Quy định đấu nối các nhà máy điện năng lượng mặt trời vào hệ thống điện
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.31 MB, 10 trang )
QUI ĐỊNH ĐẤU NỐI CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN
NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN
PGS.TS. NGUYỂN HỮU PHÚC
Trường ĐH Bách Khoa – ĐH Quốc Gia TP. HCM
TÓM TẮT – Trong các năm qua sự xâm nhập của các nguồn phát từ năng lượng tái tạo vào hệ
thống điện đã không ngừng tăng lên trong tổng thể các nguồn phát điện tại các nước. Mức độ thâm
nhập ngày càng cao của các nhà máy điện mặt trời, nhà máy năng lượng gió đã và đang đặt ra các
vấn đề, cùng với nguy cơ đến sự mất ổn định của hệ thống điện do tính khơng ổn định nguồn cơng
suất phát phụ thuộc nhiều vào thời tiết, đặc biệt trong trường hợp xảy ra các sự cố trên lưới điện. Từ
nhiều năm trước, tại các nước đã ban hành các qui định kĩ thuật cho việc đấu nối các nhà máy điện
năng lượng mặt trời với lưới điện, ở mức điện áp đấu nối trung áp hay hạ áp. Trong bài báo sẽ trình
bày các qui định đấu nối của các nhà máy điện mặt trời vào hệ thống tại các nước, cũng như Việt
Nam, cùng với các đặc điểm kĩ thuật liên quan. Các qui định đấu nối đều có điểm chung ở việc phản
ánh mức xâm nhập ngày càng tăng của các nguồn phát năng lượng tái tạo vào hệ thống điện, và tập
trung vào các vấn đề tần số, điều khiển công suất tác dụng, điện áp, điều khiển công suất phản kháng,
chất lượng điện (họa tần, mức nhấp nháy điện áp), và đặc biệt về yêu cầu lướt qua sự cố.
Từ khóa: năng lượng tái tạo, mức xâm nhập, qui định đấu nối, nhà máy điện mặt trời, khả năng
lướt qua sự cố
1. GIỚI THIỆU
Các nhà máy phát điện mặt trời (NMĐMT)
theo kĩ thuật quang điện (biến đổi trực tiếp
năng lượng mặt trời thành năng lượng điện)
(photovoltaic power plants) hiện đóng vai trị
ngày càng tăng, trong số các nguồn phát năng
lượng tái tạo phân tán được tích hợp vào các
nguồn phát điện truyền thống trong hệ thống
điện. Đặc điểm của các NMĐMT là hầu hết
điện năng được sản xuất ra đều được đấu nối ở
cấp điện áp hạ áp hay trung áp, gần với các hộ
tiêu thụ, do đó hầu như khơng gây ra q tải
đối với đường dây truyền tải. Mặt khác, nguồn
điện từ các NMĐMT đều được sản xuất ban
ngày, khi nhu cầu tải đang tăng cao, do đó sản
lượng điện được sản xuất sẽ có giá trị cao. Tuy
vậy, mức độ xâm nhập (penetration level) ngày
càng cao của các NMĐMT đã và đang đặt ra các
vấn đề, và các nguy cơ đến sự mất ổn định của
hệ thống điện, đặc biệt trong trường hợp khi có
các sự cố trên lưới điện. Các qui định đấu nối
(grid codes) (QĐĐN) hiện nay thường yêu cầu
việc đấu nối các NMĐMT vào lưới điện trung
áp tương tự như ở việc đấu nối các nhà máy
điện truyền thống vào cấp điện áp cao. Điều
này qui định các NMĐMT được đấu nối vào
mạng trung áp phải có khả năng giúp vào việc
ổn định lưới và không được cắt NMĐMT khỏi
lưới điện trong thời gian xảy ra sự cố trên lưới
điện. Yêu cầu này là khác biệt lớn so với các qui
định đấu nối trước đây trong tình hình nguồn
phát từ năng lượng tái tạo vào hệ thống cịn
chiếm tỉ trọng khơng đáng kể, khi đó cho phép
NMĐMT cắt đấu nối trong trường hợp xảy ra
sự cố trên lưới. Qui định này có ảnh hưởng rất
đáng kể đến thiết kế của các NMĐMT [1].
Thực tế cho thấy việc đấu nối NMĐMT với
lưới điện đặt ra nhiều thách thức trong điều
khiển và vận hành, vì vậy việc đấu nối này cần
tuân thủ các QĐĐN quốc gia. Theo SANDIA
(Sandia National Laboratories- Hoa Kì) [4] các
hệ thống phát quang điện (HTPQĐ) thường
được phân loại theo các qui mô: dân dụng
(residential), phi dân dụng (non-residential)
và qui mô lớn hoặc nhà máy điện (large/ utility
scale). Với qui mô dân dụng là HTPQĐ lắp đặt
trên mái nhà ở, thường có cơng suất nhỏ hơn
10 kW. HTPQĐ qui mơ phi dân dụng được lắp
trên các trên nóc các cơng trình lớn với cơng
suất từ vài chục kW đến vài MW, trong khi với
HTPQĐ qui mô lớn hoặc nhà máy điện thường
có cơng suất từ vài chục MW đến vài trăm MW
[6]. Các NMĐMT có thể được đấu nối với
hệ thống điện ở cấp hạ áp hoặc trung áp tùy
thuộc vào công suất của nhà máy. Các QĐĐN
của Đức và các nước Tây Âu [7] và SANDIA
[4] đề cập đến các yêu cầu kĩ thuật để đấu nối
NMĐMT vào điện áp trung áp, trong khi IEEE
929-2000 [5] chủ yếu với các quy định đấu nối
của các NMĐMT với lưới điện hạ áp, và được
điều chỉnh thích hợp trong trường hợp đấu nối
vào lưới điện trung áp.
Bài báo sẽ trình bày các vấn đề và yêu cầu
liên quan đến việc đấu nối của các NMĐMT
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
1
vào lưới điện theo các QĐĐN khác nhau, chủ
yếu tại các quốc gia Tây Âu và Hoa Kỳ, tại các
quốc gia này các NMĐMT đã và đang được tích
hợp ngày càng nhiều vào hệ thống điện, cũng
như theo các tiêu chuẩn quốc tế IEC hay IEEE.
Bài báo xem xét các tác động của các mức điện
áp lên các QĐĐN, cũng như các yêu cầu vận
hành và điều khiển trong điều kiện làm việc
bình thường và trong điều kiện sự cố, và yêu
cầu về truyền thông, liên lạc SCADA trong các
NMĐMT.
II. QUI ĐỊNH ĐẤU NỐI
Sau đây là các nét chính trong QĐĐN
đang hiệu lực tại một số quốc gia khi đấu nối
NMĐMT với lưới điện hạ áp hay trung áp.
Thông thường, các QĐĐN bao gồm các yêu cầu
kĩ thuật trong hai điều kiện vận hành: khi lưới
điện làm việc bình thường và khi xảy ra sự cố.
A. Trong điều kiện làm việc bình thường
Khi lưới điện làm việc bình thường các yêu
cầu của QĐĐN thể hiện qua các mục: độ lệch
tần số, độ lệch điện áp, điều khiển công suất tác
dụng và điều khiển cơng suất phản kháng, dịng
ngắn mạch giới hạn, chất lượng điện năng (họa
tần, nhấp nháy điện áp).
A.1. Độ lệch tần số
Theo IEEE 929-2000, NMĐMT công suất
nhỏ (< 1 MW) khi đấu nối vào lưới điện hạ
áp phải làm việc bình thường trong dải tần số
từ 59.3 Hz (98.83%) đến 60.5 Hz (100.83%),
ở tần số danh định 60 Hz. Điều này có nghĩa
NMĐMT phải cắt ra khỏi lưới khi tần số giảm
xuống còn 59.2 Hz (98,66%) hay khi tăng cao
lên 60.6 Hz (101%). Khi tần số nằm ngoài dải
giới hạn trên, biến tần NMĐMT phải cắt ra
khỏi lưới điện trong vịng 6 chu kì (100 ms).
Trong khi đó, IEC 61727 [6] qui định dải tần số
từ 49 Hz (98%) đến 51 Hz (102%), ở tần số danh
định 50 Hz, và khi tần số hệ thống nằm ngoài
dải giới hạn trên, biến tần phải cắt ra khỏi lưới
điện trong vịng 10 chu kì (200 ms).
Khi NMĐMT đấu nối vào lưới điện trung
áp, độ lệch tần số cho phép được cho trong
Bảng 1, theo các QĐĐN của Đức, Pháp, Tây
Ban Nha [1].
BẢNG 1. Dải tần số làm việc theo QĐĐN tại
Đức, Pháp, Tây Ban Nha khi đấu nối NMĐMT
vào lưới điện trung áp
Quốc gia
2
Đức
Pháp
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
Tây Ban
Nha
Dải tần số
Thời gian
cắt khi vượt
tần số (overfrequency trip
time)
Thời gian cắt
khi dưới tần
số (underfrequency trip
time)
47.5
48 < f
< 51
47.5 < f
< 52
10 chu
kì
Khơng
áp
dụng
Khơng
áp dụng
10 chu
kì
Khơng
áp
dụng
Khơng
áp dụng
Theo SANDIA và Western Electricity
Coordinating Council (WECC) và The North
American Electric Reliability Corporation
(NERC) [8] các qui định về tần số khi đấu nối
NMĐMT quy mô lớn vào lưới điện trung áp
cần phải nằm trong dải tần số cho phép như
trong Hình 1 và Bảng 2.
Hình 1. Đường cong NERC PRC-024 (frequency ridethrough curves) ở tần số 60 Hz
BẢNG 2. Dải tần số làm việc của QĐĐN theo
WECC (frequency ride-through requirements) ở
tần số 60 Hz
Dải tần số theo
QĐĐN WECC
Giới hạn dưới
tần số
Giới hạn
trên tần số
Thời gian
cắt lớn nhất
(chu kì)
> 59.4
60 đến <
60.6
Khơng áp
dụng (liên
tục)
< 59.4
> 60.6
3 phút
< 58.4
> 61.6
30 sec
< 57.8
-
7.5 sec
< 57.3
-
45 chu kì
< 57
> 61.7
Tức thời
Theo trên, rõ ràng có sự khác biệt khá nhiều
về qui định độ lệch tần số trong các QĐĐN tại
các quốc gia khác nhau.
A.2. Độ lệch điện áp
Theo IEEE 929-2000, một NMĐMT công
suất nhỏ khi đấu nối với lưới điện ở cấp hạ
áp phải làm việc bình thường trong dải điện
áp 106-132V tại điểm nối chung (PCC= point
of common coupling), tức 88% đến 110% ở
điện áp danh định 120 V. Điều đó có nghĩa là
NMĐMT sẽ cắt khỏi hệ thống, khi điện áp làm
việc nằm ngoài các giới hạn này, với thời gian
cắt đấu nối cho trong Bảng 3. Đối với cấp điện
áp hạ áp khác với 120 V, tỉ lệ 88% - 110% điện áp
danh định vẫn được áp dụng. Theo IEC 61727
dải điện áp cho các NMĐMT đấu nối với lưới
hạ áp là từ 85% đến 110% của điện áp hạ áp
danh định, với thời gian cắt khỏi lưới điện cho
trong Bảng 4 khi điện áp làm việc lệch khỏi các
giới hạn điện áp cho phép.
Bảng 3. Dải điện áp làm việc của QĐĐN theo
IEEE 929-2000 ở cấp hạ áp 120 V, tần số 60 Hz
Điện áp tại PCC (điện
áp 120 V)
V < 50%
Thời gian cắt lớn
nhất (chu kì)
6
50% < V < 88.33%
110% < V < 137.5%
120
Làm việc bình
thường
120
V 137.5 %
2
88.33% < V < 110%
Ở những nước với mức xâm nhập của
NMĐMT khá cao trong hệ thống điện, theo
QĐĐN giới hạn điện áp sẽ như trong Bảng 5,
khi các NMĐMT đấu nối vào lưới điện hạ áp.
Trong Bảng 5, mức tăng điện áp tối đa cho phép
gây ra bởi các HTQĐ cần nhỏ hơn 3% và được
tính tốn dựa vào công suất ngắn mạch tại điểm
PCC và công suất biểu kiến của NMĐMT [6].
A.3. Điều khiển công suất tác dụng
Các QĐĐN yêu cầu 2 chế độ điều khiển
công suất tác dụng khi đấu nối NMĐMT vào
lưới trung áp. Chế độ vận hành 1 là khi nhà
máy hoạt động với công suất phát ra không đổi,
trong khi chế độ 2 là khi nhà máy được yêu cầu
để tham gia vào việc điều khiển tần số của lưới
điện. Trong chế độ 2 cần điều khiển công suất
phát của NMĐMT bằng cách giảm công suất
với các mức theo bội số của 10% của công suất
định mức. Thông thường, các mức đặt công
suất là 100%, 60%, 30% và 0% của công suất đặt
của NMĐMT [1]. Hình 3 và Hình 4 lần lượt cho
thấy mức giảm công suất phát tác dụng đối với
các nhà máy điện năng lượng gió NMĐNLG và
NMĐMT theo mức tăng tần số.
Bảng 4. Dải điện áp làm việc của QĐĐN theo
IEC 61627 ở cấp điện áp hạ áp, tần số 60 Hz
Điện áp làm việc
Thời gian cắt nhỏ
nhất (chu kì)
V < 50%
5
50% < V < 85%
110% < V < 135%
100
Làm việc bình
thường
100
V > 135%
2.5
85% < V < 110%
Hình 2. Điều khiển công suất tác dụng-tần số đối với
NMĐNLG
Bảng 5. Dải điện áp làm việc tại các quốc gia
có mức xâm nhập cao của NMĐMT
Đức
Tây Ban Nha
Pháp
80% < V <
110%
85% < V <
110%
90% < V <
110%
Hình 3. Điều khiển cơng suất tác dụng-tần số đối với
NMĐMT
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
3
Về mặt vận hành, khi tần số hệ thống cao
hơn hay thấp hơn tần số danh định có nghĩa
cơng suất phát ra của hệ thống đang lớn hơn
hay nhỏ hơn, so với công suất yêu cầu của
phụ tải. Trong hệ thống điện làm việc với các
nhà máy điện từ nguồn năng lượng tái tạo, với
NMĐNLG chẳng hạn, đứng về quan điểm an
ninh và ổn định của hệ thống điện, cần có các
nhà máy điện trong hệ thống với mức độ dự
trữ quay (spinning reserve) luôn sẵn sàng đáp
ứng nhanh khi có sự thay đổi về tần số trên hệ
thống, bằng cách giảm hoặc tăng sản lượng của
các nhà máy này một cách tự động như trong
Hình 2. Đường liền nét trên Hình 2 của QĐĐN
cho NMNLG là quan hệ cơng suất phát theo tần
số khi NMNLG làm việc trong chế độ vận hành
1, khi đó nhà máy hoạt động với công suất phát
ra không đổi theo giới hạn công suất của nhà
máy (capacity limit) cho đến tần số 50.2 Hz, sau
đó cơng suất phát sẽ giảm xuống trong khoảng
tần số 50.2 đến 51.2 Hz, và hoàn toàn cắt khỏi
lưới điện khi tần số lớn hơn 51.3 Hz. Đường
đứt nét là khi NMNLG làm việc trong chế độ
vận hành 2 theo mức đặt 50% công suất định
mức trong dải chết (dead band) 49.7 đến 50.3
Hz, và khi tần số ra ngoài dải này công suất
phát ra thay đổi theo tần số, bắt đầu trong dải
tần từ 48.7 đến 51.3 Hz. Các yêu cầu này cũng
được áp dụng tương tự cho các NMĐMT như
trong Hình 3. Hình 3 cho thấy NMĐMT có
cơng suất phát tác dụng được điều khiển theo
tần số, và công suất phát NMĐMT phải được
giảm theo độ dốc 40%*Pm/ Hz khi tần số tăng
cao hơn 100.4% tần số danh định (50.2 Hz, ở
tần số hệ thống 50 Hz), với Pm là công suất đang
phát vào lưới. Công suất phát của nhà máy được
điều khiển tăng khi tần số thấp dưới 100.1%.
Khi tần số cao trên 103% hoặc thấp dưới 95%,
NMĐMT phải được cắt khỏi lưới [1].
A.4. Điều khiển công suất phản kháng
Các NMĐMT đấu nối với lưới điện trung
áp phải có khả năng phát cơng suất phản kháng
vào lưới điện, tại bất kì điểm làm việc nào, nhằm
đạt hệ số công suất trong khoảng 0.95 trễ và
0.95 sớm [1,7], để hỗ trợ cho việc ổn định điện
áp lưới trong điều kiện làm việc bình thường.
Theo QĐĐN cơng suất phản kháng được phát
ra trong thời gian NMĐMT làm việc, nghĩa là
nhà máy khơng có u cầu phải phát cơng suất
phản kháng về đêm. Điểm đặt cơng suất phát
phản kháng có thể là một trong các chế độ sau
[4,7]:
• hệ số cơng suất cố định.
• hệ số cơng suất thay đổi, tùy theo công suất
4
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
tác dụng (Hình 4).
• cơng suất phản kháng MVAR khơng đổi.
• cơng suất phản kháng thay đổi tùy vào
điện áp (Hình 5 và Hình 6).
Thơng thường, nhà máy phải có khả năng
phát ra cơng suất phản kháng trong vịng vài
Hình 4. Quan hệ cosφ theo cơng suất P của NMĐMT đấu
nối vào lưới trung áp.
Hình 5. Quan hệ dòng phát phản kháng theo độ giảm
điện áp phần trăm, theo QĐĐN Đức đối với NMĐMT đấu
nối vào lưới trung áp.
phút và lặp lại, trong trường hợp cần thiết.
Để cải thiện điện áp trong trường hợp ngắn
mạch đối xứng trên lưới, hay khi lưới mang tải
lớn ổn định, QĐĐN của Đức cho NMĐMT đấu
nối vào lưới trung áp cần phát ra dòng phản
kháng theo quan hệ dòng- độ giảm áp phần
trăm, như trong Hình 5 [1]. Đường màu đỏ trên
Hình 5 cho thấy, nếu ngồi dải chết của điện
áp (voltage dead band) trong khoảng 0.9-1.1
Uđm, và khi điện áp giảm nhiều hơn 10% điện
áp định mức, bộ điều khiển sẽ phản ứng sao
cho NMĐMT phải phát dòng phản kháng vào
phía điện áp thấp (trung áp) của máy biến áp
với giá trị dịng ít nhất bằng 2% giá trị dòng
định mức, cho mỗi phần trăm độ giảm điện áp
[4, 7], và nhà máy phải có khả năng phát dịng
phản kháng theo yêu cầu vào lưới trong thời
khoảng 20 ms. Trường hợp cần thiết, nhà máy
phải có khả năng cung cấp dòng phản kháng
bằng 100% dòng điện định mức. Trong trường
hợp sự cố khơng đối xứng, dịng phát phản
kháng khơng được vượt q các giá trị gây ra
điện áp cao hơn 110% điện áp danh định, đối
với các pha không bị sự cố.
Theo QĐĐN Tây Ban Nha, quan hệ dòng
phát phản kháng theo thay đổi điện áp được xác
định bởi đường gãy ABCD (Hình 6). Trong điều
kiện q áp dịng phản kháng được xác định
bởi đoạn D’C’, đối xứng với đoạn CD của đường
ABCD. Rơle điều khiển tác động cắt NMĐMT
khỏi lưới khi điện áp làm việc vượt quá 1.3 p.u
điện áp danh định.
Khi NMĐMT đấu nối với lưới điện hạ áp,
nhà máy phải làm việc ở hệ số công suất cao
hơn 0.85 (trễ hay sớm) khi công suất phát tác
dụng lớn hơn hơn 10% công suất định mức.
Thông thường, hầu như các bộ biến tần trong
NMĐMT được thiết kế để làm việc với hệ số
công suất gần bằng 1. Một số HTQĐ với thiết
kế đặc biệt để phát công suất phản kháng nằm
ngoài giới hạn trên cần được sự đồng ý của cơ
quan quản lí hệ thống điện [5].
A.6.1 Họa tần
Các thành phần họa tần trong dòng điện
phát ra bởi NMĐMT phải phù hợp với điều 10
của IEEE Std. 519-1992 [9]. Các giới hạn họa
tần được tóm tắt như sau:
• Phần trăm tổng méo dạng dòng họa tần tại
PCC phải nhỏ hơn 5%, so với dịng họa tần cơ
bản ở cơng suất định mức biến tần.
• Giới hạn thành phần dịng họa tần riêng lẻ
được liệt kê trong Bảng 6, ở các mức điện áp khác
nhau từ 120 V đến 69 kV và lớn hơn. Thành
phần dòng họa tần bậc chẵn phải nhỏ hơn 25%
giới hạn họa tần bậc lẻ cho trong Bảng 6.
Các giới hạn trên là cho các biến tần 6 xung,
tuy vậy Tiêu chuẩn IEEE [9] cũng đưa ra cơng
thức chuyển đổi cho các biến tần có số xung
lớn hơn 6, cũng cho các giới hạn họa tần khác
nhau cho các cấp điện áp khác nhau tại điểm
PCC (Bảng 7).
Bảng 6. Giới hạn dòng họa tần theo IEEE 9291992 đối với biến tần 6 xung
Họa tần bậc lẻ
Bậc 3 – Bậc 9
Bậc 11- Bậc 15
Bậc 17- Bậc 21
Bậc 23- Bậc 33
Bậc họa tần> 33
Hình 6. Quan hệ dịng phản kháng NMĐMT phát vào
lưới trung áp theo thay đổi điện áp, theo QĐĐN của
Tây Ban Nha
A.5. Giới hạn dòng ngắn mạch
Dịng điện ngắn mạch có thể vượt q giới
hạn qui định tại điểm đấu nối của NMĐMT.
Với các nhà máy điện thơng thường với các máy
phát đồng bộ, dịng ngắn mạch có thể lên đến 8
lần dịng định mức, tuy vậy với một NMĐMT,
dịng điện ngắn mạch khơng khác nhiều với
dịng định mức [6]. Do đó, khơng cần đến
thiết bị giới hạn dòng điện ngắn mạch cho các
NMĐMT.
A.6. Chất lượng điện
Giới hạn méo dạng
< 4.0%
< 2.0%
< 1.5%
< 0.6%
< 0.3%
Bảng 7. Giới hạn điện áp họa tần theo IEEE
519-1992
Giới hạn méo
Tổng méo
Điện áp tại
dạng điện áp dạng điện áp
PCC
riêng lẻ (%)
(THD %)
69 KV và
3.0
5.0
dưới 69 kV
69.001 KV
1.5
2.5
đến 161 KV
Lớn hơn
1.0
1.5
161.001 KV
A.6.2 Nhấp nháy điện áp
Mức nhấp nháy điện áp (voltage flicker)
biểu hiện cho sự thay đổi có tính chu kì của
biên độ điện áp ảnh hưởng đến thay đổi cường
độ sáng của đèn sợi đốt, và có thể ảnh hưởng
đến hoạt động của một số thiết bị điện như máy
tính, thiết bị đo lường và thiết bị liên lạc. Bất
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
5
kỳ mức nhấp nháy điện áp nào do việc đấu nối
của các biến tần vào hệ thống đều không được
phép vượt quá giới hạn cho phép. Trong Hình 7
[1], mức nhấp nháy khi NMĐMT làm việc với
lưới điện không được vượt q đường bao gây
khó chịu cho việc nhìn (irritation border lines),
nhằm giảm thiểu các hiệu ứng gây hại cho người
sử dụng trên hệ thống điện.
Trong điều kiện vận hành bình thường, mức
nhấp nháy điện áp tại mọi điểm đấu nối không
được vượt quá giới hạn quy định cho trong
Bảng 8 [2], trong đó:
a) Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) là
giá trị đo được trong khoảng thời gian 10 phút
bằng thiết bị đo tiêu chuẩn theo IEC 868. Pst95%
là ngưỡng giá trị của Pst sao cho trong khoảng
95 % thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95 % số
vị trí đo Pst khơng vượt q giá trị này;
Hình 7. Đường cong giới hạn của mức nhấp nháy điện áp
Bảng 8. Mức nhấp nháy điện áp đối với lưới
phân phối
Cấp điện áp
Mức nhấp nháy cho phép
110 kV
Pst95% = 0.80
Plt95% = 0.60
Pst95% = 1.00
Plt95% = 0.80
b) Mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) được
tính từ 12 kết quả đo Pst liên tiếp (trong khoảng
thời gian 02 giờ), theo công thức:
Trung áp và hạ áp
Plt = 3
1
∗
1
2
1
2
∑P
3
stj
j =1
Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong
6
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và
95% số vị trí đo Plt khơng vượt q giá trị này.
B. Trong điều kiện xảy ra sự cố trên lưới
Hiện nay các QĐĐN đều yêu cầu khả năng
lướt qua sự cố (fault ride-through capability=
FRT) đối với các NMĐMT công suất lớn đấu nối
vào lưới điện trung áp, với mục đích NMĐMT
vẫn phải làm việc với lưới điện trong thời gian
sự cố thoáng qua trên lưới, và đồng thời hỗ trợ
ổn định lưới. Trước đây, khi mức độ xâm nhập
của nhà máy điện năng lượng tái tạo vào hệ
thống điện là chưa đáng kể, các QĐĐN thường
không đặt ra yêu cầu về FRT. Ngày nay, khi mà
khi mức độ xâm nhập của nhà máy điện năng
lượng tái tạo vào hệ thống điện ngày càng tăng
lên, việc một NMĐMT công suất tương đối lớn
lại bị cắt ra khỏi lưới ngay khi có sự cố xảy ra,
thay vì lẽ ra phải tiếp tục làm việc trên lưới và
giúp hệ thống quay về điểm hoạt động ở trạng
thái ổn định, rõ ràng sẽ dẫn đến sự ổn định lưới
bị ảnh hưởng theo chiều hướng càng xấu hơn.
Vì thế u cầu FRT có liên quan mật thiết
đến cách thức NMĐMT phải tiếp tục làm
việc trong trường hợp điện áp trên hệ thống
điện giảm thấp do sự cố là nhằm duy trì tính
ổn định lưới, độ tin cậy và an ninh hệ thống
điện. Thường yêu cầu FRT được mô tả qua một
đường cong cho trong QĐĐN, với dạng cơ bản
như trong Hình 8 [6]: với các điểm làm việc nằm
trên đường liền nét, NMĐMT vẫn đấu nối với
lưới điện, trong khi với các điểm làm việc nằm
dưới đường liền nét, NMĐMT sẽ phải cắt ra
khỏi lưới điện. Tuy vậy, tại mỗi quốc gia QĐĐN
lại có thể thêm các ràng buộc khác cho đường
cong FRT, cho việc đấu nối và cắt khỏi lưới điện
của nhà máy. Bốn tham số chính qui định các
yêu cầu FRT: điện áp nhỏ nhất trong thời gian
diễn ra sự cố (Vmin), thời gian diễn ra sự cố, thời
gian phục hồi điện áp và điện áp trạng thái ổn
định (Vss) (Hình 8). Các yêu cầu về FRT được
áp dụng cho cả NMĐNLG và NMĐMT.
Đối với NMĐNLG, các thông số FRT theo
một số QĐĐN đựợc cho trong Bảng 9, và Hình
9 thể hiện các giới hạn FRT đối với NMĐMT
theo QĐĐN của các quốc gia (Đức, Ý, Tây Ban
Nha, Hoa Kì, Úc, Đan Mạch, Nhật Bản), và Hình
10 cho QĐĐN của Đức (hiện nay là qui định có
tính nghiêm ngặt nhất). Theo Hình 10, NMĐMT
khơng được cắt khỏi lưới khi điểm làm việc nằm
trên đường biên 1, nghĩa là nhà máy sẽ không
được cắt ra ngay cả khi điện áp giảm xuống mức
0% của điện áp danh định trong khoảng thời
gian 150 ms sau thời điểm xảy ra sự cố (fault
occurrence), tức 7.5 chu kỳ đối với 50Hz. Thời
gian phục hồi điện áp không được vượt quá 1500
ms (75 chu kỳ trên hệ thống 50Hz) với mức điện
áp tối thiểu cho phép khi quay về trạng thái ổn
định bằng 90% điện áp định mức. Bên dưới
đường biên 3 (liền nét, màu xanh biển) khơng
có u cầu duy trì đấu nối với lưới điện. Trong
khu vực nằm trên đường 2 và dưới đường 1, có
các tùy chọn sau tùy theo thỏa thuận với trung
tâm điều độ hệ thống điện: hoặc vẫn tiếp tục phát
điện khi có sự cố ngắn mạch, hoặc thực hiện cắt
mạch trong thời gian ngắn, tối đa 2 giây, hoặc
đường 2 có thể được thay đổi, tùy vào quan điểm
đấu nối. Dưới đường biên 2 có thể chấp nhận cắt
mạch NMĐMT trong thời gian ngắn hay kéo dài.
C. Yêu cầu tích hợp SCADA
QĐĐN yêu cầu về đảm bảo thông tin liên
lạc giữa NMĐMT và công ti quản lí lưới điện
truyền tải nhằm bảo đảm độ tin cậy của hệ thống.
Các dữ liệu trên hệ thống SCADA được chia sẻ
với mục đích giám sát theo thời gian thực các
hoạt động và điều khiển (đóng, cắt, điều phối
công suất phát,…), đánh giá trạng thái nhằm
xác định độ ổn định thời gian thực, sơ đồ ứng
cứu khi sự cố, truyền thơng, các vấn đề an tồn
(đóng/cắt thiết bị). Hệ thống SCADA nội bộ
trong NMĐMT bao gồm bộ thu thập dữ liệu,
RTU, bộ truyền thơng có khả năng đo lường và
thu thập dữ liệu về nhiệt độ các tấm pin, bức xạ
mặt trời, điện áp và dòng điện một chiều, điện
áp và dòng điện xoay chiều của biến tần, trạng
thái các rơle,… Bộ thu thập dữ liệu bao gồm
các biến dòng (DCT và ACT), biến điện áp và
bộ phận truyền thơng RS485 hay Ethernet như
trên Hình 12 [10].
Hình 11 cho thấy đường cong yêu cầu FRT
theo các QĐĐN NERC PRC-024-1
Hình 8. Dạng tổng quát đường cong lướt qua sự cố (FRT)
Hình 9. So sánh các đường cong FRT theo các QĐĐN
khác nhau.
Bảng 9. Các yêu cầu FRT đối với NMĐNLG tùy
theo QĐĐN tại các quốc gia
Thời
gian
sự
Thời gian
cố
QĐĐN sự cố
(ms) (chu kì,
50 Hz)
Điện áp Thời
nhỏ nhất gian
(% điện phục
áp danh
định hồi điện
Vnom) áp (sec)
Đức
150
7.5
0
1.5
Đan
Mạch
Tây Ban
Nha
100
5
25
10
500
25
20
1
Hình 10. Các thơng số theo yêu cầu FRT theo QĐĐN Đức.
D. Quy định kỹ thuật đấu nối nguồn phân
tán vào hệ thống điện tại Việt Nam
Hiện nay, Việt Nam chưa ban hành Quy
trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật cho
việc đấu nối các nhà máy điện sử dụng nguồn
năng lượng mặt trời nói riêng, nhà máy điện sử
dụng nguồn năng lượng tái tạo nói chung. Các
chỉ tiêu kỹ thuật cho việc đấu nối điện mặt trời
đang được xác định theo Thông tư số 39/2015/
TT-BCT ban hành ngày 18/11/2015 về Quy
định hệ thống điện phân phối, và Thông tư số
25/2016/TT-BCT ban hành ngày 30/11/2016 về
Quy định hệ thống điện truyền tải. Sau đây là
trích dẫn Mục 4 về yêu cầu kỹ thuật đối với nhà
máy điện gió, nhà máy điện mặt trời, Điều 42
Thông tư 39/2015/TT-BCT [2].
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
7
Mục 4. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI
NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ, NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT
TRỜI
Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy
điện gió, nhà máy điện mặt trời
1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời
phải có khả năng duy trì vận hành phát cơng
suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51
Hz theo các chế độ sau:
a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện
cơng suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của
nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);
b) Chế độ điều khiển công suất phát
Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời
phải có khả năng điều chỉnh phát công suất tác
dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều
Hình 11. u cầu FRT theo QĐĐN (NERC) PRC-024-1
Hình 12. SCADA trong NMĐMT
8
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng
lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây
với độ sai số trong dải ± 1% công suất định mức,
cụ thể như sau:
- Phát công suất theo đúng lệnh điều độ
trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng
hoặc lớn hơn giá trị dự báo;
- Phát cơng suất lớn nhất có thể trong
trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn
giá trị dự báo.
2. Trong chế độ vận hành bình thường, nhà
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có
khả năng phát công suất tác dụng và đảm bảo
không bị ảnh hưởng do điện áp tại điểm đấu nối
thay đổi trong dải cho phép quy định tại Điều 6
của Thông tư này.
3. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời
tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả
năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian
tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành
theo quy định tại Bảng 10.
4. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz,
nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải
giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ
hơn 1% công suất định mức mỗi giây. Mức giảm
công suất tương ứng với tần số được xác định
theo công thức sau, trong đó:
Bảng 10. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành
phát điện của nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt
trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
Dải tần số của
hệ thống điện
Từ 47.5 HZ đến 48,0 Hz
Thời gian
duy trì tối thiểu
10 phút
Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz
30 phút
Từ 49 Hz đến 51 Hz
Phát liên tục
Trên 51 Hz đến 51.5 Hz
30 phút
Trên 51.5 Hz đến 52 Hz
01 phút
- ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng
(MW);
- Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời
điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);
- fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực
hiện giảm công suất (Hz).
5. Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt
trời phải có khả năng điều chỉnh cơng suất
phản kháng và điện áp như sau:
a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất
tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20 % công suất
tác dụng định mức và điện áp trong dải vận
hành bình thường, nhà máy điện phải có khả
năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng
trong dải hệ số công suất 0.95 (ứng với chế độ
phát công suất phản kháng) đến 0.95 (ứng với
chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm
đấu nối (PCC) ứng với công suất định mức;
b) Trường hợp nhà máy điện phát công
suất tác dụng nhỏ hơn 20 % cơng suất định
mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận
hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với
đặc tính của tổ máy phát điện;
c) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối
trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy
điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại
điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0.5
% điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp)
trong toàn bộ dải làm việc cho phép của tổ
máy phát điện và hoàn thành trong thời gian
không quá 02 phút;
d) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối
biến thiên ngoài dải ±10 % điện áp định mức,
nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh
công suất phản kháng ở mức tối thiểu 2 % so
với công suất phản kháng định mức tương ứng
với mỗi % điện áp biến thiên tại điểm đấu nối.
6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời
tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả
năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với
dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian
như sau:
a) Điện áp dưới 0.3 pu, thời gian duy trì tối
thiểu là 0.15 giây;
b) Điện áp từ 0.3 pu đến dưới 0.9 pu, thời
gian duy trì tối thiểu được tính theo cơng thức
sau:
Tmin = 4U – 0.6, trong đó:
- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối
thiểu;
- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối
tính theo đơn vị pu.
c) Điện áp từ 0.9 pu đến dưới 1.1 pu, nhà
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy
trì vận hành phát điện liên tục;
d) Điện áp từ 1.1 pu đến dưới 1.15 pu, nhà
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy
trì vận hành phát điện trong thời gian 3 giây;
e) Điện áp từ 1.15 pu đến dưới 1.2 pu, nhà
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy
trì vận hành phát điện trong thời gian 0.5 giây.
7. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời
phải đảm bảo không gây ra thành phần thứ tự
nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 1
% điện áp danh định. Nhà máy điện gió, nhà
máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được
thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại
điểm đấu nối tới 3 % điện áp danh định đối với
cấp điện áp từ 220 kV trở lên.
8. Tổng mức biến dạng sóng hài do nhà máy
điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm
đấu nối không vượt quá giá trị 3 %.
9. Mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện
gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu
nối không được vượt quá giá trị quy định tại
Điều 9 Thông tư này.
Bảng 11. Mức nhấp nháy điện áp đối với
lưới truyền tải
Cấp điện áp
Plt95%
Pst95%
220, 500 kV
0,6
0,8
Trong đó: Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao
cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01
tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá
giá trị này; Pst95% là ngưỡng giá trị của Pst sao
cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 1
tuần) và 95 % số vị trí đo Pst khơng vượt q
giá trị này.
III. ĐÁNH GIÁ VỀ NHỮNG QUY ĐỊNH
KĨ THUẬT ĐỐI VỚI NGUỒN ĐIỆN
PHÂN TÁN
Về cơ bản, quy định kĩ thuật đối với nguồn
điện phân tán khi đấu nối vào lưới điện phân
phối của Việt Nam được thể hiện trong thông
tư 39/2015/TT-BCT đã đáp ứng được những
yêu cầu cần thiết khi đấu nối nguồn điện phân
tán vào lưới phân phối trung áp. Đánh giá về
những yêu cầu kĩ thuật khi đấu nối nguồn điện
phân tán vào hệ thống điện của Việt Nam và
một số quốc gia trên thế giới được trình bày
như sau [3]:
1. Tiêu chuẩn về tần số
Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định dải
tần số làm việc bình thường của nguồn điện
phân tán rộng hơn so với tiêu chuẩn của Hoa Kì
nhưng lại hẹp hơn so với tiêu chuẩn của một số
quốc gia Tây và Bắc Âu.
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
9
2. Tiêu chuẩn về điện áp
Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định dải
điện áp làm việc của nguồn điện phân tán tại
điểm đấu nối nhà máy điện với lưới điện là
+10% và -5%. Trong khi Hoa Kì, Anh và các
quốc gia Bắc Âu quy định dải làm việc bình
thường này là +5% và -10%. Như vậy quy định
về dải điện áp làm việc của nhà máy điện trong
lưới phân phối không chỉ gây khó khăn cho vận
hành nguồn điện phân tán đấu nối vào lưới
điện trung áp (giới hạn dưới cao) mà cịn có thể
ảnh hưởng đến chất lượng điện năng cung cấp
cho khách hàng trên lưới trung áp ( giới hạn
trên cao).
3. Yêu cầu về hệ thống bảo vệ
Mặc dù yêu cầu về hệ thống bảo vệ giữa các
quốc gia không có sự thống nhất nhưng các
quốc gia này đều yêu cầu nguồn điện phân tán
phải trang bị một số loại bảo vệ với thơng số
cụ thể. Trong khi đó thơng tư 39/2015/TT-BCT
chưa đề cập đến những yêu cầu này. Thông tư
39/2015/TT-BCT đưa việc trang bị hệ thống
bảo vệ của nguồn điện phân tán là thỏa thuận
giữa đơn vị phân phối điện và khách hàng.
4. Tiêu chuẩn về chất lượng điện
Các tiêu chuẩn về chất lượng điện năng được
trình bày trong thông tư 39/2015/TT-BCT đã
bám sát với các tiêu chuẩn quốc tế mà nhiều
quốc gia đang áp dụng và phù hợp với điều kiện
thực tế của Việt Nam.
IV. KẾT LUẬN
Hiện nay các QĐĐN cho NMĐMT tại
một số quốc gia qui định các yêu cầu chi
tiết về mặt kĩ thuật khi các nhà máy điện
từ nguồn năng lượng tái tạo được đấu nối
vào lưới điện trung hay hạ áp. Các qui định
này phản ánh mức xâm nhập ngày càng tăng
của các nguồn phát năng lượng tái tạo vào
hệ thống điện. Nhìn chung, các QĐĐN đều
tập trung vào các vấn đề: điều khiển tần số/
công suất tác dụng, điện áp/ công suất phản
kháng, chất lượng điện (họa tần, mức nhấp
nháy điện áp), và đặc biệt về yêu cầu lướt qua
sự cố FRT. Các QĐĐN được trình bày trong
thơng tư 39/2015/TT-BCT tương đối bám sát
với các tiêu chuẩn quốc tế mà nhiều quốc gia
đang áp dụng và phù hợp với điều kiện thực
tế của Việt Nam, và cơ bản, quy định kĩ thuật
đối với nguồn điện phân tán khi đấu nối vào
10
BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019
lưới điện phân phối của Việt Nam được thể
hiện trong thông tư trên có thể đáp ứng được
những yêu cầu cần thiết khi đấu nối nguồn
điện phân tán vào lưới phân phối trung áp.
TÀI LỆU THAM KHẢO
[1]. Overview of Grid Code and Operational
Requirements of Grid-Connected Solar PV
Power Plants; H. Khairy1, M. EL-Shimy, G.
Hashem; Industry Academia Collaboration
Conference (IAC), 2015, Energy and Sustainable
Development Track, Apr 6-8, Cairo- Egypt,
/>[2]. Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công
Thương
[3]. Đề Tài “Đánh Giá Ảnh Hưởng của Nhà
Máy Điện Mặt Trời Đầm An Khê Đến Lưới Điện
Khu Vực Quảng Ngãi”; Trương Ngọc Trọng;
tháng 04.2018, Đại Học Đà Nẵng.
[4]. Utility-Scale Photovoltaic Procedures and
Interconnection Requirements, A. Ellis, et al.,
Sandia Report SANDIA 2012- 2090, February
2012.
[5]. IEEE Recommended Practice for Utility
Interface of Photovoltaic (PV) Systems- IEEE Std
929-2000 ,
[6]. IEC 61727 Photovoltaic (PV) SystemsCharacteristics of the Utility Interface,
International Electrotechnical Commission,
2004.
[7]. New German Grid Codes for Connecting
PV Systems to the Medium Voltage Power
Grid; E. Troester; 2nd International Workshop
on Concentrating Photovoltaic Power Plants:
Optical Design,
Production, Grid Connection, 2009.
[8]. Draft on Generator Frequency and
Voltage Protective Relay Settings (2013), Std.
N.E.R.C. PRC-024-1/Draft 6.
[9]. IEEE Recommended Practices and
Requirements for Harmonic Control in Electrical
Power Systems, IEEE Std 519-1992, pp.1- 112,
1993.
[10]. IEEE Guide for Monitoring, Information
Exchange, and Control of Distributed Resources
Interconnected with Electric Power Systems,
IEEE Std 1547.3-2007, pp.1-158, 2007.
