Đánh giá ổn định hệ thống điện tích hợp năng lượng gió dùng bộ điều khiển luồng công suất mở rộng GUPFC

Nội dung text: Đánh giá ổn định hệ thống điện tích hợp năng lượng gió dùng bộ điều khiển luồng công suất mở rộng GUPFC

1. ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN TÍCH HỢP NĂNG LƯỢNG GIÓ DÙNG BỘ ĐIỀU KHIỂN LUỒNG CÔNG SUẤT MỞ RỘNG GUPFC. DYNAMIC- STABILITY IMPROVEMENT OF A MULTI-MACHINE POWER SYSTEM CONNECTED WITH A LARGE-SCALE OFFSHORE WIND FARM USING A GENERALIZED UNIFIED POWER CONTROLLER. Nguyễn Ngọc Quí Nguyễn Thị Mi Sa Đại học Sư phạm Kỹ thuật TP.HCM Đại học Sư phạm Kỹ thuật TP.HCM Qui251188@gmail.com misa@hcmute.edu.vn TÓM TẮT Luận văn này nghiên cứu sự cải thiện ổn định động của một hệ thống nhiều máy phát kết nối với một trang trại gió ngoài khơi quy mô lớn dựa trên máy phát điện cảm ứng kích từ kép (DFIG) bằng cách sử dụng một bộ điều khiển luồng công suất mở rộng (GUPFC). Một hệ thống bốn máy - hai vùng được sử dụng như là hệ thống nghiên cứu với hệ nhiều máy phát. Hai bộ điều khiển giảm dao động (PID) của GUPFC được thiết kế tương ứng để cải thiện sự ổn định của hệ thống điện nhiều máy phát kết nối với trang trại gió ngoài khơi trong các điều kiện vận hành khác nhau. Một cách tiếp cận trong miền tần số dựa trên một mô hình hệ thống tuyến tính sử dụng phân tích các giá trị riêng và một phương pháp miền thời gian dựa trên mô hình mô phỏng phi tuyến dưới những sự nhiễu loạn khác nhau được thực hiện để kiểm tra tính hiệu quả của bộ GUPFC kết hợp với bộ điều khiển giảm dao động được thiết kế. ABSTRACT This thesis studies the dynamic-stability improvement of a multi-machine system connected with a large-scale offshore wind farm based on doubly-fed induction generator (DFIG) using a generalized unified power-flow controller (GUPFC). A two area four-generator system model is employed as the studied multi machine system. Two proportional-integral-derivative (PID) damping controllers of the proposed GUPFC are respectively designed to improve the stability of the studied multi- machine power system connected with the offshore wind farm under different operating conditions. A frequency-domain approach based on a linearized system model using eigenvalue analysis and a time-domain method based on nonlinear-model simulations subject to various disturbances are both performed to examine the effectiveness of the proposed GUPFC combined with the designed damping controllers. 1
2. I. GIỚI THIỆU 2. Hệ thống bốn máy-hai vùng: Sự ổn định hệ thống điện được xem như là một vấn đề quan trọng đối với vận hành an toàn hệ thống điện. Nhiều sự cố mất điện lớn có nguyên nhân do sự không ổn định của hệ thống điện. Với sự thiếu hụt của nhiên liệu hóa thạch, nhu cầu của năng lượng tái tạo tăng lên từng ngày. Với sự phát triển của công nghệ điều khiển điện tử công suất tốc độ cao, các thiết bị FACTS có hiệu suất cao Hình 1.2 Sơ đồ đơn tuyến của hệ bốn máy-hai vùng được nghiên trong việc cải thiện tính ổn định và giảm dao động của hệ cứu. thống điện. 3. Mô hình GUPFC: Bài báo này đã đề xuất một GUPFC cùng với những bộ 3.1 Mô hình toán học của GUPFC điều khiển giảm dao động dự kiến để nâng cao ổn định GUPFC đơn giản nhất bao gồm ba bộ nghịch lưu, động của một hệ thống bốn máy-hai vùng kết nối với một một được kết nối song song và hai cái còn lại mắc nhà máy điện gió ngoài khơi dựa trên máy phát điện cảm nối tiếp với đường dây truyền tải đôi thông qua các ứng nguồn kép (Doubly-fed induction generator) (DFIG) máy biến áp ghép đôi, như thể hiện ở trong hình dưới các nhiễu loạn về điện khác nhau. Trongncấu hình 1.3 điều khiển mới này, bộ điều khiển giảm dao động loại (Proportional integral derivative) PID của GUPFC đã đề xuất được thiết kế để đóng góp những đặc tính giảm dao động thích hợp cho các chế độ chính của hệ thống điện dưới các trạng thái làm việc khác nhau. II. CẤU HÌNH VÀ MÔ HÌNH TOÁN HỌC CỦA HỆ THỐNG: 1. Cấu hình của hệ thống: Hình 1.2. Nguyên tắc hoạt động của GUPFC với ba bộ chuyển đổi. GUPFC có thể điều khiển toàn bộ năm đại lượng hệ thống điện như biên độ điện áp của bus i và luồng công suất tác dụng và phản kháng độc lập của các đường dây đôi. Mạch điện tương đương của GUPFC gồm có một nguồn áp bơm vào mắc song song có thể điều khiển được Hình 1.1 Cấu hình của hệ thống được dùng để nghiên cứu và hai nguồn áp bơm vào mắc nối tiếp có thể điều khiển 2
3. 1 được, được thể hiện trong Hình 1.4. Công suất thực có thể V = m V (1.5) sh 2√2 sh dcG được trao đổi giữa bộ nghịch lưu mắc song song và nối tiếp 1 Vse1 = mse1VdcG (1.6) thông qua liên kết DC chung, và tổng của sự trao đổi công 2√2 1 V = m V (1.7) suất thực nên bằng không. se2 2√2 se2 dcG Trong hình 1.4, Zsh, Zse1 và Zse2 là các điện kháng Trong đó VdcG là điện áp DC trung bình của tụ điện. máy biến áp mắc song song và nối tiếp; vsh, vse1 và vse2 Các máy biến áp được mô hình hóa như mô hình nguồn áp bơm vào mắc song song và hai nguồn áp bơm không tổn thất, máy biến áp không bão hòa. Các tổn thất vào mắc nối tiếp có thể điều khiển được của các bộ nghịch trong chuyển đổi điện năng được mô hình hóa như một lưu mắc song song và nối tiếp; Psh, Pse1 và Pse2 là các công điện trở Rloss tại nhánh song song với các nhánh, với một suất tác dụng trao đổi của các bộ nghịch lưu mắc nối tiếp điện dung CdcG đại diện cho tụ DC. Biến Rloss không phải là và song song thông qua liên kết DC chung. Nguồn áp bơm đại lượng vật lý đưa vào mô hình vào có thể điều khiển được được định nghĩa là. Các phương trình cân bằng năng lượng cho GUPFC vsh = √2Vsh sin (ωt + θ − αsh) (1.1) được xem như: P = P + P + P − P (1.8) vse1 = √2Vse1 sin (ωt + θ − αse1) (1.2) dcG sh se1 se2 loss Trong đó PSH là công suất ba pha AC tức thời chảy vse2 = √2Vse2 sin (ωt + θ − αse2) (1.3) vào bộ chuyển đổi mắc song song, Pse1,Pse2 là công suất tức thời 3 pha AC đi vào bộ chuyển đổi 1 và 2 trong khi Ploss tượng trưng cho sự tổn thất trong mạch chuyển đổi và PdcG là công suất DC của tụ điện DC. 3.2 Bộ điều khiển luồng công suất GUPFC. GUPFC là một thiết bị có khả năng cung cấp khả năng kiểm soát điện áp tại một bus cũng như kiểm soát luồng công suất tác dụng và phản kháng trên hai đường dây, do đó kiểm soát tổng năm đại lượng trong hệ thống điện. Hình 1.3 Mạch tương đương của GUPFC. Nó cần phải được đề cập rằng sáu biến điều khiển thực sự ở ngõ vào của GUPFC. Hệ số điều chế biên độ msh, mse1, mse2 ảnh hưởng trực tiếp độ lớn điện áp nguồn trong khi góc pha αsh, αse1, và αse2 sẽ ảnh hưởng đến sự thay đổi của pha đối với các điện áp vi, vj = √2Vi cos (ωt + θ) (1.4) (a) Sơ đồ khối điều khiển của bộ chuyển đổi mắc Hệ số điều chế biên độ được sử dụng để tính toán song song. biên độ nguồn áp như sau: 3
4. Trong đó X là vectơ trạng thái, Y là các vector ngõ ra, U là bên ngoài hoặc vector bù ngõ vào, W là vector nhiễu loạn ngõ vào trong khi A, B, C, và D là các ma trận có kích thước phù hợp không thay đổi. Để thiết kế hai bộ điều khiển giảm dao động PID cho GUPFC, W trong (1.9) và U trong (1.10) có thể được bỏ qua bằng cách thiết lập đúng cách D = V = 0. Sơ đồ khối điều khiển góc pha α của GUPFC bao sh (b) Sơ đồ khối điều khiển của bộ chuyển đổi mắc nối gồm các thiết kế bộ điều khiển giảm dao động PID được tiếp đầu tiên. hiển thị trong hình 1.6 (c) Sơ đồ khối điều khiển của bộ chuyển đổi nối tiếp thứ hai. Hình 1.6 Sơ đồ khối điều khiển góc pha αsh của GUPFC Hình 1.4 Sơ đồ khối điều khiển của GUPFC bao gồm hai bộ điều khiển PID. III. THIẾT KẾ CỦA BỘ ĐIỀU KHIỂN GIẢM Các hàm truyền H1(s) và H2(s) của hai bộ điều khiển DAO ĐỘNG PID CHO GUPFC giảm dao động PID cho GUPFC trong miền thời gian được Hai bộ điều khiển dao động PID được thiết kế bằng cho bởi: cách sử dụng phương pháp tiếp cận kỹ thuật phân cực. Khi U1(s) Va1(s) sTW1 KI1 H1(s)= = = (KP1+ +sKD1) (1.11) các giá trị riêng mong muốn hoặc các cực được thay ra Y1(s) Δω12(s) 1+sTW1 s vòng kín của phương trình đặc trưng, các thông số của bộ điều khiển dao động có thể dễ dàng xác định. U2(s) Va2(s) sTW2 KI2 H2(s)= = = (KP2+ +sKD2) (1.12) Các phương trình phi tuyến của hệ thống nghiên cứu Y2(s) Δω34(s) 1+sTW2 s lần đầu tiên được tuyến tính quanh một điểm vận hành Trong đó: danh nghĩa với trạng thái ổn định được lựa chọn để có được TW1 và TW2 là hằng số thời gian , KP1, KP2, KI1, KI2, và các phương trình tuyến tính của hệ thống động, nó có thể KD1, KD2 là những hệ số tỷ lệ, hệ số tích phân và hệ số đạo được thể hiện dưới dạng ma trận như sau: hàm của hai bộ điều khiển giảm dao động PID, tương ứng. p(X)=AX+BU+VW (1.9) Thay G1(s), G2(s) và H1(s), H2(s) vào quy tắc của Mason Y=CX+DU (1.10) và mở rộng, nó mang lại: 4
5. sTW1 Kl1 G1(s) (KP1+ +sKD1)=-1 (1.13) 1+sTW1 s sTW2 Kl2 G2(s) (KP2+ +sKD2)=-1 (1.14) 1+sTW2 s Hoặc: 2 G1(s)s TW1KD1+G1(s)sTW1KP1+G1(s)TW1Kl1+sTW1=-1 (1.15) 2 G2(s)s TW2KD2+G2(s)sTW2KP2+G2(s)TW2Kl2+sTW2=-1 (1.16) Khi bốn cặp của chế độ quy định (1, 2 3, 4 5, 6 và 7, 8) được thay thế vào (3.7) - (3.8), ta thu được tám thông số của hai bộ điều khiển PID. Các kết quả thiết kế của hai bộ điều khiển giảm dao động PID cho GUPFC được cho như dưới đây. Các thông số thiết kế của bộ điều khiển dao động PID: KP1=11.767, Kl1=-54.112, KD1=5.421, TW1=0.702s KP2=16.572, Kl2=-63.863, KD2=6.916, TW2=0.951s IV. TRƯỜNG HỢP NGHIÊN CỨU VÀ KẾT QUẢ MÔ PHỎNG. 4.1. ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH TĨNH CỦA HỆ THỐNG 4 MÁY- 2 VÙNG CÓ TÍCH HỢP GUPFC. 4.1.1 . Tính toán trào lưu công suất trong điều kiện trạng thái ổn định của hệ thống. Bằng cách sử dụng phương pháp Newton-Raphson, dòng công suất của hệ thống khi không có và có GUPFC có thể được tính như được liệt kê trong Bảng 4.1 và 4.2, tương Bảng 4.2. Kết quả tính toán luồng công suất của hệ thống ứng. Từ những thông tin, nó có thể được nhìn thấy rõ ràng khi có GUPFC rằng với GUPFC, số lượng của hệ thống có thể được cải 4.1.2 Các điều kiện công suất vận hành khác nhau của thiện đáng kể. máy phát điện đồng bộ. Bảng 4.1. Kết quả tính toán luồng công suất của hệ Trong phần này, việc so sánh tính toán trào lưu thống khi không có GUPFC công suất của hệ thống khi không có và có GUPFC dưới những điều kiện vận hành công suất phát có ích khác nhau của ba máy phát điện SG2, SG3 và SG4 được kiểm tra. 5
6. Các công suất vận hành của mỗi máy phát của hệ thống được xét tại những giá trị khác nhau trong khoảng (a) Điện áp của bus kết nối với (b) tổn thất công suất của hệ thống GUPFC. nghiên cứu. (a) điện áp của bus kết nối với GUPFC (b) Công suất tác dụng của hệ thống nghiên cứu d) Công suất phản kháng của máy (c) Công suất phản kháng của hệ phát SG2. thống nghiên cứu. (c) Công suất phản kháng của hệ (d) Công suất phản kháng của SG2. thống nghiên cứu (e) Công suất phản kháng của máy (f) Công suất phản kháng của GUPFC. (e) Công suất phản kháng của phát DFIG. (f) công suất phản kháng của GUPFC. DFIG Hình 1.8 Luồng công suất của hệ thống khi không có và có giữa 0,55pu và 1,0pu. GUPFC khi có sự thay đổi điện áp đầu cực của máy phát SG2. Hình 1.7 Luồng công suất của hệ thống khi không có và với Từ các kết quả mô phỏng, có thể được nhìn thấy GUPFC dưới sự thay dổi công suất của SG2. rằng bất cứ khi có GUPFC được liên kết với hệ thống, cấu 4.1.3 Điện áp đầu cực khác nhau của các máy phát: hình điện áp của hệ thống được cải thiện, các tổn thất công Trong phần này, các kết quả tính toán trào lưu công suất tác dụng của hệ thống được giảm thiểu và trạng thái suất của hệ thống được kiểm tra theo điện thế cực khác ổn định của hệ thống được nâng cao. nhau của mỗi máy phát. Điện áp đầu cực của mỗi máy phát được giả định là trong khoảng giữa 0,925pu và 1,1pu. 6
7. 4.2.MÔ PHỎNG TRONG MIỀN THỜI GIAN 4.2.1 Nhiễu loạn trên mômen cơ đầu vào của máy phát điện đồng bộ. Trong phần này, phản ứng động của hệ thống nghiên cứu được kiểm tra và so sánh khi có sự thay đổi của mô men cơ đầu vào TQD 0,2 pu đột nhiên đặt vào các máy phát điện khác nhau vào những thời điểm khác nhau. Như thể hiện trong hình 5.1, TQD được đặt vào cho SG1 tại t = 2 s và khôi phục tại t = 2,2 s; TQD được đặt vào cho SG2 tại t = 5 s và được khôi phục tại t = 5.2 s; TQD được đặt vào cho SG3 tại t = 8 s và được khôi phục tại t = 8.2 s; và TQD được đặt vào cho SG4 tại t = 11 s và được khôi phục tại t = 11,2s. Hình 5.5 Phản ứng quá độ của hệ thống khi có sự cố ngắn mạch ba pha tại một trong những đường dây truyền tải song song 10-11 mà không thay đổi cấu trúc mạng khi không có và với GUPFC. Hình 5.1 Trình tự khi đưa các nhiễu loạn mô-men vào bốn máy phát. 4.2.2 Sự cố ngắn mạch 3 pha tại đường dây truyền tải, không thay đổi cấu trúc hệ thống. Trong phần này, các phản ứng quá độ của hệ thống đến Hình 5.5 Phản ứng quá độ của hệ thống khi có sự cố ngắn mạch ba pha tại một trong những đường dây truyền tải song song một sự cố ngắn mạch ba pha lỗi xảy ra tại một trong hai 10-11 mà không thay đổi cấu trúc mạng khi có GUPFC và đường dây truyền tải song song 10-11 tại t = 1 s và khôi GUPFC + PIDs phục ở t = 1.1 s mà không thay đổi cấu trúc mạng được phân tích. Nó có nghĩa là trở kháng trước sự cố và trở kháng sau sự cố của hệ thống vẫn như cũ. 7
8. 4.2.3 Sự cố ngắn mạch ba pha tại đường dây truyền tải với việc thay đổi cấu trúc mạng. Trong phần này, các phản ứng quá độ của hệ thống được phân tích khi một sự cố ngắn mạch ba pha xảy ra tại một trong hai đường dây dẫn song song 10-11 tại t = 1 s và khôi phục tại t = 1.1 s, và sau đó một trong hai đường dây dẫn hở mạch để dẫn đến sự việc tái cấu trúc mạng. Nó có nghĩa là trở kháng của hệ thống sẽ được thay đổi từ giá trị trước sự cố, trong sự cố và sau sự cố. Các trở kháng trước sự cố và trở kháng sau sự cố là khác nhau. Hình 5.7 Phản ứng quá độ của hệ thống khi có sự cố ngắn mạch ba pha tại một trong những đường dây truyền tải song song 10-11 làm thay đổi cấu trúc mạng khi có GUPFC và GUPFC + PIDs. 4.2.4 Sự thay đổi của tốc độ gió: Trong phần này, các phản ứng động của hệ thống khi tốc độ gió thay đổi được trình bày. Sự thay đổi của tốc độ gió được mô tả trong hình 5.8, nó được tạo ra bằng cách sử dụng phương trình (2.17) trong chương 2. Các tốc độ gió cơ bản và tốc độ gió nhiễu ngẫu nhiên luôn được giả định trong suốt quá trình của mô phỏng. Một cơn gió mạnh với Hình 5.6 Phản ứng quá độ của hệ thống khi có sự cố ngắn tốc độ đỉnh là tốc độ gió cơ bản cộng với 1 m/s được bổ mạch ba pha tại một trong những đường dây truyền tải song song 10-11làm thay đổi cấu trúc mạng khi không có và với GUPFC sung tại thời điểm t = 3s và được xóa sau 3s. Tại t = 10s, tốc độ gió được giả định tăng lên từ 12 m/s đến 13 m/s và giảm xuống đến 12 m/s ở t = 13s 8
9. KẾT LUẬN TÀI LIỆU THAM KHẢO Luận văn này đã đề xuất một GUPFC tham gia với I. English recommendation bộ điều khiển giảm chấn để đạt được sự cải thiện sự ổn [1] C. P. Steinmetz, “Power control and stability of định động và điều khiển luồng công suất của hệ thống điện electric generating stations,” Trans. AIEE, vol. 39, no. 2, bốn máy- hai vùng kết nối với một trang trại gió ngoài khơi pp. 1215-1287, Jul. 1920. trên cơ sở máy phát điện gió cảm ứng kích từ kép (DFIG). [2] G. S. Vassell, “Northeast blackout of 1965,” Hệ thống bốn máy- hai vùng được chia thành hai khu vực IEEE Power Engineering Review, vol. 11, no. 1, pp. 4-8, kết nối thông qua hai đường dây dẫn song song, đã được Jan. 1991. thiết lập với thiết bị GUPFC để điều khiển luồng công suất [3] P. Kundur, J. Paserba, V. Ajjarapu, G. và cải thiện sự giảm dao động. Andersson, A. Bose, C. Canizares, N. Hatziargyiou, D. Cách tiếp cận kỹ thuật phân cực đã được sử dụng để Hill, A. Stankovic, C. Taylor, T. Cutsem, and V. Vittal, tìm các thông số của bộ điều khiển giảm chấn bao gồm các “Definition and classification of power system stability,” thông số của bộ điều khiển PID. IEEE Trans. PowerSystems, vol. 19, no. 2, pp. 1387-1401, Các phân tích trạng thái ổn định tĩnh của hệ thống May 2004. nghiên cứu dưới các điều kiện vận hành khác nhau liên [4] Y. Hu and Z. Chen, “Effects of capacitor bank on quan đến việc tính toán luồng công suất và phân tích các fault ride through capability of induction generator based giá trị riêng của hệ thống đã được trình bày. Các phản ứng wind turbines,” in Proc. 2010 Asia-Pacific Power and động của các đối tượng hệ thống khi có sự nhiễu loạn mô- Energy Engineering Conference, Chengdu, China, Mar. 28- men và phản ứng quá độ của các đối tượng của hệ thống 31, 2010, pp. 1-4. nghiên cứu đến các sự cố ngắn mạch ba pha tại một trong [5] L. Gyugyi, ‘Unified power-flow control concept hai đường dây dẫn song song cũng như các phản ứng động for flexible AC transmission systems,” IEE Proceedings - của hệ thống khi có sự thay đổi tốc độ gió cũng đã được Generation, Transmission Distribution, vol. 139, no. 4, phân tích.Tất cả các kết quả mô phỏng đã được thực hiện pp. 323-331, Jul. 1992. bằng cách sử dụng công cụ MATLAB / SIMULINK. [6] D. P. He, C. Y. Chung, and Y. Xue, “An Các kết quả phân tích đã chỉ ra rằng hệ thống có eigenstructure-based performance index and its application một sự cải thiện giảm chấn nhẹ khi có GUPFC kết nối với to control design for damping inter-area oscillations in hệ thống. Hơn nữa, khi GUPFC tham gia với bộ điều khiển power systems,” IEEE Trans. Power Systems, vol. 26, no. PID hệ thống có thể thực hiện giảm chấn tốt hơn để giảm 4, pp. 2371 -2380, Nov. 2011. thiểu dao động. Do đó, sự ổn định động của hệ thống dưới [7] N. G. Hingorani and L. Gyugyi, Understanding các điều kiện vận hành khác nhau và những điều kiện nhiễu FACTS: Concepts and loạn khác nhau có thể được cải thiện một cách hiệu quả Technology of Flexible AC Transmission Systems, New York, USA: IEEE Press, 2000. [8] S. Arabi, H. Hamadanizadeh, and B. Fardanesh, “Convertible static compensator performance studies on the 9
10. NY state transmission system,” IEEE Trans. Power and external disturbances,” IEEE Trans. Power Systems, Systems, vol. 17, no. 3, pp. 701 -706, Aug. 2002. vol. 24, no. 1, pp. 226-236, Feb. 2009. [9] L. Gyugyi, K. K. Sen, and C. D. Schauder, “The [16] Z. Miao, L. Fan, D. Osborn, and S. Yuvarajan, interline power flow controller: A new approach to power “Control of DFIG-based wind generation to improve flow management in transmission systems,” IEEE Trans. interarea oscillation damping,” IEEE Trans. Energy Power Delivery, vol. 14, no. 3, pp. 1115-1123, Jul. 1999. Conversion, vol. 24, no. 2, pp. 415-422, Jun. 2009. [10] L. Gyugyi, C. D. Shauder, S. L. Williams, T. R. [17] G. Tsourakis, B. M. Nomikos, and C. D. Rietman, D. R. Torgerson, and A. Edris, “The unified Vournas, “Contribution of doubly fed wind generators to power flow controller: A new approach to power oscillation damping,” IEEE Trans. Energy Conversion, vol. transmission control,” IEEE Trans. Power Delivery, vol. 24, no. 3, pp. 783-791, Sep. 2009. 10, no. 2, pp. 1085-1093, Apr. 1995. [18] M. Rahimi and M. Parniani, “Efficient control [11] L. Gyugyi, C. D. Shauder, and K. K. Sen, scheme of wind turbines with doubly fed induction “Static synchronous series compensator: A solid-state generators for low-voltage ride-through capability approach to the series compensation of transmission lines,” enhancement,” IET Renewable Power Generation, vol. 4, IEEE Trans. Power Delivery, vol. 12, no. 1, pp. 406-413, no. 3, pp. 242-252, May 2010. Jan. 1997. [19] A. Tapia, G. Tapia, J. X. Ostolaza, and J. R. [12] N. Mithulananthan, C. A. Canizares, J. Reeve, Saenz, “Modeling and control of a wind turbine driven and G. J. Rogers, “Comparison of PSS, SVC, and doubly fed induction generator,” IEEE Trans. Energy STATCOM controllers for damping power system Conversion, vol. 18, no. 2, pp. 194-204, Jun. 2003. oscillations,” IEEE Trans. Power Systems, vol. 18, no. 2, [20] L. Xu and Y. Wang, “Dynamic modeling and pp. 786-792, May 2003. control of DFIG-based wind turbines under unbalanced [13] M. E. Aboul-Ela, A. A. Sallam, J. D. McCalley, network conditions,” IEEE Trans. Power Systems, vol. 22, and A. A. Fouad, “Damping controller design for power no. 1, pp. 314-323, Feb. 2007. system oscillations using global signals,” IEEE Trans. [21] M. Yamamoto and O. Motoyoshi, “Active and Power Systems, vol. 11, no. 2, pp. 767-773, May 1996. reactive power control for doubly- fed wound rotor [14] U. P. Mhaskar and A. M. Kulkarni, “Power induction generation,” IEEE Trans. Power Electronics, vol. oscillation damping using FACTS devices: Model 6, no. 4, pp. 624-629, Oct. 1991. controllability, observability in local signals, and location [22] O. Anaya-Lara, F. M. Hughes, N. Jenkins, and of transfer function zeros,” IEEE Trans. Power Systems, G. Strbac, “Provision of a synchronizing power vol. 21, no. 1, pp. 285-294, Feb. 2006. characteristic on DFIG-based wind farms,” IET [15] A. M. Simões, D. C. Savelli, P. C. Pellanda, N. Generation, Transmission Distribution, vol. 1, no. 1 , Martins, and P. Apkarian, “Robust design of a TCSC pp.162-169, Jan. 2007. oscillation damping controller in a week 200-kV [23] E. Muljadi, C. P. Butterfield, B. Parsons, and A. interconnection considering multiple power flow scenarios Ellis, “Effect of variable speed wind turbine generator on 10
11. stability of a weak grid,” IEEE Trans. Energy Conversion, [31] Y. Mishra, S. Mishra, F. Li, Z. Y. Dong and R. vol. 22, no. 1, pp. 29-35, Mar. 2008. C. Bansal, “Small-signal stability analysis of a DFIG-based [24] N. R. Ullah and T. Thiringer, “Effect of wind power system under different modes of operation,” operational modes of a wind farm on the transient stability IEEE Trans. Energy Conversion, vol. 24, no. 4, pp. 972- of nearby generators and on power oscillations: A Nordic 982, Dec. 2009. grid study,” Wind Energy, vol. 11, no. 1, pp. 63-73, Sep. [32] S.-H. Lee and C.-C. Chu, “Power flow 2007. computations of convertible static compensators for large- [25] F. Mei and B. C. Pal, “Modal analysis of grid scale power system,” in Proc. 2004 IEEE Power connected doubly fed induction generator,” IEEE Trans. Engineering Society General Meeting, Denver, CO, USA, Energy Conversion, vol. 22, no. 3, pp. 728-736, Sep. 2007. Jun. 6-10, 2004, vol. 1, pp. 1172-1177. [26] J. J. Sanchez Gasca, N. W. Miller, and W. W. [33] X.-P. Zhang, E. Handschin, and M. Yao, Price, “A modal analysis of a two area system with “Model of the generalized unified power flow controller significant wind power penetration,” in Proc. 2004 IEEE (GUPFC) in a nonlinear interior point OPF,” IEEE Trans. PES Power Systems Conference and Exposition, New Power Systems, vol. 16, no. 3, pp. 367-372, Aug. 2001. York, NY, USA, Oct. 10-13, 2004, pp. 1148-1152. [34] B. Fardanesh, B. Shperling, E. Uzunovic, and S. [27] J. G. Slootweg and W. L. Kling, “The impact of Zelingher, “Multi-converter FACTS devices: the large scale wind power generation on power system generalized unified power flow controller (GUPFC),” in oscillations,” Electric Power Systems Research, vol. 67, no. Proc. 1, pp. 9-20, Feb. 2003. 2000 IEEE Power Engineering Society Summer [28] D. Gautam, V. Vittal, and T. Harbour, “Impact Meeting, Seattle, WA, USA, Jul. 16-20, 2000, pp. 1020- of increased penetration of DFIG- based wind turbine 1025. generators on transient and small signal stability of power [35] R. S. Lubis, S. P. Hadi, and Tumiran, systems.” IEEE Trans. Power Systems, vol. 24, no. 3, pp. “Modeling of the generalized unified power flow controller 1426-1434, Aug. 2009. for optimal power flow,” in Proc. 2011 International [29] F. Wu, X. P. Zhang, K. Godfrey, and P. Ju, Conference on Electrical Engineering and Informatics, “Small signal stability analysis and optimal control of a Bandung, Indonesia, Jul. 17-19, 2011, pp. 1-6. wind turbine with doubly fed induction generator,” IET [36] P. Kundur, Power System Stability and Control, Generation, Transmission Distribution, vol. 1, no. 5, pp. New York, USA: McGraw-Hill, 1994. 751-760, Jan. 2007. [37] C.-M. Ong, Dynamic Simulation of Electric [30] Y. Mishra, S. Mishra, M. Tripathy, N. Senroy, Machinery Using Matlab/Simulink, New Jersey, USA: and Z. Y. Dong, “Improving stability of a DFIG-based Prentice Hall Inc., 1998. wind power system with tuned damping controller,” IEEE [38] P. M. Anderson and A. A. Fouad, Power Trans. Energy Conversion, vol. 24, no. 3, pp. 650-660, Sep. System Control and Stability, Ames, Iowa, USA: Iowa 2009. State University Press, 1977. 11
12. [39] L. M. Fernandez, C. A. García, F. Jurado, and J. R. Saenz, “Aggregation of doubly fed induction generators wind turbines under different incoming wind speeds,” in Proc. IEEE PowerTech Conference, Petersburg, Russia, Jun. 27-30, 2005, pp.1-6. [40] F. Mei and B. Pal, “Modal analysis of grid- connected doubly fed induction generators,” IEEE Trans. Energy Conversion, vol. 22, no. 3, pp. 728-736, Sep. 2007. [41] J. Zhang, M. Cheng, Z. Chen, and X. Fu, “Pitch angle control for variable speed wind turbines,” in Proc. the 3rd International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies, Nanjing, China, Apr. 6-9, 2008, pp. 2691- 2996. [42] V. Azbe and R. Mihalic, “Damping of power- system oscillations with the application of a GUPFC,” in Proc. 2009 IEEE Bucharest Power Tech Conference, Bucharest, Romania, Jun. 28-Jul. 2, 2009, pp. 1 -6. [43] S. Jiang, A. M. Gole, U. D. Annakkage, and D. A. Jacobson, “Damping performance analysis of IPFC and UPFC controllers using validated small-signal models,” IEEE Trans. Power Delivery, vol. 26, no. 1, pp. 446-454, Jan. 2011. [44] L. Wang and Z.-Y. Tsai, “Stabilization of generator oscillations using PID STATCON damping controllers and PID power system stabilizers,” in Proc. 1999 IEEE Power Engineering Society Winter Meeting, New York, NY, USA, Jan. 31 - Feb. 4, 1999, vol. 2, pp. 616-621. 12
13. BÀI BÁO KHOA HỌC THỰC HIỆN CÔNG BỐ THEO QUY CHẾ ĐÀO TẠO THẠC SỸ Bài báo khoa học của học viên có xác nhận và đề xuất cho đăng của Giảng viên hướng dẫn Bản tiếng Việt ©, TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT TP. HỒ CHÍ MINH và TÁC GIẢ Bản quyền tác phẩm đã được bảo hộ bởi Luật xuất bản và Luật Sở hữu trí tuệ Việt Nam. Nghiêm cấm mọi hình thức xuất bản, sao chụp, phát tán nội dung khi chưa có sự đồng ý của tác giả và Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật TP. Hồ Chí Minh. ĐỂ CÓ BÀI BÁO KHOA HỌC TỐT, CẦN CHUNG TAY BẢO VỆ TÁC QUYỀN! Thực hiện theo MTCL & KHTHMTCL Năm học 2016-2017 của Thư viện Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Tp. Hồ Chí Minh.