So sánh giữa 2 kiểu lưới điện 1 chỉ bao gồm phụ tải dân cư và lưới điện 2 bao gồm phụ tải dân cư và thương mại nhỏ, từ kết quả về hiện tượng quá điện áp trong Bảng 3.4, ta nhận xét trong ngày làm việc, ảnh hưởng quá điện áp trong lưới điện 2 lớn hơn so với lưới điện 1 với chênh lệch 1 nút quá áp và 2,02 giờ quá áp. Tuy nhiên, trong ngày chủ nhật, hiện tượng quá áp trong lưới điện 1 lớn hơn lưới điện 2 với chênh lệch 2 nút quá áp và 24,97 giờ quá áp. Vậy sự chênh lệch giữa ngày làm việc và ngày chủ nhật trong lưới điện 1 là lớn hơn đáng kể so với lưới điện 2. Ngoài ra, theo đồ thị hình 3.9, ta nhận thấy trị số trào lưu công suất ngược trong trường hợp 2 với trị số trung bình là 0,063 MW lớn hơn trường hợp 1 với trị số trung bình là 0,033 MW là do công suất đặt của hệ thống PV tỷ lệ thuận với tổng công suất đặt của phụ tải trên lưới, mặt khác tổng công suất trong lưới điện 2 lớn hơn lưới điện 1 do có thêm phụ tải thương mại nhỏ nên ta có công suất đặt của hệ thống PV lớn hơn trong lưới điện 2. Từ đây, ta có thể kết luận trong phạm vi lưới điện mô phỏng, hệ thống điện mặt trời phù hợp hơn với cấu trúc lưới có kết hợp tải dân cư và tải thương mại nhỏ.
49 (a)
(b)
Hình 3.9. Đồ thị dòng công suất ngược tại nhóm vị trí cuối với cấp xâm nhập 100% trong Ngày làm việc (NLV) và Chủ nhật (CN):
(a)Lưới điện 1, (b)Lưới điện 2
-0,07 -0,06 -0,05 -0,04 -0,03 -0,02 -0,01 0 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Cô ng s uấ t tá c dụ ng , P (pu )
Thời gian (giờ)
NLV_Nhóm cuối CN_Nhóm cuối -0,12 -0,1 -0,08 -0,06 -0,04 -0,02 0 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Cô ng s uấ t tá c dụ ng , P (pu )
Thời gian (giờ)
50
CHƯƠNG 4.KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP
Kết luận
Luận văn đã tìm hiểu những ảnh hưởng của điện mặt trời tới lưới điện khi có sự xâm nhập cao của điện mặt trời và thực hiện mô phỏng, tính toán được điện áp của lưới điện cụ thể trước và sau có điện mặt trời nối vào lưới. Quá trình mô phỏng được áp dụng với lưới điện Băng Cốc, Thái Lan, một khu vực có điều kiện khí tượng tương đồng với miền nam Việt Nam. Thông qua các mô phỏng, các kết luận được đưa ra có thể được dùng làm kinh nghiệm trong vận hành lưới điện có sự xâm nhập của điện mặt trời cho các công ty điện lực. Cụ thể, các ảnh hưởng điện áp gây ra bởi hệ thống điện mặt trời được tóm tắt như sau:
- Khi độ xâm nhập của hệ thống điện mặt trời trên lưới điện càng lớn, hiện tượng quá áp càng nghiêm trọng biểu hiện qua các giá trị lớn nhất về số nút quá áp đạt 11 trên tổng 23 nút của lưới điện, tổng thời gian quá áp đạt 46,03 giờ và giá trị quá áp lớn nhất đạt 1,09 tại cấp xâm nhập 100% trong ngày làm việc tại nhóm cuối cấu trúc lưới chỉ bao gồm phụ tải dân cư; Với cấu trúc lưới kết hợp phụ tải dân cư và phụ tải thương mại, các giá trị này lần lượt là 12 nút quá áp trên tổng 23 nút, 48,05 giờ quá áp và đỉnh quá áp là 1,11.
- Theo vị trí nhóm lắp đặt, hiện tượng quá áp nghiêm trọng hơn khi khoảng cách nhóm vị trí lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái càng xa nguồn. Với cấu trúc lưới điện chỉ bao gồm phụ tải dân cư, trong ngày làm việc, tại nhóm vị trí gần nguồn, ta thấy số nút quá áp là 1, thời gian quá áp là 2,45 giờ, đỉnh quá áp là 1,05 pu; tại nhóm vị trí xa nguồn, ta có các giá trị lần lượt là 11 nút quá áp, 46,03 giờ quá áp và đỉnh quá áp là 1,09 pu. Với cấu trúc lưới điện kết hợp phụ tải dân cư và thương mại, tại nhóm vị trí gần nguồn, ta có số nút quá áp là 1, thời gian quá áp là 1,38 giờ, đỉnh quá áp là 1,05 pu; tại nhóm vị trí xa nguồn, ta có các giá trị lần lượt là 12 nút quá áp, 48,05 giờ quá áp và đỉnh quá áp là 1,11 pu.
- Theo sự thay đổi công suất phụ tải giữa ngày làm việc và ngày chủ nhật, hiện tượng quá áp ảnh hưởng nhiều hơn trong ngày chủ nhật so với ngày làm việc thể hiện qua số nút quá áp là 19 và 11, thời gian quá áp là 113,93 giờ và 46,03 giờ, đỉnh quá áp là 1,11 và 1,089 tương ứng với ngày chủ nhật và ngày làm việc trong cấu trúc lưới chỉ bao gồm tải dân cư. Hiện tượng này cũng xảy ra tương tự trong cấu trúc lưới kết hợp tải dân cư và thương mại và có thể giải thích do lượng điện năng tiêu thụ phụ tải dân cư trong ngày chủ nhật giảm so với ngày làm việc.
51
- Theo sự thay đổi trong thành phần phụ tải, hệ thống điện mặt trời cho thấy sự biến động nhiều hơn trong lưới điện kết hợp 2 thành phần tải dân cư và thương mại nhỏ so với lưới điện chỉ có phụ tải dân cư trong ngày làm việc thể hiện qua số nút quá áp là 12 và 11, tổng thời gian quá áp là 48,05 giờ và 46,03 giờ, đỉnh quá áp là 1,108 và 1,089 ứng với hai cấu trúc lưới điện kết hợp và chỉ gồm phụ tải dân cư. Trong ngày chủ nhật, lưới điện chỉ bao gồm phụ tải dân cư có biến động nhiều hơn so với thành phần phụ tải trong lưới điện còn lại thể hiện qua số nút quá áp là 19 và 17, tổng thời gian quá áp là 113,93 giờ và 88,96 giờ và đỉnh quá áp là 1,13 và 1,11.
Đề xuất giải pháp
Một số giải pháp có thể được xem xét nhằm điều chỉnh điện áp tốt hơn khi có điện mặt trời nối lưới:
- Điều chỉnh điện áp các nút bị quá áp thông qua việc hấp thụ hoặc phát công suất phản khảng từ biến tần của hệ thống PV. Biện pháp này khó thực hiện được do các tiêu chuẩn lưới điện hiện nay thường không cho hệ thống PV tham gia điều chỉnh công suất phản kháng. Mặt khác, khi PV tham gia điều chỉnh điện áp cũng cần xây dựng chính sách phù hợp để đảm bảo công bằng giữa các chủ đầu tư lắp đặt PV.
- Sử dụng bộ lưu trữ năng lượng để sạc năng lượng dư thừa của PV vào ban ngày nhằm tránh quá áp và xả năng lượng vào ban đêm lúc tải cao điểm nhằm nâng điện áp trong khi PV không hoạt động. Giải pháp này có tính linh hoạt cao. Tuy nhiên ắc quy lưu trữ hiện tại có chi phí đầu tư lớn nên cần phải có tính toán kinh tế cụ thể.
52
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] G. Linh, “Phát triển điện mặt trời ở một số quốc gia trên thế giới,” 2020. [Trực tuyến]. Địa chỉ: http://consosukien.vn/phat-trien-dien-ma-t-troi-o-mot-so- quoc-gia- tren-the-gioi.htm.
[2] “Thailand Solar Energy Profile,” 2020. [Trực tuyến]. Địa chỉ: https://solarmagazine.com/solar-profiles/thailand/.
[3] L. Bằng, “Cuối năm khó lường, nguồn điện vô tận tưởng ngon ăn thành nỗi lo,” 2021. [Trực tuyến]. Địa chỉ: https://vietnamnet.vn/vn/kinh-doanh/dau- tu/dien-mat-troi-dien-gio-cang-ve-cuoi-nam-noi-lo-cang-lon-740591.html. [4] E. Bellini, “BloombergNEF expects up to 209 GW of new solar for this year,”
2021. [Trực tuyến]. Địa chỉ:
https://www.pvmagazine.com/2021/02/23/bloombergnef-expects-up-to-209- gw-of-new-solar-for-this-year.
[5] H. D. Hùng, “Năng lượng mặt trời - lý thuyết và ứng dụng”. Đà Nẵng: Nhà xuất bản ĐH bách khoa Đà Nẵng, 2004.
[6] N. C. Vân, “Năng lượng mặt trời - Quá trình nhiệt và ứng dụng”. Hà Nội: Nhà xuất bản khoa học và kĩ thuật, 2006.
