Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu giải quyết vẫn đề kỹ thuật khi nối nguồn điện gió vào đường dây truyền tải

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

HOÀNG BẢO AN

NGHIÊN CỨU GIẢI QUYẾT VẤN ĐỀ KỸ THUẬT KHI NỐI NGUỒN ĐIỆN GIÓ VÀO ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Thái Nguyên - 2019

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

HOÀNG BẢO AN

NGHIÊN CỨU GIẢI QUYẾT VẤN ĐỀ KỸ THUẬT KHI NỐI NGUỒN ĐIỆN GIÓ VÀO ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN

KHOA CHUYÊN MÔN HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

TRƯỞNG KHOA

PGS.TS. VÕ QUANG LẠP

PHÒNG ĐÀO TẠO

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Thái Nguyên - 2019

i

LỜI CAM ĐOAN

Tên tôi là: Hoàng Bảo An.

Sinh ngày 10 tháng 04 năm 1993.

Học viên lớp cao học khóa 20 – Kỹ thuật điện – Trường đại học Kỹ thuật Công

nghiệp Thái Nguyên – Đại học Thái Nguyên.

Hiện đang công tác tại: Công ty THHH SamSung Display Việt Nam.

Sau hai năm học tập và nghiên cứu, được sự chỉ dậy giúp đỡ tận tình của các

thầy cô giáo và đặc biệt là thầy giáo hướng trực tiếp dẫn thực hiện luận văn tốt nghiệp

PGS. TS. Võ Quang Lạp. Tôi đã hoàn thành chương trình học tập và đề tài luận văn

tốt nghiệp: “Nghiên cứu giải quyết vẫn đề kỹ thuật khi nối nguồn điện gió vào đường

dây truyền tải”.

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Ngoài các tài liệu

tham khảo đã được trích dẫn, các số liệu và kết quả mô phỏng, thực nghiệm được

thực hiện dưới sự hướng dẫn của PGS. TS. Võ Quang Lạp là trung thực.

Thái Nguyên, ngày tháng năm 2019.

Học viên

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

HOÀNG BẢO AN

ii

LỜI CẢM ƠN

Sau một khoảng thời gian nghiên cứu và làm việc, được sự động viên giúp đỡ

và hướng dẫn rất tận tình của thầy giáo PGS. TS. Võ Quang Lạp, luận văn với đề

tài: “Nghiên cứu giải quyết vẫn đề kỹ thuật khi nối nguồn điện gió vào đường dây

truyền tải” đã hoàn thành.

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến:

Thầy giáo hướng dẫn: PGS. TS. Võ Quang Lạp đã tận tình chỉ dẫn, giúp đỡ

tác giả hoàn thành được bản luận văn này.

Khoa đào tạo Sau đại học, các thầy cô giáo Khoa Điện – Trường đại học Kỹ

thuật Công nghiệp Thái Nguyên – Đại học Thái Nguyên đã giúp đỡ tác giả trong suốt

quá trình học tập cũng như quá trình nghiên cứu khoa học thực hiện luận văn.

Toàn thể các học viên lớp Cao học Kỹ Thuật Điện khóa 20, đồng nghiệp, bạn

bè, gia đình đã quan tâm, động viên và giúp đỡ tác giả trong suốt quá trình học tập và

hoàn thành bản luận văn.

Mặc dù đã rất cố gắng, tuy nhiên do trình độ và kinh nghiệm còn nhiều hạn

chế nên có thể luận văn vẫn còn gặp phải một vài thiếu sót. Tác giả rất mong rằng sẽ

nhận được những đóng góp ý kiến từ các thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để luận

văn được hoàn thiện hơn.

Xin chân thành cảm ơn!

Thái Nguyên, ngày tháng năm 2019.

Học viên

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

HOÀNG BẢO AN

iii

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN ........................................................................................................ i

LỜI CẢM ƠN ........................................................................................................... ii\

MỤC LỤC ................................................................................................................. iii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT ............................................... iii

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ ............................................................ vix

LỜI GIỚI THIỆU ................................................................................................... - 1 -

1. Lý do chọn đề tài ................................................................................................ - 1 -

2. Mục tiêu nghiên cứu ........................................................................................... - 1 -

3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài .................................................... - 2 -

5. Phương pháp nghiên cứu .................................................................................... - 2 -

6. Các công cụ, thiết bị cần thiết cho nghiên cứu .................................................. - 2 -

CHƯƠNG I. GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NGUỒN ĐIỆN GIÓ NỐI VÀO

ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI ............................................................................. - 3 -

I.1. GIỚI THIỆU VỀ NGUỒN ĐIỆN GIÓ ........................................................... - 3 -

I.1.1. Đặt vấn đề ..................................................................................................... - 3 -

I.1.2. Năng lượng gió ............................................................................................. - 4 -

I.1.3. Năng lượng gió trên thế giới ......................................................................... - 4 -

I.1.4. Năng lượng gió ở Việt Nam ......................................................................... - 6 -

I.2. MỘT SỐ SƠ ĐỒ VỀ NGUỒN ĐIỆN GIÓ ..................................................... - 9 -

I.2.1. Sơ đồ khối ..................................................................................................... - 9 -

I.2.2. Một số sơ đồ hệ điều khiển máy điện chạy bằng sức gió ........................... - 23 -

I.3. GIỚI THIỆU VỀ ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI TRUNG ÁP .................... - 27 -

* Đường dây trung áp ........................................................................................... - 27 -

I.4. MỘT SỐ VẤN ĐỀ KHI NỐI ĐIỆN GIÓ VỚI ĐƯỜNG DÂY .................... - 29 -

I.4.1. Tiêu chuẩn kết nối DG với đường dây ....................................................... - 29 -

I.4.2. Phương pháp nối kết nối DG với đường dây .............................................. - 30 -

I.4.3. Kỹ thuật nối kết nối DG với đường dây ..................................................... - 31 -

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

I.4.4. Các yêu cầu khi k ết nối DG với đường dây ............................................... - 32 -

iv

* Kết luận chương I .............................................................................................. - 36 -

CHƯƠNG II. ẢNH HƯỞNG CỦA NGUỒN ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐƯỜNG DÂY

TRUYỀN TẢI ..................................................................................................... - 37 -

II.1. GIỚI THIỆU CHUNG ................................................................................. - 37 -

II.2. ẢNH HƯỞNG VỀ CHỈ TIÊU CÔNG SUẤT.............................................. - 37 -

II.3. ẢNH HƯỞNG CÁC VẤN ĐỀ VỀ ĐIỆN ÁP ............................................. - 41 -

II.3.1. Sự gia tăng điện áp .................................................................................... - 42 -

II.3.2. Sự suy giảm nhanh điện áp ........................................................................ - 43 -

II.3.3. Sự dao động điện áp .................................................................................. - 44 -

II.3.4. Độ không sin sóng điện áp (xuất hiện sóng hài bậc cao) .......................... - 45 -

II.4. ẢNH HƯỞNG VỀ DÒNG ĐIỆN SỰ CỐ VÀ CÁCH BẢO VỆ ................. - 51 -

II.4.1. Dòng điện tăng cao trong các trường hợp sự cố ........................................ - 51 -

II.4.2. Thay đổi sự phối hợp giữa các thiết bị bảo vệ........................................... - 52 -

II.4.3. Máy cắt cắt không mong muốn ................................................................. - 53 -

II.4.4. Tác động đến sự làm việc của tự động đóng lại ........................................ - 53 -

II.5. ẢNH HƯỞNG VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN ................................ - 56 -

II.5.1. Độ tin cậy cung cấp điện ........................................................................... - 56 -

II.5.2. Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện khi nối nguồn điện gió với lưới ......... - 59 -

* Kết luận chương II ............................................................................................ - 60 -

CHƯƠNG III. THIẾT KẾ HỆ ĐIỂU KHIỂN MÁY PHÁT NỐI LƯỚI KHI

DÙNG MÁY ĐIỆN KHÔNG ĐỒNG BỘ ROTOR DÂY QUẤN .................. - 61 -

III.1. ĐẶT VẤN ĐỀ ............................................................................................. - 61 -

III.2. MÔ HÌNH TOÁN HỌC MÁY ĐIỆN KĐB 3 PHA ROTOR DÂY QUẤN- 62

-

III.3. MÔ HÌNH MÁY ĐIỆN KHÔNG ĐỒNG BỘ 3 PHA ROTOR DÂY QUẤN

DƯỚI DẠNG CÁC ĐẠI LƯỢNG VECTOR KHÔNG GIAN ........................... - 66 -

III.3.1. Vector không gian .................................................................................... - 66 -

III.3.2. Quy đổi các đại lượng điện của MĐ KĐB 3 pha Rotor dây quấn từ hệ Vector

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

3 pha (Ar , Br , Cr) về hệ tọa độ cố định trên trục Rotor (α, β) ............................. - 67 -

v

III.3.3. Quy đổi các đại lượng điện từ của MĐ KĐB 3 pha Rotor dây quấn từ 2 trục

cố định hệ tọa độ (α, β) trên Rotor về 2 trục hệ tọa độ (d, q) trên mạch Stator ... - 70 -

III.4. XÂY DỰNG HỆ ĐIỀU KHIỂN VECTOR KHÔNG GIAN CỦA MFĐ DÙNG

ĐỘNG CƠ KĐB 3 PHA ROTOR DÂY QUẤN ĐIỀU KHIỂN PHÍA ROTOR - 71 -

III.4.1. Xây dựng mạch vòng dòng điện Rotor .................................................... - 71 -

III.4.2. Xây dựng mạch vòng công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q ............ - 72 -

III.4.3. Xây dựng Vector hệ điều khiển máy phát điện sức gió dùng MĐ KĐB 3 pha

Rotor dây quấn điều khiển từ phía máy phát ....................................................... - 73 -

III.5. XÁC ĐỊNH MỘT SỐ ĐẠI LƯỢNG CỦA HỆ ĐIỀU KHIỂN .................. - 74 -

III.5.1. Hàm số truyền của MFĐ KĐB 3 pha Rotor dây quấn ............................. - 74 -

III.5.2. Giá trị đặt của bộ điều chỉnh .................................................................... - 76 -

III.5.3. Tính thông số của bộ điều chỉnh .............................................................. - 77 -

III.6. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG ............................................................................. - 78 -

III.6.1. Giới thiệu phần mềm MATLAB – SIMULINK – PLECS ...................... - 78 -

III.6.2. Sơ đồ mô phỏng ....................................................................................... - 79 -

III.6.3. Kết quả mô phỏng - khi máy phát hòa vào lưới điện ............................... - 82 -

* Kết luận ............................................................................................................. - 84 -

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ........................................................................... - 85 -

1. Kết luận ............................................................................................................ - 85 -

2. Kiến nghị .......................................................................................................... - 86 -

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................... - 87 -

vi

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

Các ký hiệu

Ký hiệu Ý nghĩa

Mật độ năng lượng P

Điện tích quét của cánh Turbine Đơn vị [N/ m2] [m2] Ar

Vận tốc gió ban đầu – Mật độ năng lượng trên một đơn [m/s] Vo vị thể tích dòng chảy không khí

Hệ số cản Cd

Hệ số nâng Cl

Mật độ không khí ρ

Vận tốc dòng không khí (gió) không bị nhiễu loạn V

[kg/m3] [m/s] [m2] Diện tích hình chiếu của cánh quạt (diện tích hứng gió) A

[N] Lực nâng L

[N] Lực cản D

Góc định vị ở tâm α

Góc cánh (đại lượng cần điều khiển) θ

Góc tới γ

Vận tốc góc V

Tốc độ theo phương tiếp tuyến

Tốc độ theo phương hướng tâm

Mật độ không khí → 𝑈ℎ𝑑 → 𝑈ℎ𝑡 ρ

Vận tốc của gió theo phương tiếp tuyến Uhd

Diện tích cánh gió A

Hệ số lực hiệu dụng Chd

Mật độ không khí ρtb

[kg/m3] [m/s] [m2] [kg/m3] [m] Bán kính của cánh gió Rcg

[m/s] Tốc độ gió ở một khoảng cách đủ xa trước cánh gió vgm

Hệ số phụ thuộc vào cấu trúc khí động học của Ctb Turbine gió

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Ký hiệu Đơn vị Ý nghĩa

vii

Góc xoay của cánh gió so với mặt cắt ngang đi qua θp trung tâm của cánh gió và được gọi là góc pitch

λtb Hệ số phụ thuộc vào tốc độ góc quay của Turbine ωtb và tốc độ gió vgm

Tổng tổn thất công suất trên đường dây trong hệ thống LLDG có DG và ngược lại

Khi không kết nối DG với lưới điện LLKDG

Công suất biểu kiến của DG bơm vào lưới Sinj

Công suất tác dụng của DG PDG

Công suất phản kháng của DG QDG

Công suất tác dụng của phụ tải PLj

Công suất phản kháng của phụ tải QLj

Góc của tổng trở ngắn mạch trên lưới Ψk

Công suất toàn phần định mức của Turbine gió Sn

Công suất ngắn mạch của lưới điện Sk

Giá trị đặt của tần số tác động Wd

URa , URb , URc Giá trị tức thời của điện áp pha Rotor

USa , USb , USc Giá trị tức thời của điện áp pha Stator

IRa , IRb , IRc Giá trị tức thời của dòng điện pha Rotor

ISa , ISb , ISc Giá trị tức thời của dòng điện pha Stator

ΨRa , ΨRb , ΨRc Chuỗi từ các nhóm cuộn dây pha Rotor

ΨSa , ΨSb , ΨSc Chuỗi từ các nhóm cuộn dây pha Stator

Điện trở nhóm cuộn dây Rotor R1

Điện trở nhóm cuộn dây Stator R2

Ma trận điện cảm L

Tự cảm LAA , LBB , LCC , Laa , Lbb , Lcc

Điện cảm của cuộn dây Stator ls

Điện cảm giữa cuộn Stator và Rotor Lh

Dòng Stator is

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Ký hiệu Đơn vị Ý nghĩa

viii

Dòng Rotor ir

Điện trở của cuộn dây Stator Rs

Điện cảm từ hóa LM

Điện cảm của Stator và Rotor được quy đổi về Lσ Stator

Điện trở của Rotor quy đổi về Stator RR

Stator voltage: Điện áp Stator Us

Stator flux: Trường của Stator Ψs

Rotor voltage: Điện áp Rotor UR

Rotor flux:Từ trường của Rotor ΨR

Stator current: Dòng điện Stator is

Stator resistance: Điện trở Stator Rs

Rotor current: Dòng điện Rotor iR

Rotor resistance: Điện trở Rotor RR

Điện cảm từ hóa LM

Điện cảm quy đổi Lσ

Điện cảm của Stator Lsl

Điện cảm của Rotor Lrl

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Số đôi cực từ của máy phát Zp

ix

Ký hiệu

Ý nghĩa

DG

Các chữ viết tắt

WG

Máy phát điện sức gió

WT

Wind Generator

WTG

Wind Turbine

WECS

Wind-Turbine Generator

DC

Wind Energy Conversion System

DFIG

Dòng điện 1 chiều

NLPL

Doubly Fed Induction Generator

NLMP

Nghịch lưu phía lưới

MĐN

Nghịch lưu phía máy phát

HS

Máy đóng ngắt

MP

Hộp số

IE

Máy phát

MBA

Thiết bị đo tốc độ

DSP

Máy biến áp

GTD

Thiết bị điều khiển số

GTT

Khối giá trị đặt

DCMM

Khối giá trị tính toán

DCQ

Bộ điều khiển Momen

BDKD

Bộ điều khiển Công suất

DCVTKG

Bộ điều khiển dọc

NL

Bộ điều khiển vector không gian

LV

Khối nghịch lưu

MV

Low voltage - Đường dây hạ áp

HV

Medium voltage - Đường dây trung áp

EHV

High voltage - Đường dây cao áp

UHV

Extra high voltage - Đường dây siêu cao áp

SCADA

Ultra high voltage - Đường dây cực cao áp

TĐL

Hệ thống giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu

FCL

Tự đóng lại

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Thiết bị hạn chế dòng sự cố

x

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

Tên hình Số trang Hình

Dự báo tăng trưởng điện gió trên biển và đất liền Hình 1.1 5 đến năm 2030

Tỷ trọng Công suất điện gió toàn cầu tính đến hết Hình 1.2 6 năm 2015

Hình 1.3 Cấu tạo của Turbine gió trục ngang 10

Hình 1.4 Cấu tạo bên trong của một Turbine gió 11

Hình 1.5 Phân tích động lực học cánh gió 13

Góc điều khiển của một cánh gió ở 10 vị trí khác Hình 1.6 16 nhau

Các đường cong sử dụng trong giải pháp điều Hình 1.7 17 khiển Turbine

Một số loại máy phát dùng trong hệ phát điện Hình 1.8 18 Turbine gió

Mô hình máy phát đồng bộ 3 pha và Turbine sức Hình 1.9 19 gió

Nguyên lý cấu tạo Stator và Rotor của máy điện Hình 1.10 20 không đồng bộ

Dòng chảy năng lượng ở chế độ trên đồng bộ và Hình 1.11 21 dưới đồng bộ

Cấu trúc điều khiển hệ thống phát điện chạy sức

Hình 1.12 gió sử dụng máy điện không đồng bộ Rotor dây 22

quấn

Hệ thống phát điện sức gió sử dụng máy điện Hình 1.13 24 đồng bộ kích thích nam châm vĩnh cửu.

Hai loại hệ thống phát điện chạy sức gió sử dụng

Hình 1.14 máy phát không đồng bộ: Cụm ắc-quy kích từ chỉ 25

cần thiết khi vận hành ở chế độ đảo

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Điều khiển máy điện dùng máy điện không đồng Hình 1.15 26 bộ Rotor dây quấn với bộ điều khiển PID

xi

Hình Tên hình Số trang

Hình 1.16 Giá trị điện áp phục hồi sau sự cố của tuabin gió. 29

DG làm giảm công suất trên đoạn từ lưới đến hệ Hình 2.1 38 thống

Hình 2.2 Phân bố các DG trên lưới hợp lý làm giảm tổn thất 40

Hình 2.3 Điện áp nút tăng lên tại nút có nối DG 42

Giải thích nguyên lý làm việc của rơle tần số kiểu Hình 2.4 47 cảm ứng

Hình 2.5 Giá trị mômen quay ứng với các tần số khác nhau 48

Hình 2.6 Đồ thị momen ứng với các tần số và hệ số trượt 50

Hình 2.7 Đồ thị momen ứng với các tần số và hệ số trượt 52

Hình 2.8 Ảnh hưởng của DG đến sự phối hợp bảo vệ 54

Sự phối hợp giữa TĐL và CC trên lưới điện hình Hình 2.9 58 tia

Hình 3.1 Hệ thống phát điện sức gió 61

Hình 3.2 Mô hình vật lý động cơ KĐB 3 pha 63

Hình 3.3 Vector không gian 67

Hệ trục Vector không gian (Ar , Br , Cr) về hệ tọa Hình 3.4 68 độ cố định trên trục Rotor (α, β)

Hình 3.5 Mạch vòng dòng điện Rotor 72

Sơ đồ xây dựng công suất tác dụng P và công suất Hình 3.6 73 phản kháng Q

Sơ đồ cấu trúc hệ điều khiển Vector MFĐ sức gió

Hình 3.7 dùng máy điện KĐB Roto dây quấn điều khiển 73

phía máy phát

Sơ đồ thay thế và quy đổi trong hệ tọa độ không Hình 3.8 74 gian vector

Hình Số trang Tên hình

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 3.9 Đáp ứng bậc thang hệ hở có dạng chữ S 77

xii

Khối bộ biến đổi nghịch lưu phía lưới và phía máy Hình 3.10 79 phát

Hình 3.11 Khối tính toán các dòng đặt Rotor 79

Hình 3.12 80 Khối tính giá trị 𝑖𝑟𝑑 và 𝑖𝑟𝑞

Hình 3.13 Khối điều khiển dòng Rotor 80

Hình 3.14 Khối điều khiển dòng Rotor với bộ điều khiển PID 81

Hình 3.15 Khối điều khiển phía lưới 81

Hình 3.16 Sơ đồ mô phỏng hệ thống 82

Hình 3.17 Đáp ứng dòng điện áp pha Stator máy phát và lưới 82

Đáp ứng điện áp lưới và Stator máy phát trước và Hình 3.18 83 sau khi hòa đồng bộ (tại 0,35s)

Đáp ứng công suất tác dụng (P) và công suất phản Hình 3.19 83 kháng Q

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Đáp ứng dòng điện Rotor máy phát khi đã hòa vào Hình 3.20 83 lưới

- 1 -

LỜI GIỚI THIỆU

1. Lý do chọn đề tài

Một trong những tiêu chuẩn được quan tâm hàng đầu cho sự phát triển bền

vững hệ thống năng lượng là bảo vệ môi trường. Trước đây con người sử dụng các

dạng năng lượng truyền thống đã để lại nhiều hậu quả tác động xấu đến môi trường.

Từ khâu khai thác, vận chuyển đến sử dụng. Đứng trước tình hình này, cần thiết phải

có những nguồn năng lượng khác thay thế cho các nhà máy điện truyền thống. Hiện

nay ở nước ta các nguồn điện phân tán đang phát triển mạnh mẽ như nguồn điện gió,

pin mặt trời, thủy điện nhỏ,… trong đó đã có số lượng lớn các nguồn đã đi vào vận

hành. Tuy nhiên qua thực tế việc giải quyết các vấn đề kỹ thuật liên quan đến ghép

nối nguồn điện gió với đường dây truyền tải gặp nhiều khó khăn:

Còn thiếu các tiêu chí về kỹ thuật phù hợp để đánh giá một cách đầy đủ vai trò

và ảnh hưởng của nguồn điện gió đến đường dây truyền tải.

Khi nguồn điện gió vận hành cùng đường dây truyền tải sẽ làm ảnh hưởng đến

cấu trúc truyền thống của đường dây truyền tải. Nếu không có biện pháp phù hợp thì

có thể sẽ làm gia tăng tổn thất công suất trong đường dây truyền tải, vì vậy việc khai thác

tối đa công suất của nguồn cũng là một vấn đề cần xét đến. Vấn đề nối nguồn điện gió

với đường dây truyền tải một cách an toàn cũng cần phải xét đến.

Với sự đa dạng của công nghệ và sự phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên của

chúng, cần đặt ra nhiều vấn đề kỹ thuật phải quan tâm nghiên cứu như: ảnh hưởng

của nguồn điện gió đến các chỉ tiêu công suất, các vấn đề về điện áp, các dòng điện

sự cố và cách bảo vệ, độ tin cậy cung cấp điện cũng như là những vấn đề liên quan

đến việc khai thác tối đa công suất của nguồn và điều khiển nguồn điện gió khi ghép

nối với đường dây truyền tải.

Đề tài: “Nghiên cứu giải quyết vấn đề kỹ thuật khi nối nguồn điện gió vào

đường dây truyền tải” được chọn nhằm nghiên cứu giải quyết các vấn đề nói trên.

2. Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu chung:

Như chúng ta đã biết, nguồn điện gió có rất nhiều ưu điểm nhưng việc nối với

đường dây truyền tải thì có nhiều vấn đề kỹ thuật cần quan tâm giải quyết. Vì vậy,

mục tiêu của luận văn sẽ nghiên cứu giải quyết những vấn đề về kỹ thuật nhằm cho

nguồn điện nối lưới vận hành an toàn và khai thác hết công suất của nó.

- 2 -

Mục tiêu cụ thể:

Giải quyết vấn đề kỹ thuật để mạng điện nối lưới vận hành an toàn tin cậy.

Điểu khiển công suất của nguồn điện gió để khai thác hết công suất của nó

trong đường dây truyền tải truyền tải.

3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài

Ý nghĩa khoa học:

Luận văn đề xuất các phương pháp kỹ thuật để khi nguồn điện gió nối lưới vận

hành an toàn tin cậy. Nêu ra các phương án điều khiển nhằm khai thác hết công suất

của nguồn điện gió đồng thời điều khiển để phát hết công suất lên lưới.

Ý nghĩa thực tiễn:

Đề tài nghiên cứu xuất phát từ nhu cầu thực tế, nguồn điện gió đang được sử

dụng rất nhiều nhưng khi nối với lưới gặp nhiều khó khăn. Vì vậy việc thành công

của để tài giúp chúng ta nối nguồn điện gió với lưới vận hành an toàn và hiệu quả.

4. Dự kiến các kết quả đạt được

Phân tích đánh giá được các vấn đề về kỹ thuật cần quan tâm giải quyết khi

nối nguồn điện gió với đường dây truyền tải truyền tải năng lượng.

Đánh giá được các vấn đề về điện áp, dòng điện sự cố, cách bảo vệ, độ tin cậy

cung cấp điện của nguồn điện gió.

Đánh giá được những ảnh hưởng của việc ghép nối nguồn điện gió với đường

dây truyền tải truyền tải .

Nêu ra phương pháp khai thác tối đa công suất của nguồn điện gió. Nêu ra

cách điều khiển công suất của nguồn điện gió trong đường dây truyền tải.

5. Phương pháp nghiên cứu

Luận văn được sử dụng kết hợp hai phương pháp: nghiên cứu lý thuyết và thực

nghiệm trên máy tính.

Dựa trên các tính chất, định luật vật lý nguồn điện gió.

Lý thuyết: Sử dụng lý thuyết về nguồn điện gió và lý thuyết về ghép nối, điều

khiển công suất của nguồn điện gió trong đường dây truyền tải truyền tải.

Thực nghiệm trên máy tính (mô phỏng): Sử dụng một phần mềm mô phỏng chuyên

dụng để thực hiện mô phỏng hệ thống nhằm kiểm chứng lại kết quả lý thuyết.

6. Các công cụ, thiết bị cần thiết cho nghiên cứu

Máy tính, phần mềm mô phỏng.

Các tài liệu có liên quan đến nguồn điện gió.

- 3 -

CHƯƠNG I

GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NGUỒN ĐIỆN GIÓ NỐI VÀO

ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI

I.1. GIỚI THIỆU VỀ NGUỒN ĐIỆN GIÓ

I.1.1. Đặt vấn đề

Xuất phát từ thực tiễn nước ta là nước có chiều dài bờ biển lớn dài khoảng

3.260 km, có nhiều hải đảo, lưu lượng gió thổi từ biển vào đất liền lớn, do đó tiềm

năng về năng lượng gió ở nước ta là rất lớn, vì vậy phải tiến hành các nghiên cứu ứng

dụng nhằm khai thác triệt để nguồn năng lượng tái tạo từ gió.

Một trong những tiêu chuẩn được quan tâm hàng đầu cho sự phát triển bền

vững hệ thống năng lượng là bảo vệ môi trường. Trước đây con người sử dụng các

dạng năng lượng truyền thống đã để lại nhiều hậu quả tác động xấu đến môi trường

từ khâu khai thác, vận chuyển đến sử dụng. Đứng trước tình hình này, cần thiết phải

có những nguồn năng lượng khác thay thế cho các nhà máy điện truyền thống.

Hiện nay ở nước ta các nguồn điện phân tán đang phát triển mạnh mẽ như

nguồn điện gió (DG), pin mặt trời, thủy điện nhỏ,… trong đó đã có số lượng lớn các

nguồn đã đi vào vận hành. Tuy nhiên qua thực tế việc giải quyết các vấn đề kỹ thuật

liên quan đến ghép nối DG với đường dây truyền tải gặp nhiều khó khăn:

- Còn thiếu các tiêu chí về kỹ thuật phù hợp để đánh giá một cách đầy đủ vai

trò và ảnh hưởng của DG đến đường dây truyền tải

- Khi DG vận hành cùng đường dây truyền tải sẽ làm ảnh hưởng đến cấu trúc

truyền thống của đường dây truyền tải. Nếu không có biện pháp phù hợp thì có thể sẽ

làm gia tăng tổn thất công suất trong đường dây truyền tải, vì vậy việc khai thác tối

đa công suất của nguồn cũng là một vấn đề cần xét đến.

- Vấn đề nối DG với đường dây truyền tải một cách an toàn cũng cần phải xét

đến.

- Với sự đa dạng của công nghệ và sự phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên của

chúng, cần đặt ra nhiều vấn đề kỹ thuật phải quan tâm nghiên cứu như: ảnh hưởng

của DG đến các chỉ tiêu công suất, các vấn đề về điện áp, các dòng điện sự cố và cách

- 4 -

bảo vệ, độ tin cậy cung cấp điện cũng như là những vấn đề liên quan đến việc khai

thác tối đa công suất của nguồn và điều khiển DG khi ghép nối với đường dây truyền

tải.

Đề tài: “Nghiên cứu giải quyết vấn đề kỹ thuật khi nối DG vào đường dây

truyền tải” được chọn nhằm nghiên cứu giải quyết các vấn đề trên.

I.1.2. Năng lượng gió

Để tồn tại và phát triển từ xa xưa loài người đã biết sử dụng các dạng năng

lượng khác nhau. Theo sự phát triển của lịch sử, con người đã phát hiện và sử dụng

nhiều năng lượng. Năng lượng là động lực cho mọi hoạt động vật chất và tinh thần

của loài người. Trình độ sản xuất càng cao thì càng tiêu tốn nhiều năng lượng và tạo

ra thách thức vô cùng to lớn đối với môi trường sống.

Một trong những tiêu chuẩn được quan tâm hàng đầu cho sự phát triển bền

vững hệ thống năng lượng là bảo vệ môi trường. Trước đây con người sử dụng các

dạng năng lượng truyền thống đã để lại nhiều hậu quả tác động xấu đến môi trường.

Từ khâu khai thác, vận chuyển đến sử dụng. Đứng trước tình hình này, cần thiết phải

có những nguồn năng lượng khác thay thế cho các nhà máy điện truyền thống.

Năng lượng tái tạo đã trở thành một trong những nguồn năng lượng độc lập trong

đời sống của con người và nó sẽ là nguồn phát điện chính trong tương lai. Hiện nay ở

nước ta các nguồn điện phân tán đang phát triển mạnh mẽ như DG, pin mặt trời, thủy

điện nhỏ,… trong đó đã có số lượng lớn các nguồn đã đi vào vận hành.

Gió là một dạng năng lượng của mặt trời, nguyên nhân sinh ra gió là do mặt

trời đốt nóng khí quyển, do trái đất quay quanh mặt trời và do sự không đồng đều trên

bề mặt trái đất. Luồng gió thay đổi tùy thuộc vào địa hình trái đất, luồng nước, cây

cối, con người sử dụng luồng gió hoặc sự chuyển động năng lượng cho nhiều mục

đích khác nhau như: di chuyển, thả diều, phát điện. Năng lượng gió được mô tả như

một quá trình, nó được sử dụng để phát ra năng lượng cơ hoặc điện.

I.1.3. Năng lượng gió trên thế giới

Việc nghiên cứu sử dụng các dạng năng lượng tái tạo của thiên nhiên trong đó

có năng lượng gió được nhiều nước trên thế giới kể cả những nước có nền công nghiệp

- 5 -

năng lượng phát triển nhất như: Nga, Mỹ, Pháp, CHLB Đức, Hà Lan, Anh, Đan Mạch,

Tây Ba Nha, Thụy Điển,... đặc biệt quan tâm. Trên cơ sở áp dụng các thành tựu mới

của nhiều ngành khoa học tiên tiến như thủy khí động lực học, tự động điều khiển,

cơ học kết cấu, truyền động thủy lực, vật liệu mới,... Việc nghiên cứu sử dụng năng

lượng gió đã đạt được những tiến bộ rất lớn về cả chất lượng các thiết bị cũng như

quy mô ứng dụng.

Từ các cối xay gió với các cánh gió đơn giản hiệu suất sử dụng thấp chỉ khoảng

20%, đến nay các động cơ gió phát điện với cánh quạt có biên dạng khí động học

ngày một hoàn thiện hơn và có thể đạt được hiệu suất sử dụng cao lên đến 42%. Nhiều

phương pháp và hệ thống tự động điều khiển hiện đại đã được sử dụng để ổn đinh số

vòng quay của động cơ gió. Những động cơ gió phát điện lớn còn dùng cả hệ thống

tự động điện thủy lực và máy tính điện tử điều khiển. Nhiều vật liệu mới đã được sử

dụng để chế tạo cánh như hợp kim nhôm, polime cốt sợi thủy tinh với độ bền cao

trong mọi điều kiện thời tiết, chịu được sức gió của bão.

Tại những nơi có gió tốt, người ta ghép nhiều động cơ gió với nhau tạo thành

“rừng máy phát điện gió”. Người ta có thể chế tạo những động cơ gió phát điện rất

lớn đường kính lên đến 80m, công suất tới 3000kW. Tuy nhiên đối với mỗi được quy

mô phát triển của việc ứng dụng năng lượng gió còn phụ thuộc vào vị trí địa lý, đặc

điểm tiềm năng gió và trình độ phát triển của công nghiệp. Dung lượng lắp đặt turbine

gió trên toàn cầu tăng khoảng 25% mỗi năm.

Hình 1.1: Dự báo tăng trưởng điện gió trên biển và đất liền đến năm 2030

- 6 -

Tỷ trọng công suất điện gió mới nhất toàn cầu hiện chiếm 9% trong tổng các

nguồn điện hiện có. Theo dự báo của Hội đồng điện gió toàn cầu (GWEC), đến 2030

điện gió có thể đạt mốc 2.110 GW tương ứng với 20% nguồn cung điện của thế giới.

Trong bối cảnh đó, các quốc gia đều có tham vọng tham gia phát triển sản xuất turbine

gió nội địa. Trước hết vì đây là ngành công nghệ cao có giá trị gia tăng lớn. Bên cạnh

đó, đây còn là ngành công nghiệp tạo nhiều việc làm, vì một chiếc tua bin gió thông

thường bao gồm 8.000 chi tiết có liên quan đến rất nhiều ngành sản xuất phụ trợ khác

nhau.

Top các quốc gia dẫn đầu về điện gió đã chiếm khoảng 80% công suất điện

gió toàn cầu. Tại các quốc gia thì tỷ trọng năng lượng gió đứng đầu là Trung Quốc

(chiếm 34%), Mỹ (17%), Đức (10%), sau đó đến Ấn Độ (6%), Tây Ban Nha (5%),

Vương quốc Anh, Canada (3%), còn Pháp, Italia, Brazil (2%), Thụy điển, Đan Mạch,

Thổ Nhĩ kỳ, Ba Lan (1%).

Hình 1.2: Tỷ trọng Công suất điện gió toàn cầu tính đến hết năm 2015

I.1.4. Năng lượng gió ở Việt Nam

Trong các nguồn năng lượng thay thế, năng lượng gió có thể đại diện cho cơ

hội tăng trưởng mạnh nhất của Việt Nam. Các cuộc khảo sát cho thấy rằng khoảng

85% đất đai Việt Nam có độ cao và tốc độ gió trung bình phù hợp để phát ra năng

lượng gió. Nằm trong khu vực cận nhiệt đới gió mùa với bờ biển dài, Việt Nam có

- 7 -

một thuận lợi cơ bản để phát triển năng lượng gió. So sánh tốc độ gió trung bình trong

vùng biển Đông Việt Nam và các vùng biển lân cận cho thấy gió tại biển Đông khá

mạnh và thay đổi theo mùa.

Trong chương trình đánh giá về năng lượng điện cho châu Á, Ngân hàng Thế

giới đã có một khảo sát chi tiết về năng lượng gió khu vực Đông Nam Á, trong đó

Việt Nam là nước có tiềm năng gió lớn nhất khu vực Đông Nam Á với tổng tiềm năng

điện gió ước đạt 513.360 MW tức bằng hơn 200 lần công suất của thủy điện Sơn La,

và hơn 10 lần tổng công suất dự báo của ngành điện vào năm 2020.

Với tiềm năng như vậy, Việt Nam cũng theo đuổi mục tiêu phát triển điện gió

như một thành phần quan trọng trong cơ cấu năng lượng tương lai. mục tiêu đối với

điện gió là đạt mức 800 MW năm 2020; 2000 MW năm 2025 và khoảng 6000 MW

năm 2030. Theo đó, điện năng sản xuất từ DG sẽ chiếm tỷ trọng khoảng 0,8% năm

2020, 1% năm 2025 và 2,1% năm 2030. Trên thực tế, tổng công suất các dự án điện

gió trong nước đã đăng ký hiện lên đến 5.700 MW. Trong đó, có 7 dự án đã vận hành

với tổng công suất 190 MW.

Theo độ sâu, địa hình và tốc độ gió trung bình năm (3 mức cao, vừa, thấp) dựa

theo chuỗi 10 năm (đo đạc gió vệ tinh NOAA) khu vực biển ven bờ Việt Nam được

chia thành 5 khu vực như sau (theo đường bờ):

- Quảng Ninh - Quảng Trị (biển thoải, nông, mật độ năng lượng gió vừa)

- Quảng Bình - Quảng Ngãi (biển thoải, hẹp, mật độ năng lượng gió thấp)

- Bình Định - Ninh Thuận (biển nông hẹp, mật độ năng lượng gió thấp)

- Bình Thuận - Mũi Cà Mau (biển thoải, nông, mật độ năng lượng gió cao)

- Mũi Cà Mau - Kiên Giang (biển nông, mật độ năng lượng gió vừa)

Vùng ven biển nước ta, đặc biệt vùng phía Nam có diện tích rộng khoảng

112.000 km2, khu vực có độ sâu từ 30 m đến 60 m có diện tích rộng khoảng 142.000

km2 có tiềm năng phát triển điện gió biển rất tốt. Đặc biệt khu vực biển có độ sâu 0

- 30 m từ Bình Thuận đến Cà Mau rộng khoảng 44.000 km2, vì theo số liệu gió Phú

Quý, Côn Đảo thì vùng này đạt tốc độ gió trung bình ở độ cao 100 m đạt hơn 5-8m/s.

- 8 -

Hiện nay, trang trại gió biển đầu tiên với công suất gần 100 MW đã hoạt động

và đang nghiên cứu triển khai các giai đoạn tới năm 2025 lên tới 1.000 MW tức gấp

10 lần.

Bảng 1. Công suất tiềm năng tài nguyên năng lượng gió biển khu vực độ sâu 0 - 30m

Mật độ năng lượng Công suất tiềm Khu vực Diện tích (km2) gió (MW/Km2) năng (GW)

Vịnh Bắc bộ 400 12.308 30.770

Quảng Bình - Quảng Ngãi 500 2.330 4.660

Bình Định - Ninh Thuận 500 1.242 2.483

Bình Thuận - Mũi Cà Mau 850 37.205 43.770

Mũi Cà Mau - Kiên Giang 400 11.756 29.390

Tổng 64.841 111.073

Bảng 2. Công suất tiềm năng tài nguyên năng lượng gió biển khu vực độ sâu 30-60m

Mật độ NLG Công suất tiềm Khu vực Diện tích (km2) (MW/Km2) năng (GW)

Vịnh Bắc bộ 550 16.082 29.240

Quảng Bình - Quảng Ngãi 500 3.550 7.100

Bình Định - Ninh Thuận 500 1.056 2.111

Bình Thuận - Mũi Cà Mau 1000 67.980 67.980

Mũi Cà Mau - Kiên Giang 500 17.990 35.980

Tổng công suất tiềm năng tầng 100 m toàn thể 5 khu vực biển Việt Nam với

Tổng 106.658 142.411

độ sâu 0 - 30 m đạt 64.841 GW, khu vực 30 - 60 m là 106.658 GW. Tổng diện tích

biển Việt Nam có độ sâu từ 0 - 60 m là (111.072+142 411=253.483 km2) và công

suất là 151.509 GW. Đặc biệt, khu vực Bình Thuận - Cà Mau (0m - 30m, 30m - 60

m) tầng 100m có công suất lần lượt là 26.262 GW và 67.980 GW (tổng bằng 94.242

GW) là vùng có tiềm năng gió cao nhất, và thực tế các turbine gió tại đảo Phú Quý

và Bạc Liêu đã hoạt động tốt và mang lại hiệu quả kinh tế cao.

- 9 -

Cần sớm xây dựng Chiến lược chính sách phát triển điện gió biển Việt Nam. Các

công trình năng lượng gió trên biển Việt Nam nếu được sủ dụng đồng thời các phương

án giải pháp kết hợp với các nguồn khác như mặt trời, sóng biển, năng lượng sinh khối,

nuôi trồng thủy sản, bảo tồn thủy sinh sẽ mang lại hiệu quả kinh tế hơn, giúp ngăn ngừa

xói sạt lở bờ biển và là những điểm tham quan, du lịch học tập tuyệt vời, là mắt thần

quan sát biển giúp tăng cường bảo vệ an ninh chủ quyền trên biển.

Qua các phân tích trên cho ta thấy tính thời sự và vai trò của nguồn điện sức

gió trong hệ thống năng lượng điện quốc gia.

I.2. MỘT SỐ SƠ ĐỒ VỀ NGUỒN ĐIỆN GIÓ

I.2.1. Sơ đồ khối

Sơ đồ ghép nối DG vào đường dây truyền tải được chia ra làm ba khối chính:

- Turbine gió

- Máy phát điện gió

- Các thiết bị điều khiển kết nối lưới.

I.2.1.1. Turbine gió và đặc tuyến của Turbine gió

Có thể nói turbine gió là một trong những phát minh đầu tiên được gọi là

“Máy” đã thay thế sức lao động chủ yếu trong lĩnh vực nông nghiệp dùng cho xay

sát, nghiền và được đặt tên là “Máy chong chóng” hay còn gọi là máy xay gió, cối

xay gió. Sau đó, khi công nghiệp phát triển, máy xay gió một mặt vẫn duy trì chức

năng truyền thống, mặt khác đã được thay đổi toàn diện về cả kết cấu, vật liệu và

chức năng tham gia vào hoạt động sản xuất điện năng, kèm đó là những tên gọi mới

mang tính khoa học: Wind Generator (WG), Wind Turbine (WT), Wind-Turbine

Generator (WTG), Wind Energy Conversion System (WECS).

Turbine gió trong hệ thống phát điện có rất nhiều thể loại khác nhau, trong đó

một cách phân biệt là theo trục cánh của Turbine. Hầu hết trục cánh của Turbine là

theo trục ngang nhưng cũng có một số cánh quay theo trục đứng. Ngày nay, kiểu dáng

của Turbine trục đứng cũng được phát triển rất phong phú nhằm tạo dáng và tăng

năng suất. Tuy nhiên Turbine gió trục đứng có một số nhược điểm: Cánh của chúng

khá gần mặt đất nên luôn nhận được tốc độ gió thấp hơn, gió gần mặt đất cũng hỗn

- 10 -

loạn hơn làm tăng nhiễu đối với Turbine trục đứng. Vì vậy hầu hết các Turbine gió

hiện nay đều là dạng có trục ngang.

* Cấu tạo của Turbine gió nối với nguồn điện:

Hình 1.3: Cấu tạo của Turbine gió trục ngang

Anemometer: Bộ đo lường tốc độ gió và truyền dữ liệu tốc độ gió tới bộ điều

khiển.

Blades: Cánh quạt. Gió thổi qua các cánh quạt là nguyên nhân làm cho các

cánh quạt chuyển động quay.

Brake: Bộ hãm (phanh). Dùng để dừng Rotor trong tình trạng khẩn cấp bằng

điện, bằng sức nước hoặc bằng động cơ.

Controller: Bộ điều khiển. Điều khiển máy phát (chủ yếu là điều khiển dòng

điện Rotor của máy phát).

Gear box: Hộp số. Bánh răng được nối trục có tốc độ thấp với trục có tốc độ

cao và tăng tốc độ quay từ 30 - 60 vòng/ phút lên đến 1200 - 5000 vòng/ phút, tốc độ

quay là yêu cầu của hầu hết các máy phát điện.

Generator: Máy phát điện.

High – Speed Shaft: Trục truyền động của máy phát ở tốc độ cao.

Low – Speed Shaft: Trục truyền động của máy phát ở tốc độ thấp.

- 11 -

Nacelle: Vỏ - bọc ngoài dùng để bảo vệ các thành phần bên trong. Một số vỏ

phải đủ rộng để một kỹ thuật viên có thể đứng ở bên trong trong khi làm việc.

Pitch: Bước răng. Cánh được xoay hoặc làm nghiêng một ít để giữ cho Rotor

quay trong gió không quá cao hay quá thấp để tạo ra điện.

Rotor: Bao gồm các cánh quạt và trục.

Tower: Trụ đỡ vỏ. Được làm bằng thép hình trụ. Tốc độ gió tăng lên nếu trụ

càng cao, trụ đỡ cao hơn để thu được năng lượng gió nhiều hơn.

Wind Vane: Để xử lý hướng gió và liên lạc với “Yaw Drive” để định hướng

Turbine gió.

Yaw Drive: Dùng để giữ cho Rotor luôn luôn hướng về hướng gió chính khi

có sự thay đổi hướng gió.

Yaw Motor: Động cơ cung cấp cho “Yaw Drive” định được hướng gió.

Hình 1.4: Cấu tạo bên trong của một Turbine gió

- 12 -

Việc biến đổi năng lượng gió tuân theo những nguyên lý cơ bản về khả năng

sử dụng gió và khả năng tối ưu của các Turbine.

Đặt Turbine gió trong dòng chảy của không khí, khi không khí đến gần

Turbine bị ứ lại, áp suất dòng chảy tăng lên và vận tốc giảm, đến khi dòng chảy chạm

vào mặt Turbine trao cho Turbine năng lượng.

Dòng chảy phía sau Turbine bị nhiễu xoáy, gây bởi chuyển động của Turbine

và sự tác động với các dòng không khí xung quanh.

Về nguyên tắc, dòng chảy phải được duy trì. Do đó, năng lượng Turbine thu

nhận được bị hạn chế. Trong trường hợp toàn bộ năng lượng gió được Turbine thu

nhận, thì vận tốc gió đằng sau Turbine sẽ bằng không.

Muốn cho dòng chảy được cân bằng giữa khối lượng và vận tốc, năng lượng chảy

qua Turbine phải bị mất mát. Đối với hệ tối ưu, số phần trăm cực đại của năng lượng gió

có thể thu nhận được tính toán theo công thức do Carl Betz đưa ra năm 1927:

3 𝑉𝑜 2

= 0,593 . 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝐴𝑟

Trong đó: P là mật độ năng lượng [N/ m2]

Ar là điện tích quét của cánh Turbine [m2]

Vo là vận tốc gió ban đầu – Mật độ năng lượng trên một đơn vị thể

tích dòng chảy không khí [m/s]

Số: 0,593 là giới hạn Betz hoặc hệ số Betz

Bằng phương pháp phân tích đơn giản về động lượng đối với động cơ gió trục

ngang tìm được hệ số công suất cực đại của nó là 16/27 tức là 59,3%. Điều này đã

được Betz chứng minh (năm 1927). Hiển nhiên đây là trường hợp số cánh vô hạn (trở

lực bằng không) là điều kiện của một động cơ gió lý tưởng.

Trong thực tế có ba nhân tố làm giảm nhỏ hệ số công suất cực đại đó là:

(1) Phía sau Turbine gió tồn tại dòng xoáy

(2) Số cánh của Turbine gió là có hạn

(3) Cd/Cl (trong đó: Cd là hệ số cản, Cl là hệ số nâng)

- 13 -

𝐿 𝐷 𝐶𝑙 = 𝐶𝑑 = . 𝜌. 𝑉2. 𝐴 . 𝜌. 𝑉2. 𝐴 1 2 1 2

Trong đó: ρ là mật độ không khí [kg/m3]

V là vận tốc dòng không khí (gió) không bị nhiễu loạn [m/s]

A là diện tích hình chiếu cánh quạt (diện tích hứng gió) [m2]

L là lực nâng [N]

D là lực cản [N]

Như vậy, khi thay đổi diện tích bề mặt hưng gió của cánh Turbine, thì hiệu

suất sử dụng năng lượng gió của Turbine cũng thay đổi, tức là thay đổi lực tác dụng

lên cánh quạt làm quay Turbine. Khi gió tăng tốc độ, năng lượng gió tăng lên, nhưng

công suất trên trục Turbine hầu như không tăng lên.

Do đó, để ổn định tần số phát ra của máy phát điện gió thì ta cần phải ổn định

được diện tích bề mặt hứng gió. Hay chính là việc xác định được góc điều khiển của

Turbine gió.

* Xác định góc cánh điều khiển của Turbine gió

Xét Turbine gió trục đứng gồm 5 cánh có biên dạng phẳng hình chữ nhật. Bài

toán điều khiển đặt ra ở đây là trong quá trình Turbine làm việc cần phải liên tục thay

đổi góc cánh của mỗi cánh sao cho phù hợp với vị trí của cánh, phù hợp với hướng

gió, cường độ gió, đồng thời phù hợp với công suất đặt cuả Turbine.

Để xác định góc cánh điều khiển ta đi phân tích động lực học của cánh gió

Turbine ở một vị trí bất kỳ.

Hình 1.5: Phân tích động lực học cánh gió

- 14 -

Trong đó: α là góc định vị ở tâm

θ là góc cánh (đại lượng cần điều khiển)

γ là góc tới

V là vận tốc góc

Giả thiết tốc độ gió tác động vào cánh của Turbine là → , ta phân tích nó thành 𝑉

hai thành phần, một thành phần song song với mặt cánh là → một thành phần vuông 𝑊

góc với mặt cánh là →. 𝑈

→ = 𝑉 → + 𝑊 → 𝑈

Với biên độ dạng cánh là phẳng thì thành phần → sẽ gây lực Fd còn thành phần 𝑊

→ sẽ gây lực Fl mới có tác dụng gây ra chuyển động của cánh. 𝑈

Ta phân tích → thành hai thành phần: 𝑈 → = 𝑈 → + 𝑈ℎ𝑑 → 𝑈ℎ𝑡

Trong đó: → là tốc độ theo phương tiếp tuyến 𝑈ℎ𝑑

→ là tốc độ theo phương hướng tâm 𝑈ℎ𝑡

Thành phần theo phương hướng tâm gây ra lực hướng tâm trên cánh, thành

phần theo phương tiếp tuyến gây ra lực có tác dụng làm cánh chuyển động và ta gọi

đó là lực hiệu dụng Fhd.

2 . 𝜌. 𝐶ℎ𝑑. 𝐴. 𝑈ℎ𝑑

𝐹ℎ𝑑= 1 2

Trong đó: ρ là mật độ không khí [kg/m3]

Uhd là vận tốc của gió theo phương tiếp tuyến [m/s]

A là diện tích cánh gió [m2]

Chd là hệ số lực hiệu dụng

Theo lý thuyết tối ưu về hiệu suất biến đổi năng lượng gió thì ở một vị trí xác

định (α là xác định) thì giá trị Fhd phải đạt giá trị lớn nhất Fhdmax và từ biểu thức của

Fhd ta thấy Fhd đạt giá trị lớn nhất khi Uhd đạt giá trị lớn nhất.

Từ hình vẽ ta có:

U = V.sinγ, Uhd = U.cosθ = V.sinγ.cosθ

Với: γ = θ - α - 900

- 15 -

𝑉

=> U = v.sinα.cosθ = v.sin(θ-α-900).cosθ = v.cos(θ-α).cosθ

2

. [cos(2𝜃 − 𝛼) + 𝑐𝑜𝑠𝛼] => 𝑈ℎ𝑑 =

Khi α là xác định thì Uhd đạt giá trị lớn nhất

𝛼

Từ mối quan hệ giữa góc cánh θ và góc định vị α ta có thể xác định được góc

2

cánh. cánh điều khiển ở bất kỳ vị trí nào của cos(2θ-α) = 1 => 𝜃 =

Sau đây ta xác định góc cánh điều khiển của một cánh của Turbine ở 10 vị trí

như sau:

Góc định vị α (độ) 0 36 72 108 144 180 216 252 288 324 360

Góc cánh ĐK θ (độ) 0 18 36 54 72 90 108 126 144 162 180

Hình 1.6: Góc điều khiển của một cánh gió ở 10 vị trí khác nhau

Với các cánh còn lại của Turbine ta cũng điều khiển góc cánh tương tự như

vậy khi ở các vị trí tương ứng.

Góc cánh ở trên ứng với tốc độ gió bằng tốc độ gió định mức V=V0, trong

trường hợp tốc độ gió nhỏ hơn tốc độ gió định mức V>V0

cos(2𝜃 − 𝛼) < 1 => 𝜃 ≠ 𝛼 2

Như vậy lực Fhd được ổn định và tốc độ của Turbine cũng được ổn định.

* Công suất của Turbine gió

Công suất của Turbine gió được tính toán theo công thức sau:

- 16 -

2 . 𝑣𝑔𝑚

3 . 𝐶𝑡𝑏

𝑃𝑡𝑏= . 𝜌𝑡𝑏. 𝜋. 𝑅𝑐𝑔 1 2

Trong đó: ρtb là mật độ không khí [kg/m3]

Rcg là bán kính của cánh gió [m]

vgm là tốc độ gió ở một khoảng cách đủ xa trước cánh gió [m/s]

Ctb là hệ số phụ thuộc vào cấu trúc khí động học của Turbine gió

(giá trị cực đại của Ctb là 0,593 – giới hạn Betz) và được xác định theo công thức sau:

Ctb = ƒ(θp , λtb)

Trong đó: θp là góc xoay của cánh gió so với mặt cắt ngang đi qua trung tâm

của cánh gió và được gọi là góc pitch

λtb là một hệ số phụ thuộc vào cả tốc độ góc quay của Turbine ωtb

và tốc độ gió vgm :

λ𝑡𝑏 = ω𝑡𝑏(𝑡). 𝑅𝑐𝑔 𝑣𝑔𝑚(𝑡)

* Phương pháp điều khiển

Nhiệm vụ của điều khiển Turbine là điều khiển tốc độ Turbine để duy trì công

suất được biến đổi từ năng lượng gió thành công suất cơ trên trục của Turbine là cực

đại thì cần phải đảm bảo giá trị của hệ số Ctb là tối ưu ứng với tốc độ gió nhỏ hơn tốc

độ gió lớn nhất cho phép. Ứng với tốc độ gió mà ở đó công suất của máy phát đạt

đỉnh thì cần phải điều chỉnh góc pitch để giới hạn công suất Turbine. Ở tốc độ gió

nhỏ hơn tốc độ gió nhỏ nhất cho phép hoặc lớn hơn tốc độ gió lớn nhất cho phép của

Turbine thì cần phải cắt máy phát ra khỏi lưới và sử dụng phanh cơ khí để giữ cho

Turbine không quay. Muốn vậy thì tốc độ trục cơ của Turbine gió (được nối với trục

Rotor của máy điện thông qua một hộp số) phải được thể hiện theo công thức tính

công suất của Turbine Ptb.

Biểu đồ thể hiện mối quan hệ giữa công suất của Turbine và tốc độ quay của

nó ứng với các tốc độ gió khác nhau:

- 17 -

Hình 1.7: Các đường cong sử dụng trong giải pháp điều khiển Turbine

Với đường đặc tính công suất tối ưu của Turbine được thể hiện bằng nét đậm

và được diễn giải như sau:

- Khi tốc độ gió nằm trong khoảng từ tốc độ nhỏ nhất cho phép và tăng cho

đến khi công suất của máy phát đạt đến giá trị lớn nhất cho phép thì tốc độ quay của

Turbine gió được điều chỉnh sao cho Ctb đạt được giá trị tối ưu để công suất biến đổi

từ năng lượng gió ứng với mỗi tốc độ gió là lớn nhất. Vùng làm việc như vậy gọi là

vùng làm việc tối ưu.

- Khi công suất của máy phát đã đạt đến giới hạn lớn nhất cho phép mà tốc độ

gió vẫn tiếp tục tăng thì có thể điều chỉnh tốc độ quay của Turbine ứng với từng tốc

độ gió sao cho Ctb đạt được giá trị nhỏ hơn giá trị tối ưu hoặc điều chỉnh góc pitch để

giữ cho công suất cơ trên trục của Turbine là hằng số. Vùng làm việc như vậy còn

được gọi là vùng công suất không đổi.

- Khi điều chỉnh hệ số Ctb và góc pitch đã ở mức tới hạn mà tốc độ gió vẫn tiếp

tục tăng thì bắt buộc phải cắt máy phát để bảo vệ Turbine và các bộ biến đổi công

suất.

Cần chú ý việc điều chỉnh tốc độ quay của Turbine có thể thực hiện trực tiếp

bằng cách thay đổi góc pitch của cánh gió, thay đổi hướng nhận gió của các cánh gió

- 18 -

hoặc thực hiện một cách gián tiếp thông qua việc điều chỉnh công suất đầu ra của máy

phát.

I.2.1.2. Máy phát điện sức gió

Chức năng các cánh quạt của DG là để chuyển động năng của gió thành công

suất quay trên trục quay máy phát và tạo ra điện năng. Máy phát điện bao gồm 1

Rotor quay quanh 1 Stato. Điện năng được tạo ra khi dây dẫn có từ trường đi qua, cắt

ngang qua dây dẫn tạo nên sức điện động cảm ứng. Với công suất nhỏ, các Turbine

sử dụng máy phát một chiều (DC), các máy phát lớn dành cho kết nối lưới sử dụng

máy phát xoay chiều (AC).

Hình 1.8: Một số loại máy phát dùng trong hệ phát điện Turbine gió

* Các máy phát đồng bộ

Các máy phát đồng bộ luôn quay ở tốc độ cố định cho trước được xác định bởi

số cực và tần số theo yêu cầu. Từ trường của chúng được tạo ra trên Rotor. Trong khi

các máy phát đồng bộ cỡ nhỏ có thể tạo nên từ trường cần thiết với Rotor nam châm

vĩnh cửu, hầu hết các Turbine gió trước đây sử dụng các máy phát đồng bộ, việc tạo

- 19 -

nên từ trường bằng cách cho trực tiếp dòng điện qua cuộn dây Rotor tạo ra các cực

từ.

Thực tế Rotor của máy phát đồng bộ cần dòng điện một chiều để tạo ra kích

từ. Trước hết, dòng một chiều (DC) được cung cấp từ mạch chỉnh lưu, tiếp theo là

DC chạy vào cuộn dây Rotor quay thông qua bộ phận cổ góp và chổi than. Phải duy

trì việc thay thế chổi than và vệ sinh cổ góp cho các máy phát đồng bộ. Cấu trúc cơ

bản của một hệ thống Turbine gió và máy phát đồng bộ, trong đó máy phát và Turbine

được kết nối với nhau thông qua 1 hộp số để điều chỉnh tốc độ luôn đảm bảo cho

Rotor máy phát quay với tốc độ cố định. DC cho cuộn dây Rotor qua các cổ góp và

chổi than được điều khiển từ bộ điều khiển kích để điều khiển dòng kích từ có giá trị

phù hợp trạng thái vận hành của hệ thống.

Hình 1.9: Mô hình máy phát đồng bộ 3 pha và Turbine sức gió

* Máy phát cảm ứng không đồng bộ

Hầu hết các Turbine gió trên thế giới sử dụng các máy phát cảm ứng nhiều

hơn là các máy đồng bộ. Ngược với 1 máy phát đồng bộ, các máy phát cảm ứng

không quay ở 1 tốc độ cố định, vì vậy chúng thường được mô tả như các Motor không

đồng bộ.

- 20 -

Trong khi các máy phát cảm ứng không phổ biến trong hệ thống điện, thì động

cơ (Motor) cảm ứng lại được dùng phổ biến hơn, đa số là Motor quay tròn – chúng

tiêu thụ đến gần như 1/3 tất cả điện năng được sản xuất trên toàn thế giới. Thực tế, 1

máy điện cảm ứng có thể hoạt động như 1 Motor hay máy phát, phụ thuộc vào việc

lắp đặt để phát điện hay tiêu thụ điện. Khi đóng vai trò là 1 Motor thì Rotor quay

chậm hơn một chút so với tốc độ đồng bộ được thiết lập bởi từ trường cuộn dây và

cố gắng bắt kịp với công suất trên trục quay, khi đóng vai trò là 1 máy phát thì Rotor

lại quay nhanh hơn 1 chút so với tốc độ đồng bộ và năng lượng điện được chuyển đổi

tới các cuộn dây Stator.

Ưu điểm chính của các máy phát không đồng bộ cảm ứng là các Rotor không

yêu cầu có chổi than và cổ góp như máy phát đồng bộ. Kích từ được thực hiện bằng

cách tạo nên một từ trường cần thiết trên Stator. Điều này có nghĩa là chúng ít phức

tạp hơn, rẻ hơn và yêu cầu bảo dưỡng ít hơn. Các máy phát cảm ứng cũng có kết cấu

cơ khí bền vũng hơn trong quá trình vận hành.

Rotor lồng sóc: Một máy phát điện cảm 3 pha phải được cung cấp dòng điện

xoay chiều 3 pha chạy qua dây quấn Stator, tạo nên từ trường quay như mô tả ở trên.

Rotor của các máy phát điện cảm ứng bao gồm một số thanh bằng đồng hoặc nhôm

được nối tắt với nhau ở hai đầu mút, tạo nên 1 cái lồng được gọi là Rotor lồng sóc.

Lồng sóc bao bọc 1 lõi kim loại làm mạch từ được ghép cách điện từ các lá thép kỹ

thuật điện có độ dày 0,5mm (giảm tổn thất dòng điện xoáy).

Hình 1.10: Nguyên lý cấu tạo Stator và Rotor của máy điện không đồng bộ

* Máy phát không đồng bộ Rotor dây quấn

Ngày nay, các hệ thống Turbine gió hiện đại thường sử dụng các máy điện

không đồng bộ ba pha Rotor dây quấn với các bộ biến đổi điện tử công suất

AC/DC/AC nối với cả hai phía (phía Stator và phía Rotor). Các máy phát như vậy

còn được gọi là máy phát cảm ứng từ hai phía (DFIG – doubly fed idnduction

- 21 -

generator), có một cách gọi thông dụng khác là máy phát di bộ nguồn kép. Bên cạnh

khả năng làm việc với dải biến thiên tốc độ lớn xung quanh tốc độ đồng bộ thì một

ưu điểm quan trọng khác ở DFIG là ở chỗ các bộ biến đổi có khả năng đảm bảo làm

việc với khoảng 30% công suất tổng của máy phát. Điều này cho phép giảm được

dung lượng của các bộ biến đổi và giá thành của hệ thống. Chính vì vậy, các DFIG

ngày càng được sử dụng nhiều trong các hệ thống máy phát điện sức gió mặc dù khó

điều khiển hơn so với máy phát đồng bộ kích thích vĩnh cửu và máy phảt không đồng

bộ Rotor lồng sóc.

Hình 1.11: Dòng chảy năng lượng ở chế độ trên đồng bộ và dưới đồng bộ

Cấu trúc và nguyên lý hoạt động của DFIG trong đó các cuộn dây Stator được

nối trực tiếp với lưới. Máy có hai bộ biến đổi tựa lưng vào nhau theo kiểu back to

back, Convertor 1 nối với mạch Stator (lưới) được gọi là bộ biến đổi phía lưới,

Converter 2 nối với mạch Rotor máy phát được gọi là bộ biến đổi phía máy phát. Hai

- 22 -

bộ biến đổi liên hệ với nhau thông qua khối một chiều trung gian mà đại diện là một

tụ điện C.

Khi tốc độ gió thấp, Rotor máy phát quay dưới tốc độ đồng bộ dòng kích từ sẽ

là xoay chiều có tần số sao cho cộng tốc độ quay của Rotor đảm bảo cho tần số mạch

Stator là cố định 50 Hz (hoặc 60 Hz).

Khi này, năng lượng cho kích từ Rotor được lấy từ lưới qua các khâu biến đổi

theo chiều cùng chiều quay với Rotor:

𝜔 = 𝜔𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 + ∆𝜔

Ngược lại cho chế độ trên đồng bộ, năng lượng kích từ Rotor được biến đổi

theo chiều ngược chiều quay với Rotor:

𝜔 = 𝜔𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 − ∆𝜔

Tất nhiên, khi Rotor quay với tốc độ đồng bộ thì dòng kích từ suy biến về dạng

một chiều. Trong thực tế, DFIG luôn được chọn làm việc với chế độ trên đồng bộ để

phát huy hết ưu điểm của nó. Cần chú ý rằng, ở chế độ đồng bộ giá trị cường độ dòng

một chiều được hình thành không kể đến điện kháng mà chỉ có thành phần điện trở

thuần của dây quấn Rotor và không phân bố đều trên 3 pha có thể gây các hiệu ứng

từ lực mất cân bằng và phát nóng cưỡng bức.

I.2.1.3. Các thiết bị điều khiển kết nối lưới

Ta có sơ đồ cấu trúc tổng quát hệ thống máy phát điện chạy sức gió sử dụng

máy điện không đồng bộ 3 pha nguồn kép:

Hình 1.12: Cấu trúc điều khiển hệ thống phát điện chạy sức gió sử dụng máy

điện không đồng bộ Rotor dây quấn

- 23 -

Trong đó: NLPL là nghịch lưu phía lưới

NLMP là nghịch lưu phía máy phát

MĐN là máy đóng ngắt

HS là hộp số

MP là máy phát

IE là thiết bị đo tốc độ

MBA là máy biến áp

DSP là thiết bị điều khiển số

Theo đó, cuộn dây Stator được nối trực tiếp với lưới điện 3 pha (lưới điện quốc

gia), còn cuộn dây Rotor được nối với hệ thống biến tần (biến tần sử dụng van bán

dẫn) có khả năng điều khiển dòng năng lượng đi theo 2 chiều. Hệ thống biến tần bao

gồm 2 thành phần: Phần nghịch lưu phía lưới (NLPL) và phần nghịch lưu phía máy

phát (NLMP). Hai thành phần này được nối với nhau qua mạch một chiều trung gian.

Trong đó NLMP có nhiệm vụ điều chỉnh và cách ly công suất tác dụng P gián tiếp

qua đại lượng mG (mô men của máy phát) và công suất phản kháng Q qua cosφ, đồng

thời nó cũng đảm nhận cả việc hòa đồng bộ máy phát vào lưới điện, cũng như tách

máy phát ra khỏi lưới khi cần thiết. Phần NLPL trên thực tế không chỉ là chỉnh lưu

thông thường: Lấy năng lượng từ lưới về mà nó còn có khả năng thực hiện hoàn trả

năng lượng từ mạch một chiều trung gian trở lại phía lưới. Vì vậy, cấu trúc mạch điện

tử công suất, phần NLPL hoàn toàn giống như phần NLMP, hơn nữa NLPL còn có

nhiệm vụ điều chỉnh ổn định điện áp mạch một chiều trung gian uDC sao cho không

phụ thuộc vào độ lớn cũng như chiều của dòng năng lượng chảy qua Rotor, đồng thời

nó điều chỉnh hệ số công suất cosφ phía lưới và qua đó có thể giữ vai trò bù công suất

phản kháng. NLPM và NLMP được điều khiển đóng cắt dựa trên nguyên lý điều chế

vector không gian.

I.2.2. Một số sơ đồ hệ điều khiển máy điện chạy bằng sức gió

I.2.2.1. Sơ đồ 1: Sử dụng máy điện đồng bộ kích từ vĩnh cửu

Ở các hệ thống phát điện chạy sức gió sử dụng máy điện không đồng bộ ta

phải tạo ra từ thông kích từ trước khi khai thác năng lượng gió. Việc kích từ đó hoặc

tạo thực hiện nhờ nguồn điện từ lưới (trường hợp vận hành có hòa lưới) hoặc nhờ ắc

- 24 -

quy để tạo kích từ, hoặc nhờ tụ điện với điều kiện có từ thông dư trong máy điện

không đồng bộ.

Ở các hệ thống phát điện Turbine gió sử dụng máy điện đồng bộ kích thích

nam châm vĩnh cửu có thể tối ưu hơn về mặt tạo ra từ thông kích từ nhờ hệ thống

nam châm vĩnh cửu găn trên Rotor của máy, vì vậy chỉ cần quay máy phát là đầu ra

máy phát đã xuất hiện điện áp, đây là một trong những ưu điểm của hệ thống phát

điện sức gió sử dụng máy điện đồng bộ kích thích nam châm vĩnh cửu.

Hình 1.13: Hệ thống phát điện sức gió sử dụng máy điện đồng bộ kích thích

nam châm vĩnh cửu.

I.2.2.2. Sơ đồ 2: Sử dụng máy điện không đồng bộ

Trong các hệ thống phát điện gió có hai loại máy phát không đồng bộ được sử

dụng:

+ Máy phát không đồng bộ Rotor dây quấn còn được gọi là máy phát cảm ứng

nguồn kép hay máy phát không đồng bộ nguồn kép. Máy phát này có Stator ghép trực

tiếp với lưới, còn phía Rotor được nói với lưới thông qua thiết bị điều khiển. Hệ thống

ắc-quy kích từ chỉ cần thiết khi hệ thống máy phát hoạt động ở chế độ đảo, không hòa

với lưới điện.

+ Máy phát không đồng bộ Rotor lồng sóc có Stator mối với lưới thông qua

thiết bị điều khiển. Tại đây hệ thống ắc-quy kích từ cũng chỉ cần thiết khi máy phát

hoạt động ở chế độ ốc đảo.

- 25 -

Hình 1.14: Hai loại hệ thống phát điện chạy sức gió sử dụng máy phát không

đồng bộ: Cụm ắc-quy kích từ chỉ cần thiết khi vận hành ở chế độ đảo

Do thiết bị điều khiển của máy phát không đồng bộ Rotor dây quấn nối ở phía

Rotor nên công suất chỉ còn bằng cỡ 1/3 của công suất máy phát. Dòng năng lượng

thu được chảy trực tiếp từ Stator sang lưới. Dẫn đến giá thành rẻ hơn nhiều so với

máy phát không đồng bộ Rotor lồng sóc là loại cần thiết bị điều khiển nằm giữa Stator

và lưới, và do đó công suất bằng chính công suất của hệ thống máy phát.

Tuy vậy, nhờ có thiết bị điều khiển nằm giữa Stator và lưới, loại máy phát

không đồng bộ rotor lồng sóc dễ điều khiển hơn nhiều so với loại máy phát không

đồng bộ rotor dây quấn. Đặc biệt là trong những trường hợp có sự cố phía lưới.

Hệ điều khiển hệ thống máy phát bao gồm:

+ Điều khiển nghịch lưu phía máy phát

+ Điều khiển nghịch lưu phía lưới (lưới phụ tải khi vận hành ở chế độ đảo,

lưới điện quốc gia ở chế độ hòa đồng bộ)

I.2.2.3. Sơ đồ 3: Sử dụng máy điện không đồng bộ Rotor dây quấn DFIG

Máy phát điện không đồng bộ Rotor dây quấn được ứng dụng có thể điều khiển

phía máy phát hoặc điều khiển phía lưới. Dưới đây là sơ đồ điều khiển phía máy phát

- 26 -

DKI

Hình 1.15: Điều khiển máy điện dùng máy điện không đồng bộ Rotor dây quấn

với bộ điều khiển PID

Trong sơ đồ gồm có các khối như sau:

MP là máy phát

Các khối [ 3/2 ] là các bộ biến đổi từ 3 pha sang 2 pha

Các khối [ e^ ] là các khối biến đổi 2 trục từ αβ  dq và ngược lại

Khối GTD là giá trị đặt

Khối GTT là giá trị thực

Khối DCMM là bộ điều khiển Momen

Khối DCQ là bộ điều khiển công suất

- 27 -

Khối DKI là bộ điều khiển dòng

Khối DCVTKG là bộ điều khiển Vector không gian

Khối NL là bộ nghịch lưu

Từ sơ đồ trên ta thấy khi điều khiển giá trị vào Rotor của máy phát 3 pha tạo

ra nguồn kích từ cho máy phát và nguồn kích từ quay cùng chiều hay ngược chiều

Rotor tùy theo tốc độ gió nhỏ hơn hay lớn hơn tốc độ quay của từ trường quay 3 pha

do ta nối điện áp lưới vào.

I.3. GIỚI THIỆU VỀ ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI TRUNG ÁP

Hiện nay có nhiều cách để phân loại các đường dây, theo cấp điện áp người ta

có thể phân biệt:

- Đường dây hạ áp (low voltage: LV) tương ứng với cấp điện áp U < 1 kV.

- Đường dây trung áp (medium voltage: MV): 1 kV <= U <= 35 kV.

- Đường dây cao áp (high voltage: HV): 60 kV <= U <= 220 kV.

- Đường dây siêu cao áp (extra high voltage: EHV): 330 kV < U < 1000 kV.

- Đường dây cực cao áp (ultra high voltage: UHV): U > 1000 kV.

Thông thường các đường dây có cấp điện áp danh định từ 110 kV trở lên được gọi

là đường dây truyền tải và dưới 110 kV trở xuống gọi là đường dây phân phối.

Theo cách bố trí đường dây có: đường dây trên không (overhead line), đường

dây cáp (cable line), đường dây đơn (single line), đường dây kép (double line)...

* Đường dây trung áp

Các cấp điện áp sử dụng đối với loại đường dây trung áp là 6kV, 10kV, 15kV,

22kV, 35kV. Đường dây trung áp thường được sử dụng làm các đường dây trung gian

cung cấp công suất cho các trạm hạ áp hoặc các thiết bị điện công suất lớn. Phụ tải

của đường dây phân tán trên diện rộng có thể đạt tới 50-60 km, chủ yếu sử dụng

đường dây trên không có tiết diện đủ lớn để truyền tải điện năng. Lưới điện thường

có kết cấu hình tia đơn giản được bố trí dọc tầng công suất thể hiện sự linh hoạt khi

đấu phụ tải vào mạng. Phụ tải của mạng điện trung áp thường là các thiết bị điện hay

động cơ không đồng bộ và động cơ đồng bộ công suất lớn, các máy biến áp điện hạ

áp, các lò hồ quang. Bên cạnh đó các đường dây trung áp đều được trang bị hệ thống

- 28 -

bảo vệ để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho đường dây như: bảo vệ Rơle, bảo vệ

quá dòng, bảo vệ sét đánh, …

Trên thực tế có rất nhiều đường dây trung áp, dưới đây tôi xin giới thiệu một

trong những đường dây đó: Lưới điện 6kV các mỏ khai thác lộ thiên Quảng Ninh.

Điện năng được cấp cho trạm 35/6kV bằng hai đường dây từ hai nguồn độc

lập. Trạm biến áp trung gian 35/6kV của mỏ được đặt cố định gần công trường để

đảm bảo cung câp điện liên tục và thuận lợi. Hầu hết là làm việc theo chế độ dự phòng

nguội, một máy làm việc một máy dự phòng.

Phụ tải 6kV của mỏ chủ yếu là các máy khoan xoay cầu, máy xúc điện, các

máy bơm cao áp và các trạm biến áp 6kV cấp điện cho các phân xưởng và phụ tải

dân dụng chiếu sáng, các khu văn phòng của các công ty.

Lưới điện cung cấp cho 4 mỏ có phụ tải điện như sau:

Động cơ cao áp khác Máy biến áp 6/0.4kV Động cơ máy xúc EKG 4.6kV, EKG5A, EKG10A Mỏ

Số lượng Số lượng Số lượng

65 62 Công suất định mức kVA 16687 17827 30 20 Công suất định mức kVA 9626 9326 8 8 Công suất định mức kVA 6252 8146 Cọc Sáu Cao Sơn

38 7286 15 5145 5 3436 Đèo Nai

21 7540 4 1180 6 2562 Núi Béo

Qua số liệu trên thực tế của các mỏ lộ thiên ta thấy, phần lớn các mỏ sử dụng

máy xúc điện có công suất lớn loại EKG5A, EKG10A. Các động cơ đồng bộ của máy

xúc khi làm việc ở chế độ quá kích thích, thường sẽ truyền ngược công suất phản

kháng về nguồn, do đó hệ số công suất trung bình đo tại thanh cái 6kV của trạm biến

áp chính ở các mỏ thường khá cao. Đôi khi hệ số công suất âm.

- 29 -

I.4. MỘT SỐ VẤN ĐỀ KHI NỐI ĐIỆN GIÓ VỚI ĐƯỜNG DÂY

I.4.1. Tiêu chuẩn kết nối DG với đường dây

Các giá trị điện áp thấp nhất đạt được trong quá trình làm việc không bình

thường, thường không thấp hơn 90% của điện áp danh định truyền tải và có thể được

giảm ở một số nước đến 70% của điện áp ban đầu trong thời gian lên đến 10 giây mà

không ảnh hưởng tới tính ổn định của nhà máy điện gió. Điện áp vượt quá giới hạn

thường hiếm xảy ra nhưng giá trị cao nhất thường không cao hơn 113% của điện áp

danh định truyền tải.

Hình 1.16: Giá trị điện áp phục hồi sau sự cố của tuabin gió.

Các máy phát điện gió dùng máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu có

các lợi thế hơn hẳn là hệ thống chuyển đổi năng lượng hoàn toàn tách riêng với máy

phát điện nối lưới điện. Do đó, nếu có sự cố trên lưới điện thì không tác dụng trực

tiếp lên các máy phát điện và khi điện áp giảm xuống thấp thì mômen xoắn biến thiên

thấp hơn nên khả năng phục hồi nhanh hơn.

Các máy phát điện gió phải có khả năng hoạt động liên tục trong phạm vi điện

áp và tần số quy định theo bảng dưới đây:

- 30 -

Điện áp Tần số Vận hành

90 – 105 % 49,5 – 50,5 Liên tục

90 – 105 % 48 – 49,5 Khả năng vận hành trong 10 phút

90 – 105 % 50,5 – 52 Khả năng vận hành trong 1 phút

I.4.2. Phương pháp nối kết nối DG với đường dây

Khi nối DG vào lưới điện, trong chế độ sự cố, DG có thể làm giảm bớt mức

độ suy giảm điện áp, tuy nhiên cũng ảnh hưởng đến sự phân bố dòng sự cố với mức

độ phức tạp tăng lên. Lưới điện phân phối được mô tả bằng dung lượng ngắn mạch,

tức là không bao giờ được vượt quá dòng điện sự cố lớn nhất, liên quan đến định mức

của thiết bị đóng cắt và khả năng chịu đựng cơ khí và nhiệt của tất cả các thiết bị và

các cấu trúc được tiêu chuẩn hóa. Các DG thường được nối vào lưới điện phân phối

và có nhiều cách để có thể ghép nối DG vào lưới điện.

Trên thực tế, nếu DG độc lập và không có mạng lưới có thể ghép nối trực tiếp

vào lưới điện hoặc ghép nối nhiều DG với nhau sau đó nối lên lưới nếu các DG đặt

gần nhau, tùy vào tình trạng nguồn và lưới ta chọn cách ghép nối phù hợp đảm bảo

các quy định về điện áp, độ ổn định, ...

Ví dụ: Hai trại gió công suất 10 MW giống hệt nhau được đấu nối vào cùng

một lộ 34,5 kV ở hai điểm cách nhau 1,6 km và cách trạm biến áp 18,31 km. Đây là

trạm trung gian gồm thanh cái 115 kV cấp nguồn từ hai đường dây, hai máy biến áp

115 kV/69 kV đấu song song và một máy biến áp 115 kV/34,5 kV. Hai trại gió 10

MW được đấu nối với máy 115 kV/34,5 kV này. Bộ điều chỉnh điện áp ở phía 34,5

kV của máy biến áp được lập trình để bù sụt điện áp đường dây đáp ứng nhu cầu của

tất cả các mạch trong thời gian mang tải mùa hè. Cả hai trại gió đều thuộc cùng một

mạch điện và cung cấp 15 MW đến 20 MW công suất cho lộ. Cũng lộ này phục vụ

ba cơ sở thương mại, phụ tải bơm tưới đồng ruộng, các hộ gia đình và một trạm biến

áp. Phụ tải đỉnh của mạch điện là 8 MW, phụ tải trung bình là 5 MW. Các tuabin gió

sử dụng hệ thống mạch góp 34,5 kV và được đấu nối với lưới truyền tải qua cầu dao

- 31 -

phụ tải chân không, tự động đóng trở lại (vacuum recloser) có rơle điều khiển bảo vệ

quá dòng.

Hệ thống SCADA (giám sát điều khiển và thu thập dữ liệu) của trại gió có khả

năng ngắt trại gió khỏi lưới truyền tải khi hệ thống truyền tải không hoạt động do sự

cố hoặc điều kiện bất lợi khác. Các tuabin gió có rơle bảo vệ thấp áp, điều khiển công

suất phản kháng và hoà đồng bộ.

I.4.3. Kỹ thuật nối kết nối DG với đường dây

Một trong các vấn đề đầu tiên về chất lượng điện xảy ra đối với tuabin gió là

tác động của chúng lên sơ đồ các máy biến áp 115 kV/69 kV vận hành song song

trong trạm trung gian. Dòng công suất phản kháng lên thanh cái 115 kV khá lớn, gây

ảnh hưởng tới việc chuyển nấc của bộ điều chỉnh điện áp khiến chúng chuyển sai tới

trên ba nấc. Sơ đồ song song là sơ đồ dòng điện mạch vòng, khiến cho các bộ điều

chỉnh điện áp bị khoá không chuyển nấc được khi các bộ điều chỉnh điện áp lệch nhau

từ bốn nấc trở lên. Thường mỗi tuần các bộ điều chỉnh điện áp lại bị kẹt do bị khoá

vì sai nấc.

Sau khi xem xét sự hoạt động của các bộ điều chỉnh điện áp người ta phát hiện

công suất phản kháng từ các tuabin gió đi vào thanh cái và qua các máy biến áp 115

kV/69 kV, tại đó các bộ điều chỉnh điện áp gặp trở kháng tương đối lớn, gây ảnh

hưởng tới sơ đồ bộ điều chỉnh điện áp. Sau thời gian dài nghiên cứu, đã xác định rằng

cần chuyển sơ đồ song song thành sơ đồ chủ/tớ (master/slave scheme), còn gọi là sơ

đồ chốt nấc (lock-step scheme).

Với thay đổi này, máy biến áp chủ phản ứng với thay đổi trên thanh cái và sau

đó thông tin cho máy biến áp kia khi nào chuyển nấc. Sau khi thực hiện thay đổi, các

máy biến áp tiếp tục vận hành song song, nhưng hiện tượng kẹt bộ điều chỉnh điện

áp giảm nhẹ đi nhiều.

Vấn đề còn lại liên quan đến trại gió là tác động lên các hộ tiêu thụ đấu nối

vào cùng mạch điện. Hai trong số ba cơ sở thương mại bị ảnh hưởng của điện áp cao

và hiện tượng nháy, khiến rơle của họ tác động làm cắt mạch. Người ta đã lắp các

máy ghi chất lượng điện tại điểm đấu nối các trại gió và tại cơ sở của các hộ tiêu thụ

bị ảnh hưởng. Các máy ghi cho thấy khi phụ tải mạch điện thấp và tuabin gió hoạt

- 32 -

động, tình trạng vượt áp xuất hiện trên mạch điện khiến một số thiết bị của cơ sở

thương mại tác động ngắt dựa theo giá trị đặt quá áp của rơle của các cơ sở này. Hiện

tượng này xảy ra thường xuyên nên một cơ sở buộc phải cho nửa nhà máy của họ

chạy bằng máy phát riêng thay vì sử dụng nguồn điện lưới.

Người ta đã tiến hành nghiên cứu, từ đó có được những thông tin về giải pháp

thực hiện nhằm giảm nhẹ ảnh hưởng tới khách hàng. Một biện pháp đã thực hiện là

hiệu chỉnh rơle khống chế công suất phản kháng và đặt dung sai chặt hơn, kết quả là

tuabin gió vận hành với hệ số công suất được duy trì gần như bằng 1.

Một biện pháp khác đã áp dụng là hiệu chỉnh chế độ đặt của bộ điều chỉnh điện

áp của máy biến áp 115 kV/34,5 kV. Việc hiệu chỉnh bao gồm thay đổi mức bù sụt áp

đường dây, dải tác động và thời gian phản ứng của bộ điều chỉnh điện áp. Sau khi thực

hiện cả hai biện pháp, các máy ghi chất lượng điện cho thấy điện áp nằm trong giới hạn

điện áp theo tiêu chuẩn ANSI. Các cơ sở thương mại nói rằng thiết bị ghi của họ cho

thấy điện áp đã được cải thiện và nhờ đó, họ quay về sử dụng điện lưới.

I.4.4. Các yêu cầu khi k ết nối DG với đường dây

I.4.4.1. Công suất đặt cực đại của điện gió (Maximum Wind power installation)

Khả năng tải của máy biến áp, cáp, dây dẫn, thiết bị chuyển mạch được sử

dụng để xác định mức công suất cực đại của điện gió có thể lắp đặt. Ở Vương quốc

Bỉ đã có quy định, công suất thiết kế của điện gió phải nhỏ hơn công suất máy biến

áp tăng áp của máy phát điện gió và phù hợp với tiêu chuẩn (n-1) của khu vực kết

nối. Ở Italia, yêu cầu công suất lắp đặt của điện gió không vượt quá 65% công suất

khu vực kết nối. Trong khi đó, ở Tây Ban Nha yêu cầu này là không vượt quá 50%.

Giới hạn công suất ngắn mạch cũng được sử dụng như một tiêu chuẩn. Công

suất ngắn mạch của mạng điện gió được bổ sung thêm không được vượt quá khả năng

của các thiết bị chuyển mạch. Cấp điện áp cũng được xác định như một tiêu chuẩn để

xác định công suất đặt cực đại của máy phát điện gió.

I.4.4.2. Cấp điện áp kết nối điện gió (Voltage levels of Wind power connection)

Do công suất phát hạn chế, điện gió thường được kết nối với mạng trung áp

và hạ áp. Tuy nhiên, không có mức giới hạn điện áp cực đại khi kết nối điện gió. Cấp

điện áp được sử dụng như là một yêu cầu cho phối hợp bảo vệ và mức công suất danh

- 33 -

định, vị trí kết nối. Trong trường hợp kết nối với lưới trung áp, máy biến áp có thể

được yêu cầu làm nhiệm vụ bảo vệ điện gió, do điện gió có thể tiêu thụ công suất

phản kháng, đồng thời ngăn ngừa dòng thứ tự “không” và hạn chế dòng ngắn mạch.

Nói chung, ở các nước với quy mô điện gió tập trung nhỏ hơn 20 MW đều được kết

nối lưới điện trung áp, sau đó kết nối với lưới điện truyền tải.

I.4.4.3. Chất lượng điện năng (Power quality)

* Sóng hài (Harmonic)

Bậc của sóng hài sinh ra bởi điện gió yêu cầu không được gây ra các nhiễu

loạn trong lưới điện phân phối. Tổng độ méo toàn phần (Total Harmonic Distortion -

THD) được yêu cầu nhỏ hơn 5%.

Theo IEEE 519-1992 đã yêu cầu các giá trị khác nhau của sóng hài và tổng độ

méo toàn phần:

< 11th 4,0%

< 11th đến < 17th 2,0%

< 17th đến 23th 1,5%

< 23th đến 35thth 0,6%

< 35th hoặc cao hơn 0,3%

5,0% Tổng (THD)

Các máy phát điện gió sử dụng các bộ điện tử công suất, là nguồn phát sinh

sóng hài. Kiểu máy phát phụ thuộc vào công nghệ bộ biến đổi điện tử công suất và

cấu trúc của chúng. Bản thân máy phát điện gió cũng là nguồn gây ra sóng hài, phụ

thuộc vào cấu trúc bộ dây quấn, mạch từ…và làm thay đổi độ méo toàn phần (THD)

của mạng điện. Theo Thông tư số 32 (năm 2007 của Bộ Công Nghiệp cũ nay là Bộ

Công Thương), giá trị cực đại cho phép (theo % điện áp danh định) của THD điện áp

gây ra bởi các thành phần sóng hài bậc cao đối với các cấp điện áp được quy định.

Cấp điện áp Tổng biến dạng sóng hài Biến dạng riêng lẻ

1,5% 3,0% 110kV

3,0% 6,5% Trung và hạ áp

- 34 -

* Chập chờn (Flicker)

Hiện tượng chập chờn là kết quả của việc biến đổi công suất ở đầu ra của máy

phát điện gió, dẫn tới sự thay đổi điện áp trên lưới điện phân phối. Để hạn chế hiện

tượng này, nhiều nước đã đưa ra yêu cầu công suất lắp đặt cực đại của điện gió phải

nhỏ hơn 3 lần công suất ngắn mạch tại điểm kết nối chung. Tiêu chuẩn IEC 6140-21

[3] cũng đưa ra yêu cầu về chất lượng điện năng cho những tuabin gió nối lưới, trong

đó giới hạn nhấp nháy dài hạn của môt tuabin gió đơn lẻ là Plt = 0,25 được tính từ 12

kết quả đo Pst liên tiếp (sau khoảng thời gian 2 giờ). Tổng giá trị chập chờn của một

trang trại gió không vượt quá 0,5 tại một nút bất kỳ trong mạng điện. Các yêu cầu

này đều có giá trị thấp hơn so với Thông tư 32.

* Hệ số công suất (Power factor)

Hầu hết các máy phát điện gió đều vận hành với hệ số công suất đồng nhất

(cosφ = 1). Trong vận hành thường, các máy phát này đều yêu cầu có lắp đặt các bộ

tụ bù. Việc lắp đặt tụ bù được thực hiện ngay tại máy phát. Tiêu chuẩn kỹ thuật của

C.H. Pháp yêu cầu các máy phát điện gió công suất lớn (trường hợp này là các máy

phát đồng bộ) phải có khả năng phát và tiêu thụ công suất phản kháng đến một giá trị

nhất định nào đó. Máy phát điện gió sử dụng máy điện đồng bộ thích hợp cho việc

duy trì hệ số công suất để điều khiển điện áp tại điểm kết nối chung (PCC). Đối với

điện gió sử dụng máy phát không đồng bộ thì yêu cầu hệ số công suất phải cao hơn

0,86. Ở nước ta có quy định các tổ máy phát điện không đồng bộ phải được trang bị

các tụ bù để đảm bảo hệ số công suất tối thiểu bằng 0,90.

* Dòng điện một chiều (Direct Current - DC)

Dòng điện một chiều DC đưa vào lưới điện từ máy phát điện gió loại nhỏ là

một vấn đề được quan tâm. Việc xuất hiện dòng DC làm tăng thêm sự bão hoà các

thành phần từ hoá lõi thép các máy biến áp. Theo tiêu chuẩn IEEE 1547, dòng điện

một chiều đưa vào lưới từ các máy phát điện này phải nhỏ hơn 0,5% dòng định mức

của máy phát tại điểm kết nối. Theo quy định của Vương Quốc Bỉ, giá trị dòng DC

đưa vào lưới phải nhỏ hơn 1,0% dòng định mức; nếu cao hơn 1,0% thì phải được loại

trừ sau 2 giây.

- 35 -

* Bảo vệ (Protection)

Hầu hết các nước đều chưa có các tiêu chuẩn và yêu cầu kỹ thuật cho các máy

phát làm việc độc lập. Các máy phát điện gió đều phải tách lưới khi lưới điện chính

không cung cấp điện hoặc khi có sự cố năng nề. Khi giá trị điện áp và tần số vượt ra

khỏi phạm vi cho phép (Xem bảng 3), các máy phát điện gió đều phải ngừng hoạt

động trong khoảng thời gian khôi phục sự cố. Tiêu chuẩn IEEE 1547 coi các máy

phát điện gió công suất nhỏ có ít tác động đến hệ thống. Tuy nhiên, những máy phát

có công suất trên 30 kW có thể sẽ có những tác động đáng kể đến lưới điện phân phối,

yêu cầu này được tính đến sẽ cho phép người vận hành thiết lập, chỉnh định rơle tần

số thấp.

* Tự động đóng lại

Việc đóng lại các máy phát điện gió, nói chung phải đảm bảo không gây ra các

tác động độc lập khác. Với DG nối lưới truyền tải mà khi có sự cố trên lưới truyền

tải, các máy phát điện gió sẽ được yêu cầu cắt ra khỏi lưới. Tiêu chuẩn kỹ thuật của

Italia quy định, thời gian đóng lại sau 2 giây đối với lưới 150 kV; 2,6 giây đối với

lưới 220 kV và 4 giây đối với lưới 380 kV. Tuy nhiên, trong khi 70-95% sự cố là

thoáng qua, thì việc yêu cầu cắt điện gió ra khỏi lưới có thể là không thật cần thiết

miễn là hệ thống vẫn chịu được các tác động này.

Nói chung các điện gió không bị ảnh hưởng bởi việc tự động đóng lại. Các

phản ứng của điện gió cần được kết hợp với các thiết bị bảo vệ độc lập, ngăn ngừa

các những hư hại có thể ảnh hưởng tới các hệ thống khác. Theo IEEE 1547, máy phát

điện gió sẽ tạm ngừng hoạt động khi tự đóng lại đã khôi phục trở lại. Yêu cầu này

được đưa ra nhằm ngăn ngừa sự mất đồng bộ trong khoảng thời gian đóng máy, ảnh

hưởng tới thiết bị bảo vệ quá dòng hoặc để tránh hư hại tới các máy biến áp và bản

thân điện gió. Ở Đức, thời gian tác động của bảo vệ phải ngắn hơn thời gian tự đóng

lại. Ở Tây Ba Nha, máy phát điện gió được đấu nối trở lại nếu điện áp tại điểm PCC

không nhỏ hơn 0,85 pu với thời gian t < 3 phút.

* Hoà đồng bộ

- 36 -

Việc đấu nối phải đảm bảo không làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành của

mạng điện. Để có thể hoà đồng bộ điện gió với lưới điện, điện áp của điện gió và điện

áp của lưới điện phải có cùng điện áp, tần số, thứ tự pha và góc pha. Nếu hội tụ đủ

những điều kiện này, điện gió có thể được hoà đồng bộ với lưới với mức điện áp dao

động nằm trong phạm vi ±5% tại điểm kết nối chung. Điện gió có thể được kết nối

với lưới thông qua các bộ nghịch lưu với mức điều khiển tăng dần từ không tải lên

đến đầy tải. Bộ nghịch lưu có thể được bố trí nối tiếp (dãy) hoặc song song.

Việc hoà đồng bộ qua bộ nghịch lưu nối tiếp (dãy) thường yêu cầu duy nhất

về điện áp, tần số và góc pha được thiết lập trong thời gian kết nối. Còn việc hoà đồng

bộ của các bộ nghịch lưu song song có yêu cầu tương tự như bất kỳ một hoạt động hoà

đồng bộ khác: Điện áp, góc pha, tần số [6]. Trong bảng 4, 5, quy định các điều kiện cần

thiết để hoà đồng bộ các máy phát đồng bộ và không đồng bộ vào lưới.

IEEE 1547 Bỉ Pháp

Mức suy giảm điện áp £ 5% £ 6% £ 5% và không quá 0,5s

Quy định về mức suy giảm điện áp khi hòa đồng bộ máy phát điện gió sử

dụng máy phát điện không đồng bộ

Máy phát không đồng bộ thường yêu cầu điện năng từ phía lưới để duy trì từ

trường quay giữa stato và rôto. Do vậy nó luôn phải vận hành song song với lưới điện,

các bộ tụ bù sẽ được đặt ngay tại máy phát để cung cấp công suất phản kháng và duy

trì hệ số công suất không đổi. Việc kết nối điện gió với lưới được thực hiện nếu mức

suy giảm điện áp nhỏ hơn giới hạn cho phép trong thời gian quy định.

* Kết luận chương I

Như đã trình bày trong phần nội dung của chương I, chúng ta đã đưa ra các

giới thiệu về năng lượng gió, một số sơ đồ DG , giới thiệu về các đường dây truyền

tải điện trung áp và cũng chỉ ra một số vấn đề về tiêu chuẩn nối, phương pháp nối, kỹ

thuật nối và các yêu cầu khi nối DG vào đường dây. Để hiểu rõ hơn về sự ảnh hưởng

của việc nối DG vào đường dây chúng ta sẽ tiến hành phân tích rõ hơn trong nội dung

của chương II.

- 37 -

CHƯƠNG II

ẢNH HƯỞNG CỦA NGUỒN ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI

II.1. GIỚI THIỆU CHUNG

Khi kết nối DG (DG) vào lưới điện cần phải tuân thủ các tiêu chuẩn và ràng

buộc, tùy thuộc vào cấu trúc của lưới điện mà những tiêu chuẩn sẽ có khác nhau và

kéo theo sự ảnh hưởng của DG vào lưới điện cũng khác nhau. Một số tiêu chuẩn cơ

bản cho phép kết nối DG vào lưới điện là: Tiêu chuẩn về điện áp, tiêu chuẩn về công

suất, tiêu chuẩn về tần số, ...

Các DG thường được kết nối chủ yếu vào lưới điện trung áp với cấp điện áp

từ 6kV đến 35kV. Với tỷ số mức độ kết nối DG vào lưới điện nhỏ thì sẽ không có

nhiều ảnh hưởng đến cấu trúc và hệ thống điện, tuy nhiên khi mức độ kết nối với lưới

càng gia tăng thì mức độ ảnh hưởng của nó càng lớn.

Khi đó, ngoài những ảnh hưởng tới tính kinh tế của lưới điện, những lợi ích và

bất lợi, những vấn đề liên quan đến môi trường và sự biến đổi khí hậu, sự thâm nhập

của DG vào lưới điện còn làm phát sinh những vấn đề về kỹ thuật cần quan tâm, đó

là:

- Đặc tính điện áp thay đổi trên toàn lưới phụ thuộc vào công suất tiêu thụ.

- Quá độ điện áp sẽ xảy ra do việc kết nối và ngắt kết nối các máy phát điện

thậm chí là do quá trình vận hành máy phát phân tán.

- Tăng mức độ dòng ngắn mạch sự cố.

- Vấn đề về phối hợp bảo vệ giữa phía máy phát phân tán và lưới điện.

- Tổn thất công suất thay đổi theo các cấp phụ tải.

- Chất lượng, độ an toàn của nguồn điện.

- Độ tin cậy cung cấp điện.

II.2. ẢNH HƯỞNG VỀ CHỈ TIÊU CÔNG SUẤT

DG khi kết nối với lưới điện sẽ làm thay đổi công suất của lưới điện. Nếu đặt

DG ở giữa nguồn cung cấp điện và phụ tải sẽ làm giảm công suất truyền tải từ nguồn

đến vị trí đặt DG do đó làm tăng tổn thất công suất trên đoạn đường dây này.

- 38 -

Khi phụ tải tăng cao, DG cục bộ ở gần phụ tải sẽ cấp công suất bù cho phụ tải

làm giảm lượng công suất cung cấp từ nguồn (thường là các trạm biến áp trung gian).

Khi phụ tải giảm thấp, DG sẽ cung cấp điện cho lưới điện. Mức độ đóng góp của DG

còn tùy thuộc vào công suất của nó so với nhu cầu tăng thêm của phụ tải.

Hình 2.1: DG làm giảm công suất trên đoạn từ lưới đến hệ thống

DG có thể làm tăng hoặc giảm tổn thất công suất trên lưới phụ thuộc vào vị trí

kết nối của nó và cầu hình của lưới điện. Trên thực tế, vị trí kết nối DG được xác định

để đạt được tổn thất công suất là nhỏ hơn trước khi không có DG. Việc xác định vị

trí đặt và công suất của DG có xét đến điều kiện vận hành khác nhau của lưới điện,

tổn thất sẽ được giảm nhiều hơn khi kết nối các DG ở các khu vực có mật độ phụ tải

cao hơn.

Trong hình 2.1, để cấp điện cho phụ tải ở nút thứ 3, khi chưa có DG thì hệ

thống sẽ phải cung cấp một lượng công suất là:

S1 = S3 + ΔS13

Khi DG được kết nối và có thể cung cấp đủ cho phụ tải thì lượng công suất mà

hệ thống phải cung cấp sẽ được giảm đi:

S1 = S3 + ΔS13 - SDG

Trong trường hợp này, dòng công suất trên đoạn 1-2 sẽ giảm và kéo theo là

giảm tổn thất công suất trên đoạn này và vị trí kết nối là có lợi.

Với DG, tổn thất công suất trên đường dây của lưới điện phân phối có thể được

điều chỉnh và có thể đánh giá thông qua hệ số tổn thất công suất trên đường dây:

𝐿𝐿𝐷𝐺 𝐿𝐿𝐾𝐷𝐺

LL I =

Trong đó: LLDG là tổng tổn thất công suất trên đường dây trong hệ thống có

DG và ngược lại

- 39 -

LLKDG là khi không kết nối DG với lưới điện

Mức độ thâm nhập (DGpen – liên quan về công suất) và mức độ phân tán (DGdis

– liên quan đến vị trí kết nối) của DG trên lưới cũng ảnh hưởng đến tổn thất công suất

trên lưới. Mức độ thâm nhập có thể được tính toán theo hàm của tổng công suất phát

𝑃𝐷𝐺 𝑃𝐿

𝑥100% của DG (PDG) và tổng công suất phụ tải đỉnh của lưới (PL): 𝐷𝐺𝑝𝑒𝑛 =

Mức độ thâm nhập của DG < 30% (PDG < 0.3.PL) được coi là thấp và lý tưởng

là 100% (PDG = PL). Mức độ thâm nhập của DG từ 10 – 15% sẽ không gây ra ảnh

hưởng đối với cấu trúc của lưới điện.

Mức độ phân tán của DG trên lưới là tỉ số giữa số nút kết nối DG (NDG) so với

𝑁𝐷𝐺 𝑁𝐿

𝑥100% số nút phụ tải (NL) trên lưới điện: 𝐷𝐺𝑑𝑖𝑠 =

Với số nút của lưới điện là: NDG + NL + 1 = N

Mức độ phân tán của DG <30% (NDG < 0.3.NL) được coi là thấp, trường hợp

lý tưởng là 100% (NDG = NL). Khi DGdis = 0% thì trên lưới chỉ có nguồn phát điện áp

truyền thống.

Tổn thất công suất trên lưới có thể tăng lên khi mức độ thâm nhập của DG vào

lưới điện lớn. Điều này có thể khắc phục được nếu phân bố hợp lý các DG trên lưới

và cung cấp đủ công suất phản kháng trên lưới.

- 40 -

Hình 2.2: Phân bố các DG trên lưới hợp lý làm giảm tổn thất

Trong trường hợp lưới điện có nhiều nút, mục tiêu của việc lựa chọn vị trí đặt

DG trên lưới là tổng tổn thất công suất là nhỏ nhất. Ta có thể mô ta dưới dạng mục

tiêu và mô hình cân bằng công suất như sau:

∆𝑃𝐷𝐺𝑖 → 𝑚𝑖𝑛

Trong đó:

𝑁 ∆𝑃𝐷𝐺𝑖 = ∑ ∆𝑃(𝑖,𝑗) (𝑖,𝑗)=1

- Tổn thất công suất trên toàn lưới khi có DG là:

- Tổn thất công suất nhánh lưới (ij) là:

∆𝑃(𝑖,𝑗) = 𝑃𝑖 − 𝑃𝑗

- Công suất tại nút i (i = 1, 2, 3, ..., n) là:

𝑃𝑖 = 𝑃𝐷𝐺𝑖 − 𝑃𝐿𝑖 = |𝑈𝑖| ∑|𝑈𝑘| [𝑔𝑖𝑘. cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘) + 𝑏𝑖𝑘. 𝑠𝑖𝑛(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)]

𝑄𝑖 = 𝑄𝐷𝐺𝑖 − 𝑄𝐿𝑖 = |𝑈𝑖| ∑|𝑈𝑘| [𝑔𝑖𝑘. sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘) + 𝑏𝑖𝑘. 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)]

- 41 -

Trong đó: Yik = gik + jbik là tổng dẫn tương hỗ đường dây (i,k):

𝑈𝑖̇ = 𝑈𝑖 ∠ 𝜃𝑖 và 𝑈𝑘̇ = 𝑈𝑘 ∠ 𝜃𝑘

Công suất phụ tải tại nút i là:

𝑆𝐿𝑖̇ = 𝑃𝐿𝑖 + 𝑗. 𝑄𝐿𝑖

Công suất phát của DG tại nút i là:

𝑆𝐷𝐺𝑖̇ = 𝑃𝐷𝐺𝑖 + 𝑗. 𝑄𝐷𝐺𝑖

Các vị trí và công suất của DG được xác định trong các trường hợp cần đảm

bảo điều kiện ổn định về điện áp và yêu cầu kỹ thuật của lưới điện về tổn thất công

suất:

Ui min ≤ Ui ≤ Ui max và P(i,j) ≤ P(i,j) max

II.3. ẢNH HƯỞNG CÁC VẤN ĐỀ VỀ ĐIỆN ÁP

DG không trực tiếp điều khiển điện áp của lưới điện nhưng có thể làm cho

điện áp trên lưới tăng lên hoặc giảm đi phụ thuộc vào chủng loại, phương pháp điều

chỉnh, công suất phát và các thông số của lưới và tải. Ảnh hưởng của DG lên sự thay

đổi điện áp là nhỏ hơn khi DG chỉ phát công suất tác dụng (cosφ = 1) so với khi DG

phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng.

Các máy phát đồng bộ phát công suất tác dụng và có thể phát hoặc tiêu thụ

công suất phản kháng. Khi được sử dụng như là DG, các máy phát này thường được

vận hành ở chế độ điều khiển với cosφ là không đổi. Khi các máy phát đồng bộ tiêu

thụ công suất phản kháng từ hệ thống thì ảnh hưởng tới điện áp giống như trường hợp

vận hành máy phát không đồng bộ tiêu thụ cùng lượng công suất phản kháng. Nếu

DG tiêu thụ công suất phản kháng điện áp có thể giảm. Nếu một DG phát công suất

phản kháng (giống như các tụ điện tĩnh) điện áp có thể tăng lên.

DG cũng cũng ảnh hưởng đến tổn thất điện áp trên các lộ đường dây làm thay

đổi đặc tính điện áp, DG ảnh hưởng đến cả công suất tác dụng và công suất phản

kháng. Khi DG được kết nối có công suất xấp xỉ công suất của phụ tải địa phương và

được đặt gần phụ tải thì nó có thể giảm đáng kể tổn thất điện áp trên đường dây.

Nếu DG được đặt xa nguồn và phát công suất ngược tới trạm hoặc thâm chí là

ngược tới lưới truyền tải thông qua máy biến áp nguồn thì tổn thất điện áp có thể tăng

- 42 -

lên trên lưới phân phối, nhưng tổn thất điện áp trên lưới truyền tải lại giảm xuống.

Điều này sẽ có ích nếu lưới điện truyền tải đang ở trạng thái đầy tải, mặt khác tổn thất

điện áp tăng lên trên lưới điện phân phối sẽ là vấn đề lớn đối với phân phối điện và

khi DG phát ngược lên lưới truyền tải thì sự ổn định của hệ thống (ổn định góc, tần

số, điện áp) sẽ bị ảnh hưởng.

Sự ổn định điện áp bao gồm các điều kiện tải vận hành ổn định và mức điện

áp nằm trong phạm vi cho phép của tất cả các nút (thanh cái). Công suất phát từ các

DG sẽ giảm công suất phát từ các nguồn phát điện tryền thống và số máy phát điện

trên lưới. Điều này làm gia tăng mức độ không chắc chắn của ổn định hệ thống điện

khi có nhiễu loạn xảy ra.

II.3.1. Sự gia tăng điện áp

Với các DG là các máy phát đồng bộ có thể phát công suất tác dụng, phát hoặc

tiêu thụ công suất phản kháng có thể làm tăng điện áp ở vùng có điện áp thấp nhưng

cũng có thể làm tăng điện cục bộ trên lưới.

Xét mô hình kết nối DG vào lưới điện như hình sau:

Hình 2.3: Điện áp nút tăng lên tại nút có nối DG

Công suất nút j là: Sinj = Pinj + jQinj = (PDG + jQDG) – (PLj + jQLj)

Trong đó: Sinj là công suất biểu kiến của DG bơm vào lưới

- 43 -

PDG và QDG là công suất tác dụng và công suất phản kháng của DG

PLj và QLj là công suất tác dụng và công suất phản kháng của phụ tải

Vì dòng điện trên nhánh ij là:

𝐼𝑖𝑛𝑗̇ = (𝑃𝑖𝑛𝑗 − 𝑗𝑄𝑖𝑛𝑗) 𝑈𝑗̇

Nên ta có điện áp tại nút kết nối là:

𝑈𝑗̇ = 𝑈𝑖̇ + 𝐼𝑖𝑛𝑗̇ 𝑍𝑖𝑗 = 𝑈𝑖̇ + (𝑅𝑖𝑗 + 𝑗𝑋𝑖𝑗)(𝑃𝑖𝑛𝑗 − 𝑗𝑄𝑖𝑛𝑗) 𝑈𝑗̇

(𝑃𝑖𝑛𝑗𝑅𝑖𝑗+𝑄𝑖𝑛𝑗𝑋𝑖𝑗) 𝑈𝑗̇

(𝑃𝑖𝑛𝑗𝑅𝑖𝑗−𝑄𝑖𝑛𝑗𝑋𝑖𝑗) 𝑈𝑗̇

+ 𝑗 = 𝑈𝑖̇ +

Vì góc lệch pha δ giữa điện áp các nút Ui và Uj là nhỏ nên có thể bỏ qua thành

(𝑃𝑖𝑛𝑗𝑅𝑖𝑗−𝑄𝑖𝑛𝑗𝑋𝑖𝑗) 𝑈𝑗̇

. Trong hệ đơn vị tương đối, độ lớn điện áp được lấy là phần phức 𝑗

1p.u, giá trị điện áp tăng lên ở điểm kết nối DG: ΔU=|Uj - Ui| , không được vượt quá

2%:

. 100 = . 100 [%] ∆𝑈 𝑈 (𝑃𝐷𝐺 − 𝑃𝐿𝑗). 𝑅𝑖𝑗 + (𝑄𝐷𝐺 − 𝑄𝐿𝑗). 𝑋𝑖𝑗 𝑈2

Trong đó: Zịj =Rij + jXij là tổng trở lưới giữa điểm kết nối chung và điểm kết

nối DG.

Máy phát điện đồng bộ có thể phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng, nhưng

máy phát điện không đồng bộ chỉ tiêu thụ công suất phản kháng, chính vì vậy máy

phát điện đồng bộ làm gia tăng điện áp nhanh hơn, tức là ảnh hưởng lớn hơn. DG có

bộ biến đổi có thể thay đổi công suất phản kháng đầu ra trong phạm vi nhỏ. Do đó

việc kết hợp tỷ số R/X của hệ thống hoặc đặc tính lưới phân phối với đặc tính tải để

xác định mức độ điện áp ở điểm kết nối có tăng lên hay không khi mà công suất của

DG tăng lên.

II.3.2. Sự suy giảm nhanh điện áp

Sự suy giảm nhanh điện áp là hiện tượng điện áp bị suy giảm trong thời gian

rất ngắn và thường kết thúc từ 0,5 chu kỳ dòng điện (0,1s) tới 1s. Suy giảm nhanh

điện áp có thể xảy ra khi mở một nhánh, khi xảy ra ngắn mạch, khi khởi động máy

phát điện sức gió hoặc máy phát điện trung tâm gặp sự cố. Mức suy giảm từ 0,9pu

- 44 -

đến 0,85pu thường do đóng cắt tải, trong khi đó những sự suy giảm mạnh thường do

các sự cố ngắn mạch gây ra.

Sự suy giảm nhanh điện áp có thể dẫn đến trục trặc rơle bảo vệ hoặc có thể

làm cho ngưng hoạt động tạm thời hệ thống các nguồn điện sức gió. Khi khởi động

máy phát điện sức gió, khởi động turbine gió có thể gây ra sự sụt giảm điện áp đột

ngột và khôi phục lại sau vài giây.

Turbine gió được đặc trưng bởi hệ số thay đổi điện áp k(Ψk), điện áp suy giảm

đột ngột có thể được tính toán theo công thức sau:

𝑆𝑛 𝑆𝑘

d = 100. Ku . (Ψk).

Trong đó: (Ψk) là góc của tổng trở ngắn mạch trên lưới

Sn là công suất toàn phần định mức của Turbine gió

Sk là công suất ngắn mạch của lưới điện

II.3.3. Sự dao động điện áp

Sự giao động điện áp là sự thay đổi có tính hệ thống của biên độ và hình dáng

của sóng điện áp hoặc một chuỗi các thay đổi ngẫu nhiên về điện áp, biên độ điện áp

thường không vượt quá giới hạn quy định từ 0,9pu đến 1,1pu.

Sự biến đổi công suất phát của DG có tính ngẫu nhiên và có thể gây ra sự dao

động điện áp gây ra sự mất ổn định của điện áp cung cấp đến phụ tải. Sự biến đổi của

tốc độ gió của các Turbine gió có tốc độ cố định và sinh ra dòng điện dao động. Trong

trường hợp này, có thể kết hợp DG với việc tích trữ điện năng và quản lý phụ tải.

Đối với DG, công suất dao động ngắn hạn Pst được đo trong khoảng thời gian

10 phút hoặc công suất dao động dài hạn PIt được đo trong vòng 2 giờ có mối liên hệ

như sau:

3 PIt = √∑ ( 12 𝑖=1

3 𝑃𝑠𝑡,𝑖 12

)

Trong đó giá trị PIt phải nhỏ hơn 1 trong khoảng 95% thời gian một tuần. Tác

động của sự dao động là mang tính chủ quan, trong một số trường hợp con người có

thể gây ra phiền toái với PIt = 1, trái lại trong một số trường hợp thì có thể chấp nhận

giá trí lớn hơn. Để đảm bảo cho PIt ≤ 1 ở đầu của khách hàng mỗi nguồn gây dao

động được nối vào lưới phải nằm trong giới hạn cho phép.

- 45 -

II.3.4. Độ không sin sóng điện áp (xuất hiện sóng hài bậc cao)

II.3.4.1. Gây tổn thất trên đường dây truyền tải

Trên đường dây truyền tải khi có sóng hài bậc cao chạy trên đường dây do các

bộ biến đổi của DG nối lưới gây ra ảnh hưởng rất nhiều thiết bị mắc điện đường dây.

Sau đây ta nêu ảnh hưởng của các thiết bị quan trọng gây tổn thất trên đường dây

truyền tải.

Trên đường dây truyền tải khi chứa đựng 1 dòng điện không sin chúng ta phân

𝑛=∞ 𝑖𝑠 = ∑ 𝑖𝑛 𝑛=1

tích theo chuỗi Furie ta được dòng điện chạy trong 1 pha:

Xét công suất truyền tải trên đường dây m pha đối với thành phần bậc 1:

𝑃 = 𝑚. 𝑈. 𝐼1. 𝑐𝑜𝑠𝜑

Trong đó: m là số pha

2 = 𝑃2 + 𝑄2

Công suất phản kháng bậc 1: 𝑄 = 𝑚. 𝑈. 𝐼1. 𝑠𝑖𝑛𝜑

Công suất biểu kiến bậc 1: 𝑆1

∞

2 𝑆 = 𝑚. 𝑈. 𝐼 = 𝑚. 𝑈. √∑ 𝑖𝑛

𝑖

2)

Công suất biểu kiến kể đến sóng hài bậc cao:

2)

2 + ⋯ + 𝐼𝑛

2 + 𝐼3 2 + 𝐼2 2 + 𝑚2. 𝑈2. (𝐼2

2 + ⋯ + 𝐼𝑛 2 + 𝐼3

𝑆2 = 𝑚2. 𝑈2. (𝐼1

2 + 𝐷2

2)

2 + ⋯ + 𝐼𝑛

2 + 𝐼3

𝑆2 = 𝑚2. 𝑈2. 𝐼1

Từ công thức trên ta có thể viết : 𝑆2 = 𝑆1 Trong đó: 𝐷2 = 𝑚2 . 𝑈2. (𝐼2 Vói n = 2, 3, ...

Ta có thể biểu diễn các đại lượng S, P, Q, D bằng hình hộp như sau:

- 46 -

Trên hình hộp này đối với sóng hài bậc 1 ta có:

𝑐𝑜𝑠𝜑1 = 𝑃 𝑆1

Nếu kể đến sóng hài bậc cao thì ta có:

𝑐𝑜𝑠𝜑 = 𝑃 𝑆

Vì S > S1 nên 𝑐𝑜𝑠𝜑1 > 𝑐𝑜𝑠𝜑

Như vậy sóng hài bậc cao chạy trên đường dây làm cho hệ số 𝑐𝑜𝑠𝜑 giảm, tổn

thất tăng lên, đồng thời S > S1. Vậy nếu cần công suất tác dụng là P1 thì chúng ta chỉ

S1.

truyền S1, nhưng khi có sóng hài bậc cao trên lưới nên ta phải truyền công suất là S >

II.3.4.2. Ảnh hưởng đến Rơ le

Trên đường dây truyền tải nếu chúng ta dùng các rơ-le tần số thì nó sẽ tác động

đến các rơ-le này. Một số rơ-le được chế tạo theo nguyên tắc tần số như:

Rơ-le tổng trở toàn phần

Rơ-le tổng trở có hướng

Rơ-le tần số kiểu cảm ứng

Rơ-le hiệu tần số

- 47 -

Sau đây chúng ta xét ảnh hưởng hiệu tần số của rơ-le tần số kiểu cảm ứng.

Rơle tấn số tác động khi tần số dòng xoay chiều bị giảm. Các dòng i1 và i2 trong các

cuộn dây của rơle được tạo nên từ áp UR đưa vào rơle. Cuộn W1 nối tiếp với tụ C, còn

cuộn W2 với điện trở phụ RP , nhờ vậy pha các dòng này phụ thuộc vào tần số với

mức khác nhau:

1 𝐼1.𝑒𝑗𝛾1 = 𝑈𝑅 ) 𝑅 + 𝑗(𝜔𝐿 − 1 𝜔𝐶 1 𝐼2.𝑒𝑗𝛾2 = 𝑈𝑅 𝑅 + 𝑅𝑃 + 𝑗𝜔𝐿 }

Trong đó: R là điện trờ tác dụng của các cuộn W1 và W2

L là cảm kháng của các cuộn W1 và W2

Hình 2.4. Giải thích nguyên lý làm việc của rơle tần số kiểu cảm ứng

𝜔𝐿−

1 𝜔𝐶

Ta có RP » ωL vì vậy góc pha γ2 của dòng điện I2 thay đổi rất ít theo tần số.

𝑅

Góc pha γ1 của dòng điện I1 phụ thuộc vào tần số: 𝛾1 = 𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔

Ứng với giá trị Wd – giá trị đặt của tần số tác động

Dòng điện I1 và I2 trùng pha nhau

𝜑 = 𝛾2 − 𝛾1 = 0

Momen quay Mq = 0

Nếu ω < ωd dòng điện I1 vượt trước I2 , Mq > 0, rơ-le tác động, khép tiếp điểm.

Nếu tần số dòng điện I1 chậm pha sau I2 , Mq < 0 tiếp điểm mở.

- 48 -

Vì phần động có lò xo giữ sao cho khi không có điện tiếp điểm hở Mc≠0, nên

trong thực tế rơle chỉ tác động khi Mq>Mc, nghĩa là khi φ ≥ 5 ÷ 6°. Như vậy giá trị tần số

tác động ωtd nhỏ hơn ωd đôi chút. Ngoài ra để phần động chuyển dịch đến phần cuối và

khép chắc chắn tiếp điểm, cần phải giảm nhỏ đôi chút tần số so với ωtd.

Hình 2.5. Giá trị mômen quay ứng với các tần số khác nhau

Tần số giảm liên tục, rất chậm nhưng giảm không nhiều, vì vậy khác với rơle

định hướng công suất cũng như rơle tổng trở đã xét ở trên, rơle tần số không thể làm

việc tốt nếu không có phản hổi dương được thực hiện nhờ nam châm vĩnh cửu và

phiến sắt từ gắn chặt vào phần rộng của rơle. Trong quá trình chuyển dịch của phần

động khỏi vị trí đầu, phiến sắt từ rời xa thanh nam châm, lực tương tác giữa chúng

giảm, nhờ vậy mômen cản giảm. Mômen quay tổng nhờ vậy tăng lên theo góc quay

của phần động.

𝜔𝐿

Giá trị ωd có thể điều chỉnh bằng cách thay đổi giá trị Rp trong mạch I2, khi đó

𝑅+𝑅𝑝

góc γ2 cũng thay đổi: 𝛾2 = 𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔

Vậy Rp chính là phần tử đặt.

Các sóng hài trong lưới điện không chỉ làm các rơle so lệch tác động nhầm,

chúng còn có thể làm các rơle cực đại trong lưới điện tác động nhầm lẫn, sai trình tự.

Các nghiên cứ của các tác giả Hilary Tin, A. Abu-Siada và M.S.Masoum thuộc trường

đại học Curtin Úc đã triển khai trên hệ thống điện 30 nút của IEEE thấy rằng do ảnh

hưởng của độ méo sóng hài (THD=20%) đo tại nút thanh cái số 10, khi sử dụng các

thiết bị lọc sóng hài các máy cắt 1, 2, 3 có thời gian tác động tương ứng là 215ms,

- 49 -

216ms và 237ms trong khi cũng với độ méo sóng hài như thế, không sử dụng các bộ

lọc sóng hài, cùng điểm xảy ra sự cố thời gian tác động tương ứng của các máy cắt là

346, 347 và 433ms, như vậy có thể thấy rơle cực đại gần nguồn trong trường hợp này

lại tác động sau cùng.

Nguyên nhân chính sự tác động nhầm lẫn của hệ thống bảo vệ rơle nói trên

cũng là do các máy biến dòng bị quá bão hòa từ khi có sóng hài.

II.3.4.3. Ảnh hưởng đến máy cắt

Sóng hài bậc cao còn ảnh hưởng tới thiết bị máy cắt, làm tăng nhiệt máy cắt,

ảnh hưởng khả năng cắt dòng của máy cắt, cho dòng khác tồn tại làm tăng dòng hiệu

dụng qua máy cắt dẫn đến máy cắt tác động sai lệch.

II.3.4.4. Ảnh hưởng đến máy biến áp

Tác động chủ yếu của các sóng hài bậc cao tới các máy biến áp là hiệu ứng

phát nóng phụ trên cách điện và trong lõi thép của máy biến áp. Khi có sóng hài, sẽ

gây ra từ thông trong lõi thép của máy biến áp dẫn đến làm nóng các lõi thép dẫn đến

nhiệt lượng tỏa ra trên các máy biến áp sẽ tăng lên đáng kể, nhiệt lượng này sẽ làm

giảm tuổi thọ của máy biến áp.

II.3.4.5. Ảnh hưởng sóng hài đến bù tĩnh

Nếu như những ảnh hưởng của sóng hài tới máy biến áp mang tính lâu dài và

chủ yếu làm giảm thời gian vận hành, thì ảnh hưởng của sóng hài tới các tụ điện mang

tính tức thời, có thể phá hủy cách điện hay gây đứt cầu chì trong các bộ tụ. Nguyên

nhân chính của những tác động tiêu cực này là xuất hiện hiện tượng cộng hưởng song

song với các tụ bù ngang hay cộng hưởng nối tiếp với các tụ bù dọc. Các tham khảo

về tần số của lưới điện khi có và không có tụ bù trên cũng như nghiên cứ khác tiến

hành đối với các bộ tụ bù tĩnh điện đặt trên thanh cái các trạm biến áp 13kV của trạm

biến áp trung gian chỉ ra rằng: Tùy theo giá trị và biên độ dòng điện hài, khi xảy ra

cộng hưởng, điện áp đặt lên bộ tụ có thế bằng 1,8Uđm hoặc tới 2,5Uđm.

Đồng thời dòng điện khi xảy ra cộng hưởng có thể gấp 300% dòn điện định

mức của tụ. Các kết quả này cũng trùng khớp với các nghiên cứu đã được thực hiện.

Như vậy có thể thấy những tác động của sóng hài dòng điện tới các bộ tụ bù

ngang tĩnh là rất nghiêm trọng, có thể phá hủy tức thì các bộ tụ. Ngay cả khi trong

- 50 -

lưới điện sử dụng các bộ lọc thụ động thì vẫn có thể xảy ra cộng hưởng. Vì những lý

do đó các tiêu chuẩn cho bởi IEEE standard 18-1992 đã quy định nghiêm ngặt khi

vận hành các tụ bù tĩnh trên các trạm biến áp trung gian, cụ thể:

* Đối với các đại lượng định mức của các bộ tụ bù:

+ Chỉ cho phép vận hành với điện áp cực đại 1,1 Uđm.

+ Chỉ cho phép vận hành với điện áp cực đại 1,2 Uđỉnh.

+ Chỉ cho phép vận hành với dòng điện cực đại 180% Iđm.

+ Công suất phản kháng tối đa được phát là 135% Qđm.

* Đối với các giới hạn thời gian:

+ Điện áp cực đại chịu được 2,2 lần Uđm trong 0,1s.

+ Điện áp cực đại chịu được 2,0 lần Uđm trong 0,25s.

+ Điện áp cực đại chịu được 1,7 lần Uđm trong 1s.

+ Điện áp cực đại chịu được 1,4 lần Uđm trong 15s.

+ Điện áp cực đại chịu được 1,3 lần Uđm trong 1 phút;

+ Điện áp cực đại chịu được 1,25 lần Uđm trong 30 phút;

II.3.4.7. Ảnh hưởng đến các động cơ truyền động

Trên đường dây truyền tải khi có dòng điện không sin chạy trong các pha, khi

ta nối động cơ điện 3 pha không đồng bộ như động cơ không đồng 3 pha roto lồng

sóc, thì trong động cơ sinh ra mômen dao động với tần số khác nhau. Theo tài liệu đã

khảo sát ảnh hưởng tới các tần số mômen được minh họa như hình vẽ:

Hình 2.6. Đồ thị momen ứng với các tần số và hệ số trượt

Như vậy ở các hệ số trượt khác nhau, tần số của sóng hài bậc cao là bằng nhau

và bằng 6 lần tần số sóng cơ bản. Ở chế độ hệ số trượt khác nhau thì sự ảnh hưởng

- 51 -

đến mômen động cơ khác nhau. Khi tính toán ta đã giả thiết bỏ qua quá trình chuyển

mạch, các đồ thị điện áp pha và điện áp dây có dạng chữ nhật.

II.4. ẢNH HƯỞNG VỀ DÒNG ĐIỆN SỰ CỐ VÀ CÁCH BẢO VỆ

Lưới điện phân phối được mô tả bằng dung lượng ngắn mạch, tức là không

bao giờ được vượt quá dòng điện sự cố lớn nhất, có liên quan đến định mức của thiết

bị đóng cắt và khả năng chịu đựng cơ khí và nhiệt của tất cả các thiết bị cũng như cơ

cấu cấu trúc được tiêu chuẩn hóa. DG có mức độ ảnh hưởng đáng kể trong sự cố tổng

của lưới điện, về cơ bản được xác định bằng cách kết hợp mức độ đóng góp dòng

ngắn mạch của phần lưới phía trước và các DG khác nhau trong lưới điện.

Theo cấu trúc truyền thống của lưới điện là các sơ đồ hình tia hoặc mạch vòng

kín vận hành hở, như vậy trong chế độ làm việc bình thường cũng như chế độ sự cố

thì dòng điện chạy theo một chiều duy nhất là từ nguồn đến phụ tải, nếu xảy ra sự cố

gần phụ tải thì thiết bị bảo vệ phụ tải gần nhất sẽ tác động, nếu không thì bảo vệ cấp

trên sẽ tác động để cô lập phần lưới bị sự cố hoặc loại trừ sự cố.

Các DG được đấu nối song song với lưới sẽ làm giảm tổng trở sự cố và tăng

dòng điện sự cố của lưới. Đối với lưới điện có cấu tạo phức tạp hơn thì dòng cấp của

DG tới điểm sự cố cũng có mức độ phức tạp tăng lên làm ảnh hưởng tới tính chọn lọc

của bảo vệ.

II.4.1. Dòng điện tăng cao trong các trường hợp sự cố

Trong các sự cố ngắn mạch, dòng điện sự cố được cung cấp năng lượng từ cả

hệ thống và DG do đó dòng điện sự cố sẽ tăng lên. Khi đó, sự gia tăng của dòng điện

sự cố phải đảm bảo ba điều kiện:

- Một là dòng điện sự cố không được vượt quá dòng điện ngắn mạch định mức.

- Hai là thiết bị bảo vệ quá dòng điện có khả năng cắt sự cố tương đường với

mức độ của dòng điện ngắn mạch.

- Ba là cần phối hợp thích hợp và chặt chẽ giữa thiết bị bảo vệ trên lưới và các

thiết bị bảo vệ quá dòng khác.

Nếu dòng điện sự cố tăng quá cao và có thể sẽ cao hơn dòng cắt ngắn mạch

của máy cắt sẽ dẫn đến hư hỏng thiết bị và mất an toàn cho người thao tác. Nếu tiến

hành thay thế các thiết bị sẽ làm tăng vốn đầu tư của lưới điện và sẽ dẫn đến bài toán

- 52 -

về kinh tế khi kết nối các DG với lưới điện. Trên thực tế, mức độ gia tăng dòng điện

sự cố còn phụ thuộc vào công suất, mức độ thâm nhập, công nghệ và giao diện của

DG cùng với cấp điện áp hệ thống. Công suất của DG càng lớn thì mức độ ảnh hưởng

ngày càng tăng.

II.4.2. Thay đổi sự phối hợp giữa các thiết bị bảo vệ

Việc kết nối DG vào lưới điện cần thiết phải xem xét đến khoảng thời gian

phối hợp giữa các bảo vệ đường dây lân cận, vì ảnh hưởng của DG tới sự phối hợp

của các bảo vệ không chỉ giới hạn trong đường dây mà DG kết nối vào. Sự cố của

đường dây lân cận có thể khiến cho các bảo vệ ở đường dây có nguồn điện phân tán

kết nối vào hoạt động. Điều này là không mong muốn vì sự cố đó không nằm trong

phạm vi bảo vệ của các thiết bị nằm trên đường dây có nguồn điện phân tán kết nối

vào. Và sẽ dẫn đến việc ngừng cung cấp điện cho các phụ tải trong khi đường dây đó

không hề bị sự cố.

Hình 2.7. Ảnh hưởng của DG đến sự phối hợp bảo vệ

Khi chưa có DG, nếu sự cố xảy ra ở N1, cầu chỉ CA sẽ tác động cắt ngắn mạch

sự cố trước cầu chì CB. Khi có DG1 tới điểm sự cố N1 khiến cho cầu chỉ CB có thể

cắt trước làm mất đi tính chọn lọc của bảo vệ.

Trong trường hợp lưois điện trong hình, xét thêm trường hợp sự cố ở điểm N2,

dòng điện sự cố cấp đến điểm N2 là dòng đến từ hai nguồn: hệ thống và nguồn điện

- 53 -

phân tán (DG2 và DG3). Thông thường ta mong muốn tự đóng lại TĐL sẽ tác động

để loại trừ sự cố, tuy nhiên do có sự đóng góp của DG2 vào sự cố nên có thể cầu chì

CC sẽ tác động trước TĐL, làm giảm độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải sau CC.

Trong trường hợp TĐL tác động trước nhưng có DG2, hồ quang tại điểm N2

vẫn duy trì, khi đó sự cố vẫn chưa được loại trừ, TĐL đóng lại vào sự cố là điều không

mong muốn. Cũng đồng thời xuất hiện DG3, dòng sự cố chạy qua các máy cắt BB và

BA, nếu dòng đủ lớn sẽ khiến các máy cắt này tác động gây nên tình trạng cắt toàn

bộ những vùng không tồn tại sự cố ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện.

Vì sự phối hợp các thiết bị bảo vệ thích hợp cho tất cả các chế độ sự cố trên

lưới điện là rất khó khăn, vì vậy thường thay thế các bảo vệ quá dòng không hướng

trên đường dây bằng các bảo vệ quá dòng có hướng.

II.4.3. Máy cắt cắt không mong muốn

Sự tăng lên của dòng điện sự cố trên luới điện làm thay đổi cách thức hệ thống

bảo vệ kiểm soát sự cố (cài đặt Role, thiết bị TĐL, dung lượng cắt ngắn mạch của

máy cắt và cầu chì). Trong hình 2.4, khi phát sinh sự cố ở các lộ đường dây khác,

hướng dòng sự cố chạy từ DG2 qua nhiều thiết bị bảo vệ, máy cắt BB tới điểm sự cố.

Để hạn chế nhược điểm này, cần phải trang bị Role quá dòng có hướng và cấu hình

lại bảo vệ cho lộ đường dây.

II.4.4. Tác động đến sự làm việc của tự động đóng lại

Thông thường DG phải phát hiện sự cố và ngắt kết nối với hệ thống trong

khoảng thời gian tác động của TĐL và mất một khoảng thời gian để TĐL loại trừ sự

cố. Nếu không thực hiện được như vậy thì DG vẫn kết nối với lưới trong khoảng thời

gian ngắt của TĐL và duy trì hồ quang tại điểm sự cố khiến cho quá trình đóng lặp

lại của TĐL không thành công, và sự cố được xem là sự cố vĩnh cửu chứ không còn

là sự cố thoảng qua như bản thân của nó. Khoảng thời gian tác động của TĐL được

quy định thường nhỏ hơn 1 giây.

- 54 -

Hình 2.8. Sự phối hợp giữa TĐL và CC trên lưới điện hình tia

II.4.4.1. Sự phối hợp giữa tự động đóng lại và cầu chì

Trong hình 2.5, ta xét trường hợp sự cố tại điểm N2, cầu chì chỉ tác động đối

với các sự cố lâu dài trong phạm vi bảo vệ của nó. Đối với các sự cố thoảng qua, TĐL

sẽ tác động nhanh để tách sự cố ra khỏi lưới điện và sự cố có thể được dập tắt. Khi

chưa có DG3, dòng điện sự cố từ nguồn chạy qua các thiết bị TĐL và CC đến điểm

sự cố. Trong khoảng thời gian tác động của mình, TĐL sẽ cắt sự cố từ thì tình trạng

cấp điện cho phụ tải sẽ được khôi phục bình thường. Nếu sự cố là vĩnh cửu thì CC

khi đó sẽ tác động và cách ly hoàn toàn sự cố ra khỏi lưới theo cách thức kết hợp của

TĐL và CC.

Trường hợp khi DG3 được kết nối, dòng điện sự cố chạy qua CC là tổng hợp

dòng điện của nguồn (HT) và DG (DG3) và có giá trị lớn hơn dòng điện sự cố chạy

qua TĐL. Khi mức độ đóng góp của DG3 vào dòng sự cố đủ lớn thì CC có thể tác

động nhanh hơn cả TĐL hoặc tác động đồng thời với TĐL trong sự cố thoáng qua.

Trong khi đó các sự cố thoáng qua lại chiếm từ 70% - 80% các sự cố xảy ra

tại các tuyến đường dây, đồng nghĩa rằng độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tại sau

CC sẽ giảm thấp.

Chính vì vậy sự phối hợp giữa CC và TĐL sẽ cần phải được tính toán và cài

đặt trong từng trường hợp cụ thể.

II.4.4.2. Tự động đóng lại tác động với các sự cố ngoài vùng bảo vệ

Trường hợp kết nối DG3 vào sau TĐL trên lưới, nếu sự cố xảy ra ở phía trước

của TĐL sẽ có dòng điện sự cố chạy qua TĐL do các nguồn DG3 gây ra. Khi dòng

- 55 -

điện sự cố đủ lớn vượt quá giá trị dòng điện tác động nhỏ nhất của TĐL khiến cho

TĐL tác động. Và đó là điều không mong muốn vì sự cố nằm ngoài vùng bảo vệ cuả

TĐL. Ta có thể khắc phục sự cố này bằng cách trang bị cho TĐL trên đường dây các

bảo vệ có hướng.

II.4.4.3. Ngăn cản tự động đóng lại thành công

Sự xuất hiện của DG và đóng góp vào điểm sự cố thì sau khi TĐL tác động

nhanh tách phần bị sự cố ra khỏi lưới điện, hồ quang tại vị trí xảy ra sự cố thoáng qua

sẽ bị duy trì làm cho cảm nhận của TĐL khi đóng lại sẽ như là trường hợp ngắn mạch

vĩnh cửu, đóng lại sẽ không thành công. Trong trường hợp này, DG đã ngăn cản TĐL

làm giảm độ tin cậy cung cấp điện và tăng thời gian mất điện của phụ tải. Ngoài ra

TĐL không thành công cũng làm tăng thêm áp lực đối với thiết bị điện bởi vì TĐL

tác động thì đó là đóng lại một sự cố vào hệ thống.

II.4.4.4. Tự động đóng lại không đồng bộ

Ngoài việc ngăn cản TĐL thành công, nguồn điện phân tán còn có thể gây ra

hiện tượng tự đóng lại hai lưới điện không đồng bộ với nhau. Khi TĐL tác động nhằm

cô lập sự cố thoáng qua nhưng trong lưới điện vẫn còn nguồn điện phân tán đang

cung cấp năng lượng cho dòng điện sự cố, nhưng ngay cả khi sự cố thoáng qua biến

mất (hồ quang tại vị trí sự cố bị tắt) thì nguồn điện phân tán vẫn tiếp tục cung cấp

điện cho phần lưới điện bị cô lập, phần lưới điện này có tần số khác với tần số hệ

thống, do đó khi TĐL tác động sẽ đóng lại hai lưới điện không đồng bộ, hiện tượng

này rất nguy hiểm nếu tại thời điểm TĐL tác động mà hai lưới điện nghịch pha với

nhau. Việc này dẫn đến quá điện áp, quá dòng điện và momen xoắn lớn xuất hiện trên

các trục của thiết bị quay, các hiện tượng này gây ra hư hỏng nặng cho các máy điện

quay và máy phát điện quay.

II.4.4.5. Thay đổi vùng tác động của rơle bảo vệ

Nếu DG được kết nối ở giữa máy cắt và điểm sự cố thì sẽ làm thu hẹp vùng

tác động của rơle, làm tăng thời gian tác động loại trừ sự cố. Trong hình 2.5 khi có

DG3 và sự cố xảy ra tại N2 thì dòng điện qua bảo vệ rơle sẽ nhỏ hơn khi chưa có

DG3, làm co vùng tác động của bảo vệ. Điều đó làm tăng nguy cơ sự cố tổng trở cao

không được phát hiện và do đó bảo vệ sự phòng sẽ tác động để loại trừ sự cố.

- 56 -

Khi kết nối DG vào lưới điện sẽ ảnh hưởng tới bảo vệ trên lưới là bảo vệ chống

vận hành cô lập. Trong khi cô lập, một phần của lưới vẫn được cung cấp điện từ

nguồn DG mà không kết nối với lưới điện chính. Bên cạnh các vấn đề về chất lượng

điện năng thì vấn đề an toàn của lưới điện yêu cầu việc ngắt kết nối DG cần phải

nhanh và tin cậy. Do đó, tình trạng vận hành cô lập không mong muốn phải luôn được

phát hiện bởi DG. Bảo vệ cô lập được xem là gặp vấn đề trong trường hợp các máy

phát đồng bộ công suất lớn. Trong trường hợp phụ tải của phần lưới bị cô lập phù

hợp với công suất phát tạm thời của DG thì tình trạng vận hành cô lập có thể không

bị phát hiện. Thông thường, tình trạng cô lập được cho là có thể phát hiện được bằng

các rơle điện áp và tần số đặt ở đầu cực khối DG. Các phương pháp dựa trên chẳng

hạn như ROCOF (mức độ thay đổi tần số) hoặc vector xung được phát triển để đảm

bảo việc phát hiện tình trạng cô lập là tin cậy. Các phương pháp này tin cậy hơn các

phương pháp rơle tần số và điện áp phẳng, nhưng chúng vẫn còn tồn tại vùng không

thể phát hiện được.

II.4.4.6. Các biện pháp hạn chế ảnh hưởng của DG trong chế độ sự cố lưới điện

Có rất nhiều biện pháp để hạn chế ảnh hưởng của DG trong chế độ sự cố như

sử dụng kháng điện nối nối tiếp giữa DG với lưới hay biện pháp sử dụng các thiết bị

hạn chế dòng sự cố. Thiết bị hạn chế dòng sự cố (FCL) có thể là khả dĩ trong việc tối

thiểu hóa ảnh hưởng của DG lên lưới khi có sự cố và cũng không có những tác động

bất lợi tới lưới trong trạng thái làm việc ổn định khi không có sự cố. FCL sẽ hạn chế

dòng của DG chảy ngược vào lưới khi sự cố mà không ngăn cản dòng công suất từ

DG vào lưới ở trạng thái làm việc ổn định. Giải pháp này có điểm lợi là không cần

phải thay đổi lại các thông số cài đặt của rơle hiện có trên hệ thống. Giả sử trong

trường hợp kết nối của nguồn DG2 và sư cố xảy ra tại điểm N2, FCL sẽ hạn chế dòng

điện chạy từ DG2 đến N2. Khi không có sự cố xảy ra, hoặc khi sự cố xảy ra trong

khoảng từ DG2 tới lưới thì FCL không hoạt động và đảm bảo sự phù hợp của dòng

sự cố do được.

II.5. ẢNH HƯỞNG VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN

II.5.1. Độ tin cậy cung cấp điện

- 57 -

Độ tin cậy cung cấp điện là một chỉ tiêu quan trọng trong quy hoạch và vận

hành hệ thống. Với sự xuất hiện của DG trên lưới thì độ tin cậy cung cấp điện sẽ thay

đổi có thể tăng hoặc giảm tùy vào các trường hợp khác nhau như cấu trúc của lưới

điện, vị trí đấu nối DG vào lưới hay công suất của DG.

Một số chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới:

- Thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI – The System Average

Interuption Duration Index)

- Tần xuất gián đoạn cung cấp điện cho phụ tải (SAIFI - The System Average

Interuption Fredequecy Index)

Một số ảnh hưởng của DG đến độ tin cậy cung cấp điện:

* Nếu DG được đặt gần với phụ tải thì DG có thể nâng cao điện áp và giảm

được dòng điện trên dây dẫn gần với trạm biến áp trung gian. Phụ thuộc vào các ràng

buộc về điện áp và dòng điện. DG có thể còn làm tăng khả năng tải của đường dây

lớn hơn so với công suất định mức của nó.

Trong thời gian tải đỉnh, vận hành thêm DG có thể làm giảm được tải biểu

kiến của đường dây xuống dưới giới hạn của lưới phân phối. Việc giảm tải dưới giới

hạn tải của đường dây tự nó không thể nâng cao độ tin cậy của lưới. Phần lớn các nhà

cung cấp đều chọn dung lượng của đường dây dựa trên tình trạng quá tải định mức

của thiết bị và tiêu chuẩn về sự sụt giảm điện áp. Nếu giới hạn này bị vượt quá thì có

thể kéo theo sự suy giảm mạnh điện áp trên lưới phân phối nhưng vẫn có một khoảng

thời gian cho phép để khắc phục tránh phải sa thải phụ tải.

Trong trường hợp DG làm việc song song trên lưới, bên cạnh việc cung cấp

điện cho phụ tải sau lưới, DG còn cung cấp ngược công suất trở về lưới nếu công suất

của nó lớn hơn so với yêu cầu của phụ tải. Khi tải đỉnh, DG có thể đáp ứng được nhu

cầu và do đó sẽ giảm được tải biểu kiến trên đường dây từ nguồn tới vị trí của nó, tức

là nâng cao khả năng tải của lưới điện và kéo theo độ tin cậy cung cấp điện tăng lên.

* DG có thể góp phần vào việc cung cấp điện cho phụ tải trong các trường hợp

bât thường cho tới khi khôi phục lại tình trạng cung cấp điện của lưới, từ đó làm tăng

các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới. Sự xuất hiện của DG cũng nâng cao

- 58 -

độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải trong chế độ vận hành cô lập (Islanding), trong

trường hợp này phụ tải phải nhỏ hơn công suất phát của DG.

Hình 2.9. Chế độ vận hành cô lập của DG làm tăng độ tin cậy cung cấp điện

Nếu sự cố xảy ra trên phân đoạn 2 thì sau khi được cô lập, phụ tải tại điểm A

sẽ được khôi phục cấp điện từ nguồn (Supply) và phụ tải tại điểm C vẫn được cung

cấp điện từ DG (DG). Chế độ vận hành như vậy được gọi là chế độ vận hành cô lập.

Khi ghép nối DG vào lưới thì sẽ kéo theo các vấn đề về dòng điện ngắn mạch

và thiết bị bảo vệ để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới có thể thực hiện nhiều

biện pháp khác nhau như cài đặt lại các thông số của thiết bị bảo vệ hoặc xác định

các vị trí tối ưu của các thiết bị bảo vệ.

Đối với lưới điện phân phối hình tia thì các bài toán về lựa chọn công suất và

vị trí đặt của DG hoặc vị trí đặt của thiết bị tự động đóng lặp lại cũng có ý nghĩa quan

trọng. Trong các điều kiện phụ tải phân bố đều thì đặt TĐL ở giữa đường dây có thể

tăng được khoảng 25% độ tin cậy cung cấp điện của lộ đường dây đó.

Trong thực tế, phụ tải không phải phân bố đồng đều nên việc sử dụng TĐL sẽ

thực hiện theo các yêu cầu về kinh tế và kỹ thuật từ những bài toán cụ thể.

- 59 -

II.5.2. Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện khi nối nguồn điện gió với lưới

Việc đánh giá độ tin cậy chủ yếu dựa vào hai hệ số là SAIDI (thời gian mất

điện trung bình hàng năm của hệ thống) và CAIDI (thời gian mất điện trung bình

hàng năm của hệ thống), ENS (kWh/năm - tổng điện không được cung cấp).

𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 = 𝑇𝑜𝑛𝑔 𝑡ℎ𝑜𝑖 𝑔𝑖𝑎𝑛 𝑚𝑎𝑡 𝑑𝑖𝑒𝑛 𝑇𝑜𝑛𝑔 𝑠𝑜 𝑘ℎ𝑎𝑐ℎ ℎ𝑎𝑛𝑔

𝐶𝐴𝐼𝐷𝐼 = 𝑇𝑜𝑛𝑔 𝑡ℎ𝑜𝑖 𝑔𝑖𝑎𝑛 𝑚𝑎𝑡 𝑑𝑖𝑒𝑛 𝑇𝑜𝑛𝑔 𝑠𝑜 𝑙𝑎𝑛 𝑚𝑎𝑡 𝑑𝑖𝑒𝑛

𝐸𝑁𝑆 = ∑ 𝐿(𝑘𝑤) ∗ 𝑈(ℎ/𝑛𝑎𝑚)

𝐴𝐸𝑁𝑆 = 𝐸𝑁𝑆 𝑇𝑜𝑛𝑔 𝑠𝑜 𝑘ℎ𝑎𝑐ℎ ℎ𝑎𝑛𝑔

Lưới điện phân phối ở các khu vực nông thôn và miền núi phía bắc (các DG

được kết nối tới) là lưới hình tia được phân thành các phân đoạn (section) và các

nhánh rẽ ( laterals). Mỗi nhánh rẽ được coi là một điểm tải. Tỉ lệ hư hỏng (λs), thời

gian mất điện trung bình hàng năm (Us) và thời gian mất điện trung bình/thời gian

sửa chữa (rs) của mỗi điểm tải trên lưới được tính toán như sau:

𝑖

𝜆𝑠 = ∑ 𝜆𝑖 = 𝑟𝑠 = 𝑈𝑠 𝜆𝑠 ∑ 𝜆𝑖𝑟𝑖 𝑖 ∑ 𝜆𝑖 𝑖 𝑈𝑠 = ∑ 𝜆𝑖𝑟𝑖 𝑖

Độ tin cậy của mỗi điểm tải được tính toán có xét tới ảnh hưởng của mỗi phân

đoạn và điểm tải lên điểm tải được xét. Đầu tiên là xét ảnh hưởng của sự hư hỏng mỗi

phân đoạn tới độ tin cậy của điểm tải xét. Nếu là trên lưới điện, dọc theo đường trục

chính không có các dao cách ly phân đoạn thì bất cứ hư hỏng trên phân đoạn nào

cũng làm mất điện cho điểm tải xét. Trái lại, nếu dọc trên đường trục chính có các

dao phân đoạn thì với bất kỳ sự cố hư hỏng nào trên các phân đoạn phía sau điểm tải

xét thì mức độ ảnh hưởng sẽ giảm đi( chỉ mất điện trong thời gian cô lập sự cố).

Tiếp theo là xét tới ảnh hưởng của mỗi hư hỏng nhánh rẽ tới điểm tải xét. Vì

mỗi nhánh được nối trực tiếp với đường trục qua cầu chì nên sự cố bất kỳ nhánh rẽ

nào sẽ không ảnh hưởng tới độ tin cậy của điểm khác. Tuy nhiên, nếu có sự cố ở

chính điểm tải xét thì sẽ ảnh hưởng tới độ tin cậy của nó.

Ảnh hưởng của mỗi phân đoạn và nhánh rẽ, tỉ lệ hư hỏng trung bình, thời gian

sửa chữa trung binh, và thời gian mất điện trung bình của điểm tải có thể được tính

toán nhờ công thức. Từ đó, xác định được các hệ số để đánh giá độ tin cậy:

- 60 -

𝑖

𝑖

𝑖

𝐸𝑁𝑆 = ∑ 𝐿𝑖𝑈𝑖 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 = 𝐶𝐴𝐼𝐷𝐼 = 𝐴𝐸𝑁𝑆 = ∑ 𝑈𝑖𝑁𝑖 𝑖 ∑ 𝑁𝑖 𝑖 ∑ 𝑈𝑖𝑁𝑖 ∑ 𝜆𝑖𝑁𝑖 ∑ 𝐿𝑖𝑈𝑖 𝑖 ∑ 𝑁𝑖 𝑖

Trong đó: Ni và Li là số khách hàng và phụ tải tại điểm tải i.

Kết quả tính toán được các hệ số từ các công thức trong các trường hợp khác

nhau, có và không có DG để đánh giá được ảnh hưởng của DG đến độ tin cậy của

lưới điện.

Từ các công thức trên ta chỉ ra rằng:

- Vị trí và công suất của DG đấu nối vào lưới điện sẽ có thể cải thiện độ tin

cậy cung cấp điện của lưới.

- Đối với lưới điện phân phối hình tia, vị trí tốt nhất của DG là ở cuối đường

dây để nâng cao độ tin cậy CCĐ. Vì trên đường trục có bố trí các dao phân đoạn nên

khi sự cố ở một phân đoạn bất kỳ, phân đoạn đó sẽ được cô lập, phân lưới phía trước

sẽ được cấp điện từ lưới hệ thống còn phần lưới cuối sẽ được cấp điện từ DG nếu

công suất của DG cho phép. Khi đó DG đóng vai trò nguồn dự phòng cho phần lưới

cuối, và chế độ vận hành như vậy gọi là chế độ vận hành cô lập.

- Đấu nối nhiều DG có công suất nhỏ phân bố khắp lưới sẽ có lợi hơn khi đấu

nối DG tại một vị trí nhất định hoặc ở gần trạm nguồn. Tuy nhiên, khi phân bố rải rác

nhiều DG công suất nhỏ thì tác dụng nâng cao độ tin cậy sẽ kém hơn so với đặt DG

công suất lớn ở cuối đường dây.

- Hiệu quả nâng cao độ tin cậy cung cấp điện khi đấu nối DG vào lưới sẽ cao

hơn nếu có sự kết hợp linh hoạt giữa các thiết bị đóng cắt hoặc bảo vệ trên lưới.

* Kết luận chương II

Trong nội dung của chương II, chúng ta đã đề cập đến những ảnh hưởng của

nguồn điện gió khi ghép nối với đường dây, bao gồm ảnh hưởng về công suất, các

vấn đề điện áp, ảnh hưởng về dòng điện sự cố và cách bảo vệ và ảnh hưởng về độ tin

cậy cung cấp điện.

Để hiểu rõ hơn về việc nối nguồn điện gió vào lưới điện, chúng ta tiến hành

thiết kế một hệ điều khiển máy phát nối lưới sử dụng máy điện không đồng bộ Rotor

dấy quấn, phần nội dung chi tiết sẽ được trình bày trong chương tiếp theo.

- 61 -

CHƯƠNG III

THIẾT KẾ HỆ ĐIỂU KHIỂN MÁY PHÁT NỐI LƯỚI KHI DÙNG

MÁY ĐIỆN KHÔNG ĐỒNG BỘ ROTOR DÂY QUẤN

III.1. ĐẶT VẤN ĐỀ

Sơ đồ tổng quát của hệ thống phát điện gió được chỉ ra như sau:

NLMP NLPL

Hình 3.1: Hệ thống phát điện sức gió

Trong sơ đồ thể hiện 3 hệ thống điều khiển như sau:

- Điều khiển turbine gió: Mục đích của hệ điều khiển này là đảm bảo tốc độ

làm việc và khai thác hết công suất của DG.

- Hệ thống điều khiển phát cho lưới: Hệ thống này có nguyên lý làm việc như

sau: Điện áp 3 pha đưa vào mạch Stator sinh ra từ trường quay đồng bộ ứng với tần

số là 50Hz. Rotor được quay bởi turbine gió, trong mạch rotor cảm ứng ra sức điện

động thông qua bộ biến đổi 1 (BBĐ 1), điện áp chỉnh lưu nạp cho tụ điện C, điện áp

- 62 -

này đi qua bộ biến đổi 2 (BBĐ 2) làm chế độ nghịch lưu (biến tần) biến đổi thành

điện áp 3 pha cùng tần số, cùng pha và cùng điện áp để phát về lưới.

- Hệ điều khiển máy phát điện về phía lưới: Hệ này sử dụng để điều khiển

dòng điện vào Rotor làm kích từ cho máy phát. Nguyên lý làm việc của hệ điều khiển

máy phát như sau: Điện áp từ lưới đi qua BBĐ 2 được chỉnh lưu thành điện áp 1 chiều

nạp cho tụ điện C, điện áp này thông qua bộ nghịch lưu BBĐ 1 để đưa dòng điện 3

pha vào Rotor.

Nếu tốc độ quay của Rotor do quạt gió sinh ra nhỏ hơn tốc độ đồng bộ thì lúc

này từ trường đưa vào cộng với tốc độ quay Rotor để đảm bảo cho từ trường của dòng

điện kích từ sinh ra đạt được tần số 50Hz.

Nếu tốc độ quay của Rotor lớn hơn tốc độ đồng bộ thì từ trường dòng kích từ đưa

vào phải tạo ra ngược chiều với tốc độ Rotor để có tốc độ bằng với tốc độ đồng bộ.

Như vậy, dòng kích từ đưa vào Rotor đưa ra từ trường là ±Δ, nhờ vậy dòng

kích từ sinh ra luôn đảm bảo ở mức ổn định là 50Hz.

Khi tốc độ của Rotor quay đúng bằng với tốc độ quay đồng bộ thì mạch nghịch

lưu không làm việc.

Khi từ trường mạch Rotor quay đồng bộ sẽ cảm ứng lên mạch Stator

điện áp bằng tần số đồng bộ 50Hz.

Trên cơ sở lý thuyết nguyên lý của hệ điểu khiển máy phát điện trong

bản luận văn này được chọn để thiết kế hệ điều khiển phía máy phát dùng máy điện

không đồng bộ Rotor dây quấn làm máy phát nối lưới.

III.2. MÔ HÌNH TOÁN HỌC MÁY ĐIỆN KĐB 3 PHA ROTOR DÂY QUẤN

Khi nghiên cứu mô hình toán học nhiều biến của động cơ KĐB ta phải đưa ra

một số giả thiết như sau:

- Coi 3 cuộn dây 3 pha là đối xứng với nhau, về không gian lệch nhau 120o,

sức điện động dọc khe hở là hình sin, bỏ qua sóng hài không gian.

- Bỏ qua bão hòa mạch từ, tự cảm và hỗ cảm của cuộn dây đều là hình sin.

- Bỏ qua tổn hao trong lõi sắt từ, không xét tới ảnh hưởng của tần số và thay

đổi của nhiệt độ đối với điện trở của cuộn dây.

- 63 -

Hình 3.2: Mô hình vật lý động cơ KĐB 3 pha

Phương trình cân bằng điện áp của nhóm cuộn dây Stator 2 pha là: tương ứng

với nó là phương trình cân bằng điện áp của nhóm cuộn dây Rotor 2 pha sau khi tính

chuyển về mạch Stator là:

𝑈𝑅𝑎 = 𝑖𝑅𝑎𝑅2 + 𝑈𝑆𝑎 = 𝑖𝑆𝑎𝑅2 + 𝑑Ψ𝑆𝑎 𝑑𝑡 𝑑Ψ𝑅𝑎 𝑑𝑡

(2-1) 𝑈𝑅𝑏 = 𝑖𝑅𝑏𝑅2 + 𝑈𝑆𝑏 = 𝑖𝑆𝑏𝑅2 + 𝑑Ψ𝑆𝑏 𝑑𝑡 𝑑Ψ𝑅𝑏 𝑑𝑡

𝑈𝑅𝑐 = 𝑖𝑅𝑐𝑅2 + 𝑈𝑆𝑐 = 𝑖𝑆𝑐𝑅2 + 𝑑Ψ𝑆𝑐 𝑑𝑡 𝑑Ψ𝑅𝑐 𝑑𝑡

Trong đó: URa , URb , URc , USa , USb , USc là giá trị tức thời của điện áp pha

Rotor và Stator

IRa , IRb , IRc , ISa , ISb , ISc là giá trị tức thời của dòng điện pha Rotor

và Stator

- 64 -

ΨRa , ΨRb , ΨRc , ΨSa , ΨSb , ΨSc là toàn bộ chuỗi từ các nhóm cuộn

dây pha

R1 , R2 là điện trở nhóm cuộn dây Rotor và Stator

Các đại lượng trên đều đã tính chuyển đổi về mạch Stato

Từ thông của mỗi nhóm cuộn dây là tổng của các từ thông tự cảm và từ thông

hỗ cảm. Chuỗi từ của 6 nhóm cuộn dây được thể hiện như sau:

(2-2) = .

[ [ [ 𝑖𝐴 𝑖𝐵 𝑖𝐶 𝑖𝑎 𝑖𝑏 𝑖𝑐 ] 𝛹𝐴 𝛹𝐵 𝛹𝐶 𝛹𝑎 𝛹𝑏 𝛹𝑐 ] 𝐿𝐴𝐴 𝐿𝐴𝐵 𝐿𝐴𝐶 𝐿𝐴𝑎 𝐿𝐴𝑏 𝐿𝐴𝑐 𝐿𝐵𝐴 𝐿𝐵𝐵 𝐿𝐵𝐶 𝐿𝐵𝑎 𝐿𝐵𝑏 𝐿𝐵𝑐 𝐿𝐶𝐴 𝐿𝐶𝐵 𝐿𝐶𝐶 𝐿𝐶𝑎 𝐿𝐶𝑏 𝐿𝐶𝑐 𝐿𝑎𝐴 𝐿𝑎𝐵 𝐿𝑎𝐶 𝐿𝑎𝑎 𝐿𝑏𝑏 𝐿𝑐𝑐 𝐿𝑏𝐴 𝐿𝑏𝐵 𝐿𝑏𝐶 𝐿𝑏𝑎 𝐿𝑏𝑏 𝐿𝑏𝑐 𝐿𝑐𝐴 𝐿𝑐𝐵 𝐿𝑐𝐶 𝐿𝑐𝑎 𝐿𝑐𝑏 𝐿𝑐𝑐 ]

Biểu thức tương đương: U = L.i

Trong đó: L là ma trận điện cảm 6x6

LAA , LBB , LCC , Laa , Lbb , Lcc là tự cảm

Các phần tử khác là hỗ cảm

Đối với cuộn dây trên mỗi một pha, từ thông mà nó đan xen là tổng của từ

thông hỗ cảm và từ thông rò. Vì vậy từ cảm của các pha trên mạch Stator là:

LAA = LBB = LCC = Lml + Lll (2-3)

Và từ cảm của các pha trên mạch Rotor là:

Laa = Lbb = Lcc = Lml + Lll (2-4)

Hỗ cảm giữa dây quấn Stator và dây quấn Rotor phụ thuộc vào góc lệch không

gian giữa 2 dây quấn và được xác định theo biểu thức sau:

LAa = LaA = LbB = LBb = LCc = LcC = Lml.cosθ (2-5)

LAa = LbA = LBC = LCb = LCa = LAc = Lml.cos(θ + 120o) (2-6)

LAc = LcA = LBa = LaB = LbC = LCb = Lml.cos(θ - 120o) (2-7)

Khi đường trục các cuộn dây 2 pha của Rotor và Stator trùng nhau, trị số hỗ

cảm giữa chúng là lớn nhất (Lml).

Hỗ cảm nằm xen ở vị trí giữa 3 pha của Stator và nằm xen giữa 3 pha của

Rotor đều là cố định nên hỗ cảm là hằng số.

- 65 -

Bởi góc lệch pha giữa đường trục nhóm cuộn dây 3 pha là ±120o.

Với giả thiết từ thông phân bố là hình sin, trị số hỗ cảm là:

1 Lml 2

Lml.cos(120o) = Lml.cos(-120o) = -

1 Lml (2-8) 2

LAB = LBC = LCA = LBA = LCB = LAC = -

1 Lml (2-9) 2

Lab = Lbc = Lca = Lba = Lcb = Lac = -

Thay các biểu thức (2 - 3 ~ 9) vào biểu thức (2-2) ta thu được phương trình

chuỗi hoàn chỉnh.

Để đơn giản biểu thức ta có thể viết dưới dạng ma trận phân phối như sau:

[ ] ] . [ ] = [ 𝑖𝑠 𝑖𝑟

(2-10)

1

1

𝛹𝑠 𝐿𝑠𝑠𝐿𝑠𝑟 𝛹𝑟 𝐿𝑟𝑠𝐿𝑟𝑟 [𝛹𝑠] = [𝛹𝐴 𝛹𝐵 𝛹𝐶]𝑇 [𝛹𝑟] = [𝛹𝑎 𝛹𝑏 𝛹𝑐]𝑇 [𝑖𝑠] = [𝑖𝐴 𝑖𝐵 𝑖𝐶]𝑇 [𝑖𝑟] = [𝑖𝑎 𝑖𝑏 𝑖𝑐]𝑇

1

𝐿𝑚1 𝐿𝑚1 −

2 1 𝐿𝑚1

2

2 𝐿𝑚1 𝐿𝑚𝑙 + 𝐿11 − 1

2 1

(2-11) 𝐿𝑠𝑠 =

2

2

1

1

− 𝐿𝑚1 − 𝐿𝑚1 + 𝐿11 − − [ 𝐿𝑚1 𝐿𝑚1 + 𝐿11 ]

1

𝐿𝑚1 𝐿𝑚1 −

2 1 𝐿𝑚1

2

2 𝐿𝑚1 𝐿𝑚𝑙 + 𝐿12 − 1

2 1

(2-12) 𝐿𝑟𝑟 =

2

2

− 𝐿𝑚1 − 𝐿𝑚1 + 𝐿12 − − [ 𝐿𝑚1 𝐿𝑚1 + 𝐿12 ]

𝑇 = 𝐿𝑚1 = [

] (2-13) 𝐿𝑟𝑠 = 𝐿𝑠𝑟 𝑐𝑜𝑠𝜃 𝑐os(𝜃 − 120𝑜) cos(𝜃 + 120𝑜) cos(𝜃 + 120𝑜) cos𝜃 cos(𝜃 − 120𝑜) cos(𝜃 − 120𝑜) cos(𝜃 + 120𝑜) cos𝜃

𝑠 (2-14)

𝑠 ≈

Ta có phương trình điện áp Stator có thể được viết lại gần đúng như sau:

𝑠 ≈ 𝑗𝜔𝑠𝛹𝑠

𝑠 𝑑𝛹𝑠 𝑑𝑡

𝑢𝑠 ℎ𝑜ặ𝑐 𝑢𝑠

- 66 -

Mặt khác, vì ta sử dụng biến dòng điện Rotor làm biến điều khiển trạng thái

1

1−𝜎

1−𝜎

1

1−𝜎

của đối tượng nên kết hợp các phương trình trên ta được biểu thức tổng quát:

′ +

𝑑𝑖𝑟 𝑑𝑡

𝜎

𝜎

𝜎𝐿𝑟

𝜎𝐿𝑚

1

1

′ +

𝑇𝑆

𝐿𝑚

= − + + 𝑗𝜔) 𝛹𝑠 𝑢𝑟 − 𝑢𝑠 ( 1 𝑇𝑟 ( 1 𝑇𝑠 { (2-15) = + 𝑗𝜔𝑠) 𝛹𝑠 𝑢𝑠 ) 𝑖𝑟 − 𝑗𝜔𝑟𝑖𝑟 + 𝑇𝑠 ′ 𝑖𝑟 − ( 1 𝑑𝛹𝑠 𝑇𝑆 𝑑𝑡

III.3. MÔ HÌNH MÁY ĐIỆN KHÔNG ĐỒNG BỘ 3 PHA ROTOR DÂY QUẤN

DƯỚI DẠNG CÁC ĐẠI LƯỢNG VECTOR KHÔNG GIAN

III.3.1. Vector không gian

Máy điện xoay chiều có ba quận dây trong không gian. Các trục của cuộn dây

đó được đặt lệch nhau một góc 120o và được mô tả bởi các vector:

1, a và a2 với a = exp(j2π/3)

Dòng điện trong các cuộn dây tương ứng là isa, isb, isc sẽ được biểu diễn bởi

một vector duy nhất gọi là vector không gian is , vì vector này nằm trong mặt phẳng

vuông góc với trục Rotor và theo hướng sao cho phân bố từ thông trên đó là không

đổi.

is = 2.(isa + a.isb + a2.isc)/3

Ψs = ls.is + lh.ir

Trong đó: ls là điện cảm của cuộn dây Stator

Lh là điện cảm giữa cuộn Stator và Rotor

is là dòng Stator

ir là dòng Rotor

Như vậy ta có:

= 𝑈𝑠 = (𝑈𝑠𝑎 + 𝑎𝑈𝑠𝑏 + 𝑎2𝑈𝑠𝑐) 𝑑𝛹𝑠 𝑑𝑡 2 3

- 67 -

Hình 3.3: Vector không gian

Như vậy, vector điện áp Stator (Us) cũng là một vector không gian. Nếu ta

chiếu vector lên trục ba pha trên mặt phẳng phụ tải ta sẽ nhận được giá trị điện áp của

từng pha. Hay nói cách khác là vector điện áp Stator (Us) là vector tổng quát và phản

ánh các giá trị điện áp trong mỗi cuộn dây ở các thời điểm khác nhau.

Nếu biết trước vector điện áp Stator (Us) ta có thể tính được các giá trị điện

áp ở mỗi cuộn dây như sau:

𝑈𝑠𝑎 = 𝑅𝑒{𝑈𝑠} ; 𝑈𝑠𝑏 = 𝑅𝑒{𝑈𝑠} ; 𝑈𝑠𝑐 = 𝑅𝑒{𝑈𝑠}

Vector không gian là kết quả tổng hợp của hệ thống điện áp ba pha đối xứng

hình sin (Usa , Usb , Usc) với tần số góc ωs và 𝑈̅𝑠 = 𝑈𝑠exp (𝑗𝜔𝑠𝑡)

Vị trí và đại lượng của 𝑈̅𝑠 biểu thị cho giá trị tức thời của điện áp pha ở bất cứ

thời điểm nào.

III.3.2. Quy đổi các đại lượng điện của MĐ KĐB 3 pha Rotor dây quấn từ hệ

Vector 3 pha (Ar , Br , Cr) về hệ tọa độ cố định trên trục Rotor (α, β)

Để thuận lợi cho việc nghiên cứu ta quy đổi các đại lượng điện của động cơ

không đồng bộ 3 pha từ hệ Vector (Ar , Br , Cr) về hệ tọa độ cố định trên trục Rotor

(α, β) với quy ước trục 0 α trùng với trục 0 A. Ta có thể coi hệ tọa độ cố định trên

Rotor (α, β) bao gồm 2 cuộn dây Rotor nằm trên 2 trục (α, β).

- 68 -

Hình 3.4. Hệ trục Vector không gian (Ar , Br , Cr) về hệ tọa độ cố định trên

trục Rotor (α, β)

Việc quy đổi Vector dòng điện và điện áp được thực hiện theo công thức sau:

√ 0 2 3 √ − √ − √ 2 3 1 6 1 6 ] [ ] ] = [ ] = −√ √ 𝑖𝛼 𝑖𝛽 𝑖𝛼 𝑖𝛽 2 3 2 3 𝑖𝑟𝐴 𝑖𝑟𝐵 [ 𝑖𝑟𝐶 𝑖𝑟𝐴 𝑖𝑟𝐵 [ 𝑖𝑟𝐶 − √ 1 0 √ 2 [ 1 2 ] −√ − √ 2 3 [ 2 3]

1

√ − √ − √ 1 6 2 3 1 6 ] ] = 𝑢𝛼 [ 𝑢𝛽 𝑢𝐴 𝑢𝐵 [ 𝑢𝐶 0 √ − √ 1 2 [ 1 2 ]

6

− √ − √

Như vậy, ta có ma trận biến đổi là: 𝐶1 =

2 √ 3 [

1 6 ]

0 √1 2 − √1 2

- 69 -

Ngược lại khi quy đổi từ hệ trục tọa độ cố định trên Stator (α, β) về hệ tọa độ

Vector không gian (a, b, c) ta có công thức:

√ 0 2 3

] ] = [ −√ √ 𝑖𝛼 𝑖𝛽 1 6 1 2 𝑖𝑟𝐴 𝑖𝑟𝐵 [ 𝑖𝑟𝐶

−√ − √ 1 6 [ 1 2]

Ma trận biến đổi ngược chính là ma trận chuyển vị của ma trận biến đổi thuận:

𝑇 =

√ 0 2 3

𝐶1 −√ √ 1 6 1 2

−√ − √ 1 6 [ 1 2]

𝑇 𝑅1 = 𝐶1. 𝑅𝑠. 𝐶1 𝑇 𝐿1 = 𝐶1. 𝐿𝑠. 𝐶1

𝑇 𝑅2 = 𝐶1. 𝑅𝑟. 𝐶1 𝑇 𝐿1 = 𝐶1. 𝑅𝑟. 𝐶1

𝑇 𝐿𝑚(𝜃) = 𝐶1. 𝐿𝑚0(𝜃). 𝐶1

Tương tự các ma trận thông số được quy định theo công thức:

Trong đó R2 , L2 là điện trở và điện kháng Rotor quy đổi về 2 pha

Sau khi quy đổi ta thu được kết quả như sau:

] 𝑅1 = [ ] ; 𝑅2 = [

] 𝐿1 = [ ] ; 𝐿2 = [ 𝑅2 0 0 𝑅2 𝐿2 0 0 𝐿2 𝑅1 0 0 𝑅1 𝐿1 0 0 𝐿1

] 𝐿𝑚0 = 𝐿𝑚 [ cos(𝜃) − 𝑠𝑖𝑛(𝜃) 𝑠𝑖𝑛(𝜃) cos(𝜃)

- 70 -

Trong đó: L1 = L10 + Lms

L2 = L20 + Lrs

Lm = 1,5. Lm0

III.3.3. Quy đổi các đại lượng điện từ của MĐ KĐB 3 pha Rotor dây quấn từ 2

trục cố định hệ tọa độ (α, β) trên Rotor về 2 trục hệ tọa độ (d, q) trên mạch Stator

Trục d và trục q trên mạch Stator trong đó trục d cùng chiều với hướng điện

áp và từ thông mạch Stator. Với cách chọn trục d như vậy thì khi chiếu điện áp và từ

thông lên trục q thì ta có: Usq = 0 và Ψsd = 0

∗⃗⃗ (tổng Vector của 2

Ta đặt hệ tọa độ (d, q) vuông góc với nhau trên mạch Rotor trùng tâm O với

trục (α, β) nhưng lệch với trục (α, β) một góc θ. Từ dòng điện 𝑖1 dòng điện i1α và i1β) ta chiếu lên trục (d, q). Ta được các đại lượng như sau:

[ ] [ ] ] = [ 𝑖1𝛼 𝑖1𝛽 𝑖𝑟𝑑 𝑖𝑟𝑞 𝑐𝑜𝑠𝜃1 𝑠𝑖𝑛𝜃1 −𝑠𝑖𝑛𝜃1 𝑐𝑜𝑠𝜃1

Biến đổi ngược ta có:

[ ] [ ] ] = [ 𝑖1𝛼 𝑖1𝛽 𝑖𝑟𝑑 𝑖𝑟𝑞 𝑐𝑜𝑠𝜃1 −𝑠𝑖𝑛𝜃1 𝑠𝑖𝑛𝜃1 𝑐𝑜𝑠𝜃1

Các vector điện áp được quy đổi theo công thức sau:

[ ] ] = 𝐶. [ 𝑢1𝛼 𝑢1𝛽 𝑢𝑟𝑑 𝑢𝑟𝑞

Quá trình biến đổi từ 3 trạng thái vector các đại lượng điện và từ của MĐ KĐB

3 pha Rotor dây quấn về 2 trục (d, q) ta nhận được công thức:

′ ) +

′ − 𝜔𝛹𝑠𝑞

( ( = − + ) 𝑖𝑟𝑑 + 𝜔𝑟𝑖𝑟𝑞 + 𝑢𝑟𝑑 − 𝑢𝑠𝑑 𝛹𝑠𝑑

′ ) +

′ − 𝜔𝛹𝑠𝑑

( ( = − + ) 𝑖𝑟𝑞 − 𝜔𝑟𝑖𝑟𝑑 + 𝛹𝑠𝑞 𝑢𝑟𝑞 − 𝑢𝑠𝑞 𝑑𝑖𝑟𝑑 𝑑𝑡 𝑑𝑖𝑟𝑑 𝑑𝑡 1 𝜎 1 𝜎 1 − 𝜎 𝜎 1 − 𝜎 𝜎 1 𝑇𝑟 1 𝑇𝑟 1 − 𝜎 𝑇𝑠 1 − 𝜎 𝑇𝑠 1 𝑇𝑠 1 𝑇𝑠 1 𝜎𝐿𝑟 1 𝜎𝐿𝑟 1 − 𝜎 𝜎𝐿𝑚 1 − 𝜎 𝜎𝐿𝑚

′ +

′ + 𝜔𝑠𝛹𝑠𝑞

= 𝑖𝑟𝑑 − 𝑢𝑠𝑑 𝛹𝑠𝑑

′ +

′ + 𝜔𝑠𝛹𝑠𝑑

′ 𝑑𝛹𝑠𝑑 𝑑𝑡 ′ 𝑑𝛹𝑠𝑞 𝑑𝑡

= 𝑖𝑟𝑞 − 𝛹𝑠𝑞 𝑢𝑠𝑞 { 1 𝑇𝑠 1 𝑇𝑠 1 𝐿𝑚 1 𝐿𝑚 1 𝑇𝑠 1 𝑇𝑠

- 71 -

Với việc chuyển đổi trục tọa độ như trên, ta tính được công suất biểu kiến của

máy phát điện dùng MĐ KĐB 3 pha Rotor dây quấn, đối với mạch Sator ta chuyển

∗ =

đổi trục tọa độ tương tự như mạch Rotor thu được các kết quả sau như sau:

𝑆𝑠 = 𝑃𝑠 + 𝑗𝑄𝑠 = (𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑑 + 𝑢𝑠𝑞𝑖𝑠𝑞) + 𝑗 𝑢𝑠𝑖𝑠 (𝑢𝑠𝑞𝑖𝑠𝑑 − 𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑞) 3 2 3 2

∗ =

3 2 Trên hệ tọa độ tựa theo điện áp lưới 𝑢𝑠𝑞 = 0 do đó ta có:

3

3

𝑆𝑠 = 𝑃𝑠 + 𝑗𝑄𝑠 = 𝑢𝑠𝑖𝑠 𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑑 − 𝑗 𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑞 3 2 3 2 3 2

2

2

𝑃 = 𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑑 ; 𝑄 = −𝑗 𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑞

Và ta cũng tính toán được dòng điện mạch Stator trên trục (d, q) theo công

thức như sau:

𝑖𝑠𝑑 = − 𝑖𝑟𝑑 𝐿𝑚 𝐿𝑠

′ − 𝑖𝑟𝑞)

𝑖𝑠𝑞 = (𝛹𝑠𝑞 { 𝐿𝑚 𝐿𝑠

Lúc này ta rút ra được công thức tính P và Q theo biểu thức sau:

𝑃 = − 𝑢𝑠𝑑𝑖𝑟𝑑 3 2 𝐿𝑚 𝐿𝑠

′ − 𝑖𝑟𝑞)

𝑄 = −𝑗 𝑢𝑠𝑑(𝛹𝑠𝑞 3 2 𝐿𝑚 𝐿𝑠

′ −

sin 𝜑 = 𝑖𝑠𝑞 |𝑖𝑠|

𝑖𝑟𝑞 = 𝛹𝑠𝑞 sin 𝜑|𝑖𝑠| 𝐿𝑚 𝐿𝑠

III.4. XÂY DỰNG HỆ ĐIỀU KHIỂN VECTOR KHÔNG GIAN CỦA MFĐ

DÙNG ĐỘNG CƠ KĐB 3 PHA ROTOR DÂY QUẤN ĐIỀU KHIỂN PHÍA

ROTOR

III.4.1. Xây dựng mạch vòng dòng điện Rotor

Ta xây dựng phép biến đổi dòng điện Rotor 3 pha về dòng điện Rotor trên 2

trục (α, β) và từ dòng điện Rotor (α, β) ta biến đổi về dòng điện Rotor trên 2 trục (d,

q). Trong đó trục (d, q) đặt lệch so với trục (α, β) một góc θ. Từ dòng điện Rotor 𝑖𝑟𝑎

- 72 -

, 𝑖𝑟𝑏, 𝑖𝑟𝑐 qua phép biến đổi (α, β) ta được 𝑖𝑟𝛼 , 𝑖𝑟𝛽 . Tiếp theo ta biến đổi 𝑖𝑟𝛼 , 𝑖𝑟𝛽 về

(d, q) theo phép biến đổi như trên và lượng ra thu được 𝑖𝑟𝑑 , 𝑖𝑟𝑞 .

Sau khi biến đổi ta thu được dòng điện 𝑖𝑟𝑑 và 𝑖𝑟𝑞, lúc này ta tiến hành xây

dựng mạch vòng dòng điện Rotor như hình vẽ sau:

Hình 3.5: Mạch vòng dòng điện Rotor

Bộ điều chỉnh của mạch vòng dòng điện này thường được chọn là khâu PI vì

đối tượng điều khiển của nó là mạch điện từ.

III.4.2. Xây dựng mạch vòng công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q

Ta tiến hành xây dựng mạch vòng công suất tác dụng và công suất phản kháng

như sau:

Thực hiện các phép biến đổi dòng điện 3 pha ở mạch vòng Stator (phía lưới)

về 2 trục (α, β) trên mạch Stator và từ 2 trục (α, β) trên mạch Stator ta biến đổi về

dòng điện ở 2 trục (d, q) trên mạch Stator. Trục (d, q) đặt lệch so với trục (α, β) trên

mạch Stator một góc θ. Từ đây ta nhận được dòng điện 𝑖𝑠𝑑 và 𝑖𝑠𝑞, thông qua giá trị

tính toán ta nhận được đại lượng công suất tác dụng và công suất phản P và Q. Phép

biến đổi này chúng ta cũng thu được usd và usq .

Với cách xây dựng mạch vòng dòng điện vào Rotor và mạch vòng công suất

tác dụng và công suất phản kháng (lấy từ dòng điện 𝑖𝑠𝑑 và 𝑖𝑠𝑞 của mạch Stator) làm

mạch vòng ngoài bao mạch vòng trong dòng điện Rotor. Với cách xây dựng như vậy

- 73 -

ta sẽ nhận được 1 sơ đồ điều khiển Vector cho máy phát điện sức gió điều khiển phía

Rotor như hình vẽ:

Hình 3.6: Sơ đồ xây dựng công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q

Từ sơ đồ trên, ta xây dựng mạch vòng công suất tác dụng và công suất phản

kháng là mạch vòng ngoài và bao mạch vòng trong là mạch vòng dòng điện. Ta có

sơ đồ như sau:

Hình 3.7. Sơ đồ mạch vòng ngoài của mạch vòng công suất

III.4.3. Xây dựng Vector hệ điều khiển máy phát điện sức gió dùng MĐ KĐB 3

pha Rotor dây quấn điều khiển từ phía máy phát

Từ kết quả xây dựng mạch vòng dòng điện Rotor làm mạch vòng trong đồng

thời kết quả mạch vòng công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q làm mạch

- 74 -

vòng ngoài kết hợp với mạch vòng phản hồi chúng ta thu được 1 sơ đồ cấu trúc hệ

điều khiển của hệ thống máy phát điện sức gió như sau:

Hình 3.8: Sơ đồ cấu trúc hệ điều khiển Vector MFĐ sức gió dùng máy điện

KĐB Roto dây quấn điều khiển phía máy phát

III.5. XÁC ĐỊNH MỘT SỐ ĐẠI LƯỢNG CỦA HỆ ĐIỀU KHIỂN

III.5.1. Hàm số truyền của MFĐ KĐB 3 pha Rotor dây quấn

Ta có sơ đồ thay thế tương đương của máy phát điện không đồng bộ 3 pha

Rotor dây quấn như hình vẽ:

Hình 3.9: Sơ đồ thay thế và quy đổi trong hệ tọa độ không gian vector

Trong đó: Rs là điện trở của cuộn dây Stator

LM là điện cảm từ hóa

- 75 -

Lσ là điện cảm của Stator và Rotor được quy đổi về Stator

RR là điện trở của Rotor quy đổi về Stator

Ta có phương trình điện áp cho 2 mạch vòng như sau:

𝑈𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝑠 +

𝑈𝑅 = 𝑅𝑅𝑖𝑅 + 𝑑𝛹𝑠 𝑑𝑡 𝑑𝛹𝑅 𝑑𝑡

Trong đó: Us (Stator voltage) là điện áp Stator

Ψs (Stator flux) là từ trường của Stator

UR (Rotor voltage) là điện áp Rotor

ΨR (Rotor flux) là từ trường của Rotor

is (Stator current) là dòng điện Stator

Rs (Stator resistance) là điện trở Stator

iR (Rotor current) là dòng điện Rotor

RR (Rotor resistance) là điện trở Rotor

Từ trường Stator, Rotor, công suất điện từ được xác định bởi các biểu thức sau:

Ψs = LM (is + iR)

* ]

ΨR = (LM + Lσ)iR + LM.is = Ψs + Lσ.iR

Tc = 3.np.IM.[ Ψs. iR

Trong đó: LM là điện cảm từ hóa

Lσ là điện cảm quy đổi

Ls = g.Lsl + l2.Lrl

𝐿𝑠𝑙+𝐿𝑀 𝐿𝑀

𝑙 =

λ là hệ số quy đổi

Lsl là điện cảm của Stator

Lrl là điện cảm của Rotor

Zp là số đôi cực từ của máy phát

- 76 -

Từ 2 phương trình trên, ta khử đi is và ΨR ta được biến đổi như sau:

𝑈𝑟 = 𝑈𝑟

′ + (𝑗𝜔2𝐿𝜎 − 𝑅𝑎). 𝑖𝑟 + 𝑘𝐸. 𝐸 ′ + (𝑗𝜔2𝐿𝜎 − 𝑅𝑎). 𝑖𝑟

 𝑈𝑟 − 𝑘𝐸. 𝐸 = 𝑈𝑟

′ = (𝑗𝜔2𝐿 − 𝑅∑). 𝑖𝑟

1

 (𝑈𝑟 − 𝐸) − 𝑈𝑟

𝐾∑ 𝑗𝜔

−1)

𝐼𝑟 ′−(𝑈𝑟−𝐸)

1 𝑗𝜔2𝐿−𝑅∑

𝐼𝑟(𝑃) ′(𝑃) 𝑈𝑟

𝑈𝑟

𝑅∑(𝑗𝜔

𝐿 𝑅∑

 𝑊(𝑃) = = = = = 𝐼𝑟(𝑃) =

Ta có sơ đồi khối của mạch như sau:

III.5.2. Giá trị đặt của bộ điều chỉnh

Từ các bộ điều khiển ta cần phải xác định các giá trị thực và giá trị đặt. Để có

thể xác định được chúng, như trên sơ đồ ta sử dụng khối GTT có nhiệm vụ tính toán

′ ≈

giá trị thực để cung cấp cho các bộ điều khiển và khâu chuyển tọa độ.

′ ≈

𝐿𝑠 𝐿𝑚 𝐿𝑠 𝐿𝑚

2 + 𝑖𝑠𝑞 2

𝑖𝑠𝑑 + 𝑖𝑟𝑑 𝛹𝑠𝑑 Tính từ thông Stator: { 𝛹𝑠𝑞 𝑖𝑠𝑞 + 𝑖𝑟𝑞

Tính mô đun dòng Stator: |𝑖𝑠| = √𝑖𝑠𝑑

𝑖𝑟𝑞 |𝑖𝑠|

Tính sinφ: 𝑠𝑖𝑛𝜑 =

Tính tần số góc trượt: ωr = ωN - ω

Tính góc trượt: 𝜗𝑟 = 𝜗𝑁 − 𝜗

Với giả thiết: 𝜗 = ∫ ωdt

- 77 -

Các giá trị momen và φ được sử dụng để phản hồi điều chỉnh và cả hai bộ điều

khiển đều là PI. Giả thiết gọi đầu ra của 2 bộ điều khiển là momen và φ là yM và yφ ,

khi đó khối tính toán giá trị đặt dòng điện thực hiện các phép tính toán sau:

Giá trị cần của dòng sản sinh ra momen:

− 𝑖𝑟𝑑 = 𝑅𝑠𝐿𝑠|𝑖𝑠|2 𝐿𝑚𝑢𝑠𝑑𝑑 − 𝑧𝑝𝑢𝑠𝑑𝐿𝑚 𝑦𝑀𝜔𝑠𝐿𝑠 3 2

′ −

Giá trị dòng sản sinh ra sinφ:

𝑖𝑟𝑑 = 𝛹𝑠𝑞 𝑦𝜑|𝑖𝑠| 𝐿𝑠 𝐿𝑚

Giá trị từ thông:

𝛹𝑠𝑑 = 𝑖𝑟𝑑 + 𝑖𝑠𝑑

𝛹𝑠𝑞 = 𝑖𝑟𝑞 + 𝑖𝑠𝑞 { 𝐿𝑠 𝐿𝑚 𝐿𝑠 𝐿𝑚

Giá trị điện áp Stator:

{ 𝑢𝑠𝑑 = −𝜔𝑠𝐿𝑚𝛹𝑠𝑞 𝑢𝑠𝑞 = 𝜔𝑠𝐿𝑚𝛹𝑠𝑑

III.5.3. Tính thông số của bộ điều chỉnh

Phương pháp Ziegler-Nichols sử dụng mô hình xấp xỉ bậc nhất có trễ của đối

tượng cho đối tượng có đặc tính động học hình chữ S. Tức là áp dụng cho các đối

tượng có đáp ứng đối với tín hiệu vào là hàm bậc thang có dạng hình chữ S như nhiệt

độ lò nhiệt, tốc độ động cơ, ...

𝐾𝑑𝑡 1+𝑇𝑠

. 𝑒−𝜏𝑠 Hàm truyền của đối tượng có dạng như sau: W𝑑𝑡(𝑠) =

Hình 3.9. Đáp ứng bậc thang hệ hở có dạng chữ S

- 78 -

Khi đó thông số của bộ điều khiển được xác định như sau:

Thông số

𝑲𝑷 𝑻𝑰 𝑻𝑫

Bộ điều khiển

P - - 𝑇2 𝐾. 𝑇1

PI - 𝑇1 0,3 0,9. 𝑇2 𝐾. 𝑇1

PID 2. 𝑇𝐼 0,5. 𝑇𝐼 1,2. 𝑇2 𝐾. 𝑇1

Hàm truyền bộ điều khiển PID theo phương pháp Ziegler - Nichols thứ nhất:

𝐺𝑃𝐼𝐷(𝑆) = 𝐾𝑃. (1 + + 𝑇𝐷) 1 𝑇𝐼

III.6. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG

III.6.1. Giới thiệu phần mềm MATLAB – SIMULINK – PLECS

Matlab/ Simulink là công cụ mô phỏng quen thuộc của các nhà phát triển,

nghiên cứu trong công nghiệp cũng như các cơ sở nghiên cứu. Tuy nhiên, việc sử

dụng Matlab/ Simulink để mô phỏng hệ thống điều khiển điện tử công suất gặp một

số điểm bất lợi. Hệ thống cần mô phỏng phải được biểu diễn dưới dạng các phương

trình vi tích phân. Quá trình này thường mất rất nhiều thời gian và hay gặp lỗi. Plecs

là một bộ công cụ mở rộng khả năng do Simulink có thể mô phỏng mạch điện tử một

cách trực tiếp. Thuật toán điều khiển được xây dựng dựa trên các phần từ khác nhau

có sẵn trên và được áo dụng vào mô hình. Vì vậy để tiến hành mô phỏng khi ứng

dụng phần mềm Matlab – Simulink – Plecs tiến hành xây dựng các khối cụ thể trong

sơ đồ nguyên lý máy phát điện sức gió dùng máy điện không đồng bộ Rotor dây quấn

điều khiển phía máy phát, tiếp theo ta tiến hành mô phỏng.

- 79 -

III.6.2. Sơ đồ mô phỏng

Hệ thống mô phỏng sử dụng phần mềm Matlab – Simulink – Plecs gồm các

khối cơ bản như sau:

Hình 3.10. Khối bộ biến đổi nghịch lưu phía lưới và phía máy phát

Hình 3.11. Khối tính toán các dòng đặt Rotor

- 80 -

Hình 3.12. Khối tính giá trị 𝑖𝑟𝑑 và 𝑖𝑟𝑞

Hình 3.13. Khối điều khiển dòng Rotor

- 81 -

Hình 3.14. Khối điều khiển dòng Rotor với bộ điều khiển PID

Hình 3.15. Khối điều khiển phía lưới

- 82 -

Hình 3.16. Sơ đồ mô phỏng hệ thống

Thông số mô phỏng được cho ở bảng dưới đây:

Pđm = 1,1 kW Uđmr = 345 V Rr = 3,7 Ω

Uđms = 220/380 (Δ/Y) nđm = 950 v/ph Lσs = 0,013 H

Rs = 4,2 Ω Lσs = 0,0089 H fđm = 50Hz

cosφđm = 0,657 Lm = 0,34 H Zp = 3

J = 0,096 Kgm2 Mã hiệu: VM Việt Nam Iđm = 3,5 A

III.6.3. Kết quả mô phỏng - khi máy phát hòa vào lưới điện

- Kiểm tra điện áp

Hình 3.17. Đáp ứng dòng điện áp pha Stator máy phát và lưới

- 83 -

Hình 3.18. Đáp ứng điện áp lưới và Stator máy phát trước và sau khi hòa đồng

bộ (tại 0,35s)

Việc kiểm tra chế độ này khi máy phát làm việc với tốc độ định mức và tiến

hành kiểm tra theo các chế độ sau:

Hình 3.19. Đáp ứng công suất tác dụng (P) và công suất phản kháng Q

Hình 3.20. Đáp ứng dòng điện Rotor máy phát khi đã hòa vào lưới

- 84 -

* Nhận xét:

1. Kết quả mô phỏng đáp ứng điện áp pha và đáp ứng điện áp lưới: Sau 0,12s

thì có thể hòa đồng bộ máy cắt vào lưới và khi hòa đồng bộ tại thời điểm 0,35s thì sai

lệch lớn nhất là 1,1%.

2. Kết quả mô phỏng công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q trên

hình cho ta thấy với mạch vòng ngoài là mạch vòng công suất tác dụng P và công

suất phản kháng Q dùng khâu PI thì đã bám được theo các giá trị P & Q đặt. Với kết

quả mô phỏng cho thấy chất lượng của hệ thống đảm bảo.

* Kết luận

Thông qua nội dung đã thực hiện ở chương 4 cho thấy để hòa được máy phát

điện sức gió vào lưới điện thì cần phải thiết kế hệ tự động điều khiển (trong chương

4 đã dùng hệ điều khiển Vector) phải đảm bảo chất lượng về mặt điện áp cũng như

điều khiển công suất. Kết quả của chương 4 đã góp phần đóng góp thêm cho kết quả

của bản luận văn.

- 85 -

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

1. Kết luận

Nội dung của luận văn cơ bản đã đáp ứng được đầy đủ các yêu cầu của đề tài

đưa ra. Những nghiên cứu tổng quan đã cho thấy vai trò quan trọng của việc ứng dụng

khai thác các nguồn năng lượng gió vào phục vụ nhu cầu của con người trong giai

đoạn hiện nay và cho tương lai. Việc ứng dụng nguồn năng lượng gió để phát điện và

hình thành những nguồn năng lượng phân tán trong cơ cấu hệ thống điện Việt Nam

là vấn đề cấp thiết, thích hợp với nhu cầu sử dụng điện của Việt Nam cũng như toàn

thế giới.

Luận văn đã nghiên cứu và giải quyết được những nội dung sau:

1. Tìm hiểu về hệ thống máy phát điện sức gió, bao gồm: Khái niệm về năng

lượng gió và tổng quan về năng lượng gió trên thế giới và ở Việt Nam. Tìm hiểu một

số sơ đồ về nguồn điện gió: Turbine, máy phát điện sức gió, các thiết bị điều khiển

kết nối lưới. Giới thiệu về đường dây truyền tải và một số vấn đề khi nối điện gió vào

đường dây.

2. Tìm hiểu về các ảnh hưởng của nguồn điện gió khi ghép nối vào đường dây

truyền tải: các ảnh hưởng về điện áp, công suất, ảnh hưởng về dòng điện sự cố và các

cách bảo vệ cũng như những ảnh hưởng về độ tin cậy cung cấp điện.

3. Xây dựng và thiết kế hệ điều khiển máy phát nối lưới khi dùng máy điện

không đồng bồ Rotor dây quấn: Xây dựng mô hình máy điện KĐB 3 pha dưới dạng

các vector không gian, xây dựng hệ điều khiển vector không gian của máy phát điện

sử dụng động cơ KĐB Rotor dây quấn và xác định được một số đại lượng của hệ điều

khiển

Đóng góp của luận văn: Tác giả xem đây là một sản phẩm đóng góp thiết thực

cho nguồn tài liệu học tập và nghiên cứu đối với những người quan tâm đến lĩnh vực

năng lượng tái tạo, nguồn điện phân tán, những ảnh hưởng của việc ghép nối nguồn

điện phân tán với lưới điện và cách thiết kế hệ điều khiển máy phát điện sức gió nối

lưới khi dùng máy điện không đồng bồ Rotor dây quấn.

- 86 -

2. Kiến nghị

Bản luận văn này tuy đã thực hiện được một số vấn đề và kết quả như những

phần trên đã trình bày, song nếu đi sâu vào từng vấn đề thì cần phải đầu tư giải quyết

tiếp tục. Trong phần thiết kế hệ thống tự động điều khiển máy phát điện sức gió kết

nối với lưới còn có nhiều vấn đề tiếp tục nghiên cứu như thay thế các bộ điều khiển

thông minh để thay thế cho bộ điều khiển PID hoặc tiếp tục nghiên cứu việc kiểm

nghiệm ứng dụng vào thực tế.

- 87 -

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1]. Viện năng lượng – Bộ công thương. Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh

Thái Nguyên giai đoạn 2011 – 2015 có xét đến 2020.

[2]. Trần Bách (2000). Đường dây truyển tải & Hệ thống điện. Tập 1, NXB

Khoa học kỹ thuật.

[3]. Ngô Đức Minh (2016). Năng lượng tái tạo trong hệ thống điện, NXB Đại

học Thái Nguyên.

[4]. Nguyễn Phùng Quang (2004). Matlab & Simulink dành cho kỹ sư điều

khiển tự động, NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội.

[5]. Nguyễn Ngọc Tân (2012). Công nghiệp điện gió, Thời báo Kinh Tế &

Trung tâm Kinh Tế châu Á – TBD.

[6]. Nguyễn Ngọc. Điện gió, NXB Lao Động.

[7]. Một số tài liệu tham khảo trên mạng Internet liên quan đến DG.

[8]. Một số luận văn thạc sĩ và tiến sĩ đã được bảo vệ có nội dung liên quan

đến đề tài.