1 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Từ sau khủng hoảng lượng dầu mỏ thập niên 1970, việc nghiên cứu sản xuất lượng từ dạng nguồn lượng khác đẩy mạnh toàn giới, phát điện sức gió đặc biệt quan tâm Đến cuối năm 2012 toàn giới ước đạt 282410MW công suất điện gió đấu nối vào lưới điện Dự báo tương lai, mức độ thâm nhập điện gió tăng cao Việt Nam đánh giá quốc gia có tiềm năng lượng gió cao Mới (19/09/2014), Hà Nội AWS Truepower – Hoa Kỳ công bố kết khảo sát tiềm gió toàn lãnh thổ Việt Nam, cho thấy 142 vị trí xây dựng nhà máy điện gió (NMĐG) quy mô công nghiệp với tổng công suất vào khoảng 9000MW Khi số lượng lớn công suất điện gió tích hợp vào lưới điện có tác động đến lưới điện, đặc biệt lưới điện phân phối lân cận điểm kết nối Những ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện liên quan đến nhiều vấn đề, có: Trào lưu công suất; lượng công suất dự phòng để đảm bảo ổn định hệ thống; ngắn mạch lưới điện; ổn định hệ thống điện (HTĐ); hệ thống bảo vệ điện; chất lượng điện năng… Ở Việt Nam có nhiều nghiên cứu điện gió, chẳng hạn chế tạo turbine gió đáp ứng với điều kiện Việt Nam; điều khiển để turbine gió bám lưới xảy ngắn mạch; sử dụng siêu tụ để tích trử lượng gió dư thừa…Tuy nhiên vấn đề nghiên cứu lựa chọn chế độ đặc trưng, đánh giá ảnh hưởng NMĐG đến thông số vận hành lưới điện địa phương độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) lưới điện có tham gia nguồn điện gió chưa quan tâm mức Chính vậy, luận án 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 cận điểm kết nối nhà máy điện gió” Mục đích nghiên cứu Phân tích đánh giá tác động NMĐG đến thông số vận hành lưới điện chế độ xác lập đặc trưng lựa chọn Xây dựng mô hình xác suất đánh giá ĐTC CCĐ khả cô lập (tách đảo) phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện gió HTĐ lớn bị cố để nâng cao ĐTC CCĐ Đối tượng phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu: Ảnh hưởng NMĐG sử dụng máy phát cảm ứng nguồn kép đến thông số vận hành lưới điện lân cận điểm kết nối Nghiên cứu tiêu ĐTC CCĐ, chủ yếu tập trung vào việc xây dựng mô hình xem xét thay đổi kỳ vọng thiếu hụt công suất, thiếu hụt điện nút phụ tải khảo sát có NMĐG hoạt động giải pháp “tách đảo” để nâng cao ĐTC CCĐ Phạm vi nghiên cứu: Sự thay đổi thông số vận hành ĐTC chế độ xác lập đặc trưng lưới điện phân phối địa phương lân cận điểm kết nối với nguồn điện gió Áp dụng tính toán thực tế lưới điện Tuy Phong – Bình Thuận nơi có NMĐG công suất 120MW kết nối với lưới điện 110kV Phương pháp nghiên cứu Kết hợp nghiên cứu lý thuyết, xây dựng phương pháp, mô hình nghiên cứu với việc thu thập xử lý số liệu thực tế lưới điện NMĐG để phục vụ tính toán minh họa Sử dụng phần mềm chuyên dụng PSS/E để khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện tính toán thông số vận hành lưới điện chế độ đặc trưng Các số liệu thu thập cập nhật liên tục từ nghiên cứu, dự án điện gió thực Việt Nam có đấu nối với lưới điện Ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài Ý nghĩa khoa học: Đề xuất phương pháp xây dựng đặc tính phát trao đổi công suất NMĐG với lưới điện theo thời gian ngày, tháng, năm sở số liệu thống kê trình vận hành đối tượng nghiên cứu từ lựa chọn ngày đặc trưng năm để đánh giá tác động NMĐG đến lưới điện lân cận điểm kết nối Xây dựng mô hình xác suất để đánh giá ĐTC nút phụ tải khảo sát lưới điện phân phối đấu nối với nguồn điện phân tán Đề xuất giải pháp chia cắt (tách đảo) phần lưới điện có kết nối với nguồn điện phân tán để nâng cao ĐTC CCĐ cho phụ tải quan trọng hệ thống điện lớn bị cố Ý nghĩa thực tiễn: Nghiên cứu, đề xuất yêu cầu kỹ thuật đấu nối NMĐG vào lưới điện Việt Nam nhằm đảm bảo điều kiện vận hành chất lượng điện cho hộ tiêu thụ Phân vùng đánh giá tác động NMĐG đến thông số vận hành lưới điện thực tế Xử lý số liệu thống kê thực tế để xác định thông số hỏng hóc turbine gió vận hành Việt Nam Tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện nút phụ tải khảo sát có tham gia nguồn điện gió để thấy rõ tác động tăng cường ĐTC CCĐ lưới điện phân phối kết nối với nguồn điện phân tán Đề xuất giải pháp tách đảo phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện phân tán để nâng cao ĐTC CCĐ cho hộ tiêu thụ quan trọng HTĐ lớn bị cố Phương pháp nghiên cứu tính toán minh họa cho trường hợp NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận Bố cục luận án Ngoài phần mở đầu, kết luận kiến nghị, toàn nội dung luận án trình bày chương: Chương Tổng quan Chương Đấu nối NMĐG vào HTĐ Chương Mô đánh giá ảnh hưởng NMĐG đến thông số vận hành lưới điện địa phương Chương Ảnh hưởng nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN Phần tổng quan Luận án nhằm giới thiệu vấn đề chung phát triển điện gió giới Việt Nam Tổng quan nội dung nghiên cứu luận án giới thiệu đầu chương tương ứng 1.1 Hiện trạng phát triển lượng gió giới Thị trường điện gió toàn cầu phát triển nhanh chóng tất dạng lượng khác dùng để phát điện Tổng công suất đặt điện gió toàn giới vào năm 2005 khoảng 59063MW cuối năm 2012 tăng gấp lần đạt 282410MW, trình phát triển mô tả Hình 1.3 Tổng công suất Tăng trưởng 80000 237029 Công suất (MW) 250000 194559 200000 157910 150000 121247 93959 100000 59063 74175 39333 47662 36664 36649 4247145381 50000 31184 19784 27289 15112 11401 6866 8150 8330 Công suất lắp đặt (MW) 282410 300000 70000 75324 60007 60000 50000 40000 30000 20000 10000 31307 22796 18421 8445 8124 7473 6000 4525 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Năm Quốc gia Hình 1.3 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió toàn giới Hình 1.4 Xếp hạng 10 quốc gia có công suất lắp đặt điện gió cao giới Quốc gia có tổng công suất lắp đặt điện gió năm 2011 lớn Trung Quốc (75324MW), xếp sau Mỹ (60007MW), Đức (31307MW), Tây Ban Nha (22796MW), Ấn Độ (18421MW), Vương quốc Anh (8445MW), Ý (8124MW), Pháp (7473MW) Một số quốc gia khác bao gồm, Bồ Đào Nha, Đan Mạch đạt ngưỡng 4000MW công suất điện gió lắp đặt (Hình 1.4) Quá trình phát triển công suất turbine trình bày Hình 1.8 Hình 1.8 Quá trình phát triển turbine gió Hình 1.9 Mô hình chuyển đổi lượng gió thành lượng điện 1.2 Mô hình hệ thống chuyển đổi lượng gió Bằng cách sử dụng phương pháp khí động học, turbine gió thiết kế dạng cánh quạt, nhận lượng gió chuyển đổi thành lượng quay máy phát, trình bày Hình 1.9 1.3 Giải pháp công nghệ chế tạo máy phát điện Máy phát điện làm nhiệm vụ biến đổi lượng học rotor thành lượng điện Ở thiết bị chuyển đổi lượng gió người ta sử dụng máy phát đồng lẫn máy phát không đồng bộ, mô tả Hình 1.10 12 10 Công suất (MW) 10 10 10 7.5 7 6 6 6 6 6 5.55.55.55.5 5 5 5 5 Mã hiệu Hình 1.11 Năng lực chế tạo turbine gió số nhà sản xuất hàng đầu giới (theo công suất tổ máy) Hình 1.10 Giản đồ khối mô tả loại máy phát điện chạy sức gió Hình 1.11 mô tả lực chế tạo (theo công suất danh định tổ máy) số nhà sản xuất turbine gió 1.4 Phát triển lượng gió thềm lục địa Khả cố định động gió xuống đáy biển mở kỷ nguyên cho ngành lượng gió Trang trại điện gió khơi với tên gọi “Vindeby – Lolland” xây dựng Đan Mạch, với tổng công suất 5MW sử dụng turbine gió nhà chế tạo Bonus loại B35/450, vận hành vào năm 1991 cung cấp khoảng 12GWh/năm Tính đến hết năm 2012 điện gió thềm lục địa toàn giới giới thiệu Hình 1.12 4000 0.9 3593.513 2500 Giá thành điện USD/kWh Công suất (MW) 0.7 3000 1898.413 1674.313 2000 1500 1000 500 0.8 0.8 3500 31.181 39.295 47.693 59.024 74.122 93.93 120.903159.213 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Năm Hình 1.12 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió thềm lục địa 0.6 0.5 0.38 0.4 0.3 0.2 0.12 0.1 1990 2005 2012 Năm Hình 1.14 Giá thành điện gió giảm từ năm 1990 đến năm 2012 1.5 Suất đầu tư giá thành điện nguồn điện gió Nếu so sánh giá thành điện điện gió (USD/kWh) từ năm 1990 đến năm 2012 giảm khoảng 6.7 lần, cho thấy tính cạnh tranh điện gió tăng lên đáng kể (Hình 1.14) 1.6 Điện gió Việt Nam Kết nghiên cứu gần (09/2014) tiềm năng, đặc điểm, chế độ gió vị trí xây dựng NMĐG quy mô công nghiệp giới thiệu Hình 1.17 – 1.19 Hình 1.17 Miền Bắc, kịch cho năm 2020 Hình 1.18 Miền Trung, kịch cho năm 2020 Hình 1.19 Miền Nam, kịch cho năm 2020 Tốc độ gió Miền Bắc đo độ cao 80m Vận tốc gió trung bình 6,24m/s, tổng công suất 500MW, hiệu suất trung bình 31% Tốc độ gió Miền Nam đo độ cao 80m Tốc độ gió Miền Trung đo độ cao 80m Vận tốc gió trung bình 5,74m/s, tổng công suất Vận tốc gió trung bình 6,95m/s, tổng công suất 1500MW, hiệu suất trung bình 27% 4000MW, hiệu suất trung bình 38% Hình 1.16 Các vị trí xây dựng NMĐG qui mô công nghiệp Việt Nam 60 40 20 -20 -40 -60 Độ lệch chuẩn thay đổi (MW) Mức thay đổi công suất max 10 phút (MW) Kết khảo sát tính toán thay đổi độ lệch chuẩn công suất điện gió thời gian 10 phút mức công suất khác mô tả Hình 1.21 1.22 Công suất điện gió (MW) Hình 1.21 Mức thay đổi công suất thời gian 10 phút 60 50 40 30 20 10 Công suất điện gió (MW) Hình 1.22 Độ lệch chuẩn công suất gió thời gian 10 phút Công suất dự phòng dùng để điều tần thiết kế lớn 2.5 lần độ lệch chuẩn để hỗ trợ công suất điện gió thay đổi khoảng thời gian 10 phút Cho đến có 40 dự án đầu tư xây dựng NMĐG Việt Nam với tổng công suất lắp đặt vào khoảng 4113MW Hiện có dự án đấu nối vào lưới điện quốc gia (NMĐG Tuy Phong, NMĐG Bạc Liêu) CHƯƠNG 2: ĐẤU NỐI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN Hiện chưa có Quy chuẩn quốc gia Việt Nam đấu nối NMĐG vào HTĐ ERAV EVN trình xây dựng Quy chuẩn Các nghiên cứu chương nhằm tìm hiểu, lựa chọn giới thiệu số nội dung, thông số, tiêu chuẩn số quốc gia có công nghiệp điện gió phát triển giới số quy định hành Việt Nam lưới điện liên quan đến đấu nối Những thông tin tổng hợp chương tham khảo trình xây dựng quy chuẩn Việt Nam 2.1 Sơ đồ đấu nối nhà máy điện gió vào hệ thống điện Kết nối trang trại gió vào lưới điện thực cấp điện áp khác tùy theo lượng công suất phát, khoảng cách đến điểm đấu nối lưới điện quốc gia Trên thực tế, việc đấu nối thực cấp điện áp phân phối cấp điện áp truyền tải Có hai sơ đồ điển hình đấu nối NMĐG vào lưới điện trình bày Hình 2.1 2.2 Hình 2.1 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió đất liền vào lưới điện Hình 2.2 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió thềm lục địa vào lưới điện 2.2 Lựa chọn thông số mạch đấu nối Các thông số mạch đấu nối bao gồm: khoảng cách, điện áp, mức công suất, tiết diện dây dẫn, số mạch đường dây, vị trí xây dựng nhà máy qui định độ sụt áp điểm kết nối, trình bày Bảng 2.1 Hình 2.3 Bảng 2.1 Mối quan hệ thông số mạch đấu nối NMĐG với lưới điện Qui mô trang trại gió (MW) Độ sụt áp cực đại cho phép P ≤ 10 10 < P ≤ 20 5% 20 < P ≤ 100 100 < P ≤ 200 Khoảng cách đấu nối (km) ≤14 >14 ≤15 >15 ≤48 >48 ≤48 >48 Cấp điện áp 22kV 22kV 22kV 110kV 110kV 110kV 110kV 220kV Mạch đường dây Mạch đơn 185 mm2 Mạch kép 185 mm2 Mạch kép 185 mm2 Mạch đơn 240 mm2 Mạch đơn 240 mm2 Mạch kép 240 mm2 Mạch kép 240 mm2 Mạch kép 400 mm2 Trang trại điện gió nhỏ P ≤ 10MW Trang trại điện gió trung bình 10MW < P ≤ 100MW Trang trại điện gió lớn P > 100MW Hình 2.3 Sơ đồ đấu nối tương ứng với qui mô công suất trang trại gió 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) (Hình 2.4) Hình 2.4 Mô hình máy phát nối trực tiếp với lưới (loại A) Hình 2.5 Mô hình máy phát nối lưới có tốc độ thay đổi nhờ việc thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) 2.3.2 Mô hình máy phát kết nối lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor (loại B) (Hình 2.5) 2.3.3 Mô hình kết nối máy phát cảm ứng nguồn kép với lưới điện (loại C) (Hình 2.6) Hình 2.6 Mô hình nối lưới máy phát cảm ứng nguồn kép (loại C) Hình 2.7 Mô hình máy phát nối lưới thông qua biến đổi điện tử công suất đầy đủ (loại D) 2.3.4 Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua biến đổi tỉ lệ đầy đủ (loại D) (Hình 2.7) 2.4 Dòng công suất máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới (DFIG) DFIG loại máy phát dùng phổ biến giới, loại máy lắp đặt bai NMĐG hoạt động Việt Nam Luận án tập trung phân tích giới thiệu chi tiết mô hình Pr  S.Ps (2.1)   r S s (2.2) s Hình 2.9 Sơ đồ mô tả dòng công suất máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới Tùy thuộc vào tốc độ gió điều kiện vận hành hệ thống mà công suất qua mạch rotor theo hai chiều: từ lưới qua chuyển đổi công suất đến rotor ngược laị 2.5 Một số tiêu chuẩn Quốc tế quy định Việt Nam điều kiện đấu nối NMĐG vào HTĐ 2.5.1 Một số tiêu chuẩn Quốc tế 2.5.1.1 Phạm vi hoạt động điện áp tần số Điện áp tần số tạo từ NMĐG phụ thuộc lớn vào tốc độ gió Mặt khác, việc ngắt đóng kết nối với lưới điện trang trại gió thường xuyên xảy Điều làm thay đổi điện áp tần số điểm kết nối, ảnh hưởng đến chất lượng điện lưới điện Một đồ thị đại diện lưới điện Đan Mạch dùng cho turbine gió kết nối với lưới điện phân phối, cho biết phạm vi vận hành nằm giới hạn biên độ điện áp tần số lưới điện, minh họa Hình 2.13 Hình 2.13 Đồ thị thể giới hạn biên độ điện áp tần số lưới điện Đan Mạch vận hành có kết nối điện gió Hình 2.14 Đồ thị thể giới hạn biên độ điện áp tần số lưới điện Anh Quốc vận hành có kết nối điện gió Hình 2.14 mô tả giới hạn biên độ điện áp tần số kết nối trang trại gió với lưới điện có cấp điện áp nhỏ 132kV quốc gia Anh 2.5.1.2 Kiểm soát công suất phản kháng điều chỉnh điện áp Turbine gió có khả kiểm soát công suất phản kháng để hỗ trợ điều chỉnh điện áp điểm kết nối (POC) Ngoài NMĐG phải trang bị điều chỉnh điện áp (VR) để trì độ lệch điện áp nằm giới hạn quy định (± 10% cho mạng điện áp thấp ± 5% cho mạng lưới điện trung bình cao) Các NMĐG phải trì phát công suất phản kháng suốt khoảng thời gian điện áp giảm thấp theo khả cho phép thiết bị Hình 2.17 Yêu cầu lượng công suất phản kháng turbine gió (Liên Bang Đức Anh Quốc) Hình 2.18 Điều chỉnh lượng công suất tác dụng cho việc hỗ trợ tần số 2.5.1.3 Điều khiển công suất tác dụng kiểm soát tần số Một yếu tố quan trọng việc tính toán xác định lượng công suất dự phòng cần thiết để tránh sụp đổ HTĐ dự báo trước vận tốc gió vận tốc gió đột ngột trở không khoảng thời gian ngắn dẫn đến lượng công suất Các trang trại gió phải có khả điều chỉnh sản lượng điện mức xác định từ nhà điều hành hệ thống nhằm để hỗ trợ ổn định tần số HTĐ Ngoài ra, trang trại gió phải có khả điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng theo độ lệch tần số Hình 2.18 mô tả đường cong điều chỉnh tỉ lệ phần trăm công suất trang gió ứng với dải tần số hoạt động quy định 2.5.1.4 Khả vượt qua điện áp thấp Yêu cầu NMĐG phải trì kết nối trường hợp hệ thống bị cố để ngăn ngừa hệ thống ổn định Vì nhiều công ty Điện lực đòi hỏi yêu cầu NMĐG phải có khả vượt qua điện áp thấp (LVRT) (đặc biệt kết nối với lưới điện cao áp) với tỉ lệ phần trăm định so với điện áp định mức (có khả chịu điện áp giảm tới khoảng từ – 15%) thời gian qui định quốc gia 8 Hình 2.19 Qui định LVRT NMĐG số quốc gia phát triển điện gió 2.5.1.5 Yêu cầu chất lượng điện  Biến thiên điện áp Mức độ biến thiên điện áp cho phép quy định theo tiêu chuẩn quốc tế quy định quốc gia Chẳng hạn, lưới truyền tải: Đan Mạch turbine gió gây biến đổi điện áp không vượt 1% điểm kết nối chung (POC); Ở Đức Thụy Điển giới hạn tương ứng 2% 2,5% Đan Mạch, không 4% cấp điện áp 10 – 20kV không 3% cấp điện áp 50 – 60kV…  Nhấp nháy điện áp Khuyến cáo Plt ≤ 0.5 cấp điện áp từ 10 – 20kV Plt ≤ 0.35 cấp điện áp 50 – 60kV xem chấp nhận Tuy nhiên, tùy theo quốc gia có giới hạn cho phép nhấp nháy khác Chẳng hạn, lưới phân phối: Đan Mạch Plt ≤ 0.5 cấp điện áp từ 10 – 20kV Plt ≤ 0.35 cấp điện áp 50 – 60kV; Đức điểm kết nối Plt ≤ 0.46 Ở cấp điện áp lớn 132kV, Plt ≤ 0.37 (Đức) Pst ≤ 0,8, Plt ≤ 0.6 tiêu chuẩn Anh…  Sóng hài Sự biến dạng sóng hài định lượng phương pháp đo tổng biến dạng sóng hài TDH (Total Harmonic Distortion) biến dạng sóng hài riêng lẻ Tiêu chuẩn IEC 61.400–21 (2008), IEC 61000–3–6 IEEE 519–1992 thường áp dụng hệ thống lượng gió đại Đối với Ấn Độ cấp điện áp lớn 132kV, THD ≤ 3% THD ≤ 5% lưới có cấp điện áp thấp 69kV THD ≤ 2.5% cấp điện áp lớn 69kV Qui định tổng dạng méo hài quốc gia Ai Len theo tiêu chuẩn IEC 61000–3–6… 2.5.2 Quy định Việt Nam điều kiện đấu nối Một số vấn đề liên quan đến việc kết nối NMĐG với lưới điện Việt Nam xem xét đề xuất sau đây: a Yêu cầu giới hạn điện áp tần số Hình 2.20 Giới hạn điện áp tần số vận hành lưới điện có kết nối với NMĐG Việt Nam Bảng 2.3 Khả vận hành turbine gió ứng với dải điện áp tần số Giới hạn điện áp Tần số Vận hành 90 – 105 % 49 – 50,5 Hz Vận hành liên tục 90 – 105 % 48 – 49 Hz Khả vận hành 10 phút 90 – 105 % 47,5 – 48 Hz Khả vận hành phút 90 – 105 % 50,5 – 52 Hz Khả vận hành phút 75,5 – 90 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành giây 60,5 – 75,5 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành giây 105 – 115 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành giây 115 – 120 % 49,5 – 50,5 Hz Khả vận hành 0,5 giây Ngoài giới hạn điện áp tần số cho Bảng 2.3, turbine gió phải ngừng b Yêu cầu công suất phản kháng Công suất phản kháng cung cấp vào hệ thống giảm từ mức hệ số công suất định mức 0,95 Khi điện áp lớn điện áp danh định, công suất phản kháng hấp thụ từ lưới điện nhà máy giảm điện áp mức điện áp danh định trừ có qui định khác Ngoài công suất phản kháng giảm công suất phát nhà máy mức 20% công suất định mức c Yêu cầu điều khiển điện áp Các NMĐG cần phải trang bị điều chỉnh điện áp để trì độ lệch điện áp nằm giới hạn quy định Trong trường hợp điện áp điểm kết nối giảm nhiều, NMĐG phải trì phát công suất phản kháng hết khả điều chỉnh thiết bị suốt thời gian d Yêu cầu điều khiển công suất tác dụng NMĐG cần có khả tăng giảm công suất theo lệnh điều độ với tốc độ 1%/giây, cho phép đặt trước giới hạn tăng công suất từ – 100% công suất danh định/phút Ngoài NMĐG cần phải có khả điều chỉnh tần số sơ cấp tương tự nhà máy điện truyền thống Cho phép giảm công suất tác dụng thời gian sụt giảm điện áp khôi phục mức 90% công suất danh định trước xảy nhiễu loạn vòng ½ giây e Yêu cầu khả vượt qua điện áp thấp Theo thông tư 12 32/2010/TT–BCT thời gian tối đa giải trừ cố cấp điện áp ≤ 110kV 150ms, đưa yêu cầu vượt qua điện áp thấp turbine gió cho lưới điện Việt Nam theo Hình 2.21 Hình 2.21 Khả vượt qua điện áp thấp turbine gió kết nối với lưới điện Việt Nam f Yêu cầu đảm bảo chất lượng điện Bảng 2.4 Giới hạn số thông số chất lượng điện Cấp điện áp Dao động điện áp Nhấp nháy Sóng hài Pst95% = 0,4 THD < 2,5% Do hoạt động đóng cắt 110kV ≤ 2,5% Plt95% = 0,5 Riêng lẻ < 1,5% Pst95% = 0,6 THD < 5% Do hoạt động đóng cắt ≤ 35kV ≤ 3% Plt95% = 0,5 Riêng lẻ < 3% Những thông tin, thông số, yêu cầu, tiêu chuẩn quy định giới thiệu chương tham khảo xây dựng Quy chuẩn đấu nối NMĐG vào HTĐ Việt Nam CHƯƠNG 3: MÔ PHỎNG VÀ ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NMĐG ĐẾN THÔNG SỐ VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN ĐỊA PHƯƠNG Hình 2.32 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 10 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 giới thiệu Hình 2.32 Những phần tử biểu diễn nét đứt dự kiến quy hoạch 3.1 Mô kết nối NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận với lưới điện 110kV địa phương phần mềm PSS/E – Khoanh vùng ảnh hưởng NMĐG Tuy Phong Phần mềm PSS/E sử dụng để mô chế độ khảo sát luận án, trước tiên để khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện địa phương NMĐG Tuy Phong với công suất 30MW, theo mô khảo sát vận hành năm qua, gây ảnh hưởng số điểm nút lân cận Kết mô ảnh hưởng NMĐG đến điện áp nút khu vực lưới điện lân cận điểm kết nối cho số chế độ đặc trưng giới thiệu Hình 3.1 ÷ 3.3 11 1.05 Điện áp nút phụ tải có NMĐG Điện áp nút phụ tải NMĐG Điện áp (pu) 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 nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn 1.005 Điện áp nút phụ tải có NMĐG Điện áp nút phụ tải NMĐG 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 nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ 1.01 Điện áp nút phụ tải có NMĐG Điện áp nút phụ tải NMĐG Điện áp (pu) 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 nút phụ tải ứng với ngày NMĐG phát công suất lớn Nhận thấy có nút: Lương Sơn, Phan Rí, Tuy Phong, CN Vĩnh Hảo, Ninh Phước chịu ảnh hưởng NMĐG Vì phần áp dụng cho lưới điện thực tế sau đây, tính toán mô sơ đồ đơn giản hóa Hình 3.4 Kết mô PSS/E giới thiệu Hình 3.5 12 Hình 3.4 Sơ đồ lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đơn giản hóa Hình 3.5 Sơ đồ mô PSS/E lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đơn giản hóa 3.2 Xây dựng biểu đồ trao đổi công suất NMĐG với lưới điện địa phương số chế độ đặc trưng 3.2.1 Các liệu gió Từ kết khảo sát đo đạc nhiều năm địa điểm định xây dựng đồ thị xác suất thay đổi hướng gió năm, tháng ngày Hình 3.6 Với tháng năm xác định tốc độ gió trung bình (với xác suất 50%), tốc độ gió cực đại V max, cực tiểu Vmin xây dựng họ đường cong với xác suất trung gian khác (10, 20, …80, 90%) (Hình 3.7) Đặc tính tần suất tốc độ gió năm xếp biểu diễn dạng đồ thị kéo dài vận tốc gió theo thời gian (Hình 3.8a) đồ thị xác suất phân bố vận tốc gió năm (Hình 3.8b) 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 Hình 3.8 Đồ thị kéo dài theo thời gian (a) xác suất phân bố vận tốc gió (b) năm 3.2.2 Khả phát công suất turbine gió Công suất phát turbine gió tính theo công thức: P  CP   r vw3 (3.7) Trong đó: C p – Hệ số công suất phụ thuộc tốc độ gió, số vòng quay rotor, số cánh quạt turbine, thiết kế góc nghiêng cánh quạt Các nghiên cứu lý thuyết thực nghiệm cho thấy trị số lý tưởng hệ số Cp = 0,593, loại turbine cánh quạt có hệ số tốt Thông thường nhà chế tạo turbine gió cho biết quan hệ hệ số chuyển đổi tối đa CPmax với biến thiên tốc độ gió  – Mật độ không khí nơi đặt turbine gió (  = 1.22kg/m3); vw – Vận tốc gió r – Bán kính rotor Những turbine gió đại, công suất lớn có đường kính đến 150m Theo (3.1) kết hợp với đặc tính phân bố tốc độ gió Hình 3.9 xây dựng biểu đồ phát công suất lượng khả dụng NMĐG cho khoảng thời gian khảo sát (ngày, tháng, mùa, năm…) Năng lượng thu từ NMĐG khoảng thời gian t: 13 t t E   Pdt   ( CP   r vw3 ) dt 0 (3.8) Đối với turbine gió vận hành NMĐG Tuy Phong đặc tính phát công suất xây dựng trực tiếp cách xác từ số liệu đo đạc thực tế thống kê (cho khoảng thời gian 30 phút) 3.2.3 Biểu đồ trao đổi công suất Biểu đồ trao đổi công suất cần xây dựng cho chế độ đặc trưng theo khả phát NMĐG (cực đại, cực tiểu ngừng phát) theo biểu đồ tiêu thụ điện khu vực có kết nối với NMĐG để từ nghiên cứu chi tiết ảnh hưởng NMĐG đến tiêu kinh tế – kỹ thuật lưới điện Chẳng hạn, với NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận theo kết đo đạc trực tiếp năm 2012, xây dựng biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng Hình 3.11 theo ngày Hình 3.12 Hình 3.12 Biểu đồ phát công suất ngày đặc trưng 7/8/2012 Hình 3.11 Biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng năm 2012 Kết hợp biểu đồ phụ tải khu vực với biểu đồ phát công suất NMĐG xây dựng biểu đồ trao đổi công suất qua phần tử liên lạc NMĐG với lưới điện chế độ đặc trưng Ba chế độ đặc trưng lựa chọn để khảo sát là: NMĐG phát công suất lớn năm, phụ tải địa phương lớn năm NMĐG ngừng hoạt động Đối với ngày đặc trưng chọn (NMĐG phát công suất cực đại 7/8/2012), đồ thị phụ tải địa phương (a), biểu đồ phát công suất nhà máy (b) biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc 110kV Phan Rí – Tuy Phong (c) trình bày Hình 3.16 40 29.1 28.5 30 22 20 17.91 17.46 17.51 17.89 17.95 16.55 13.77 12.6 Công suất (MW) 10.1 15.42 21.5 26.38 28.2 30.34 29.92 29.18 22.3 19.58 17.17 18.26 18.1 16.61 17.38 17.36 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 30 28.9 25.7 25.2 25 28.8 5.42 10 4.8 4.8 8.3 4.04 12 14 16 18 20 22 24 -2.83 -10 -4.91 -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) -30 b) Nhà máy Điện gió c) Trao đổi công suất -21.58 -21.08 -23.4 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 chọn Công suất trao đổi Ptđ qua phần tử liên kết khu vực có NMĐG với HTĐ tính sau: 7,2-j0,2 ≈0 8,1-j0,2 ≈0 ≈0 1,7+j0 0,1 ≈0 0,2 -11,9-j0,6 18,1+j1,8 16+j1,9 0,4 ≈0 0,1 ≈0 0,5 0,1 0,1 0,1 0,2 17,3+j3 0,2 0,4 0,5 0,1 0,2 0,1 0,2 26,7+j3,3 31,8+j4,3 19,6+j2,7 28,3+j3,8 28,1+j3,9 17,3+j2,6 0,3 24,5+j3,3 28,9+j4,4 17,5+j2,9 23,4+j3,9 28,1+4,3 0,2 108,2 108,3 108,7 109,5 Lương Phan Rí – Tuy Vĩnh Hảo Lương Sơn – Tuy Phong – – Ninh Sơn Phan Phong Vĩnh Phước Rí Hảo 21,2+j1,5 24,8+j2 14,6+j1,3 18,2+j1,5 18,1+2,0 16,0+j2,0 HTĐ– Phan Rí HTĐ– Lương Sơn Luồng công suất (MVA) / Tổn thất công suất (MW) đường dây 107,2 107,4 108,0 109,4 Phan Rí 106,4 106,6 107,5 109,8 105,7 106,0 107,1 109,4 104,5 104,7 106,0 108,3 Tuy Vĩnh Ninh Phong Hảo Phước Điện áp nút (kV) Ptđ  PN M Đ G  P p t Ghi chú: Chế độ NMĐG phát công suất cực đại vào lưới điện qua đường dây liên lạc (thời điểm 17h) Chế độ NMĐG không hoạt động (thời điểm 17h) Chế độ tải nhận công suất cực đại từ HTĐ có NMĐG (thời điểm 21h) Chế độ tải nhận công suất cực đại NMĐG không hoạt động (thời điểm 21h) Chế độ đặc trưng Bảng 3.2 Tổng hợp kết tính toán cho chế độ đặc trưng 14 (3.14) Tùy theo tương quan công suất phát NMĐG (PNMĐG) công suất tổng phụ tải (P∑pt) mà Ptđ qua phần tử liên kết có dấu (+) dấu (–) 3.3 Mô thông số vận hành lưới điện chế độ đặc trưng Với biểu đồ trao đổi công suất tính toán mô trào lưu công suất, trị số điện áp nút, tổn thất công suất, điện tiêu ĐTC CCĐ lưới điện phân phối khu vực kết nối với NMĐG Kết mô (bằng phần mềm PSS/E) trào lưu công suất, tổn thất công suất, điện áp nút 110kV phần lưới điện kết nối với NMĐG chế độ phát, nhận công suất cực đại có điện gió trình bày Bảng 3.2 Hình 3.17 15 a) Chế độ phát công suất cực đại vào HTĐ b) Chế độ nhận công suất cực đại từ HTĐ Hình 3.17 Trào lưu công suất phần lưới điện kết nối với NMĐG Khi có tham gia NMĐG thấy biến thiên điện áp ngày đặc trưng 110kV trạm biến áp lân cận với NMĐG giới thiệu Hình 3.20 Điện áp (pu) 0.99 0.98 0.97 0.96 0.95 0.94 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 điểm nút phụ tải lân cận NMĐG ngày NMĐG phát công suất lớn - Kết mô thông số vận hành lưới điện chế độ đặc trưng cho thấy: Không có đường dây bị tải Điện áp nút lưới điện nằm giới hạn cho phép CHƯƠNG 4: ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 4.1 Số liệu thống kê thông số độ tin cậy turbine gió lắp đặt Tuy Phong – Bình Thuận 4.1.1 Thông số hỏng hóc turbine gió NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận Số liệu thống kê NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận cho thời gian khảo sát từ 21/08/2009 đến 15/04/2013 giới thiệu Bảng 4.3 Bảng 4.3 Số liệu thống kê hỏng hóc turbine gió NMĐG Tuy Phong Thời gian khảo sát từ 21/8/2009 đến 15/04/2013 Tổng thời gian ngừng máy để Tổng số lần hỏng hóc sửa chữa (n = 20 turbine gió) (h) (20 turbine gió) Hỏng hóc hệ thống (T1) 1.817,817 Hỏng hóc hệ thống điều khiển (T2) 3.111,417 274 Hỏng hóc hệ thống điện (T3) 508,2 Một số hỏng hóc khác (T4) 300,1 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 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 turbine gió thời gian khảo sát: Các dạng hỏng hóc turbine gió 16 Ttb  T 5.737,534   286,8767 (h) n 20 Ttb 286,8767 *8.760  *8.760  78, 788(h) Tks 31.896  274  13,7 Số lần hỏng hóc trung bình turbine gió thời gian khảo sát: tb    n 20  13,7*8.760 Số lần hỏng hóc trung bình turbine gió/năm:   tb *8.760   3,762 Tks 31.896 T 78, 788 Thời gian sửa chữa trung bình cho lần cố là: Tsc  scn   20,943(h)  3,72 T * 20,943*3,762   0,009 Xác suất hỏng hóc turbine gió: q  sc 8.760 8.760 4.1.2 Xác suất trạng thái tổ máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận Đối với NMĐG Tuy Phong, năm đầu vận hành, tần suất hỏng hóc cao bình thường, nên xét đến số trạng thái nhà máy với tổ máy hỏng Xác suất trạng thái nhà máy với ni = 0, 1, tổ máy hỏng trình bày Bảng 4.4 Thời gian trung bình sửa chữa turbine gió/năm là: Tscn  Bảng 4.4 Kết tính toán xác suất trạng thái nguồn điện gió Trạng thái Số tổ máy hỏng hóc Số trường hợp trạng thái Xác suất trạng thái pGi 1 0,834589833 20 0,151590484 190 0,013078695 4.2 Đẳng trị hóa sơ đồ lưới điện để tính toán độ tin cậy cung cấp điện Mô hình nghiên cứu ĐTC CCĐ chương xây dựng sở phương pháp điểm kê hạn chế N trạng thái hệ thống theo quan hệ: ( p  q ) 1 i (4.8) i i1 Trong đó: pi qi – xác suất làm việc tin cậy hỏng hóc phần tử thứ i, N – số phần tử hệ thống Mỗi số hạng (4.8) tương ứng với trạng thái cụ thể hệ thống, với hệ thống có N phần tử, tổng số trạng thái 2N Để hạn chế số lượng trạng thái cần xem xét thường sử dụng tiêu chí (N – 1) (N – 2) (đối với phần tử có xác suất hỏng hóc cao) Ngoài để giảm bớt khối lượng tính toán, sơ đồ nghiên cứu ĐTC cần đẳng trị hóa để đưa dạng tối giản với số lượng phần tử đẳng trị N tốt 4.2.1 Sơ đồ lưới điện cần khảo sát thông số độ tin cậy phần tử Sơ đồ lưới điện cần khảo sát để tính toán ĐTC CCĐ nhóm phụ tải CN Vĩnh Hảo, Ninh Phước (Hình 4.1) Hệ thống điện I II III Phụ tải Phụ tải NMĐG Hình 4.1 Sơ đồ lưới điện có kết nối NMĐG để khảo sát ĐTC CCĐ (đã đơn giản hóa) Hình 4.2 Sơ đồ lưới điện đẳng trị hóa Kết tính toán thông số ĐTC phần tử sơ đồ trình bày theo Bảng 4.5 17 Bảng 4.5 Xác suất hỏng hóc phần tử lưới điện ω (lần/năm) Tsc (10-3.năm) q (10-3) S (MVA) BA 0,02 60 1,2 T1:125, T2:63 MC220 0,15 2,5 0,37 * MC110A, Mạch BA 0,15 1,2 0,18 * MC110B, Mạch ĐD 0,2 1,2 0,24 * D1 0,634 0,9 0,57 103** D2 0,473 0,9 0,43 103** D3 0,162 0,9 0,15 103** * Năng lực tải máy cắt (MC) chọn lớn lực tải phần tử ** Năng lực tải đường dây (D) chọn theo điều kiện phát nóng tiết diện dây dẫn tương ứng 4.2.2 Đẳng trị hóa lưới điện, tính thông số độ tin cậy phần tử đẳng trị Sơ đồ tính toán ĐTC lưới điện cần đẳng trị hóa theo thông số: xác suất hỏng hóc q (hoặc xác suất làm việc tin cậy p = – q) lực tải Smax phần tử đẳng trị Từ sơ đồ lưới điện Hình 4.1, sau biến đổi đẳng trị ta nhận sơ đồ rút gọn Hình 4.2 với phần tử đẳng trị: I – Nối tiếp phần tử: MC220 + T1 + MC110A + MC110B + D1 + MC110B II – Nối tiếp phần tử: MC220 + T2 + MC110A + MC110B + D2 + MC110B III – Nối tiếp phần tử: MC110B + D3 + MC110B 4.2.3 Xác suất trạng thái hệ thống đẳng trị Xác suất trạng thái hệ thống đẳng trị gồm phần tử I; II; III (theo sơ đồ Hình 4.2) xác định theo công thức: ( pI  qI )( pII  qII )( pIII  qIII )  Khai triển biểu thức bỏ qua trạng thái có số phần tử hư hỏng ni ≥2 ta có trạng thái cần xem xét: pI pII pII  pI qII pIII  qI pII pIII  pI pII qIII 4.3 Ảnh hưởng NMĐG đến kỳ vọng thiếu hụt điện hộ tiêu thụ Khi biết suất thiệt hại (a, đ/kWh) kWh điện thiếu hụt hỏng hóc hệ thống CCĐ (thường cao nhiều so với giá bán điện bình quân, theo kinh nghiệm nhiều nước công nghiệp phát triển mức chênh lệch từ – 10 lần) xác định kỳ vọng thiếu hụt điện (ΔE, kWh) cho năm, đánh giá quan hệ chi phí – hiệu giải pháp tăng cường ĐTC lưới điện nút phụ tải khảo sát Tính kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm hộ tiêu thụ khảo sát trường hợp:  Khi NMĐG  Khi NMĐG hoạt động 4.3.1 Kỳ vọng thiếu hụt điện phụ tải ngày đặc trưng chưa có NMĐG Biểu đồ phụ tải hộ tiêu thụ ngày đặc trưng (ngày có công suất tiêu thụ lớn nhất) giới thiệu Hình 4.3 Công suất (MW) Phần tử 90 80 70 60 50 40 30 20 10 73.95 77.01 76.68 65.3 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 48.81 39.36 36.49 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 35.16 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 10 11 12 13 14 15 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) 16 17 18 19 20 