Tóm tắt luận án tiến sĩ nghiên cứu các chế độ làm việc và ảnh hưởng của nhà máy phát điện chạy bằng sức gió kết nối với lưới điện NCS nguyễn duy khiêm

1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Từ sau cuộc khủng hoảng năng lượng dầu mỏ trong thập niên 1970, việc nghiên cứu sản xuất năng lượng từ
các dạng nguồn năng lượng khác được đẩy mạnh trên toàn thế giới, trong đó phát điện bằng sức gió được đặc biệt
quan tâm. Đến cuối năm 2012 trên toàn thế giới ước đạt 282410MW công suất điện gió đấu nối vào lưới điện. Dự
báo trong tương lai, mức độ thâm nhập điện gió sẽ còn tăng cao hơn nữa.
Việt Nam được đánh giá là quốc gia có tiềm năng năng lượng gió khá cao. Mới đây nhất (19/09/2014), tại
Hà Nội AWS Truepower – Hoa Kỳ đã công bố kết quả khảo sát tiềm năng gió trên toàn lãnh thổ Việt Nam, cho
thấy ở 142 vị trí có thể xây dựng nhà máy điện gió (NMĐG) quy mô công nghiệp với tổng công suất vào khoảng
9000MW. Khi số lượng lớn công suất điện gió tích hợp vào lưới điện sẽ có những tác động đến lưới điện, đặc biệt
là lưới điện phân phối lân cận điểm kết nối.
Những ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện liên quan đến nhiều vấn đề, trong đó có: Trào lưu công suất;
lượng công suất dự phòng để đảm bảo ổn định hệ thống; ngắn mạch trên lưới điện; ổn định của hệ thống điện
(HTĐ); hệ thống bảo vệ về cơ và điện; chất lượng điện năng…
Ở Việt Nam đã có nhiều nghiên cứu về điện gió, chẳng hạn chế tạo turbine gió đáp ứng với điều kiện Việt
Nam; điều khiển để turbine gió bám lưới khi xảy ra ngắn mạch; sử dụng siêu tụ để tích trử năng lượng gió dư
thừa…Tuy nhiên vấn đề nghiên cứu lựa chọn các chế độ đặc trưng, đánh giá ảnh hưởng của NMĐG đến thông số
vận hành của lưới điện địa phương và độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) của lưới điện khi có sự tham gia của
nguồn điện gió chưa được quan tâm đúng mức. Chính vì vậy, luận án tập trung vào việc “nghiên cứu tác động
của nhà máy điện gió đến thông số vận hành trong các chế độ xác lập đặc trưng của lưới điện địa phương và
ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện lân cận điểm kết nối của nhà máy
điện gió”.
2. Mục đích nghiên cứu
Phân tích và đánh giá tác động của NMĐG đến các thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ xác
lập đặc trưng được lựa chọn. Xây dựng mô hình xác suất đánh giá ĐTC CCĐ và khả năng cô lập (tách đảo) một
phần lưới điện địa phương có kết nối với nguồn điện gió khi HTĐ lớn bị sự cố để nâng cao ĐTC CCĐ.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu: Ảnh hưởng của NMĐG sử dụng máy phát cảm ứng nguồn kép đến các thông số
vận hành của lưới điện lân cận điểm kết nối. Nghiên cứu các chỉ tiêu về ĐTC CCĐ, chủ yếu tập trung vào việc

xây dựng mô hình và xem xét sự thay đổi kỳ vọng thiếu hụt công suất, thiếu hụt điện năng đối với nút phụ tải
được khảo sát khi có NMĐG hoạt động và giải pháp “tách đảo” để nâng cao ĐTC CCĐ.
Phạm vi nghiên cứu: Sự thay đổi các thông số vận hành và ĐTC trong các chế độ xác lập đặc trưng của
lưới điện phân phối địa phương lân cận điểm kết nối với nguồn điện gió. Áp dụng tính toán thực tế tại lưới điện ở
Tuy Phong – Bình Thuận nơi có NMĐG công suất 120MW kết nối với lưới điện 110kV.
4. Phương pháp nghiên cứu
Kết hợp nghiên cứu lý thuyết, xây dựng phương pháp, mô hình nghiên cứu với việc thu thập và xử lý số liệu
thực tế của lưới điện và NMĐG để phục vụ các tính toán minh họa. Sử dụng phần mềm chuyên dụng PSS/E để
khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện và tính toán các thông số vận hành của lưới điện trong
các chế độ đặc trưng. Các số liệu được thu thập và cập nhật liên tục từ các nghiên cứu, các dự án điện gió đang
thực hiện tại Việt Nam có đấu nối với lưới điện.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Ý nghĩa khoa học: Đề xuất phương pháp xây dựng đặc tính phát và trao đổi công suất giữa NMĐG với lưới
điện theo thời gian ngày, tháng, năm trên cơ sở số liệu thống kê quá trình vận hành của đối tượng nghiên cứu từ
đó lựa chọn các ngày đặc trưng trong năm để đánh giá tác động của NMĐG đến lưới điện lân cận điểm kết nối.
Xây dựng mô hình xác suất để đánh giá ĐTC đối với nút phụ tải được khảo sát của lưới điện phân phối khi đấu
nối với các nguồn điện phân tán. Đề xuất giải pháp chia cắt (tách đảo) một phần lưới điện có kết nối với các
nguồn điện phân tán để nâng cao ĐTC CCĐ cho các phụ tải quan trọng khi hệ thống điện lớn bị sự cố.
Ý nghĩa thực tiễn: Nghiên cứu, đề xuất các yêu cầu kỹ thuật đấu nối NMĐG vào lưới điện Việt Nam nhằm
đảm bảo các điều kiện vận hành và chất lượng điện năng cho hộ tiêu thụ. Phân vùng và đánh giá tác động của
NMĐG đến các thông số vận hành của lưới điện thực tế. Xử lý các số liệu thống kê thực tế để xác định thông số
về hỏng hóc của turbine gió vận hành tại Việt Nam. Tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với nút phụ tải
được khảo sát khi có sự tham gia của nguồn điện gió để thấy rõ tác động tăng cường ĐTC CCĐ của lưới điện


2
phân phối khi kết nối với các nguồn điện phân tán. Đề xuất giải pháp tách đảo một phần lưới điện địa phương có
kết nối với nguồn điện phân tán để nâng cao ĐTC CCĐ cho các hộ tiêu thụ quan trọng khi HTĐ lớn bị sự cố.
Phương pháp nghiên cứu được tính toán minh họa cho trường hợp NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận.
6. Bố cục của luận án

Ngoài phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, toàn bộ nội dung của luận án được trình bày trong 4 chương:
Chương 1. Tổng quan
Chương 2. Đấu nối NMĐG vào HTĐ
Chương 3. Mô phỏng và đánh giá ảnh hưởng của NMĐG đến thông số vận hành của lưới điện địa phương
Chương 4. Ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy cung cấp điện.

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
Phần tổng quan của Luận án nhằm giới thiệu những vấn đề chung về phát triển điện gió trên thế giới và ở
Việt Nam. Tổng quan về từng nội dung nghiên cứu trong luận án sẽ được giới thiệu ở đầu các chương tương ứng.
1.1 Hiện trạng phát triển năng lượng gió trên thế giới
Thị trường điện gió toàn cầu đã và đang được phát triển nhanh chóng hơn tất cả các dạng năng lượng khác
dùng để phát điện. Tổng công suất đặt của điện gió toàn thế giới vào năm 2005 khoảng 59063MW và cho đến
cuối năm 2012 đã tăng gấp hơn 4 lần đạt 282410MW, quá trình phát triển này được mô tả trên Hình 1.3.
Tổng công suất

Tăng trưởng

80000

237029

Công suất (MW)

250000

194559

200000
157910
150000

121247
93959

100000
59063

74175

39333 47662
36664 36649 4247145381
50000 31184
19784 27289
15112
11401
6866 8150 8330

Công suất lắp đặt (MW)

282410

300000

70000

75324
60007

60000
50000

40000
30000
20000
10000

31307
22796

18421
8445

8124 7473

6000

4525

0

0
2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Năm

Quốc gia

Hình 1.3 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió trên toàn thế giới

Hình 1.4 Xếp hạng 10 quốc gia có công suất lắp đặt điện gió
cao nhất thế giới

Quốc gia có tổng công suất lắp đặt điện gió trong năm 2011 lớn nhất là Trung Quốc (75324MW), xếp sau là
Mỹ (60007MW), Đức (31307MW), Tây Ban Nha (22796MW), Ấn Độ (18421MW), Vương quốc Anh
(8445MW), Ý (8124MW), Pháp (7473MW)...Một số quốc gia khác bao gồm, Bồ Đào Nha, Đan Mạch cũng đạt
ngưỡng trên 4000MW công suất điện gió đã được lắp đặt (Hình 1.4). Quá trình phát triển của công suất turbine
được trình bày trên Hình 1.8.

Hình 1.8 Quá trình phát triển của turbine gió

Hình 1.9 Mô hình chuyển đổi năng lượng gió thành năng lượng điện

1.2 Mô hình hệ thống chuyển đổi năng lượng gió
Bằng cách sử dụng phương pháp khí động học, turbine gió được thiết kế dưới dạng cánh quạt, nhận năng
lượng gió và chuyển đổi thành năng lượng cơ quay máy phát, được trình bày trên Hình 1.9.
1.3 Giải pháp về công nghệ chế tạo máy phát điện


3
Máy phát điện làm nhiệm vụ biến đổi năng lượng cơ học của rotor thành năng lượng điện. Ở các thiết bị
chuyển đổi năng lượng gió người ta sử dụng cả máy phát đồng bộ lẫn máy phát không đồng bộ, được mô tả trong
Hình 1.10.
12
10

Công suất (MW)

8

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

6

5.55.55.55.5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

4
2
0

Mã hiệu

Hình 1.11 Năng lực chế tạo turbine gió của một số nhà sản xuất hàng
đầu thế giới (theo công suất tổ máy)

Hình 1.10 Giản đồ khối mô tả các loại máy phát điện chạy
bằng sức gió

Hình 1.11 mô tả năng lực chế tạo (theo công suất danh định tổ máy) của một số nhà sản xuất turbine gió.
1.4 Phát triển năng lượng gió ở thềm lục địa
Khả năng cố định được các động cơ gió xuống nền đáy biển đã mở ra một kỷ nguyên mới cho ngành năng
lượng gió. Trang trại điện gió ngoài khơi đầu tiên với tên gọi “Vindeby – Lolland” được xây dựng tại Đan Mạch,
với tổng công suất 5MW sử dụng turbine gió của nhà chế tạo Bonus loại B35/450, vận hành vào năm 1991 cung
cấp khoảng 12GWh/năm. Tính đến hết năm 2012 điện gió ở thềm lục địa trên toàn thế giới được giới thiệu trên
Hình 1.12.
4000

0.9

3593.513

2500

Giá thành điện năng
USD/kWh

Công suất (MW)

0.7

3000
1898.413
1674.313

2000
1500
1000
500

0.8

0.8

3500

31.181 39.295 47.693 59.024 74.122 93.93 120.903159.213

0
2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Năm

Hình 1.12 Biểu đồ tăng trưởng công suất điện gió ở thềm lục địa

0.6
0.5

0.38

0.4
0.3
0.2

0.12

0.1
0
1990

2005

2012

Năm

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

1.5 Suất đầu tư và giá thành điện năng của nguồn điện gió
Nếu so sánh giá thành điện năng của điện gió (USD/kWh) thì từ năm 1990 đến năm 2012 đã giảm đi
khoảng 6.7 lần, cho thấy tính cạnh tranh của điện gió tăng lên đáng kể (Hình 1.14).
1.6 Điện gió tại Việt Nam
Kết quả nghiên cứu gần đây nhất (09/2014) về tiềm năng, đặc điểm, chế độ gió và các vị trí có thể xây dựng
NMĐG quy mô công nghiệp được giới thiệu trên Hình 1.17 – 1.19.

Hình 1.17 Miền Bắc, kịch bản cho năm 2020

Hình 1.18 Miền Trung, kịch bản cho năm 2020


4

Hình 1.19 Miền Nam, kịch bản cho năm 2020

Tốc độ gió Miền Bắc đo ở độ cao 80m
Vận tốc gió trung bình 6,24m/s, tổng công suất
500MW, hiệu suất trung bình 31%

Tốc độ gió ở Miền Nam đo ở độ cao 80m
Tốc độ gió ở Miền Trung đo ở độ cao 80m

Vận tốc gió trung bình 5,74m/s, tổng công suất
Vận tốc gió trung bình 6,95m/s, tổng công suất
1500MW, hiệu suất trung bình 27%
4000MW, hiệu suất trung bình 38%
Hình 1.16 Các vị trí có thể xây dựng NMĐG qui mô công nghiệp tại Việt Nam

60
40
20
0
-20
-40
-60

Độ lệch chuẩn thay
đổi (MW)

Mức thay đổi công
suất min max trong
10 phút (MW)

Kết quả khảo sát và tính toán sự thay đổi và độ lệch chuẩn của công suất điện gió trong thời gian 10 phút ở
các mức công suất khác nhau được mô tả trên các Hình 1.21 và 1.22.

Công suất điện gió (MW)

Hình 1.21 Mức thay đổi công suất trong thời gian 10 phút

60
50

40
30
20
10
0

Công suất điện gió (MW)

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

Công suất dự phòng dùng để điều tần được thiết kế lớn hơn 2.5 lần độ lệch chuẩn để hỗ trợ do công suất
điện gió thay đổi trong mỗi khoảng thời gian 10 phút.
Cho đến nay đã có hơn 40 dự án đầu tư xây dựng NMĐG tại Việt Nam với tổng công suất lắp đặt vào
khoảng 4113MW. Hiện tại có 2 dự án đã đấu nối vào lưới điện quốc gia (NMĐG Tuy Phong, NMĐG Bạc Liêu).

CHƯƠNG 2: ĐẤU NỐI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN
Hiện nay chưa có Quy chuẩn quốc gia của Việt Nam về đấu nối NMĐG vào HTĐ. ERAV và EVN đang
trong quá trình xây dựng Quy chuẩn này. Các nghiên cứu trong chương này nhằm tìm hiểu, lựa chọn và giới thiệu


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

Hình 2.1 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió trên đất liền vào
lưới điện

Hình 2.2 Sơ đồ điển hình đấu nối trang trại gió ở thềm lục địa
vào lưới điện

2.2 Lựa chọn thông số của mạch đấu nối
Các thông số của mạch đấu nối bao gồm: khoảng cách, điện áp, mức công suất, tiết diện dây dẫn, số mạch
đường dây, vị trí xây dựng nhà máy và qui định về độ sụt áp tại điểm kết nối, được trình bày trên Bảng 2.1 và
Hình 2.3.
Bảng 2.1 Mối quan hệ của các thông số trong mạch đấu nối NMĐG với lưới điện

Qui mô trang
trại gió (MW)

Độ sụt áp cực
đại cho phép

P ≤ 10
10 < P ≤ 20
5%
20 < P ≤ 100
100 < P ≤ 200

Khoảng cách
đấu nối (km)
≤14
>14
≤15
>15

≤48
>48
≤48
>48

Cấp điện
áp
22kV
22kV
22kV
110kV
110kV
110kV
110kV
220kV

Mạch đường dây
Mạch đơn 185 mm2
Mạch kép 185 mm2
Mạch kép 185 mm2
Mạch đơn 240 mm2
Mạch đơn 240 mm2
Mạch kép 240 mm2
Mạch kép 240 mm2
Mạch kép 400 mm2

Trang trại điện gió nhỏ P ≤ 10MW
Trang trại điện gió trung bình 10MW < P ≤ 100MW
Trang trại điện gió lớn P > 100MW
Hình 2.3 Sơ đồ đấu nối tương ứng với qui mô công suất của trang trại gió

6
2.3 Các mô hình kết nối tổ máy turbine gió với lưới điện
2.3.1 Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện (loại A) (Hình 2.4)

Hình 2.4 Mô hình máy phát nối trực tiếp với lưới (loại A)

Hình 2.5 Mô hình máy phát nối lưới có tốc độ thay đổi nhờ
việc thay đổi điện trở mạch rotor (loại B)

2.3.2 Mô hình máy phát kết nối lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor
(loại B) (Hình 2.5)
2.3.3 Mô hình kết nối máy phát cảm ứng nguồn kép với lưới điện (loại C) (Hình 2.6)

Hình 2.6 Mô hình nối lưới của máy phát cảm ứng nguồn kép
(loại C)

Hình 2.7 Mô hình máy phát nối lưới thông qua bộ biến đổi
điện tử công suất đầy đủ (loại D)

2.3.4 Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi tỉ lệ đầy đủ (loại D) (Hình 2.7)
2.4 Dòng công suất của máy phát cảm ứng nguồn kép nối lưới (DFIG)
DFIG là loại máy phát được dùng phổ biến hiện nay trên thế giới, cũng là loại máy đã được lắp đặt tại bai
NMĐG đang hoạt động tại Việt Nam. Luận án sẽ tập trung phân tích và giới thiệu chi tiết mô hình này.
Pr  S.Ps
(2.1)
  r
S s
(2.2)

s

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

Tùy thuộc vào tốc độ gió và điều kiện vận hành của hệ thống mà công suất qua mạch rotor có thể đi theo hai
chiều: từ lưới qua bộ chuyển đổi công suất đến rotor hoặc ngược laị.
2.5 Một số tiêu chuẩn Quốc tế và quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối NMĐG vào HTĐ
2.5.1 Một số tiêu chuẩn Quốc tế
2.5.1.1 Phạm vi hoạt động của điện áp và tần số


7
Điện áp và tần số tạo ra từ NMĐG phụ thuộc rất lớn vào tốc độ gió. Mặt khác, việc ngắt và đóng kết nối với
lưới điện đối với trang trại gió là thường xuyên xảy ra. Điều này làm thay đổi điện áp và tần số tại điểm kết nối,
ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của lưới điện.
Một đồ thị đại diện của lưới điện Đan Mạch dùng cho turbine gió khi kết nối với lưới điện phân phối, cho
biết phạm vi vận hành nằm trong giới hạn biên độ điện áp và tần số lưới điện, được minh họa trên Hình 2.13.

Hình 2.13 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần số của
lưới điện Đan Mạch vận hành có kết nối điện gió

Hình 2.14 Đồ thị thể hiện giới hạn biên độ điện áp và tần
số của lưới điện Anh Quốc vận hành có kết nối điện gió

Hình 2.14 mô tả giới hạn biên độ điện áp và tần số khi kết nối trang trại gió với lưới điện có cấp điện áp nhỏ
hơn 132kV của quốc gia Anh.
2.5.1.2 Kiểm soát công suất phản kháng và điều chỉnh điện áp
Turbine gió có khả năng kiểm soát công suất phản kháng để hỗ trợ và điều chỉnh điện áp tại điểm kết nối
(POC). Ngoài ra NMĐG còn phải trang bị bộ điều chỉnh điện áp (VR) để duy trì độ lệch điện áp nằm trong giới
hạn quy định (± 10% cho các mạng điện áp thấp và ± 5% cho mạng lưới điện trung bình hoặc cao). Các NMĐG

phải duy trì phát công suất phản kháng trong suốt khoảng thời gian điện áp giảm thấp theo khả năng cho phép của
thiết bị.

Hình 2.17 Yêu cầu lượng công suất phản kháng của turbine gió
(Liên Bang Đức và Anh Quốc)

Hình 2.18 Điều chỉnh lượng công suất tác dụng cho
việc hỗ trợ tần số

2.5.1.3 Điều khiển công suất tác dụng và kiểm soát tần số
Một trong những yếu tố quan trọng nhất là việc tính toán và xác định lượng công suất dự phòng cần thiết để
tránh sự sụp đổ HTĐ trong khi không thể dự báo trước vận tốc gió và vận tốc gió có thể đột ngột trở về không
trong khoảng thời gian rất ngắn dẫn đến mất một lượng công suất.
Các trang trại gió phải có khả năng điều chỉnh sản lượng điện ở một mức xác định nào đó từ nhà điều hành
hệ thống nhằm để hỗ trợ và ổn định tần số HTĐ. Ngoài ra, trang trại gió phải có khả năng điều chỉnh tăng hoặc
giảm công suất tác dụng theo độ lệch tần số. Hình 2.18 mô tả đường cong điều chỉnh tỉ lệ phần trăm công suất
trang tại gió ứng với dải tần số hoạt động đã quy định.
2.5.1.4 Khả năng vượt qua điện áp thấp
Yêu cầu các NMĐG phải duy trì kết nối trong trường hợp hệ thống bị sự cố để ngăn ngừa hệ thống mất ổn
định. Vì vậy nhiều công ty Điện lực đòi hỏi yêu cầu NMĐG phải có khả năng vượt qua điện áp thấp (LVRT) (đặc
biệt kết nối với lưới điện cao áp) với tỉ lệ phần trăm nhất định so với điện áp định mức (có khả năng chịu được
điện áp giảm tới khoảng từ 0 – 15%) và trong thời gian qui định của mỗi quốc gia.


8

Hình 2.19 Qui định LVRT của NMĐG ở một số quốc gia phát triển điện gió

2.5.1.5 Yêu cầu về chất lượng điện năng
 Biến thiên điện áp

Mức độ biến thiên điện áp cho phép được quy định theo tiêu chuẩn quốc tế và quy định của mỗi quốc gia.
Chẳng hạn, đối với lưới truyền tải: tại Đan Mạch turbine gió gây ra một sự biến đổi điện áp không vượt quá 1%
tại điểm kết nối chung (POC); Ở Đức và Thụy Điển các giới hạn tương ứng là 2% và 2,5%. Đan Mạch, không quá
4% ở cấp điện áp 10 – 20kV và không quá 3% ở cấp điện áp 50 – 60kV…
 Nhấp nháy điện áp
Khuyến cáo rằng Plt ≤ 0.5 ở cấp điện áp từ 10 – 20kV và Plt ≤ 0.35 ở cấp điện áp 50 – 60kV được xem là
chấp nhận được. Tuy nhiên, tùy theo mỗi quốc gia có thể có những giới hạn cho phép nhấp nháy khác nhau.
Chẳng hạn, đối với lưới phân phối: Đan Mạch Plt ≤ 0.5 ở cấp điện áp từ 10 – 20kV và Plt ≤ 0.35 ở cấp điện áp 50 –
60kV; ở Đức tại điểm kết nối Plt ≤ 0.46. Ở cấp điện áp lớn hơn 132kV, Plt ≤ 0.37 (Đức) và Pst ≤ 0,8, Plt ≤ 0.6 đối
với tiêu chuẩn Anh…
 Sóng hài
Sự biến dạng sóng hài có thể được định lượng bằng phương pháp đo tổng biến dạng sóng hài TDH (Total
Harmonic Distortion) hoặc biến dạng sóng hài riêng lẻ. Tiêu chuẩn IEC 61.400–21 (2008), IEC 61000–3–6 và
IEEE 519–1992 thường được áp dụng trong hệ thống năng lượng gió hiện đại. Đối với Ấn Độ ở cấp điện áp lớn
hơn 132kV, THD ≤ 3%. THD ≤ 5% đối với lưới có cấp điện áp thấp hơn 69kV và THD ≤ 2.5% ở cấp điện áp lớn
hơn 69kV. Qui định về tổng dạng méo hài của quốc gia Ai Len theo tiêu chuẩn IEC 61000–3–6…
2.5.2 Quy định của Việt Nam về điều kiện đấu nối
Một số vấn đề liên quan đến việc kết nối NMĐG với lưới điện Việt Nam được xem xét và đề xuất sau đây:
a. Yêu cầu về giới hạn điện áp và tần số

Hình 2.20 Giới hạn điện áp và tần số trong vận hành lưới điện có kết nối với NMĐG tại Việt Nam


9
Bảng 2.3 Khả năng vận hành của turbine gió ứng với dải điện áp và tần số

Giới hạn điện áp
Tần số
Vận hành
90 – 105 %

49 – 50,5 Hz
Vận hành liên tục
90 – 105 %
48 – 49 Hz
Khả năng vận hành trong 10 phút
90 – 105 %
47,5 – 48 Hz
Khả năng vận hành trong 1 phút
90 – 105 %
50,5 – 52 Hz
Khả năng vận hành trong 1 phút
75,5 – 90 %
49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 3 giây
60,5 – 75,5 %
49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 2 giây
105 – 115 %
49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 1 giây
115 – 120 %
49,5 – 50,5 Hz Khả năng vận hành trong 0,5 giây
Ngoài giới hạn điện áp và tần số cho trong Bảng 2.3, turbine gió phải ngừng ngay lập tức.
b. Yêu cầu về công suất phản kháng
Công suất phản kháng cung cấp vào hệ thống sẽ giảm từ mức hệ số công suất định mức 0,95. Khi điện áp
lớn hơn điện áp danh định, công suất phản kháng hấp thụ từ lưới điện về nhà máy sẽ giảm khi điện áp ở mức dưới
điện áp danh định trừ khi có những qui định khác. Ngoài ra công suất phản kháng sẽ giảm đi khi công suất phát
của nhà máy dưới mức 20% công suất định mức.
c. Yêu cầu về điều khiển điện áp
Các NMĐG cần phải trang bị bộ điều chỉnh điện áp để duy trì độ lệch điện áp nằm trong giới hạn quy định.
Trong trường hợp điện áp tại điểm kết nối giảm nhiều, NMĐG phải duy trì phát công suất phản kháng hết khả
năng điều chỉnh của các thiết bị trong suốt thời gian này.
d. Yêu cầu về điều khiển công suất tác dụng

NMĐG cần có khả năng tăng hoặc giảm công suất theo lệnh điều độ với tốc độ 1%/giây, cho phép đặt trước
giới hạn tăng công suất từ 5 – 100% công suất danh định/phút. Ngoài ra NMĐG cần phải có khả năng điều chỉnh
tần số sơ cấp tương tự như các nhà máy điện truyền thống. Cho phép giảm công suất tác dụng trong thời gian sụt
giảm điện áp và khôi phục về mức 90% công suất danh định trước khi xảy ra nhiễu loạn trong vòng ½ giây.
e. Yêu cầu về khả năng vượt qua điện áp thấp
Theo thông tư 12 và 32/2010/TT–BCT thời gian tối đa giải trừ sự cố ở cấp điện áp ≤ 110kV là 150ms, có
thể đưa ra yêu cầu vượt qua điện áp thấp của turbine gió cho lưới điện Việt Nam theo Hình 2.21.

Hình 2.21 Khả năng vượt qua điện áp thấp của turbine gió kết nối với lưới điện Việt Nam

f. Yêu cầu về đảm bảo chất lượng điện năng
Bảng 2.4 Giới hạn một số thông số về chất lượng điện năng

Cấp điện áp

Dao động điện áp
Nhấp nháy
Sóng hài
Pst95% = 0,4
THD < 2,5%
Do hoạt động đóng cắt
110kV
≤ 2,5%
Plt95% = 0,5
Riêng lẻ < 1,5%
Pst95% = 0,6
THD < 5%
Do hoạt động đóng cắt
≤ 35kV
≤ 3%

Plt95% = 0,5
Riêng lẻ < 3%
Những thông tin, thông số, yêu cầu, tiêu chuẩn và quy định được giới thiệu trong chương này có thể được
tham khảo xây dựng Quy chuẩn đấu nối NMĐG vào HTĐ Việt Nam.

CHƯƠNG 3: MÔ PHỎNG VÀ ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NMĐG ĐẾN THÔNG SỐ
VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN ĐỊA PHƯƠNG


Hình 2.32 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015

10
Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110kV tỉnh Bình Thuận đến năm 2015 được giới thiệu trên Hình 2.32. Những
phần tử được biểu diễn bằng nét đứt là dự kiến trong quy hoạch.

3.1 Mô phỏng kết nối NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận với lưới điện 110kV địa phương trên phần
mềm PSS/E – Khoanh vùng ảnh hưởng của NMĐG Tuy Phong
Phần mềm PSS/E được sử dụng để mô phỏng các chế độ được khảo sát trong luận án, trước tiên là để
khoanh vùng phạm vi ảnh hưởng của NMĐG đến lưới điện địa phương.
NMĐG Tuy Phong với công suất 30MW, theo mô phỏng và khảo sát vận hành trong những năm qua, chỉ
gây ra ảnh hưởng tại một số điểm nút lân cận. Kết quả mô phỏng ảnh hưởng của NMĐG đến điện áp nút của khu
vực lưới điện lân cận điểm kết nối cho một số chế độ đặc trưng được giới thiệu trên Hình 3.1 ÷ 3.3.


11
1.05
Điện áp tại các nút phụ tải khi có NMĐG

Điện áp tại các nút phụ tải khi không có NMĐG

Điện áp (pu)

1

0.95

0.9

Vùng ảnh hưởng

0.85

0.8
H.TAN

T.NAM

H.KIEM

P.THIET

L.SON

P.RI

TUY CN V.HAO N.PHUOC
PHONG

M.NE

D.LINH

23h ngày 1/12/2012 (ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất)

Hình 3.1 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất
1.005
Điện áp tại các nút phụ tải khi có NMĐG

Điện áp tại các nút phụ tải khi không có NMĐG

1

Điện áp (pu)

0.995
0.99
0.985

Vùng ảnh hưởng
0.98
0.975
0.97
H.TAN

T.NAM

H.KIEM

P.THIET

L.SON

P.RI

TUY CN V.HAON.PHUOC M.NE
PHONG

D.LINH

13h ngày 9/7/2012 (ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ nhất)

Hình 3.2 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày phụ tải tiêu thụ công suất nhỏ nhất
1.01
Điện áp tại các nút phụ tải khi có NMĐG

Điện áp tại các nút phụ tải khi không có NMĐG

Điện áp (pu)

1
0.99
0.98
0.97

Vùng ảnh hưởng
0.96
0.95
0.94
H.TAN

T.NAM

H.KIEM

P.THIET

L.SON

P.RI

TUY CN V.HAO N.PHUOC
PHONG

M.NE

D.LINH

17h ngày 7/8/2012 (ngày NMĐG phát công suất lớn nhất)

Hình 3.3 Điện áp tại các nút phụ tải ứng với ngày NMĐG phát công suất lớn nhất

Nhận thấy chỉ có 5 nút: Lương Sơn, Phan Rí, Tuy Phong, CN Vĩnh Hảo, Ninh Phước là chịu ảnh hưởng của
NMĐG. Vì vậy ở các phần áp dụng cho lưới điện thực tế sau đây, chỉ tính toán và mô phỏng sơ đồ đã được đơn
giản hóa Hình 3.4. Kết quả mô phỏng trên nền PSS/E được giới thiệu trên Hình 3.5.


12

Hình 3.4 Sơ đồ lưới điện 110kV Bình Thuận có kết nối điện gió đã
được đơn giản hóa

Hình 3.5 Sơ đồ mô phỏng trên nền PSS/E lưới điện 110kV
Bình Thuận có kết nối điện gió đã được đơn giản hóa

3.2 Xây dựng biểu đồ trao đổi công suất giữa NMĐG với lưới điện địa phương trong một số chế
độ đặc trưng
3.2.1 Các dữ liệu về gió
Từ kết quả khảo sát và đo đạc nhiều năm tại một địa điểm nhất định có thể xây dựng được đồ thị xác suất
thay đổi hướng gió trong năm, tháng hoặc ngày như trên Hình 3.6. Với mỗi tháng trong năm có thể xác định tốc
độ gió trung bình (với xác suất 50%), tốc độ gió cực đại V max, cực tiểu Vmin và xây dựng họ đường cong với các
xác suất trung gian khác (10, 20, …80, 90%) (Hình 3.7). Đặc tính tần suất tốc độ gió trong năm cũng có thể được
sắp xếp và biểu diễn dưới dạng đồ thị kéo dài của vận tốc gió theo thời gian (Hình 3.8a) hoặc đồ thị xác suất phân
bố vận tốc gió trong năm (Hình 3.8b).
N
NW

5,2

SW

32,5(%)

W

NE

E

Tỷ lệ V
1m/sec

SE

S

Hình 3.6 Hoa gió

Hình 3.7 Họ đặc tính tần suất tốc độ gió

Hình 3.8 Đồ thị kéo dài theo thời gian (a)
và xác suất phân bố vận tốc gió (b) trong năm

3.2.2 Khả năng phát công suất của turbine gió

1
Công suất phát của turbine gió được tính theo công thức: P  CP . . .r 2 .vw3
2

(3.7)

Trong đó: C p – Hệ số công suất phụ thuộc tốc độ gió, số vòng quay của rotor, số cánh quạt của turbine,
thiết kế và góc nghiêng của cánh quạt. Các nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm cho thấy trị số lý tưởng của hệ số
này là Cp = 0,593, loại turbine 3 cánh quạt có hệ số này là tốt nhất. Thông thường nhà chế tạo turbine gió cho biết
quan hệ giữa hệ số chuyển đổi tối đa CPmax với biến thiên tốc độ gió.
 – Mật độ không khí nơi đặt turbine gió (  = 1.22kg/m3); vw – Vận tốc gió
r – Bán kính của rotor. Những turbine gió hiện đại, công suất lớn có đường kính đến 150m.
Theo (3.1) kết hợp với đặc tính phân bố tốc độ gió trên Hình 3.9 có thể xây dựng biểu đồ phát công suất và

năng lượng khả dụng của NMĐG cho một khoảng thời gian khảo sát nào đó (ngày, tháng, mùa, năm…). Năng
lượng thu được từ NMĐG trong khoảng thời gian t:

13
t

t

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

(3.8)

Đối với các turbine gió đang vận hành như NMĐG Tuy Phong đặc tính phát công suất có thể được xây
dựng trực tiếp một cách chính xác hơn từ số liệu đo đạc thực tế đã thống kê được (cho từng khoảng thời gian 30
phút).
3.2.3 Biểu đồ trao đổi công suất
Biểu đồ trao đổi công suất cần được xây dựng cho các chế độ đặc trưng theo khả năng phát của NMĐG (cực
đại, cực tiểu hoặc ngừng phát) và theo biểu đồ tiêu thụ điện của khu vực có kết nối với NMĐG để từ đó có thể
nghiên cứu chi tiết ảnh hưởng của NMĐG đến các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của lưới điện.
Chẳng hạn, với NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận theo kết quả đo đạc trực tiếp trong năm 2012, có thể xây
dựng được biểu đồ phát công suất cực đại theo tháng trên Hình 3.11 và theo ngày trên Hình 3.12.

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

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

Kết hợp biểu đồ phụ tải của khu vực với biểu đồ phát công suất của NMĐG có thể xây dựng biểu đồ trao
đổi công suất qua phần tử liên lạc giữa NMĐG với lưới điện trong các chế độ đặc trưng. Ba chế độ đặc trưng
được lựa chọn để khảo sát là: NMĐG phát công suất lớn nhất trong năm, phụ tải địa phương lớn nhất trong năm
và NMĐG ngừng hoạt động.
Đối với một ngày đặc trưng được chọn (NMĐG phát công suất cực đại 7/8/2012), đồ thị phụ tải địa phương
(a), biểu đồ phát công suất của nhà máy (b) và biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc 110kV Phan Rí –
Tuy Phong (c) được trình bày trên Hình 3.16.
40

29.1 28.5

30
22
20 17.91 17.46 17.51 17.89 17.95 16.55
13.77

12.6
Công suất (MW)

10.1

15.42

21.5

26.38

28.2

30.34 29.92

29.18

22.3
19.58

17.17

18.26

18.1
16.61 17.38 17.36 17.4 17.45

18

19.83
17

15.2

17.2

11.2
9.1

10

8.1

7.5

11.35 11.9 10.9

11.72 11.14

3.6

2.6

8.59

6.58
4.33

0
2

30 28.9

25.7

25.2

25

28.8

4

6

8

5.42
10

4.8

4.8

8.3

4.04
12

14

16

18

20

22

24

-2.83
-10

-4.91
-7.81

-5.35
-8.79

-10.45

-11.17

-12.72
-15.14

-13.86
-20
a) Phụ tải (CN Vĩnh Hảo+Ninh Phước)
-30

b) Nhà máy Điện gió

c) Trao đổi công suất -21.58

-21.08
-23.4

Thời gian (giờ/ngày 7/8/2012)

Hình 3.16 Biểu đồ trao đổi công suất qua đường dây liên lạc cho ngày đặc trưng đã chọn

Công suất trao đổi Ptđ qua phần tử liên kết giữa khu vực có NMĐG với HTĐ được tính như sau:

7,2-j0,2

≈0

8,1-j0,2

≈0

≈0

1,7+j0
0,1

≈0
0,2

-11,9-j0,6 18,1+j1,8 16+j1,9

0,4

≈0
0,1

≈0

0,5

0,1

0,1

0,1

0,2

17,3+j3

0,2

0,4

0,5

0,1

0,2

0,1

0,2

26,7+j3,3 31,8+j4,3 19,6+j2,7 28,3+j3,8 28,1+j3,9 17,3+j2,6

0,3

24,5+j3,3 28,9+j4,4 17,5+j2,9 23,4+j3,9 28,1+4,3

0,2

108,2

108,3

108,7

109,5

Lương Phan Rí – Tuy Vĩnh Hảo Lương
Sơn –
Tuy
Phong – – Ninh
Sơn
Phan
Phong
Vĩnh
Phước
Rí
Hảo

21,2+j1,5 24,8+j2 14,6+j1,3 18,2+j1,5 18,1+2,0 16,0+j2,0

HTĐ–
Phan
Rí

HTĐ–
Lương
Sơn

Luồng công suất (MVA) / Tổn thất công suất (MW) trên
đường dây

107,2

107,4

108,0

109,4

Phan
Rí

106,4

106,6

107,5

109,8

105,7

106,0

107,1

109,4

104,5

104,7

106,0

108,3

Tuy Vĩnh Ninh
Phong Hảo Phước

Điện áp nút (kV)

Ptđ  PN M Đ G  P p t

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

4

3

2

1

Chế
độ
đặc
trưng

Bảng 3.2 Tổng hợp kết quả tính toán cho các chế độ đặc trưng

14
(3.14)

Tùy theo tương quan giữa công suất phát của NMĐG (PNMĐG) và công suất tổng của phụ tải (P∑pt) mà Ptđ
qua phần tử liên kết có thể có dấu (+) hoặc dấu (–).
3.3 Mô phỏng thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ đặc trưng
Với biểu đồ trao đổi công suất có thể tính toán mô phỏng trào lưu công suất, trị số điện áp tại các nút, tổn
thất công suất, điện năng cũng như những chỉ tiêu ĐTC CCĐ của lưới điện phân phối khu vực kết nối với
NMĐG.
Kết quả mô phỏng (bằng phần mềm PSS/E) trào lưu công suất, tổn thất công suất, điện áp các nút 110kV
trên phần lưới điện kết nối với NMĐG ở chế độ phát, nhận công suất cực đại khi có và không có điện gió được
trình bày trên Bảng 3.2 và Hình 3.17.


15

a) Chế độ phát công suất cực đại vào HTĐ
b) Chế độ nhận công suất cực đại từ HTĐ
Hình 3.17 Trào lưu công suất trên phần lưới điện kết nối với NMĐG

Khi có sự tham gia của NMĐG có thể thấy sự biến thiên điện áp trong ngày đặc trưng trên thanh cái 110kV
của các trạm biến áp lân cận với NMĐG được giới thiệu trên Hình 3.20.
1

Điện áp (pu)

0.99
0.98
0.97
0.96
0.95
0.94
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Thời gian (giờ/ngày 07/08/2012)
Ninh Phước

Phan Rí

CN Vĩnh Hảo

Lương Sơn

Hình 3.20 Điện áp trên các điểm nút phụ tải lân cận NMĐG trong ngày NMĐG phát công suất lớn nhất

-

Kết quả mô phỏng thông số vận hành của lưới điện trong các chế độ đặc trưng cho thấy:
Không có đường dây nào bị quá tải
Điện áp các nút của lưới điện đều nằm trong giới hạn cho phép

CHƯƠNG 4: ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN
4.1 Số liệu thống kê về thông số độ tin cậy của các turbine gió được lắp đặt ở Tuy Phong – Bình
Thuận
4.1.1 Thông số hỏng hóc của turbine gió ở NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận
Số liệu thống kê ở NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận cho thời gian khảo sát từ 21/08/2009 đến 15/04/2013
được giới thiệu ở Bảng 4.3.
Bảng 4.3 Số liệu thống kê về hỏng hóc của turbine gió của NMĐG Tuy Phong

Thời gian khảo sát từ 21/8/2009 đến 15/04/2013
Tổng thời gian ngừng máy để
Tổng số lần hỏng hóc
sửa chữa (n = 20 turbine gió) (h) của (20 turbine gió)
1. Hỏng hóc hệ thống cơ (T1)
1.817,817
2. Hỏng hóc hệ thống điều khiển (T2)

3.111,417
274
3. Hỏng hóc hệ thống điện (T3)
508,2
4. Một số hỏng hóc khác (T4)
300,1
Tổng thời gian khảo sát từ 21/8/2009 đến 15/04/2013 là: Tks = 31.896 (h)
Tổng thời gian ngừng máy để sửa chữa n turbine gió trong thời gian khảo sát:
T  T1  T2  T3  T4  1.817,817  3.111,417  508,2  300,1  5.737,534 (h)
Thời gian trung bình ngừng máy để sửa chữa một turbine gió trong thời gian khảo sát:
Các dạng hỏng hóc
của turbine gió


16

Ttb 

T 5.737,534

 286,8767 (h)
n
20

Ttb
286,8767
*8.760 
*8.760  78, 788(h)
Tks
31.896


274
 13,7
Số lần hỏng hóc trung bình của 1 turbine gió trong thời gian khảo sát: tb   
n
20

13,7*8.760
Số lần hỏng hóc trung bình của 1 turbine gió/năm:   tb *8.760 
 3,762
Tks
31.896
T
78, 788
Thời gian sửa chữa trung bình cho 1 lần sự cố là: Tsc  scn 
 20,943(h)

3,72
T * 20,943*3,762

 0,009
Xác suất hỏng hóc của 1 turbine gió: q  sc
8.760
8.760
4.1.2 Xác suất trạng thái của các tổ máy điện gió Tuy Phong – Bình Thuận
Đối với NMĐG Tuy Phong, do những năm đầu vận hành, tần suất hỏng hóc có thể cao hơn bình thường,
nên có thể xét đến số trạng thái của nhà máy với 2 tổ máy hỏng. Xác suất trạng thái của nhà máy với ni = 0, 1, 2 tổ
máy hỏng trình bày ở Bảng 4.4.
Thời gian trung bình sửa chữa một turbine gió/năm là: Tscn 

Bảng 4.4 Kết quả tính toán xác suất trạng thái của nguồn điện gió

Trạng thái Số tổ máy hỏng hóc Số trường hợp của trạng thái Xác suất trạng thái pGi
1
0
1
0,834589833
2
1
20
0,151590484
3
2
190
0,013078695
4.2 Đẳng trị hóa sơ đồ lưới điện để tính toán độ tin cậy cung cấp điện
Mô hình nghiên cứu ĐTC CCĐ trong chương này được xây dựng trên cơ sở phương pháp điểm kê hạn chế
N

trạng thái của hệ thống theo quan hệ:

( p  q ) 1
i

(4.8)

i

i1

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

Hệ thống điện

I

II

III
Phụ tải 2
Phụ tải 1
NMĐG

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

Hình 4.2 Sơ đồ lưới điện đã được đẳng trị hóa

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


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

ω (lần/năm) Tsc (10-3.năm) q (10-3)
S (MVA)
BA
0,02
60
1,2
T1:125, T2:63
MC220
0,15
2,5
0,37
*
MC110A, Mạch BA
0,15
1,2
0,18
*
MC110B, Mạch ĐD
0,2
1,2
0,24
*
D1
0,634
0,9
0,57
103**
D2
0,473

0,9
0,43
103**
D3
0,162
0,9
0,15
103**
* Năng lực tải của máy cắt (MC) được chọn lớn hơn năng lực tải của phần tử chính
** Năng lực tải của đường dây (D) chọn theo điều kiện phát nóng của tiết diện dây dẫn tương ứng
4.2.2 Đẳng trị hóa lưới điện, tính thông số độ tin cậy của các phần tử đẳng trị
Sơ đồ tính toán ĐTC của lưới điện cần được đẳng trị hóa theo 2 thông số: xác suất hỏng hóc q (hoặc xác
suất làm việc tin cậy p = 1 – q) và năng lực tải Smax của phần tử đẳng trị.
Từ sơ đồ lưới điện Hình 4.1, sau khi biến đổi đẳng trị ta nhận được sơ đồ rút gọn trên Hình 4.2 với các phần
tử đẳng trị:
I – Nối tiếp các phần tử: MC220 + T1 + MC110A + MC110B + D1 + MC110B.
II – Nối tiếp các phần tử: MC220 + T2 + MC110A + MC110B + D2 + MC110B.
III – Nối tiếp các phần tử: MC110B + D3 + MC110B.
4.2.3 Xác suất trạng thái của hệ thống đẳng trị
Xác suất các trạng thái của hệ thống đẳng trị gồm 3 phần tử I; II; III (theo sơ đồ Hình 4.2) được xác định
theo công thức:
( pI  qI )( pII  qII )( pIII  qIII )  1
Khai triển biểu thức trên và bỏ qua các trạng thái có số phần tử hư hỏng ni ≥2 ta có các trạng thái cần xem
xét:
pI pII pII  pI qII pIII  qI pII pIII  pI pII qIII
4.3 Ảnh hưởng của NMĐG đến kỳ vọng thiếu hụt điện năng của hộ tiêu thụ
Khi đã biết suất thiệt hại (a, đ/kWh) của 1 kWh điện năng thiếu hụt vì hỏng hóc của hệ thống CCĐ (thường
cao hơn nhiều so với giá bán điện bình quân, theo kinh nghiệm của nhiều nước công nghiệp phát triển mức chênh
lệch có thể từ 5 – 10 lần) và đã xác định được kỳ vọng thiếu hụt điện năng (ΔE, kWh) cho 1 năm, có thể đánh giá
được quan hệ chi phí – hiệu quả của các giải pháp tăng cường ĐTC của lưới điện đối với nút phụ tải được khảo

sát.
Tính kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm hộ tiêu thụ được khảo sát đối với 2 trường hợp:
 Khi không có NMĐG và
 Khi NMĐG hoạt động.
4.3.1 Kỳ vọng thiếu hụt điện năng của phụ tải ngày đặc trưng khi chưa có NMĐG
Biểu đồ phụ tải của các hộ tiêu thụ trong ngày đặc trưng (ngày có công suất tiêu thụ lớn nhất) được giới
thiệu trên Hình 4.3.

Công suất (MW)

Phần tử

90
80
70
60
50
40
30
20
10
0

73.95 77.01 76.68
65.3

60.69 60.26 60.59 60.54 61.31
48.81
39.36

36.49
39.67 39.04 39.43 39.13 39.62

35.16

25.43
20.1 22.74
18.63

1

2

3

4

5

6

7

28.64 26.23

22.28 22.17 23.56 22.67 24.35

27.32

31.62

27.89 29.3 28.54 30.9
26.43 24.39
22.04 22.87 23.22 23.14 25
21.33 23.39
8

9

10

11

12

13

14

15

Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012)

16

17

18

19

20

36.76

41.38 42.2 41.23

21

22
L1

23

24
L2

Hình 4.3 Biểu đồ phụ tải của hộ tiêu thụ (L1) và (L2) trong ngày có công suất tiêu thụ lớn nhất

Trường hợp khi không xét đến NMĐG, dãy xác suất khả năng cung ứng từ lưới điện được tổng hợp trong
Bảng 4.6.


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

103
63
0
Khả năng cung ứng Si (MVA)

0,002790
0,000623
Xác suất đảm bảo cung ứng PHTi 0,996579
Khả năng cung ứng của nguồn đối với hộ tiêu thụ ứng với 3 mức cung ứng được giới thiệu trên Hình
4.4÷4.6.
120
103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

103

73.95

77.01 76.68

72.1
48.81 66.24 61.62

60.8 61.77

41.38

42.2 41.23

-12.33

-16.21 -14.91

100
80

84.37 81.67
79.61

Công suất (MW)

60.69 60.26 60.59 60.54 61.31

60

67.84

63.33 63.96 63.57 63.87 63.38

36.49
39.67 39.04 39.43 39.13 39.62

35.16
31.35

20

20.1
18.63

0
2.64

3.7

2.98

3.33

78

65.3
75.11

73.7

74.46

64.27
58.93

40

80.96 80.13 79.78 79.86
76.57 78.61

58.68 57.96 56.22 57.19
53.65
52.38

54.18

22.74 25.43
21.33 23.39

47.93
28.64 26.23

22.28 22.17 23.56 22.67 24.35

26.43 24.39
22.04 22.87 23.22 23.14

25

39.36
47.79 31.62
27.32 42.08
27.89

29.3

35.1
28.54

36.76
30.9
23.29

2.07

0.94

-20
-40
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012)
L2

N103-L1

L1

N103-L1-L2

N103

Hình 4.4 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới điện (103MVA)
100
73.95 77.01 76.68

80
63
63
63
63
63
60.69
60.26 60.59 60.54 61.31

63

63

63

63

63

63

63

63

63

63

63

63

63

63

60

63

63

63

48.81
39.36

36.49

40

Công suất (MW)

65.3
63

63

22.74
35.16 20.1

39.67 39.04 39.43 39.13 39.62
20

24.27 21.33
18.63 18.93

0

25.43 28.64 26.23
23.39 26.43 24.39
14.18
7.93

12.38

27.32
22.28 22.17 23.56 22.67 24.35
22.04 22.87 23.22 23.14 25
18.68 17.96 16.22 17.19
13.65

31.62

7.79

2.08
-4.9

-8.65

-20

41.38 42.2 41.23

36.76

27.89 29.3 28.54 30.9

-16.71
-40

-37.36 -36.3 -37.02-36.67-37.93

-39.06

-60

-52.33
-56.21-54.91

-80
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012)
L2

L1

N63-L1

N63-L1-L2

N63

Hình 4.5 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới điện (63MVA)
100
73.95 77.01 76.68

80

65.3

60.69 60.26 60.59 60.54 61.31
60

48.81
36.49

Công suất (MW)

40
39.67 39.04 39.43 39.13 39.62

35.16

20

39.36
31.62
25.43 28.64 26.23 22.28 22.17 23.56 22.67 24.35 27.32
41.38 42.2 41.23
20.1 22.74
36.76
29.3 28.54 30.9
27.89
26.43
24.39 22.04 22.87 23.22 23.14 25
23.39
18.63 21.33

0
-20
-20.1 -22.74
-25.43-28.64-26.23-22.28-22.17-23.56-22.67-24.35-27.32
-31.62
-36.49
-39.36
-48.81

-40
-60

-60.69-60.26-60.59-60.54-61.31

-65.3

-80

-73.95-77.01-76.68

-100
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012)
L2

L1

N0-L1-L2

Hình 4.6 Biểu đồ khả năng cung ứng của nguồn ứng với khả năng tải của lưới điện (0MVA)

22

23

24


19
Với mỗi giờ trên biểu đồ phụ tải của ngày đặc trưng, so sánh khả năng cung ứng từ lưới điện với nhu cầu
phụ tải trong giờ khảo sát có thể xác định trạng thái gây thiếu hụt công suất cho hộ tiêu thụ (khi Si(tj) < Ppt(tj) – là





công suất tiêu thụ của phụ tải ở giờ tj) và trị số kỳ vọng lượng điện năng thiếu hụt ở giờ tj j  1, 24 được xác định:
Nj

Nj

Ej  Ei  Ppt (t j )  Si (t j ) . pi .1(MWh)
i 1

(4.13)

i 1

Trong đó Nj là số trạng thái gây thiếu hụt công suất trong giờ tj
Kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho hộ tiêu thụ trong ngày khảo sát được tính như sau:
24

 E   E j

(4.14)

0

Kết quả tính toán cho trường hợp không xét NMĐG (pi =PHTi), kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm hộ
tiêu thụ L2 (với giả thiết là nhóm hộ tiêu thụ L1 được cung cấp điện đầy đủ) là:
ΔE = 45,10199335 (MWh)
4.3.2 Kỳ vọng thiếu hụt điện năng của phụ tải ngày đặc trưng khi có NMĐG
Biểu đồ phát công suất của NMĐG trong ngày đặc trưng khảo sát được trình bày trên Hình 4.7.
20

18.3
17

18

15.8

16

14.3

Công suất (MW)

14

12.6

13.3
11.5

12

9.9

10

8.5

9.3

9

8
5.5
6

4.5

4
2

2.2

2.4

1.1

0.9

0.8

4

5

2.2

2.3

7

8

3.8

1.3

1.6

1.4

23

24

0
1

2

3

6

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Thời gian (h) (giờ/ngày 1/12/2012)

Hình 4.7 Biểu đồ khả năng phát công suất của nguồn điện gió ngày đặc trưng

Khi có NMĐG khả năng cung ứng đối với hộ tiêu thụ trong giờ tj khảo sát sẽ được tăng lên đến (Si(tj) +
SG(tj)) với SG(tj) là công suất phát của NMĐG tại giờ tj, tương ứng với xác suất của trạng thái cung ứng Pi =
PHTi*PGi, PHTi và PGi là xác suất trạng thái của hệ thống và của NMĐG.
Trên sơ đồ Hình 4.3, Hình 4.7 và Bảng 4.6 xét tại thời điểm 23h, ta xây dựng sơ đồ khả năng phát công suất
của NMĐG có xét đến yếu tố xác xuất (4.11a), mức cung ứng của nguồn HTĐ (4.11b) và phụ tải tiêu thụ (4.11c).
90

120
1.65

103
1.6

1.5
1.44

1.45

Công suất (MW)

1.52

Công suất (MW)

Công suất (MW)

1.6
1.55

77.01

80

100
80
63
60
40

70
60
50

42.2

40
30
20

20

1.4

10

0

1.35

0

0
0

1

2

(a) Khả năng phát công suất của
NMĐG có xét đến yếu tố xác suất

1

2

3

(b) Mức cung ứng của nguồn HTĐ

L1
(c) Phụ tải

Hình 4.11 Khả năng, mức cung ứng và tiêu thụ công suất tương ứng của NMĐG, HTĐ và phụ tải

L2

20
Từ biểu đồ Hình 4.11(a) và 4.11(b) tính được khả năng cung ứng của nguồn đối với hộ tiêu thụ khi có sự
tham gia của nguồn điện gió được trình bày trên biểu đồ Hình 4.12.
120

104.6

104.52

104.44

Công suất (MW)

100
80

64.6

64.52

64.44

60
40
20
0
P103

P63

P0

Xác xuất trạng thái của hệ thống và nguồn điện gió

Công suất (MW)

Hình 4.12 Mức cung ứng của nguồn khi có sự tham gia của nguồn điện gió
70
60
50
40
30
20
10
0

62.4

62.32

62.24

22.4

P103

22.32

22.24

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

P0

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

Công suất (MW)

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

-14.61

-14.69

P63

P0

-14.77

-54.61

-54.69

-54.77
-77.01

-77.01

-77.01

Hình 4.14 Lượng công suất thiếu hụt đối với nhóm phụ tải L2

Sử dụng các số liệu của Bảng 4.2, Bảng 4.4, tính theo công thức (4.13), ta nhận được kỳ vọng thiếu hụt điện
năng cho nhóm hộ tiêu thụ L2 khi có NMĐG (pi = Pi = PHTi*PGi) ở thời điểm 23h là:
 E 2 3 h  0 , 9 9 6 5 7 9 ( 0 , 8 3 4 5 8 9 * 1 4 , 6 1  0 ,1 5 1 5 9 0 * 1 4 , 6 9  0 , 0 1 3 0 7 8 * 1 4 , 7 7 )
 0 , 0 0 2 7 9 0 (0, 8 3 4 5 8 9 * 5 4 , 6 1  0,1 5 1 5 9 0 * 5 4 , 6 9  0, 0 1 3 0 7 8 * 5 4, 7 7 )
 0 , 0 0 0 6 2 3 ( 0 , 8 3 4 5 8 9 * 7 7 , 0 1  0 , 1 5 1 5 9 0 * 7 7 , 0 1  0 , 0 1 3 0 7 8 * 7 7 , 0 1)
 1 4, 7 63 60 2 08( M W h )
Tính tương tự cho các giờ còn lại, sau đó sử dụng công thức (4.3) tính được kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho
nhóm phụ tải L2 của ngày đặc trưng đã chọn khi có sự tham gia của nguồn điện gió:
ΔEG = 38,14900551 (MWh))
Nhận thấy sự có mặt của NMĐG đã làm giảm kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho nhóm phụ tải L2 là:
δE = ΔE – ΔEG =45,10199335 – 38,14900551 = 6,95298785(MWh)
E EG
6,95298785

 E% 
*100 
*100  15,42%
hay là:
E
45,10199335
Sơ đồ khối mô tả quá trình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho một ngày được giới thiệu trên Hình
4.15.


21
Thông số hỏng hóc của NMĐG và các phần
tử lưới điện TSC, ω, q

Biểu đồ phụ tải ngày ở khu vực



khảo sát Pi(ti)/ i  1, 24



Biểu đồ phát công suất theo ngày của NMĐG
Đẳng trị hóa sơ đồ tính toán ĐTC, xác định
pđt, Sđt [theo mục 4.2.2]
Tính toán xác suất trạng thái của hệ thống
đẳng trị [theo mục 4.2.3]
Xây dựng dãy xác suất về khả năng cung ứng



(Si, pi)/ i  1, 24



Kỳ vọng thiếu hụt điện năng ΔE = 0
j=1
Điện năng thiếu hụt ΔEj ở giờ j
[theo (4.2)]
ΔE = ΔE + ΔEj
j=j+1

j ≤ 24

1

S

0
Xuất ΔE
STOP
Hình 4.15 Sơ đồ khối mô tả quá trình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng

Phương pháp tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng theo sơ đồ Hình 4.15 có thể được sử dụng để tính toán
cho các thời gian khảo sát khác nhau (tuần, tháng, mùa, năm...). Để giảm khối lượng tính toán có thể gộp các ngày
theo nhóm (làm việc, ngày nghỉ, trước và sau ngày nghỉ) hoặc theo mùa (mưa, khô, nhiều gió, ít gió...).
4.4 Chiến lược chia cắt (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
Tách đảo là thao tác cô lập một phần lưới điện có kết nối với các nguồn điện phân tán để duy trì CCĐ cho
các hộ tiêu thụ quan trọng trong trường hợp hệ thống điện lớn bị sự cố. Trường hợp các nguồn phân tán có công
suất huy động không thể chủ động được (như điện mặt trời, điện gió...) cần phải xem xét các điều kiện kỹ thuật cụ

thể cho từng lưới điện để tính toán và thực hiện các phương án tách đảo.
4.4.1 Nội dung của chiến lược tách đảo trong trường hợp có nguồn điện phân tán kết nối với
lưới điện
4.4.1.1 Cân bằng công suất trong khu vực tách đảo
Điều kiện cần thiết để đảm bảo sự làm việc ổn định của phần tử lưới điện được cô lập sau khi tách đảo là
cân bằng công suất tác dụng và phản kháng trong “đảo” có xét đến các nguồn dự phòng và ảnh hưởng của sa thải
phụ tải.
4.4.1.2 Điều khiển hệ thống thiết bị tự động thực hiện tách đảo


22
Sơ đồ logic điều khiển cắt máy cắt để tách đảo giới thiệu trên Hình 4.16
- Rơle tần số thấp
- Rơle điện áp thấp
,
- Rơle khống chế thời gian giảm
tần số và điện áp ngắn hạn cho phép
,
- Rơle phản ảnh trạng thái hoạt
động của các nguồn điện phân tán và
NMĐG.
- Rơle phản ánh trạng thái hoạt động
của các nguồn điện phân tán khác
- Khâu xác định thời gian trong ngày

Hình 4.16 Sơ đồ logic điều khiển máy cắt để tách đảo

Trong sơ đồ Hình 4.16 Khâu 1 làm nhiệm vụ kiểm tra sự cố mất điện trong hệ thống điện lớn kết nối phần
lưới điện dự kiến được cô lập, Khâu 2 phản ảnh trạng thái hoạt động bình thường của nguồn điện phân tán, Khâu
3 kiểm tra điều kiện không được tách đảo và duy trì tình trạng làm việc lâu dài riêng NMĐG trong điều kiện

không có sự hỗ trợ của các nguồn điện phân tán khác và Khâu 4 để xác định thời điểm tách đảo.
4.4.1.3 Tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải
Để đơn giản và nâng cao hiệu quả của tác động sa thải phụ tải đối với lưới phân phối thường chỉ tổ chức 2
cấp sa thải, chẳng hạn:
 Khi sa thải theo tần số

(4.17)
(4.18)

f1 kđ  49 H z ;  P1 f  5% Pm ax
f 2 kđ  48, 5 Hz ; P2 f  10% Pmax

 Khi sa thải theo điện áp thấp
U1kđ  0,85 Udđ ; P1U  10%Pmax

(4.19)
(4.20)

U2 kđ  0,8 U dđ ; P2U  15%Pmax
4.4.2 Tính toán các thông số vận hành lưới điện tách đảo
4.4.2.1 Chế độ làm việc bình thường trước khi tách đảo
Xét ngày đặc trưng 1/12/2012 (ngày có phụ tải tiêu thụ lớn nhất trong năm), số liệu phụ tải tiêu thụ ở các
điểm nút và nguồn phân tán tại thời điểm 23h (phụ tải tiêu thụ công suất lớn nhất) trong lưới điện địa phương tỉnh
Bình Thuận được trình bày theo Bảng 4.7.
Bảng 4.7 Phụ tải tiêu thụ của lưới điện và nguồn phân tán tại thời điểm 23h trong ngày đặc trưng đã chọn

Phụ tải tiêu thụ (MW)

Nguồn
phân

Đức
Mũi
Hàm Thuận Hàm
Phan Lương Phan
Vĩnh
Ninh
tán
Linh
Né
Tân
Nam
Kiệm
Thiết
Sơn
Rí
Hảo
Phước
(MW)
23h
14,2
31,5
61,6
73
51,3
84,4
16,5
25,7
51,3
15,4
34,6

Sử dụng phần mềm PSS/E mô phỏng trào lưu công suất tại thời điểm nói trên. Tổn thất công suất trên lưới
và điện áp trên thanh cái 22kV của các trạm biến áp (TBA) cho trường hợp chế độ làm việc bình thường trước khi
tách đảo được giới thiệu trong Bảng 4.8.
Thời
điểm

Bảng 4.8 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải trước khi tách đảo

Thời
điểm

ΔP
(MW)

U(pu)
Hàm
Phan
Kiệm
Thiết
0,955 0,994

Lương Phan
Đức
Mũi
Hàm Thuận
Vĩnh
Ninh
Linh
Né
Tân

Nam
Rí
Hảo
Phước
Sơn
23h
28,4
0,995 0,985 0,834 0,916
0,962 0,948 0,929 0,915
4.4.2.2 Chế độ làm việc khi tách đảo
Từ kết quả mô phỏng trên cơ sở cân bằng công suất, dự kiến phương án tách đảo khi phụ tải nhận công suất
lớn nhất (23h) cho ngày đặc trưng đã chọn. Sơ đồ dự kiến tách đảo, thông số các phần tử lưới điện và nguồn điện


23
phân tán ở địa phương cho trường hợp trên được giới thiệu trên Hình 4.20. Biểu đồ phụ tải khu vực đã được tách
đảo, công suất phát của điện gió và thủy điện trong ngày đặc trưng (ngày có phụ tải cực đại trong năm) được giới
thiệu trên Hình 4.22.
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

60
50

50

51.3
48.8

45.6 46.3

47.3

Công suất (MW)

42.9

40

30

34.1

35.2 35.4

35.2 35.3
33.9 33.8 34.3

11.8611.67
10.33
10.07 9.28

44.5
38.5

36.8

34.6 34.4

26.66

26.28 25.7
24.73
23.9 23.06
22.26
20.6
19.8318.79
19.49 20.5 20.04
17.9
17
16.89
16.0416.3716.5216.24
15.44

14.93
13.4414.13

23.7723.3423.7323.8324.52
20.8621.0720.37

20

37.5

35.26
32.43
31.21
30.78

28.71
26.47

42.3

41.5 42

23.6 22.51

10.52

10

8.9 9.67

0

Thời gian giờ/ngày 1/12/2012
Thủy điện Bắc Bình
NMĐG+Thủy điện Bắc Bình

Phụ tải tiêu thụ
NMĐG Tuy Phong
Tra o đổi công suất

Hình 4.20 Sơ đồ mạch dự kiến cấp điện cho phụ
tải đã được chia cắt (tách đảo)

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

Sử dụng số liệu ở Bảng 4.7, mô phỏng trào lưu công suất của lưới điện đã được tách đảo tại thời điểm phụ
tải tiêu thụ công suất lớn nhất (23h). Tổn thất điện năng trên lưới và điện áp trên thanh cái 22kV của TBA Phan
Rí cho trường hợp chế độ làm việc khi tách đảo được giới thiệu trong Bảng 4.10.
Bảng 4.10 Tổn thất công suất và điện áp 22kV trên TBA Phan Rí

Thời gian

ΔP
(MW)

U(pu)
Phan Rí

23h

0,4
0,9847
4.4.2.3 Chế độ làm việc khi tách đảo kết hợp với sa thải phụ tải
Quan sát trên Hình 4.20 cho thấy vùng cấp điện bé nhất nếu sự cố mất nguồn hệ thống điện lớn tại thời điểm
đó. Ứng với thời điểm này trên sơ đồ Hình 4.22, lượng công suất phát dư có thể mở rộng thêm vùng cung cấp
điện nếu như ta kết hợp sa thải phụ tải. Giả sử chỉ cung cấp cho những phụ tải loại 1 (30% công suất định mức
của TBA), sa thải loại 2; 3, sơ đồ cấp điện được mở rộng theo Hình 4.23.
Kết quả mô phỏng (tổn thất công suất trên lưới, điện áp
trên thanh cái 22kV của các TBA) đối với sơ đồ Hình 4.23
được giới thiệu trong Bảng 4.11.
Bảng 4.11 Tổn thất công suất và điện áp của các nút phụ tải (có kết hợp
sa thải phụ tải)

U(pu)
Thời gian
Phan
Vĩnh
Ninh
Rí
Hảo
Phước
23h
0,8
0,9771 0,9677 0,9655
Như vậy, khi hệ thống điện lớn bị sự cố việc chia cắt
(tách đảo) lưới điện tại thời điểm phụ tải tiêu thụ lớn nhất
trong ngày đặc trưng được xem xét có thể cho thấy vùng cấp
điện nhỏ nhất và lớn nhất (có kết hợp với sa thải phụ tải) cho
nhóm phụ tải trong thời gian hệ thống điện lớn bị sự cố. Các
kết quả mô phỏng cho thấy lưới điện đã được chia cắt hoạt

động bình thường, đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải trong
thời gian nhất định chờ hệ thống điện lớn khôi phục lại.
ΔP
(MW)

Hình 4.23 Sơ đồ lưới điện tách đảo kết hợp với sa thải
phụ tải


24

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận
1. Việc phát triển các nguồn năng lượng tái tạo nói chung và năng lượng gió để dần thay thế cho các nguồn
năng lượng truyền thống là xu thế tất yếu trên thế giới cũng như ở Việt Nam. Nhiều nghiên cứu trong nước và
quốc tế, cho thấy tiềm năng phát triển điện gió ở Việt Nam được đánh giá khá tốt. Nếu có chiến lược phát triển
hợp lý thì trong vòng 15 – 20 năm đến, điện gió có thể chiếm tỷ trọng đáng kể trong cân bằng điện năng toàn
quốc. Sau nhiều năm bàn luận, nghiên cứu, gần đây hai dự án điện gió quy mô công nghiệp đầu tiên đã được đưa
vào vận hành và đấu nối với lưới điện Việt Nam. Việc nghiên cứu các thông số, chế độ làm việc cũng như ảnh
hưởng của hai NMĐG này đến lưới điện địa phương cho phép rút ra được những kết luận bổ ích phục vụ cho việc
phát triển điện gió trong tương lai ở Việt Nam.
2. Để có thể đưa một lượng công suất điện gió lớn vào vận hành trong HTĐ cần xây dựng Quy chuẩn đấu nối
điện gió vào HTĐ trong đó quy định những tiêu chuẩn cụ thể về cấp điện áp đấu nối, độ lệch điện áp và tần số cho
phép trong điều kiện vận hành, các chỉ tiêu về chất lượng điện năng cũng như ảnh hưởng của NMĐG đến lưới
điện ở khu vực được kết nối. Trong luận án này, sau phần tổng quan về phát triển điện gió trên thế giới và giới
thiệu tiềm năng điện gió ở Việt Nam, đã nghiên cứu những vấn đề liên quan đến việc đấu nối điện gió vào HTĐ,
các phương pháp điều chỉnh chế độ làm việc của turbine gió trong lưới điện và ảnh hưởng của NMĐG đến lưới
điện địa phương được mô phỏng và minh họa cho trường hợp NMĐG Tuy Phong – Bình Thuận. Những nghiên
cứu và đề xuất này có thể được tham khảo để xây dựng quy chuẩn đấu nối các NMĐG vào HTĐ Việt Nam.
3. Đóng góp khoa học của luận án có thể tóm tắt như sau:

a. Nghiên cứu, xây dựng biểu đồ phát công suất của NMĐG và biểu đồ trao đổi công suất giữa NMĐG với
lưới điện thông qua các phần tử liên lạc, từ đó xác định các chế độ đặc trưng cần khảo sát.
b. Nghiên cứu khoanh vùng và đánh giá tác động của NMĐG đến các thông số vận hành của lưới điện lân
cận điểm đấu nối như trào lưu công suất, tổn thất công suất và điện năng, điện áp tại các nút phụ tải trong các chế
độ xác lập đặc trưng được chọn bằng phần mềm PSS/E.
c. Xây dựng mô hình tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho hộ tiêu thụ khi có sự tham gia của nguồn
điện gió dựa trên phương pháp điểm kê hạn chế các trạng thái tính toán của hệ thống, đánh giá biến thiên công
suất phát (theo từng giờ), xác suất trạng thái của nguồn điện gió, biểu đồ phụ tải của hộ tiêu thụ trong khu vực
khảo sát, khả năng tải, thông số hỏng hóc của các phần tử lưới điện và số liệu về hỏng hóc thực tế thống kê được
của turbine gió khi vận hành ở điều kiện Việt Nam.
d. Xây dựng chiến lược chia cắt (tách đảo) lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho trường hợp
công suất của nguồn phát không thể được huy động một cách chủ động với mục đích sử dụng tối đa nguồn điện
phân tán ở các địa phương khi hệ thống điện lớn bị sự cố. Đề xuất phương pháp kết hợp việc chia cắt lưới điện với
sa thải phụ tải để mở rộng khu vực duy trì cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ quan trọng trong thời gian hệ thống
điện lớn bị sự cố.
Kiến nghị
1. Điện gió là một lĩnh vực còn rất mới mẻ ở Việt Nam và cũng đang được đầu tư nghiên cứu rất nhiều trên
thế giới. Do vậy, để có thể phát triển nhanh và bền vững lĩnh vực nguồn điện nhiều tiềm năng này tại Việt Nam,
rất nhiều vấn đề cần được nghiên cứu liên quan đến cơ chế chính sách đầu tư và trợ giá, quy chuẩn kỹ thuật về
đấu nối và vận hành điện gió, phối hợp với các nguồn điện truyền thống và phân tán sử dụng năng lượng tái tạo
khác để xây dựng một hệ thống nguồn thông minh, bền vững.
2. Chính phủ Việt Nam đã thực hiện bước đi ban đầu quan trọng trong việc trợ giá cho điện gió. Mặc dù mức
trợ giá chưa đủ sức thu hút nhưng vẫn được các nhà đầu tư đánh giá cao, chứng tỏ sự quan tâm của Nhà nước đến
việc phát triển năng lượng gió nói riêng và năng lượng tái tạo nói chung tại Việt Nam. Để phát triển mạnh mẽ hơn
lĩnh vực này, cần nghiên cứu nâng mức trợ giá trong tương lai, nguồn vốn cho trợ giá cần được huy động từ các
hoạt động bảo vệ môi trường, chống thảm họa, thiên tai.
3. Điện gió là một lựa chọn tốt trong các phương án cấp điện cho hải đảo Việt Nam, cần xây dựng một quy
hoạch tổng thể về điện khí hóa các hải đảo, trong đó điện gió kết hợp với các loại nguồn phân tán khác như mặt
trời, sóng biển, diezel…sẽ được tích hợp để cung cấp điện năng cho cư dân các hải đảo xa xôi, vấn đề đang được
Nhà nước và dư luận xã hội rất quan tâm trong sự nghiệp bảo vệ chủ quyền biển đảo của tổ quốc.