3.28 sa thai phu tai
TRANSCRIPT
Tính toán sa thải phụ tải theo tần số
I. CƠ SỞ LÝ THUYẾT
I.1. Sự phụ thuộc phụ tải hữu công vào tần số
Theo [2] đặc tính tần số của phụ tải hữu công P (MW) có thể được mô tả như sau
P = P0 + P1(f/fnom) + P2(f/fnom)2 + P3(f/fnom)3 + P4(f/fnom)4 (1)
trong đó fnom là tần số danh định của hệ thống
P0 là phụ tải nhiệt (thực tế không phụ thuộc nhiệt độ)
P1 là phụ tải các máy cắt gọt công nghiệp, máy nén khí khi f = fnom
P2 là tổn thất hữu công trên lưới khi f = fnom
P3 là phụ tải máy bơm, quạt gió khi f = fnom
P4 là phụ tải tự dùng của các nhà máy nhiệt điện khi f = fnom
Chia cả 2 vế biểu thức (1) cho công suất cơ bản của hệ thống Pbase (MW) ta có
được đặc tính tần số phụ tải hữu công tính theo đơn vị tương đối (pu) thể hiện bằng
chữ in nghiêng
P = P0 + P1f+ P2f2 + P3f3 + P4f4 (2)
trong đó f = f/fnom, pu
Sự phụ thuộc của phụ tải vào tần số được mô tả bằng hệ số k
k = dP/df (3)
(với f = fnom thì k = dP/df = P1+ 2P2 + 3P3 + 4P4)
Một cách tổng quát có thể biểu diễn phụ tải như sau
P = P0 + Pf(f/fnom)k (4)
trong đó
P0 là phụ tải nhiệt (không phụ thuộc tần số)
Pf là phụ tải quay (phụ thuộc tần số) khi f = fnom
Theo kết quả thực nghiệm ([2]) thì giá trị k dao động trong khoảng từ 1,5 đến 2,5
(theo [3] thì giá trị này là từ 1 đến 2). Ví dụ k = 1,5 thể hiện là khi tần số thay đổi
1% phụ tải sẽ thay đổi 1,5%. Trên thực tế với phạm vi tần số khảo sát không lớn
(chẳng hạn trong khoảng 50 - 45 Hz) thì có thể coi k P/f = const.
I.2. Sự phụ thuộc tần số vào cân bằng công suất hữu công
Giả sử đến thời điểm t = 0- công suất phát của các nguồn điện Pphát (MW) bằng
tổng công suất phụ tải hữu công và tổn thất (gọi chung là phụ tải P, MW)
Pphát = P (5)
Tần số hệ thống sẽ bằng giá trị danh định fnom (Hz) và tổng động năng của tất cả
các phần tử quay sẽ là giá trị động năng hệ thống W0 (MWs).
Tại thời điểm t = 0+ sự thay đổi phụ tải P không được bù đắp bằng Pphát tương ứng
Pphát + Pphát P + P
Sự chênh lệch này sẽ dẫn đến thay đổi động năng W, tần số f và phần thay đổi phụ
tải theo tần số Pf như sau
W = W0(f/fnom)2 (6)
f = fnom + f (7)
Pf = k Pbase f/fnom (8)
Khi đó biểu thức cân bằng công suất (5) được viết thành
Pphát = P + dW/dt + k Pbasef /fnom (9)
Với f nhỏ thì (f/fnom)2 0 biểu thức (9) viết thành
Pphát = P + (2W0/fnom)df/dt + k Pbase f/fnom (10)
Chuyển biểu thức (10) sang hệ đơn vị tương đối ta có phương trình quay của hệ thống
(2H/fnom)df/dt = Pphát - P - kf/fnom (11)
trong đó H = W0/Pbase là hằng số quán tính của hệ thống (MWs/MW hay s) bao gồm
máy phát và phụ tải quay.
Mức thay đổi tần số (Hz) được xác định từ biểu thức (11) là
f = fnom P0(1- e-t/T)/k (12)
f = fnom + f (13)
trong đó T = 2H/k là hằng số thời gian thay đổi tần số (s)
P0 = Pphát - P là mức chênh lệch hữu công ở thời điểm t = 0+ (pu)
Khả năng thay đổi tần số nhiều hay ít có thể được đánh giá qua tốc độ thay đổi tần
số ban đầu (Hz/s) khi t = 0+
df/dt = fnomP0/(2H) (14)
Để thuận tiện cho việc tính toán có thể chọn tổng phụ tải hữu công Ptải (MW) ở fnom
làm công suất cơ bản của hệ thống Pbase (MW)
Pbase = Ptải (15)
Khi đó biểu htức (14) viết thành
df/dt = fnomP0/(2HPtải) (16)
trong đó P0 là thiếu hụt công suất ban đẩu tính bằng MW.
II. NGUYÊN LÝ THỰC HIỆN SA THẢI PHỤ TẢI
II.1. Vai trò của sa thải phụ tải
Từ biểu thức (14) có thể thấy khi phụ tải tăng cao (chẳng hạn vào giờ cao điểm)
hay mất công suất phát do sự cố thì P0<0 nên df/dt<0 tức là tần số giảm.
Về bản chất vật lý tại thời điểm xuất hiện P0<0, một phần sự thiếu hụt công suất
này được bù đắp từ động năng tích trữ của hệ thống dẫn đến vận tốc quay của các phần
tử (máy phát và phụ tải) giảm đi. Việc giảm tốc độ quay của các máy phát dẫn đến
phản ứng của bộ điều tốc (mở cửa nhận nước máy phát thuỷ điện hay mở van nhiên
liệu máy phát nhiệt điện) để huy động thêm công suất dự phòng của tổ máy. Nếu công
suất dự phòng không bù đắp được lượng công suất thiếu hoặc bộ điều tốc phản ứng
chậm thì tần số tiếp tục giảm và các máy phát có thể sẽ tách lưới do tần số thấp, gây
mất điện toàn hệ thống. Trong tình huống như vậy cần phải sa thải bớt các phụ tải lập
lại cân bằng công suất trước khi các tổ máy phải tách lưới (khái niệm “tách lưới” trong
các phần dưới đây được hiểu là do tần số thấp).
II.2. Các cách thực hiện sa thải phụ tải
Theo các biểu thức (13) và (14) hiện tượng sụt tần số có thể được nhận biết theo
mức tần số f hoặc theo tốc độ giảm tần số df/dt.
Như vậy việc sa thải phụ tải có thể thực hiện bằng các rơ-le tần số tác động theo
mức tần số hoặc theo độ dốc (tốc độ tăng giảm) tần số.
II.2.1. Sa thải phụ tải theo mức tần số
Các rơ-le tần số khởi động khi tần số giảm thấp hơn mức tần số chỉnh định fcđ
và tác động cắt tải sau thời gian chỉnh định tcđ. Tần số fcđ nằm trong dải tần số ftrên
và fdưới (Hz), trong đó:
ftrên phải thấp hơn fnom để tránh việc cắt tải khi mức sụt tần số nằm trong phạm vi
mà các tổ máy có thể tự khôi phục về fnom nhờ các bộ điều tốc
fdưới phải cao hơn giá trị lớn nhất trong các mức tần số tách lưới giữ tự dùng của
các tổ máy trong hệ thống
Các cấp tần số fcđ có thể được phân bố đều trong phạm vi ftrên đến fdưới với số cấp
là
n = (ftrên - f dưới)/fcđ
trong đó fcđ (Hz) là độ lệch tần số giữa các cấp fcđ.
Trên thực tế fcđ tối thiểu được lấy là 0,1Hz ([2]). Để tiết kiệm số lượng rơ-le
có thể chọn fcđ lớn hơn.
Lượng phụ tải sa thải ở mỗi cấp (pu) có thể được phân bố đều theo các cấp là
Pcđ = Ptổng /n
trong đó Ptổng (pu) là tổng phụ tải cần sa thải ở tất cả các cấp fcđ để ngăn chặn tần
số không giảm thấp hơn fdưới.
Giá trị Ptổng trong biểu thức trên chỉ có ý nghĩa xác định lượng tải tối đa có thể
bị sa thải Trong từng trường hợp mất công suất cụ thể, lượng phụ tải sa thải tương
ứng với mức sụt tần số, còn mức sụt tần số lại tương ứng với lượng công suất thiếu
hụt và trạng thái hệ thống, nghĩa là lượng phụ tải sa thải luôn tương ứng với sự thiếu
hụt công suất. Đây là đặc tính tự điều chỉnh của bảo vệ sa thải phụ tải. Với cùng giá
trị Ptổng nếu số cấp cắt tải n càng lớn thì Pcđ càng nhỏ và tổng lượng tải bị sa thải
theo các cấp tần số càng sát với lượng công suất thiếu, tức là càng hạn chế việc cắt
thừa tải ở các cấp.
Việc sa thải theo mức tần số có ưu điểm là không đòi hỏi chính xác cao trong
tính toán trạng thái quá độ, có thể áp dụng ngay cả khi thông tin về máy phát và
điều tốc không đầy đủ.
