So sánh các yêu cầu kỹ thuật và tiêu chuẩn kết nối các máy phát phân tán (DG) với hệ thống phân phối điện
Các tiêu chuẩn hướng dẫn kết nối DG với lưới điện hiện vẫn đang là đề tài gây tranh cãi khi nghiên cứu. Sự đa dạng của các tiêu chuẩn của mỗi Quốc gia cũng làm cho vấn đề này phức tạp hơn. Do đó rất cần thiết có một tiêu chuẩn chung cho các nhà sản xuất, những người vận hành hệ thống điện để phù hợp với các điều kiện cụ thể và của mỗi địa phương, mỗi quốc gia. Sự tiêu chuẩn hoá sẽ giúp cho các công nghệ DG phát triển mạnh trong thị trường điện, giảm bớt các chi phí trong sản xuất và vận hành hệ thống điện.
Tiêu chuẩn đầu tiên được đưa ra là phiên bản IEEE 1547, đưa ra các tiêu chuẩn và yêu cầu có liên quan đến lắp đặt, vận hành, kiểm tra, điều kiện an toàn…của máy phát phân tán kết nối lưới. Tuy nhiên tiêu chuẩn này tập trung vào hệ thống điện có tần số 60 Hz (Mỹ). Khi ứng dụng vào hệ thống có tần số 50 Hz đã xuất hiện những điểm không phù hợp [1, 2]. Các Quốc gia Châu Âu cũng phát triển nhiều tiêu chuẩn liên quan đến các máy phát DG riêng lẻ. Có một số tiêu chuẩn liên quan đến các máy phát đơn lẻ: tuabin gió, pin quang điên, Pin nhiên liệu…Các tiêu chuẩn này có thể được coi như một nguyên tắc chỉ đạo hướng dẫn kết nối DG với lưới điện.
Với mục đích đánh giá và tạo điều kiện tham khảo cho Việt nam khi kết nối DG vào các hệ thống cung cấp điện, chúng tôi xin trình bày tổng quan về các tiêu chuẩn kết nối DG với hệ thống cung cấp điện của một số nước và tiêu chuẩn của IEEE.
1.So sánh tiêu chuẩn kết nối và yêu cầu kỹ thuật.
1.1 Công suất đặt cực đại của DG (Maximum DG power installation)
Khả năng tải của máy biến áp, cáp, dây dẫn, thiết bị chuyển mạch được sử dụng để xác định mức công suất cực đại của DG mà có thể lắp đặt. Ví dụ ở Bỉ, công suất thiết kế của DG phải nhỏ hơn khả năng của máy biến áp MV/LV hoặc HV/MV và phù hợp với tiêu chuẩn (n-1). Ở Italia, yêu cầu công suất lắp đặt của DG phải nhỏ hơn 65% trong mạng trung áp và hạ áp; trong khi đó ở Tây Ban Nha yêu cầu nhỏ hơn 50% công suất máy biến áp. Đôi khi công suất lắp đặt còn yêu cầu xem xét đến giới hạn phát nhiệt của hệ thống, lúc này công suất toàn phần được sử dụng để kiểm tra sự phù hợp của DG với hệ thống. Giới hạn công suất ngắn mạch được sử dụng như một tiêu chuẩn. Công suất ngắn mạch của mạng điện được DG bổ sung thêm không được vượt quá khả năng của các thiết bị chuyển mạch. Cấp điện áp cũng được xác định như một tiêu chuẩn để xác định công suất đặt cực đại của máy phát DG.
1.2 Cấp điện áp kết nối DG (Voltage levels of DG connection)
Do công suất phát hạn chế, DG thường được kết nối với mạng trung áp và hạ áp. Tuy nhiên không có mức giới hạn điện áp cực đại khi kết nối DG. Cấp điện áp được sử dụng như là một yêu cầu cho phối hợp bảo vệ và mức công suất danh định, điểm kết nối. Trong trường hợp kết nối với lưới trung áp, máy biến áp có thể được yêu cầu làm nhiệm vụ bảo vệ DG bởi việc hấp thụ công suất phản kháng, ngăn ngừa dòng thứ tự không và hạn chế dòng ngắn mạch.
1.3 Chất lượng điện năng (Power quality)
- Sóng hài (Harmonic)
Bậc của sóng hài sinh ra bởi DG không gây nhiễu loạn trong hệ thống phân phối. Tổng độ méo toàn phần (Total Harmonic Distortion - THD) được yêu cầu nhỏ hơn 5%. Theo IEEE 519-1992 đã yêu cầu các giá trị khác nhau của sóng hài và tổng độ méo toàn phần (bảng 1).
Các máy phát DG sử dụng các bộ điện tử công suất, là nguồn phát sinh sóng hài. Kiểu máy phát phụ thuộc vào công nghệ bộ biến đổi điện tử công suất và cấu trúc của chúng. Các máy điện quay cũng là nguồn gây ra sóng hài, phụ thuộc vào cấu trúc bộ dây quấn, mạch từ…chúng cũng làm thay đổi độ méo toàn phần (THD) của mạng điện. Trong trường hợp có hài bậc ba, chúng sẽ theo dây trung tính xuống đất. Theo tiêu chuẩn Việt Nam giá trị cực đại cho phép (theo % điện áp danh định) của THD điện áp gây ra bởi các thành phần sóng hài bậc cao đối với các cấp điện áp được quy định trong bảng 2.
|
| ||||||||||||||||||
Bảng 1: Giới hạn dòng hài theo IEEE 519-192. | Bảng 2: Độ biến dạng điện áp do sóng hài. |
- Chập chờn (Flicker)
Hiện tượng chập chờn là kết quả của việc biến đổi công suất ở đầu ra của máy phát: tuabin gió, pin mặt trời…hoặc có sự biến đổi của các phụ tải: lò hồ quang, các động cơ không đồng bộ…dẫn tới thay đổi điện áp trên các nhánh của đường dây. Để hạn chế hiện tượng chập chờn, nhiều nước đã đưa ra yêu cầu công suất lắp đặt cực đại của DG phải nhỏ hơn vài lần công suất ngắn mạch tại điểm kết nối chung. Tiêu chuẩn IEC 6140-21 cũng đưa ra yêu cầu về chất lượng điện năng cho những tuabin gió nối lưới, trong đó giới hạn nhấp nháy của môt tuabin gió đơn lẻ là P lt= 0,25 được tính từ 12 kết quả đo P stliên tiếp (sau khoảng thời gian 2 giờ). Tổng giá trị chập chờn của một trang trại gió không vượt quá 0,5 tại một nút bất kỳ trong mạng điện.
-Hệ số công suất (Power factor)
Hầu hết các máy phát phân tán đều vận hành với hệ số công suất đồng nhất. Trong vận hành thường yêu cầu các máy phát này đặt các bộ tụ bù. Việc lắp đặt tụ bù được thực hiện ngay tại máy phát. Tiêu chuẩn kỹ thuật của Pháp thì yêu cầu các máy phát phân tán công suất lớn (trường hợp này là các máy phát đồng bộ) có khả năng cung cấp và hấp thụ công suất phản kháng đến một giá trị nào đó. Đối với các máy phát không đồng bộ, các bộ kích từ độc lập và thiết bị bù được sử dụng như những tụ điện.
Máy phát phân tán đồng bộ thích hợp cho việc duy trì hệ số công suất để điều khiển điện áp tại điểm kết nối chung (PCC) . Đối với máy phát không đồng bộ yêu cầu cao hơn 0,86. Ở Việt Nam có quy định các tổ máy phát điện không đồng bộ phải được trang bị các tụ bù ngang để đảm bảo hệ số công suất 0,90.
- Dòng điện một chiều (Direct Current)
Dòng điện một chiều DC đưa vào lưới điện bởi các máy phát phân tán là một vấn đề khá được quan tâm. Việc xuất hiện dòng điện một chiều làm tăng thêm sự bão hoà các thành phần từ hoá của lõi thép các máy biến áp. Theo IEEE 1547, dòng điện một chiều đưa vào lưới từ các máy phát DG phải nhỏ hơn 0,5% dòng định mức của máy phát tại điểm kết nối. Theo quy định của Bỉ thì giá trị dòng một chiều đưa vào lưới phải nhỏ hơn 1,0% dòng định mức; nếu cao hơn 1,0% thì phải được loại trừ sau 2 giây.
- Bảo vệ (Protection)
Hầu hết đều chưa có các tiêu chuẩn và yêu cầu kỹ thuật cho các máy phát làm việc độc lập. Các máy phát DG đều phải tách lưới khi lưới điện chính không cung cấp năng lượng hoặc khi có sự cố năng nề. Khi giá trị điện áp và tần số vượt ra khỏi phạm vi cho phép như bảng 3, các máy phát DG đều được yêu cầu ngừng hoạt động trong khoảng thời gian hồi phục sự cố. Tiêu chuẩn IEEE 1547 xem xét các máy phát DG công suất nhỏ có ít tác động đến hệ thống. Tuy nhiên những máy phát có công suất trên 30 kW có thể sẽ có những tác động đáng kể đến hệ thống phân phối, yêu cầu này được tính đến bởi vì cho phép người vận hành thiết lập và chỉnh định rơle tần số thấp.
Bảng 3: Cài đặt giá trị bảo vệ của máy phát DG.
Cấp điện áp | Bỉ | IEE 1547 | Pháp |
Hạ áp | Điện áp U > 1.06 pu: cắt tức thời. U < 0.5 - 0.85 pu: cắt sau 1.5s. Tần số: f< 49.5 Hz hoặc f> 50.5 Hz: cắt tức thời | Điện áp U < 0.5: cắt sau 0.16 s. 0.5<U<0.88 pu: cắt sau 2.0s. 1.1<U<1.2: cắt sau 1,0s U > 1.2 pu: cắt sau 0.16s. Tần số: Với máy phát < 30 kW f> 60.5 Hz: cắt sau 0.16 s. f< 59.3 Hz: cắt sau 0.16 s. Máy phát > 30 kW f> 60.5 Hz: cắt sau 0.16 s. (59.8 - 57) Hz: cắt sau (0.16 - 300) s. f< 57 Hz: cắt sau 0.16 s | Điện áp U < 0.85 pu hoặc > 1.15 pu: cắt tức thời. Tần số: f< 47.5 Hz hoặc f> 51.0 Hz: cắt tức thời |
Trung áp | Điện áp U < 0.25 - 0.5 pu hoặc U>1.1 pu: cắt tức thời. U < 0.5 - 0.85 pu: cắt sau 1.5s. Tần số: f< 49.5 Hz hoặc > 50.5 Hz: cắt tức thời |
- Tự động đóng lại (Reclosure)
Việc đóng lại của các máy phát DG, nói chung không được gây ra các tác động độc lập khác. Nếu có sự cố trên lưới truyền tải, các máy phát DG sẽ được yêu cầu cắt ra khỏi lưới. Tiêu chuẩn kỹ thuật của Italia quy định thời gian đóng lại sau 2 giây đối với lưới 150kV; 2,6 giây đối với lưới 220kV và 4 giây đối với lưới 380kV. Tuy nhiên trong khi 70-95% sự cố là thoáng qua, thì việc yêu cầu cắt DG ra khỏi lưới có thể là không thật cần thiết miễn là hệ thống vẫn chịu được các tác động này. Nói chung các DG không bị ảnh hưởng bởi việc tự động đóng lại. Các phản ứng của DG cần được kết hợp với các thiết bị bảo vệ độc lập để ngăn ngừa những hư hại có thể ảnh hưởng tới các hệ thống khác. Trong tiêu chuẩn IEEE 1547, máy phát DG sẽ ngừng cung cấp điện khi tự đóng lại đã khôi phục trở lại bởi hệ thống. Yêu cầu này được đưa ra nhằm ngăn ngừa sự mất đồng bộ trong khoảng thời gian đóng lại, ảnh hưởng tới thiết bị bảo vệ quá dòng hoặc để tránh hư hại tới các máy biến áp, động cơ và DG. Ở Đức, thời gian tác động của bảo vệ ngắn hơn so với tự đóng lại. Ở Tây Ban Nha, các máy phát DG được đấu nối trở lại nếu điện áp tại điểm kết nối chung PCC không nhỏ hơn 0,85 p.u và thời gian t > 3 phút.
2 . Hoà đồng bộ (synchronization)
Việc đấu nối phải đảm bảo không làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành của mạng điện. Để có thể hoà đồng bộ DG với lưới điện, điện áp ra của DG và điện áp vào của lưới phải có cùng điện áp, tần số, thứ tự pha và góc pha. Nếu hội tụ đủ những điều kiện này DG có thể được đưa vào để hoà đồng bô với lưới với mức điện áp dao động nằm trong phạm vi±5% tại PCC. DG có thể được kết nối với lưới thông qua các bộ nghịch lưu với mức điều khiển tăng dần từ mức không tải lên đến đầy tải. Bộ nghịch lưu có thể được bố trí theo dãy hoặc song song. Việc hoà đồng bộ qua bộ nghịch lưu dãy chỉ có yêu cầu duy nhất về điện áp, trong khi tần số và góc pha được thiết lập trong thời gian kết nối thì việc hoà đồng bộ của các bộ nghịch lưu song song có yêu cầu tương tự như bất kỳ một hoạt động hoà đồng bộ khác: điện áp, góc pha, tần số [6]. Trong bảng 4, 5 trình bày các điều kiện cần thiết để hoà đồng bộ các máy phát đồng bộ và không đồng bộ vào lưới.
Bảng 4: Quy định khi hoà đồng bộ máy phát đồng bộ.
IEEE 1547 | Bỉ | Pháp | |
Máy phát DG loại nhỏ | 0 - 500 kVA D U = ±10% D f = ±0.3Hz Dd = ±20% | D U, D f, Dd : phải có giá trị sao cho không gây ra các biến đổi đột ngột nào > 6% điện áp danh định | D U = ±10% D f = ±0.1Hz Dd = ±10% |
DG loại trung bình | > 500 - 1500 kVA D U = ±5% D f = ±0.2Hz Dd = ±15% | ||
DG loại lớn | > 1500 kVA D U = ±3% D f = ±0.1Hz Dd = ±10% |
Bảng 5: Quy định khi hoà đồng bộ máy phát không đồng bộ.
IEEE 1547 | Bỉ | Pháp | |
Mức suy giảm điện áp | £ 5% | £ 6% | £ 5% và không quá 0,5s |
Máy phát không đồng bộ thường yêu cầu năng lượng từ phía lưới để duy trì từ trường quay giữa stato và rôto. Nếu không nhận được năng lượng từ bên ngoài, máy phát không đồng bộ không thể phát điện, do vậy nó luôn vận hành song song với lưới, các bộ tụ bù được đặt ngay tại máy phát để cung cấp công suất phản kháng và duy trì hệ số công suất không đổi. Việc kết nối DG với lưới được thực hiện nếu độ suy giảm điện áp không vượt quá giới hạn cho phép.
3.Kết luận.
Bài báo này đã trình bày về các quy định đấu nối DG với lưới theo một số tiêu chuẩn khác nhau. Nói chung các tiêu chuẩn kỹ thuật đều có sự khác nhau, điều đó làm khó khăn và tăng thêm tính phức tạp trong việc triển khai và tiêu chuẩn hoá trên phạm vi toàn cầu. Nếu có một tiêu chuẩn chung cho DG sẽ góp phần nâng cao chất lượng điện năng, đẩy mạnh việc phát triển DG trong các thị trường điện trong tương lai. Ở Việt Nam chúng ta, trong thời gian vừa qua cùng với sự xây dựng nhiều các nhà máy điện truyền thống công suất lớn đã xuất hiện nhiều máy phát phân tán như: thủy điện công suất vừa và nhỏ, điện gió, pin mặt trời, đồng phát côgen . . . Các yêu cầu về kỹ thuật và tiêu chuẩn kết nối các máy phát phân tán với hệ thống điện hiện đang gặp rất nhiều khó khăn. Do vậy việc nghiên cứu tổng thể các yêu cầu kỹ thuật và tiêu chuẩn kết nối các máy phát phân tán với hệ thống điện ở nước ta để đảm bảo việc xây dựng và vận hành hệ thống điện an toàn, kinh tế là công việc cần thiết.
Tài liệu tham khảo.
[1] IEEE 1547. 2003. Standard for interconnection distributed resources with electric power system.
[2] The NRECA Guide to IEEE 1547. 2006. Application guide for distributed generation interconnection.
[3] CIE/IEC 61400-21, Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines, IEC Standard, 2001.
[4] prEN 50438: “Requirements for the connection of micro-cogenerators in parallel with public low-voltage distribution networks,” July 2004 (draft version)
[5] Document C10/11 of the FPE/BFE, “Technical requirements for connection of dispersed generating systems operating in parallel on the distribution network,” Belgium , August 2003
[6] Woyte A., De Brabandere K., Van Dommelen D.M., Belmans R., Nijs J.: "International harmonization of grid connection guidelines: adequate requirements for the prevention of unintentional islanding," Progress in Photovoltaics: Research and Applications, vol. 11, no. 6, IF 1.085, September, 2003; pp. 407-424.
