Khi tốc độ turbine r cao hơn tốc độ đặt 0 thì ∆r > 0, qua khâu khuếch đại - K và khâu tích phân để giảm tín hiệu điều khiển ∆Y nhằm giảm công suất cơ đầu vào tiến tới giảm tốc độ. Ngược lại khi r < 0 thì ∆r > 0, qua khâu khuếch đại -K và khâu tích phân để tăng tín hiệu điều khiển ∆Y nhằm tăng công suất cơ đầu vào tiến tới tăng tốc độ.
Hình 7: Đặc tính điều chỉnh của bộ điều tốc đặc tính làm việc khơng đổi Bộ điều tốc này luôn giữ tốc độ/tần số ở mức khơng đổi dù cho tải có thay đổi (trong phạm vi điều chỉnh của máy phát). Tuy nhiên, khi làm việc song song 2 hay nhiều máy phát thì đặc tính này lại gây mất ổn định tần số (đặc biệt là với máy phát có cơng suất, loại năng lượng sử dụng khác nhau).
Bộ điều tốc với đặc tính điều chỉnh tốc độ
Pe
Năng lượng vào
Valve/ cửa nước
Tích phân Turbine -K Tốc độ đặt 0 - + Y r r G
Công suất cơ hoặc vị trí Valve P2 P1 f hoặc (pu) 1
Hình 8: Sơ đồ bộ điều tốc có đặc tính điều chỉnh tốc độ Đơn giản khối điều chỉnh tốc độ hình 2.8: Đơn giản khối điều chỉnh tốc độ hình 2.8:
Hình 9: Sơ đồ đơn giản của bộ điều tốc có đặc tính điều chỉnh R
Trong đó hệ số tỉ lệ R đặc trưng cho đặc tính điều chỉnh tốc độ của máy phát khi kết nối máy phát với hệ thống. R là đại lượng phần trăm và được xác định theo biểu thức sau:
R%=Phần trăm thay đổi tần số hay tốc độ Phần trăm công suất ngõ ra ×100
R%=ωNL-ωFL
ω0 ×100 (2.8)
Trong đó: NL là tốc độ không tải (rad/s) FL là tốc độ đầy tải (rad/s)
0 là tốc độ định mức (rad/s) Pe Y Năng lượng vào Valve Tốc độ đặt Tích phân -K Turbine R G ∆r + − − − + − Điểm đặt tải ∆r Y 1 1 1 + − + Điểm đặt tải = 1
Ổn định tần số hệ thống điện trong điều kiện sự cố
GVHD: TS. Nguyễn Minh Tâm Trang 16
HVTH: Nguyễn Hoàng Nhật
Hình 10: Đặc tính điều chỉnh tần số của bộ điều tốc với đặc tính điều chỉnh Hệ số R thể hiện lượng công suất cần thay đổi khi tốc độ/tần số thay đổi, nó đặc Hệ số R thể hiện lượng công suất cần thay đổi khi tốc độ/tần số thay đổi, nó đặc trưng cho việc điều chỉnh tốc độ có hệ số trượt. Đối với từng máy phát đơn lẻ vận hành độc lập trong trạng thái ổn định, hệ số R càng lớn chứng tỏ đường đặc tính cho máy phát đó càng dốc, máy phát điều chỉnh công suất đầu vào (trong đơn vị tương đối) ít hơn để thay đổi tần số. R lớn chứng tỏ khả năng cung cấp công suất để thay đổi tần số của máy phát lớn hơn.
Vận hành máy phát song song
Khi tần số hệ thống thay đổi so với tần số định mức. Từ định nghĩa của hệ số R, lượng công suất tác dụng bù vào hệ thống được xác định như sau:
∆P = P' − P = Δf
R (2.9)
Với: ∆P là lượng công suất cần điều chỉnh (pu) P’ là công suất sau khi điều chỉnh (pu) P là công suất trước khi điều chỉnh (pu)
∆f=f' f0 là độ lệch của tần số so với tần số định mức (pu) Nếu có 2 máy phát làm việc song song thì:
Δ Δ =
Δ
Δ (2.10)
Với: ∆P1, ∆P2 lần lượt là lượng công suất cần điều chỉnh trên máy phát 1, máy phát 2 NL f= 0=f0 FL P f hoặc (pu)
1.0 Công suất cơ hoặc vị trí Valve
∆R1, ∆R2 lần lượt là hệ số tỉ lệ của máy phát 1, máy phát 2
Hình 11: Đặc tính điều chỉnh tần số của 2 máy phát làm việc song song Tổng quát về điều chỉnh tần số sơ cấp Tổng quát về điều chỉnh tần số sơ cấp
Điều chỉnh tần số sơ cấp được thực hiện do các bộ điều chỉnh tốc độ của tuabin, cho phép thay đổi lưu lượng nước hoặc hơi qua tổ máy tỷ lệ với sự biến đổi của tần số. Đáp ứng của việc điều chỉnh tần số biểu diễn ở MW/Hz và gọi là hệ số độ dốc đặc tính tần số (R). Như vậy, với sự thay đổi có giới hạn của phụ tải có thể bù lại bằng tự động điều chỉnh tần số sơ cấp.
Mục đích của việc điều chỉnh sơ cấp:
- Nhanh chóng kiềm chế sự mất cân bằng giữa cơng suất phát và phụ tải, nhưng vẫn cịn sự tồn tại một độ lệch tần số.
- Làm thay đổi trào lưu công suất trong hệ thống.
Hiệu quả điều chỉnh tần số sơ cấp phụ thuộc nhiều vào độ dốc của đường đặc tính điều chỉnh, nếu độ dốc càng nhỏ (cùng một sự thay đổi của phụ tải dẫn đến sự thay đổi càng nhỏ của tốc độ) hiệu quả điều chỉnh càng lớn. Nếu đường đặc tính điều chỉnh nằm ngang, đó là bộ điều chỉnh tuyệt đối, đảm bảo tần số không thay đổi với mọi thay đổi của phụ tải, cho đến khi hết giới hạn công suất turbine.
Theo [3], khi q trình điều chỉnh tần số sơ cấp khơng thể đưa tần số hệ thống trở về giá trị định mức, vì vậy sau quá trình điều chỉnh sơ cấp là quá trình điều chỉnh
P2 f P f= P1 f P f0 f’ P1 P1' P2 P2'
Ổn định tần số hệ thống điện trong điều kiện sự cố
GVHD: TS. Nguyễn Minh Tâm Trang 18
HVTH: Nguyễn Hoàng Nhật
tần số thứ cấp. Điều chỉnh tần số thứ cấp có nhiệm vụ đưa tần số trở về giá trị định mức.
2.2.3 Điều chỉnh tần số thứ cấp
Điều chỉnh tần số thứ cấp nhằm thay đổi công suất turbine theo sự biến đổi tần số của hệ thống. Điều chỉnh tần số thứ cấp do bộ tự động điều chỉnh tần số thực hiện hoặc nhân viên vận hành hệ thống điện thực hiện.
Bộ tự động điều chỉnh máy phát (AGC)
Trong hệ thống điện, khi có sự dao động lớn cơng suất tác dụng thì bộ điều chỉnh tốc độ sơ cấp không đủ để đưa tần số về giá trị định mức. Vì vậy, bộ tự động điều chỉnh máy phát (AGC: Auto Generation Control) được sử dụng. Bộ AGC điều chỉnh tốc độ/tần số của một hay một số máy phát được chỉ định trên hệ thống.
Mục đích của tự động điều chỉnh máy phát: - Đưa tần số trở lại giá trị định mức.
- Điều chỉnh trào lưu công suất trao đổi giữa các khu vực theo một kế hoạch xác định, bằng cách điều chỉnh công suất ra của một số máy phát được lựa chọn trước, hai chức năng trên còn được gọi là điều khiển tải - tần số (Load Frequency Control - LFC).
- Phân bổ lại lượng công suất thay đổi trong số các máy phát nhằm tối thiểu hóa chi phí vận hành (Economic Dispatch Control - EDC).
Khi có sự tham gia của AGC vào máy phát, tín hiệu sai lệch tốc độ/tần số sẽ được tổng hợp lại bằng khâu tích phân với hệ số KI trước khi đưa tín hiệu vào bộ điều tốc governor.
Hình 12: Bộ điểu chỉnh tốc độ có sự tham gia của AGC Sai số khu vực (ACE) Sai số khu vực (ACE)
Hệ thống điện được chia nhỏ theo khu vực địa lý, chính trị để dễ dàng điều khiển. Các hệ thống tải, máy phát, đường dây gần nhau với các đặc tính gần giống nhau được gom thành một khu vực riêng để điều khiển và phân tích. Các khu vực khác nhau được kết nối bằng đường dây truyền tải. Mỗi khu vực có độ lệch cơng suất tác dụng khác nhau và bù bằng công suất từ khu vực khác. Độ lệch công suất tác dụng trên đường dây truyền tải kết nối các khu vực điều khiển điện với nhau được gọi là sai số khu vực (ACE: Area Control Error).
Trong trường hợp đơn giản với 2 khu vự điều khiển, độ lệch tần số được tính bởi: = ∆ + ∆ (2.11) = ∆ + ∆ (2.12) Với: 1 R 1 R Turbine Governor Turbine Governor + Điểm đặt tải - + P'm ∆PL P"m + Tổ máy chỉ điều khiển sơ cấp Điều khiển thứ cấp cho tổ máy - - +
Ổn định tần số hệ thống điện trong điều kiện sự cố
GVHD: TS. Nguyễn Minh Tâm Trang 20
HVTH: Nguyễn Hoàng Nhật
= 1 + (2.13)
= 1 + (2.14)
Trong đó: ACE1, ACE2 là sai số khu vực 1 và 2
P12 là công suất truyền từ vùng 1 sang vùng 2 P21 là công suất truyền từ vùng 2 sang vùng 1 D1, D2 là hệ số giảm chấn của tải vùng 1, tải vùng 2 R1, R2 là hệ số tỉ lệ của vùng 1, vùng 2
∆f là độ lệch tần số
2.3 Điều chỉnh tần số trong hệ thống điện Việt Nam [16]
Theo [16], quy định tần số định mức trong hệ thống điện Việt Nam là 50Hz. Ở các chế độ vận hành khác nhau của hệ thống tần số được phép dao động trong phạm vi quy định. Tần số được phép dao động từ 49,8Hz đến 50,2Hz trong điều kiện vận hành bình thường. Khi sự cố xảy ra, tần số được phép dao động trong khoảng 49,5Hz đến 50,5Hz.
Dựa vào tần số của hệ thống, điều khiển tần số thứ cấp ở Việt Nam được chia làm 03 cấp như sau :
˗ Điều khiển tần số cấp I là đáp ứng của hệ thống AGC nhằm duy trì tần số định mức 50,0Hz với dải dao động cho phép ± 0,2Hz.
˗ Điều khiển tần số cấp II là điều chỉnh tự động hoặc điều chỉnh bằng tay các tổ máy phát điện nhằm đưa tần số nằm ngoài khoảng 50,0 ± 0,5Hz về giới hạn trong khoảng 50,0 ± 0,5Hz.
˗ Điều khiển tần số cấp III (sau đây viết tắt là điều tần cấp III) là điều chỉnh bằng sự can thiệp bởi lệnh điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân bổ kinh tế công suất phát các tổ máy phát.
Bộ điều tốc của tổ máy phát điện của nhà máy điện có cơng suất lắp đặt trên 30 MW phải có khả năng làm việc với các giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5%.
Các tổ máy phát điện tham gia dịch điều tần phải có khả năng thay đổi ít nhất 4% cơng suất định mức của tổ máy trong vịng 10 giây và có thể duy trì mức thay đổi này tối thiểu trong 10 phút. Đồng thời các tổ máy này phải có khả năng tăng hoặc giảm công suất tự động theo tần số một cách tự động.
Tổ máy cung cấp dịch vụ dự phịng quay phải có khả năng tăng cơng suất trong vịng 25 giây và duy trì ở mức cơng suất đó tối thiểu 30 phút. Đồng thời các tổ máy này phải có khả năng tăng cơng suất theo tần số tự động hoặc bằng tay.
Đối với trường hợp tần số thay đổi nhanh chóng và vượt ra ngồi phạm vi tự điều khiển của các tổ máy phát điện khi mà điều khiển bằng tay không đủ thời gian để điều chỉnh hệ thống thì phương án sa thải tự động được dùng để điều khiển tần số hệ thống điện. Phân cấp điều khiển tần số ở hệ thống điện Việt Nam được thể hiện ở hình 2.13.
Ổn định tần số hệ thống điện trong điều kiện sự cố
GVHD: TS. Nguyễn Minh Tâm Trang 22
HVTH: Nguyễn Hoàng Nhật
2.4 Điều chỉnh tần số khẩn cấp
2.4.1 Các dạng điều chỉnh tần số khẩn cấp
Trong trường hợp sự cố nghiêm trọng, hệ thống điện mất ổn định do mất cân bằng công suất nguồn – tải. Khi mất nguồn lớn, công suất dự trữ dự kiến có thể khơng đủ để phục hồi tần số hệ thống, cần có một kế hoạch sa thải phụ tải tần số thấp (UFLS: Under Frequency Load Shedding) để cắt bớt tải theo một lộ trình định sẵn để cân bằng công suất. Đồng thời, khi tần số hệ thống giảm thấp tới ngưỡng tác động các relay bảo vệ tần số của máy phát điện sẽ cắt mát phát điện (UFGT: Under Frequency Generation Trip) ra khỏi hệ thống để bảo vệ máy phát. Khi mất tải lớn, công suất dư thừa từ các nhà máy điện đang vận hành có thể khiến tần số tăng cao, để cân bằng công suất hệ thống, một lộ trình sa thải máy phát khi tần số cao (OFGS: Over Frequency Generation Shedding) được áp dụng. Khi tần số quá cao, để bảo vệ máy phát điện, relay bảo vệ tần số máy phát cũng cắt máy phát điện ra khỏi hệ thống khi tần số cao (OFGT: Over Frequency Generation Trip).
Do đó, để nhanh chóng cân bằng nhu cầu cơng suất nguồn – tải khi sự cố, tránh sụp đổ hệ thống điện thì cần ln duy trì tần số hệ thống ổn định . Duy trì ổn định tần số hệ thống trong phạm vi cho phép đòi hỏi sự phối hợp của nhiều phương pháp điều khiển tần số khác nhau kết hợp với điểm làm việc thích hợp của các nhà máy trên hệ thống. Khi điểm làm việc của máy phát tới hạn thì các phương pháp như UFLS, UFGT, OFGS, OFGT, … được sử dụng để duy trì điểm làm việc này.
2.4.2 Tại sao sa thải phụ tải ?
Sa thải phụ tải (hay sa thải tải) là hành động bảo vệ được thiết kế của hệ thống điện để giảm bớt tải nhằm cân bằng cơng suất giữa nguồn-tải, đảm bảo tính ổn định của hệ thống điện. Khi thống số hệ thống điện giảm xuống dưới mức cho phép thì quá trình sa thải tải khẩn cấp cần được sử dụng.
Sa thải phụ tải bảo vệ hệ thống chống lại sự suy giảm quá mức tần số hoặc điện áp của hệ thóng điện bằng cách cân bằng cơng suất tác dụng và công suất phản kháng của hệ thống. Phương pháp sa thải phụ tải phổ biến nhất là sa thải phụ tải theo tần số thấp (UFLS: Under Frequency Load Shedding), phương pháp này cắt một số lượng
lớn tải theo cài đặt trước nếu tần số hệ thống giảm xuống dưới ngưỡng tần số cho phép. Ngoài ra, phương án sa thải phụ tải theo điện áp thấp (UVLS: Under Voltage Load Shedding) cũng thường được sử dụng để bảo vệ hệ thống chống lại sự suy giảm quá mức của điện áp.
Khi sa thải phụ tải để phục hồi tần số hệ thống điện cần lưu ý đến dự trữ công suất tác dụng / công suất cơ (dự phòng quay) của các nhà máy phát điện. Ngồi khả năng tăng cơng suất phát của nhà máy tại thời điểm xảy ra nhiễu động lớn trên hệ thống, cịn cần tính đến thời gian đáp ứng của các bộ điều tốc govoner cũng như giới hạn dự phòng quay của từng vùng điều khiển tần số.
Phương pháp UFLS được dùng để tránh cắt điện diện rộng trên khu vực điều khiển tần số gây ra bởi các relay bảo vệ thấp tần khi có sự cố nghiêm trọng trên hệ thống. Số lượng tải được sa thải tùy theo loại tải và lượng công suất tác dụng mà các nguồn điện cịn lại có thể đáp ứng.
Sa thải phụ tải thường gồm nhiều giai đoạn có kế hoạch được hợp thành phương án sa thải phụ tải. Mỗi giai đoạn sa thải tải được đặc trưng bằng giới hạn tần số, số lượng tải, và thời gian trễ trước khi sa thải khác nhau. Khi có sự cố nghiêm trọng trên hệ thống, một phương án sa thải tải hiệu quả sẽ cắt tải hợp lý, số lượng tải tối thiểu và đáp ứng phục hồi tần số nhanh nhất có thể để đảm bảo độ an toàn và độ tin cậy của hệ thống điện. Hệ thống điện sẽ đạt đến trạng thái cân bằng sau khi sa thải phụ tải làm việc và cắt giảm tải của hệ thống.
2.4.3 Phân loại các phương pháp sa thải phụ tải
Có nhiều phương pháp sa thải phụ tải được thảo luận và được áp dụng trong thực tế. Theo như [14] thì sa thải phụ tải được khái quát thành ba phương pháp chính là: Sa thải phụ tải truyền thống, sa thải phụ tải thích nghi và phương pháp sa thải phụ tải thơng minh dựa trên thuật tốn máy tính.
Phương pháp sa thải phụ tải truyền thống (sa thải phụ tải tĩnh, sa thải phụ tải cố
định) cắt từng khối phụ tải nhất định tại từng giai đoạn. Khi thông số của hệ thống điện (tần số, điện áp, dịng điện) vượt qua giá trị ngưỡng cho phép thì hệ thống bảo