED hay máy bơm nhiệt đã làm nghiêm trọng thêm về vấn đề chất lượng điện năng trên lưới điện phân phối [4]

Đã có rất nhiều công trình nghiên cứu liên quan đến việc vận hành lưới điện phân phối được công bố Tuy nhiên, trong khuôn khổ luận văn chỉ trình bày nghiên cứu, tính toán các trường hợp vận hành đối với PV áp mái trên lưới điện phân phối khu vực TPHCM

1.12 Những tác động của hệ thống PV đấu nối lưới điện phân phối 1.12.1 Ảnh hưởng về điện áp

Nhiều công trình nghiên cứu đã nhận định rằng vi phạm điện áp là yếu tố quan trọng nhất hạn chế sự thâm nhập của PV [11], [12] Thông thường, lưới điện phân

phối hạ áp sẽ không được trang bị các thiết bị điều chỉnh điện áp Điện áp trên lưới điện hạ áp chủ yếu phụ thuộc vào các cấp điện áp trung và cao thế Do đó, sẽ có nhiều trường hợp quá/thấp áp xảy ra trên lưới điện hạ thế

1.12.1.1 Dao động điện áp

Hệ thống PV trong phát tuyến phân phối có khả năng gây ra hiện tượng nhấp nháy đáng kể do các chuyển động của đám mây [13] và do các hoạt động của MPPT [14] Hiện tượng nhấp nháy có thể phát sinh ngay cả khi nguồn điện PV được tiêu thụ tại chỗ và không được truyền ra lưới điện [15] Tuy nhiên, mức độ nghiêm trọng của nhấp nháy điện áp được đánh giá rất khác nhau Theo [16], giới hạn dao động điện áp và nhấp nháy 2% bị vi phạm ở mức thâm nhập PV 20% khi PV tập trung ở một vị trí duy nhất Khi các hệ thống lắp đặt PV được phân bổ tốt, thậm chí ở mức thâm nhập 50% PV, vẫn không có vi phạm về tiêu chuẩn dao động điện áp được tìm thấy Thông qua phép đo thực tế của hệ thống PV 3,6 kWp, [17] cũng phát hiện ra rằng nhấp nháy tại điểm đấu nối (ngay sau bộ biến tần) vượt quá giới hạn cục bộ 1% trong thời gian PV phát công suất cực đại

1.12.1.2 Mất cân bằng điện áp

Trong lưới điện phân phối hạ thế ba pha, đa phần hộ gia đình thường chỉ đấu nối trên một pha Mất cân bằng điện áp xảy ra khi tải của các pha chênh lệch nhau đáng kể Ngay cả khi không lắp đặt PV, cũng có sự mất cân bằng do trở kháng và tải không cân bằng giữa các pha Mất cân bằng có thể dẫn đến quá nhiệt và giảm tốc độ của động cơ, máy biến áp [18] và máy phát điện ba pha nhỏ [19]

Theo [20], đã nghiên cứu tác động của việc lắp đặt PV trong khu dân cư đối với sự mất cân bằng điện áp trong lưới điện phân phối: lưới điện 6 khách hàng và 28 khách hàng ở Thụy Điển, cũng như lưới 40 khách hàng ở Đức Trong mạng 100 kVA ở lưới điện 6 khách hàng, trường hợp xấu nhất mất cân bằng điện áp khi không có PV là > 2% Con số này tăng lên gần 3% khi mỗi khách hàng lắp đặt PV 6 kW trên cùng một pha Chỉ xét đến sự xâm nhập của 6 hệ thống PV, mức mất cân bằng dự kiến là khoảng 1% Các kết quả tương tự cũng thu được đối với các lưới điện lớn hơn

Người ta cũng nhận thấy rằng khi PV được kết nối ngẫu nhiên vào một trong các pha, mức độ mất cân bằng điện áp có thể giảm so với trước khi có hệ thống PV Và khi mức thâm nhập PV tăng từ 75% lên 100%, sự mất cân bằng điện áp thực sự được tạo lập, vì số lượng PV lớn hơn sẽ có khả năng cân bằng điện áp tốt hơn

