Nhà máy phát năng lượng gió với kỹ thuật tìm kiếm điểm công suất cực đại MPPT trong hệ thống điện
PHÂN BAN NGUỒN ĐIỆN | 225
NHÀ MÁY PHÁT NĂNG LƯỢNG GIÓ
VỚI KỸ THUẬT TÌM KIẾM ĐIỂM CÔNG SUẤT CỰC ĐẠI MPPT
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
Nguyễn Hữu Phúc, Châu Minh Đạo
Đại học Bách khoa TPHCM, TT Ứng dụng Tiến bộ KH&CN Đồng Nai
Tóm tắt: Trong bài báo sau, các vùng làm việc khác nhau của máy phát không đồng bộ
cấp nguồn hai phía (DFIG) của turbine gió đã được khảo sát trên quan điểm về tốc độ
rotor, công suất phát, hệ số đầu cánh λ (tip speed ratio- TSR) và góc nghiêng β của
cánh quạt. Thuật toán điều khiển dựa trên sự khác biệt giữa tốc độ quay tối ưu và tốc
độ quay thực tế của trục turbine được đề xuất và thực hiện trong PSCAD nhằm tận thu
công suất cực đại có từ năng lượng gió. Các kết quả của phương pháp đề xuất được áp
dụng trong mô hình các nhà máy gió trên lưới điện của Tổng công ty Điện lực miền
Nam (EVN-SPC) để tính toán về phân bố công suất, khả năng phục hồi điện áp tại các
điểm nút LVRT khi khi có sự cố ngắn mạch. Các kết quả nhận được cho thấy tính đúng
đắn và các ưu điểm của phương pháp đề xuất.
1. GIỚI THIỆU
Việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch ngày càng tăng cùng với mối quan tâm ngày
càng cao về ô nhiễm môi trường đã dẫn đến một sự thúc đẩy mạnh mẽ cho kỉ nguyên
phát triển sắp đến của hệ thống phát điện từ năng lượng tái tạo, trong đó có năng lượng
gió. Các nhà máy phát điện gió (PĐG) đã bắt đầu là một phần thiết yếu của các mạng
lưới điện tại các nước và ngay tại Việt Nam [9-15]. Cùng với các chủng loại khác nhau
của máy phát điện gió, máy phát không đồng bộ cấp nguồn hai phía DFIG (Doubly- Fed
Induction Generator) đã và đang được sử dụng rộng rãi trong các nhà máy gió do các ưu
điểm có thể hoạt động trong dãi tốc tốc gió khá rộng, cũng như chi phí sản xuất thấp
hơn, so với PĐG sử dụng máy phát đồng bộ [1-8]. Đối với DFIG theo sơ đồ đối song
(back-to-back) với bộ biến đổi công suất nằm giữa lưới điện và mạch điện rotor như
trình bày trong Hình 1 sử dụng kỹ thuật điều khiển vector, công suất tác dụng và phản
kháng do máy phát ra có thể được điều khiển độc lập. Nhiều bài báo đã sử dụng các
phương pháp khác nhau cho thuật toán tìm kiếm điểm công suất cực đại MPPT
(Maximum Power Point Tracking), trong số đó sử dụng phương pháp điều khiển phức
tạp như phương pháp trượt [6, 7] và điều khiển thích nghi [8].
Những hạn chế của các phương pháp này là tính phức tạp của chúng và khó khăn
trong các áp dụng thực tế. Thêm nữa, các phương pháp điều khiển trên chưa được sử
226 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
dụng đầy đủ trong tất cả các vùng làm việc của turbine gió (TG). [1] đã đề nghị một giải
thuật điều khiển, áp dụng cho 3 vùng làm việc I, II, III, nhưng trong khu vực dưới của
vùng I chưa tận dụng được nguồn gió có tốc độ tương đối khá, mà trong khu vực này
vẫn có thể tận dụng phát năng lượng. Trong bài báo này, phương pháp điều khiển cho 4
vùng hoạt động I, II, III, IV đề nghị cho DFIG được trình bày và một thuật toán MPPT
đơn giản được đề xuất và sau đó, mô hình DFIG được áp dụng trong tính toán các chế
độ làm việc khác nhau trong sơ đồ các nhà máy gió trên lưới điện do Tổng công ty Điện
lực miền Nam (EVN-SPC) quản lý.
Hình 1: Cấu hình điển hình của DFIG
Hình 2: Hiệu suất Cp (λ, β)
2. CÁC VÙNG LÀM VIỆC KHÁC NHAU CỦA DFIG
Công suất cơ học PM trong rotor DFIG phụ thuộc tốc độ gió Vw, góc nghiêng β
của cánh của TG:
ꢁ
Pꢀ = . ρꢃꢄꢅ. π. Rꢂ. Cꢆ(β, λ)Vꢇꢈ
(1)
ꢂ
Trong đó PM là công suất cơ học có được từ gió (W), ρair là mật độ không khí
(1,225 kg/m3), Vw là tốc độ gió (m/s) và R là bán kính của cánh quạt (m). Cp là hiệu suất
của TG với biểu thức (2) phụ thuộc vào cấu tạo của cánh quạt, góc nghiêng của cánh
quạt β và tỉ số tốc độ đầu cánh λ. Cp được cho bởi biểu thức [5]:
ꢊ
ꢐꢊ
ꢋ
Cꢆ λ , β = cꢁ ꢉꢌ − cꢈβ − cꢎꢏ exp ꢉ ꢑꢏ + cꢒλ
(2)
(
)
ꢌ
ꢍ
ꢍ
Trong đó:
ꢁ
ꢁ
ꢔ,ꢔꢈꢗ
=
−
(3)
(4)
ꢘ
ꢌ
ꢍ
ꢌꢓꢔ,ꢔꢕꢖ
ꢖ ꢓꢁ
ꢙ.ꢚ
ꢛ
Với
λ =
ꢜ
ꢝ
Các hệ số c1 đến c6: c1 = 0.5176, c2 = 116, c3 = 0.4, c4 = 5, c5 = 12,5 và
c6 = 0,0068, với ωr là tốc độ quay của cánh quạt. Đặc tính Cp-λ đối với các giá trị khác
nhau của góc nghiêng cánh quạt β được cho trong Hình 2. Thực tế, ứng với các hệ số
c1 = 0.22, c2 = 116, c3 = 0.4, c4 = 5, c5 = 12,5 và c6 = 0, giá trị lớn nhất của Cp (Cpmax
0.438) đạt được đối với β = 0 và λ = 6.4 được gọi là giá trị tối ưu [1].
=
PHÂN BAN NGUỒN ĐIỆN | 227
Trong Hình 1 công suất chảy qua bộ biến đổi nằm trong khoảng từ 0,1 đến 0,4
công suất định mức của máy phát và giá trị này quyết định hệ số trượt lớn nhất của máy
phát. Vì vậy tốc độ quay ωg của máy phát sẽ nằm giữa 2 biên theo biểu thức (5) [1].
|
|
|
|
)
ωꢞ ꢅꢃꢟꢠꢡ(1 − Sꢢꢃꢣ ) ≤ ωꢞ ≤ ωꢞ ꢅꢃꢟꢠꢡ(1 + Sꢢꢃꢣ
Trong đó ωg rated là tốc độ đồng bộ của máy phát, ωg là tốc độ làm việc của
máy phát.
(5)
2.1. Vùng I
Đây là vùng có tốc độ gió nằm giữa Vcut in và Vr min (Hình 3). Khi tốc độ gió nhỏ
hơn Vcut in, TG không phát ra công suất, và Vcut in phụ thuộc vào loại TG, thường nằm
trong khoảng 2,5 m/s đến 4 m/s, khi đó năng lượng gió chưa đủ khả năng làm cho cánh
quạt đạt được tốc độ nhỏ nhất là ωr min. Trong vùng này tốc độ của cánh quạt được giữ
không đổi và bằng ωr min. Quan hệ giữa tỉ số hộp số Kgearbox và ωr min như sau:
(
|
|)
K
ꢞꢠꢃꢅꢤꢥꢣ. ωꢅ ꢢꢄꢦ = 1 − Sꢢꢃꢣ . ωꢞ ꢅꢃꢟꢠꢡ
(6)
Hình 3: Các vùng làm việc của DFIG
Hình 4: Đặc tính công suất TG
Trong toàn bộ vùng này, λ sẽ có giá trị khác với giá trị tối ưu, điều này làm cho
giá trị Cp chưa đạt được giá trị lớn nhất và góc nghiêng β sẽ được giữ ở 0o. Trong vùng
này cần giữ cho vận tốc quay của cánh quạt không nhỏ hơn giá trị nhỏ nhất ωr min. Tốc
độ tham chiếu là giới hạn tốc độ dưới của (6):
ωꢅ ꢅꢠꢧ = ωꢅ ꢢꢄꢦ
(7)
2.2. Vùng II
Đây là vùng giữa Vr min và Vr max. Tại Vr min, năng lượng từ gió đủ khả năng làm
cho cánh quạt đạt được giá trị tốc độ nhỏ nhất ωr min. Trong vùng này, công suất phát ra
sẽ bám theo các điểm cực đại của đường cong công suất theo tốc độ gió (yêu cầu bởi bộ
MPPT), bằng cách giữ cho λ = 6,4 và khi đó sẽ có giá trị lớn nhất của Cp và công suất
228 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
lớn nhất sẽ được phát ra lưới. Góc nghiêng β sẽ được giữ 0o, vì chưa đạt công suất cơ
lớn nhất. Tốc độ rotor máy phát nằm trong giới hạn sau:
K
ꢞꢠꢃꢅꢤꢥꢣ. ωꢅ ꢢꢄꢦ ≤ ωꢞ ≤ Kꢞꢠꢃꢅꢤꢥꢣ. ωꢅ ꢢꢃꢣ
(8)
(
|
|)
Trong đó: Kꢞꢠꢃꢅꢤꢥꢣ. ωꢅ ꢢꢄꢦ = 1 − Sꢢꢃꢣ . ωꢞ ꢅꢃꢟꢠꢡ
( | |)
Kꢞꢠꢃꢅꢤꢥꢣ. ωꢅ ꢢꢃꢣ = 1 + Sꢢꢃꢣ . ωꢞ ꢅꢃꢟꢠꢡ
Và
Trong vùng này, cần thiết làm cho λ tối ưu và theo (4) vận tốc quay của cánh quạt
sẽ thay đổi tuyến tính với sự thay đổi của tốc độ gió.
Đối với n = 3, cánh quạt có 3 cánh, công suất lớn nhất của gió tại Cpmax xuất hiện
khi [6]:
ꢎꢨ
ꢦ
ꢎꢨ
ꢈ
λꢥꢆꢟ
≈
=
≈ 4.19
(9)
Trong bài báo này, các thông số được chọn là Cpopt = 0,438, tương ứng với
λopt = 6,4.
Tốc độ tham chiếu được tính như sau:
ꢌ
ꢬ
ꢝ
ꢒ,ꢎ.ꢬ
ꢎꢔ
ꢩꢪꢫ
ꢝ
ωꢅ ꢅꢠꢧ
=
=
(10)
ꢙ
2.3. Vùng III
Vùng này nằm giữa Vr max và Vrated. Trong vùng này, tốc độ của rotor máy phát đạt
đến giá trị lớn nhất và sẽ giữ không đổi tại giá trị này. Vì vậy thuật toán điều khiển sẽ
làm việc sao cho việc tăng tốc độ gió không dẫn đến tăng tốc độ quay của cánh quạt TG.
Tại tốc độ gió Vrated, công suất máy phát sẽ đạt định mức. Trong vùng này, λ không còn
giữ giá trị tối ưu nữa và sẽ được giảm vì khi đó, tốc độ gió tăng trong khi tốc độ cánh
quạt là hằng số và giá trị β vẫn là 0o. Trong vùng này tốc độ tham chiếu là giới hạn tốc
độ trên của thuật toán điều khiển.
ωr ref = ωr max
(11)
Khi công suất phát P đạt đến định mức, thuật toán được chuyển sang vùng IV.
2.4. Vùng IV
Đây là vùng mà TG sẽ làm việc, trong khoảng giới hạn dưới của tốc độ gió là
Vrated và giới hạn trên là Vcut out. Nếu tốc độ gió vượt quá giới hạn trên này, TG sẽ dừng
hoạt động và hệ thống hãm sẽ được kích hoạt. Trong vùng này, tốc độ TG vẫn được giữ
là hằng số tại giá trị lớn nhất. λ và Cp khi đó sẽ không có giá trị tối ưu, góc nghiêng β sẽ
thay đổi trong phạm vi từ 0o đến 45o để thải bỏ năng lượng gió dư thừa và TG vẫn giữ
công suất phát ra ở giá trị định mức do thuật toán MPPT sẽ yêu cầu gia tăng góc
nghiêng β. Trong vùng này tốc độ tham chiếu ωr ref vẫn giữ ở mức cao nhất. Trong Hình
2, khi góc nghiêng β tăng lên, hệ số Cp giảm và công suất cơ có được sẽ giảm và do đó
công suất phát ra sẽ giảm về giá trị định mức.
PHÂN BAN NGUỒN ĐIỆN | 229
Từ giả thiết 4 vùng làm việc như Hình 3, đặc tính công suất TG theo tốc độ máy
phát và tốc độ gió với β = 0o được minh họa trong Hình 4. Đường công suất TG yêu cầu
là đường nối các điểm ABCD. AB là đoạn thẳng đứng tại tốc độ nhỏ nhất của máy phát
và tương ứng với vùng I. BC là quỹ tích công suất max của TG và các điểm nằm trên
đường này có hệ số đầu cánh đạt tối ưu λ = 6,4. Tốc độ gió tại điểm B và C được xác
định theo biểu thức (4) và đoạn BC tương ứng với vùng II. CD là đoạn thẳng đứng
tương tự như AB tại tốc độ lớn nhất của máy phát và tương ứng với vùng III. Vùng IV
hoạt động tại điểm D, lúc này góc nghiêng β sẽ tăng và làm cho các đặc tính công suất
theo tốc độ máy phát thay đổi.
Từ biểu thức (7), (8), (10), (11), mô hình cho thuật toán điều khiển đề xuất được
xây dựng trong hệ qui chiếu quay rotor dq. Các dòng rotor (ira, irb, irc) của DFIG được
chuyển vào các thành phần trục dq như idr và iqr.
Từ thông stator và rotor có thể được biểu diễn như sau:
φꢡꢭ = Lꢭiꢡꢭ + Lꢢiꢡꢅ
φꢮꢭ = Lꢭiꢮꢭ + Lꢢiꢮꢅ
φꢡꢅ = Lꢅiꢡꢅ + Lꢢiꢡꢭ
φꢮꢅ = Lꢅiꢮꢅ + Lꢢiꢮꢭ
(12)
(13)
(14)
(15)
Trong đó Ls, Lr, theo thứ tự là điện cảm stator và rotor. Lm là hỗ cảm giữa stator
và rotor.
Các công suất tác dụng và phản kháng phía stator là như sau:
P = vꢡꢭiꢡꢭ + vꢮꢭiꢮꢭ
(16)
(17)
ꢭ
Qꢭ = vꢮꢭiꢡꢭ − vꢡꢭiꢮꢭ
Các công suất tác dụng và phản kháng phía rotor được định nghĩa như sau:
P = vꢡꢅiꢡꢅ + vꢮꢅiꢮꢅ
(18)
(19)
ꢅ
Qꢅ = vꢮꢅiꢡꢅ − vꢡꢅiꢮꢅ
Momen điện từ:
Tꢠ = pꢯφꢡꢭiꢮꢭ − φꢮꢭiꢡꢭꢰ
(20)
Với p là số đôi cực.
Để triệt tiêu thành phần từ thông stator trục q, chọn φꢡꢭ = φꢭ và φꢮꢭ = 0.
Momen điện từ được đơn giản thành:
Tꢠ = −P ꢱ iꢮꢅφꢭ
(21)
ꢲ
ꢱ
ꢳ
230 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
Do đó, chỉ có thành phần iqr góp phần vào momen và công suất. Nếu idr và iqr có
thể được điều khiển một cách chính xác, có thể điều khiển riêng biệt công suất tác dụng
và phản kháng phía stator.
ꢱ
ꢲ
P = −Vꢭ iꢮꢅ
(22)
(23)
ꢭ
ꢱ
ꢳ
ꢴ ꢵ
ꢴ ꢱ
ꢳ
ꢲ iꢡꢅ
ꢱ
ꢳ
ꢳ
ꢳ
Qꢭ =
−
ꢱ
ꢳ
Giá trị chính xác của idr và iqr trong rotor có được bằng cách tạo ra dòng tham
chiếu pha ira_ref, irb_ref và irc_ref, và sau đó bộ biến đổi công suất đưa các dòng điện này
vào rotor, các dòng tham chiếu (ira_ref, irb_ref và irc_ref) sẽ dựa vào độ sai lệch tốc độ
(ωpu - ωref_pu).
Mô hình turbine gió và máy phát DFIG được thành lập và các mô phỏng được
thực hiện trên PSCAD 4.2 dựa trên các thông số của TG Nordex N80.
Máy phát: Công suất 2500 KW, điện áp 660 V, tốc độ 740 - 1310 vòng/phút.
Turbine: Tỷ số hộp số 1:68, tốc độ gió cut-in 4 m/s, tốc độ gió cut-out: 25 m/s,
bán kính cánh quạt turbine: 40 m.
Hình 5: Tốc độ gió (m/s)
Hình 6: Đáp ứng tốc độ của rotor máy phát
(ωref_pu tốc độ tham chiếu,
ωpu tốc độ thực của rotor)
Hình 7: Hệ số Cp
Hình 8: Góc nghiêng β
PHÂN BAN NGUỒN ĐIỆN | 231
Các kết quả được trình bày từ Hình 5 đến Hình 8. Tốc độ gió được thay đổi từ tốc
độ Vcutin là 4 m/s đến tốc độ Vcutout là 25 m/s, mỗi lần thay đổi tăng thêm 1 m/s như Hình
5. Tốc độ rotor máy phát ổn định trong thời khoảng 10s với sai số khoảng 0,003 pu
như Hình 6. Đường cong Cp đạt giá trị lớn nhất trong khoảng vận tốc gió từ 7 m/s đến
12 m/s như Hình 7 và góc nghiêng β được kích hoạt tại vận tốc 13 m/s như trong
Hình 8. Hình 9 cho thấy đường cong công suất phát PG và hiệu suất Cp theo tốc độ gió
có từ kết quả tính toán là phù hợp với các đường cong tương ứng của máy phát gió thực
tế Nordex N80/2500.
Hình 9: So sánh kết quả với số liệu TG Nordex N80/2500 KW
3. TÁC ĐỘNG CỦA CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ LÊN LƯỚI ĐIỆN
Mô hình đề xuất trên cho turbine gió và máy phát DFIG được xây dựng trên nền
PSCAD 4.2 và đưa vào sơ đồ tính toán trên lưới điện của EVN- SPC, với kịch bản các
nhà máy điện gió tại các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận, Bạc Liêu dự kiến được đấu nối
vào lưới điện theo qui hoạch điện gió đến 2020. Do khuôn khổ giới hạn của bài báo, ở
đây chỉ trình bày một số điểm tiêu biểu của tác động các nhà máy gió trên địa bàn tỉnh
Ninh Thuận, với kịch bản qui hoạch điện gió như sau [16].
. Dự án PDV1-1: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV - 40 MVA
PĐV1-1 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Hải - Cam Ranh
hiện hữu.
. Dự án PDV1-2: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA
PĐV1-2 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Phan Rang - Cam Ranh
hiện hữu.
. Dự án PDV3-1: Công suất lắp đặt 40 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA
PĐV3-1 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Phước - Tháp Chàm hiện
hữu.
. Dự án PDV3-2: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA
PĐV3-2 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Phước - Vĩnh Hảo hiện
hữu.
232 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
. Dự án PDV3-3: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA
PĐV3-3 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Phước - Vĩnh Hảo
hiện hữu.
. Dự án PDV4-1: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA
PĐV4-1 đấu nối vào trạm 110 kV Ninh Phước thông qua đường dây 110 kV mạch
kép dài 14 km.
. Dự án PDV4-2: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA
PĐV4-2 đấu nối vào trạm 110 kV Ninh Phước thông qua đường dây 110 kV mạch
kép dài 14 km.
Hình 10 và Bảng 1 cho thấy điện áp tại các nút (tiêu biểu) khi có sự cố ngắn mạch
thoáng qua, cũng là đường cong điện áp phục hồi sau sự cố LVRT (Low Voltage Ride
Through), tại Bus PVD3_1 phía 110 kV, cho trường hợp các nhà máy gió trong kịch
bản làm việc ở tốc độ gió 7 m/s.
Hình 11 và Bảng 2 cho thấy điện áp tại các nút (tiêu biểu) và dòng công suất khi
có sự cố cắt đột ngột các nhà máy gió khi đang làm việc ở tốc độ gió 7 m/s.
Bảng 1. Điện áp nút
Điện áp nút - Sự cố thoáng qua 2020-7 m/s
STT Tên Nút
Điện áp nút
lúc bình thường
kV
Điện áp khi ngắn mạch BUS PDV3_1
22 kV
1
2
3
4
5
6
7
PDV1_1
PDV1_2
PDV3_1
PDV3_2
PDV3_3
PDV4_1
PDV4_2
120.07
120.54
118.40
117.60
117.90
118.45
118.41
116.88
115.77
99.99
112.71
110.90
110.24
110.39
Hình 12 theo Sổ tay kĩ thuật đấu nối điện gió vào hệ thống điện Việt Nam qui
định về đường cong phục hồi điện áp với độ võng cho phép tối đa và điện áp sau sự cố
theo thời gian (ms). Hình 13 cho thấy diễn biến điện áp tại các điểm nút trong khu vực
khảo sát hoàn toàn nằm trong qui định về khả năng phục hồi điện áp LVRT.
PHÂN BAN NGUỒN ĐIỆN | 233
Hình 10: Đường cong điện áp phục hồi
sau ngắn mạch (LVRT)
Hình 11: Điện áp nút khi cắt đột ngột các
nhà máy gió khỏi lưới điện
Hình 12: Qui định cho đường cong phục hồi
điện áp (LVRT)
Hình 13: Điện áp tại các nút sau sự cố
234 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
Bảng 2. Dòng công suất trên các nhánh
Dòng công suất - Sự cố các nhà máy gió cắt ra khỏi lưới điện
STT
Tên nhánh
Cấp Kết nối đến năm
điện 2020 ở
áp vận tốc gió 7 m/s
Chưa kết nối
máy phát gió
P
Q
P
Q
(MW) (Mvar) (MW) (Mvar)
1 NINHPHUOC2_VINHTAN52
2 DANHIM2_DUCTRONG2
3 KCNVINHHAO1_PDV3_2
4 CAMRANH1_NHATRANG
220
220
110
110
42.7
-29.2
0.7
8.5
15.7
-3.3
-29.3
-22.3
28.3
10.3
18.2
12.4
-9.0
44.9
-48.6
-42.7
4. THẢO LUẬN
Các khảo sát cho thấy khi xảy ra sự cố ngắn mạch ở thanh cái 22 kV, khả năng
phục hồi điện áp, sau các dao động điện áp, tại các điểm nút ở khu vực Bình Thuận,
Ninh Thuận là khả quan. Điều này được giải thích là do công suất phát của các nhà máy
gió tại các tỉnh có tiềm năng gió dồi dào, ngay cả khi vận hành ở mức công suất tối đa
theo qui hoạch 2020, là nhỏ so với tổng công suất của các nhà máy điện có công suất rất
lớn trong các khu vực gần đó. Song song, các kết quả cho thấy khi các nhà máy gió bị
buộc phải ngừng hoạt động, do các nguyên nhân khách quan liên quan đến thời tiết bất
thường, do gió bão trên diện rộng,…, điện áp trên các thanh cái tại các nút ở các khu
vực Bình Thuận, Ninh Thuận sẽ trở về giá trị ổn định nằm trong mức qui định điện áp
qui định của lưới truyền tải (< 5%).
Bài báo đã xem xét các kịch bản cực trị theo qui hoạch đến 2020 và theo tiềm
năng gió tối đa có thể có trên địa bàn cụ thể, bằng cách tính toán cho trường hợp các
nhà máy gió ở Bình Thuận, Ninh Thuận và các nhà máy gió ở Bạc Liêu, khi chúng đều
phát ra công suất cực đại. Việc đánh giá khả năng điện áp phục hồi sau sự cố trên lưới
LVRT, hay khi công suất từ các nhà máy gió bị cắt do thời tiết đã được thực hiện, trong
điều kiện hệ thống điện được qui hoạch đến thời điểm tương ứng. Hoàn toàn có thể áp
dụng phương pháp đánh giá này cho các kịch bản trong tương lai xa hơn, khi công suất
các nhà máy gió tại các địa bàn khác sẽ được bổ sung, trong điều kiện hệ thống điện
được qui hoạch đến thời điểm tương ứng. Chất lượng điện năng và từ đó, độ tin cậy lưới
điện, khi đấu nối các nhà máy điện gió vào lưới điện đã được khảo sát đến qua việc
đánh giá khả năng phục hồi điện áp sau sự cố LVRT của các nhà máy điện gió, trong
các kịch bản cực trị, khi có sự cố xảy ra hoặc ngừng các nhà máy.
Một chương trình tính toán dựa trên nền PSCAD đã được xây dựng và phát triển
với sơ đồ chi tiết, thể hiện đầy đủ hệ thống điện do EVN-SPC quản lí. Sơ đồ có khả
năng mở rộng dễ dàng và có thể tích hợp với các nhà máy gió sẽ dần được đưa vào đấu
nối, vận hành với lưới điện ở các giá trị tốc độ gió khác nhau. Sơ đồ tính toán này có thể
phân tích các kịch bản khác nhau, theo qui hoạch phát triển của các nhà máy gió sẽ
PHÂN BAN NGUỒN ĐIỆN | 235
được đưa vào vận hành trong tương lai. Mặt khác, chương trình tính toán cho phép đánh
giá và tiên đoán khả năng đấu nối các nhà máy điện gió sẽ đưa vào vận hành, theo các
điều kiện và tiêu chuẩn đấu nối do EVN và EVN-SPC qui định.
Cần lưu ý thêm là kĩ thuật kĩ thuật tìm kiếm vận tốc tối ưu và phương pháp điều
khiển vận tốc sử dụng dòng rotor (MPPT) - với đặc điểm tính trễ của hệ cơ học - sẽ
không thể có tác dụng được khi có sự cố ngắn mạch thoáng qua - với đặc điểm thời
hằng của hệ điện từ nhanh hơn nhiều lần so với hệ cơ học vốn có quán tính lớn. Tuy
vậy, mô hình xây dựng được với kĩ thuật MPPT sẽ có ý nghĩa khi khảo sát phân bố công
suất trong lưới điện, trong điều kiện vận hành có các thay đổi (tương đối dài) của vận
tốc gió và khi đó có ảnh hưởng nhất định đến chất lượng điện năng, cụ thể qua dòng
chảy công suất trên các nhánh đường dây, do đó đến điện áp tại các nút gần các nhà
máy gió, nếu các nhà máy gió không có khả năng bù công suất phản kháng.
5. KẾT LUẬN
Bài báo đã trình bày một giải thuật điều khiển hướng đến tối đa hóa công suất
phát từ năng lượng gió trong các miền làm việc khác nhau và sau đó đã áp dụng mô
hình đề xuất trong tính toán, đánh giá ảnh hưởng của việc đưa các nhà máy điện gió vào
vận hành trên lưới điện cụ thể. Các kết quả cho thấy sự phù hợp giữa đặc tính làm việc
của mô hình máy phát gió được đề nghị với đặc tính của các máy phát thực tế. Mô hình
tính toán được đề nghị sau đó đã được đưa vào tính toán các kịch bản khác nhau với
mức độ xâm nhập khác nhau của các nhà máy điện gió trên lưới điện. Dựa trên sơ đồ
tính toán này có thể phân tích các kịch bản khác nhau, theo qui hoạch phát triển của các
nhà máy gió sẽ được đưa vào vận hành trong tương lai.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]
Shabani, A. Deihimi, “A New Method of Maximum Power Point Tracking for DFIG
Based Wind Turbine”, Power System Conference 2010.
[2]
[3]
T. Ackermann, “Wind Power in Power Systems”, New York, John Wiley &Sons, 2005.
Hee-Sang Ko, Gi-Gab Yoon, and Won-Pyo Hong, “Active Use of DFIG-Based Variable-
Speed Wind-Turbine for Voltage Regulation at a Remote Location”, IEEE Trans, Power
Systems, Vol. 22, No. 4, pp. 1916-1925, Nov 2007.
[4]
[5]
[6]
Olimpo Anaya-Lara, Nick Jenkins, Janaka Ekanayake, Phill Cartwright, Mike Hughes,
“Wind Energy Generation Modelling and Control”, John Wiley & Sons Ltd, 2009.
Siegfried Heier, “Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems”, John Wiley &
Sons Ltd, 1998, ISBN 0-471-97143-X.
B. Beltran, M.E.H. Benbouzid and T. Ahmed-Ali, “High-Order Sliding Mode Control of a
DFIG-Based Wind Turbine for Power Maximization and Grid Fault Tolerance”, Electric
Machines and Drive Conference, 2009.
[7]
Brice Beltran, Tarek Ahmed-Ali, and Mohamed El Hachemi Benbouzid, “Sliding Mode
Power Control of Variable-Speed Wind Energy Conversion Systems”, IEEE Transactions
on Energy Conversion, Vol. 23, No. 2, June 2008.
236 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017
[8]
[9]
Changhong Shao, Xiangjun Chen and Zhonghua Liang, “Application Research of
Maximum Wind-Energy Tracking Controller Based on Adaptive Control Strategy in
WECS”, IPEMC 2006.
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030
(Quy hoạch điện VII) đã được phê duyệt, Quyết định số 1208.QĐ-TTg ngày 21/7/2011.
[10] Quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh phía Nam giai đoạn 2011 - 2015 có xét đến năm
2020 đã được phê duyệt.
[11] Quy hoạch phát triển điện gió tỉnh Bình Thuận giai đoạn 2011 – 2020, Tầm nhìn đến
năm 2030 đã được phê duyệt, Quyết định số 4715/QĐ-BCT ngày 16/8/2012.
[12] Quy hoạch phát triển điện gió tỉnh Ninh Thuận giai đoạn 2011 – 2020, Tầm nhìn đến
năm 2030 đã được phê duyệt, Quyết định số 2574/QĐ-BCT ngày 23/4/2013.
[13] Atlas Tài nguyên năng lượng gió khu vực Đông Nam Á (Wind Energy Resource Atlas of
Southeast Asia - World Bank 2001.
[14] Đánh giá tài nguyên gió tại các vị trí lựa chọn ở Việt Nam (Wind Resource Assessment
at the Selected Sites in Vietnam), AWS TruePower 2011.
[15] Tạ Văn Đa, “Báo cáo tài nguyên năng lượng gió trên lãnh thổ Việt Nam”, Hội Thảo Khoa
Học Lần Thứ 10 Viện Khoa Học Khí Tượng Thủy Văn và Môi Trường.
[16] Nguyễn Hữu Phúc, “Nghiên cứu ảnh hưởng của đấu nối các nhà máy phát năng lượng
gió vào hệ thống điện do Tổng công ti Điện lực miền Nam quản lí”, Đề tài Nghiên cứu
khoa học - Tổng công ti Điện lực miền Nam (EVN SPC), 05.2012-12.2013.
12 trang
15840
Free
Bạn đang xem tài liệu "Nhà máy phát năng lượng gió với kỹ thuật tìm kiếm điểm công suất cực đại MPPT trong hệ thống điện", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- nha_may_phat_nang_luong_gio_voi_ky_thuat_tim_kiem_diem_cong.pdf