Nhược điểm của phương pháp sa thải này là phụ tải chỉ bắt đầu được cắt sau khi
tần số xuông dưới ftrên , nên nếu độ dốc tần số ban đầu rất lớn thì tần số có thể giảm
xuống thấp hơn fdưới trước khi phụ tải kịp sa thải ở các cấp fcđ do thời gian mở các
máy cắt khá lớn (nhất là các máy cắt thuộc lưới điện phân phối điện áp thấp).
II.2.2. Sa thải phụ tải theo độ dốc tần số
Từ biểu thức (14) có thể xác định được lượng công suất thiếu hụt P0 ứng với
từng độ dốc df/dt. Các rơ-le tần số tác động theo độ dốc được chỉnh định theo các
tốc độ (df/dt)cđ và thời gian trễ tcđ tại cùng một mức tần số fcđ. Lượng tải cắt ở từng
cấp độ dốc Pcđ (pu) có thể được phân bố đều như đã nêu ở trên.
Về lý thuyết có thể đặt fcđ = fnom nếu phân biệt được độ dốc tần số trong tình
huống sụt tần số mà bộ điều tốc khắc phục được (nghĩa là không cần cắt tải) với
tình huống nằm ngoài khả năng của bộ điều tốc (bắt buộc phải cắt tải). Điều này cho
phép thực hiện cắt tải ngay khi xuất hiện sự thiếu hụt công suất do vậy nâng cao khả
năng phục hồi tần số. Đây là ưu điểm cơ bản so với phương pháp sa thải phụ tải
theo mức tần số. Tuy nhiên việc cắt tải theo độ dốc đòi hỏi sự chính xác cao khi tính
toán trạng thái quá độ của hệ thống để xác định được độ dốc tần số theo các giá trị
P0 và H khác nhau trong quá trình vận hành.
II.2.3. Sa thải phụ tải hỗ trợ phục hồi tần số
Việc sa thải phụ tải theo mức tần số hay độ dốc tần số nói trên nhằm ngăn chặn
khả năng tần số hệ thống giảm thấp hơn fdưới gây tách lưới các tổ máy. Quá trình
phục hồi tần số về giá trị fnom sau đó nhanh hay chậm tuỳ thuộc vào trị số H và sự
chênh lệch giữa lượng tải sa thải so với lượng công suất thiếu hụt. Trong trường hợp
sự phục hồi tần số quá chậm cần phải sử dụng cắt tải hỗ trợ.
Việc cắt tải này được thực hiện bằng rơ-le tác động theo mức tần số với mức
chỉnh định fcđ nằm trong khoảng ftrên fcđ <fnom . Thời gian chỉnh định cho các rơ-le
này phải lớn hơn tcđ của các rơ-le sử dụng để chống tách lưới (trong các mục II.2.1
và II.2.2 nói trên). Tổng lượng tải có thể bị sa thải theo các cấp cắt hỗ trợ này là
10% hoặc cao hơn ([2]).
III. TỔ CHỨC SA THẢI PHỤ TẢI TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
III.1. Phương pháp sa thải phụ tải
III.1.1. Xác định giới hạn tần số
Đối với HTĐ Việt Nam hiện tại sử dụng cắt tải theo mức tần số vì những ưu
điểm của phương pháp này như đã nêu trên.
Theo [1]xác định
ftrên = 49,0Hz
Tổ máy có thể tách lưới sớm nhất là tuabin khí Phú Mỹ 2.1 ở mức 47,5Hz nên
phải chọn
fdưới = 47,6Hz
Cần lưu ý rằng nhiệm vụ của hệ thống sa thải phụ tải theo tần số là đưa tần số
trở về trong giới hạn điều chỉnh của các tổ máy (trên 49.0Hz). Phần điều chỉnh tần
số trong phạm vi trên 49.0 Hz không liên quan đến chế độ cắt tải theo tần số.
III.1.2. Xác định giới hạn phụ tải có thể sa thải
Việc sa thải phụ tải Ptổng (pu) phải ngăn tần số không giảm thấp hơn 47,6Hz.
Do vậy giá trị Ptổng (pu) phụ thuộc vào lượng công suất thiếu hụt P0 (pu) lớn nhất
có thể xảy ra và trị số H nhỏ nhất của hệ thống khi xảy ra thiếu hụt đó.
