1 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, dưới sự hướng dẫn khoa học của GS.VS.TSKH.Trần Đình Long và TS.Đỗ Xuân Khôi. Các kết quả nêu trong luận án là trung thực và chưa từng công bố trong bất kỳ một công trình nào. Tác giả luận án Nguyễn Duy Khiêm 2 LỜI CẢM ƠN Đầu tiên tôi xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến GS.VS.TSKH Trần Đình Long, TS.Đỗ Xuân Khôi đã trực tiếp hướng dẫn, định hướng khoa học, dành nhiều thời gian quí báu và tâm huyết giúp đỡ để tôi hoàn thành luận án. Tôi xin chân thành cảm ơn quí thầy giáo, cô giáo ở Bộ môn Hệ thống điện; lãnh đạo Viện Điện, Viện Đào tạo Sau Đại học Trường Đại học Bách khoa Hà Nội; lãnh đạo khoa Kỹ thuật và Công nghệ, Tổ chức Cán bộ Trường Đại học Quy Nhơn đã tạo mọi điều kiện thuận lợi về mặt tài chính và thời gian trong suốt quá trình nghiên cứu luận án. Xin chân thành cảm ơn lời động viên của bạn bè và đồng nghiệp đã dành cho tôi. Tôi thật sự biết ơn những người nghiên cứu trước đây với những công trình có liên quan đến đề tài luận án đã được trích dẫn trong phần tài liệu tham khảo. Cuối cùng con xin bày tỏ lòng biết ơn đến ba mẹ, cảm ơn vợ và hai con trai đã luôn động viên, tạo mọi điều kiện thuận lợi cả vật chất và tinh thần. Đó chính là nguồn động lực to lớn để tôi vượt qua khó khăn và hoàn thành luận án. Tác giả luận án Nguyễn Duy Khiêm 3 MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN .................................................................................................................. 1 LỜI CẢM ƠN ....................................................................................................................... 2 MỤC LỤC ............................................................................................................................. 3 DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU .......................................................................................... 7 DANH MỤC CÁC HÌNH ẢNH, ĐỒ THỊ ............................................................................ 8 THUẬT NGỮ VÀ TỪ VIẾT TẮT...................................................................................... 12 MỞ ĐẦU ............................................................................................................................. 14 CHƯƠNG 1 ......................................................................................................................... 18 TỔNG QUAN ...................................................................................................................... 18 1.1 Năng lượng gió, nguồn năng lượng của tương lai.................................................... 18 1.2 Hiện trạng phát triển năng lượng gió trên thế giới ................................................. 20 1.3 Những thành tựu khoa học công nghệ trong lĩnh vực điện gió .............................. 21 1.3.1 Lịch sử phát triển của turbine gió....................................................................... 21 1.3.2 Các loại máy phát dùng trong hệ thống phát điện chạy bằng sức gió .................. 24 1.3.3 Phát triển năng lượng gió ở thềm lục địa ............................................................ 28 1.3.4 Suất đầu tư và giá thành điện năng của nguồn điện gió ...................................... 30 1.4 Điện gió tại Việt Nam................................................................................................ 31 1.4.1 Tiềm năng năng lượng gió của Việt Nam........................................................... 31 1.4.2 Đặc điểm và chế độ của nguồn năng lượng gió ở Việt Nam ............................... 34 1.4.3 Biến động công suất gió ở Việt Nam ................................................................. 36 1.4.4 Các nghiên cứu sử dụng năng lượng gió tại Việt Nam ....................................... 37 1.4.5 Chiến lược và quy hoạch phát triển năng lượng gió tại Việt Nam ................... 39 1.4.6 Chính sách hỗ trợ phát triển năng lượng gió tại Việt Nam ............................... 41 1.5 Tóm tắt chương 1...................................................................................................... 41 CHƯƠNG 2 ......................................................................................................................... 42 ĐẤU NỐI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN ............................................ 42 2.1 Sơ đồ đấu nối nhà máy điện gió vào hệ thống điện ................................................. 42 2.2 Lựa chọn thông số của mạch đấu nối ....................................................................... 44 4 2.2.1 Khoảng cách đấu nối ......................................................................................... 44 2.2.2 Tiết diện dây dẫn ............................................................................................... 44 2.2.3 Công suất đấu nối .............................................................................................. 44 2.2.4 Điện áp đấu nối ................................................................................................. 45 2.3 Các mô hình kết nối tổ máy turbine gió với lưới điện ............................................. 46 2.3.1 Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện (loại A) .................................. 46 2.3.2 Mô hình máy phát kết nối lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) .............................................................................................................. 47 2.3.3 Mô hình kết nối máy phát cảm ứng nguồn kép với lưới điện (loại C) ................. 47 2.3.4 Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi tỉ lệ đầy đủ (loại D) . 48 2.4 Chế độ làm việc của máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới ................................... 50 2.4.1 Sơ đồ thay thế và công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép .......................... 50 2.4.2 Dòng công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép ............................................ 51 2.4.3 Các chế độ làm việc của máy phát cảm ứng nguồn kép ...................................... 54 2.5 Một số tiêu chuẩn Quốc tế và quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối NMĐG vào HTĐ .......................................................................................................................... 55 2.5.1 Một số tiêu chuẩn Quốc tế ................................................................................. 55 2.5.2 Quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối ..................................................... 61 2.6 Điều khiển hoạt động của turbine gió trong lưới điện............................................. 64 2.6.1 Đường cong công suất lý tưởng ......................................................................... 64 2.6.2 Mục đích và chiến lược điều khiển .................................................................... 65 2.6.3 Điều khiển công suất NMĐG ........................................................................... 67 2.7 Thông số và sơ đồ đấu nối NMĐG Tuy Phong vào lưới phân phối địa phương .... 69 2.7.1 Vị trí địa lý nơi đặt nhà máy .............................................................................. 69 2.7.2 Hệ thống thiết bị và mô hình nối lưới của nhà máy ............................................ 70 2.8 Tóm tắt chương 2...................................................................................................... 78 CHƯƠNG 3 ......................................................................................................................... 79 MÔ PHỎNG VÀ ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NMĐG ĐẾN THÔNG SỐ VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN ĐỊA PHƯƠNG ......................................................................... 79 3.1 Thông số của các đối tượng được mô phỏng............................................................ 79 5 3.2 Mô phỏng kết nối NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận với lưới điện 110kV địa phương trên phần mềm PSS/E....................................................................................... 80 3.2.1 Sơ đồ nguyên lý của lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận ...................................... 80 3.2.2 Xác định phạm vi ảnh hưởng của NMĐG Tuy Phong đến lưới điện địa phương 80 3.3 Xây dựng biểu đồ trao đổi công suất giữa NMĐG với lưới điện địa phương trong một số chế độ đặc trưng ................................................................................................. 84 3.3.1 Các dữ liệu về gió .............................................................................................. 84 3.3.2 Khả năng phát công suất của turbine gió ............................................................ 85 3.3.3 Xây dựng biểu đồ phát công suất của nhà máy điện gió ..................................... 87 3.3.4 Biểu đồ trao đổi công suất ................................................................................. 90 3.4 Mô phỏng thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ đặc trưng ................ 91 3.5 Tóm tắt chương 3...................................................................................................... 96 CHƯƠNG 4 ......................................................................................................................... 97 ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN .... 97 4.1 Một số chỉ tiêu thường dùng để đánh giá độ tin cậy của các hệ thống cung cấp điện ......................................................................................................................................... 97 4.1.1 Các thông số đầu vào để xác định các chỉ tiêu độ tin cậy ................................... 97 4.1.2 Các chỉ tiêu để đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện .......................... 97 4.1.3 Một số định mức về chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện thường được áp dụng .... 100 4.2 Số liệu thống kê về thông số độ tin cậy của các turbine gió được lắp đặt ở Tuy Phong – Bình Thuận .................................................................................................... 101 4.2.1 Thông số hỏng hóc của turbine gió ở NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận .......... 102 4.2.2 Xác suất trạng thái của các tổ máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận ............. 103 4.3 Đẳng trị hóa sơ đồ lưới điện để tính toán độ tin cậy cung cấp điện ...................... 104 4.3.1 Sơ đồ lưới điện cần khảo sát và thông số về độ tin cậy của các phần tử............ 104 4.3.2 Đẳng trị hóa lưới điện, tính thông số độ tin cậy của các phần tử đẳng trị .......... 105 4.3.3 Xác suất trạng thái của hệ thống đẳng trị ......................................................... 107 4.4 Ảnh hưởng của NMĐG đến kỳ vọng thiếu hụt điện năng của hộ tiêu thụ ........... 108 4.4.1 Kỳ vọng thiếu hụt điện năng của phụ tải ngày đặc trưng khi chưa có NMĐG .. 108 4.4.2 Kỳ vọng thiếu hụt điện năng của phụ tải ngày đặc trưng khi có NMĐG ........... 111 4.5 Chiến lược chia cắt (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ... 117 6 4.5.1 Nội dung của chiến lược tách đảo trong trường hợp có nguồn điện phân tán kết nối với lưới điện ....................................................................................................... 117 4.5.2 Tính toán các thông số vận hành lưới điện được tách đảo ................................ 120 4.6 Tóm tắt chương 4.................................................................................................... 129 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ........................................................................................... 131 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ ĐƯỢC CÔNG BỐ CỦA LUẬN ÁN ................. 133 TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................................ 135 PHỤ LỤC 1 ....................................................................................................................... 144 PHỤ LỤC 2 ....................................................................................................................... 158 PHỤ LỤC 3 ....................................................................................................................... 162 7 DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Bảng 1.1 Thị phần của các hãng cung cấp thiết bị năng lượng gió ......................................... 21 Bảng 1.2 Các loại máy phát của các nhà chế tạo hàng đầu thế giới ........................................ 25 Bảng 1.3 Một số địa phương có tiềm năng gió cao nhất ở Việt Nam ...................................... 31 Bảng 1.4 Các dự án đầu tư điện gió ở Việt Nam .................................................................... 38 Bảng 1.5 Dự báo nhu cầu điện năng đến năm 2020 ............................................................... 39 Bảng 1.6 Cơ cấu điện năng năm 2020 và 2030 ...................................................................... 40 Bảng 1.7 Kịch bản khai thác các nguồn Năng lượng tái tạo đến năm 2030 ............................ 40 Bảng 2.1 Mối quan hệ của các thông số trong mạch đấu nối NMĐG với lưới điện ................ 45 Bảng 2.2 Một ví dụ về phân bố công suất giữa stator và rotor theo các hệ số trượt khác nhau 53 Bảng 2.3 Khả năng vận hành của turbine gió ứng với dải điện áp và tần số ........................... 62 Bảng 2.4 Giới hạn một số thông số về chất lượng điện năng .................................................. 64 Bảng 2.5 Sản lượng điện hàng năm của nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận ............. 73 Bảng 3.1 Thông số các phần tử được mô phỏng xét cho trường hợp NMĐG phát công suất lớn nhất tại thời điểm 17h ngày 7/8/2012 .................................................................................... 83 Bảng 3.2 Tổng hợp kết quả tính toán cho các chế độ đặc trưng.............................................. 93 Bảng 4.1 Một số chỉ số mục tiêu về ĐTC CCĐ của Hoa Kỳ ................................................ 101 Bảng 4.2 Các chỉ tiêu được EVN giao cho các Tổng công ty Điện Lực (PC) năm 2014 ....... 101 Bảng 4.3 Số liệu thống kê về hỏng hóc của turbine gió của NMĐG Tuy Phong ................... 102 Bảng 4.4 Kết quả tính toán xác suất trạng thái của nguồn điện gió ...................................... 104 Bảng 4.5 Xác suất hỏng hóc của các phần tử lưới điện ........................................................ 105 Bảng 4.6 Tổng hợp dãy xác suất khả năng cung ứng của lưới điện ...................................... 109 Bảng 4.7 Phụ tải tiêu thụ của lưới điện và nguồn phân tán tại thời điểm 12h, 23h trong ngày đặc trưng đã chọn (1/12/2012)............................................................................................. 121 Bảng 4.8 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải trước khi tách đảo .................... 121 Bảng 4.9 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải sau khi tách đảo........................ 126 Bảng 4.10 Tổn thất công suất và điện áp 22kV trên TBA Phan Rí ....................................... 127 Bảng 4.11 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải (có kết hợp sa thải phụ tải) ..... 128 8 DANH MỤC CÁC HÌNH ẢNH, ĐỒ THỊ Hình 1.1 Xu hướng tiêu thụ năng lượng toàn cầu từ 1990 đến 2040 ...................................... 18 Hình 1.2 Công suất các nguồn năng lượng tái tạo trong những năm gần đây: (1) Thủy điện, (2) Năng lượng gió, (3) Năng lượng sinh khối, (4) Năng lượng mặt trời, (5) Năng lượng địa nhiệt ............................................................................................................................................. 19 Hình 1.3 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió trên toàn thế giới ........................................ 20 Hình 1.4 Xếp hạng 10 quốc gia có công suất lắp đặt điện gió cao nhất thế giới...................... 21 Hình 1.5 Các thành phần chính của turbine gió trục đứng và trục ngang ................................ 22 Hình 1.6 Turbine gió của Poul The Mule Cour, ở Askov – Đan Mạch năm 1891 ................. 22 Hình 1.7 Turbine gió trục đứng kiểu “Eole C” đặt tại CapChat – Quebec ............................. 23 Hình 1.8 Quá trình phát triển của turbine gió ......................................................................... 23 Hình 1.9 Mô hình chuyển đổi năng lượng gió thành năng lượng điện trong hệ thống phát điện chạy bằng gió ........................................................................................................................ 24 Hình 1.10 Giản đồ khối mô tả các loại máy phát điện chạy bằng sức gió ............................... 25 Hình 1.11 Năng lực chế tạo turbine gió của một số nhà sản xuất hàng đầu thế giới (theo công suất tổ máy) .......................................................................................................................... 28 Hình 1.12 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió ở thềm lục địa .......................................... 29 Hình 1.13 Công nghệ nền móng ............................................................................................ 29 Hình 1.14 Giá thành điện gió giảm từ năm 1990 đến năm 2012 ............................................. 30 Hình 1.15 Tiềm năng năng lượng gió Việt Nam do World Bank khảo sát .............................. 33 Hình 1.16 Các vị trí có thể xây dựng NMĐG qui mô công nghiệp tại Việt Nam .................... 34 Hình 1.17 Chế độ gió ở Miền Bắc, kịch bản cho năm 2020 ................................................... 35 Hình 1.18 Chế độ gió ở Miền Trung, kịch bản cho năm 2020 ................................................ 35 Hình 1.19 Chế độ gió ở Miền Nam, kịch bản cho năm 2020 .................................................. 35 Hình 1.20 Mô tả sự chênh lệch sản lượng điện gió theo giờ ................................................... 36 Hình 1.21 Mức thay đổi công suất trong thời gian 10 phút .................................................... 36 Hình 1.22 Độ lệch chuẩn công suất gió trong thời gian 10 phút ............................................. 37 Hình 1.23 Nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận ......................................................... 38 Hình 2.1 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió trên đất liền vào lưới điện ............................. 43 Hình 2.2 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió ở thềm lục địa vào lưới điện ......................... 43 9 Hình 2.3 Sơ đồ đấu nối tương ứng với qui mô công suất của trang trại gió ............................ 44 Hình 2.4 Mô hình máy phát nối trực tiếp với lưới (loại A) ..................................................... 46 Hình 2.5 Mô hình máy phát nối lưới có tốc độ thay đổi một phần nhờ việc thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) ................................................................................................................ 47 Hình 2.6 Mô hình nối lưới của máy phát cảm ứng nguồn kép (loại C) ................................... 48 Hình 2.7 Mô hình máy phát nối lưới thông qua bộ biến đổi điện tử công suất đầy đủ (loại D) ............................................................................................................................................. 49 Hình 2.8 Sơ đồ mạch điện thay thế của DFIG........................................................................ 50 Hình 2.9 Sơ đồ mô tả dòng công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới .................. 52 Hình 2.10 Dòng công suất của DFIG làm việc ở chế độ dưới đồng bộ ................................... 54 Hình 2.11 Dòng công suất của DFIG làm việc ở chế độ trên đồng bộ .................................... 54 Hình 2.12 Dòng công suất của DFIG làm việc ở chế độ đồng bộ .......................................... 55 Hình 2.13 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Đan Mạch vận hành có kết nối điện gió ................................................................................................................. 56 Hình 2.14 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Anh Quốc vận hành có kết nối điện gió ................................................................................................................. 56 Hình 2.15 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Đan Mạch vận hành có kết nối điện gió (ở cấp điện áp lớn hơn 132kV) ................................................................ 57 Hình 2.16 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Anh Quốc vận hành có kết nối điện gió (ở cấp điện áp lớn hơn 132kV) ................................................................ 57 Hình 2.17 Yêu cầu lượng công suất phản kháng của turbine gió ............................................ 58 Hình 2.18 Điều chỉnh lượng công suất tác dụng cho việc hỗ trợ tần số .................................. 59 Hình 2.19 Qui định LVRT của NMĐG ở một số quốc gia phát triển điện gió ........................ 60 Hình 2.20 Giới hạn điện áp và tần số trong vận hành lưới điện có kết nối với nhà máy điện gió tại Việt Nam ......................................................................................................................... 62 Hình 2.21 Khả năng vượt qua điện áp thấp của turbine gió kết nối với lưới điện Việt Nam ... 64 Hình 2.22 Đường cong công suất lý tưởng của turbine gió .................................................... 65 Hình 2.23 Phương pháp điều khiển cơ bản VS – VP.............................................................. 67 Hình 2.24 Sơ đồ mô tả các bộ phận điều khiển turbine gió .................................................... 68 Hình 2.25 Các phương pháp điều khiển DFIG ....................................................................... 69 Hình 2.26 Cấu trúc của turbine gió loại FL/MD 70/77 (Fuhrländer) ...................................... 71 Hình 2.27 Đồ thị công suất của turbine loại FL/MD 70/77 lắp đặt tại Tuy Phong .................. 71 10 Hình 2.28 Sơ đồ đấu nối nhà máy điện gió Tuy Phong vào lưới điện ..................................... 73 Hình 2.29 Sơ đồ mặt bằng đấu nối nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận với lưới 110kV thông qua trạm Tuy Phong .................................................................................................... 74 Hình 2.30 Sơ đồ nguyên lý đấu nối NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận................................... 75 Hình 2.31 Sơ đồ địa lý lưới điện truyền tải tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 ........................... 76 Hình 2.32 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 ......................... 77 Hình 3.1 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất ............ 81 Hình 3.2 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ nhất ........... 81 Hình 3.3 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày NMĐG phát công suất lớn nhất ................ 82 Hình 3.4 Sơ đồ lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đã được đơn giản hóa ......... 82 Hình 3.5 Sơ đồ mô phỏng trên nền PSS/E lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đã được đơn giản hóa................................................................................................................. 83 Hình 3.6 Hoa gió ................................................................................................................... 84 Hình 3.7 Họ đặc tính tần suất tốc độ gió ................................................................................ 84 Hình 3.8 Đồ thị kéo dài theo thời gian (a) và xác suất phân bố vận tốc gió (b) trong năm ...... 85 Hình 3.9 Mặt cắt ngang dạng hình tròn có tiết diện A ............................................................ 85 Hình 3.10 Đường cong thể hiện hệ số chuyển đổi tối đa công suất từ gió ở những tốc độ khác nhau ...................................................................................................................................... 86 Hình 3.11 Biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng trong năm 2012 .................................. 88 Hình 3.12 Biểu đồ phát công suất trong ngày đặc trưng 7/8/2012 ......................................... 88 Hình 3.13 Biểu đồ phát công suất trung bình trong ngày theo bốn mùa trong năm 2012 ....... 89 Hình 3.14 Biểu đồ phát công suất trung bình trong ngày theo mùa mưa và mùa khô trong năm 2012 (mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 10; mùa khô từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau) ........... 89 Hình 3.15 Biểu đồ phụ tải nút CN Vĩnh Hảo – Ninh Phước trong ngày đặc trưng 7/8/2012 .. 90 Hình 3.16 Biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc cho ngày đặc trưng đã chọn.... 91 Hình 3.17 Trào lưu công suất trên phần lưới điện kết nối với NMĐG .................................... 92 Hình 3.18 Biểu đồ phụ tải tiêu thụ của lưới điện khảo sát trong ngày 7/8/2012 ...................... 94 Hình 3.19 Biểu đồ phát công suất toàn phần của NMĐG trong ngày 7/8/2012....................... 95 Hình 3.20 Điện áp trên các điểm nút phụ tải lân cận NMĐG trong ngày NMĐG phát công suất lớn nhất ................................................................................................................................. 95 Hình 4.1 Sơ đồ lưới điện có kết nối NMĐG để khảo sát độ tin cậy cung cấp điện................ 104 11 Hình 4.2 Sơ đồ lưới điện đã được đẳng trị hóa .................................................................... 106 Hình 4.3 Biểu đồ phụ tải (L1) và (L2) trong ngày có công suất tiêu thụ lớn nhất ................. 109 Hình 4.4 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới (103MVA) . 109 Hình 4.5 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới (63MVA) ... 110 Hình 4.6 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới (0MVA) ..... 110 Hình 4.7 Biểu đồ khả năng phát công suất của nguồn điện gió ngày đặc trưng .................... 111 Hình 4.8 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn có xét đến yếu tố xác suất nguồn gió ứng với khả năng tải của lưới điện (103MVA) ................................................................................. 112 Hình 4.9 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn có xét đến yếu tố xác suất nguồn gió ứng với khả năng tải của lưới điện (63MVA) ................................................................................... 112 Hình 4.10 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn có xét đến yếu tố xác suất nguồn gió ứng với khả năng tải của lưới điện (0MVA) ..................................................................................... 113 Hình 4.11 Khả năng, mức cung ứng và tiêu thụ tương ứng của NMĐG, HTĐ và phụ tải ..... 113 Hình 4.12 Mức cung ứng của nguồn khi có điện gió ứng với khả năng tải của lưới điện ...... 114 Hình 4.13 Mức cung ứng của hệ thống cung cấp sau khi đáp ứng phụ tải L1 ....................... 114 Hình 4.14 Lượng thiếu hụt công suất khi cung cấp cho nhóm phụ tải L2 ............................. 114 Hình 4.15 Sơ đồ khối mô tả quá trình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho ngày khảo sát ........................................................................................................................................... 116 Hình 4.16 Sơ đồ logic điều khiển máy cắt để tách đảo ......................................................... 119 Hình 4.17 Trào lưu công suất của lưới điện trước khi tách đảo (tại thời điểm 12h) .............. 122 Hình 4.18 Trào lưu công suất trên nhánh Nút giao nhau – Phan Rí và TC220C – TC110C trước khi tách đảo ............................................................................................................... 123 Hình 4.19 Sơ đồ mạch dự kiến cấp điện cho phụ tải đã được chia cắt (tách đảo) (12h) ........ 124 Hình 4.20 Sơ đồ mạch dự kiến cấp điện cho phụ tải đã được chia cắt (tách đảo) (23h) ........ 125 Hình 4.21 Biểu đồ trao đổi công suất giữa nguồn phân tán với phụ tải sau khi tách đảo ....... 126 Hình 4.22 Biểu đồ trao đổi công suất giữa nguồn phân tán với phụ tải Phan Rí sau khi chia cắt lưới điện (tách đảo) ............................................................................................................. 127 Hình 4.23 Sơ đồ lưới điện tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải ............................................ 128 Hình 4.24 Trào lưu công suất của lưới đã được tách đảo kết hợp sa thải phụ tải loại 2; 3 ..... 129 12 THUẬT NGỮ VÀ TỪ VIẾT TẮT AC Alternating Current Dòng xoay chiều CCS Carbon Capture and Storage Sự thu giữ các bon COE Cost Of Electricity Chi phí sản xuất điện năng DC Direct Current Dòng một chiều DFIG Doubly Fed Induction Generator Máy phát cảm ứng nguồn kép DG Distributed Generation Nguồn phân tán DNO Distribution network operator Nhà vận hành lưới điện phân phối EIA The International Energy Agency Cơ quan năng lượng quốc tế ERAV Electricity Vietnam EVN Vietnam Electricity Tập đoàn Điện lực Việt Nam FPC Full power converter Bộ chuyển đổi nguồn đầy đủ GHG Green House Gas Phát thải khí nhà kính HAWT Horizontal Axis Wind Turbine Turbine gió trục ngang HVAC High Voltage Alternating Current Dòng điện xoay chiều cao áp HVDC High Voltage Direct Current Dòng điện một chiều cao áp IEC International Electrotechnical Commission Ủy ban Điện Quốc tế IEEE Institute of Electrical Engineers IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor Transistor lưỡng cực LOEE Loss of energy expectation Kỳ vọng thiếu hụt điện năng LOLE Loss of load expectation Kỳ vọng thiếu hụt công suất LOLP Loss of load probability Xác suất thiếu hụt công suất LVRT Low Voltage Ride Through Khả năng vượt qua điện áp thấp NCF Net Cash Flow Dòng tiền thuần PECC3 Power Engineering Consultancy Company Công ty Tư vấn điện 3 No. 3 PMSG Permanent Magnet Synchronous Generator Regulatory Authority of Cục Điều tiết Điện lực Việt Nam and Electronic Viện Kỹ sư Điện – Điện tử Máy phát điện đồng bộ nam châm 13 vĩnh cửu POC Point Of Connection Điểm kết nối PSS/ETM Power System Simulator for Engineers Phần mềm mô phỏng hệ thống điện dùng cho Kỹ sư pu per unit Đơn vị tương đối PWM Pulse Width Modulation Điều chế độ rộng xung SCADA Supervisory Control And Data Acquisition Điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu SCIG Squirrel Cage Induction Generator Máy phát điện cảm ứng rotor lồng sóc THD Total Harmonic Distortion Tổng độ méo hài TSO Transmission System Operator Nhà điều hành hệ thống truyền tải UK United Kingdom Anh Quốc UScts United States of America Dollar Cents Xu Đô la Mỹ VAWT Vertical Axis Wind Turbine Turbine gió trục đứng VSC Voltage Source Converter Bộ chuyển đổi nguồn điện áp WECS Wind Energy Conversion Systems Hệ thống chuyển đổi năng lượng gió WRIG Wound Rotor Induction Generator Máy phát điện cảm ứng rotor dây quấn WRSG Wound Rotor Synchronous Generator Máy phát đồng bộ rotor dây quấn WTG Wind Turbine Generator Máy phát tuabin gió 14 MỞ ĐẦU 1. Tính cấp thiết của đề tài Từ xa xưa nhân loại đã sử dụng năng lượng gió vào việc di chuyển thuyền buồm, kinh khí cầu, xoay bột ngũ cốc, bơm nước...