ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HOÀNG MINH THÁI

NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG
CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ HẢI NINH
ĐẾN LƯỚI ĐIỆN 110KV TỈNH QUẢNG BÌNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. LÊ ĐÌNH DƯƠNG

Phản biện 1: TS. LƯU NGỌC AN

Phản biện 2: TS. LÊ HỮU HÙNG

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ
kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 22 tháng 12
năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

hướng cũng luôn thay đổi. Do đó cần phải nghiên cứu, đánh giá ảnh hưởng của
nhà máy điện gió khi đấu nối vào lưới điện của khu vực. Vì vậy việc lựa chọn đề
tài “Nghiên cứu ảnh hưởng của nhà máy điện gió Hải Ninh đến lưới điện 110kV
tỉnh Quảng Bình” vừa là giải pháp mang tính thực tiễn, vừa mang lại hiệu quả
kinh tế cao nhất trong vận hành nhằm nâng cao sản lượng điện đóng góp vào hệ
thống điện.
2. Mục đích nghiên cứu
Nghiên cứu, phân tích ảnh hưởng của nhà máy điện gió Hải Ninh đến lưới
điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Bình.


2

3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu: Nhà máy điện gió Hải Ninh; Hệ thống lưới điện tỉnh
Quảng Bình (khu vực có nhà máy đấu nối vào) và các vấn đề liên quan khi vận
hành nhà máy điện gió trong lưới điện.
Phạm vi nghiên cứu: Tìm hiểu cơ sở lý thuyết về nhà máy điện gió, trên cơ
sở lý thuyết và số liệu thực tế, sử dụng công cụ thích hợp (phần mềm) để phân
tích, đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió Hải Ninh đến lưới điện 110kV
khu vực tỉnh Quảng Bình.
4. Phương pháp nghiên cứu
Kết hợp nghiên cứu lý thuyết và tìm hiểu, áp dụng thực tế: nghiên cứu lý
thuyết về nhà máy điện gió; các vấn đề liên quan khi kết nối nhà máy điện gió
với lưới điện; thu thập số liệu thực tế về nhà máy điện gió Hải Ninh và lưới điện
110 kV khu vực tỉnh Quảng Bình; phân tích, đánh giá ảnh hưởng của nhà máy
điện gió Hải Ninh đến lưới điện khu vực tỉnh Quảng Bình.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đề tài đưa ra cơ sở phân tích, đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến
lưới điện, sau khi hoàn thiện có thể dùng làm tài liệu tham khảo cho các nghiên

trong những tỉnh có nhiều tiềm năng về phát triển điện gió. Với khảo sát này,
vận tốc gió vùng ven biển của địa phương bình quân từ 5,5 - 6,0m/s, vùng núi
thuộc huyện Minh Hóa từ 6,2 - 7m/s. Hiện nay tỉnh đang lập Quy hoạch điện gió
đến năm 2025, có xét đến năm 2035, sẽ hoàn thành trình Bộ Công Thương phê
duyệt vào cuối năm 2018, với tổng công suất khoảng 800 - 1.000MW trên địa
bàn các xã: Gia Ninh, Hải Ninh (huyện Quảng Ninh - khoảng 250MW); xã Ngư
Thủy Bắc, Ngư Thủy Nam, Sen Thủy, Hưng Thủy (huyện Lệ Thủy - khoảng
200MW); xã Dân Hóa (huyện Minh Hóa - khoảng 300MW); xã Quảng Đông
(huyện Quảng Trạch) và xã Trung Trạch (huyện Bố Trạch) khoảng 150MW.
Hiện tại, đã lắp hai cột đo gió tại xã Hải Ninh (huyện Quảng Ninh) và tại xã Dân
Hóa (huyện Minh Hóa).
Tỉnh Quảng Bình được quy hoạch với tổng công suất 500 MW trên địa bàn
các xã Gia Ninh, Hải Ninh huyện Quảng Ninh, xã Sen Thủy huyện Lệ Thủy và
xã Dân Hóa huyện Minh Hóa. Theo chương trình “Đo gió tại một số địa điểm để
phục vụ việc lập Quy hoạch phát triển điện gió và phát triển các dự án Điện gió”
tại Việt Nam được Chính phủ Đức tài trợ. Vị trí cột đo gió được lắp đặt tại địa


4

phận xã Hải Ninh huyện Quảng Ninh thuộc Trang trại Điện gió B&T, trong khu
vực cột đo gió có vận tốc gió bình quân ở độ cao 80m từ 5,5 – 6,0m/s.
1.3.2. Địa điểm xây dựng nhà máy
Địa điểm xây dựng nhà máy điện gió dự kiến được xây dựng tại xã Hải
Ninh, huyện Quảng Ninh, tỉnh Quảng Bình. Toạ độ địa lý hệ VN2000 múi 3 là
1920350.58; 573553.17. Hiện trạng khu vực trạm đo gió là đất trống có cây bụi
thấp, là khu vực có tiềm năng gió lớn trong khu vực. Trên cơ sở tài liệu báo cáo
khảo sát, có thể đánh giá điều kiện địa hình của khu vực dự án là bằng phẳng.
Thực vật chủ yếu là cây bụi. Giao thông trong khu vực chủ yếu là đường rộng.
1.3.3. Quy mô dự án

2.2.2. Tần số phát
2.2.3. Công suất phát
2.2.4. Điện áp phát
2.2.5. Các tiêu chuẩn khác
2.3. Mô hình kết nối nhà máy điện gió vào lưới điện
2.3.1. Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện
Mô hình này sử dụng kết nối tuabin gió vận tốc cố định dùng máy phát
không đồng bộ rotor lồng sóc, kết nối trực tiếp với lưới điện thông qua máy biến
áp. Do máy phát không đồng bộ luôn tạo ra công suất phản kháng phát lên lưới
nên mô hình này cần sử dụng bộ tụ bù công suất phản kháng để tiêu thụ hoặc
triệt tiêu công suất phản kháng phát lên lưới điện. Bộ tụ bù tự động này thường
bao gồm từ 5-25 tụ bù được điều khiển phụ thuộc vào công suất phát của tuabin.
Để mô hình nối lưới trực tiếp hoạt động thuận lợi, người ta thường sử dụng bộ
khởi động.

Hình 2.1:Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện


6

Các chuyển động gió luôn thay đổi được chuyển thành chuyển động cơ học
và thành các xung động điện năng. Chúng có thể gây ra dao động điện áp tại
điểm đấu nối của tuabin gió với lưới điện. Do các dao động điện áp này, tuabin
gió tốc độ cố định tạo ra công suất phản kháng dao động từ lưới điện (trong
trường hợp của tụ bù), làm tăng cả dao động điện áp và tổn thất đường dây. Các
hệ thống tốc độ cố định có lợi thế về tính đơn giản và chi phí thấp. Tuy nhiên,
nhược điểm chính của khái niệm này bao gồm yêu cầu đối với lưới cứng (điện
áp cố định và tần số), và sự cần thiết của cấu trúc cơ khí mạnh mẽ để hỗ trợ ứng
suất cơ học cao do gió gây ra.
2.3.2. Mô hình máy phát kết nối trực tiếp với lưới điện sử dụng phương

và có thể điều khiển được công suất lớn hơn, ít phụ thuộc vào thay đổi của năng
lượng gió, hiệu quả chi phí, điều khiển góc pitch đơn giản, cải thiện chất lượng
điện và hiệu quả, giảm tiếng ồn… Như thể hiện trong hình bên dưới, stator được
kết nối trực tiếp với lưới điện, trong khi một bộ chuyển đổi năng lượng quy mô
một phần điều khiển tần số rotor và tốc độ rotor. Bộ chuyển đổi năng lượng một
phần bao gồm bộ chuyển đổi AC/DC/AC, công suất xác định phạm vi tốc độ
(thường khoảng ± 30% tốc độ đồng bộ). Hơn nữa, bộ chuyển đổi này cho phép
điều khiển công suất phản kháng và kết nối lưới mịn. Bộ chuyển đổi năng lượng
nhỏ hơn làm cho mô hình này trở nên hấp dẫn từ quan điểm kinh tế. Tuy nhiên,
nhược điểm chính của nó là sử dụng vòng trượt, chổi than, cần thường xuyên
bảo trì, và các phương án bảo vệ phức tạp trong trường hợp sự cố lưới điện.


