3.1.1Lưới điện mô phỏng
Lưới điện mô phỏng được xây dựng dựa trên cấu trúc điển hình của lưới hạ áp quản lý bởi MEA (Metropolitan Electricity Authority - Cơ quan điện lực đô thị), Thái Lan. Cấu trúc lưới mô phỏng được mô tả trong Hình 3.1. Chiều dài của xuất tuyến chính là 3 km. Chín nhánh nối từ xuất tuyến chính cung cấp điện cho các phụ tải hộ gia đình. Bốn nhánh nối từ xuất tuyến chính cung cấp điện cho phụ tải thương mại nhỏ. Các thông số trở kháng đường dây được liệt kê trong Phụ lục 7:.
Hình 3.1. Cấu hình của lưới mô phỏng
Để đơn giản hóa trong quá trình tính toán, các loại phụ tải được giả định là có cùng hệ số công suất với phụ tải dân cư là 0,98 và phụ tải thương mại nhỏ là 0,9. Hệ số công suất phát của PV là 1 tại tất cả các nút lắp đặt. Bỏ qua tổn thất đường dây nối giữa xuất tuyến đến các hộ gia đình.
3.1.2 Đồ thị công suất tiêu thụ của phụ tải và công suất phát của PV.
Quá trình mô phỏng sử dụng đồ thị công suất của tải và của hệ thống điện mặt trời trong thời gian một ngày được chia thành các khoảng thời gian là một giờ.
40
Mục tiêu của mô phỏng trong chương này là tổng quan về ảnh hưởng của quá điện áp tại từng nhóm vị trí lắp đặt PV theo số lượng nút quá áp và tổng thời gian quá áp, ngoài ra đồ thị điện áp của nút có đỉnh quá áp lớn nhất sẽ được đưa ra để so sánh. Thông số phụ tải được lấy theo số liệu trung bình trong 1 năm của cơ sở dữ liệu MEA và được phân loại thành theo ngày làm việc (NLV) và Chủ nhật (CN) cho 2 loại tải thương mại nhỏ (Com) và dân cư (Res). Số liệu cụ thể theo từng giờ được trình bày trong chương 4.phụ lục 8:. Đồ thị công suất phát của PV trong 1 ngày được tính trung bình theo số liệu từ hệ thống điện mặt trời áp mái 1,2 kWp lắp đặt tại tòa nhà Kỹ thuật 4, Đại học Chulalongkorn, Thái Lan vào năm 2013. Nhận xét thấy mặc dù Bangkok có ba mùa chính là mùa hè, mùa mưa và mùa đông, biểu đồ phụ tải trong năm khá giống nhau do biên độ nhiệt hẹp. Đồ thị phụ tải và công suất phát PV của các hộ được thể hiện trong Hình 3.2 theo đơn vị tương đối.
(a)
(b)
Hình 3.2. Công suất tải (a) và công suất phát của PV (b)
0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 C ôn g su ất tác d ụn g P (p u)
Thời gian (giờ)
Res_NLV Res_CN Com_NLV Com_CN
0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223 Cô ng su ất tác d ụn g P (p u)
41
3.2 Kịch bản mô phỏng
3.2.1Định nghĩa độ xâm nhập
Độ xâm nhập của hệ thống PV được định nghĩa là tỷ lệ công suất đặt của hệ thống điện mặt trời áp mái với tổng công suất đặt của phụ tải trong lưới và được biểu diễn theo công thức (3.1).
𝑃𝑉 = 𝑇ổ𝑛𝑔 𝑐ô𝑛𝑔 𝑠𝑢ấ𝑡 𝑃𝑉 (𝑘𝑊)
𝑇ổ𝑛𝑔 𝑐ô𝑛𝑔 𝑠𝑢ấ𝑡 𝑝ℎụ 𝑡ả𝑖 (𝑘𝑊)
3.2.2Mô tả các kịch bản mô phỏng
Các kịch bản mô phỏng được thực hiện cho 2 trường hợp cấu trúc lưới: Cấu trúc lưới chỉ bao gồm phụ tải dân dụng (Lưới điện 1) và cấu trúc lưới bao gồm phụ tải dân dụng và phụ tải thương mại nhỏ (Lưới điện 2). Mỗi cấu trúc lưới được thực hiện mô phỏng trong 2 ngày: Ngày làm việc và Chủ nhật với 5 cấp xâm nhập: 0%,25%,50%,75%,100% tại 3 nhóm vị trí lắp đặt hệ thống PV: vị trí đầu, giữa và cuối. Công suất đặt của hệ thống PV tại mỗi phụ tải được tính theo tỷ lệ công suất mỗi phụ tải trong nhóm vị trí lắp đặt biểu diễn theo công thức (3.2)
𝑃𝑉𝑖 = 𝑇ổ𝑛𝑔 𝑐ô𝑛𝑔 𝑠𝑢ấ𝑡 𝑃𝑉(𝑘𝑊) × 𝐶ô𝑛𝑔 𝑠𝑢ấ𝑡 𝑝ℎụ 𝑡ả𝑖 𝑖 (𝑘𝑊)
𝑇ổ𝑛𝑔 𝑐ô𝑛𝑔 𝑠𝑢ấ𝑡 𝑝ℎụ 𝑡ả𝑖 𝑡𝑟𝑜𝑛𝑔 𝑛ℎó𝑚 (𝑘𝑊)
Công suất tiêu thụ của tải, vị trí lắp đặt cụ thể trong từng nhóm được trình bày trong Bảng 3.1.
Bảng 3.1. Công suất tải và công suất phát của PV
Vị trí nút
Công suất tải (Lưới điện 1)
Công suất tải
(Lưới điện 2) Vị trí đặt PV P (kW) Hệ số công suất tải P (kW) Hệ số công suất tải Nhóm đầu Nhóm giữa Nhóm cuối 1 0 0 0 0 2 0 0 0 0 3 0 0 0 0 4 12 0,98 12 0,98 X 5 0 0 0 0 6 10 0,98 10 0,98 X 7 0 0 15 0,9 X 8 7 0,98 7 0,98 X 9 0 0 0 0 10 0 0 0 0
42 11 9 0,98 9 0,98 X 12 0 0 0 0 13 20 0,98 20 0,98 X 14 0 0 20 0,9 X 15 12 0,98 12 0,98 X 16 0 0 0 0 17 0 0 0 0 18 5 0,98 5 0,98 X 19 0 0 10 0,9 X 20 10 0,98 10 0,98 X 21 0 0 0 0 22 12 0,98 12 0,98 X 23 0 0 20 0,9 X Tổng công suất (kW) 97 162
3.2.3Chương trình trong phần mềm Matlab
Chương trình chạy sẽ được chia làm 4 hàm (Function) và một số hàm tổng hợp kết quả trung gian. Năm hàm chính bao gồm:
Hàm lấy dữ liệu (tkdata.m)
Hình 3.3. Matlab – Hàm lấy dữ liệu (txdata.m)
Các dữ liệu cần thiết được tổng hợp trong file excel “inputdata.xlsx” bao gồm: Dữ liệu công suất phát của PV trong 24 giờ: PV_profile; Dữ liệu công suất tiêu thụ của phụ tải dân cư (res_load) và thương mại nhỏ (com_load); Bộ nhập dữ liệu theo mẫu trong thư viện Matpower: case30 được gán cho biến “gan”.
43 Hàm lặp (Do1.m)
Hình 3.4. Matlab – Hàm lặp chính (Do1.m)
Hàm chính thực hiện tính toán bài toán công suất trong hàm “LoadFlow” sau đó thực hiện tổng hợp kết quả trong hàm OV. Phần tính toán được thực hiện lặp trong 2 ngày: Ngày làm việc (d = 1) và Chủ nhật (d = 3), mỗi ngày thực hiện lặp cho 3 vị trí đặt PV: vị trí đầu (vt = 4, vị trí giữa (vt = 5) và vị tri cuối (vt = 6), mỗi vị trí được lặp cho 5 độ xâm nhập như đã đề cập ở các phần trên. Ngoài ra, một số hàm con có chức năng tổng hợp kết quả được chạy trong vòng lặp bao gồm “creatStruct” để tạo thư viện lưu kết quả cho từng vòng lặp, hàm con “cansee” để đơn giản hóa việc theo dõi kết quả và cuối cùng được tổng hợp trong biến “d_result”.
Hàm chạy bài toán trào lưu công suất (LoadFlow.m)
Hình 3.5. Matlab – Hàm chạy bài toán trào lưu công suất (LoadFlow.m)
Trong hàm này thực hiện điều chỉnh công suất tại từng nút tùy theo từng vòng lặp trong mẫu nhập dữ liệu được gán cho biến “mpc” và chạy bài toán công suất theo bộ thông số đã được điều chỉnh trong biến này bởi hàm “runpf” trong thư viện Matpower.
44 Hàm xử lý kết quả (OV.m)
Hình 3.6. Matlab – Hàm xử lý kết quả (OV.m)
Các kết quả từ hàm “runpf” trong hàm con “LoadFlow” sẽ được tổng hợp và xử lý thành các kết quả bao gồm số nút quá áp, tổng thời gian quá áp và đỉnh quá áp. Số nút quá áp được lấy bằng cách đếm số nút có điện áp lớn hơn 1,0501. Tổng thời gian quá áp tại từng nút được tính bằng cách cộng tổng thời gian giới hạn bởi 2 thời điểm nút bắt đầu vượt giá trị 1,0501 và thời điểm nút vừa quay trở về giá trị 1,0501. Do bước thời gian của dữ liệu là 1 giờ nên để xác định cụ thể 2 điểm thời gian này, ta sử dụng phép tính nội suy tuyến tính cho 2 thời điểm liên tiếp trong kết quả tính được có giá trị nhỏ hơn và lớn hơn 1,0501 cho điểm vừa đạt giá trị quá áp và ngược lại cho điểm vừa quay về giá trị điện áp bình thường. Giá trị đỉnh quá áp là giá trị điện áp lớn nhất trong các nút bị quá áp.
3.3 Kết quả mô phỏng.
3.3.1Ảnh hưởng điện áp theo độ xâm nhập
Nhằm đánh giá ảnh hưởng của độ xâm nhập đến điện áp lưới điện, phần này sẽ tiến hành mô phỏng với các mức độ xâm nhập PV lần lượt là 0%, 25%, 50%, 75% và 100% trên lưới điện 1 và lưới điện 2. Hệ thống PV được lắp đặt tại cuối mỗi lưới, quá trình mô phỏng diễn ra vào ngày làm việc. Giới hạn điện áp làm việc trong chế độ bình thường là 0,95pu - 1,05pu.
Trong ngày làm việc, điện áp các nút lưới điện 1 nằm trong ngưỡng cho phép tại các cấp mô phỏng 0%, 25% và 50% với trị số điện áp gần ngưỡng lớn nhất cho phép là 1,048 pu. So với cấp 0%, cấp 25% giảm được tổng công suất tiêu thụ của phụ tải là 8,83% và cấp 50% giảm được 17,65%. Với lưới điện 2, điện áp các nút
45
nằm trong ngưỡng cho phép tại các cấp mô phỏng 0%, 25% và 50% với trị số điện áp gần ngưỡng lớn nhất là 1,0454 pu.
Bảng 3.2. Ảnh hưởng quá điện áp theo độ xâm nhập tại nhóm vị trí cuối trong ngày làm việc
Lưới điện 1
Độ xâm nhập 0% 25% 50% 75% 100%
Số nút quá áp 0 0 0 6 11
Thời gian quá áp (h) 0 0 0 9,66 46,03
Đỉnh quá áp 0 0 0 1,06 1,09
Lưới điện 2
Độ xâm nhập 0% 25% 50% 75% 100%
Số nút quá áp 0 0 0 6 12
Thời gian quá áp (h) 0 0 0 12,03 48,05
Đỉnh quá áp 0 0 0 1,07 1,11
So với cấp 0%, cấp 25% giảm được tổng công suất tiêu thụ của phụ tải là 9,95% và cấp 50% giảm được 19,89% trong ngày làm việc. Tại các cấp 75% và 100% xảy ra hiện tượng quá áp với tỷ lệ quá áp so với mức cơ bản lần lượt là 1,01 và 1,04 lần trong lưới điện 1. Với lưới điện 2, hai tỷ lệ này lần lượt là 1,02 và 1,06 lần. Lúc này, trào lưu công suất ngược có giá trị lớn vào thời điểm khi công suất PV lớn và công suất tiêu thụ của tải nhỏ gây ra hiện tượng quá điện áp tại các nút phụ tải.
Ta có thể thấy độ xâm nhập càng lớn, tỷ lệ giảm tổng công suất tiêu thụ của tải càng cao. Tỷ lệ giảm công suất này được định nghĩa là tỷ lệ giữa tổng công suất của tải sau khi đã trừ đi công suất phát của hệ thống PV ứng với cấp xâm nhập cụ thể so với tổng công suất của phụ tải khi không lắp đặt hệ thống PV. Tuy nhiên, điều này chỉ có nghĩa khi tổng công suất trao đổi trên lưới bao gồm công suất ngược và công suất tiêu thụ của tải không vượt quá lượng công suất trong trường hợp không lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái.
3.3.2Ảnh hưởng điện áp theo nhóm vị trí lắp đặt
Trong phần này, hệ thống PV với độ xâm nhập 100% được lắp đặt tại các vị trí: Đầu lưới điện, giữa lưới điện và cuối lưới điện để đánh giá ảnh hưởng của vị trí lắp đặt PV đến vấn đề quá điện áp. Quá trình mô phỏng diễn ra vào ngày làm việc
46
Bảng 3.3. Ảnh hưởng quá điện áp theo vị trí nhóm tại độ xâm nhập 100% trong ngày làm việc
Lưới điện 1 Lưới điện 2
Độ xâm nhập 100% 100%
Số nút quá áp
Nhóm đầu 1 1
Nhóm giữa 7 10
Nhóm cuối 11 12
Thời gian quá áp (h)
Nhóm đầu 2,45 1,38 Nhóm giữa 7,34 18,96 Nhóm cuối 46,03 48,05 Đỉnh quá áp Nhóm đầu 1,05 1,05 Nhóm giữa 1,06 1,07 Nhóm cuối 1,09 1,11
So sánh giữa vị trí nhóm, ta nhận xét thấy các kết quả về số nút quá áp, thời gian quá áp và đỉnh quá áp tăng dần khi vị trí lắp đặt hệ thống điện mặt trời càng xa nguồn. Ví dụ trường hợp lưới điện 2, trong ngày làm việc, so sánh kết quả giữa nhóm đầu và nhóm cuối, ta thấy số nút quá áp là 1 tại nhóm đầu và 12 tại nhóm cuối, tương tự với thời gian quá áp là 1,38 giờ và 48,05 giờ; đỉnh quá áp là 1,05pu và 1,11pu. Trường hợp lưới điện 1 cũng có quan hệ tương tự. Ta có thể thấy rõ trong 2 đồ thị hình 3.7 và hình 3.8 khi đỉnh quá áp tại của nhóm vị trí cuối luôn cao hơn nhóm vị trí. Điều này có thể giải thích thông qua công thức được cung cấp trong tài liệu [14]:
∆𝑉~ 𝐼𝑃𝑉 × (𝑋𝑠𝑖𝑛(𝜃) + 𝑅𝑐𝑜𝑠(𝜃))
Công thức (3.3) thể hiện độ tăng điện áp gây ra bởi hệ thống điện mặt trời PV. Thành phần chính trong công thức bao gồm điện trở và điện kháng (R và X) tỷ lệ thuận với chiều dài xuất tuyến từ nguồn tới vị trí đặt PV, biên độ dòng điện hệ thống PV truyền lên lưới điện IPV và góc pha của dòng điện đó (𝜃). Với cùng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời, tức coi IPV không đổi, ta thấy độ tăng điện áp càng tăng khi thành phần điện trở, điện kháng càng lớn hay khoảng cách từ nguồn đến vị tri đặt PV càng xa. Do vậy, ảnh hưởng điện áp gây ra lớn nhất tại nhóm vị trí ở cuối xuất tuyến.