Ý tưởng dùng năng lượng gió để sản xuất ra điện năng đã hình thành ngay sau các phát minh ra điện và máy phát điện. Vào cuối thế kỷ 19, thí nghiệm đầu tiên đã được thực hiện thành công việc sử dụng cối xay gió để tạo ra điện năng. Lúc đầu sử dụng cánh quạt của cối xoay gió để chuyển đổi năng lượng gió thành cơ năng quay rotor máy phát điện. Khi lĩnh vực cơ học dòng chảy phát triển thì các cánh quạt đã được chế tạo đặc biệt để nâng cao hiệu năng của gió. Từ đó khái niệm về cối xoay gió dần chuyển thành turbine gió dùng cho ngành công nghiệp điện gió. Từ sau cuộc khủng hoảng năng lượng dầu mỏ trong thập niên 1970, việc nghiên cứu sản xuất năng lượng từ các dạng nguồn năng lượng khác được đẩy mạnh trên toàn thế giới, trong đó phát điện bằng sức gió được đặc biệt quan tâm. Năm 1999, hơn 10.000MW công suất điện gió được lắp đặt trên toàn thế giới. Các quan điểm về năng lượng gió đã được nhiều quốc gia đưa vào nghị trường. Năm 1999, Bộ Năng lượng Hoa Kỳ công bố "Gió tạo năng lượng cho Mỹ" sáng kiến này đặt mục tiêu phát triển hơn 80.000MW từ năng lượng gió vào năm 2020, tương ứng với khoảng 5% lượng điện năng tiêu thụ của Mỹ. Tháng 3 năm 2007 các nhà lãnh đạo Châu Âu đã thông qua mục tiêu toàn EU đến năm 2020, 20% nguồn năng lượng của châu lục này là năng lượng tái tạo, bao gồm cả sinh khối, thủy điện, năng lượng mặt trời và năng lượng gió. Để đáp ứng mục tiêu này các nhà lãnh đạo EU đã nhất trí thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo, trong đó đặt ra các mục tiêu riêng cho mỗi quốc gia thành viên về phát triển năng lượng gió. Ở Việt Nam tốc độ tăng trưởng trung bình của sản lượng điện xét trong giai đoạn 2009 – 2010 đạt mức rất cao, khoảng 12,8 – 14,1%/năm [5, 20], tức là gần gấp đôi tốc độ tăng trưởng GDP của nền kinh tế. Theo dự báo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, nếu tốc độ tăng trưởng GDP trung bình tiếp tục được duy trì ở mức 7,1%/năm thì nhu cầu sử dụng điện sản xuất của Việt Nam vào năm 2015 sẽ là khoảng 193.162GWh, vào năm 2020 là 327.472GWh. Trong khi đó, ngay cả khi huy động tối đa các nguồn điện truyền thống thì sản lượng điện nước ta cũng chỉ đạt mức tương ứng là 165.000GWh (năm 2015) và 208.000GWh (năm 2020). Điều này nói lên, nền kinh tế sẽ bị thiếu hụt điện một cách nghiêm trọng có thể lên tới cỡ 20 – 30% mỗi năm. Đứng trước thách thức thiếu hụt điện chung của toàn cầu, chính phủ đã đưa ra nhiều giải pháp như: tăng giá điện; đảm bảo an ninh năng lượng bằng cách: mở rộng khai thác những nguồn năng lượng truyền thống và phát triển các nguồn năng lượng mới, đặc biệt là các nguồn năng lượng sạch và có khả năng tái tạo. 15 Theo số liệu nghiên cứu của Tổ chức phát triển năng lượng gió Châu Á [111], trên lãnh thổ Việt Nam, các vùng giàu tiềm năng nhất để phát triển điện gió là: Sơn Hải (Ninh Thuận), vùng đồi cát ở độ cao 60 – 100m phía tây Hàm Tiến đến Mũi Né (Bình Thuận) và khu vực Bán đảo Phương Mai (Bình Định). Trong những tháng có gió mùa, tỷ lệ gió Nam và Đông Nam lên đến 98% với vận tốc trung bình 6 – 7m/s, với vận tốc này có thể xây dựng các nhà máy điện gió với công suất mỗi turbine gió từ 3 – 3,5MW. Mới đây AWS Truepower – Hoa Kỳ đã công bố kết quả khảo sát tiềm năng năng lượng gió trên toàn lãnh thổ Việt Nam bằng cách sử dụng hệ thống thông tin địa lý (GIS) và đã sàn lọc những vị trí để xác định các địa điểm có tiềm năng lớn. Kết quả khảo sát khẳng định ở 142 vị trí có thể xây dựng nhà máy điện gió quy mô công nghiệp với tổng công suất vào khoảng 9000MW [6]. Nhiều dự án điện gió lớn trong tổng thể 41 dự án với mục tiêu hòa vào lưới điện quốc gia đang được xúc tiến bao gồm: - Dự án xây dựng Nhà máy điện gió Phương Mai 3, tại hai xã Cát Tiến và Cát Chánh thuộc khu kinh tế Nhơn Hội, tỉnh Bình Định. Theo thiết kế, nhà máy có 14 turbine, tổng công suất là 21MW, do Công ty Đầu tư và Phát triển Phong điện miền Trung làm chủ đầu tư. - Dự án nhà máy điện gió Bạc Liêu do Công ty TNHH Xây dựng Thương mại Du lịch Công Lý làm chủ đầu tư, tổng công suất 99MW được xây dựng tại khu vực ven biển thuộc ấp Biển Đông A, xã Vĩnh Trạch Đông, thị xã Bạc Liêu, tỉnh Bạc Liêu. Dự án đã hoàn thành giai đoạn một với 10 turbine gió, tổng công suất 16MW đã được nối lưới. - Dự án nhà máy điện gió kết hợp với Diezel tại đảo Phú Quý với 3 turbine gió tổng công suất 6MW đã được hoàn thành và đang vận hành. - Điển hình nhất là công ty Cổ phần năng lượng tái tạo Việt Nam – REVN, đã hoàn thành và đấu nối với lưới điện 110kV giai đoạn 1 với 20 turbine gió tổng công suất 30MW trong dự án tổng thể 120MW tại Tuy Phong – Bình Thuận. Khi các nhà máy điện gió có công suất lớn đấu nối vào lưới điện nảy sinh ra nhiều vấn đề cần quan tâm. Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng máy phát điện gió hòa vào lưới điện có thể làm tăng tần suất sự cố, ảnh hưởng đến vấn đề ổn định hệ thống và gây ra các vấn đề về chất lượng điện năng...Ngoài ra, năng lượng gió là một thành phần thiết yếu tác động đến thị trường điện. Những ảnh hưởng khi đấu nối turbine gió vào lưới điện, liên quan đến nhiều vần đề, trong đó có:  Trào lưu công suất trên lưới điện  Lượng công suất dự phòng để đảm bảo ổn định hệ thống  Ngắn mạch trên lưới điện 16  Ổn định của hệ thống điện  Hệ thống bảo vệ về cơ và điện  Chất lượng điện năng Đã có nhiều công trình nghiên cứu trên thế giới và trong nước về điện gió và ảnh hưởng của điện gió đến hệ thống điện [8, 12, 13, 24, 26, 27, 30, 31, 34, 43, 53, 65 ÷ 67, 71, 81, 83 ÷ 85, 103 ÷ 105, 107, 113, 115, 116]. Tuy nhiên vấn đề nghiên cứu lựa chọn các chế độ đặc trưng, đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến thông số vận hành của lưới điện địa phương và độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện khi có sự tham gia của nguồn điện gió chưa được quan tâm đúng mức. Chính vì vậy, luận án tập trung vào việc “nghiên cứu tác động của nhà máy điện gió đến thông số vận hành trong các chế độ xác lập đặc trưng của lưới điện địa phương và ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện lân cận điểm kết nối của nhà máy điện gió”. 2. Mục đích nghiên cứu Hai mục đích chính: - Phân tích và đánh giá tác động của nhà máy điện gió đến các thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ xác lập đặc trưng được lựa chọn. - Xây dựng mô hình xác suất đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và khả năng cô lập (tách đảo) một phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện gió khi hệ thống điện lớn bị sự cố để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện khi có kết nối với nguồn điện gió. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu: Ảnh hưởng của nhà máy điện gió sử dụng máy phát cảm ứng nguồn kép đến các thông số vận hành của lưới điện lân cận điểm kết nối. Nghiên cứu các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện, chủ yếu tập trung vào việc xây dựng mô hình và xem xét sự thay đổi kỳ vọng thiếu hụt công suất, thiếu hụt điện năng đối với nút phụ tải được khảo sát khi có nhà máy điện gió hoạt động và giải pháp “tách đảo” để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Phạm vi nghiên cứu: Sự thay đổi các thông số vận hành trong các chế độ xác lập đặc trưng của lưới điện phân phối địa phương lân cận điểm kết nối với nguồn điện gió. Áp dụng tính toán thực tế tại lưới điện ở Tuy Phong – Bình Thuận nơi có nhà máy điện gió công suất 120MW kết nối với lưới điện 110kV. 4. Phương pháp nghiên cứu Kết hợp nghiên cứu lý thuyết, xây dựng phương pháp, mô hình nghiên cứu với việc thu thập và xử lý số liệu thực tế của lưới điện và nhà máy điện gió để phục vụ các tính toán minh họa. Sử dụng phần mềm chuyên dụng PSS/E để khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng của nhà máy 17 điện gió đến lưới điện và tính toán các thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ đặc trưng. Các số liệu được thu thập và cập nhật liên tục từ các nghiên cứu, các dự án điện gió đã và đang thực hiện tại Việt Nam có đấu nối với lưới điện. 5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài Ý nghĩa khoa học: Đề xuất phương pháp xây dựng đặc tính phát và trao đổi công suất giữa nhà máy điện gió với lưới điện theo thời gian ngày, tháng, năm trên cơ sở số liệu thống kê quá trình vận hành của đối tượng nghiên cứu từ đó lựa chọn các ngày đặc trưng trong năm để đánh giá tác động của nhà máy điện gió đến lưới điện lân cận điểm kết nối. Xây dựng mô hình xác suất để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện đối với nút phụ tải được khảo sát của lưới điện phân phối khi đấu nối với các nguồn điện phân tán. Đề xuất giải pháp chia cắt (tách đảo) một phần lưới điện có kết nối với nguồn điện phân tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải quan trọng khi hệ thống điện lớn bị sự cố. Ý nghĩa thực tiễn: Nghiên cứu, đề xuất các yêu cầu kỹ thuật đấu nối nhà máy điện gió vào lưới điện Việt Nam nhằm đảm bảo các điều kiện vận hành và chất lượng điện năng cho hộ tiêu thụ. Phân vùng và đánh giá tác động của nhà máy điện gió đến các thông số vận hành của lưới điện thực tế. Xử lý các số liệu thống kê thực tế để xác định thông số về hỏng hóc của turbine gió vận hành tại Việt Nam. Tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với nút phụ tải được khảo sát khi có sự tham gia của nguồn điện gió để thấy rõ tác động tăng cường độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối khi kết nối với các nguồn điện phân tán. Đề xuất giải pháp cô lập (tách đảo) một phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện phân tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ quan trọng khi hệ thống điện lớn bị sự cố. Phương pháp nghiên cứu được tính toán minh họa cho trường hợp nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận. 6. Bố cục của luận án Ngoài phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, toàn bộ nội dung của luận án được trình bày trong 4 chương: Chương 1. Tổng quan Chương 2. Đấu nối nhà máy điện gió vào hệ thống điện Chương 3. Mô phỏng và đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến thông số vận hành của lưới điện địa phương Chương 4. Ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện. 18 CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN Trong phần Tổng quan này của Luận án sẽ đề cập đến những vấn đề chung liên quan đến phát triển điện gió trên thế giới và ở Việt Nam. Tổng quan về từng nội dung nghiên cứu trong luận án sẽ được giới thiệu ở đầu các chương tương ứng. 1.1 Năng lượng gió, nguồn năng lượng của tương lai Lịch sử thế giới cho thấy, sự phát triển kinh tế toàn cầu luôn liên quan chặt chẽ với sự gia tăng sử dụng năng lượng và phát thải của khí nhà kính GHG. Trong nhiều thập kỷ qua, các nhà khoa học đã có những nỗ lực to lớn để giải quyết nhu cầu năng lượng ngày càng cao trên toàn thế giới và giảm thiểu phát thải GHG. Theo thông báo của Cơ quan Năng lượng quốc tế (EIA), trong khoảng từ năm 2010 đến 2040 mức tiêu thụ năng lượng thế giới dự kiến tăng 56%. Năng lượng tiêu thụ năm 2010 khoảng 524.1015Btu, đến năm 2020 dự kiến khoảng 630.1015Btu và năm 2040 khoảng 820.1015Btu [61]. Để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng, EIA dự báo việc sử dụng than sẽ tăng mạnh trong vòng 20 năm tới cũng như sự phát triển các nguồn năng lượng tái tạo sẽ là một trong những giải pháp hữu hiệu để giải quyết các nhu cầu về năng lượng. Hình 1.1 biểu diễn xu hướng tiêu thụ các dạng năng lượng trên thế giới. Hình 1.1 Xu hướng tiêu thụ năng lượng toàn cầu từ 1990 đến 2040 [56, 61] Cũng cần lưu ý rằng, việc cung cấp các dịch vụ năng lượng đã góp phần đáng kể vào sự gia tăng nồng độ GHG trong khí quyển. Theo [96, 101] "Hầu hết các gia tăng về nhiệt độ trung bình toàn cầu kể từ giữa thế kỷ 20 liên quan chặt chẽ với sự gia tăng về nồng độ GHG do con người tạo ra". 19 Các khảo sát gần đây đã chứng minh cho kết luận này, trong đó việc tiêu thụ nhiên liệu hóa thạch do con người sử dụng chiếm phần lớn sự phát thải GHG. Sự phát thải GHG tiếp tục gia tăng trong những năm gần đây và nồng độ CO2 đã tăng từ hơn 31,2 tỉ tấn năm 2010 tới 36,4 tỉ tấn năm 2020 và 45,5 tỉ tấn năm 2040 [61]. Có nhiều lựa chọn cho việc giảm phát thải GHG từ các hệ thống năng lượng trong khi vẫn đáp ứng đủ nhu cầu năng lượng toàn cầu. Một trong số các lựa chọn có thể là năng lượng tái tạo, năng lượng hạt nhân, sự thu giữ các bon (Carbon Capture and Storage – CCS) như đã được đánh giá trong [101]. Năng lượng tái tạo, ngoài tiềm năng to lớn để giảm thiểu sự biến đổi khí hậu còn có thể cung cấp cho con người những tiện ích hữu dụng khác. Năng lượng tái tạo có thể, nếu được thực hiện đúng cách, sẽ góp phần phát triển kinh tế xã hội, mở rộng khả năng tiếp cận năng lượng vì là nguồn cung cấp an toàn và giảm các tác động tiêu cực đến môi trường và sức khỏe. Việc tăng tỷ trọng sử dụng năng lượng tái tạo trong tổ hợp năng lượng sẽ đòi hỏi phải có những chính sách để kích thích sự thay đổi trong hệ thống năng lượng. Quá trình triển khai các công nghệ năng lượng tái tạo đã tăng lên nhanh chóng trong những năm gần đây. Vì thế cần phải có các chính sách bổ sung để thu hút đầu tư công nghệ và cơ sở hạ tầng. Trong số các nguồn năng lượng tái tạo (thủy điện, năng lượng sinh khối, năng lượng gió và năng lượng mặt trời) thì năng lượng gió là lĩnh vực phát triển nhanh hơn cả với tốc độ tăng trưởng bình quân hàng năm khoảng 60% trong những năm gần đây [44, 48, 62]. Hình 1.2. Hình 1.2 Công suất các nguồn năng lượng tái tạo trong những năm gần đây: (1) Thủy điện, (2) Năng lượng gió, (3) Năng lượng sinh khối, (4) Năng lượng mặt trời, (5) Năng lượng địa nhiệt [44] 20 Trong những năm gần đây, ở nước ta năng lượng tái tạo cũng nhận được sự quan tâm to lớn của Đảng và Nhà nước. Phó thủ tướng Hoàng Trung Hải đã khẳng định: “Năng lượng hiện nay đã trở thành vấn đề thời sự, là yếu tố quan trọng quyết định đến sự ổn định và phát triển kinh tế – xã hội của quốc gia. Trước dự báo đến năm 2015 nước ta sẽ bắt đầu phải nhập khẩu năng lượng thì bài toán năng lượng càng trở nên quan trọng và cấp bách hơn bao giờ hết....Việc phát triển nguồn năng lượng mới, trong đó có điện gió khi năng lượng hóa thạch đang dần cạn kiệt là mục tiêu quan trọng...” và “việc phát triển điện gió ở Việt Nam sẽ góp phần hoàn thành mục tiêu sử dụng năng lượng tái tạo trong chương trình điện khí hóa nông thôn của Chính phủ và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia”. Tóm lại, năng lượng gió đã và đang dần trở thành nguồn năng lượng sạch vô cùng quan trọng trên thế giới. Với các tiến bộ vượt bậc trong công nghệ, hiện nay các nhà sản xuất đã chế tạo được loại turbine gió có công suất ngày càng cao với giá thành giảm dần, đặc tính kinh tế kỹ thuật ngày càng tốt hơn có thể cạnh tranh được với nguồn năng lượng truyền thống, hứa hẹn đem lại sự phát triển nhanh hơn cho ngành công nghiệp này trong tương lai. 1.2 Hiện trạng phát triển năng lượng gió trên thế giới Thị trường điện gió toàn cầu đã và đang được phát triển nhanh chóng hơn tất cả các dạng năng lượng khác dùng để phát điện. Tổng công suất đặt của điện gió toàn thế giới vào năm 2005 khoảng 59063MW và cho đến cuối năm 2012 đã tăng gấp hơn 4 lần đạt 282410MW [5, 59], quá trình phát triển này được mô tả trên Hình 1.3. Tổng công suất Tăng trưởng 282410 300000 237029 Công suất (MW) 250000 194559 200000 157910 150000 121247 93959 100000 74175 59063 47662 45381 36664 36649 42471 50000 31184 39333 27289 19784 6866 8150 8330 11401 15112 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Năm 2009 2010 2011 2012 Hình 1.3 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió trên toàn thế giới Năng lượng gió hiện tại được sử dụng để phát điện ở hơn 50 nước trên thế giới. Trong số này quốc gia có tổng công suất lắp đặt điện gió trong năm 2011 lớn nhất là Trung Quốc (75324MW), xếp sau là Mỹ (60007MW), Đức (31307MW), Tây Ban Nha (22796MW), Ấn Độ (18421MW), Vương quốc Anh (8445MW), Ý (8124MW), Pháp (7473MW)...Một số quốc 21 gia khác bao gồm, Bồ Đào Nha, Đan Mạch cũng đạt ngưỡng trên 4000MW công suất điện gió đã được lắp đặt [5, 59]. (Hình 1.4). 80000 75324 Công suất lắp đặt (MW) 70000 60007 60000 50000 40000 31307 30000 22796 18421 20000 8445 10000 8124 7473 6000 4525 0 Quốc gia Hình 1.4 Xếp hạng 10 quốc gia có công suất lắp đặt điện gió cao nhất thế giới Thống kê năm 2011 cho thấy nhà chế tạo Vestas (Đan Mạch) dẫn đầu trong việc cung cấp thiết bị sử dụng năng lượng gió trên toàn thế giới, tổng số turbine bán ra là: 5842 bộ. Tuy nhiên theo quốc gia thì các nhà sản xuất Trung Quốc bao gồm các hãng như: Sinovel; Goldwind; Dongfang; United Power cộng lại có số lượng bán ra đứng đầu thế giới (12047 bộ). Thị phần của các nhà cung cấp thiết bị năng lượng gió giới thiệu trong Bảng 1.1. Bảng 1.1 Thị phần của các hãng cung cấp thiết bị năng lượng gió Vestas Sinovel GE Goldwind Enercon 5842 4386 3796 3740 2846 14.8% 11.1 % 9.6 % 9.5 % 7.2 % Suzlon Dongfang Gamesa Siemens United Power 2736 2624 2587 2325 1297 6.9 % 6.7% 6.6 % 5.9 % 4.2 % 1.3 Những thành tựu khoa học công nghệ trong lĩnh vực điện gió 1.3.1 Lịch sử phát triển của turbine gió Các kiểu thiết kế khác nhau của turbine gió được phân thành hai loại cơ bản: turbine gió trục ngang (HAWT) và turbine gió trục đứng (VAWT) [34, 110]. (Hình 1.5). 22 1. Chiều gió đến của HAWT 8. Tháp HAWT 2. Đường kính rotor 9. Chiều gió phía sau rotor 3. Chiều cao turbine 10. Chiều cao rotor VAWT 4. Cánh rotor 11. Tháp VAWT 5. Hộp số 12. Độ cao kinh xích đạo 6. Máy phát 13. Cánh rotor với góc bước cố định 7. Vỏ 14. Nền rotor. Hình 1.5 Các thành phần chính của turbine gió trục đứng và trục ngang Năm 1891 nhà khí tượng học người Đan Mạch Poul The Mule Cour xây dựng một turbine g ió thử nghiệm ở Askov – Đan Mạch, có một rotor bốn cánh, kiểu cánh máy bay [41]. ( H ình 1.6). Hình 1.6 Turbine gió của Poul The Mule Cour, ở Askov – Đan Mạch năm 1891 Tuy nhiên mãi đến những năm 1980 các turbine gió có công suất lớn mới được ra đời. 23 Hầu hết các nghiên cứu và phát triển đều tiến hành trên turbine gió trục ngang, mặc dù vẫn có các nghiên cứu sâu hơn trên mẫu thiết kế trục đứng ở Canada và Mỹ vào những năm 1970 và 1980, mà đỉnh cao của nó là chiếc turbine gió với đường kính rotor là 100m có công suất 4,2MW với tên gọi “Eole C” đặt tại CapChat – Quebec (Hình 1.7) [41]. Tuy nhiên nó chỉ vận hành được 6 tháng thì hỏng cánh quạt, do sức chịu đựng của cánh quạt chưa tốt. Hình 1.7 Turbine gió trục đứng kiểu “Eole C” đặt tại CapChat – Quebec Vào năm 1982 công suất tối đa của các turbine gió chỉ khoảng 50kW. Đến năm 1995 các turbine gió thương mại đã tăng công suất lên gấp hơn 10 lần, tức khoảng 750kW. Các turbine gió ngày nay được chế tạo với công suất vào khoảng 7,5MW và đường kính là 150m. Quá trình phát triển của công suất turbine được trình bày trên Hình 1.8. Hình 1.8 Quá trình phát triển của turbine gió [4, 5, 59, 87, 110] 24 1.3.2 Các loại máy phát dùng trong hệ thống phát điện chạy bằng sức gió 1.3.2.1 Mô hình hệ thống chuyển đổi năng lượng gió Trên cơ sở các phương pháp khí động học, turbine gió được thiết kế dưới dạng cánh quạt, nhận năng lượng gió và chuyển đổi thành năng lượng cơ quay máy phát. Đối với máy phát turbine gió có công suất lớn (cỡ MW) tốc độ quay thường là 10÷15 vòng/phút. Để chuyển đổi mô – men quay có tốc độ thấp sang mô – men quay có tốc độ cao thường sử dụng hộp số, tốc độ sau khi chuyển đổi được đưa vào máy phát điện khoảng 1000 đến 1500 vòng/phút thông qua trục truyền động được trình bày trên Hình 1.9. Hình 1.9 Mô hình chuyển đổi năng lượng gió thành năng lượng điện trong hệ thống phát điện chạy bằng gió [28] Ngoài việc lựa chọn hộp số, cũng có thể lựa chọn máy phát điện có nhiều cặp cực để đáp ứng yêu cầu về tốc độ. Tuy nhiên, để kết nối với lưới điện tốt nhất là sử dụng các bộ chuyển đổi điện tử công suất. 1.3.2.2 Giải pháp về công nghệ chế tạo máy phát điện Máy phát điện làm nhiệm vụ biến đổi năng lượng cơ học của rotor thành năng lượng điện. Ở các thiết bị chuyển đổi năng lượng gió người ta sử dụng cả máy phát đồng bộ lẫn máy phát không đồng bộ. Các giải pháp về công nghệ chế tạo máy phát sử dụng trong ngành năng lượng gió để đáp ứng yêu cầu chuyển đổi năng lượng gió thành năng lượng điện được mô tả trong Hình 1.10. Nguồn điện tại đầu ra có thể là nguồn xoay chiều (AC) hoặc một chiều (DC) phù hợp để kết nối với lưới điện. 25 Hình 1.10 Giản đồ khối mô tả các loại máy phát điện chạy bằng sức gió 1.3.2.3 Một số loại máy phát điện chạy bằng sức gió Bảng 1.2 giới thiệu các loại máy phát của một số nhà chế tạo turbine gió hàng đầu thế giới hiện nay, đã được lắp đặt và vận hành ở nhiều quốc gia. Hiện nay thế giới sử dụng các loại máy phát sau: máy phát không đồng bộ rotor dây quấn (mô hình loại C) và máy phát đồng bộ nam châm vĩnh cửu (mô hình loại D). Mô hình loại A; B đã dần được thay thế bởi mô hình C; D. Các ký hiệu về chiến lược điều khiển: VS, FS, VP, FP trong bảng sẽ được trình bày chi tiết ở chương 2 [22, 53, 59]. Bảng 1.2 Các loại máy phát của các nhà chế tạo hàng đầu thế giới Nhà chế tạo (Quốc gia) Mô hình Chiến lược điều khiển - Điện áp máy phát WRIG: 690V 1. Vestas - Đường kính rotor: 80m (Đan Mạch) V80/2,0MW Thông số cơ bản Loại C VS–VP - Dải tốc độ rotor: 9÷19rpm - Dải tốc độ máy phát: 905÷1915rpm - Tốc độ khởi động: 4m/s; tốc độ danh định: 15m/s; tốc 26 độ ngừng hoạt động: 25m/s - Điện áp máy phát điện WRIG: 440V 2. Enercon - Đường kính rotor: 114m (Đức) E112/4,5MW Loại D VS–FP - Dải tốc độ rotor và máy phát: 8÷13rpm - Tốc độ khởi động: 2,5m/s; tốc độ ngừng hoạt động: 28m/s - Không hộp số - Điện áp máy phát điện WRIG: 440V E66/2MW Loại D VS–FP - Đường kính rotor: 66m - Dải tốc độ rotor và máy phát: 10÷12rpm - Không hộp số - Điện áp máy phát WRIG (optislip): 690V 3. Gamesa (Tây Ban Nha) Loại B VS–FP - Phạm vi tốc độ rotor: 15,1÷16,1rpm - Phạm vi tốc độ máy phát: 1818÷1944rpm G80/1,8MW - Điện áp máy phát WRIG: 690V G128/4,5MW Loại D VS – FP - Đường kính rotor: 128m - Tốc độ rotor 12rpm - Tốc độ khởi động: 3m/s; tốc độ danh định: 13m/s; tốc độ ngừng hoạt động: 25m/s. - Điện áp máy phát stator/rotor,WRIG: 3,3kV/690V 4. GE Wind (USA) Loại C VS–VP - Dải tốc độ rotor: 7,5÷13,5rpm - Dải tốc độ máy phát: 1000÷1800rpm GE104/3,2MW - Tốc độ khởi động: 3m/s; tốc độ danh định: 12m/s; tốc độ ngừng hoạt động: 25m/s - Điện áp máy phát WRIG: 690V GE 77/1,5MW Loại C VS–VP - Dải tốc độ rotor: 10÷20,4rpm - Dải tốc độ máy phát: 1000÷2000rpm - Tốc độ khởi động: 3,5m/s; tốc độ danh định: 13m/s; tốc độ ngừng hoạt động: 25m/s - Đường kính rotor: 70m 5. Sinovel - Dải tốc độ rotor và máy phát: 9÷19rpm (Trung Quốc) S70/1,5MW Loại D VS–FP - Tốc độ khởi động: 3m/s; tốc độ danh định: 11,8m/s; tốc độ ngừng hoạt động: 25m/s. 27 - Không hộp số - Đường kính rotor: 100m 6. Goldwind (Trung Quốc) Loại D VS–FP - Dải tốc độ rotor và máy phát: 7,6÷14,4rpm - Tốc độ khởi động: 3m/s; tốc độ danh định: 12,5m/s; tốc độ ngừng hoạt động: 25m/s. GW100/2,5 MW - Không hộp số - Điện áp máy phát stator/rotor WRIG: 960/690V 7. NEG Micon (Denmark) NM80/2,75 - Đường kính rotor: 80m Loại C VS–VP MW - Dải tốc độ máy phát: 756÷1103rpm - Điện áp máy phát WRIG: 660V 8. Nordex (Đức) - Dải tốc độ rotor: 12÷17,5rpm Loại C VS–VP - Đường kính rotor: 80m - Phạm vi tốc độ rotor: 10,9÷19,1rpm N80/2,5MW - Phạm vi tốc độ máy phát: 700÷1300rpm - Điện áp máy phát WRIG: 690V S77/1,5MW Loại C VS–VP - Đường kính rotor: 77m - Phạm vi tốc độ rotor: 9,9÷17,3rpm - Phạm vi tốc độ máy phát: 1000÷1800rpm - Điện áp máy phát WRSG: 1000V 9. Made - Đường kính rotor: 90m (Tây Ban Nha) Made AE–90 Loại D VS–FP - Dải tốc độ rotor và máy phát: 7,4÷14,8rpm - Phạm vi tốc độ máy phát: 747÷1495rpm 2MW - Điện áp máy phát SCIG: 690V Made AE–61 Loại A FS–FP - Rotor hai tốc độ: 12,5rpm và 18,8rpm 1,32MW - Điện áp máy phát WRIG: 690V 10. Repower (Đức) - Máy hai phát tốc độ:1010rpm và 1519rpm Loại C VS–VP - Đường kính rotor: 82m - Phạm vi tốc độ rotor: 10÷12rpm MM 82/2MW - Phạm vi tốc độ máy phát: 900÷1800rpm - Điện áp máy phát WRIG: 690V MD77/1,5MW Loại C VS–VP - Đường kính rotor: 77m - Phạm vi tốc độ rotor: 9,6÷17,3rpm - Phạm vi tốc độ máy phát: 1000÷1800rpm 28 Hình 1.11 mô tả năng lực chế tạo (theo công suất danh định tổ máy) của một số nhà sản xuất turbine gió [59]. 12 10 10 10 10 8 Công suất (MW) 8 7.5 7 7 7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5.5 5.5 5.5 5.5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 2 0 Mã hiệu Hình 1.11 Năng lực chế tạo turbine gió của một số nhà sản xuất hàng đầu thế giới (theo công suất tổ máy) 1.3.3 Phát triển năng lượng gió ở thềm lục địa 1.3.3.1 Hiện trạng phát triển điện gió ngoài khơi [59] Khả năng cố định được các động cơ gió xuống nền đáy biển đã mở ra một kỷ nguyên mới cho ngành năng lượng gió. Trang trại điện gió ngoài khơi đầu tiên với tên gọi “Vindeby – Lolland” được xây dựng tại Đan Mạch, với tổng công suất 5MW sử dụng turbine gió của nhà chế tạo Bonus loại B35/450, vận hành vào năm 1991 cung cấp khoảng 12GWh/năm. Tại Bắc Âu, nơi các dự án lớn đang được triển khai, đã hoàn thành trang trại điện gió có tổng công suất 396MW ở Horns Rev (Biển Bắc) bao gồm: trang trại điện gió Horns Rev 1 – 160MW cung cấp 400GWh/năm sử dụng 80 turbine gió của nhà chế tạo Vestas loại V80/2000, vận hành vào tháng 12 năm 2002; Horns Rev 2 – 209MW cung cấp 523GWh/năm, sử dụng 91 turbine gió của nhà chế tạo Siemens loại SWT2,3 – 93 vận hành vào tháng 9 năm 2009 và trang trại gió Nysted công suất 170MW (biển Bantic), cung cấp 425GWh/năm, sử dụng 72 turbine gió của nhà chế tạo Bonus loại B82/2300, vận hành vào tháng 11 năm 2003. Anh cũng nằm trong các nước dẫn đầu trào lưu điện gió ngoài khơi với tổng công suất 1.360MW đã được hoàn thành và đưa vào vận hành ở bốn địa điểm: Thannet, 2010; Walny, 2011; Greater Gabbard, 2012 và Gunfleetsands, 2013. Trong tương lai dự án trang trại điện gió hơn 1.500MW đã được thỏa thuận xây dựng tại 8 địa điểm ở Đại Tây Dương. Một số trang trại điện gió xa bờ khác được xây dựng xung quanh bờ biển Thụy Điển và Ireland với công 29 suất lên đến 680MW đã đưa vào hoạt động cuối năm 2011. Ở Mỹ những trang trại điện gió xa bờ được lắp đặt tại ven Biển phía Nam bang Texas thuộc vịnh Mexico. Hiện tại Trung Quốc là nước dẫn đầu trong lĩnh vực điện gió ở thềm lục địa. Năm 2009 Trung Quốc hoàn thành dự án 105MW điện gió ngoài khơi. Hiệp hội công nghiệp năng lượng tái tạo Trung Quốc (CREIA) dự báo sẽ tăng công suất lắp đặt điện gió ngoài khơi lên 5GW vào năm 2015 và 30GW vào năm 2020. Tổng công suất điện gió ở thềm lục địa trên toàn thế giới đến năm 2012 được giới thiệu trên Hình 1.12. 4000 3593.513 3500 Công suất (MW) 3000 2500 1898.413 2000 1674.313 1500 1000 500 31.181 39.295 47.693 59.024 74.122 2002 2003 2004 2005 2006 93.93 120.903 159.213 0 2007 2008 Năm 2009 2010 2011 2012 Hình 1.12 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió ở thềm lục địa [59] 1.3.3.2 Công nghệ điện gió ngoài khơi [5, 68] Turbine gió ngoài khơi thường được gắn trên tháp cao từ 60 đến 105m so với mặt nước biển. Các tháp cao cho phép turbine gió nhận năng lượng tốt nhất và ít chịu tác động của sóng biển. Công nghệ nền móng được thiết kế theo điều kiện vị trí địa lý của dự án. Tốc độ gió tối đa, độ sâu của nước, độ cao của sóng biển, dòng chảy và tính chất của đất là các thông số ảnh hưởng đến nền móng. Hình 1.13 Công nghệ nền móng [68] 30 1.3.3.3 Truyền tải điện gió từ ngoài khơi vào bờ Hệ thống điện của một trang trại điện gió ngoài khơi điển hình bao gồm các máy biến áp của từng turbine gió, hệ thống thông tin, trạm biến áp ngoài khơi, các đường dây truyền tải vào đất liền…[73]. Để đảm bảo an toàn người ta sử dụng loại cáp trục nối vào bờ. Điện áp truyền tải có thể là điện áp một chiều hoặc xoay chiều, nhưng thường là điện áp một chiều bởi vì truyền tải điện áp một chiều làm giảm đáng kể tổn thất điện năng. 1.3.4 Suất đầu tư và giá thành điện năng của nguồn điện gió Suất đầu tư cho 1MW nguồn điện gió phụ thuộc vào nhiều yếu tố như: Châu lục; vùng miền nơi đặt trạm phát điện chạy bằng sức gió; các nhà chế tạo turbine gió…Tuy nhiên theo thống kê, suất đầu tư cho 1MW hiện nay tại Châu Âu khoảng 1÷1,3 triệu USD và giá thành cho 1kWh dao động từ 0,12÷0,125USD. Đầu tư điện gió ở thềm lục địa cao hơn do đặc thù công nghệ cũng như những khó khăn trong quá trình xây dựng, vì vậy suất đầu tư khoảng 1,7÷2 triệu USD/MW và giá thành điện năng dao động trong khoảng 0,179÷0,244USD/kWh. So với cách đây khoảng 5÷10 năm giá thành điện năng và suất đầu tư đã giảm đi rất nhiều. 0.9 0.8 0.8 Giá thành điện năng USD/kWh 0.7 0.6 0.5 0.38 0.4 0.3 0.2 0.12 0.1 0 1990 2005 2012 Năm Hình 1.14 Giá thành điện gió giảm từ năm 1990 đến năm 2012 [4, 5, 41] Nếu so sánh giá thành điện năng của điện gió (đơn vị USD/kWh) thì từ năm 1990 đến năm 2012 đã giảm đi khoảng 6,7 lần, cho thấy tính cạnh tranh của điện gió tăng lên rất đáng kể (Hình 1.14). 31 1.4 Điện gió tại Việt Nam 1.4.1 Tiềm năng năng lượng gió của Việt Nam Việt Nam nằm ở khu vực gần xích đạo trong khoảng 80 đến 230 vĩ Bắc thuộc khu vực nhiệt đới gió mùa. Gió ở Việt Nam có hai mùa rõ rệt: Gió Đông Bắc và gió Tây Nam với tốc độ trung bình ở vùng ven biển từ 4,5 đến 6m/s (ở độ cao 10 đến 12m). Tại các vùng đảo xa, tốc độ gió đạt tới 6 đến 8m/s. Tiềm năng gió của Việt Nam có thể đánh giá thông qua số liệu đo gió của Cục Khí tượng Thủy văn [7]. Những địa phương có mật độ năng lượng gió cao nhất Việt Nam được giới thiệu trong Bảng 1.3. Bảng 1.3 Một số địa phương có tiềm năng gió cao nhất ở Việt Nam STT Địa phương Mật độ năng Tốc độ gió trung Mật độ công bình Vtb (m/s) suất gió (W/m2) lượng năm (E=kWh/m2) 1 Bạch Long Vĩ 6,1 349,7 3.063,8 2 Trường Sa 5,5 235,0 2.058,3 3 Phú Quý 5,0 185,6 1.625,6 4 Cô Tô 4,3 114,3 1.001,4 5 Quy Nhơn 4,1 106,6 935,4 6 Lý Sơn 3,6 123,1 1.078,4 7 Hòn Dáu 3,6 75,8 664,4 8 Văn Lý 3,5 53,2 466,0 9 Cồn Cỏ 3,5 82,2 720,2 10 Vũng Tàu 3,4 41,8 365,9 11 Phan Thiết 3,1 62,2 544,8 12 Cửa Ông 3,1 42,3 370,3 13 Hòn Ngư 3,0 81,4 712,8 14 Buôn Mê Thuột 3,0 47,3 414 32 15 Thái Bình 2,8 33,3 291,8 16 Phú Quốc 2,7 50,3 440,2 17 Bạc Liêu 2,7 26 227,6 18 Tam Đảo 2,7 60,9 533,5 19 Bãi Cháy 2,6 26,8 235,1 20 Playcu 2,6 29,8 260,7 Trong bảng trên, vận tốc gió được đo ở độ cao 10÷12m. Các động cơ gió công suất lớn từ vài trăm kW đến hàng chục MW có trục turbine thường được lắp trên độ cao 50÷90m. Các dữ liệu vận tốc gió ở độ cao này chưa có, một số đơn vị trước khi lập báo cáo khả thi của dự án điện gió đã tiến hành đo gió ở độ cao 50÷90m tại một số địa điểm khảo sát cụ thể. Từ các số liệu đo gió ở độ cao trên ta có thể xác định được vận tốc gió ở một độ cao h nào đó thông qua công thức gần đúng như sau: V  V1 ( h n ) h1 (1.1) Trong đó : V – Vận tốc gió cần xác định trên độ cao h V1 – Vận tốc gió đo được ở độ cao h1 n – Là hệ số ma sát mặt đất, n phụ thuộc vào điều kiện địa hình tự nhiên, chẳng hạn: - Mặt nước hay mặt đất bằng phẳng - Vùng có cây trồng cao - Khu trung tâm thành phố : n = 0.1 : n = 0.2 : n = 0.4 Theo khảo sát gần đây nhất của Ngân hàng Thế giới (World Bank) [111], Việt Nam có khoảng 31.000km2 đất có thể đưa vào khai thác năng lượng gió, trong đó có 865km2 tương đương với 3572MW công suất điện có thể được tạo ra với giá thành ít hơn 6 Uscents/kWh. Kết quả khảo sát được giới thiệu trên Hình 1.15. 33 Tiềm năng năng lượng gió trên đất liền tại Việt Nam Tốc độ gió khảo sát vùng Miền Đông Nam Bộ Tốc độ gió khảo sát khu vực Nam Trung Bộ Tiềm năng năng lượng gió ngoài khơi Việt Nam Hình 1.15 Tiềm năng năng lượng gió Việt Nam do World Bank khảo sát [111] Ngày 19/09/2014 tại Hà Nội, Cục Điều tiết Điện lực tổ chức Hội thảo về vấn đề “Xây dựng quy định đấu nối điện gió và nghiên cứu tích hợp năng lượng tái tạo tại Việt Nam”, [6] đơn vị AWS Truepower – Hoa Kỳ đã công bố kết quả khảo sát tiềm năng năng lượng gió ở Việt Nam bằng cách sử dụng Hệ thống thông tin địa lý (GIS) và đã sàn lọc những vị trí để xác định các địa điểm có tiềm năng dựa trên các yếu tố sau: - Bản đồ tốc độ gió với độ phân dải 200 – m. - Các khu vực tiềm năng được xác định bởi nguồn tài nguyên, độ dốc và các yếu tố khác. - Khoảng cách đến lưới điện hiện tại và đường giao thông. - Các vị trí được đánh giá dựa trên chi phí sản xuất điện (COE). - Tiềm năng sản xuất năng lượng đánh giá theo hiệu suất hoặc NCF. Kết quả khảo sát cho thấy ở 142 vị trí có thể xây dựng nhà máy điện gió (NMĐG) quy mô công nghiệp với tổng công suất vào khoảng 9000MW. Cụ thể ở 3 khu vực Miền Bắc, Miền Trung và Miền Nam được giới thiệu trên Hình 1.16. 