Tuy nhiên cũng cần lưu ý là nếu giá trị Ptổng xác đinh theo cách này là quá lớn
(chẳng hạn trên 80%) và xác suất xảy ra sự cố phải sa thải hết toàn bộ các cấp lại là
quá nhỏ thì việc cất tải sẽ mất ý nghĩa thực tế vì :
- lượng phụ tải”giữ” lại sau khi sa thải rất nhỏ nên hiệu quả kinh tế đem lại
từ việc cấp điện liên tục cho các phụ tải này là không cao
- tăng chi phí thiết bị và vận hành do phải bố trí thêm nhiều rơ-le tần số để
phòng tránh một sự cố với xác suất xảy ra rất thấp
Từ biểu thức (16) có thể xác định tình huống suy giảm tần số nghiêm trọng nhất
là khi P0 lớn nhất đồng thời Ptải nhỏ nhất và H nhỏ nhất.
Đối với HTĐ Việt Nam thì
giá trị P0 (MW)là lớn nhất trong các trường hợp mất 2 tổ máy Hoà Bình
2x240MW (đối với toàn hệ thống liên kết) hoặc cắt đường dây 500kV ở thời
điểm dang truyền tải cao vào lưới điện miền Nam hay miền Bắc (đối với hệ
thống điện miền)
giá trị Ptải (MW) là nhỏ nhất vào giờ phụ tải thấp điểm
giá trị H (s) nhỏ nhất vào thời điểm có ít tổ máy đang quay nhất (bỏ qua ảnh
hưởng của phụ tải quay)
Tình huống mất đường dây 500kV là nguyên nhân thường gặp nhất mà có thể gây sụt tần số nghiêm trọng cho hệ thống điện miền. Theo các tính toán của Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia để đảm bảo yêu cầu về ổn định động lượng công suất truyền trên đường dây 500kV không được vượt quá 700MW. Theo dự kiến huy động nguồn năm 2000 thì lượng công suất từ đường dây 500kV đưa vào miền Nam hay miền Bắc tại một vài thời điểm có thể chiếm tới 40% phụ tải. Theo [2] thì để đảm bảo phục hồi tần số với tỷ lệ mất công suất như vậy thì lượng phụ tải sa thải phải ở mức 50-55%.
Giới hạn phụ tải tối đa có thể sa thải áp dụng cho HTĐ Việt Nam là 55%.
III.1.3. Xác định mức cắt tải cho từng cấp tần số
Để tiết kiệm rơ-le tần số, độ lệch tần số giữa các cấp được chọn là 0.2Hz trong
dải tần số từ 49.0 - 47.6Hz. Thời gian tác động của các cấp tần số này là 0s.
Với kết lưới và chế độ khai thác các nguồn điện hiện tại thì trong hầu hết các
tình huống sự cố tỷ lệ mất công suất không vượt quá 20-30%. Do vậy để hạn chế
việc cắt dư phụ tải trong các tình huống này, các cấp tần số từ 49.0 - 48.0Hz được
chỉnh định lượng cắt tải là 5%. Các cấp tần số 47.8Hz và 47.6Hz được chỉnh định
lượng cắt tải là 10% và 15%.
Theo [2] thì lượng phụ tải sa thải ở các cấp hỗ trợ phục hồi tần số phải là 10%
trở lên. Đối với HTĐ Việt Nam các cấp cắt tải này được chỉnh định mức tần số
49.0Hz và các mức trễ thời gian 10s, 15s, 20s, 25s. Lượng phụ tải sa thải ở mỗi mức
thời gian là 2.5%.
III.1.4. Sử dụng tính năng cắt tải theo độ dốc
Kết quả tính toán kiểm tra hoạt động của rơ-le tần số theo chế độ cắt tải nêu trên
(mục III.1.2 -3) trong các tình huống sụt tần số thường xảy ra đối với hệ thống điện
liên kết hay hệ thống điện miền đã cho thấy khả năng phục hồi tần số tránh rã lưới
là hoàn toàn khả thi.
Tuy nhiên tại một số khu vực lưới điện chỉ liên kết với hệ thống qua một đường
dây truyền tải (chẳng hạn khu vực miền Tây Nam bộ). Sự cố mất đường dây này khi
lưới điện khu vực đang nhận từ hệ thống một lượng công suất cao (trên 50% phụ tải
khu vực) sẽ gây ra sụt tần số nghiêm trọng mà tác động của các cấp tần số nêu trên
không đủ để phục hồi.
Do vậy để tránh khả năng tách lưới giữ tự dùng của các tổ máy trong khu vực
khi xảy ra tình huống sự cố như trên cần phải áp dụng cắt tải theo độ dốc tần số.
Việc mất nhiều công suất được thể hiện qua tốc độ sụt tần số ban đầu khá lớn. Các
rơ-le cắt tải theo độ dốc sử dụng cho các khu vực này được chỉnh định độ dốc tác
động ứng với lượng công suất thiếu hụt vượt quá khả năng phục hồi tần số của các
cấp cắt tải theo mức tần số.
III.2. Thực hiện chế độ cắt tải theo tần số trong HTĐ Việt Nam
III.2.1. Phân vùng phụ tải
Để nâng cao hiệu quả của việc phục hồi tần số, hệ thống điện quốc gia được
chia thành các khu vực sau khi áp dụng chế độ sa thải phụ tải:
Khu vực 1: Lưới điện vùng Tây Bắc Bắc Bộ gồm các trạm 110kV Tuyên
Quang, Thái Nguyên, Bắc Cạn, Cao Bằng, Gia Sàng, Gò Đầm, Nội Bài, Vĩnh
Yên, Việt Trì, Bãi Bằng, Lâm Thao, Yên Bái, Lào Cai, Hà Giang.
Khu vực 2: Lưới điện miền Tây Nam Bộ gồm các trạm 110kV Trà Nóc, Đài PT
Nam Bộ, Long Xuyên, Châu Đốc, Chung Sư, Rạch Giá, Kiên Lương, Sóc
Trăng, Bạc Liêu, Cà Mau, Cần Thơ, Bình Thuỷ, Sa Đéc, Vĩnh Long, Trà Vinh,
Nhiệt điện S4.
Khu vực 3: Lưới điện khu vực Đồng Nai - Bà Rịa gồm các trạm 110kV Đồng
Nai, Vicasa, Biên Hoà, Thủ Đức Bắc, Long Bình, An Bình, Amata, Xuân Lộc,
Tuy Hạ, Gò Dầu, Long Thành, Vũng Tàu.
Khu vực 4: Lưới điện vùng cao nguyên Nam Trung Bộ gồm các trạm 110kV
Cam Ranh, Nha Trang. Sợi Nha Trang, Tháp Chàm, Phan Rí, Phan Thiết và
trạm 66kV Đà Lạt, Sông Pha.
Khu vực 5: Lưới điện của HTĐ miền Bắc ngoại trừ khu vực 1
Khu vực 6: Lưới điện của HTĐ miền Nam ngoại trừ khu vực 2, 3, 4
Khu vực 7: Lưới điện của HTĐ miền Trung ngoại trừ khu vực 4
Các khu vực 1 - 4 có đặc điểm chung là chỉ được kết nối với hệ thống điện quốc
gia qua 1 hoặc 2 đường dây hay MBA, nghĩa là có nhiều khả năng bị tách hệ thống
khi có sự cố mất các đường dây liên kết hay MBA này.
III.2.2. Phân nhóm các rơ-le sa thải phụ tải
Đối với hệ thống điện Việt Nam phương pháp sa thải phụ tải mới được thực
hiện bởi 3 nhóm rơle. Nhóm I và II áp dụng cho toàn hệ thống điện (các khu vực 1
- 7), nhóm III hiện tại chỉ áp dụng cho các khu vực 1, 2, 3, 4. Việc phân nhóm rơ-
le tần số được thực hiện như sau.
Nhóm I :
Các rơ-le tần số của nhóm này tác động tức thời để cắt tải khi tần số giảm
xuống dưới giá trị đặt nhằm ngăn chặn khả năng sụt tần số dưới 47.5Hz (bảng 1).
Bảng 1. Các cấp rơ-le tần số của nhóm I
Tần số, Hz Lượng cắt tính theo % phụ tải khu vực
(thời gian cắt t=0 s)
Miền Bắc, Trung Miền Nam
49.0 5 5
48.8 5 5
48.6 5 5
48.4 5 5
48.2 5 5
48.0 5 15
47.8 10 15
47.6 15
Tổng cộng 55 55
Lîng c«ng suÊt cÇn ph¶i sa th¶i ë mçi møc ®Æt sÏ ®îc ph©n
bè theo tû lÖ phụ tải của từng khu vực 1 - 7 nêu trên trong mọi chế độ hệ thống
điện.
