Giáo trình thiết kế tích hợp hệ thống năng lượng tái tạo quyển 2

Các loại nguồn điện tái tạo thường được thiết kế tích hợp vào các hệ thống điện với cấu trúc khá tương đồng nhau. Trong đó, các bộ biến đổi điện tử công suất và kỹ thuật điều khiển được xem là yếu tố giúp các loại nguồn điện có thể đáp ứng được các yêu cầu khác nhau của hệ thống điện. Sự khác biệt về đặc điểm của mỗi loại nguồn điện cần được người thiết kế nắm được để có những cách lựa chọn cấu trúc cụ thể trong mỗi mạng điện. Với mục tiêu hướng người đọc đến việc thiết kế cấu trúc của mỗi loại nguồn điện tái tạo, tích hợp các nguồn này vào hệ thống điện và ứng dụng các phần mềm chuyên dụng để phân tích các luồng công suất trong toàn hệ thống, cuốn sách này được bố cục thành 3 chương: Chương 1. Tổng quan về năng lượng tái tạo; Chương 2. Bộ biến đổi điện tử công suất, kho điện và kỹ thuật điều khiển trong hệ thống khai thác nguồn năng lượng tái tạo; Chương 3. Thiết kế tích hợp nguồn năng lượng tái tạo. Sách dùng cho mục đích phục vụ cho công tác đào tạo trình độ đại học và sau đại học ngành kỹ thuật điện cho các trường đại học kỹ thuật trên toàn quốc. Quyển 2: chương 3.

TS LÊ TIÊN PHONG (Chủ biên),

TS DƯƠNG HÒA AN, PGS TS NGÔ ĐỨC MINH, ThS VŨ XUÂN TÙNG

TS LÊ TIÊN PHONG (CHỦ BIÊN)

TS DƯƠNG HOÀ AN, PGS TS NGÔ ĐỨC MINH, ThS VŨ XUÂN TÙNG

GIÁO TRÌNH THIẾT KÉ TÍCH HỢP HỆ THONG NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO Quyền 2

NHA XUAT BAN BACH KHOA HA NOI

Số I Đại Cổ Việt — Hai Ba Trung — Ha Ndi

VPGD: Ngõ 17 Tạ Quang Bửu - Hai Ba Trung — Hà Nội

ĐT: 024 38684569; Fax: 024 38684570

https://nxbbachkhoa.vn

Chịu trách nhiệm xuất bản điện tử:

Giám đốc - Tổng biên tập: TS BÙI ĐỨC HÙNG

Biên tập: ĐỖ THANH THUY

Thiết kế bìa: ` DƯƠNG HOÀNG ANH

Xuất bản phẩm điện tử được đăng tải tại địa chỉ website: nxbbachkhoa.vn Định dạng: PDF Dung lượng: 5,2 MB

Số DKXB: 2923-2023/CXBIPH/42-52/BKHN ISBN: 978-604-471-430-1

Số QDXB: 654/QD-DHBK-BKHN ngay 15/9/2023

Sé6 QDPH: 688/QDPH-DHBK-BKHN ngay 27/9/2023

LỜI NÓI ĐẦU

Trong bối cảnh các nguồn điện truyền thông như nhiệt điện, thủy điện,

v.v ngày càng cạn kiệt và gây ô nhiễm môi trường, động lực sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo như mặt trời, gió, v.v đang ngày càng trở nên mạnh mẽ Tỷ trọng các loại nguồn này đang tăng lên theo cấp số nhân qua các năm, nhận được sự quan tâm của chính phủ các quốc gia trên toàn thế giới, các nhà khoa học ở tất cả lĩnh vực liên quan Điều này đã giúp nguồn năng lượng tái tạo có thể tiến tới thay thế các nguồn điện truyền thống trên phạm vi toàn thé

giới, giúp kéo dài sự sống của loài người trên Trai Dat

Các loại nguồn điện tái tạo thường được thiết kế tích hợp vào các hệ

thống điện với cấu trúc khá tương đồng nhau Trong đó, các bộ biến đổi điện tử

công suất và kỹ thuật điều khiển được xem là yếu tố giúp các loại nguồn điện

có thể đáp ứng được các yêu cầu khác nhau của hệ thống điện Sự khác biệt về đặc điểm của mỗi loại nguồn điện cần được người thiết kế nắm được để có những cách lựa chọn cấu trúc cụ thể trong mỗi mạng điện

Với mục tiêu hướng người đọc đến việc thiết kế cấu trúc của mỗi loại

nguồn điện tái tạo, tích hợp các nguồn này vào hệ thống điện và ứng dụng các phần mềm chuyên dụng dé phân tích các luồng công suất trong toàn hệ thống,

cuốn sách này được bố cục thành 3 chương:

Chương 1 Tổng quan về năng lượng tái tạo

Chương 2 Bộ biến đổi điện tử công suất, kho điện và kỹ thuật điều khiển

trong hệ thống khai thác nguồn năng lượng tái tạo

Chương 3 Thiết kế tích hợp nguồn năng lượng tái tạo

Nhóm tác giả chúng tôi đã rất cố gắng sưu tầm tài liệu và nghiên cứu để

trình bày đạt được theo mục tiêu đề ra là phục vụ cho công tác đào tạo trình độ đại học và sau đại học ngành kỹ thuật điện cho các trường đại học kỹ thuật trên

toàn quốc Do cuốn sách đề cập đến nhiều dạng năng lượng tái tạo và dé cập

đến nhiều lĩnh vực khác nhau như điện tử công suất, kỹ thuật điều khiển, kho

điện, v.v nên có thể nội dung cuốn sách chưa mở rộng đầy đủ cho từng lĩnh vực được đề cập.

