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
Trang 1-
VŨ HỮU MINH HOÀNG
TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
CÓ XÉT ĐẾN ẢNH HƯỞNG CỦA NĂNG LƯỢNG
Trang 2Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học bách khoa–ĐHQG-HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN PHÚC KHẢI
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
1 Chủ tịch: PGS TS Nguyễn Văn Liêm
2 Phản biện 1: PGS TS Võ Ngọc Điều
3 Phản biện 2: PGS TS Vũ Phan Tú
4 Ủy viên: TS Lê Văn Đại
5 Thư ký: TS Nguyễn Nhật Nam
Trang 3ĐẠI 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
Trang 4Và 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
Trang 5TÓM TẮT LUẬN VĂN
Tối ưu hóa vận hành lưới điện phân phối có xét đến
ảnh hưởng của năng lượng mặt trời
ưu lưới điện phân phối khu vực TPHCM
Trang 6ABSTRACT
Optimizing distribution power grid operation considers
the effect of solar energy
Recently, the amount of rooftop solar power connected to the distribution grid has grown very rapidly Many studies have been carried out to calculate and analyze the distribution grid operation cases when there is a penetration of the grid-connected solar power system on the roof
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
Trang 7LỜI 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
Trang 8MỤC LỤC
NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ i
LỜI CẢM ƠN ii
TÓM TẮT LUẬN VĂN iii
LỜI CAM ĐOAN v
MỤC LỤC vi
DANH MỤC BẢNG BIỂU ix
DANH MỤC HÌNH ẢNH xi
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT xiv
MỞ ĐẦU 1
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ NGUỒN NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI TẠI TPHCM 3
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
1.7.1 Tần số 10
1.7.2 Điện áp 11
1.7.3 Cân bằng pha 12
1.7.4 Xâm nhập của dòng điện một chiều 12
1.7.5 Sóng hài 13
1.7.6 Nhấp nháy điện áp 13
1.7.7 Nối đất 14
1.7.8 Bảo vệ 14
1.8 Những yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà đấu nối vào lưới điện trung áp 14
1.8.1 Tần số 14
Trang 91.8.2 Điện áp 15
1.8.3 Cân bằng pha 16
1.8.4 Sóng hài 16
1.8.5 Nhấp nháy điện áp 17
1.8.6 Nối đất 17
1.8.7 Bảo vệ và đóng cắt 18
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
1.12.1 Ảnh hưởng về điện áp 20
1.12.2 Tần số 24
1.12.3 Bảo vệ 28
CHƯƠNG 2: MÔ PHỎNG, TÍNH TOÁN TRÀO LƯU CÔNG SUẤT CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TPHCM BẰNG CÔNG CỤ ETAP 31
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
Trang 103.4 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
Trang 11DANH 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
Trang 12Bảng 1.15 Quy định về tần số đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới
điện trung áp 14
Bảng 1.16 Quy định về sóng hài điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện trung áp 17
Bảng 1.17 Quy định về sóng hài dòng điện đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện trung áp 17
Bảng 1.18 Quy định về nhấp nháy điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào lưới điện trung áp 17
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
Trang 13DANH 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
Trang 14Hình 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 54 Hình 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
Trang 15Hình 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
Trang 16DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT
OPF Optimal Power Flow (phân bố công suất tối ưu)
Trang 17MỞ 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
Trang 18Sử 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
Trang 19CHƯƠNG 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
Trang 20‐ 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%
Trang 21Tình 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 (%)
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
Trang 22MW, sản lượng ngày cao nhất là 88,8 triệu kWh
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
2020 (%)
Thực hiện
2020 (%)
So kế hoạch tăng/giảm (%)
So cùng kỳ tăng/giảm (%)
Trang 23STT Đơn vị
Chỉ tiêu
2020 (%)
Thực hiện
2020 (%)
So kế hoạch tăng/giảm (%)
So cùng kỳ tăng/giảm (%)
Trang 24Tổn 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
Trang 25Hình 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
Trang 261.6 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):
Trang 27Bảng 1.10 Quy định về tần số đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu nối vào
Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, hệ thống điện mặt trời có công suất
từ 20 kWp trở lên phải giảm công suất tác dụng xác định theo công thức sau:
∆ = 20 × × 50,5 −
50
(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
Trang 28Độ 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
3 Điều 2 Thông tư 30/2019/TT-BCT)
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)
Trang 29Bảng 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
Cấp điện áp Tổng biến dạng Biến dạng riêng lẻ
1.7.5.2 Sóng hài dòng điện
Hệ thống ĐMTMN đấu nối vào lưới điện hạ áp phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài dòng điện vượt quá giá trị quy định tại bảng sau:
Bảng 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
Cấp điện áp Tổng biến dạng Biến dạng riêng lẻ
1.7.6 Nhấp nháy điện áp
Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong bảng sau (khoản 1 Điều 8 của Thông tư 39/2015/TT-BCT được sửa đổi tại Thông tư 30/2019/TT-BCT):
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
Trang 301.7.7 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
Trang 3148 Hz đến 49 Hz 30 phút
Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, hệ thống điện mặt trời có công suất
từ 20 kWp trở lên phải giảm công suất tác dụng xác định theo công thức sau:
∆ = 20 × × 50,5 −
50
(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
Trang 32Điện 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
Trang 331.8.4.1 Sóng hài điện áp
Hệ thống ĐMTMN đấu nối vào lưới điện trung áp phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài điện áp vượt quá giá trị quy định tại bảng sau:
Bảng 1.16 Quy định về sóng hài điện áp đối với hệ thống điện mặt trời áp mái đấu
nối vào lưới điện trung áp
Cấp điện áp Tổng biến dạng Biến dạng riêng lẻ
1.8.4.2 Sóng hài dòng điện
Hệ thống ĐMTMN đấu nối vào lưới điện trung áp phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài dòng điện vượt quá giá trị quy định tại bảng sau:
Bảng 1.17 Quy định về sóng hài dòng điện đối với hệ thống điện mặt trời áp mái
đấu nối vào lưới điện trung áp
Cấp điện áp Tổng biến dạng Biến dạng riêng lẻ
nối vào lưới điện trung áp
Cấp điện áp Mức nhấp nháy cho phép
Plt95% = 0,80
1.8.6 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
Trang 341.8.7 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
Trang 35áp 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
Trang 36điều 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
Trang 37phối 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
Trang 38Người 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
Trang 39nấc 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
Trang 40Các 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]: