Luận án Nghiên cứu hệ thống phát điện gió – Diesel nhằm nâng cao mức thâm nhập điện gió với lưới cô lập

ánh các loại tuabin gió trên phương diện hiệu quả sản xuất điện năng của mỗi tuabin gió.  93   93  5.3.6. Tính toán theo tốc độ gió trung bình với tuabin gió có tích hợp khớp ly hợp điện từ Các tính toán ở mục này thực hiện với kiểu tuabin gió có thể được sản xuất trong tương lai. Nhằm mục đích xem xét khả năng ứng dụng của loại này cho lưới cô lập. 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 22001 2 3 4 5 0 25 50 75 100 125 P t (kW) Tuabin:2 MW N w lapdat (may) P 1 /P t (% ) 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 22001 2 3 4 5 0 25 50 75 100 125 P t (kW) Tuabin:1.5 MW N w lapdat (may) P 1 /P t (% ) (a) (b) 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 22001 2 3 4 5 6 0 25 50 75 100 125 P t (kW) Tuabin:1.2 MW N w lapdat (may) P 1 /P t (% ) 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 22001 2 3 4 5 6 7 0 25 50 75 100 125 P t (kW) Tuabin:1 MW N w lapdat (may) P 1 /P t (% ) (c) (d) 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 22001 2 3 4 5 6 7 8 0 25 50 75 100 125 P t (kW) Tuabin:0.8 MW N w lapdat (may) P 1 /P t (% ) 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2 4 6 8 10 12 0 25 50 75 100 125 P t (kW) Tuabin:0.5 MW N w lapdat (may) P 1 /P t (% ) (e) (f) Hình 5.16 Tỷ lệ P1/Pt theo số lượng tuabin gió có tích hợp EMC ứng với mức công suất (a) 2MW; (b) 1,5MW; 1,2MW; (d) 1MW; (e) 0,8MW; (f) 0,5MW. Từ kết quả ở Hình 5.16 cho thấy rằng nên lắp đặt tối đa là 3 tuabin gió 2 MW, hoặc 4 tuabin gió 1,2; hoặc 5 tuabin gió 1,5 MW, hoặc 6 tuabin gió 1 MW, hoặc 7 tuabin gió 0,8 MW, hoặc 11 tuabin gió 0,5 MW. Vì thế, các phân tích tiếp theo chỉ khảo sát đến giới hạn về số lượng đã nêu với một số mức công suất phổ biến. Với kết quả thể hiện ở Hình 5.17 cho thấy khi lắp đặt tuabin gió có tích hợp EMC với các mức công suất khác nhau thì đều nhận được lợi ích kinh tế tối đa như nhau. Do vậy, nếu diện tích lắp đặt tuabin gió trên đảo là một giới hạn quan trọng thì theo kết quả trên Hình 5.19 nên lựa chọn 3 tuabin gió 1,2÷2 MW (vì có mức sản xuất điện năng tối đa trên 100% so với tổng điện năng tiêu thụ), còn ngược lại có thể chọn nhiều tuabin gió công suất nhỏ. Nhưng so sánh với mức điện năng trạm điện gió cung cấp trực tiếp cho phụ tải (Hình 5.18) thì nên lựa chọn 3 tuabin gió 1,5÷2 MW. Đồng thời kết quả khảo sát ở đây còn cho thấy nên lắp đặt 3 tuabin gió 1,5 MW để có hiệu quả cao nhất. Vì trường hợp này có số lượng tuabin gió lắp đặt ít nhất mà vẫn đạt tỷ lệ sản xuất điện năng lớn nhất và cả chỉ số hiệu quả khai thác trên mỗi tuabin (Hình 5.19).  94   94  0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 100 105 110 115 120 P t (kW) P w N (MW) P 1 /P t (% ) 0 20 40 60 80 100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 (A1-Adsdc)/At (%) Nwlapdat WT 2.0MW WT 1.5MW WT 1.2MW WT 1.0MW WT 0.8MW WT 0.5MW 116.5 % Hình 5.17 Mặt cong giới hạn mức thâm nhập điện gió tối đa với tuabin gió có tích hợp EMC. Hình 5.18 So sánh các loại tuabin gió có tích hợp EMC trên phương diện tỷ lệ điện năng trạm điện gió cung cấp trực tiếp cho phụ tải (A1 – Adsdc) so với At khi vận hành ở tốc độ gió 9m/s với phụ tải của ngày 02/07/2014. 0 20 40 60 80 100 120 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 A1/At (%) Nwlapdat WT 2.0MW WT 1.5MW WT 1.2MW WT 1.0MW WT 0.8MW WT 0.5MW 116.5 % 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 A1/Nw (pu) Nwlapdat WT 2.0MW WT 1.5MW WT 1.2MW WT 1.0MW WT 0.8MW WT 0.5MW (a) (b) Hình 5.19 (a) So sánh các loại tuabin gió trên phương diện tỷ lệ A1/At khi vận hành ở tốc độ gió 9m/s với phụ tải của ngày 02/07/2014; (b) So sánh các loại tuabin gió trên phương diện hiệu quả sản xuất điện năng của mỗi tuabin gió. 5.4. Tổng kết chƣơng Các kết quả đạt được trong chương: 1. Đề xuất phương pháp tính toán xác định trạm điện gió ph hợp với trạm điện diesel đã có ở v ng cô lập. 2. Khuyến nghị về việc lắp đặt trạm điện gió cho các v ng cô lập tương tự như đảo Phú Quý: * Nếu lắp đặt các tuabin gió loại DFIG, chọn công suất tuabin 1 MW trở xuống là hiệu quả nhất, khi đó tỷ lệ điện năng của trạm điện gió có thể đạt 84,59%At. * Nếu lựa chọn tuabin gió kiểu D sử dụng SG hoặc PMSG thì nên lắp đặt 4 tuabin 1 MW, theo đó tỷ lệ điện năng của trạm điện gió lên đến 87,6% At. * Hơn nữa, nếu trong tương lai loại tuabin gió tích hợp EMC được sản xuất thì sử dụng 3 tuabin gió loại này với công suất 1,5 MW là tốt nhất (A1max=116,5% At). * Trong điều kiện hiện nay nên lựa chọn tuabin gió kiểu D sử dụng SG hoặc PMSG. Lựa chọn này cho phép khai thác tốt tài nguyên gió, giảm tiêu tốn diesel và bảo vệ môi trường. 3. Các khuyến nghị khác:  95   95  * Cũng theo khảo sát trong chương này cho thấy tuabin gió kiểu D sử dụng SCIG có hiệu quả kém nhất, có mức thâm nhập kém hơn cả kiểu DFIG. Như vậy không nên lựa chọn loại này cho việc xây lắp trạm điện gió trên các đảo. * Trong trường hợp đã đầu tư trạm điện gió như hiện nay ở Phú Quý, nên vận hành theo giải pháp vận hành mà luận án đã đề xuất để sử dụng năng lượng gió tốt hơn. * Khuyến nghị ứng dụng phương pháp tính toán đã đề xuất làm chương trình cố vấn cho việc lựa chọn trạm điện gió ở các v ng cô lập khác.  96   96  KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận Chủ đề xuyên suốt toàn bộ luận án hướng đến mục tiêu nâng cao mức thâm nhập điện gió của hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel trong lưới cô lập, cụ thể là: bắt đầu từ tổng quát về hệ thống phát điện hỗn hợp này (Chương 1), khái quát lý thuyết và đề xuất giải pháp nâng cao mức thâm nhập điện gió có xét đến các điều kiện ràng buộc trong vận hành (Chương 2), xây dựng mô hình đánh giá về khả năng vận hành ổn định (Chương 3), xây dựng mô hình đánh giá hiệu quả của giải pháp đề xuất (Chương 4); từ bài học kinh nghiệm đối với các hệ thống đã có, luận án đề xuất phương pháp tính toán xác định trạm điện gió ph hợp với trạm điện diesel đã có ở v ng cô lập nhằm tối đa lợi ích kinh tế trong vận hành nhưng lại giảm thấp chi phí đầu tư (Chương 5). Những kết quả đạt được của luận án: 1. Trên cơ sở các công trình nghiên cứu trước luận án đã tổng hợp một cách khái quát về hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel trong lưới cô lập; Phân tích các đặc tính kỹ thuật của tuabin gió sử dụng DFIG và đặc tính của máy phát đồng bộ trong trạm điện diesel; Nghiên cứu phân tích cấu trúc điều khiển hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel. 2. Nghiên cứu mô hình hóa hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel: * Luận án đã tổng hợp và kế thừa các nghiên cứu trước để lập mô hình toán ứng với các chế độ vận hành. * Đề xuất thuật toán điều khiển hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel không có thiết bị phụ trợ trong lưới cô lập: tính toán phân phối công suất tác dụng, công suất phản kháng, số lượng máy phát cần vận hành trong các trạm điện theo hướng khai thác tối đa khả năng của trạm điện gió. * Luận án đã đề xuất cấu trúc tuabin gió chuyên dụng cho lưới cô lập. Từ đó, đề xuất phương thức vận hành hiệu quả hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel trong lưới cô lập với tuabin gió có tích hợp EMC. 3. Nghiên cứu điều kiện vận hành ổn định hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel: Xác định các yếu tố ảnh hưởng đến ổn định tĩnh của hệ thống: điện kháng truyền tải; khả năng phát công suất phản kháng của các máy phát; Yếu tố ảnh hưởng đến ổn định quá độ: khả năng cắt nhanh của các máy cắt. Các khuyến nghị đối với hệ thống phát điện hỗn hợp ở đảo Phú Quý: * Đối với các thiết bị truyền tải phải có điện kháng tổng nhỏ hơn 0,518 pu; * Trạm điện gió phải phát công suất phản kháng ph hợp với khả năng của loại tuabin gió (V80–2MW cho phép phát công suất phản kháng với cosφS1=0,98);  97   97  * Thiết lập thời gian cắt ngắn mạch trên các máy cắt đầu nguồn phải nhỏ hơn 173 ms đối với phía trạm điện diesel, 500 ms đối với phía trạm điện gió; * Lắp đặt thêm tụ b để nâng cao tính ổn định của hệ thống, giảm lượng công suất phản kháng phải phát của trạm điện diesel, giảm tổn thất công suất, giảm sụt áp. 4. Nghiên cứu bài toán áp dụng các giải pháp vận hành đã đề xuất trên đối tượng là hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel ở Phú Quý: * Áp dụng thuật toán điều khiển đã đề xuất cho kết quả đạt mức thâm nhập điện gió trung bình 80% Pt, mức thâm nhập tối đa 89,159% Pt; * Mô phỏng và tính toán thử nghiệm với tuabin gió có tích hợp EMC cho kết quả có thể đạt mức thâm nhập điện gió 100% Pt vào lúc gió mạnh hoặc phụ tải thấp mà vẫn đảm bảo chất lượng điện năng tốt, tiêu tốn ít nhiên liệu diesel vào giờ cao điểm hoặc lúc gió yếu. 5. Đề xuất thuật toán và chương trình tính toán xác định trạm điện gió ph hợp với lưới cô lập đã có trạm điện diesel: xác định công suất tuabin và số lượng tuabin với các loại tuabin gió khác nhau. Khuyến nghị về việc lắp đặt trạm điện gió cho các v ng cô lập tương tự như đảo Phú Quý: * Nếu lắp đặt các tuabin gió DFIG có công suất không quá 1,0 MW thì tỷ lệ điện năng của điện gió có thể đạt 84,59% At; * Nếu lựa chọn tuabin gió kiểu D sử dụng SG hoặc PMSG thì nên lắp đặt 4 tuabin 1,0 MW, tỷ lệ điện năng của điện gió có thể đạt 87,6% At; * Nếu sử dụng loại tuabin gió có tích hợp EMC thì nên lựa chọn 3 tuabin 1,5 MW (A1max=116,5% At); Trong điều kiện hiện nay nên d ng tuabin gió kiểu D sử dụng SG hoặc PMSG. Đóng góp khoa học của luận án Với các nội dung đã trình bày có thể khẳng định các đóng góp khoa học của luận án như sau: 1. Phân tích đánh giá các yếu tố ảnh hưởng đến tính ổn định của hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel trong lưới cô lập. 2. Đề xuất cấu trúc điều khiển chung và thuật toán vận hành ph hợp cho hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel không có thiết bị phụ trợ trong lưới cô lập nhằm nâng cao mức thâm nhập điện gió mà vẫn thỏa mãn các điều kiện ràng buộc trong vận hành. Bên cạnh đó luận án cũng đã đề xuất giải pháp sử dụng tuabin gió có tích hợp EMC để đạt mức thâm nhập điện gió 100 %Pt mà vẫn đảm bảo chất lượng điện năng. 3. Đề xuất thuật toán xác định trạm điện gió ph hợp nhất với trạm điện diesel đã có ở v ng cô lập. Số lượng và công suất tuabin gió được xác định theo mục đích khai thác tối đa nguồn năng lượng gió với chi phí đầu tư thấp.  98   98  Kiến nghị hƣớng nghiên cứu tiếp theo Đề nghị các cơ quan chủ quản các trạm điện gió tạo điều kiện cho người nghiên cứu được tiếp cận và có thể triển khai ứng dụng các giải pháp mới. Tiếp tục nghiên cứu các giải pháp nhằm nâng cao hơn nữa mức thâm nhập điện gió, giảm chi phí nhiên liệu diesel đến mức tối thiểu.  99   99  DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ CỦA LUẬN ÁN 1. Lê Thái Hiệp, Nguyễn Duy Khiêm, Nguyễn Thế Công, Lê Văn Doanh (2014) “Giải pháp kỹ thuật để nâng cao tính ổn định của hệ thống điện hỗn hợp gió – diesel cấp nguồn cho các đảo”. Hội nghị khoa học và công nghệ Điện lực toàn quốc 2014, Đà Nẵng, Việt Nam, tháng 11, trang 226-236. 2. Lê Thái Hiệp, Doãn Văn Đông, Nguyễn Thế Công, Lê Văn Doanh (2014) “Phân tích ổn định tĩnh hệ thống điện hỗn hợp gió – diesel trên đảo Phú Quý”. Tạp chí Khoa học và Công nghệ Đại học Đà Nẵng, số 11(84), quyển 2, trang 24-28. 3. Lê Thái Hiệp, Nguyễn Duy Khiêm, Nguyễn Thế Công, Lê Văn Doanh (2015) “Tính toán lượng công suất phát cực đại của trạm điện gió trong hệ thống điện hỗn hợp gió – diesel trên đảo Phú Quý”. Tạp chí Khoa học & Công nghệ các trường Đại học kỹ thuật, số 104, trang 6-10. 4. Le Thai Hiep, Nguyen Duy Khiem, Nguyen The Cong, Le Van Doanh (2015) “The suitable determination the number and capacity of wind turbines connected to the diesel power station in Phu Quy Island”. Journal of Science & Technology technical universities, no. 107, pp. 36-41. 5. Lê Thái Hiệp, Nguyễn Thế Công, Lê Văn Doanh (2015) “Tích hợp khớp ly hợp điện từ vào tuabin gió nhằm tăng mức độ thâm nhập của điện gió trong lưới cô lập”. Tạp chí Khoa học & Công nghệ các trường Đại học kỹ thuật, số 108, trang 19-25. 6. Lê Thái Hiệp, Đoàn Đức T ng, Nguyễn Thế Công, Lê Văn Doanh (2015) “Điều khiển hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel trong lưới cô lập theo hướng tối đa hóa mức thâm nhập điện gió”. Tạp chí Khoa học và Công nghệ Đại học Đà Nẵng, số 11(96), quyển 2, trang 53-57.  100   100  TÀI LIỆU THAM KHẢO Tài liệu tiếng Việt : [1] Cao Xuân Tuyển, Nguyễn Ph ng Quang, (2005) “Các thuật toán phi tuyến trên cơ sở kỹ thuật Backstepping điều khiển máy điện dị bộ nguồn kép trong hệ thống phát điện chạy sức gió”. The 6th Vietnam Conference on Automation (6th VICA), tr. 545– 550. [2] Cao Xuân Tuyển, Nguyễn Ph ng Quang, (2006) “Kết quả thực nghiệm điều khiển máy điện không đồng bộ nguồn kép trong hệ thống phát điện chạy sức gió áp dụng phương pháp thiết kế phi tuyến backstepping”. Tự động hoá ngày nay, tháng 12/2006, tr. 3–12. [3] Cao Xuân Tuyển, Nguyễn Ph ng Quang, (2007) “Vấn đề khử sai lệch tĩnh và các kết quả thực nghiệm về áp dụng các thuật toán phi tuyến trên cơ sở kỹ thuật Backstepping điều khiển máy điện dị bộ nguồn kép trong hệ thống phát điện chạy sức gió”. Tạp chí Khoa học và Công nghệ các trường đại học, no. 59, tr. 39–44. [4] Cao Xuân Tuyển, Nguyễn Ph ng Quang, (2007) “Điều khiển máy điện dị bộ nguồn kép trong hệ thống phát điện chạy sức gió với bộ điều khiển dòng thích nghi bền vững trên cơ sở kỹ thuật Backstepping”. Tạp chí Khoa học và Công nghệ - Đại học Thái Nguyên, vol. 1, no. 3, tr. 115–120. [5] Công ty TNHH 1TV năng lượng tái tạo Điện lực Dầu khí Việt Nam, Công ty điện lực Bình Thuận, (2012) Qui trình phối hợp vận hành hỗn hợp gió – diesel trên đảo Phú Quý. PC Bình Thuận, Bình Thuận. [6] Đặng Danh Hoằng, Nguyễn Ph ng Quang, (2012) “Điều khiển phi tuyến hệ thống phát điện chạy sức gió sử dụng máy phát không đồng bộ nguồn kép trên cơ sở hệ thụ động Euler - Lagrange và Hamilton”. Tạp chí tin học và điều khiển học, vol. 28, no. 1, tr. 9–19. [7] Dự án Năng lượng Gió GIZ, (2012) Tình hình phát triển điện gió và khả năng cung ứng tài chính cho các dự án ở việt nam. Dự án Năng lượng Gió GIZ, Hà Nội. [8] Dự án Năng lượng Gió GIZ/MoIT, (2011) Thông tin về năng lượng gió ở Việt Nam. Dự án Năng lượng Gió GIZ/MoIT, Hà Nội. [9] Lã Văn Út, (2011) Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội. [10] Nguyễn Ph ng Quang, (1996) Phương pháp điều khiển máy điện không đồng bộ nguồn kép dùng làm máy phát trong hệ thống phát điện chạy sức gió. Công ty Windtech, Völkermarkt. [11] Nguyễn Ph ng Quang, (1998) “Máy điện dị bộ nguồn kép d ng làm máy phát trong hệ thống phát điện chạy sức gió: Các thuật toán điều chỉnh đảm bảo phân ly giữa momen và hệ số công suất”. Tuyển tập VICA 3, tr. 413–437, 1998. [12] Nguyễn Ph ng Quang, (2007) Nghiên cứu, thiết kế và chế tạo bộ phát điện bằng sức gió có công suất 10-30kW phù hợp với điều kiện Việt Nam. Chủ nhiệm đề tài cấp NN mã số KC.06.20CN, nghiệm thu 2007 tại ĐH Bách Khoa Hà Nội. [13] Nguyễn Thị Mai Hương, (2012) Sách lược điều khiển nhằm nâng cao tính bền vững trụ lưới của hệ thống phát điện chạy sức gió sử dụng máy điện không đồng bộ nguồn kép. Đại học Thái Nguyên, Việt Nam.  101   101  [14] Phạm Tuấn Anh, (2015) Các phương pháp điều khiển thiết bị kho điện sử dụng trong hệ thống phát điện sức gió hoạt động ở chế độ ốc đảo, Đại học Bách khoa Hà Nội, Việt Nam. [15] Tập đoàn Điện lực Việt Nam, (2013) Sổ tay kỹ thuật về đấu nối điện gió vào lưới điện Việt Nam. Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Hà Nội. [16] Tổng công ty Điện lực miền Nam, (2012) Tình hình đấu nối dự án nhà máy phong điện đảo Phú Quý. thành phố Hồ Chí Minh. [17] Trần Xuân Minh, Đặng Danh Hoằng, (2013) “Điều khiển bám lưới hệ thống phát điện sức gió sử dụng máy phát không đồng bộ nguồn kép bằng phương pháp điều khiển tựa theo thụ động”. Tạp chí Khoa học & Công nghệ các trường đại học kỹ thuật, no. 97, tr. 8–14. [18] Trương Công H ng, (2005) Nghiên cứu phương pháp điều chỉnh ổn định điện áp ra của trạm phát điện chạy sức gió thuộc đề tài KC06.20.CN. Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội. [19] Võ Hồng Thái, Nguyễn Đức Huy, Trần Nam Trung, (2014) “Giải pháp hoạt động hỗn hợp gió - diesel đảo Phú Quý”. Dầu khí, vol. 3/2014, tr. 55–64. Tài liệu tiếng nước ngoài: [20] Abdulkarim Abdulrazek, (2012) Design and power characterization of a small wind turbine model in partial load. Cairo University, Egypt. [21] Altin, Anca D. Hansen and Müfit, (2015) Impact of advanced wind power ancillary services on power system. Danmarks Tekniske Universitet, DTU Vindenergi. [22] Anca D. Hansen, Müfit Altin, Nicolaos A. Cutululis, (2015) Modelling of wind power plant controller , wind speed time series , aggregation and sample results, no. January. Danmarks Tekniske Universitet, DTU Vindenergi. [23] B. Multon, X. Roboam, B. Dakyo, C. Nichita, O. Gergaud, H. B. E. N. Ahmed, (2004) “Aérogénérateurs électriques”. Traités de Génie Electrique, vol. D3960, no. Novembre 2004, pp. 1–18. [24] Beltran Brice, Tarek Ahmed-ali, Mohamed El, Hachemi Benbouzid, (2009) “High- order sliding-mode control of variable-speed wind turbines”. IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 56, no. 9, pp. 3314–3321. [25] Bhuiyan, Faruk A., Amirnaser Yazdani, (2009) “Multimode control of a DFIG- based wind-power unit for remote applications”. TIEEE Transactions on Power Delivery, vol. 24, no. 4, pp. 2079–2089. [26] Bijaya Pokharel, (2011) Modeling , control and analysis of a doubly fed induction generator based wind turbine induction generator based wind turbine. Tennessee Technological University, USA. [27] Brice Beltran, (2010) Contribution à la commande robuste des éoliennes à base de génératrices asynchrones double alimentation: Du mode glissant classique au mode glissant d’ordre supérieur. Université de Bretagne Occidentale, France. [28] Carpentiero V., Langella R., Testa A., (2012) “Hybrid wind-diesel stand-alone system sizing accounting for component expected life and fuel price uncertainty”. ScienceDirect - Electric Power Systems Research, vol. 88, pp. 69–77. [29] Chun-Lung Chena, Sheng-Chuan Hsieh, Tsung-Ying Lee, Chia-Liang Lub, (2008) “Optimal integration of wind farms to isolated wind-diesel energy system”. Sciencedirect, vol. 49, pp. 1506–1516.  102   102  [30] Concycle, (2011) Control and communicationsignals. Woodward SEG GmbH & Co. KG, Kempen, Germany. [31] Cummins, (2006) PCC 3100 Operation Training. Cummins. [32] Dinh Chung Phan and Anh Tuan Doan, (2013) “Maximum utilization of wind energy in a wind farm and diesel generator-based isolated grid without energy storage system”. International Journal of Energy, Information and Communications, vol. 4, no. 1, pp. 23–36. [33] E. Ian Baring-Gould, National Renewable Energy Laboratory, (2009) “Wind/diesel power systems basics and examples”. in Wind-Diesel Workshop 2009. [34] Eds, James F. Whidborne, Doris Sáez, Aldo Cipriano, Andrzej W. Ordys, Nikolaos Xiros, Freddy Garces, Victor M. Becerra, Kevin Warwick, Alberto Isidori, Lorenzo Marconi, Vincent Wertz, Tristan Perez, John Eidson, (2007) Advances in industrial control. Springer, Germany. [35] Haiyun, Wang, Zhou Zuochun, Yuan Qingfang, (2013) “A hierarchical control of microgrid based on droop controlled voltage source converter”. Power and Energy Engineering Conference (APPEEC), 2013 IEEE PES Asia-Pacific, pp. 1 – 4. [36] Hansen, Anca D., Gabriele Michalke, (2007) “Fault ride-through capability of DFIG wind turbines”. Sciencedirect, vol. 32, pp. 1594–1610. [37] Hussein Ibrahim, Adrian Ilinca, Jean Perron, (2012) “Integration of wind turbines with compressed air energy storage in remote area power supply system”. Procceedings of Europe’s premier wind energy event 2012. [38] Ibrahim H., Younès R., Basbous T., Ilinca A., Dimitrova M., (2011) “Optimization of diesel engine performances for a hybrid wind e diesel system with compressed air energy storage”. Energy, vol. 36, no. 5, pp. 3079–3091. [39] Ibrahim H., Younès R., Ilinca A., Dimitrova M., Perron J., (2010) “Study and design of a hybrid wind – diesel-compressed air energy storage system for remote areas”. Applied Energy, vol. 87, no. 5, pp. 1749–1762. [40] Ibrahim H., Younès R., Ilinca A., Ramdenee D., Dimitrova M., Perron J., Adegnon M., Boulay D., Arbeza C., (2011) “Potential of a hybrid wind-diesel-compressed air system for nordic remote canadian areas”. Sciencedirect, vol. 6, pp. 795–804. [41] Ibrahim Hussein, Mariya Dimitrova, Yvan Dutil, Daniel Rousse, Adrian Ilinca, (2012) “Wind-diesel hybrid system: energy storage system selection method”. The 12th International Conference on Energy Storage, Lleida, Spain, pp. 1–10. [42] IEA-RTD, (2012) Renewable energies for remote areas and islands. IEA - Renewable Energy Technology Deployment, Malta. [43] J.K. Kaldellis, K. A. Kavadias, (2007) “Cost – benefit analysis of remote hybrid wind – diesel power stations: Case study Aegean Sea islands”. ScienceDirect - Energy Policy, vol. 35, pp. 1525–1538. [44] Jens Fortmann, Stephan Engelhardt, Jörg Kretschmann, Christian Feltes, Martin Janßen, Tobias Neumann, Istvan Erlich, (2010) “Generic simulation model for DFIG and full size converter based wind turbines”. Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems, Quebec, Canada, pp. 1–8. [45] Jingyan, Yang, Huang Wei, Yang Renhua, Zhang Jianhua, Yang Xu, (2008) “Controlling and operating analysis of DFIG wind generator between in a large utility network and in an isolated micro-grid”. ICSET 2008, IEEE, pp. 244–248.  103   103  [46] Johan Morren, Sjoerd W. H. de Haan, (2007) “Short-circuit current of wind turbines with doubly fed induction generator”. IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 22, no. 1, pp. 174–180. [47] Kaigui Xie and Roy Billinton, (2011) “Determination of the optimum capacity and type of wind turbine generators in a power system considering reliability and cost”. IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 26, no. 1, pp. 227–234. [48] Kamal, Elkhatib, Magdy Koutb, Abdul Azim Sobaih, Sahar Kaddah, (2008) “Maximum power control of hybrid wind-diesel-storage system”. Hindawi Publishing Corporation, Advances in Fuzzy Systems, vol. 2008, pp.1-9. [49] Kasper Zinck Østergaard, (2008) Robust, gain-scheduled control of wind turbines. Aalborg University. [50] Hee-Sang Ko, Kwang Y. Lee, Min-Jae Kang, Ho-Chan Kim, (2008) “Power quality control of an autonomous wind – diesel power system based on hybrid intelligent controller”. ScienceDirect, vol. 21, no. 10, pp. 1439–1446. [51] L. Sovannarith, N. Hoonchareon, (2008) “Stability of the micro-grid with wind power generation”. Sustainable Energy Technologies 2008, IEEE International Conference, Singapore, pp. 1087–1092. [52] Lena Max, (2009) Design and control of a DC collection grid for a wind farm. Chalmers University of Technology, Göteborg, Sweden. [53] Mania Pavella, Damien Ernst, (2001) Transient stability of power systems a unified approach to assessment and control. Boston, Dordrecht, London, UK. [54] Margaris, Ioannis D., Stavros A. Papathanassiou, Nikos D. Hatziargyriou, Anca D. Hansen, Poul Sørensen, (2012) “Frequency control in autonomous power systems with high wind power penetration”. IEEE transactions on Sustainable Energy, vol. 3, no. 2, pp. 189–199. [55] Meegahapola, Lasantha G., Damian Flynn, (2010) “Decoupled-DFIG fault ride- through strategy for enhanced stability performance during grid faults”. IEEE Transactions of Sustainable Energy, vol. 1, no. 3, pp. 152–162. [56] Melício R., V. M. F. Mendes, J. P. S. Catalão, (2009) “Modeling and simulation of de wind energy systems with matrix and multilevel power converters”. IEEE Latin America Transactions, vol. 7, no. 1, pp. 78–84. [57] Mendis, Nishad, Kashem M. Muttaqi, (2010) “A control approach for voltage and frequency regulation of a wind-diesel-battery based hybrid remote area power supply system”. IECON 2010 - 36th Annual Conference on IEEE Industrial Electronics Society, Glendale, AZ, pp. 3054–3060. [58] Michalke, Gabriele, (2008) Variable speed wind turbines - modelling, control, and impact on power systems. RisøNational Laboratory, Denmark. [59] Mrinal K Pal, (2007) Power system stability. Edison, New Jersey. [60] Nguyen Duc Huy, Tran Nam Trung, Tran Khanh Viet Dung, Nguyen Phung Quang, Vo Hong Thai, (2013) “Solutions for local isolated grid with hybrid system”. PetroVietnam - journal, vol. 10, pp. 62–67. [61] Niels-Erik Clausen, Henrik Bindner, Sten Frandsen, Jens Carsten Hansen, Lars Henrik Hansen, Per Lundsager, (2001) “Isolated Systems with Wind Power An Implementation Guideline”. RisøNational Laboratory, vol. 1257, June, Roskilde. [62] O.A. Ajayi, (2012) Application of automotive alternators in small wind turbines. Delft University of Technology, Netherlands.  104   104  [63] Painemal, Hector Arnaldo Pulgar, (2010) Wind farm model for power system stability analysis. University of Illinois at Urbana-Champaign, Urbana, Illinois, USA. [64] Pavlos Tourou, Constantinos Sourkounis, (2014) “Review of control strategies for DFIG-based wind turbines under unsymmetrical grid faults”. 2014 Ninth International Conference on Ecological Vehicles and Renewable Energies (EVER), IEEE, pp. 1–9. [65] Per Lundsager, Henrik Bindner, Niels-Erik Clausen, Sten Frandsen, Lars Henrik Hansen, Jens Carsten Hansen, (2001) Isolated Systems with Wind Power Main Report. Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark. [66] R. Sebastián, R. Peña Alzola, (2010) “Effective active power control of a high penetration wind diesel system with a Ni – Cd battery energy storage”. ScienceDirect - Renewable Energy, vol. 35, pp. 952–965. [67] Rajasekaran, Vigneshwaran, Adel Merabee, Hussein Ibrahim, Rachid Beguenane, Jogendra Thongam, (2012) “Maximum power point tracking and frequency control for hybrid wind diesel system supplying an isolated load”. IECON 2012 - 38th Annual Conference on IEEE Industrial Electronics Society, Montreal, QC, pp. 1067–1072. [68] Reid R., Saulnier B., Gagnon R., Hydro-Quebec, (2007) “Wind turbine asynchronous generator in isolated network,” Matlab, the MathWorks, Inc., 2007. [69] Rocabert, Joan, Alvaro Luna, Frede Blaabjerg, (2012) “Control of power converters in AC microgrids”. IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 27, no. 11, pp. 4734–4749. [70] Rui You, Braulio Barahona, Jianyun Chai, Nicolaos A. Cutululis, (2013) “A novel wind turbine concept based on an electromagnetic coupler and the study of its fault ride-through capability”. Energies, vol. 6, no. ISSN 1996–1073, pp. 6120–6136. [71] Rui You, Braulio Barahona, Jianyun Chai, Nicolaos A. Cutululis, (2015) “Frequency support capability of variable speed wind turbine based on electromagnetic coupler”. ScienceDirect - Renewable Energy, vol. 74, pp. 681–688. [72] Rui You, Jianyun Chai, Xudong Sun, Yulong Lin, (2014) “Variable speed wind turbine based on electromagnetic coupler and its experimental measurement”. PES General Meeting | Conference & Exposition, IEEE, pp. 1–5. [73] Ryan Konopinski, (2009) Voltage security assessment with high penetration levels of utility-scale doubly fed induction generator wind plants. Iowa State University, USA. [74] Ryan Wiser, Mark Bolinger, (2014) 2013 Wind technologies market report. U.S. Department of Energy, Energy Efficiency & Renewable Energy, USA, 2014. [75] Sebastia R., (2008) “Smooth transition from wind only to wind diesel mode in an autonomous wind diesel system with a battery-based energy storage system”. ScienceDirect - Renewable Energy, vol. 33, pp. 454–466. [76] Sigrid M. Bolik, (2004) Modelling and analysis of variable speed wind turbines with induction generator during grid fault. Aalborg University, Denmark. [77] Sun Tao, (2004) Power quality of grid-connected wind turbines with DFIG and their interaction with the grid. Aalborg University, Denmark. [78] The World Bank, (2001) Wind energy resource atlas of Southeast Asia. The World Bank, New York, USA.  105   105  [79] Tom Lægaard Berthelsen, Alexis Cordero, Jørgen Kvernøy Døhlie, Kim Udengaard Pedersen, (2011) Intelligent start-up of wind turbines. Aalborg University, Aalborg, Denmark. [80] Vestas, (2008) V80-2.0 MW. Vestas, Denmark. [81] Vestas, (2009) General specification operational envelope and performance guidelines. Vestas, Denmark. [82] Vladislav Akhmatov, (2003) Analysis of dynamic behaviour of electric power systems with large amount of wind power. Technical University of Denmark. [83] Vrionis Theodoros D., Xanthi I. Koutiva, Nicholas. A. Vovos, (2014) “A genetic algorithm-based low voltage ride-through control strategy for grid connected doubly fed induction wind generators”. IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 29, no. 3, pp. 1325–1334. [84] Wei Xian, Weijia Yuan, Yu Yan, T. A. Coombs, (2009) “Minimize frequency fluctuations of isolated power system with wind farm by using superconducting magnetic energy storage weijia yuan”. The Eighth International Conference on Power Electronics and Drive Systems, pp. 1329–1332. [85] Yanbin Li, Xiang Chen, Junming Xiao, Xuehui Wei, (2014) “Optimal configuration for distributed generations in micro-grid system considering diesel as the main control source”. Advanced Mechatronic Systems, Kumamoto, Japan, pp. 552–556. [86] Yang Jin, (2011) Fault analysis and protection for wind power generation systems. College of Science and Engineering, University of Glasgow. [87] Zhao Bo, Xuesong Zhang, Peng Li, Ke Wang, Meidong Xue, Caisheng Wang, (2014) “Optimal sizing, operating strategy and operational experience of a stand- alone microgrid on Dongfushan Island”. Applied Energy, ScienceDirect, vol. 113, pp. 1656–1666. [88] Zhao Yishu, Li Guo, (2009) “Dynamical simulation of laboratory microgrid”. Power and Energy Engineering Conference, APPEEC 2009 Asia-Pacific, IEEE, Wuhan, pp. 1–5.  106   106  PHỤ LỤC Phụ lục A. Tình hình ứng dụng hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel ở các v ng cô lập trên thế giới. Bảng A.1 Các vùng cô lập tiêu biểu từng được cấp nguồn từ hệ thống phát điện gió kết hợp với diesel [61,65] Nơi/ nước (năm vận hành) Diesel (kW) Tuabin gió (kW) Tải (kW) Các nguồn khác và thiết bị phụ trợ Thâm nhập điện gió Đảo Sal / Cape Verde (1994–2001) 2 x 500 1 x 800 1 x 620 1 x 400 2 x 300 2 x 250 1 x 60 - 22% (tháng) 14% (3 năm) Đảo Mindelo / Cape Verde (1994–2001) 2 x 2300 2 x 3300 3 x 300 1 x 250 1 x 500 2 x 400-750 - 17% (tháng) 14% (3 năm) Đảo Dachen / Trung Quốc (1989–2001) 1 x 280 1 x 256 2 x 100 1 x 560 3 x 55 2 x 20 - 127 kW tải giả 26% (tháng) 15% (năm) Đảo Fuerteventura / Canary (1992–2001) 2 x 75 225 1 x 16.5 1 x 8 1 x 70 100 kW tải giả Không có số liệu. Đảo Foula / Quần đảo Shetland (1990–2001) 1 x 28 1 x 18 1 x 60 1 x 96 1400 kWh lưu trữ; 90 + 25 kW tải giả 70% (3 tháng) La Desirade / Guadeloupe (1993–2001) 1 x 160 3 x 240 12 x 12 - - 40% (tức thời) Marsabit / Kenya (1988–2001) 1 x 100 1 x 200 150 - - 46% (3 năm) Đảo Cape Clear (1987–1990) 1 x 72 2 x 30 - 100 kWh lưu trữ 70% (tức thời) Đảo Rathlin/ Northern Ireland (1992–2001) 1 x 48 1 x 80 1 x 132 3 x 33 - 73 kWh lưu trữ 100% (tức thời) 70% (năm) Kythnos Island / Hy Lạp (1995–2001) 3 x 125 2 x 250 3 x 633 5 x 33 1 x 150 - 330 kWh lưu trữ; 100 kW pin mặt trời Không có số liệu. Đảo Lemnos / Hy Lạp (1995– ) 2 x 1200 2 x 2700 1 x 2600 8 x 55 7 x 100 - - Không có số liệu. Đảo Frøya / Na Uy (1992–1996) 1 x 50 1 x 55 - 27 kWh lưu trữ; 72 kW tải giả 100% (tức thời) 94% (8 tháng) Đảo Denham / Australia (1998– ) 2 x 288 2 x 580 1 x 230 - - 70% (tức thời) 23% (6 tháng) Bảng A.2 Các vùng cô lập đang được cấp nguồn từ hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel [15,42,61,65] Nơi, nước Tuabin gió Diesel Các nguồn khác và thiết bị phụ trợ Tải Đảo Kodiak, Alaska, USA 3 x 1.5 MW 1 x 7 MW 2 x10 MW thủy điện. 11 ÷ 25 MW (phụ tải đỉnh) Đảo Ramea, Canada 6 x 65 kW 3 x 100 kW 3 x 925 kW 1 x 250 kW thủy điện. 1078 kW (phụ tải đỉnh) Đảo Faroe, 1 x 150 kW 53,4 MW 31,4 MW thủy điện, thu nhiệt từ 35 ÷ 40 MW (phụ  107   107  Đan Mạch 6 x 660 kW 1 x 220 kW mặt trời 200m2. tải đỉnh) Đảo Isle of Eigg, Scotland 4 x 6 kW 2 x 80 kW 1 x 100 kW + 2 x 6 kW thủy điện, lưu trữ nhờ ắcqui 4400 Ah 48 V. 40 kW (phụ tải đỉnh theo thiết kế 100 kW) Coral Bay, Australia 3 x 275 kW 7 x 320 kW (diesel tải thấp, Pmin = 5%PN) Bánh đà 1 x 500 kW 700 kW (phụ tải đỉnh) Đảo Bonaire, Hà Lan 1 x 330 kW 12 x 900 kW 5 x 2,8 MW 3 x 1 MW Lưu trữ NiCad ắcqui 3 MW trong 2 phút 11 MW (phụ tải đỉnh) El Hierro, Canary, Tây Ba Nha 11,5 MW 12,7 MW 11,32 MW thủy điện tích năng 7,6 MW (phụ tải đỉnh). Đảo Miyakojima, Nhật Bản 2,4 MW 1,8 MW 19 MW 40 MW 3 + 1 MWp pin mặt trời, 15 MW tuabin khí, lưu trữ NaS ắcqui 4 MW và 200 kWh, sử dụng công nghệ lưới điện thông minh. 50 MW Đảo Reunion, Pháp 10 MW - 78 MW thủy điện, 200 MWp pin mặt trời, 20 MW nhiệt điện đại dương, 30 MW điện từ sóng biển, lưu trữ 1 MWp. 2546 GWh/năm (công suất trung bình 290 MW). Scott Base & McMurdo, Antarctica 3 x 330 kW - Sử dụng bánh đà 500 kW. 1750 kW Hình A.1 Mức thâm nhập điện gió hiện tại và trong tương lai [61].  108   108  Phụ lục B. Sơ đồ kết nối 3 tuabin gió với hệ thống điện Phú Quý Nguồn Dự án phong điện Phú Quý. Nhà máy điện Diesel 6x500 kVA Nhà máy phong điện 3x2 MVA  109   109  Phụ lục C. Thông số của tuabin gió Parameter Thông số Ký hiệu Giá trị Đơn vị Generator data Thông số máy phát Rated power Công suất danh định PwN 2 MW Rated voltage stator Điện áp stato danh định Us 690 V Rated voltage rotor Điện áp roto danh định Ur 1809 V Rated frequency Tần số danh định fs 50 Hz Stator resistance Điện trở stato Rs 0.001518 Ω Stator leakage reactance Điện kháng tản stato Xls 0.01882 Ω Rotor resistance Điện trở roto R’r 0.002087 Ω Rotor leakage reactance Điện kháng tản roto X’lr 0.02578 Ω Iron loss resistance Điện trở do tổn hao sắt từ RFe 0.0119 Ω Magnetizing reactanc Điện kháng hỗ cảm Xm 0.762 Ω Inertia constant Hằng số quán tính Hg 0.685 s Friction factor Hệ số ma sát F 0.01 pu Pairs of poles Số cắp cực từ np 2 Windings ratio Tỷ số dây quấn (hay Ur/Us) k 2.62 Turbine data Thông số phần tuabin Base wind speed Tốc độ gió cơ sở 15 m/s Cut–in wind speed Tốc độ đấu vào 4 m/s Cut–out wind speed Tốc độ cắt ra 25 m/s Maximum rate of change of pitch angle Giới hạn tốc độ thay đổi góc nghiêng cánh 8 deg/s Phụ lục D. Phần đầu phát của máy phát điện diesel VTA-28 [31]  110   110  Phụ lục E. Công suất phụ tải trên đảo Phú Quý [16] Tháng năm 2011 Công suất cực đại (kW) Công suất cực tiểu (kW) 1 2200 980 2 2300 1080 3 2000 900 4 1910 1280 5 2130 1290 6 2130 1290 7 2230 1290 8 2219 1085 9 2219 1285 10 2218 1284 11 2100 1085 12 1800 1085  111   111  Phụ lục F. Công suất phụ tải trên đảo Phú Quý NHẬT KÝ VẬN HÀNH Ngày 13 tháng 7 năm 2014 Thời điểm Tổng công suất phụ tải Công suất NM điện gió Công suất NM Diesel Số máy Diesel VH Công suất mỗi máy Diesel Tỷ lệ VH gió/Diesel Ghi chú (1) (2) (3) (4) (5) (6)=(4):(5) (7)=(3):(2)/(4):(2) 23:10 1175 639 536 3 179 54.4 45.6 23:20 1151 0 1151 3 384 0.0 100.0 23:30 1119 0 1119 3 373 0.0 100.0 23:40 1120 0 1120 3 373 0.0 100.0 23:50 1089 0 1089 3 363 0.0 100.0 0:00 1078 0 1078 3 359 0.0 100.0 0:10 1035 0 1035 3 345 0.0 100.0 0:20 1013 0 1013 3 338 0.0 100.0 0:30 1009 0 1009 3 336 0.0 100.0 0:40 1002 0 1002 3 334 0.0 100.0 0:50 988 0 988 3 329 0.0 100.0 1:00 1033 0 1033 3 344 0.0 100.0 1:10 1022 0 1022 3 341 0.0 100.0 1:20 1018 0 1018 3 339 0.0 100.0 1:30 1007 0 1007 3 336 0.0 100.0 1:40 998 0 998 3 333 0.0 100.0 1:50 953 0 953 3 318 0.0 100.0 2:00 955 0 955 3 318 0.0 100.0 2:10 965 0 965 3 322 0.0 100.0 2:20 960 0 960 3 320 0.0 100.0 2:30 967 0 967 3 322 0.0 100.0 2:40 923 0 923 3 308 0.0 100.0 2:50 935 0 935 3 312 0.0 100.0 3:00 1026 0 1026 3 342 0.0 100.0 3:10 1045 0 1045 3 348 0.0 100.0 3:20 1052 0 1052 3 351 0.0 100.0 3:30 1058 0 1058 3 353 0.0 100.0 3:40 1061 0 1061 3 354 0.0 100.0 3:50 1060 0 1060 3 353 0.0 100.0 4:00 1073 0 1073 3 358 0.0 100.0 4:10 1084 0 1084 3 361 0.0 100.0 4:20 1076 0 1076 3 359 0.0 100.0 4:30 1069 0 1069 3 356 0.0 100.0 4:40 1069 0 1069 3 356 0.0 100.0 4:50 1068 0 1068 3 356 0.0 100.0 5:00 1050 0 1050 3 350 0.0 100.0 5:10 1031 0 1031 3 344 0.0 100.0 5:20 1087 0 1087 3 362 0.0 100.0 5:30 1063 0 1063 3 354 0.0 100.0 5:40 1095 0 1095 3 365 0.0 100.0 5:50 1078 0 1078 3 359 0.0 100.0 6:00 1100 0 1100 3 367 0.0 100.0 6:10 1117 0 1117 3 372 0.0 100.0 6:20 1084 0 1084 3 361 0.0 100.0 6:30 1159 0 1159 3 386 0.0 100.0 6:40 1151 0 1151 3 384 0.0 100.0 6:50 1149 0 1149 3 383 0.0 100.0 7:00 1154 0 1154 3 385 0.0 100.0 7:30 1267 0 1267 4 317 0.0 100.0  112   112  8:00 1224 0 1224 4 306 0.0 100.0 8:30 1557 658 899 4 225 42.3 57.7 hòa W3 9:00 1633 388 1245 5 249 23.8 76.2 9:30 1650 645 1005 5 201 39.1 60.9 10:00 1590 650 940 5 188 40.9 59.1 10:30 1503 638 865 4 216 42.4 57.6 11:00 1356 640 716 4 179 47.2 52.8 11:30 1348 659 689 3 230 48.9 51.1 12:00 1366 513 853 3 284 37.6 62.4 12:30 1347 523 824 3 275 38.8 61.2 13:00 1301 253 1048 3 349 19.4 80.6 13:30 1327 322 1005 4 251 24.3 75.7 14:00 1356 406 950 4 238 29.9 70.1 14:30 1394 463 931 4 233 33.2 66.8 15:00 1305 470 835 4 209 36.0 64.0 15:30 1367 642 725 4 181 47.0 53.0 16:00 1465 400 1065 4 266 27.3 72.7 16:30 1529 522 1007 4 252 34.1 65.9 17:00 1456 647 809 4 202 44.4 55.6 17:30 1465 665 800 4 200 45.4 54.6 18:00 1470 613 857 4 214 41.7 58.3 18:30 1676 656 1020 4 255 39.1 60.9 19:00 1722 655 1067 4 267 38.0 62.0 19:30 1679 643 1036 4 259 38.3 61.7 20:00 1641 653 988 4 247 39.8 60.2 20:30 1577 632 945 4 236 40.1 59.9 21:00 1540 640 900 4 225 41.6 58.4 21:30 1448 643 805 4 201 44.4 55.6 22:00 1366 635 731 4 183 46.5 53.5 22:30 1257 638 619 3 206 50.8 49.2 23:00 1160 0 1160 3 387 0.0 100.0 NHÀ MÁY DIESEL NHÀ MÁY PHONG ĐIỆN TRƯỞNG CA TRƯỞNG CA Trần Hữu Thọ Tạ Quốc Đông - Tấn suất ghi nhận: ghi nhận các thông số mỗi 10 phút hoặc khi có biến động bất thường trên lưới. - Khi xảy ra sự cố trên lưới điện, Trưởng ca nhà máy điện gió và nhà máy Diesel phối hợp điều tra nguyên nhân sự cố và ghi nhận bằng biên bản riêng. Từ thông số trên tính được sản lượng điện năng của trạm điện diesel chiếm 82,3 %At.  113   113  Phụ lục G. Phương thức vận hành hệ thống phát điện hỗn hợp gió – diesel ở Phú Quý [5] Tháng 8/2012 EVN SPC c ng PV Power RE đã thống nhất “Qui trình phối hợp vận hành hỗn hợp gió – diesel trên đảo Phú Quý”. Điều 13: Phương thức vận hành Về cơ bản, tỷ lệ phát công suất gió - diesel là 50% - 50%. ● Trường hợp phụ tải thấp, gió cao: - Khi phụ tải trên đảo thấp (khảng dưới 1100kW) và vận tốc gió cao (lớn hơn 7,2m/s), tuabin sẽ chuyển sang chế độ phát công suất cố định: công suất phát của tuabin gió sẽ bằng công suất tối thiểu cộng thêm 50 kW, phần còn lại của phụ tải do các tổ máy diesel phát bù (Nhà máy điện diesel luôn vận hành ở chế độ tự động). Trong trường hợp này tỷ lệ phát điện gió - diesel cho phép đạt tỷ lệ 70%/30%. - Khi phụ tải trên đảo nhỏ hơn công suất tối thiểu của tuabin gió cộng công suất tối thiểu của máy phát diesel thì sau 3 phút hệ thống điều khiển tự động sẽ phát lệnh khởi động bổ sung các tổ máy diesel khác và dừng tuabin điện gió. Lúc này chỉ có các tổ máy diesel phát điện. ● Trường hợp gió thấp, phụ tải cao: Trong trường hợp này khả năng phát công suất của tuabin gió không đáp ứng đủ 50% công suất phụ tải, hệ thống điều khiển hỗn hợp sẽ ra lệnh khởi động thêm các tổ máy diesel để đáp ứng yêu cầu của phụ tải. Phụ lục H. Thuật toán tính toán phân bố công suất cho các máy phát trong hai trạm điện theo hướng sử dụng tối đa tài nguyên gió có xét đến sự cố một máy phát. 1. BEGIN: 2. get(data); 3. [Nw, Nds, Pw, Pds, cosφw, cosφds] =[0, 0, 0, 0, cosφwN, cosφdsN]; 4. if (Pt(n*Pwmax+m*Pdsmax)) then goto SAVE_DATA; 5. if Pt ≤ 2*Pdsmin then 6. Pdp=0; 7. else 8. Pdp=Pdpmin; 9. end 10. [Pwmin, Pwmax]=lookupPw(Pw_data,v); 11. [Ptt, Qtt] =[Pt, Qt]; 12. kw = n; 13. FOR: 14. [Ndstt, Pdstt, Pwtt, cosφwtt, cosφdstt] =[0, 0, Pwmax, cosφwN, cosφdsN]; 15. [Pdptt, PsucoDS , PsucoW] = [0, 0, 0]; 16. if ((Ptt/kw)0) then goto END_FOR; 17. P1=kw*Pwtt; 18. if P1>Ptt then 19. P1=Ptt; 20. Pwtt=P1/kw; 21. end 22. Q1= P1*(tan(acos(cosφwtt)));  114   114  23. if Q1>Qtt then 24. [Ndstt, P2, Pdstt] = [0, 0, 0]; 25. Q1=Qtt; 26. cosφwtt=P1/sqrt(P1^2+Q1^2); 27. else 28. Ndstt=roundup(max((Qtt-Q1)/Qdsmax, (Ptt-P1)/Pdsmax)); 29. end 30. REPEAT: 31. P2=Ptt-kw*Pwtt; 32. if P2<Pdsmin*Ndstt then 33. P2=Pdsmin*Ndstt; 34. P1=Ptt-P2; 35. Pwtt=P1/kw; 36. Q1=kw*Pwtt*(tan(acos(cosφwtt))); 37. end 38. Q2=Qtt-Q1; 39. cosφdstt=P2/sqrt(P2^2+Q2^2); 40. Pdstt=P2/Ndstt; 41. Pdptt=Ndstt*(Pdsmax-Pdstt); 42. if Ptt ≤ 2*Pdsmin then 43. PsucoDS =Ndstt*Pdsmax+kw*Pwmax; 44. else 45. PsucoDS =(Ndstt-1)*Pdsmax+kw*Pwmax; 46. end 47. if (kw ≥1)&&(Pwtt≥Pwmin) then 48. PsucoW=Ndstt*Pdsmax+(kw-1)*Pwmax; 49. else 50. PsucoW=Ndstt*Pdsmax; 51. end 52. if (Pdptt<Pdp)||(PsucoDS <Ptt)||(PsucoW<Ptt) then 53. Ndstt=Ndstt+1; 54. if Ndstt > m then 55. warning(“No standby”); 56. goto END_REPEAT; 57. end 58. goto REPEAT; 59. end 60. END_REPEAT: 61. if kw<1 then 62. [Nds, Pds, Nw, Pw, cosφw, cosφds] =[Ndstt, Pdstt, kw, 0, cosφwtt, cosφdstt]; 63. goto SAVE_DATA; 64. end 65. if (PwttPwmax)|| (PdsttPdsmax) then 66. goto END_FOR; 67. else 68. if stability()<1 then goto END_FOR; 69. [Nds, Pds, Nw, Pw, cosφw, cosφds] =[Ndstt, Pdstt, kw, Pwtt, cosφwtt, cosφdstt]; 70. goto SAVE_DATA; 71. end 72. kw= kw -1; 73. if kw >= 0 then goto FOR; 74. END_FOR: 75. SAVE_DATA: 76. save_data(); 77. THE_END:  115   115  Phụ lục I. Mô phỏng quá trình điều khiển chung cho các máy phát trong hai trạm điện theo hướng sử dụng tối đa tài nguyên gió. He thong phat dien hon hop gio diesel trong luoi co lap khong co thiet bi phu tro (3 x 2 MW) (6 x 500 kW) Tinh toan so may van hanh Dieu khien chung ca he thong 0.4s rP1 Discrete, Ts = 0.0001 s. dP WT V1_B690 I1_B690 V1_B380 I1_B380 VI rms V,I rms V,I abc Generator speed (pu) Pitch angle (deg) Wind speed (m/s) Tm (pu) Tuabin Tm Qref _pu mA B C (pu) f (pu) Tram dien gio 3 DFIG Toc do gio (m/s) Generator speed (pu) Pitch angle (deg) Wind speed (m/s) Tm (pu) Tinh momen toi da theo gio E m A B C Pm Tam dien diesel Plot Nw Nds Plot WT Plot PQ Plot V,I abc Plot V,I rms up u lo y up u lo y floor ceil -K- PwN2 0.95 -K- PwN Pwmax(pu) Pw(pu) Preg(pu) Pds(pu) Pdsmin(pu) Nw Nds Pwreg2(pu) Pdsreg2(pu) Phan phoi cong suat 165e3 Pdzmin 420e3 Pdzmax PQ F dP PIp1 e dP PIp F dP PIf2 F dP PIf Nw_ds e Nw N N1 min min min -K- MW1 Pdpmin_v Pmin_v Tm1(pu) Tmax(pu) V(m/s) w(pu) Nwref Tm(pu) Nw(may ) Huy dong tuabin Data PregF Nwref 2 Ndsref 2 Huy dong may [Tm0] [Qt] [Pds_ref] [Fref] [Q_pu] [PQds_ref] [PQw_ref] [Pitch] [Data] [Pwmax] [Pregmin] [Pregmax] -T- -T- [Nwref] [Pdpmin] Ndsref [wr] [Qds] [Pdsmax] [Pwmin] [Pdsmin] [Pdsreg2] [Pwreg2] [Nwt] [Preg] [Pt] [Tm] [Vdc] [Qw] [Pds] wind [Pitch_deg] [Pwreg] [Pw] [Pw0] [Pw_ref] [ePw] [Tm1] [P_pu] -1 -1 [Nwt] wind [Pwmax] [Pw_ref] [Pw_ref] [PQw_ref] [Qt] Ndst Iabc_B690 [Nwt] [Qwref] [Pw] [Fref] [Data] Ndst [Nwt] [Pdsmax] [Pdsmin] [Pds] Vabc_B690 [Pwmin] [Pw] [Pw0] [Pregmin] [Pregmax] [Pds] [Pdsmin] [Pw] [Pwmin] [Pds] [Qt] [Pdsmax] [Pw] [Pw0] Iabc_Load Vabc_Load [Nwref] [Nwref] [Pt] [Pwmin] [Pds] Vabc_B690 Ndsref [Pdpmin] wind [Pdsmax] [Pds] [Pdsmax] [Pdsmin] Ndst [Pt] [Pds] [Pitch_deg] [Pw] [Pw0] [ePw] Ndst [Pwmin] [Nwt] [Pw] [Preg] wind [Pds] Iabc_B380 [Pwreg2] [Pdsreg2] [Pdsmax] [Pds] [Pdsmin] wind [Pdsmin] [Pw0] [wr] [wind] Vabc_B380 [wind] [Tm] [Tm1] [Tm0] [wr] [wr] [Fref] [Pwreg] [Pw] [wr] [P_pu] [PQds_ref] [Pds] [Tm] [wr] [Pitch_deg] [wr] [Vdc] [Qw] [Pw_ref] [Pds] [Q_pu] f(u) f(u) f(u) Vabc_pu Freq_Hz wt_rad Sin_Cos Do tan so Pt(pu) Pw(pu) Pds(pu) Qt(pu) Qw(pu) Qds(pu) Do PQ (pu) PQ_B690 P1P2Pt Q1Q2Qt P1,P2/Pt Do PQ (MW) Tm_shaf t (pu) wr (pu) Pwref (pu) Beta (deg) Dieu khien goc nghieng canh m PQref Pm Vf Dieu khien diesel DK hon hop 1 Fn 0 A B C a b cB_Tai A B C a b c B690 (690 V) A B C a b c B380 (0.4 kV) A B C a b c B22w (22 kV) A B C a b c B22ds (22 kV) |u| |u| A B C A B C 6 km A B C A B C 6 km A B C 500 kW A B C a b c 3.2 MVA 22 kV/0.4 kV A B C a b c A B C a b c 22 kV/ 690 V 3x2.2 MVA A B C 10 kW A B C 1,5 MW +j 0,85 MVAr -K- ->pu4 -K- ->pu3 -K- ->pu2 -K- ->pu1 -K- ->pu Vabc_B690 (pu) Iabc_B690 (pu) Vabc_B380 (pu) Iabc_B380 (pu) P (MW) Q (Mv ar) Vdc (V) Pitch (deg) Pw,Qw (MW, MVAr) P1P2Pt (MW) Q1Q2Qt (MVAr) P1/Pt,P2/Pt (%) V1_B690 (pu) I1_B690 (pu) V1_B380 (pu) I1_B380 (pu) wr (pu) Vtabc (pu) Itabc (pu) F  116   116  Phụ lục J. Mô phỏng với tuabin gió có tích hợp EMC. Mo hinh he thong phat dien hon hop gio - diesel o dao Phu Quy (3 x 2 MW)(6 x 500 kW) (a) Discrete, Ts = 0.0001 s. V1_B22 I1_B22 V1_B22dz I1_B22dz Wind turbine Data acquisition WT 1 Vref V,I wase V,I rms Toc do gio (m/s) A B C Tai 2 500 kW A B C Tai 1 1500 kW +j 850 kVAr Plot S.Load Plot WT Plot Power Plot V,I wase Plot V,I rms Scope2 Scope1 up u lo y -2 Qmin FreqPdz_ref Pref PQ_B690 P_SL P_Load PQ_B480 Power Computation Power QdQ PI_Q A B C a b c May cat 3 pha tan(acos(0.98)) MW2 -K- MW1 [Q_ref] PQdz [m_dfig] f [Q_pu] [Pitch] [wr] [Vdc] [P_ref] [PQds_ref] [P_pu] -K- Gain_pu Iabc_B690 Vabc_B690 f -T- [Pitch] Iabc_B480 Vabc_B04 [P_pu] -T- f [P_pu] Vabc_B690 [P_ref] [wr] [Vdc] [Q_ref] [PQds_ref] [m_dfig] [Q_pu] Vabc N(xung) F(Hz) F 3 pha meas1 abc Mag Phase Discrete 3-phase Sequence Analyzer (Fundamental) m PQref Pm Vf Dieu khien may phat dien diesel A B C a b cB_tai A B C a b c B690 (690 V) A B C a b c B22w (22 kV) A B C a b c B22ds (22 kV) A B C a b c B04 (0.4 kV) Vf _ m A B C Pm 6 may phat dien diesel A B C a b c 3.2 MVA 22 kV/0.4 kV V (m/s) Qwref _pu Pwref m A B C /s ref (pu) ref (pu) 3 tuabin gio DFIG A B C a b c 22 kV/ 690 V 3x2.2 MVA Vabc_pu Freq_Hz wt_rad Sin_Cos Improved Discrete 3-phase PLL Vabc_B690 (pu) Iabc_B690 (pu) Vabc_B480 (pu) Iabc_B480 (pu) P (MW) Q (Mv ar) Vdc (V) wr (pu) Pitch (deg) F (Hz) P,Q Wind Turb. (MW, MVAr) P Sec. Load (MW) P Main Load (MW) P,Q grid (MW, MVAr) V1_B22 (V) I1_B22 (A) V1_B22dz (V) I1_B22dz (A) Mô hình hệ thống phát điện gió – diesel trong lưới cô lập với tuabin gió có tích hợp EMC. Outputs AC-DC-AC Converter Average Model Wind Turbine Control (b) 1 m 3 C 2 B 1 A A B C a b c Vnom_r/Vnom Z=0% Generator speed (pu) Pitch angle (deg) Wind speed (m/s) Tm (pu) Tuabin gio Power T_wt (pu) wg (pu) Pwref (pu) f (Hz) Tg (pu) w_hs1 (pu) Khau truyen dong co tich hop EMC [Iabc_stator] [Vdc_V] [Iabc_rotor] [Tem] [Gg] [Twt] [w_hs1] [Tg] [Beta] [Gr][Uctrl_rotor_conv] [Uctrl_grid_conv] [m_dfig] [Pitch_deg] [PQ_pu] [wr] [angle_rotor_rad] -1 [Iabc_stator] [Iabc_stator] Vabc_rotor [Twt] [Iabc_rotor] f [wr] [Twt] [w_hs1] [Twt] [w_hs1] [w_hs1] [Pitch_deg] [wr] Vabc_B1 [w_hs1] [Tg] [Twt] [Beta] [Gr] [Gg] Vabc_Bg Iabc_Bg [TurbineSpeed] [m_dfig] [Tem] [PQ_pu] Vabc_Bg [Vdc_V] Iabc_Bg [Iabc_rotor] [Tg] Iabc_Bg [Beta] [Uctrl_rotor_conv] [wr] Vabc_B1 [Tm] [wr] [Uctrl_grid_conv] [angle_rotor_rad] [Iabc_rotor] [Vdc_V] Vabc_B1 Iabc_stator Iabc_grid_conv Iabc_rotor Vdc_V Qref angle_rotor_rad wr Vabc_B_grid_conv Tm_shaf t (pu) w_turbine (pu) Uctrl_grid_conv Uctrl_rotor_conv Pitch_deg PQ_pu Dieu khien m A B C a b c Tm DFIG (pu) A B C a b c Br A B C Bo loc 2 A B C A B C Bo loc 1 Twt (pu) w_hs1 (pu) Beta (deg) Bo dieu khien goc nghieng canh Gg Gr Vdc Ag Bg Cg Ar Br Cr Bo bien doi AC-DC-AC A B C a b c Bg A B C a b c B1 3 Pwref 2 Qwref_pu 1 V (m/s) wr_pu (DFIG speed) Vabc_stator_pu Iabc_stator_pu Vabc_rotor_pu Iabc_rotor_pu Vabc_grid_conv _pu Iabc_grid_conv _pu Vdc_V TurbineSpeed_pu Tm_pu Tem_pu PQ_pu Pitch_deg Tuabin gió DFIG. EMC EMC EMC EMC 2 w_wt (pu) 1 Tg (pu) ng ng Fnfn du/dt Twt-Tls wls Tuabin gio & ham 1 s Tich phan DF DP PI Kg Kemc Kemc Jg [w_hs1] [w_hs1] [w_hs1] up u lo y up u lo y du/dt du/dt 0 0 Bg 1/ng -1 4 f (Hz) 3 Pwref (pu) 2 wg (pu) 1 Twt (pu) Tg Tg Twt Tls Ths1 w_hs1 Ths2 Pwt Pwt Phs2_dat Phs2 Phs2 whs2 wg dP Phs2_dat0 (d) 1 wls wls >1.2 1 s 1 s 1 s Kwt/Jwt Kh/Jwt Bwt/Jwt Bh/Jwt 1/Jwt1 Twt-Tls (e) Khâu truyền động có tích hợp EMC. Khâu tuabin & hãm.