CHƯƠNG 1 : KHÁI QUÁT VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN
3.2. LFC trong hệ thống điện liên kết
Trong nhiều trường hợp, một nhóm máy phát được nối kín với nhau và cùng dao động. Hơn nữa các máy phát tuabin hướng đến có đặc tính giống nhau. Như vậy một nhóm náy phát được gọi là một tổ hợp phát điện. Do đó có khả năng đặt vịng điều khiển tần số (LFC) trong toàn bộ hệ thống bằng việc nghiên cứu hệ hai máy phát khu vực. Khảo sát hệ hai máy phát khu vực được nối với đường dây khơng có tổn hao có trở kháng là Xtie như hình 2.14. Mỗi một máy phát được biểu diễn bằng một nguồn áp đặt phía sau điện kháng tương đương.
(a) Hệ thống gồm hai vùng
(b) Mạch tương đương
Hình 3.7: Mạng tương đương cho hệ hai máy phát khu vực
Trong thời gian làm việc bình thường, cơng suất thực được truyền vào đương dây là: P12 = E1 E2 X 12 sin δ12 ở đây X12 = X1 + Xtie + X2, và
tính hố đối với sai lệch nhỏ trong đường dây ΔP
12
= Ps Δ δ12
Đại lượng Ps là độ dốc của đường cong góc cơng suất ở góc làm việc ban đầu: δ 12 0 = δ1 −δ2 0 Ps = E 1 E 2 X 12 cosΔ δ120
Sai lệch công suất trên đường dây tải tính bằng:
ΔP12 = Ps (Δ δ1 − Δ δ2 )
suất từ máy 1 chuyển sang máy 2. Sơ đồ khối của hệ hai máy phát với LFC chỉ có một vịng điều chỉnh sơ cấp cho trên hình 3.8.
Phụ tải tham chiếu 1
Vùng một
Phụ tải tham chiếu 2
Vùng hai
Hình 3.8: Hệ hai máy với một vịng phản hồi sơ cấp
Hãy khảo sát sự thay đổi tải ∆ PL1 trong máy 1. Ở trạng thái ổn định, cả hai máy có cùng một sai lệch tần số , nghĩa là:
Δω = Δω1 = Δω2
và
ΔPm1 − ΔP12 − ΔPL1 = Δω D1 ΔPm2 + ΔP12 = Δω D2
Sự thay đổi cơng suất cơ được xác định bởi đặc tính tốc độ của bộ điều tốc:
ΔP =
m1 ΔP = -Δω
Thay (3.13) vào (3.12) và giải với ∆ω , ta được: Δ ωss = = − ΔP L1 B1+B2 ở đây: B1= 1 +D1 R1 B2= 1 +D2 R2 (3.15) (3.16)
B1 và B2 gọi là đặc tính đáp ứng tần số phức hợp (hệ số hướng) của vùng một 1 và 2. Thay đổi công suất trên đường dây là:
ΔP12 =(
=
B1
Các quan hệ trên được minh họa như trên hình 3.9.
Hình 3.9: Ảnh hưởng của việc phụ tải vùng 1 thay đổi.
Điều khiển chênh lệch công suất trên đường dây liên kết
Mục tiêu cơ bản của điều khiển bổ xung là thiết lập lại cân bằng giữa tải và nguồn ở mỗi khu vực, do đó điều khiển tác động phải đảm bảo hai yêu cầu:
- Tần số ở giá trị định trước;
- Công suất trao đổi thực giữa các vùng liền kề ở giá trị định trước.
Điều khiển bổ xung ở vùng định trước cần chính xác chỉ với những thay đổi ở vùng đó. Nói cách khác nếu phụ tải vùng 1 thay đổi thì chỉ có điều khiển bổ xung
ở vùng một mà khơng có ở vùng 2.
Trong hệ thống liên kết, hệ LFC ngoài việc điều chỉnh tần số về giá trị đặt cịn điều khiển chênh lệch cơng suất trên đường dây, ở đó mỗi máy phát có xu hướng giảm sai lệch điều khiển đến khơng. Tín hiệu điều khiển này được gọi là sai lệch điều khiển vùng (ACE). Sai lệch điều khiển cho mỗi máy bao gồm sự kết hợp tuyến tính sai lệch tần số và đường nối.