Sự mất cân bằng điện áp do PV gây ra ảnh hưởng đáng kể đến hiệu quả điều khiển điện áp trong hệ thống [21] Thậm chí có thể gây việc ra ngắt kết nối các hệ thống PV do các tác động từ phương thức điều chinh điện áp trên lưới điện Việc hấp thụ và bơm công suất phản kháng trên một pha không chỉ ảnh hưởng đến điện áp của pha đó mà còn ảnh hưởng đến điện áp của cả hai pha còn lại Thật vậy, việc phối hợp giữa các pha trong điều chỉnh điện áp là tối quan trọng để ngăn ngừa và giải quyết các sự cố về điện áp hiệu quả Việc bơm công suất phản kháng vào một trong các pha có thể giải quyết được sự cố quá điện áp trên pha khác Điều này cho thấy có thể sử dụng PV để bơm công suất phản kháng vào hệ thống có liên quan đến việc tăng điện áp của nó Trong khi hấp thụ công suất phản kháng làm giảm điện áp của PV Tuy nhiên, hiện tượng này xảy ra do mối liên hệ giữa ba pha

Mức thâm nhập PV thấp hơn nhưng không cân bằng trong lưới điện hạ áp có thể gây ra nhiều vấn đề hơn so với mức thâm nhập PV cao hơn nhưng cân bằng Do đó, trong các nghiên cứu tính toán và lập phương thức vận hành, các nhà nghiên cứu chỉ xem xét tác động của việc thâm nhập PV cân bằng trên lưới điện, thì các vấn đề chênh lệch điện áp giữa các pha có thể bị bỏ sót [21]

1.12.1.3 Biên độ điện áp

Điện áp vận hành của hệ thống điện được quy định nghiêm ngặt bởi các quy trình, quy định vận hành hệ thống điện Ở Canada, các tuyến dây đến 50 kV phải duy trì điện áp ở trạng thái ổn định trong khoảng 0,917 đến 1,042 p.u [22] theo định nghĩa của Viện Tiêu chuẩn Quốc gia Hoa Kỳ (ANSI) C84.1 Các tiêu chuẩn tương tự tồn tại ở mỗi quốc gia, chẳng hạn như EN 50160 cho lưới điện của Châu Âu, giới hạn biên độ điện áp trong khoảng ± 10% giá trị tham chiếu [23] Nhiều tài liệu nghiên cứu đã đưa ra dải điện áp chấp nhận được là 0,9 đến 1,06 p.u [24], 0,90 đến 1,05 p.u [25], và 0,95 đến 1,05 p.u [26] Khi điện áp thay đổi đáng kể, máy biến áp thay đổi

nấc phân áp và các bộ điều chỉnh điện áp khác có thể cần được vận hành thường xuyên hơn để giữ điện áp trong phạm vi cho phép, làm giảm tuổi thọ của chúng

