Tác động của mức xâm nhập cao của các nhà máy điện mạt trời kĩ thuật quang điện lên lưới điện

ổi công suất và bộ biến 
tần tăng lên nhiều, so với sơ đồ sử dụng biến tần 
tập trung. Ví dụ, một NMĐQĐ sơ đồ kiểu biến 
tần tập trung với công suất 37 MW sử dụng 50 
bộ biến tần trung tâm, trong khi một NMĐQĐ 
khác với công suất tương đương, với sơ đồ kiểu 
biến tần nhiều chuỗi, cần đến 3069 bộ biến tần 
nhiều chuổi. Feo [5] sơ đồ kiểu biến tần tập 
trung có hiệu suất thấp hơn 1.5% so với sơ đồ 
biến tần nhiều chuỗi, nhưng tổng chi phí đầu tư 
và bảo trì của sơ đồ sau lại cao hơn 60%.
Đặc điểm của HTQĐ đấu nối với lưới điện
Các đặc điểm quan trọng nhất khi vận hành 
các HTQĐ, NMĐQĐ đấu nối với lưới điện và 
các qui định đấu nối liên quan như sau, cho đến 
thời điểm hiện nay [5]:
• Các NMĐQĐ khi đấu nối sẽ góp phần 
cung cấp điện năng vào hệ thống, điều này làm 
giảm tải cho các NMĐ truyền thống.
• Hầu hết các bộ BTQĐ không có, hoặc khá 
hạn chế, khả năng hỗ trợ việc ổn định điện áp/ 
công suất phản kháng trên lưới. Các NMĐQĐ 
khi đấu nối thường hoạt động ở hệ số công suất 
bằng 1.0, chỉ cung cấp công suất tác dụng, và hệ 
thống điện có trách nhiệm điều khiển công suất 
phản kháng.
• Feo các tiêu chuẩn hiện hành như IEEE 
1547, khi tần số/điện áp sai lệch so với tiêu 
chuẩn, NMĐQĐ phải được cách ly tự động 
khỏi lưới điện cho đến khi trở lại điều kiện làm 
việc bình thường.
• Cần tính đến các yếu tố địa lý, vị trí của 
NMĐQĐ và các yếu tố môi trường trong vận 
hành NMĐQĐ. Các yếu tố này có thể được chia 
thành hai thời khoảng: (1) ban ngày và (2) ban 
đêm. Vào ban ngày, hiệu quả công suất phát các 
NMĐQĐ có thể bị ảnh hưởng lớn bởi các thay 
đổi thời tiết như mây che bóng và nhiệt độ môi 
trường. Trời nhiều mây giảm đáng kể lượng bức 
xạ mặt trời và kéo theo thay đổi nhanh của công 
suất phát ra. Vào ban đêm, công suất phát từ 
các các NMĐQĐ sẽ không còn. Trường hợp có 
hệ thống tích trữ năng lượng (battery energy 
storage system= BESS), NMĐQĐ có thể tiếp 
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 10 / 20194
tục cung cấp năng lượng cho lưới điện trong 
một thời gian. 
• Khả năng điều độ (dispatchable capacity) 
NMĐQĐ là rất hạn chế, trừ khi có hệ thống tích 
trữ năng lượng.
• Sự phối hợp giữa các NMĐQĐ và các 
NMĐ thông thường khác là vấn đề cần đặc biệt 
quan tâm, nhất là việc quản lý công suất phản 
kháng khi có các NMĐQĐ công suất rất lớn 
đấu nối vào lưới điện.
Như vậy, điểm khác biệt cơ bản đầu tiên 
giữa các NMĐQĐ so với các NMĐ truyền 
thống là khả năng điều độ. Các nhà máy điện 
truyền thống, như các nhà máy nhiệt điện, là 
điều phối được vì dễ dàng thay đổi sản lượng 
điện của chúng (tăng hoặc giảm) để đáp ứng các 
thay đổi về tải. Trong khi đó, các NMĐQĐ có 
sản lượng điện thay đổi và không ổn định, và 
tùy thuộc rất lớn vào thời tiết địa phương, và 
hoàn toàn không phát công suất vào ban đêm, 
do đó không có khả năng điều độ. 
Điểm khác biệt cơ bản khác giữa các 
NMĐQĐ so với các NMĐ truyền thống là khả 
năng đồng bộ hóa (synchronizing capacity), khả 
năng này có ảnh hưởng rất lớn đến khả năng 
ổn định động của hệ thống, đặc biệt khi có các 
sự cố xảy ra trên lưới điện. Hệ thống điện hiện 
hữu chủ yếu bao gồm các NMĐ truyền thống 
dùng các máy phát điện đồng bộ công suất 
lớn có moment đồng bộ hóa (synchronizing 
torque) lớn, cùng với quán tính lớn của rôto 
đóng vai trò rất quan trọng và quyết định góc 
rôto của các máy phát ngay sau một sự cố xảy ra 
trên lưới điện. Các máy đồng bộ khi phát công 
suất tác động vào hệ thống làm duy trì tính 
đồng bộ, đồng thời làm tắt dần các dao động 
cơ học nhờ vào moment đồng bộ hóa và thành 
phần hãm của moment điện từ (khi có bất kì sự 
không đồng bộ giữa tốc độ rôto và từ trường 
quay trong máy phát). Chính sự hiện diện của 
các máy phát đồng bộ trong hệ thống điện với 
quán tính quay và moment đồng bộ hóa lớn, 
cùng với các hệ thống điều khiển là tác nhân cơ 
bản trong việc giảm thiểu sự mất cân bằng lớn 
về công suất tác động và công suất phản kháng 
xuất hiện trong lưới điện. 
Đặc tính cơ bản này của các hệ thống điện 
sẽ thay đổi đáng kể với sự xâm nhập ngày 
càng tăng của các NMĐ NLTT, trong đó các 
NMĐQĐ, với vai trò bộ biến tần thay thế cho 
các máy phát đồng bộ, được đấu nối vào lưới 
điện. Các bộ biến tần này biến đổi điện một 
chiều thành điện xoay chiều và quản lý dòng 
năng lượng chảy qua bằng cách điều khiển việc 
chuyển mạch các thiết bị bán dẫn công suất ở 
tần số khá cao (kHz). Khác hẳn với máy phát 
điện đồng bộ, bộ biến tần hoàn toàn là một thiết 
bị điện tử công suất và không chứa bất kỳ bộ 
phận quay nào, do đó không có quán tính quay 
và moment đồng bộ hóa để có thể trợ giúp vào 
việc ổn định động của hệ thống. 
Trong tương lai, các NMĐQĐ công suất lớn 
dự kiến sẽ phải có khả năng làm việc với các đặc 
tính hỗ trợ sự ổn định của lưới điện, tương tự 
như các nhà máy điện truyền thống [4]. Hiện 
tại, các NMĐQĐ khi đưa vào vận hành sẽ có 
các tác động đến sự ổn định và an ninh của 
lưới điện. Do đó, điều quan trọng là phân tích 
các vấn đề xâm nhập lớn của NMĐQĐ vào hệ 
thống điện.Hình 3. Sơ đồ đấu nối các biến tần: (a) kiểu trung tâm; (b) 
kiểu nhiều chuỗi.
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 10 / 2019 5
,,&k&%•ô,8.+,ƒ148l1/¨“1
ôŠ1+ /›£, ô,…1 7521* 1+j 0k<
ô,…1758<17+’1*
Hình 4 [2,3] là sơ đồ hình cây phân loại ổn 
định trong hệ thống điện truyền thống, theo ổn 
định góc rôto, ổn định tần số và ổn định điện 
áp. Độ ổn định của hệ thống điện có thể được 
chia thành ba loại chính: ổn định góc rôto, ổn 
định tần số và ổn định điện áp. Trong mỗi loại 
trên lại chia thành hai loại phụ: ổn định tín hiệu 
nhỏ (small-signal stability) và ổn định quá độ 
(transient stability).
- Ổn định góc rôto là khả năng duy trì sự 
đồng bộ của các máy phát đồng bộ trong hệ 
thống điện kết nối, khi có nhiễu loạn xảy ra 
trong hệ thống. 
- Ổn định tần số là khả năng của một hệ 
thống điện duy trì tần số ổn định trong quá 
trình hoạt động bình thường và khôi phục tần 
số về giá trị trong sai lệch theo tiêu chuẩn, trong 
các tình huống của hệ thống khi có sự mất cân 
bằng lớn giữa công suất tải và công suất phát.
- Ổn định điện áp là khả năng duy trì điện 
áp trong giới hạn qui định của hệ thống điện ở 
các thanh cái sau khi sự cố xảy ra để tránh hiện 
tượng sụp đổ điện áp dây chuyền, gây mất điện 
trên diện rộng.
Các hệ thống điều khiển phía máy phát 
có nhiệm vụ duy trì trạng thái cân bằng, tăng 
cường và cải thiện độ ổn định, độ tin cậy của 
hệ thống điện khi có sự cố xảy ra trên lưới. 
Trong một nhà máy phát điện truyền thống với 
turbine/ máy phát điện đồng bộ thường có các 
quá trình điều khiển sau. 
A. Ổn định tần số và điều khiển công suất 
tác dụng
1) Giai đoạn đáp ứng quán tính lưới: Đây là 
giai đoạn đầu của đáp ứng tần số, ngay khi sự 
cố xảy ra trên lưới điện. Các máy phát đồng bộ 
với động năng quay (rotational kinetic energy) 
tích trữ dưới dạng quán tính rôto tạo nên quán 
tính của cả hệ thống. Quán tính hệ thống này là 
một đặc điểm vốn có quan trọng giúp vào việc 
ổn định động tần số [2,3].
2) Giai đoạn điều khiển: với ba cấp điều 
khiển để điều khiển tần số theo sau sự cố và 
nhu cầu chức năng.
a) Điều khiển sơ cấp (cấp 1) (primary 
control): thông qua cơ chế điều khiển của bộ 
điều chỉnh tốc độ (bộ điều tốc= speed governor) 
của tuabin nhằm tác động tuabine phản ứng 
nhanh với độ lệch tần số theo đặc tính giảm tốc 
độ-công suất của máy phát. 
b) Điều khiển thứ cấp (cấp 2) (secondary 
control): là tác động bổ sung của hệ thống 
Điều khiển tự động công suất phát (Automatic 
Generation Control= AGC) nhằm huy động 
công suất dự trữ để đưa tần số về giá trị danh 
định. AGC là hệ thống thiết bị tự động điều 
chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy 
phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện 
ổn định trong phạm vi cho phép và điều chỉnh 
dòng chảy công suất giữa các tổ hợp nhà máy 
điện theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy 
phát điện.
c) Điều khiển cấp 3 (tertiary control): được 
huy động đến, khi có sự cố lớn, rộng khắp hệ 
thống điện mà không thể khắc phục bằng hệ 
điều khiển thứ cấp, và khi có nguồn dự trữ dồi 
dào của công suất phát của hệ thống. 
Tác động hiệu chỉnh của bộ điều tốc diễn ra 
trong vài giây, trong khi của bộ điều khiển thứ 
cấp sẽ lâu hơn, trong vài phút, và của bộ điều 
khiển cấp ba sẽ là chậm nhất.
B. Ổn định điện áp và điều khiển công suất 
phản kháng
Các máy phát đồng bộ luôn được trang bị bộ 
điều chỉnh điện áp tự động (automatic voltage 
control= AVR), theo kiểu vòng kín điều chỉnh 
dòng kích từ để điều khiển điện áp stato. Nhiệm 
vụ của bộ AVR:
1) Điều chỉnh điện áp ở trạng thái xác lập 
Hình 4. Phân loại các loại ổn định trong hệ thống điện [2,3]
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 10 / 20196
khi AVR trong mạch kích từ hoạt động ở chế độ 
điều khiển điện áp.
2) Bù và hỗ trợ công suất phản kháng VAR 
khi AVR trong hệ thống hoạt động ở chế độ 
VAR (quá kích từ hay dưới kích từ) giúp phát 
ra/ lấy vào công suất phản kháng.
Ngoài ra, máy biến áp điều chỉnh nấc dưới 
tải hay không tải cũng được dùng trong mục 
đích trên [2,3].
C. Ổn định góc rôto máy phát đồng bộ 
1) Ổn định góc tín hiệu nhỏ: Bộ ổn định 
hệ thống điện (Power System Stabilizer= PSS) 
trong hệ thống kích từ giúp cải thiện độ ổn định 
góc khi xảy ra nhiễu loạn nhỏ trong hệ thống 
[1,2].
2) Cải thiện độ ổn định quá độ: Kích từ tác 
động nhanh cùng với PSS và một số điều khiển 
khác giúp cải thiện độ ổn định góc khi xảy ra 
nhiễu loạn lớn trong hệ thống [1,2].
,,, +… 7+’1* 7+ž 1*+,…0 %86
7521*(7$3
A. Mô hình hệ thống thử nghiệm IEEE 9 
bus: Với mục đích đánh giá các tác động lên hệ 
thống điện hiện hữu với kịch bản khác nhau khi 
mức độ xâm nhập của các NMĐQĐ vào lưới 
tăng dần, sau đây sử dụng một mô hình hệ thống 
thử nghiệm IEEE với 9 thanh cái (bus) (P.M 
Anderson 9-bus IEEE test system) (Hình 5.a), 
với các mô phỏng được thực hiện trong phần 
mềm ETAP 12.6. Tuy hệ thống thử nghiệm có 
số lượng bus hạn chế, nhưng các kết quả nhận 
được sẽ giúp có cái nhìn tương đối tổng quát 
về các tác động điển hình cần phải quan tâm 
đến, khi mức độ xâm nhập của các NMĐQĐ 
vào lưới ngày càng tăng trong tương lai của các 
hệ thống điện rộng lớn hơn. Sau đây giới thiệu 
hệ thống 9 bus IEEE tích hợp với nguồn phát 
quang điện công suất lớn, cùng các kết quả và 
các phân tích đánh giá về các tác động lên hệ 
thống ứng với các kịch bản của mức xâm nhập 
khác nhau từ [1], “Grid Stability Analysis for High 
Penetration Solar Photovoltaics”, Ajit Kumar K, 
Dr. M. P. Selvan, K. Rajapandiyan. 
Hình 5.a là sơ đồ một sợi của hệ thống 9 
bus , khi không tích hợp NMĐQĐ, với các giá 
trị điện áp tại các bus và trở kháng đường dây 
truyền tải. Hình 5.b cho thấy phân bố công suất 
của mạch cơ sở ở điều kiện xác lập, với các giá 
trị điện áp tại các bus, chiều và giá trị dòng công 
suất trên các đường dây. Hệ thống thử nghiệm 
này bao gồm 3 máy biến áp (MBA) hai cuộn 
dây 100 MVA/ MBA, 6 đường dây và 3 phụ tải 
(Load A@135.0 MVA, Load B@94.9 MVA và 
Load C@106.0 MVA). Các kV cơ sở được chọn 
là 13.8 kV, 16.5 kV, 18 kV và 230 kV. Sơ đồ một 
sợi của hệ thống 9 bus với NMĐQĐ cho trong 
Hình 6. 
B. Mô hình NMĐQĐ tích hợp trong hệ 
thống 9 bus 
Hệ thống thử nghiệm 9 bus hoàn chỉnh làm 
việc với NMĐQĐ được xây dựng trong ETAP. 
Mô hình NMĐQĐ 243 MWp (công suất đỉnh 
MPP= Maximum Power Point) được xây dựng 
từ các tấm pin công suất 200 Wp/tấm pin được 
nối tiếp/song song tạo thành các mảng pin mặt 
trời (PV array) 24.5 MW, với thanh cái DC ở 
điện áp 1000 VDC.
Hình 5.a Sơ đồ một sợi của hệ thống 9 bus cơ sở (không 
có NMĐQĐ), b. phân bố công suất
Hình 6. Sơ đồ một sợi của hệ thống 9 bus đấu nối với 
NMĐQĐ 243 MWp
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 10 / 2019 7
Mỗi mảng pin mặt trời đấu nối với BTQĐ 26.2 
MVA, điện áp AC định mức 11 kV. Nhiều mảng 
pin mặt trời đấu nối vào thanh cái 11 kV, với tên 
gọi thanh cái là Solar Bus. Sau đó điện áp 11 kV 
được nâng áp lên 230 kV qua MBA và đấu nối 
vào thanh cái Bus 5 của lưới truyền tải 230 kV 
của hệ thống (Hình 6)./ 
(Xin xem tiếp phần 2 trong số kế tiếp)
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. Ajit Kumar K, Dr. M. P. Selvan, K. Rajapandiyan, “Grid Stability Analysis for High Penetration Solar 
Photovoltaics”, 
GIZ17_098_paper_AJIT_KUMARK.pdf 
[2]. P. Kundur, “Power System Stability and Control”, 1st Edition, Mcgrawhill Inc, 2006. 
[3]. P. Kundur et al., “DeJnition and ClassiJcation of Power System Stability”, IEEE/CIGRE Joint Task 
Force on Stability Terms and DePnitions, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 19, No. 3, pp. 
1387-1401, Aug. 2004. 
[4]. Benjamin Kroposki, Brian Johnson, Yingchen Zhang, Vahan Gevorgian, Paul Denholm, Bri-Mathias 
Hodge, And Bryan Hannegan, “Achieving A 100% Renewable Grid: Operating Electric Power Systems 
with Extremely High Levels of Variable Renewable Energy”, IEEE Power & Energy Magazine March/
April 2017 1540-7977/17©2017. 
[5]. Elyas Rakhshani, Kumars Rouzbehi, Adolfo J. Sánchez, Ana Cabrera Tobar, Edris Pouresmaeil, 
“Integration of Large Scale PV-Based Generation into Power Systems: A Survey”, Energies 2019, 12, 
1425; DOI:10.3390/EN12081425, www.mdpi.com/journal/energies
[6]. Tran Quoc Tuan, “Integration of Solar PV Systems into Grid: Impact Assessment and Solutions”, CEA-
INES and INSTN (Paris Saclay University), Hội Nghị Khoa Học& Công Nghệ Điện Lực Toàn Quốc 
2017, Nhà Xuất Bản Bách Khoa Hà Nội Hà Nội- 2017, pp 30-54.
[7]. Nguyễn Mậu Cương, Nguyễn Đức Ninh. “Tổng Quan các Quy Định và các Nghiên Cứu Nối Lưới Đối 
với Năng Lượng Tái Tạo và Tính Toán cho Nhà Máy Điện Mặt Trời tại Nam Phi”, Hội Nghị Khoa Học& 
Công Nghệ Điện Lực Toàn Quốc 2017, Nhà Xuất Bản Bách Khoa Hà Nội Hà Nội- 2017, pp 82-100.
[8]. U. Andreas, T.S. Borsche, G. Andersson, “Impact of Low Rotational Inertia on Power System Stability 
and Operation”, IFAC World Congress 2014, Capetown, South Africa, 2014.
[9]. Y. T. Tan, D. S. Kirschen, “Impact on 0e Power System of A Large Penetration of Photovoltaic 
Generation”, 2007 IEEE Power Engineering Society General Meeting, Tampa, Fl, 2007, pp. 1-8.
[10]. S. EQekharnejad, V. Vittal, G. T. Heydt, B. Keel ,J. Loehr, “Impact Of Increased Penetration Of 
Photovoltaic Generation On Power Systems”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 28, No. 2, pp. 
893-901, May 2013.
[11]. W. Yang, X. Zhou, F. Xue, “Impacts Of Large Scale and High Voltage Level Photovoltaic Penetration 
on 0e Security and Stability of Power System”, 2010 Asia-PaciPc Power and Energy Engineering 
Conference, Chengdu, 2010, pp. 1-5.
[12]. Dave Gahl, Brandon Smithwood, Rick UmoR, “Hosting Capacity: Using Increased Transparency 
of Grid Constraints to Accelerate Interconnection Processes”, September 2017, Fe Fird in SEIA’s 
Improving Opportunities for Solar Frough Grid Modernization Whitepaper Series, https://www.
seia.org/sites/default/Ples/2017-09/SEIA-GridMod-Series-3_2017-Sep-FINAL.pdf