ĐÁNH GIÁ MỨC ĐỘ ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC LOẠI CÔNG NGHỆ TURBINE GIÓ ĐẾN DÒNG NGẮN MẠCH TRÊN LƯỚI ĐIỆN
Hiện nay, nước ta đang khuyến khích sản xuất điện năng từ nguồn năng lượng sạch như gió, mặt trời… Nhiều NMĐG kết nối lưới đã và đang thực hiện.
Riêng, khi kết nối nhà máy điện gió vào lưới điện hiện hữu chắc chắn sẽ thay đổi dòng ngắn mạch đi qua thiết bị hiện hữu và ảnh hưởng đến cài đặt hệ thống bảo vệ rơ le. Tuy nhiên, các máy phát turbine gió có cấu trúc khác so với các máy phát đồng bộ trong các nhà máy điện truyền thống, nó thường được kết nối với lưới thông qua bộ biến đổi DC/AC (hoặc có thể kết nối trực tiếp với lưới khi sử dụng máy phát điện cảm ứng). Khả năng cung cấp dòng điện ngắn mạch trên lưới của các máy phát này sẽ phụ thuộc vào bộ chuyển đổi DC/AC. Vấn đề đặt ra là mức độ ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến dòng ngắn mạch trên lưới hiện hữu sẽ nhiều hơn hay ít hơn so với nhà máy điện truyền thống. Hơn nữa, do cấu trúc của các nhà máy điện gió khác nhau nên mức độ ảnh hưởng của từng loại nhà máy đến dòng ngắn mạch sẽ khác nhau. Để có cơ sở xác định điều kiện cho phép 1 nhà máy điện sử dụng năng lượng sạch kết nối vào lưới hiện hữu hoặc khuyến khích loại nhà máy nào được nối vào lưới hiện hữu thì việc so sánh và đánh giá mức độ ảnh hưởng của các nhà máy điện gió đến dòng ngắn mạch trên lưới điện hiện hữu là cần thiết.
2. Mục tiêu nghiên cứu
– Xác định được dòng ngắn mạch tại các điểm nút của lưới điện hiện hữu khi có nhà máy điện gió kết nối vào.
– Đánh giá mức độ ảnh hưởng của các nhà máy điện gió đến dòng ngắn mạch trên lưới điện hiện hữu.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
– Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện nơi mà có các nhà máy điện gió sẽ kết nối vào.
– Phạm vi nghiên cứu: Đánh giá mức độ ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến dòng ngắn mạch trên lưới hiện hữu.
– Xây dựng được mô hình tính toán dòng ngắn mạch cung cấp từ các nhà máy điện gió đến điểm ngắn mạch;
– Sử dụng phần mềm ETAP để đánh giá mô hình trên;
– Áp dụng để tính toán cho lưới điện mẫu.
5. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn
Kết quả nghiên cứu là 1 cơ sở ban đầu để xác định điều kiện cho phép 1 nhà máy điện sử dụng năng lượng sạch kết nối vào lưới hiện hữu hoặc khuyến khích loại nhà máy nào được nối vào lưới hiện hữu.
Áp dụng cho nhà máy năng lượng gió thực tế ở Việt Nam trong thời gian tới.
Ngoài các phần mở đầu và kết luận kiến nghị, nội dung đề tài có 3 chương bao gồm:
Chương 1. Tổng quan về nhà máy điện gió
Chương 2. Mô hình tính toán ngắn mạch cho các loại máy phát turbine gió
Chương 3. Đánh giá dòng điện sự cố ở lưới điện mẫu.
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ
VÀ PHẦN MỀM ETAP
1.1. Khái quát chung.
Hiện nay cùng với sự phát triển công nghiệp và sự hiện đại hoá thì nhu cầu năng lượng cũng rất cần thiết cho sự phát triển của đất nước. Vấn đề đặt ra là phát triển nguồn năng lượng sao cho phù hợp mà không ảnh hưởng tới môi trường và cảnh quan thiên nhiên… Nhận thấy được tầm quan trọng này, Việt Nam có các quan điểm về chính sách sử dụng năng lượng hiệu quả nguồn năng lượng tái sinh trong đó có năng lượng gió vì nó là nguồn năng lượng sạch và có tìm năng rất lớn.
1.2. Lợi ích của năng lượng điện gió.
Chi phí sản xuất thấp, không tổn hao năng lượng, vì vậy năng lượng điện gió có thể cạnh tranh với các nguồn năng lượng khác như than đá, khí đốt… không gây ô nhiễm môi trường và góp phần tạo cảnh quan cho việc phát triển du lịch ở nơi đó.
1.3. Tình hình năng lượng điện gió trên thế giới.
Năng lượng điện gió là nguồn năng lượng có triển vọng và phát triển trong thời gian gần đây. Nó đã trở thành nguồn năng lượng tái sinh phát triển nhanh nhất trên thế giới.
1.4. Tiềm năng gió ở Việt Nam.
Việt Nam có tiềm năng gió rất lớn, dao động từ 5 – 9,5m/s ở các khu vực: duyên hải miền Trung, Tây Nguyên, Bắc Thừa Thiên Huế…
1.5. Giới thiệu chung về máy phát turbine gió.
1.5.1. Các dạng máy phát turbine gió.
Hiện nay trên thế giới có rất nhiều dạng máy phát turbine gió khác nhau từ loại chỉ có 1 cánh tới loại có rất nhiều cánh.
1.5.2. Các loại máy phát turbine gió
Có 2 loại: Điều khiển được và không điều khiển được.
1.5.3. Cấu tạo của máy phát turbine gió
– Anemometer: Bộ đo lường và truyền dữ liệu tốc độ gió.
– Blades: Cánh quạt.
– Brake: Bộ hãm (phanh).
– Controller: Bộ điều khiển.
– Gear box: Hộp số.
– Generator: Máy phát.
– High – speed shaft: Trục truyền động của máy phát ở tốc độ cao.
– Low – speed shaft: Trục quay tốc độ thấp.
– Nacelle: Vỏ.
– Pitch: Bước răng.
– Tower: Trụ đỡ Nacelle.
– Wind vane: Để xử lý hướng gió và định hướng tuabin gió.
– Yaw drive: Dùng để giữ cho rotor luôn hướng về hướng gió chính.
– Yaw motor: Động cơ cung cấp cho “yaw drive”.
1.5.4. Nguyên lý hoạt động của các máy phát turbine gió.
Các máy phát turbine gió hoạt động theo một nguyên lý rất đơn giản. Năng lượng của gió làm cho 2 hoặc 3 cánh quạt quay quanh 1 rotor. Mà rotor được nối với trục chính và trục chính sẽ truyền động làm quay trục quay máy phát để tạo ra điện.
1.5.5. Các kiểu máy phát turbine gió hiện nay:
Máy phát turbine gió hiện nay được chia thành hai loại: trục đứng và trục ngang.
1.5.6. Công suất các loại máy phát turbine gió
– Từ 50 kW đến 3MW: dùng cho hệ thống lớn.
– Dưới 50 kW: dùng cho gia đình, viễn thông…
1.6. Giới thiệu về các nhà máy điện gió.
1.6.1. Giới thiệu về máy phát turbine gió gió sử dụng SCIG:
Máy phát turbine gió loại này có tốc độ trục truyền động là cố định, sử dụng loại máy phát điện không đồng bộ rotor lồng sóc (SCIG) và được kết nối trực tiếp vào lưới điện thông qua máy biến áp được mô tả theo hình 1.5.
Hình 1.5. Máy phát nối trực tiếp với lưới.
– Bộ tụ: dùng để giảm tiêu thụ CSPK từ lưới điện.
– Bộ khởi động mềm: ổn định khi kết nối lưới.
– Ưu điểm: đơn giản.
– Nhược điểm: không điều khiển được tốc độ, điện áp bị dao động, dễ gây rã lưới. Năng lượng thu được bị hạn chế, bị biến động bởi CSTD và CSPK.
1.6.2. Giới thiệu về máy phát turbine gió sử dụng DFIG:
DFIG bao gồm một WRIG với cuộn dây stato kết nối trực tiếp với lưới ba pha, tần số không đổi và cuộn dây rotor kết nối với lưới thông qua một công cụ chuyển đổi tần số, sử dụng phương pháp điều chế độ rộng xung PWM, được mô tả trên hình 1.6.
Hình 1.6. Máy phát cảm ứng nguồn kép.
– Ưu điểm: thay đổi được tốc độ trong phạm vi rộng, chất lượng điện năng rất tốt ở tốc độ gió thấp và cao nhờ vào thay đổi tốc độ, góc nghiêng.
– Nhược điểm: cần bộ chuyển đổi nguồn có công suất tương ứng.
1.6.3. Giới thiệu về máy phát turbine gió sử dụng PMSG:
Nhà máy này được sử dụng với mục tiêu đáp ứng với mọi dạng biến đổi tốc độ của gió. Máy phát được kết nối với lưới điện thông qua công cụ chuyển đổi nguồn điện áp (VSC).
Hình 1.7. Máy phát nối lưới thông qua bộ biến đổi điện tử công suất.
– Ưu điểm:
+ Kiểm soát được tốc độ của máy phát điện. Phía đường dây có thể điều chỉnh CSPK và ổn định hệ thống điện, chất lượng điện năng tốt.
+ Thay đổi được tốc độ, điều khiển được CSTD và CSPK.
– Nhược điểm:
+ Công suất bộ biến đổi cần lớn hơn công suất danh định của máy phát.
+ Góc nghiêng không đổi nên bị hạn chế ở tốc độ gió trên danh định.
1.8. Tổng quan về chương trình ETAP.
1.8.1. Sơ lược về ETAP
ETAP là sản phẩm của công ty Operation Technology, Inc (OTI). Ban đầu ETAP là phần mềm chuyên về thiết kế lưới điện, tính toán các thông số của lưới điện tĩnh. Năm 1992, ETAP giới thiệu mảng thứ 2 toàn diện và thiết thực hơn, đó là quản lý lưới điện trong thời gian thực với khả năng điều khiển, kiểm soát dự báo lưới điện ngay trong vận hành thực tế. Kể từ đó ETAP phát triển nhanh với việc độc quyền trên nền tảng thời gian thực, ETAP thu hút số lượng người dùng đông đảo và ngày càng được tin dùng.
1.8.2. Ứng dụng của phần mềm ETAP
ETAP là một phần mềm có khả năng mô phỏng phân tích và tính toán các hệ thống điện công nghiệp, phân phối và truyền tải. Phần mềm cho ta biết rất nhiều thông số của hệ thống điện, nhờ đó mà ta có thể kiểm soát, điều chỉnh hay sửa chữa hệ thống kịp thời khi có sự cố để tránh những thiệt hại đáng tiếc xảy ra.
1.8.3. Giao diện phần mềm ETAP
Cửa sổ thiết kế của phần mềm:
Hình 1.8. Giao diện phần mềm ETAP
1.8.4 Các phần tử chính của ETAP
1.8.4.1. Nguồn (hệ thống)
Nguồn được xem là thay thế cho 1 hệ thống phức tạp vô cùng lớn được đặc trưng bởi các thông số sau:
– Trang info của nguồn: IP, Bus, Mode
– Trang Rating của nguồn: Rated, Balanced/Unbalanced, Generation Categories, Operating, SC Rating, SC Imp (100MVA base).
1.8.4.2. Máy phát
Máy phát cũng tương tự như nguồn chỉ khác 1 vài điểm sau:
– Rating: MW, kV, %PF, MVA, %Eff, Poles, FLA, RPM.
– PrimeMover Rating.
– Mvar Limits.
1.8.4.3. Bus: Nomal kV, Bus Voltage
1.8.4.4. Đường dây
– Trang info của đường dây: ID, From/to, Length
– Trang parameter của đường dây: Conductor Type, R-T1, R-T2, Outside Diameter, GMR, Xa, X’, Ground Wire, Configuration, GMD, Phase, Transposed, Separation, Conductors/phase, Ground wires.
1.8.4.5. Máy biến áp 2 cuộn dây
– Trang Info của MBA: ID, Prim, Sec, Standard, Type/class.
– Trang Rating của MBA: kV, MVA, Max MVA, FLA, Z tolerance.
– Trang Tap của MBA: Fixed Tap, LTC/Voltage Regulator.
1.8.4.6. Tải
– Trang info của tải: ID, Connection, Model Type, Ratings, Load Type, Loading, % LRC, % Total Load, X/R.
1.7.4.7. Tính ngắn mạch:
Thanh công cụ IEC Short Circuit: cung cấp cho ta những tùy chọn khi phân tích ngắn mạch, phân tích sóng hài… và các tùy chọn khác để theo dõi kết quả của quá trình phân tích.
Hộp thoại Short Circuit Study Case:Trang Info của hộp thoại này cung cấp cho ta thông tin về cách tính dòng ngắn mạch và chọn phân tích các điểm ngắn mạch…
1.9. Kết luận Chương 1
– Chương 1 cho ta thấy tổng quan về điện gió, cấu tạo của một nhà máy điện gió và các loại tuabin gió được sử dụng trong nhà máy.
– ETAP là một phần mềm phân tích và vận hành hệ thống điện đang phát triển rất mạnh mẽ bởi các ưu điểm vượt trội, có thể áp dụng với các mô hình hệ thống điện từ đơn giản đến phức tạp, các thiết bị đầy đủ theo các chuẩn quốc tế.
– Thông qua ETAP ta có thể mô phỏng được một sơ đồ hệ thống điện, chọn và điều chỉnh thông số mạch điện trong một số tình huống vận hành có thể xảy ra. Qua đó sẽ hiểu được bản chất các quá trình năng lượng trao đổi trong mạch điện.
CHƯƠNG 2. MÔ HÌNH TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH
CHO CÁC LOẠI MÁY PHÁT TURBINE GIÓ
Ta chỉ tập trung tính toán sự cố ngắn mạch cho 3 loại máy phát turbine gió loại 1(SCIG), loại 3(DFIG) và loại 4(PMSG). Còn máy phát turbine gió loại 2 ở đây ta không phân tích vì trong thực tế rất ít sử dụng.
2.1. Máy phát turbine gió loại 1 (SCIG).
Sơ đồ đơn tuyến của máy phát turbine gió loại 1 được hiển thị trong hình 2.1. Mạch tương đương của SCIG trong hình 2.2.
Hình 2.1. Sơ đồ đơn tuyến của máy phát turbine gió loại 1- SCIG
Dòng điện ngắn mạch ban đầu có thể được tính toán sử dụng sơ đồ thứ tự thuận. Ở đó, V’ là điện áp tương ứng với điện kháng quá độ và V’ được tính toán
Hình 2.2- Mạch tương đương của của máy phát turbine gió loại 1- SCIG
Cường độ dòng điện sau khi ngắn mạch ba pha được tính bằng
Trường hợp ngắn mạch 1 pha, có tồn tại cả dòng thứ tự thuận, nghịch và thứ tự không chạy trong mạch điện. Nên sơ đồ thay thế
Hình 2.3. Sơ đồ thay thế của máy phát turbine gió loại 1- SCIG
Không có dòng thứ tự không, có dòng chạy trong máy vì cuộn dây stato có trung tính cách đất. RMS của dòng ngắn mạch ban đầu Isc được tính từ hình 2-3a, và dòng xác lập ISS được tính từ hình 2.3b. Kết quả, RMS cường độ dòng điện sau khi ngắn mạch 1 pha được tính bằng:
2.2. Tuabin gió loại 3 (DFIG).
Sơ đồ thay thế tương đương của DFIG
Hình 2.4. Sơ đồ thay thế của máy phát turbine gió loại 3- DFIG
Trong hệ trục dq, các phương trình mô tả một máy cảm ứng là
(1)
(2)
(3)
(4)
Chú ý, ở trên ta bỏ qua điện trở của stator và rotor. Khi kể đến điện trở các cuộn dây thì dòng điện bị suy giảm. Thành phần đầu tiên đại diện cho thành phần 1 chiều trong dòng điện stator sẽ bị suy giảm với hằng số thời gian 
. Cụm thứ hai đại diện cho thành phần xoay chiều trong dòng điện stator và nó phụ thuộc vào thành phần dòng điện 1 chiều trong cuộn dây rotor nên thành phần này sẽ bị suy giảm với hằng số thời gian 
. Vậy dòng ngắn mạch
(23)
Dòng điện phía stator sẽ đạt cực đại khi t=T/2 nên
(24)
Khi turbine gió DFIG có sử dụng crowbar, khi ngắn mạch xảy ra, DFIG sẽ trở thành 1 máy phát SCIG có nối thêm Rcb ở phía rotor nên dòng điện stator được tính:
Kết quả, T’r bị giảm và dòng điện trong máy điện không đạt cực đại tại t=T/2, nó sẽ đạt tại thời điểm sau thời gian ngắn mạch nên
với:
Nếu Rcb đủ lớn thì T’r nhỏ và phần bên trong ngoặc của (27) xấp xỉ hằng số nên
2.3. Máy phát turbine gió loại 4 (PMSG).
Khi ngắn mạch ở đầu cực của turbine gió, chúng ta có thể thay thế bằng 1 nguồn áp không đổi với điện kháng nội bộ X.
Điện kháng nội bộ
X=U2đm/Sđm
Hoặc ta có thể xem như 1 hệ thống có công suất ngắn mạch SN=Sđm và điện áp bằng điện áp đầu ra của inverter.
Ta có :
2.4. Kết luận chương 2
Chương 2 tính toán sự cố ngắn mạch đối với 3 loại máy phát turbine gió loại 1, loại 3, loại 4. Từ đó có thể dự đoán được dòng sự cố đối với từng loại turbine gió.
CHƯƠNG 3. ĐÁNH GIÁ DÒNG ĐIỆN SỰ CỐ
Ở LƯỚI ĐIỆN MẪU
3.1. Giới thiệu về lưới điện mẫu
Hình 3.1. Lưới điện 230kV-9 thanh góp
Hệ thống sử dụng 3 máy phát điện cung cấp cho phụ tải trên lưới có tổng công suất là 519,5MW. Trong 3 nhà máy điện truyền thống nối vào nút 1,2,3 thì :
– Nhà máy G1 : điều chỉnh công suất
– Nhà máy G2, G3 : điều chỉnh điện áp
3.1.3. Thông số máy biến áp của lưới hệ thống
Hệ thống gồm 3 MBA có tổng công suất định mức là 100MVA.
3.1.4. Thông số thanh góp của lưới hệ thống
Gồm 6 thanh góp 230kV và 3 thanh góp còn lại có điện áp thấp hơn.
3.1.5. Thông số chiều dài của lưới hệ thống
Gồm 6 đường dây, có tổng chiều dài là 312 km , dùng dây ACSR.
3.1.6. Thông số phụ tải của lưới hệ thống
Hệ thống sử dụng 3 phụ tải có tổng CS tác dụng là 310,41 MW.
3.2. Hệ thống điện gió kết nối với lưới
Hình 3.2. Mô phỏng kết nối các tua bin gió trong hệ thống điện gió
3.3. Dòng ngắn mạch khi có nhà máy điện gió kết nối vào lưới.
3.3.1. Sự cố ngắn mạch 3 pha trên lưới điện mẫu
3.3.1.1. NM 3 pha trên thanh góp khi có kết nối và không kết nối của NMĐG.
Bảng 3.6. Dòng ngắn mạch 3 pha trên thanh góp khi có kết nối và không kết nối với nhà máy điện gió, nhà máy điện truyền thống
| Thanh góp | Chưa kết nối NMĐG (kA) | Có kết nối NMĐG (kA) | Sử dụng nhà máy truyền thống 60 Mw | |||
| SCIG | DFIG | PMSG | ||||
| 1 | 4 đến 1 | 27.301 | 33.105 | 33.105 | 27.925 | 41.908 |
| 2 | 7 đến 2 | 23.019 | 24.767 | 24.767 | 23.143 | 27.066 |
| 3 | 9 đến 3 | 29.39 | 31 | 31 | 29.518 | 33.1 |
| 5 | 10 đến 5 | 1.929 | 2.174 | 2.174 | 1.946 | 2.525 |
| 7 đến 5 | 1.885 | 1.914 | 1.914 | 1.887 | 1.957 | |
| 6 | 11 đến 6 | 2.32 | 2.613 | 2.613 | 2.343 | 3.049 |
| 9 đến 6 | 1.412 | 1.433 | 1.433 | 1.413 | 1.465 | |
| 7 | 5 đến 7 | 1.298 | 1.454 | 1.454 | 1.308 | 1.668 |
| 8 đến 7 | 0.916 | 0.969 | 0.969 | 0.919 | 1.043 | |
| 8 | 7 đến 8 | 2.185 | 2.271 | 2.271 | 2.189 | 2.386 |
| 9 đến 8 | 1.302 | 1.364 | 1.364 | 1.305 | 1.447 | |
| 9 | 6 đến 9 | 1.362 | 1.505 | 1.505 | 1.372 | 1.702 |
| 8 đến 9 | 1.089 | 1.136 | 1.136 | 1.091 | 1.2 | |
| NM10 | 4 đến NM10 | 3.171 | 3.737 | 3.737 | 3.216 | 4.668 |
| NM11 | 4 đến NM 11 | 3.344 | 3.91 | 3.91 | 3.392 | 4.841 |
Theo bảng 3.6 ta thấy dòng NM 3 pha từ TG4 – TG1 tăng cao nhất.
Kết luận:
+ Khi kết nối hệ thống với nhà máy điện gió loại 4 ( PMSG), dòng ngắn mạch 3 pha tăng thấp hơn so với NMĐG loại 1, loại 3
+ Khi kết nối NMĐG loại 1 và loại 3 vào hệ thống, dòng ngắn mạch 3 pha tăng bằng nhau
+ Khi kết nối NMĐG và nhà máy điện truyền thống vào lưới, thì dòng ngắn mạch 3 pha nhà máy điện truyền thống tăng cao hơn.
+ Dòng ngắn mạch 3 pha từ thanh góp 4 đổ về thanh góp 1 lớn nhất.
– Đề xuất: Thay đổi MC3, MC4 có dòng ngắn mạch cao hơn khi hòa các loại NMĐG hoặc nhà máy điện truyền thống vào lưới điện.
3.3.1.2. Dòng ngắn mạch 3 pha khi:
– Không kết nối NMĐG DFIG
– Kết nối NMĐG DFIG với Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100%
– Kết nối NMĐG DFIG với Qmax = +5MVAr và Qmin=-5 MVAr
– Kết nối NMĐG DFIG với % V = 110%
Bảng 3.7. Dòng ngắn mạch 3 pha của NMĐG DFIG khi Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100%và Qmax = +5MVAr, Qmin= – 5 MVAr, % V = 110%
| Thanh góp/ Điểm ngắn mạch | Dòng ngắn mạch (kA) | |||
|---|---|---|---|---|
| Không kết nối NMĐG | Qmax = 0 Qmin=0 %V = 100% | Qmax = +5MVAr Qmin= – 5 MVAr | % V = 110% | |
| 4 đến 1 | 27.301 | 33.105 | 33.105 | 33.105 |
| 7 đến 2 | 23.019 | 24.767 | 24.767 | 24.767 |
| 9 đến 3 | 29.39 | 31 | 31 | 31 |
| 10 đến 5 | 1.929 | 2.174 | 2.174 | 2.174 |
| 7 đến 5 | 1.885 | 1.914 | 1.914 | 1.914 |
| NM11 đến 6 | 2.32 | 2.613 | 2.613 | 2.613 |
| 9 đến 6 | 1.412 | 1.433 | 1.433 | 1.433 |
| 5 đến 7 | 1.298 | 1.454 | 1.454 | 1.454 |
| 8 đến 7 | 0.916 | 0.969 | 0.969 | 0.969 |
| 7 đến 8 | 2.185 | 2.271 | 2.271 | 2.271 |
| 9 đến 8 | 1.302 | 1.364 | 1.364 | 1.364 |
| 6 đến 9 | 1.362 | 1.505 | 1.505 | 1.505 |
| 8 đến 9 | 1.089 | 1.136 | 1.136 | 1.136 |
| 4 đến 10 | 3.171 | 3.737 | 3.737 | 3.737 |
| 4 đến 11 | 3.344 | 3.91 | 3.91 | 3.91 |
Nhận xét: Từ bảng 3.7 ta nhận thấy dòng NM3P của máy phát turbine gió loại DFIG không thay đổi khi thay đổi CSPK và thay đổi điện áp
3.3.1.3. Dòng ngắn mạch 3 pha khi:
– Không kết nối NMĐG PMSG
– Kết nối NMĐG PMSG với Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100%
– Kết nối NMĐG PMSG với Qmax = +5MVAr và Qmin=-5 MVAr
– Kết nối NMĐG PMSG với % V = 110%
Bảng 3.8. Dòng ngắn mạch 3 pha của NMĐG PMSG khi Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100% và Qmax = +5MVAr, Qmin= – 5 MVAr, % V = 110%
| Thanh góp | Dòng ngắn mạch (kA) | |||
|---|---|---|---|---|
| Không kết nối NMĐG | Qmax = 0 Qmin=0 %V = 100% | Qmax = +5MVAr Qmin= – 5 MVAr | % V = 110% | |
| 4 đến 1 | 27.301 | 27.925 | 27.925 | 27.925 |
| 7 đến 2 | 23.019 | 23.143 | 23.143 | 23.143 |
| 9 đến 3 | 29.39 | 29.518 | 29.518 | 29.518 |
| 10 đến 5 | 1.929 | 1.946 | 1.946 | 1.946 |
| 7 đến 5 | 1.885 | 1.887 | 1.887 | 1.887 |
| 11 đến 6 | 2.32 | 2.343 | 2.343 | 2.343 |
| 9 đến 6 | 1.412 | 1.413 | 1.413 | 1.413 |
| 5 đến 7 | 1.298 | 1.308 | 1.308 | 1.308 |
| 8 đến 7 | 0.916 | 0.919 | 0.919 | 0.919 |
| 7 đến 8 | 2.185 | 2.189 | 2.189 | 2.189 |
| 9 đến 8 | 1.302 | 1.305 | 1.305 | 1.305 |
| 6 đến 9 | 1.362 | 1.372 | 1.372 | 1.372 |
| 8 đến 9 | 1.089 | 1.091 | 1.091 | 1.091 |
| 4 đến 10 | 3.171 | 3.216 | 3.216 | 3.216 |
| 4 đến 11 | 3.344 | 3.392 | 3.392 | 3.392 |
Nhận xét: Từ bảng 3.8 ta nhận thấy dòng NM3P của NMĐG PMSG không thay đổi khi thay đổi CSPK và thay đổi điện áp
3.3.2. Sự cố ngắn mạch 1 pha trên lưới điện mẫu
3.3.2.1 Ngắn mạch 1 pha trên thanh góp khi có kết nối và không kết nối của nhà máy điện gió, nhà máy truyền thống
Bảng 3.9. Dòng ngắn mạch 1 pha trên thanh góp khi có kết nối và không kết nối với nhà máy điện gió, nhà máy truyền thống
| Thanh góp | Chưa kết nối NMĐG (kA) | Có kết nối NMĐG (kA) | Sử dụng nhà máy truyền thống 60 Mw | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| SCIG | DFIG | PMSG | ||||
| 1 | 4 đến 1 | 21.587 | 25.639 | 25.639 | 22.051 | 31.645 |
| 2 | 7 đến 2 | 35.965 | 37.648 | 37.648 | 36.091 | 39.903 |
| 3 | 9 đến 3 | 40.865 | 42.33 | 42.33 | 40.991 | 44.28 |
| 5 | 10 đến 5 | 1.808 | 1.923 | 1.923 | 1.830 | 2.075 |
| 6 | 11 đến 6 | 1.932 | 2.055 | 2.055 | 1.956 | 2.219 |
| 7 | 5 đến 7 | 1.046 | 1.097 | 1.097 | 1.056 | 1.162 |
| 8 đến 7 | 0.548 | 0.563 | 0.563 | 0.552 | 0.58 | |
| 8 | 7 đến 8 | 1.2 | 1.22 | 1.22 | 1.207 | 1.244 |
| 9 đến 8 | 0.739 | 0.755 | 0.755 | 0.744 | 0.774 | |
| 9 | 6 đến 9 | 0.955 | 0.999 | 0.999 | 0.964 | 1.054 |
Theo bảng 3.9 ta thấy dòng NM 1 pha từ TG4-TG1 tăng cao nhất.
+ Khi kết nối hệ thống với nhà máy điện gió loại 4 ( PMSG), dòng ngắn mạch 1 pha tăng thấp hơn so với NMĐG loại 1, loại 3
+ Khi kết nối NMĐG loại 1 và loại 3 vào hệ thống, dòng ngắn mạch 1 pha tăng bằng nhau
+ Khi kết nối NMĐG và nhà máy điện truyền thống vào lưới, thì dòng ngắn mạch 1 pha nhà máy điện truyền thống tăng cao hơn.
+ Dòng ngắn mạch 1 pha từ thanh góp 4 đổ về thanh góp 1 lớn nhất.
* Đề xuất:
– Thay đổi MC3 và MC4 có dòng ngắn mạch cao hơn khi hòa các tuabin gió hoặc máy phát đồng bộ này vào hệ thống.
3.3.2.2. Dòng ngắn mạch 1 pha khi:
– Không kết nối NMĐG DFIG
– Kết nối NMĐG DFIG với Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100%
– Kết nối NMĐG DFIG với Qmax = +5MVAr và Qmin=-5 MVAr
– Kết nối NMĐG DFIG với % V = 110%
Bảng 3.10. Dòng ngắn mạch 1 pha của NMĐG DFIG khi Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100%và Qmax = +5MVAr, Qmin= – 5 MVAr, % V = 110%
| Thanh góp | Dòng ngắn mạch (kA) | |||
| Không kết nối NMĐG | Qmax = 0 Qmin=0 %V = 100% | Qmax = +5MVAr Qmin= – 5 MVAr | % V = 110% | |
| 4 đến 1 | 21.587 | 25.639 | 25.639 | 25.639 |
| 7 đến 2 | 35.965 | 37.648 | 37.648 | 37.648 |
| 9 đến 3 | 40.865 | 42.33 | 42.33 | 42.33 |
| 10 đến 5 | 1.808 | 1.923 | 1.923 | 1.923 |
| 11 đến 6 | 1.932 | 2.055 | 2.055 | 2.055 |
| 5 đến 7 | 1.046 | 1.097 | 1.097 | 1.097 |
| 8 đến 7 | 0.548 | 0.563 | 0.563 | 0.563 |
| 7 đến 8 | 1.2 | 1.22 | 1.22 | 1.22 |
| 9 đến 8 | 0.739 | 0.755 | 0.755 | 0.755 |
| 6 đến 9 | 0.955 | 0.999 | 0.999 | 0.999 |
Nhận xét: Từ bảng 3.10 ta nhận thấy dòng NM1P của NMĐG DFIG không thay đổi khi thay đổi CSPK và thay đổi điện áp
3.3.2.3. Dòng ngắn mạch 1 pha khi:
– Không kết nối NMĐG PMSG
– Kết nối NMĐG PMSG với Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100%
– Kết nối NMĐG PMSG với Qmax = +5MVAr và Qmin=-5 MVAr
– Kết nối NMĐG PMSG với % V = 110%
Bảng 3.11. Dòng ngắn mạch 1 pha của NMĐG PMSG khi Qmax = 0, Qmin=0, % V = 100% và Qmax = +5MVAr, Qmin= – 5 MVAr, % V = 110%
| Thanh góp | Dòng ngắn mạch (kA) | |||
|---|---|---|---|---|
| Không kết nối NMĐG | Qmax = 0 Qmin= 0 %V = 100% | Qmax = +5MVAr Qmin= – 5 MVAr | % V = 110% | |
| 4 đến 1 | 21.587 | 22.051 | 22.051 | 22.051 |
| 7 đến 2 | 35.965 | 36.091 | 36.091 | 36.091 |
| 9 đến 3 | 40.865 | 40.991 | 40.991 | 40.991 |
| 10 đến 5 | 1.808 | 1.830 | 1.830 | 1.830 |
| 11 đến 6 | 1.932 | 1.956 | 1.956 | 1.956 |
| 5 đến 7 | 1.046 | 1.056 | 1.056 | 1.056 |
| 8 đến 7 | 0.548 | 0.552 | 0.552 | 0.552 |
| 7 đến 8 | 1.2 | 1.207 | 1.207 | 1.207 |
| 9 đến 8 | 0.739 | 0.744 | 0.744 | 0.744 |
| 6 đến 9 | 0.955 | 0.964 | 0.964 | 0.964 |
Nhận xét: Từ bảng 3.11 ta nhận thấy dòng NM1P của NMĐG PMSG không thay đổi khi thay đổi CSPK và thay đổi điện áp
3.4. So sánh và đánh giá mức độ ảnh hưởng.
3.4.1. So sánh chênh lệch dòng NM3P khi không kết nối với NMĐG và khi kết nối NMĐG. nhà máy điện truyền thống
Bảng 3.12. So sánh chênh lệch dòng ngắn mạch 3 pha khi không kết nối NMĐG và khi kết nối NMĐG.
| Thanh góp/Điểm ngắn mạch | Chênh lệch từng NMĐG | Nhà máy điện truyền thống 60Mw | |||
|---|---|---|---|---|---|
| SCIG | DFIG | PMSG | |||
| 1 | 4 đến 1 | 5.804 | 5.804 | 0.624 | 14.607 |
| 2 | 7 đến 2 | 1.748 | 1.748 | 0.124 | 4.047 |
| 3 | 9 đến 3 | 1.61 | 1.61 | 0.128 | 3.71 |
| 5 | 10 đến 5 | 0.245 | 0.245 | 0.017 | 0.596 |
| 7 đến 5 | 0.029 | 0.029 | 0.002 | 0.072 | |
| 6 | 11 đến 6 | 0.293 | 0.293 | 0.023 | 0.729 |
| 9 đến 6 | 0.021 | 0.021 | 0.001 | 0.053 | |
| 7 | 5 đến 7 | 0.156 | 0.156 | 0.01 | 0.37 |
| 8 đến 7 | 0.053 | 0.053 | 0.003 | 0.127 | |
| 8 | 7 đến 8 | 0.086 | 0.086 | 0.004 | 0.201 |
| 9 đến 8 | 0.062 | 0.062 | 0.003 | 0.145 | |
| 9 | 6 đến 9 | 0.143 | 0.143 | 0.01 | 0.34 |
| 8 đến 9 | 0.047 | 0.047 | 0.002 | 0.111 | |
| NM10 | 4 đến NM10 | 0.566 | 0.566 | 0.045 | 1.497 |
| NM11 | 4 đến NM11 | 0.566 | 0.566 | 0.048 | 1.497 |
3.4.2 So sánh chênh lệch dòng NM1P khi không kết nối với NMĐG và khi kết nối NMĐG, nhà máy điện truyền thống
Bảng 3.13. So sánh chênh lệch dòng ngắn mạch 1 pha khi không kết nối NMĐG và khi kết nối NMĐG
3.4.3 Đánh giá mức độ ảnh hưởng
3.4.3.1. Đánh giá mức độ ảnh hưởng ngắn mạch 3 pha
– Máy phát turbine gió loại 4 PMSG có dòng ngắn mạch 3 pha tăng thấp nhất trong 3 loại máy phát turbine gió
– Máy phát turbine gió loại 1 SCIG và loại 3 DFIG có dòng ngắn mạch tăng bằng nhau và cao hơn máy phát turbine gió loại 4
3.4.3.2. Đánh giá mức độ ảnh hưởng ngắn mạch 1 pha
– Máy phát turbine gió loại 4 PMSG có dòng ngắn mạch 1 pha tăng thấp nhất trong 3 loại máy phát turbine gió
– Máy phát turbine gió loại 1 SCIG và loại 3 DFIG có dòng ngắn mạch tăng bằng nhau và cao hơn máy phát turbine gió loại 4.
3.5. Kết luận Chương 3
– Khi bị sự cố ngắn mạch trên lưới điện cao áp, nếu lưới có nối với các máy phát turbine gió thì dòng ngắn mạch sẽ tăng. Tùy theo vị trí nối của các máy phát turbine gió vào thanh góp mà dòng ngắn mạch sẽ tăng khác nhau, thanh góp càng gần vị trí nối máy phát turbine gió và gần máy phát thì dòng ngắn mạch tăng càng nhiều và ngược lại. Vì vậy, phần mềm ETAP mô phỏng cụ thể giá trị dòng ngắn mạch để tiến hành chọn khí cụ điện thay thế cho phù hợp.
– Tùy thuộc vào việc ta chọn loại máy phát turbine gió mà dòng ngắn mạch sẽ tăng khác nhau. Trong các loại máy phát turbine gió thì máy phát turbine gió loại 4 (PMSG) dòng ngắn mạch tăng thấp nhất, các máy phát turbine gió loại 1 và loại 3 tăng cao hơn và bằng nhau.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
* Kết luận:
Khi nối thêm các máy phát turbine gió vào hệ thống thì dòng ngắn mạch sẽ tăng, để biết cụ thể trị dòng ngắn mạch tại vị trí nào, có giá trị bao nhiêu, ta sử dụng phần mềm ETAP để mô phỏng. Từ đó ta tiến hành thay thế các khí cụ điện có thông số kỹ thuật cho đảm bảo hệ thống hoạt động tốt khi bình thường và sự cố. Điển hình như hệ thống điện cao áp 230 KV/ 300MW – sử dụng 9 thanh góp như ta đang xét, và nối các máy phát turbine gió có công suất 60 MW nối vào thanh góp 4, thì ta cần thay thế các máy cắt MC3, MC 4, MC 5, MC 6, MC 7, MC 8, MC 11, MC 26 để đảm bảo an toàn cho hệ thống khi xảy ra sự cố ngắn mạch.
Trong 3 loại máy phát turbine gió 1,3,4 đã xét như trên thì máy phát turbine gió loại 4 tối ưu nhất vì có ưu điểm rất lớn đó là điều khiển được tốc độ và khi bị sự cố ngắn mạch, dòng ngắn mạch tăng ít hơn so với máy phát turbine gió loại 3, loại 1. Mặt khác, máy phát turbine gió loại 1 có hạn chế lớn đó là không điều khiển được tốc độ.
* Kiến nghị:
Vì khuôn khổ đề tài và thời gian có hạn, nên đề tài chỉ nghiên cứu đến dòng ngắn mạch trên các thanh góp của lưới điện, các vị trí khác như ngắn mạch trên các máy phát turbine gió thì chưa xét tới.
E:\DỮ LIỆU COP CỦA CHỊ YẾN\DAI HOC DA NANG\KY THUAT DIEN\DUONG VAN SON\TOM TAT