Theo tính toán của Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia, khi đường dây 500kV
liên kết lưới điện các miền thì hầu như không có khả năng tần số giảm xuống dưới
48,2Hz vì sự cố gây thiếu công suất nghiêm trọng nhất là 2 tổ máy Hoà Bình
2x240MW chiếm không đến 20% công suất toàn hệ thống. Cách phân bổ công
suất như trên cho phép đảm bảo mức cắt tải như nhau tại các miền. Nếu mất
đường dây 500kV thì tần số trong từng miền có thể xuống dưới 48,0Hz. Do các tổ
máy tuabin khí trong lưới điện miền Nam sẽ tách lưới ở mức 47,5Hz nên chỉ áp
dụng được mức cắt tải hiệu quả ở tần số 47,8Hz. Vì vậy so với dự kiến ban đầu sẽ
phải thay đổi mức sa thải trên lưới điện miền Nam ở 48,0Hz từ 5% lên 15% (gộp
chung với mức sa thải 10% ở 47,8Hz) còn 15% phụ tải sa thải ở 47,6Hz sẽ chuyển
lên 47,8Hz
Nhóm II:
Tác dụng của các rơ-le nhóm II là nâng mức tần số của hệ thống vào vùng
hoạt động của các bộ điều khiển tần số của nhà máy sau khi sự suy giảm tần số đã
được ngăn chặn nhờ tác động của nhóm I. Trị số chỉnh định và lượng cắt tải của
nhóm II xem bảng 2.
Bảng 2. Chỉnh định rơ-le tần số nhóm II
Tần số
[Hz]
Lượng tải cắt tính theo % phụ tải khu vực Tổng
cộngt=10 s t=15 s t=20 s t=25 s
49,0 2,5 2,5 2,5 2,5 10
Tương tự như nhóm I, lượng công suất cần phải sa thải ở các cấp rơ-le nhóm
II sẽ được phân bố theo tỷ lệ phụ tải từng khu vực 1 - 7 trong mọi chế độ hệ thống
điện.
Tổng lượng phụ tải sa thải theo nhóm I và II là 65% phụ tải khu vực.
Nhóm III:
Nhóm III là các rơ-le hoạt động theo độ dốc tần số, áp dụng cho các khu vực
1, 2, 3, 4. Trong nhiều chế độ vận hành tại các khu vực này chỉ có 1 - 2 tổ máy
phát hữu công, đáp ứng không quá 40% phụ tải khu vực. Khi đó sự cố tách lưới
điện khu vực sẽ gây mất một lượng lớn (trên 50%) công suất, đồng thời vì có rất ít
tổ máy đang hoạt động nên tần số suy giảm rất nhanh và tác động của các cấp tần
số nhóm I không ngăn được việc sụt tần số xuống dưới mức tách lưới giữ tự dùng
của các tổ máy trong khu vực. Sử dụng cắt tải theo độ dốc tần số cho phép thực
hiện sa thải phụ tải một cách chọn lọc để khôi phục tần số trong tình huống này.
Đối với toàn hệ thống điện quốc gia hay hệ thống điện miền thì xác suất mất công
suất trên 50% là rất thấp nên hiện tại chưa xem xét.
Chỉnh định rơ-le nhóm III và tỷ lệ cắt tải (tính theo % phụ tải khu vực) cho
các khu vực 1 - 4 được xác định trong bảng 3. Rơ-le tác động tức thời khi có đủ 2
điều kiện: tần số lưới điện thấp hơn giá trị tần số chỉnh định và tốc độ giảm tần số
lớn hơn tốc độ chỉnh định. Rơ-le tác động theo độ dốc tại các khu vực 1, 3, 4 sẽ sa
thải tất cả các phụ tải thuộc nhóm I và II nêu trên (65%), riêng tại khu vực 2 sẽ cắt
thêm 10% phụ tải khác như chỉnh định.
Bảng 3. Chỉnh định rơ-le tần số nhóm III
Khu
vực
Chỉnh định rơ-le tần số (t=0s) Tỷ lệ
cắt tải
Ghi chú
Mức tần số f [Hz] Tốc độ df/dt [Hz/s]
1 49,0 - 2,0 65% Toàn bộ phụ tải nhóm I và II
2 49,0 - 2,5 65% Toàn bộ phụ tải nhóm I và II
49,0 - 3,0 10%
3 49,0 - 2,5 65% Toàn bộ phụ tải nhóm I và II
4 49,0 - 2,5 65% Toàn bộ phụ tải nhóm I và II
Riêng lưới điện miền Trung với kết dây cơ bản hiện tại sau khi MBA T3 Đà
Nẵng vào vận hành (mở các máy cắt 172 Đồng Hới, 100 Vĩnh Sơn, 173 Nha Trang)
có một số khu vực có thể bị tách lưới hoạt động độc lập khi sự cố như sau
(a) mất đường dây 110kV Đà Nẵng - Tam Kỳ dẫn đến 1 tổ máy Vĩnh Sơn phải cấp
cho phụ tải các trạm Tam Kỳ, Quảng Ngãi, Hoài Nhơn
(b) mất đường dây 220kV Pleiku - Quy Nhơn dẫn đến 1 tổ máy Vĩnh Sơn phải cấp
cho phu tải các trạm Đồn Phó, Quy Nhơn, Tuy Hoà, Vinashin.
Việc tính toán cho thấy với tình huống (a) thì rơ-le nhóm I ngăn chặn được
nguy cơ tách lưới tổ máy Vĩnh Sơn. Trong tình huống (b) khả năng sụp đổ tần số
khu vực là không tránh được.
IV. CÁC NGUYÊN TẮC CHỈNH ĐỊNH RƠ-LE
IV.1. Tính năng chính của các rơ-le tần số mới và thiết bị PLC
Rơ-le tần số mới được chế tạo với 4 phần tử tác động theo mức tần số (f) và 2
phần tử tác động theo độ dốc tần số (df/dt). Mỗi loại phần tử đều có đặc tính thời gian
độc lập tương ứng là t và t’. Khi thực hiện cấp bảo vệ cắt tải theo độ dốc tần số thì 1
phần tử df/dt phải kết hợp với 1 phần tử f. Nếu tần số lưới điện thấp hơn mức chỉnh
định của phần tử f đồng thời tốc độ giảm tần số nhanh hơn mức chỉnh định của phần
tử df/dt thì rơ-le sẽ tác động sau khi hết thời gian chỉnh định t hoặc t’ tuỳ theo thời
gian nào ngắn hơn. Rơ-le tần số mới có thể được chỉnh định theo 1 trong 3 cách sau:
a) Sử dụng 4 phần tử f độc lập, không sử dụng phần tử df/dt;
b) Sử dụng 3 phần tử f độc lập và 1 phần tử f kết hợp 1 phần tử df/dt;
c) Sử dụng 2 phần tử f độc lập và 2 phần tử f kết hợp 2 phần tử df/dt
Như vậy với một rơ-le có thể thực hiện tối đa 4 cấp bảo vệ tần số. Rơ-le có 4 đầu
ra (output relay) có khả năng đưa tín hiệu cắt trực tiếp tới máy cắt.
Thiết bị điều khiển logic lập trình PLC (programmable logic controller) cho phép
thực hiện nhiều chế độ điều khiển theo các trình tự và thời gian khác nhau. Đối với
việc thực hiện sa thải phụ tải theo tần số thì PLC được sử dụng để tạo các mức trễ
thời gian và tăng số lượng đầu ra được điều khiển. Mỗi thiết bị PLC có 10 đầu ra
(output relay) và mỗi output relay có 3 tiếp điểm, như vậy một thiết bị PLC có thể
đưa tín hiệu điều khiển tới 30 máy cắt.
Nguyên tắc chỉnh định rơ-le tần số mới và cách sử dụng thiết bị PLC được nêu
chi tiết ở phần III.3.
IV.2. Xác định công suất sa thải cho các mức tần số
Như đã nói ở trên, rơ-le tần số nhóm I và II được sử dụng cho tất cả các khu vực
trên hệ thống điện quốc gia. Công suất phụ tải sa thải ở các mức tần số nhóm I và các
cấp thời gian nhóm II tại mỗi khu vực phải tương ứng với tỷ lệ phần trăm cần sa thải
của phụ tải khu vực đó trong mọi chế độ vận hành hệ thống điện.
Rơ-le nhóm III chỉ áp dụng cho các khu vực 1, 2, 3, 4 và khi tác động sẽ cắt tất
cả các máy cắt đã sắp đặt dưới sự điều khiển của rơ-le nhóm I và II.
IV.3. Nguyên tắc chỉnh định bảo vệ tần số thấp
Nhóm I và II sẽ được bao gồm các relay tần số đang có và các phần tử tác động
theo mức tần số f trong các relay mới. Logic tác động của các rơ-le này như sau.
TRIP
Các trị số f và t được chỉnh định như trong bảng 1 và 2 nêu trên.
Nhóm III chỉ bao gồm các rơ-le tần số có tính năng tác động theo độ dốc. Tính
năng này được chế tạo trong các rơ-le tần số mới và các rơ-le SPAF340C3 của hãng
ABB đang lắp tại một số trạm. Đối với rơ-le tần số mới thì một phần tử tác động theo
mức tần số f sẽ kết hợp với 1 phần tử tác động theo độ dốc df/dt bằng logic “Và”. Tín
hiệu TRIP của rơ-le nhóm III sẽ đi cắt tất cả các máy cắt đã được điều khiển theo tín
hiệu TRIP của các rơ-le nhóm I và II.
f t 0 s
Logic tác động của chức năng cắt tải theo độ dốc trong rơ-le tần số mơi như sau.