8

Hình 2.3: Mô hình kết nối máy phát điện cảm ứng nguồn kép với lưới điện
2.3.4. Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi toàn diện
Mô hình này tương ứng với tuabin gió điều khiển tốc độ biến thiên trực tiếp,
với máy phát điện được kết nối với lưới điện thông qua bộ chuyển đổi công suất
toàn diện. Máy phát đồng bộ được sử dụng để tạo ra dòng điện AC. Bộ chuyển
đổi điện được kết nối theo chuỗi với máy phát điện để biến đổi tần số này. Bộ
chuyển đổi năng lượng này cũng cho phép điều khiển bù công suất phản kháng
cục bộ được tạo ra và có kết nối lưới mịn cho toàn bộ phạm vi tốc độ. Máy phát
điện được sử dụng có thể có thế là máy phát điện đồng bộ rôto dây quấn
(WRSG) hay máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu (PMSG). Gần đây, do
sự phát triển của công nghệ điện tử công suất, máy phát cảm ứng rotor lồng sóc
(SCIG) cũng đã bắt đầu được sử dụng cho mô hình này. Một số hệ thống tuabin
gió có tốc độ biến đổi hoàn toàn không có hộp số và sử dụng máy phát đa cực
được điều khiển trực tiếp.
Tua bin gió tốc độ thay đổi trực tiếp có một số hạn chế đối với các khái

Sơ đồ mô phỏng được thể hiện như sau:
Sơ đồ này sẽ được sử dụng mô phỏng các chế độ vận hành của lưới điện
110kV tỉnh Quảng Bình trong các điều kiện bình thường và trong chế độ sự cố
để đánh giá khả năng hoạt động của nhà máy điện gió Hải Ninh.


11

3.2. Chế độ vận hành của lưới điện 110kV khu vực khi chưa kết nối nhà
máy điện gió
3.2.1. Chế độ lưới điện vận hành tải cực đại
3.2.2. Chế độ lưới điện vận hành tải cực tiểu
3.2.3. So sánh 2 chế độ vận khi chưa kết nối nhà máy điện gió
So sánh tổn thất công suất
Chế độ cực đại

Chế độ cực tiểu

Tổn
STT

Đường dây/TBA

Công

thất

Công

Tổn thất

2

220BaDon-HonLa

6880

5,35

3041

1,04

3

220BaDon-SongGianh

27269,4

234,4

14346

63,71

4

220BaDon-VanHoa

23634


7

220DongHoi-BaDon

712,7

0,266

409,6

0,0885

8

220DongHoi-DongHoi

18850

7,62

10120

2,18

9

220DongHoi-LeThuy

10830


12

SongGianh-VanHoa

5370,6

3,37

1064

0,31

137.263,4

654,45

75.321,4

208,10

Tổng
Tỉ lệ tổn thất công suất (%)

0,48%

0,28%


12



110

99,97

99,98

3

Ba Don 220

110

100

100

4

Bac Dong Hoi

110

99,88

99,94

5

Dong Hoi


110

99,41

99,75

9

Song Gianh

110

98,66

99,31

10

Van Hoa

110

98,77

99,36

So sánh điện áp các nút ở các chế độ vận hành
100.5
100

phụ tải cực đại ∆P = 654,45 kW, chiếm tỷ lệ 0,48%; chế độ vận hành phụ tải cực
tiểu ∆P = 208,10 kW, chiếm tỷ lệ 0,28%. Như vậy trong chế độ vận hành phụ tải


13

cực đại tỷ lệ tổn thất công suất lớn hơn chế độ còn lại là vì ở chế độ vận hành
này nhu cầu phụ tải lớn kéo theo công suất truyền tải trên đường dây tăng lên,
phần lớn công suất phát được của hai nguồn phát ở khu vực Ba Đồn, Đồng Hới
với đường dây dài nên trào lưu công suất được phân bổ lại theo hướng bất lợi về
tổn thất công suất.
Từ bảng và biểu đồ ta thấy điện áp tại các nút trên hệ thống đều trong phạm
vi cho phép ±5% Uđm. Tuy nhiên ở chế độ tải cực tiểu điện áp tại các nút cao
hơn chế độ tải cực đại một lượng bé do các vần đề về tổn hao ít hơn.
3.3. Đánh giá các chế độ phát của nhà máy điện gió Hải Ninh ứng với từng
chế độ tải của lưới điện Quảng Bình
3.3.1. Trường hợp khi nhà máy điện gió Hải Ninh phát cực đại
3.3.2. Trường hợp khi nhà máy điện gió Hải Ninh phát cực tiểu
3.3.3. Phân tích tổn thất công suất, điện áp các nút 110kV ứng với các chế
độ mô phỏng
So sánh tổn thất công suất tại các chế độ
Các chế độ vận hành

TH1

TH2

TH3

TH4


0,71

0,51

0,30

Công suất NMĐG
Chế độ

(MW)
Công

suất phụ tải

(MW)

So sánh điện áp các nút giữa các chế độ
Bảng 3.20: So sánh điện áp các nút giữa các chế độ phát
Các chế độ vận hành

TH1

TH2

TH3

TH4

98,9


99,94

Dong Hoi

99,95

99,97

99,95

99,97

Ang Son
Điện áp tại các Ba Don
nút 110kV
(%)

Ba Don 220


14

100

100

100

100


Song Gianh

98,66

99,31

98,66

99,31

100,64

100,64

100,21

100,21

98,77

99,36

98,77

99,36

Dong Hoi 220

Tay


TH3

TH4

Hình 3.2: Điện áp các nút ở các chế độ phát
Đánh giá quá trình vận hành ở chế độ tĩnh:
Trong chế độ phụ tải lưới điện là cực đại thì đường dây từ TBA 220kV Ba
Đồn đến TBA 110kV Sông Gianh là mang tải lớn nhất với khoảng cách truyền
tải dài và tổn thất công suất trên đường dây này cũng là lớn nhất. Trong đó với P
= 27.269 kW; ΔP = 234,4 kW. Các đường dây còn lại ứng với các chế độ phát
khác nhau của NMĐG Hải Ninh, hầu hết các đường dây đều dư khả năng tải,
hoạt động dưới 50% khả năng tải của đường dây.
Trong các chế độ vận hành NMĐG Hải Ninh thì khi NMĐG phát công suất
cực đại thì điện áp tại các nút của lưới điện 110 kV tỉnh Quảng Bình đều được
cải thiện và có giá trị cao hơn trường hợp NMĐG Hải Ninh phát công suất cực


15

tiểu, đồng thời trong chế độ phụ tải lưới cực tiểu thì điện áp hệ thống cao hơn so
với chế độ lưới điện có phụ tải cực đại. Tuy nhiên sự chênh lệch điện áp tại các
nút giữa các chế độ là không đáng kể, tất cả các chế độ phụ tải khi có nhà máy
điện gió tham gia phát công suất đều vận hành duy trì trong giới hạn cho phép từ
95% đến 105% Uđm, độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV lưới điện tỉnh Quảng
Bình đều nằm trong phạm vi cho phép ±5% Uđm.
Trong các mô phỏng thì khi NMĐG Hải Ninh phát công suất cực đại và phụ
tải của lưới điện ở chế độ cực đại thì tổn thất công suất trên lưới điện phân phối
110 kV tỉnh Quảng Bình có ∆P =1,268 MW, chiếm tỷ lệ 0,96% công suất phát
toàn lưới, cao hơn tất các trường hợp mô phỏng còn lại. Trong chế độ NMĐG

1

Ngắn mạch

3

1÷1,2

Sự cố duy trì

4

1,2

Sự cố được giải trừ


16

Khi sự cố diễn ra duy trì trong thời gian 200ms, điện áp tại đầu cực máy
phát TM1 giảm từ 102,5% Uđm về 0% Uđm trong thời gian duy trì sự cố do
sự cố ngắn mạch diễn ra gần đầu cực máy phát. Sau đó khoảng 200ms thì
điện áp phục hồi về giá trị 112% Uđm lớn hơn giá trị điện áp trước khi diễn
ra sự cố. Sau thời gian khoảng 60ms, điện áp có giá trị 103,47 Uđm và tiếp
tục giảm nhẹ về 101,55 Uđm trong 60ms tiếp theo. Khoảng 200ms kể từ khi
sự cố được giải trừ, điện áp đầu cực máy phát TM1 của NMĐG Hải Ninh có
giá trị 102,4% Uđm và tiếp tục vận hành ổn định bình thường. Xem hình
Biểu đồ điện áp và so sánh với điện áp đầu cực các máy phát khác

Để nâng được điện áp đầu cực máy phát TM1 sau sự cố turbin gió phải phát

trong khoảng thời gian duy trì sự cố 200ms, sau khi sự cố được giải trừ, dòng
điện làm việc của turbine gió lập tức giảm xuống vào khoảng 2271A, sau
khoảng 40ms turbine NMĐG làm việc ổn định với dòng điện xấp xỉ 3447A như
lúc chưa xảy ra sự cố.
Biểu đồ dòng điện so sánh dòng điện các tổ máy

Tại ngay thời diểm xảy ra sự cố, công suất điện bằng không do vậy tốc độ
tua bin tăng là khoảng 1602v/p một cách không đáng kế so với tốc độ định mức
và giảm dần về tốc độ định mức sau 4,2s.


19

Quá độ điện áp tại các thanh cái 110kV

Trong thời gian từ 0s đến 1s, điện áp tại các thanh cái đều ổn định trong
khoảng giá trị cho phép ±5%Uđm. Vào thời gian t=1s tương ứng với lúc sự cố
xảy ra, điện áp đột ngột bị giảm sâu. Có thể thấy rõ nét nhất, điện áp càng gần
khu vực sự cố có mức giảm càng sâu, tương ứng: Hải Ninh giảm còn 94%Uđm.
Sau t=200ms, sự cố qua đi loại trừ sự cố, điện áp tại các nút tăng nhẹ khoảng 5%
đối với khu vực gần NMĐG và giảm dần với các khu vực càng xa NMĐG. Điều
này do điện áp đầu cực máy phát tăng như đã trình bày ở trên, và sau đó phục
hồi lại như ban đầu chỉ sau khi sự cố được loại trừ khoảng 0,1s.
Quá độ tần số tại các thanh cái 110kV


20

Khi xảy ra sự cố, không có bất cứ dao động nào xảy ra với tần số tại các
thanh cái TBA 110kV trong khu vực.


Sự cố duy trì

4

1,2

Sự cố được giải trừ


21

Cho sự cố xảy ra trên thanh cái 110kV Ba Đồn. Mô phỏng sự cố diễn ra
trong thời gian 200ms. Mô phỏng cho thấy kết quả trước khi xảy ra sự cố, trong
quá trình duy trì sự cố và sau khi sự cố được giải trừ. Ta sẽ lần lượt nhận xét các
hiện tượng xảy ra đối với điện áp tại các nút 110kV trên lưới trước và sau khi có
NMĐG Hải Ninh.
- Trường hợp chưa có sự tham gia của NMĐG Hải Ninh
Trong thời gian từ 0s đến 1s, điện áp tại các thanh cái đều ổn định trong
khoảng giá trị cho phép ±5%Uđm. Vào thời gian t=1s tương ứng với lúc sự cố
xảy ra, điện áp đột ngột bị giảm sâu. Có thể thấy rõ nét nhất, điện áp càng gần
khu vực sự cố có mức giảm càng sâu, tương ứng: Áng Sơn, Lệ Thủy, Đồng Hới
giảm còn khoảng 27%Uđm, Áng Sơn, Bắc Đồng Hới còn khoảng 22%Uđm, Sông
Gianh, Văn Hóa, Hòn La giảm còn khoảng 2,5%Uđm. Sau t=200ms, sự cố qua đi
loại trừ sự cố, điện áp tại các nút tăng lại gần bằng Uđm, và sau đó phục hồi lại
như ban đầu.

- Trường hợp có sự tham gia của NMĐG Hải Ninh
Trong thời gian từ 0s đến 1s, điện áp tại các thanh cái đều ổn định trong
khoảng giá trị cho phép ±5%Uđm. Vào thời gian t=1s tương ứng với lúc sự cố

đầy đủ các tiêu chuẩn kết lưới theo quy định. Ngoài ra khi có sự tham gia của
NMĐG Hải Ninh thời gian phục hồi điện áp sau sự cố nhanh hơn.


23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận
Luận văn trình bày tổng quan về tiềm năng phát triển năng lượng gió tại tỉnh
Quảng Bình nói chung và khu vực NMĐG Hải Ninh nói riêng. Tác giả trình bày
các hệ thống tuabin gió thông dụng và các phương án, mô hình nối lưới cơ bản
cũng như các quy định về tiêu chuẩn kết nối NMĐG với lưới điện.
Luận văn đã tiến hành nghiên cứu, phân tích ảnh hưởng của NMĐG Hải
Ninh đến lưới điện 110kV tỉnh Quảng Bình ở các chế độ vận hành của NMĐG
và phụ tải. Trong chương tính toán, luận văn đã đưa ra các trường hợp sự cố của
lưới điện cho thấy khả năng ổn định của NMĐG khi xảy ra sự cố và khả năng
phục hồi điện áp và tần số trong lưới điện sau khi sự cố được giải trừ.
Kiến nghị
Do thời gian hạn chế nên tác giả chưa đưa ra được các trường hợp ảnh
hưởng khác của NMĐG đến lưới điện cũng như chưa mô phỏng được theo thời
gian thực ảnh hưởng của tốc độ gió đến lưới điện 110kV Quảng Bình.
Hướng phát triển của đề tài là đưa ra nhiều trường hợp mô phỏng khác, đặc
biệt là nghiên cứu phản ứng của lưới điện khi nhà NMĐG thay đổi công suất
phát phụ thuộc vào tốc độ gió tại nhiều thời điểm trong ngày cũng như các mùa
trong năm nhằm đưa ra các thuật toán điều khiển công suất cho nhà máy để tối
ưu chế độ phát.