34 Tốc độ gió Miền Bắc đo ở độ cao 80m Vận tốc gió trung bình 6,24m/s Tổng công suất 500MW Hiệu suất trung bình 31% Tốc độ gió ở Miền Nam đo ở độ cao 80m Tốc độ gió ở Miền Trung đo ở độ cao 80m Vận tốc gió trung bình 5,74m/s; tổng công suất 1500MW; hiệu suất trung bình 27% Vận tốc gió trung bình 6,95m/s; tổng công suất 4000MW; hiệu suất trung bình 38% Hình 1.16 Các vị trí có thể xây dựng NMĐG qui mô công nghiệp tại Việt Nam 1.4.2 Đặc điểm và chế độ của nguồn năng lượng gió ở Việt Nam Đặc điểm và chế độ gió của Việt Nam phụ thuộc rất nhiều vào vùng miền, địa hình và chu kỳ gió mùa. Gió thường tập trung và có tốc độ lớn tại nơi có địa hình cao, hướng gió thổi theo mùa và theo ngày do sự chênh lệch nhiệt độ giữa không khí, đất và nước. Chẳng hạn, đối với mùa hè (ẩm ướt, từ tháng 5 đến tháng 10) chu kỳ áp thấp, gió xoáy và theo hướng Tây Nam, còn mùa đông (khô, tháng 11 đến tháng 4) áp cao, lưu thông theo chiều kim đồng hồ và theo hướng Đông Bắc. Gió thường đạt đỉnh vào mùa hè ở khoảng giữa buổi chiều, buổi tối và trong suốt mùa đông. Đặc điểm và chế độ gió Việt Nam có thể quan sát trên Hình 1.17÷1.19 [6]. 35 Hình 1.17 Chế độ gió ở Miền Bắc, kịch bản cho năm 2020 Hình 1.18 Chế độ gió ở Miền Trung, kịch bản cho năm 2020 Hình 1.19 Chế độ gió ở Miền Nam, kịch bản cho năm 2020 36 1.4.3 Biến động công suất gió ở Việt Nam Hình 1.20 Mô tả sự chênh lệch sản lượng điện gió theo giờ Sản lượng điện gió thay đổi theo giờ, số liệu trên Hình 1.20 cho thấy sự chênh lệch về sản lượng điện gió theo ngày và theo giờ. Vì vậy hệ thống cần phải có dự phòng điều tần để xử lý sự thay đổi công suất phát của NMĐG trong từng giờ. Công suất dự phòng dùng để điều tần được thiết kế lớn hơn 2,5 lần độ lệch chuẩn để hỗ trợ do công suất điện gió thay đổi trong mỗi khoảng thời gian 10 phút. Mức thay đổi công suất min max trong 10 phút (MW) Tổ chức AWS Truepower – Hoa Kỳ đã khảo sát chế độ gió ở Việt Nam, nghiên cứu cho thấy tốc độ gió và khả năng khai thác công suất của nhà máy điện gió ở 3 miền Bắc, Trung, Nam có đặc tính biến động ngẫu nhiên khác nhau (Hình 1.17÷1.19). Tùy theo mức độ dự kiến khai thác điện gió trong toàn quốc khác nhau mà mức thay đổi công suất phát của nhà máy điện gió cũng như độ lệch chuẩn (đặc trưng cho mức tán xạ) của công suất phát sẽ khác nhau. Hình 1.21 giới thiệu mức thay đổi công suất phát và Hình 1.22 giới thiệu độ lệch chuẩn (với giả thiết vận tốc gió có phân bố chuẩn) của công suất phát của điện gió trong quan hệ với công suất dự kiến khai thác (công suất đặt) của các nhà máy điện gió tại Việt Nam. 60 40 20 0 -20 -40 -60 Công suất điện gió (MW) Hình 1.21 Mức thay đổi công suất trong thời gian 10 phút Độ lệch chuẩn thay đổi (MW) 37 60 50 40 30 20 10 0 Công suất điện gió (MW) Hình 1.22 Độ lệch chuẩn công suất gió trong thời gian 10 phút Các nghiên cứu trên cho phép tính toán kỳ vọng năng lượng thu được từ nguồn điện gió và chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của dự án điện gió được đầu tư tại Việt Nam, cũng như đánh giá mức độ công suất dự phòng cần thiết phục vụ điều chỉnh tần số trong lưới điện có đấu nối với điện gió. 1.4.4 Các nghiên cứu sử dụng năng lượng gió tại Việt Nam Việc nghiên cứu và sử dụng năng lượng gió ở Việt Nam đã bắt đầu vào những năm 1970 với sự tham gia của nhiều cơ quan. Từ năm 1984 với sự tham gia của chương trình “Tiến bộ khoa học kỹ thuật nhà nước” về năng lượng mới và tái tạo đã chế tạo một số loại máy phát điện chạy bằng sức gió công suất nhỏ [11]: - Máy phát điện PD170 – 6, công suất 120W nạp ắc quy của trường Đại học Bách khoa thành phố Hồ Chí Minh. - Máy phát điện PH500, công suất 500W của trường Đại học Bách khoa Hà Nội. - Máy phát điện gió công suất 150W của Trung tâm nghiên cứu SOLALAB Đại học Bách khoa thành phố Hồ Chí Minh. - Trong khuôn khổ chương trình hợp tác đào tạo về “Năng lượng gió và ứng dụng”, Công ty WAT đã cung cấp cho Trung tâm nghiên cứu năng lượng mới, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội một hệ thống thiết bị điện gió nối lưới gồm turbine gió và máy phát điện gió Airdolphin Mark – Zero, công suất 1000W, bộ ắc qui, bộ biến đổi điện, thiết bị đo tốc độ và hướng gió, công suất phát,… và phần mềm ghi và xử lý số liệu đo. Nhà máy phát điện bằng sức gió đầu tiên ở Việt Nam được lắp đặt tại huyện đảo Bạch Long Vỹ, thành phố Hải Phòng, công suất 800kW với vốn đầu tư 14 tỉ đồng. Nhiều dự án điện gió lớn với mục tiêu hòa vào lưới điện quốc gia đang được xúc tiến bao gồm: - NMĐG Phương Mai 3, tại hai xã Cát Tiến và Cát Chánh thuộc khu kinh tế Nhơn Hội, tỉnh Bình Định với tổng vốn đầu tư hơn 35,7 triệu USD. Theo thiết kế, nhà máy có 14 turbine, tổng công suất là 21MW, sản lượng điện hằng năm khoảng 55 triệu kWh, do Công ty Đầu tư và Phát triển Phong điện miền Trung làm chủ đầu tư. - NMĐG kết hợp với Diezel tại đảo Phú Quý với 3 turbine gió tổng công suất 6MW đã được hoàn thành và đang vận hành. 38 - NMĐG Bạc Liêu do Công ty TNHH Xây dựng Thương mại Du lịch Công Lý làm chủ đầu tư, tổng công suất 99MW được xây dựng tại khu vực ven biển thuộc ấp Biển Đông A, xã Vĩnh Trạch Đông, thị xã Bạc Liêu, tỉnh Bạc Liêu. Dự án đã hoàn thành giai đoạn 1 với 10 turbine gió, tổng công suất 16MW đã được nối lưới. - Điển hình nhất là công ty Cổ phần năng lượng tái tạo Việt Nam – REVN, đã hoàn thành và đấu nối với lưới điện 110kV giai đoạn 1 với 20 turbine gió tổng công suất 30MW trong dự án tổng thể 120MW tại Tuy Phong – Bình Thuận. Hình 1.23 Nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận [14] - Dự án xây dựng nhà máy sản xuất turbine gió đầu tiên hợp tác với nhà sản xuất Fuhlander AG tại Vĩnh Hảo, tỉnh Bình Thuận. Các dự án đầu tư xây dựng NMĐG tại Việt Nam được giới thiệu trong Bảng 1.4. Bảng 1.4 Các dự án đầu tư điện gió ở Việt Nam [5, 20] Hiện trạng Số chủ Số dự Công suất lắp đầu tư án đặt (MW) IR IP TD Ninh Thuận 9 13 1.068 8 4 1 Bình Thuận 10 12 1.541 6 4 1 Bà Rịa Vũng Tàu 1 1 6 Tiền Giang 1 1 100 1 Bến Tre 2 2 280 2 Trà Vinh 1 1 93 1 Sóc Trăng 4 4 350 4 Tỉnh 1 UC IO 1 39 Bạc Liêu 1 1 99 1 Quy Nhơn 2 3 156 2 Cà Mau 2 2 300 Đắk Lắk 1 1 120 Tổng 34 41 4.113 1 1 2 1 24 13 3 2 Ghi chú: IR: Báo cáo đầu tư; IP: Dự án đầu tư; TD: Thiết kế kỹ thuật; UC: Đang xây dựng; IO: Đang vận hành. 1.4.5 Chiến lược và quy hoạch phát triển năng lượng gió tại Việt Nam Năm 2012 Quốc Hội đã thông qua nghị quyết về phát triển kinh tế xã hội, trong đó tiếp tục duy trì tốc độ tăng trưởng GDP trung bình ở mức 6,0 ÷ 6,5%/năm. Điều này dẫn đến nhu cầu sử dụng điện năng của Việt Nam vào năm 2015 sẽ là khoảng 193.162GWh, và năm 2020 là 327.472GWh (Bảng 1.5). Trong khi đó, ngay cả khi huy động tối đa các nguồn điện truyền thống thì sản lượng điện trong nước cũng chỉ đạt ở mức tương ứng là 165.000GWh (năm 2020) và 208.000GWh (năm 2030). Thực trạng này nói lên, nền kinh tế sẽ bị thiếu hụt điện năng một cách nghiêm trọng và tỷ lệ thiếu hụt có thể lên tới cỡ 30% mỗi năm. Bảng 1.5 Dự báo nhu cầu điện năng đến năm 2020 [5, 20] TT Thành phần 2010 2015 2020 GWh (%) GWh (%) GWh (%) 1 Nông lâm nghiệp & Thủy sản 791,8 0,9 1.155 0,7 1.747 0,6 2 Công nhiệp & Xây dựng 45.104 51,3 90.317 53,3 155.944 54,1 3 Thương nghiệp & Khách sạn 4.315 4,9 9.339 5,5 18.362 6,4 4 Quản lý & Tiêu dùng dân cư 34.237 39,0 59.632 35,2 93.432 32,4 5 Các hoạt động khác 3.412 3,9 8.863 5,2 18.699 6,5 6 Thương phẩm 87.860 100 169.306 100 288.175 100 7 Tổn thất truyền tải & Phân phối 10.098 10,0 17.384 9,0 26.198 8,0 8 Tự dùng 3.130 3,1 6.954 3,6 13.099 4,0 9 Điện sản xuất 100.979 193.162 327.472 40 10 Pmax (MW) 16.060 30.600 51.734 Để giải quyết vấn đề này, ngành điện đã quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 ÷ 2020 có xét đến năm 2030, cơ cấu lại hệ thống năng lượng với mục tiêu cung cấp đủ nhu cầu điện năng trong nước, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu đến năm 2015 đạt khoảng 194÷210 tỷ kWh, năm 2020 là 330÷362 tỷ kWh và 695÷834 tỷ kWh vào năm 2030 [5, 20]. Bảng 1.6 Cơ cấu điện năng năm 2020 và 2030 TT Thành phần 2020 2030 (%) (%) 46,8 56,4 24 14 1 Than đá 2 Khí 3 Thủy điện 19,6 9,3 4 Hạt nhân 2,1 10,1 5 Năng lượng tái tạo 4,5 6 6 Nhập khẩu 3 4 Quy hoạch này đã xác định mục tiêu ưu tiên phát triển nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối,…) cho sản xuất điện, tăng tỷ lệ điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng này từ mức 3,5% tổng điện năng sản xuất năm 2010, lên 4,5% vào năm 2020 và đạt 6% vào năm 2030. Trong đó, đưa tổng công suất nguồn điện gió từ mức không đáng kể hiện nay lên khoảng 1.000MW vào năm 2020, khoảng 6.200MW vào năm 2030; điện năng sản xuất từ nguồn điện gió chiếm tỷ trọng từ 0,7% năm 2020 lên 2,4% vào năm 2030. Bảng 1.7 Kịch bản khai thác các nguồn Năng lượng tái tạo đến năm 2030 [20] TT 1 2 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Thủy điện nhỏ 527 665 845 1.045 1.245 2.345 3.845 4.755 Sinh khối Biomass 6,6 13,6 28,6 48,6 98,6 503,6 1.354 2.204 Bã mía và vỏ trấu 5 10 20 30 50 355 1.105 1.855 1,6 3,6 8,6 18,6 48,6 148,6 248,6 348,6 0 0 0 0 34 49 99 Năng lượng tái tạo Chất thải rắn MSW 3 Biogas 41 4 Năng lượng mặt trời 5 Năng lượng gió 6 7 0 0 0 0,8 9,8 34,8 64,8 82,5 123 162,5 232,5 1.013 2.963 6.213 Địa nhiệt 0 0 0 0 80 140 263 Thủy triều 0 0 0 0 0 0 0 775 1.025 1.305 1.676 4.489 9.739 15.800 Tổng công suất (MW) 22,5 562,7 1.4.6 Chính sách hỗ trợ phát triển năng lượng gió tại Việt Nam Nhằm khuyến khích phát triển nguồn năng lượng gió, Chính phủ đã ra quyết định số 37/2011/QĐ–TTg ngày 29 tháng 06 năm 2011 [17] về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam, với những nội dung chính sau: - Giá bán điện 7,8 USCents/kWh + Bên mua: 6,8 USCents/kWh + Hỗ trợ từ Quỹ bảo vệ môi trường: 1,0 USCents/kWh - Miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu để tạo ra tài sản cố định, thuế thu nhập doanh nghiệp được tính theo mức ưu đãi đặc biệt. - Các dự án phát triển điện gió được Ủy Ban Nhân Dân Tỉnh giao đất, miễn giảm tiền sử dụng đất, tiền thuế đất, đền bù và giải phóng mặt bằng theo luật đất đai. Đây chính là một hành lang pháp lý, là cơ sở để khuyến khích phát triển các dự án đầu tư điện gió cũng như phát triển ngành công nghiệp này tại Việt Nam. Hiện nay Bộ Công Thương đang triển khai đo gió tại một số nơi ở độ cao 50÷60m, phục vụ cho một số dự án phát triển điện gió tại Việt Nam. Tập đoàn Điện lực Việt Nam đang hoàn thành Văn bản quy định điều kiện đấu nối điện gió với lưới điện. 1.5 Tóm tắt chương 1 1. Tổng quan về lịch sử và quá trình phát triển của turbine gió, tổng hợp lượng công suất lắp đặt trên toàn thế giới và một số quốc gia phát triển điện gió trong 10 năm gần đây, giới thiệu nhóm mười quốc gia dẫn đầu về sản lượng điện gió và mười nhà sản suất turbine gió hàng đầu thế giới. 2. Giới thiệu những thành tựu mới nhất trong lĩnh vực điện gió về tăng công suất tổ máy, giảm suất đầu tư, giảm giá thành sản xuất và xây dựng các NMĐG công suất lớn trên thềm lục địa. 3. Đánh giá tiềm năng năng lượng gió, tổng hợp các nghiên cứu và ứng dụng năng lượng gió tại Việt Nam. Giới thiệu một số dự án điện gió đã và đang thực hiện, chính sách, chiến lược và quy hoạch phát triển điện gió tại Việt Nam đến tầm nhìn 2030. 42 CHƯƠNG 2 ĐẤU NỐI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN Hiện nay chưa có Quy chuẩn quốc gia của Việt Nam về đấu nối NMĐG vào hệ thống điện. ERAV và EVN đang trong quá trình xây dựng Quy chuẩn này [4 ÷ 6, 18, 19, 50]. Các nghiên cứu trong chương này nhằm tìm hiểu, lựa chọn và giới thiệu một số nội dung, thông số, tiêu chuẩn của một số quốc gia có công nghiệp điện gió phát triển trên thế giới [27, 39, 40, 42, 47, 55, 60, 72, 76, 80, 83, 84, 103, 105, 109, 114] cũng như một số quy định hiện hành của Việt Nam [1, 2] liên quan đến đấu nối. Những thông tin được tổng hợp và giới thiệu trong chương này có thể được tham khảo trong quá trình xây dựng Quy chuẩn đấu nối điện gió vào hệ thống điện Việt Nam. 2.1 Sơ đồ đấu nối nhà máy điện gió vào hệ thống điện Kết nối trang trại gió vào lưới điện có thể được thực hiện tại các cấp điện áp khác nhau tùy theo lượng công suất cung cấp của trang trại gió, khoảng cách đến điểm đấu nối cũng như lưới điện của mỗi quốc gia [27, 39, 47, 52, 60, 76, 80]. Trên thực tế, việc đấu nối có thể thực hiện ở cấp điện áp phân phối hoặc cấp điện áp truyền tải. Cánh quạt, hộp số và máy phát điện của một turbine gió là ba thành phần chính trong hệ thống chuyển đổi năng lượng gió thành điện năng. Các thành phần chính của mạng lưới điện để kết nối các turbine gió là các máy biến áp; trạm biến áp với thiết bị đóng cắt, thiết bị bảo vệ và đồng hồ đo đếm điện năng. Do tổn thất điện năng lớn ở cấp điện áp thấp, nên mỗi turbine trong các trang trại gió được bố trí riêng một máy biến áp đặt ngay bên cạnh turbine để chuyển đổi cấp điện áp tại đầu cực máy phát thường là 690V hoặc 440V thành điện áp phù hợp với lưới điện cung cấp cho phụ tải. Trong trường hợp các turbine gió có công suất nhỏ, có thể kết nối trực tiếp điện áp thấp của lưới điện mà không cần sử dụng máy biến áp. Đối với các trang trại gió có công suất lớn, sử dụng trạm biến áp truyền tải để chuyển đổi từ điện áp trung lên điện áp cao hoặc siêu cao, sau đó nối vào lưới điện bằng cách sử dụng đường dây mạch đơn hoặc mạch kép [36]. Việc kết nối giữa một turbine gió hoặc một trang trại gió với lưới điện, được thực hiện thông qua các điểm kết nối (POC). Sử dụng máy cắt để đóng và ngắt kết nối trong trường hợp xảy ra sự cố, thường được lắp đặt ở phía hệ thống điện (HTĐ) trung áp bên trong trạm biến áp. Sơ đồ dạng này thường áp dụng cho các trang trại gió trên đất liền và được mô tả trên Hình 2.1. 43 Hình 2.1 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió trên đất liền vào lưới điện Phát triển điện gió ngoài khơi là cách thức mà ngành công nghiệp năng lượng gió đang hướng tới [25]. Để tận dụng nguồn năng lượng này, các trang trại gió thường được xây dựng ở xa bờ. Tuy nhiên, việc kết nối chúng vào HTĐ thường gặp nhiều khó khăn. Để đảm bảo an toàn và hạn chế tổn thất điện năng do phải truyền tải đi xa, thường sử dụng phương thức truyền tải dòng điện một chiều, được giới thiệu trên Hình 2.2 [73]. Hình 2.2 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió ở thềm lục địa vào lưới điện 44 2.2 Lựa chọn thông số của mạch đấu nối [18] 2.2.1 Khoảng cách đấu nối Khoảng cách đấu nối từ thanh cái thu gom điện năng của NMĐG đến điểm kết nối phụ thuộc vào mức công suất, tiết diện dây dẫn, số mạch đường dây, vị trí xây dựng nhà máy và qui định về độ sụt áp tại điểm kết nối. Trên Hình 2.3 thể hiện cấp điện áp kết nối tương ứng với các mức công suất khác nhau. Trang trại gió có công suất nhỏ hơn 10MW để đảm bảo độ sụt áp nhỏ hơn 5% theo tính toán thì khoảng cách đấu nối không vượt quá 14km. Trang trại điện gió nhỏ Trang trại điện gió trung bình Trang trại điện gió lớn P ≤ 10MW 10MW < P ≤ 100MW P > 100MW Hình 2.3 Sơ đồ đấu nối tương ứng với qui mô công suất của trang trại gió 2.2.2 Tiết diện dây dẫn Tiết diện dây dẫn là yếu tố để xác định mức công suất của trang trại điện gió. Thông thường nếu công suất của NMĐG nhỏ hơn 10MW thì tiết điện dây dẫn để kết nối nhà máy đến lưới điện thường sử dụng đường dây mạch đơn, loại dây có tiết diện 185mm2, công suất lớn hơn sử dụng loại dây có tiết diện 240mm2. Ngoài ra, tiết diện dây dẫn còn phụ thuộc vào khoảng cách đấu nối (Bảng 2.1). 2.2.3 Công suất đấu nối 45 Công suất của NMĐG phụ thuộc vào chế độ gió, vị trí lắp đặt nhà máy và một số yếu tố môi trường khác. Tuy nhiên để vận hành lưới điện hiệu quả kinh tế và đảm bảo chất lượng điện năng cần phải tính toán lượng công suất kết nối với lưới điện. Chẳng hạn, ở Vương quốc Bỉ đã có quy định, công suất thiết kế của điện gió phải nhỏ hơn công suất máy biến áp tăng áp của NMĐG và phù hợp với tiêu chuẩn (N – 1) của khu vực kết nối. Ở Italia, yêu cầu công suất lắp đặt điện gió không vượt quá 65% công suất khu vực kết nối. Trong khi đó, ở Tây Ban Nha yêu cầu này không vượt quá 50%. Công suất ngắn mạch của mạng điện gió được bổ sung thêm không được vượt quá khả năng của các thiết bị chuyển mạch. Cấp điện áp cũng được xác định như một tiêu chuẩn để xác định công suất cực đại của máy phát điện gió. Ở Việt Nam hầu hết các dự án phát triển điện gió đều kết nối với cấp truyền tải, hiện chưa có nghiên cứu tính toán về mức công suất kết nối với lưới điện, vì theo quy hoạch công suất của điện gió không đáng kể so với công suất của khu vực được kết nối. 2.2.4 Điện áp đấu nối Do công suất phát của NMĐG hạn chế, điện gió thường được kết nối với mạng trung áp và hạ áp. Tuy nhiên, không có mức giới hạn điện áp cực đại khi kết nối điện gió. Hiện nay, các nước phát triển điện gió thực hiện việc đấu nối ở cấp điện áp phân phối hoặc cấp điện áp truyền tải tùy thuộc vào mức công suất của NMĐG. Cấp điện áp được sử dụng như là một yêu cầu cho phối hợp bảo vệ, mức công suất danh định và vị trí kết nối. Trong trường hợp kết nối với lưới trung áp, máy biến áp có thể làm nhiệm vụ bảo vệ máy phát điện gió. Nói chung, ở các nước với quy mô điện gió tập trung có công suất nhỏ hơn 20MW đều được kết nối với lưới điện phân phối, công suất lớn hơn thường kết nối với lưới điện truyền tải (Bảng 2.1). Bảng 2.1 Mối quan hệ của các thông số trong mạch đấu nối NMĐG với lưới điện [18] Qui mô trang trại gió (MW) Độ sụt áp cực đại cho phép Khoảng cách đấu nối (km) Cấp điện áp Mạch đường dây ≤14 22kV Mạch đơn 185 mm2 >14 22kV Mạch kép 185 mm2 ≤15 22kV Mạch kép 185 mm2 >15 110kV Mạch đơn 240 mm2 ≤48 110kV Mạch đơn 240 mm2 >48 110kV Mạch kép 240 mm2 ≤48 110kV Mạch kép 240 mm2 >48 220kV Mạch kép 400 mm2 P ≤ 10 10 < P ≤ 20 5% 20 < P ≤ 100 100 < P ≤ 200 46 2.3 Các mô hình kết nối tổ máy turbine gió với lưới điện 2.3.1 Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện (loại A) Mô hình này được ứng dụng phổ biến trong thập niên 80. Turbine gió loại này có tốc độ trục truyền động là cố định, sử dụng loại máy phát điện không đồng bộ rotor lồng sóc (SCIG) và được kết nối trực tiếp vào lưới điện thông qua máy biến áp được mô tả theo Hình 2.4. Hình 2.4 Mô hình máy phát nối trực tiếp với lưới (loại A) [4, 81, 87, 105 ] Mô hình này đòi hỏi phải lắp hệ thống bù một lượng công suất phản kháng để giảm việc tiêu thụ công suất phản kháng từ lưới điện. Lưới điện được kết nối có được sự ổn định nhờ hệ thống khởi động mềm. Mặc dù có những cách thức điều khiển công suất trong turbine gió tốc độ cố định, nhưng sự biến động của gió gây nên các dao động công suất dẫn đến hệ thống điện cũng dao động theo. Dao động đó có thể làm cho điện áp tại các điểm kết nối sẽ bị thay đổi (trường hợp công suất lưới là yếu). Do có những dao động điện áp nên turbine gió tốc độ cố định sẽ thay đổi lượng công suất phản kháng nhận từ lưới điện (trong trường hợp không thực hiện việc bù công suất phản kháng tại đầu cực máy phát), điều này làm dao động điện áp càng tăng và có thể gây rã lưới. Nhược điểm chính của mô hình này là không thể điều khiển tốc độ, yêu cầu phải có một hệ thống lưới có công suất vô cùng lớn và bộ phận cơ khí của turbine gió phải có khả năng chịu được ứng suất cơ học cao gây ra bởi những cơn gió dật. Mô hình này có kết cấu rất đơn giản và tin cậy nhưng không cho phép điều khiển tích cực để thu năng lượng tối đa và tốc độ của máy phát phụ thuộc hoàn toàn vào tần số và công suất của lưới điện. Ngoài hiệu suất chuyển đổi thấp, chất lượng điều khiển kém còn có sự biến động của công suất tác dụng và phản kháng. Loại turbine gió sử dụng mô hình này có thị phần ngày càng giảm chủ yếu là do chất lượng điện năng thấp và hiệu suất năng lượng thu về không cao. 47 2.3.2 Mô hình máy phát kết nối lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) Mô hình này sử dụng phương pháp thay đổi thông số mạch rotor của turbine gió để đáp ứng với sự thay đổi của tốc độ gió, việc điều khiển này chỉ phụ thuộc vào sự thay đổi giá trị điện trở mạch rotor. Máy phát điện là loại không đồng bộ rotor dây quấn (WRIG), đã được sử dụng trong hệ thống điện từ giữa những năm 1990 và được mô tả trên Hình 2.5. Hình 2.5 Mô hình máy phát nối lưới có tốc độ thay đổi một phần nhờ việc thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) [4, 81, 87, 105] Mô hình bao gồm: một bộ tụ điện thực hiện việc bù công suất phản kháng, một bộ khởi động mềm để kết nối lưới điện tốt hơn. Đặc biệt trong mô hình này có thể thay đổi điện trở mạch rotor bởi một bộ phận chuyển đổi quang học gắn trên trục cánh quạt, điện trở rotor có thể được kiểm soát. Do vậy, độ trượt của máy phát được điều khiển nhờ việc điều chỉnh giá trị điện trở tổng của mạch rotor, có nghĩa là điều chỉnh được công suất phát của máy phát. Vì vậy, sản lượng điện của turbine phát vào hệ thống được kiểm soát. Phạm vi điều khiển tốc độ phụ thuộc vào dải biến đổi điện trở mạch rotor. Thông thường, phạm vi biến đổi tốc độ rotor trong khoảng từ 0÷10% so với tốc độ đồng bộ. Mô hình này sử dụng chiến lược điều khiển tốc độ thay đổi – góc nghiêng không đổi (Variable Speed – Fixed Pitch). Loại turbine này gây tổn hao nhiệt lớn trên các bộ phận phụ như điện trở của mạch rotor, hiệu suất chuyển đổi và chất lượng điện năng thấp. 2.3.3 Mô hình kết nối máy phát cảm ứng nguồn kép với lưới điện (loại C) DFIG bao gồm một WRIG với cuộn dây stato kết nối trực tiếp với lưới ba pha tần số không đổi và cuộn dây rotor kết nối với lưới thông qua một công cụ chuyển đổi tần số tỉ lệ sử dụng phương pháp điều chế độ rộng xung PWM, được mô tả trên Hình 2.6. 48 Hình 2.6 Mô hình nối lưới của máy phát cảm ứng nguồn kép (loại C) [4, 22, 31, 53, 81, 87, 105] Hệ thống này cho phép hoạt động khi tốc độ thay đổi trên một phạm vi rộng. Bộ chuyển đổi năng lượng bao gồm hai bộ chuyển đổi: chuyển đổi phía rotor và chuyển đổi phía lưới điện, chúng được điều khiển độc lập với nhau. Bộ chuyển đổi phía rotor là điều khiển công suất phản kháng và tác dụng bằng cách điều khiển các thành phần dòng điện rotor, trong khi bộ chuyển đối phía đường dây điều khiển điện áp một chiều DC. Mô hình này sử dụng chiến lược điều khiển tốc độ thay đổi – góc nghiêng thay đổi (Variable Speed – Variable Pitch). Chiến lược này đang ngày càng trở nên thông dụng trong các turbine gió hiện đại. Trong chiến lược này, turbine gió được lập trình vận hành với tốc độ thay đổi, góc nghiêng không đổi ở tốc độ gió dưới danh định, và góc nghiêng thay đổi ở tốc độ gió trên danh định. Thay đổi tốc độ (Variable Speed) làm tăng năng lượng thu được tại những tốc độ gió thấp trong khi thay đổi góc nghiêng (Variable Pitch) sẽ điều chỉnh được hiệu suất công suất tại những tốc độ gió cao hơn. Chất lượng điện năng rất tốt ở tốc độ gió thấp cũng như ở tốc độ gió cao. Mô hình này kiểm soát và điều khiển hoàn toàn dòng công suất phản kháng và công suất tác dụng đưa vào lưới điện. 2.3.4 Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi tỉ lệ đầy đủ (loại D) Mô hình này được sử dụng với mục tiêu đáp ứng với mọi dạng biến đổi tốc độ của gió. Máy phát được kết nối với lưới điện thông qua công cụ chuyển đổi nguồn điện áp (VSC) có cấu trúc liên kết back – to – back để đưa ra nguồn điện có tần số mong muốn, được mô tả trên Hình 2.7. 49 Hình 2.7 Mô hình máy phát nối lưới thông qua bộ biến đổi điện tử công suất đầy đủ (loại D) [4, 22, 53, 81, 87, 105] Ưu điểm của bộ biến đổi (VSC) có cấu trúc liên kết back – to – back là bộ chuyển đổi bên phía máy phát có thể kiểm soát tốc độ của máy phát điện trong khi bộ chuyển đổi bên phía đường dây có thể điều chỉnh công suất phản kháng cung cấp và ổn định hệ thống điện trên toàn dải tốc độ hoạt động. Mô hình này dùng máy phát điện có thể tự kích từ (nhờ sự chênh lệch giữa tốc độ rotor với tốc độ đồng bộ của WRSG) hoặc sử dụng nam châm vĩnh cửu để tạo kích từ (máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu PMSG). Sự phát triển mạnh mẽ của ngành điện tử công suất đã cho ra đời các bộ chuyển đổi điều khiển được nguồn công suất lớn với giá cả hợp lý. Các bộ chuyển đổi điện này thật sự có ích cho việc cải thiện chất lượng điện năng. Ngoài ra có thể điều khiển để thu được công suất tối đa của gió. Nhược điểm của mô hình này là công suất của bộ chuyển đổi lên đến 120% công suất danh định của máy phát. Mô hình này sử dụng chiến lược điều khiển tốc độ thay đổi – góc nghiêng không đổi (Variable Speed – Fixed Pitch). Phương pháp tốc độ thay đổi đã trở nên thông dụng với các turbine gió hiện đại, đặc biệt làm việc ở dải tốc độ gió thấp. Sự tiện lợi của phương pháp này là năng lượng thu về lớn, làm giảm tải khí động học và cải thiện chất lượng điện năng. Ngày nay, với sự phổ biến sâu rộng của năng lượng gió, việc yêu cầu cải thiện chất lượng điện năng đã trở thành yếu tố thúc đẩy có tính quyết định đối với chiến lược điều khiển tốc độ thay đổi (Variable Speed). Đối với chiến lược VS – FP, ở tốc độ gió thấp, các turbine thay đổi tốc độ (VS) được điều khiển để bám theo vị trí CPmax, nhưng vì góc nghiêng không đổi (FP) cho nên bị hạn chế ở tốc độ gió trên danh định. Mô hình này kiểm soát và điều khiển được lượng công suất tác dụng và công suất phản kháng đưa vào lưới điện. 50 2.4 Chế độ làm việc của máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới Hiện nay, ở Việt Nam đã đưa vào vận hành 3 nhà máy điện gió (NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận – 30MW, NMĐG Bạc Liêu – 16MW, NMĐG trên đảo Phú Quý – 6MW). Các nhà máy này đều sử dụng turbine gió nối lưới theo mô hình loại C. Vì vậy, luận án sẽ tập trung phân tích và giới thiệu chi tiết mô hình này. 2.4.1 Sơ đồ thay thế và công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép jxs rs jxr . . Is . Us rr/s Ir rm . . I0 Er . Ur/s jxm Hình 2.8 Sơ đồ mạch điện thay thế của DFIG [34, 87, 105] Theo định luật Kirchoff, phương trình điện áp theo dòng điện được viết như sau [51, 52, 87, 105, 107]: Trong đó: . . . . u s  rs . I s  jxs . I s  Er (2.1) . . . ur rr .  . I r  jxr . I r  Er s s (2.2) . . Er  (rm  jxm ). I 0 (2.3) . . . I0  ( I s  I r ) (2.4) rs, rr – Điện trở stator và rotor của máy phát xs, xr – Điện kháng stator và rotor Us, Ur – Điện áp trên mạch stator và rotor Is, Ir – Dòng điện trên mạch stator và rotor S – là hệ số trượt Phương trình điện áp của máy phát điện cảm ứng trên hệ tọa độ d–q được mô tả như sau: d (2.5) U ds  rs ids   ds   s  qs dt 51 Với: Trong đó: U qs  rs iqs  d qs   s ds dt (2.6) U dr  rr idr  d  dr  ( s   r )  qr dt (2.7) U qr  rr iqr  d  qr  ( s   r )  dr dt (2.8) ds  Ls ids  Lm idr (2.9)  q s  L s i d s  L m iq r (2.10) dr  Lr idr  Lmids (2.11)  q r  L r iq r  L m i q s (2.12) Uqs, Uds – Điện áp trên mạch stator trong hệ tọa độ d–q Uqr, Udr – Điện áp trên mạch rotor trong hệ tọa độ d–q iqs, ids – Dòng điện mạch stator trong hệ tọa độ d–q qs, ds – Từ thông mạch stator trong hệ tọa độ d–q iqr, idr – Dòng điện mạch rotor trong hệ tọa độ d–q qr, sr – Từ thông mạch rotor trong hệ tọa độ d–q Ls, Lr – Điện cảm của mạch stator và rotor Lm – Điện cảm tương hỗ Công suất tác dụng và phản kháng của stator và rotor được xác định theo công thức sau: 3 (2.13) Ps  (U ds ids  U qs iqs ) 2 3 (2.14) Q s  (U qs ids  U ds iqs ) 2 3 (2.15) Pr  (U dr idr  U qr iqr ) 2 3 (2.16) Q r  (U qr idr  U dr iqr ) 2 Trong đó: Ps, Qs – Công suất tác dụng và phản kháng của stator Pr, Qr – Công suất tác dụng và phản kháng của rotor 2.4.2 Dòng công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép [56, 84÷86, 88] Công suất cơ của turbine gió Pm khi rotor chuyển động và công suất tác dụng phía stator PS được xác định: 52 Trong đó: Tm Pm  Tm.r (2.17) Ps  Tem .s (2.18) – Mômen cơ trên trục rotor Tem – Mômen điện từ  s – Tốc độ từ trường quay của stator  r – Tốc độ từ trường quay của rotor Phương trình cân bằng chuyển động cơ học của máy phát điện không đồng bộ: J. Trong đó: dr  Tm  Tem dt (2.19) J– Hằng số quán tính Coi tốc độ góc của rotor không đổi theo thời gian thì: J. Từ đó ta được: dr 0 dt (2.20) Tm  Tem và Pm  Ps  Pr Suy ra: Pr  Pm  Ps  Tm .r  Tem .s  Tm (  s  r )s   S .Tm .s   S .Ps s (2.21) Trong đó: S  s  r s (2.22) Hình 2.9 Sơ đồ mô tả dòng công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới [28, 51, 58] 53 Như vậy, khi turbine gió cho phép vận hành trong phạm vi thay đổi tốc độ khoảng ±30% quanh tốc độ đồng bộ, ứng với hệ số trượt thay đổi trong phạm vi S = ±0,3 thì công suất danh định của bộ chuyển đổi công suất chỉ cần được thiết kế trong khoảng 20%÷30% so với công suất danh định của máy phát. Các đại lượng danh định của bộ chuyển đổi công suất có quan hệ với phạm vi thay đổi tốc độ đã được chọn. Vì thế, chi phí cho bộ chuyển đổi công suất tăng hay giảm phụ thuộc vào phạm vi thay đổi tốc độ cho phép. Ví dụ về sự tương quan (tỉ lệ) giữa công suất mạch stator (Ps) với công suất mạch rotor (Pr) thông qua hệ số trượt S được mô tả trong Bảng 2.2 [30]. Bảng 2.2 Một ví dụ về phân bố công suất giữa stator và rotor theo các hệ số trượt khác nhau Hệ số trượt S(%) Tốc độ rotor ωr (pu) Công suất rotor Pr Công suất stator Ps 0,3 0,7 – 0,43Pm 1,43Pm 0 1,0 0 Pm – 0,3 1,3 0,23Pm 0,77Pm Để đảm bảo DFIG vận hành như máy phát ở hai chế độ trên, bộ chuyển đổi công suất ở cả hai phía, phía máy phát CRotor và phía lưới CGird trên Hình 2.9 đều phải là nghịch lưu có khả năng điều khiển dòng công suất theo hai chiều. Bộ chuyển đổi cho phép DFIG làm việc trong cả 4 góc phần tư của mặt phẳng phức p – q, nghĩa là DFIG có khả năng phát công suất phản kháng về lưới (điều này ngược với máy điện không đồng bộ thông thường). Công suất phản kháng trao đổi giữa DFIG và lưới điện có thể được điều khiển độc lập với công suất tác dụng. Bộ chuyển đổi phía máy phát CRotor có những chức năng sau: - Điều khiển công suất phản kháng: DFIG có khả năng tiêu thụ hoặc phát công suất phản kháng về lưới, chẳng hạn để điều chỉnh điện áp (trong trường hợp lưới yếu). - Kích từ DFIG thông qua mạch rotor, độc lập với điện áp lưới. - Điều khiển độc lập công suất tác dụng và công suất phản kháng, điều khiển mômen, tốc độ máy phát hoặc điều khiển hệ số công suất đầu cực stator. Mục đích chính của bộ chuyển đổi phía lưới CGird giữ cho điện áp DC–Link không đổi. Máy phát DFIG có thể làm việc với tốc độ rotor thay đổi trong khoảng r max so với tốc độ đồng bộ  s [30]. 54 2.4.3 Các chế độ làm việc của máy phát cảm ứng nguồn kép Tùy thuộc vào tốc độ gió và điều kiện vận hành của hệ thống mà công suất qua mạch rotor có thể đi theo hai chiều: từ lưới qua bộ chuyển đổi công suất đến rotor hoặc ngược lại từ mạch rotor qua bộ chuyển đổi công suất đến lưới điện. 2.4.3.1 Chế độ dưới đồng bộ Khi tốc độ từ trường quay của rotor thấp hơn tốc độ đồng bộ ( r   s ), đó là chế độ vận hành dưới đồng bộ (Pr < 0), máy phát lấy năng lượng từ lưới qua rotor được mô tả trên Hình 2.10. Hình 2.10 Dòng công suất của DFIG làm việc ở chế độ dưới đồng bộ [21, 28, 34, 93, 107] 2.4.3.2 Chế độ trên đồng bộ Khi tốc độ từ trường quay của rotor lớn hơn tốc độ đồng bộ ( r  s ), đó là chế độ vận hành trên đồng bộ (Pr > 0), máy phát hoàn năng lượng về lưới qua mạch rotor được mô tả trên Hình 2.11. Hình 2.11 Dòng công suất của DFIG làm việc ở chế độ trên đồng bộ [21, 28, 34, 93, 107] 2.4.3.3 Chế độ đồng bộ 55 Khi tốc độ từ trường quay của rotor bằng tốc độ đồng bộ ( r  s ), đó là chế độ đồng bộ (Pr = 0), máy phát nhận một phần công suất phản kháng từ lưới qua mạch rotor với mục đích kích từ cho máy phát được mô tả trên Hình 2.12. Hình 2.12 Dòng công suất của DFIG làm việc ở chế độ đồng bộ [21, 28, 34, 93, 107] 2.5 Một số tiêu chuẩn Quốc tế và quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối NMĐG vào HTĐ [4 ÷ 6, 39, 40, 47, 76] Năng lượng gió đã phát triển mạnh mẽ ở nhiều nước trên thế giới, Việt Nam là nước không nằm ngoài sự phát triển chung đó. Sự xâm nhập ngày càng tăng cao của điện gió có ảnh hưởng đến sự ổn định và độ tin cậy của hệ thống điện. Để đảm bảo chất lượng cung cấp điện, nhiều quốc gia đã xây dựng riêng bộ quy tắc kết nối các turbine gió và các trang trại gió với lưới điện. Một số tiêu chuẩn quốc tế, yêu cầu của một số quốc gia phát triển điện gió và quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối NMĐG vào HTĐ được giới thiệu sau đây. 2.5.1 Một số tiêu chuẩn Quốc tế Bộ quy tắc kết nối NMĐG vào HTĐ bao gồm các yêu cầu kỹ thuật như: Yêu cầu khả năng chịu đựng dao động của hệ thống; yêu cầu về kiểm soát công suất tác dụng và tần số; yêu cầu về điều khiển công suất phản kháng và điện áp; khả năng vượt qua điện áp thấp; kiểm soát nhấp nháy và sóng hài của nguồn điện …[6, 18] Để xây dựng bộ quy tắc kết nối, một số tiêu chuẩn được tham khảo như IEC 61400–21, IEC 60868; IEC 6100–3–7, IEEE std 519–1992, IEEE 1547–2003… 2.5.1.1 Phạm vi hoạt động của điện áp và tần số Điện áp và tần số tạo ra từ NMĐG phụ thuộc rất lớn vào tốc độ gió. Mặt khác, việc ngắt và đóng kết nối với lưới điện đối với trang trại gió là thường xuyên xảy ra. Điều này làm thay đổi điện áp và tần số tại điểm kết nối, ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của lưới điện. Để 56 vận hành trạng trại gió an toàn, hiệu quả, kinh tế khi kết nối với lưới điện và đảm bảo chất lượng điện năng của lưới điện, các trang trại gió phải có khả năng hoạt động liên tục trong dải điện áp và tần số của hệ thống đã được qui định. Ngoài ra, NMĐG vẫn phải hoạt động trong trường hợp điện áp và tần số ngoài giới hạn này trong một thời gian nhất định. Các giới hạn thay đổi điện áp trong hệ thống điện còn phụ thuộc cấp điện áp tại điểm kết nối chung (POC) giữa máy phát điện gió với lưới điện được kết nối. Các giới hạn điện áp hoạt động này phụ thuộc vào cấu hình lưới của mỗi quốc gia. Giới hạn dưới thông thường không thấp hơn 90% và giới hạn trên không quá hơn 110% điện áp danh định đối với lưới truyền tải. Dải hoạt động điện áp sẽ hẹp hơn ở cấp điện áp cao hơn. Tần số là một trong những thông số quan trọng nhất trong tất cả các mạng điện. Tần số của hệ thống điện thay đổi theo từng quốc gia hoặc 50 hoặc 60Hz. Tất cả các thiết bị phát điện trong hệ thống điện được thiết kế để hoạt động liên tục trong dải biên độ tần số xung quanh tần số danh định của lưới điện, thường là giữa 49,5 và 50,5Hz (50Hz đối với hệ thống điện Châu Âu, Việt Nam), và hoạt động trong thời gian nào đó trong dải tần số tối thiểu 47,5Hz và tối đa 52 Hz. Một đồ thị đại diện của lưới điện Đan Mạch dùng cho turbine gió khi kết nối với lưới điện phân phối, cho biết phạm vi vận hành nằm trong giới hạn biên độ điện áp và tần số lưới. Phạm vi vận hành liên tục từ 90 đến 105% giá trị điện áp định mức và ±1Hz xung quanh tần số danh định của lưới điện. Tần số hoặc điện áp vượt quá giới hạn này, các turbine gió ngắt kết nối trong khoảng thời gian quy định, được minh họa trong Hình 2.13 [39, 40, 107]. Hình 2.13 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Đan Mạch vận hành có kết nối điện gió Hình 2.14 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Anh Quốc vận hành có kết nối điện gió Hình 2.14 mô tả giới hạn biên độ điện áp và tần số khi kết nối trang trại gió với lưới điện có cấp điện áp nhỏ hơn 132kV của quốc gia Anh. Cho phép điện áp dao động ± 6% điện áp định mức, vận hành liên tục trong dải tần số từ 49÷51 Hz, ngoài dải tần số này turbine gió ngắt 57 kết nối trong khoảng thời gian quy định. Đối với Ấn Độ giới hạn điện áp +10% đến –12,5% đối với cấp điện áp 110kV, +10% đến –9% đối với cấp điện áp 66kV, +5% đến –10% ở cấp điện áp 33kV. Ở các giới hạn điện áp này nhà máy vận hành liên tục ở dải tần số từ 47,5 cho đến 51,5 Hz. Ngoài dải tần số này turbine gió vận hành ở thời gian sẽ được xem xét. AiLen, giới hạn điện áp +10% đến –10% đối với cấp điện áp 110kV, turbine vận hành liên tục trong dải tần số từ 49,5 đến 50,5Hz. Ngoài dải tần số này từ 47,5 đến 52Hz turbine gió vận hành trong thời gian 60 phút, dải tần số từ 47 đến 47,5Hz turbine gió vận hành trong thời gian 20 giây. Tần số dưới 47,0Hz và trên 52Hz turbine dừng vận hành [22]. Ở cấp điện áp lớn hơn 110kV giới hạn điện áp và tần số của quốc gia Anh và Đan Mạch được giới thiệu trên Hình 2.15 và 2.16. UĐM (kV) UH (kV) UL (kV) UHF (kV) ULF (kV) 400 440 320 420 360 150 180 135 170 146 132 155 119 145 125 Hình 2.15 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Đan Mạch vận hành có kết nối điện gió (ở cấp điện áp lớn hơn 132kV) Hình 2.16 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của lưới điện Anh Quốc vận hành có kết nối điện gió (ở cấp điện áp lớn hơn 132kV) [109] 2.5.1.2 Kiểm soát công suất phản kháng và điều chỉnh điện áp [6, 76] 58 Kiểm soát công suất phản kháng rất quan trọng đối với các trang trại gió. Một số trang trại gió phải có khả năng cung cấp công suất phản kháng cho lưới điện theo yêu cầu của nhà điều hành hệ thống điện với mục đích để đáp ứng với sự thay đổi điện áp của hệ thống và đạt hệ số công suất ±0,95 tương ứng với công suất và điện áp định mức tại điểm kết nối. Các yêu cầu kiểm soát công suất phản kháng có liên quan đến đặc điểm lưới điện của mỗi quốc gia, bởi vì lượng công suất phản kháng cung cấp cho hệ thống liên quan công suất ngắn mạch và trở kháng tại điểm kết nối (POC) của trang trại gió. Điện áp có liên quan chặt chẽ với công suất phản kháng, do đó turbine gió có khả năng kiểm soát công suất phản kháng để hỗ trợ và điều chỉnh điện áp tại điểm kết nối (POC). Các trang trại gió lớn, hiện đại yêu cầu phải có khả năng kiểm soát cả công suất tác dụng và công suất phản kháng. Ngoài ra NMĐG còn phải trang bị bộ điều chỉnh điện áp (VR) để duy trì độ lệch điện áp nằm trong giới hạn quy định (± 10% cho các mạng điện áp thấp và ± 5% cho mạng lưới điện trung bình hoặc cao). Các NMĐG phải duy trì phát công suất phản kháng trong suốt khoảng thời gian điện áp giảm thấp theo khả năng cho phép của thiết bị. Việc đặt giá trị điện áp sẽ được thực hiện thông qua hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (SCADA) từ nhà vận hành hệ thống. Hình 2.17 Yêu cầu lượng công suất phản kháng của turbine gió [76] 2.5.1.3 Điều khiển công suất tác dụng và kiểm soát tần số [6, 80] Một trong những yếu tố quan trọng nhất là việc tính toán và xác định lượng công suất dự phòng cần thiết để tránh sự sụp đổ hệ thống điện trong khi không thể dự báo trước vận tốc gió và vận tốc gió có thể đột ngột trở về không trong khoảng thời gian rất ngắn dẫn đến mất một lượng công suất. Các trang trại gió phải có khả năng điều chỉnh sản lượng điện ở một mức xác định nào đó từ nhà điều hành hệ thống nhằm để hỗ trợ và ổn định tần số hệ thống điện. Ngoài ra, trang 59 trại gió phải có khả năng điều chỉnh tăng hoặc giảm công suất tác dụng theo độ lệch tần số. Chẳng hạn các nước như Đức, Ireland và Đan Mạch, lưới điện của họ yêu cầu các trang trại gió phải có khả năng hạn chế sản lượng điện. Quốc gia Anh yêu cầu các trang trại gió có thiết bị kiểm soát tần số chính và phụ. Thống kê cho thấy hầu hết các lưới điện của các quốc gia có mức độ thâm nhập của điện gió cao, yêu cầu các trang trại gió tham gia vào việc ổn định tần số của hệ thống (điều tần sơ cấp). Hình 2.18 mô tả đường cong điều chỉnh tỉ lệ phần trăm công suất trang tại gió ứng với dải tần số hoạt động đã quy định. Hình 2.18 Điều chỉnh lượng công suất tác dụng cho việc hỗ trợ tần số [80] Khi tần số vượt quá 50Hz yêu cầu các NMĐG giảm sản lượng theo một tỷ lệ nhất định. Mặt khác, ở tần số danh định các trang trại gió sẽ được yêu cầu hạn chế sản lượng điện thấp hơn mức công suất tối đa có thể đạt được. Bằng cách đó, nếu tần số bắt đầu giảm, các trang trại gió sẽ tăng sản lượng điện với công suất tối đa đạt được để duy trì tần số xung quanh tần số danh định. Việc cung cấp lượng công suất để đáp ứng tần số cao sẽ được mua dựa trên giá thị trường, đây là một dịch vụ đã được một số quốc gia quan tâm và điều này có thể trở thành nguồn thu nhập cho các chủ trang trại gió. Ngoài ra NMĐG cần phải tuân thủ lệnh điều độ hệ thống để khởi động hoặc hoãn khởi động cho đến khi các điều kiện khác được đáp ứng (ví dụ các nhà máy khác đã được khởi động). Yêu cầu ngừng hoạt động trong thời gian sự cố và cho phép phục hồi với khoảng thời gian vài trăm mili giây. 2.5.1.4 Khả năng vượt qua điện áp thấp Sự xâm nhập ngày càng cao của nguồn năng lượng gió, đóng góp phần lớn điện năng đang trở thành một vấn đề quan trọng và là yếu tố tác động đến ổn định hệ thống điện quốc gia. Nếu một trang trại gió lớn đột ngột bị ngắt kết nối khi đang hoạt động bình thường làm cho hệ thống mất một lượng công suất lớn, phá vỡ sự cân bằng công suất trong hệ thống điện. 60 Do đó, yêu cầu các NMĐG phải duy trì kết nối trong trường hợp hệ thống bị sự cố để ngăn ngừa hệ thống mất ổn định. Nếu máy phát điện gió không thể vượt qua điện áp thấp, hệ thống sẽ sụp đổ vì sự sụt giảm tần số. Để tránh hiện tượng này hệ thống sẽ cần một lượng lớn công suất dự trữ quay điều này làm cho chi phí vận hành tăng cao. Vì vậy nhiều công ty Điện lực đòi hỏi yêu cầu NMĐG phải có khả năng vượt qua điện áp thấp (LVRT) (đặc biệt kết nối với lưới điện cao áp) với tỉ lệ phần trăm nhất định so với điện áp định mức (có khả năng chịu được điện áp giảm tới khoảng từ 0 – 15%) và trong thời gian qui định của mỗi quốc gia. Một số tiêu chuẩn yêu cầu NMĐG tăng công suất phản kháng phát vào lưới điện ngay khi xảy ra sự cố để hỗ trợ nâng cao điện áp như một máy phát điện đồng bộ thông thường hoạt động ở chế độ quá kích thích. Hình 2.19 Qui định LVRT của NMĐG ở một số quốc gia phát triển điện gió [60, 76] 2.5.1.5 Yêu cầu về chất lượng điện năng [18, 22, 55, 72, 80, 105]  Biến thiên điện áp Biến thiên điện áp trên lưới điện chủ yếu gây ra bởi sự đóng cắt phụ tải và các nhà máy điện. Biến thiên điện áp sẽ mạnh hơn khi hệ thống điện được kết nối với nguồn điện gió, bởi việc sản suất điện năng từ NMĐG là không ổn định vì phụ thuộc vào tốc độ gió. Chẳng hạn như tại một thời điểm tốc độ gió rất lớn nhưng ngay sau vài phút có thể lại gần bằng không hoặc NMĐG dừng khẩn cấp khi gió quá thấp hoặc quá cao. Mức độ biến thiên điện áp cho phép gây ra bởi các turbine gió kết nối với lưới điện được quy định theo tiêu chuẩn quốc tế và quy định của mỗi quốc gia. Ví dụ tại Đan Mạch đối với 61 lưới truyền tải, turbine gió gây ra một sự biến đổi điện áp không vượt quá 1% tại điểm kết nối chung (POC) [39]. Ở Đức và Thụy Điển các giới hạn tương ứng là 2% và 2,5%. Đan Mạch, không quá 4% ở cấp điện áp 10 – 20kV và không quá 3% ở cấp điện áp 50 – 60kV [40]. Ai Len và Ấn Độ theo tiêu chuẩn IEC 61000–3–7…  Nhấp nháy điện áp Hiện tượng nhấp nháy là kết quả của việc biến đổi công suất ở đầu ra của máy phát điện gió chủ yếu do hiệu ứng bóng tháp và biến đổi tốc độ gió, dẫn tới sự thay đổi điện áp trên lưới điện. Để xác định mức độ chập chờn người ta dựa trên các phép đo biến đổi của biên độ điện áp. Theo tiêu chuẩn IEC 868, hai thông số được xem xét là mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn Pst (là giá trị đo được trong khoảng thời gian 10 phút) và mức nhấp nháy điện áp dài hạn Plt (được tính từ mười hai kết quả đo Pst liên tiếp sau khoảng 2 giờ). Khuyến cáo rằng Plt ≤ 0,5 ở cấp điện áp từ 10 – 20kV và Plt ≤ 0,35 ở cấp điện áp 50 – 60kV được xem là chấp nhận được (Technical Regulation TF3.2.6) [40]. Tuy nhiên, tùy theo mỗi quốc gia có thể có những giới hạn cho phép nhấp nháy khác nhau. Chẳng hạn, đối với lưới phân phối: Đan Mạch Plt ≤ 0,5 ở cấp điện áp từ 10 – 20kV và Plt ≤ 0,35 ở cấp điện áp 50 – 60kV, ở Đức tại điểm kết nối Plt ≤ 0,46. Ở cấp điện áp lớn hơn 132kV, Plt ≤ 0,37 (Đức) và Pst ≤ 0,8, Plt ≤ 0,6 đối với tiêu chuẩn Anh…  Sóng hài Các máy phát điện gió sử dụng các bộ điện tử công suất, là nguồn phát sinh sóng hài. Kiểu máy phát phụ thuộc vào công nghệ bộ biến đổi điện tử công suất và cấu trúc của chúng. Bản thân máy phát điện gió cũng là nguồn gây ra sóng hài, phụ thuộc vào cấu trúc bộ dây quấn, mạch từ…Méo hài điện áp có thể do sóng hài hệ thống. Sự biến dạng sóng hài có thể được định lượng bằng phương pháp đo tổng biến dạng sóng hài TDH (Total Harmonic Distortion) hoặc biến dạng sóng hài riêng lẻ. Tiêu chuẩn IEC 61.400–21 (2008), IEC 61000– 3–6 và IEEE 519–1992 thường được áp dụng trong hệ thống năng lượng gió hiện đại. Đối với Ấn Độ ở cấp điện áp lớn hơn 132kV, THD ≤ 3% và THD ≤ 5% đối với lưới có cấp điện áp thấp hơn 69kV và THD ≤ 2,5% ở cấp điện áp lớn hơn 69kV. Qui định về tổng dạng méo hài của quốc gia Ai Len theo tiêu chuẩn IEC 61000–3–6… 2.5.2 Quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối Việt Nam có kế hoạch phát triển điện gió đến năm 2020 đạt 1000MW và năm 2030 đạt 6200MW. Nhiều NMĐG được đánh giá là khả thi trong kế hoạch này được dự kiến đấu nối với lưới điện qua các trạm biến áp 22kV và 110kV. 62 Bộ Công Thương đã chủ trì và giao cho các cơ quan chức năng như Tập đoàn Điện lực (EVN), Cục Điều tiết Điện lực (ERAV) kết hợp với các chuyên gia nước ngoài và cùng với các nhà khoa học trong nước đã tổ chức nhiều Hội thảo với mục đích xây dựng bộ tiêu chuẩn quy định việc đấu nối NMĐG với lưới điện trong tương lai. Tháng 3 năm 2013 EVN cùng với Hiệp hội đồng quốc tế khu vực Đông Nam Á đã xuất bản cuốn sổ tay kỹ thuật về đấu nối điện gió vào lưới điện Việt Nam với mong muốn hướng tới xây dựng bộ quy chuẩn đấu nối điện gió vào lưới điện trong tương lai. Trên cơ thu thập và nghiên cứu các tiêu chuẩn đấu nối điện gió của một số quốc gia phát triển điện gió, Thông tư 12/2010/TT–BCT và Thông tư 32/2010/TT–BCT [1, 2] qui định về tiêu chuẩn vận hành của lưới truyền tải và lưới phân phối kết hợp với thực tế vận hành lưới điện Việt Nam. Một số vấn đề liên quan đến việc kết nối NMĐG với lưới điện Việt Nam được đề xuất và giới thiệu sau đây: a. Yêu cầu về giới hạn điện áp và tần số Hình 2.20 Giới hạn điện áp và tần số trong vận hành lưới điện có kết nối với nhà máy điện gió tại Việt Nam Bảng 2.3 Khả năng vận hành của turbine gió ứng với dải điện áp và tần số Giới hạn điện áp Tần số Vận hành 90 – 105 % 49 – 50,5 Hz 90 – 105 % 48 – 49 Hz Khả năng vận hành trong 10 phút 90 – 105 % 47,5 – 48 Hz Khả năng vận hành trong 1 phút 90 – 105 % 50,5 – 52 Hz Khả năng vận hành trong 1 phút Vận hành liên tục 63 75,5 – 90 % 49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 3 giây 60,5 – 75,5 % 49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 2 giây 105 – 115 % 49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 1 giây 115 – 120 % 49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 0,5 giây Ngoài giới hạn điện áp và tần số cho trong Bảng 2.3, turbine gió phải ngừng ngay lập tức. b. Yêu cầu về công suất phản kháng Công suất phản kháng cung cấp vào hệ thống sẽ giảm từ mức hệ số công suất định mức 0,95 khi điện áp lớn hơn điện áp danh định, công suất phản kháng hấp thụ từ lưới điện về nhà máy sẽ giảm khi điện áp ở mức dưới điện áp danh định trừ khi có những qui định khác. Ngoài ra công suất phản kháng sẽ giảm đi khi công suất phát của nhà máy dưới mức 20% công suất định mức. Khi công suất của nhà máy giảm xuống dưới 10% công suất định mức, công suất phản kháng được phép thay đổi tự do trong giới hạn cho phép. c. Yêu cầu về điều khiển điện áp Các NMĐG cần phải trang bị bộ điều chỉnh điện áp, để duy trì độ lệch điện áp nằm trong giới hạn quy định và cho phép các NMĐG ở gần nhau hỗ trợ công suất phản kháng, ổn định điện áp lưới thông qua hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (SCADA) từ đơn vị điều độ. Trong trường hợp điện áp tại điểm kết nối giảm nhiều, NMĐG phải duy trì phát công suất phản kháng hết khả năng điều chỉnh của các thiết bị trong suốt thời gian này. d. Yêu cầu về điều khiển công suất tác dụng NMĐG cần có khả năng tăng hoặc giảm công suất theo lệnh điều độ với tốc độ 1%/giây và chấp nhận các lệnh từ nhà điều hành hệ thống cho phép đặt trước giới hạn tăng công suất từ 5 – 100% công suất danh định/phút. Ngoài ra NMĐG cần phải có khả năng điều chỉnh tần số sơ cấp tương tự như các nhà máy điện truyền thống. Cho phép giảm công suất tác dụng trong thời gian sụt giảm điện áp và khôi phục về mức 90% công suất danh định trước khi xảy ra nhiễu loạn trong vòng ½ giây. e. Yêu cầu về khả năng vượt qua điện áp thấp Theo thông tư 12 và 32 – 2010/TT–BCT [1, 2] thời gian tối đa giải trừ sự cố ở cấp điện áp ≤ 110kV là 150ms, tham khảo yêu cầu vượt qua điện áp thấp của lưới điện Trung Quốc và Ai Len có thể đưa ra yêu cầu vượt qua điện áp thấp của turbine gió cho lưới điện Việt Nam được giới thiệu trên Hình 2.21. 64 Hình 2.21 Khả năng vượt qua điện áp thấp của turbine gió kết nối với lưới điện Việt Nam f. Yêu cầu về đảm bảo chất lượng điện năng Bảng 2.4 Giới hạn một số thông số về chất lượng điện năng Cấp điện áp Dao động điện áp Nhấp nháy Sóng hài 110kV Do hoạt động đóng cắt ≤ Pst95% = 0,4 THD < 2,5% Plt95% = 0,5 Riêng lẻ < 1,5% Pst95% = 0,6 THD < 5% Plt95% = 0,5 Riêng lẻ < 3% 2,5% ≤ 35kV Do hoạt động đóng cắt ≤ 3% 2.6 Điều khiển hoạt động của turbine gió trong lưới điện [21, 22, 28, 30, 31, 34, 36, 51, 52, 65, 67, 71, 90, 93, 103 ÷ 105, 113] Điều khiển đóng một vai trò rất quan trọng trong các hệ thống chuyển đổi năng lượng gió WECS (Wind Energy Conversion Systems). Điều khiển turbine gió cho phép sử dụng tối đa hiệu suất phát điện cũng như giảm tải cơ học để tăng tuổi thọ cho turbine. Ngoài ra, điều khiển chất lượng điện năng cũng được thực hiện để giảm các ảnh hưởng xấu khi kết nối nhà máy điện gió vào lưới điện. 2.6.1 Đường cong công suất lý tưởng Đối với một turbine gió, khả năng phát điện thể hiện ở lượng công suất thu được có tính đến các giới hạn về kỹ thuật và kinh tế. Nó thường được mô tả dưới dạng một đồ thị công suất phát – vận tốc gió, được gọi là đồ thị công suất lý tưởng (Hình 2.22) [34, 53]. Thông thường, turbine gió bắt đầu hoạt động khi tốc độ gió vượt quá 3 – 4m/s. Tốc độ gió này được gọi là tốc độ khởi động turbine Vkđ. Như có thể thấy trong Hình 2.22, một turbine gió được bắt đầu khởi động từ Vkđ và tăng công suất theo lập phương của tốc độ gió cho đến khi tốc độ gió đạt đến tốc độ danh định Vdđ. 65 Hình 2.22 Đường cong công suất lý tưởng của turbine gió Với tốc độ gió từ 12m/s đến 25m/s công suất phát đạt định mức và duy trì bằng cách điều chỉnh hoặc kiểm soát không gian cánh quạt. Với tốc độ gió trên 25m/s turbine gió thường ngừng hoạt động để tránh bị quá tải cơ. Tốc độ gió này gọi là tốc độ ngừng hoạt động Vng của máy phát điện gió. Đồ thị công suất lý tưởng biểu thị trên Hình 2.22 có thể phân thành 3 vùng với mục đích phát điện khác nhau. Vùng I là vùng tốc độ thấp, công suất sinh ra thấp hơn công suất hoạt động. Bởi vậy mục tiêu phát điện của vùng I là thu nhận toàn bộ năng lượng sinh ra. Do đó đường cong công suất lý tưởng trong vùng I đi theo một đường parabol bậc 3. Mặt khác, mục tiêu phát điện trong vùng tốc độ gió cao (vùng III) là giới hạn công suất phát ra ở dưới công suất danh định để tránh hiện tượng quá tải cơ. Trong vùng này, công suất vượt quá công suất định mức, do đó turbine gió phải làm việc với hiệu suất thấp hơn C Pmax. Cuối cùng vùng II là vùng chuyển tiếp giữa đường cong công suất tối ưu của vùng I và đường công suất không đổi của vùng III. Trong vùng này tốc độ turbine gió được giới hạn để duy trì mức độ tiếng ồn dưới mức cho phép và giữ cho lực li tâm ở dưới giá trị chịu đựng của rotor. Trong trường hợp một tốc độ giới hạn như vậy chưa đạt đến thì vùng II có thể không tồn tại và đường cong công suất tối ưu (vùng I) vẫn có thể tiếp tục cho đến khi đạt được đến công suất danh định. 2.6.2 Mục đích và chiến lược điều khiển [53] Mục đích chính của hệ thống điều khiển turbine gió là việc giới hạn công suất và tốc độ dưới những giá trị xác định để đảm bảo turbine làm việc an toàn trong điều kiện gió lớn. Những turbine gió đầu tiên sử dụng các thiết bị cơ khí đơn giản để thực hiện những yêu cầu điều khiển đó, nhưng khi các turbine gió có kích thước và công suất lớn, các tiêu chuẩn điều khiển yêu cầu khắt khe hơn và các cơ chế điều khiển cũng trở nên phức tạp hơn. Thêm vào đó, các hệ thống điều khiển không đơn thuần chỉ là giữ cho turbine làm việc trong điều kiện an toàn mà còn phải làm tăng hiệu quả và chất lượng của quá trình chuyển hóa năng lượng. Các hệ thống điều khiển đã dần được cải tiến để đóng một vai trò quyết định trong các turbine gió ngày nay. 66 2.6.2.1 Mục đích Một turbine gió về cơ bản là một thiết bị thu nhận năng lượng gió và biến đổi nó thành dạng năng lượng sử dụng được với mục đích cực tiểu hóa chi phí sản suất, cực đại hóa năng lượng thu về và đảm bảo các tiêu chuẩn kết nối lưới. Để đạt được điều này, turbine gió phải đáp ứng một loạt các mục tiêu thành phần. Các mục tiêu này có quan hệ mật thiết với nhau và có thể được chia thành các loại sau: - Năng lượng: Việc cực đại hóa năng lượng thu về có tính đến các giới hạn vận hành an toàn bao gồm giới hạn công suất, tốc độ vận hành và tốc độ gió v.v… - Tải cơ khí: Tránh cho hệ WECS khỏi quá tải. Mục tiêu này bao gồm khả năng giảm tải tức thời, giảm tải tần số cao và tránh hiện tượng cộng hưởng. - Chất lượng điện năng: Duy trì điện năng phát ra phù hợp các tiêu chuẩn kết nối. 2.6.2.2 Chiến lược điều khiển Chiến lược điều khiển turbine gió được lập trình để đạt đến một đường cong công suất lý tưởng ổn định trong mặt phẳng công suất – tốc độ gió (Hình 2.22). Chiến lược điều khiển có ảnh hưởng đến việc cài đặt và thiết kế bộ điều khiển. Một mô hình phù hợp nhất để miêu tả chiến lược điều khiển là không gian momen – tốc độ quay – tốc độ gió. Tuy nhiên, các đường cong thường được biểu diễn trên mặt phẳng momen – tốc độ quay. Trong thực tế turbine gió luôn luôn phải làm việc trong những điều kiện tốc độ gió khác nhau, vì thế chiến lược điều khiển phải đảm bảo turbine gió hoạt động tốt nhất trong toàn dải tốc độ gió. Có thể chia thành 4 loại chiến lược sau: 1. 2. 3. 4. FS – FP (Fixed Speed – Fixed Pitch): Tốc độ không đổi, góc nghiêng không đổi FS – VP (Fixed Speed – Variable Pitch): Tốc độ không đổi, góc nghiêng thay đổi VS – FP (Variable Speed – Fixed Pitch): Tốc độ thay đổi, góc nghiêng không đổi VS – VP (Variable Speed – Variable Pitch): Tốc độ thay đổi, góc nghiêng thay đổi Mỗi chiến lược đều có những ưu nhược điểm khác nhau và ứng dụng cho những thời điểm cũng như vị trí đặt NMĐG khác nhau. Hiện tại Việt Nam đã đưa vào vận hành hai NMĐG (NMĐG Tuy Phong, NMĐG Bạc Liêu), kết nối đến lưới 110kV. Cả hai nhà máy này đều sử dụng loại máy phát DFIG. Chiến lược điều khiển cho loại turbine này là VS – VP, để có những thông tin cho việc nghiên cứu tiếp theo của đề tài, sau đây sẽ phân tích chiến lược điều khiển này. Chiến lược điều khiển tốc độ thay đổi, góc nghiêng thay đổi (VS – VP) đang ngày càng trở nên thông dụng trong các turbine hiện đại. Ở chiến lược này, turbine được lập trình vận hành với tốc độ thay đổi, góc nghiêng không đổi ở tốc độ gió dưới danh định, và góc nghiêng thay đổi ở tốc độ gió trên danh định. Hình 2.23 mô tả phương pháp điều khiển VS – VP. 67 Hình 2.23 Phương pháp điều khiển cơ bản VS – VP [53] Ở tốc độ gió thấp turbine gió làm việc trên đường cong công suất cực đại giữa điểm A và điểm B. Tại điểm B tốc độ quay đạt đến giới hạn trên Ωdđ. Do đó tốc độ quay được điều chỉnh giá trị trên đoạn BC tương ứng với tốc độ gió tăng từ VΩdđ đến Vdđ. Ở tốc độ gió trên tốc độ này người ta điều khiển góc nghiêng để giữ cho turbine làm việc tại điểm C. VS làm tăng năng lượng thu được tại những tốc độ gió thấp trong khi thay đổi góc nghiêng ta sẽ điều chỉnh được hiệu suất công suất tại những tốc độ gió cao hơn. Chiến lược điều khiển này cũng đạt được đường cong công suất lý tưởng như Hình 2.22. Thêm vào đó việc thay đổi góc nghiêng sẽ làm giảm tải tức thời. Chiến lược điều khiển này cùng với chiến lược VS – FP chỉ dùng cho những turbine có công suất lớn. Hơn nữa việc điều khiển đồng thời góc nghiêng và tốc độ ở trên tốc độ gió danh định, mang lại lợi ích quan trọng về hiệu suất khí động học của hệ WECS trong điều kiện gió lớn. 2.6.3 Điều khiển công suất NMĐG [94] Công suất phát của NMĐG phụ thuộc vào tốc độ gió, vì vậy để điều khiển công suất NMĐG ta sử dụng phương pháp khí động học điều khiển năng lượng gió nhằm thay đổi điểm đặt công suất theo yêu cầu bởi trung tâm điều độ hoặc điều độ địa phương với mục tiêu cực đại hóa sản lượng điện thu được từ năng lượng gió và đảm bảo chất lượng điện năng của lưới điện được kết nối. Điều khiển công suất NMĐG thông thường là điều khiển tốc độ của turbine (điều khiển Pitch) và điều khiển bộ chuyển đổi nguồn. Có thể phân ra thành hai mục tiêu, đó là điều khiển công suất tác dụng và điều khiển công suất phản kháng với những mục đích khác nhau. Sơ đồ khối điều khiển được trình bày trên Hình 2.24 [13]. 68 Hình 2.24 Sơ đồ mô tả các bộ phận điều khiển turbine gió 2.6.3.1 Điều khiển công suất tác dụng Điều khiển tốc độ của turbine với mục đích tận dụng hết nguồn năng lượng gió ở tốc độ gió dưới danh định và giới hạn công suất ở những tốc độ gió trên tốc độ danh định nhằm tránh quả tải cơ. Ngoài ra điều khiển tốc độ của turbine cũng chính là điều chỉnh tỉ lệ công suất tham gia vào việc điều tần sơ cấp khi mà NMĐG là một hệ thống nguồn công suất lớn. Từ công thức (2.5÷2.14) dùng phép biến đổi, xây dựng được công thức tính công suất tác dụng và công suất phản kháng trên mạch stator như sau [21, 105]: 3 3 Lm Ps  (U ds ids  U qs iqs )   U siqr 2 2 Ls (2.23) 3 3 U L Qs  (U qs ids  U dsiqs )  U s ( s  m idr ) 2 2 s Ls Ls (2.24) Với Us và ωs lần lượt là điện áp và từ trường quay của stator xem như không đổi. Từ công thức (2.23), (2.24) ta thấy công suất tác dụng PS và công suất phản kháng QS có thể điều khiển độc lập thông qua iqr và idr [90]. Như vậy, việc kiểm soát công suất tác dụng và công suất phản kháng của stator được thực hiện bởi sự kiểm soát của các dòng bên phía rotor. Trong thực tế, PS và QS đầu tiên liên quan đến các dòng rotor và sau đó các dòng rotor được kiểm soát thông qua cổng tích hợp của bộ chuyển đổi phía rotor. Điều khiển phía rotor với mục đích là điều khiển công suất tác dụng, công suất phản kháng và giữ tần số ổn định để kết nối với lưới điện 2.6.3.2 Điều khiển công suất phản kháng 69 Như Hình 2.24 cho thấy điều khiển bộ chuyển đổi nguồn bao gồm điều khiển cả bên phía máy phát và bên phía lưới. Trong khi điều khiển phía rotor như đã trình bày ở trên thì bộ chuyển đổi phía lưới với mục đích giữ cho điện áp DC trên mạch DC – Link không đổi. Ngoài ra còn điều khiển phát công suất phản kháng để hỗ trợ lưới điện khi điện áp giảm thấp và tiêu thụ công suất phản pháng khi điện áp tăng cao. Hình 2.25 Các phương pháp điều khiển DFIG Việc điều khiển bộ chuyển đổi nguồn thường sử dụng phương pháp điều khiển vectơ dòng điện bởi hai thành phần dọc trục và ngang trục. Các phương pháp điều khiển đã được nhiều tài liệu công bố và được giới thiệu trên Hình 2.25 [13]. 2.7 Thông số và sơ đồ đấu nối NMĐG Tuy Phong vào lưới phân phối địa phương 2.7.1 Vị trí địa lý nơi đặt nhà máy Bình Thuận là tỉnh duyên hải cực Nam Trung Bộ, nằm trong khu vực chịu ảnh hưởng của địa bàn kinh tế trọng điểm phía Nam. Trung tâm tỉnh là thành phố Phan Thiết nằm cách thành phố Hồ Chí Minh khoảng 200km về phía Đông Bắc, cách thành phố Nha Trang khoảng 250km về phía Nam, cách thủ đô Hà Nội khoảng 1.518km về phía Nam. Bình Thuận có quốc lộ 1A và đường sắt Bắc – Nam chạy qua, quốc lộ 28 nối với các tỉnh Tây Nguyên, quốc lộ 55 nối với trung tâm dịch vụ dầu khí và du lịch Vũng Tàu. Bình Thuận có đường biên dài 192km từ mũi Đá Chẹt giáp Cà Ná thuộc tỉnh Ninh Thuận đến bãi bồi Bình Châu thuộc địa phận tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu. Địa hình Bình Thuận chủ yếu là đồi núi thấp, đồng bằng ven biển nhỏ và hẹp, địa hình hẹp ngang kéo theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, phân thành 4 dạng địa hình chính gồm đất cát và cồn cát ven biển chiếm 18,22%, đồng bằng phù sa chiếm 9,43%, vùng gò đồi chiếm 70 31,65% và vùng núi thấp chiếm 40,7% diện tích đất tự nhiên. Nằm trong vùng khí hậu nhiệt đới gió mùa cận xích đạo, nhiều nắng, nhiều gió, không có mùa đông và khô hạn nhất cả nước. Khí hậu nơi đây phân thành 2 mùa rõ rệt là mùa mưa và mùa khô. Mùa mưa thường bắt đầu từ tháng 5 đến tháng 10, mùa khô từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau. Nhiệt độ trung bình trong năm là 26 – 27oC. Điều kiện tự nhiên của tỉnh Bình Thuận khá khắc nghiệt trong phát triển kinh tế, nhưng lại khá thuận lợi trong việc phát triền công nghiệp năng lượng đặc biệt là năng lượng gió. Ngày 16/8/2012 Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định 4715/QĐ–BCT phê duyệt “Quy hoạch phát triển điện gió tỉnh Bình Thuận giai đoạn 2011 – 2020, tầm nhìn đến năm 2030” [3]. Mục tiêu đến năm 2020 tổng công suất lắp đặt đạt xấp xỉ 700MW với sản lượng điện gió tương ứng 1.500 triệu kWh; đến năm 2030 tổng công suất lắp đặt 2.500MW với sản lượng điện gió tương ứng là 5.475 triệu kWh. Tính đến cuối tháng 1 năm 2012 trên địa bàn tỉnh Bình Thuận đang xây dựng 16 dự án điện gió với tổng công suất ước tính khoảng 1.300MW. Trong đó có 5 dự án đã được cấp giấy chứng nhận đầu tư, 9 dự án đã hoàn thành báo cáo đầu tư trình xin cấp giấy chứng nhận, 2 dự án đang trong giai đoạn khảo sát lập hồ sơ dự án đầu tư. Trong số 16 dự án nói trên, dự án nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận được xây dựng trên hai xã Bình Thạnh và Chí Công, do Công ty cổ phần Năng lượng tái tạo Việt Nam (REVN) làm chủ đầu tư. Nhà máy đã hoàn thành và đấu nối 20 turbine gió với tổng công suất 30MW trong tổng thể dự án 120MW vào lưới điện 110kV thông qua trạm biến áp tăng áp 22/110kV Tuy Phong. Toàn bộ thiết bị do hãng Fuhrländer của Cộng hòa liên bang Đức cung cấp. 2.7.2 Hệ thống thiết bị và mô hình nối lưới của nhà máy [14] 2.7.2.1 Các thiết bị chính của turbine gió FL/MD 70/77 Hình 2.26 mô tả cấu trúc bên trong của turbine gió loại FL/MD 70/77 do tập đoàn Fuhrländer (Cộng hòa liên bang Đức) sản xuất bao gồm: 1. Động cơ điều khiển xoay từng cánh riêng lẻ. 2. Hộp số loại bánh răng hành tinh hai cấp tốc độ cho hiệu suất cao. 3. Phanh đĩa thủy lực. 4. Máy phát điện cảm ứng nguồn kép, với tốc độ 1000÷1800 vòng/phút, điện áp 690V (tần số 50/60Hz), bộ chuyển đổi nguồn sử dụng theo phương pháp điều biến độ rộng xung (PWM) dùng IGBT. 5. Khung máy, máy và các bộ phận chính có khả năng tách rời. 6. Bốn động cơ điều khiển đón hướng gió nhằm tận dụng hết nguồn năng lượng này, đảm bảo an toàn và bảo vệ cho turbine. 71 Hình 2.26 Cấu trúc của turbine gió loại FL/MD 70/77 (Fuhrländer) 2.7.2.2 Đặc tính công suất và chế độ hoạt động a. Đặc tính công suất Qua đồ thị công suất FL/MD 70/77 (Hình 2.27) thể hiện công suất mỗi turbine là 1,5MW tại vận tốc từ 11,6m/s đến 13m/s; tốc độ gió khởi động Vkđ= 3m/s; tốc độ gió ngừng hoạt động Vng từ 20 đến 25m/s; tốc độ gió tối đa 50,1m/s đến 56m/s. Hình 2.27 Đồ thị công suất của turbine loại FL/MD 70/77 lắp đặt tại Tuy Phong b. Chế độ hoạt động - Chế độ hoạt động dưới đồng bộ 72 Ở chế độ này cung cấp 100% năng lượng hòa vào lưới điện, một lượng điện năng được bộ chuyển đổi đưa trở lại rotor nhằm mục đích ổn định tần số và điện áp đầu ra. - Điểm hoạt động đồng bộ 100% năng lượng hòa vào lưới được cung cấp bởi phía stator, bộ chuyển đổi lúc này chỉ làm nhiệm vụ kích từ cho máy phát từ phía rotor. Trong chế độ này 2/3 công suất định mức của turbine gió được biến đổi thành năng lượng điện. - Chế độ trên đồng bộ hoặc phạm vi hoạt động định mức Phía stator cung cấp 80% năng lượng điện trực tiếp tới lưới điện, khoảng 20% năng lượng còn lại được chuyển tới lưới thông qua bộ chuyển đổi. 2.7.2.3 Mô hình kết nối lưới điện Điện áp 690V từ máy phát điện của turbine theo dây cáp xuống tủ biến áp nâng áp 0,69/22kV đặt dưới chân tháp và theo đường dây đến trạm 22/110kV – 45MW, qua đường dây 73 có chiều dài 1,5km đấu nối với lưới 110kV thông qua đường dây Phan Rí – Ninh Phước. Mô hình nối lưới của nhà máy trình bày trên Hình 2.28. Hình 2.28 Sơ đồ đấu nối nhà máy điện gió Tuy Phong vào lưới điện 2.7.2.4 Sản lượng điện hàng năm Nhà máy chính thức hoạt động và cung cấp điện năng cho lưới điện 110kV Bình Thuận thông qua trạm 110kV Tuy Phong vào tháng 8 năm 2009. Tính đến hết năm 2013 điện năng cung cấp ước đạt khoảng 160.811,15MWh, hiệu suất trung bình vào khoảng 19,12% được giới thiệu trong Bảng 2.5 [14]. Bảng 2.5 Sản lượng điện hàng năm của nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận Năm Điện năng (MWh) Hiệu suất (%) 2009 5.260,5 23,95 2010 11.181,08 16,64 2011 55.526,53 21,13 2012 59.501,19 22,64 2013 29.378,03 11,18 74 2.7.2.5 Sơ đồ mặt bằng và sơ đồ nguyên lý Sơ đồ mặt bằng và sơ đồ nguyên lý đấu nối NMĐG Tuy Phong vào lưới điện địa phương được giới thiệu trên các Hình 2.29 và 2.30. Hình 2.29 Sơ đồ mặt bằng đấu nối nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận với lưới 110kV thông qua trạm Tuy Phong [14] 75 Hình 2.30 Sơ đồ nguyên lý đấu nối NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận [14] Sơ đồ địa lý và sơ đồ nguyên lý của lưới điện 110/220kV tỉnh Bình Thuận giới thiệu trên các Hình 2.31 và 2.32 [3]. Hình 2.31 Sơ đồ địa lý lưới điện truyền tải tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 76 Hình 2.32 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 77 78 2.8 Tóm tắt chương 2 1. Giới thiệu hai sơ đồ điển hình đấu nối NMĐG với lưới điện. Các thông số của mạch đấu nối bao gồm: Khoảng cách, điện áp, tiết diện và công suất đấu nối. 2. Phân tích các mô hình kết nối tổ máy turbine gió với lưới điện, ưu nhược điểm của từng mô hình. Phân tích cụ thể mô hình máy phát không đồng bộ nguồn kép kết nối với lưới điện bao gồm: dòng công suất tác dụng, công suất phản kháng ở mạch startor và rotor; chế độ làm việc trên đồng bộ, dưới đồng bộ và đồng bộ. Mô hình này được sử dụng ở các máy phát của NMĐG Tuy Phong – đối tượng được nghiên cứu. 3. Giới thiệu một số tiêu chuẩn đấu nối NMĐG vào lưới điện của một số quốc gia phát triển điện gió. Đặc biệt đề xuất một số yêu cầu về đấu nối NMĐG vào lưới điện Việt Nam. Những đề xuất này có thể được tham khảo trong quá trình xây dựng các Quy chuẩn đấu nối các NMĐG vào Hệ thống điện Việt Nam 4. Phân tích chiến lược điều khiển VS – VP (được sử dụng trong turbine gió của NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận). Qua đó có thể khẳng định việc điều khiển góc nghiêng cánh là một giải pháp quan trọng để turbine gió có thể thích ứng với điều kiện tốc độ gió cao. Công suất tác dụng PS và công suất phản kháng QS có thể điều khiển độc lập thông qua thành phần dòng điện rotor ngang trục iqr và dọc trục idr. 79 CHƯƠNG 3 MÔ PHỎNG VÀ ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NMĐG ĐẾN THÔNG SỐ VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN ĐỊA PHƯƠNG Nhiều công trình nghiên cứu đánh giá ảnh hưởng của các nguồn điện phân tán đến lưới điện địa phương thường được tiến hành trên cơ sở sử dụng biểu đồ phát công suất trung bình trong năm. Những nghiên cứu này thường chỉ nhận được giới hạn biến thiên trung bình của các thông số vận hành như thay đổi trào lưu công suất trên các đường dây, tổn thất công suất trung bình trên lưới điện, giá trị trung bình của biến thiên điện áp các nút [69, 78]. Đối với các nguồn điện phân tán có biểu đồ phát công suất thay đổi nhiều theo thời gian (giờ trong ngày, ngày trong tháng, tháng trong năm...) việc mô phỏng ảnh hưởng của nguồn điện theo biểu đồ phát trung bình và biểu đồ thực trong từng ngày khảo sát cụ thể có thể cho những kết quả rất khác nhau [69, 78]. Trong chương này sẽ khảo sát ảnh hưởng của NMĐG đến các thông số vừa nêu của lưới điện được kết nối trong các chế độ ngày đặc trưng. Ba chế độ đặc trưng được lựa chọn để khảo sát là: Chế độ NMĐG phát công suất lớn nhất trong năm, chế độ phụ tải địa phương lớn nhất trong năm và chế độ khi NMĐG ngừng hoạt động. Để xem xét và đánh giá ảnh hưởng của NMĐG đến thông số vận hành của lưới điện có kết nối với nguồn điện gió ở chế độ xác lập, trong luận án sử dụng phần mềm PSS/E để mô phỏng. 3.1 Thông số của các đối tượng được mô phỏng Thông số của các đối tượng được mô phỏng sử dụng trong phần mềm PSS/E [92] bao gồm: nút, nhánh, tải, máy phát, các máy biến áp và thiết bị bù… Phần mềm sử dụng đơn vị tương đối để tính toán và mô phỏng. Do đó người sử dụng phải chuyển các thông số của lưới điện từ đơn vị có tên sang đơn vị tương đối. Muốn biểu diễn các đại lượng trong đơn vị tương đối trước hết cần chọn các đại lượng cơ bản như: Scb, Ucb, Icb, Zcb, tcb, ωcb. Một số tính chất của hệ đơn vị tương đối: - Các đại lượng cơ bản dùng làm đơn vị đo lường cho các đại lượng toàn phần cũng đồng thời dùng cho các thành phần của chúng. - Trong đơn vị tương đối điện áp pha và điện áp dây bằng nhau, công suất 3 pha và công suất 1 pha cũng bằng nhau. 80 - Một đại lượng thực có thể có giá trị trong đơn vị tương đối khác nhau tùy thuộc vào lượng cơ bản và ngược lại cùng một giá trị trong đơn vị tương đối có thể tương ứng với nhiều đại lượng thực khác nhau. - Thường tham số của các thiết bị được cho trong đơn vị tương đối với lượng cơ bản là danh định của chúng. Ví dụ để chuyển tổng trở từ đơn vị có tên sang đơn vị tương đối ta sử dụng công thức sau: Z pu  Z S  Z  cb2 Z cb U cb (3.1) Khi tính toán thông thường chọn Scb = 100MVA, 1000MVA…hoặc công suất danh định của phần tử, còn Ucb bằng điện áp trung bình các cấp (1,05Uđm). Hệ thống điện mô phỏng gồm nhiều loại phần tử (đường dây, máy biến áp, máy phát điện...), đối với mỗi loại phần tử cho biết trước các thông số. Cách tính toán các thông số trong đơn vị tương đối từ những thông số cho trước của phần tử được giới thiệu trong tài liệu [92]. 3.2 Mô phỏng kết nối NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận với lưới điện 110kV địa phương trên phần mềm PSS/E 3.2.1 Sơ đồ nguyên lý của lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận Sơ đồ nguyên lý của lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 [3] được giới thiệu trên Hình 2.32. Những phần tử được biểu diễn bằng nét đứt là dự kiến trong quy hoạch. Có hai điểm cần lưu ý trong sơ đồ này là: 1) Trên thực tế các trạm Phan Thiết (110kV) và Phan Thiết 2 (220kV) nằm cạnh nhau, vì vậy các hệ thống thanh góp 110kV của hai trạm được nối liền với nhau bằng hai đoạn dây ngắn (trên Hình 2.32, hai đoạn dây này không ghi loại dây cũng như chiều dài của dây). 2) Máy cắt 110kV nối trạm Ninh Phước với lưới điện 110kV Ninh Thuận bình thường mở. 3.2.2 Xác định phạm vi ảnh hưởng của NMĐG Tuy Phong đến lưới điện địa phương Ảnh hưởng của một nguồn điện phân tán đến lưới điện địa phương phụ thuộc vào quy mô phát công suất của nhà máy, vị trí điểm đấu nối và phụ tải của các hộ tiêu thụ lân cận nhà máy Phạm vi ảnh hưởng của nguồn điện trong chế độ xác lập có thể được xác định thông qua mức độ biến thiên các thông số vận hành như trào lưu và tổn thất công suất trên các phần tử lưới điện, mức điện áp tại các nút phụ tải của khu vực. 81 Từ sơ đồ nguyên lý lưới điện 110/220kV Bình Thuận trên Hình 2.32 với thông số của các đối tượng mô phỏng được xác định theo mục 3.1 có thể xây dựng sơ đồ lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối với NMĐG Tuy Phong trên nền PSS/E để mô phỏng tính toán các thông số vận hành của lưới điện. Đối với NMĐG Tuy Phong ở quy mô công suất 30MW, theo kết quả mô phỏng và số liệu vận hành khảo sát được trong những năm qua nhà máy chỉ làm ảnh hưởng đến một số điểm nút lân cận. Kết quả mô phỏng ảnh hưởng của NMĐG đến điện áp nút của khu vực lưới điện lân cận điểm kết nối cho một số chế độ đặc trưng được giới thiệu trên các Hình 3.1 ÷ 3.3. 1.05 Điện áp tại các nút phụ tải khi có NMĐG Điện áp tại các nút phụ tải khi không có NMĐG Điện áp (pu) 1 0.95 0.9 Vùng ảnh hưởng 0.85 0.8 H.TAN T.NAM H.KIEM P.THIET L.SON P.RI TUY CN V.HAO N.PHUOC PHONG M.NE D.LINH 23h ngày 1/12/2012 (ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất) Hình 3.1 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất 1.005 Điện áp tại các nút phụ tải khi có NMĐG Điện áp tại các nút phụ tải khi không có NMĐG 1 Điện áp (pu) 0.995 0.99 0.985 Vùng ảnh hưởng 0.98 0.975 0.97 H.TAN T.NAM H.KIEM P.THIET L.SON P.RI TUY CN V.HAON.PHUOC M.NE PHONG D.LINH 13h ngày 9/7/2012 (ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ nhất) Hình 3.2 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ nhất 82 1.01 Điện áp tại các nút phụ tải khi có NMĐG Điện áp tại các nút phụ tải khi không có NMĐG Điện áp (pu) 1 0.99 0.98 0.97 Vùng ảnh hưởng 0.96 0.95 0.94 H.TAN T.NAM H.KIEM P.THIET L.SON P.RI TUY CN V.HAO N.PHUOC PHONG M.NE D.LINH 17h ngày 7/8/2012 (ngày NMĐG phát công suất lớn nhất) Hình 3.3 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày NMĐG phát công suất lớn nhất Nhận thấy chỉ có 5 nút: Lương Sơn, Phan Rí, Tuy Phong, CN Vĩnh Hảo, Ninh Phước là chịu ảnh hưởng của NMĐG. Vì vậy, ở các phần áp dụng cho lưới điện thực tế sau đây chỉ tính toán và mô phỏng sơ đồ đã được đơn giản hóa với các trạm lân cận nhà máy như trên Hình 3.4. Hình 3.4 Sơ đồ lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đã được đơn giản hóa Trên sơ đồ Hình 3.4 các thanh góp 110kV của các trạm Phan Thiết và trạm kết nối với nhà máy thủy điện Đại Ninh được xem là lấy điện từ hệ thống điện có công suất vô cùng lớn so với công suất phát hoặc tiêu thụ tại các nút của phần lưới điện cần khảo sát. 83 Kết quả tính toán các thông số và sơ đồ mô phỏng lưới điện được khảo sát trên nền PSS/E được giới thiệu trên Hình 3.5 và ở Bảng 3.1. Hình 3.5 Sơ đồ mô phỏng trên nền PSS/E lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đã được đơn giản hóa Bảng 3.1 Thông số các phần tử được mô phỏng xét cho trường hợp NMĐG phát công suất lớn nhất tại thời điểm 17h ngày 7/8/2012 Thông số mô phỏng Phần tử mô phỏng r x b P Q (pu) (pu) (pu) (MW) (MVAr) Hệ Thống Điện (*) - - - NMĐG Tuy Phong (**) - - - MBA Tuy Phong 0,00035 0,00930 - - - Hệ Thống Điện – Lương Sơn 0,04620 0,10390 0,01214 - - Hệ Thống Điện – Phan Rí 0,06040 0,13580 0,01590 - - Lương Sơn – Phan Rí 0,03480 0,07817 0,00914 - - Phan Rí – Tuy Phong 0,02080 0,04660 0,00545 - - Tuy Phong – CN Vĩnh Hảo 0,01480 0,03310 0,00388 - - CN Vĩnh Hảo – Ninh Phước 0,04590 0,10320 0,01210 - - Phụ tải Lương Sơn - - - 6,400 0,900 Phụ tải Phan Rí - - - 20,740 3,270 84 Phụ tải CN Vĩnh Hảo - - - 2,100 0,230 Phụ tải Ninh Phước - - - 15,850 2,830 * Trong quá trình mô phỏng hệ thống điện được xem là nguồn có công suất vô cùng lớn (SHTĐ = ∞) với điện áp không đổi (UHTĐ = 1pu = 110kV = const). * * P, Q theo số liệu thống kê. 3.3 Xây dựng biểu đồ trao đổi công suất giữa NMĐG với lưới điện địa phương trong một số chế độ đặc trưng 3.3.1 Các dữ liệu về gió [38, 57, 63, 88, 95, 117] Từ kết quả khảo sát và đo đạc nhiều năm tại một địa điểm nhất định có thể xây dựng được đồ thị xác suất thay đổi hướng gió trong năm, tháng hoặc ngày như trên Hình 3.6. Đồ thị này đôi khi còn gọi là “hoa gió” được biểu diễn thành 16 tia theo các hướng tương ứng. Mỗi tia có chiều dài tỷ lệ với tốc độ gió trung bình (m/s) và xác suất của chiều gió (%) theo hướng xem xét, số ghi ở tâm vòng tròn là xác suất không có gió ở địa điểm khảo sát. Với mỗi tháng trong năm có thể xác định tốc độ gió trung bình (với xác suất 50%), tốc độ gió cực đại Vmax, cực tiểu Vmin và xây dựng các đường cong tương ứng cho một năm, cũng có thể xây dựng họ đường cong với các xác suất trung gian khác (10, 20, …80, 90%) thể hiện tốc độ trung bình của gió trong năm không thấp hơn những đường cong này với xác suất tương ứng được giới thiệu trên Hình 3.7. N NW 5,2 SW 32,5(%) W NE E Tỷ lệ V 1m/sec SE S Hình 3.6 Hoa gió Hình 3.7 Họ đặc tính tần suất tốc độ gió Đặc tính tần suất tốc độ gió trong năm cũng có thể được sắp xếp và biểu diễn dưới dạng đồ thị kéo dài của vận tốc theo thời gian (Hình 3.8a) hoặc đồ thị xác suất phân bố vận tốc gió trong năm (Hình 3.8b). Các đặc tính trên Hình 3.8 cũng có thể được biểu diễn theo số ngày trong tháng hoặc số giờ trong ngày. 85 Hình 3.8 Đồ thị kéo dài theo thời gian (a) và xác suất phân bố vận tốc gió (b) trong năm 3.3.2 Khả năng phát công suất của turbine gió [22, 34, 53, 87] Năng lượng gió là động năng của không khí chuyển động với vận tốc v w , đi qua một mặt phẳng hình tròn vuông góc với chiều gió trong thời gian t có khối lượng m là: (3.2) m   .V Trong đó:  – là tỷ trọng của không khí (  = 1,22kg/m3) V – là thể tích khối lượng không khí đi qua mặt cắt ngang hình tròn diện tích A, bán kính r trong thời gian t được giới thiệu trên Hình 3.9. r A Hình 3.9 Mặt cắt ngang dạng hình tròn có tiết diện A V  Av . w.t  .r2.vw.t (3.3) m  .V   . .r2.vw.t (3.4) Vì thế động năng E và công suất Pw của gió là: 86 Mặt khác E 1 1 .m.v w2  . . .r 2 .v w3 .t 2 2 (3.5) Pw  E 1   . .r 2 .vw3 t 2 (3.6) CP  P là hệ số công suất chuyển đổi từ gió, hệ số này phụ thuộc tốc Pw độ gió, số vòng quay của rotor, số cánh quạt của turbine, thiết kế và góc nghiêng của cánh quạt. Các nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm cho thấy trị số lý tưởng của hệ số này là CP = 0,593, loại turbine 3 cánh quạt có CP tốt nhất. Thông thường nhà chế tạo turbine gió cho biết quan hệ giữa hệ số chuyển đổi tối đa CPmax với biến thiên tốc độ gió (Hình 3.10) hoặc quan hệ trực tiếp giữa công suất phát với tốc độ gió (Hình 2.27). Suy ra P  C P .Pw  1 C P . . .r 2 .vw3 2 (3.7) Điều đáng chú ý là công suất gió tăng theo lũy thừa bậc 3 của vận tốc gió, vì thế vận tốc gió là một trong những yếu tố quyết định để đầu tư một dự án phát điện sử dụng năng lượng gió. Đường cong thể hiện hệ số chuyển đổi tối đa công suất từ gió CPmax được giới thiệu trên Hình 3.10. Hình 3.10 Đường cong thể hiện hệ số chuyển đổi tối đa công suất từ gió ở những tốc độ khác nhau [18] Trên lý thuyết chỉ có thể lấy tối đa 59,3% năng lượng tồn tại trong luồng gió. Giá trị của tỷ lệ giữa công suất lấy ra được từ gió và công suất tồn tại trong gió được gọi là hệ số Betz (Định luật Betz), do Albert Betz và Gesdz tìm ra vào năm 1925. 87 Để phân tích ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện được kết nối cần phải xây dựng các đặc tính (biểu đồ) đặc trưng theo ngày, tháng, năm về trao đổi công suất giữa NMĐG với HTĐ thông qua các phần tử đấu nối. Theo (3.7) hoặc biểu đồ Hình 3.10, kết hợp với đặc tính phân bố tốc độ gió trên Hình 3.8 có thể xây dựng biểu đồ phát công suất và năng lượng khả dụng của NMĐG cho một khoảng thời gian khảo sát nào đó (ngày, tháng, mùa, năm…). Năng lượng thu được từ NMĐG trong khoảng thời gian t t t 1 E   Pdt   ( CP . . .r 2 .vw3 ) dt 2 0 0 (3.8) Trường hợp công suất P được tính hoặc đo và lấy giá trị trung bình cho từng giờ trong ngày thì năng lượng phát trong ngày có thể tính gần đúng theo biểu thức: 24 E   Pi .1 (3.9) i 1 3.3.3 Xây dựng biểu đồ phát công suất của nhà máy điện gió Đối với NMĐG mới được xây dựng và đang vận hành có thể kiểm chứng các biểu thức tính toán và đặc tính đã được xây dựng bằng số liệu đo đạc thực tế trong những năm vận hành đầu tiên. Một số số liệu thống kê tiêu biểu về biểu đồ phát công suất thực tế của NMĐG Tuy Phong được giới thiệu trong Phụ lục 1 [14]. 3.3.3.1 Xây dựng biểu đồ phát công suất cực đại của các tháng trong năm Công suất phát cực đại của tháng được xác định bằng cách: Tìm   (3.10) Max Pimax / i  1;31 Trong đó: Pimax – Công suất phát cực đại trong ngày thứ i   Pi max  Max Pj / j  1;24h (3.11) Với: Pj – Công suất phát ở giờ thứ j trong ngày Từ bộ số liệu đo đạc trực tiếp đã ghi lại trong năm 2012 [14] của trạm phát điện chạy bằng sức gió Tuy Phong – Bình Thuận kết hợp với cách xác định trên có thể xây dựng biểu đồ công suất phát cực đại theo tháng trong năm 2012 được giới thiệu trên Hình 3.11 88 35 30 30 27.4 26.8 28.5 28.4 25.3 24.8 Công suất (MW) 27.6 27 24.5 24 25 20.6 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Thời gian (tháng/năm 2012) Hình 3.11 Biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng trong năm 2012 [14] 3.3.3.2 Xây dựng biểu đồ ngày nhà máy phát công suất phát cực đại trong năm Từ biểu đồ phát công suất cực đại của NMĐG theo tháng trong năm có thể xác định được tháng NMĐG phát được công suất lớn nhất Pmaxnăm và ngày phát công suất lớn nhất trong tháng này (cũng là ngày phát công suất lớn nhất trong năm).   (3.12) Pmaxnăm  Max Pkmax / k  1;12 Với Pkmax – Công suất phát cực đại trong tháng thứ k Từ sơ đồ Hình 3.11 có thể xác định được tháng phát công suất lớn nhất trong năm 2012 là tháng 8. Ngày phát công suất lớn nhất trong năm 2012 được xác định theo (3.10), áp dụng cho tháng 8 năm 2012 đó là ngày 7/8/2012. Biểu đồ phát công suất trong ngày này được giới thiệu trên Hình 3.12. Ngày này là một trong những ngày đặc trưng được chọn. 35 29.1 28.5 30 Công suất P (MW) 22 21.5 30 28.9 25.7 25.2 25 25 28.8 22.3 20 17.2 17 15.2 12.6 15 10.1 11.2 9.1 10 8.1 7.5 4.8 4.8 3.6 5 2.6 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Thời gian 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hình 3.12 Biểu đồ phát công suất trong ngày đặc trưng 7/8/2012 [14] 89 3.3.3.3 Xây dựng biểu đồ phát công suất trung bình trong ngày theo mùa trong năm Công suất phát trung bình Ptbj của giờ thứ j trong ngày theo mùa được xác định theo biểu thức: n P j Ptbj  Trong đó: j 1 (3.13) n Pj – Công suất phát giờ thứ j trong ngày của mùa n – Số ngày trong mùa Từ các số liệu trong năm 2012 có thể xây dựng biểu đồ phát công suất trung bình trong ngày theo mùa được giới thiệu trên Hình 3.13 và Hình 3.14 [14]. 16 Công suất trung bình (MW) 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày Mùa Xuân Mùa Hè Mùa Đông Mùa Thu Hình 3.13 Biểu đồ phát công suất trung bình trong ngày theo bốn mùa trong năm 2012 14 Công suất trung bình (MW) 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Giờ trong ngày 14 15 16 17 18 19 20 Mùa Mưa 21 22 23 24 Mùa Khô Hình 3.14 Biểu đồ phát công suất trung bình trong ngày theo mùa mưa và mùa khô trong năm 2012 (mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 10; mùa khô từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau) 90 Để nghiên cứu tác động của nguồn điện phân tán đến thông số vận hành của lưới điện phân phối địa phương, nhiều công trình nghiên cứu, chẳng hạn trong [69, 78] đã chọn chế độ phát công suất trung bình của các nguồn điện phân tán. Tuy nhiên, nghiên cứu cho thấy đối với các nguồn điện phân tán có công suất phát không thể huy động một cách chủ động trong ngày, khi tính toán theo chế độ phát trung bình và theo các chế độ đặc trưng sẽ cho các kết quả về thông số vận hành rất khác nhau. Trong luận án này, ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện phân phối địa phương được đánh giá theo 3 chế độ đặc trưng sau đây: 1. Chế độ nhà máy phát công suất cực đại 2. Chế độ phụ tải địa phương cực đại 3. Chế độ khi NMĐG ngừng hoạt động Kết hợp biểu đồ phụ tải của khu vực với biểu đồ phát công suất của NMĐG trong cùng thời gian có thể xây dựng biểu đồ trao đổi công suất qua phần tử liên lạc giữa NMĐG với lưới điện phân phối địa phương. 3.3.4 Biểu đồ trao đổi công suất Biểu đồ trao đổi công suất cần được xây dựng cho các chế độ đặc trưng theo khả năng phát của NMĐG (cực đại, cực tiểu hoặc ngừng phát) và theo biểu đồ tiêu thụ điện của khu vực có kết nối với NMĐG để từ đó có thể nghiên cứu chi tiết ảnh hưởng của NMĐG đến các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của lưới điện. 35 Phụ tải (CN Vĩnh Hảo+Ninh Phước) Phụ tải CN Vĩnh Hảo Phụ tải Ninh Phước 30 30.34 29.92 28.2 29.18 26.38 25 19.83 Công suất (MW) 19.58 20 17.91 17.46 17.51 17.89 17.95 18.26 18.1 18 17.48 17.17 16.67 17.1 16.61 16.39 16.21 16 16.02 15.42 15.16 14.84 14.42 14.84 14.21 14.05 14.15 14.32 14.02 13.77 13.42 15 13.39 13.09 13.06 13.39 13.51 13.32 11.77 15.08 15.16 14.13 17.38 17.36 17.4 17.45 16.55 10 10.72 9.28 5 4.52 4.37 4.45 4.5 4.44 3.19 3.42 3.23 2 0 2 4 6 2 8 2.01 10 2.19 3.17 3.31 3.25 3.13 12 14 Thời gian 16 2.1 1.98 18 3.16 20 22 24 Hình 3.15 Biểu đồ phụ tải nút CN Vĩnh Hảo – Ninh Phước trong ngày đặc trưng 7/8/2012 NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận được kết nối với lưới điện phân phối địa phương theo sơ đồ đã được đơn giản hóa (Hình 3.4). Biểu đồ phụ tải địa phương tại điểm nút CN Vĩnh Hảo, 91 Ninh Phước và phụ tải tổng (CN Vĩnh Hảo + Ninh Phước) ứng với ngày NMĐG phát công suất lớn nhất (7/8/2012) được giới thiệu trên Hình 3.15. Đối với một ngày đặc trưng được chọn (NMĐG phát công suất cực đại 7/8/2012), đồ thị phụ tải địa phương (a), biểu đồ phát công suất của nhà máy (b) và biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc 110kV Phan Rí – Tuy Phong (c) được trình bày trên Hình 3.16. 40 29.1 28.5 30 22 20 17.91 17.4617.51 17.8917.95 16.55 13.77 12.6 Công suất (MW) 25.2 25 10.1 15.42 21.5 28.8 28.9 28.2 26.38 30.34 29.92 29.18 22.3 19.58 17.17 18.26 18.1 16.61 17.3817.36 17.4 17.45 18 19.83 17 15.2 17.2 11.2 9.1 10 8.1 7.5 11.35 11.9 10.9 11.72 11.14 3.6 2.6 8.59 6.58 4.33 0 2 30 25.7 4 6 8 5.42 4.8 4.8 8.3 4.04 10 12 14 16 18 20 22 24 -2.83 -4.91 -10 -7.81 -5.35 -8.79 -10.45 -11.17 -12.72 -15.14 -13.86 -20 a) Phụ tải (CN Vĩnh Hảo+Ninh Phước) b) Nhà máy Điện gió c) Trao đổi công suất -21.58 -21.08 -23.4 -30 Thời gian (giờ/ngày 7/8/2012) Hình 3.16 Biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc cho ngày đặc trưng đã chọn Công suất trao đổi Ptđ qua phần tử liên kết giữa khu vực có NMĐG với hệ thống điện. Ptđ  PN M Đ G  P pt (3.14) Tùy theo tương quan giữa công suất phát của NMĐG (PNMĐG) và công suất tổng của phụ tải (P∑pt) mà Ptđ qua phần tử liên kết có thể có dấu (+) hoặc dấu (–). Nhận xét: Hình 3.16 (đường cong c) giới thiệu biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc 110kV Phan Rí – Tuy Phong trong ngày đặc trưng được chọn (7/8/2012). Từ biểu đồ này có thể nhận thấy công suất cực đại phát qua phần tử liên lạc là +11,9MW (từ 16h đến 17h) và công suất nhận cực đại qua phần tử liên lạc là –23,4MW (từ 20h đến 21h). Các kết quả này sẽ được sử dụng như các dữ liệu cơ sở để tính toán cho các phần sau. 3.4 Mô phỏng thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ đặc trưng Với biểu đồ trao đổi công suất có thể tính toán mô phỏng trào lưu công suất, trị số điện áp tại các nút, tổn thất công suất, điện năng cũng như những chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối khu vực kết nối với NMĐG. 92 Kết quả mô phỏng (bằng phần mềm PSS/E) trào lưu công suất trên phần lưới điện kết nối với NMĐG ở chế độ phát và nhận công suất cực đại qua đường dây liên lạc được trình bày trên Hình 3.17. Hình 3.17 Trào lưu công suất trên phần lưới điện kết nối với NMĐG a) Chế độ nhà máy phát công suất cực đại qua đường dây Phan Rí – Tuy Phong b) Chế độ phụ tải nhận công suất cực đại qua đường dây Phan Rí – Tuy Phong Kết quả mô phỏng trào lưu và tổn thất công suất trên các đường dây và điện áp ở các nút 110kV của lưới điện ở các chế độ đặc trưng giới thiệu trong Bảng 3.2. 31,8+j4,3 0,5 0,4 0,5 0,3 26,7+j3,3 28,9+j4,4 0,4 0,2 24,5+j3,3 24,8+j2 21,2+j1,5 0,1 19,6+j2,7 0,1 0,2 28,3+j3,8 0,1 23,4+j3,9 0,1 ≈0 17,5+j2,9 18,2+j1,5 0,1 14,6+j1,3 ≈0 0,1 28,1+j3,9 0,1 28,1+4,3 ≈0 18,1+2,0 ≈0 18,1+j1,8 0,2 17,3+j2,6 0,2 17,3+j3 0,2 16,0+j2,0 0,2 16+j1,9 Phước Ninh Vĩnh Hảo – 4. Chế độ tải nhận công suất cực đại khi NMĐG không hoạt động (thời điểm 21h) 3. Chế độ tải nhận công suất cực đại từ HTĐ khi có NMĐG (thời điểm 21h) 2. Chế độ khi NMĐG không hoạt động (thời điểm 17h) 1. Chế độ NMĐG phát công suất cực đại vào lưới điện qua phần tử liên lạc (thời điểm 17h) Ghi chú: 4 3 2 ≈0 ≈0 -11,9-j0,6 7,2-j0,2 8,1-j0,2 1 1,7+j0 – Phan Rí Tuy Phong Phan Rí Sơn trưng Vĩnh Hảo Lương Sơn Phan Rí – Tuy Phong – HTĐ– HTĐ–Lương Luồng công suất (MVA) / Tổn thất công suất (MW) trên đường dây đặc độ Chế 108,2 108,3 108,7 109,5 Sơn Lương Bảng 3.2 Tổng hợp kết quả tính toán cho các chế độ đặc trưng 107,2 107,4 108,0 109,4 Rí Phan 106,4 106,6 107,5 109,8 Phong Tuy 105,7 106,0 107,1 109,4 Hảo Vĩnh Điện áp nút (kV) 104,5 104,7 106,0 108,3 Phước Ninh 93 94 Nhận xét: Từ kết quả tính toán các thông số vận hành cho các chế độ đặc trưng được chọn ở Bảng 3.2 có thể nêu các nhận xét sau đây: - Ở chế độ NMĐG phát công suất cực đại qua phần tử liên lạc so với chế độ phụ tải nhận công suất cực đại qua phần tử liên lạc đã làm giảm tải cho đường dây HTĐ – Lương Sơn (từ 24,5MW xuống 8,1MW) và HTĐ – Phan Rí (từ 28,9MW xuống 7,2MW). Chuyển hướng dòng công suất và giảm tải trên đường dây Phan Rí – 110kV Tuy Phong (từ 23,4MW xuống 11,9MW) qua đó làm giảm tổn thất công suất, điện năng trên lưới điện được kết nối (từ 1,3MW xuống 0,3MW). Giúp nâng cao điện áp tại các điểm nút phụ tải lân cận NMĐG. - Nhận thấy ở chế độ khi không có NMĐG (thời điểm 17h) tại nút có điện áp thấp nhất (Ninh Phước) trị số điện áp bằng 106,0kV, trị số này vẫn nằm trong giới hạn vận hành cho phép. Khi có NMĐG trị số điện áp được nâng cao lên và bằng 108,3kV nghĩa là khi có NMĐG vận hành, điện áp nút này tăng lên được 2,17%. Trường hợp phụ tải nhận công suất cực đại cũng tại nút này khi không có NMĐG điện áp bằng 104,5kV, khi có NMĐG điện áp bằng 104,7kV, nghĩa là tăng lên được 0,19%. Để xây dựng biểu đồ biến thiên điện áp ở các nút phụ tải trong một ngày đặc trưng đã chọn (7/8/2012) các số liệu về phụ tải tiêu thụ và công suất phát của NMĐG được lấy từ biểu đồ Hình 3.18 và 3.19 theo các giờ tương ứng. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 22.39 21.67 21.67 20.39 19.97 20.1 19.98 18.93 17.74 17.57 17.71 17.45 17.14 17.13 17.06 Công suất P(MW), Q (MVAr) 21.63 20.95 18.97 18.92 19.17 18.65 19.22 20 16.39 15.48 15 20.74 13.39 13.09 13.06 13.39 13.51 13.32 15.16 16 14.84 13.42 16.02 16.67 17.1 17.48 16.21 14.42 14.21 14.05 14.15 14.32 14.13 15.08 14.84 15.16 14.02 11.77 10.72 9.28 10 6.1 5 4.52 4.37 6 4.45 5.8 4.5 5.7 5.6 4.44 5 3.23 1.16 0 6 0.66 1.52 0.3 5 2.87 2 2 1 0.98 1.16 0.66 0.42 1.51 1.41 1.38 1.12 0.98 0.94 0.5 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 -0.22 -0.53 -0.84 -0.53 -0.84 0 0 4.7 4.08 4.4 3.8 3.19 3.42 2.41 2.01 3.44 3.18 2.45 0.4 0 0.4 0 0.3 0.23 0 2.59 2.19 1.8 5.5 3.56 3.31 3.71 3.25 5 4.8 4.6 5.4 3.17 2.71 2.22 2.04 0.3 0.3 0.46 0.4 0 0 3.4 3.13 2.78 3.09 0.8 0.9 0 6.7 6.7 6.6 6.4 3.97 3.33 3.16 2.86 3.81 3.42.58 3.35 2.1 2.28 1.98 2.74 2.83 2.76 2.76 1.48 0.23 0.9 0.8 0 1.01 1.8 1.43 1.3 1.2 1 1.87 0.7 1.74 0.61.74 0.5 1.38 1.29 0.23 Thời gian -5 Ninh Phước (P) Ninh Phước (Q) Phan Rí (P) Phan Rí (Q) 6.2 3.27 0.8 0 7 6.5 6.4 5.9 CN Vĩnh Hảo (P) CN Vĩnh Hảo (Q) Lương Sơn (P) Lương Sơn (Q) Hình 3.18 Biểu đồ phụ tải tiêu thụ của lưới điện khảo sát trong ngày 7/8/2012 95 Công suất P(MW), Q (MVAr), S(MVA) 35 29.19 28.6 30 25.27 29.1 25.02 25 22 21.52 20 25.78 28.5 22.32 28.8 30.1 30 29 28.9 25.7 25.2 25 28.9 22.3 22 21.5 17.2 17 15.2 15 17.2 17 12.6 11.2 10.1 12.6 10 10.1 9.14 8.1 7.5 11.2 4.8 4.8 0.1 4.8 0.1 4.8 0.1 0.1 0.1 0.1 19 20 21 22 23 24 9.1 3.6 5 15.2 7.5 0.1 0.1 3.6 0.1 1 2 3 2.6 0.9 0.2 0.2 0.1 2.6 0.1 4 5 6 7 8 0 0.9 0.9 1 9 Q 10 11 P 1.9 12 2.4 2.3 13 S 14 2 15 2.4 16 2.5 17 8.1 2.5 18 Thời gian Hình 3.19 Biểu đồ phát công suất toàn phần của NMĐG trong ngày 7/8/2012 Theo kết quả mô phỏng, khi có sự tham gia của NMĐG sự biến thiên điện áp trong ngày đặc trưng trên thanh cái 110kV của các trạm biến áp lân cận với NMĐG được giới thiệu trên Hình 3.20. 1 0.9936 0.9929 0.9952 0.9941 0.9936 0.9943 0.994 0.9956 0.9941 0.9942 0.9956 0.9968 0.9966 0.9964 0.9966 0.9954 0.9955 0.9959 0.991 0.9886 0.9882 0.9886 0.99 Điện áp (pu) 0.9864 0.986 0.986 0.984 0.98 0.9788 0.9835 0.9802 0.9775 0.9832 0.9845 0.9831 0.9839 0.9903 0.9892 0.986 0.9806 0.9809 0.9788 0.9775 0.9771 0.97 0.9705 0.9674 0.9646 0.96 0.9613 0.9608 0.9617 0.95 0.94 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (giờ/ngày 07/08/2012) Ninh Phước Phan Rí CN Vĩnh Hảo Lương Sơn Hình 3.20 Điện áp trên các điểm nút phụ tải lân cận NMĐG trong ngày NMĐG phát công suất lớn nhất Nhận xét: Từ biểu đồ biến thiên điện áp ở các nút lân cận NMĐG trong ngày điện gió phát công suất lớn nhất có thể nhận thấy: 96 - Do công suất của NMĐG Tuy Phong ở giai đoạn khảo sát không lớn so với phụ tải khu vực nên biến thiên của các thông số vận hành không nhiều và đều nằm trong giới hạn cho phép. - Điện áp thấp nhất ở khu vực lưới điện được khảo sát xảy ra từ 20h đến 22h trong ngày. - Nút có điện áp thấp nhất là Ninh Phước (0,9608pu – lúc 21h). - Tất cả các nút phụ tải lân cận NMĐG đều có trị số điện áp khá tốt (> 0,96pu). 3.5 Tóm tắt chương 3 1. Nghiên cứu, tính toán, xây dựng các biểu đồ đặc trưng về công suất và điện năng phát được của một NMĐG theo thời gian ngày, tháng, năm. Các chế độ đặc trưng được lựa chọn để khảo sát bao gồm: chế độ NMĐG phát công suất cực đại, chế độ phụ tải địa phương cực đại và chế độ NMĐG ngừng hoạt động. 2. Kết hợp với đồ thị phụ tải của các hộ tiêu thụ khu vực kết nối với NMĐG, các biểu đồ đặc trưng này cho phép xác định lượng công suất và điện năng trao đổi qua phần tử liên lạc theo thời gian ngày, tháng, năm…làm cơ sở cho việc tính toán các thông số vận hành và độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện được khảo sát. 3. Mô phỏng và đánh giá ảnh hưởng của NMĐG đến các thông số vận hành của lưới điện được kết nối như: trào lưu công suất, tổn thất công suất, tổn thất điện năng, điện áp tại các nút phụ tải cho các chế độ vận hành đặc trưng đã được chọn. 97 CHƯƠNG 4 ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN Ảnh hưởng của NMĐG đến độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) được rất nhiều chuyên gia cũng như các đơn vị sản xuất quan tâm [6, 19, 23, 29, 54, 74, 75, 83, 85, 91, 97, 98]. Trong chương này sẽ xem xét một số chỉ tiêu thường dùng để đánh giá ĐTC của các hệ thống CCĐ, cách xác định từng chỉ tiêu và đề xuất mô hình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với nút phụ tải được khảo sát – một trong những chỉ tiêu quan trọng để giải quyết bài toán tăng cường ĐTC cho hộ tiêu thụ. 4.1 Một số chỉ tiêu thường dùng để đánh giá độ tin cậy của các hệ thống cung cấp điện [16, 19, 35, 42, 54, 74, 75, 91] 4.1.1 Các thông số đầu vào để xác định các chỉ tiêu độ tin cậy i – Thứ tự một sự kiện mất điện k – Số lần mất điện của một hộ tiêu thụ suốt thời gian nghiên cứu ri – Thời gian phục hồi của mỗi lần mất điện Pi – Tổng công suất phụ tải của các hộ tiêu thụ mỗi lần mất điện PT – Tổng công suất phụ tải toàn hệ thống Ei – Năng lượng không được cung cấp tới các hộ tiêu thụ mỗi lần mất điện IMi – Số lần mất điện tạm thời Ni – Số lượng hộ tiêu thụ mất điện trong một sự kiện mất điện kéo dài trong suốt thời gian nghiên cứu Nmi – Số lượng hộ tiêu thụ bị mất điện trong một sự kiện mất điện thoáng qua trong suốt thời gian nghiên cứu NT – Tổng số hộ tiêu thụ trong vùng ω – Tần suất hỏng hóc trung bình của phần tử TS – Thời gian sửa chữa (phục hồi) trung bình của phần tử p – Xác suất làm việc tin cậy trung bình của phần tử q = (1 – p) – Xác suất hỏng hóc trung bình của phần tử 4.1.2 Các chỉ tiêu để đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện 4.1.2.1 Tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI) 98 Chỉ tiêu SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) chỉ ra tần suất (số lần) trung bình hộ tiêu thụ điện bị ít nhất một lần mất điện kéo dài tính trong một khoảng thời gian nhất định. Chỉ tiêu này được tính như sau: = ∑ Số lần mất điện ∗ (Số hộ tiêu thụ bị mất điện) Tổng số hộ tiêu thụ trong hệ thống Công thức tính toán cụ thể: SAIFI  Ni NT (4.1) 4.1.2.2 Thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI) Chỉ tiêu SAIDI (System Average Interruption Duration Index) chỉ ra thời gian bị mất điện trung bình của mỗi hộ tiêu thụ trong một khoảng thời gian nhất định. Chỉ tiêu này có đơn vị là giờ mất điện hoặc phút mất điên và được tính như sau: = ∑ Thời gian mất điện ∗ (Số hộ tiêu thụ bị mất điện) Tổng số hộ tiêu thụ trong hệ thống Công thức tính toán cụ thể: SAIDI  ri Ni NT (4.2) 4.1.2.3 Thời gian mất điện trung bình của hộ tiêu thụ điện (CAIDI) Chỉ tiêu CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) cho thời gian trung bình cần thiết để cấp điện trở lại sau khi mất điện. Chỉ tiêu này được tính như sau: ∑ Thời gian mất điện của hộ tiêu thụ = Tổng số hộ tiêu thụ mất điện của các lần mất điện Công thức tính toán cụ thể: CAIDI  ri Ni SAIDI  Ni SAIFI (4.3) 4.1.2.4 Chỉ tiêu sẵn sàng cung cấp điện trung bình (ASAI) Chỉ tiêu ASAI (Average Service Avaibility Index) tỉ lệ thời gian hộ tiêu thụ sẽ được cung cấp điện (CCĐ) trong khoảng thời gian nghiên cứu. Chỉ tiêu này được tính như sau: = Công thức tính toán cụ thể: Số giờ được cung cấp điện Số giờ yêu cầu của hộ tiêu thụ 99 = N T ∗ (Số giờ/năm) − ri Ni N T ∗ 8760 4.1.2.5 Tần suất mất điện thoáng qua trung bình (MAIFI) Chỉ tiêu MAIFI (Momentary Average System Interruption Frequency Index) thể hiện tần suất trung bình mất điện thoáng qua của hệ thống. Chỉ tiêu này được tính như sau: = ∑(Số hộ tiêu thụ bị mất điện thoáng qua) Tổng số hộ tiêu thụ trong hệ thống Công thức tính toán cụ thể: MAIFI  IM i .N mi NT (4.4) 4.1.2.6 Xác suất thiếu hụt công suất (LOLP) Việc thiếu hụt công suất xuất hiện khi công suất phụ tải vượt quá khả năng phát công suất tối đa của hệ thống nguồn. Khi đó chỉ tiêu LOLP (Loss Of Load Probability) được định nghĩa như là xác suất công suất phụ tải vượt quá công suất sẵn sàng của hệ thống nguồn điện, với giả thiết phụ tải đỉnh là cố định trong ngày. Chỉ tiêu LOLP là một chỉ tiêu xác suất giúp xác định mức dự phòng cần thiết của hệ thống nguồn điện. Chỉ tiêu này là một trong những chỉ tiêu được áp dụng rộng rãi nhất để đánh giá ĐTC của hệ thống nguồn điện là căn cứ để quy hoạch nguồn điện. LOLP còn thể hiện giá trị thống kê lượng phần trăm số giờ hoặc ngày trong một khoảng thời gian khảo sát xác định khi mà điện năng yêu cầu không được đáp ứng đủ do có xác suất hỏng các máy phát, khoảng thời gian khảo sát thường là một năm. LOLP là tổ hợp của hai xác suất như sau: LOLP: Σip[công suất tối đa]: Gi * P[công suất tải > Gi] Trong đó: Gi – là những mức công suất nhất định mà hệ thống có thể phát được Công thức tính toán cụ thể là: LOLP = Σi PGi * ti% Trong đó: PGi – Xác suất hệ thống bị thiếu hụt lượng công suất Gi ti% – thời gian duy trì trạng thái thiếu hụt công suất Gi tính theo phần trăm 4.1.2.7 Kỳ vọng thiếu hụt công suất (LOLE) 100 Chỉ tiêu LOLE (Loss Of Load Expectation) là một chỉ tiêu tương tự như LOLP tuy nhiên thay vì tính bằng đơn vị phần trăm như LOLP, LOLE được tính bằng đơn vị thời gian là giờ/năm. LOLE là một chỉ tiêu được dùng phổ biến hơn LOLP. Thông thường giới hạn LOLE cho một hệ thống nguồn là 10h/năm, ở một số nước Châu Âu giới hạn này là 4 đến 8 giờ/năm. LOLE có thể tính qua LOLP bằng công thức: LOLE = LOLP * 8760 Hoặc tính trực tiếp: LOLE = Σi PGi * ti Trong đó: ti – Thời gian duy trì của trạng thái thiếu hụt công suất Gi tính theo giờ 4.1.2.7 Kỳ vọng thiếu hụt điện năng (LOEE) Chỉ tiêu LOEE (Loss Of Energy Expectation) thể hiện xác suất bị thiếu hụt điện năng của hệ thống nguồn điện đối với điện năng yêu cầu của phụ tải. LOEE có đơn vị là MWh/năm được tính như sau: LOEE = Σi PI * Ei LOEE được tính theo đơn vị % được tính như sau: LOEE%  i Pi * Ei ET (4.5) Trong đó: ET – Tổng điện năng yêu cầu của phụ tải được tính theo đường cong phụ tải trong thời gian khảo sát. LOEE tính theo đơn vị % còn gọi là xác suất thiếu hụt điện năng (LOEP – Loss Of Energy Probability). Đối với hộ tiêu thụ điện các chỉ tiêu thường được quan tâm là tần suất hỏng hóc, thời gian phục hồi trung bình cho một lần sự cố và kỳ vọng thiếu hụt điện năng. 4.1.3 Một số định mức về chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện thường được áp dụng Trong số các chỉ tiêu ĐTC đã giới thiệu, mỗi quốc gia khác nhau có thể đề ra những định mức cụ thể khác nhau để các đơn vị cấp điện thực hiện. Chẳng hạn tại Hoa Kỳ các chỉ tiêu SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI được chọn với các trị số được giới thiệu trong Bảng 4.1 [42]. 