TRIP
Chỉnh định bảo vệ nhóm III
f = 49,0Hz
df/dt = -3,0Hz/s
t’ = 0 s
Trong trường hợp tần số giảm dưới 49,0Hz nhưng tốc độ giảm chưa đến 3,0Hz/s thì bảo vệ nhóm III không được tác động, nghĩa là phải đặt t = . Tuy nhiên do mức chỉnh định thời gian tối đa của các rơ-le mới là 99,99s nên đặt t = 99,99s.
Để tiết kiệm relay tần số cho các khu vực sử dụng bảo vệ nhóm III, các bảo vệ nhóm II trong những khu vực này sẽ được đấu nối qua thiết bị PLC nếu số xuất tuyến cần sa thải ở trạm là từ 3 trở lên . Tất cả các cấp cắt của nhóm II được thực hiện bằng cách kết hợp 1 phần tử tác động theo mức tần số với các mức thời gian lập trình trong PLC. Logic hoạt động của bảo vệ như sau.
nhóm II cấp 1
TRIP
cấp
2 TRIP
cấp
3 TRIP
cấp
4 TRIP
f t 0 s
df/dt t’ 0 s &
1
Relay tần số
PLC/TON
15 s
20 s
10 s
25 s
f = 49,2Hz t = 0s
TON là tính năng tạo thời gian trễ trong PLC. Cấp 4 nhóm II chỉ áp dụng cho khu vực 4.
V. BIỂU MẪU DANH MỤC SA THẢI PHỤ TẢI
V.1. Mẫu 1
Phân bố xuất tuyến sa thải phụ tải theo mức tần số
Khu vực: ____________ Công ty Điện lực: ______________________
Chế độ hệ thống(*): __________
Tổng phụ tải khu vực: ________ MW
Trạm Xuất
tuyến
Công suất sa thải (MW)theo các mức tần số
49,0Hz 48,8Hz 48,6Hz 48,4Hz 48,2Hz 48,0Hz 47,8Hz 47,6Hz 49.2Hz/10s 49.2Hz/15s 49.2Hz/20s 49.2Hz/25s(**)
A A1
A2
A3
B B1
B2
B3
... ...
... ...
... ...
Tổng cộng
(MW)
% phụ tải
khu vực
Rơ-le tần số tác động theo độ dốc cắt tất cả các xuất tuyến nêu trên (***)
Mức chỉnh định: f = 49,0Hz
df/dt = -3,0Hz/s
t = 99,99s
t’ = 0s
Ghi chú:
(*) Lập bảng riêng cho từng chế độ vận hành giờ cao điểm, trung bình và thấp điểm
(**) Cấp tần số 49,2Hz/25s chỉ áp dụng cho khu vực 4
(***) Chỉ áp dụng cho các khu vực 1, 2, 3, 4
V.2. Mẫu 2
Thống kê các xuất tuyến sa thải phụ tải
Công ty Điện lực ________________
Trạm Số lượng xuất tuyến sa thải theo các mức tần số Tổng
cộng49,0Hz 48,8Hz 48,6Hz 48,4Hz 48,2Hz 48,0Hz 47,8Hz 47,6Hz 49.2Hz/10s 49.2Hz/15s 49.2Hz/20s 49.2Hz/25s df/dt
VI. KẾT LUẬN
Chương trình sa thải phụ tải nêu trên đã được tính toán kiểm tra cho một số tình huống
sự cố như mất đường dây 500kV khi truyền tải cao từ miền Bắc vào miền Nam và ngược lại,
mất 2 tổ máy thuỷ điện Hoà Bình đầy tải vào giờ thấp điểm, tách lưới các khu vực 1, 2, 3, 4
trong các chế độ vận hành...
Tuy nhiên trong những trường hợp mất công suất với tỷ lệ quá lớn nhất là đối với các
khu vực 1, 2, 3, 4 nêu trên thì việc cắt tải cũng không đáp ứng được yêu cầu phục hồi tần số.
Khi đó cần phải nghiên cứu áp dụng thêm các biện pháp khác như chủ động tách lưới điện
thành các khu vực nhỏ (islanding scheme), sử dụng rơ-le điện áp thấp...
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện. EVN 1996
2. Cẩm nang Kỹ thuật điện. Tập 3 quyển 1. NXB Energy. Moscow 1988
3. Power System Stability and Control. P. Kundur. NXB McGrawHill International
Editions. 1994
4. Electric Energy Systems Theory - An Introduction. Elgerd O. I.
5. Power System Analysis. John J. Grainger, William D. Stevenson. NXB McGrawHill
International Editions. 1994