Nhân đây, chúng tôi xin chân thành cám ơn sự đóng góp quý báu của

thầy cô Bộ môn Hệ thống điện, Khoa Điện, Trường Đại học Kỹ thuật Công

nghiệp, Đại học Thái Nguyên Cảm ơn người phản biện đã có nhiều đóng góp dé chúng tôi hoàn thành cuốn sách này

Chúng tôi rất mong nhận được những ý kiến đóng góp của bạn đọc để

cuốn sách được hoàn thiện hơn Các ý kiến xin gửi về địa chỉ email:

mrphonghtd1246@tnut.edu.vn

Chu bién

TS Lé Tién Phong

MỤC LỤC

LỜI NÓI ĐẦU cc52ccccctnnnht.212111 tre 7 KỶ HIẾU VIỆT TÃT-::ccc6ggccoscszsxgbsoBSGAEGGSUGi0y2S0NGWuCsgssqg 7 CHƯƠNG 3 THIẾT KÉ TÍCH HỢP NGUÒN NĂNG LƯỢNG

"TẤT TẠO saytscscnc0/ co txng600i000181000000001G000VERGS0059810GSyHNGHAS0V04GLE01GRN001498HSGĐRAERVENSSSR 98 3.1 Giới thiệu chung - +: St St St S111 15141111 1 1111111 1.1111 xe 98 3.1.1 Cấu trúc chung của hệ thống tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo 98 3.1.2 Quy định chung hệ thống tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo 99

3.1.3 Quy định riêng đối với nguồn PV và điện gió đấu nối vào lưới

điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên -cz©c+ 102 3.1.4 Quy định riêng đối với nguồn PV đấu nối vào lưới điện phân phối

3.2 Thiết kế tích hợp nguồn pin mặt trời

3.2.1 Vị trí tích hợp nguồn pin mặt trời

3.2.2 Khai thác tối đa công suất của hệ thống khai thác nguồn PV

3.2.3 Tích hợp nguồn PV trong mạng điện cục bộ

3.2.4 Tích hợp nguồn PV trong mang điện ghép nói lưới 3.3 Thiết kế tích hợp nguồn điện gió

3.3.1 Vị trí tích hợp nguồn điện gió 3.3.2 Cầu trúc chung của nguồn điện gió

3.3.3 Giải pháp khai thác tôi đa công suất của nguồn điện gi

3.3.4 Tích hợp nguồn điện gió trong mạng điện cục bộ

3.3.5 Tích hợp kết nói lưới nguồn điện gió sử dụng máy phát đồng bộ 1 5

3.3.6 Tích hợp kết nối lưới nguồn điện gió sử dụng máy phát điện không đông ĐỘ . - ¿tt 1v 1 SH HT gưến 153 3.3.7 Ví dụ tích hợp nguồn điện gió trong mạng điện 35 kV 157

3.4 Thiết kế tích hợp một số nguồn năng lượng tái tạo khác 158

3.5 Thiết kế tích hợp nhiều nguồn điện tái tạo trong một hệ thống téng thé 163

Tổng kết chương 3 22-2222 2E22292EE12E211122211271112711102111.22111 2.1 168

TAL LIEU THAM KHẢO :-:::s2ci6zcu 6 scontbibasssogttxsasdtaagasedae 171

KY HIEU VIET TAT

ASG Máy phát không đồng bộ Asynchronous Generator AC Dong dién xoay chiéu Alternative current

BTPS | Turbine gió cánh nghiêng Blade Tip Power System

BBĐ Bộ biến đổi điện tử công suất Power converter

BJT Transitor công suất Bipolar lunction Transitor CWT | Turbine vom Cycloidal Wind Turbine

CHP Két hop dién va nhiét Combined heat and power

DFIG_ | Máy phát không đồng bộ kép Double Fed Asynchronous Generator

DC Dòng điện một chiều Direct current

DOD Độ sâu phóng điện Depth of Discharge ESS Kho điện/kho năng lượng, hệ Energy Storage System

thống tích trữ năng lượng

FF Hệ số điền đầy Fill factor

GTO Thyristor khóa ngược ở cực điều Gate turn-off thyristor

khién

HCS Dò tìm leo đồi Hill Climb Search HAWT | Turbine truc ngang Horizontal Axis Wind

Turbine MF May phát điện Generator

IGBT_ | Transitor có cực điều khiển cách ly | Insulated Gate Bipolar Transitor

INC Dién dan gia ting Incremental Conductance

IB Lap va chia doi Iterative and Bisectional

Field Effect Transistor

MBA _ | Máy biến áp Transformer

MPP Điểm công suất cực đại Maximum Power Point MPPT | Bộ theo dõi điểm công suất cực đại | Maximum Power Point

Tracker

NLTT | Năng lượng tái tạo Renewable energy

Nguồn Nguồn pin mặt trời, PV cell, PV Photovoltaic generator,

PV panel, PV array Photovoltaic power

STC | Điều kiện thử nghiệm tiêu chuẩn | Standard Test Condition

SG Máy phát đồng bộ Synchronous Generator SMES_ | Kho điện siêu dẫn Superconducting Magnetic