47
Hình 3.7. Lưới điện 1 - Đồ thị điện áp nút có đỉnh quá áp lớn nhất tại cấp xâm nhập 100% trong ngày làm việc
Hình 3.8. Lưới điện 2 - Đồ thị điện áp nút có đỉnh quá áp lớn nhất tại cấp xâm nhập 100% trong ngày làm việc
3.3.3Ảnh hưởng điện áp giữa ngày làm việc và chủ nhật.
Với độ xâm nhập 100%, hệ thống PV được lắp đặt tại cuối của lưới điện, quá trình mô phỏng được diễn ra trong hai ngày: Ngày làm việc và ngày chủ nhật để đánh giá ảnh hưởng của đồ thị phụ tải đến vấn đề quá điện áp.
Bảng 3.4. Ảnh hưởng quá điện áp giữa ngày làm việc (NLV) và chủ nhật (CN) tại nhóm vị trí cuối với cấp xâm nhập 100%
Lưới điện 1 Lưới điện 2
Ngày NLV CN NLV CN
Số nút quá áp 11 19 12 17
Tổng thời gian quá áp
tại các nút (h) 46,03 113,93 48,05 88,96 Đỉnh quá áp 1,089 1,11 1,108 1,13 0,8 0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 1,15 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 V (pu )
Thời gian (giờ)
NLV_Nhóm đầu NLV_Nhóm giữa NLV_Nhóm cuối
0,8 0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 1,15 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 V (pu )
Thời gian (giờ)
48
So sánh giữa ngày làm việc và chủ nhật, theo bảng 3.4 ta thấy các kết quả quá điện áp trong ngày chủ nhật luôn lớn hơn so với trong ngày làm việc ở cả hai lưới điện. Trên đồ thị phụ tải Hình 3.2a, ta thấy tải thương mại nhỏ có đồ thị phụ tải trong ngày làm việc gần giống ngày chủ nhật. Tuy nhiên, tải dân cư có đồ thị công suất phụ tải ngày làm việc cao hơn so với ngày chủ nhật, cụ thể tổng điện năng tiêu thụ của phụ tải dân cư trong ngày chủ nhật bằng 0,82 lần lượng điện năng tiêu thụ trong ngày làm việc, đặc biệt khoảng thời gian lượng điện năng tiêu thụ giảm tập trung trong khoảng thời gian từ 8h00 đến 18h00 là thời gian hệ thống điện mặt trời phát công suất. Do vậy, trào lưu công suất ngược trong ngày chủ nhật sẽ lớn hơn so với ngày làm việc, kéo theo dòng điện truyền lên lưới điện tăng và kết quả là trị số điện áp tăng. Ta có thể thấy rõ sự chênh lệch này trên đồ thị hình 3.9. Cụ thể, trong cấu trúc lưới 1, độ lớn trào lưu công suất ngược trung bình trong ngày làm việc là 0,034 MW, trong ngày chủ nhật là 0,041 MW. Trong cấu trúc lưới điện 2, trào lưu công suất ngược trung bình trong ngày làm việc có độ lớn là 0,059 MW, trong ngày chủ nhật là 0,064 MW. Vậy kết luận rằng do ngày chủ nhật có đồ thị công suất phụ tải dân cư giảm so với ngày làm việc nên trào lưu công suất ngược tăng trong ngày chủ nhật do công suất phát của PV là không đổi giữa hai ngày khiến mức độ quá áp trong ngày chủ nhật lớn hơn.
3.3.4Ảnh hưởng điện áp theo loại phụ tải
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