Mô hình rút gọn, mô phỏng BTB-VSC-BESS đáp ứng quán tính ảo và máy phát đồng bộ ảo trong lưới điện yếu

Vai trò của lưu trữ năng lượng (BESS) và công nghệ tạo lưới (GFM) trong hệ thống điện tương lai Bài viết trình bày về xu hướng tất yếu của việc áp dụng công nghệ tạo lưới (Grid-Forming - GFM) cho các hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) trong hệ thống điện. Trong bối cảnh gia tăng mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo sử dụng biến tần như điện mặt trời, điện gió, việc ứng dụng BESS kết hợp GFM là giải pháp then chốt để khắc phục các rào cản về tính ổn định, bù đắp sự suy giảm quán tính cơ học và đảm bảo an ninh năng lượng cho hệ thống điện hiện đại.

Tóm tắt:

Sự gia tăng nhanh của các nguồn điện nối lưới qua bộ biến đổi công suất làm giảm quán tính tự nhiên của hệ thống điện, đặc biệt tại các khu vực lưới yếu có tỷ lệ nguồn inverter cao. Bài báo này đề xuất một khung mô hình rút gọn cho thiết bị BTB-VSC-BESS nhằm đánh giá khả năng hỗ trợ tần số, điện áp và quán tính ảo thông qua điều khiển Virtual Inertia (VI) và Virtual Synchronous Generator (VSG). Hệ thống nghiên cứu gồm hai lưới AC liên kết qua bộ biến đổi nguồn áp back-to-back, trong đó Grid 1 được xem là lưới mạnh, Grid 2 là lưới yếu, hoặc khu vực phụ tải nhạy cảm. VSC1 vận hành theo chế độ Grid-Following để điều khiển công suất trao đổi, trong khi VSC2 vận hành theo hướng Grid-Forming/VSG. BESS nối vào DC-link cung cấp công suất tác dụng nhanh khi xảy ra nhiễu loạn tải. Mô hình động học rút gọn được xây dựng để mô phỏng đồng thời đáp ứng tần số, RoCoF, điện áp, công suất hỗ trợ, SOC của BESS và điện áp DC-link. Ba trường hợp được so sánh: Không có FACTS-BESS, BTB-VSC Grid-Following và BTB-VSC-BESS VI/VSG. Kết quả cho thấy cấu hình BTB-VSC-BESS VI/VSG cải thiện điểm cực tiểu tần số từ 49,4759 Hz lên 49,7274 Hz, cải thiện điện áp cực tiểu từ 0,9101 pu lên 0,9660 pu, trong khi SOC chỉ giảm từ 60,0000% xuống 59,9086% trong kịch bản khảo sát. Kết quả chứng minh tiềm năng của FACTS thế hệ mới khi kết hợp với kho năng lượng và điều khiển tạo lưới trong hỗ trợ ổn định động của hệ thống điện hiện đại.

1. Giới thiệu:

Các thiết bị FACTS truyền thống được phát triển nhằm điều khiển điện áp, công suất phản kháng, tổng trở đường dây và dòng công suất trong hệ thống điện xoay chiều. SVC và STATCOM thường được dùng để điều khiển điện áp; TCSC và SSSC tác động vào tổng trở, hoặc điện áp nối tiếp; UPFC và IPFC mở rộng khả năng điều khiển đồng thời nhiều đại lượng của lưới AC. Tuy nhiên, khi hệ thống điện chuyển nhanh sang cấu trúc có tỷ lệ nguồn điện tử công suất cao, yêu cầu đối với FACTS không chỉ dừng ở điều khiển trạng thái xác lập, mà mở rộng sang hỗ trợ động học hệ thống.

Trong hệ thống điện truyền thống, máy phát đồng bộ đóng góp quán tính tự nhiên thông qua năng lượng động học của rôto. Khi xảy ra mất cân bằng công suất, quán tính này làm giảm tốc độ thay đổi tần số và tạo thêm thời gian cho các tầng điều khiển sơ cấp, thứ cấp và bảo vệ tác động. Ngược lại, các nguồn điện mặt trời, điện gió, BESS và HVDC-VSC thường nối lưới qua inverter. Nếu vận hành theo chế độ Grid-Following, chúng chủ yếu bám theo điện áp/tần số của lưới hiện hữu và điều khiển dòng bơm vào lưới. Do đó, trong lưới yếu, hoặc hệ thống thiếu nguồn đồng bộ, tần số có thể suy giảm nhanh hơn sau nhiễu loạn, còn điện áp có thể kém ổn định hơn.

Một hướng phát triển quan trọng là tích hợp kho năng lượng và điều khiển động học cho các thiết bị VSC, để chúng có thể đóng góp công suất tác dụng nhanh, tạo quán tính ảo và mô phỏng hành vi của máy phát đồng bộ. Trong nhóm công nghệ này, BTB-VSC-BESS là cấu hình đáng chú ý vì nó kết hợp được ba chức năng: Liên kết hai hệ thống AC, điều khiển công suất qua DC-link và sử dụng BESS để hỗ trợ tần số/điện áp.

Bài báo này tập trung vào câu hỏi nghiên cứu sau: BTB-VSC-BESS, khi vận hành với điều khiển VI/VSG, có thể cải thiện đáp ứng tần số và điện áp của lưới yếu như thế nào so với trường hợp không có FACTS-BESS và trường hợp BTB-VSC Grid-Following?

Các đóng góp chính của bài báo gồm:

1. Xây dựng mô hình rút gọn cho hệ thống BTB-VSC-BESS phục vụ nghiên cứu đáp ứng tần số, điện áp, DC-link và SOC.

2. Đề xuất cấu trúc điều khiển kết hợp droop, quán tính ảo và VSG cho VSC phía lưới yếu.

3. Thiết lập kịch bản mô phỏng điển hình để so sánh ba trường hợp vận hành.

4. Đánh giá định lượng các chỉ tiêu fmin, RoCoF, Vmin, công suất hỗ trợ cực đại, SOC cuối và điện áp DC-link.

2. Cấu trúc hệ thống BTB-VSC-BESS:

Hệ thống nghiên cứu gồm hai lưới AC được liên kết qua bộ biến đổi nguồn áp back-to-back có BESS nối vào DC-link. Cấu trúc chức năng được mô tả trên Hình 1.

Hình 1. Cấu trúc hệ thống BTB-VSC-BESS đáp ứng VI/VSG.

Trong cấu hình này, Grid 1 đại diện cho hệ thống AC mạnh hoặc vùng nguồn có khả năng cấp/hấp thụ công suất. Grid 2 đại diện cho lưới yếu, khu công nghiệp, microgrid, hoặc khu vực có tỷ lệ nguồn inverter cao. VSC1 nối với Grid 1 và vận hành ở chế độ Grid-Following - tức bám theo điện áp lưới và điều khiển công suất trao đổi. VSC2 nối với Grid 2 và vận hành theo chế độ Grid-Forming/VSG - tức tạo điện áp/tần số tham chiếu nội bộ và hỗ trợ ổn định cho lưới yếu.

BESS được nối vào DC-link thông qua bộ DC/DC hai chiều. Khi tần số Grid 2 suy giảm, BESS phát công suất tác dụng nhanh vào DC-link để hỗ trợ VSC2 bơm công suất vào lưới yếu. Khi tần số tăng, hoặc có dư thừa công suất, BESS có thể hấp thụ công suất để sạc lại. Nhờ đó, thiết bị không chỉ điều khiển dòng công suất giữa hai lưới, mà còn tham gia động học tần số và điện áp.

3. Mô hình toán rút gọn:

3.1. Động học tần số của Grid 2:

3.2. Điều khiển Grid-Following của BTB-VSC:

3.3. Điều khiển quán tính ảo VI:

3.4. Mô hình VSG:

3.5. Hỗ trợ điện áp và công suất phản kháng:

3.6. DC-link và SOC của BESS:

4. Thông số mô phỏng và kịch bản khảo sát:

1. Không FACTS-BESS: Grid 2 chỉ dựa vào quán tính và điều tốc tương đương.

2. BTB-VSC GFL: BTB-VSC hỗ trợ công suất theo droop chậm và hỗ trợ điện áp thông qua Q-V.

3. BTB-VSC-BESS VI/VSG: BESS cung cấp công suất nhanh theo droop và quán tính ảo; VSC phía Grid 2 vận hành theo hướng VSG.

5. Mô hình mô phỏng trong MATLAB:

Bộ mã MATLAB được xây dựng theo cấu trúc tách khối để người đọc có thể kiểm tra và thay đổi thông số dễ dàng. Các file chính gồm:

6. Kết quả mô phỏng và thảo luận:

6.1. Đáp ứng tần số và RoCoF:

Hình 2. Đáp ứng tần số và RoCoF tại Grid 2.

Khi tải Grid 2 tăng tại t=1 s, tần số giảm trong cả ba trường hợp. Trường hợp không có FACTS-BESS có điểm cực tiểu thấp nhất, đạt 49,4759 Hz. Khi bổ sung BTB-VSC ở chế độ GFL, tần số cực tiểu được cải thiện lên 49,6347 Hz. Trường hợp BTB-VSC-BESS với VI/VSG cho kết quả tốt nhất, đạt 49,7274 Hz.

Kết quả này cho thấy BESS và điều khiển quán tính ảo giúp giảm độ sâu suy giảm tần số. RoCoF cực tiểu ban đầu trong ba trường hợp gần như giống nhau do nhiễu loạn tải xuất hiện đột ngột và bộ điều khiển chưa thể tác động tại đúng thời điểm gián đoạn. Tuy nhiên, sau giai đoạn rất ngắn, VI/VSG tạo công suất tác dụng nhanh, làm chậm quá trình suy giảm tiếp theo và giúp tần số phục hồi ở mức cao hơn.

6.2. Công suất hỗ trợ và SOC của BESS:

Hình 3. Công suất tác dụng hỗ trợ từ FACTS/BESS và SOC của BESS.

BTB-VSC ở chế độ GFL chỉ hỗ trợ công suất ở mức hạn chế, với công suất cực đại khoảng 69,28 MW trong kịch bản này. Khi sử dụng BTB-VSC-BESS với VI/VSG, BESS phát công suất nhanh hơn và lớn hơn, đạt gần 98,17 MW. Điều này giải thích vì sao đáp ứng tần số của trường hợp VI/VSG tốt hơn rõ rệt.

Do thời gian mô phỏng ngắn và dung lượng BESS là 200 MWh, SOC chỉ giảm rất nhỏ, từ 60,0000% xuống 59,9086%. Đây là đặc điểm có lợi của dịch vụ quán tính ảo: Yêu cầu công suất lớn trong thời gian ngắn, nhưng năng lượng tiêu thụ không quá lớn nếu sự cố được khống chế nhanh.

6.3. Đáp ứng điện áp và công suất phản kháng:

Hình 4. Điện áp Grid 2 và công suất phản kháng hỗ trợ.

Khi tải tăng, điện áp Grid 2 bị sụt do lưới yếu và thiếu công suất phản kháng tại chỗ. Trường hợp không có FACTS-BESS có điện áp cực tiểu khoảng 0,9101 pu. Khi dùng BTB-VSC ở chế độ GFL, điện áp cực tiểu được nâng lên 0,9615 pu. Trường hợp VI/VSG tiếp tục cải thiện lên 0,9660 pu.

Kết quả này cho thấy FACTS hiện đại không chỉ hỗ trợ tần số bằng công suất tác dụng, mà vẫn giữ được chức năng truyền thống là ổn định điện áp thông qua công suất phản kháng. Vai trò của VSC phía Grid 2 đặc biệt quan trọng vì nó có thể hỗ trợ điện áp nhanh tại PCC của lưới yếu.

6.4. Điện áp DC-link và trạng thái nội bộ VSG:

Hình 5. Điện áp DC-link và các trạng thái nội bộ VSG.

Điện áp DC-link dao động rất nhỏ quanh giá trị định mức, cho thấy bộ điều khiển vẫn duy trì được cân bằng công suất giữa VSC và BESS. Trong trường hợp VI/VSG, tốc độ góc ảo và góc pha nội bộ thay đổi theo đáp ứng tần số và công suất hỗ trợ.

Đây là điểm khác biệt căn bản giữa điều khiển Grid-Following và VSG. GFL chủ yếu bơm dòng theo lưới có sẵn, trong khi VSG tạo ra trạng thái nội bộ giống máy phát đồng bộ, gồm tốc độ góc, góc pha và điện áp tham chiếu. Nhờ đó, bộ biến đổi có thể đóng góp đặc tính giống nguồn áp có quán tính và tắt dần ảo.

6.5. Bảng tổng hợp kết quả:

Bảng 3. So sánh các trường hợp mô phỏng:

7. Bàn luận:

Kết quả mô phỏng cho thấy BTB-VSC-BESS có thể đóng vai trò như một thiết bị FACTS thế hệ mới. Khi chỉ sử dụng BTB-VSC ở chế độ GFL, thiết bị vẫn hỗ trợ được công suất và điện áp, nhưng khả năng phản ứng nhanh bị giới hạn. Khi bổ sung BESS và điều khiển VI/VSG, thiết bị có thêm khả năng phát công suất tác dụng nhanh, làm giảm độ sâu suy giảm tần số và tăng khả năng phục hồi sau nhiễu loạn.

Về bản chất vật lý, lợi ích của VI/VSG đến từ hai yếu tố. Thứ nhất, BESS cung cấp năng lượng tác dụng trong khoảng thời gian ngắn, giúp giảm thiếu hụt công suất tức thời. Thứ hai, bộ điều khiển VSG tạo ra trạng thái nội bộ tương tự máy phát đồng bộ, giúp bộ biến đổi vận hành giống một nguồn áp có quán tính và tắt dần ảo. Sự phối hợp này giúp thiết bị điện tử công suất không chỉ là nguồn bơm dòng, mà trở thành phần tử tham gia ổn định động của hệ thống.

Tuy nhiên, cần nhấn mạnh rằng, VI/VSG không phải khả năng vô hạn. Mức hỗ trợ phụ thuộc vào công suất định mức của VSC, dung lượng BESS, giới hạn dòng, điện áp DC-link và trạng thái SOC. Nếu BESS gần cạn năng lượng, hoặc VSC chạm giới hạn dòng, bộ điều khiển phải giảm mức hỗ trợ để đảm bảo an toàn thiết bị.

8. Giới hạn của mô hình:

Mô hình trong bài báo là mô hình rút gọn, phù hợp để phân tích xu hướng và kiểm chứng nguyên lý điều khiển. Mô hình chưa xét chi tiết:

- Chuyển mạch van bán dẫn.

- Điều khiển PWM.

- Động học PLL phi tuyến.

- Giới hạn dòng tức thời của VSC.

- Bảo vệ DC-link.

- Mô hình chi tiết của bộ DC/DC BESS.

- Tương tác điện từ nhanh ở cấp EMT.

Vì vậy, các kết quả cần được hiểu là kết quả mô phỏng định hướng. Nghiên cứu tiếp theo nên mở rộng sang mô hình RMS/phasor chi tiết, hoặc EMT/Simulink để kiểm tra thêm các giới hạn bảo vệ, điều khiển vòng trong và tương tác với lưới điện thực.

9. Kết luận:

Bài báo đã xây dựng một khung mô hình rút gọn cho cấu hình BTB-VSC-BESS đáp ứng quán tính ảo và VSG trong lưới yếu. Ba trường hợp mô phỏng được so sánh gồm không FACTS-BESS, BTB-VSC Grid-Following và BTB-VSC-BESS VI/VSG.

Kết quả cho thấy BTB-VSC-BESS VI/VSG cải thiện rõ rệt đáp ứng tần số và điện áp. Trong kịch bản khảo sát, fmin tăng từ 49,4759 Hz lên 49,7274 Hz, Vmin tăng từ 0,9101 pu lên 0,9660 pu, trong khi SOC chỉ giảm 0,0914 điểm phần trăm. Điều này chứng tỏ BESS có thể cung cấp công suất nhanh cho các dịch vụ quán tính ảo mà không tiêu hao quá nhiều năng lượng trong sự cố ngắn hạn.

Kết quả cũng cho thấy hướng phát triển mới của FACTS: Từ các thiết bị bù phản kháng, điều khiển dòng công suất, FACTS có thể trở thành phần tử chủ động hỗ trợ tần số, điện áp, quán tính ảo và ổn định động khi kết hợp với kho năng lượng và điều khiển Grid-Forming/VSG.

Đối với hệ thống điện Việt Nam, cấu hình tương tự có thể được nghiên cứu cho các khu vực lưới yếu có nhiều điện mặt trời, điện gió, BESS, các liên kết BTB/HVDC-VSC và microgrid công nghiệp./.

BÙI QUỐC HÙNG, NGÔ MINH ĐỨC, LÊ TIÊN PHONG, NGÔ ĐỨC MINH

Tài liệu tham khảo:

[1] N. G. Hingorani and L. Gyugyi, Understanding FACTS: Concepts and Technology of Flexible AC Transmission Systems. IEEE Press, 2000.

[2] P. Kundur, Power System Stability and Control. McGraw-Hill, 1994.

[3] A. Yazdani and R. Iravani, Voltage-Sourced Converters in Power Systems: Modeling, Control, and Applications. Wiley-IEEE Press, 2010.

[4] Q.-C. Zhong and G. Weiss, “Synchronverters: Inverters that mimic synchronous generators,” IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 58, no. 4, pp. 1259-1267, 2011.

[5] H.-P. Beck and R. Hesse, “Virtual synchronous machine,” in Proc. International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation, 2007.

[6] J. Driesen and K. Visscher, “Virtual synchronous generators,” in Proc. IEEE Power and Energy Society General Meeting, 2008.

[7] NREL, Research Roadmap on Grid-Forming Inverters. National Renewable Energy Laboratory, Technical Report NREL/TP-5D00-73476, 2020.

[8] IEEE Power & Energy Society, Grid Forming Inverters: A Critical Asset for the Power Grid. Technical Report, 2020.

[9] IEEE Std 1547-2018, IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces, 2018.

[10] F. Blaabjerg, Y. Yang, D. Yang, and X. Wang, “Distributed power-generation systems and protection,” Proceedings of the IEEE, vol. 105, no. 7, pp. 1311-1331, 2017.