[7]. T. Bách, “Giáo trình Lưới điện”. Hà Nội: Nhà xuất bản Giáo Dục, 2007. [8]. N. A. Xuân,”Nghiên cứu kết hợp nguồn điện tái sinh và các bộ lưu điện để
nâng cao hiệu quả cung cấp điện. Tính áp dụng cho lưới điện phân phối 22kV
thành phố Hải Dương,” Luận văn thạc sỹ kỹ thuật, Đại học Bách khoa Hà
Nội, Hà Nội, 2018.
[9]. P. V. Bảo, “Thiết kế hệ thống điện mặt trời áp mái nối lưới tại tòa nhà Sở Công thương Hưng Yên,” Đồ án tốt nghiệp, Đại học Bách khoa Hà Nội, Hà Nội, 2020.
[10] Z. A. Kamaruzzama, A. Mohamed and H. Shareef, “Effect of grid-connected photovoltatic systems on static and dynamic voltage stability with analysis techniques-a review,” Preglad Elektrotechniczn, ISSN 0033-2097, R. 91, pp. 134-138, 2015. DOI: 10.15199/48.2015.06.27.
[11] B. Uzum, A. Onen, H. M. Hasanien and S. M. Muyeen, “Rooftop Solar PV Penetration Impacts on Distribution Network and Further Growth Factors—A Comprehensive Review,” Electronics, vol. 10, no. 1, pp. 55, Dec. 2020. DOI: 10.3390/electronics10010055.
53
[12] N. T. Anh, S. Chaitusaney and A. Yokoyama, “Optimal Strategies of Siting, Sizing, and Scheduling of BESS: Voltage Management Solution for Future LV Network,” IEEJ, vol. 14, no. 5, pp. 694-704, 2019. DOI: https://doi.org/10.1002/tee.22856.
[13] B. I. Crăciun, T. Kerekes, D. Séra and R. Teodorescu, "Overview of recent grid codes for PV power integration," in 2012 13th International Conference on Optimization of Electrical and Electronic Equipment (OPTIM), Romania,
May 2012, USA: IEEE, 2012, pp. 959-965, 2012. DOI:
10.1109/OPTIM.2012.6231767.
[14] PEA, "Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems
Grid Code," PEA grid code, 2015.
[15] MEA, "Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems
Grid Code," MEA grid code, 2015.
[16] M. McGranaghan, T. Ortmeyer, D. Crudele, T. Key, J. Smith, and P. Barker,
“Advanced Grid Planning and Operations”. USA: Sandia National
Laboratories, 2008.
[17]“Global Solar Atlas”, 2021. [Trực tuyến]. Địa chỉ: https://globalsolaratlas.info/map?c=11.609193,8.4375,3.
54
PHỤ LỤC
Phụ lục 1: Bảng sản lượng đầu ra của hệ thống điện mặt trời và
thông số khí hậu giữa Băng Cốc (Thái Lan) và Thành phố Hồ Chí Minh (Việt Nam)
Chỉ số Ý nghĩa Băng Cốc Thành phố
Hồ Chí Minh
PV OUT Sản lượng đầu ra PV một ngày
(kWh/kWp) 3,9-4,16 3,82-4,2 DNI
Tổng lượng bức xạ trực tiếp một ngày chiếu vào 1m2 mặt phẳng luôn hướng về mặt trời (
kWh/ m2) 3,21-3,66 3,13-3,99 GHI Tổng lượng bức xạ hằng ngày chiếu vào 1m2 mặt phẳng nằm ngang. (kWh/m2) 4,88-5,17 4,81-5,26 DIF Tổng lượng bức xạ ngang
khuếch tán (kWh/m2) 2,43-2,55 2,32-2,55
Phụ lục 2: Mẫu ma trận nhập thông số nút trong thư viện Matpower
% bus_i type Pd Qd Gs Bs area Vm Va baseKV zone Vmax Vmin
mpc.bus = [ 1 3 0 0 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 2 1 21.7 12.7 0 0 1 1 0 135 1 1.1 0.95; 3 1 2.4 1.2 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 4 1 7.6 1.6 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 5 1 0 0 0 0.19 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 6 1 0 0 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 7 1 22.8 10.9 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 8 1 30 30 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 9 1 0 0 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 10 1 5.8 2 0 0 3 1 0 135 1 1.05 0.95; 11 1 0 0 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 12 1 11.2 7.5 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 13 1 0 0 0 0 2 1 0 135 1 1.1 0.95; [17]
55 14 1 6.2 1.6 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 15 1 8.2 2.5 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 16 1 3.5 1.8 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 17 1 9 5.8 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 18 1 3.2 0.9 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 19 1 9.5 3.4 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 20 1 2.2 0.7 0 0 2 1 0 135 1 1.05 0.95; 21 1 17.5 11.2 0 0 3 1 0 135 1 1.05 0.95; 22 1 0 0 0 0 3 1 0 135 1 1.1 0.95; 23 1 3.2 1.6 0 0 2 1 0 135 1 1.1 0.95; 24 1 8.7 6.7 0 0.04 3 1 0 135 1 1.05 0.95; 25 1 0 0 0 0 3 1 0 135 1 1.05 0.95; 26 1 3.5 2.3 0 0 3 1 0 135 1 1.05 0.95; 27 2 0 0 0 0 3 1 0 135 1 1.1 0.95; 28 1 0 0 0 0 1 1 0 135 1 1.05 0.95; 29 1 2.4 0.9 0 0 3 1 0 135 1 1.05 0.95; 30 1 10.6 1.9 0 0 3 1 0 135 1 1.05 0.95];
