PHÂN TÍCH THAM SỐ BỘ BIẾN ĐỔI TẠO LƯỚI VỚI GIỚI HẠN DÒNG  BẢO TOÀN PHA DƯỚI SỰ THAY ĐỔI TỶ SỐ NGẮN MẠCH VÀ QUÁN TÍNH

Nguyễn Minh Cường

doi:10.34238/tnu-jst.13598

PHÂN TÍCH THAM SỐ BỘ BIẾN ĐỔI TẠO LƯỚI VỚI GIỚI HẠN DÒNG BẢO TOÀN PHA DƯỚI SỰ THAY ĐỔI TỶ SỐ NGẮN MẠCH VÀ QUÁN TÍNH

Thông tin bài báo

Ngày nhận bài: 14/09/25 Ngày hoàn thiện: 10/12/25 Ngày đăng: 11/12/25

Các tác giả

Nguyễn Minh Cường , Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp - ĐH Thái Nguyên

Tóm tắt

Sự gia tăng nhanh chóng của các nguồn điện dựa trên bộ biến đổi đặt ra yêu cầu về các chiến lược điều khiển nhằm duy trì ổn định tần số và điện áp liên kết một chiều trong điều kiện lưới yếu và có sự cố. Nghiên cứu này xây dựng một khung động lực phi tuyến cho bộ biến đổi tạo dạng lưới với giới hạn dòng bảo toàn pha và kênh hỗ trợ năng lượng một chiều. Mô hình mô tả sai lệch tần số, động học biên độ nghịch lưu và hành vi của bộ đệm một chiều, được kiểm chứng qua kịch bản sự cố sâu có khử sự cố cùng các phép quét tham số về tỷ số ngắn mạch và hằng số quán tính ảo. Kết quả mô phỏng cho thấy hỗ trợ một chiều giúp giảm tích phân sai lệch tần số từ 0,00326 xuống 0,00093 Hz·s và nâng đáy tần số khoảng 3 mHz, nhưng điện áp nhỏ nhất giảm từ 0,9163 xuống 0,8977 đơn vị p.u. và đỉnh quá dòng tăng rõ rệt. Việc tăng tỷ số ngắn mạch cải thiện độ bền vững chung, trong khi quán tính ảo cao làm giảm tốc độ biến thiên tần số cực đại từ 7,958 xuống 0,796 Hz/s nhưng gây sụt áp một chiều sâu hơn. Các kết quả khẳng định sự đánh đổi giữa chất lượng tần số và ổn định một chiều, đồng thời cung cấp cơ sở định lượng cho lựa chọn tham số nhằm nâng cao độ tin cậy của bộ biến đổi trong lưới điện nhiều hệ thống năng lượng tái tạo.

Từ khóa

Grid-forming inverter; Phase-preserving current limiting; Direct-current link energy support; Virtual inertia; Weak-grid stability

Toàn văn:

PDF (English)

Tài liệu tham khảo

[1] B. Bahrani et al., “Grid-Forming Inverter-Based Resource Research Landscape: Understanding the Key Assets for Renewable-Rich Power Systems,” IEEE Power & Energy Magazine, vol. 22, no. 2, pp. 18–29, Mar.–Apr. 2024.

[2] D. B. Rathnayake, M. Akrami, C. Phurailatpam, S. P. Me, S. Hadavi, and B. Bahrani, “Grid-Forming Inverter Modeling, Control, and Applications,” IEEE Access, vol. 9, pp. 114781–114807, 2021.

[3] W. Sang, Z. Zhao, Z. Cai, and S. Huang, “Virtual synchronous generator, a comprehensive overview,” Energies, vol. 15, no. 17, 2022, Art. no. 6148.

[4] S. A. Aghdam and M. Agamy, “Virtual oscillator-based methods for grid-forming inverter control: A review,” IET Renewable Power Generation, vol. 16, no. 5, pp. 835–855, 2022.

[5] M. Khan et al., “Grid-forming control for inverter-based resources in power systems: A review on its operation, system stability, and prospective,” IET Renewable Power Generation, vol. 18, no. 6, pp. 887-907, 2024.

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

[7] N. Baeckeland, D. Chatterjee, M. Lu, B. B. Johnson, and G.-S. Seo, “Overcurrent Limiting in Grid-Forming Inverters: A Comprehensive Review and Discussion,” IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 39, no. 11, pp. 14493–14517, Nov. 2024.

[8] A. Ordoño, R. Peña-Alzola, M. Prodanović, and I. Erlich, “Current limiting strategies for grid-forming inverters under low-voltage ride-through events,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 193, 2024, Art. no. 113375.

[9] H. Zhang, J. Ma, and X. Li, “Dynamic Current-Limitation Strategy of Grid-Forming Inverters Based on SR Latches,” Electronics, vol. 13, no. 17, 2024, Art. no. 3432.

[10] M. Lu, “Virtual Oscillator Grid-Forming Inverters: State of the Art, Modeling, and Stability,” IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 37, no. 10, pp. 11579–11591, Oct. 2022.

[11] I. Bennia, E. Elbouchikhi, A. Harrag, Y. Daili, A. Saim, A. E. M. Bouzid, and B. Kanouni, “Design, Modeling, and Validation of Grid-Forming Inverters for Frequency Synchronization and Restoration,” Energies, vol. 17, no. 1, p. 59, 2024.

[12] G. Denis et al., “The MIGRATE project: the challenges of operating a transmission grid with only inverter-based generation,” IET Renewable Power Generation, vol. 12, no. 5, pp. 523–529, 2018.

[13] L. Ward, S. Mayo, M. Waraich, and A. Barrett, “Analysis of Grid-Forming Inverter Controls for Grid-Connected and Islanded Microgrid Integration,” Sustainability, vol. 16, no. 5, 2024, Art. no. 2148.

[14] N. Ninad, V. Pradhan, H. Zhang, and B. H. Chowdhury, “Commercial PV Inverter IEEE 1547.1 Ride-Through Assessments Using an Automated PHIL Test Platform,” Energies, vol. 14, no. 21, 2021, Art. no. 6936.

[15] H. T. Nguyen, T. T. Hoang, T.-L. Nguyen, and J. Mitra, “Transmission–distribution coordination for DER fault ride-through support,” Energy Reports, vol. 8, pp. 14805–14819, Nov. 2022.

[16] D. Sharma, F. Sadeque, and B. Mirafzal, “Synchronization of Inverters in Grid-Forming Mode,” IEEE Access, vol. 10, pp. 41341–41351, 2022.

[17] B. B. Johnson, M. S. Dhople, A. Hamadeh, and T. M. Krein, “Synchronization of Parallel Single-Phase Inverters With Virtual Oscillator Control,” IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 29, no. 11, pp. 6124–6138, Nov. 2014.

[18] V. Mallemaci, F. Mandrile, S. Rubino, A. Mazza, E. Carpaneto, and R. Bojoi, “A comprehensive comparison of virtual synchronous generators with focus on virtual inertia and frequency regulation,” Electric Power Systems Research, vol. 201, Dec. 2021, Art. no. 107516.

DOI: https://doi.org/10.34238/tnu-jst.13598

Các bài báo tham chiếu

Hiện tại không có bài báo tham chiếu



Ghi nhớ