Ở mức thâm nhập thấp, PV phân tán có thể cải thiện biên độ điện áp và giảm tổn thất trong hệ thống [27] Tuy nhiên, ở mức thâm nhập cao - khi công suất phát của PV ra vượt quá nhu cầu tiêu thụ tại chỗ và gây ra trào lưu công suất ngược - nó cũng có thể gây ra các vấn đề quá áp Các vấn đề quá áp thường xảy ra tại thời điểm PV phát công suất đỉnh mà có ít hoặc không có tải trong lưới điện hạ áp [11]; [24] Theo [11], đã phát hiện ra rằng hiện tượng quá áp thường gặp trong mạng điện áp trung áp khi mức thâm nhập PV vượt quá 20% do hệ thống truyền tải thiếu tính linh hoạt để đáp ứng với sự dao động công suất phát của các hệ thống PV do chuyển động của những đám mây Điện áp thấp, thậm chí là sụp đổ điện áp, cũng có thể xảy ra khi công suất phát PV đạt đỉnh và giảm đột ngột do các chuyển động của đám mây [28] Nhiều nhà nghiên cứu đã phát hiện ra rằng các vấn đề quá áp sẽ xảy ra trước khi quá tải các thành phần của hệ thống điện Vấn đề này đã được nghiên cứu cho lưới điện hạ áp điển hình ở Hà Lan [29] [22] đã phân tích một lưới điện hạ gồm 216 hộ tiêu thụ và quan sát thấy quá áp khi hộ tiêu thụ phát ra 1,87 kW (tổng cộng ~ 22% giá trị định mức máy biến áp) Khi trở kháng của tuyến dây tăng gấp đôi, công suất tối đa cho mỗi hộ tiêu thụ giảm xuống còn 1,10 kW Đại học Bang Colorado (CSU), trong khi nghiên cứu tác động của việc tích hợp hệ thống PV 5,2 MWac với tải ban ngày tối thiểu là 3,1 MVA, đã xác định quá áp là một vấn đề tiềm ẩn trong hệ thống phân phối 13,2 kV [15] Xcel Energy - tiện ích mà CSU đề xuất sử dụng, trong trường hợp quá áp, việc chỉnh định bộ điều khiển điện áp và sau đó sử dụng bộ biến tần để hấp thụ công suất phản kháng

Vị trí của PV trong hệ thống phân phối có ý nghĩa rất lớn với việc điều chỉnh điện áp [30] Bằng cách phân tích mức thâm nhập PV tối đa trong 16 tuyến dây, đại diện cho các tuyến dây phân phối của Hoa Kỳ, [30] phát hiện ra rằng PV phân bố đều gây ra ít vấn đề về điện áp nhất và PV càng gần lưới điện lớn hơn thì càng tốt về vấn đề quá áp

Các tình huống vận hành thấp áp và quá áp thậm chí có thể xảy ra cùng lúc khi có sự mất cân bằng điện áp Ví dụ, khi quá áp trên một pha được phát hiện bởi máy biến áp thay đổi nấc phân áp, máy biến áp sẽ thay đổi nấc phân áp của nó để giảm điện áp Điều này có thể khiến hai pha còn lại gặp phải tình trạng thấp áp [31]

Vấn đề quá/thấp áp do PV gây ra khó có thể xảy ra trong hệ thống truyền tải vì điện áp trong hệ thống truyền tải bị phụ thuộc vào công suất phản kháng nhiều hơn do giá trị điện kháng tương đối thấp Ngoài ra, có nhiều bộ điều chỉnh điện áp hơn trong hệ thống truyền tải Do đó, ở cấp độ truyền tải, sự thay đổi của công suất hoạt động PV ảnh hưởng đến tần số của hệ thống nhiều hơn điện áp Tuy nhiên, mặc dù không có khả năng xảy ra tình trạng quá/dưới điện áp duy trì, nhưng có thể xảy ra tình trạng quá/quá áp quá độ Bằng cách mô phỏng các cấp độ sự cố truyền tải, [32] nhận thấy rằng mặc dù hệ thống có PV (thâm nhập 20%) trải qua thời gian ổn định và đỉnh điện áp tương tự so với trường hợp không có PV, nhưng nó lại trải qua mức sụt áp lớn hơn, thấp hơn tới 5% Nếu sự cố gây ra việc ngắt kết nối trên quy mô lớn của các hệ thống PV, hệ thống sẽ trải qua các dao động điện áp quy mô lớn hơn [33] cũng phát hiện ra rằng quá điện áp quá độ sau một sự cố tăng lên với sự thâm nhập PV và khoảng cách của PV đến lưới điện chính

1.12.2 Tần số

Tần số phụ thuộc vào sự cân bằng của nguồn cung công suất và nhu cầu phụ tải Khi nhu cầu phụ tải tăng lên, nguồn phát cũng phải tăng lên để cân bằng phương trình công suất Khi nguồn và tải chênh lệch công suất, sự chênh lệch được phản ánh trong sự thay đổi của tần số hệ thống thông qua phương trình sau [34]: