Tổng quan các quy định và các nghiên cứu nối lưới đối với năng lượng tái tạo và tính toán cho nhà máy điện mặt trời tại Nam Phi

82 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017

TỔNG QUAN CÁC QUY ĐỊNH VÀ CÁC NGHIÊN CỨU NỐI
LƯỚI ĐỐI VỚI NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VÀ TÍNH TỐN CHO
NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI TẠI NAM PHI
Nguyễn Mậu Cương1, Nguyễn Đức Ninh2
1

Bộ phận tư vấn điện PTI, Tập đoàn Siemens Đức
Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, Tập Đồn Điện lực Việt Nam

2

Tóm tắt: Bài báo trình bày tổng quan các yêu cầu nối lưới đối với nhà máy điện năng
lượng tái tạo của một số quốc gia có tỷ trọng năng lượng tái tạo lớn trong hệ thống
điện. Đó là các yêu cầu về khả năng vượt qua sự cố điện áp thấp và điện áp cao, đáp
ứng công suất tác dụng và công suất phản kháng... Phần tiếp theo là các nghiên cứu
cần thiết để kiểm tra khả năng đáp ứng các yêu cầu nêu trên của nhà máy năng lượng
tái tạo. Cuối cùng tính tốn minh họa cho một nhà máy điện mặt trời tại Nam Phi được
trình bày.
Từ khóa: năng lượng tái tạo, yêu cầu nối lưới, điện mặt trời, điện gió.

1. GIỚI THIỆU

Các yêu cầu nối lưới được định nghĩa bởi cơ quan điều độ hệ thống điện bao gồm
các quy định về quyền lợi và trách nhiệm của các tổ máy và phụ tải khi đấu nối vào lưới
điện truyền tải cũng như phân phối. Do tỷ trọng của các nguồn năng lượng tái tạo ngày
càng tăng thì việc bổ sung các quy định cho loại nguồn điện này ngày càng trở nên cấp
thiết trong khoảng hơn một thập kỷ gần đây.
2. TỔNG QUAN CÁC QUY ĐỊNH NỐI LƯỚI ĐỐI VỚI NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI
TẠO CỦA CÁC NƯỚC TRÊN THẾ GIỚI

Các quy định có thể phân thành 6 nhóm như sau.
2.1. Yêu cầu về khả năng vượt qua sự cố

Yêu cầu này bao gồm khả năng vượt qua sự cố khi điện áp giảm thấp (LVRT) như
ở 0 và khi điện áp tăng cao (HVRT) như ở hình 2.
Đối với quy định LVRT được định nghĩa khi điện áp tại điểm mà nhà máy điện
năng lượng tái tạo đấu nối vào hệ thống bị giảm xuống 20% trong khoảng thời gian 500
ms (ví dụ đối với quy định của Đan Mạch như ở hình 1) thì nhà máy khơng được tách ra
khỏi lưới và phải đủ khả năng điều chỉnh điện áp phục hồi nằm trong khu A và B.


BÁO CÁO CHUNG | 83

Đối với quy định HVRT để xét đến khả năng điện áp tăng cao (ví dụ trong trường
hợp cắt phụ tải) như hình 2 quy định nhà máy phải nối lưới trong thời gian vài trăm ms
với điện áp 1.3 pu và phải có khả năng đưa điện áp dần về vùng làm việc bình thường.
Tổng hợp các giá trị liên quan đến LVRT và HVRT của các nước được tổng hợp
ở phụ lục.

Hình 1: Yêu cầu LVRT
của hệ thống điện Đan Mạch [1]

Hình 2: Yêu cầu HVRT
của hệ thống điện Úc [2]

2.2 Yêu cầu về khả năng đáp ứng công suất tác dụng và công suất phản kháng
trong và sau sự cố

Hình 3: Yêu cầu về hỗ trợ công suất phản kháng của hệ thống điện Đức [3]

Quy định này của hệ thống điện Đức và Tây Ban Nha được thể hiện ở hình 3 và
hình 4. u cầu về điều chỉnh cơng suất tác dụng nhằm góp phần duy trì trong ngắn hạn
ổn định tần số. Yêu cầu về điều chỉnh công suất phản kháng nhằm đảm bảo nhà máy


84 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
điện năng lượng tái tạo tham gia vào hỗ trợ và tăng cường giới hạn ổn định điện áp của
hệ thống. Cụ thể quy định của hệ thống điện Úc là nhà máy năng lượng tái tạo phải
cung cấp được dòng phản kháng dung bằng 4% của dòng điện vận hành liên tục lớn
nhất cho mỗi thay đổi 1% điện áp tại điểm đầu nối. Như vậy một cách gần đúng thì nhà
máy phải phát tối đa dòng điện phản kháng khi điện áp tại điểm nối giảm xuống hơn
25%. Trong khi đó hệ thống điện Đức quy định giá trị thay đổi này là 2% tương đương
dòng phản kháng cực đại cả nhà máy sẽ được huy động hết khi điện áp tại điểm đấu nối
giảm xuống 50%.
Đối với khả năng điều chỉnh công suất tác dụng, hệ thống điện Úc quy định nhà
máy phải phục hồi 95% công suất phát sau 100 ms kể từ sau khi sự cố kết thúc. Hệ
thống điện Ailen quy định nhà máy điện tái tạo phải duy trì lượng công suất phát tỉ lệ
với điện áp trên điểm đấu nối và phải phục hồi lại 90% khả năng phát lớn nhất trong
vòng 1s kể từ khi điện áp phục hồi lại được 90%. Hệ thống điện Đức thì quy định nhà
máy phải phục hồi lại giá trị phát trước sự cố với độ dốc lớn hơn 20% của công suất
định mức cho mỗi giây. Tại Tây Ban Nha, nhà máy điện tái tạo không được phép tiêu
thụ công suất tác dụng trong lúc sự cố và trong giai đoạn phục hồi điện áp, nhà máy
phải nối lưới và phát công suất tỉ lệ với điện áp dư trên điểm đấu nối. Còn tại Anh quy
định nhà máy phải phục hồi lại 90% của lượng công suất phát trước sự cố trong vịng
500 ms tính từ lúc điện áp phục hồi lại được 90% điện áp định mức.

Hình 4: Yêu cầu về hỗ trợ công suất phản kháng của hệ thống điện Tây Ban Nha [4]

BÁO CÁO CHUNG | 85

2.3. Yêu cầu về khả năng vận hành trong các vùng tần số và điện áp

Các quy định nối lưới quốc tế đều quy định vùng làm việc liên tục của nhà máy
xác định bởi vùng giới hạn theo tần số và điện áp tại điểm nối.
Ở Úc, nhà máy phải vận hành liên tục trong khoảng tần số từ 49.5 - 50.5 Hz và dải
điện áp từ 90 - 110%. Nhà máy phải chịu được thay đổi tần số trong khoảng 49 - 51 Hz
trong vòng 10 phút, với khoảng 48 - 51 Hz trong vòng 2 phút và trong khoảng 47.5 - 52
Hz trong vòng 9s. Quy định này của Đan Mạch và Bắc Âu được thể hiện ở hình 5 và
hình 6.

Hình 5: Phạm vi làm việc ứng với các dải tần số
và điện áp khác nhau hệ thống điện Đan Mạch [1]

Hình 6: Phạm vi làm việc ứng với các dải tần số
và điện áp khác nhau của hệ thống điện Bắc Âu [5]


86 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
2.4. Yêu cầu về khả năng điều khiển công suất tác dụng và điều chỉnh tần số

Theo quy định của quy định nối lưới quốc tế, các nhà máy năng lượng tái tạo phải
điều khiển lượng công suất tác dụng phát ra khi có sự thay đổi tần số trong hệ thống. Cụ
thể đối với quy định của hệ thống điện Transpower, Ailen, Đan Mạch như ở hình
7, 8, 9.

Hình 7: Yêu cầu về khả năng điều chỉnh cơng suất tác dụng và tần số (hình trên)
và phạm vi làm việc ứng với các dải tần số và điện áp khác nhau (hình dưới)
của hệ thống điện Transpower [6]

Hình 8: Yêu cầu về khả năng điều chỉnh công suất tác dụng
và tần số của hệ thống điện Ailen [7]


BÁO CÁO CHUNG | 87

Hình 9: Yêu cầu về khả năng điều chỉnh công suất tác dụng
và tần số của hệ thống điện Đan Mạch [1]

Trong hình 9 quy định rõ là khi tần số hệ thống thay đổi ra khỏi 50 Hz thì nhà
máy điện tái tạo phải có khả năng cung cấp công suất tác dụng nhằm ổn định tần số hệ
thống. Mục đích cùa f1-f4 là tạo là dead band và vùng điều khiển cho việc điều khiển sơ
cấp. Mục đích của f5-f7 là cung cấp khả năng điều khiển công suất khẩn cấp.
2.5. Yêu cầu về khả năng điều khiển công suất phản kháng và điều chỉnh điện áp

Các quy định này của Đan Mạch, Đức, Anh, Ailen được thể hiện ở hình 10, 11,
12, 13, 14.

Hình 10: u cầu về vùng điều chỉnh cơng suất phản kháng
của hệ thống điện Đan Mạch [1]


88 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017
Theo quy định của Úc thì nhà máy phải phát công suất định mức với hệ số công
suất thay đổi từ 0.93 dung đến 0.93 kháng dựa theo tín hiệu yêu cầu của người vận hành
hệ thống. Tại Đức, nhà máy điện tái tạo phải vận hành liên tục với hệ số công suất từ
0.95 kháng đến 0.925 dung phụ thuộc vào điện áp điểm nối.

Hình 11: Yêu cầu về vùng điều chỉnh công suất phản kháng của hệ thống điện Anh [8]

Hình 12: Yêu cầu về vùng điều chỉnh công suất điện áp của hệ thống điện Đan Mạch [1]

Hình 13: Yêu cầu về điều chỉnh hệ số công suất của hệ thống điện Đức [3]


BÁO CÁO CHUNG | 89

Hình 14: Yêu cầu về vùng điều chỉnh hệ số công suất của hệ thống điện Ailen [7]

2.6. Yêu cầu về đảm bảo chất lượng điện năng

Các nhà máy điện dùng năng lượng tái tạo khi nối lưới thường phải qua các bộ
biến đổi điện tử cơng suất. Các bộ biến đổi này trong q trình làm việc sẽ sinh ra lượng
sóng hài rất lớn. Khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng lên thì sẽ ảnh hưởng lớn đến chất
lượng điện năng. Ở hình 15 thể hiện quy định về sóng hài tại Phần Lan, Na Uy và
Thụy Điển.

Hình 15: Quy định về sóng hài của hệ thống điện Phần Lan, Na Uy, Thụy Điển [5]


90 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
3. CÁC NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ĐÁP ỨNG CÁC YÊU CẦU NỐI LƯỚI
CỦA NHÀ MÁY NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO
3.1. Những tính tốn được thực hiện bởi cơ quan điều độ hệ thống điện

 Tính tốn dòng phụ tải nhằm kiểm tra điện áp và giới hạn tải theo phát nóng.
 Tính dịng ngắn mạch để kiểm tra phối hợp bảo vệ và khả năng của các thiết bị
hiện tại.
 Các nghiên cứu ổn định bao gồm:

- Nghiên cứu ổn định quá độ: tác động đến thời gian cắt sự cố, các ràng buộc ổn
định và khả năng truyền tải của toàn bộ hệ thống.
- Nghiên cứu hiện tượng dao động trong hệ thống.
- Nghiên cứu ổn định tần số.
- Nghiên cứu ổn định điện áp ngắn và dài hạn.
 Nghiên cứu về chất lượng điện năng.
3.2. Những tính tốn được thực hiện bởi chủ đầu tư nhà máy điện tái tạo

 Nghiên cứu dòng tải và tính ngắn mạch để chọn thiết bị.
 Các nghiên cứu bên trong nhà máy để đảm bảo chất lượng cấp điện:
- Phối hợp bảo vệ chống sét.
- Các hiện tượng quá điện áp khi chuyển mạch.
- etc.
 Nghiên cứu đáp ứng các yêu cầu nối lưới nêu trên:
- Nghiên cứu nhu cầu bù công suất phản kháng.
- Khả năng vượt qua sự cố.
- Khả năng điều khiển công suất phản kháng, công suất tác dụng.
- Khả năng điều chỉnh tần số và công suất.
- Đáp ứng yêu cầu về chất lượng điện năng: sóng hài, độ nhấp nháy điện áp.
4. NHỮNG THÁCH THỨC TRONG VIỆC VẬN HÀNH VÀ QUY HOẠCH HỆ THỐNG
ĐIỆN CÓ TỶ TRỌNG NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO LỚN VÀ MỘT SỐ KINH NGHIỆM
GIẢI QUYẾT VẤN ĐỀ TRÊN THẾ GIỚI
4.1. Các vấn đề liên quan đến quy hoạch

 Trang trại điện gió và mặt trời cơng suất lớn có thể gây ra điểm nghẽn trong hệ
thống.


BÁO CÁO CHUNG | 91

 Thời gian chuẩn bị và xây dựng các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo
thường ngắn hơn thời gian cho việc phát triển gia cố lưới truyền tải. Nên nhiều
khả năng các nhà máy điện xây xong nhưng không thể nối lưới do sự phát triển
của lưới chưa theo kịp.
 Năng lượng tái tạo thường phân bố rải rác và nằm xa trung tâm phụ tải. Hơn nữa
lưới điện ở khu vực này thường yếu.
 năm và đã vưtrợ hệ thống trong sự cố của năng lượng tái tạo thường rất hạn chế,
đặc biệt với HTD Việt Nam.
4.2. Các vấn đề liên quan đến vận hành

 Điện gió và mặt trời thay đổi với biên độ lớn, độ dốc lớn và liên tục (tham khảo
hình 16, 17, 18) đặt áp lực rất lớn lên tính vận hành ổn định của hệ thống.

Hình 16: Profile công suất phát của một trang trại điện mặt trời
với cơng suất đặt 200 MW [9]

Hình 17: Profile cơng suất phát của một trang trại điện mặt trời
với công suất đặt 1200 MW [9]


92 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017

Hình 18: Profile cơng suất phát của một trang trại điện điện gió tại Ấn Độ [9]

 Vấn đề giảm đột ngột công suất phát ra của năng lượng tái tạo (tham khảo hình
16, 17, 18).
 Điện tái tạo thường khơng có khả năng tăng giảm cơng suất theo hệ số, hỗ trợ
công suất phản kháng như máy phát điện thơng thường.
 Hiện tại thì phần lớn các nhà máy điện năng lượng tái tạo khơng có khả năng vượt
qua sự cố nếu khơng có giải pháp đi kèm.

 Hơn nữa một số nhà máy điện năng lượng tái tạo cịn tiêu thụ cơng suất phản
kháng từ lưới.
 Vận hành hệ thống với lượng không đủ công suất dự phịng nóng dẫn đến các vấn
đề về tần số.
 Các bộ điều khiển điện tử công suất từ nhà máy điện năng lượng tái tạo gây ra
lượng lớn sóng hài.
4.3. Kinh nghiệm giải quyết

 Khai thác các nguồn dự phịng nóng, có khả năng đáp ứng thay đổi cơng suất
nhanh như thủy điện tích năng, tuabin khí, thủy điện.
 Quản lý nhu cầu phụ tải nhằm làm bằng đồ thị phụ tải.
 Các cơng nghệ tích trữ năng lượng như pin dung lượng lớn, flywheel, tích trữ
năng lượng dạng khí nén, tích trữ nhiệt, ơ tơ điện,...
 Cải tạo và tăng cường lưới truyền tải.
 Sử dụng các thiết bị bù linh hoạt như STATCOM/SVC.


BÁO CÁO CHUNG | 93

 Phối hợp bảo vệ rơle, các mạch bảo vệ đặc biệt.
 Khai thác và tận dụng tối đa khả năng điều tốc của điện gió thơng qua góc quay
của cánh quạt, hệ thống điều khiển dựa trên SCADA của tồn bộ trang trại gió.
 Thu thập dữ liệu, tích hợp trung tâm dự báo năng lượng tái tạo vào hệ thống
SCADA để có thể dự báo cực ngắn, ngắn hạn lượng công suất phát ra của nguồn
năng lượng tái tạo nhằm tối ưu hóa phương án huy động nguồn.
 Ứng dụng công nghệ hiển thị, giám sát và điều khiển thời gian thực trang trại gió
và mặt trời dựa trên cơng nghệ PMUs/WAMS. Xây dựng thị trường điện với cơ
chế phù hợp (bao gồm cả các cơ chế cho dịch vụ phụ) để huy động nguồn dự
phịng nóng.
 Cập nhật các quy định, chính sách về đấu nối lưới của các trung tâm điện gió, mặt

trời khi tỷ lệ thâm nhập của năng lượng tái tạo thay đổi.
Dưới đây là một ví dụ về trung tâm quản lý năng lượng tái tạo của cơ quan vận
hành hệ thống điện Tây Ban Nha (hình 19). Trung tâm này phát huy hiệu quả rất lớn
trong việc dự báo tương đối chính xác cơng suất phát của điện mặt trời trong hệ thống
từng giờ và từng ngày hình 21 nhờ áp dụng thuật toán dự báo như ở hình 20.

Hình 19: Trung tâm quản lý năng lượng tái tạo
của cơ quan vận hành hệ thống điện Tây Ban Nha [9]

Hình 20: Sơ đồ khối của thuật tốn dự báo năng lượng gió của Tây Ban Nha [9]


94 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TỒN QUỐC 2017

Hình 21: Kết quả từ thuật tốn dự báo (màu xanh lá cây), lượng công suất trên thời gian thực (màu
vàng) và lượng công suất bán ra trên thị trường điện (màu đỏ) [9]

5. TÍNH TỐN MINH HỌA CHO MỘT NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI TẠI NAM PHI

Tính tốn minh họa được thực hiện cho một nhà máy điện mặt trời công suất 45.6
MW tại Nam Phi. Nhà máy được nối vào trạm biến áp 132 kV nằm trong khu vực của
cơng ty ESKOM.

Hình 22: Quy định về yêu cầu vượt qua sự cố FRT
khi điện áp tăng cao và điện áp sụt thấp của RSA [10]


BÁO CÁO CHUNG | 95

Nhà máy bao gồm 76 mô đun SIEMENS Sinvert PVS600. Mỗi mơ đun có cơng

suất là 0.6 MVA và điện áp định mức 370 V. Một số mô đun được nối vào một bộ
nghịch lưu. Điện năng của các mô đun được truyền qua bộ nghịch lưu rồi sau đó là máy
biến áp nghịch lưu lên cấp điện áp 22 kV. Sau đó, thơng qua các cáp điện có độ dài khác
nhau, điện năng được truyền qua máy biến áp tăng áp 132 kV/22 kV đến điểm đấu nối
vào hệ thống POC. Các nghiên cứu về thỏa mãn quy định đấu nối sẽ được thực hiện tại
điểm đấu nối này. Chi tiết có thể tham khảo tại phụ lục 1.3.
Do phạm vi giới hạn của bài báo, các tính tốn nghiên cứu kiểm tra khả năng đáp
ứng yêu cầu vượt qua sự cố FRT khi điện áp tăng cao và sụt giảm thấp (hình 22) và u
cầu về hỗ trợ cơng suất phản kháng (hình 23) được thực hiện.

Hình 23: Quy định về yêu cầu hỗ trợ công suất phản kháng tại điểm đấu nối của RSA [10]

5.1. Các nội dung nghiên cứu

Trước tiên các thông số của bộ nghịch lưu, máy biến áp nghịch lưu, máy biến áp
tăng áp và công suất ngắn mạch tại điểm đấu nối cần được thu thập. Sau đó mơ hình của
nhà máy điện mặt trời được xây dựng trong phần mềm mơ phỏng hệ thống điện
PSS®Sincal.
Các trường hợp mơ phỏng động sau đây sẽ được thực hiện:
 Ngắn mạch một pha tại điểm đấu nối POC.


96 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
 Ngắn mạch hai pha tại điểm đấu nối POC.
 Ngắn mạch ba pha tại điểm đấu nối POC.
Trong mỗi trường hợp trên, điện áp dư khác trong thời gian sự cố tại điểm đấu nối
sẽ được mơ phỏng, ví dụ như điện áp tại điểm đấu nối sụt xuống 0%, 20% và 50% trong
thời gian sự cố. Các trường hợp mô phỏng được tổng hợp ở bảng 1.
Bảng 1. Tổng hợp các trường hợp nghiên cứu

Trường hợp
nghiên cứu
1.
Ngắn mạch 1
pha tại điểm đấu
nối POC

2.
Ngắn mạch hai
pha tại điểm đấu
nối POC

3.
Ngắn mạch 3
pha tại điểm đấu
nối POC

Kịch bản
1.1
Điện áp sụt
1.2
Điện áp sụt
1.3
Điện áp sụt
1.4
Điện áp sụt
1.5
Điện áp tăng
2.1
Điện áp sụt

2.2
Điện áp sụt
2.3
Điện áp sụt
2.4
Điện áp sụt
2.5
Điện áp tăng
3.1
Điện áp sụt
3.2
Điện áp sụt
3.3
Điện áp sụt
3.4
Điện áp sụt
3.5
Điện áp tăng

Điện áp tại điểm
đấu nối POC
trong khi sự cố
[%]

Thời gian sự
cố [s]

Vùng trong
GridCode

0

0.15

B

20

0.585

B

50

1.238

B

85

2

B

120

2

D

0

0.15

B

20

0.585

B

50

1.238

B

85

2

B

120

2

D

0

0.15

B

20

0.585

B

50

1.238

B

85

2

B

120

2

D

BÁO CÁO CHUNG | 97

5.2. Kết quả nghiên cứu và phân tích

Mỗi trường hợp mơ phỏng, các tín hiệu về điện áp tại điểm đấu nối, công suất
phản kháng từ nhà máy được ghi lại để phân tích và đánh giá. Ví dụ như ở hình 24 thể
hiện kết quả của trường hợp 1.1. Ở tín hiệu điện áp, đối chiếu với yêu cầu đấu nối như ở
hình 22, nhà máy đã đáp ứng được yêu cầu. Đối với tín hiệu công suất phản kháng,
đường thẳng nằm ngang là yêu cầu về hỗ trợ công suất phản kháng được chiết xuất từ
hình 23. Từ kết quả có thể thấy nhà máy không hỗ trợ đủ công suất phản kháng theo
yêu cầu.
Việc tính tốn được tiến hành tương tự cho các trường hợp khác, kết quả được
tổng hợp trong bảng 2. Tất cả các trường hợp đều thỏa mãn yêu cầu vượt qua sự cố, tuy
nhiên có một số trường hợp nhà máy không đáp ứng được yêu cầu hỗ trợ công suất
phản kháng.
1,20
0,90
0,60
0,30
0,00
-0,30
-0,100

0,320
0,740
1,160
1,580 [s]
2,00
T_POC: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

T_POC: Line-Ground Voltage, Magnitude A in p.u.
T_POC: Line-Ground Voltage, Magnitude B in p.u.
T_POC: Line-Ground Voltage, Magnitude C in p.u.

0,40
0,30
0,20
Y = 0,127 p
0,10
0,00
-0,10
-0,100

0,320
0,740
1,160
1,580
2-Winding Transformer: Reactive current contribution, PV farm

Hình 24: Kết quả tính tốn của trường hợp 1.1

[s]

2,000


98 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
Bảng 2. Tổng hợp các kết quả nghiên cứu và phân tích

Trường

hợp nghiên
cứu
1.
Ngắn mạch
1 pha tại
điểm
đấu
nối POC

2.
Ngắn mạch
hai pha tại
điểm
đấu
nối POC

3.
Ngắn mạch
3 pha tại
điểm
đấu
nối POC

Kịch bản

1.1
Điện áp sụt
1.2
Điện áp sụt
1.3

Điện áp sụt
1.4
Điện áp sụt
1.5
Điện áp tăng
2.1
Điện áp sụt
2.2
Điện áp sụt
2.3
Điện áp sụt
2.4
Điện áp sụt
2.5
Điện áp tăng
3.1
Điện áp sụt
3.2
Điện áp sụt
3.3
Điện áp sụt
3.4
Điện áp sụt
3.5
Điện áp tăng

Có thỏa mãn
u cầu của
Grid code về
FRT khơng?

Có thỏa mãn u
cầu về hỗ trợ cơng
suất phản kháng
hay khơng
(chưa có giải pháp
hỗ trợ)

0

Có

Khơng

20

Có

Khơng

50

Có

Khơng

85

Có

Có

120

Có

Có

0

Có

Có

20

Có

Có

50

Có

Khơng

85

Có

Có

120

Có

Có

0

Có

Có

20

Có

Có

50

Có

Khơng

85

Có

Có

120

Có

Có

Điện áp tại
điểm đấu nối
POC trong khi
sự cố [%]

Nhằm đáp ứng được yêu cầu về huy động công suất phản kháng, một số giải pháp
như lắp đặt thiết bị bù linh hoạt cần được nghiên cứu thêm.


BÁO CÁO CHUNG | 99

6. KẾT LUẬN

Nguồn năng lượng tái tạo là xu thế tất yếu trên thế giới. Bài báo đã tổng hợp các
quy định nối lưới của các nước trên thế giới đối với năng lượng tái tạo như điện gió và
điện mặt trời, các nghiên cứu cần thiết để kiểm tra khả năng đáp ứng các quy định trên
cũng như một số kinh nghiệm giải quyết vấn đề.
Hệ thống điện Việt Nam cần có nghiên cứu một cách hệ thống nhằm xác định các
yêu cầu nối lưới và vận hành cho nguồn năng lượng tái tạo cho riêng mình. Và các yêu
cầu này cần phải được đưa vào các quy định như Quy định lưới truyền tải, phân phối
làm căn cứ pháp lý để thực hiện.
Tính tốn minh họa được thực hiện cho một nhà máy điện mặt trời tại Nam Phi.

Kết quả cho thấy nhà máy có thể đáp ứng được một số quy định nối lưới như khả năng
vượt qua sự cố nhưng lại không đáp ứng được yêu cầu về hỗ trợ công suất phản kháng.
Do đó cần phải có một nghiên cứu tổng thể cho một nhà máy khi nối lưới để có thể rà
sốt tồn bộ những u cầu kỹ thuật và đưa ra giải pháp thích hợp nếu có nhằm đảm bảo
sự vận hành ổn định, tin cậy cho nhà máy nói riêng và hệ thống điện nói chung.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]

“Grid connection of wind turbines to networks with voltages below 100 kV, Regulation TF
3.2.6” (Energinet, Denmark, May 2004).

[2]

Mohseni M, Islam S. Transient Control of DFIG-Based Wind Power Plants in Compliance with
the Australian Grid Code. IEEE Trans Power Electron 2012;27(June (6)):2813–24.

[3]

“Grid code–high and extra high voltage” (E.ON NetzGmbH, Bayreuth, Germany, April 2006).

[4]

“Requisitos de respuesta frente a huecos de tension de las instalaciones de produccion de
regimen especial, PO 12.3”. REE, Spain, November 2005.

[5]

“Nordic grid code” (Nordel, January 2007).

[6]

“Connection and dispatch guide” (Transpower New Zealand Limited, 2004).

[7]

DUDURYCH I.M., HOLLY M., POWER M.: “Integration of wind power generation in the Irish
grid”. Proc. IEEE Power Engineering Society General Meeting, Montreal, 2006.

[8]

“The grid code, issue 3, rev. 24” (National Grid Electricity Transmission plc, UK, October 2008).

[9]

“Renewable energy studies in India”, 2016.

[10]

Eskom Transmission Division, RSA Grid Code Secretariat, “Grid Connection Code
Requirements for Renewable Power Plants (RPPs) connected to the Transmission System
(TS) in South Africa”, Version 2.6, October 2012.