1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
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. Đến cuối năm 2012 trên toàn thế giới ước đạt 282410MW công suất điện gió đấu nối vào lưới điện. Dự
báo trong tương lai, mức độ thâm nhập điện gió sẽ còn tăng cao hơn nữa.
Việt Nam được đánh giá là quốc gia có tiềm năng năng lượng gió khá cao. Mới đây nhất (19/09/2014), tại
Hà Nội AWS Truepower – Hoa Kỳ đã công bố kết quả khảo sát tiềm năng gió trên toàn lãnh thổ Việt Nam, 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. Khi số lượng lớn công suất điện gió tích hợp vào lưới điện sẽ có những tác động đến lưới điện, đặc biệt
là lưới điện phân phối lân cận điểm kết nối.
Những ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện liên quan đến nhiều vấn đề, trong đó có: Trào lưu công suất;
lượng công suất dự phòng để đảm bảo ổn định hệ thống; ngắn mạch trên lưới điện; ổn định của hệ thống điện
(HTĐ); hệ thống bảo vệ về cơ và điện; chất lượng điện năng…
Ở Việt Nam đã có nhiều nghiên cứu về điện gió, chẳng hạn chế tạo turbine gió đáp ứng với điều kiện Việt
Nam; điều khiển để turbine gió bám lưới khi xảy ra ngắn mạch; sử dụng siêu tụ để tích trử năng lượng gió dư
thừa…Tuy nhiên vấn đề nghiên cứu lựa chọn các chế độ đặc trưng, đánh giá ảnh hưởng của NMĐG đến thông số
vận hành của lưới điện địa phương và độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) 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
Phân tích và đánh giá tác động của NMĐG 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 ĐTC CCĐ và khả năng cô lập (tách đảo) một
phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện gió khi HTĐ lớn bị sự cố để nâng cao ĐTC CCĐ.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu: Ảnh hưởng của NMĐG 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 ĐTC CCĐ, chủ yếu tập trung vào việc

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 NMĐG vào HTĐ
Chương 3. Mô phỏng và đánh giá ảnh hưởng của NMĐG 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.

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
Phần tổng quan của Luận án nhằm giới thiệu những vấn đề chung về 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 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, quá trình phát triển này được mô tả trên Hình 1.3.
Tổng công suất

Tăng trưởng

80000

237029

Công suất (MW)

250000

194559

200000
157910
150000

40000
30000
20000
10000

31307
22796

18421
8445

8124 7473

6000

4525

0

0
2002

2003

2004

2005

2006



1.2 Mô hình hệ thống chuyển đổi năng lượng gió
Bằng cách sử dụng 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, được trình bày trên Hình 1.9.
1.3 Giải pháp về công nghệ chế tạo máy phát điện


3
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, được mô tả trong
Hình 1.10.
12
10

Công suất (MW)

8

10 10 10
8 7.5
7 7 7
6 6 6 6 6 6 6 6 6

6

5.55.55.55.5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

4
2
0


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

0
2002

2003

2004

2005

2006

2007

2005

2012

Năm

Hình 1.14 Giá thành điện gió giảm từ năm 1990 đến năm 2012

1.5 Suất đầu tư và giá thành điện năng của nguồn điện gió
Nếu so sánh giá thành điện năng của điện gió (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 đáng kể (Hình 1.14).
1.6 Điện gió tại Việt Nam
Kết quả nghiên cứu gần đây nhất (09/2014) về tiềm năng, đặc điểm, chế độ gió và các vị trí có thể xây dựng
NMĐG quy mô công nghiệp được giới thiệu trên Hình 1.17 – 1.19.

Hình 1.17 Miền Bắc, kịch bản cho năm 2020

Hình 1.18 Miền Trung, kịch bản cho năm 2020


4

Hình 1.19 Miền Nam, kịch bản cho năm 2020

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

40
30
20
10
0

Công suất điện gió (MW)

Hình 1.22 Độ lệch chuẩn công suất gió trong thời gian 10 phút

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.
Cho đến nay đã có hơn 40 dự án đầu tư xây dựng NMĐG tại Việt Nam với tổng công suất lắp đặt vào
khoảng 4113MW. Hiện tại có 2 dự án đã 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 nay chưa có Quy chuẩn quốc gia của Việt Nam về đấu nối NMĐG vào HTĐ. ERAV và EVN đang
trong quá trình xây dựng Quy chuẩn này. Các nghiên cứu trong chương này nhằm tìm hiểu, lựa chọn và giới thiệu


5
một số nội dung, thông số, tiêu chuẩn của một số quốc gia có công nghiệp điện gió phát triển trên thế giới cũng
như một số quy định hiện hành của Việt Nam về lưới điện liên quan đến đấu nối. Những thông tin được tổng hợp
trong chương này có thể được tham khảo trong quá trình xây dựng quy chuẩn của 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 phát, khoảng cách đến điểm đấu nối cũng như lưới điện của mỗi quốc gia. Trên thực tế, việc đấu nối có thể
thực hiện ở cấp điện áp phân phối hoặc cấp điện áp truyền tải. Có hai sơ đồ điển hình đấu nối NMĐG vào lưới
điện được trình bày ở Hình 2.1 và 2.2.


≤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 của trang trại gió

s

Hình 2.9 Sơ đồ mô tả dòng công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới

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 laị.
2.5 Một số tiêu chuẩn Quốc tế và quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối NMĐG vào HTĐ
2.5.1 Một số tiêu chuẩn Quốc tế
2.5.1.1 Phạm vi hoạt động của điện áp và tần số


7
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.
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 điện, được minh họa trên Hình 2.13.

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.
2.5.1.2 Kiểm soát công suất phản kháng và điều chỉnh điện áp
Turbine gió có khả năng kiểm soát công suất phản kháng để hỗ trợ và điều chỉnh điện áp tại điểm kết nối
(POC). 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

Mức độ biến thiên điện áp cho phép được quy định theo tiêu chuẩn quốc tế và quy định của mỗi quốc gia.
Chẳng hạn, đối với lưới truyền tải: tại Đan Mạch turbine gió gây ra một sự biến đổi điện áp không vượt quá 1%
tại điểm kết nối chung (POC); 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…
 Nhấp nháy điện áp
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. 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
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%. 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
Một số vấn đề liên quan đến việc kết nối NMĐG với lưới điện Việt Nam được xem xét và đề xuất 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 NMĐG tại Việt Nam


9
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 %

NMĐG cần có khả năng tăng hoặc giảm công suất theo lệnh điều độ với tốc độ 1%/giây, 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 thời gian tối đa giải trừ sự cố ở cấp điện áp ≤ 110kV là 150ms, có
thể đưa ra yêu cầu vượt qua điện áp thấp của turbine gió cho lưới điện Việt Nam theo Hình 2.21.

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
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%

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


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
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



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

3.2 Xây dựng biểu đồ trao đổi công suất giữa NMĐG với lưới điện địa phương trong một số chế
độ đặc trưng
3.2.1 Các dữ liệu về gió
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. Với mỗi tháng trong năm có thể xác định tốc
độ gió trung bình (với xác suất 50%), tốc độ gió cực đại V max, cực tiểu Vmin và xây dựng họ đường cong với các
xác suất trung gian khác (10, 20, …80, 90%) (Hình 3.7). 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 gió theo thời gian (Hình 3.8a) hoặc đồ thị xác suất phân
bố vận tốc gió trong năm (Hình 3.8b).
N
NW

5,2

SW

32,5(%)

W

NE

E

Tỷ lệ V
1m/sec



13
t

t

1
E   Pdt   ( CP . . .r 2 .vw3 ) dt
2
0
0

(3.8)

Đối với các turbine gió đang vận hành như NMĐG Tuy Phong đặc tính phát công suất có thể được xây
dựng trực tiếp một cách chính xác hơn từ số liệu đo đạc thực tế đã thống kê được (cho từng khoảng thời gian 30
phút).
3.2.3 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.
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 trên Hình 3.11 và theo ngày trên Hình 3.12.

Hình 3.12 Biểu đồ phát công suất trong ngày đặc trưng
7/8/2012

Hình 3.11 Biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng năm 2012



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


8

5.42
10

4.8

4.8

8.3

4.04
12

14

16

18

20

22

24

-2.83
-10




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


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


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:
1. Chế độ NMĐG phát công suất cực đại vào lưới điện qua đường dây liên lạc (thời điểm 17h)
2. Chế độ khi NMĐG không hoạt động (thời điểm 17h)
3. Chế độ tải nhận công suất cực đại từ HTĐ khi có NMĐG (thời điểm 21h)
4. Chế độ tải nhận công suất cực đại khi NMĐG không hoạt động (thời điểm 21h)

4

3

2

1



Điện áp (pu)

0.99
0.98
0.97
0.96
0.95
0.94
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

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

-

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 lắp đặt ở Tuy Phong – Bình
Thuận
4.1.1 Thông số hỏng hóc của turbine gió ở NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận
Số liệu thống kê ở NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận cho thời gian khảo sát từ 21/08/2009 đến 15/04/2013
được giới thiệu ở Bảng 4.3.
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
Tổng thời gian ngừng máy để
Tổng số lần hỏng hóc
sửa chữa (n = 20 turbine gió) (h) của (20 turbine gió)
1. Hỏng hóc hệ thống cơ (T1)
1.817,817
2. Hỏng hóc hệ thống điều khiển (T2)


274
 13,7
Số lần hỏng hóc trung bình của 1 turbine gió trong thời gian khảo sát: tb   
n
20

13,7*8.760
Số lần hỏng hóc trung bình của 1 turbine gió/năm:   tb *8.760 
 3,762
Tks
31.896
T
78, 788
Thời gian sửa chữa trung bình cho 1 lần sự cố là: Tsc  scn 
 20,943(h)

3,72
T * 20,943*3,762

 0,009
Xác suất hỏng hóc của 1 turbine gió: q  sc
8.760
8.760
4.1.2 Xác suất trạng thái của các tổ máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận
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.
Thời gian trung bình sửa chữa một turbine gió/năm là: Tscn 


Trong đó: pi và qi – là xác suất làm việc tin cậy và hỏng hóc của phần tử thứ i, N – là số phần tử trong hệ
thống. Mỗi số hạng trong (4.8) tương ứng với một trạng thái cụ thể của hệ thống, với hệ thống có N phần tử, tổng
số trạng thái là 2N. Để hạn chế số lượng trạng thái cần xem xét thường sử dụng tiêu chí (N – 1) hoặc (N – 2) (đối
với các phần tử có xác suất hỏng hóc cao). Ngoài ra để giảm bớt khối lượng tính toán, sơ đồ nghiên cứu ĐTC cần
được đẳng trị hóa để đưa về dạng tối giản với số lượng phần tử đẳng trị N càng ít càng tốt.
4.2.1 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 ĐTC CCĐ đối với nhóm phụ tải CN Vĩnh Hảo, Ninh Phước (Hình
4.1).

Hệ thống điện

I

II

III
Phụ tải 2
Phụ tải 1
NMĐG

Hình 4.1 Sơ đồ lưới điện có kết nối NMĐG để khảo sát ĐTC CCĐ
(đã được đơn giản hóa)

Hình 4.2 Sơ đồ lưới điện đã được đẳng trị hóa

Kết quả tính toán các thông số về ĐTC của các phần tử trong sơ đồ được trình bày theo Bảng 4.5.


17
Bảng 4.5 Xác suất hỏng hóc của các phần tử lưới điện

0,9
0,43
103**
D3
0,162
0,9
0,15
103**
* 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
4.2.2 Đẳng trị hóa lưới điện, tính thông số độ tin cậy của các phần tử đẳng trị
Sơ đồ tính toán ĐTC 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.
Từ sơ đồ lưới điện Hình 4.1, sau khi biến đổi đẳng trị ta nhận được sơ đồ rút gọn trên Hình 4.2 với các phần
tử đẳng trị:
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.
4.2.3 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:
( 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
4.3 Ảnh hưởng của NMĐG đến kỳ vọng thiếu hụt điện năng của hộ tiêu thụ
Khi đã biết suất thiệt hại (a, đ/kWh) của 1 kWh điện năng thiếu hụt vì hỏng hóc của hệ thống CCĐ (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 ĐTC của lưới điện đối với nút phụ tải được khảo

36.49
39.67 39.04 39.43 39.13 39.62

35.16

25.43
20.1 22.74
18.63

1

2

3

4

5

6

7

28.64 26.23

22.28 22.17 23.56 22.67 24.35

27.32

31.62


20

36.76

41.38 42.2 41.23

21

22
L1

23

24
L2

Hình 4.3 Biểu đồ phụ tải của hộ tiêu thụ (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.


18
Bảng 4.6 Tổng hợp dãy xác suất khả năng cung ứng của lưới điện

103
63
0
Khả năng cung ứng Si (MVA)

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

35.16
31.35

20

20.1
18.63

0
2.64

3.7

2.98

3.33

78

65.3
75.11

73.7

74.46

64.27
58.93

40

35.1
28.54

36.76
30.9
23.29

2.07

0.94

-20
-40
1

2

3

4

5

6

7

8

9


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 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


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

0

25.43 28.64 26.23
23.39 26.43 24.39
14.18
7.93


-39.06

-60

-52.33
-56.21-54.91

-80
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

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 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

-80

-73.95-77.01-76.68

-100
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

24


19
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 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 tj j  1, 24 được xác định:
Nj

Nj

Ej  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 tj
Kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho hộ tiêu thụ trong ngày khảo sát được tính như sau:
24

 E   E j

(4.14)

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

3

6

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21


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



20
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 được trình bày trên 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


22.24

P63
Xác xuất trạng thái của hệ thống và nguồn điện gió

P0

Hình 4.13 Mức cung ứng sau khi đáp ứng phụ tải L1
Xác xuất trạng thái của hẹ thống và nguồn điện gió

Công suất (MW)

P103
0
-10
-20
-30
-40
-50
-60
-70
-80
-90

-14.61

-14.69

P63


 E% 
*100 
*100  15,42%
hay là:
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.


21
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 4.2.2]
Tính toán xác suất trạng thái của hệ thống
đẳng trị [theo mục 4.2.3]
Xây dựng dãy xác suất về khả năng cung ứng



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 lập sau khi tách đảo là
cân bằng công suất tác dụng và phản kháng trong “đảo” có xét đến các nguồn dự phòng và ảnh hưởng của sa thải
phụ tải.
4.4.1.2 Điều khiển hệ thống thiết bị tự động thực hiện tách đảo


22
Sơ đồ logic điều khiển cắt máy cắt để tách đảo 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

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

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 khi tách đảo
Từ kết quả mô phỏng trên cơ sở cân bằng công suất, dự kiến phương án tách đảo khi phụ tải nhận công suất
lớn nhất (23h) cho ngày đặc trưng đã chọn. Sơ đồ dự kiến tách đảo, thông số các phần tử lưới điện và nguồn điện


23
phân tán ở địa phương cho trường hợp trên được giới thiệu trên Hình 4.20. 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) được giới
thiệu trên Hình 4.22.
1

2

3

4

5

6


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

0

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 đã được chia cắt (tách đảo)

Hình 4.22 Biểu đồ trao đổi công suất giữa nguồn phân tán với phụ tải Phan Rí sau
khi chia cắt (tách đảo) lưới điện

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 điện năng 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

Thời gian

ΔP
(MW)

U(pu)
Phan Rí

23h

động bình thường, đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải trong
thời gian nhất 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
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: