Trên đây, tác giả đã trình bày về các quy định đấu nối DG với lưới theo một số tiêu chuẩn khác nhau. Nói chung các tiêu chuẩn kỹ thuật đều có sự khác nhau, điều đó làm khó khăn và tăng thêm tính phức tạp trong việc triển khai và tiêu chuẩn hóa trên phạm vi toàn cầu.
Ở Việt Nam, quy định kỹ thuật đối với nguồn điện phân tán khi đấu nối vào lưới điện phân phối được thể hiện trong thông tư 32/2010/TT BCT về cơ bản đã đáp - ứng được những yêu cầu cần thiết khi đấu nối nguồn điện phân tán với lưới điện phân phối.
Dưới đây là những đánh giá về các yêu cầu kỹ thuật khi đấu nối nguồn điện phân tán vào hệ thống điện của Việt Nam và một số quốc gia trên thế giới:
Yêu cầu về điện áp
Thông tư 32/2010/TT BCT qui định dải điện áp làm việc của nguồn điện - phân tán tại điểm đấu nối nhà máy điện với lưới điện là +10% và 5%. Dải điện áp - này phù hợp với nguồn điện đấu nối vào lưới điện 110kV do sẽ làm tăng chất lượng điện áp trên lưới điện mà không gây ảnh hưởng đến khách hàng dùng điện (do các máy biến áp 110kV xuống điện áp trung áp thường có bộ điều áp dưới tải). Trong khi đối với nguồn điện đấu nối vào lưới điện trung áp dải điện áp quy định này chưa hợp lý do nguồn điện này cấp điện trực tiếp cho khách hàng trong khi các máy biến áp phân phối trung áp không có khả năng điều áp dưới tải.
Quy định về dải điện áp làm việc của nhà máy điện trong lưới trung áp không chỉ gây khó khăn cho vận hành nguồn điện phân tán (do tiêu chuẩn giới hạn điện áp dưới là cao đối với một số loại nguồn điện) mà còn có thể ảnh hưởng đến chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng trên lưới trung áp (do tiêu chuẩn giới hạn điện áp trên có thể gây quá điện áp trong một số chế độ vận hành lưới điện). Các quốc gia Hoa Kỳ, Anh và khu vực Bắc Âu quy định dải điện áp làm việc bình thường đối với nguồn điện phân tán là +5% và -10%.
Yêu cầu về tần số
Thông tư 32/2010/TT BCT quy định dải tần số làm việc bình thường của - nguồn điện phân tán rộng hơn so với tiêu chuẩn của Hoa Kỳ, Bỉ nhưng lại hẹp hơn so với tiêu chuẩn của Anh, Pháp và các nước Bắc Âu.
Yêu cầu về hệ thống bảo vệ
Mặc dù yêu cầu về hệ thống bảo vệ giữa các quốc gia không có sự thống nhất nhưng các quốc gia này đều yêu cầu nguồn điện phân tán phải trang bị một số loại bảo vệ với thông số cụ thể. Các máy phát DG đều phải tách lưới khi lưới điện chính không cung cấp năng lượng hoặc khi có sự cố nặng nề. Khi giá trị điện áp và tần số vượt ra khỏi phạm vi cho phép, các máy phát DG đều được yêu cầu ngừng hoạt động trong khoảng thời gian phục hồi sự cố.
Trong khi đó thông tư 32/2010/TT BCT chưa đề cập đến những yêu cầu này. - Thông tư 32/2010/TT CT đưa việc trang bị hệ thống bảo vệ của nguồn điện phân -B tán là tùy thuộc thỏa thuận giữa đơn vị phân phối điện và khách hàng.
Yêu cầu về chất lượng điện năng
Các tiêu chuẩn về chất lượng điện năng được trình bày trong thông tư 32/2010/TT-BCT đã bám sát với các tiêu chuẩn quốc tế mà nhiều quốc gia đang áp dụng và phù hợp với điều kiện thực tế của Việt Nam.
CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN ĐẾN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI Ở VIỆT NAM 3.1. Xu hướng phát triển DG trong lưới điện phân phối (LĐPP) ở Việt Nam
Nguồn DG sẽ ngày càng được ứng dụng nhiều trong các LĐPP, điều này được giải thích bởi tình trạng bão hòa của các mạng điện hiện có, cùng với sự phát triển nhanh của phụ tải trong khi việc xây dựng các nguồn truyền thống công suất lớn cần nhiều thời gian. Khi LĐPP kết nối DG, ngoài việc tận dụng được tiềm năng của năng lượng tái tạo, các DG còn có thể sẽ mang lại nhiều lợi ích kỹ thuật và kinh tế
Chính vì các lợi ích to lớn mà DG mang lại, rất nhiều nước trên thế giới, trong đó có nước ta, đã và đang xây dựng những chiến lược tổng thể để phát triển nguồn điện này. Tính đến cuối năm 2009, tổng công suất của DG đã được lắp đặt và đưa vào vận hành ở nước ta khoảnghơn 500 MW trong đó nguồn TĐN và điện gió chiếm tỷ lệ lớn nhất, tiếp đến là các nguồn: điện sinh khối, điện mặt trời...
Hiện nay nhiều địa phương ở nước ta đang phát triển mạnh nguồn DG. Các tỉnh miền núi phía Bắc chủ yếu phát triển DG thuỷ điện nhỏ (Lào Cai, Lạng Sơn, Hà Giang...) với tổng công suất dự báo đến hàng trăm MW ở mỗi địa phương. Các tỉnh thuộc khu vực Tây Nguyên hiện cũng nhiều thuỷ điện nhỏ đang vận hành (Gia Lai; ĐắcLắk...). Một số tỉnh tập trung phát triển các nguồn điện gió - WP (Bình Thuận, Ninh Thuận,...), một số WP đã đi vào hoạt động thương mại (điện gió Tuy Phong - Bình Thuận, công suất 7,5MW).
Cũng theo đề án quy hoạch và phát triển điện lực Quốc gia đến năm 2025 (tổng sơ đồ VI) thì: mục tiêu phát triển DG đến 2025 là 4051 MW, trong đó giai đoạn 2006 2015 là 1600 MW và giai đoạn 2016 2025 là 2451 MW. Trong chiến - - lược phát triển năng lượng Việt Nam cũng đưa ra mục tiêu: phấn đấu tăng tỷ lệ các nguồn DG phải đạt 4,5% vào năm 2020; đạt 6% vào năm 2030 và 11% vào năm 2050. Điều này cũng tương đối phù hợp với các kết quả nghiên cứu về tiềm năng nguồn DG trong cân bằng năng lượng tổng thể.
Như vậy, với hiện trạng và chiến lược phát triển tổng thể của DG ở nước ta thì cả hiện tại và trong tương lai gần, DG sẽ đóng vai trò quan trọng trong quá trình điện khí hoá nông thôn.
3.2. Phân tích ảnh hưởng của nguồn điện phân tán đến lưới điện phân phối ở Việt Nam Việt Nam
3.2.1. Mô hình nghiên cứu
Nghiên cứu thực tế cho thấy, trong các dạng nguồn điện phân tán nước ta hiện nay chỉ có thủy điện nhỏ và tua bin gió đang được đấu nối vào lưới điện phân - phối. Nguồn điện phân tán sử dụng các dạng năng lượng tái tạo khác hiện ở mức tiềm năng, sẽ được phát triển trong tương lai như: năng lượng sinh khối (biomass) và khí sinh học (biogas), năng lượng mặt trời, địa nhiệt. Những dự án tua bin gió đã - và đang được phát triển ở Việt Nam thường có quy mô khá lớn với gam máy công suất tua bin lớn nên cấp điện áp đấu nối vào lưới điện phân phối là cấp điện áp - 110kV. Trong khi đó nguồn điện phân tán là thủy điện nhỏ ở nước ta rất đa dạng, đấu nối vào nhiều cấp điện áp khác nhau của lưới điện phân phối. Hơn nữa, ảnh hưởng của các loại nguồn điện phân tán khi đấu nối vào lưới điện nói chung và lưới trung áp nói riêng về cơ bản có những điểm chung. Do đó, đề tài sử dụng mô hình nghiên cứu là nguồn phân tán thủy điện nhỏ đấu nối vào lưới điện trung áp.
Mô hình được lựa chọn để nghiên cứu là lưới điện trung áp khu vực hiện tại đang có nguồn thủy điện nhỏ đấu nối vào lưới điện và cấp điện trực tiếp cho phụ tải khu vực. Đề tài xem xét lưới điện trung áp tại khu vực TBA 110kV Phù Yên, tỉnh Sơn La (công suất 32MVA).
Giới thiệu về lưới điện trung áp hiện trạng của TBA 110kV Phù Yên:
TBA 110kV Phù Yên Yên công suất MBA 2x16MVA – 110/35/22kV, có 4 xuất tuyến trung thế ( lộ 35kV và 1 lộ 22kV), hiện nay đang đảm bảo nhiệm vụ cấp 3 điện cho các phụ tải huyện Phù Yên và huyện Bắc Yên.
- Lộ 371 (35kV) cấp điện cho các xã phía nam: Tường Thượng, Tường Hạ, Tân Phong, Nam Phong, Bắc Phong, Đá Đỏ.
- Lộ 373 (35kV) cấp điện chủ yếu cho huyện Bắc Yên và các xã phía tây huyện Phù Yên gồm: Gia Phù, Suối Bau, Suối Tọ, Sập Xa. Hiện có nhà máy thuỷ điện Suối Sập 2 (công suất 14,4MW) và Suối Sập 3 (công suất 17MW) đấu nối transit trên đường trục.
- Lộ 375 (35kV) cấp điện cho các xã phía bắc và đông huyện: Tường Phù, Tường Thượng, Huy Bắc, Quang Huy, Mường Thải, Mường Cơi, Tân Lang, Mường Làng, Mường Do và Mường Bang.
- Lộ 471 (35kV) được hình thành từ việc cải tạo lộ 971 trạm TG Phù Yên đấu nối vào thanh cái 22kV trạm 110kV Phù Yên, cấp điện cho thị trấn Phù Yên và các xã Huy Hạ, Huy Tường, Tường Tiến và Tường Phong.
Trạm 110kV Phù Yên (E17.5) hiện giữ vai trò hết sức quan trọng trong việc cấp điện cho các xã của huyện Phù Yên nói riêng và hầu hết các xã của huyện Bắc Yên.
Giới thiệu về nhà máy thủy điện Suối Sập 2:Thuỷ điện Suối Sập 2 được xây dựng trên suối Sập, (thượng lưu của suối Háng Đông và suối Bé), nhánh cấp một của Sông Đà, nằm trên địa bàn xã Suối Tọ, huyện Phù Yên, tỉnh Sơn La, cách thị trấ Phù Yên theo đường thẳng khoảng 12 km về phía Đông Namn . Nhà máy được đấu nối vào đường trục lộ 373, chính thức phát điện lên lưới từ tháng 7 năm 2007. Các thông số chính của nhà máy được trình bày trong bảng sau.
Bảng 3.1: Thông số chính của nhà máy thủy điện Suối Sập 2
TT Thông số Ký hiệu Đơn vị Trị số
Ghi chú
1 Diện tích lưu vực Flv Km2 235
2 Công suất đảm bảo Nđb MW 1,88
3 Công suất lắp máy Nlm MW 14,4
5 Nhà máy thuỷ điện kiểu Hở
6 Số tổ máy Tổ 4
7 Loại tua bin Trục ngang,
Francis
8 Cột nước tính toán Htt m 167
9 Lưu lượng lớn nhất qua
nhà máy Qmax M
3/s 10,5
Đề tài sử dụng phần mềm PSS/E để thực hiện mô phỏng mô hình thực tế này. Quá trình mô phỏng được thực hiện với dữ liệu đầu vào căn cứ theo nguyên tắc, giả thiết như sau:
- Phụ tải lộ 373 được tương đương hóa về một số nút cơ bản là những nút nằm trên đường trục có cùng tiết diện.
- Phụ tải của các đường trục còn lại được tương đương hóa về một nút tải. - Các thông số của lưới điện được lấy theo giá trị thực tế,
- Phụ tải chế độ bình thường được lấy 60% giá trị phụ tải cực đại.
- Giá trị phụ tải tính toán và phương án đấu nối thủy điện nhỏ được lấy theo đề án “Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Sơn La giai đoạn 2011 2015 có xét đến - năm 2020” đã được Bộ Công thương phê duyệt.[12]
3.2.2. Phân tích ảnh hưởng của nguồn điện phân tán đến điện áp lưới điện Đề tài thực hiện các mô phỏng: Đề tài thực hiện các mô phỏng:
- Lưới điện trung áp trạm biến áp 110kV chế độ phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu, chế độ bình thường khi có nhà máy thủy điện Suối Sập 2 vận hành phát điện lên lưới.
- Lưới điện trung áp biến áp 110kV chế độ phụ tải cực đại khi không có nhà máy thủy điện Suối Sập 2 vận hành phát điện lên lưới.
- Lưới điện trung áp trạm biến áp 110kV chế độ phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu, chế độ bình thường khi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3 cùng vận hành phát điện lên lưới.
- Lưới điện trung áp trạm biến áp 110kV chế độ phụ tải cực tiểukhi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3 tiêu thụ công suất phản kháng.
Do các nhà máy thủy điện hiện có và dự kiến đều được đấu nối vào đường trục 373 nên đề tài tập trung vào phân tích giá trị điện áp tại các nút trên đường trục này. Giá trị điện áp tại các nút trên xuất tuyến 373 trong các chế độ vận hành được trình bày trong bảng sau:
Bảng 3.2: Điện áp nút trên đường trục 373 trong các chế độ vận hành khi nhà máy thủy điện Suối Sập 2 phát công suất lớn nhất và khi không vận hành
Tên nút
Điện áp nút (kV)
Thuỷ điện Suối Sập 2 phát công suất lớn nhất
Thuỷ điện Suối Sập 2 không vận
hành
Pmax Chế độ bình thường Pmin Pmax Chế độ bình thường Pmin
TC 35kV Phù Yên 33.250 35.700 36.750 33.250 35.700 36.750 S ối Sậ 2 33 667 36 169 37 212 33 138 35 679 36 736 Suối Sập 3 33.611 36.162 37.209 33.082 35.672 36.733 Bản Mòn 33.562 36.152 37.202 33.033 35.665 36.726 Bắc Yên 33.439 36.131 37.191 32.907 35.641 36.715 Song Pe 33.320 36.113 37.184 32.785 35.623 36.708 Bản Khoa 33.285 36.110 37.181 32.750 35.620 36.705 Đèo Chẹn 33.275 36.110 37.177 32.736 35.620 36.701
Từ kết quả tính toán cho ta đồ thị phân bố điện áp nút trên đường trục lộ 373 khi TĐ Suối Sập 2 phát công suất lớn nhất và khi TĐ Suối Sập 2 không phát điện trong các chế độ phụ tải khác nhau. Phân bố điện áp nút trên đường trục lộ 373 được trình bày trong các hình vẽ dưới đây.
Hình 3.2: Phân bố điện áp nút trên đường trục lộ 373 khi TĐ Suối Sập 2 không phát điện
Hình 3.3: Phân bố điện áp nút trên đường trục lộ 373 khi TĐ Suối Sập 2 phát công suất lớn nhất 32.500 33.000 33.500 34.000 34.500 35.000 35.500 36.000 36.500 37.000 Pmax Pmin Ptb TC 35kV
Phù Yên SuốiSập2 SuốiSập3
Bản
Mòn BắcYên SongPe BảnKhoa ĐèoChẹn
33.000 33.500 34.000 34.500 35.000 35.500 36.000 36.500 37.000 37.500 Pmax Pmin Ptb TC 35kV
Kết quả tính toán giá trị điện áp tại các nút trên xuất tuyến 373 trong các chế độ vận hành khi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3 phát công suất lớn nhất được trình bày trong bảng sau:
Bảng 3.3: Điện áp nút trên đường trục 373 trong các chế độ vận hành khi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3 phát công suất lớn nhất
Tên nút
Điện áp nút (kV) Thuỷ điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3
phát công suất lớn nhất
Thuỷ điện nhỏ không vận hành
Pmax Chế độ bình thường Pmin Pmax Pmin
TC 35kV Phù Yên 33.250 35.700 37.450 33.250 36.750 Suối Sập 2 34.167 36.631 38.346 33.138 36.736 Suối Sập 3 34.405 36.894 38.602 33.082 36.733 Bản Mòn 34.360 36.887 38.598 33.033 36.726 Bắc Yên 34.241 36.862 38.588 32.907 36.715 Song Pe 34.125 36.848 38.577 32.785 36.708 Bản Khoa 34.090 36.845 38.577 32.750 36.705 Đèo Chẹn 34.080 36.841 38.574 32.736 36.701
Từ kết quả tính toán cho ta đồ thị phân bố điện áp nút trên đường trục lộ 373 trong các chế độ phụ tải khác nhau khi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3 phát công suất lớn nhất.
Hình 3.4: Phân bố điện áp nút trên đường trục lộ 373 khi TĐ Suối Sập 2 và Suối Sập 3 phát công suất lớn nhất 32.000 33.000 34.000 35.000 36.000 37.000 38.000 39.000 Pmax Pmin Ptb TC 35kV
Kết quả tính toán giá trị điện áp tại các nút trên xuất tuyến 373 trong chế độ phụ tải cực tiểu khi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3 cùng tiêu thụ công suất phản kháng được trình bày trong bảng sau:
Bảng 3. : Điện áp nút trên đường trục 373 trong chế độ phụ tải cực tiểu4 khi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3 tiêu thụ công suất phản kháng
Tên nút Điện áp nút (kV) TĐ Suối Sập 2 và Suối Sập 3 phát công suất lớn nhất TĐ Suối Sập 2 và Suối Sập 3 tiêu thụ công suất phản kháng TC 35kV Phù Yên 37.450 37.450 Suối Sập 2 38.346 37.205 Suối Sập 3 38.602 37.135 Bản Mòn 38.598 37.128 Bắc Yên 38.588 37.118 Song Pe 38.577 37.111 Bản Khoa 38.577 37.107 Đèo Chẹn 38.574 37.104
Từ kết quả tính toán cho ta đồ thị phân bố điện áp nút trên đường trục lộ 373 trong chế độ phụ tải cực tiểu khi các nhà máy thủy điện Suối Sập 2 và Suối Sập 3