101 Bảng 4.1 Một số chỉ số mục tiêu về ĐTC CCĐ của Hoa Kỳ Chỉ số Mục tiêu SAIFI 1,0 SAIDI 1,0 – 1,5 h CAIDI 1,0 – 1,5 h ASAI 0,99983 Ở Việt Nam tại chỉ thị số 888/CT – EVN (ngày 17 tháng 03 năm 2014) Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã giao cho các Tổng công ty Điện lực một số chỉ tiêu cụ thể sau đây (Bảng 4.2) Bảng 4.2 Các chỉ tiêu được EVN giao cho các Tổng công ty Điện Lực (PC) năm 2014 Atphẩm PC (tr.kWh) Giá trung bình (đ/kWh) ΔA Tiết kiệm (%) (tr.kWh) MAIFI SAIDI SAIFI (h) Miền Bắc 37.130 1.428 7,45 557 4,888 4,395 30,32 Miền Trung 12.155 1.535 6,60 182 6,90 4,230 27,00 Miền Nam 44.120 1.474 5,48 882 1,28 3,150 13,37 Hà Nội 12.395 1.695 6,75 186 1,70 3,796 10,55 TP HCM 19.000 1.766 5,30 380 0,62 1,947 16,61 4.2 Số liệu thống kê về thông số độ tin cậy của các turbine gió được lắp đặt ở Tuy Phong – Bình Thuận [14] NMĐG là loại nguồn có công suất phát phụ thuộc vào tốc độ gió và biến thiên rất không ổn định [11, 12, 29, 70, 72, 87, 106]. Ngoài ra trên thế giới hầu như cũng chưa có số liệu thống kê về thông số độ tin cậy của các thiết bị phát điện bằng sức gió. Vì vậy để nghiên cứu những ảnh hưởng của NMĐG đến chất lượng điện năng trong đó có ĐTC CCĐ thì ngoài việc nghiên cứu khả năng phát công suất và biểu đồ trao đổi công suất giữa NMĐG với HTĐ phải khảo sát, thống kê và phân tích các thông số hỏng hóc của các tổ máy điện gió đang vận hành. Việt Nam chưa có nhiều kinh nghiệm cũng như thống kê số liệu vận hành của NMĐG. NMĐG quy mô công nghiệp được xây dựng ở Tuy Phong – Bình Thuận đã vận hành thương mại gần 5 năm, với chuỗi số liệu thống kê chưa được dài lắm (khoảng 4 năm) nhưng cũng có thể cho thấy một số thông số ước lượng về hỏng hóc của turbine gió trong điều kiện Việt Nam. 102 4.2.1 Thông số hỏng hóc của turbine gió ở NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận Thực tế vận hành turbine gió cho thấy các dạng hư hỏng có thể phân loại theo bốn nhóm chính: hệ thống cơ, hệ thống điện, hệ thống điều khiển và một số dạng hư hỏng khác. Số liệu thống kê cho n = 20 tổ máy ở NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận cho thời gian từ 21/08/2009 đến 15/04/2013 được giới thiệu ở Bảng 4.3 [14]. Bảng 4.3 Số liệu thống kê về hỏng hóc của turbine gió của NMĐG Tuy Phong Thời gian khảo sát từ 21/8/2009 đến 15/04/2013 Các dạng hỏng hóc của turbine gió Tổng thời gian ngừng máy để sửa chữa (20 turbine gió) (h) 1. Hỏng hóc hệ thống cơ (T1) 1.817,817 2. Hỏng hóc hệ thống điều khiển (T2) 3.111,417 3. Hỏng hóc hệ thống điện (T3) 508,2 4. Một số hỏng hóc khác (T4) 300,1 Tổng số lần hỏng hóc của (20 turbine gió) (ωΣ) 274 Từ số liệu Bảng 4.3 ta có: Tổng thời gian khảo sát từ 21/8/2009 đến 15/04/2013 là: Tks = 31.896 (h) Tổng thời gian ngừng máy để sửa chữa n turbine gió trong thời gian khảo sát: T  T1  T2  T3  T4  1.817,817  3.111,417  508,2  300,1  5.737,534 (h) Thời gian trung bình ngừng máy để sửa chữa một turbine gió trong thời gian khảo sát: T 5.737, 534 Ttb     286,8767 (h) n 20 Thời gian sửa chữa trung bình một turbine gió/năm là: T 286,8767 Tscn  tb *8.760  *8.760  78, 788 (h) Tks 31.896 Số lần hỏng hóc trung bình của 1 turbine gió trong thời gian khảo sát là:  274  tb     13, 7 n 20 Số lần hỏng hóc trung bình của 1 turbine gió/năm:  13, 7 *8.760   tb * 8.760   3, 762 Tks 31.896 Thời gian sửa chữa trung bình cho một lần sự cố là: Tsc  Tscn 78, 788   20, 943 (h)  3, 762 103 Xác suất hỏng hóc của 1 turbine gió: T T *  20, 943*3, 762 q  scn  sc   0, 009 8.760 8.760 8.760 Cần lưu ý là trong số liệu thống kê về thông số hỏng hóc của NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận không tách bạch các nguyên nhân gây hỏng hóc như thời tiết, lỗi vận hành, khiếm khuyết của thiết bị v.v…Vì vậy ảnh hưởng của từng nguyên nhân này, trong đó yếu tố thời tiết thường có tác động rất quan trọng, không được phân tích chi tiết. 4.2.2 Xác suất trạng thái của các tổ máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận Trường hợp tổng quát khi nhà máy có m tổ máy thì số tổ máy hư hỏng ni, về lý thuyết có thể thay đổi trong khoảng (0÷m). Số trạng thái M(ni) tương ứng với ni tổ máy hỏng được tính theo công thức sau [10, 16, 19, 35, 97, 98]: M ( ni )  C mni  m! ( m  ni )!* ni ! (4.6) Tổng số trạng thái các tổ máy trong nhà máy là: m M  M (ni )  2n (4.7) ni Các trạng thái cụ thể có thể nhận được bằng cách khai triển biểu thức: m ( p  q ) 1 j j (4.8) j 1 Mỗi số hạng trong biểu thức khai triển (4.8) tương ứng với một trạng thái cụ thể của các tổ máy. Đối với các hệ thống lớn như HTĐ, thường xác suất hỏng hóc của các phần tử khá bé (q < 1.10-3) nên những trạng thái có từ 2 phần tử hỏng hóc trở lên có xác suất rất bé (q2 < 1.10-6) và thường không cần xét đến. Điều này cũng phù hợp với tiêu chí (N – 1) [23]. Khi thiết kế các hệ thống lớn: nếu xảy ra hư hỏng 1 phần tử bất kỳ trong số N phần tử thì hệ thống phải đảm bảo hoạt động bình thường, trường hợp hư hỏng 2 phần tử trở lên có thể bỏ qua vì xác suất rất bé. Vì vậy để giảm khối lượng tính toán mà vẫn đảm bảo độ chính xác cần thiết, khi tính toán ngoài việc đẳng trị hóa và tối giản sơ đồ có thể sử dụng phương pháp điểm kê hạn chế các trạng thái tính toán của hệ thống cung cấp điện. Đối với NMĐG Tuy Phong, do những năm đầu vận hành, tần suất hỏng hóc có thể cao hơn bình thường, nên có thể xét đến số trạng thái của nhà máy với 2 tổ máy hỏng. Xác suất trạng thái của nhà máy với ni = 0, 1, 2 tổ máy hỏng trình bày ở Bảng 4.4. 104 Bảng 4.4 Kết quả tính toán xác suất trạng thái của nguồn điện gió Trạng Số tổ máy Số trường hợp Xác suất thái hỏng hóc của trạng thái trạng thái PGi 1 0 1 0,834589833 2 1 20 0,151590484 3 2 190 0,013078695 Xác suất trạng thái với 3 tổ máy turbine gió hỏng là 0,000712663 rất nhỏ có thể bỏ qua. 4.3 Đẳng trị hóa sơ đồ lưới điện để tính toán độ tin cậy cung cấp điện 4.3.1 Sơ đồ lưới điện cần khảo sát và thông số về độ tin cậy của các phần tử Sơ đồ lưới điện cần khảo sát để tính toán độ tin cậy cung cấp điện (Hình 4.1) [3]. Các thông số về độ tin cậy của các phần tử trong sơ đồ lấy theo [35], trong đó tần suất hỏng hóc của đường dây trên không 110kV mạch đơn (ωL = 1,1lần/100km.năm) đã được nhân với chiều dài tương ứng. Kết quả tính toán được trình bày theo Bảng 4.5. Hình 4.1 Sơ đồ lưới điện có kết nối NMĐG để khảo sát độ tin cậy cung cấp điện (đã được đơn giản hóa) 105 Bảng 4.5 Xác suất hỏng hóc của các phần tử lưới điện ω Tsc q (lần/năm) (10-3.năm) (10-3) BA 0,02 60 1,2 0,9988 MC220 0,15 2,5 0,37 0,999625 * MC110A, Mạch BA 0,15 1,2 0,18 0,99982 * MC110B, Mạch ĐD 0,2 1,2 0,24 0,99976 * D1 0,634 0,9 0,57 0,9994292 103** D2 0,473 0,9 0,43 0,9995743 103** D3 0,162 0,9 0,15 0,9998538 103** Phần tử p S (MVA) T1:125, T2:63 * Năng lực tải của máy cắt (MC) được chọn lớn hơn năng lực tải của phần tử chính ** Năng lực tải của đường dây (D) chọn theo điều kiện phát nóng của tiết diện dây dẫn tương ứng 4.3.2 Đẳng trị hóa lưới điện, tính thông số độ tin cậy của các phần tử đẳng trị Sơ đồ tính toán độ tin cậy của lưới điện cần được đẳng trị hóa theo 2 thông số: xác suất hỏng hóc q (hoặc xác suất làm việc tin cậy p = 1 – q) và năng lực tải Smax của phần tử đẳng trị [10, 16, 19, 35, 97, 98]. - Đối với hệ nối tiếp n phần tử Xác suất làm việc tin cậy của phần tử đẳng trị nối tiếp: n pđt   pk (4.9) k 1 Trong đó: pk – Xác suất làm việc tin cậy của phần tử k. Năng lực tải của phần tử đẳng trị nối tiếp: S đ t max  min S k  (4.10) Trong đó: Sk – Năng lực tải của phần tử k. - Đối với hệ song song m phần tử Xác suất hỏng hóc của phần tử đẳng trị song song: m q đt   q k k 1 Trong đó: qk – Xác suất hỏng hóc của phần tử k. Năng lực tải của phần tử đẳng trị song song: (4.11) 106 m S đt max   S k (4.12) k 1 Từ sơ đồ lưới điện Hình 4.1, sau khi đẳng trị hóa ta nhận được sơ đồ rút gọn trên Hình 4.2 với các phần tử đẳng trị: Hệ thống điện I II III Phụ tải 2 Phụ tải 1 NMĐG TUY PHONG Hình 4.2 Sơ đồ lưới điện đã được đẳng trị hóa I – Nối tiếp các phần tử: MC220 + T1 + MC110A + MC110B + D1 + MC110B. II – Nối tiếp các phần tử: MC220 + T2 + MC110A + MC110B + D2 + MC110B. III – Nối tiếp các phần tử: MC110B + D3 + MC110B. Theo công thức (4.9), (4.10) và số liệu Bảng 4.5 tính được thông số của các phần tử đẳng trị: Xác suất làm việc tin cậy của I: pI   p k  0 , 9 9 8 8 * 0 , 9 9 9 6 2 5 * 0 , 9 9 9 8 2 * 0 , 9 9 9 7 6 2 * 0, 9 9 9 4 2 9 2  0 , 9 9 7 2 0 kI Xác suất hỏng hóc của I: qI  1  pI  1  0,99720  0,00280 Khả năng tải của I: Smax I  min Sk kI  min ST 1 ; S D1  min 125;103  103( MVA) Xác suất làm việc tin cậy của II: p II   pk  0, 9988 * 0, 999625 * 0, 99982 * 0, 99 976 2 * 0, 999574 3  0, 9973 5 k  II Xác suất hỏng hóc của II: q II  1  pII  1  0, 99735  0, 00265 Khả năng tải của II: 107 S max II  min Sk kII  min ST 2 ; S D 2   min 63;103  63( MVA) Xác suất làm việc tin cậy của III:  p III  p k  0, 9 9 9 7 6 * 0, 9 9 9 8 5 3 8 * 0 , 9 9 9 7 6  0 , 9 9 9 3 7 k  III Xác suất hỏng hóc của III: q III  1  pIII  1  0,99937  0, 00063 Khả năng tải của III: Smax III  SD3 103(MVA) 4.3.3 Xác suất trạng thái của hệ thống đẳng trị Xác suất các trạng thái của hệ thống đẳng trị gồm 3 phần tử I; II; III (theo sơ đồ Hình 4.2) được xác định theo công thức (4.8). ( pI  qI )( pII  qII )( pIII  qIII )  1 Khai triển biểu thức trên và bỏ qua các trạng thái có số phần tử hư hỏng ni ≥2 ta có các trạng thái cần xem xét: pI pII pII  pI qII pIII  qI pII pIII  pI pII qIII Xác suất khi tất cả các phần tử đều làm việc: P ( 0 )  p I p II p III  0, 9972 * 0, 99735 * 0, 99937  0, 99393 Với: 0 S max  min ( S max I  S max II ; S max III )  min 125  63;103  103( MVA) Xác suất trạng thái khi hỏng phần tử I là: P ( I )  qI pII pIII  0, 00280*0,99735*0,99937  0, 002790 Với: I S max  min ( S maxII ; S max III   min 63;103  63( MVA) Xác suất trạng thái khi hỏng phần tử II là: P ( II )  p I q II p III  0, 99720 * 0, 00265 * 0, 99937  0, 002649 Với: II S max  min ( S maxI ; S maxIII   min 103;103  103( MVA) Xác suất trạng thái khi hỏng phần tử III là: P ( III )  p I p II q III  0, 99720 * 0, 99735 * 0, 00063  0, 000623 Với: III Smax 0 Gộp các trạng thái có cùng Smax ta có 3 mức cung ứng của hệ thống như sau: S1 = 103 (MVA); P1 = P(0)+P(II) = 0,99393+0,002649 = 0,996579 108 S2 = 63 (MVA); P2 = P(I) = 0,002790 S3 = 0 (MVA); P3 = P(III) = 0,000623 4.4 Ảnh hưởng của NMĐG đến kỳ vọng thiếu hụt điện năng của hộ tiêu thụ Kỳ vọng thiếu hụt điện năng là một trong những chỉ tiêu quan trọng để nghiên cứu khía cạnh kinh tế của bài toán độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện. Trong phần này kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với hộ tiêu thụ được khảo sát được xác định như là một đại lượng có điều kiện với giả thiết là nhu cầu của các hộ tiêu thụ còn lại trong hệ thống đã được đáp ứng. Mô hình tính toán được xây dựng dựa trên cơ sở phân tích quan hệ xác suất giữa khả năng cung ứng của hệ thống với phụ tải từng giờ trong ngày khảo sát. Khi có đầy đủ thông tin về quan hệ này của các ngày trong năm có thể tính chính xác kỳ vọng thiếu hụt điện năng của nút phụ tải trong năm. Khi đã biết suất thiệt hại (a, đ/kWh) của 1 kWh điện năng thiếu hụt vì hỏng hóc của hệ thống cung cấp điện (thường cao hơn nhiều so với giá bán điện bình quân, theo kinh nghiệm của nhiều nước công nghiệp phát triển mức chênh lệch có thể từ 5 – 10 lần) và đã xác định được kỳ vọng thiếu hụt điện năng (ΔE, kWh) cho 1 năm, có thể đánh giá được quan hệ chi phí – hiệu quả của các giải pháp tăng cường độ tin cậy của lưới điện [19]. Kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với hộ tiêu thụ được xác định trên cơ sở: - Biểu đồ phụ tải của các hộ tiêu thụ trong lưới điện phân phối được xem xét. - Trạng thái khả năng cung ứng của lưới điện địa phương. - Trạng thái khả năng phát công suất của NMĐG. Vì khả năng phát công suất của NMĐG biến thiên liên tục theo thời gian, nên kỳ vọng thiếu hụt điện năng có thể tính theo giờ của biểu đồ phụ tải ngày điển hình, từ đó có thể tính kỳ vọng thiếu hụt ngày, tuần, tháng, năm… Để so sánh ảnh hưởng của NMĐG đến độ tin cậy của lưới điện phân phối ta lần lượt tính kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm hộ tiêu thụ được khảo sát đối với 2 trường hợp:  Khi không có NMĐG và  Khi NMĐG hoạt động. 4.4.1 Kỳ vọng thiếu hụt điện năng của phụ tải ngày đặc trưng khi chưa có NMĐG Biểu đồ phụ tải của các hộ tiêu thụ trong ngày đặc trưng (ngày có công suất tiêu thụ lớn nhất) cho trên Hình 4.3. 109 90 73.95 80 Công suất (MW) 70 65.3 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 48.81 50 39.36 36.49 40 30 77.01 76.68 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 35.16 20.1 20 18.63 10 22.74 25.43 21.33 23.39 28.64 31.62 26.23 26.43 24.39 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 25 22.04 22.87 23.22 23.14 41.38 42.2 41.23 27.32 36.76 30.9 27.89 29.3 28.54 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 L1 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) 24 L2 Hình 4.3 Biểu đồ phụ tải (L1) và (L2) trong ngày có công suất tiêu thụ lớn nhất Trường hợp khi không xét đến NMĐG, dãy xác suất khả năng cung ứng từ lưới điện được tổng hợp trong Bảng 4.6. Bảng 4.6 Tổng hợp dãy xác suất khả năng cung ứng của lưới điện 103 63 0 0,996579 0,002790 0,000623 Khả năng cung ứng Si (MVA) Xác suất đảm bảo cung ứng PHTi 120 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 100 80 84.37 81.67 79.61 Công suất (MW) 40 20 77.01 76.68 65.3 75.11 73.7 74.46 72.1 67.84 48.81 66.24 61.62 64.27 63.33 63.96 63.57 63.87 63.38 60.8 61.77 58.93 58.68 57.96 56.22 57.19 39.36 54.18 53.65 52.38 36.49 47.93 47.79 31.62 28.64 26.23 27.32 42.08 41.38 42.2 41.23 25.43 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 23.56 22.67 24.35 22.74 22.28 22.17 36.76 35.16 20.1 35.1 30.9 31.35 27.89 29.3 28.54 26.43 24.39 25 23.39 23.29 22.04 22.87 23.22 23.14 18.63 21.33 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 73.95 80.96 80.13 79.78 79.86 76.57 78.61 0 2.64 3.7 78 2.98 3.33 2.07 0.94 -20 -12.33 -16.21 -14.91 -40 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 N103-L1 L1 N103-L1-L2 N103 Hình 4.4 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới (103MVA) 110 100 73.95 77.01 76.68 80 63 63 60.59 63 60.54 63 61.31 63 63 60.69 60.26 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 65.3 63 63 63 60 63 48.81 39.36 36.49 40 Công suất (MW) 63 22.74 25.43 35.16 20.1 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 20 28.64 26.23 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 27.32 27.89 24.27 21.33 23.39 26.43 24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 25 18.63 18.93 18.68 17.96 16.22 17.19 14.18 13.65 12.38 7.93 7.79 0 31.62 29.3 28.54 30.9 2.08 -4.9 -8.65 -20 41.38 42.2 41.23 36.76 -16.71 -40 -37.36 -36.3 -37.02-36.67-37.93 -39.06 -60 -52.33 -56.21-54.91 -80 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 L1 N63-L1 N63-L1-L2 N63 Hình 4.5 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới (63MVA) 100 73.95 77.01 76.68 80 65.3 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 48.81 40 Công suất (MW) 39.36 36.49 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 35.16 20 25.43 20.1 22.74 18.63 28.64 26.23 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 27.32 31.62 27.89 29.3 28.54 30.9 26.43 24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 25 21.33 23.39 36.76 41.38 42.2 41.23 0 -20 -20.1 -22.74 -25.43-28.64-26.23-22.28-22.17-23.56-22.67-24.35-27.32 -31.62 -36.49 -39.36 -48.81 -40 -60 -60.69-60.26-60.59-60.54-61.31 -65.3 -80 -73.95-77.01-76.68 -100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 L1 N0-L1-L2 Hình 4.6 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới (0MVA) Với mỗi giờ trên biểu đồ phụ tải của ngày đặc trưng, so sánh khả năng cung ứng từ lưới điện với nhu cầu phụ tải trong giờ khảo sát có thể xác định trạng thái gây thiếu hụt công suất 111 cho hộ tiêu thụ (khi Si(tj) < Ppt(tj) – là công suất tiêu thụ của phụ tải ở giờ tj) và trị số kỳ vọng   lượng điện năng thiếu hụt ở giờ t j j  1, 24 được xác định: Nj Nj E j   Ei    Ppt (t j )  Si (t j )  . pi .1( MWh) i 1 (4.13) i 1 Trong đó Nj là số trạng thái gây thiếu hụt công suất trong giờ t j Kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho hộ tiêu thụ trong ngày khảo sát: 24  E    E j ( MWh ) (4.14) 0 Kết quả tính toán cho trường hợp không xét NMĐG (pi = PHTi) , kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm hộ tiêu thụ L2 (với giả thiết là nhóm hộ tiêu thụ L1 được cung cấp điện đầy đủ) là: ΔE = 45,10199335 (MWh) 4.4.2 Kỳ vọng thiếu hụt điện năng của phụ tải ngày đặc trưng khi có NMĐG Biểu đồ phát công suất của NMĐG trong ngày đặc trưng khảo sát được trình bày trên Hình 4.7. 20 18.3 17 18 15.8 16 14.3 Công suất (MW) 14 12.6 13.3 11.5 12 9.9 10 8.5 9.3 9 8 5.5 6 4.5 4 2 2.2 2.4 1.1 0.9 0.8 4 5 2.2 2.3 7 8 3.8 1.3 1.6 1.4 23 24 0 1 2 3 6 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) Hình 4.7 Biểu đồ khả năng phát công suất của nguồn điện gió ngày đặc trưng Khi có nhà máy điện gió khả năng cung ứng đối với hộ tiêu thụ trong giờ tj khảo sát sẽ được tăng lên đến (Si(tj) + SG(tj)) với SG(tj) là công suất phát của NMĐG tại giờ tj, tương ứng với xác suất của trạng thái cung ứng Pi = PHTi*PGi, PHTi và PGi là xác suất trạng thái của hệ thống và của NMĐG. Khả năng cung ứng của nguồn đối với hộ tiêu thụ có xét đến yếu tố xác suất ứng với khả năng tải của lưới điện được giới thiệu trên Hình 4.8÷4.10. 112 140 115.6 116.3 120 120 121.3 118.8 117.3 112.9 111.5 112 104.1 105.2 105.4 103.9 103.8 104.3 105.2 105.3 100 86.57 92.21 89.87 95.61 99.26 89.76 83.97 86.5 84.11 83.76 83.6 78.2 64.43 66.16 65.97 64.77 64.18 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 76.98 61.23 73.76 69.38 66.78 66.47 70.52 62.15 61.23 32.65 20.1 20 0 25.43 28.64 12.6 13.3 1.1 2.2 3.74 5.9 1 2 2.4 0.9 0.8 2.2 1.3 26.23 17 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 18.3 15.8 14.3 9.9 8.5 27.32 39.36 46.58 31.62 44.4 34.79 9.3 9 11.5 5.5 4.5 2.3 4 5 3.8 1.6 1.4 22 23 24 6.44 5.38 4.23 2.87 3 62.4 63.17 48.81 36.49 22.74 77.01 76.68 67.09 56.79 40 73.95 71.74 65.3 65.42 69.14 60 108.5 106.8 104.6 104.4 95.93 94.08 80 Công suất (MW) 112.3 114.5 107.5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 -8.53 -20 -14.61-13.51 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) -40 L2 Điện gió I N103I - L1 N103II - L1 N103III - L1 N103I - L1 - L2 N103II - L1 - L2 N103III - L1 - L2 Điện gió II Điện gió III N103I N103II N103III L1 Hình 4.8 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn có xét đến yếu tố xác suất nguồn gió ứng với khả năng tải của lưới điện (103MVA) 100 75.6 76.3 80 81.3 78.8 77.3 80 65.2 65.4 63.9 61.31 65.2 65.3 64.1 60.26 60.69 60.59 60.54 63.8 64.3 60 46.57 43.97 55.61 59.26 55.93 54.08 49.76 72 46.5 44.11 36.49 40 Công suất (MW) 52.21 49.87 72.9 71.5 24.43 26.16 25.97 24.77 24.18 20 1.1 2.2 2.4 0.9 0.8 29.14 28.64 26.23 72.3 74.5 67.5 48.81 43.76 43.6 39.36 38.2 31.62 31.74 27.32 36.98 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 18.3 33.76 17 30.52 15.8 14.3 27.09 29.38 26.78 26.47 12.6 13.3 9.9 22.15 9 8.5 21.23 21.23 16.79 4.5 1.3 2.2 2.3 20.1 22.74 25.43 0 77.01 76.68 73.95 68.5 65.3 66.8 64.6 64.4 6.58 25.42 9.3 22.4 23.17 11.5 5.5 3.8 1.6 1.4 4.4 -5.21 -7.35 -20 -40 -36.26 -34.1 -34.62-35.77 -37.13 -33.56 -48.53 -54.61-53.51 -60 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) -80 1 2 L2 3 4 5 6 7 8 Điện gió I 9 10 11 12 13 N63I - L1 14 15 16 17 18 N63II - L1 N63I - L1 - L2 N63II - L1 - L2 N63III - L1 - L2 Điện gió II N63I N63II N63III L1 19 20 21 22 23 24 N63III - L1 Điện gió III Hình 4.9 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn có xét đến yếu tố xác suất nguồn gió ứng với khả năng tải của lưới điện (63MVA) 113 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 100 73.95 77.01 76.68 80 65.3 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 48.81 40 Công suất (MW) 39.36 36.49 20 1.1 2.2 2.4 0.9 0 -20 31.62 28.64 26.23 27.32 25.43 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 20.1 22.74 17 18.3 15.8 14.3 12.6 13.3 9.9 8.5 9.3 11.5 9 5.5 4.5 0.8 1.3 2.2 2.3 -3.98 -6.37 -9.23 -9.26 -12.77 -12.83-15.34 -15.85-18.32 -17.9 -20.44 -27.12-30.06 -35.19 -37.31 3.8 1.6 1.4 -40 -59.59-58.06-58.19-59.64-60.51 -59.8 -60 -70.15 -75.41-75.28 -80 -100 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 Điện gió I Điện gió II Điện gió III Điện gió I - L2 Điện gió II - L2 Điện gió III - L2 L1 Hình 4.10 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn có xét đến yếu tố xác suất nguồn gió ứng với khả năng tải của lưới điện (0MVA) Để tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng nhóm hộ tiêu thụ L2 khi có sự tham gia của nguồn điện gió cho một ngày đặc trưng, lần lượt tính kỳ vọng thiếu hụt điện năng theo từng giờ thiếu hụt trong ngày, sau đó tính tổng kỳ vọng thiếu hụt như trên ta sẽ có được kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm hộ tiêu thụ trong ngày xem xét. Trên sơ đồ Hình 4.3 xét tại thời điểm 23h, quan sát trên Hình 4.8 ÷ 4.10 ta xây dựng sơ đồ khả năng phát công suất của NMĐG có xét đến yếu tố xác xuất (4.11a), mức cung ứng của nguồn HTĐ (4.11b) và phụ tải tiêu thụ (4.11c) tại thời điểm 23h. 1.65 120 1.6 1.52 1.5 1.45 1.44 80 Công suất (MW) 1.55 100 Công suất (MW) Công suất (MW) 1.6 103 63 60 40 1.4 20 1.35 0 0 0 1 2 (a) Khả năng phát công suất của NMĐG có xét đến yếu tố xác suất 1 2 3 (b) Mức cung ứng ứng với khả năng tải của lưới 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 77.01 42.2 L1 L2 (c) Phụ tải Hình 4.11 Khả năng, mức cung ứng và tiêu thụ tương ứng của NMĐG, HTĐ và phụ tải 114 Từ biểu đồ Hình 4.11(a) và 4.11(b) tính được khả năng cung ứng của nguồn đối với hộ tiêu thụ khi có sự tham gia của nguồn điện gió và được thể hiện biểu đồ Hình 4.12. 120 104.6 104.52 104.44 Công suất (MW) 100 80 64.6 64.52 64.44 60 40 20 0 P103 P63 P0 Xác xuất trạng thái của hệ thống và nguồn điện gió Hình 4.12 Mức cung ứng của nguồn khi có điện gió ứng với khả năng tải của lưới điện Công suất (MW) 70 62.4 62.32 62.24 60 50 40 22.4 30 22.32 22.24 20 10 0 P103 P63 P0 Xác xuất trạng thái của hệ thống và nguồn điện gió Hình 4.13 Mức cung ứng của hệ thống cung cấp sau khi đáp ứng phụ tải L1 Xác xuất trạng thái của hệ thống và nguồn điện gió P103 P63 P0 Công suất (MW) 0 -10 -20 -14.61 -14.69 -14.77 -30 -40 -50 -60 -54.61 -54.69 -54.77 -70 -80 -77.01 -77.01 -77.01 -90 Hình 4.14 Lượng thiếu hụt công suất khi cung cấp cho nhóm phụ tải L2 115 Sau khi cung cấp điện năng cho hộ tiêu thụ L1 mức cung ứng còn lại được tính toán và giới thiệu trên biểu đồ Hình 4.13. Mức cung ứng điện năng còn lại sẽ được cung cấp cho hộ tiêu thụ L2, lượng thiếu hụt công suất được tính toán và giới thiệu trên Hình 4.14. Sử dụng các số liệu của Bảng 4.4, Bảng 4.6, tính theo công thức (4.13), ta nhận được kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm hộ tiêu thụ L2 khi có NMĐG (pi = Pi = PHTi*PGi) ở thời điểm 23h là:  E 23h  0 , 9 9 6 5 7 9 (0, 8 3 4 5 8 9 * 1 4 , 6 1  0,1 5 1 5 9 0 * 1 4 , 6 9  0 , 0 1 3 0 7 8 * 1 4, 7 7 )  0, 0 0 2 7 9 0 (0 , 8 3 4 5 8 9 * 5 4, 6 1  0,1 5 1 5 9 0 * 5 4, 6 9  0, 0 1 3 0 7 8 * 5 4 , 7 7 )  0 , 0 0 0 6 2 3 ( 0 , 8 3 4 5 8 9 * 7 7 , 0 1  0 ,1 5 1 5 9 0 * 7 7 , 0 1  0 , 0 1 3 0 7 8 * 7 7 , 0 1)  14, 76360208(M W h) Tính tương tự cho các giờ còn lại, sau đó sử dụng công thức (4.14) ta tính được kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm phụ tải L2 của ngày đặc trưng đã chọn khi có sự tham gia của nguồn điện gió: ΔEG = 38,14900551 (MWh) Nhận thấy sự có mặt của NMĐG đã làm giảm kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm phụ tải L2 là: δE = ΔE – ΔEG = 45,10199335 – 38,14900551 = 6,95298785 (MWh) hay là:  E%   E  E G 6, 95298785 .100  .100  15, 42% E 45,10199335 Sơ đồ khối mô tả quá trình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho một ngày được giới thiệu trên Hình 4.15. Để giảm khối lượng tính toán khi tính kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho một năm, có thể xếp các ngày trong năm theo mùa gió mạnh, gió trung bình, gió yếu… 116 Thông số hỏng hóc của NMĐG và các phần tử lưới điện TSC, ω, q Biểu đồ phụ tải ngày ở khu vực khảo sát Pi(ti)/ i  1, 24   Biểu đồ phát công suất theo ngày của NMĐG Đẳng trị hóa sơ đồ tính toán ĐTC, xác định pđt, Sđt [theo mục 4.3.2] Tính toán xác suất trạng thái của hệ thống đẳng trị [theo mục 4.3.3] Xây dựng dãy xác suất về khả năng cung ứng (Si, pi)/ i  1, 24   Kỳ vọng thiếu hụt điện năng ΔE = 0 j=1 Điện năng thiếu hụt ΔEj ở giờ j [theo (4.13)] ΔE = ΔE + ΔEj j=j+1 j ≤ 24 1 0 Xuất ΔE STOP Hình 4.15 Sơ đồ khối mô tả quá trình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho ngày khảo sát 117 Nhận xét: Như vậy, việc đấu nối NMĐG vào lưới điện phân phối xét về mặt gây thiếu hụt điện năng cho hộ tiêu thụ sẽ làm tăng cường độ tin cậy cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ địa phương, giảm kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với hộ tiêu thụ. Qua đó có thể tính toán mức công suất dự phòng tối ưu khi xem xét các giải pháp tăng cường độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện. 4.5 Chiến lược chia cắt (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Trong nhiều sự cố HTĐ lớn trên thế giới như sự cố ngày 14/8/2003 làm 8 Bang nước Mỹ và tỉnh Ontario Canada mất điện, 50 triệu người rơi vào tình trạng không có điện hoặc sự cố tại Ấn Độ năm 2012 làm mất điện hơn nửa nước với khoảng 670 triệu người sinh sống, người ta quan sát thấy trên lãnh thổ của lưới điện bị sự cố vẫn có những vùng nhỏ (những “ốc đảo” – Island) còn duy trì được cung cấp điện nhờ đã được tách ra khỏi lưới điện (Islanding) và các nguồn điện phân tán kết nối với phần lưới điện của khu vực đó vẫn hoạt động. Trường hợp công suất của các nguồn phân tán này có thể được sử dụng một cách chủ động như thủy điện nhỏ hoặc diezel, vấn đề tách đảo có thể giải quyết một cách khá đơn giản trên nguyên tắc cân bằng công suất của khu vực sau khi được tách và lắp đặt các thiết bị điều khiển ở những vị trí tương ứng để tự động tách phần lưới điện đã được tính toán trước. Đối với các loại nguồn phân tán có công suất phụ thuộc điều kiện thiên nhiên và thời gian trong ngày như điện gió hoặc điện mặt trời, bài toán tách đảo trở nên phức tạp hơn nó phụ thuộc vào đặc điểm hoạt động của nguồn phân tán, biểu đồ phát công suất của nguồn điện, nhu cầu phụ tải của khu vực được tách và thời điểm tách đảo. Riêng đối với NMĐG cần đặc biệt quan tâm đến điều kiện không được tách đảo và duy trì tình trạng làm việc lâu dài của riêng NMĐG với phụ tải mà không có sự hỗ trợ của các nguồn điện khác [32, 33, 37, 45, 46, 49, 50, 64, 77, 79, 82, 86, 89, 99, 100, 102, 108, 112]. 4.5.1 Nội dung của chiến lược tách đảo trong trường hợp có nguồn điện phân tán kết nối với lưới điện 4.5.1.1 Cân bằng công suất trong khu vực tách đảo Như trên đã nói, phương án tách đảo được xây dựng trên nguyên lý cân bằng công suất của phần lưới điện được tách bao gồm biểu đồ phát công suất của nguồn điện phân tán, biểu đồ phụ tải của các hộ tiêu thụ cần duy trì cung cấp điện, sự có mặt của các nguồn điện phân tán khác và nguồn điện dự phòng tại chỗ (chẳng hạn diezel) và thời điểm xảy ra tách đảo. 118 Trong nhiều trường hợp có thể kết hợp việc tách đảo với sa thải một số phụ tải không quan trọng của địa phương để giảm bớt nhu cầu dự phòng và nâng cao hiệu quả của tách đảo. Phương trình cân bằng công suất tác dụng khi tách đảo: PD (t )  Pdp (t )  Ppt (t )  PTCT (t )  P(t) (4.15) Trong đó: PD(t) – Công suất phát của các nguồn phân tán trong phần lưới điện được cô lập Pdp(t) – Công suất của nguồn dự phòng tại chỗ Ppt(t) – Công suất tiêu thụ của phụ tải PTCT(t) – Công suất phụ tải được tự động sa thải khi tách đảo ΔP(t) – Tổn thất công suất trên lưới điện Tương tự ta có phương trình cân bằng công suất phản kháng khi tách đảo: QD (t )  Qpt (t )  QB (t )  Q(t ) (4.16) Trong đó: QD(t) – Công suất phản kháng do các nguồn phân tán phát ra trong phần lưới điện được cô lập ở thời điểm tách đảo Qpt(t) – Công suất phản kháng tiêu thụ của phụ tải QB(t) – Công suất phát của các thiết bị bù có tính đến lượng công suất phản kháng của các phụ tải đã bị sa thải (nếu có) ΔQ(t) – Tổn thất công suất phản kháng trên lưới điện Phương trình cân bằng (4.15) và (4.16) thường được thực hiện cho những chế độ đặc trưng như chế độ nguồn phân tán phát công suất cực đại và cực tiểu, phụ tải tiêu thụ cao nhất và thấp nhất tại khu vực tách đảo, khả năng kết hợp tách đảo và sa thải phụ tải để mở rộng phạm vi cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ quan trọng. 4.5.1.2 Điều khiển hệ thống thiết bị tự động thực hiện tách đảo Trên cơ sở cân bằng công suất theo (4.15) và (4.16) ở các chế độ đặc trưng được lựa chọn, có thể dự kiến các điểm được cắt để tách đảo. Tín hiệu điều khiển cắt máy cắt để tách đảo được thiết lập dựa trên các điều kiện: (1) - Sự cố mất điện trong hệ thống kết nối với phần lưới điện được khảo sát, (2) - Các nguồn điện phân tán đang hoạt động bình thường, (3) - Không được tách đảo và duy trì tình trạng làm việc lâu dài của riêng NMĐG trong điều kiện không có sự hỗ trợ của các nguồn điện khác [6], 119 (4) - Thời điểm xảy ra sự cố trong hệ thống lớn. Sơ đồ logic điều khiển cắt máy cắt để tách đảo theo các điều kiện này được giới thiệu trên Hình 4.16. - Rơle tần số thấp - Rơle điện áp thấp , - Rơle khống chế thời gian giảm tần số và điện áp ngắn hạn cho phép , - Rơle phản ảnh trạng thái hoạt động của các nguồn điện phân tán và NMĐG - Rơle phản ánh trạng thái hoạt động của các nguồn điện phân tán khác - Khâu xác định thời gian trong ngày Hình 4.16 Sơ đồ logic điều khiển máy cắt để tách đảo Trong sơ đồ Hình 4.16 Khâu 1 làm nhiệm vụ kiểm tra sự cố mất điện trong hệ thống điện lớn kết nối phần lưới điện dự kiến được cô lập, Khâu 2 phản ảnh trạng thái hoạt động bình thường của nguồn điện phân tán, Khâu 3 kiểm tra điều kiện không được tách đảo và duy trì tình trạng làm việc lâu dài riêng NMĐG trong điều kiện không có sự hỗ trợ của các nguồn điện phân tán khác và Khâu 4 để xác định thời điểm tách đảo. 4.5.1.3 Tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải Để mở rộng phạm vi cấp điện cho các hộ tiêu thụ quan trọng sau khi tách đảo có thể sử dụng giải pháp sa thải một số phụ tải không quan trọng trong phần lưới điện được cô lập. Tín 120 hiệu sa thải có thể lấy từ điện áp, tần số trên thanh góp của trạm phụ tải hoặc từ tủ phân phối đầu vào của hộ tiêu thụ (trong trường hợp “sa thải sâu” ở ngay hộ tiêu thụ). Để đơn giản và nâng cao hiệu quả của tác động sa thải phụ tải đối với lưới phân phối thường chỉ tổ chức 2 cấp sa thải, chẳng hạn:  Khi sa thải theo tần số f1kđ  49 Hz ; P1 f  5% Pmax (4.17) f 2 kđ  48,5Hz; P2 f  10% Pmax (4.18) Trong đó: f1kđ , f2kđ – Tần số khởi động thiết bị sa thải theo tần số ∂P1f , ∂P2f – Lượng công suất bị sa thải theo tần số tính theo % của phụ tải cực đại Pmax trong khu vực tách lưới.  Khi sa thải theo điện áp thấp U1kđ  0,85 Udđ ; P1U  10%Pmax (4.19) U2kđ  0,8 Udđ ; P2U  15%Pmax (4.20) Trong đó: U1kđ , U2kđ – Điện áp khởi động thiết bị sa thải, tính theo điện áp danh định Udđ. Các phụ tải trong diện sa thải cần được xem xét, sắp xếp và trang bị các thiết bị tương ứng phục vụ cho việc sa thải. ∂P1U , ∂P2U – Lượng công suất bị sa thải theo điện áp tính theo % của phụ tải cực đại Pmax trong khu vực tách lưới. 4.5.2 Tính toán các thông số vận hành lưới điện được tách đảo 4.5.2.1 Chế độ làm việc bình thường trước khi tách đảo Xét ngày đặc trưng 1/12/2012 (ngày có phụ tải tiêu thụ lớn nhất trong năm), tại thời điểm 12h (nguồn phân tán phát công suất lớn nhất) và 23h (phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất). Số liệu phụ tải tiêu thụ ở các điểm nút và nguồn phân tán trong lưới điện địa phương tỉnh Bình Thuận (sơ đồ Hình 2.32) được trình bày theo Bảng 4.7. 121 Bảng 4.7 Phụ tải tiêu thụ của lưới điện và nguồn phân tán tại thời điểm 12h, 23h trong ngày đặc trưng đã chọn (1/12/2012) Phụ tải tiêu thụ (MW) Nguồn phân Thời Đức Mũi Hàm Thuận Hàm Phan Lương Phan Vĩnh Ninh Linh Né Tân Nam Kiệm Thiết Sơn Rí Hảo Phước tán (MW) 12h 17 20,9 5,4 5,7 6,2 6 6 16 6,2 9,6 51,3 23h 14,2 31,5 61,6 73 51,3 84,4 16,5 25,7 51,3 15,4 34,6 điểm Sử dụng phần mềm PSS/E mô phỏng trào lưu công suất tại hai thời điểm nói trên. Tổn thất công suất trên lưới và điện áp trên thanh cái 22kV của các trạm biến áp (TBA) cho trường hợp chế độ làm việc bình thường trước khi tách đảo được giới thiệu trong Bảng 4.8. Bảng 4.8 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải trước khi tách đảo U(pu) Thời gian ΔP (MW) 12h 23h Đức Linh Mũi Né Hàm Tân Thuận Nam Hàm Kiệm Phan Thiết Lương Sơn Phan Rí Vĩnh Hảo Ninh Phước 7,5 0,995 0,992 0,994 0,998 0,998 0,999 0,997 0,997 0,999 0,997 28,4 0,995 0,985 0,834 0,916 0,955 0,994 0,962 0,948 0,929 0,915 Trào lưu công suất trên lưới điện 110kV Bình Thuận trước khi tách đảo tại thời điểm 12h ngày 1/12/2012 được giới thiệu trên sơ đồ Hình 4.17. Hình 4.17 Trào lưu công suất của lưới điện trước khi tách đảo (tại thời điểm 12h) 122 123 Quan sát trên sơ đồ Hình 4.17 ta thấy tại nhánh Nút giao nhau – Phan Rí và TC220C – TC110C trao đổi dòng công suất nhỏ nhất, lượng công suất và hướng trao đổi được giới thiệu trên Hình 4.18. a) Trào lưu công suất tại thời điểm 12h b) Trào lưu công suất tại thời điểm 23h Hình 4.18 Trào lưu công suất trên nhánh Nút giao nhau – Phan Rí và TC220C – TC110C trước khi tách đảo 124 4.5.2.2 Chế độ làm việc khi tách đảo Từ kết quả mô phỏng trên Hình 4.17, sử dụng phương pháp lát cắt hẹp nhất, trên cơ sở cân bằng công suất theo (4.15) và (4.16) dự kiến phương án tách đảo cho trường hợp nguồn phân tán phát công suất lớn nhất (12h) cho ngày đặc trưng đã chọn. Sơ đồ dự kiến tách đảo, thông số các phần tử lưới điện và nguồn điện phân tán ở địa phương cho trường hợp này được giới thiệu trên Hình 4.19. Hình 4.19 Sơ đồ mạch dự kiến cấp điện cho phụ tải đã được chia cắt (tách đảo) (12h) Tương tự dự kiến phương án tách đảo ở thời điểm phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất (23h). Sơ đồ dự kiến tách đảo, thông số các phần tử lưới điện và nguồn điện phân tán ở địa phương cho trường hợp này được giới thiệu trên Hình 4.20. 125 Hình 4.20 Sơ đồ mạch dự kiến cấp điện cho phụ tải đã được chia cắt (tách đảo) (23h)  Trường hợp tách đảo tại thời điểm 12 giờ Biểu đồ phụ tải khu vực đã được tách đảo, công suất phát của điện gió và thủy điện trong ngày đặc trưng (ngày có phụ tải cực đại trong năm), giới thiệu trên Hình 4.21. 126 200 164.34170.47170.48 146.03 153.73153.64154.46154.65155.76 150 104.17 90.05 Công suất (MW) 100 78.28 40.51 46.39 50 34.1 35.2 35.4 33.9 33.8 34.3 35.2 35.3 0 50.79 56.43 49.17 43.27 44.45 47.3 47.69 45.6 46.3 51.74 56.45 50 51.3 48.8 47.3 42.9 41.5 8.03 4.35 -5.31 -11.09 -5.19 -10.13 0.83 0 -50 63.5 42 37.5 42.3 44.5 38.5 36.8 34.6 34.4 -4.79 -10.24 -14.45 -26 -55.75 -35.98 -59.67 -100 -107.53 -127.54 -135.87-136.08 -118.44-119.06-120.75-121.96 -150 -119.63 -200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Phụ tải tiêu thụ (Phan Thiết+Lương Sơn+Phan Rí+CN Vĩnh Hảo+Ninh Phước) NMĐG + Thủy điện Bắc Bình Thủy điện Bắc Bình NMĐG Tuy Phong Thời gian giờ/ngày 01/12/2012 (Ngày phụ tải tiêu thụ lớn nhất trong năm) Trao đổi công suất Hình 4.21 Biểu đồ trao đổi công suất giữa nguồn phân tán với phụ tải sau khi tách đảo Sử dụng số liệu ở Bảng 4.7, mô phỏng trào lưu công suất của lưới điện đã được tách đảo tại thời điểm nguồn phân tán phát công suất lớn nhất (12h). Tổn thất công suất trên lưới và điện áp trên thanh cái 22kV của các TBA cho trường hợp chế độ làm việc khi tách đảo được giới thiệu trong Bảng 4.9. Bảng 4.9 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải sau khi tách đảo U(pu) ΔP Thời gian 12h  (MW) Phan Thiết Lương Sơn Phan Rí Vĩnh Hảo Ninh Phước 0,6 0,9936 0,9931 0,9951 0,9963 0,9934 Trường hợp tách đảo tại thời điểm 23 giờ Biểu đồ phụ tải khu vực đã được tách đảo, công suất phát của điện gió và thủy điện trong ngày đặc trưng (ngày có phụ tải cực đại trong năm), giới thiệu trên Hình 4.22. 127 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 60 50 50 51.3 48.8 45.6 46.3 47.3 Công suất (MW) 42.9 40 44.5 42.3 41.5 42 38.5 37.5 35.4 35.2 35.3 34.1 35.2 33.9 33.8 34.3 33 33 33 33 33 33 33 33 33 35.26 33 33 33 32.43 33 33 33 31.21 30.78 33 33 33 33 33 33 36.8 33 34.6 34.4 33 33 28.71 30 20 10 26.66 26.47 26.28 25.7 24.73 23.9 23.06 23.6 22.51 22.26 20.8621.0720.37 20.6 19.8318.79 19.49 20.5 20.04 17.9 17 16.89 16.3716.5216.24 16.04 15.44 14.93 13.4414.13 11.8611.67 18.3 10.52 10.33 10.07 9.28 17 8.9 9.67 15.8 14.3 12.6 13.3 11.5 9.9 9.3 8.5 9 23.7723.34 23.7323.8324.52 4.5 0 1.1 2.2 2.4 5.5 2.2 2.3 0.9 0.8 1.3 3.8 1.6 1.4 Phụ tải tiêu thụ Phan Rí Thủy điện Bắc Bình NMĐG Tuy Phong NMĐG+Thủy điện Bắc Bình Thời gian (h) 1/12/2012 Trao đổi công suất Hình 4.22 Biểu đồ trao đổi công suất giữa nguồn phân tán với phụ tải Phan Rí sau khi chia cắt lưới điện (tách đảo) Sử dụng số liệu ở Bảng 4.7, mô phỏng trào lưu công suất của lưới điện đã được tách đảo tại thời điểm phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất (23h). Tổn thất công suất trên lưới và điện áp trên thanh cái 22kV của TBA Phan Rí cho trường hợp chế độ làm việc khi tách đảo được giới thiệu trong Bảng 4.10 Bảng 4.10 Tổn thất công suất và điện áp 22kV trên TBA Phan Rí ΔP U(pu) (MW) Phan Rí 0,4 0,9847 Thời gian 23h 4.5.2.3 Chế độ làm việc khi tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải Quan sát trên Hình 4.20 (thời điểm 23h) cho thấy vùng cấp điện bé nhất nếu sự cố mất nguồn hệ thống lớn tại thời điểm đó. Ứng với thời điểm này trên sơ đồ Hình 4.22, lượng công suất phát dư có thể mở rộng thêm vùng cung cấp điện nếu như ta kết hợp sa thải phụ tải. Giả sử chỉ cung cấp cho những phụ tải loại 1 (30% công suất định mức của TBA), sa thải loại 2; 3, sơ đồ cấp điện được mở rộng theo Hình 4.23. 128 Hình 4.23 Sơ đồ lưới điện tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải Kết quả mô phỏng (tổn thất công suất trên lưới, điện áp trên thanh cái 22kV của các TBA) đối với sơ đồ Hình 4.23 được giới thiệu trong Bảng 4.11 và Hình 4.24. Bảng 4.11 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải (có kết hợp sa thải phụ tải) U(pu) ΔP Thời gian 23h (MW) Phan Rí Vĩnh Hảo Ninh Phước 0,8 0,9771 0,9677 0,9655 129 Hình 4.24 Trào lưu công suất của lưới đã được tách đảo kết hợp sa thải phụ tải loại 2; 3 Nhận xét: Khi có sự cố mất điện trong hệ thống điện lớn, việc chia cắt lưới điện (tách đảo) theo hai thời điểm (thời điểm phụ tải tiêu thụ lớn nhất và thời điểm nguồn phân tán phát công suất lớn nhất) trong ngày đặc trưng được xem xét dựa trên phương trình cân bằng công suất có thể cho thấy vùng cấp điện nhỏ nhất và lớn nhất cho nhóm phụ tải trong thời gian hệ thống điện lớn bị sự cố. Các kết quả mô phỏng cho thấy lưới điện đã được chia cắt hoạt động bình thường, đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải trong thời gian hệ thống điện lớn bị sự cố với các thông số vận hành trong giới hạn cho phép chờ hệ thống điện lớn khôi phục lại. Khi tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải, phạm vi cấp điện cho các hộ tiêu thụ có thể được mở rộng nhiều hơn, điều này làm tăng cường độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phục vụ cho việc phát triển kinh tế xã hội. 4.6 Tóm tắt chương 4 1. Khảo sát, thống kê và phân tích các thông số hỏng hóc của các tổ máy điện gió ở NMĐG Tuy Phong. Xây dựng bảng xác suất trạng thái của nguồn điện gió Tuy Phong. 130 2. Đề xuất phương pháp xây dựng dãy phân bố xác suất khả năng năng cung ứng của sơ đồ cung cấp điện đối với hộ tiêu thụ trên cơ sở điểm kê hạn chế số trạng thái của hệ thống đã được đẳng trị nhằm giảm khối lượng tính toán khi nghiên cứu độ tin cậy. 3. Kết hợp với đồ thị phụ tải của các hộ tiêu thụ khu vực kết nối với NMĐG, xây dựng mô hình tính kỳ vọng thiếu hụt điện năng theo dãy phân bố xác suất khả năng cung ứng của sơ đồ cung cấp điện đối với hộ tiêu thụ trong ngày đặc trưng được xem xét khi có NMĐG. 4. Tính toán phương án tách đảo trong trường hợp có nguồn điện phân tán kết nối với lưới điện nhằm tận dụng hết khả năng phát của nguồn phân tán khi sự cố hệ thống điện lớn. 131 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận 1. Việc phát triển các nguồn năng lượng tái tạo nói chung và năng lượng gió để dần thay thế cho các nguồn năng lượng truyền thống là xu thế tất yếu trên thế giới cũng như ở Việt Nam. Nhiều nghiên cứu trong nước và quốc tế, cho thấy tiềm năng phát triển điện gió ở Việt Nam được đánh giá khá tốt. Nếu có chiến lược phát triển hợp lý thì trong vòng 15 – 20 năm đến, điện gió có thể chiếm tỷ trọng đáng kể trong cân bằng điện năng toàn quốc. Sau nhiều năm bàn luận, nghiên cứu, gần đây hai dự án điện gió quy mô công nghiệp đầu tiên đã được đưa vào vận hành và đấu nối với lưới điện Việt Nam. Việc nghiên cứu các thông số, chế độ làm việc cũng như ảnh hưởng của hai NMĐG này đến lưới điện địa phương cho phép rút ra được những kết luận bổ ích phục vụ cho việc phát triển điện gió trong tương lai ở Việt Nam. 2. Để có thể đưa một lượng công suất điện gió lớn vào vận hành trong HTĐ cần xây dựng Quy chuẩn đấu nối điện gió vào HTĐ trong đó quy định những tiêu chuẩn cụ thể về cấp điện áp đấu nối, độ lệch điện áp và tần số cho phép trong điều kiện vận hành, các chỉ tiêu về chất lượng điện năng cũng như ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện ở khu vực được kết nối. Trong luận án này, sau phần tổng quan về phát triển điện gió trên thế giới và giới thiệu tiềm năng điện gió ở Việt Nam, đã nghiên cứu những vấn đề liên quan đến việc đấu nối điện gió vào HTĐ, các phương pháp điều chỉnh chế độ làm việc của turbine gió trong lưới điện và ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện địa phương được mô phỏng và minh họa cho trường hợp NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận. Những nghiên cứu và đề xuất này có thể được tham khảo để xây dựng quy chuẩn đấu nối các NMĐG vào HTĐ Việt Nam 3. Đóng góp khoa học của luận án có thể tóm tắt như sau: a. Nghiên cứu, xây dựng biểu đồ phát công suất của NMĐG và biểu đồ trao đổi công suất giữa NMĐG với lưới điện thông qua các phần tử liên lạc, từ đó xác định các chế độ đặc trưng cần khảo sát. b. Nghiên cứu khoanh vùng và đánh giá tác động của NMĐG đến các thông số vận hành của lưới điện lân cận điểm đấu nối như trào lưu công suất, tổn thất công suất và điện năng, điện áp tại các nút phụ tải trong các chế độ xác lập đặc trưng được chọn bằng phần mềm PSS/E. c. Xây dựng mô hình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho hộ tiêu thụ khi có sự tham gia của nguồn điện gió dựa trên phương pháp điểm kê hạn chế các trạng thái tính toán của hệ thống, đánh giá biến thiên công suất phát (theo từng giờ), xác suất trạng thái của nguồn điện gió, biểu đồ phụ tải của hộ tiêu thụ trong khu vực khảo sát, khả năng tải, thông số hỏng 132 hóc của các phần tử lưới điện và số liệu về hỏng hóc thực tế thống kê được của turbine gió khi vận hành ở điều kiện Việt Nam. d. Xây dựng chiến lược chia cắt (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho trường hợp công suất của nguồn phát không thể được huy động một cách chủ động với mục đích sử dụng tối đa nguồn điện phân tán ở các địa phương khi hệ thống điện lớn bị sự cố. Đề xuất phương pháp kết hợp việc chia cắt lưới điện và sa thải phụ tải để mở rộng khu vực duy trì cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ quan trọng trong thời gian hệ thống điện lớn bị sự cố. Kiến nghị Điện gió là một lĩnh vực còn rất mới mẻ ở Việt Nam và cũng đang được đầu tư nghiên cứu rất nhiều trên thế giới. Do vậy, để có thể phát triển nhanh và bền vững lĩnh vực nguồn điện nhiều tiềm năng này tại Việt Nam, rất nhiều vấn đề cần được nghiên cứu liên quan đến cơ chế chính sách đầu tư và trợ giá, quy chuẩn kỹ thuật về đấu nối và vận hành điện gió, phối hợp với các nguồn điện truyền thống và phân tán sử dụng năng lượng tái tạo khác để xây dựng một hệ thống nguồn thông minh, bền vững. 1. Chính phủ Việt Nam đã thực hiện bước đi ban đầu quan trọng trong việc trợ giá cho điện gió. Mặc dù mức trợ giá chưa đủ sức thu hút nhưng vẫn được các nhà đầu tư đánh giá cao, chứng tỏ sự quan tâm của Nhà nước đến việc phát triển năng lượng gió nói riêng và năng lượng tái tạo nói chung tại Việt Nam. Để phát triển mạnh mẽ hơn lĩnh vực này, cần nghiên cứu nâng mức trợ giá trong tương lai, nguồn vốn cho trợ giá cần được huy động từ các hoạt động bảo vệ môi trường, chống thảm họa, thiên tai… 2. Điện gió là một lựa chọn tốt trong các phương án cấp điện cho hải đảo Việt Nam, cần xây dựng một quy hoạch tổng thể về điện khí hóa các hải đảo, trong đó điện gió kết hợp với các loại nguồn phân tán khác như mặt trời, sóng biển, diezel…sẽ được tích hợp để cung cấp điện năng cho cư dân các hải đảo xa xôi, vấn đề đang được Nhà nước và dư luận xã hội rất quan tâm trong sự nghiệp bảo vệ chủ quyền biển đảo của tổ quốc. 3. 133 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ ĐƯỢC CÔNG BỐ CỦA LUẬN ÁN 1. Nguyễn Duy Khiêm, Trần Đình Long (2014), “Ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy lưới điện phân phối địa phương”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ các trường Đại học Kỹ thuật, số 103, tr 12 – 16, Hà Nội. 2. Nguyễn Duy Khiêm (2014), “Biểu đồ trao đổi công suất và ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến lưới điện phân phối địa phương”, Hội nghị Khoa học và Công nghệ Điện lực toàn quốc 2014, tr 157 – 170, Đà Nẵng. 3. Nguyễn Duy Khiêm, Trần Đình Long (2015), “Xây dựng đặc tính trao đổi công suất giữa nhà máy điện gió với lưới điện”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ, Viện hàn lâm Khoa học Việt Nam, tập 53, số 1, tr 1 – 8, Hà Nội. 4. Nguyễn Duy Khiêm, Trần Đình Long (2015), “Tách đảo lưới điện phân phối có nguồn điện phân tán – giải pháp nâng cao độ tin cậy”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ Đại học Đà Nẵng, tập 88, số 3, tr 46 – 49, Đà Nẵng. Các công trình công bố liên quan đến luận án 1. Nguyễn Duy Khiêm, Bùi Đình Tiếu, Trần Văn Thịnh, (2009), “Mô phỏng ảnh hưởng của nhà máy phát điện chạy bằng sức gió ở Bình Định đến lưới điện quốc gia sử dụng phần mềm Matlab – Simulink”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ các trường Đại học Kỹ thuật, số 71, tr 41 – 45, Hà Nội. 2. Nguyễn Duy Khiêm, (2014). “Nghiên cứu ảnh hưởng của nhà máy phát điện chạy bằng sức gió ở Tuy Phong – Bình Thuận đến chất lượng điện năng trong Hệ thống điện”, Chủ nhiệm Đề tài nghiên cứu khoa học cấp trường Đại học Quy Nhơn, mã số: T2014.435.13, Bình Định. 3. Lê Thái Hiệp, Nguyễn Duy Khiêm, Lê Văn Doanh, Nguyễn Thế Công (2015), “Tính toán lượng công suất phát cực đại của trạm điện gió trong hệ thống điện hỗn hợp gió – diesel trên đảo Phú Quý”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ các trường Đại học Kỹ thuật, số 104, tr 6 – 10, Hà Nội. 4. Le Thai Hiep, Nguyen Duy Khiem, Le Van Doanh, Nguyen The Cong (2015), “The Suitable Determination the Number and Capacity of Wind Turbines Connected to the 134 Diesel Power Station in Phu Quy Island”, Journal of Science & Technology technical universities, no 107, pp 36 – 41. Hanoi. 135 TÀI LIỆU THAM KHẢO TIẾNG VIỆT [1]. Bộ Công Thương, (2010), “Thông tư Quy định hệ thống điện phân phối”, Số 32/2010/TT – BCT, Hà Nội. [2]. Bộ Công Thương, (2010), “Thông tư Quy định hệ thống điện truyền tải”, Số 12/2010/TT – BCT, Hà Nội. [3]. Bộ Công Thương, (2012), “Quy hoạch và phát triển Điện lực tỉnh Bình Thuận giai đoạn 2011 – 2015 có xét đến 2020”, Quyết định số 4715/QĐ–BCT, Hà Nội. [4]. Bộ Công Thương, (2012), Hội thảo chuyên đề, “Vấn đề hòa lưới và vận hành trong hệ thống của nhà máy điện gió”, Hà Nội. [5]. Bộ Công Thương, Hiệp hội đồng quốc tế khu vực Đông Nam Á, (2012), “Hội thảo kỹ thuật về phát triển điện gió ngoài khơi và cơ hội cho Việt Nam”, Hà Nội. [6]. Cục Điều tiết Điện lực, (2014), Hội thảo chuyên đề “Xây dựng quy định đấu nối điện gió và nghiên cứu tích hợp năng lượng tái tạo tại Việt Nam”, Hà Nội. [7]. Cục khí tượng thủy văn, (2007), “Số liệu đo gió”, Hà Nội. [8]. Đặng Danh Hoằng, Nguyễn Phùng Quang, (2011) “Thiết kế bộ điều khiển dựa trên thụ động (Passivity – Based) để điều khiển máy phát không đồng bộ nguồn kép”, Tạp chí Khoa học & Công nghệ các trường Đại học Kỹ thuật, số 76, Hà Nội. [9]. GS.TS.Lã Văn Út, (2009), “Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện”, Nhà xuất bản Khoa học & Kỹ thuật, Hà Nội. [10]. GS.VS.TSKH.Trần Đình Long, (2001), “Lý thuyết hệ thống”, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội. [11]. Nguyễn Duy Khiêm, (2008), “Nghiên cứu điều khiển hệ thống điện gió”, Luận văn Thạc sĩ kỹ thuật, trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Hà Nội. [12]. Nguyễn Duy Khiêm, Bùi Đình Tiếu, Trần Văn Thịnh, (2009), “Mô phỏng ảnh hưởng của nhà máy phát điện chạy bằng sức gió ở Bình Định đến lưới điện quốc gia sử dụng phần mềm Matlab – Simulink”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ các trường Đại học kỹ thuật, số 71, Hà Nội. [13]. Nguyễn Thị Mai Hương, (2012), “Sách lược điều khiển nhằm nâng cao tính bền vững trụ lưới của hệ thống phát điện chạy bằng sức gió sử dụng máy phát không đồng bộ nguồn kép” Luận án Tiến sĩ, Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp – Đại học Thái Nguyên, Thái Nguyên. 136 [14]. Nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận, (2013), “Các bảng số liệu kỹ thuật, những hỏng hóc và thông số vận hành từ 2009 – 2013”, Bình Thuận. [15]. PGS.TS.Trần Bách, (2008), “Lưới điện & Hệ thống điện – tập 1”, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội. [16]. PGS.TS.Trần Bách, (2008), “Lưới điện & Hệ thống điện – tập 2”, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội. [17]. Quyết định số 37/2011/QĐ–TTg, (29/06/2011), “Về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam”, Hà Nội. [18]. Tập đoàn Điện lực Việt Nam, (2013), “Sổ tay kỹ thuật về đấu nối điện gió vào lưới điện Việt Nam”, Hà Nội. [19]. Trần Đình Long, Nguyễn Sỹ Chương, Lê Văn Doanh, Bạch Quốc Khánh, Hoàng Hữu Thận, Phùng Anh Tuấn, Đinh Thành Việt, (2014), “Sách tra cứu về chất lượng điện năng”, Nhà xuất bản Bách khoa Hà Nội, Hà Nội. [20]. Viện Năng Lượng, (2010), “Quy hoạch và phát triển Điện lực giai đoạn 2011 – 2020 có xét đến 2030” (Quy hoạch 7), Hà Nội. TIẾNG NƯỚC NGOÀI [21]. Abram Perdana, (2008), “Dynamic models of wind turbines”, Thesis for the degree of doctor of philosophy, Sweden. [22]. Ackermann T. (2005), “Wind Power in Power Systems”, John Wiley & Sons Inc, pp.745, New York. [23]. Ahola A, Haarla L, Matilainen J, Lemström B, (2009), “Wind power and the (N-1) security of the Finnish transmission grid–a simulation study”. In: European wind energy conference and exhibition, EWEC, Elsevier, Europe, pp 1 – 10. [24]. Ake Larsson, (2000), “The power quality of wind turbines”, Thesis for the degree of doctor of philosophy. [25]. Akhmatov V, Knudsen H, (2002),“An aggregated model of a grid-connected, large-scale, offshore wind farm for power stability investigations”, IEEE Electric Power Energy Systems, Vol. 24, pp. 709 – 717. [26]. Ala Tamimi, (2011), “Voltage stability limits for weak power system with high wind penetration”, Thesis Doctor of philosophy. [27]. Alboyaci B, Dursun B, (2008), “Grid connection requirements for wind turbine system in selected countries – Comparison to Turkey”, Electrical power quality & Utilization Magazine, Vol. 3, Issue 2. 137 [28]. Amitkumar Dadhania, (2011), “Modeling of doubly fed induction generators for distribution system power analysis”, Thesis Master of Applied Science in the program of Electrical and Computer Engineering. [29]. Andrea P.Leite, Carmen L.t.Borges, Djalma M.Falcao, (2006), “Probabilistic Wind Farms Generation Model for Reliability Studies Applied to Brazilian Sites” [J], IEEE Transactions on Power Systems, 21(4), pp. 1493 – 1501. [30]. Andreas Petersson, (2005), “Analysis, modeling and control of doubly fed induction generators for wind turbines”, Thesis for the degree of doctor of philosophy, Sweden. [31]. Ashish Kumar Agrawal, Bhaskar Munshi, Srikant Kayal, (2008), “Study of wind turbine driven DFIG using AC/DC/AC converter”, Thesis doctor in electrical engineering. [32]. B. Bala Sai Babu, N. Rama Devi, (2012), “Islanding detection in distributed generations using negative sequence components”, [IJESAT] International journal of engineering science & advanced technology, Vol. 2, Issue. 5, pp. 1440 – 1446. [33]. Behrooz Bahrani, (2008), “Islanding Detection and Control of Islanded Single and Two–Parallel Distributed Generation Units”, Master of Applied Science, Department of Electrical and Computer Engineering, University of Toronto. [34]. Bijaya Pokharel, (2011) “Modeling, control and analysis of a doubly fed induction generator based wind turbine system with voltage regulation”. Thesis master of science. [35]. C.C POKOTЯHA и И. M. ШAПИPO, (1971), “CПPABOЧHИK ПO ПPOEKTИPOBAHИЮ ЭЛEKTPИЧECKИX CИCTEM”, “ЭHEPГИЯ” MOCKBA. [36]. Chad Abbey, (2004), “A doubly fed induction generator and energy storage system for wind power application”, Thesis Master in Engineering, Canada. [37]. Chandra Shekhar Chandrakar, Bharti Dewani, Deepali Chandrakar, (2012) “An Assessment Of Distributed Generation Islanding Detection Methods”, (IJAET), International Journal of Advances in Engineering & Technology, Vol. 5, Issue. 1, pp. 218 – 226. [38]. David Jamer Bray Shaw, Alberto Troccoli, Rachael Fordham, John Methven, (2011), “The impact of large scale atmospheric circulation patterns on wind power generation and its potential predictability”, A case study over the UK, Renewable Energy No. 36, pp. 2087 – 2096. 138 [39]. Denmark, (2004), “Grid connection of wind turbines to networks with voltages above 100 kV, Regulation TF3.2.5”, Energinet, December. [40]. Denmark, (2004), “Grid connection of wind turbines to networks with voltages below 100 kV, Regulation TF 3.2.6”, Energinet, May. [41]. Dr.Sathyajith Mathew, (2006), “Wind energy fundamentals, resource analysis, economics”, Springer – Verlag Berlin Heidelberg. [42]. Dugan R. C., Mc Granaghan M. F., Stantoso S. and Beaty H.W, (2004) “Electrical Power Systems Quality”. Second Edition, Mc Graw – Hill, New York. [43]. Durga Gautam, (2010), “Impact of increased penetration of DFIG based wind turbine rotor angle stability of power systems”, the Degree Doctor of Philosophy. [44]. E. Martinot, (2012), “Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change”, Cambridge University Press, pp. 1 – 1088. [45]. E. Rosolowski, J. Iżykowski, A. Burek, (2006), “Islanding detection methods for distributed generation”, Technicna Elektrodinamika (Tech. Elektrodinamika) part 2, pp. 50 – 53. [46]. El–Arroudi, K.; Joos, G.; Kamwa, I., McGillis, D.T., (2007), “Intelligent-Based Approach to Islanding Detection in Distributed Generation”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 22, Issue 2, pp. 828 – 835, April. [47]. EnergiNet, (2004), “Grid connection of wind turbines to networks with voltages below 100 kV”, Regulation TF 3.2.6, pp. 29. [48]. Eric Martinot, (2013), “Renewables Global Futures Report 2013,” Rep. REN 21, pp. 1 – 76. [49]. Eugeniusz Rosolowski, Arkadiusz Burek, Leszek Jedut, (2012), “A new method for islanding detection in distributed generation”, Wroclaw University of Technology, Department of Electrical Power Engineering, 50 – 370 Wroclaw, Wybrzeze Wyspianskiego 27, Poland. [50]. EVN, International Copper Association Southeast Asia, (2015), “Study on Vietnam wind power integration studies and draft national wind grid code”, The second consultation workshop, Hanoi. [51]. F. Xu, X. P. Zhang, K. Godfrey and P. Ju, (2006), “Modeling and control of wind turbine with doubly fed induction generator”, Proc, IEEE PES Power Systems Conference and Exposition, pp. 1404 – 1409. 139 [52]. F.Mei, B.Pal, (2007), “Modal analysis of grid connected doubly fed induction generators”, IEEE Trans, Energy Conversion, Vol. 22, No. 3, pp. 728 – 736. [53]. Fernando D.Bianchi, Hernan De Battista and Ricardo J. Mantz, (2006), “Wind turbine control systems”. [54]. Francois Vallee, Jacques Lobry, Olivier Deblecker, (2008), “System Reliability Assessment Method for Wind Power Integration” [J], IEEE Transactions on Power Systems, 23(3), pp. 1288 – 1297. [55]. Germany, (2006), “Grid Code - High and extra high voltage”, E.ON Netz GmbH, Bayreuth, 1st April. [56]. Global Wind Energy Outlook, (2008), “Global wind energy council GWEC; Renewable energy campaign – greenpeace International”. [57]. H. Selcuk Nogay, Tahir Cetin Akinci, Marija Eidukeviciute, (2012), “Application of artificial neural networks for short term wind speed forecasting in Mardin,Turkey”, Journal of Energy in Southern Africa, Vol 23, No 4, November. [58]. Hany M. Jabr Soloumah, (2008), “Doubly fed induction generator used in wind energy”, Thesis doctor of philosophy at University of Windsor, Canada. [59]. http://www.Thewindpower.net. [60]. Ireland, (2007), “Grid Code – Version 3.0”, ESB National Grid, 28th September. [61]. J. L. Barden, M. L. Mellish, B. T. Murphy, N. Slater – thompson, D. Peterson, and P. Lindstrom, (2013), “International Energy Outlook 2013”. [62]. J. Peng, L. Lu, and H. Yang, (2013), “Review on life cycle assessment of energy payback and greenhouse gas emission of solar photovoltaic systems”, Renew. Sustain. Energy Rev., Vol. 19, pp. 255 – 274, Mar. [63]. J. W. Taylor, P. E. McSharry, R. Buizza (2009), “Wind Power Density Forecasting Using Ensemble Predictions and Time Series Models”, IEEE Transactions on Energy Conversion, 24, pp. 775 – 782. [64]. Jang S, Kim K., (2004), “An islanding detection method for distributed generation algorithm using voltage unbalance and total harmonic distortion of current”. IEEE Trans Power Delivery, 19(2), pp. 745 – 52. [65]. Jason G.Massey, (2009), “Doubly fed induction machine control for wind energy conversion”, Thesis Master of science. [66]. Jin Yang, (2011), “Fault analysis and protection for wind power generation systems”, Thesis for the degree of doctor of philosophy. 140 [67]. Jorge Martinez Garcia, (2010), “Voltage control wind power plan with doubly fed generators”, Thesis for the degree of doctor of philosophy, Denmark. [68]. Julia Kôller, Prof. Dr. Johann Kôppel, Dr. Wolfgang Peters, (2006), “Offshore wind energy”, Springer – Verlag Berlin Heidelberg. [69]. Karar Mahmoud, Mamdouh Abdel – Akher, (2013), “Impacts of Photovoltaic and Wind Energies on the Voltage Profile and Losses in the Distribution Systems”. [70]. Keane A, Milligan M, Dent CJ, Hasche B, D’Annunzio C, Dragoon K, Holttinen H, Samaan N, Soder L, O’Malley M, (2011), “Capacity value of wind power”. IEEE Trans Power Syst 26(2), pp. 564 – 572. [71]. L.R.C.Chien, C.M.Hung and Y.C.Yin, (2008), “Dynamic reserve allocation for system contingency by DFIG wind farms”, IEEE Trans. Power Systems, Vol. 23, No. 2, pp. 729 – 736. [72]. Larson A, (2000), “The power quality of wind turbines”. Ph.D thesis, Chalmers University of Technology, Goteborg, Sweden. [73]. Lena Max, (2009), “Design and control of a DC collection grid a wind farm”, Thesis for the degree of doctor of philosophy, Sweden. [74]. Liu Wei, Zhao Yuan, Zhou Jia-qi, et al, (2008), “Reliability assessment of power generation transmission and distribution systems containing wind farms” [J], Power System Technology, 32(13), pp. 69 – 74. [75]. Li–zi Zhang and Qian Wang, (2010), “Bulk Power Systems Reliability Assessment with Wind Farms in Electricity Market Environment”, 3rd International Conference on Computer and Electrical Engineering, Singapore Vol.53.No.1.46. [76]. M. Tsili Ch. Patsiouras S. Papathanassiou, (2012), “Grid code requirements for large wind farms: a review of technical regulations and available wind turbine technologies”, National Technical University of Athens (NTUA), School of Electrical and Computer Engineering. [77]. M.G. Bartlett, M.A. Redfern, (2000), “A Review of Techniques for the Protection of Distributed Generation against Loss of Grid”, UPEC2000, September 6 – 8, Belfast, UK. [78]. M.H. Nehrir, C. Wang, V. Gerez, (2003), “Impact of wind power distributed generation on distribution systems”, 17th International Conference on Electricity Distribution, Session 4 Paper No 56 pp. 1 – 5. [79]. Maher. G. M. Abdolrasol and Saad Mekhilef, (2010), “Three phase grid connected anti-islanding controller based on distributed generation Interconnection”, IEEE 141 International conference on power and Energy (PECon2010), pp. 717 – 722, Nov 29 – Dec, Kuala Lumpur, Malaysia. [80]. Marcelo Gustavo Molina and Juan Gimenez Alvarez, (2011), “Technical and Regulatory Exigencies for Grid Connection of Wind Generation” 234 pages, InTech Europe. [81]. Mohit Singh, B.E., M.S.E, (2011), “Dynamic models for wind power plants”, Thesis Doctor of philosophy. [82]. Mohsen Sheikholeslamzadeh, (2012), “Enhancing reliability in passive anti – islanding protection schemes for distribution systems with distributed generation”, Master of Engineering Science, The University of Western Ontario London, Ontario, Canada. [83]. Muljadi, E.Butterfield, C.Chacon, J., and Romanowitz, H, (2006), “Power quality aspects in a wind power plant”, Technical Report, NREL/CP – 500 – 39183, National Renewable Energy Laboratory, Golden, USA. [84]. N.T.Linh, T.T.Chuong, (2009), “Voltage stability analysis of grids connected wind generators”, ICIEA 2009. 4th IEEE Conference, pp. 2657 – 2660. [85]. Naresh Acharya, (2010), “Security, protection, and control of power systems with large-scale wind power Penetration” Thesis for the degree of doctor of philosophy. [86]. Neil Cullen, Jim Thornycroft, Alan Collinson, (2002), “Risk analysis of islanding of photovoltaic power systems within low voltage distribution networks”, Task V Report IEA-PVPS T5 – 08, March. [87]. Ohmpo Anaya – Lara, Nick Jenkins, Janaka Ekanayake, Phill Cartwright, Mike Hughes, (2009), “Wind Energy Generation: Modeling and Control”, UK, Wiley. [88]. Pedro Gomes, Rui Castro, (2012), “Wind Speed and Wind Power Forecasting using Statistical Models:AutoRegressive Moving Average (ARMA) and Artificial Neural Networks (ANN)”, International Journal of Sustainable Energy Development (IJSED), Vol. 1, Issues 1/2, March/June. [89]. Peng Hou, (2010), “Power System Security Analysis: Applications for Wind Power Allocations and Smart Islanding”, Master Thesis in Electric Power Engineerning, Chalmers University of Technology SE – 412 96 Göteborg, Sweden. [90]. Petersson, A., Harnefors, L., and Thiringer, T., (2005), “Evaluation of current control methods for wind turbines using doubly-fed induction machines”, IEEE Transactions on Power Electronics 20(1), pp. 227 – 235. 142 [91]. Po Hu, (2009), “Reliability evaluation of Electric Power Systems including wind power and Energy storage”, Thesis the Degree Doctor of Philosophy in the Department of Electrical and Computer Engineering University of Saskatchewan Saskatoon. [92]. Power Technologies International,(PTI), “Power System Simulator for Engineering – 33.0” (PSS/E – 33.0). [93]. R.G.Almeida and J.A.P.Lopes, (2007), “Participation of doubly fed induction wind generators in system frequency regulation”, IEEE Trans. Power Systems, Vol. 22, No. 3, pp. 944 – 950, August. [94]. R.Teodorescu, F.Iov, F.Blaabjerg, (2006), "Modelling and control of grid converter - Basic grid inverter control", Aalborg University, ISBN – 87 – 89179 – 62 – 5, 67. [95]. Rachael Fordham, (2009), “The wind energy industry benefit from seasonal forecasting”, MSC thesis, Reading University. [96]. Renewables, (2007), “Global Status Report – REN21” – www.ren21.net. [97]. Roy Billinton, Rajesh Karki, Ajit Kumar Verma, (2013), “Reliability and Risk Evaluation of Wind Integrated Power Systems”, Springer India. [98]. Roy Billition & Ronald N.Allan, (1996), “Reliability Evaluation of Power System”, New York. [99]. Ruth Huang, (2013), “Designing Anti–Islanding Detection Using the Synchrophasor Vector Processor”, A Thesis, Master of Science in Electrical Engineering, The Faculty of California Polytechnic State University. [100]. S. I. Jang, and K. H. Kim, (2004), “A new islanding detection algorithm for distributed generations interconnected with utility networks” in Proc.IEEE International Conference on Developments in Power System Protection, Vol.2, pp. 571 – 574, April. [101]. S. K. Deb, (1996), “Thin film solar cell: An overview” WREC, pp. 375 – 379. 83 [102]. Shinichi Imai and Tadaaki Yasuda, (2009), “Islanding Protection with Active and Reactive Power Control”, Tokyo Electric Power Company, Inc. Japan. [103]. T.Sun, Z.Chen and F.Blaabjerg, (2005), “Transient stability of DFIG wind turbines at an external short – circuit fault,” Wind Energy, Vol. 8, pp. 345 – 360. [104]. T.Sun, Z.Chen, F.Blaabjerg, (2005), "Flicker study on variable speed wind turbines with doubly fed induction generators", IEEE Trans. on Energy Conversion, Vol. 20, No. 4, pp. 896 – 905. 143 [105]. Tao Sun, (2004), “Power quality of grid connected wind turbines with DFIG and their interaction with the grid”, Thesis for the degree of doctor of philosophy, Denmark. [106]. Tarek Hussein Mostafa EL – Fouly, (2007), “Wind Farms Production: Control and Prediction”, Thesis for the degree of doctor of philosophy. [107]. Tin Luu, (2010), “Transient stability improvement for DFIG wind turbines using ultracapacitor”, Thesis for the degree of doctor of philosophy. [108]. TRUPTIMAYEE PUJHARI, (2009), “Islanding detection in distributed generation”, Master Thesis of Technology in Electrical Engineerning, Department of Electrical Engineering National Institute of Technology, Rourkela. [109]. UK, (2007), “Grid Code, Issue 3, Revision 24”, National grid electricity transmission plc, 19th November. [110]. Walker, J., and Jenkins, N., (1997), “Wind energy technology”, John Wiley & Sons, Chichester, UK. [111]. World Bank, (2001), “Wind energy resource atlas of southeast east Asia”, True Wind Solutions, LLC. [112]. Xiaolin Ding, Peter.A.Crossley, D.John.Morrow, (2007), “Islanding Detection for Distributed Generation”, Journal of Electrical Engineering & Technology Vol.2, No.1, pp. 19 – 28. [113]. Xu, X.P.Zhang, K.Godfrey and P.Ju, (2007), “Small signal stability analysis and optimal control of a wind turbine with doubly fed induction generator”, in Proc, IET Generation, Transmission & Distribution, pp. 751 – 760. [114]. Y. Zhang, A. Allen, and B. M. Hodge, (2014), “Impact of Distribution Connected Large – Scale Wind Turbines on Transmission System Stability during Large Disturbances”, IEEE Power and Energy Society General Meeting National Harbor, Maryland July 27 – 31. [115]. Yasser Moustafa Atwa, (2010), “Optimal allocation of ESS in distribution system with a high penetration of wind energy” IEEE No. 4, pp. 1815 – 1822. [116]. Yi Zhang, (2009), “Cappacity credit for multiple wind farms and dynamic programming based optimal power flow for wind turbines with various designs”, Thesis for the degree of doctor of philosophy in electrical engineering. [117]. Yu Jiang, Zhe Song, Andrew Kusiak, (2013), “Very short – term wind speed forecasting with Bayesian structural break model”, Contents lists available at SciVerse Science Direct Renewable Energy 50, pp. 637 – 647. 144 PHỤ LỤC 1 Một số biểu đồ phát công suất điển hình của nhà máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận 1. Số liệu vận hành 07.08.2012 Bảng PL1 – 1 Giờ 0÷1 1÷2 2÷3 3÷4 4÷5 5÷6 6÷7 7÷8 8÷9 9÷10 10÷11 Thanh cái 110kV Thanh cái 22kV Nấc DT 113 21.7 10 114 21.8 10 114 21.8 10 114 21.9 10 114 21.8 10 114 21.9 10 114 21.9 10 113 21.6 10 113 21.6 10 112 21.5 10 113 21.6 10 113 21.7 10 113 21.7 10 114 21.5 10 114 21.5 10 116 21.8 9 116 21.8 9 116 21.8 9 116 21.8 9 116 21.8 9 116 21.8 9 116 21.9 9 Phía 110kV Phía 22kV A MW MVAr A MW MVAr 51 10 0.1 270 10.1 0.1 19 3.7 0.1 97 3.6 0.1 62 12.3 0.1 333 12.6 0.1 47 9.1 0.1 240 9.1 0.9 37 7.3 0.2 207 7.5 0.2 55 11.2 0.2 303 11.2 0.2 14 2.6 0.1 71 2.6 0.1 43 8.5 0.1 222 22 0.1 108 21.5 0.2 570 21.5 0.9 126 25.7 0.1 653 25 0.9 113 22.6 0.1 591 22.3 1 145 11÷12 12÷13 13÷14 14÷15 15÷16 16÷17 17÷18 18÷19 19÷20 20÷21 21÷22 22÷23 23÷24 116 21.9 9 116 21.9 9 115 21.8 9 115 21.8 9 114 21.6 9 114 21.6 9 114 21.6 9 114 21.6 9 114 21.6 9 115 21.8 9 115 21.7 9 115 21.7 9 115 21.7 9 113 21.5 9 113 21.5 9 111 21.5 10 112 21.5 10 112 21.5 10 112 21.5 10 112 21.5 10 112 21.5 10 112 21.5 10 112 21.5 10 113 21.7 10 112 21.5 10 112 21.5 10 128 25.4 0.1 679 25.2 1.9 143 28.8 0.2 770 29.1 2.3 147 29 0.2 761 28.5 2.4 131 26 0.1 697 25.7 2 141 28.4 0.1 768 28.8 2.4 146 29 0.1 802 30 2.5 148 28.8 0.1 782 28.9 2.5 87 16.8 0.1 460 17 0.1 25 4.8 0.1 138 4.8 0.1 25 4.8 0.1 132 4.8 0.1 79 15.1 0.1 408 15.2 0.1 88 17.2 0.1 457 17.2 0.1 42 8.1 0.1 220 8.1 0.1 146 2. Một số biểu đồ phát công suất của nhà máy năm 2012 Hình PL1 – 1 a) Biểu đồ điện năng 01-2012 600 505.5 501.6 500 434.5 412.9 Điện năng (MWh) 400 368.3 355.2 333.4334.3 321.8 367.7 330.2 335 300 361.3 357.2 309.5 310.5 300.4 268.6 257.4 233 228.2 228 194.8 200 139.6 116 76.8 100 91.8 141.5 125.8 118.8 99.7 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 15-01-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 10 9.1 9 8 7.1 Công suất (MW) 7 5.5 6 5 7.4 6.6 4.9 5.2 4.7 4.1 3.9 4 3.1 3 3.4 3 2.2 1.4 2 0.9 1 1 0.9 0.4 1.3 0.6 0.1 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 12-01-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 30 25 24.2 20 24.924.324.2 22.3 21.6 20.1 18.518.7 20 Công suất (MW) 26.8 26 26.6 25.1 18.2 16.1 22.1 20.1 19.7 21 18.8 15.4 15.1 12.8 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 147 Hình PL1 – 2 a) Biểu đồ điện năng 02-2012 600 500 Điện năng (MWh) 400 300 359.5 330.3 300.1 283.9 266.4 311.7 302.9 263 239.6 219.6 210.1 185.4 200 204.2 186.1 170.1 125.6 114.9 111.7 215.5 191.3 91.5 100 63.2 47.9 47.6 39.7 3.4 1.4 17.9 12.3 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 07- 02-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 1.2 1.1 Công suất (MW) 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0.2 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 09-02-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 25 19 Công suất (MW) 20 21.4 21.4 20.320.320.1 20.2 17.117.3 15.7 14.213.913.9 13.2 15 10 9.1 13.3 12.5 13 12.9 11.110.711.7 9.9 7.3 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 148 Hình PL1 – 3 a) Biểu đồ điện năng 03-2012 600 Điện năng (MWh) 500 384.2 356.1359.9 400 343.6 306.9 300 276.6278.7 264.8 225.9 186.4 200 245.3 229.9 219.3 202 202.5 158.8 141.7 141.6137.1 111.8 107.4 100 17.9 58.4 47.9 30 23 14.1 6.5 11.4 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Ngày trong tháng 24.9 24.6 0 1 2 3 4 5 6 b) Biểu đồ công suất phát 20-03-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 2.5 2.2 Công suất (MW) 2 1.8 1.5 1 0.8 0.8 0.9 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 0 c) Biểu đồ công suất phát ngày 11-03-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 30 27.427.1 23.4 Công suất (MW) 25 20 18.5 16.3 20 13.7 14 15 10 9.7 8.7 6.9 5.3 6.3 26.4 24.5 20.5 20.5 18.2 17.9 15 14.9 12.2 11 5.8 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 149 Hình PL1 – 4 a) Biểu đồ điện năng 04-2012 500 450 434.6 Điện năng (MWh) 400 350 300 245.5 233.6 250 195.6 200 150 110 105.2 102.4 87 100 52.2 43.4 50 85.5 76.5 57.6 40.9 23.3 8.8 73.3 58.7 6 83.1 80.8 84.7 10.1 9.7 16.6 5.5 11.7 5.6 10.7 10.8 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 16-04-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 1.6 1.4 1.3 1.4 1.1 Công suất (MW) 1.2 1 1 0.7 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 01-04-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 28.228.4 26.926.9 25.826.7 25.124.5 23.8 22.5 20.9 30 28.127.2 Công suất (MW) 25 20 15.514.8 15 11.4 9.6 9.2 8.7 10 8.6 6.7 7.3 3.4 5 4.4 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 150 Hình PL1 – 5 a) Biểu đồ điện năng 05-2012 250 233.5237.1 224.9 212.6 Điện năng (MWh) 200 150 78.3 112.6 109.8 83.3 71.7 104.1 94.3 80.2 67.4 57.9 50 145 131 108.2 100 149.5 141.9 135 56.4 42.5 40.3 72 51.8 41.8 26.9 17 21.4 18.4 3.2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 06-05-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 4.5 4.1 4 Công suất (MW) 3.5 2.9 3 2.5 2.2 2.5 2 2 1.3 1.5 1 0.5 0.5 0.6 0.4 0 0 2 3 0 0 0 0 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 24-05-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 30 27 25.2 Công suất (MW) 25 18 20 19 20 19.6 20.1 15 10.6 9.9 9.5 7.9 10 9 7.7 6 5.7 4.1 3.1 5 2.3 1.9 1.4 3.4 3.4 1.8 0.5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 151 Hình PL1 – 6 a) Biểu đồ điện năng 06-2012 350 328.3 314.2 295.4 300 279.7 266.9 Điện năng (MWh) 314.3 236.9 223.1 224.1 214.8 168.5 160.7 153.99 175 258.9 219 224 215.5 209.8 198.8 200 258.7 257.4 241.7 250 211.1 198.8 174.5 169.9 158.9 150 100 50 25.6 5.6 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 01-06-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 2.5 2.2 Công suất (MW) 2 1.6 1.5 1 1 0.7 0.5 0 0 0 2 3 4 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 0 1 5 c) Biểu đồ công suất phát ngày 16-06-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 25 Công suất (MW) 21 18.7 20 20 19.319.4 18.7 19 18 17.9 16.5 15.1 14.6 15.3 15 12.812.712.6 11.9 10 10 8.6 7.2 7.3 5.2 3.3 3.2 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 152 Hình PL1 – 7 a) Biểu đồ điện năng 07-2012 400 355.5 350 326.1 309 291.9 Điện Năng (MWh) 300 288 274.8 260.8 250 150 203.7 187.5193.8 177.6170.3 200 186.6180.5 100 116.3 121 106.3 77.3 108.7 100.6 70.4 42.2 50 201.4 180 128.4 97.3 94 241.9 234.7 230.3 52.7 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 10-07-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 10 8.7 9 Công suất (MW) 8 6.3 7 6 5 4 3.6 4 2.5 3 2 0.6 1 2.5 2.2 1.9 1 1.5 1.4 1.1 0.4 0.6 1.9 1.1 0.9 0 0 0 0 0 0 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 23-07-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 30 26.726.626.2 Công suất (MW) 25 20.5 18.2 20 25.4 22.722.4 21.7 22 20 18.4 15.8 15.2 14.2 15 10 9 5 1.7 7.5 6.3 4.9 5.1 3 0.6 1.4 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 153 Hình PL1 – 8 a) Biểu đồ điện năng (08-2012) 450 400 410.8 372 364.4 350 300.5 288.4 292.8 300 Điện năng (MWh) 332.8327.2 328.9 305.8 269.6 252.7 241.9 234.7 250 224.5 222.3 203.5 200.8 182.6 202.9 200 220.9 173.9 163.3155.8171.2 167.1 134.7129.8 110.5 150 102.5 100 44.6 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 23-08-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 12 9.8 9.1 Công suất (MW) 10 8 5.6 6 4.4 4.2 3.8 4 2.3 2 1 0 0 0 3 4 0 6 7 1.2 1 1.1 0.9 0 0.1 0.1 0 0 0 0 0 0 1 2 5 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 07-08-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 35 29.128.5 30 Công suất (MW) 25 25 22 21.5 20 25.2 28.8 30 28.9 25.7 22.3 17.2 15.2 17 12.6 15 10.1 11.2 9.1 10 8.1 7.5 4.8 4.8 3.6 5 2.6 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 154 Hình PL1 – 9 a) Biểu đồ điện năng 09-2012 300 251.5 Điện năng (MWh) 250 193.3 200 178.8 156 150 130.2 109.7 103.9 124.1 99.8 100 61.4 58.5 50 52 45.5 40.5 13.2 0.7 3.6 2.7 0.4 23.3 18.2 13.6 15.3 11.7 18.2 19.3 4.5 1.9 11.2 7.9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 10-09-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 0.45 0.4 0.4 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0 3 4 5 6 7 8 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 03-09-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 25 22.2 19.9 20 Công suất (MW) Công suất (MW) 0.35 17.8 17 15.8 14.7 15 18.4 13 17.4 14.8 13.7 11.8 10.6 8.5 10 6.9 5.4 4.5 4.1 5 6.2 3.1 2 1.6 1.7 0.4 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 155 Hình PL1 – 10 a) Biểu đồ điện năng 10-2012 300 263 250 224.1 Điện năng (MWh) 212.9 200 210.9 179.2 166.8 149.4 136 150 149.4 145.1148.4 131.7 121.8 122.6 92.7 100 0 8.3 18.1 17.6 61.3 58.6 55.8 50 76.6 76.1 72.7 67.7 29.9 24.4 16.1 5.4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 01-10-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 1 0.9 Công suất (MW) 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 21-10-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 25 Công suất (MW) 20 16.817.2 19.1 17.5 16.4 16 17.7 13.8 12.6 11.3 15 11.8 11.2 13 11.7 9.2 10 7.7 5.1 5 4 5.2 6.4 6.4 4.6 5.1 3.2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 156 Hình PL1 – 11 a) Biểu đồ điện năng 11-2012 350 315.9 300 271 Điện năng (MWh) 260.9 239.7 239.2 250 211.7 200 160.8 160.1 150 199.1 188.7 100 112 112.3 104.3 158.4 139.5 131.3 116.4 119 183.4 178.3 153.4 127 121.8 105.8 79.7 72.8 87.4 63.3 47.4 50 30.7 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát 16-11-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 4 3.6 3.5 3 Công suất (MW) 3 2.5 3.5 3.5 2.8 2.3 2 2 1.5 1.5 1 1 0.7 1 1.2 0.7 0.5 1.1 1.2 0.7 0.5 0.4 0 0 0 0 0 0 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0 1 2 3 4 5 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 12-11-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 25 Công suất (MW) 20.3 20 17 15.7 15.615.7 14.5 13.313.3 12.512.5 15 17.8 15.7 17.4 15.4 14.5 13.8 13 11.3 10.8 10 10 7.5 6.5 6.9 4.9 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 157 Hình PL1 – 12 a) Biểu đồ điện năng 12-2012 600 550.5 500 Điện năng (MWh) 400 280.4 257.8 236.1 230.7 254.9 240.4 253.7 360.6 298.5 298.5 295 300 389.7 377.6 384 368.2 239.9 239.9 199.1 191.3 200 169.5 163.6 128.4 94.7 100 268 243.1 119.7 92.1 55.5 42.5 29.2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Ngày trong tháng b) Biểu đồ công suất phát ngày 6-12-2012 (Ngày NM phát công suất thấp nhất trong tháng) 6 5.5 4.9 Công suất (MW) 5 4 3.6 3.5 2.7 3 2.2 2.2 1.9 2 1.4 1.3 0.7 1 0.3 0 0 0 0 1 2 3 4 0 0 0 0 6 7 8 9 0 0 0 0 0 5 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày c) Biểu đồ công suất phát ngày 23-12-2012 (Ngày NM phát công suất lớn nhất trong tháng) 35 28.7 Công suất (MW) 30 22.9 22.4 25 20 15 16.4 26.4 25.6 25.3 24 23.6 24.3 23.8 21.8 21 27.2 25.8 25.3 24.6 22.3 25.7 24 21.2 17.2 17.9 13.1 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ trong ngày 158 PHỤ LỤC 2 Một số biểu đồ phụ tải của lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận Thông số vận hành ngày 03 tháng 03 năm 2012 trạm Hàm Kiệm Bảng PL2 – 1 MBA T1 Thời gian U110kV (KV) 131 (A) P (MW) Q (MVAr) Nấc vận hành I 431 U22kV (kV) I (A) P (MW) Q (MVAr) Cosφ 1 106 319 57.2 11.8 13 22.2 1510 57.2 7.5 0.99 2 106 319 57.2 11.8 13 22.2 1510 57.2 7.5 0.99 3 106 319 57.2 11.8 13 22.2 1510 57.2 7.5 0.99 4 106 319 57.2 11.8 13 22.2 1510 57.2 7.5 0.99 5 106 319 57.2 11.8 13 22.2 1510 57.2 7.5 0.99 6 111 274 49.1 8.8 13 23.1 1360 49.1 6.9 0.99 7 114 38 7.3 -0.1 10 22.2 190 7.3 -0.2 0.99 8 114 36 6.8 0.1 10 22.9 187 6.8 -0.2 0.99 9 111 40 7.2 0.1 10 22.3 202 7.2 0.1 0.99 10 109 39 7 0.1 10 22 201 7 0.1 0.99 11 115 29 5.6 -0.1 10 23 146 5.6 -0.2 0.99 12 116 26 5.1 -0.1 10 23.2 134 5.1 -0.2 0.99 13 113 14 2.6 -0.3 10 22.6 69 2.6 -0.5 0.99 14 112 27 5 0.1 10 22.5 139 5 0.2 0.99 15 111 38 6.8 0.4 10 22.2 192 6.8 0.5 0.99 16 115 44 8.3 0.5 10 22.8 220 8.3 0.5 0.99 17 115 46 8.6 0.6 10 23 240 8.6 0.6 0.99 18 113 41 7.7 0.2 10 22.7 208 7.7 0.2 0.99 19 113 70 13.1 1.1 10 22.6 374 13.1 2.2 0.99 20 110 131 24 3 10 22 687 24 4 0.99 21 107 246 43.6 8.4 11 22.3 1227 43.6 6.5 0.99 22 107 304 53.2 12 12 22.1 1494 53.2 8.1 0.99 23 109 316 56 12.9 12 22.1 1559 56 8.5 0.99 24 110 318 57 13.1 12 22.1 1567 57 8.6 0.99 Max 116 319 57.2 13.1 13 23.2 1567 57.2 8.6 0.99 Min 106 14 2.6 -0.3 10 22 69 2.6 -0.5 0.99 159 Thông số vận hành ngày 30 tháng 12 năm 2012 trạm Phan Rí Bảng PL2 – 2 CÔNG SUẤT CỦA MÁY BIẾN ÁP 1T Giờ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P (MW) 17.8 6 17.4 7 17.22 17.66 18.07 17.86 9.94 10.65 8.8 10.32 9.64 8.8 Q (MVAr) -0.35 -0.37 -0.73 -0.37 -0.37 0 -0.56 0.9 -0.27 0.71 0 -1.13 Giờ 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P (MW) 8.56 7.86 8.05 10.07 12.05 16 14.53 14.72 16.48 18.89 18.47 18 Q (MVAr) -1.01 0.52 0.52 -0.28 -0.31 1.55 1.57 1.69 1.42 0.81 0.01 0.42 CÔNG SUẤT CỦA MÁY BIẾN ÁP 2T Giờ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P (MW) 10.1 4 10.1 2 10.08 10.44 10.31 10.3 4.88 5.8 6.41 7.51 7.65 6.24 Q (MVAr) 0.49 0.42 0.46 0.57 0.69 0.81 -0.24 0.69 0.75 0.86 0.67 0.57 Giờ 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P (MW) 6.3 6.38 6.56 6.8 7.33 7.86 7.34 6.84 8.07 10.82 10.84 10.58 Q (MVAr) 0.75 1.01 1.1 0.63 0.52 0.91 0.96 0.7 0.67 0.89 0.75 0.65 160 Hình PL2. Một số biểu đồ phụ tải max, min trong năm 2012 a) Phụ tải trạm Lương Sơn 25 22.4 20.6 23.1 21.5 21 21.3 21.5 Công suất (MW) 20 13.4 15 13.8 Max 8 10 5 0.5 0.9 0.8 1 1 2 3 4 7.2 2.5 2.2 5 6 1.3 8.3 Min 2.3 2.9 8 9 2.7 3.4 1.4 0 7 10 11 12 Tháng trong năm 2012 b) Phụ tải trạm Mũi Né 40 36.9 33.8 35.5 Công suất (MW) 35 30.3 28.9 30.7 27.6 30 22.8 25 20 13.4 15 Max 17 15.1 16.1 2.2 1.5 1.1 0.2 0.1 0.5 0.2 6 7 8 9 10 11 12 Min 10 5 2.8 0.1 1.2 1.1 0.1 3 4 5 0 1 2 Tháng trong năm 2012 c) Phụ tải trạm Hàm Kiệm 70 Công suất (MW) 60 59.5 54 59.5 57.3 53.8 45.78 50 57.38 57.38 49.75 40 Ma x 30 Min 20 10 0.9 3.6 2.6 2 3 10.57 9.97 9.57 2.6 2 0.97 0.95 1.21 3.1 1.3 0.97 0.97 4 5 6 7 8 9 10 11 12 0 1 Tháng trong năm 2012 161 d) Phụ tải trạm Đức Linh 30 Công suất (MW) 25 22.9 23 23.2 22.9 24.7 24.2 20.4 21.4 21.9 23.6 23.8 20.2 20 Max 15 10 10.5 9.9 9.5 10 5 7.6 6.8 6.9 6 7 8 Min 9.5 8.3 8 6.4 2 0 1 2 3 4 5 9 10 11 12 Tháng trong năm 2012 e) Phụ tải trạm Phan Rí Công suất (MW) 35 30 31.3 27.6 27.9 31.2 31.9 32.2 27 24.7 24.6 25 22.9 22.8 21 20 Max 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Tháng trong năm 2012 9 10 11 12 162 PHỤ LỤC 3 Các thông số thống kê hỏng hóc của một số turbine gió ở Tuy Phong – Bình Thuận Bảng PL3 – 1 CÔNG TY CỔ PHẦN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VIỆT NAM Địa chỉ: Tầng 6 - Toà nhà số 9 Láng Hạ - Quận Ba Đình - TP. Hà Nội ĐT: (04) 3514.6997 - Fax: (04) 3514.7006 - Email: info@revn.vn - Website: www.revn.vn BẢNG THEO DÕI QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH TUABIN Tua bin số: 18 (FL623) hòa lưới ngày 01/02/2011 Bắt đầu lắp dựng: 22/11/2010, Kết thúc lắp dựng: 24/11/2010 Nội dung STT 1 2 3 4 Thời gian dừng Tình trạng sự cố Lắp đặt thay thế Tên/mã hiệu Nguyên nhân Biện pháp xử lý Từ 06h30, 07/02/2011 đến 11h30, 25/02/2011 Sự cố: Frequency Converter Error Thay thế 01 ngăn thiết bị chuyển đổi Inverter (Power Stage) trong buồng +1S1 (Inverter Panel) SEMIKRON Germany Từ 00h00, 23/03/2011 đến 18h30, 23/03/2011 Sự cố: Yaw thermal relay 1+3 (mã lỗi 750), Yaw thermal relay 2+4 (mã lỗi 751) Thay thế bộ điều khiển Wind Power Controller (WP 3100) trong tủ Topbox Số seri: 200704067 Mita-Teknik Germany Lỗi: (H) sys. press. high (1223) Thay thế 01 sensor áp lực HYDAC Germany Bị sự cố lưới đường dây 171,172 Reset Từ 06h00, 15/04/2011 đến 10h00, 15/04/2011 Từ 03h10, 12/07/2011 đến 07h30, 12/07/2011 Ghi chú Xuất xứ Vận hành lại ngày 22/03/2011 163 Từ 06h00, 02/08/2011 đến 11h30, 02/08/2011 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Từ 07h30, 31/08/2011 đến 09h30, 31/08/2011 Từ 13h26, 06/10/2011 đến 16h35, 06/10/2011 Từ 09h30, 05/03/2012 đến 11h30, 05/03/2012 Từ 13h00, 02/04/2012 đến 16h30, 02/04/2012 Từ 08h30, 23/04/2012 đến 11h00, 23/04/2012 Từ 14h30, 25/04/2012 đến 15h30, 25/04/2012 Từ 19h00, 27/10/2012 đến 09h30, 28/10/2012 Từ 07h00, 06/01/2013 đến 16h00, 09/01/2013 Từ 07h00, 14/04/2013 đến 11h00, 15/04/2013 Lỗi: Frequency Converter Error Do bị sự cố động cơ quạt Converter bị gãy khung, phải hàn lại Thay thế Lenord & Bauer Loại: GEL 8230Y008 Số seri mới: 1121000934 Loại cũ: Gel 8230Y001 AC Số seri cũ: 08160025 Lỗi: Grid Error Reset Lỗi: Yaw sensor A/B (742) Reset Lỗi: Dừng bằng tay, Yaw sensor A/B (742) Kiểm tra, vệ sinh, reset Dừng bằng tay Vệ sinh phòng máy biến áp 1.8MVA Lỗi: Cable twisted (722) Kiểm tra, reset Dừng bằng tay Kiểm tra, chỉnh lại offset hướng tua bin, do lỗi cáp xoắn Safrty chain open (10) Xử lý lỗi xoắn cáp, cho chạy lại Lỗi: Freq. convert. Error (1409) Kiểm tra Main switch, Reset Lỗi: Yaw sensor A/B (742) Thay thế 02 sensor A/B Lenord & Bauer Germany Đã hàn khung quạt Converter Lấy từ FL615 164 Bảng PL3 – 2 CÔNG TY CỔ PHẦN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VIỆT NAM Địa chỉ: Tầng 6 - Toà nhà số 9 Láng Hạ - Quận Ba Đình - TP. Hà Nội ĐT: (04) 3514.6997 - Fax: (04) 3514.7006 - Email: info@revn.vn - Website: www.revn.vn BẢNG THEO DÕI QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH TUABIN Tua bin số: 14 (FL613) hòa lưới ngày 28/08/2009 Nội dung STT Thời gian dừng Tình trạng sự cố Nguyên nhân Biện pháp xử lý Tên/mã hiệu Lỗi: Hỏng Pitch controller Thay thế bộ điều khiển Lenord & Bauer Lenord & Bauer Germany ZOLLERN Germany 1 Từ 10h00, 15/10/2009 đến 16h15, 15/10/2009 2 Từ 07h30, 19/03/2010 đến 17h00, 22/04/2010 Nhiệt độ ổ bi hộp số tăng cao Thay thế Gear Box: + Loại: PZ3VH 126 + Số Seri cũ: + Số Seri mới: 286555-183 3 Từ 07h30, 27/04/2010 đến 15h30, 27/04/2010 Dừng bằng tay Lắp thêm bơm dầu hộp số bổ sung (mechanical pump) 4 Từ 07h30, 26/05/2010 đến 14h00, 26/05/2010 5 Từ 09h30, 23/06/2010 đến 16h00, 03/07/2010 6 14h30, 24/09/2010 Lắp đặt thay thế Có tiếng ồn bên trong hộp số Kiểm tra, cân chỉnh lại trục nối giữa máy phát và hộp số Nguyên nhân như trên Thay thế các ổ bi mới cho trục thứ cấp hộp số, tiến hành cân chỉnh lại trục giữa máy phát và hộp số Lỗi: Hỏng Pitch controller Thay thế bộ điều khiển Lenord & Bauer Lenord & Bauer Xuất xứ Germany Ghi chú Cho chạy lại nhưng vẫn có tiếng ồn, cho dừng tua bin Cho chạy lại nhưng vẫn có tiếng ồn, tiếp tục cho dừng tua bin Vẫn dừng từ trước, chờ thay hộp số 165 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Từ 07h00, 25/10/2010 đến 09h30, 30/10/2010 Từ 07h00, 14/01/2011 đến 13h00, 17/01/2011 Từ 02h00, 27/06/2011 đến 08h00, 27/06/2011 Từ 03h10, 12/07/2011 đến 07h30, 12/07/2011 Từ 17h15, 23/07/2011 đến 10h00, 24/07/2011 Từ 03h00, 04/08/2011 đến 09h00, 04/08/2011 Từ 15h10, 24/08/2011 đến 15h20, 24/08/2011 Từ 07h30, 31/08/2011 đến 09h30, 31/08/2011 Từ 19h30, 24/09/2011 đến 23h00, 24/09/2011 Tiếng ồn rất to từ lần trước Thay thế Gear Box: + Loại: PZ3VH 126 + Số Seri cũ: 286555-183 + Số Seri mới: 286555-132 ZOLLERN Germany Lỗi: Gear oil pump Thay : + Gear oil pump + Oil filter + ATB + HYDAC Germany Lỗi: Dừng do sự cố lưới Tự động reset Bị sự cố lưới đường dây 171,172 Reset Lỗi: hệ thống Pitch Thay thế Lenord & Bauer Loại: GEL 8230Y008 Số seri mới: 1121000937 Loại cũ: GEL 8230Y001 AC Số seri cũ: 0817001668 Lenord & Bauer Germany Lỗi: Pitch angle diff Pitch meas.system 12 Reset lại Lỗi: Grid Error Tự động reset Lỗi: Grid Error Reset Lỗi: Pitch setp.meas. 2 (1923) Pitch angle diff. (1113) Reset Cho vận hành trở lại 166 16 Từ 09h15, 30/11/2011 đến 10h00, 30/11/2011 Dừng bằng tay Thay thế UPS: + Loại: PMS 1002 + Số Seri mới: 112007 + Loại cũ: PMS 1002 + Số seri cũ: 105410 17 Từ 13h30, 12/01/2012 đến 16h30, 12/01/2012 Lỗi: (G) brush worn (554) Thay chổi than máy phát 18 Từ 08h00, 20/05/2012 đến 11h15, 20/05/2012 Lỗi: (H) sys. Press. High (1223), PT 100 defect (1544) FLD Đức reset từ xa Lỗi: (H) sys. Press. High (1223) FLD kiểm tra, reset Lỗi: Freq. convert. Error (1409) FLD kiểm tra, reset Lỗi: (H) sys. Press. High (1223) Thay thế 02 bộ lọc dầu cho hệ thống thủy lực Lỗi: Freq. convert. Error (1409) FLD kiểm tra, reset Lỗi: Pitch 1 too slow (1919) Kiểm tra hộp số, reset Lỗi: (H) sys. Press. High (1223) Reset Grid error Thay 03 chì F63 19 20 21 22 23 24 25 Từ 16h00, 26/06/2012 đến 17h00, 26/06/2012 Từ 07h00, 11/09/2012 đến 10h00, 11/09/2012 Từ 08h00, 06/12/2012 đến 12h30, 06/12/2012 Từ 07h30, 27/12/2012 đến 09h50, 27/12/2012 Từ 06h00, 04/01/2013 đến 11h00, 10/01/2013 Từ 11h00, 16/02/2013 đến 12h00, 16/02/2013 Từ 20h00, 05/04/2013 đến 08h00, 06/04/2013 JOVYATLA S 12 chổi than Germany Kiểm tra lại, không bị hỏng màn hình HYDAC seri: 10511/130 1554 [...]... phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện gió khi hệ thống điện lớn bị sự cố để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện khi có kết nối với nguồn điện gió 3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu: Ảnh hưởng của nhà máy điện gió sử dụng máy phát cảm ứng nguồn kép đến các thông số vận hành của lưới điện lân cận điểm kết nối Nghiên cứu các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện, ... vấn đề nghiên cứu lựa chọn các chế độ đặc trưng, đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến thông số vận hành của lưới điện địa phương và độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện khi có sự tham gia của nguồn điện gió chưa được quan tâm đúng mức Chính vì vậy, luận án tập trung vào việc nghiên cứu tác động của nhà máy điện gió đến thông số vận hành trong các chế độ xác lập đặc trưng của lưới điện địa... lưới điện địa phương và ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện lân cận điểm kết nối của nhà máy điện gió 2 Mục đích nghiên cứu Hai mục đích chính: - Phân tích và đánh giá tác động của nhà máy điện gió đến các thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ xác lập đặc trưng được lựa chọn - Xây dựng mô hình xác suất đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và khả năng cô lập... tại lưới điện ở Tuy Phong – Bình Thuận nơi có nhà máy điện gió công suất 120MW kết nối với lưới điện 110kV 4 Phương pháp nghiên cứu Kết hợp nghiên cứu lý thuyết, xây dựng phương pháp, mô hình nghiên cứu với việc thu thập và xử lý số liệu thực tế của lưới điện và nhà máy điện gió để phục vụ các tính toán minh họa Sử dụng phần mềm chuyên dụng PSS/E để khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng của nhà máy 17 điện gió. .. gió đến lưới điện và tính toán các thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ đặc trưng Các số liệu được thu thập và cập nhật liên tục từ các nghiên cứu, các dự án điện gió đã và đang thực hiện tại Việt Nam có đấu nối với lưới điện 5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài Ý nghĩa khoa học: Đề xuất phương pháp xây dựng đặc tính phát và trao đổi công suất giữa nhà máy điện gió với lưới điện theo... Khi các nhà máy điện gió có công suất lớn đấu nối vào lưới điện nảy sinh ra nhiều vấn đề cần quan tâm Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng máy phát điện gió hòa vào lưới điện có thể làm tăng tần suất sự cố, ảnh hưởng đến vấn đề ổn định hệ thống và gây ra các vấn đề về chất lượng điện năng Ngoài ra, năng lượng gió là một thành phần thiết yếu tác động đến thị trường điện Những ảnh hưởng khi đấu nối turbine gió. .. gió để đáp ứng yêu cầu chuyển đổi năng lượng gió thành năng lượng điện được mô tả trong Hình 1.10 Nguồn điện tại đầu ra có thể là nguồn xoay chiều (AC) hoặc một chiều (DC) phù hợp để kết nối với lưới điện 25 Hình 1.10 Giản đồ khối mô tả các loại máy phát điện chạy bằng sức gió 1.3.2.3 Một số loại máy phát điện chạy bằng sức gió Bảng 1.2 giới thiệu các loại máy phát của một số nhà chế tạo turbine gió. .. tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải quan trọng khi hệ thống điện lớn bị sự cố Ý nghĩa thực tiễn: Nghiên cứu, đề xuất các yêu cầu kỹ thuật đấu nối nhà máy điện gió vào lưới điện Việt Nam nhằm đảm bảo các điều kiện vận hành và chất lượng điện năng cho hộ tiêu thụ Phân vùng và đánh giá tác động của nhà máy điện gió đến các thông số vận hành của lưới điện thực tế Xử lý các số liệu thống... vận hành của đối tượng nghiên cứu từ đó lựa chọn các ngày đặc trưng trong năm để đánh giá tác động của nhà máy điện gió đến lưới điện lân cận điểm kết nối Xây dựng mô hình xác suất để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện đối với nút phụ tải được khảo sát của lưới điện phân phối khi đấu nối với các nguồn điện phân tán Đề xuất giải pháp chia cắt (tách đảo) một phần lưới điện có kết nối với nguồn điện phân... cầu về tốc độ Tuy nhiên, để kết nối với lưới điện tốt nhất là sử dụng các bộ chuyển đổi điện tử công suất 1.3.2.2 Giải pháp về công nghệ chế tạo máy phát điện Máy phát điện làm nhiệm vụ biến đổi năng lượng cơ học của rotor thành năng lượng điện Ở các thiết bị chuyển đổi năng lượng gió người ta sử dụng cả máy phát đồng bộ lẫn máy phát không đồng bộ Các giải pháp về công nghệ chế tạo máy phát sử dụng ... tập trung vào việc nghiên cứu tác động nhà máy điện gió đến thông số vận hành chế độ xác lập đặc trưng lưới điện địa phương ảnh hưởng nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện lưới điện lân... Đấu nối nhà máy điện gió vào hệ thống điện Chương Mô đánh giá ảnh hưởng nhà máy điện gió đến thông số vận hành lưới điện địa phương Chương Ảnh hưởng nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện. .. nguồn điện gió Đối tượng phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu: Ảnh hưởng nhà máy điện gió sử dụng máy phát cảm ứng nguồn kép đến thông số vận hành lưới điện lân cận điểm kết nối Nghiên cứu tiêu