Cơ sở khoa học và thực tiễn đề tài
- Lý thuyết điều khiển tần số hệ thống điện;
- Vận hành hệ thống điện;
- Lý thuyết ổn định hệ thống điện;
- Luật Điện lực (28/2004/QH11 ngày 03/12/2004) và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực (24/2012/QH13 ngày 20/11/2012).
- Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30/11/2016 của Bộ Công thương về Quy định hệ thống điện truyền tải;
- Thông tư số 40/2014/TT-BCT ngày 05/11/2014 của Bộ Công thương về Quy định quy trình điều độ hệ thống điện Quốc gia;
- Các quy trình, quy phạm, quy định về vận hành HTĐ do các cơ quan Nhà nước, Ngành điện có thẩm quyền ban hành. b Thực tiễn đề tài
Trước đây, việc điều khiển tần số hệ thống điện Quốc gia chủ yếu dựa vào một số nhà máy thủy điện lớn như Hòa Bình, Sơn La và Trị An thông qua lệnh điều độ bằng lời nói Tuy nhiên, với sự gia tăng nhanh chóng của phụ tải và tỷ lệ các nhà máy điện gió, điện mặt trời, tần số hệ thống đã biến động mạnh mẽ, khiến phương pháp điều khiển truyền thống không còn hiệu quả Hiện tại, Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia đã được trang bị hệ thống SCADA/EMS mới, giúp nâng cao khả năng vận hành và quản lý tần số hệ thống điện.
Việc ứng dụng hệ thống EMS là rất quan trọng để đảm bảo an toàn, tin cậy, ổn định và kinh tế cho hệ thống điện Bài viết này sẽ tập trung vào ứng dụng OpenAGC trong việc tính toán phân bổ công suất của các tổ máy phát kết nối với hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia Qua đó, hệ thống sẽ đưa ra tín hiệu điều khiển để điều chỉnh công suất tổ máy, nhằm giữ tần số hệ thống điện trong giới hạn cho phép và giám sát luồng công suất truyền tải trên các đường dây 500kV Bắc - Trung và Trung - Nam.
Ý nghĩa của của đề tài
Để duy trì tần số trong giới hạn quy định, cần tính toán lượng công suất tác dụng phân bổ cho các tổ máy tham gia điều tần Qua đó, có thể đưa ra lệnh điều khiển tăng hoặc giảm công suất một cách hiệu quả.
- Giám sát được trào lưu công suất truyền tải trên các đường dây 500kV liên kết Bắc – Trung, Trung - Nam.
Các mục tiêu của đề tài
- Khai thác được ứng dụng tự động điều chỉnh tần số của hệ thống EMS;
- Vận hành hệ thống điện Quốc gia an toàn, tin cậy và đảm bảo ổn định tần số;
Thay đổi công suất của các tổ máy cần đảm bảo đạt chỉ tiêu kinh tế mà không làm ảnh hưởng đến các giới hạn và đặc tính kỹ thuật của tổ máy.
Các nội dung nghiên cứu
- Lý thuyết điều khiển tần số hệ thống điện:
+ Các quá trình điều tần;
+ Hệ số hãm của hệ thống (Frequency Bias);
+ Độ lệch điều khiển hệ thống (ACE).
- Tìm hiểu ứng dụng OpenAGC, thu thập thông số các tổ máy phát, mô phỏng trên hệ thống EMS;
- Tính toán và điều chỉnh tần số:
+ Tính toán giá trị ACE, lượng tổng công suất hệ thống cần tăng/giảm để đưa tần số về giá trị định mức;
+ Xác định các tổ máy cần thay đổi công suất;
+ Phân bổ lượng công suất ACE cho các tổ máy và xác định giá trị Setpoint cho các tổ máy.
- Đánh giá mức độ đáp ứng của các tổ máy và mức độ thay đổi tần số.
Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu tài liệu và thu thập thông số của các tổ máy tại các nhà máy điện là bước quan trọng trong quá trình phân tích hiệu suất Đồng thời, việc thu thập số liệu thực tế từ hệ thống SCADA của Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện Quốc gia cũng giúp đảm bảo tính chính xác và đáng tin cậy của thông tin, phục vụ cho các nghiên cứu và đánh giá hiệu quả hoạt động của các nhà máy điện.
- Tính toán dựa trên ứng dụng OpenAGC của hệ thống EMS;
- Phân tích kết quả từ giá trị tính toán và ra lệnh điều khiển công suất tổ máy.
Cấu trúc của luận văn
Chương 1: Đặc điểm và vấn đề tần số hệ thống điện Việt Nam
Chương 2: Giới thiệu về hệ thống SCADA/EMS ở Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia
Chương 3: Quá trình điều khiển tần số qua ứng dụng OpenAGC Kết luận và kiến nghị
ĐẶC ĐIỂM VÀ VẤN ĐỀ TẦN SỐ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
CƠ CẤU NGUỒN ĐIỆN, LƯỚI ĐIỆN VÀ PHỤ TẢI ĐIỆN HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
Hệ thống điện Quốc gia Việt Nam hình thành trên cơ sở liên kết hệ thống điện 3 miền Bắc – Trung – Nam thông qua đường dây truyền tải 500kV.
Hệ thống điện Việt Nam hiện đang vận hành với nhiều cấp điện áp, bao gồm 500kV, 220kV, 110kV, 35kV, 22kV, 10kV và 6kV Các cấp điện áp này được phân chia thành hai thành phần chính: lưới điện truyền tải với cấp điện áp từ 220kV trở lên và lưới điện phân phối với cấp điện áp từ 110kV trở xuống.
Hệ thống điện Việt Nam bao gồm nhà máy điện, lưới điện và hộ tiêu thụ, liên kết chặt chẽ để thực hiện sản xuất, truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng trên toàn lãnh thổ.
Sau đây ta sẽ đi vào chi tiết tình hình nguồn điện, lưới điện và phụ tải của HTĐ Việt Nam.
1.1.1 Nguồn điện HTĐ Việt Nam
Đến cuối năm 2018, tổng công suất đặt của hệ thống điện Việt Nam đạt 48,838 MW, chưa bao gồm nguồn điện nhập khẩu từ Trung Quốc và Lào Hệ thống điện quốc gia có sự đa dạng về loại hình nguồn điện, thể hiện qua cơ cấu nguồn điện như trong bảng 1.1.
Bảng 1.1 Cơ cấu nguồn điện HTĐ Việt Nam
Thủy điện nhỏ Điện gió Điện mặt trời
Loại hình nguồn Điện sinh khối
Trong cơ cấu nguồn điện của Việt Nam, nhà máy nhiệt điện than chiếm tỷ trọng lớn nhất với 38,79% Các nhà máy này chủ yếu tập trung ở khu vực phía Đông Bắc Bộ, bao gồm Quảng Ninh (1200MW), Hải Phòng (1200MW), Mông Dương 1 (1120MW) và Mông Dương 2 (1200MW), cùng với các nhà máy tại Nam Trung Bộ như Duyên Hải 1 (1200MW) và Vĩnh Tân 2 (1200MW).
Trong mùa khô từ tháng 3 đến tháng 6, nhiệt điện than được sử dụng tối đa để đáp ứng nhu cầu điện năng, trước khi giảm công suất vào mùa lũ từ tháng 7 trở đi.
Từ tháng 11/2018, nhiệt điện than được huy động cao để đảm bảo tích nước cho các hồ thủy điện, với tổng sản lượng đạt 91,654 tỷ kWh trong năm 2018 Các nhà máy thủy điện, phân bố dọc theo các vùng núi của đất nước, đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp năng lượng, trong đó nổi bật là các nhà máy lớn như Sơn La (2400MW), Hòa Bình (1920MW), Huội Quảng (520MW) và Ialy (720MW).
Các nhà máy thủy điện có vai trò quan trọng trong việc điều tiết hệ thống điện quốc gia, nhưng chịu ảnh hưởng lớn từ tình hình thủy văn hàng năm Nửa đầu năm 2018, thủy văn phân bố tốt trên toàn hệ thống, nhưng nửa cuối năm cho thấy sự phân hóa rõ rệt giữa ba miền Miền Bắc đạt khoảng trung bình nhiều năm, miền Nam thấp hơn khoảng 10% và miền Trung thấp hơn khoảng 50% so với giá trị trung bình nhiều năm Tổng sản lượng điện thủy điện khai thác đạt 83,081 tỷ kWh.
Các nhà máy tua bin khí chủ yếu tập trung ở miền Nam Việt Nam, nơi có nhiều mỏ khí lớn đang được khai thác Một số nhà máy điện lớn bao gồm cụm nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ với công suất 3810MW và Nhơn Trạch với 1200MW Trong năm 2018, tổng sản lượng điện từ các nhà máy tua bin khí đạt 40,562 tỷ kWh.
Nhìn chung, các nguồn điện trên toàn quốc được huy động tương đối hợp lý trong bối cảnh hiện nay, tổng sản lượng điện phát trong năm 2018 như bảng 1.2:
Bảng 1.2 Sản lượng năm 2018 theo loại hình nguồn điện
TBK chạy khí + đuôi hơi
Nhiệt điện chạy khí Điện gió Điện mặt trời Điện Sinh khối
Diesel Điện mua Trung Quốc Điện mua Lào
1.1.2 Lưới điện HTĐ Việt Nam
Lưới điện HTĐ Quốc gia bao gồm các đường dây và trạm biến áp có điện áp từ 500kV trở xuống, với các đường dây và TBA 500kV chịu trách nhiệm truyền tải điện từ Bắc vào Nam Đồng thời, các đường dây và TBA 220kV, 110kV thực hiện nhiệm vụ truyền tải điện từ các TBA 500kV và nhà máy điện trong khu vực đến các TBA phân phối.
Lưới điện 500kV Quốc gia tính đến cuối năm 2018 bao gồm 36 trạm biến áp 500kV, trong đó: 11 trạm ở miền Bắc với tổng công suất MBA 500kV là
Tại miền Trung, có 06 trạm biến áp 500kV với tổng công suất 5400MVA, trong khi miền Nam có 19 trạm với tổng công suất lên tới 12900MVA Tổng cộng, hệ thống đường dây 500kV bao gồm 75 mạch, kéo dài 7415km.
Lưới điện 220kV, 110kV Quốc gia tính đến cuối năm 2018 bao gồm
128 trạm biến áp 220kV và 772 trạm biến áp 110kV, trong đó: ở miền Bắc có
Việt Nam hiện có 56 trạm 220kV và 331 trạm 110kV, với tổng công suất của các máy biến áp (MBA) là 54,333 MVA Tại miền Trung, có 21 trạm 220kV và 121 trạm 110kV với tổng công suất là 12,605 MVA Miền Nam sở hữu 51 trạm 220kV và 320 trạm 110kV, tổng công suất đạt 56,228 MVA Hệ thống đường dây 220kV bao gồm 413 mạch với tổng chiều dài 17,861 km, trong khi đó, đường dây 110kV có 1,398 mạch với tổng chiều dài 21,708 km.
1.1.3 Phụ tải HTĐ Việt Nam
Năm 2018, tổng sản lượng điện của hệ thống điện Việt Nam đạt 220,31 tỷ kWh, với công suất cực đại thường xảy ra vào tháng 7 và tháng 8 hàng năm Phụ tải lớn nhất được ghi nhận là 35,126 MW vào ngày 03/7/2018, trong khi sản lượng điện cao nhất đạt 725,94 triệu kWh vào ngày 04/7/2018 Thông tin chi tiết về sản lượng và công suất cực đại có thể tham khảo trong bảng 1.3.
Bảng 1.3 Sản lượng và công suất phụ tải HTĐ Việt Nam năm 2018
QG (triệu kWh) Pmax_HTĐ QG
(MW) Pmax_Trung (MW) Pmax_Nam
Vào năm 2018, tốc độ biến thiên phụ tải trung bình ghi nhận từ 7h - 8h và 12h - 13h hàng ngày dao động từ 50-70 MW/phút Sự gia tăng này tạo áp lực lớn đối với việc huy động nguồn năng lượng, nhằm đảm bảo công suất dự phòng quay và dự phòng điều tần cho hệ thống Điều này rất quan trọng để duy trì ổn định tần số và ngăn ngừa việc vượt quá giới hạn truyền tải trên các giao diện liên kết miền.
Năm 2018, hệ số điền kín phụ tải tương đối thấp Hệ số K 1 (K 1 =
P tb /P max ) trung bình năm là 0.79, hệ số K2 (K 2 = P min /P max ) trung bình năm là
0.54 Như vậy, chênh lệch phụ tải giữa cao điểm và thấp điểm toàn hệ thống gần 1.87 lần, riêng HTĐ Bắc là gần 2.0 lần Chênh lệch phụ tải lớn gây nhiều khó khăn cho công tác lập lịch huy động nguồn trong cả mùa khô và mùa mưa do ràng buộc truyền tải Bắc - Trung và lượng nhà máy nhiệt điện than với dải điều chỉnh hẹp tập trung nhiều tại khu vực phía Bắc Chi tiết hệ số điền kín của phụ tải HTĐ Việt Nam như các bảng 1.4 và 1.5:
Bảng 1.4 Thống kê hệ số K 1 = P tb /P max trong năm 2018
Tháng HTĐ QG HTĐ Bắc HTĐ Trung HTĐ Nam
Bảng 1.5 Thống kê hệ số K
Tháng HTĐ QG HTĐ Bắc HTĐ Trung HTĐ Nam
1.1.4 Thuận lợi và khó khăn trong công tác vận hành HTĐ Việt Nam
Các nhà máy thủy điện chiếm tỷ trọng cao trong cơ cấu nguồn HTĐ
Việt Nam cần giảm giá thành sản xuất điện, nhưng vào mùa khô, việc cung cấp điện cho phụ tải và đảm bảo an ninh năng lượng vẫn gặp khó khăn Các nhà máy thủy điện miền Nam thường bắt đầu và kết thúc mùa lũ chậm hơn từ 15-30 ngày so với miền Bắc Điều này có nghĩa là khi các nguồn thủy điện miền Bắc đang ở giai đoạn cuối mùa lũ và cần tích nước, các hồ thủy điện miền Nam lại đang trong mùa lũ chính, cho phép khai thác tối đa sản lượng để đáp ứng nhu cầu phụ tải của hệ thống.
TẦN SỐ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM VÀ VẤN ĐỀ ĐẶT RA
Hệ thống điện là một thể thống nhất bao gồm nhà máy điện, đường dây và trạm biến áp Chất lượng điện năng được đánh giá qua hai thông số kỹ thuật chính là điện áp và tần số Điện áp mang tính chất cục bộ, trong khi tần số có giá trị đồng nhất tại mỗi nút trong hệ thống điện Độ lệch tần số có ảnh hưởng lớn đến hoạt động của tất cả các thiết bị trong hệ thống điện.
1.2.1 Mức độ thay đổi tần số của hệ thống điện Việt Nam
Theo thống kê năm 2018, chỉ số độ lệch tần số (FDI) của HTĐ Việt Nam đạt 0.066, thấp hơn kế hoạch đề ra là 0.3 Chi tiết về chỉ số FDI của HTĐ Việt Nam được thể hiện trong bảng 1.6.
Trong năm 2018, số lần tần số vượt ngưỡng quy định (f > 50.5) là 1205 lần, vượt xa mức cho phép 50 lần trong một năm Ngược lại, số lần tần số dưới ngưỡng quy định (f < 49.5) ghi nhận là 280 lần, cũng cao hơn mức cho phép 60 lần trong năm Thống kê cho thấy, số lần vượt ngưỡng trên thường xảy ra chủ yếu vào các tháng mùa lũ ở miền Bắc (tháng 7-8-9), trong khi số lần vượt ngưỡng dưới lại tập trung vào các tháng mùa khô Chi tiết thống kê về tần số vượt ngưỡng trên hệ thống điện Việt Nam trong giai đoạn 2012-2018 được trình bày trong Phụ lục 1.
Bảng 1.6 Thống kê chỉ số FDI trong năm 2017-2018
Tần số vượt ngưỡng cho phép là do các nguyên nhân sau:
Trong suốt năm, hệ thống điện thường xuyên gặp tình trạng công suất dự phòng quay thấp hoặc không còn, dẫn đến khó khăn trong việc đáp ứng sự biến thiên của phụ tải Trong giai đoạn cần khai thác cao các hồ thủy điện, như khi xả nước phục vụ tưới tiêu nông nghiệp ở đồng bằng Bắc Bộ hoặc khi mực nước hồ thủy điện đạt mức tốt hơn dự kiến trong mùa lũ, cần huy động cao các nhà máy thủy điện như Hòa Bình, Sơn La, Lai Châu, Thác Bà, và Tuyên Quang Đồng thời, nhiệm vụ điều tần cấp I được giao cho các nhà máy điện khác như Trị An, Ialy, Buôn Kuôp, Srepok 3, Đại Ninh và Đa Nhim.
Các tổ máy nhiệt điện than và tua bin khí đã được giảm bớt hoạt động, chỉ duy trì số còn lại để đáp ứng các yêu cầu của lưới điện và đảm bảo công suất đỉnh Điều này liên quan đến dải điều chỉnh công suất thấp và bộ điều tốc phản ứng kém với tần số.
Xác suất xảy ra sự cố mất nguồn điện trên hệ thống vẫn còn cao, ảnh hưởng đến sự ổn định của lưới điện Việc thực hiện kế hoạch thí nghiệm hiệu chỉnh cho các tổ máy lớn 600MW không đúng như đăng ký đang tạo áp lực cho các tổ máy tham gia điều tần.
- Sự cố lưới điện gây nên tách mảng hệ thống
Theo TT 25/2016/TT-BCT, tổ máy phát điện phải tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp và tần số cấp II Tuy nhiên, thực tế cho thấy các tổ máy chưa đáp ứng đầy đủ yêu cầu này.
Mặc dù hệ thống đã được trang bị hệ thống sa thải phụ tải (F81), nhưng vẫn tồn tại những ngăn lộ F81 không hoạt động đáng tin cậy trong trường hợp xảy ra sự cố, đặc biệt là ở khu vực miền Bắc.
Trong quá trình vận hành, Điều độ viên Quốc gia sẽ chỉ định một hoặc nhóm nhà máy điện thực hiện nhiệm vụ điều tần cấp I Các nhà máy điều tần cấp I đơn lẻ bao gồm Hòa Bình và Sơn La, trong khi nhóm nhà máy điều tần cấp I bao gồm Trị An, Ialy, Đại Ninh, Buôn Kuốp, Srepok 3, Hàm Thuận và Đa Nhim Đặc biệt, Hòa Bình, Sơn La và Trị An được trang bị hệ thống tự động điều chỉnh công suất theo tần số Thông tin chi tiết về công suất điều tần của từng nhà máy có thể tham khảo trong bảng 1.7.
Bảng 1.7 Dự phòng khả năng điều tần của hệ thống điện
Tên nhà máy điều tần cấp I
Srepok 3 cấm của tổ máy vì tổ máy không thể làm việc ổn định lâu dài ở dải công suất này.Nhìn con số thống kê trên đây có thể thấy dự phòng điều tần hệ thống điện ViệtNam là rất thấp Hơn nữa, đối với một số nhà máy điều tần cấp 1 như
Hòa Bình và Sơn La không phải lúc nào cũng có thể huy động tất cả các tổ máy tham gia điều tần, dẫn đến tỷ lệ phần trăm giữa dự phòng điều tần và phụ tải hệ thống thực tế còn thấp hơn.
Trong quá trình vận hành, hầu hết các nhà máy chỉ thực hiện nhiệm vụ điều tần cấp I, trong khi rất ít nhà máy đảm nhận nhiệm vụ điều tần cấp II khi tần số hệ thống vượt quá 50±0.5 Hz.
1.2.2 Khó khăn trong điều chỉnh tần số HTĐ Việt Nam
- Quy mô phụ tải tăng cao
Quy mô công suất của phụ tải hệ thống điện Việt Nam đã tăng đáng kể, từ 2800MW vào năm 1995 lên 35000MW vào năm 2018, tức là tăng gần 13 lần Tuy nhiên, trong giai đoạn này, cấp điều độ quốc gia chủ yếu vẫn sử dụng các tổ máy của một số nhà máy thủy điện lớn như Hòa Bình và Sơn La để thực hiện nhiệm vụ điều tần cấp I.
- Tốc độ biến thiên phụ tải trong ngày cao
Chênh lệch công suất phụ tải giữa các chế độ cực đại và cực tiểu của hệ thống điện Việt Nam vẫn còn lớn, gây áp lực lên các Điều độ viên Với đặc thù biểu đồ phụ tải dốc và tốc độ biến thiên phụ tải cao, các Điều độ viên phải liên tục điều chỉnh công suất của các tổ máy thông qua lệnh điều độ Điều này không chỉ giúp ổn định tần số mà còn đảm bảo lượng công suất dự phòng cho các tổ máy điều tần cấp I, đồng thời tuân thủ các nguyên tắc vận hành trong thị trường điện.
- Khả năng đáp ứng của các tổ máy trong hệ thống điện
Sự phát triển của phụ tải trong hệ thống điện dẫn đến việc tăng số lượng tổ máy tham gia vận hành Tuy nhiên, hiện tại chỉ một số ít tổ máy, chủ yếu là từ các nhà máy thủy điện như Hòa Bình, Sơn La và Trị An, có khả năng điều chỉnh tốt với sự thay đổi tần số Ngược lại, các tổ máy từ các nhà máy khác như Đại Ninh, Buôn Kuốp, Srêpok 3, Đa Nhim, Hàm Thuận và Đa Mi lại có tốc độ phản ứng chậm hơn đối với sự thay đổi tần số do khả năng tăng/giảm tải hạn chế.
- Lượng công suất dự phòng điều tần của các tổ máy
KẾT LUẬN
Theo thống kê, hệ thống điện Việt Nam đang phát triển nhanh chóng về nguồn, lưới và phụ tải, đồng thời yêu cầu về chất lượng điện năng ngày càng cao Tuy nhiên, chất lượng tần số của hệ thống điện vẫn còn thấp, với nhiều lần tần số vượt quá phạm vi cho phép, chưa đáp ứng được các quy định hiện hành.
Việc điều chỉnh công suất phát của các nhà máy điện một cách hợp lý và nhanh chóng là rất quan trọng để ứng phó với sự thay đổi đột ngột của phụ tải và các nguồn năng lượng tái tạo, góp phần điều chỉnh tần số hệ thống điện Việt Nam Điều này đã thu hút sự quan tâm của nhiều nhà nghiên cứu và các chuyên gia trong lĩnh vực vận hành hệ thống điện.
HỆ THỐNG SCADA/EMS Ở TRUNG TÂM ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
HỆ THỐNG SCADA
SCADA là hệ thống thu thập và giám sát dữ liệu, đóng vai trò quan trọng trong việc điều khiển và vận hành hệ thống điện Quốc gia Cấu trúc cơ bản của hệ thống SCADA được thể hiện trong hình 2.1.
SCADA là hệ thống quản lý thông tin với khối lượng dữ liệu lớn, giám sát nhiều đối tượng đa dạng về chủng loại và đặc tính Hệ thống này yêu cầu thu thập dữ liệu nhanh chóng, liên tục và chính xác, đồng thời đạt mức độ tự động hóa cao.
Các trung tâm điều khiển
Hình 2.1 Cấu trúc hệ thống SCADA
Hệ thống SCADA trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia bao gồm các thành phần:
Máy chủ SCADA đóng vai trò quan trọng trong việc quản lý và lưu trữ dữ liệu thời gian thực Nó thực hiện các phép tính toán và xử lý dữ liệu, đồng thời tổ chức hiển thị thông tin cho người dùng Ngoài ra, máy chủ SCADA còn tiếp nhận các yêu cầu từ người dùng như nhập, sửa, gán thẻ dữ liệu và nhận lệnh điều khiển để gửi đến các thiết bị chấp hành.
Máy chủ truyền thông đóng vai trò quan trọng trong việc giao tiếp với các hệ thống truyền số liệu, xử lý việc truyền dữ liệu từ hệ thống SCADA trung tâm đến thiết bị đầu cuối Nó đảm nhận việc lựa chọn phương thức kết nối, giao thức và đường truyền tin vật lý, đồng thời thực hiện chuyển đổi giao thức và xử lý sai số trong quá trình truyền số liệu Ngoài ra, máy chủ này còn đảm bảo sự đồng bộ giữa hai hệ thống và lọc các luồng dữ liệu hiệu quả.
Máy chủ ứng dụng EMS có khả năng nhận dữ liệu thời gian thực từ hệ thống SCADA, xử lý dữ liệu đầu vào và thực hiện các bài toán EMS theo thời gian thực Nó cũng kết xuất dữ liệu đầu ra của EMS, tiếp nhận và thực hiện các yêu cầu từ người dùng, đồng thời trả về kết quả một cách hiệu quả.
Máy chủ cơ sở dữ liệu quá khứ (HIS) đóng vai trò quan trọng trong việc quản lý và lưu trữ dữ liệu quá khứ, bao gồm dữ liệu ngắn hạn, dài hạn và offline Nó cũng giúp tổ chức và truy xuất dữ liệu theo yêu cầu của người dùng một cách hiệu quả.
Các trạm làm việc cung cấp giao diện Người – máy (HMI) thân thiện và dễ sử dụng, hiển thị thông tin dựa trên tương tác của người dùng Chúng cho phép người dùng nhập dữ liệu vào hệ thống và nhận lệnh điều khiển một cách hiệu quả.
Các màn hình hiển thị thông số vận hành cung cấp thông tin quan trọng về hoạt động, bao gồm sơ đồ các trạm điện và nhà máy điện, đồng thời cho phép hiển thị thông tin theo yêu cầu của người dùng.
Hệ thống mạng đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối các thiết bị, bao gồm mạng nội bộ LAN với các thiết bị như hub và switch, cùng với mạng WAN sử dụng switch và router Ngoài ra, các hệ thống thiết bị kiểm soát truy cập cũng góp phần đảm bảo an ninh và quản lý kết nối hiệu quả.
- Các thiết bị phụ trợ khác: Máy in, máy quét; hệ thống tổng đài; hệ thống
Hệ thống SCADA bao gồm các thành phần chính như email, tin nhắn, hệ thống đồng hồ GPS, hệ thống quan trắc thủy văn và thời tiết, cùng với hệ thống kiểm soát quyền truy cập.
Hình 2.2 Các thành phần của hệ thống SCADA trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia
HỆ THỐNG EMS
Hệ thống quản lý năng lượng (EMS) là phần mềm thiết yếu giúp tối ưu hóa vận hành hệ thống điện, đảm bảo an toàn, tin cậy và ổn định EMS cung cấp nhiều công cụ và ứng dụng hỗ trợ quản lý hiệu quả năng lượng trong hệ thống điện.
2.2.1 Các ứng dụng lưới điện
OpenNet là một ứng dụng chuyên dụng cho việc tính toán lưới điện, phục vụ cho các phân tích và lập kế hoạch hệ thống điện trực tuyến Ứng dụng này cung cấp nhiều chức năng, bao gồm NTP, giúp tối ưu hóa hiệu suất và quản lý hệ thống điện hiệu quả.
Chức năng “Xác định cấu trúc lưới” (NTP) đóng vai trò quan trọng trong việc xác định sự kết nối của lưới điện Chức năng này thực hiện việc kiểm tra trạng thái của các thiết bị đóng cắt, từ đó đưa ra cấu hình hệ thống điện và nhận diện các đảo cũng như các thiết bị bị tách ra khỏi hệ thống.
- Chức năng “Trào lưu công suất” (PF): là chức năng tính toán các đặc tính của hệ thống điện trong chế độ vận hành bình thường.
Chức năng “Trào lưu công suất tối ưu” (OPF) đóng vai trò quan trọng trong việc xác định trạng thái vận hành tối ưu cho hệ thống điện Chức năng này giúp giảm thiểu các hàm mục tiêu như tổn thất và chi phí, đồng thời đảm bảo tuân thủ các ràng buộc như giới hạn truyền tải và giới hạn công suất phát của tổ máy.
Chức năng “Phân tích dự phòng” (CA) giúp nhận diện các vi phạm hệ thống điện bằng cách kiểm tra hoạt động của hệ thống khi một hoặc nhiều thiết bị gặp sự cố hoặc thay đổi trạng thái Quá trình này được thực hiện thông qua việc chạy trào lưu công suất tuần tự trên các trường hợp bất thường đã được xác định trước.
Chức năng “Đánh giá trạng thái hệ thống điện” (SE) cung cấp ước lượng cho các biến trạng thái của hệ thống điện thông qua thông tin dư thừa đo đạc được trong thời gian thực Chức năng này sử dụng các khai báo cấu hình hệ thống, trạng thái thiết bị đóng/mở từ SCADA và các tín hiệu đo lường như P, Q, U, I để xác định thông tin vận hành của hệ thống điện.
SE là phương pháp giảm thiểu sai số theo trọng số, kết hợp với các phép tính công suất của hệ thống HTĐ, nhằm xác định các phần tử không nhìn thấy và loại bỏ sai số trong tín hiệu đo lường từ hệ thống SCADA.
Việc sử dụng ứng dụng OpenNet sẽ trực tiếp hỗ trợ cho công tác vận hành hệ thống điện (HTĐ), bao gồm các hoạt động tính toán và lập kế hoạch vận hành HTĐ một cách hiệu quả.
Tính toán hệ thống điều khiển thời gian thực (HTĐ) bao gồm việc phân tích toàn bộ các thông số vận hành, đồng thời xem xét các thành phần tín hiệu SCADA để phát hiện lỗi và đảm bảo hiệu suất tối ưu.
21 có tín hiệu SCADA, điều chỉnh giá trị SCADA sai Các tính toán này có thể được cài đặt chạy tự động hoặc chạy theo nhu cầu người dùng.
Các tính toán ngắn hạn (từ phút đến vài giờ) trong hệ thống HTĐ sẽ được thực hiện ở chế độ nghiên cứu Điều độ viên có khả năng tùy chỉnh các thay đổi liên quan đến nguồn và lưới, trong khi OpenNet sẽ cung cấp kết quả tính toán HTĐ dựa trên những thay đổi đó.
Các tính toán lập kế hoạch hàng ngày và hàng tuần được thực hiện thông qua chế độ nghiên cứu, kết hợp với kế hoạch huy động nguồn, lịch sửa chữa và cấu hình hệ thống điện Những tính toán này nhằm xác định các công tác và kế hoạch huy động cho ngày và tuần tiếp theo.
- Thực hiện các tính toán phân tích chuyên sâu, phân tích sự cố.
Hình 2.3 Giao diện OpenNet của hệ thống SCADA/EMS
OpenSOM là ứng dụng quản lý và thực hiện phiếu thao tác điện tử, giúp người dùng tạo phiếu thao tác hoàn chỉnh cho thiết bị tại trạm điện và nhà máy điện Ứng dụng này cho phép thực hiện các bước thao tác tự động đối với thiết bị điện điều khiển từ xa, góp phần giảm thời gian công tác cho các nhiệm vụ có kế hoạch và hạn chế sai sót trong thao tác đóng/mở thiết bị điện.
Hình 2.4 Giao diện OpenSOM của hệ thống SCADA/EMS
2.2.2 Các ứng dụng nguồn điện
OpenAGC là ứng dụng điều chỉnh tần số HTĐ bằng cách tính toán công suất tác dụng cần giảm hoặc huy động từ các nhà máy kết nối AGC Ứng dụng này giúp đưa tần số HTĐ về giá trị định mức và thực hiện điều chỉnh công suất của các tổ máy thông qua lệnh điều khiển trực tiếp qua hệ thống SCADA.
OpenSTLF là ứng dụng dự báo phụ tải ngắn hạn cho HTĐ Quốc gia và
Mỗi ba miền được cập nhật theo chu kỳ hàng giờ, với việc xem xét dữ liệu của giờ trước thông qua chức năng tự động dự báo (Auto forecast) Dữ liệu luôn được cập nhật liên tục, đảm bảo rằng thông tin trên OpenSTLF luôn là mới nhất.
- Phụ tải thực tế được lấy từ dữ liệu dùng chung của Trung tâm điều độ
HTĐ Quốc Gia, cập nhật theo từng 5 phút;
Hàng ngày trước 10h sáng, cơ quan khí tượng thủy văn sẽ gửi các bản tin bao gồm nhiệt độ thực đo của ngày hôm trước, dự báo nhiệt độ cho ngày hôm nay (D), ngày mai (D+1) và định hướng cho ngày tiếp theo (D+2).
- Vào 10 sáng hàng ngày, số liệu từ các bản tin của khí tượng thủy văn được nhập tự động vào cơ sở dữ liệu của OpenSTLF.
SƠ ĐỒ HỆ THỐNG OPENAGC
Luận văn tập trung vào ứng dụng OpenAGC, một trong những ứng dụng quan trọng nhất của hệ thống SCADA/EMS OpenAGC đóng vai trò là công cụ điều khiển công suất phát của các tổ máy phát điện, nhằm duy trì tần số hệ thống điện và/hoặc quản lý việc trao đổi công suất giữa các miền theo các ràng buộc định trước.
- Tối thiểu chi phí phát điện và lượng phát toàn hệ thống căn cứ theo đường đặc tính vận hành;
- Giám sát công suất dự phòng.
Một số chức năng chính của ứng dụng OpenAGC bao gồm:
- Chức năng tự động điều chỉnh công suất tổ máy
- Chức năng điều chỉnh tần số
- Chức năng giám sát trào lưu truyền tải
Các tổ máy phát điện có công suất trên 30MW tại nhà máy điện cần được trang bị bộ điều tốc tác động nhanh để đáp ứng sự thay đổi tần số hệ thống trong điều kiện vận hành bình thường Bộ điều tốc này phải có khả năng nhận và thực hiện các lệnh tăng, giảm hoặc thay đổi điểm đặt công suất từ hệ thống SCADA/EMS Sơ đồ hệ thống AGC được minh họa trong hình 2.5.
Tín hiệu đầu vào của hệ thống AGC bao gồm:
- Trào lưu công suất trên mạch liên kết
- Độ lệch tần số của hệ thống
Chức năng AGC sử dụng các tín hiệu đầu vào để tính toán và xác định độ lệch điều khiển hệ thống ACE Dựa trên hệ số tham gia điều khiển của các tổ máy trong AGC, hệ thống sẽ phát xung tăng hoặc giảm đến các tổ máy tương ứng.
Kế hoạch phát điện cho tất cả các tổ máy
Tính toán điểm làm việc cơ bản, hệ số tham gia điều khiển cho các nhà máy trong AGC
Tổ máy AGC không điều khiển
(ACE vượt quá giới hạn) No
Hình 2.5 Sơ đồ hệ thống AGC cho HTĐ Việt Nam
Hình 2.6 thể hiện giao diện của ứng dụng OpenAGC được trang bị ở Trung tâm điều độ HTĐ Quốc Gia.
Hình 2.6 Giao diện OpenAGC của hệ thống SCADA/EMS
2.3.1 Các chế độ hoạt động của hệ thống AGC tại Trung tâm điều độ HTĐ Quốc Gia
Hiện tại, có 4 chế độ vận hành của hệ thống AGC, đó là:
- Off: Tắt hệ thống AGC, không hoạt động.
OpenAGC thực hiện tất cả các tính toán AGC ngoại trừ việc gửi tín hiệu điều khiển tổ máy Khi ACE vượt quá giới hạn do tần số hoặc trào lưu truyền tải, OpenAGC sẽ tự động chuyển từ chế độ Control sang chế độ Monitor Hệ thống có thể được cấu hình để phát hiện các vùng cô lập dựa trên tần số của từng nhà máy đã được định nghĩa Nếu tần số của bất kỳ hai nhà máy nào chênh lệch vượt quá giá trị sai số tần số, OpenAGC sẽ chuyển sang chế độ Monitor Nếu sai số tần số của đảo được đặt bằng 0, sẽ không có so sánh tần số giữa các nhà máy.
- Control: Tất cả các tính toán AGC được thực hiện và tín hiệu điều khiển
26 được gửi để điều khiển công suất phát của tổ máy.
AGC sẽ tự động bị đình chỉ khi tín hiệu SCADA cần thiết cho các phép tính ACE gặp vấn đề Nếu tín hiệu đo cho tính toán ACE liên tục xấu sau một số chu kỳ nhất định, AGC chuyển sang trạng thái Suspend Nếu chất lượng dữ liệu được phục hồi trong thời gian quy định, AGC sẽ trở lại trạng thái Control Ngược lại, nếu dữ liệu phục hồi sau khi hết chu kỳ AGC, trạng thái sẽ chuyển sang Monitor.
2.3.2 Các khai báo chế độ vận hành tổ máy trong AGC
Chế độ điều tần được thiết lập cho từng tổ máy nhằm xác định mức độ tham gia điều chỉnh công suất theo từng vùng điều chỉnh Có thể cài đặt các chế độ khác nhau để tối ưu hóa hiệu suất hoạt động.
- Reg/Assist: Tổ máy tham gia thay đổi công suất trong cả vùng điều tần và vùng sự cố nhằm hạn chế giá trị ACE.
- Reg: Tổ máy tham gia thay đổi công suất chỉ vùng điều tần nhằm hạn chế giá trị ACE (49.90Hz - 50.10Hz).
- Assist: Tổ máy tham gia thay đổi công suất chỉ vùng sự cố nhằm hạn chế giá trị ACE (49.80Hz – 50.20Hz).
Tổ máy không tham gia điều chỉnh công suất theo AGC, trong khi các tổ máy thủy điện tại hệ thống điện Việt Nam có khả năng tăng giảm tải hiệu quả, vì vậy nên được đặt ở chế độ Reg/Assist hoặc Reg.
Các tổ máy có tốc độ tăng/giảm tải chậm hoặc bị ràng buộc bởi hạn chế thay đổi công suất sẽ được đặt ở chế độ Assist Điều này có nghĩa là chúng chỉ tham gia điều chỉnh công suất trong hệ thống khi xảy ra sự cố.
2.3.2.2 Chế độ điều khiển tổ máy
Chế độ điều khiển tổ máy giúp xác định giá trị công suất tác dụng đặt của tổ máy, với một số chế độ điều khiển quan trọng như: điều khiển theo công suất, điều khiển theo tần số, và điều khiển theo điện áp.
- Auto: Công suất đặt bằng giá trị công suất phát của tổ máy, được cập nhật sau mỗi chu kỳ tính.
- Econ: Công suất đặt được tính toán bằng chức năng vận hành kinh tế tổ máy.
OpenAGC cho phép tăng công suất của tổ máy đến mức người dùng đã chỉ định với tốc độ nhất định Khi công suất đạt đến giá trị mục tiêu, tổ máy sẽ tự động chuyển sang chế độ Fixed.
- External: Công suất đặt được nhập từ SCADA.
- Fixed: Công suất đặt được nhập giá trị cố định từ người sử dụng.
- Manual: được sử dụng khi hệ thống AGC không điều khiển công suất tổ máy, AGC đang ở chế độ Monitor.
Test được sử dụng để kết nối AGC và xác định tốc độ tăng/giảm tải của tổ máy Tại hệ thống điện Việt Nam, các tổ máy thường xuyên thay đổi công suất, vì vậy chế độ Auto là lựa chọn tối ưu.
Các tổ máy sử dụng chế độ điều tần Assist cần được thiết lập chế độ điều khiển là External, tức là giá trị công suất đặt sẽ được lấy từ kế hoạch huy động theo giờ và chuyển sang hệ thống SCADA Trừ khi có sự cố trong khu vực, tổ máy sẽ hoạt động xung quanh giá trị công suất đã được đặt.
2.3.3 Nguyên tắc vận hành hệ thống AGC cho HTĐ Quốc gia
Tùy theo trường hợp cài đặt AGC theo chế độ nào mà vùng điều khiển và mục tiêu cụ thể khác nhau:
- Trường hợp AGC chỉ điều chỉnh tần số:
+ Hệ thống điện Việt Nam được mô phỏng là một vùng điều khiển duy nhất, sử dụng chung một tần số.
+ Mục tiêu: Điều chỉnh tần số HTĐ sát 50.00Hz, hạn chế số lần tần số ra ngoài khoảng 50±0.2Hz.
+ Đầu vào là tần số HTĐ Quốc gia
Khi số lượng tổ máy tham gia AGC đạt mức đủ lớn, có thể áp dụng AGC trong các chế độ kết hợp với việc giám sát trào lưu truyền tải.
+ HTĐ Quốc gia được mô phỏng thành một hoặc một vài vùng điều khiển, sử dụng chung một tần số.
+ Mục tiêu: Điều chỉnh tần số HTĐ sát 50.00Hz và trào lưu truyền tải sát theo giá trị kế hoạch
+ Đầu vào là tần số HTĐ Quốc gia và trào lưu truyền tải
KẾT LUẬN
Trong chương 2, tác giả giới thiệu hệ thống SCADA và các ứng dụng EMS tại Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia, nhấn mạnh vai trò của SCADA trong việc giám sát, thu thập và điều khiển dữ liệu hệ thống điện Để khai thác hiệu quả, cần có cơ sở vật chất hiện đại đáp ứng yêu cầu kỹ thuật Hệ thống EMS bao gồm nhiều ứng dụng cho nguồn và lưới điện, giúp giảm khối lượng công việc và tăng độ chính xác trong quyết định xử lý Ứng dụng OpenAGC đóng vai trò quan trọng trong việc giám sát và điều khiển tần số hệ thống điện Quốc gia, giữ cho tần số ổn định và tối ưu hóa công suất phát của các nhà máy tham gia điều tần Nội dung chi tiết về OpenAGC sẽ được trình bày trong chương tiếp theo.
QUÁ TRÌNH ĐIỀU KHIỂN TẦN SỐ QUA ỨNG DỤNG OPENAGC
QUÁ TRÌNH ĐIỀU KHIỂN TẦN SỐ TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
Tần số là thông số cơ bản để đánh giá chất lượng điện năng trong hệ thống điện Tiêu chuẩn tần số của hệ thống điện Việt Nam được quy định bởi Bộ Công Thương trong Thông tư số 25/2016/TT-BCT, ban hành ngày 30/11/2016, trong đó nêu rõ các quy định liên quan đến hệ thống điện truyền tải.
Hệ thống điện Việt Nam có quy định tần số danh định là 50Hz, với tần số trong chế độ vận hành bình thường cho phép dao động trong khoảng 50±0.2Hz Trong trường hợp sự cố một phần tử, tần số có thể dao động trong khoảng 50±1Hz Theo quy định, số lần tần số vượt ngưỡng 50.5Hz không được quá 50 lần mỗi năm, trong khi số lần tần số dưới ngưỡng 49.5Hz không được vượt quá 60 lần mỗi năm.
Ngày 05 tháng 11 năm 2014, Bộ Công thương ban hành Thông tư số 40/2014/TT-BCT Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia; trong đó đưa điều chỉnh tần số thành một nội dung của công tác điều độ Thông tư 40 quy định rõ điều chỉnh tần số bao gồm:
Điều chỉnh sơ cấp là quá trình điều chỉnh tần số tức thời do nhiều tổ máy phát điện thực hiện thông qua bộ phận điều chỉnh công suất tuabin, nhằm phản ứng với sự thay đổi tần số Tất cả các tổ máy phát điện đang hoạt động đều phải tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp để đảm bảo tính ổn định của hệ thống điện.
Điều chỉnh thứ cấp là quá trình điều chỉnh tiếp theo của điều chỉnh tần số sơ cấp, thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC đối với các tổ máy cụ thể trong hệ thống Nó bao gồm việc sa thải phụ tải theo tần số hoặc lệnh điều độ Điều chỉnh tần số thứ cấp được chia thành 3 cấp, trong đó Điều khiển tần số cấp I là phản ứng của hệ thống AGC nhằm duy trì tần số định mức 50Hz với dải dao động cho phép là ±0.2Hz Cấp điều độ có quyền điều chỉnh này.
30 điều khiển quy định một hoặc nhiều nhà máy tham gia điều tần cấp I.
Điều khiển tần số cấp II là quá trình điều chỉnh tự động hoặc bằng tay các tổ máy phát điện để đưa tần số ra ngoài khoảng 50±0.5Hz về giới hạn trong khoảng 50±0.5Hz Tất cả các nhà máy điện không tham gia điều tần cấp I đều phải thực hiện điều tần cấp II, trừ những trường hợp được miễn trừ theo quy định.
Điều khiển tần số cấp III là quá trình điều chỉnh tần số của hệ thống điện thông qua lệnh điều độ, nhằm đảm bảo sự ổn định trong vận hành và phân bổ công suất các tổ máy một cách kinh tế.
3.1.1 Điều chỉnh tần số sơ cấp
3.1.1.1 Nguyên tắc điều khiển a) Một số khái niệm
Xét trường hợp đơn giản nhất là một máy phát cấp cho một phụ tải độc lập theo hình vẽ 3.1:
Valve/cửa Hơi hoặc nước Tuabin
Hình 3.1 Máy phát cấp cho tải độc lập
Pm: Công suất cơ ; Pe: Công suất điện; PL: Công suất tải
- Đáp ứng của máy phát khi có sự thay đổi của phụ tải:
Khi phụ tải thay đổi, công suất của máy phát điện cũng biến động, dẫn đến sự chênh lệch giữa moment điện và moment cơ trên trục máy phát Hệ quả là tốc độ của máy phát bị sai lệch, và độ lệch này có thể được xác định từ phương trình cân bằng công suất của máy phát.
Me : là moment điện J:Là mô men quán tính của hệ quy đổi về trục tua bin ω: Là tốc độ góc của tua bin máy phát
Hình 3.2 thể hiện sơ đồ khối hàm truyền, mô tả mối quan hệ giữa moment, độ lệch công suất và tốc độ Sơ đồ này bao gồm các phương trình liên quan, cung cấp cái nhìn tổng quan về các yếu tố ảnh hưởng đến hoạt động của hệ thống.
Hình 3.2 Sơ đồ khối hàm truyền mô tả mối quan hệ giữa moment, độ lệch công suất và tốc độ
- Đáp ứng của phụ tải đối với độ lệch tần số:
Phụ tải của hệ thống điện bao gồm các thiết bị điện, trong đó có những phụ tải như chiếu sáng và phát nhiệt không thay đổi công suất theo tần số Ngược lại, một số phụ tải như động cơ, quạt và máy bơm lại có công suất phụ thuộc vào tần số Khi có sự thay đổi về phụ tải, lượng công suất thay đổi có thể được biểu diễn bằng một công thức cụ thể.
P L : Thành phần tải thay đổi không phụ thuộc tần số
∆ : Thành phần thay đổi của tải theo tần số
D: Hằng số đặc tính tải theo tần số
Hệ số D biểu thị phần trăm thay đổi của tải theo phần trăm thay đổi của tần số, thường có giá trị từ 1 đến 2% Cụ thể, nếu D = 2, điều này có nghĩa là khi tần số thay đổi 1%, tải sẽ thay đổi 2%.
Hình 3.3 trình bày sơ đồ khối hàm truyền mô tả đáp ứng của phụ tải đối với độ lệch tần số Theo sơ đồ ta có phương trình [3]:
Hình 3.3 Sơ đồ khối hàm truyền mô tả đáp ứng của phụ tải đối với độ lệch tần số
- Đặc tính bộ điều tốc
Có thể chia ra 2 bộ điều tốc điển hình:
Bộ điều tốc có khả năng điều chỉnh không đổi, duy trì tần số cố định bất kể mức công suất phát, và không hoạt động khi có từ hai máy phát trở lên Sơ đồ nguyên lý và đặc tính của bộ điều tốc được thể hiện trong hình 3.4 và 3.5, trong đó K là hệ số đặc tính của phụ tải theo tần số, còn ∆Y là giá trị sau khi tích phân độ lệch tốc độ ∆ωr và hệ số K.
Hình 3.4 Sơ đồ của bộ điều tốc có tốc độ cố định f hoặc n (Pu)
Hình 3.5 Đặc tính điều chỉnh bộ điều tốc có tốc độ cố định
Bộ điều tốc với đặc tính điều chỉnh có độ dốc được sử dụng cho hai tổ máy phát điện trở lên, cho phép điều chỉnh tốc độ (tần số) với độ lệch Hình 3.6 minh họa sơ đồ bộ điều tốc tuabin với đặc tính điều chỉnh dốc, trong đó R là độ dốc của đường đặc tính tĩnh của tuabin, đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điều tốc, phản ánh sự phản ứng của hệ thống khi tần số thay đổi.
Hình 3.6 Sơ đồ bộ điều tốc tuabin có đặc tính điều chỉnh dốc
Hình 3.7 minh họa đặc tính điều chỉnh của bộ điều tốc với độ dốc Phương trình đặc tính tuabin thể hiện mối quan hệ giữa tần số và công suất phát ra của tổ máy.
(fdm – f) + R.(Pdm – P) = 0 f = fdm + R.(Pdm – P) Trong đó:
- fdm: tần số đặt (50Hz)
- P: Công suất điện phát ra của tổ máy
- P dm : Công suất làm việc ban đầu ở chế độ định mức
R được xác định bằng tỷ số giữa độ lệch tần số và độ lệch công suất phát ra, thể hiện khả năng điều chỉnh tốc độ có độ trượt Biểu thức xác định R như sau: f hoặc.
Hình 3.7 Đặc tính điều chỉnh bộ điều tốc điều chỉnh với độ dốc
- Vận hành máy phát song song
CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN GIÁ TRỊ HỆ SỐ HÃM VÀ ĐỘ LỆCH ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG
3.2.1 Hệ số hãm của hệ thống điện
Là lượng công suất hệ thống thay đổi dẫn tới tần số hệ thống thay đổi 0.1Hz, đơn vị là MW/0.1Hz.
Hệ số hãm HTĐ có vai trò quan trọng trong việc điều chỉnh tần số của hệ thống điện Theo lý thuyết, hệ thống điện lớn với nhiều tổ máy sẽ có hệ số hãm cao hơn Để điều chỉnh tần số về mức 50.00Hz bằng AGC, việc xác định chính xác giá trị hệ số hãm là cần thiết Nếu giá trị này được chọn đúng, tần số sẽ được điều chỉnh chính xác; ngược lại, nếu chọn sai, việc điều chỉnh sẽ không đạt hiệu quả.
3.2.1.1 Xác định hệ số hãm thông qua độ thay đổi của tần số khi có sự cố lớn
Thông qua việc theo dõi sự thay đổi tần số trong các sự cố lớn của hệ thống điện Quốc gia, đặc biệt là các sự cố liên quan đến tổ máy lớn, có thể xác định được giá trị hệ số hãm của hệ thống.
Năm 2018, diễn ra sự cố 1 tổ máy 600MW, làm cho tần số hệ thống điện Việt Nam thay đổi như hình 3.15.
Hình 3.15 Thay đổi tần số khi sự cố tổ máy phát
Khi đó, hệ số hãm của hệ thống điện được xác định như sau:
Theo thống kê từ tháng 12/2014 đến tháng 9/2019, giá trị hệ số hãm của hệ thống điện Quốc gia đạt 69.3 MW/0.1Hz.
Phương pháp này có các đặc điểm như sau:
+ Có thể xác định nhanh giá trị hệ số hãm hệ thống theo công thức
+ Có thể dựa vào giá trị B này để ước cho B các thời điểm khác
+ Không phải lúc nào cũng có sự cố tổ máy để xác định
+ Phải truy xuất được thời điểm sự cố để tính độ lệch tần số
3.2.1.2 Xác định hệ số hãm thông qua đặc tính điều chỉnh tĩnh của hệ thống điện Đặc tính điều chỉnh tĩnh (MW/Hz) của hệ thống điện phụ thuộc vào tải và nguồn dự phòng quay có tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp.
Hệ số hãm của tải trong hệ thống điện có thể xác định dựa trên mối quan hệ giữa tần số và phụ tải Thực nghiệm cho thấy, khi tần số thay đổi 1%, phụ tải cũng biến động khoảng 1% Tại Việt Nam, với phụ tải hệ thống điện khoảng 30000MW, một sự giảm 1% tần số (0.5Hz) sẽ dẫn đến giảm 1% phụ tải (300MW) Từ đó, hệ số B của tải được tính toán là 60MW/0.1Hz.
Để xác định hệ số hãm của tổ máy tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp, cần lưu ý rằng các nhà máy điện trong hệ thống điện Quốc gia không yêu cầu các tổ máy phát điện phải duy trì công suất ≤ 90%P max để có dự phòng quay Do đó, chúng ta sẽ xem xét hai trường hợp khác nhau trong quá trình này.
+ Trường hợp tần số giảm (khi xu hướng phụ tải tăng và f < 50Hz, s
Với: P 0 là công suất đang phát của các tổ máy
Pmax là công suất tối đa mà các tổ máy có thể phát, trong đó xét trường hợp nhà máy thủy điện Hòa Bình với 8 tổ máy, mỗi tổ máy có công suất 240 MW, tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp theo các số liệu được trình bày trong bảng 3.1.
Bảng 3.1 Tính toán hệ số B của NMTĐ Hòa Bình khi f 50Hz, s
= ( 0 − )/10 nếu P min > P max /2 hoặc P 0 < P max /2
Với: P 0 là công suất đang phát của các tổ máy
P max là công suất lớn nhất có thể phát được của các tổ máy
Pmin là công suất tối thiểu mà các tổ máy có thể phát Trong trường hợp chỉ có nhà máy thủy điện Hòa Bình (8x240 MW) tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp, các số liệu được trình bày trong bảng 3.2.
Bảng 3.2 Tính toán hệ số B của NMTĐ Hòa Bình khi f>50Hz
Vậy hệ số hãm của hệ thống điện Quốc gia ứng với phụ tải
30000MW khi đó là: 60 + 26 = 86 MW/0.1Hz.
Phương pháp này có các đặc điểm như sau:
Một trong những ưu điểm nổi bật của hệ thống điện là khả năng tính toán chính xác giá trị B tại mọi thời điểm, miễn là có thông tin về đặc tính tĩnh của tất cả các tổ máy tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp.
+ Không rõ nhà máy nào tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp và đặc tính tĩnh của các tổ máy, nên khó xác định
+ Nếu số lượng tổ máy tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp lớn, cần phải có công cụ tính toán xác định B các tổ máy
Ứng dụng OpenAGC hiện đang hoạt động tại Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia, thực hiện tính toán hệ số hãm của hệ thống Giá trị này sẽ thay đổi tùy thuộc vào số tổ máy có cài đặt điều tần sơ cấp đang hoạt động và mức phụ tải của hệ thống.
3.2.2 Độ lệch điều khiển hệ thống (ACE)
Công suất (MW) cần điều chỉnh trong hệ thống điện để duy trì tần số ở mức định mức 50Hz có thể thừa hoặc thiếu hụt Ứng dụng OpenAGC hỗ trợ nhiều chế độ vận hành khác nhau, vì vậy cách tính giá trị ACE cũng được điều chỉnh tương ứng với từng chế độ.
3.2.2.1 Trường hợp chỉ điều chỉnh tần số (chế độ CF) Đây là chế độ điều chỉnh ACE nhằm điều chỉnh tần số HTĐ Quốc gia nằm trong giới hạn cho phép Khi đó, giá trị ACE được tính theo công thức [7]:
ACE = 10 x B x (fthực tế - ftiêu chuẩn) Trong đó:
B là hệ số hãm của hệ thống fthực tế là tần số thực tế hệ thống ftiêu chuẩn được tính là 50Hz
3.2.2.2 Trường hợp có giám sát trào lưu truyền tải
- Đối với chế độ CNI – chỉ giám sát trào lưu truyền tải:
ACE = NIA – NIS Trong đó:
NIA là công suất truyền tải thực tế NIS là công suất truyền tải theo kế hoạch
- Đối với chế độ TLB – kết hợp điều chỉnh tần số và giám sát trào lưu truyền tải:
ACE = B x (fthực tế - ftiêu chuẩn ) + (NIA – NIS)
QUY TRÌNH THỰC HIỆN ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ QUA ỨNG DỤNG OPENAGC
3.3.1 Phương pháp tính toán phân bổ công suất tổ máy trong
3.3.1.1 Tính toán các hệ số điều chỉnh của tổ máy
Các hệ số điều chỉnh của tổ máy đóng vai trò quan trọng trong việc phân bổ ACE cho từng tổ máy tham gia Những hệ số này có thể được xác định thông qua phương pháp Rate & Range, phương pháp này tính toán các hệ số điều chỉnh dựa trên chế độ điều tần, chế độ điều khiển tổ máy, giá trị hệ số hãm của hệ thống và phạm vi điều.
51 chỉnh của tổ máy Phương pháp này được tính toán theo các bước sau [7]:
Bước 1: Tính tổng giới hạn tốc độ thay đổi công suất của các tổ máy chia theo từng chế độ điều khiển Cụ thể:
SA là tổng giới hạn tốc độ thay đổi công suất và dải điều chỉnh công suất của các tổ máy theo chế độ Econ, với công suất đặt được tính toán dựa trên chức năng vận hành kinh tế của tổ máy.
- SB = Tổng giới hạn tốc độ thay đổi công suất và dải điều chỉnh công suất của các tổ máy theo chế độ External, Market, Fixed, Auto hoặc Sched;
SR là tổng giới hạn tốc độ thay đổi công suất và dải điều chỉnh công suất của các tổ máy theo chế độ Ramp, hiện đang có xu hướng làm giảm ACE.
Bước 2: Sử dụng các thông số phía trên để tính tỷ lệ điều chỉnh cho các tổ máy theo chế độ Econ:
Bước 3: Tính hệ số tự động điều chỉnh của các tổ máy Econ:
- Si: là độ dốc đường đặc tính chi phí của tổ máy thứ i ở giá trị công suất kinh tế.
- k: Số thứ tự của tổ máy Econ.
Bước 4: Tính hệ số tự động điều chỉnh của các tổ máy còn lại:
Giới hạn tốc độ thay đổi công suất của tổ máy thứ i, ký hiệu là RRi, là yếu tố quan trọng trong việc điều chỉnh tổ máy theo chế độ Ramp Trong trường hợp tổ máy đang tham gia vào quá trình thay đổi ACE, giá trị RR sẽ được xác định là 0.
Bước 5: Tính toán hệ số điều chỉnh chuẩn hóa cho các tổ máy tham gia điều chỉnh, dựa trên chỉ số hệ số điều chỉnh đơn vị (RBF) mà người dùng đã chỉ định cho từng tổ máy.
Từ công thức trên, ta tính được công suất phát của tổ máy tham gia vùng điều tần.
3.3.1.2 Hệ số điều chỉnh cho các tổ máy tham gia thay đổi công suất vùng sự cố
Hệ số điều tần sự cố của tổ máy ảnh hưởng đến giá trị ACE vùng sự cố của tổ máy tham gia Mặc dù có nhiều phương pháp khác nhau để tính toán, nhưng các hệ số assist của tổ máy được xác định theo cách tương tự như các hệ số điều chỉnh tổ máy Để xác định hệ số điều chỉnh vùng sự cố (AFN) cho từng tổ máy, cần áp dụng các phương pháp chính xác và nhất quán.
OpenAGC sẽ thực hiện tính toán như sau:
- ABFi: Assist Bias (%) của tổ máy i do người dùng nhập;
- RRi: Tốc độ tăng giảm tải hiện tại của tổ máy i;
- R i : Giới hạn điều chỉnh công suất hiện tại của tổ máy i.
3.3.1.3 Tính toán giá trị công suất phát mong muốn của các tổ máy
OpenAGC áp dụng các hệ số điều tần và sự cố, cùng với các giá trị ACE điều tần và ACE sự cố, để tính toán công suất phát mong muốn (MW) cho từng tổ máy trong hệ thống AGC Sau khi xác định được ACE, quá trình điều khiển công suất được thực hiện một cách chính xác.
53 các hệ số RFNi, AFNi, ta có phương trình tính toán công suất phát của từng tổ máy tham gia điều tần như sau [7]:
P di = P geni – RegACE × RFN i – AssistACE × AFN i (3.4) Trong đó:
Pdi: Công suất phát mong muốn của tổ máy i (MW);
Pgeni: Điểm đặt công suất của tổ máy i (MW);
RegACE : Lượng ACE tham gia vùng điều tần (MW);
AssistACE : Lượng ACE tham gia vùng sự cố (MW);
RFN i : Hệ số điều chỉnh của tổ máy i tham gia thay đổi công suất vùng điều tần;
AFNi : Hệ số điều chỉnh của tổ máy i tham gia thay đổi công suất vùng sự cố.
Trong quá trình tính toán công suất phát của các tổ máy, OpenAGC so sánh công suất phát mong muốn với các giới hạn P max và P min Nếu công suất phát mong muốn vượt quá giới hạn, OpenAGC sẽ điều chỉnh giá trị này xuống mức giới hạn của tổ máy, và lượng công suất dư thừa sẽ được phân bổ lại cho các tổ máy khác để điều chỉnh.
3.3.2 Quy trình thực hiện điều chỉnh tần số của ứng dụng
OpenAGC Bước 1: Các thông số đầu vào cho hệ thống AGC bao gồm:
- Tần số HTĐ Quốc gia (từ SCADA).
- Công suất các tổ máy kết nối AGC hiện tại (từ SCADA).
- Trào lưu truyền tải của các đường dây giám sát (từ SCADA).
- Đặc tính kỹ thuật tổ máy: giới hạn công suất tổ máy, tốc độ tăng/giảm tải và các thông số kỹ thuật khác.
Bước 2: Tính toán giá trị ACE và xác định lượng tổng công suất cần điều chỉnh để đưa tần số hệ thống về 50.00Hz theo các trường hợp đã nêu ở mục 3.2.2.
Bước 3: Xác định tổ máy cần thay đổi công suất
Dựa trên giá trị ACE từ bước 2, xác định vùng điều chỉnh như hình 3.16 Vùng điều chỉnh này giúp xác định tổ máy tham gia vào việc điều chỉnh công suất để đáp ứng tần số.
- Vùng điều kiện bình thường (Normal region): AGC không gửi lệnh điều khiển công suất các tổ máy.
- Vùng điều tần (Regulating region): AGC gửi lệnh điều khiển công suất cho các tổ máy đặt ở chế độ Reg/Assist.
Vùng sự cố (Emergency Assist region) là khu vực mà khi giá trị ACE nằm trong đó, AGC sẽ gửi lệnh điều khiển công suất cho các tổ máy đang hoạt động ở chế độ Assist và Reg/Assist.
Hình 3.16 Vùng điều chỉnh được xác định theo giá trị ACE
Bước 4: Phân bổ lượng ACE cho các tổ máy
Việc phân bổ công suất cần dựa trên tốc độ tăng và giảm tải, cũng như lượng công suất có thể điều chỉnh của các tổ máy Điều này phải đảm bảo tuân thủ các thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm giới hạn trên và giới hạn dưới.
Bước 5: Xác định giá trị Setpoint cho tổ máy theo biểu thức:
Desired Generation = MW Basepoint + ∆P (3.5) Trong đó:
Desired Generation: là giá trị công suất (MW) AGC tính toán mà tổ máy cần đáp ứng;
MW Basepoint: là giá trị công suất tổ máy có xu hướng duy trì khi không nhận điều khiển công suất từ AGC;
∆P là công suất cần điều chỉnh cho mỗi tổ máy, được xác định từ giá trị ACE dựa trên tốc độ tăng hoặc giảm tải và dải công suất có thể điều chỉnh của tổ máy.
Trong điều kiện Desired Generation không vi phạm giới hạn công suất giới hạn tổ máy, giá trị setpoint của tổ máy được xác định đúng bằng giá trị
Khi xảy ra vi phạm giới hạn Pmax và Pmin của tổ máy, giá trị setpoint của tổ máy sẽ được điều chỉnh theo giới hạn của nó Hệ thống AGC sẽ tiến hành lặp lại bước 3 cho các tổ máy khác.
Bước 6: OpenAGC gửi giá trị setpoint cho tổ máy và các tổ máy phản ứng theo lệnh setpoint.
Hình 3.17 thể hiện sơ đồ khối quy trình thực hiện điều chỉnh tần số của ứng dụng OpenAGC
Thông số đầu vào AGC
Xác định vùng điều chỉnh và tổ máy tham gia điều chỉnh
Phân bổ lượng ACE cho các tổ máy
Xác định giá trị Setpoint cho tổ (P = Pmin)
THỰC HIỆN ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ HTĐ QUỐC GIA BẰNG OPENAGC
Hình 3.17 Sơ đồ quy trình thực hiện điều chỉnh tần số của OpenAGC
3.4 THỰC HIỆN ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ HTĐ QUỐC GIA BẰNG OPENAGC
Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia đã thử nghiệm ứng dụng OpenAGC để điều khiển tần số HTĐ Quốc gia, đạt được kết quả khả quan, hướng tới việc đưa OpenAGC vào vận hành chính thức trong thời gian tới.
3.4.1 Tính toán lượng điều chỉnh công suất của các tổ máy tham gia OpenAGC để điều chỉnh tần số HTĐ Quốc gia
HTĐ Quốc gia hiện đang hoạt động ở tần số 50.00Hz với sự tham gia của 9 nhà máy trong hệ thống OpenAGC, mỗi nhà máy kết nối với một tổ máy theo các thông số được trình bày trong bảng 3.3.
Bảng 3.3 Thông số các nhà máy tham gia điều tần
Khi hệ thống điện gặp sự cố như tổ máy phát lớn ngừng hoạt động hoặc các nhà máy điện mặt trời mất công suất đột ngột, tần số hệ thống điện có thể giảm xuống 49.80Hz Trong tình huống này, ứng dụng OpenAGC sẽ tự động điều chỉnh tần số về mức 50.00Hz bằng cách tính toán lượng công suất cần điều chỉnh từ các tổ máy phát.
- Tính giá trị ACE theo công thức 3.1:
ACE = 10 x B x (f thực tế - f tiêu chuẩn )
= 10 x 65 x (49.80 - 50.00) = - 130 MW tham gia vùng điều tần và vùng sự cố:
+ Lượng ACE tham gia vùng điều tần (tương ứng trong khoảng 49.9- 50.1Hz) là - 65 MW
+ Lượng ACE tham gia vùng sự cố là - 65 MW
- Xác định hệ số điều chỉnh vùng sự cố của mỗi tổ máy theo công thức
- Tính toán các giá trị công suất của các tổ máy ở chế độ Assit và
Reg/Assist theo công thức 3.4:
OpenAGC sẽ tính toán các giá trị công suất mong muốn và gửi lệnh điều khiển cho các tổ máy đang hoạt động ở chế độ Reg và Reg/Assist, nhằm đưa tần số về mức 50.00Hz.
- Tính toán các giá trị công suất của các tổ máy ở chế độ Reg và
Reg/Assist theo công thức 3.4:
Pd1 = Pgen1 – RegACE × ARF1 × RBF1 = 271 + 65 x 0.4 = 296.9 MW
Pd2 = Pgen2 – RegACE × ARF2 × RBF2 = 88.7 + 65 x 0.09 = 94.7 MW
P d3 = P gen3 – RegACE × ARF 3 × RBF 3 = 124.3 + 65 x 0.1 = 131 MW
P d4 = P gen4 – RegACE × ARF 4 × RBF 4 = 83 + 65 x 0.06 = 87.2 MW P d5
Pgen5 được tính toán bằng công thức RegACE × ARF5 × RBF5, cho kết quả là 97.3 MW Pd6 Do P d1 lớn hơn P max1, giá trị P d1 được xác định là P max, tức là 290 MW Lượng công suất dư 6.9 MW sẽ được phân bổ cho các tổ máy hoạt động ở chế độ Reg và Reg/Assist còn lại.
Tiếp tục tính toán hệ số điều chỉnh vùng điều tần cho từng tổ máy và giá trị công suất của các tổ máy ở chế độ Reg và Reg/Assist, giá trị RegACE đạt 6.9MW Kết quả được trình bày trong bảng 3.4.
Bảng 3.4 Giá trị công suất của các tổ máy sau quá trình điều chỉnh
OpenAGC sẽ điều chỉnh công suất của các tổ máy để đạt giá trị công suất phát mong muốn, đồng thời đảm bảo tần số HTĐ Quốc gia đạt 50.00Hz Quá trình phân bổ công suất cho các tổ máy được xác định dựa trên chế độ hoạt động, tốc độ tăng/giảm tải, và dải điều chỉnh công suất của từng tổ máy.
3.4.2 Thử nghiệm NMTĐ Sơn La điều tần HTĐ Quốc gia bằng OpenAGC
Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia đã thử nghiệm sử dụng các tổ máy của nhà máy thủy điện Sơn La để điều chỉnh tần số hệ thống bằng ứng dụng OpenAGC, với thông số chi tiết của các tổ máy được trình bày trong bảng 3.5.
Bảng 3.5 Thông số các tổ máy của NMTĐ Sơn La
Mục tiêu thử nghiệm tại Sơn La là duy trì tần số ở mức 50.00Hz, đồng thời hạn chế tần số vượt ra ngoài khoảng 50±0.2Hz Bên cạnh đó, cần kiểm nghiệm khả năng vận hành lâu dài và ổn định của hệ thống.
Các tổ máy NMTĐ Sơn La tự động điều chỉnh công suất theo lệnh từ OpenAGC nhằm ổn định tần số hệ thống điện quốc gia, trong khi các tổ máy Hòa Bình luôn sẵn sàng tham gia điều tiết tần số khi cần thiết.
Thử nghiệm diễn ra trong 2 ngày, với các điều kiện khác nhau và đạt được các kết quả:
Vào ngày thứ nhất, chúng tôi tiến hành thử nghiệm hệ thống trong thời gian cao điểm từ 09h00 đến 12h00, với điều kiện các tổ máy NMTĐ Sơn La không được bật điều tần sơ cấp.
Tần số điện năng thường xuyên vượt ra ngoài khoảng 49.8-50.2Hz, với 37 lần ghi nhận (hình 3.18) khi có sự thay đổi nhanh chóng về phụ tải, bao gồm việc khởi động hoặc ngừng tổ máy trong hệ thống, cũng như việc tăng hoặc giảm công suất.
Tổ máy Sơn a không bật chế độ điều tần sơ cấp, dẫn đến khả năng tăng/giảm tải chậm, không kịp thời ứng phó với những thay đổi lớn trong hệ thống.
Hình 3.18 Tần số HTĐ Việt Nam ngày thử nghiệm thứ nhất
Vào ngày thứ hai, chúng tôi sẽ thực hiện thử nghiệm hệ thống trong khung giờ cao điểm từ 09h00 đến 12h00, với điều kiện các tổ máy NMTĐ Sơn La được bật điều tần sơ cấp.
Khi hệ thống điều tần sơ cấp được kích hoạt, tốc độ tăng và giảm tải được cải thiện đáng kể khi công suất thay đổi theo hướng tần số Cụ thể, khi tần số giảm xuống dưới 50.0Hz, công suất sẽ tăng nhanh hơn.
+ Kết quả tần số được cải thiện rõ rệt, số lần tần số vượt ra ngoài khoảng 49.8-50.2Hz là 14 lần (hình 3.19) Trong đó:
13 lần tần số ra ngoài khoảng trong thời gian ngắn (vài giây) 1 lần tần số ra ngoài khoảng trong thời gian dài (10 phút).
Hình 3.19 Tần số HTĐ Việt Nam ngày thử nghiệm thứ hai Từ kết quả thử nghiệm, có thể đưa ra nhận định rằng;
KẾT LUẬN
Trong chương này, tác giả trình bày quy trình điều khiển tần số trong hệ thống điện Quốc gia và nguyên lý hoạt động của ứng dụng OpenAGC Hệ thống điện có hai cấp điều chỉnh tần số: cấp đầu tiên diễn ra ngay tại từng tổ máy, chủ yếu dựa vào đặc tính của bộ điều tốc, trong khi cấp thứ hai là điều chỉnh tần số thứ cấp, sử dụng máy phát tự động (AGC) để phân bổ lại công suất của các máy phát nhằm đáp ứng yêu cầu điều khiển theo độ lệch tần số, đảm bảo tần số trở về giá trị cho phép.
Kết quả thử nghiệm ứng dụng OpenAGC trong việc điều khiển tần số hệ thống điện Việt Nam rất khả quan Số lượng nhà máy tham gia kết nối AGC ngày càng tăng, cùng với chất lượng tín hiệu SCADA được cải thiện, tạo điều kiện thuận lợi cho việc đưa OpenAGC vào vận hành chính thức.
Điều chỉnh tần số trong hệ thống điện hiện đại là nhiệm vụ quan trọng của điều khiển hệ thống, yêu cầu sự phối hợp giữa điều khiển sơ cấp và thứ cấp Các nhà máy điện, tùy thuộc vào cấp điện áp và công suất, cần tham gia vào quá trình điều khiển tần số của hệ thống điện Quốc gia Tuy nhiên, chỉ một số ít nhà máy thủy điện lớn mới tham gia điều khiển tần số, dẫn đến tính linh hoạt trong điều khiển chưa cao Ứng dụng OpenAGC, do Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia (A0) quản lý, giúp điều khiển tần số chính xác và nhanh chóng, tối ưu hóa khả năng của các tổ máy Công suất tham gia điều khiển tần số được tính toán và phân chia cho từng tổ máy theo thời điểm cụ thể, với việc thu thập dữ liệu và truyền lệnh thông qua hệ thống SCADA.
Dựa trên kết quả thử nghiệm thực tế trên hệ thống điện Quốc gia, ứng dụng OpenAGC đã cho thấy khả năng đáp ứng hiệu quả với sự biến đổi tần số, đồng thời tính toán và phát lệnh điều khiển công suất cho các tổ máy một cách kịp thời, giúp giảm thiểu số lần tần số vượt quá giới hạn cho phép trong các ngày bình thường.
Kết quả của luận văn đã giúp học viên hiểu rõ hơn về AGC và ứng dụng của nó, từ đó nâng cao khả năng tiếp cận trong công tác điều độ và phục vụ tốt hơn nhiệm vụ tại nơi làm việc Để triển khai OpenAGC, cần thực hiện một số bước quan trọng.
Mặc dù điều độ Quốc gia đã gửi báo cáo và đề xuất chính thức đến Tập đoàn điện lực Việt Nam, cơ chế thanh toán cho các nhà máy trong thị trường điện vận hành theo AGC vẫn chưa được ban hành.
Để triển khai ứng dụng OpenAGC tại các nhà máy điện, cần thiết lập quy trình vận hành AGC giữa Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia và các Trung tâm điều độ miền, cùng với sự tham gia của các nhà máy điện.
Để cải thiện cả số lượng và chất lượng các nhà máy điện kết nối AGC, cần đảm bảo việc điều khiển tần số hệ thống được thực hiện đồng bộ trên toàn quốc, không chỉ giới hạn ở các nhà máy điện miền Bắc như hiện nay.