Phụ lục 3: Mẫu ma trận nhập thông số đường dây
trong thư viện Matpower
%% branch data
% fbus tbus r x b rateA rateB rateC ratio angle status angmin angmax
mpc.branch = [ 1 2 0.02 0.06 0.03 130 130 130 0 0 1 -360 360; 1 3 0.05 0.19 0.02 130 130 130 0 0 1 -360 360; 2 4 0.06 0.17 0.02 65 65 65 0 0 1 -360 360; 3 4 0.01 0.04 0 130 130 130 0 0 1 -360 360; 2 5 0.05 0.2 0.02 130 130 130 0 0 1 -360 360 2 6 0.06 0.18 0.02 65 65 65 0 0 1 -360 360; 4 6 0.01 0.04 0 90 90 90 0 0 1 -360 360; 5 7 0.05 0.12 0.01 70 70 70 0 0 1 -360 360; 6 7 0.03 0.08 0.01 130 130 1300 0 1 -360 360;
56 6 8 0.01 0.04 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 6 9 0 0.21 0 65 65 65 0 0 1 -360 360; 6 10 0 0.56 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 9 11 0 0.21 0 65 65 65 0 0 1 -360 360; 9 10 0 0.11 0 65 65 65 0 0 1 -360 360; 4 12 0 0.26 0 65 65 65 0 0 1 -360 360; 12 13 0 0.14 0 65 65 65 0 0 1 -360 360; 12 14 0.12 0.26 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 12 15 0.07 0.13 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 12 16 0.09 0.2 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 14 15 0.22 0.2 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 16 17 0.08 0.19 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 15 18 0.11 0.22 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 18 19 0.06 0.13 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 19 20 0.03 0.07 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 10 20 0.09 0.21 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 10 17 0.03 0.08 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 10 21 0.03 0.07 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 10 22 0.07 0.15 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 21 22 0.01 0.02 0 32 32 32 0 0 1 -360 360; 15 23 0.1 0.2 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 22 24 0.12 0.18 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 23 24 0.13 0.27 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 24 25 0.19 0.33 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 25 26 0.25 0.38 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 25 27 0.11 0.21 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 28 27 0 0.4 0 65 65 65 0 0 1 -360 360; 27 29 0.22 0.42 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 27 30 0.32 0.6 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 29 30 0.24 0.45 0 16 16 16 0 0 1 -360 360; 8 28 0.06 0.2 0.02 32 32 32 0 0 1 -360 360;
57
6 28 0.02 0.06 0.01 32 32 32 0 0 1 -360 360];
Phụ lục 4: Mẫu kết quả sau khi chạy bài toán xác định thông số
vận hành của lưới điện.
How many? How much? P (MW) Q (MVAr) --- --- --- --- Buses 30 Total Gen Capacity 335.0 -95.0 to 405.9 Generators 6 On-line Capacity 335.0 -95.0 to 405.9 Committed Gens 6 Generation (actual) 193.9 110.7 Loads 20 Load 189.2 107.2
Fixed 20 Fixed 189.2 107.2 Dispatchable 0 Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts 2 Shunt (inj) -0.0 0.2
Branches 41 Losses (I^2 * Z) 4.67 18.17 Transformers 0 Branch Charging (inj) - 14.5 Inter-ties 7 Total Inter-tie Flow 27.2 68.0 Areas 3
Minimum Maximum
--- ---
Voltage Magnitude 0.856 p.u. @ bus 19 1.000 p.u. @ bus 1 Voltage Angle -3.61 deg @ bus 30 3.10 deg @ bus 13 P Losses (I^2*R) - 0.53 MW @ line 1-2 Q Losses (I^2*X) - 2.45 MVAr @ line 12-13
Phụ lục 5:Mẫu kết quả điện áp nút sau khi chạy bài toán xác định
thông số vận hành của lưới điện
======================================================= =========================
| Bus Data |
======================================================= =========================
Bus Voltage Generation Load
58 --- --- --- --- --- --- ---