36.76 41.38 42.2 41.23 21 22 L1 23 24 L2 Hình 4.3 Biểu đồ phụ tải hộ tiêu thụ (L1) (L2) ngày có công suất tiêu thụ lớn Trường hợp không xét đến NMĐG, dãy xác suất khả cung ứng từ lưới điện tổng hợp Bảng 4.6 18 Bảng 4.6 Tổng hợp dãy xác suất khả cung ứng lưới điện 103 63 Khả cung ứng Si (MVA) 0,002790 0,000623 Xác suất đảm bảo cung ứng PHTi 0,996579 Khả cung ứng nguồn hộ tiêu thụ ứng với mức cung ứng giới thiệu Hình 4.4÷4.6 120 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 73.95 77.01 76.68 72.1 48.81 66.24 61.62 60.8 61.77 41.38 42.2 41.23 -12.33 -16.21 -14.91 100 80 84.37 81.67 79.61 Công suất (MW) 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 67.84 63.33 63.96 63.57 63.87 63.38 36.49 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 35.16 31.35 20 20.1 18.63 2.64 3.7 2.98 3.33 78 65.3 75.11 73.7 74.46 64.27 58.93 40 80.96 80.13 79.78 79.86 76.57 78.61 58.68 57.96 56.22 57.19 53.65 52.38 54.18 22.74 25.43 21.33 23.39 47.93 28.64 26.23 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 26.43 24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 25 39.36 47.79 31.62 27.32 42.08 27.89 29.3 35.1 28.54 36.76 30.9 23.29 2.07 0.94 -20 -40 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 cung ứng nguồn ứng với khả tải lưới điện (103MVA) 100 73.95 77.01 76.68 80 63 63 63 63 63 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 60 63 63 63 48.81 39.36 36.49 40 Công suất (MW) 65.3 63 63 22.74 35.16 20.1 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 20 24.27 21.33 18.63 18.93 25.43 28.64 26.23 23.39 26.43 24.39 14.18 7.93 12.38 27.32 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 22.04 22.87 23.22 23.14 25 18.68 17.96 16.22 17.19 13.65 31.62 7.79 2.08 -4.9 -8.65 -20 41.38 42.2 41.23 36.76 27.89 29.3 28.54 30.9 -16.71 -40 -37.36 -36.3 -37.02-36.67-37.93 -39.06 -60 -52.33 -56.21-54.91 -80 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 cung ứng nguồn ứng với khả tải lưới điện (63MVA) 100 73.95 77.01 76.68 80 65.3 60.69 60.26 60.59 60.54 61.31 60 48.81 36.49 Công suất (MW) 40 39.67 39.04 39.43 39.13 39.62 35.16 20 39.36 31.62 25.43 28.64 26.23 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 27.32 41.38 42.2 41.23 20.1 22.74 36.76 29.3 28.54 30.9 27.89 26.43 24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 25 23.39 18.63 21.33 -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 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012) L2 L1 N0-L1-L2 Hình 4.6 Biểu đồ khả cung ứng nguồn ứng với khả tải lưới điện (0MVA) 22 23 24 19 Với biểu đồ phụ tải ngày đặc trưng, so sánh khả cung ứng từ lưới điện với nhu cầu phụ tải khảo sát xác định trạng thái gây thiếu hụt công suất cho hộ tiêu thụ (khi Si(tj) < Ppt(tj) –   công suất tiêu thụ phụ tải tj) trị số kỳ vọng lượng điện thiếu hụt tj j  1, 24 xác định: Nj Nj Ej  Ei  Ppt (t j )  Si (t j ) pi 1(MWh) i 1 (4.13) i 1 Trong Nj số trạng thái gây thiếu hụt công suất tj Kỳ vọng thiếu hụt điện cho hộ tiêu thụ ngày khảo sát tính sau: 24  E   E j (4.14) Kết tính toán cho trường hợp không xét NMĐG (pi =PHTi), kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm hộ tiêu thụ L2 (với giả thiết nhóm hộ tiêu thụ L1 cung cấp điện đầy đủ) là: ΔE = 45,10199335 (MWh) 4.3.2 Kỳ vọng thiếu hụt điện phụ tải ngày đặc trưng có NMĐG Biểu đồ phát công suất NMĐG ngày đặc trưng khảo sát trình bày 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 5.5 4.5 2.2 2.4 1.1 0.9 0.8 2.2 2.3 3.8 1.3 1.6 1.4 23 24 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 phát công suất nguồn điện gió ngày đặc trưng Khi có NMĐG khả cung ứng hộ tiêu thụ tj khảo sát tăng lên đến (Si(tj) + SG(tj)) với SG(tj) công suất phát NMĐG tj, tương ứng với xác suất trạng thái cung ứng Pi = PHTi*PGi, PHTi PGi xác suất trạng thái hệ thống NMĐG Trên sơ đồ Hình 4.3, Hình 4.7 Bảng 4.6 xét thời điểm 23h, ta xây dựng sơ đồ khả phát công suất NMĐG có xét đến yếu tố xác xuất (4.11a), mức cung ứng nguồn HTĐ (4.11b) phụ tải tiêu thụ (4.11c) 90 120 1.65 103 1.6 1.5 1.44 1.45 Công suất (MW) 1.52 Công suất (MW) Công suất (MW) 1.6 1.55 77.01 80 100 80 63 60 40 70 60 50 42.2 40 30 20 20 1.4 10 1.35 0 (a) Khả phát công suất NMĐG có xét đến yếu tố xác suất (b) Mức cung ứng nguồn HTĐ L1 (c) Phụ tải Hình 4.11 Khả năng, mức cung ứng tiêu thụ công suất tương ứng NMĐG, HTĐ phụ tải L2 20 Từ biểu đồ Hình 4.11(a) 4.11(b) tính khả cung ứng nguồn hộ tiêu thụ có tham gia nguồn điện gió trình bày 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 P103 P63 P0 Xác xuất trạng thái hệ thống nguồn điện gió Công suất (MW) Hình 4.12 Mức cung ứng nguồn có tham gia nguồn điện gió 70 60 50 40 30 20 10 62.4 62.32 62.24 22.4 P103 22.32 22.24 P63 Xác xuất trạng thái hệ thống nguồn điện gió P0 Hình 4.13 Mức cung ứng sau đáp ứng phụ tải L1 Xác xuất trạng thái hẹ thống nguồn điện gió Công suất (MW) P103 -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 -90 -14.61 -14.69 P63 P0 -14.77 -54.61 -54.69 -54.77 -77.01 -77.01 -77.01 Hình 4.14 Lượng công suất thiếu hụt nhóm phụ tải L2 Sử dụng số liệu Bảng 4.2, Bảng 4.4, tính theo công thức (4.13), ta nhận kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm hộ tiêu thụ L2 có NMĐG (pi = Pi = PHTi*PGi) thời điểm 23h là:  E h  , 9 ( , 8 * ,  ,1 5 * ,  , * , 7 )  , 0 (0, 8 * ,  0,1 5 * ,  0, * 4, 7 )  , 0 ( , 8 * 7 ,  , 5 * 7 ,  , * 7 , 1)  4, 63 60 08( M W h ) Tính tương tự cho lại, sau sử dụng công thức (4.3) tính kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm phụ tải L2 ngày đặc trưng chọn có tham gia nguồn điện gió: ΔEG = 38,14900551 (MWh)) Nhận thấy có mặt NMĐG làm giảm kỳ vọng thiếu hụt điện cho nhóm phụ tải L2 là: δE = ΔE – ΔEG =45,10199335 – 38,14900551 = 6,95298785(MWh) E EG 6,95298785  E%  *100  *100  15,42% hay là: E 45,10199335 Sơ đồ khối mô tả trình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện cho ngày giới thiệu Hình 4.15 21 Thông số hỏng hóc NMĐG phần tử lưới điện TSC, ω, q Biểu đồ phụ tải ngày khu vực  khảo sát Pi(ti)/ i  1, 24  Biểu đồ phát công suất theo ngày NMĐG Đẳng trị hóa sơ đồ tính toán ĐTC, xác định pđt, Sđt [theo mục 4.2.2] Tính toán xác suất trạng thái hệ thống đẳng trị [theo mục 4.2.3] Xây dựng dãy xác suất khả cung ứng  (Si, pi)/ i  1, 24  Kỳ vọng thiếu hụt điện ΔE = j=1 Điện thiếu hụt ΔEj j [theo (4.2)] ΔE = ΔE + ΔEj j=j+1 j ≤ 24 S Xuất ΔE STOP Hình 4.15 Sơ đồ khối mô tả trình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện Phương pháp tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện theo sơ đồ Hình 4.15 sử dụng để tính toán cho thời gian khảo sát khác (tuần, tháng, mùa, năm ) Để giảm khối lượng tính toán gộp ngày theo nhóm (làm việc, ngày nghỉ, trước sau ngày nghỉ) theo mùa (mưa, khô, nhiều gió, gió ) 4.4 Chiến lược chia cắt (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Tách đảo thao tác cô lập phần lưới điện có kết nối với nguồn điện phân tán để trì CCĐ cho hộ tiêu thụ quan trọng trường hợp hệ thống điện lớn bị cố Trường hợp nguồn phân tán có công suất huy động chủ động (như điện mặt trời, điện gió ) cần phải xem xét điều kiện kỹ thuật cụ thể cho lưới điện để tính toán thực phương án tách đảo 4.4.1 Nội dung chiến lược tách đảo trường hợp có nguồn điện phân tán kết nối với lưới điện 4.4.1.1 Cân công suất khu vực tách đảo Điều kiện cần thiết để đảm bảo làm việc ổn định phần tử lưới điện cô lập sau tách đảo cân công suất tác dụng phản kháng “đảo” có xét đến nguồn dự phòng ảnh hưởng sa thải phụ tải 4.4.1.2 Điều khiển hệ thống thiết bị tự động thực tách đảo 22 Sơ đồ logic điều khiển cắt máy cắt để tách đảo giới thiệu Hình 4.16 - Rơle tần số thấp - Rơle điện áp thấp , - Rơle khống chế thời gian giảm tần số điện áp ngắn hạn cho phép , - Rơle phản ảnh trạng thái hoạt động nguồn điện phân tán NMĐG - Rơle phản ánh trạng thái hoạt động nguồn điện phân tán khác - Khâu xác định thời gian ngày Hình 4.16 Sơ đồ logic điều khiển máy cắt để tách đảo Trong sơ đồ Hình 4.16 Khâu làm nhiệm vụ kiểm tra cố điện hệ thống điện lớn kết nối phần lưới điện dự kiến cô lập, Khâu phản ảnh trạng thái hoạt động bình thường nguồn điện phân tán, Khâu kiểm tra điều kiện không tách đảo trì tình trạng làm việc lâu dài riêng NMĐG điều kiện hỗ trợ nguồn điện phân tán khác Khâu để xác định thời điểm tách đảo 4.4.1.3 Tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải Để đơn giản nâng cao hiệu tác động sa thải phụ tải lưới phân phối thường tổ chức cấp sa thải, chẳng hạn:  Khi sa thải theo tần số (4.17) (4.18) f1 kđ  49 H z ;  P1 f  5% Pm ax f kđ  48, Hz ; P2 f  10% Pmax  Khi sa thải theo điện áp thấp U1kđ  0,85 Udđ ; P1U  10%Pmax (4.19) (4.20) U2 kđ  0,8 U dđ ; P2U  15%Pmax 4.4.2 Tính toán thông số vận hành lưới điện tách đảo 4.4.2.1 Chế độ làm việc bình thường trước tách đảo Xét ngày đặc trưng 1/12/2012 (ngày có phụ tải tiêu thụ lớn năm), số liệu phụ tải tiêu thụ điểm nút nguồn phân tán thời điểm 23h (phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất) lưới điện địa phương tỉnh Bình Thuận trình bày theo Bảng 4.7 Bảng 4.7 Phụ tải tiêu thụ lưới điện nguồn phân tán thời điểm 23h ngày đặc trưng chọn Phụ tải tiêu thụ (MW) Nguồn phân Đức Mũi Hàm Thuận Hàm Phan Lương Phan Vĩnh Ninh tán Linh Né Tân Nam Kiệm Thiết Sơn Rí Hảo Phước (MW) 23h 14,2 31,5 61,6 73 51,3 84,4 16,5 25,7 51,3 15,4 34,6 Sử dụng phần mềm PSS/E mô trào lưu công suất thời điểm nói Tổn thất công suất lưới điện áp 22kV trạm biến áp (TBA) cho trường hợp chế độ làm việc bình thường trước tách đảo giới thiệu Bảng 4.8 Thời điểm Bảng 4.8 Tổn thất công suất điện áp nút phụ tải trước tách đảo Thời điểm ΔP (MW) U(pu) Hàm Phan Kiệm Thiết 0,955 0,994 Lương Phan Đức Mũi Hàm Thuận Vĩnh Ninh Linh Né Tân Nam Rí Hảo Phước Sơn 23h 28,4 0,995 0,985 0,834 0,916 0,962 0,948 0,929 0,915 4.4.2.2 Chế độ làm việc tách đảo Từ kết mô sở cân công suất, dự kiến phương án tách đảo phụ tải nhận công suất lớn (23h) cho ngày đặc trưng chọn Sơ đồ dự kiến tách đảo, thông số phần tử lưới điện nguồn điện 23 phân tán địa phương cho trường hợp giới thiệu Hình 4.20 Biểu đồ phụ tải khu vực tách đảo, công suất phát điện gió thủy điện ngày đặc trưng (ngày có phụ tải cực đại năm) giới thiệu Hình 4.22 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 30 34.1 35.2 35.4 35.2 35.3 33.9 33.8 34.3 11.8611.67 10.33 10.07 9.28 44.5 38.5 36.8 34.6 34.4 26.66 26.28 25.7 24.73 23.9 23.06 22.26 20.6 19.8318.79 19.49 20.5 20.04 17.9 17 16.89 16.0416.3716.5216.24 15.44 14.93 13.4414.13 23.7723.3423.7323.8324.52 20.8621.0720.37 20 37.5 35.26 32.43 31.21 30.78 28.71 26.47 42.3 41.5 42 23.6 22.51 10.52 10 8.9 9.67 Thời gian giờ/ngày 1/12/2012 Thủy điện Bắc Bình NMĐG+Thủy điện Bắc Bình Phụ tải tiêu thụ NMĐG Tuy Phong Tra o đổi công suất Hình 4.20 Sơ đồ mạch dự kiến cấp điện cho phụ tải chia cắt (tách đảo) Hình 4.22 Biểu đồ trao đổi công suất nguồn phân tán với phụ tải Phan Rí sau chia cắt (tách đảo) lưới điện Sử dụng số liệu Bảng 4.7, mô trào lưu công suất lưới điện tách đảo thời điểm phụ tải tiêu thụ công suất lớn (23h) Tổn thất điện lưới điện áp 22kV TBA Phan Rí cho trường hợp chế độ làm việc tách đảo giới thiệu Bảng 4.10 Bảng 4.10 Tổn thất công suất điện áp 22kV TBA Phan Rí Thời gian ΔP (MW) U(pu) Phan Rí 23h 0,4 0,9847 4.4.2.3 Chế độ làm việc tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải Quan sát Hình 4.20 cho thấy vùng cấp điện bé cố nguồn hệ thống điện lớn thời điểm Ứng với thời điểm sơ đồ Hình 4.22, lượng công suất phát dư mở rộng thêm vùng cung cấp điện ta kết hợp sa thải phụ tải Giả sử cung cấp cho phụ tải loại (30% công suất định mức TBA), sa thải loại 2; 3, sơ đồ cấp điện mở rộng theo Hình 4.23 Kết mô (tổn thất công suất lưới, điện áp 22kV TBA) sơ đồ Hình 4.23 giới thiệu Bảng 4.11 Bảng 4.11 Tổn thất công suất điện áp nút phụ tải (có kết hợp sa thải phụ tải) U(pu) Thời gian Phan Vĩnh Ninh Rí Hảo Phước 23h 0,8 0,9771 0,9677 0,9655 Như vậy, hệ thống điện lớn bị cố việc chia cắt (tách đảo) lưới điện thời điểm phụ tải tiêu thụ lớn ngày đặc trưng xem xét cho thấy vùng cấp điện nhỏ lớn (có kết hợp với sa thải phụ tải) cho nhóm phụ tải thời gian hệ thống điện lớn bị cố Các kết mô cho thấy lưới điện chia cắt hoạt động bình thường, đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải thời gian định chờ hệ thống điện lớn khôi phục lại ΔP (MW) Hình 4.23 Sơ đồ lưới điện tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải 24 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận Việc phát triển nguồn lượng tái tạo nói chung lượng gió để dần thay cho nguồn lượng truyền thống xu tất yếu giới Việt Nam Nhiều nghiên cứu nước quốc tế, cho thấy tiềm phát triển điện gió Việt Nam đánh giá tốt Nếu có chiến lược phát triển hợp lý vòng 15 – 20 năm đến, điện gió chiếm tỷ trọng đáng kể cân điện toàn quốc Sau nhiều năm bàn luận, nghiên cứu, gần hai dự án điện gió quy mô công nghiệp đưa vào vận hành đấu nối với lưới điện Việt Nam Việc nghiên cứu thông số, chế độ làm việc ảnh hưởng hai NMĐG đến lưới điện địa phương cho phép rút kết luận bổ ích phục vụ cho việc phát triển điện gió tương lai Việt Nam Để đưa lượng công suất điện gió lớn vào vận hành HTĐ cần xây dựng Quy chuẩn đấu nối điện gió vào HTĐ quy định tiêu chuẩn cụ thể cấp điện áp đấu nối, độ lệch điện áp tần số cho phép điều kiện vận hành, tiêu chất lượng điện ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện khu vực kết nối Trong luận án này, sau phần tổng quan phát triển điện gió giới giới thiệu tiềm điện gió Việt Nam, nghiên cứu vấn đề liên quan đến việc đấu nối điện gió vào HTĐ, phương pháp điều chỉnh chế độ làm việc turbine gió lưới điện ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện địa phương mô minh họa cho trường hợp NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận Những nghiên cứu đề xuất tham khảo để xây dựng quy chuẩn đấu nối NMĐG vào HTĐ Việt Nam Đóng góp khoa học luận án tóm tắt sau: a Nghiên cứu, xây dựng biểu đồ phát công suất NMĐG biểu đồ trao đổi công suất NMĐG với lưới điện thông qua phần tử liên lạc, từ xác định chế độ đặc trưng cần khảo sát b Nghiên cứu khoanh vùng đánh giá tác động NMĐG đến thông số vận hành lưới điện lân cận điểm đấu nối trào lưu công suất, tổn thất công suất điện năng, điện áp nút phụ tải chế độ xác lập đặc trưng chọn phần mềm PSS/E c Xây dựng mô hình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện cho hộ tiêu thụ có tham gia nguồn điện gió dựa phương pháp điểm kê hạn chế trạng thái tính toán hệ thống, đánh giá biến thiên công suất phát (theo giờ), xác suất trạng thái nguồn điện gió, biểu đồ phụ tải hộ tiêu thụ khu vực khảo sát, khả tải, thông số hỏng hóc phần tử lưới điện số liệu hỏng hóc thực tế thống kê turbine gió vận hành 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 nguồn phát huy động cách chủ động với mục đích sử dụng tối đa nguồn điện phân tán địa phương hệ thống điện lớn bị cố Đề xuất phương pháp kết hợp việc chia cắt lưới điện với sa thải phụ tải để mở rộng khu vực trì cung cấp điện cho hộ tiêu thụ quan trọng thời gian hệ thống điện lớn bị cố Kiến nghị Điện gió lĩnh vực mẻ Việt Nam đầu tư nghiên cứu nhiều giới Do vậy, để phát triển nhanh bền vững lĩnh vực nguồn điện nhiều tiềm Việt Nam, nhiều vấn đề cần nghiên cứu liên quan đến chế sách đầu tư trợ giá, quy chuẩn kỹ thuật đấu nối vận hành điện gió, phối hợp với nguồn điện truyền thống phân tán sử dụng lượng tái tạo khác để xây dựng hệ thống nguồn thông minh, bền vững Chính phủ Việt Nam thực bước ban đầu quan trọng việc trợ giá cho điện gió Mặc dù mức trợ giá chưa đủ sức thu hút nhà đầu tư đánh giá cao, chứng tỏ quan tâm Nhà nước đến việc phát triển lượng gió nói riêng lượng tái tạo nói chung Việt Nam Để phát triển mạnh mẽ lĩnh vực này, cần nghiên cứu nâng mức trợ giá tương lai, nguồn vốn cho trợ giá cần huy động từ hoạt động bảo vệ môi trường, chống thảm họa, thiên tai Điện gió lựa chọn tốt phương án cấp điện cho hải đảo Việt Nam, cần xây dựng quy hoạch tổng thể điện khí hóa hải đảo, điện gió kết hợp với loại nguồn phân tán khác mặt trời, sóng biển, diezel…sẽ tích hợp để cung cấp điện cho cư dân hải đảo xa xôi, vấn đề Nhà nước dư luận xã hội quan tâm nghiệp bảo vệ chủ quyền biển đảo tổ quốc [...]... 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... 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, ... 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... như những chỉ tiêu ĐTC CCĐ của lưới điện phân phối khu vực kết nối với NMĐG Kết quả mô phỏng (bằng phần mềm PSS/E) trào lưu công suất, tổn thất công suất, điện áp các nút 110kV trên phần lưới điện kết nối với NMĐG ở chế độ phát, nhận công suất cực đại khi có và không có điện gió được trình bày trên Bảng 3.2 và Hình 3.17 15 a) Chế độ phát công suất cực đại vào HTĐ b) Chế độ nhận công suất cực đại từ... 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... áp trên các điểm nút phụ tải lân cận NMĐG trong ngày NMĐG phát công suất lớn nhất - Kết quả mô phỏng thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ đặc trưng cho thấy: Không có đường dây nào bị quá tải Điện áp các nút của lưới điện đều nằm trong giới hạn cho phép CHƯƠNG 4: ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 4.1 Số liệu thống kê về thông số độ tin cậy của các turbine gió được... 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 Chẳng hạn, với NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận theo kết quả đo đạc trực tiếp trong năm 2012, có thể xây dựng được biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng... không thể chủ động được (như điện mặt trời, điện gió ) cần phải xem xét các điều kiện kỹ thuật cụ thể cho từng lưới điện để tính toán và thực hiện các phương án tách đảo 4.4.1 Nội dung của chiến lược tách đảo trong trường hợp có nguồn điện phân tán kết nối với lưới điện 4.4.1.1 Cân bằng công suất trong khu vực tách đảo Điều kiện cần thiết để đảm bảo sự làm việc ổn định của phần tử lưới điện được cô... 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,... nhóm (làm việc, ngày nghỉ, trước và sau ngày nghỉ) hoặc theo mùa (mưa, khô, nhiều gió, ít gió ) 4.4 Chiến lược chia cắt (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Tách đảo là thao tác cô lập một phần lưới điện có kết nối với các nguồn điện phân tán để duy trì CCĐ cho các hộ tiêu thụ quan trọng trong trường hợp hệ thống điện lớn bị sự cố Trường hợp các nguồn phân tán có công suất huy động ... năm bàn luận, nghiên cứu, gần hai dự án điện gió quy mô công nghiệp đưa vào vận hành đấu nối với lưới điện Việt Nam Việc nghiên cứu thông số, chế độ làm việc ảnh hưởng hai NMĐG đến lưới điện địa... giới thiệu tiềm điện gió Việt Nam, nghiên cứu vấn đề liên quan đến việc đấu nối điện gió vào HTĐ, phương pháp điều chỉnh chế độ làm việc turbine gió lưới điện ảnh hưởng NMĐG đến lưới điện địa phương... 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) (Hình 2.4) Hình 2.4 Mô hình máy phát nối trực tiếp với lưới (loại A) Hình 2.5 Mô hình máy