Energy Storage

TSR Ti số tốc độ đầu cánh Tip Speed Ratio

THD Tổng độ biến dạng sóng hài điện ap Total Harmonic Distortion

VAWT | Turbine truc dung Vertical Axis Wind Turbine

WRIG_ | Máy phát điện cảm ứng lồng sóc 'Wound Rotor Induction

CHƯƠNG 3

THIẾT KẾ TÍCH HỢP NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO

3.1 Giới thiệu chung

3.1.1 Cầu trúc chung của hệ thống tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo

Chương 1 đã tìm hiểu được các đặc điểm của các nguồn NLTT như

nguồn PV, nguồn điện gió, điện địa nhiệt, điện thủy triều, điện sóng biển, điện sinh khối, Chương 2 đã tìm hiểu được các các loại BBĐ, ESS và một số kỹ

thuật điều khiển Các nội dung này sẽ được ứng dụng để xây đựng các hệ thống

điện tích hợp các nguồn NLTT Theo đó, các hệ thống này có thể được phân

thành hai loại chính là dạng cục bộ hoặc kết nối lưới điện với cấu trúc chung

như trên Hình 3.1

cho phụ tải 3 pha trong mạng điện cô lập hoặc lưới điện xoay chiều 3 pha Các

BBĐ khác có thê được ứng dụng tương tự trong trường hợp cụ thể

ESS để tích trữ năng lượng khi nguồn NLTT phát ra điện năng lớn hơn yêu cầu của phụ tải/lưới điện và đáp ứng cho phụ tải trong trường hợp ngược

lại Nhìn từ khía cạnh khác, việc sử dụng ESS lại làm giảm ý nghĩa bảo vệ môi

trường và không thể tích trữ khi dung lượng của nguồn NLTT quá lớn Vì vậy,

hầu hết các hệ thống tích hợp các nguồn NLTT có kết nối vào lưới điện quốc gia thường không sử dụng ESS

Trung tâm đo lường thu thập tất cả các thông tin về trạng thái vận hành

của tất cả các phần tử trong hệ thống như dòng điện, điện áp,

Trung tâm điều độ thu thập tất cả các thông tin về trạng thái vận hành của

phía nguồn PV và phía lưới để giám sát và can thiệp vào chế độ làm việc của

phía nguồn PV Trung tâm nảy giúp cân bằng công suất và đảm bảo lưới điện

vận hành ổn định

Trung tâm điều khiền trang bị một số kỹ thuật điều khiển giúp khai thác

tối đa công suất của nguồn PV, hòa lưới hay phát công suất vào lưới điện theo

yêu cầu Kỹ thuật hòa lưới hay điều khiển các BBĐ đã được đề cập trong

chương 2

3.1.2 Quy định chung hệ thống tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo (Thông tư 16/2017/TT-BCT)

- Tần số

Tần số định mức trong hệ thống điện quốc gia là 50Hz Trong điều kiện

bình thường, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi + 0,2 Hz so

99

với tần số định mức Trường hợp hệ thống điện chưa ồn định, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi + 0,5 Hz so với tần số định mức

- Điện áp

Trong chế độ vận hành bình thường điện áp vận hành cho phép tại điềm

đấu nối được phép dao động so với điện áp danh định như sau: Tại điểm đấu

nói với khách hàng sử dụng điện là +5%; Tại điểm đấu nói với nhà máy điện là

+10% và -5% Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau sự cố, cho phép mức dao động điện áp tại điểm đấu nối với

khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp bởi sự cé trong khoảng +5%

va -10% so với điện áp danh định Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống

điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trong

khoảng +10% so với điện áp danh định Trong đó dao động điện áp được định nghĩa là sự biến đổi biên độ điện áp so với điện áp danh định trong thời gian

đài hơn I phút

- Yêu cầu về cân bằng pha

Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp

pha không vượt quá 3% điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc

5 % điện áp danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp

- Yêu cau về sóng hai

Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp (THD) là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng

của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (theo đơn

vị %), được tính theo công thức (3 1):

(3 1)

trong do:

THD là tông độ biến dạng sóng hài điện áp,

U; là giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc ¡ và N là bậc cao

nhât của sóng hài cân đánh giá;

U;: Giá trị hiệu dụng của của điện áp tại bậc cơ bản (tần số 50 Hz)

100

Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp tại mọi điểm đấu nối không được

vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 3.1

Báng 3.1 Độ biến dạng sóng hài điện áp

Câp điện áp Tông biên dạng sóng hài Biên dạng riêng lẻ Trung và hạ áp 6,5% 3%

Cho phép đỉnh nhọn điện áp bất thường trên lưới điện phân phối trong thời gian ngắn vượt quá tổng mức biến dạng sóng hài quy định trên nhưng không được gây hư hỏng thiết bị của lưới điện phân phối

- Yêu cầu về 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 3.2

Báng 3.2 Mức nhấp nháy điện áp

Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (P„) là giá trị đo được trong khoảng

thời gian 10 phút bằng thiết bị đo tiêu chuẩn theo IEC§68

P¿os¿ là ngưỡng giá trị cua Py sao cho trong khoảng 95% thời gian đo (ít

nhất một tuần) và 95% số vị trí đo P„ không vượt quá giá trị này

Mức nhấp nháy điện áp dài han (Py) được tính từ 12 kết quả đo P„ liên

tiếp (trong khoảng thời gian 2 giờ), theo công thức (3.2):

1 12

P= DP 1 @2)

101

trong đó:

Puos¿ là ngưỡng giá trị của Pụ sao cho trong khoảng 95% thời gian đo (ít

nhất 01 tuần) và 95% số vị trí đo P¡ không vượt quá giá trị này - Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố

Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian loại trừ sự cố được quy định trong Bảng 3.3

Bảng 3.3 Dòng ngắn mạch lón nhất cho pháp và thời gian loại trừ sự cố

Điệnáp | Dòng ngăn mạch lớn | Thời gian loại trừ | Thời gian chịu đựng

nhất (kA) sự cố (ms) của thiết bị (s)

110 kV 3L5 150 1

Đối với lưới điện trung áp cấp cho khu đô thị có mật độ dân cư đông và

đường dây có nhiều phân đoạn, khó phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt

trên lưới điện, cho phép thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính tại một số vị

trí đóng cắt lớn hơn giá trị đã quy định nhưng phải nhỏ hơn 1 giây (s) và phải

đảm bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện

Đơn vị phân phối điện phải thông báo giá trị dòng ngắn mạch cực đại cho

phép tại điểm đấu nói để khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phối hợp

trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị

3.1.3 Quy định riêng đối với nguồn PV và điện gió đấu nỗi vào lưới điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên

e Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời 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 đo: vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự

biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời) Chế độ điều khiển công suất phát:

Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh phát công suất tác dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển phù

102

hợp với sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30

giây với độ sai số trong dải +1% 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 thé trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị dự báo

e Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời 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 quy định tại Bảng 3.4

Bảng 3.4 Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện

tương ứng với các dải tần số của hệ thông điện

Dải tân sô của hệ thông điện Thời gian duy trì tôi thiêu 47,5 HZ dén 48,0 Hz 10 phút

e 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 (3.3):

trong đó:

AP (MW) là mức giảm công suất phát tác dụng,

Pm (MW) la cong suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi

thực hiện giảm công suất,

f, (Hz) la tan s6 hé thong điện trước khi thực hiện giảm công suất 103

e Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân

phối phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng như sau:

- Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng

20% công suất tác dụng định mức và điện áp nằm trong đải vận hành bình

thường, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nói

ứng với công suất định mức;

- 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;

- Trường hợp điện áp tại điểm đấu nói nằm trong dải + 10% điện áp định

mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chinh 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 đải 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

e Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nỗi

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 tý lệ giữa giá trị điện áp thực tế so với giá trị điện áp định mức), thời gian duy trì tối thiểu là

Tạịa (giây) là thời gian duy trì phát điện tối thiểu, U (pu) là điện áp thực tế tại điểm đấu nối

- Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,I pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện

mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

- Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 3 giây;

- Điện ap tir 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

e Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đảm bảo không gây ra

thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 1% điện áp danh

định Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được

thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối tới 3% điện áp danh

định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc tới 5% điện áp danh định đối với cấp

điện áp dưới 110 kV

3.1.4 Quy định riêng đối với nguồn PV đấu nối vào lưới điện phân phối hạ áp e Công suất đầu nối

- Tổng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp

hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá 30% công suất đặt của trạm biến áp đó;

- Hệ thống điện mặt trời có công suất đưới 3 kWA trở xuống được đâu

nối vào lưới điện hạ áp 1 pha hoặc 3 pha;

- Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 3 kVA dén 100 kVA (nhưng

không vượt quá 30% công suất đặt của trạm biến áp hạ thế đấu nói) được đấu

nối vào lưới điện hạ áp 3 pha

e Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz Khi tan số hệ thống điện nằm ngoài

đải từ 49 Hz đến 51 Hz thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận

hành phát điện trong thời gian tối thiêu 0,2 giây

e Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên

tục khi điện áp tại điểm đấu nối trong dải từ 85% đến 110% điện áp định mức

105

Khi điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải từ 85% đến 110% điện áp định

mức thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu 02 giây

« 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

e Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo loại trừ sự

cố và vận hành an toàn hệ thống điện mặt trời Đối với hệ thống điện mặt trời

có công suất từ 10 kVA trở lên, khách hàng có dé nghị đấu nối phải thống nhất

các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với Đơn vị phân phối điện

e Hệ thống điện mặt trời đấu nói vào lưới điện hạ áp phải tuân theo các

quy định về điện áp, cân bằng pha, sóng hài, nhấp nháy điện áp và chế độ nối đất quy định

3.1.5 Quy định riêng đối với đối với tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện

Yêu cầu đối với tô MF của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện đầu nối vào lưới điện phân phối

e Yêu cầu đối với tổ MF của nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn

hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối tuân theo các yêu cầu kỹ thuật tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành

e Yêu cầu đối với tổ ME của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện

(bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn) có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống:

- Có khả năng phát công suất tác dụng định mức liên tục trong dải tần số từ 49 Hz dén 51 Hz Trong dải tần số từ 47,5 Hz đến 49 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số

của tổ máy Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các

dải tần số của hệ thống theo quy định tại Bảng 3.4

- Tổ MF đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng phát và nhận liên tục công suất phản kháng với 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) ứng với công suất định mức và giữ được độ lệch điện áp trong dải quy định

106

- Tổ ME đấu nói vào lưới điện phân phối phải có khả năng chịu được

mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định và chịu được

thành phần dòng điện thứ tự không và thứ tự nghịch không nhỏ hơn thời gian loại trừ ngắn mạch pha-pha và pha-đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có

liên hệ với điểm đấu nói;

- Trong trường hợp điểm đấu nói được trang bị thiết bị tự động đóng lại,

hệ thống rơ le bảo vệ của nhà máy điện phải đảm bảo phối hợp được với thiết bị tự động đóng lại của Đơn vị phân phối điện và phải được thiết kế để đảm bảo tách được tổ ME ra khỏi lưới điện phân phối ngay sau khi máy cắt, thiết bị

tự động đóng lại hoặc dao phân đoạn của lưới điện phân phối mở ra lần đầu

tiên và duy trì cách ly tổ ME khỏi lưới điện phân phối cho tới khi lưới điện

phân phối được khôi phục hoàn toàn;

- Các nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống đấu

nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV phải trang bị bộ điều tốc có khả năng làm

việc với các giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh trong dải từ 3% đến 5%

và đải chết của bộ điều tốc trong phạm vi + 0,05 Hz 3.2 Thiết kế tích hợp nguồn pin mặt trời