n
ACEi = ∑ΔPij + K i Δ ω
j =1
Chênh áp khu vực Ki xác định tác dụng tương tác trong thời gian nhiễu tác động vào các khu bên cạnh. Đặc tính thoả mãn hồn tồn đạt được khi Ki được chọn bằng hệ số chênh lệch tần số của khu vực, nghĩa là Bi = (1/Ri) + Di. Như vậy ACE cho hệ hai máy phát là:
ACE1 = ΔP12 + B1Δω1 ACE2 = ΔP21 + B2Δω2
ACE biểu diễn lượng công suất phát cần thay đổi ở một vùng. Đơn vị thường được dùng để biểu diễn hệ số hướng tần số B là MW/0,1 Hz. ACE được sử dụng như là tín hiệu kích thích để thay đổi hoạt động ở giá trị công suất đặt ban đầu và khi đạt đến trạng thái ổn định ∆P12 và ∆ω
sẽ bằng không
Sơ đồ khối của LFC đơn giản cho hệ hai khu vực cho trên hình 3.10
Vùng một
Vùng hai
Tổ máy lụa chọn AGC
Hình 3.10: Sơ đồ khối LFC cho hệ hai khu vực
Ta hãy kiểm tra sự làm việc của điều khiển bổ xung cho các thiết lập khác nhau về hệ số hướng tần số vùng khi độ lệch tần số là ΔfR.
ACE1 = ∆P12 + B1 ∆f = −∆P L1 (β2 + β1) β1 +β2 = ∆PL1 và ACE2 = −∆P12 + B2∆f = −∆P L1 (−β2 + β2 ) β1 +β2 = 0
Chỉ có điều khiển bổ xung vùng 1 sẽ phản ứng lại với ΔPL1 và thay đổi công suất phát để đưa ACE1 trở về khơng. Sự thay đổi tải trong vùng 1 vì thế khơng thể quan sát được với các điều khiển bổ xung trong vùng 2.
(ii) Nếu B1 và B2 được thiết lập bằng gấp đơi đặc tính đáp ứng tần số của vùng tương ứng: ACE1 = ∆P12 + B1 ∆f = −∆P L1 (β + 2β ) β1+β2 2 1 = ∆PL1 Tương tự: ACE = −∆P L1 (β + 2β ) 2 β1+β2 2 1 = −∆ P L 1 β 2
Vì thế, cả tín hiệu điều khiển bổ xung vùng 1 và vùng 2 đều sẽ phản ứng và hiệu chỉnh độ lệch tần số với tốc độ nhanh gấp đôi. Tuy nhiên, công suất phát mà vùng 2 nhận thêm sẽ sau đó tự phản ánh như là một thành phần của ACE2 và sẽ được san bớt ở chế độ xác lập.
(iii) Nếu ta thiết lập các hệ số hướng thấp hơn đáng kể so với các hệ số β tương ứng thì một tình huống ngược lại trên sẽ xuất hiện. Trong trường hợp này, điều khiển bổ xung vùng 2 sẽ có xu hướng rút bớt
cơng suất phát nhận thêm bởi các máy phát trong vùng dưới tác động của điều tốc sơ cấp gây ra. Điều này sẽ dẫn tới làm giảm việc điều khiển tần số của hệ thống.
Ngoài những xem xét ở trên, theo quan điểm điều khiển ổn định thì các hệ số hướng có giá trị rất lớn là không cần thiết. Với giá trị cao hơn β thì hoạt động điều khiển có thể làm cho hệ thống mất ổn định.
Một số các chuyên gia đã tiến hành khảo sát ở chế độ động và rút ra kết luận rằng giá trị thiết lập phù hợp của hệ số hướng tần số B là gần bằng β. Một khuyến cáo ở tài liệu tham khảo 3 cho rằng nên thiết lập các hệ số hướng thấp (B bằng
khoảng 0,5β) khơng được nhiều đồng tình từ các chun gia. Thay vào đó, một nghiên cứu tối ưu hóa đã được công bố sau này trong tài liệu 8 chỉ ra rằng B = β là
một sự lựa chọn hợp logic.
Hoạt động của LFC ở chế độ làm việc bình thường và bất thường
Ở chế độ làm việc bình thường, do mỗi khu vực đều có đủ khả năng để đảm
nhận cơng việc điều khiển của mình nên tác động hiệu chỉnh xác lập của LFC bị hạn chế ở khu vực mà có sự thiếu hụt hay dư thừa cơng suất phát. Cơng suất truyền liên vùng được duy trì ở mức định trước và tần số hệ thống được giữ không đổi.
Ở chế độ làm việc bất thường, một hoặc nhiều hơn một vùng không thể tự
cân bằng nguồn-tải do công suất dự phịng cho LFC khơng hợp lí. Trong tình thế như vậy, các vùng khác sẽ hỗ trợ bằng việc cho phép truyền công suất liên vùng sai khác so với công suất định trước và cho phép tần số hệ thống khác với giá trị tần số trước sự cố. Mỗi hệ thống tham gia điều chỉnh tần số theo tỉ lệ với dung lượng điều chỉnh sẵn có so với dung lượng điều chỉnh của toàn hệ thống.
Để mơ tả các khía cạnh trên về sự hoạt động của LFC, xét hai vùng được liên kết với nhau như sau:
Vùng 1 Vùng 2 Phụ tải = 20000 MW CS Phát = 19000 MW Phụ tải = 40000 MW CS Phát = 41000 MW Ởtần số 60 Hz, phụ tải vùng 1 là 20000 MW và vùng 2 là 40000 MW. Tải ở mỗi vùng biến thiên 1% khi tần số biến thiên 1%. Vùng 1 nhận 1000 MW từ vùng 2. Hệ số điều chỉnh tốc độ R là 5% đối với tất cả các máy phát.
Vùng 1 vận hành với dự trữ quay là 1000 MW phân đều cho mỗi máy phát có cơng suất 4000 MW và vùng 2 vận hành với dự trữ quay 1000 MW phân đều cho mỗi máy phát có cơng suất 10000 MW.
Xác định tần số, công suất phát và phụ tải xác lập ở mỗi vùng; công suất trên đường dây liên kết trong các trường hợp sau:
(a) Vùng 1 mất 1000 MW tải, giả sử rằng khơng có các điều khiển bổ xung. (b) Với mỗi trường hợp kích động như sau đây, khi máy phát có điều khiển bổ xung với hệ số hướng tần số được thiết lập bằng 250 MW/0,1 Hz cho vùng 1 và 500 MW/0,1 Hz cho vùng 2.
(i) Phụ tải vùng 1 mất 1000 MW.
(ii) Công suất phát vùng 1 mất 500 MW, phải huy động dự phòng của vùng này
(iii) Công suất phát vùng 1 mất 2000 MW, nhưng khơng huy động dự phịng.
(iv) Cắt đường dây liên kết, giả sử rằng khơng có sự thay đổi nào về cơng suất trao đổi định trước của điều khiển bổ xung.
(v) Cắt đường dây liên kết, giả sử rằng công suất trao đổi định trước được đưa về 0 khi đường liên kết bị mất.
(a) Khơng có điều khiển bổ xung
Giả thiết rằng khơng có bộ điều tốc nào bị khóa, tất cả các máy phát trong hai vùng đều phản ứng khi phụ tải sụt giảm.
Điều chỉnh 5% của 20000 MW dung lượng công suất phát (bao gồm cả dự trữ quay 1000 MW) của vùng 1 tương ứng với:
1
R
1
Tương tự, điều chỉnh 5% của 42000 MW dung lượng công suất phát của vùng 2 tương ứng với:
1
R
2
Tổng dung lượng điều chỉnh do 62000 MW dung lượng công suất phát trong cả hai vùng là:
1 = 1
+ 1
= 20666,67
MW/Hz RR1R2
Lượng tải suy giảm do 19000 MW tải trong vùng 1 (cịn lại sau khi mất 1000 MW) là:
D1 = 1× 19000
100 × 100
60 = 316,67 MW/Hz Lượng tải suy giảm do 40000 MW tải trong vùng 2 là:
D2 = 1× 40000
100 × 100
60 = 666,67 MW/Hz Tổng lượng tải hiệu dụng suy giảm ở cả hai vùng là:
D = D1 + D2 = 983,33 MW/Hz
Sự thay đổi tần số hệ thống do mất 1000 MW tải trong vùng 1 là: ∆f =
Phụ tải thay đổi ở hai vùng do tần số tăng là:
∆PD1 = D1 ∆f = 316,67× 0,04619 = 14,63 MW ∆PD2 = D2∆f = 666,67 × 0,04619 = 30,79 MW Cơng suất phát thay đổi ở hai vùng do xảy ra điều tốc là:
∆PG 1 = − 1
∆f = −666,67× 0,04619 = −307,93
∆PG 2 = − 1
∆f = −14000,00× 0,04619 = −646,65
MW R2
Vậy, công suất phụ tải, phát và công suất chạy đường dây liên kết mới gồm:
Vùng 1
Tải = 20000,00
= 19014,63 MW
Phát = 19000,00
= 18692,07 MW
Công suất liên kết từ vùng 2 sang vùng 1 là 322,56 MW. Tần số xác lập là 60,04619 Hz.
(b) Khi có điều khiển bổ xung
(i) Mất 1000 MW tải trong vùng 1:
Vùng 1 có 4000 MW dung lượng cơng suất phát dành cho điều khiển bổ xung và nó sẽ giảm cơng suất phát để đưa ACE1 trở về không. Tương tự, công suất phát vùng 2 dành cho điều khiển bổ xung sẽ giữ ACE2 bằng không:
ACE1 = B1 ∆f + ∆P12 = 0 ACE2 = B2∆f − ∆P12 = 0
Vì vậy, ∆f = 0 ; ∆P12 = 0
Công suất phát và phụ tải vùng 1 giảm 1000 MW. Trong chế độ xác lập, khơng có thay đổi cơng suất phát và phụ tải của vùng 2 hay công suất trên đường dây liên kết.
(ii) Mất 500 MW cơng suất phát trong đó có một phần dự trữ qua của vùng 1: Trước khi mất công suất phát, vùng 1 có dự trữ quay 1000 MW dàn đều cho mỗi máy phát dung lượng 4000 MW của vùng (3000 MW công suất phát công với 1000 MW dự trữ). Lượng dự trữ quay tương ứng với lượng công suất phát bị mất là:
3000500 × 1000 = 166,67 MW
Dự trữ quay còn lại là 1000,00 – 166,67 = 833,33 MW. Giá trị này lớn hơn lượng cơng suất phát mất đi vì thế công suất phát và phụ tải ở hai khu vực có thể khơi phục lại giá trị trước sự cố của chúng. Khơng có sụ thay đổi nào trong cơng
suất truyền qua đường dây liên kết hay tần số hệ thống. Tuy nhiên, dự trữ quay vùng 1 đã giảm từ 1000 MW xuống cịn 833,33 MW.
(iii) Mất 2000 MW cơng suất phát vùng 1, không bao gồm dự trữ quay:
Một nửa công suất mất đi được bù bởi 1000 MW dự trữ quay khi có tác động điều khiển bổ xung của vùng 1. Khi đạt tới giới hạn này, vùng 1 khơng cịn khả năng điều khiển ACE nữa. Tuy nhiên, điều khiển bổ xung của vùng 2 thì vẫn có khả năng điều khiển ACE. Vì thế:
ACE2 = B2∆f − ∆P12 = 0
hay
∆P12 = B2∆f = 5000∆f
Do vậy tần số sẽ suy giảm và dẫn tới làm cho phụ tải cũng suy giảm do có độ nhạy tần số.
Tải vùng 1 giảm là
D1 = 1× 20000
100 × 100
60 = 333,33 MW/Hz
Sự cân bằng được lập lại khi công suất tải và công suất đường dây liên kết từ vùng 2 giảm. Vì thế:
−1000 = D2∆f + ∆P12
= 333,33∆f + 5000∆f
Giải ra tìm Δf, ta được: ∆f
Sự thay đổi phụ tải của vùng 1 là:
∆PD1 = D1 ∆f = 333,33× ( −0,1875)
=−62,5 MW
Sự thay đổi công suất trên đường dây liên kết là: ∆P12 = 5000× ( −0,1875) = −937,5 MW Sự thay đổi phụ tải vùng 2 là:
∆PD2 = D2∆f = 666,67 × ( −0,1875)
Phụ tải và công suất phát từng vùng gồm: Vùng 1 Tải = 20000,00 = 19937,5 MW Phát = 19000,00 = 18000,00 MW
Công suất liên kết chạy từ vùng 2 sang vùng 1 là 1937,5 MW. Tần số xác lập là 60 – 0,1875 = 59,8125 Hz.
(iv)Cắt đường dây liên kết, giả thiết là khơng có sự thay đổi lượng cơng suất trao đổi tiền định:
Điều khiển bổ xung của vùng 1 sẽ cố gắng giữ công suất trao đổi ở giá trị tiền định là 1000 MW. Vì thế:
ACE1 = ∆P12 + B1 ∆f = 1000 + 2500∆f = 0
Giải ra ta được:
∆f1 = 1000
2500 = −0,4 Hz Sự thay đổi phụ tải của vùng 1 là:
∆PD1 = D1 ∆f = 333,33× ( −0,4) = −133,33 MW Sự thay đổi của công suất trên đường dây liên kết là:
∆P12 = 5000× ( −0,1875) = −937,5 MW Tương tự với vùng 2 ta có: ∆f 2 = 1000 5000 = 0,2 Hz và ∆PD2 = 666,67×(0,2) =133,33 MW Phụ tải, cơng suất phát và tần số của từng vùng gồm:
Vùng 1 Tải = 20000,00 – 133,33 = 19866,67 MW Phát = 19866,67 MW f1 = 59,6 Hz 53
(v) Cắt đường dây liên kết và công suất trao đổi tiền định đưa về không:
Khi đưa công suất trao đổi về 0, điều khiển bổ xung của vùng 1 sẽ lấy 1000 MW để bù vào lượng công suất nhận về bị mất đi. Tương tự, điều khiển bổ xung vùng 2 sẽ giảm công suất phát 1000 MW để cân bằng với lượng công suất truyền đi bị mất. Công suất phát trong mỗi vùng cân bằng với phụ tải tương ứng và tần số mỗi vùng bằng 60 Hz.
Kết luận
Chương 3 đã nghiên cứu và xây dựng mơ hình điều khiển hệ LFC trong hệ thống điện độc lập và hệ thống điện liên kết 2 vùng (đơn giản), thành lập mơ hình điều khiển và sơ đồ cấu trúc điều khiển để tiến hành mô phỏng trong chương 4.