Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Trong giai đoạn phát triển kinh tế - xã hội hiện nay, nhu cầu tiêu thụ điện năng tại Việt Nam gia tăng nhanh chóng, đòi hỏi hệ thống điện phải liên tục mở rộng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Bên cạnh các nguồn điện truyền thống, các dạng nguồn phát điện theo công nghệ sạch như điện mặt trời, thủy điện nhỏ và điện gió đang được đẩy mạnh khai thác dưới dạng nguồn phân tán (Distributed Generation - DG) đấu nối trực tiếp vào lưới điện phân phối. Việt Nam sở hữu tiềm năng tự nhiên thuận lợi với bức xạ mặt trời dồi dào và hệ thống hơn 2.200 con sông, suối có chiều dài trên 10 km. Tuy nhiên, việc tích hợp đồng thời các nguồn năng lượng tái tạo có tính chất phát điện biến đổi (như điện mặt trời) cùng các nguồn thủy điện nhỏ vào lưới điện phân phối đặt ra nhiều thách thức kỹ thuật phức tạp về phân bố trào lưu công suất, dao động điện áp, sóng hài và tổn thất điện năng. Đồ án tập trung nghiên cứu, tính toán và mô phỏng nhằm đánh giá định lượng tác động của hệ thống điện mặt trời tới lưới điện phân phối có sẵn nguồn thủy điện nhỏ.

Mục tiêu và các nhiệm vụ nghiên cứu cụ thể của đề tài bao gồm:

  1. Tính toán ảnh hưởng của hệ thống năng lượng điện mặt trời tới lưới điện phân phối có nguồn thủy điện nhỏ.
  2. Nghiên cứu, tính toán và phân tích tối ưu phân bố công suất lưới điện phân phối có nguồn thủy điện nhỏ.
  3. Lựa chọn công cụ mô phỏng tính toán để đánh giá ảnh hưởng của lưới điện phân phối.
  4. Ứng dụng vào thực tế, tính toán và đánh giá ảnh hưởng của thủy điện nhỏ tới các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của lưới điện phân phối, từ đó lựa chọn phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện.
  5. Phân tích, tổng hợp tài liệu có liên quan đến vấn đề tái cấu trúc lưới phân bố tối ưu công suất trong lưới điện.
  6. Khảo sát và đánh giá các phương pháp tái cấu trúc lưới điện nhằm phân bố tối ưu công suất và nâng cao chất lượng điện áp.
  7. Kiểm chứng các đề xuất kỹ thuật bằng mô phỏng trên phần mềm chuyên ngành với lưới điện phân phối thực tế.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đồ án:

  • Đối tượng nghiên cứu: Trạng thái xác lập, phân bố công suất, tổn thất kỹ thuật và chất lượng điện áp của lưới điện phân phối trung áp khi tích hợp nguồn điện mặt trời và nguồn thủy điện nhỏ.
  • Phạm vi không gian: Lưới điện phân phối trung áp 22 kV huyện Đăk Glei, tỉnh Kon Tum. Lưới có tổng chiều dài 240,511 km, bao gồm 163 trạm biến áp phân phối với 163 nút phụ tải, tổng dung lượng máy biến áp là 16.749 kVA; tích hợp nhà máy thủy điện nhỏ gồm 2 tổ máy phát với công suất $2 \times 3.500\text{ kW}$ tại nút BT49A và hệ thống điện mặt trời công suất 3,8 MW đấu nối tại nút BT171.
  • Phạm vi thời gian và chế độ vận hành: Đánh giá lưới điện tại hai chế độ phụ tải đặc trưng gồm chế độ cực đại ($P_{\max} = 13,590\text{ MW}$) và chế độ cực tiểu ($P_{\min} = 6,415\text{ MW}$, giả định bằng 50% phụ tải cực đại), kết hợp khảo sát các kịch bản có hoặc không có nguồn thủy điện nhỏ và nguồn điện mặt trời.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp

Khung lý thuyết và các tiêu chuẩn kỹ thuật được tác giả sử dụng trong nghiên cứu:

  • Khái niệm nguồn phân tán (DG): Sử dụng định nghĩa theo tiêu chuẩn IEEE 1547, theo đó nguồn phân tán là các nguồn phát điện quy mô nhỏ (công suất dưới 30 MW) kết nối trực tiếp vào hệ thống lưới điện phân phối, bao gồm máy phát điện và các công nghệ lưu trữ năng lượng.
  • Lý thuyết cấu trúc lưới phân phối: Phân tích 6 dạng sơ đồ cấu trúc cơ bản gồm lưới hình tia, lưới hình tia phân đoạn, lưới kín vận hành hở cấp điện từ một nguồn, lưới kín vận hành hở cấp điện từ hai nguồn độc lập, lưới điện kiểu đường trục, lưới điện có đường dây dự phòng chung và sơ đồ hình lưới điều khiển qua hệ thống SCADA.
  • Nguyên lý hệ thống điện mặt trời nối lưới: Nghiên cứu cấu trúc hệ thống quang điện (PV) đơn cấp và lưỡng cấp; nguyên lý chuyển đổi DC/AC của bộ biến tần (Inverter) sử dụng kỹ thuật điều chế vector không gian (SVPWM) kết hợp thuật toán bám điểm công suất cực đại (MPPT).
  • Quy chuẩn kỹ thuật vận hành hệ thống điện phân phối: Áp dụng các quy định hiện hành về tần số danh định (50 Hz), dải dao động điện áp cho phép ($\pm 5%$ tại điểm đấu nối khách hàng, $+10% / -5%$ tại thanh cái và nhà máy điện), cân bằng pha (thành phần thứ tự nghịch không quá 5% ở lưới trung áp), giới hạn sóng hài điện áp (THD) và sóng hài dòng điện (TDD), mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn ($P_{st}$) và dài hạn ($P_{lt}$), dòng điện ngắn mạch và chế độ nối đất trung tính.

Công thức tính toán sóng hài được áp dụng:

  • Tổng biến dạng sóng hài điện áp: $$\text{THD} = \frac{\sqrt{\sum_{i=2}^{N} V_i^2}}{V_1} \times 100%$$ (Trong đó: $V_i$ là giá trị hiệu dụng sóng hài điện áp bậc $i$, $V_1$ là điện áp bậc cơ bản 50 Hz).

  • Tổng biến dạng sóng hài dòng điện: $$\text{TDD} = \frac{\sqrt{\sum_{i=2}^{N} I_i^2}}{I_L} \times 100%$$ (Trong đó: $I_i$ là giá trị hiệu dụng sóng hài dòng điện bậc $i$, $I_L$ là dòng điện bậc cơ bản ở công suất phát cực đại).

Phương pháp nghiên cứu thực tế:

  • Phương pháp phân tích và tổng hợp lý thuyết về kỹ thuật hệ thống điện và chính sách phát triển năng lượng tái tạo.
  • Phương pháp mô phỏng số trào lưu công suất trên phần mềm chuyên ngành nhằm xác định dòng công suất, tổn thất công suất tác dụng ($\Delta P$), tổn thất công suất phản kháng ($\Delta Q$), hệ số công suất ($\cos\varphi$) và điện áp tại các thanh cái trên sơ đồ nguyên lý thực tế.
  • Phương pháp so sánh kịch bản vận hành đối chứng giữa chế độ tải cực đại và cực tiểu trong các điều kiện kết nối nguồn khác nhau.

Nguồn dữ liệu sử dụng:

  • Sơ đồ nguyên lý và thông số kỹ thuật đường dây, máy biến áp của lưới điện phân phối 22 kV huyện Đăk Glei, tỉnh Kon Tum.
  • Số liệu phụ tải đo đạc tại 163 trạm biến áp trong chế độ cực đại (Phụ lục 1) và chế độ cực tiểu (Phụ lục 2).
  • Số liệu thống kê năng lượng tái tạo từ EVN, IEA, World Bank và các quy hoạch phát triển nguồn điện giai đoạn 2011–2030.

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối có nguồn thủy điện nhỏ

Chương 1 trình bày tổng quan về hệ thống phân phối điện, vai trò kinh tế - kỹ thuật và các dạng cấu trúc lưới trung áp. Văn bản chỉ ra rằng lưới điện phân phối trung áp đóng vai trò quyết định đến chất lượng điện áp và độ tin cậy cung cấp điện, trong đó 98% điện năng bị mất là do sự cố hoặc ngừng điện kế hoạch trên lưới phân phối. Về mặt kinh tế, lưới phân phối chiếm khoảng 50% tổng vốn đầu tư của hệ thống điện (35% cho nguồn, 15% cho truyền tải) và chiếm 40–50% tổng tổn thất điện năng toàn hệ thống.

Về thị trường nguồn phân tán và năng lượng tái tạo, tính đến cuối năm 2021, tổng công suất lắp đặt nguồn năng lượng tái tạo tại Việt Nam đạt 20.670 MW (chiếm 27% tổng công suất toàn hệ thống 76.620 MW), sản lượng đạt 31,508 tỷ kWh (chiếm 12,27% tổng sản lượng). Trong đó:

  • Điện gió có 70 dự án vận hành thương mại với tổng công suất 3.987 MW, sản lượng đạt 3,34 tỷ kWh (1,3% toàn hệ thống).
  • Điện mặt trời chiếm khoảng 10,8% tổng sản lượng điện toàn hệ thống năm 2021, đưa Việt Nam trở thành quốc gia dẫn đầu khu vực ASEAN về công suất lắp đặt điện mặt trời.
  • Chính sách thúc đẩy bao gồm thuế suất ưu đãi thuế thu nhập doanh nghiệp 10% trong 15 năm, miễn thuế 4 năm, giảm 50% thuế trong 9 năm tiếp theo và cơ chế giá hỗ trợ mua điện (FiT).

Đối với nguồn thủy điện nhỏ ($\le 30\text{ MW}$), Việt Nam có tiềm năng lý thuyết khoảng 300 tỷ kWh và tiềm năng kỹ thuật khoảng 123 tỷ kWh. Cả nước có 290 nhà máy thủy điện nhỏ (tổng công suất 2.995 MW) đã vận hành và khoảng 138 nhà máy đang xây dựng. Dự báo giai đoạn 2011–2030, tiềm năng kinh tế - kỹ thuật của thủy điện nhỏ tăng nhanh từ 1.209 MW lên 2.829 MW. Chương này cũng phân tích các dự án tiêu biểu:

  • Nhà máy Thủy điện Bảo Lâm 1 (Cao Bằng): Công suất 30 MW, sản lượng 124 triệu kWh/năm, vốn đầu tư 915 tỷ đồng.
  • Nhà máy Thủy điện Sông Bồ (Thừa Thiên Huế): Công suất 20 MW (2 tổ máy), sản lượng 68,7 triệu kWh/năm.
  • Nhà máy Thủy điện Đăk Pône (Kon Tum): Giai đoạn 1 đạt 14 MW (vận hành 6/2010), giai đoạn 2 nâng lên 15,6 MW, sản lượng 74,52 triệu kWh/năm, tổng mức đầu tư 374 tỷ đồng, diện tích đất sử dụng 48,2 ha.
  • Nhà máy Thủy điện Đakrông 1 (Quảng Trị): Công suất 12 MW, mức đầu tư 377,9 tỷ đồng.

Chương 2: Yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện mặt trời nối lưới

Chương 2 phân tích các mô hình hệ thống điện mặt trời (hệ thống nối lưới đơn cấp, lưỡng cấp, hệ thống độc lập và hệ thống nối lưới có dự trữ) cùng các thiết bị cấu thành gồm tấm pin quang điện silicon, bộ điều khiển sạc, bộ biến tần Inverter (biến đổi vi mô, biến tần chuỗi/tập trung, bộ tối ưu hóa điện) và đồng hồ đo đếm.

Chương này hệ thống hóa các tiêu chuẩn kỹ thuật bắt buộc khi đấu nối hệ thống điện mặt trời vào lưới điện phân phối quốc gia:

  • Tần số: Tần số danh định 50 Hz; cho phép dao động $\pm 0,2\text{ Hz}$ ở chế độ bình thường và $\pm 0,5\text{ Hz}$ khi hệ thống chưa ổn định.
  • Điện áp: Cấp điện áp phân phối gồm 110 kV, 35 kV, 22 kV, 15 kV, 10 kV, 6 kV và 0,38 kV. Độ lệch điện áp bình thường tại điểm đấu nối khách hàng là $\pm 5%$, tại nhà máy điện là $+10% / -5%$; trong chế độ sự cố hoặc khôi phục cho phép dao động $\pm 10%$. Dao động điện áp do phụ tải hoặc thao tác đóng cắt không vượt quá 2,5%.
  • Cân bằng pha: Thành phần thứ tự nghịch không vượt quá 3% (cấp 110 kV) hoặc 5% (cấp trung áp và hạ áp).
  • Sóng hài điện áp và dòng điện: Quy định ngưỡng giới hạn cụ thể cho từng cấp điện áp.
  • Nhấp nháy điện áp: Giới hạn chỉ số $P_{st}$ và $P_{lt}$ theo tiêu chuẩn kỹ thuật.
  • Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố: Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép ở cấp trung áp là 25 kA, thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính là 500 ms (thiết bị đóng cắt phải chịu đựng được tối thiểu 1 giây).
  • Chế độ nối đất: Cấp 22 kV áp dụng nối đất trực tiếp (3 pha 3 dây) hoặc nối đất lặp lại (3 pha 4 dây); hệ số sự cố chạm đất không vượt quá 1,4 đối với lưới nối đất trực tiếp và 1,7 đối với lưới trung tính cách ly hoặc nối đất qua trở kháng.
Chỉ tiêu kỹ thuật Cấp 110 kV Cấp Trung áp (6–35 kV) Cấp Hạ áp (0,38 kV)
Tổng biến dạng sóng hài điện áp (THD) $3,0%$ (riêng lẻ $1,5%$) $5,0%$ (riêng lẻ $3,0%$) $8,0%$ (riêng lẻ $5,0%$)
Tổng biến dạng sóng hài dòng điện (TDD) - Nhà máy điện $3,0%$ (riêng lẻ $2,0%$) $5,0%$ (riêng lẻ $4,0%$) $5,0%$ (riêng lẻ $4,0%$)
Mức nhấp nháy điện áp cho phép $P_{st95%} = 0,80$; $P_{lt95%} = 0,60$ $P_{st95%} = 1,00$; $P_{lt95%} = 0,80$ $P_{st95%} = 1,00$; $P_{lt95%} = 0,80$
Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép $31,5\text{ kA}$ $25\text{ kA}$ Theo thiết kế thiết bị
Thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính $150\text{ ms}$ $500\text{ ms}$ Theo phối hợp bảo vệ

Chương 3: Mô phỏng và đánh giá tác động của hệ thống năng lượng mặt trời tới lưới phân phối có nguồn thủy điện nhỏ

Chương 3 tiến hành mô phỏng lưới điện phân phối 22 kV thực tế tại huyện Đăk Glei, tỉnh Kon Tum. Đặc tính kỹ thuật của lưới điện mô phỏng gồm:

  • Cấu trúc mạng 22 kV 3 pha trung tính trực tiếp nối đất.
  • Chiều dài đường dây: 240,511 km (bao gồm cáp ngầm và đường dây trên không).
  • Tổng số máy biến áp và phụ tải: 163 trạm, dải công suất từ 10 kVA đến 2.000 kVA. Nút tập trung công suất lớn nhất là BT171 (4.850 kVA), nút nhỏ nhất là BT49 (10 kVA).
  • Tổng công suất máy biến áp: 16.749 kVA.
  • Nguồn thủy điện nhỏ: 2 máy phát $\times 3.500\text{ kW}$ đấu nối tại bus BT49A.
  • Nguồn điện mặt trời: Công suất 3,8 MW đấu nối tại bus BT171 (chiếm hơn 30% tổng công suất phụ tải cực đại 12,66 MW).

Kết quả mô phỏng trào lưu công suất trong các chế độ:

  1. Chế độ cực đại khi chưa có nguồn thủy điện và chưa kết nối điện mặt trời:
    • Tổng công suất phụ tải: $P_{load} = 12,660\text{ MW}$, có vận hành tụ bù $3 \times 100\text{ kW}$.
    • Tổn thất công suất tác dụng: $\Delta P = 1,310\text{ MW}$, chiếm tỷ lệ $\frac{1,310 \times 100}{12,660} = 10,3%$.
    • Tổn thất công suất phản kháng: $\Delta Q = 1,318\text{ MVAr}$, chiếm tỷ lệ $\frac{1,318 \times 100}{7,997} = 16,5%$.
    • Hệ số công suất trung bình toàn lưới: $\cos\varphi = 84,55%$; trong đó bus BT23 đạt cao nhất ($85,6%$), bus BT48 thấp nhất ($79,2%$).
    • Điện áp nút cuối đường dây tại bus BT185 bị sụt giảm xuống mức thấp nhất là $95,14%$ ($0,9514\text{ pu}$).
  2. Chế độ cực tiểu khi chưa có nguồn thủy điện và chưa kết nối điện mặt trời:
    • Phụ tải cực tiểu giả định bằng 50% cực đại: $P_{load} = 6,324\text{ MW}$, không vận hành tụ bù.
    • Tổn thất công suất tác dụng: $\Delta P = 0,291\text{ MW}$, chiếm tỷ lệ $\frac{0,291 \times 100}{6,324} = 4,6%$.
  3. Các kịch bản kết nối nguồn phân tán:
    • Khảo sát các chế độ vận hành khi lần lượt kết nối riêng lẻ hệ thống điện mặt trời (3,8 MW tại BT171), kết nối riêng lẻ nguồn thủy điện nhỏ ($2 \times 3.500\text{ kW}$ tại BT49A), và kết nối đồng thời cả hai nguồn năng lượng tái tạo vào lưới ở cả hai trạng thái phụ tải cực đại và cực tiểu. Kết quả cho thấy sự cải thiện rõ rệt về phân bố điện áp tại các thanh cái trọng điểm và giảm tổn thất truyền tải trên trục đường dây chính.

Kết quả và đóng góp

Nghiên cứu đã định lượng hóa các thông số kỹ thuật vận hành của lưới điện 22 kV Đăk Glei qua các chế độ mô phỏng cơ sở:

Chế độ vận hành Công suất phụ tải (MW) Tổn thất tác dụng $\Delta P$ (MW / %) Tổn thất phản kháng $\Delta Q$ (MVAr / %) Hệ số $\cos\varphi$ bình quân Điện áp nút thấp nhất (BT185)
Cực đại (chưa nối NLMT & Thủy điện) 12,660 $1,310\text{ MW}$ ($10,3%$) $1,318\text{ MVAr}$ ($16,5%$) $84,55%$ $95,14%$
Cực tiểu (chưa nối NLMT & Thủy điện) 6,324 $0,291\text{ MW}$ ($4,6%$) Đạt tiêu chuẩn vận hành Không tụ bù Cải thiện theo giảm tải

Giải pháp và kiến nghị kỹ thuật của tác giả:

  • Tối ưu hóa phương thức vận hành nguồn phân tán: Tận dụng công suất phát tại chỗ của nguồn điện mặt trời 3,8 MW vào ban ngày để cấp trực tiếp cho nút phụ tải lớn BT171 (4.850 kVA), kết hợp với công suất phát nền ổn định của 2 tổ máy thủy điện nhỏ tại BT49A nhằm giảm dòng công suất truyền tải từ trạm nguồn chính qua đường dây dài 240,5 km.
  • Điều tiết điện áp và bù công suất phản kháng: Vận hành linh hoạt hệ thống tụ bù ($3 \times 100\text{ kW}$) vào giờ cao điểm để nâng cao hệ số công suất tại các nút có $\cos\varphi$ thấp (như BT48 đạt 79,2%), đồng thời ngắt tụ bù trong chế độ cực tiểu để tránh hiện tượng quá áp.
  • Kiểm soát chất lượng điện năng: Yêu cầu các bộ biến tần Inverter của hệ thống điện mặt trời phải đáp ứng nghiêm ngặt tiêu chuẩn hòa lưới trung áp, duy trì tổng biến dạng sóng hài điện áp THD dưới 5%, sóng hài dòng điện TDD dưới 5%, và đảm bảo mức nhấp nháy điện áp $P_{st} \le 1,00$, $P_{lt} \le 0,80$.

Đóng góp của đồ án:

  • Xây dựng mô hình mô phỏng chi tiết sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối 22 kV huyện Đăk Glei với quy mô 163 trạm biến áp và 240,511 km đường dây trên phần mềm chuyên ngành.
  • Đánh giá định lượng tác động tương hỗ giữa hai dạng nguồn năng lượng tái tạo (thủy điện nhỏ và điện mặt trời) tới các chỉ tiêu kỹ thuật của lưới điện phân phối nông thôn/miền núi.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Hạn chế của nghiên cứu:

  • Tính toán mô phỏng trào lưu công suất được thực hiện ở trạng thái xác lập tĩnh tại 2 mốc phụ tải cố định (cực đại và cực tiểu), chưa mô phỏng động theo đồ thị phụ tải biến thiên liên tục 24 giờ và sự dao động ngẫu nhiên của bức xạ mặt trời.
  • Chế độ phụ tải cực tiểu được xây dựng dựa trên giả định bằng 50% phụ tải cực đại chứ chưa có số liệu đo đếm chi tiết theo thời gian thực cho từng trạm biến áp.
  • Chưa đi sâu phân tích ảnh hưởng của sóng hài bậc cao phát sinh thực tế từ biến tần và tính toán phối hợp bảo vệ rơle khi có dòng ngắn mạch đóng góp từ các nguồn phân tán.

Hướng nghiên cứu tiếp theo:

  • Nghiên cứu thuật toán điều khiển tối ưu vị trí và dung lượng nguồn phân tán nhằm giảm thiểu tối đa tổn thất kỹ thuật trên toàn lưới.
  • Khảo sát các hiện tượng quá độ, độ ổn định tần số - điện áp khi hệ thống điện mặt trời bị sụt giảm công suất đột ngột do thời tiết.
  • Tính toán và cấu hình lại hệ thống bảo vệ rơle thích nghi đối với lưới điện phân phối 22 kV khi có dòng công suất chạy ngược về thanh cái nguồn.

Giá trị tham khảo

Đồ án có giá trị tham khảo thiết thực cho các nhóm đối tượng và mục đích học thuật:

  • Sinh viên và học viên ngành Kỹ thuật Điện, Hệ thống điện, Năng lượng tái tạo: Tham khảo phương pháp luận và quy trình tính toán phân bố công suất trên lưới điện phân phối thực tế quy mô lớn có tích hợp đa nguồn phân tán.
  • Kỹ sư quy hoạch và điều độ hệ thống điện địa phương: Sử dụng số liệu và mô hình phân tích lưới 22 kV huyện Đăk Glei để tham khảo trong công tác vận hành, điều độ các xuất tuyến trung áp có nhiều nhà máy thủy điện nhỏ và trang trại điện mặt trời tại khu vực Tây Nguyên và miền Trung.
  • Phần nội dung đáng tham khảo nhất: Hệ thống hóa các quy chuẩn kỹ thuật hòa lưới phân phối tại Việt Nam (sóng hài, nhấp nháy điện áp, thời gian loại trừ sự cố, chế độ nối đất ở Chương 2) và bộ thông số mô phỏng lưới điện Đăk Glei ở Chương 3.

Câu hỏi thường gặp

1. Quy mô và cấu trúc của lưới điện phân phối huyện Đăk Glei trong mô phỏng như thế nào? Lưới điện vận hành ở cấp điện áp trung áp 22 kV, cấu trúc 3 pha trung tính trực tiếp nối đất, tổng chiều dài đường dây là 240,511 km. Lưới bao gồm 163 máy biến áp phân phối cấp điện cho 163 phụ tải, tổng công suất máy biến áp đạt 16.749 kVA, công suất phụ tải dao động từ 10 kVA đến 2.000 kVA.

2. Vị trí và công suất lắp đặt của các nguồn phân tán trên lưới Đăk Glei được bố trí ở đâu? Nguồn thủy điện nhỏ gồm 2 tổ máy phát với công suất $3.500\text{ kW}$ mỗi máy (tổng công suất 7.000 kW) được đấu nối tại bus BT49A. Hệ thống pin năng lượng mặt trời có công suất 3,8 MW được đấu nối tại bus BT171 (chiếm hơn 30% công suất phụ tải cực đại 12,66 MW).

3. Ở chế độ cực đại cơ sở (chưa kết nối nguồn mặt trời và thủy điện), các chỉ tiêu tổn thất và điện áp của lưới là bao nhiêu? Ở chế độ cực đại với phụ tải 12,660 MW và có tụ bù $3 \times 100\text{ kW}$, tổn thất công suất tác dụng là $\Delta P = 1,310\text{ MW}$ (chiếm $10,3%$), tổn thất công suất phản kháng là $\Delta Q = 1,318\text{ MVAr}$ (chiếm $16,5%$), hệ số công suất trung bình toàn lưới là $84,55%$, và điện áp nút thấp nhất tại cuối đường dây (bus BT185) giảm xuống $95,14%$.

4. Quy định kỹ thuật về tổng biến dạng sóng hài điện áp (THD) trên lưới phân phối trung áp là bao nhiêu? Theo quy định kỹ thuật được trình bày trong đồ án, tổng biến dạng sóng hài điện áp (THD) tối đa cho phép trên lưới điện phân phối cấp trung áp là $5,0%$, trong đó độ biến dạng sóng hài riêng lẻ không được vượt quá $3,0%$.

5. Cấu trúc hệ thống điện mặt trời nối lưới đơn cấp có những ưu và nhược điểm kỹ thuật gì? Ưu điểm của hệ thống đơn cấp là kết cấu đơn giản, ít thiết bị, giá thành thấp, không cần bộ lưu trữ trung gian và hiệu suất biến đổi cao do chỉ qua 1 khâu chuyển đổi DC/AC. Nhược điểm là thuật toán điều khiển phức tạp do phải thực hiện song song việc hòa lưới và bám điểm công suất cực đại (MPPT), đồng thời việc hòa lưới gặp khó khăn khi biên độ điện áp DC cấp cho biến tần liên tục biến đổi.

Kết luận

Đồ án tốt nghiệp đã nghiên cứu toàn diện cơ sở lý thuyết và các tiêu chuẩn kỹ thuật hòa lưới của hệ thống điện mặt trời và nguồn thủy điện nhỏ theo quy chuẩn hệ thống điện phân phối Việt Nam. Thông qua việc xây dựng mô hình mô phỏng trên sơ đồ lưới điện 22 kV huyện Đăk Glei dài 240,511 km, nghiên cứu đã định lượng hóa mức độ tổn thất công suất và sự suy giảm điện áp ở các chế độ vận hành cơ sở. Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ sở kỹ thuật hỗ trợ việc lựa chọn phương thức vận hành tối ưu, nâng cao chất lượng điện áp và khai thác hiệu quả các nguồn năng lượng tái tạo phân tán trên lưới điện khu vực.