3.2.1 Vị trí tích hợp nguôn pin mặt trời

Nguồn PV là nguồn điện một chiều và công suất phát ra phụ thuộc vào công suất của bức xạ mặt trời, nhiệt độ lớp tiếp giáp p-n, mức tiêu thụ của phụ tải Sản phẩm thương mại của nguồn PV là các panel, trong đó mỗi panel được

thiết kế ở STC từ vài chục đến vài trăm W, điện áp khoảng vài chục V và dễ

dang lắp đặt ở mọi nơi Chính vì vậy, nguồn PV có thể được sử dụng trong một

số trường hợp như trên Hình 3.2

a Bơm nước tại nơi chưa có điện lưới

107

điển nen

lượng mặt trời

Bộ hòa lưới chuyến

3.2.2 Khai thác tối da công suất của hệ thông khai thác nguồn PV

Với đặc trưng hiệu suất chuyển đổi năng lượng thấp, hầu hết các ứng dụng của nguồn PV thường yêu cầu trang bị các giải pháp khai thác tối đa năng lượng của loại nguồn này trong các điều kiện vận hành khác nhau Hai giải

pháp thường được kế đến đó là giải pháp cơ khí (điều khiển góc nghiêng PV panel) va giải pháp điều khién điện

e Giải pháp cơ khí: Giải pháp này điều khiển góc nghiêng PV panel theo hướng mặt trời như trên Hình 3.3 do hướng của tia sáng tới có ảnh hưởng đến khả năng bức xạ electron của nguồn PV Phương pháp này đòi hỏi kỹ thuật điều khiển phức tạp và phải sử dụng khá nhiều năng lượng dé cé thé đi chuyển cả tắm pin mặt trời cũng như giá đỡ của nó

108

Hình 3.3 Điều chỉnh góc nghiêng

e Giải pháp điều khiển điện: điều khiển chế độ làm việc của nguồn PV

thông qua các BBĐ Thông tin điều khiến được thực hiện thông bộ theo dõi điểm công suất cực đại MPPT (Maximum Power Point Tracker)

Nhiều kỹ thuật xác định MPP đã được áp dụng, trong đó có một số kỹ

thuật phổ biến do đơn giản, dễ sử dụng và chỉ phí thấp như tạo dao động và

quan sát P&O (Perturb and Observe), điện dẫn gia tăng INC (Incremental

Conductance)

Kỹ thuật P&O tìm MPP dựa trên việc tạo ra các dao động và quan sát đao động đó như trên Hình 3.4 Sau khi tạo ra dao động làm cho điểm làm việc thực sự của nguồn PV lệch sang trái hoặc sang phải so với điểm vận hành trước

và được đánh giá thông qua dấu của dP/dV Nếu đP/dV>0 thì điểm vận hành

đang có xu hướng dịch chuyền lại gần MPP và ngược lại nếu dP/dV<0 thì điểm vận hành đang có xu hướng ra xa MPP

P(k) — P(k-1) >0

Thông số đầu vào của thuật toán là dòng điện và điện áp phát ra của

nguồn pin mặt trời Mỗi khi có sự thay đổi về điều kiện tự nhiên (cường độ bức

xạ, nhiệt độ trên nguồn PV) thì các giá trị này lại thay đổi và nguồn PV chuyển sang điểm vận hành mới Đây là phương pháp thông dụng nhất đề tìm MPP

nhờ sự đơn giản trong tính toán và việc thực hiện dễ dàng mặc dù vẫn có nhược điểm Sự dao động điện áp làm tồn hao công suất trong hệ, đặc biệt

những khi điều kiện thời tiết thay đổi chậm hay ồn định Vấn dé này có thê giải

quyết bằng cách điều chỉnh thuật toán thông qua việc so sánh các tham số ở hai

thời điểm trước để dự đoán bước tiếp theo Mặt khác, khi điều kiện tự nhiên

thay đổi nhanh thì thuật toán này lại bị coi là chậm chạp hơn trong việc bám theo điểm MPP và công suất sẽ bị hao hụt nhiều hơn

Kỹ thuật INC (Incremental Conductance) vẫn được thực hiện đánh giá

MPP tương tự như kỹ thuật P&O nhưng dựa trên thành phần điện dẫn dl

Alyy, Tov nhự mô tả trên Hình 3.5 dv, V,

PV PV

‘Do V(k), I(k)

AV(k) = V(k) - V(k-1) AI(k) = I(k) - I(k-1)

Giữ Tang V(k) Giam V(k) Giam V(k) Tang V(k) Giữ

nguyén || (giam PWM) || (ting PWM) || (tang PWM) || (giam PWM) ||[nguyên

Độ lớn của điện dẫn gia tăng sẽ quyết định độ nhanh chậm trong việc tìm

ra MPP Tuy nhiên khi điện dẫn gia tăng lớn quá sẽ làm cho hệ thống hoạt

động không chính xác tại điểm MPP và sẽ bị đao động Ưu điểm chính của

phương pháp này là cho kết quả tốt nhất khi thời tiết thay đổi nhanh Nhược

điểm của phương pháp này là tạo ra dao động công suất trong mạch

Các giải pháp tìm MPP khác như kỹ thuật điện áp hằng, nhiệt độ, điện áp

hở mạch, dòng điện ngắn mạch, độ dốc tối ưu, trí thông minh nhân tạo có thể

được tiếp cận một cách tương tự

Một kỹ thuật xác định MPP có thể khắc phục được các nhược điểm trên

mới được xây dựng gần đây đó là kỹ thuật IB (Iterative and Bisectional technique) Nội dung của kỹ thuật này được mô tả trên Hình 3.6

Ppif°-max{ppv9, pp(9.1, pạy€*2)}<e

Pox = ppxt™D

Hình 3.6 Thuật toán IB tim MPP

111

Để thực hiện kỹ thuật IB, cần sử dụng thêm cảm biến đo G và T Điều

nay có thé lam tăng chi phí đầu tư nhưng có thê giúp đem lại hiệu quả vận hành

tốt hơn các kỹ thuật thông thường

Các phân tích trên cho thấy việc khai thác tối đa công suất của nguồn PV là một trong những yêu cầu cơ bản của hệ thống tích hợp nguồn PV dù được tích hợp trong mạng điện cục bộ hay mạng điện ghép nói lưới

3.2.3 Tích hợp nguồn PV trong mạng điện cục bộ

3.2.3.1 Cầu trúc hệ thống

Mạng điện cục bộ tích hợp nguồn PV được mô tả trên Hình 3.7 Mạng điện

này thường có sự kết hợp với ESS đề cân bằng công suất giữa nguồn và tải cũng

như khắc phục nhược điểm của nguồn PV khi không có bức xạ mặt trời

MPPT|—>| Bộ điêu khiên

Một số lưu ý với cấu trúc trên Hình 3.7:

- BBD DC/DC, cé thé 1a b6 tang ap (boost) nếu điện áp trên DCbus cao hơn điện áp nguồn PV, là bộ giảm áp (buck) nếu điện áp trên DCbus cao hơn điện áp nguồn PV

- BBD DC/DC; có thể là bộ tăng áp (boost) nếu điện áp trên DCbus thấp hơn điện áp yêu cầu của phụ tải 1 chiều, là bộ giảm áp (buck) nếu điện áp trên

DCbus cao hơn điện áp của phụ tải l chiều

- BBĐ DC/DC; có thể là bộ tăng áp (boost) nếu điện áp trên DCbus thấp

hơn điện áp yêu cầu của kho điện, là bộ giam ap (buck) nếu điện áp trén DCbus

cao hơn điện áp của kho điện

Việc sử dụng các BBĐ DC/DC; và DC/DC; nảy có thể làm tăng độ phức tap va chi phí lắp đặt của hệ thống nên có thê không sử dụng khi không thực sự cần thiết

- BBD DCŒ/AC biến đổi dòng điện DC thành dòng điện AC 1 pha hoặc 3

pha tùy theo yêu cầu của phụ tải AC

- Bộ điều khiển 1 thực hiện vai trò khai thác tối đa công suất của nguồn

PV tại mọi thời điểm Bộ điều khiển 2 thực hiện điều chế biên độ và tần số của

điện áp phù hợp với yêu cầu của phụ tải AC Máy biến áp trong mạng điện này

hỗ trợ đảm bảo biên độ điện áp và lọc sóng hài bậc cao trước khi cấp điện cho

phụ tải Bộ điều khiển 3 có vai trò duy trì điện áp cung cấp cho phụ tải 1 chiều

ở một giá trị không đổi, qua đó ồn định công suất cung cấp theo yêu cầu của

phụ tải Đồng thời, bộ điều khiển này điều khiển duy trì điện áp trên DCbus ở giá trị không đổi, truyền tải công suất theo cả 2 hướng (DCbus<>ESS) và làm

nhiệm vụ cân bằng công suất cho cả hệ thống

3.2.3.2 Cau hình nguồn PV

Ta đã biết nguồn PV luôn được thương mại hóa ở điều kiện tiêu chuẩn,

trong đó mỗi PV panel có công suất tai MPP 1a Pinppste chỉ từ vài chục W đến vài trăm W và điện áp tại MPP là V„pp„e chỉ vài chục Vôn Để đáp ứng được các bài toán thực tế, các PV panel phải được kết hợp với nhau dưới dạng mắc nối tiếp hoặc song song

113

Điện năng yêu cầu của phụ tải quy đổi về DCbus trong chu kỳ xét 1 ngày

Ppci (W) la cong suất tiêu thụ định mức của phu tai DC thir i,

tpc¡ (h) là thời gian sử dụng của phụ tải DC thứ ¡ trong chu kỳ xét, Pac¡ (W) là công suất tiêu thụ định mức của phụ tải AC thứ j, tac; (h) là thời gian sử dụng của phụ tải AC thứ J trong chu kỳ xét, m là số phụ tải AC sử dụng,

n là số phụ tải DC sử dụng,

'ìpcpca là hiệu suất của BBĐ DC/DC;,

tìpcac là hiệu suat cua BBD DC/AC,

Tìwpa là hiệu suất của MBA

Các đại lượng hiệu suất trên đặc trưng cho thành phần tổn thất công suất

trên bản thân thiết bị Khi thiết kế hệ thống, thiết bị nào không sử dụng thì cho

thành phần hiệu suất tương ứng với thiết bị đó bằng I (kết nối bởi dây dẫn được xem là tồn thất không đáng kẻ)

Điện năng yêu cầu của phụ tải tính ở đầu vào BBĐ DC/DC¡ được xác

Để đáp ứng được yêu cầu của phụ tải, dung lượng lắp đặt của nguồn PV phải đáp ứng được Epvuu tương ứng với vị trí đặt của nguồn PV (đặc trưng bởi

năng lượng của bức xạ mặt trời rơi trên bề mặt nghiêng tại vị trí xét) Dung lượng nguồn PV tính ra Oát đỉnh (Wp - Watt peak) được xác định theo (3.7):

EpyE

trong do:

Ppy (Wp) la dung lượng của nguồn PV tính ra Oát đỉnh,

Eo (W/m?) là năng lượng lớn nhất của bức xạ mặt trời trên bề mặt

trái đất,

Egy (W/nŸngày) là năng lượng của bức xạ mặt trời trên mặt

nghiêng tại vị trí xét trong thời gian một ngày

Số lượng các PV panel cần phải mắc nối tiếp thành một array được xác định sơ bộ bởi hàm số nguyên (int) như công thức (3.8):

Vpy la gia tri điện áp ở dau ra nguén PV

Gia tri cla Vpy 1a gia tri được lựa chọn tùy theo người thiét ké tuy theo

tig bai toan: Vpy>Vpcbus khi su dyng BBD DC/DC buck va Vpyv<Vpcbus khi str

dụng BBĐ DC/DC boost Trong một số trường hợp, giá trị của Vụ, cần được cân nhắc đến bài toán tổng thể như điều kiện làm việc của nguồn PV, khả năng tăng áp/giảm áp của các BBD, kha năng biến đổi điện áp của MBA

Số lượng các PV array trong hệ thống được xác định theo công thức (3.9):

Công suất thiết kế thực của nguồn PV ở điều kiện tiêu chuẩn được xác định theo (3.11):

Pov = Nx a (3.11)

Lưu ý: Khi làm việc ngoài trời, nhiệt độ của nguồn PV cao hơn nhiệt độ

chuẩn nên khả năng phát công suất bị suy giảm Vì vậy, khi cần đánh giá ảnh hưởng của nhiệt độ đến khả năng làm việc của nguồn PV thì công suất được

hiệu chỉnh theo công thức (3.12):

P, 1

Paya (T) = K * (3.12)

TP trong đó:

Kp là hệ số hiệu chỉnh công suất của nguồn PV theo nhiệt độ trung bình

Giá trị của Krp có thể được xác định gần đúng theo (3.13):

3.2.3.3 Cau hình của kho điện

Tương tự nguồn PV, ESS cũng thường được ghép nói tiếp và song song từ một số phần tử cơ bản như bộ ắc quy, bộ pin lithium Cấu trúc của ESS (thường sử dụng ắc quy) phụ thuộc vào yêu cầu của phụ tải, yêu cầu về độ dự phòng, giá trị điện áp yêu cầu trên DCbus và giá trị điện áp của mỗi phần tử cơ bản

Dung lượng sơ bộ của ESS được xác định theo (3 L4): E,aD

= load

trong đó:

Cạy (Ah) là dung lượng sơ bộ của kho điện,

Vụ (V) là điện áp của mỗi phần tử kho điện cơ bản,

tị là hiệu suất của mỗi phần tử kho điện cơ bản,

DOD (Depth of Discharge) là độ sâu phóng điện,

D là số ngày dự trữ (số ngày không có bức xạ mặt trời để nguồn PV

làm việc)

116

Không nên chọn D quá lớn, ví dụ > 10 ngày vì sẽ làm dung lượng ắc quy lớn và làm tăng chỉ phí trong khi kho điện ít khi nào được nạp đầy Nên chọn

Cám (Ah) là dung lượng định mức của kho điện,

Cmin (Ah) 1a dung lượng nhỏ nhất có thể phóng đến mà vẫn đảm

bảo khả năng làm việc cho chu kỳ làm việc tiệp theo của kho điện,

Số lượng các phần tử cơ bản của kho điện cần phải mắc nối tiếp được xác định sơ bộ bởi hàm số nguyên (int) như công thức (3.16):

V,

trong đó:

Vỹ là giá trị điện áp yêu cầu ở đầu ra của BBĐ DC/DC

Giá trị của Vụ là giá trị được lựa chọn tủy theo người thiết kế tùy theo

từng bài toán: Vp<Vpcpu; khi sử dụng BBĐ DC/DC buck và Vp>Vpcuu¿ khi sử

dụng BBĐ DC/DC boost Trong một số trường hợp, giá trị của Vụ, cần được

cân nhắc đến bài toán tổng thể như điều kiện làm việc của kho điện và khả

năng tăng áp/giảm áp của BBĐ

Số lượng các array kho điện trong hệ thống được xác định theo công thức (3.17):

“my Nye

3.2.3.4 Thiết kế bộ điều khiển bám đuổi MỊPP cho nguồn PV

Nhiều kỹ thuật điều khiển có thể được áp dụng trong hệ thống tích hợp

nguồn PV với mục tiêu bám đuổi MPP Tuy nhiên, nội dung nay sẽ trình bày

cụ thể một kỹ thuật sử dụng mô hình tín hiệu điều khiển điện áp trung bình

(sau đây gọi là kỹ thuật AVC) sử dụng kỹ thuật trung bình trạng thái để đưa Vpy từ trạng thái vận hành bat ky vé giá trị điện áp tính toán được của MPPT tại

mỗi thời điểm Theo phương pháp này, cấu trúc mạch vòng điều khiển dòng điện ở vòng trong và mạch vòng điều khiển điện áp ở vòng ngoài như trên Hình 3.8 dù áp dụng cho BBĐ DC/DC buck hay BBĐ DC/DC boost

yO» khién HH khiển |») phat

điện áp 7 dòng điện | xung

Hình 3.8 Mạch vòng điều khiến nguồn PV

theo phương pháp trung bình trạng thái

Trong đó:

Gev, Ge là hàm truyền của bộ điều khiến vòng điện áp, dòng điện,

Gry, Ga la ham truyén của bộ lọc nhiễu đo điện áp, dòng điện,

Gpww là hàm truyền của bộ phát xung,

G,(s) la hàm truyền của mạch vòng kin dòng điện,

Gi(s) là hàm truyền thể hiện mối quan hệ giữa ï„ với d, Gụ¡ là hàm truyền thể hiện mối quan hệ giữa Ÿ,„ và í,

Hàm truyền của khâu loc tín hiệu điện áp, dòng điện được xác định bởi (3.19):

trong do:

Ts=1/fs la chu ky phat xung PWM

Đối với kỹ thuật trung bình trạng thái, mô hình tín hiệu nhỏ của cac BBD DC/DC được sử dụng đê xác định thông sô của các bộ điêu khiên

e Xác định thông số của các bộ điều khiến khi sử dụng BBĐ DC/DC

buck

Sơ đồ mạch tương đương kết hợp trạng thái trung bình với trạng thái tín

hiệu nhỏ của BBĐÐ DC/DC buck được mô tả như trên Hình 3.10

Hinh 3.10 So dé mach twong dwong

ở trạng thái tín hiệu nhỏ BBĐ D/DC buck

119

Mối quan hệ của các đại lượng ở trạng thái én định với trạng thái tín hiệu nhỏ được mô tả bởi hệ phương trình (3 20):

Vpy = Vov + Vov

D và d là hệ số điều chế độ rộng xung điều khiển

Sử dụng định luật Kirchhoff viết cho mạch vòng phía DCbus và tại nút B,

<2 Rach, —Lae GE = VpvD Rach, ~Vpvd + VpyD-Vpvd-Vae (323)

Viết lại (3.23) với điều kién Vo=DVpy - Racli, lược bớt thành phần vô

cùng bé Vpvd và sử dụng biến đổi Laplace, có (3.24):

=(R¿+ sLjc ip = Vpvd — VpyD (3.24)

Với vòng điều khiển dòng điện, coi rằng vụ, biến thiên không nhanh so

với sự biến thiên của dòng điện (coi Ÿ,„=0 với mạch vòng dòng điện) ta có hàm truyền quan hệ giữa ip voi d duoc xac dinh theo (3.25):

120

(Rae +SLye)i, = Vpyd—VpyD (3.25)

Hàm truyền xung PWM được xác định gần đúng theo (3.26):

Hàm truyền hệ hở của mạch vòng dòng điện được xác định bởi (3.27):

Vong Ra

Gy, = GyGigGpwuGg = Gy —_{, (3.27)

(l+s h )U+sT,)

de

Bộ điều khiển G„¡ cho mạch vòng dòng điện được xác định bởi (3.28):

Với thông số bộ điều khiển dong dién Gy da la chon nhu (3.28), ham

truyén G, cho mach vòng kín của dòng điện được xác định bởi (3.29):

Trong bài toán xây dựng bộ điều khiển, mô hình Thevenin mạch điện

tương đương của nguồn PV có dạng như Hình 3.11, trong đó nguồn áp tương đương Vạ„ thay thế cho nguồn dòng, điện trở tương đương R„ thay cho R; và Rs thông qua phương trình (3.30) và (3.31):

121

Veq = (ph —Ip)R; (3.30)

Viết lại phương trình (3.32) với điều kiện l,D =1„„, Veg =IpyReq + Vpv »

bỏ qua thành phần vô cùng nhỏ id, coi rang i, biến thiên không nhanh so với sự

biến thiên của độ rộng xung (coi đ =0 với mạch vòng điện áp) ta có quan hệ hàm truyền taco ham truyén quan hé gitra Vov va i được xác định theo (3.33):

122

1

G,(s) =

Sử dụng (3.33), (3.34) và bỏ qua thành phần vô cùng bé bậc cao, hàm

truyền hệ hở cho mạch vòng điện áp được xác định theo (3.35): Gy, =G,G,,(S)G, (s) G;,

Sơ đồ mạch tương đương trạng thái trung bình kết hợp tín hiệu nhỏ của

BBĐ DC/DC boost được mô tả như trên Hình 3.12

Hình 3.12 Sơ đồ mạch tương đương

ở trạng thái tín hiệu nhỏ BBĐ D/DC boost

123

Mối quan hệ của các đại lượng ở trạng thái én định với trạng thái tín hiệu nhỏ được mô tả bởi (3.37):

Viét lai phuong trinh (3.38) véi diéu kién V,y =(1-D)Vye +Racly coi

rang Vpy biến thiên không nhanh so với sự biến thiên của dòng điện (coi Ÿ,„=0 với mạch vòng dòng điện) và sử dụng biến đổi Laplace, ta có hàm

truyền ta có hàm truyền quan hệ giữa i voi d được xác định theo (3.39):

(Rye +sLạ,)Íy + Ÿ„y = Vạ,đ

i

Hàm truyền hệ hở của mạch vòng dòng điện được xác định bởi (3.40):

trong đó:

K, = La „ "ho 2VVT

K; = Ru T

2V,.Ts

Với thông số bộ điều khiển dòng điện G„¡ đã lựa chọn như (3.41), hàm

truyền G, cho mach vong kín của dòng điện được xác định bởi (3.42):

Mach vong dién ap

Sử dụng toán tử hóa Laplace có (3.43):

Viết lai (3.43) voi diéu kign Ty =Ipy Veg =IpvReq + Vpy có quan hệ hàm

truyền điện áp với dòng điện trên cuộn cam:

trong do:

K„= Cow > ST,

hay 3 pha như phân loại trong Hình 3.13 (MBA có thê được kết nối ở phía AC của BBĐ DC/AC tùy cấu hình)

Đặc điểm chung của các hệ thống này là có thể khai thác trực tiếp nguồn PV béi BBD DC/AC để giảm chi phi dau tư và nâng cao độ tin cậy do sử dụng ít thiết bị tuy nhiên không khai thác được tối đa công suất của nguồn PV và

chất lượng điện năng dễ bị ảnh hưởng bởi chế độ làm việc không đồng nhất của các cell PV Vì vậy, BBĐ DC/DC thường kết nối trực tiếp với nguồn PV để

khắc phục các nhược điểm trên

126

Hình 3.13 Cấu trúc hệ thông PV kết nỗi lưới

Khi kết hợp với ESS, nguồn PV có thể được thiết lập với cấu trúc như

trên Hình 3.I4b,c, trong đó ESS có thể được sử dụng dưới dạng mắc nối tiếp (xếp chồng) với các BBĐ hoặc cấu trúc song song DCbus Với các nhà máy

điện PV công suất lớn, nguồn PV array có thể được khai thác thông qua BBĐ

DC/DC dựa trên cấu trúc loại II và loại IV theo dạng song song ACbus như trên Hình 3.14c