Nhà máy phát năng lượng gió với kỹ thuật tìm kiếm điểm công suất cực đại MPPT trong hệ thống điện

Trong bài viết sau, các vùng làm việc khác nhau của máy phát không đồng bộ cấp nguồn hai phía (DFIG) của turbine gió đã được khảo sát trên quan điểm về tốc độ rotor, công suất phát, hệ số đầu cánh λ (tip speed ratio- TSR) và góc nghiêng β của cánh quạt.

NHÀ MÁY PHÁT NĂNG LƯỢNG GIÓ VỚI KỸ THUẬT TÌM KIẾM ĐIỂM CÔNG SUẤT CỰC ĐẠI MPPT

TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

Nguyễn Hữu Phúc, Châu Minh Đạo

Đại học Bách khoa TPHCM, TT Ứng dụng Tiến bộ KH&CN Đồng Nai

Tóm tắt: Trong bài báo sau, các vùng làm việc khác nhau của máy phát không đồng bộ cấp nguồn hai phía (DFIG) của turbine gió đã được khảo sát trên quan điểm về tốc độ rotor, công suất phát, hệ số đầu cánh λ (tip speed ratio- TSR) và góc nghiêng β của cánh quạt Thuật toán điều khiển dựa trên sự khác biệt giữa tốc độ quay tối ưu và tốc

độ quay thực tế của trục turbine được đề xuất và thực hiện trong PSCAD nhằm tận thu công suất cực đại có từ năng lượng gió Các kết quả của phương pháp đề xuất được áp dụng trong mô hình các nhà máy gió trên lưới điện của Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN-SPC) để tính toán về phân bố công suất, khả năng phục hồi điện áp tại các điểm nút LVRT khi khi có sự cố ngắn mạch Các kết quả nhận được cho thấy tính đúng đắn và các ưu điểm của phương pháp đề xuất

1 GIỚI THIỆU

Việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch ngày càng tăng cùng với mối quan tâm ngày càng cao về ô nhiễm môi trường đã dẫn đến một sự thúc đẩy mạnh mẽ cho kỉ nguyên phát triển sắp đến của hệ thống phát điện từ năng lượng tái tạo, trong đó có năng lượng gió Các nhà máy phát điện gió (PĐG) đã bắt đầu là một phần thiết yếu của các mạng lưới điện tại các nước và ngay tại Việt Nam [9-15] Cùng với các chủng loại khác nhau của máy phát điện gió, máy phát không đồng bộ cấp nguồn hai phía DFIG (Doubly- Fed Induction Generator) đã và đang được sử dụng rộng rãi trong các nhà máy gió do các ưu điểm có thể hoạt động trong dãi tốc tốc gió khá rộng, cũng như chi phí sản xuất thấp hơn, so với PĐG sử dụng máy phát đồng bộ [1-8] Đối với DFIG theo sơ đồ đối song (back-to-back) với bộ biến đổi công suất nằm giữa lưới điện và mạch điện rotor như trình bày trong Hình 1 sử dụng kỹ thuật điều khiển vector, công suất tác dụng và phản kháng do máy phát ra có thể được điều khiển độc lập Nhiều bài báo đã sử dụng các phương pháp khác nhau cho thuật toán tìm kiếm điểm công suất cực đại MPPT (Maximum Power Point Tracking), trong số đó sử dụng phương pháp điều khiển phức tạp như phương pháp trượt [6, 7] và điều khiển thích nghi [8]

Những hạn chế của các phương pháp này là tính phức tạp của chúng và khó khăn trong các áp dụng thực tế Thêm nữa, các phương pháp điều khiển trên chưa được sử

dụng đầy đủ trong tất cả các vùng làm việc của turbine gió (TG) [1] đã đề nghị một giải thuật điều khiển, áp dụng cho 3 vùng làm việc I, II, III, nhưng trong khu vực dưới của vùng I chưa tận dụng được nguồn gió có tốc độ tương đối khá, mà trong khu vực này vẫn có thể tận dụng phát năng lượng Trong bài báo này, phương pháp điều khiển cho 4 vùng hoạt động I, II, III, IV đề nghị cho DFIG được trình bày và một thuật toán MPPT đơn giản được đề xuất và sau đó, mô hình DFIG được áp dụng trong tính toán các chế

độ làm việc khác nhau trong sơ đồ các nhà máy gió trên lưới điện do Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN-SPC) quản lý

Hình 1: Cấu hình điển hình của DFIG Hình 2: Hiệu suất C p (λ, β)

2 CÁC VÙNG LÀM VIỆC KHÁC NHAU CỦA DFIG

Công suất cơ học PM trong rotor DFIG phụ thuộc tốc độ gió Vw, góc nghiêng β của cánh của TG:

P = ρ π R C (β, λ)V (1) Trong đó PM là công suất cơ học có được từ gió (W), ρair là mật độ không khí (1,225 kg/m3), Vw là tốc độ gió (m/s) và R là bán kính của cánh quạt (m) Cp là hiệu suất của TG với biểu thức (2) phụ thuộc vào cấu tạo của cánh quạt, góc nghiêng của cánh quạt β và tỉ số tốc độ đầu cánh λ Cp được cho bởi biểu thức [5]:

C (λ , β) = c − c β − c exp + c λ (2) Trong đó:

Với λ = . (4) Các hệ số c1 đến c6: c1 = 0.5176, c2 = 116, c3 = 0.4, c4 = 5, c5 = 12,5 và

c6 = 0,0068, với ωr là tốc độ quay của cánh quạt Đặc tính Cp-λ đối với các giá trị khác nhau của góc nghiêng cánh quạt β được cho trong Hình 2 Thực tế, ứng với các hệ số

c1 = 0.22, c2 = 116, c3 = 0.4, c4 = 5, c5 = 12,5 và c6 = 0, giá trị lớn nhất của Cp (Cpmax = 0.438) đạt được đối với β = 0 và λ = 6.4 được gọi là giá trị tối ưu [1]

Trong Hình 1 công suất chảy qua bộ biến đổi nằm trong khoảng từ 0,1 đến 0,4 công suất định mức của máy phát và giá trị này quyết định hệ số trượt lớn nhất của máy phát Vì vậy tốc độ quay ωg của máy phát sẽ nằm giữa 2 biên theo biểu thức (5) [1]

ω (1 − |S |) ≤ ω ≤ ω (1 + |S |) (5) Trong đó ωg rated là tốc độ đồng bộ của máy phát, ωg là tốc độ làm việc của máy phát

2.1 Vùng I

Đây là vùng có tốc độ gió nằm giữa Vcut in và Vr min (Hình 3) Khi tốc độ gió nhỏ hơn Vcut in, TG không phát ra công suất, và Vcut in phụ thuộc vào loại TG, thường nằm trong khoảng 2,5 m/s đến 4 m/s, khi đó năng lượng gió chưa đủ khả năng làm cho cánh quạt đạt được tốc độ nhỏ nhất là ωr min Trong vùng này tốc độ của cánh quạt được giữ không đổi và bằng ωr min Quan hệ giữa tỉ số hộp số Kgearbox và ωr min như sau:

K ω = (1 − |S |) ω (6)

Hình 3: Các vùng làm việc của DFIG Hình 4: Đặc tính công suất TG

Trong toàn bộ vùng này, λ sẽ có giá trị khác với giá trị tối ưu, điều này làm cho giá trị Cp chưa đạt được giá trị lớn nhất và góc nghiêng β sẽ được giữ ở 0o Trong vùng này cần giữ cho vận tốc quay của cánh quạt không nhỏ hơn giá trị nhỏ nhất ωr min Tốc

độ tham chiếu là giới hạn tốc độ dưới của (6):

2.2 Vùng II

Đây là vùng giữa Vr min và Vr max Tại Vr min, năng lượng từ gió đủ khả năng làm cho cánh quạt đạt được giá trị tốc độ nhỏ nhất ωr min Trong vùng này, công suất phát ra

sẽ bám theo các điểm cực đại của đường cong công suất theo tốc độ gió (yêu cầu bởi bộ MPPT), bằng cách giữ cho λ = 6,4 và khi đó sẽ có giá trị lớn nhất của Cp và công suất

lớn nhất sẽ được phát ra lưới Góc nghiêng β sẽ được giữ 0o, vì chưa đạt công suất cơ lớn nhất Tốc độ rotor máy phát nằm trong giới hạn sau:

K ω ≤ ω ≤ K ω (8) Trong đó: K ω = (1 − |S |) ω

Và K ω = (1 + |S |) ω

Trong vùng này, cần thiết làm cho λ tối ưu và theo (4) vận tốc quay của cánh quạt

sẽ thay đổi tuyến tính với sự thay đổi của tốc độ gió

Đối với n = 3, cánh quạt có 3 cánh, công suất lớn nhất của gió tại Cpmax xuất hiện khi [6]:

Trong bài báo này, các thông số được chọn là Cpopt = 0,438, tương ứng với

λopt = 6,4

Tốc độ tham chiếu được tính như sau:

2.3 Vùng III

Vùng này nằm giữa Vr max và Vrated Trong vùng này, tốc độ của rotor máy phát đạt đến giá trị lớn nhất và sẽ giữ không đổi tại giá trị này Vì vậy thuật toán điều khiển sẽ làm việc sao cho việc tăng tốc độ gió không dẫn đến tăng tốc độ quay của cánh quạt TG Tại tốc độ gió Vrated, công suất máy phát sẽ đạt định mức Trong vùng này, λ không còn giữ giá trị tối ưu nữa và sẽ được giảm vì khi đó, tốc độ gió tăng trong khi tốc độ cánh quạt là hằng số và giá trị β vẫn là 0o Trong vùng này tốc độ tham chiếu là giới hạn tốc

độ trên của thuật toán điều khiển

Khi công suất phát P đạt đến định mức, thuật toán được chuyển sang vùng IV

2.4 Vùng IV

Đây là vùng mà TG sẽ làm việc, trong khoảng giới hạn dưới của tốc độ gió là

hoạt động và hệ thống hãm sẽ được kích hoạt Trong vùng này, tốc độ TG vẫn được giữ

là hằng số tại giá trị lớn nhất λ và Cp khi đó sẽ không có giá trị tối ưu, góc nghiêng β sẽ thay đổi trong phạm vi từ 0o đến 45o để thải bỏ năng lượng gió dư thừa và TG vẫn giữ công suất phát ra ở giá trị định mức do thuật toán MPPT sẽ yêu cầu gia tăng góc nghiêng β Trong vùng này tốc độ tham chiếu ωr ref vẫn giữ ở mức cao nhất Trong Hình

2, khi góc nghiêng β tăng lên, hệ số Cp giảm và công suất cơ có được sẽ giảm và do đó công suất phát ra sẽ giảm về giá trị định mức

Từ giả thiết 4 vùng làm việc như Hình 3, đặc tính công suất TG theo tốc độ máy phát và tốc độ gió với β = 0o được minh họa trong Hình 4 Đường công suất TG yêu cầu

là đường nối các điểm ABCD AB là đoạn thẳng đứng tại tốc độ nhỏ nhất của máy phát

và tương ứng với vùng I BC là quỹ tích công suất max của TG và các điểm nằm trên đường này có hệ số đầu cánh đạt tối ưu λ = 6,4 Tốc độ gió tại điểm B và C được xác định theo biểu thức (4) và đoạn BC tương ứng với vùng II CD là đoạn thẳng đứng tương tự như AB tại tốc độ lớn nhất của máy phát và tương ứng với vùng III Vùng IV hoạt động tại điểm D, lúc này góc nghiêng β sẽ tăng và làm cho các đặc tính công suất theo tốc độ máy phát thay đổi

Từ biểu thức (7), (8), (10), (11), mô hình cho thuật toán điều khiển đề xuất được xây dựng trong hệ qui chiếu quay rotor dq Các dòng rotor (ira, irb, irc) của DFIG được chuyển vào các thành phần trục dq như idr và iqr

Từ thông stator và rotor có thể được biểu diễn như sau:

Trong đó Ls, Lr, theo thứ tự là điện cảm stator và rotor Lm là hỗ cảm giữa stator

và rotor

Các công suất tác dụng và phản kháng phía stator là như sau:

P = v i + v i (16)

Q = v i − v i (17) Các công suất tác dụng và phản kháng phía rotor được định nghĩa như sau:

Momen điện từ:

T = p φ i − φ i (20) Với p là số đôi cực

Để triệt tiêu thành phần từ thông stator trục q, chọn φ = φ và φ = 0

Momen điện từ được đơn giản thành:

Do đó, chỉ có thành phần iqr góp phần vào momen và công suất Nếu idr và iqr có thể được điều khiển một cách chính xác, có thể điều khiển riêng biệt công suất tác dụng

và phản kháng phía stator

Giá trị chính xác của idr và iqr trong rotor có được bằng cách tạo ra dòng tham chiếu pha ira_ref, irb_ref và irc_ref, và sau đó bộ biến đổi công suất đưa các dòng điện này vào rotor, các dòng tham chiếu (ira_ref, irb_ref và irc_ref) sẽ dựa vào độ sai lệch tốc độ (ωpu - ωref_pu)

Mô hình turbine gió và máy phát DFIG được thành lập và các mô phỏng được thực hiện trên PSCAD 4.2 dựa trên các thông số của TG Nordex N80

Máy phát: Công suất 2500 KW, điện áp 660 V, tốc độ 740 - 1310 vòng/phút Turbine: Tỷ số hộp số 1:68, tốc độ gió cut-in 4 m/s, tốc độ gió cut-out: 25 m/s, bán kính cánh quạt turbine: 40 m

Hình 5: Tốc độ gió (m/s) Hình 6: Đáp ứng tốc độ của rotor máy phát

(ωref_pu tốc độ tham chiếu,

ωpu tốc độ thực của rotor)

Hình 7: Hệ số Cp Hình 8: Góc nghiêng β

Các kết quả được trình bày từ Hình 5 đến Hình 8 Tốc độ gió được thay đổi từ tốc

5 Tốc độ rotor máy phát ổn định trong thời khoảng 10s với sai số khoảng 0,003 pu như Hình 6 Đường cong Cp đạt giá trị lớn nhất trong khoảng vận tốc gió từ 7 m/s đến

12 m/s như Hình 7 và góc nghiêng β được kích hoạt tại vận tốc 13 m/s như trong Hình 8 Hình 9 cho thấy đường cong công suất phát PG và hiệu suất Cp theo tốc độ gió

có từ kết quả tính toán là phù hợp với các đường cong tương ứng của máy phát gió thực

tế Nordex N80/2500

Hình 9: So sánh kết quả với số liệu TG Nordex N80/2500 KW

3 TÁC ĐỘNG CỦA CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ LÊN LƯỚI ĐIỆN

Mô hình đề xuất trên cho turbine gió và máy phát DFIG được xây dựng trên nền PSCAD 4.2 và đưa vào sơ đồ tính toán trên lưới điện của EVN- SPC, với kịch bản các nhà máy điện gió tại các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận, Bạc Liêu dự kiến được đấu nối vào lưới điện theo qui hoạch điện gió đến 2020 Do khuôn khổ giới hạn của bài báo, ở đây chỉ trình bày một số điểm tiêu biểu của tác động các nhà máy gió trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận, với kịch bản qui hoạch điện gió như sau [16]

 Dự án PDV1-1: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV - 40 MVA PĐV1-1 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Hải - Cam Ranh hiện hữu

 Dự án PDV1-2: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA PĐV1-2 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Phan Rang - Cam Ranh hiện hữu

 Dự án PDV3-1: Công suất lắp đặt 40 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA PĐV3-1 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Phước - Tháp Chàm hiện hữu

 Dự án PDV3-2: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA PĐV3-2 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Phước - Vĩnh Hảo hiện hữu

 Dự án PDV3-3: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA PĐV3-3 đấu nối chuyển tiếp vào đường dây 110 kV Ninh Phước - Vĩnh Hảo hiện hữu

 Dự án PDV4-1: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA PĐV4-1 đấu nối vào trạm 110 kV Ninh Phước thông qua đường dây 110 kV mạch kép dài 14 km

 Dự án PDV4-2: Công suất lắp đặt 30 MW, dự kiến bố trí trạm 110/22 kV – 40 MVA PĐV4-2 đấu nối vào trạm 110 kV Ninh Phước thông qua đường dây 110 kV mạch kép dài 14 km

Hình 10 và Bảng 1 cho thấy điện áp tại các nút (tiêu biểu) khi có sự cố ngắn mạch thoáng qua, cũng là đường cong điện áp phục hồi sau sự cố LVRT (Low Voltage Ride Through), tại Bus PVD3_1 phía 110 kV, cho trường hợp các nhà máy gió trong kịch bản làm việc ở tốc độ gió 7 m/s

Hình 11 và Bảng 2 cho thấy điện áp tại các nút (tiêu biểu) và dòng công suất khi

có sự cố cắt đột ngột các nhà máy gió khi đang làm việc ở tốc độ gió 7 m/s

Bảng 1 Điện áp nút Điện áp nút - Sự cố thoáng qua 2020-7 m/s STT Tên Nút Điện áp nút

lúc bình thường

kV

Điện áp khi ngắn mạch BUS PDV3_1

22 kV

Hình 12 theo Sổ tay kĩ thuật đấu nối điện gió vào hệ thống điện Việt Nam qui định về đường cong phục hồi điện áp với độ võng cho phép tối đa và điện áp sau sự cố theo thời gian (ms) Hình 13 cho thấy diễn biến điện áp tại các điểm nút trong khu vực khảo sát hoàn toàn nằm trong qui định về khả năng phục hồi điện áp LVRT

Hình 10: Đường cong điện áp phục hồi Hình 11: Điện áp nút khi cắt đột ngột các sau ngắn mạch (LVRT) nhà máy gió khỏi lưới điện

Hình 12: Qui định cho đường cong phục hồi Hình 13: Điện áp tại các nút sau sự cố điện áp (LVRT)

Bảng 2 Dòng công suất trên các nhánh Dòng công suất - Sự cố các nhà máy gió cắt ra khỏi lưới điện

điện

áp

Kết nối đến năm

2020 ở vận tốc gió 7 m/s

Chưa kết nối máy phát gió

P (MW)

Q (Mvar)

P (MW)

Q (Mvar)

1 NINHPHUOC2_VINHTAN52 220 42.7 8.5 -29.3 18.2

2 DANHIM2_DUCTRONG2 220 -29.2 15.7 -22.3 12.4

3 KCNVINHHAO1_PDV3_2 110 0.7 -3.3 28.3 -9.0

4 CAMRANH1_NHATRANG 110 44.9 -48.6 10.3 -42.7

4 THẢO LUẬN

Các khảo sát cho thấy khi xảy ra sự cố ngắn mạch ở thanh cái 22 kV, khả năng phục hồi điện áp, sau các dao động điện áp, tại các điểm nút ở khu vực Bình Thuận, Ninh Thuận là khả quan Điều này được giải thích là do công suất phát của các nhà máy gió tại các tỉnh có tiềm năng gió dồi dào, ngay cả khi vận hành ở mức công suất tối đa theo qui hoạch 2020, là nhỏ so với tổng công suất của các nhà máy điện có công suất rất lớn trong các khu vực gần đó Song song, các kết quả cho thấy khi các nhà máy gió bị buộc phải ngừng hoạt động, do các nguyên nhân khách quan liên quan đến thời tiết bất thường, do gió bão trên diện rộng,…, điện áp trên các thanh cái tại các nút ở các khu vực Bình Thuận, Ninh Thuận sẽ trở về giá trị ổn định nằm trong mức qui định điện áp qui định của lưới truyền tải (< 5%)

Bài báo đã xem xét các kịch bản cực trị theo qui hoạch đến 2020 và theo tiềm năng gió tối đa có thể có trên địa bàn cụ thể, bằng cách tính toán cho trường hợp các nhà máy gió ở Bình Thuận, Ninh Thuận và các nhà máy gió ở Bạc Liêu, khi chúng đều phát ra công suất cực đại Việc đánh giá khả năng điện áp phục hồi sau sự cố trên lưới LVRT, hay khi công suất từ các nhà máy gió bị cắt do thời tiết đã được thực hiện, trong điều kiện hệ thống điện được qui hoạch đến thời điểm tương ứng Hoàn toàn có thể áp dụng phương pháp đánh giá này cho các kịch bản trong tương lai xa hơn, khi công suất các nhà máy gió tại các địa bàn khác sẽ được bổ sung, trong điều kiện hệ thống điện được qui hoạch đến thời điểm tương ứng Chất lượng điện năng và từ đó, độ tin cậy lưới điện, khi đấu nối các nhà máy điện gió vào lưới điện đã được khảo sát đến qua việc đánh giá khả năng phục hồi điện áp sau sự cố LVRT của các nhà máy điện gió, trong các kịch bản cực trị, khi có sự cố xảy ra hoặc ngừng các nhà máy

Một chương trình tính toán dựa trên nền PSCAD đã được xây dựng và phát triển với sơ đồ chi tiết, thể hiện đầy đủ hệ thống điện do EVN-SPC quản lí Sơ đồ có khả năng mở rộng dễ dàng và có thể tích hợp với các nhà máy gió sẽ dần được đưa vào đấu nối, vận hành với lưới điện ở các giá trị tốc độ gió khác nhau Sơ đồ tính toán này có thể phân tích các kịch bản khác nhau, theo qui hoạch phát triển của các nhà máy gió sẽ